1、岸基LNG接收站增建储罐提升调峰
目前我国已建成投产的11座LNG接收站，设计时的一期规模多在300万~350万吨/年，其配套的罐容均在32万-48万立方米，总罐容和年接收规模的比例仅在0.11~0.16立方米/吨。此外中 国石化在天津、北海以及中 国海油在深圳的LNG接收站仍在建设中。这些LNG接收站都位于我国经济发达、人口稠密的沿海地区，直接面对主要用气市场。
假设每个接收站(考虑我国已建和在建的共计14个接收站)都增建1座16万立方米储罐，则在3年内我国可迅速建立起近14亿立方米天然气储备能力(一座储罐的建设时间大概需要3年)，相当于两个大张沱储气库，而且液化天然气储罐不需要垫底气，可实现即进即出。据了解，我国大部分LNG接收站在前期设计时，均对二期及远期预留了规划用地，如果能充分利用这些土地资源建设储罐，再利用接收站已有的汽化、输送设施，或根据需要适当增加汽化能力，即可实现天然气储备及调峰。
以唐山LNG接收站为例，这个LNG接收站2013年11月建成投产，当年冬季即成为华北地区的主力供气气源。在2013年11月至2014年3月的冬季保供期间，其向北京地区的总供气量、日均供气量、高峰时段供气量分别达到北京地区用气总量的26%，25%，35%a截至2014年底，唐山LNG接收站已经投运了4座16万立方米LNG储罐，汽化外输能力达到4200万立方米旧，成为华北地区重要的供应气源。2014年供气总量、日均供气量、高峰时段的供气量占北京用气总量的22%、22%、21%(2015年元月给北京的供气量占北京用气总量的36%)。目前站内还预留了储罐用地以及一个可以停靠8万~26万立方米LNG船舶的深水泊位。唐山接收站从战略位置、土地及水域条件等方面已经具备作为京津冀地区的天然气储备调峰库的选址条件。唐山LNG接收站利用站内预留地可建设4座16万立方米的储罐，天然气储备能力可增加约4亿立方米(每个储罐可以储存天然气约9600万立方米)，通过增扩建站内相应配套设施，储备能力即可发挥作用。随着钢材价格走低、LNG储罐设计和建设技术日臻成熟，LNG储罐建设成本将逐渐降低。与目前国内正在开展的盐穴储气库、油气藏储气库相比，LNG储罐还有建设速度快，没有卤水处理问题，不需要垫底气，单位储存容积建设投资和运营成本较低的诸多优 势。
增建LNG储罐运行分为以下两种情况(仅考虑增建的4个储罐)。
1)一次性周转。低温储罐仅在淡季储存国内LNG、长贸合同LNG或价格较低的现货备用，用气高峰季作为供应补充。储罐产生的闪蒸气(BOC)通过增压处理后，可直接外输至下游已建成的管道。冬季，在满足储罐最 低液位要求的情况下，4座储罐可保证连续外输9天(外输量4200万立方米/日)。这种清况的收益可通过减少冬季LNG现货采购量和冬夏季天然气销售价格差来实现。
2)商业储备，多次周转。采取“低吸高抛”，满足生产性周转和季节性调峰需要。根据LNG市场的价格走向，在用气淡季购买具有价格竞争力的LNG，并进行液态和气态产品销售。在冬季用气高峰或-气源有突发情况不能正常供气时，可及时向市场提供稳定气源。
近年来，随着美国、欧洲对进口LNG需求弱化，我国、日本等国重启核电项目，特别是 2014年6月以后国际油价一路走低，与日本综合原油价格(JCC)挂钩的亚太地区LNG进口价格逐步走低。未来几年，LNG价格还将继续在低位徘徊，这也为我国实施LNG商业储备提供了良好契机。
2、浮式LNG接收站储备灵活调峰
截至2014年底，全球已有16座浮式LNG接收站投入使用，还有20多个项目在建或规划建设。目前已建或在建的浮式LNG接收站以FSRU为主要形式。与陆上LNG接收站相比，建设浮式LNG接收站的优点表现在：FSRU可在高效的工业造船厂环境中建造或通过已有LNG船改造，建设周期短、投资少，可以快速占领市场；由于可以灵活调动和部署，FSRU能够适应不断变化的市场，既可以连续供应，也可以季节调峰，还可以作为运输船参与LNG运输；可以实现远离陆地布置，减少对日趋紧张的深水岸线和港口土地资源的占用，避开人口密集区等优 势。但也存在因恶劣天气影响供气稳定性、操作成本高等缺点。与陆域LNG接收站相比，浮式LNG接收站更经济。
2013年底，中 国海油天津浮式LNG接收站建成投产，但该站的主要目标不是 季节调峰，而是 更快捷地进入下游市场。借鉴中东和南美地区的经验，我们 可以根据对市场用气的预测有选择性地在我们 沿海地区进行规划布局，新建或对沿海已有码头进行改造，建设浮式接收码头；通过灵活的资源采购模式，利用国内地区季节差异，选择多个错峰市场提供季节性供气服务。甚至可以利用南北半球地区差异与南美或中东的国家联合采购资源、联合租用FSRU，国内冬季用气高峰期间FSRU在我国港口工作，夏季FSRU到南半球或中东地区工作。这样既可以避免国内已建LNG接收站在用气淡季低输量运行的尴尬，也可满足高峰期用气需求，还可以节约建设成本和运营费用。
另外，目前国外已建成的浮式LNG接收站，约有一半采用“船对船”操作模式(浮式船和LNG船直接通过卸料臂或软管进行LNG交接，不需要码头)，这种模式不仅可以节省码头建设费用，而且可以减少运行和维护费用。目前“船对船”这种LNG转运模式在我国还没有得到相关部门的许可，期待随着该项技术的进一步成熟普及，可以在我国得到应用推广。
3、小型LNG液化厂及LNG卫星站调峰
截至2014年底，我国已投产运行的LNG工厂有113座，总产能为6780万立方米旧，年产能1600多万吨LNG。因上游气源价格提高，下游市场疲软，尤其是 2014年下半年油价持续暴跌，进口低价LNG的冲击，国内LNG工厂陷入困境，开工率不到50%，新建项目普遍经营亏损，成本与售价倒挂。
目前国内LNG工厂的气源基本来自管道天然气，如果LNG工厂闲置的产能参与到季节调峰中，按照全年淡季8个月生产、产能按50%计算，则至少可以年产500万吨LNG。我国目前还有数百座LNG卫星站和庞大的LNG车船罐箱运输物流，如果将这500万吨LNG通过LNG车船罐箱周转到分布在各地的卫星站或是 接收站储存，在冬季用气高峰期再将这些液态产品汽化释放到管网中，则意味着国内又增加了约70亿立方米的季节调峰能力，此举可盘活国内LNG工厂和卫星站闲置的生产能力，提高企业收益。上海5号沟LNG调峰站就是 一个很好的案例。
我国LNG槽车发展也很活跃，通过LNG槽车实现液化厂和卫星站的周转，增建陆域LNG储罐接收液态产品，企业可以自主管理LNG储备，不过前提是 必须保证一定比例的义务储备，以备在市场出现波动时，由国家调拨进入市场调峰供气。但国内LNG液化厂和卫星站所有权非 常复杂，因此必须由国家层面统一进行疏导，才能有效保证国家供气安全并引导LNG行业健康发展。
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