长三角地区在国家现代化建设和对外开放格局中具有战略地位，天然气产业呈现增长速度快、季节波动大、对外依存度高等特征，目前天然气供需缺口仍在加大。国家鼓励储气设施投资主体多元化，压实供应主体储气调峰责任，更多储气库和LNG接收站融入全国“一张网”，长三角地区天然气调峰能力和应急保障功能得到提升，但特殊时段的储气库和LNG调峰能力仍存在不同程度的不足和过剩，优化运行任务艰巨。本文以长三角地区国家管网调控的管道、储气库和LNG接收站为研究对象，结合管网生产运行实际，探索储气库、LNG与管网匹配优化，有效释放综合调峰能力，保障区域天然气安全高效供应等问题。
一、长三角地区天然气供需格局
（一）天然气消费规模大、增速快，消费结构合理
2019年，长三角地区天然气表观消费量达到589亿m3，约占大陆地区天然气表观消费量近1/5，同比增长7.5％。上海、江苏、浙江消费量分别为98亿m3、287亿m3和148亿m3；天然气在一次能源消费结构中的占比高，上海、江苏、浙江分别为11.4%、12.5%、8.9%，均超过全国8.1%的水平。区域内天然气消费结构较为合理，城市燃气、工业燃料和天然气发电为主要部分。以江苏为例，2019年城市燃气与工业燃料天然气消费量166亿m3，占比58%，发电天然气消费量104亿m3，占比36%。
（二）天然气基础设施完备，储气调峰侧重不同
从2004年西气东输一线到2020年青宁管道投产，金坛储气库到启东LNG接收站参与管网调峰，长三角地区已经形成“供气主体多元、市场竞争激烈”的局面。随着互联互通工程推进，长三角地区已成为管网干线密度较大的区域。西气东输一线、西气东输二线、川气东送、青宁管道、冀宁线、江都-如东管道在长三角地区交汇成一张网，管线里程超3000公里。长三角地区天然气普及率走在全国前列，县级单位中普及率96%，管道气覆盖率74%。其中上海、江苏管道覆盖率90%以上。
受限于管道末端储气、调峰能力，地下储气库和LNG接收站陆续投运。近几年，苏浙沪沿海区域新建多座LNG接收站参与调峰（见表1），上海的储气调峰依赖LNG，基本和管道气处于1：1的水平，浙江以管道气为主，LNG调峰气量近两成；江苏有适宜建设盐穴储气库的地质条件，形成了储气库和LNG调峰齐头并进的局面。
二、长三角地区储气库、LNG与管网运行优化难点
（一）储气库容量小，LNG调峰量大、不确定性强
长三角地区用气高峰期主要表现集中在夏季、节假日和周末，储气库和LNG接收站调峰与管道互相配合，能满足用户需求变化。2019年储气库、LNG调峰变化趋势如图1所示。
储气调峰设施表现为储气库储备容量小，LNG接收站调峰量大。长三角地区适合建设气藏型储气库的地质少，如刘庄储气库扩容达产速度慢、运行效率低；盐穴储气库建设周期相对较长，盐层厚度小，造腔难度大，已投运的金坛储气库仍不能满足市场调峰需求；江苏省2019年储气库调峰气量占天然气消费总量的3%，低于全国平均4.5%的水平。长三角地区陆续增建多座LNG接收站，弥补了储气库调峰规模，但LNG接收站直接进入管网调峰仅有如东LNG接收站一家；进口LNG受外界经济、地缘政治、运输船期和气象因素影响有很大的不确定性。
（二）长三角地区储气调峰系统韧性不足、回旋余地小
1.储气库、LNG在新冠疫情冲击下表现迥异。新冠疫情叠加春节假期，长三角地区工业、商业以及天然气发电用气量锐减，天然气管网管存突破历史最高值。为确保国内油气田连续生产，避免进口资源照付不议。长三角储气库比2019年提前20天结束采气期，提前54天进入注气周期，注气量增加2.9亿m3；阶段性储气库停采转注平抑产运销储系统天然气4.5亿m3，占储气库总调峰能力的50%，展现了“蓄水池”的双向调节作用，为管网供销平衡做出了贡献。
LNG接收站单向调峰，管网频繁地被动调整。接收站高罐存、低负荷、周转率下降，多艘LNG船无法按期接卸，接收站再冷凝处理BOG（蒸发气体），需维持最低外输量进入管网。为避免长协LNG的照付不议和接收站溢罐风险，管网持续呈现“逆调峰”现象。
2.极寒天气测试LNG和储气库极限调峰能力。长三角地区发电天然气消费占比相对较高，在天然气消费淡季（5-9月）发挥重要调峰作用；在冬季保供旺季（12月-次年2月），可适当压减发电用气量保障民生。但2021年1月份的全国极寒天气改变了这一传统调峰方式。
1月6日，长三角地区发布寒潮预警，天然气需求量陡增。储气库采气产量调到极限，接收站连续多日满负荷运行，又出现用于晚高峰发电天然气2000万m3/天缺口。为落实“限气不限压、限电不拉闸”要求，原可压减的发电气量，现在必须保证供热发电的用气量。江苏省有天然气发电厂30家，供热机组装机容量1075万KW，调峰机组装机容量625万KW（电力公司统调口径）。长三角地区的极限调峰能力已不能满足寒潮下的天然气发电需求，只能通过管网从珠三角区域调运资源应急。
（三）储气库、LNG调峰与管网优化运行受制约
1.长三角地区供气责任主体难于形成强大调峰合力。长三角地区是国内5大燃气公司和小微燃气企业竞争的市场，但企业在贯彻落实储气调峰责任上力度不一；受利益驱使，少数贸易商、托运商忽视调峰能力建设，严重依赖三大石油公司和管网调峰责任；地方管网的调峰富余能力未能全部发挥应有的价值。
2.局部管段的“拥塞”弱化储气库和LNG调峰效果。部分管段瓶颈限制了输送到目标区域的调峰气量，与预期调峰效果有差距。长三角地区管道联络线、支线变径以及交接点参数要求，储气库和LNG接收站调峰能力未能全部释放。如东LNG、启东LNG和刘庄储气库调峰能力相互制约，刘庄储气库外输压力限制LNG向苏北地区调峰气量；南通站压力影响启东LNG调峰量。此外，应急采气工况下金坛储气库水露点控制要求合理平衡管道气和LNG调峰气量。
三、长三角地区储气库、LNG与管网的调峰策略
（一）根据资源与市场统筹管道、储气库注采和LNG采购年度计划
从国家能源安全战略需要安排天然气资源进销计划，骨干管道输送国产气、进口管道气，支线接收进口长协LNG到长三角地区，确保管网“基本盘稳定有力，调峰量张弛有度”。刘庄储气库辅助季节性调峰，金坛储气库和LNG接收站机动性进行周调峰和日调峰。
每年3月份储气库持续进入注气期，6-8月份长三角迎峰度夏，需储气库开始采气和增购LNG现货，9-10月份储气库抢注、注满为冬供积蓄气量，加密进口LNG船舶接卸计划，LNG接收站保持在60%的储罐液位，保障汽化装置最大负荷持续运行5天。
（二）储气库、LNG与管网视为同一水力系统运行
储气库与LNG接收站为管网的储气调峰设施，其运行压力范围应契合管道压力波动，达到调控操作协调一致。
正常工况下，夏季干线负荷率大于75%时，灵活升降最后一个压气站机组负荷，储气库注气压缩机入口压力高限，夜间比白天注气量提高约10%；掌握LNG外输管道沿线用户用气规律，计算管道可浮动管存，调整管网枢纽站转供流向和气量，LNG接收站外输压力在7.5～9.0PMa平缓波动，确保接收站内机泵平稳运行。冬季干线负荷高于95%工况下，储气库采气进入管网的压力控制在用户最低压力的1.25～1.50倍，LNG接收站外输管道沿压力上限输送。
（三）优化储气库、LNG与管网资源流向、流程
在管网干线负荷率95%安全前提下，调峰量较小的储气库参与区域性市场调峰，调峰能力强的储气库和LNG接收站融入管网大范围调峰。将高峰期用气规律相似的多用户化整为零，以储气库集气站为节点，多条支线用户为一个调峰单元，遵循单元的用气规律，白天调整储气库采气速率，夜间由干线部分管存补充调峰缺口。LNG接收站外输管道200～300km为一个大于7.0MPa高压单元，供应压力需求5.0～6.0MPa的工业用户和燃气电厂，剩余气量通过枢纽站转供到密度大的城市燃气用户。例如，港华金坛储气库调峰于南渡-溧阳支线，刘庄储气库调峰于淮安地区，避免LNG外输量压制储气库采气产能。
（四）储气库、LNG与管网资源节能降耗
（五）建立各托运商、国家电网、国家管网和地方省网协同调控联动机制
四、结论及建议
（一）结论
1.长三角地区天然气消费规模大、消费增速高于全国平均水平，消费结构合理，存在迎峰度夏需求；天然气管网密度大，储气库以盐穴型为主，容量低于全国平均水平，沿海接收站调峰能力占比较高。
2.长三角地区天然气储气、调峰系统韧性不足，优化运行余地较小。新冠肺炎疫情冲击和极寒天气测试了储气调峰能力，管网局部管段也影响了储气库、LNG接收站调峰效果。
（二）建议
1.根据资源、市场统筹安排长三角地区的管输、储气库注采和LNG采购年度计划，将储气库、LNG和管网视为同一水力系统，从资源流向、工艺流程、节能降耗方面入手进行优化，能够实现经济效益和社会效益最大化。