国外天然气储备调峰及对我国启示---国家能源局
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国外天然气储备调峰及对我国启示
来源：国家能源局
国外天然气储备调峰及对我国启示
（研究单位：中海石油气电集团有限责任公司）
（一）美国储备调峰应急概况和特点
从上个世纪初，美国天然气市场进入发育阶段，到60年代市场基本发育成熟，消费量达到6000亿立方米。70年代和80年代受成本和气价等因素的影响，美国天然气市场出现了波动。经过90年代以来的调整和改革，美国天然气市场成为当今世界上规模最大、监管体制健全的天然气市场。
美国是世界第二大天然气生产国和第一大天然气消费国。天然气消费量在本国一次能源中约占25%。2007年美国天然气产量5459亿方，消费量6529亿方，天然气对外依存度为16%。进口气从加拿大进口的管道气占15%，进口LNG占1%。
美国天然气储气库建设是随着天然气管道的发展而逐步形成的。美国非常重视天然气储备的建设，其规模也相当大。据统计，目前美国本土48个州内有385座储气库，储气库数量占目前世界总量的63%，总库存能力和高峰负荷输气量都居世界领先地位。据EIA统计，截至2006年12月，美国地下储气库总容量达到了2067亿方，2007年10月统计的有效工作气量为1049亿方。按照美国天然气消费量6529亿方计算，美国储存的天然气工作气量约占消费量的16%，相当于59天的消费量。
美国天然气储备规模大，主要考虑消费量较高，调峰需求大的因素。关于战略储备，美国政府内部正在酝酿建立天然气储备的设想，打算与原油一样对天然气进行国家储备，以防海外天然气供应的中断。
美国天然气储备主要方式：枯竭油气田储气库占85%，含水层占9%，盐穴储气库占4%，LNG储备占2%。
美国主要是利用地下储气设施来保障供气安全。在冬季取暖和夏季空调用气高峰时，利用从储气库中抽取大量的天然气以平抑负荷不均匀性。此外，LNG多被地方配气公司用来满足日尖峰用气需求。
美国储备大致是每年的十一月份，由于冬季采暖使得储备水平由高位开始下降，第二年的三、四月份达到谷底，五月份又开始回升，到十一月份达到高峰。
从美国月度用气负荷和储备量的关系看，工作气量根据用气负荷进行调节。当每年十一月份到次年三月份，用气负荷高时，储备中抽取一定量的工作气量进行调峰，满足需求供应，储备中的工作气量下降，反之，当用气负荷下降时，储备增加。
（二）美国LNG储备调峰应急特点
美国的LNG的发展历史与天然气调峰问题有着密切关系。全球第一批船运LNG发生在1959年，但全球第一座LNG生产厂却早在1941年就已经投产。当年，美国克利夫兰的燃气公司为了解决季节调峰问题，把非高峰时段天然气管道输送的天然气液化成LNG并加以储存，用气高峰时段将LNG作为补充气源。
时至今日，美国已经建成了近100座此类内陆LNG液化调峰设施，天然气总储量约24亿立方米。数据显示，每年从美国各地的内陆LNG储存站输出的LNG总量约13亿立方米。这些内陆LNG设施一般是在用气城市附近地区建设并与当地城市燃气公司的输气管道联网，也有一些依靠槽车来周转。
虽然美国主要依靠地下储气库来进行季节调峰。以整个冬季的总体输出量计算，地下储气库的季节调峰量远大于内陆的LNG设施。但由于地下储气库注采气速度很难做大幅度的调整，而且出气速度很大程度要受到储气库内剩余储量影响，因而在部分区域和时间段内它需要内陆LNG设施的配合才能应对波动频率较高的需求变化。
美国LNG储备主要分布在东部82%（大部分在东北部），西部14%和产气区4%。大多数LNG储备主要用于日调峰。虽然，LNG在天然气的总储量中所占比例很低，只有2%，但在日调峰期间，日供应能力上平均达到13%左右，其中，在东部地区达到23%，在西部地区达到10%。特别在极端峰值需求期间（needle peak days），LNG因其相对于地下储气库的便利性，发挥着不可替代的作用。
（三） 储备行业结构和管理体制
美国储气库的所有权和经营者有三类：一是州际管道公司，二是地方配气公司和州内管道公司；三是独立的储气服务商。美国政府部门在储气库建设方面主要关注经济评价、环境保护、市场需求等，同时，政府部门严格控制储气库费率。储气库建设健康、安全、环保监管由联邦环境监督局负责执行。主要依据《天然气法》、《能源政策法》等监督储气库建设。储气服务收费是联邦监管委员会（FERC）的监管职责。
美国天然气经营方式也随市场情况在变化，80年代之前，市场紧缺，按“照付不议”合同条款进行交易，合同期限长，价格由政府决定。80年代开始市场供应有余，竞争剧烈，合同采用“销售退回”和“最高限价”条款，定价也灵活（按地区定价，按量递减定价，间断性供应价等），买卖合同有短期，还有天然气现货市场。
除长期合同外，美国LNG市场呈现出交易短期化和即期化的趋势。
目前美国天然气交易主要在大的中转中心和市场中心进行。中转中心一般由一个或几个管道公司运作，管道公司在中转中心拥有相联接的管道。中转中心运行者提供广泛的服务，从输送到储存、处理和交易。几乎所有的主要中转中心都发展了现货市场。天然气市场价格由现货市场决定。
（四）天然气战略储备
美国政府没有在联邦层面建立战略储备。美国唯一的相关法规是要求可中断用户需要在供暖季节开始前备足十五天用量的替代燃料，该规定由各州颁布。
当紧急情况出现，导致市场无法满足用户需求，美国能源部有权对主要供气商、城市配气商下达调配命令，以保障最高等级用户的用气需求。
（一） 欧盟储备调峰应急概况和特点
欧盟27国是世界上最大经济体之一，人口五亿零一百万，国土面积约432万平方公里，08年国民生产总值12万三千亿欧元。
08年，欧盟天然气消费量在本国一次能源消费中约占25%。天然气产量2008.9亿方，天然气消费量5169亿方，天然气对外依存度为61%。主要进口国包括俄罗斯23%，挪威18%，阿尔及利亚9%，尼日利亚3%。
截至2008年底，欧盟共有111座储气设施。63座废弃油气田储库、26座盐穴储库、22座含水层储库和12座LNG调峰储库。
（二）储备调峰行业结构与管理体制
欧盟自90年代起开始推行电力和天然气市场自由化进程。92年欧盟指令要求取消天然气企业垄断权力，但并未禁止企业采用垂直一体化的结构；03年指令要求输气系统运营机构（Transmission System Operator)负责系统的运行、维护和发展，可以是垂直一体化的企业，但必须在法律形式、组织和决策上独立于销售、生产、配气等活动，同时应单独设立账户（法律和会计上分离）。各国TSO数量较少，主要市场份额一般为1-2家公司所有，如法国两家（100%），意大利两家（100%）、英国两家（90%）。
TSO在总体上保证管网的系统可靠性，维持系统范围内的供用气平衡，其有权命令增减气量，并可限制和中断用户用气。TSO同承担平衡责任的公司签订协议，对方一旦违反协议，将承担为弥补平衡所采取措施的经济责任。
从上图可以看出，欧盟大部分国家储备设施由1-2家公司拥有和运营，德国是运营商最多的国家。部分优秀公司如Wingas、Gaz de Fance、E.on和RWE公司开始跨国经营。欧盟目前共有67家经营储备调峰应急业务的公司，大约53%的公司是从垂直一体化的上游公司中分离出来的。在德国，约60%的储备设施掌握在垂直一体化公司手中；在英国约90%储备设施掌握在上游公司手中。
三、俄罗斯（前苏联）
（一）俄罗斯天然气资源及储量
俄罗斯拥有丰富的天然气资源，据1993年俄罗斯第8次油气资源评价结果，俄罗斯天然气原始远景资源量为236.15万亿立方米，其中陆地占67.9％，海域占32.1％。据美国《oil & gas Journal》2007年终号，2007年世界天然气剩余探明可采储量为175.16万亿立方米，比2006年增长0.1％。俄罗斯的天然气探明可采储量为47.57万亿立方米，占世界总储量的27.2％，居世界第1位。按现有的开采水平，俄罗斯天然气证实储量可供开采78年。俄罗斯天然气探明储量90％分布在陆地，10％分布在海域。天然气主要集中分布在西西伯利亚（占73％）和东西伯利亚（占7％），其次分布在巴伦支海（Barents Sea）、咯拉海（Kara Sea）和鄂霍次克海（ Okhotsk）等海域。俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）为俄罗斯最大的国有天然气公司，2007年天然气探明储量为29.8万亿立方米，占俄罗斯总储量的62.6％，其中90%的储量赋存在14个大油气田中，其中已开发的有9个：乌廉戈伊（Urengoyskoye）、Yamburgskoye、Zpolyarnoye、Medvezhye、Komsomolskoye、Yamsoveyskoye 、Orenburgskoye 、Astrakhanskoye 和Yuzhno-Russkoye；计划开发的油气田有3个：Bovanenkovskoye、Kharasaveyskoye 和Shtokmanovskoye；正在勘探的有2个：Severo-Kamennomysskoye Kamennomysskoye。俄罗斯西西伯利亚的亚马尔-涅涅茨自治区拥有丰富的天然气资源，为俄罗斯天然气工业股份公司战略资源储备区，目前该区共发现了储量在5000亿立方米以上的巨型气田15个，该地区天然气远景资源量为10.4万亿立方米。俄罗斯天然气资源和管线分布见下图。按现价估算Gazprom天然气储量价值1850亿美元。
（二）天然气生产与消费
据英国《BP Statistical Review of World energy 》june 年世界天然气产量持续增长，达29400亿立方米，较2006年增长2.4％。俄罗斯的天然气产量达6074亿立方米，约占世界总产量的20.6％，居世界第1位。据俄罗斯天然气工业股份公司年报统计，2007年俄罗斯天然气工业股份公司产量为5486亿立方米，占俄罗斯总产量的90.3％，为俄罗斯最大的天然气公司，同时也是全球范围内天然气领域的“巨无霸”，占世界天然气总产量的18.7％；俄罗斯其他大的天然气生产公司还有诺瓦泰克公司，占俄罗斯总产量的4.0％；苏尔古特石油天然气公司（Surgutneftegaz）和俄罗斯石油公司（Rosneft），天然气产量分别占2.2％和2.0％。俄罗斯天然气产量增长受油田老化、国家政策调整、俄罗斯天然气工业股份公司垄断和天然气出口管线不足的影响。该公司长期计划增加对欧洲的天然气出口。
据IHS Energy公司资料，2006年俄罗斯天然气工业股份公司的4个大气田Urengoyskoye、Yamburgskoye、Yamsoveyskoye和Medvezhye的产量比2005年减少120亿立方米，下降4%。2006年该公司新投产的气田Zapolyarnoye气田产量增长50亿立方米，未来俄罗斯天然气工业股份公司的天然气产量将稳定增长，预计到2010年俄罗斯天然气工业股份公司将增长1%-2%。2008年该公司计划投资204亿美元用于天然气生产和运输，其中天然气生产投资为87亿美元。2007年世界天然气消费量达29214亿立方米，较2006年增长3.1％。 俄罗斯仅次于美国之后为世界第2大天然气消费国，消费量达4388亿立方米，较2006年增长1.6％占世界总消费量的15.0％。
在俄罗斯一次能源消费构成中天然气占57.1％，其次石油占18.2％，煤炭占13.7％，核电占5.2％，水电占5.8％。天然气的主要消费领域是发电和居民消费。俄罗斯国内工业和居民消费的天然气75％由俄罗斯天然气工业股份公司供应，2007年该公司对俄国内供应量为3070亿立方米，消费构成见下图
（三）天然气贸易与价格
目前俄罗斯为世界最大的管道天然气出口国，天然气出口主要按政府框架协议签订的长期合同供应天然气，一般合同期为25年，主要出口的国家为欧洲和独联体等28国家。俄罗斯对欧洲的天然气出口已有25年的历史。
据BP Statistical Review of World energyjune 2008，俄罗斯是世界最大的管道天然气出口国，占世界管道气总出口量的26.8％，2007年出口量为1475.3亿立方米，较2006年下降2.6％；俄罗斯全部出口到欧洲国家，主要有德国(355.5亿立方米)、意大利(238亿立方米)、土耳其(231.5亿立方米)、匈牙利(78.5亿立方米)、法国(76.3亿立方米)、捷克(64.3亿立方米)等。俄罗斯天然气工业股份公司垄断了国内天然气市场，按照法律必须依照政府指导价供应国内热力和电力天然气需求，天然气价格为28美元/千立方米，国内市场的低价已严重影响了企业的生产积极性，计划逐步增加天然气价格（见下表）。
日俄罗斯要求提高对乌克兰出口的天然气价格，引起了俄罗斯与乌克兰的天然气之争，曾关闭对乌克兰出口管线从而影响对欧洲的天然气出口。2008年俄罗斯对前苏联国家的天然气价格见下表：
（四）前苏联天然气管网系统及储库
20世纪50年代至60年代，苏联开发了位于乌拉尔山脉以西、伏尔加河以东的“第二巴库”油气区，天然气产量大增，其中包括奥伦堡巨型凝析气田。20世纪60年代至70年代，西西伯利亚又有一系列油气发现，在其北部相继发现乌连戈伊、扬堡等6个万亿立方米级巨型气田。要使它们得到开发，就必须实施“东气西输”。
第一项大工程，是1975年建成的“联盟”输气管道，把奥伦堡气田的天然气西输到苏联当时的东欧盟国。这是世界上第一条直径为1.4米的特大输气管道。
第二项大工程，是1980年开工、1982年建成的乌连戈伊天然气外输工程，包括6条并行的直径为1.4米的输气管道。其中最长的一条是乌连戈伊—乌日哥罗德出口管线，向东欧和西欧供气，称为亚马尔管道，单线长达4451公里，年输气量320亿立方米，另外5条分别输到莫斯科、彼得罗夫斯克等地。20世纪80年代后期，苏联又建造了扬堡气田天然气外输工程，同乌连戈伊外输管线一样，是6条并行的直径为1.4米的大管道。
“联盟”管线和亚马尔管线是现在俄罗斯经过乌克兰向东、西欧供应天然气的大动脉。加上扬堡管线，有6座天然气处理厂、981座加气站，用于增压的发动机总功率达5000万千瓦。这样，苏联输气管网形成。到20世纪80年代末，整个系统拥有200个气田和89个凝析气田；46座地下储气库，总储气能力2832亿立方米。苏联在20世纪80年代就实现了全国气化，城乡全都用上了天然气。1987年苏联能源消费量中天然气达41%，居民用气人口占全国的83%。1992年，全苏（当时已改为独联体）天然气消费量高达6737亿立方米。
（五）俄罗斯天然气管网系统及储库
俄罗斯联合供气系统(UGSS)是世界最大的输气系统。UGSS是一个集天然气生产、加工、输送和地下储存设施于一体的工业和技术综合体，覆盖俄罗斯全国，为俄罗斯、欧洲和前苏联国家供应天然气，由Gazprom中央天然气流向配置部全天候控制和管理。2007年底，UGSS系统干线和支线管道总长度达到15.82万千米(其中支线管道长4.51万千米)，装备218座压缩站，拥有3641座天然气分销站(压缩机总功率达4.14万兆瓦)。供应俄罗斯用户和出口用户的天然气平均输送距离分别为2808千米和3252千米。2007年，Gazprom新建1156千米输气管道，5座天然气分销站(压缩机总功率423千瓦)。2007年，UGSS管线接收7067亿立方米天然气，其中5869亿立方米来自Gazprom从事天然气生产的子公司。UGSS系统还向33家天然气独立供应商提供输气服务，2007年共为其输气1198亿立方米，其中599亿立方米来自中亚国家。
Gazprom的输气系统发展战略是扩大输气能力和注重输气线路的多元化。目前的重点项目包括SRTO—Torzhok、Gryazovets—Vyborg、NordStream等管线的建设和Urengoy地区输气系统的扩建，并着手Kasimovskoye地下储库—Voskresenk和Pochinki—Gryaz9vets输气管线的建设。2010年后投产的主要项目包括输送亚马尔半岛天然气的Bovanenkovo—Ukhta和Ukhta—Torzhok干线、将Shtokmanovs—koye气田天然气输往俄罗斯西北地区的Murmansk—Volkhov管线和供应欧洲市场的“南流”输气管线。同时，还将参与中亚输气系统的开发。“东部规划”的目标是在远东建统一的输气系统，以便为俄罗斯用户提供可靠的天然气供应，向亚太地区国家出口天然气，并最终与现有的俄罗斯联合输气系统连通。“东部规划”第一阶段是建萨哈林—KomsomolskOnAmur—Khabarovsk—Vladivostok输气管线。
地下天然气储存设施可大幅降低天然气供应出现危机的可能性，并可确保出口供应的连续性。2007年，Gazprom在俄罗斯境内共经营25座天然气储存设施，天然气储存量达到649亿立方米。此外，Gazprom还在拉脱维亚、德国、奥地利和英国的地下储库储存天然气，并在一些经营地下储库的公司拥有股份。目前，Gazprom正在俄罗斯建设3座新的地下天然气储存设施，另一些地下储气设施的建设正在设计、可行性研究或探讨阶段。根据政府间协议，该公司正在研究在奥地利、罗马尼亚、阿尔巴尼亚、波兰、土耳其、伊朗、中国和巴基斯坦建设地下储气设施的地质和技术可行性。
（一）天然气消费变化趋势和负荷特点
1．天然气消费变化趋势和特点
自上个世纪70年代以来，日本开始将天然气作为替代石油重要燃料之一，广泛应用于各个领域，并得到了迅速发展。到80年代已经完成了城市燃气领域的天然气转换，到2000年已经实现了工业领域和电力行业的天然气转换。
日本消费的天然气几乎来自进口的LNG。2008年日本消费天然气约987亿m3，其中消费进口LNG为921亿m3，占93％。进口LNG消费中，主要用于发电，为550亿m3，约占60％；其它主要为城市燃气消费。
从分阶段LNG消费增长情况看，年间是日本天然气迅速发展的时期，年均增长速度达到40％。主要原因是国家的能源发展战略中确立了天然气作为替代石油的战略地位，不仅在城市燃气部门而且在电力部门也确立了发展天然气的重要作用。年日本天然气趋于稳步发展，年均增长速度为8％左右，为了促进天然气的发展，国家引入了竞争机制，加快了工业燃料的天然气替代，也使得城市燃气发展速度略快于天然气发电。从环境和能源供应安全考虑，日本政府一直鼓励天然气的使用。此后，一直到2000年，日本天然气仍然稳步发展，但由于市场发展潜力有限，发展速度明显放缓。2004年开始，由于削减了天然气发电，日本天然气消费有所下降，但是城市燃气仍然保持较快的增长速度。
表6 日本LNG消费年均增长速度历史变化趋势（%）
资料来源：《日本能源经济统计手册2007》
2. 天然气负荷特点及峰谷差问题
(1)季节负荷问题
日本80年代前主要以用电制冷和重油供暖为主。从1986年用气月负荷曲线图可以看出，夏季用气量不到冬季用气量的60％，存在很大的用气不均衡。之后，日本认同天然气制冷和供热的优越性，天然气空调得到迅速普及推广。大体上日本新建公共建筑物有一半的空调用电，有一半的空调用气。从发展情况看，到2006年，由于燃气空调的普及，月用气不均衡性得到了平抑。
日本对待季度和月的用气不均衡性主要通过发展燃气空调来平抑负荷，通过LNG接收站的储罐调节负荷。发展燃气空调不仅可以调整天然气的月不均衡性，而且由于替代了电空调，可以降低夏季用电负荷，节省电力装机。
资料来源：《日本燃气状况2007》，日本燃气协会
(2)日负荷问题
城市燃气商业和居民用户每日的用气随着时间的变化燃气需求量随时在变动。日本燃气每日小时负荷主要依靠建设适量的储气球罐方式进行调节。日本全国大约有500个储气球罐，每个球罐大多容积为20万m3，总储气规模约可在1亿m3（日本日平均燃气消费量为0.93亿m3）。按照每个20万m3的储气罐可供17万户用户使用1天，那么500个储气罐可以供8500万户用户使用1天。可以看到日本储气球罐储存能力很大，足够满足城市燃气日调峰需求。另一个重要的日调峰手段就是发展用气平稳的工业用户。
（二）储备调峰应急方式及特点
日本天然气主要是通过LNG接收站进口。为防御突发事件的发生和保障天然气稳定供应，日本建立以LNG储罐方式为主的调峰应急存储设施。据2006年底的统计，日本全国拥有27个LNG接收站，接收能力70.44百万吨/年，LNG储罐容量达14553百万立方米。按照08年每天的平均用气量计算，大约可储存2个月的用气量。日本的天然气季节、月调峰主要依靠这些LNG储罐来进行调节。此外，对于每日不均衡的小时调峰，还通过在配气站建设小型球形储气罐的方式进行。另外，为平抑季度和月用气的不均衡性，日本大力推广天然气制冷和供热，不仅调节了天然气的月不均衡性，而且平衡了用电负荷，节省了电力装机，也起到了充分利用社会有效资源和降低社会总成本的作用。
（三） LNG储备调峰应急管理体制和机制
由于日本天然气主要是进口LNG，日本天然气储备也主要是依托LNG接收站建设LNG储备。
日本LNG储备调峰应急管理主要从保障资源采购安全和燃气供应运行管理两方面着手进行考虑的。
1．保障资源采购安全
日本进口LNG占全世界LNG贸易量的约40％，而作为日本进口量最多的东京燃气目前在东南亚、澳大利亚、美国和中东等地的世界六国拥有10个天然气开发项目，合计进口LNG1000万吨。东京燃气于1969年率先开始了日本的LNG进口，至今约40年，目前正在致力于扩大包括天然气开发生产的上游至运输、接收基地、直至天然气供应的“LNG价值链”。为保证安全稳定且赋有竞争力的LNG采购，执行如下政策：
① 寻求更加广泛的供应源，包括已签定长期供应合同、将于2008年开始的第七个国家俄罗斯的萨哈林Ⅱ以及将于2010年以后开始的西澳大亚的普鲁特戈贡等新项目。针对用户需求的变化采取更加灵活的合同形式，强化竞争能力。
② 积极参与海外的LNG价值链事业，不仅能提高应对价格波动风险的能力、保证事业收益，还能发掘出更多的商业机会。
③ 扩大本社船队，现有船5只，计划再投入2只，到2010年使本社船队的LNG运输比率将达总合同量的50％，有利于运输成本的降低。本社船队不仅担负长期合同的LNG运输，还可以机动灵活地用于现货采购的运输。还计划进一步发展为第三者提供LNG运输、提供船只租赁等事业。
2．提高燃气供应运行管理水平
1）供应与防灾一体化
以东京地区为例，东京燃气公司负责以首都圈为中心的约3,150km2的燃气供应。东京燃气集团的防灾、供应部门，下设防灾/供应组、设施组和供应调度中心。防灾、供应部门负责24小时不间断地对城市燃气的生产、供应进行综合性监管，切实有效地进行控制。其主要业务为：
城市燃气的生产、供应调度；
地震防灾对策的策划与立案；
非常灾害对策业务；
城市燃气供应设施的建设、维护管理；
内部无线设备的规划、建设与维护管理。
2）供应调度中心
城市燃气的需求量会因种种原因发生变化，会因季节、气温等种种原因发生变化。即使是一日之内，随着时间的变化燃气需求量随时在变动。
观看一日之内随时间的燃气需求变化可知，从早饭时间段开始，需求量开始增加，晚饭和洗浴时间段需求达到最高峰。夏季的日间是楼房开启制冷空调时间，城市燃气的需求量也会增加。每月的日平均需求量从气温、水温开始下降的11月份前后开始增加，1～2月份达到最大值。
城市燃气的需求与气温有着极其密切的关系。冬季气温下降1℃，则取暖和洗浴用热水的燃气需求日均增加约100万m3，夏季气温上升1℃，则制冷等燃气需求日均增加约20万m3。
供应调度中心负责24小时不间断地对城市燃气的生产、供应情况进行综合性监视和控制，将位于东京湾的根岸、袖浦、扇岛三个工厂生产的城市燃气，通过密布在供应区域内、总延长超过5万km的输气管网，安全送达用户。
供应调度中心对城市燃气制造工厂生产的燃气量以及调压站、燃气储罐的运行状况进行集中监控，对不断变化的城市燃气需求量进行24小时不间断地监视，对工厂发出调整生产量的指令的同时，切实有效地实施调压站的压力调整、燃气储罐的积存和调出。主要职能有：
向燃气生产厂发出调整产量指令；
通过对燃气储罐、调压站等的遥控进行供应调度与压力管理；
发生非常灾害（地震、大雨、洪水等）时的启动措施。
供应调度中心利用燃气综合控制系统，按照来自接收站和管网的压力、流量等实时信息，24小时不间断地监控、管理城市燃气的生产与供应、维护民众舒适的生活。
供应调度中心拥有日运行控制系统DOCS(Daily Operation Control System)，通过此系统仔细分析计算每天的生产和需求量。
五、国外天然气储备调峰经验启示
（一）对天然气储备的基本认识
同石油储备相比，天然气具有难储存、储运成本高等特点。
天然气储备由两部分组成：为防止资源供应中断而建立的战略储备；天然气的冬夏季用量差别大，需要大量的调峰气量，为应对调峰需求而建立的调峰储备。
目前各国天然气储备均由企业负责建立，英美为市场机制驱动型，依靠市场价格信号（冬夏价差）引导储气库投资决策，形成与消费需求相适应的储备规模；俄、日、法、意等国市场自由化程度较英美弱，这些国家通常授予1-2家主要供应商垄断地位并同时规定其储备义务，由承担区域垄断供气义务的公司负责建立天然气储备。
天然气储备主要作用是保障天然气的安全稳定供应。
国外进口依存度高的法国、意大利和日本提出战略储备的概念，俄欧“斗气”后欧洲各国都在广泛研究战略储备，但实际运行中的储备均为调峰和战略储备一体化运作。
各国天然气储气库规模是随着管网发展而逐渐形成。国外天然气储备规模通常与消费量和进口量挂钩，但并没有统一的标准。
天然气储备也是一个包括储备管理体制、运行机制、管理法制、投资建设、资金筹措和政策保障等内容的复杂系统工程。
（二）天然气储备目的
匹配供求（调峰），解决不同类型用户负荷变化而带来的季节/月份/日/小时用气不均衡同上游气田生产平稳性要求的矛盾。
确保天然气供应安全，保证供气的可靠性和连续性（预期以外的极端天气、重大灾害、气田管网事故）。
对外依存度高的国家建立战略储备以应对突发事件造成进口中断（政治因素、海域封锁等）。
稳定气价，实现价格套利（冬夏价格差及现货）。
减少照付不议风险（供需失衡，LNG进口国）。
提高输气效率，降低输气成本，优化管网系统运行方式，实现上中下游均衡生产和作业。
（三）规划和法规
各国政府重视对产业发展的综合规划，从上游资源勘探、开发到中下游的运输、储气调峰和市场开发进行统筹规划，对定价和管输设施的建设进行监管，并通过立法形式对政府、企业、终端用户的权利义务进行明确，对应急调峰责任进行规定。如美国1938年《天然气法》对州际天然气交易、价格和管网建设进行规制。俄罗斯国家杜马日通过了联邦《天然气出口法》，规定俄天然气出口业务将全部由国有公司承担，确立了国有的俄罗斯天然气工业股份公司对本国天然气出口的垄断地位。意大利在2006年开始执行“储气法规”，该法规由ENI的附属机构Stogit制订，并通过政府的批准，对第三方准入、使用储气能力、提供服务等方面进行了严格的规定等。
（四）主要储备方式及特点
目前美、欧、日等国季节调峰和应急储备主要方式为地下储气库（枯竭油气田、含水层、盐穴）和LNG储罐，CNG高压气罐和城市次高压管网储气调峰主要用于日、时调峰。日本、韩国以LNG作为主供资源的地区，LNG承担应急和季、日调峰。在欧洲大陆和美国，地下储气库为主承担季节调峰，LNG承担高峰月高峰日“尖峰”或应急调峰。以欧盟为例，其2008年储备库方式为枯竭油气田占69%，含水层占19%，盐穴占10%，LNG占2%。
地下储库特点：地下储气库容量大、相对安全。适用于季节调峰、事故应急和战略储备。枯竭油气藏、含水层和盐穴三种主要地下储气库类型的选择，主要依据各国具体地质条件和天然气需求不同来选择。 其缺点是要求合适的建库地址地理条件，垫层气费用昂贵，建设投资大，建设周期长。
LNG储库特点：储罐选址布局灵活、占地面积小、垫层气很少和建设周期短，配合适当的商务安排（组合采购策略、现货、换货等），调峰能力弹性好，性价比高。使用于缺乏管道气来源的经济发达、人口密集的地区的调峰、应急和战略储备，特别是以LNG作为主要资源供应的地区，以及缺乏地下储气设施形成地质条件的地区。其缺点是需要沿海和沿江进行布局，投资相对较贵。
（五）管网
建立互联互通、优化利用、安全可靠的全国天然气输气网络（包括省内管网及支线管网）是天然气产业发展的必然趋势和客观要求.同时，储气设施发挥作用也必须通过合理布局、搭配合理的干、支线配套管网才能发挥作用。
（六）运营
天然气储备设施的建设、运营多为1-2家公司（基本是主要天然气供应商）负责，战略储备和调峰储备一体化运作。
（七）各国储备趋势
天然气储备已经成为天然气消费国家安全稳定供气必要手段。进口量大对外依存度高的国家天然气储备天数高，欧美、日韩等国都在努力建立并扩大以调峰为主的调峰（生产）储备，并逐步建立以国家为主体的应急（战略）储备，以应对由于事故、极端天气、重大灾害、战争禁运等特殊情况导致供应中断。进口量大对外依存度高的国家调峰、储备天数高，如法、意、日；以LNG资源为主的地区如日本，其储备主要采取LNG方式。}