中国地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的3%，国际平均水平为12%~15%[1]；LNG接收站罐容占全国消费量的2.2%(约占全国LNG周转量的9%)，日本、韩国在15%左右；各地方基本不具备日均3天用气量的储气能力。2017年底，全国较大范围内出现的天然气供应紧张局面，充分暴露了储气能力不足的短板。这已成为制约我国天然气产业可持续发展的重要瓶颈之一。加强储气和调峰能力建设，是推进天然气产供储销体系建设的重要组成部分。天然气作为优质高效、绿色清洁的低碳能源，未来较长时间消费仍将保持较快增长[2]。尽快形成与我国消费需求相适应的储气能力，并形成完善的调峰和应急机制，是保障天然气稳定供应，提高天然气在一次能源消费中的比重，推进我国能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效能源体系的必然要求。LNG罐式集装箱开展LNG现货贸易不仅可以打破LNG进口的缺失，在更深层面上，也利于形成中国乃至亚洲区域的天然气期货价格基准，采用集装箱的运输方式，也降低了参与LNG贸易的门槛。
辽宁省的天然气生产始于1970年，当时主要来源为中石油辽河油田和中海油锦州20-2气田。“十五”中期开始启动大规模天然气引进与利用工程，到“十二五”初期取得实质性突破。全省天然气的供应，当前已经形成以中石油大连进口LNG、秦沈管道天然气为主力气源，以中海油渤海辽东湾海上天然气、中石油辽河油田陆上天然气以及煤层气为补充气源的供应格局。
辽宁省天然气气源以及现状长输管线主要包括：①秦沈线：中石油秦沈线是来自中石油西二线及中亚气。管线地跨河北、辽宁两省，线路总长475.2 km，直径1016 mm，根据中石油秦皇岛-沈阳管道天然气市场分配方案，规划2020年天然气供应量为90×108 m3；②哈尔滨-沈阳输气管道工程：规划建设中的哈尔滨-沈阳输气管道工程起自哈尔滨双城市东官镇以东的哈尔滨首站，止于沈阳新民市东大喇嘛乡以南的沈阳联络站(秦皇岛-沈阳输气管道工程末站)，线路全长555 km，管径为1016 mm，设计压力10 MPa，设计输气量为86.5×108 m3/a；③辽河油田天然气利用工程(气代油)项目：输气量29×108 m3/a，设计压力4 MPa，主要包括供气干线管网建设和配气管网建设。管道起自盘锦末站，止于各用气点调压站，沿线盘锦市、锦州市、鞍山市；④辽河油田：辽河油田目前自产天然气7.2×108 m3/a，预计到2020年年供气量6×108 m3；⑤盘锦储气库：盘锦储气库为辽河油田双6地下储气库，最大库容33×108 m3，有效工作气量16×108 m3，将形成日注气量1200×104 m3，日调峰量1500×104 m3，具有相当大的调峰能力。
综上，中石油东北天然气管网年最大总输气能力256.5×108 m3，日调峰能力1500×104 m3。
由中石油、大连港集团、大连市建设投资公司合资建设的大连LNG接收站工程，该工程包括卸气码头、接收站、输气管道3部分。LNG接收站位于大连市保税区大弧山半岛贴鱼湾海域，处于大连港30×104 t级原油码头与30×104 t级矿石码头之间。工程分两期建设，一期LNG建设规模为300×104 t/a，年供气能力为42×108 m3，最大供气能力为50×108 m3/a；规划二期LNG建设规模为600×104 m3/a，年供气能力为84×108 m3，最大供气能力为100 ×108 m3/a。气源主要来自澳大利亚和卡塔尔等国家[3]。
锦州25-1南天然气利用工程项目由仙人岛液化厂和长输管线两部分组成。仙人岛液化厂位于辽宁省营口市仙人岛能源化工区，紧邻辽东湾东岸，主要工程为对来自锦州25-1南天然气处理厂净化后的天然气，一部分经过滤、稳压后通过长输管线送至各用气区域，外输规模1.9×108 m3/a；另一部分经脱水、脱硫、脱碳等预处理后再经液化装置处理为LNG储存和外运，设计液化能力为0.5×108 m3/a。长输管线总长约96 km，公称直径为400 mm，设计压力4 MPa，输气规模不小于1.50×108 m3/a；末端建设大石桥分输站，设计输气能力1.5×108 m3/a。
根据对辽宁省内燃气使用情况统计(见图 1)，辽宁省14座城市各市“十二五”中期城镇燃气用量主要包括天然气、人工煤气、液化石油气3种。其中，沈阳市的天然气用量最高43 802.19×104 m3/a，人工煤气和液化石油气均在大连市使用量最大，分别为23 568×104 m3/a，180 764 t/a。辽宁省天然气总用量92 806.00×104 m3/a；人工煤气总用量54 912.61×104 m3/a；液化石油气总用量532 134.98 t/a。
沈阳、大连、抚顺、本溪、锦州、营口、辽阳、铁岭、盘锦和葫芦岛等10市的支线管道已经建成。“十二五”期间，辽宁省天然气年消费量从2010年的19×108 m3，增长到2015年的54×108 m3，天然气消费比重从1.3%提高到3.6%。但是，全省天然气利用还存在以下主要问题：一是消费比重较低，2015年，全省天然气消费比重为3.6%，比全国平均水平低2.3%；二是价格水平偏高，替代经济性差；三是各地区发展不均衡，鞍山、丹东、阜新、朝阳等4市支线管道未建成通气，45个县(市、区)未实现管网覆盖。表 1汇总统计了辽宁省各市燃气管道情况和储气能力。
辽宁省14个城市管道燃气经营企业共155家，液化气站共846个，汽车加气站共173个。辽宁省燃气经营企业地区分布占比如图 2所示。辽宁省燃气批发经营企业只有10家，主要集中在大连市。
预计2020年，辽宁省天然气消耗量需求巨大，若辽宁省东部气源(俄气)未建成通气，则全省的燃气供应量与使用量相当，无法保障储气量的需求。由此可见，辽宁省内需大力开展建设天然气储气设施。
目前，国内天然气调峰储气设施主要有地下储气库、高压管束、高压球罐、高压管道、低压储罐和LNG等。
(1) 高压管束储气目前在国内尚未成规模应用，原因是其储存压力高(一般不低于7 MPa)，高压管束作为压力容器埋设于地下，无法进行检查、检验和维修，同时国内还没有以高压管束作为压力容器的监检和监察规定；地下储气库是将商品天然气再注入到可以保存气体的地下空间中，保证干线高效输气的同时，有效解决供需之间的峰谷供气平衡问题，具有库容大、安全性好以及储转费低的特点。
《天然气发展“十二五”规划》储气库规划中，辽宁地区规划了辽河双6储气库的建设。双6储气库项目作为气化辽宁工程的重要配套工程，是确保东北及华北地区安全平稳供气的重要工程。工程建成后，辽河储气库可实现与大沈线、秦沈线的双向连接，增强了辽河储气库注、采气的可靠性，充分发挥了辽河储气库对辽宁省天然气管网的调峰功能，一旦高压输气管网发生故障，则储气库无法保证对沈阳及其他地市可靠、稳定的供气。
(2) 天然气高压储气罐国内外常采用的是高压球形罐，高压球形罐储气技术成熟，是常用的储气方式，目前储罐容积向大型化发展，但其对材质和技术的要求较高，工作压力受到一定限制，国内外一般为1.25 MPa，储气容积与几何容积之比值偏低，且其占地面积较大，投资也最高。
(3) 利用气源压力高的优势采用高压管道储气，使其既输气又储气，这种方案既节约能源又经济。但必须考虑上游交付的压力和管道安全间距要求，保证安全供气。
(4) 低压储罐是在城市用气低峰时将高中压燃气调至低压进入干式罐或湿式罐储存，用气高峰时再将干式罐或湿式罐用加压机输送至城市中压管网，优势是总投资较少，缺点是占地较大，运行成本最高。
(5) LNG，主要成分是甲烷。LNG无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，LNG的重量仅为同体积水的45%左右。LNG调峰的优势是采用LNG槽车运输方便，LNG储罐储存天然气量较大，且前期投资和总投资较少，既方便储气又可作为城市的补充气源，例如遇到冬季城市用气紧张，LNG调峰站能发挥作用。
经比较，对于辽宁省各个城市的储气保障能力，LNG是较为经济合理的技术方案，以下将对LNG新的储运方式罐式集装箱展开分析。
2017年是我国集装箱进口LNG开启之年，从当年中国集装箱进口LNG市场情况来看，参与的企业有中化国际(控股)股份有限公司、振华物流集团有限公司、天津国储新能源开发有限公司等，这些公司都不算是传统的天然气经营企业，而是多在远洋运输、集装箱生产、仓储及货代等方面拥有一定优势。
LNG罐箱整船运输在北美及欧洲地区已经得到了实际应用[4]。在美国，Clean Energy Fuels公司通过传统的集装箱船装载LNG罐箱，从美国西海岸运抵欧胡岛(夏威夷群岛的主岛)。每个ISO罐箱装有大约38 m3的LNG，这些LNG将通过可移动的气化装置再气化后注入到夏威夷气体公司的供气管道; 佛罗里达州的Carib能源公司将LNG预装在ISO罐箱中，通过该公司设计的一种可载运100多个LNG罐箱的船舶，从美国的东南沿海通过水路运往百慕大群岛、加勒比海地区，罐箱通过集装箱港口装卸，然后通过卡车、铁路和驳船等多式联运送到小型气化站[5]；在葡萄牙，Sousa集团于2014年3月将首批40 ft (12.192 m)LNG罐箱在锡尼什港充装LNG，并于一周内运输到1900 km之外的马德拉岛上卫星储备气化站，供给岛上的燃气电厂。装运时，LNG罐箱与其他低温罐箱混装并叠加在运输船上[6]。
国内LNG主要案例：2006年，交通部科学研究院受中海石油深圳LNG委托，开展LNG罐箱水路运输的安全评估试验，联运航线为广西涠洲岛—浙江海宁；2018年4月23日，大连LNG公司6台LNG罐箱在槽车装车站充装后，通过大连港—威海港航线，运抵终端用户，实现了国内首次LNG罐箱多式联运商业运营，2018年9月7日，大连LNG公司开展了第二批次、共计10台LNG罐箱多式联运，航线为大连港—日照港。
从现有集装箱进口LNG业务流程来看，也是优势和劣势并存，总结为以下几点：
(1) 基础设施投资少。目前大型LNG接收站+大型LNG运输船的模式，基础设施建设门槛高、投资大、周期长。中国LNG接收站投资巨大，且需要国家发改委审批。LNG集装箱运输不需要大规模基础设施投资，可以灵活地将海外低价气引入中国市场。
(2) LNG集装箱运输的气源成本、运输成本都较低。LNG集装箱海外气源是现货气源，LNG接收站海外气源是长约气源。虽然LNG集装箱国际运输成本高于LNG船的运输成本，但到中国的综合成本，LNG集装箱“集约海外采购+物流配送”的商业模式有明显的成本优势。
(3) LNG集装箱运输周转时间缩短。LNG集装箱的贸易流程主要分为两大板块，即国际贸易流程与国内贸易流程：①国际贸易流程:将货代公司、船务公司、货源商串联起来后，通过减少LNG倒罐的次数，减少人工、损耗、物流等成本支出，达到降低LNG进口成本的目的；②国内贸易流程：与传统点供的运输流程基本一致，均是由接收站装载运输至终端客户，但不同的是在运输过程中，传统点供卸载时间较长，而集装箱能实现快速卸载，减少时间成本实际上间接减少的是物流成本。
LNG集装箱运输可改善目前依赖LNG接收站转公路槽车再转客户的模式[7]，同时也为实现LNG资源快速分拨提供新途径。LNG集装箱运输，提升附加值及客户黏性，打通上中下游，使国内中小批量LNG进口贸易市场规模扩大成为可能。LNG集装箱进口最终就是要实现海洋、铁路及陆路运输联运，即实现定制化运输，门到门服务。
近期拟采用LNG罐式集装箱的方式，从东南亚国家进口LNG，可通过营口仙人岛能源化工区港口装卸LNG罐箱后，通过公路或铁路运输到沈阳及周边各市。项目分步实施：2018年末，计划采购20台罐箱，在沈阳市试点应用；2019年初再购置罐箱200台(应用到沈阳、大连、鞍山等地)；2019年末罐箱数量再增加600台(应用到抚顺、本溪、葫芦岛、锦州、营口等地)；到2020年末，罐箱总数量达到1262台，在辽宁省14个地级市建设LNG集装箱储存站，以满足全省各市的储气能力要求(见表 2)。
以中等规模的鞍山市为例，做初步设计方案。到2020年末，LNG罐箱数量将达到100台：其中站内满罐集装箱48台；空罐集装箱24台；其他28台用于中转运输。具体配置数量可根据周转时间及运距调整。
项目占地150 m×120 m，面积为18 000 m2(27亩)。站内主要设施为LNG罐箱区(见图 3)，共分3个区域，其中满箱储存A区、B区及空箱储存C区各布置4组罐箱，每组6台分3层堆放，站内共存放72台。设置2座35 t龙门吊，1座20 t龙门吊用于装卸罐箱，设置3座是为设备维护检修考虑；前后均设置有回车场，亦可消化站外安全间距，两侧均设有转弯半径12 m的运输通道，装卸罐箱互不影响。场站进出口设置有出入口指示牌，靠近站外道路一侧设置有临时停车区。配套的辅助设施有2座1600 m3消防水池、配套消防泵房、配电室、办公室、休息室、门卫等，总建筑面积为672 m2。
辽宁省各市天然气从生产侧、供应侧及需求侧通过长输管线、燃气场站、各压力等级管线等联络构成了较为完整的天然气产业链。在正常情况下，这个产业链完全可以保证各市天然气的稳定供应。但如果产业链任何一个环节出现问题，都会对天然气的供应产生影响。
建设LNG储气设施以抵消生产侧和供应侧的风险是必要的。应用LNG罐式集装箱进行LNG的海外贸易、国内配送、站内储存应急，从技术性、安全性、经济性均是可行的。项目应分步实施，逐步达到储气能力需求，前期探索一条更为优化的实施路线，确保方案的风险最小化，这样对全省的储气保障更具有操作性和经济性。上述应用虽然说从技术性、安全性、先进性均是可行的[8]，但大批量靠海运和铁路运输的探索之路还很长，LNG集装箱滚装船和集装箱运输船运输、铁路运输还是瓶颈，在技术、堆场建设标准及规范上还没解决。LNG集装箱大批量集中罐装技术安全性还不具备，大批量陆运也存在诸多安全隐患，采用国际现货采购价格很难锁定类似于Henry Hub价格水平的长协价格。目前，国内数量不多的海外LNG集装箱运输也仅仅是尝试或部分调剂补充[9]。
全省应统一规划构建储气服务体系，可避免重复建设，降低建设及运营成本。同时应参考南方省份的做法，建立省一级的管网公司，结合储备气源建设，统筹布局，合并经营，通过优化配置天然气用户，多气源接入“一张网”，逐步形成“多气源、多用户、统一管网”的供气格局，确保安全供应。另外，建立与省政府物价部门等监督部门、上游天然气供应企业、各地级市政府、各城市燃气公司等多方面沟通机制，按照“多气源供应，全省一张网，分类气价，总买总卖，政府批准”的原则进行操作。
2019, Vol. 48 Issue (1): 45-51
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