1 制约中国天然气调峰保供的主要因素
中国天然气调峰方式包括地下储气库（以下简称储气库）调峰、LNG调峰、气田放大压差调峰和进口管道气调峰[3]。上述调峰方式联合使用保证了供暖季民用气的需求，但仍需压减甚至中断部分工业及商业用户的供气[4]。国家《“十三五”天然气发展规划》明确提出2020 年天然气消费在一次能源消费中的比例提升到8.3%～10%，天然气消费量要超过3600×108 m3。分析制约我国天然气调峰保供的主要因素，对提升中国未来天然气调峰保供能力具有重要的意义。
1.1 复杂多变的地质条件导致储气库建设、快速达容达产难度大
中国油气成藏地质条件极其复杂，气藏建储气库多具有埋藏深度大、储层物性以中低渗透率为主、流体关系复杂的特点[5-7]。盐穴建储气库以陆相盐湖沉积盐层为主，具有夹层多、品位低的特点（表1）[8-19]。复杂的建库地质条件导致储气库建设选址难、设计难、施工难、建设周期长[20-21]。
表1 国内外储气库地质情况对比表
受复杂成藏地质条件的影响，气藏型储气库多需经历较长的扩容达产阶段。如我国最早投运的大港储气库库群经历14个达容周期[22]，达产率仅60% 左右；呼图壁、相国寺、苏桥、陕224、板南等储气库已经历3～4个注采周期，目前尚未达容达产，预计要实现达容达产至少还需要经过2～3个注采周期。
建库地质条件的复杂性直接影响了储气库的建设、达容达产进程，成为制约我国天然气调峰能力迅速提升的关键因素。
1.2 放大压差式的气田调峰，可能对气田造成伤害，其调峰能力进一步扩大受到限制
在供暖季气田调峰，中国石油长庆油田公司（以下简称长庆油田）、青海油田公司（以下简称青海油田）和塔里木油田公司（以下简称塔里木）主要采用气田放大压差生产方式调峰，气田生产负荷因子大于1，造成部分气田出水加大、出砂加剧和边底水入侵等，影响了气田的整体开发和经济效益[23]。如克拉2气田2011—2013年连续3 年在供暖期采用放大压差式进行调峰，负荷因子介于1.04～1.09（气田开发管理纲要规定负荷因子介于0.8～0.9），导致气井产水，局部水体锥进严重，气田提前见水，气田调峰能力大幅度下降。长庆油田、青海油田放大压差式的提产也不同程度地造成了气井产能下降、出水、出砂加剧的情况，要大幅度提升气田调峰能力难度极大。
1.3 LNG 调峰的成本和安全风险较高
LNG接收站具有快速灵活、周转快的特点，有着极强的应急调峰能力。中石油的唐山LNG、江苏LNG和大连LNG接收站最大日供气能力达到9900×104 m3，其调峰能力在应对供暖季高峰用气日调峰中可发挥不可替代的作用，但其持续调峰能力则受储罐容量、码头接收能力、接卸能力、气化能力、外输管道能力和LNG供气源等的影响。LNG供气源受制于国际LNG 市场及供应能力的限制，尤其是现货市场具有价格波动大、采购不确定性大特点，其调峰成本和安全风险较高。同时，由于受制于海事条件和天气条件，LNG调峰的不确定性较高[24]。
LNG接收站及外输管道的建设费用及利用率直接影响调峰成本，若仅将LNG作为供暖季调峰设施，其利用率必然大大降低，势必大大提高调峰成本。
1.4 进口管道气存在无序下载和违约风险
我国已形成西北、西南、东北和海上天然气进口通道格局，2016年天然气对外依存度已达到34.9%[25]，而2017年天然气对外依存度接近40%。目前陆上进口管道气主要来自中亚和缅甸，不久的将来，俄罗斯也将成为我国进口管道气来源。2016年和2017年中亚管道出于多种原因，土库曼斯坦单方面多次减供，加之乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦的无序下载，日减供量与合同供气量相差（2000 ～ 5000）×104 m3，给西气东输沿线及京津冀地区调峰保供造成巨大的压力。在未来一段时间内，违约减供和无序下载的风险依然存在。
1.5 绿水青山清洁发展战略对煤改气要求迫切，天然气调峰保供压力陡增
为实现绿水青山清洁发展的战略，2017年环保部印发《京津冀及周边地区2017—2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》[26]，要求“2+26”城市在2017 年10月底完成以电代煤、以气代煤300万户以上。京津冀及周边地区实施煤改气后，相继在河北、山东、山西和河南等省出现气荒，上述发展目标要得以实现，天然气年消费量平均增量需超过300×108 m3，调峰保供压力势必进一步增大。
2 构建中国特色天然气综合调峰保供体系的必要性
2.1 天然气调峰设施建设落后于市场发展，天然气调峰保供体系尚待完善
天然气调峰设施一般指地下储气库、LNG（接收）调峰站和储气球罐等，气田和管道具有重要的调峰作用，但一般列入天然气调峰设施体系中。
2011年利用所得税返还政策相继开建的6 座储气库，2015年已全部建成，目前正处在扩容达产阶段，大部分尚未达到设计能力。近年启动的新建储气库项目只有中石化的文23储气库，新库建设步伐明显放慢。近年储气库调峰能力持续增加，主要缘于2011年启动建设的6座储气库全面进入扩容达产阶段。国内天然气骨干管道长度为7.4×104 km，年天然气管输能力为2800×108 m3，与之配套的储气库25座，天然气调峰量为100×108 m3，与美国、欧盟和俄罗斯相比，储气库调峰比例明显偏低（图1）。
图1 国内外天然气管线长度和储气库规模对比图
LNG调峰站包括2大类：①一类是沿海建成的大型LNG接收站，其不仅能满足沿海地区淡季的天然气基本需求，还在供暖季具备一定的调峰能力，如江苏LNG、唐山LNG和大连LNG；②另一类属于完全以应急及供暖季调峰为目的的调峰设施，如上海五号沟LNG调峰站和陕西杨凌LNG调峰站等。近年沿海特别是环渤海湾地区大型LNG调峰站建设步伐不能完全满足快速发展的天然气调峰需求，完全以应急及供暖季调峰为目的的调峰设施近年发展较快，但仍不能满足供暖季的调峰需求。
总体看来，天然气调峰设施建设落后于市场发展，天然气调峰保供体系尚待进一步完善。
2.2 多类型储气设施并存，多渠道资源供气是我国天然气调峰保供的常态
国内冬季主要采用储气库、气田、进口管道气和LNG接收站等综合方式进行天然气调峰，调峰能力逐年增强。统计资料表明，2016年中石油销售天然气1 390×108 m3，天然气调峰量为155×108m3，其中储气库调峰量占34.2%，气田调峰量占26%，进口管道气调峰量占18.1%，LNG调峰量占18%（图2）。从图2可以看出，气田调峰量趋于稳定，储气库调峰、进口LNG调峰及管道气调峰增长趋势明显。
图2 中石油历年不同调峰手段的贡献量图
总体来看，多类型储气设施并存，多渠道资源供气是我国天然气调峰保供的常态。
2.3 需建立淡季重储存、旺季强优化的天然气调峰保供体系，满足北方供暖区季节峰谷差巨大的市场
我国多样化的气候条件决定了需要构建差异化的天然气调峰保供体系，一月份平均气温0 ℃线以北为传统集中供暖区，0～4 ℃线之间的区域（长江中下游大中城市）有供暖需求，4～8 ℃线也有短期采暖需求。
中国天然气需求淡季和旺季明显，由于取暖用气消费比重大，且可中断用户较少，导致供暖季天然气调峰保供压力极大。2016年北方地区天然气取暖面积共约22×108 m3，天然气用量为259×108m3，加之长江中下游大中城市及部分一月平均气温4～6℃的地区有短期采暖要求的用户也需要利用天然气采暖，冬季天然气采暖需求量可能超过300×108 m3，而这部分需求均属于调峰用气。
要满足北方供暖区季节峰谷差巨大的市场，储气库需在天然气需求淡季尽可能多注气，在天然气需求旺季尽可能多采气；北方大型LNG接收站在充分利用现有储罐及气化能力的基础上，尽可
