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      從1995年底國家計劃委員會委托中國海油牽頭組織開展東南沿海地區適量進口LNG的規劃研究，到中國第一座LNG接收站--廣東大鵬LNG接收站投產，歷經10年時間；從第一座LNG接收站投產到今天，又歷經了一個10年。目前，中國已有12個LNG接收站投入運營，截止2015年底，LNG進口總量累計達到1.17億噸。從中國LNG接收站儲罐運營周轉率的平均水平看，雖然與日本、韓國的周轉率差不多，但是就單個接收站看，周轉率水平差異很大。從儲罐總容量與最大周轉量、周轉率的對應關系看，中國的大部分LNG接收站還有很大的富余能力空間。
LNG接收站儲罐的總容量需要在保證市場安全用氣的前提下，根據市場供、用氣總量，供、用氣特性經模擬計算確定。LNG接收站儲罐運營周轉率（＝LNG接收站年周轉量/LNG接收站儲罐總容量）是反映接收站儲罐總容量與周轉量之間對應關系的一個重要指標。這項指標不僅可以考察LNG接收站儲罐的利用情況，周轉能力是否有富余，還是預測和規劃中國LNG接收站建設數量和儲罐總容量的重要參數。

1　LNG接收站儲罐規模的確定
LNG接收站建設儲罐的數量，需要綜合考慮市場供用總量、供用特性以及船期延誤的可能性等確定。從保證市場安全可靠用氣的角度，需要考慮：1）滿足日常周轉需要；2）滿足目標用戶安全用氣需要；3）滿足目標用戶季節調峰用氣儲備需要；4）根據目標市場安全保障體系建設要求，與其他供應源一起承擔的滿足目標市場所有客戶的應急用氣需要。
1.1　滿足日常周轉需要的罐容（Q1）
日常周轉需要的罐容Q1是要確保：1）船到港時，儲罐有足夠空間承載從船上卸下的貨物；2）儲罐存量能夠在下一船按期卸貨前滿足市場平均用量。通常，結合接收站常用船型或船期之間的平均日用氣量確定。
1.2　滿足目標市場安全用氣需要的罐容（Q2）
除滿足日常周轉需要之外，還要考慮意外情況，在LNG船不能按期抵達并卸貨時，儲罐里的LNG有一定存量（簡稱"安全余量"）能夠保持市場正常用氣。實踐中主要考慮因惡劣氣象、海況等對LNG船靠泊的影響。福建LNG接收站碼頭的最大持續不可作業天數為5天，設計上的安全余量（Q2）按滿足7天用量考慮。
1.3　滿足目標市場季節用氣需要的罐容（Q3）
不同的用氣市場有自身的用氣特性。中國北方地區市場的用氣季節性峰谷差很大，例如：北京地區的采暖季日用氣量是夏季日用氣量的9倍；冀中南地區2014年冬季月不均勻系數最大是1.44，最小是0.76，預測2025年月不均勻系數最大、最小值分別為1.61、0.67。對于滿足市場季節性用氣需求，可考慮的辦法有：1）在長期資源采購合同中明確資源供應按市場季節性用氣需求安排船期計劃；2）作為補充，在長期資源采購合同不能滿足或不能完全滿足市場季節性用氣需求的情況下，通過短期或現貨采購滿足季節性需求；3）建設季節調峰儲備罐。
在上述辦法中，第一種辦法最為經濟、安全和可靠。早前國際LNG市場的購買方主要以冬季用氣量大的北方地區（日本、韓國）用戶為主，資源供應基本上是按"合理均勻"和"固定間隔"安排船期。近十多年來，中國南方地區、東南亞地區以及印度等地的夏季用氣量在不斷增加。預計隨著國際LNG市場規模的不斷擴大，LNG貿易將愈加活躍。與有資源池概念的大型供應商簽訂季節性供氣的長期合同，或者與有季節性錯峰需求的用戶合作聯合采購，或者用戶之間（通過聯合采購或靈活的目的地條款）相互季節性調劑船貨，以實現資源供應按季節性需求安排成為可能。2002年，中國簽訂的第一個LNG資源采購合同--廣東LNG項目一期資源采購合同，就是一個根據廣東一期用戶的用氣特性，按季節性需求安排船期的合同。這是在當時市場長期低迷的情況下，通過公開招標獲取資源并按季節供氣的一個比較特殊的案例。
第二種辦法通過短期合同和現貨采購解決長期季節性用氣需求。LNG貿易實踐中采用過這種辦法，特別是韓國。結合國際LNG市場近些年的狀況，理論上看這種辦法的可靠性較差。雖然過去數年LNG市場的現貨價格低迷，但在冬季還是有采購不到現貨的情況。為了提高可靠性，韓國、日本的一些預計冬季資源供應不足的用戶，在操作上一般提前三、四年或更早就開始落實冬季資源，最晚也是在當年夏季開始，因為在冬季臨時采購的風險很大。2006年初的冬季，韓國天然氣公社（KOGAS）為保證市場用氣，曾高價（25美元/百萬英熱單位）促使即將到達美國西海岸的一艘LNG船掉頭改航到韓國。
第三種辦法是建設季節調峰儲備罐。雖然這種辦法能夠很好地解決均勻來船、季節性用氣問題，但是項目的經濟性面臨考驗。季節調峰儲備需要多大的罐容（Q3），一般需要根據資源供應、市場季節用氣特性、用氣量等預測情況，具體測算和模擬確定。
（見【相關鏈接】）

【相關鏈接】廣東、福建LNG接收站項目的一期工程均計劃建設兩個16萬立方米的儲罐，以滿足Q1+Q2需要，未考慮Q3。廣東LNG項目的資源合同有按季節用氣需求的安排，下游市場落實在季節用氣安排上沒有遇到困難。福建LNG項目的資源合同規定船期按"合理均勻"和"固定間隔"安排，下游用氣252萬噸，其中200萬噸用于3個電廠的10臺燃氣機組發電。但是福建電網要求燃氣發電用氣要需求滿足福建過去3年（2002－2004年）火電平均發電旬不均勻系數要求（見圖A）。
要滿足福建電網的要求，一是爭取資源方按季節性需求量供氣，二是建設季節用氣儲備罐。經與資源方溝通，資源方表示不能夠滿足福建提出的季節性供氣要求。因此需要增加儲罐。經模擬，需要增加近5個16萬立方米的儲罐（見圖B），增加儲罐的結果是，福建LNG項目的總體經濟性很受影響。

最后，在省政府的協調下，接收站、電廠和電網3家最終協商確定：1）接收站在投產后第四年，再投產兩個16萬立方米儲罐；2）將接收站的儲罐液位情況實時提供給電網總調度部門；3）電網總調度部門結合電網供用電情況、LNG儲罐液位情況合理安排燃氣機組發電，并積極配合接收站，確保LNG不溢罐、不放空、不低于安全余量。

1.4　滿足目標市場天然氣安全保障體系建設需要的罐容(Q4)
目前，中國LNG接收站的儲罐建設，還未考慮為滿足目標市場天然氣安全保障體系建設的需要而建設應急安全保障備用儲罐。從體系建設考慮，接收站必須具備滿足保障體系要求的應急外輸能力，但是是否還需要考慮為此目的增加建設LNG儲備罐？
2015年中國的LNG進口總量約2000萬噸，平均每5天進口4船LNG，隨著市場的不斷發展，來船會更多。如果某個LNG接收站有應急需要，在短時間內臨時調度數船LNG進港應不是問題，加上接收站已有的安全余量、季節用氣儲備等，以此實現天然氣安全供應保障體系，已經有很高的可靠性。因此，當前可以不考慮因天然氣安全保障體系建設的需要而建設相應的LNG儲備罐。

2　LNG接收站儲罐規模與周轉量、周轉率的關系

LNG接收站儲罐運營周轉率＝LNG接收站年周轉量/LNG接收站儲罐總容量。LNG接收站儲罐總容量一般根據正常周轉需要（Q1）、安全儲備需要（Q2）、季節用氣儲備需要（Q3）模擬測算確定。由于儲罐投資比較大，投資建設儲罐通常根據實際需要分階段進行。
理論上，在上下游均勻供用氣或上游按下游季節性需求供氣的情況下，LNG接收站儲罐建設只需考慮滿足Q1和Q2的需要。如果接收站的周轉量要翻一番，接收站的Q2需求相應增加一倍，但Q1不需要增加（實踐中，多個合同供應下，Q1需要考慮實際來船存在不均勻性而適當增加）。在資源按"合理均勻"、"固定間隔"供應，市場季節性用氣的情況下，儲罐建設除要滿足Q1和Q2的需要外，還需考慮滿足季節性備用儲罐Q3的需要，并隨周轉量的增加，除考慮相應增加Q2外，還需要根據季節波動情況或相應增加Q3的規模。
經模擬計算，在上下游均勻供用氣和上游按季節性需求供氣（假設高峰期日用氣是平均日用氣的2倍）兩種情況下，LNG接收站根據Q1+Q2確定的總罐容與LNG接收站的年最大周轉量、儲罐運營周轉率的關系分別見圖1和圖2。

對比圖1和圖2，即使能夠季節性供應資源，有季節性用氣與無季節性用氣相比，同樣規模的儲罐總容量，最大周轉量和儲罐運營周轉率下降近一半。
在市場季節性用氣，資源供應按"合理均勻""固定間隔"安排的情形下，由于季節儲備罐（Q3）的最大周轉率只有1（假設全年僅有一個季節用氣高峰），儲罐運營的最大周轉率會大打折扣。其儲罐總容量與最大周轉量、周轉率的關系見圖3（以季節儲備用氣總量占全年周轉量的10%模擬③）。
對比圖2和圖3，資源均勻供應相比按季節供應，同樣規模的儲罐總容量，其年度最大周轉量和周轉率分別又下降了2/3多。

需要特別說明的是，以上分析是建立在LNG接收站的功能定位確保其用戶長期安全用氣（包括應急用氣、季節調峰用氣）的基礎上。

3　日本、韓國、中國的LNG接收站儲罐運行周轉率情況

3.1　日本的LNG儲罐年周轉率情況
日本分為關東（Kanto）、中部（Chubu）、關西（Kansai）和九州（Kyushu）4個地區市場。LNG接收站及管網建設分別由地區市場內的一家燃氣公司和電力公司規劃和投資建設，經過近50年的發展，形成了以接收站為核心、連接輸氣干線的區域性網絡（見圖4），各區域內，多個LNG接收站通過管線連接，自供自保。

截至2015年4月，日本已投產LNG接收站共計35座（不含已投產的７座轉駁站）④，儲罐總容量1662.32萬立方米⑤。2013－2015財年日本的LNG進口量分別為8773萬噸、8907萬噸和8357萬噸，平均每年8680萬噸⑥。由此推算，LNG儲罐年周轉率平均為12.43。
日本的城市燃氣與電力公司燃氣發電基本上是各自建站管理（少部分共用碼頭，分別建造或租用儲罐）。圖5為全日本燃氣發電與城市燃氣接收站的儲罐年周轉率情況對比。可以看出：1）城市燃氣接收站的年周轉率在1990年之后逐步提升，2002年之前在5左右，至2014年接近10；2）電力公司LNG接收站的年周轉率過去30年基本維持在17左右，且是城市燃氣接收站周轉率的2倍以上。

分析比較日本的燃氣發電用氣月不均勻系數⑦和城市燃氣用氣（以大阪瓦斯公司為例）月不均勻系數（見圖6），可見電廠用氣相比城市燃氣用氣的月峰谷差小很多；電廠用氣有兩個峰和兩個谷，峰谷之間的時間相對比城市燃氣要短一半。這意味著：1）在同樣周轉量的情況下，電廠建造LNG接收站用于季節儲備的儲罐容量可以相對比城市燃氣要小；2）電廠進行季節調峰儲備的儲罐利用率可以比城市燃氣高一倍。因此，在"合理均勻"和"固定間隔"供氣的情況下，為保證市場季節性用氣，城市燃氣用于季節儲備的LNG儲罐要比電力公司的儲罐多，城市燃氣LNG接收站的周轉率比電力公司的周轉率低也是必然結果。

以大阪瓦斯公司的LNG接收站⑧為例分析其儲罐運行周轉情況。日本大阪瓦斯基本上是靠建設季節性儲備罐以解決季節用氣問題的。大阪瓦斯現有泉北第一、第二和姬路3個LNG接收站，儲罐總容量合計241.5萬立方米。用氣市場2008、2011及2014財年月不均勻系數見圖7。以2014年為例，最大月用氣量發生在1、2月，最小發生在11月。最大月用氣量是最小月用氣量的1.5倍左右。

大阪瓦斯的LNG資源供應基本上按"合理均勻"和"固定間隔"安排船期。按照均勻來船以及相應的年進口總量，模擬2008、2011和2014年儲罐的LNG存量情況見圖8。從中可見，4月份儲罐的LNG存量最低，之后逐步走高，至冬季高峰用氣之前的11月份，存量處于高峰。大阪瓦斯最近幾年平均進口量約800萬噸。儲罐運行年周轉率為7.88。

3.2　韓國天然氣公社的LNG儲罐運營周轉率情況
根據韓國天然氣公社（KOGAS）和韓國SK集團提供的有關資料，截至2015年底，韓國已建成投入商業運營的接收站5個（見表1），在建1個。在建的保寧LNG接收站由SK和GS合作建設，計劃2016年10月投產。該項目一期建設3個20萬立方米的儲罐，1個7.7萬立方米的LPG儲罐，LNG儲罐總容量60萬立方米，1個18萬立方米的LNG船泊位；二期計劃再建設4個20萬立方米的LNG儲罐。

除由SK主導的已于2006年投產的光陽接收站和在建的保寧接收站外，韓國基本上由KOGAS統一負責LNG接收站、輸氣管線的規劃、建設和運營。經30多年的發展，已經形成由4個巨型LNG接收站和連接4個接收站的4000多千米的國家管道組成的覆蓋全國的天然氣供應保障體系（見圖9）⑨。KOGAS的LNG接收站年汽化外輸能力合計1.32億噸，2013－2015年這4個接收站的總周轉量平均是3520萬噸，外輸能力是周轉量的近4倍。韓國的這種安排意味著，如果某段管道或某個接收站因意外而不能正常工作，其他接收站可以加大外輸量以補救。

分析KOGAS的儲罐運營周轉率情況⑩。根據KOGAS提供的數據，2013－2015年其LNG銷售量分別為3867萬噸、3517萬噸和3145.6萬噸。燃氣發電、城市燃氣及市場總用氣的月不均勻系數情況分別見圖10、圖11和圖12。

月不均勻系數的圖示可見：1）燃氣發電和城市燃氣用氣高峰都是在冬季；2）燃氣發電高峰期日均用氣量是低谷期日均用氣量的1.5倍，城市燃氣高峰期日均用氣量是低谷期日均用氣量的3倍；3）燃氣發電和城市燃氣綜合起來看，用氣量最大的月份是12月和1月份，月不均勻系數在1.5左右；最小的月份是6月份，為0.75。最大月是最小月用氣量的2倍。
KOGAS是怎么解決市場季節性用氣問題的？根據KOGAS的介紹，他們首先爭取長期合同按照季節性用氣需求安排船期，其次通過多建儲罐、簽訂短期季節性供氣合同以及現貨采購綜合解決季節性用氣需求。
按照KOGAS過去3年的市場用氣量平均數3510萬噸（LNG船型按14.5萬立方米計，大約576船）和平均月不均勻系數模擬推算，如果資源供應按"合理均勻""固定間隔"安排，KOGAS需要投資建設的儲罐總容量為1286萬立方米（見圖13）。然而，截至2015年底，KOGAS的4個LNG接收站建成投產的LNG儲罐總容量實際為1026萬立方米，相差260萬立方米（相當于17個單體容積16萬立方米的儲罐）。在儲罐總容量為1026萬立方米的情況下，KOGAS需要通過長期合同、短期合同和現貨補充的辦法，在全年576船中安排至少18船按季節供應，占全年來船總數的3%，比例看上去很小，但對節省儲罐建設投資的意義很大。以建設一個16萬立方米的儲罐約投資5億元計（不含征地費用），減少17個儲罐將節省投資80億元⑪。

經計算，KOGAS的4個LNG接收站的儲罐年運營周轉率平均為8.15。這樣的周轉率，是在冬季月用氣量是夏季月用氣量的兩倍的情況下取得的，實為不易。如果僅靠多建儲罐解決季節調峰，那么計算出的儲罐年運營周轉率只有6.5。
進一步地，如果能夠完全根據季節性用氣需求來安排資源供應，則韓國KOGAS建設的儲罐總容量只需達到400萬立方米就夠了（大約25個單體罐容為16萬立方米的儲罐），此種情況下，儲罐的年運營周轉率大幅提升到25左右。
3.3　中國大陸的LNG接收站儲罐運營周轉率情況
截至2015年底，經國家核準投產運行的LNG接收站共計12座，儲罐總容量570萬立方米。2014、2015年，LNG進口總量分別為1984萬噸和1965萬噸（中國海關數據）。除天津浮式LNG接收站和2016年投產的北海LNG接收站外，2014、2015年中國大陸數個主要的LNG接收站儲罐運行周轉率平均分別為10.16和8.38（見表2）。

然而，就單個接收站看，中國各LNG接收站的儲罐年運行周轉率差異很大。以2014年為例，周轉率最大的是廣東大鵬LNG接收站，達到25.15；最小的是2013年底開始試運行的珠海LNG接收站，周轉率只有1.61。周轉率在平均數以上的只有廣東大鵬、上海和福建這3個LNG接收站，江蘇如東LNG接收站略低于平均數。2015年，受宏觀經濟和LNG進口價格滯后于油價向下調整的影響，大部分接收站的周轉率均有所下降，其中江蘇、福建、大連和寧波LNG接收站的儲罐周轉率下降較為明顯，分別下降了31%、20%、18%和14%。
2014和2015年，廣東大鵬、福建和上海LNG接收站合計儲罐運營周轉率平均為15.62，高于日本的12.43和韓國KOGAS的8.15，接近日本電力公司的周轉率。考慮到廣東大鵬、福建和上海地區的季節性儲備需求不如日韓那么大，周轉率相對較高理所應當。
江蘇如東、寧波、大連和唐山LNG接收站的年周轉量基本在150萬噸上下，年周轉率在10以下，結合其儲罐總罐容，接收站還有很大的富余能力。根據中國石油把LNG作為長輸管道氣的補充，以及儲氣調峰和應急備用的戰略定位，江蘇如東和唐山LNG接收站外輸天然氣統一由中國石油天然氣調度中心調度，以建設應急安全保障體系和冬季保供為目的，其擁有的接收站的周轉量和周轉率相對較低具有合理性。