國外LNG儲備調峰的經驗

盡管地下儲氣庫是應用最廣泛、最經濟有效的調峰方式，但并不是每個國家都有這種得天獨厚的自然條件，利用LNG；進行調峰也是很多國家一種選擇，甚至是主要手段。

　　1、日本和韓國利用LNG儲罐調峰模式

　　日本國內基本沒有天然氣資源，主要通過進口LNG來滿足需求。日本從1969年開始進口LNG，2013年LNG進口量為8800萬噸，占世界LNG貿易總量的1/3，天然氣對外依存度為98%。日本是世界上唯一頒布《天然氣儲備法》的國家，明確天然氣儲備由國家和民間企業分別承擔30天和50天的儲備量。截至2014年底，日本已投產運行23座LNG接收站，接收站主要由燃氣和發電兩大用氣大戶來建設。根據不同的用氣特點，在建設LNG接收站時，業主就需要根據國家頒布的《電氣事業法》、《高壓燃氣保安法》來考慮用戶調峰的需要。凡是燃氣公司主導建設的LNG接收站，其儲罐罐容與設計規模之比均在0.26立方米/噸之上，高于電力公司的對應參數，這主要是因為發電用氣相對穩定，所需要的調峰規模較小。

　　與日本相似，目前韓國所用天然氣也全部依賴進口LNG，2013年韓國進口LNG數量是3400萬噸。韓國政府規定燃氣公司需要儲存天然氣消費量20%的LNG作為戰略儲備。由于當地天然氣資源缺乏，缺少建設地下儲氣庫的條件，因此韓國LNG接收站承擔了包括基荷供氣、調峰、事故應急和戰略儲備氣源等多種功能。2013年韓國已建成的3座LNG接收站總罐容達到916萬立方米，總罐容與年接收規模的比例達到0.26立方米/噸。2014年新建成的三涉接收站，配套總罐容也達到261萬立方米(見表2)。2011-2014年韓國不同月份的LNG進口量統計數據表明，冬季進口量遠大于夏季，峰值一般出現在1月份，進口量變化顯然是為了滿足季節調峰的需要。

2、中東及南美地區利用浮式LNG接收站調峰模式分析

　　作為LNG接收和再汽化的新型解決方案，浮式儲存和再汽化裝置(FSRU)由于建設時間短、投資少、終端可以移動、運營靈活等特點，近年來受到很多國家的重視，并在中東地區的科威特、阿聯酋，以及南美的巴西、阿根廷等國，成為天然氣供應及季節調峰的有效手段。

　　為滿足發電、海水淡化和化工等領域不斷增加的天然氣需求，科威特國家石油公司2008年3月簽訂了位于艾哈邁迪港口的浮式LNG接收站建造合同，2009年8月該站正式投入使用。2009-2013年，儲存能力為15萬立方米的FSRU在每年的3-10月?？吭诎哆叴a頭工作，并在11月到次年2月期間作為普通的LNG運輸船使用。2010-2012年，科威特通過該接收站在夏季分別進口了209萬、240萬和210萬噸LNG。

　　基于同樣的原因，阿聯酋在2010年正式啟用位于迪拜杰貝勒阿里港的浮式LNG接收站，該站設計接收能力為300萬噸/年，最大可靠泊22萬立方米的FSRU。2011、2012年夏季，該接收站分別引進了110萬噸和130萬噸LNG。阿聯酋還將在富查伊拉建設兩座接收能力均為450萬噸/年的浮式LNG氣化撬接收站，支持阿聯酋當地燃氣電廠發電，1號站計劃于2015年10月正式投產，2號站計劃采用浮式儲存設備與岸基汽化器聯建方案，最早可于2016年投產。

　　截至2014年，巴西、阿根廷分別建成了3座和2座浮式LNG接收站，全部通過FSRU儲存汽化LNG。巴西3座浮式lng氣化站的接收能力為1170萬噸/年，汽化能力為4900萬立方米舊，2013年進口444萬噸LNG。由于干旱使國內水電能力下降，巴西計劃再建設2座LNG浮式接收站。阿根廷2座浮式站的接收能力為760萬噸/年，2013年進口493萬噸LNG。

　　在市場發育初期，中東和南美地區的這些國家選擇建設浮式LNG接收站，利用FSRU滿足當地季節性用氣需要。當用氣高峰來臨時，通過FSRU進口LNG并將其汽化供應當地市場；而在用氣低谷時，FSRU可以移動到別的市場或作為LNG運輸船使用，這樣可以大大節約全年的操作費用和維護費用。當用氣市場逐步發育成熟時，也可以考慮利用FSRU或建設永久接收站進行全年供氣。

　　3、美國小型LNG液化廠及衛星站調峰模式分析

　　美國是世界天然氣生產和消費大國，天然氣儲備采取地下儲氣庫儲備和LNG儲備兩種方式。2012年，美國地下儲氣庫總工作氣量為1214億立方米。在現有儲備規模中，枯竭油氣田儲氣庫占85%、含水層儲氣庫占9%，鹽穴儲氣庫占4%，LNG儲備占2%。美國LNG調峰主要通過小型LNG液化廠和衛星站來實現。據不完全統計，目前美國至少擁有100多座用于調峰的小型LNG液化廠和LNG衛星站，主要用于市場需求高峰時刻調峰。目前，LNG加氣站儲罐調峰設施的天然氣儲存容積與地下庫工作氣量之比為42：1，但汽化設施的供氣能力與地下儲氣庫采氣能力之比為7：1。