安 旭

錦州北燃燃?xì)庥邢薰?/p>

1 供氣緊張危機及其應(yīng)對措施

1.1 供氣緊張危機及潛在安全危機

天然氣是目前世界是應(yīng)用最廣泛的主要燃?xì)赓Y源，全球經(jīng)濟擴張和燃?xì)夤┡娣e的擴大不斷增加對天然氣的需求，冬季用氣高峰的來臨，特別是近年“煤改氣”項目的大范圍落地實施，更加劇了天然氣供應(yīng)的緊張形勢。

2017年中國北方爆發(fā)了大面積供氣緊張，這是繼2009年、2013年供氣緊張之后，又一次波及全國的供氣緊張。其中，既有巨大終端需求與落后氣源供應(yīng)量的供銷矛盾，也有天然氣利用率高速增長與落后的氣源輸送方式的配給矛盾，還有宏觀政策與實施單位的博弈矛盾。我國天然氣需求在未來一段時間內(nèi)仍將處于高速增長階段，而由于我國能源結(jié)構(gòu)中富煤、貧油、少氣的資源稟賦，這種不平衡狀態(tài)勢必將在一定階段內(nèi)長期存在。

鑒于供氣緊張危機的預(yù)期，國家也在不斷拓寬天然氣來源渠道。目前，我國正在積極打造由國產(chǎn)天然氣、進口液化天然氣、進口中亞天然氣、進口俄羅斯天然氣、進口緬甸天然氣五大來源組成的多元化氣源格局，但發(fā)展并不均衡，國產(chǎn)天然氣產(chǎn)能長期滯后，其增長率遠(yuǎn)低于進口天然氣，形成了國內(nèi)天然氣供應(yīng)安全越來越依賴于進口天然氣的局面。國際能源署（IEA）聯(lián)合上海石油天然氣交易中心在上海發(fā)布《2018世界天然氣市場報告》，報告指出，2017年世界天然氣消費快速增長，中國以年15%的增長率成為最大貢獻國，其增量占全球增量的37%。這一驚人的增長主要在于中國在居民和工業(yè)領(lǐng)域的煤改氣措施以及能源結(jié)構(gòu)的持續(xù)清潔化，清潔空氣計劃和經(jīng)濟增長驅(qū)動中國天然氣中長期的需求[1]。2017年中國天然氣供給中1 470×108m3為自產(chǎn)氣，940×108m3為進口氣[1]。據(jù)該報告預(yù)測，中國在2019年將成為世界上最大的天然氣進口國，其中大部分進口增量將是LNG，從歐亞大陸進口的管道氣量也將因新建、擴建管道而顯著增加。2017—2023年中國預(yù)計會增加80%的天然氣進口量，從510×108m3/a增加至900×108m3/a，至2023年中國天然氣年進口量將達到1 710×108m3，屆時，天然氣進口依存度將由39%增加到46%[1]。這就引發(fā)了另一個潛在供應(yīng)危機，即進口天然氣依存度過高的問題。

從表1可知，中、美兩國同樣作為經(jīng)濟大國，同時也是天然氣生產(chǎn)、消費的大國，在我國天然氣對外依存度不斷攀升時，美國已在2017年轉(zhuǎn)變?yōu)樘烊粴獾膬舫隹趪?，中美兩國形成強烈反差?/p>

表1 中美天然氣對外依存度對比表 [2] 108 m3

這里無意夸大天然氣對外依存度過高帶來的危險，畢竟日本、韓國在缺少管道氣輸入的情況下，通過國際LNG進口也實現(xiàn)了天然氣供應(yīng)。但需要強調(diào)的是，由于意識形態(tài)、地緣政治、經(jīng)濟利益以及其他因素的綜合作用下，我國進口氣源保障的可靠程度并不高，2017年中亞管道天然氣的無故減產(chǎn)就曾導(dǎo)致西北大片地區(qū)用氣告急、甚至停供斷氣。

根據(jù)國際天然氣聯(lián)盟（IGU）的經(jīng)驗，天然氣進口依存度在30%以上的國家應(yīng)該擁有消耗量12%以上的地下儲氣庫容量，目前，全球地下儲氣庫調(diào)峰量與天然氣消費量的比值為10.3%。而我國天然氣進口依存度早在2014年就超過了30%，但截至2017年，我國累計建成投產(chǎn)的25座地下儲氣庫總設(shè)計工作氣量僅178.6×108m3，只占2017年天然氣消費量的7.42%。

1.2 危機應(yīng)對措施

為保證天然氣供應(yīng)，必須盡快建立起相對完善的燃?xì)鈶?yīng)急保障系統(tǒng)，以保證危機來臨時，能把對用戶的不利影響壓到最低程度。就目前而言，非常規(guī)天然氣的開發(fā)尚處于進行中，雖有部分項目取得了一定的進展，但煤制氣、頁巖氣、煤層氣的開發(fā)仍存在各自的難題，距離成為常規(guī)天然氣的有效補充尚有不少差距。除了調(diào)整用氣結(jié)構(gòu)、利用價格杠桿緩解高峰供氣壓力等措施外，加強氣源保障建設(shè)，提高儲氣能力自然也是必須采取的應(yīng)對措施。

國家一方面鼓勵煤層氣等非常規(guī)天然氣的加快開發(fā)，另一方面鼓勵省市縣自建調(diào)峰設(shè)施、加強儲氣調(diào)峰能力建設(shè)。國務(wù)院頒布《城鎮(zhèn)燃?xì)夤芾項l例》[3]要求城鎮(zhèn)燃?xì)夤疽越ㄈ細(xì)庹{(diào)峰設(shè)施，2018年4月國家發(fā)改委又提出了《關(guān)于加快儲氣設(shè)施建設(shè)和完善儲氣調(diào)峰輔助服務(wù)市場機制的意見》[4]（以下簡稱《意見》），進一步細(xì)化要求，明確了儲氣指標(biāo)要求，其中，地方政府到2020年至少形成不低于保障本行政區(qū)域日均3天需求量的儲氣能力； 城鎮(zhèn)燃?xì)馄髽I(yè)到2020年形成不低于年用氣量5%的儲氣能力。且各方的儲氣指標(biāo)不得重復(fù)計算。要求由供氣企業(yè)、地方政府、城鎮(zhèn)燃?xì)馄髽I(yè)各方分別實現(xiàn)各自的儲氣能力指標(biāo)，補足儲氣調(diào)峰短板。

《意見》要求建設(shè)的儲氣系統(tǒng)存量，地方政府加上城鎮(zhèn)燃?xì)馄髽I(yè)合計可滿足本地區(qū)21.25天的用氣需求，單從數(shù)字上看似乎不少，但由于各地冬夏峰谷差巨大，而氣源緊張均發(fā)生在冬季。因此，這部分儲氣量大體上只能保障冬季10天左右的用量。即便是這個最基本的要求，各地也很難保證在2020年落實到位。

由于各地普遍不具備地下儲氣庫（含枯竭油氣藏、含水層、鹽穴）和沿海LNG接收站的建設(shè)條件，也缺少巨大的建設(shè)資金投入，儲氣系統(tǒng)的建設(shè)難度就很大。特別是中小城市，由于長期缺少大規(guī)模的儲氣設(shè)施，規(guī)劃的應(yīng)急調(diào)峰設(shè)施普遍已經(jīng)成為保障城市用氣的常用設(shè)施，甚至不具備日均3天用氣量的儲氣能力，儲氣能力不足已成為制約我國天然氣產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的瓶頸。

2 儲氣方案的選擇

2.1 液化天然氣（LNG）方案

由于儲氣系統(tǒng)要求所備氣源必須與現(xiàn)有天然氣系統(tǒng)兼容，且具有立即響應(yīng)的實時性，可供選擇的方案并不多。目前，常見的方案是建設(shè)LNG或壓縮天然氣（CNG）儲氣庫。其中，CNG儲氣井群由于規(guī)模偏小，單位儲氣量成本偏高等問題，通常不被接受，最常用的解決方案就是LNG儲氣模式。

盡管LNG儲氣工藝技術(shù)成熟，但由于系統(tǒng)自身特點，對冬季氣源保障的能力并不強，其缺點如下。

2.1.1 前期投入較多，日常損耗較高

LNG調(diào)峰儲備工程投資規(guī)模較大，占地較大，建設(shè)周期較長，但利用率偏低、經(jīng)濟效益較差，因此企業(yè)主動儲備的積極性普遍不高。

更主要的是LNG儲氣系統(tǒng)存在BOG的處理、利用和安全問題。為了能夠?qū)崿F(xiàn)低價進氣，冬季調(diào)峰，一般需要在夏季開始儲氣，LNG儲罐正常日蒸發(fā)量在3‰左右，從夏到冬至少在100天左右，這就意味著如果沒有對BOG進行冷凝處理，所儲LNG將有30%不得不加壓轉(zhuǎn)入輸配系統(tǒng)甚至放空，企業(yè)必須定期購入LNG進行補充。

2.1.2 價格較高，燃?xì)馄髽I(yè)購氣意愿不強

LNG的經(jīng)濟運輸半徑在300 km以內(nèi)，超過部分每百千米就要增加成本60～80元/t，即便按照LNG低價期，夏季出廠價每噸3 000元購入儲氣計算，經(jīng)過運輸、儲存、氣化后輸配價格也已接近3.5元/m3，已經(jīng)超過許多地區(qū)的天然氣居民銷售價格，而實際上2017年冬季北方地區(qū)LNG的市場價格每噸已破萬元，如此高昂的氣價，燃?xì)馄髽I(yè)應(yīng)急保供還可以接受，作為儲存用氣而投入大量資金，僅是價格倒掛一項企業(yè)就很難承受。

2.1.3 儲氣能力有限，持續(xù)保供穩(wěn)定性較差

由于我國天然氣生產(chǎn)能力有限，國內(nèi)液廠氣源主要依靠進口，一是接收境外管道氣，二是接收進口LNG。這兩者都存在風(fēng)險。

首先是進口管道氣。目前中亞管道天然氣進口總量占據(jù)中國進口管道天然氣總量的90%左右，這種情形將一直維持到中俄東西伯利亞管道正式投產(chǎn)的2020年。然而，中亞管線的多次限供、停供行為，不管是出于供給國天然氣產(chǎn)能不足的客觀反映，還是出于待價而沽的商業(yè)考慮，抑或是契約精神的缺失，總之很難要求中亞國家主動履行對中國的天然氣出口義務(wù)，我國只能被動承受損失。

其次是進口LNG。截至2017年年底，我國沿海地區(qū)（不含香港特別行政區(qū)和臺灣?。┮延?8個LNG接收站在運營，接受能力接近6 000×104t。但岸基LNG接收站一方面分布不均，受接收站與主干管網(wǎng)無法連通以及槽車裝車撬不足等因素的制約，存在轉(zhuǎn)運問題；另一方面受岸線資源限制，新建接收站投資巨大，審批困難。今后即使采取浮式LNG接收利用終端可以擴大接收能力，但由于不具備儲氣能力，同進口管道氣一樣都將面臨LNG市場化供應(yīng)導(dǎo)致的供應(yīng)中斷風(fēng)險。

正是由于上游液廠氣源不穩(wěn)定，補充困難，因此在全國性的氣源緊張時，LNG儲氣供應(yīng)模式難以持續(xù)保供，氣源可靠性較差。

2.2 空混氣（SNG）方案

空混氣即氣態(tài)的液化石油氣摻混空氣（LPGAIR），是合成天然氣（Synthetic Natural Gas，SNG）的一種。SNG狹義指煤制天然氣（煤制SNG），廣義則包括所有非天然氣而具有可與天然氣互換使用性能的氣體燃料，其中就包含空混氣。

空混氣供氣模式是指在天然氣管網(wǎng)壓力不足時，將儲存的液態(tài)液化石油氣（LPG）經(jīng)氣化減壓再與一定比例的空氣混合后及時補充到管網(wǎng)中，使供氣管網(wǎng)保持足夠的運行壓力，是確保正常供氣的一種有效應(yīng)急措施。該技術(shù)具有向天然氣過渡方便、運行壓力高、供氣方式靈活、供氣范圍較廣等特點。

空混氣方案的主要優(yōu)勢是前期顯著的低投入，便捷的燃料存儲以及不高的維護成本。其優(yōu)點如下。

2.2.1 建設(shè)投入少，維護簡單，損失少

LPG空混工藝較其他任何制氣設(shè)備工藝流程都要簡單，投資少，建設(shè)周期短，且易搬遷，無環(huán)保污染等問題。由于LPG最高設(shè)計壓力為1.77 MPa，遠(yuǎn)低于CNG儲氣的壓力，也不需要考慮LNG儲氣模式中的BOG回收排放問題，日常損失很少。

通?？栈煺镜闹饕O(shè)備包括LPG儲備設(shè)施、裝卸臺、烴泵、壓縮機、氣化器、混氣機、流量計和熱值儀，與各地常規(guī)的灌裝站、儲配站設(shè)備構(gòu)成基本相同。且由于技術(shù)成熟，空混設(shè)備基本都可以集合成撬，最大程度上減少占地，降低投資。

2.2.2 安全性好，可與天然氣通用，避免重復(fù)投資浪費

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)要求，液化石油氣與空氣的混合氣做主氣源時，液化石油氣的體積分?jǐn)?shù)應(yīng)高于其爆炸上限的2倍，即爆炸極限介于1.847%～8.792%。而實際空混氣中LPG的體積分?jǐn)?shù)遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于其爆炸上限的2倍要求。因此，安全性較好。

空混氣的互換性較好，饒能等[5]用燃具進行了專門的燃燒試驗。試驗結(jié)果證明，當(dāng)液化石油氣與空氣按體積比48∶52混合時，可用與12T天然氣互換使用，其華白指數(shù)、燃燒勢和黃焰指數(shù)均符合要求。

因此，空混氣并不需要額外的燃?xì)庀到y(tǒng)，如地下管網(wǎng)、調(diào)壓設(shè)施等，可以被簡單地連接在天然氣管網(wǎng)中，接入位置一般在計量站或減壓站后，用氣設(shè)施之前?？栈鞖獠坏梢愿鶕?jù)管道內(nèi)天然氣壓力的降低而直接介入供氣，還可以進行人工控制。

2.2.3 點供更加便捷靈活

LPG液態(tài)貯存體積小。1 t LPG體積約為2 m3，可產(chǎn)出空混氣1 200 m3（熱值為35.7 MJ），體積貯存相差近600倍。由于貯存體積甚微，不但節(jié)約了占地投資，而且有利于移動、轉(zhuǎn)運，有利于車載輸送到管道氣尚未覆蓋的地方。

更主要的是空混氣不僅供氣規(guī)模可大可小，熱值也可以人為控制，能夠滿足各種用戶的不同需要，其熱值經(jīng)濟性與使用便捷程度均較天然氣更高。

2.2.4 可以實時啟動

以往為了應(yīng)對突發(fā)情況，許多地區(qū)采取了“壓非保民”舉措，這一做法不僅不可能從根本上解決問題，而且由于燃料中斷供應(yīng)導(dǎo)致企業(yè)大規(guī)模的停產(chǎn)，給工業(yè)用戶帶來無法估量的損傷?？栈鞖庾鳛閭溆孟到y(tǒng)，可以有效規(guī)避天然氣中斷的風(fēng)險，在任何需要的時候都具備實時啟動備用氣源的能力。實時啟動的空混氣系統(tǒng)可以在管道氣中斷時立即開機，保證工業(yè)企業(yè)燃?xì)夤?yīng)的穩(wěn)定與連續(xù)，進而確保企業(yè)生產(chǎn)流程運轉(zhuǎn)的連貫性。

3 空混氣方案

3.1 發(fā)展現(xiàn)狀

空混氣作為天然氣替代氣源的一種，1964年在錦州市首次實驗成功，由于其較煤制氣具有投資省、見效快、運行經(jīng)濟效益好等優(yōu)點，曾一度在各地作為城市管道的獨立氣源或天然氣的調(diào)峰氣源，與天然氣混合或直接供應(yīng)用戶。其物理參數(shù)如表2所示。

表2 LPG、LPG-AIR、天然氣物理參數(shù)對比表

在空混氣與天然氣互換方面，常用的是美國燃?xì)鈪f(xié)會（AGA）指數(shù)判定法，以華白指數(shù)、燃燒勢、黃焰指數(shù)為主要判定指數(shù)[6]。各地科研院所、燃?xì)馄髽I(yè)通過大量的實用對比試驗證明[7-10]，空混氣技術(shù)成熟，運行安全可靠。

在規(guī)?；a(chǎn)方面，上海石洞口煤氣制氣有限公司于2002年建成的日產(chǎn)80×104m3的空混氣生產(chǎn)線是近年影響較大的工程實例[11]，成功輸出了符合12T天然氣標(biāo)準(zhǔn)的空混氣。

由于各地條件不同，北方多數(shù)城市民用燃?xì)庀到y(tǒng)采用了合成天然氣（SNG）系統(tǒng)供應(yīng)空混氣，而工業(yè)用戶及華南地區(qū)的許多城鎮(zhèn)供氣則更多地采用了純液化石油氣供氣方式。進入21世紀(jì)以后，隨著我國西氣東輸、海氣登陸等工程的建設(shè)，各地不斷引入并推廣使用天然氣，空混氣作為過渡性氣源，被視為陳舊落后，沒有發(fā)展前景，再加上價格方面明顯處于劣勢，逐漸退出了城市燃?xì)馐袌觥?/p>

在天然氣大發(fā)展的今天，天然氣的經(jīng)濟性優(yōu)勢被削弱，部分地區(qū)的天然氣價格甚至已高于LPG。特別是2017年冬季嚴(yán)重的供氣緊張來臨以后，燃?xì)夤?yīng)的充足、穩(wěn)定問題日益引起人們的重視?？栈鞖庾鳛檫m合的天然氣替代產(chǎn)品和天然氣調(diào)峰儲備氣源，其獨特的優(yōu)勢和潛在的價值也日漸凸現(xiàn)。

3.2 空混氣方案的獨特優(yōu)勢

與LNG儲氣方式相比，空混氣不僅是用氣高峰來臨時可實時開展的替代氣源方案，更具有以下有利條件：

3.2.1 非同源性更有利于抗擊進口氣源風(fēng)險

LNG和CNG只是區(qū)別于儲存狀態(tài)不同，二者都受國際天然氣市場供應(yīng)的直接影響，2017年冬季供氣緊張時，CNG、LNG整體供應(yīng)告急，一車難求，也從側(cè)面折射出氣源結(jié)構(gòu)單一的弊端。

而空混氣（SNG）則源于LPG，屬于石油衍生品，相比天然氣，其供應(yīng)緊張程度不高。LPG作為石油天然氣開采和石油加工的副產(chǎn)品，具有良好的可及性。只要有石油工業(yè)就有LPG資源，各地可以從煉油化工企業(yè)就近取得。LPG作為目前國內(nèi)市場化、國際化程度最高的能源產(chǎn)品，國內(nèi)外來源豐富，上下游儲運設(shè)施發(fā)達，競爭主體多元，市場價格透明。近5年來，由于全球LPG供應(yīng)年均增速達到3.5%，快于年均2.8%的需求增速，LPG國際市場價格與國際油價的關(guān)聯(lián)度下降，油氣價差拉大，買方具有更多的市場話語權(quán)，不像天然氣主要依靠長約合同保供，不用擔(dān)心LPG資源保障問題。

從遠(yuǎn)期看，全球的原油產(chǎn)量未見減產(chǎn)趨勢，國際投行和研究機構(gòu)普遍預(yù)測世界油價3～5年內(nèi)仍將保持較低位運行，熱值率較高的LPG商品價格很有可能因此長期處于較低位運行，這對與油價走勢正相關(guān)的LPG來說十分有利，也意味著空混氣對比天然氣將繼續(xù)保持性價比優(yōu)勢。

國內(nèi)LPG產(chǎn)量保持穩(wěn)定增長。2017年我國LPG產(chǎn)量3 677.3×104t[12]（圖1），同比增長4.95%，近10年年均增長率為7.2%。

圖1 近年國內(nèi)LPG產(chǎn)量圖

在外部資源接收方面，國內(nèi)除中石油、中石化等央企外，各大燃?xì)馄髽I(yè)也都在大力拓展LPG資源，最大的LPG運營商中國燃?xì)饧瘓F正在加速構(gòu)建由遼寧、天津、山東、江蘇、上海、浙江、福建、廣東、廣西等省區(qū)市14個5×104t級碼頭組成的沿海珍珠鏈布局，將形成超過年3 000×104t的碼頭吞吐能力，超過250×104m3的庫區(qū)罐容，同時，還要組建VLGC遠(yuǎn)洋船隊，打通LPG進口資源采購物流渠道，開展遠(yuǎn)洋運輸業(yè)務(wù)。

3.2.2 可以利用國內(nèi)分布廣泛的現(xiàn)有供應(yīng)體系

LPG上世紀(jì)末在國內(nèi)發(fā)展最為迅速，成為當(dāng)時主要氣源之一，國內(nèi)許多大中城市，特別是工業(yè)用戶均建設(shè)有LPG儲存氣化系統(tǒng)。從生產(chǎn)企業(yè)來看，由于煉廠較為集中，華東、中南和東北地區(qū)是國內(nèi)LPG的主要產(chǎn)區(qū)，LPG生產(chǎn)企業(yè)基本完成整合，供應(yīng)體系也應(yīng)對完整。

進入新世紀(jì)以后，城市的能源消費格局發(fā)生變化，LPG供應(yīng)區(qū)域已經(jīng)逐漸由城市向山區(qū)、農(nóng)村鄉(xiāng)鎮(zhèn)以及管道氣尚未到達的區(qū)域下移、集聚。由于LPG瓶裝運輸基本不受距離遠(yuǎn)近影響，因其靈活、便利，三級站點和供應(yīng)站點已經(jīng)覆蓋全國大部分偏遠(yuǎn)地區(qū)，現(xiàn)有瓶裝LPG營銷網(wǎng)絡(luò)十分發(fā)達，LPG資源在全國范圍內(nèi)都可以方便地獲得。

由于空混氣技術(shù)成熟，工藝設(shè)備相對簡單，完全可以依托國內(nèi)發(fā)達的LPG鋼瓶供應(yīng)網(wǎng)絡(luò)，利用數(shù)量龐大的瓶裝LPG終端，在適當(dāng)?shù)牡貐^(qū)建設(shè)空混站，便捷地實現(xiàn)空混氣直供用戶，這也意味著只要有了LPG空混裝置這個轉(zhuǎn)換工具，各地分散儲存的LPG資源就可以成為天然氣的儲備氣源。

4 討論與建議

隨著我國實體經(jīng)濟回暖、能源結(jié)構(gòu)調(diào)整以及大氣污染帶動的“煤改氣”工程推進，根據(jù)預(yù)測，2018年天然氣市場需求量將有望同比增長超過18%。實際上，從當(dāng)年4月份開始，國內(nèi)LNG的出廠價格已經(jīng)明顯上漲，近期天然氣供應(yīng)形勢不容樂觀。不管市場的格局如何變動，中國始終是一個天然氣進口國，這決定了中國在天然氣市場中始終不會有定價權(quán)，寄希望于天然氣價格下行難以實現(xiàn)，而天然氣價格上升并逐步接近液化石油氣價格則是未來發(fā)展趨勢。

能源戰(zhàn)略儲備服務(wù)于國家能源安全，是一項長期而艱巨的任務(wù)。作為一個系統(tǒng)工程，能源儲備不僅包括天然氣，也包括其他能源品種，如何確保能源供應(yīng)安全，品種、渠道多元化是大國不可或缺的戰(zhàn)略選擇。中國的能源戰(zhàn)略儲備起步晚，儲備規(guī)模距離國際通行標(biāo)準(zhǔn)還有較大的差距。只有持之以恒地開展儲備工作，才能不受其他國家鉗制?？v觀國際發(fā)達城市，天然氣以及其他能源與LPG作為燃料都在市場上共同存在，共同發(fā)展。因此，未來除了天然氣，還要大力擴展能源儲備的品種，增強能源儲備的規(guī)模，尤其是涉及到能源長遠(yuǎn)發(fā)展的戰(zhàn)略稀缺能源資源和新材料，一定要提早著手，提早儲備。

空混氣（SNG）方案未必是最合理、最優(yōu)秀的模式，但卻是切實可行的天然氣替代能源，管輸氣用戶可以根據(jù)自身特點和實際需求，合理考慮選擇CNG、LNG和SNG或組合建設(shè)作為儲氣氣源?？栈鞖饽Ｊ綄τ谔烊粴鈺r代的現(xiàn)實意義就在于，其在LPG和天然氣（PNG、CNG、LNG）之間搭建了一座便捷的聯(lián)通橋梁，可以把天然氣和石油這兩種資源的保障供應(yīng)能力最大限度地利用好，LPG將與天然氣形成有效補充，實現(xiàn)多氣源、多氣種的融合發(fā)展。