目前，我国油气骨干管网保障体系基本形成，覆盖我国30多个省区市和特别行政区，近10亿人受益。2018年年底，中国天然气长输管道总里程近7.6万公里。截至2018年年底，我国LNG接收站总接卸能力达6695万吨/年。LNG接收和储备是我国重要的调峰手段。预计到2020年年底，LNG接收产能有望达到8270万吨/年，较2017年年底增长46.63%。历经近20年的发展,中国地下储气库的建设刷新了地层压力低、地层温度高、注采井深、工作压力高等4项世界纪录。中国石油西南油气田分公司总经理马新华接受记者采访时表示，未来10年，将是储气库建设发展高峰期和战略机遇期，加速补齐天然气储存能力不足的短板，大量建设储气库势在必行。
01 我国天然气管道现状
目前，我国陆上油气管道基本形成了连通海外、覆盖全国、横跨东西、纵横南北的全国性原油成品油和天然气管网供应格局，我国油气骨干管网保障体系基本形成，覆盖我国30多个省区市和特别行政区，近10亿人受益，在保障国家能源安全方面发挥了巨大作用。
根据中国石油《2018年国内外油气行业发展报告》显示，目前我国天然气运输管道里程约为7.6万公里，与我国国土面积相比，管道密度仅为7.9米/平方公里。我国天然气资源分布不均，国内天然气大部分分布在西北、西南盆地，其中塔里木盆地、鄂尔多斯地区及四川地区天然气储量较大，而我国天然气消费地区主要集中在中东部，资源分布与消费的不匹配带来了天然气的运输需求，同时我国与俄罗斯加强了天然气贸易，与哈萨克斯坦等国共同开发油气资源，在天然气进口中对管道运输的需求在同步扩大。
随着我国能源结构调整，对天然气的需求与消费扩大，天然气管道建设势必要加快，形成密度较高的天然气管网，满足生产运输需求，国家为推动管网建设出台了一系列政策，推动油气管网建设。2010年国家发改委就已经提出“管网独立”的设想，2014年《油气管网设施公开开放监管办法(试行)》的发布，为我国油气管道建设带来了新机遇。2017年《关于深化石油天然气体制改革的若干指导意见》中提出“管网独立，管输与销售分开”的指导意见。
在《中长期油气管网规划》中，2020年末我国油气管道长度要达到16.9万公里，其中天然气管道长度要达到10.3万公里，2025年达到16.3万公里，而目前我国油气管道长度仅为12.23万公里，其中天然气管道长度约为7.6万公里，与国家目标差距较大。
过去10年间，随着我国社会经济的快速发展和“一带一路”倡议的实施，我国骨干管网建设掀起新高潮。中国石油陆续建成投产了西气东输一线、二线、三线和陕京管道系统、中俄原油管道、中缅油气管道等一批重点工程，构建东北、西北、西南、海上四大油气战略通道，基本构成“西油东送、北油南运、西气东输、北气南下、缅气北上、海气登陆”的油气供应格局，油气骨干管网基本形成，总里程超10万公里。
另外，天然气支线管网和城市管网的建设，使互联互通进一步升级。通过互联互通，现有的管道能力有效联通、整合，促进天然气资源调配更加高效、便利。目前，互联互通在国内还处于起步阶段。如果国内大部分县县管道能够联通，资源的串供和互保能力将十分惊人，必将对调峰起到至关重要的作用。
02 中国天然气储运发展状况
管道建设稳步推进。2018年年底，中国天然气长输管道总里程近7.6万公里。鄂安沧输气管道一期、蒙西管道一期、中缅管道支干线楚雄至攀枝花天然气管道投产，加上中俄东线、潜江—韶关天然气管道已部分完工，估计全年建成跨省干线管道1540公里。此外，南川水江—涪陵白涛国家重点天然气管道工程开工建设，计划2019年10月投运，建成后将有利于涪陵页岩气外输。区域管网建设持续推进，广东天然气管网粤东、粤西、粤北三地6个主干管网项目动工，计划2020年底建成。
LNG接收站加快投产。截至2018年年底，我国LNG接收站总接卸能力达6695万吨/年。我国在建LNG接收站7座，一期接收能力为1620万吨/年。另外，唐山、青岛、如东等LNG接收站开启扩建工程，投产后接收能力将显著提升。
储气库工作气量显著提升，多储气库项目准备启动。2018年，我国已建储气库达容扩容稳步推进，国内第一座民营储气库——港华燃气金坛储气库一期投产，中国石油顾辛庄储气库投运，中国石化文23储气库初步完工。截至2018年年底，我国累计建成26座地下储气库，调峰能力达130亿立方米。
天然气基础设施互联互通工程顺利推进。2018年2月，国家发改委发布《关于加快推进2018年天然气基础设施互联互通重点工程有关事项的通知》，部署了十大互联互通重点工程。截至2018年底，中国海油蒙西管道一期与天津管网、中国石油大港油田滨海分输站与中国石化天津LNG接收站、中缅管道与北海LNG接收站等互联互通工程已经完工投运。川气东送管道与西气东输一线联络线工程即将投产，新奥舟山LNG接收站外输管道与浙江省管网预计2019年建成。
03 LNG接收站现状
LNG接收和储备是我国重要的调峰手段。国家在《天然气“十三五”发展规划》中提出，“逐步建立以地下储气库为主，气田调峰、CNG和LNG储备站为辅，可中断用户调峰为补充的综合性调峰系统”。中长期来看，地下储气库具有容量大、经济性好、不受气候影响、安全可靠等特点，是调节季节性峰谷的最有效方式。但是受到库址选择要求苛刻、建设周期较长、商业模式盈利困难等因素制约，地下储气库的建设及发展任重而道远，而利用LNG接收站进行调峰则是我国近几年来最重要的调峰手段。和地下储气库调峰相比，利用LNG进口调峰有着选址相对灵活、建设周期短、机动性高等特点，在我国地下储气库建设过程中起到了关键作用。
接收站成为制约LNG进口的关键因素，近年来接收站建设提速，但是由于建设周期至少需要3年，短期内产能释放有限。2017年以来，江苏启东、广东揭阳、天津等接收站项目陆续投产。浙江舟山、广西防城港、江苏江阴及广东潮州等项目有序推进，已陆续投产;宁波二期、舟山二期、浙江温州、滨海等项目陆续开工。根据现在的在建及规划项目进度，预计到2020年年底，LNG接收产能有望达到8270万吨/年，较2017年年底增长46.63%。
中信建投证券分析师认为，中国天然气需求保持高速增长，加大LNG进口是必然选择。需求方面，由于受能源结构升级和环保需求推动，《天然气发展“十三五”规划》提出2020年天然气消费占一次能源比例从2016年的6.3%提升到8%至10%，据此测算，2020年之前我国天然气消费量CAGR将保持15%左右。供给方面，国内天然气供给由国产气、进口管道气、进口LNG三部分组成，其中国产气、进口管道气供应量相对稳定，加大海外LNG进口是补充国内用气缺口的必然选择。未来国内天然气需求提升是大势所趋，整个行业将进入黄金发展时期，建议关注天然气全产业链，特别是LNG进口产业链相关的投资机会。
10月18日至10月24日，国内LNG价格整体上涨，不过各个区域内呈现出涨跌互现的现象。北方工厂根据区域内供需情况调整报价，价格涨跌互现;华东主要以下跌为主;华南地区，黄冈10月20日开始停装，部分接收站上调报价。在北方地区正式开始大规模供暖之前，需求暂无强力支撑，预计以盘整弱势为主。
04 我国储气库现状
根据中长期的规划，未来中国将形成以西部天然气战略储备为主、中部天然气调峰枢纽、东部消费市场区域调峰中心的储气库调峰格局。目前，以中国石油为建设主体，中国的储气库建设已经进入加速期。 历经近20年的发展,中国地下储气库的建设刷新了地层压力低、地层温度高、注采井深、工作压力高等4项世界纪录，解决了“注得进、存得住、采得出”等重大难题,建库成套技术达到了世界先进水平。虽然取得巨大进步，但是根据国际经验，地下储气库工作气量一般不能低于天然气总消费量10%的红线，而目前我国只有4%左右，储气能力存在巨大缺口，远不足以应对调峰保供的严峻挑战。另外，我国储气库刚刚进入快速发展初期，基础设施依然存在较大不足。
“到2030年如果我国天然气消费达5000亿立方米，则至少要500亿立方米以上的地下储气库的工作气量，我们现在只有100亿立方米，所以未来需要增加400亿立方米，这个工作量很大。”中国石油西南油气田分公司总经理马新华接受记者采访时表示，未来10年，将是储气库建设发展高峰期和战略机遇期，加速补齐天然气储存能力不足的短板，完善我国天然气产业链，大量建设储气库势在必行。
事实上，加快我国储气调峰能力建设还任重道远。当前储气库建设面临诸多掣肘，比如，储气库投资、建设与运营主体尚未实现归口统一管理，协调环节多，职责相对分散，难以发挥整体优势;储气库相关政策支持、法规等尚未真正落地(如用地审批、调峰气价政策等)，难以实现储气库业务可持续发展;天然气生产、运输、终端销售均有调峰责任义务，各方承担职责尚未落实到位，整个天然气产业有效联动机制尚待进一步理顺。