为了气荒不再上演 中国开始布局地下储气库

中国正在就日益突显的“气荒”问题寻求解决的办法，其中的主要措施之一就是加大地下储气库的建设力度，完善地下储气设施的整体布局。

所谓地下储气库，就是将天然气重新注入地下可以保存气体的空间而形成的天然气气藏，是集季节调峰、事故应急供气、国家能源战略储备等功能于一身的能源基础性设施。近年，伴随能源消费的升级，中国对天然气的需求增速明显，而天然气的储备是保障天然气长期稳定供应的基础，也是解决阶段性用气紧张的主要途径。

根据中国石油(7.680,-0.15,-1.92%)勘探开发研究院提供的数字，2017年，中国天然气进口量920亿方，对外依存度接近40%，与此同时，中国地下储气库工作气量仅占年消费量的4%，远远低于部分发达国家的水平。肇始于2017年冬季、蔓延至全国多个省市地区的一场“气荒”，再一次显示出天然气调峰保供任务的艰巨性和紧迫性，也进一步倒逼天然气储气设施布局的加码。

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。眼下，以中国石油天然气集团有限公司（简称“中石油”）为建设主体，中国的储气库建设已经进入加速期。

不过，来自中国石油勘探开发研究总院、中国石油规划总院以及中石油的专家和业内人士认为，目前有关储气库建设和运营管理的体制机制远未完善，天然气的综合保供局面尚未形成，要解决调峰保供难题，一系列天然气体制改革有待破冰。

调峰保供

3月20日12时，在位于重庆市的中国石油西南油气田相国寺储气库，随着相储（相国寺储气库）20井的关闭，相国寺储气库13口生产井全部停止了建库以来第四个周期的采气工作，这意味着，一场横跨冬春两季的天然气保供战取得了阶段性胜利。

相国寺储气库是全国25座地下储气库之一，供气量在其中最大。它一头链接来自中亚土库曼斯坦的进口天然气管道，另一头则通向远在中国西北的宁夏中卫市，天然气经宁夏中卫—贵阳联络线上载全国管网。在西气东输二线、中卫至贵阳联络线、中缅管道形成的国家环形天然气管网中，这座储气库是产、运、储、销链条上的重要一环。

2017年冬天到2018年春天，一场因“煤改气”、极端天气以及进口气减供等诸多因素共同导致的“气荒”在中国多省市蔓延。北方部分省市的缺气情况尤为严峻，多地出现限气、停气现象，部分地区LNG（液化天然气，与管道天然气相对）价格出现了100%以上的罕见涨幅。在此期间，这25座地下储气库扛起了“调峰保供”的大旗。原本主要用于供应川渝地区天然气的相国寺储气库，在此次气荒危机中将储气资源临时调用至用气最为紧张的京津冀地区。

不过，应对这样的“气荒”，眼下的设施还显著不够。和阶段性的巨大用气需求相比，供气存在较大的缺口。中国科学院院士、中国石油勘探开发研究院副院长邹才能向经济观察报解释，中国天然气调峰保供的任务一直艰巨。过去，中国天然气供气紧张的局面曾屡次发生。

早在1998年11月，为北京地区供气的陕京管线因冬夏峰谷差大，使得北京局部出现供气紧张。2009年11月，受冰雪灾害影响，全国大面积又出现供气紧张，彼时的情况和2017年的冬天颇为相似：一方面不得不“压非保民（压缩非民生用气，保障民生用气）”，另一方面，在管道气之外，液化天然气的市场价格随之暴涨。

中石油西南油气田分公司总经理马新华向经济观察报介绍，中国的天然气消费呈现出三个主要的特点：一是季节用气一直波动较大，以北京为代表，冬季用气量能够达到夏季的4-10倍；二是中国的天然气资源市场距离很远，气田在西部、市场在东部，管道长度超过4000km；三是进口气量比例高，2017年全年，中国天然气进口量为920亿方，对外依存度在40%左右。因为这样的特点，中国天然气消费的调峰保供任务艰巨，难度大，这对进一步强化能源储备提出了迫切要求。

邹才能向经济观察报介绍，能源对外依存度越高，能源安全风险越大。美国天然气工业发展经验表明，天然气消费与储气库建设需要同步匹配发展，天然气消费高峰期储气库调峰工作气量应达10%，并不断提高。

根据中国能源发展规划，业内预测，2020年中国天然气进口量会达到1400亿方，对外依存度达到44%，到2030年进口量预计达到3000亿方左右，对外依存度将达55%。“中国天然气消费增长与储气库调峰能力存在“剪刀差”，近三年形势虽有所好转，调峰保供任务仍面临严峻挑战。在海外一些国家，当天然气对外依存度达到40%时，工作气量占比应达20%，当依存度达到50%，工作气占比应达25%以上。中国目前工作气比例仅4%。”邹才能说。

马新华则介绍，中国从2000年开始了地下储气库的建设，经过20年的发展，建成了气藏和盐穴两类储气库25座，主要分布在中国主要天然气消费区（华北和华东地区），总工作气量达到117亿立方米，基本构建了中国储气设施骨干架构。

不过从全球来看，这一能源储备资产的规模并不算大，和中国现有的天然气消费体量，以及中国天然气消费的增长速度并不匹配。根据中国石油勘探开发研究院提供的统计数字，目前全球共有715座地下储气库，储气库资源主要集中在北美、独联体国家和欧洲地区。其中，北美占37%，欧洲占28%，独联体国家占30%。中国的储气库数量仅占全球份额的3.5%。

政策加码

马新华认为，基于中国主要产气区远离市场、天然气对外依存度高、冬夏峰谷差大的特点，地下储气库作为有效、经济、适用范围广的调峰手段，已成为国家能源安全的战略性基础设施。

根据中国能源发展规划，2020年天然气占一次能源消费比例将达到10%，2030年天然气占一次能源消费比例将达到15%。邹才能分析，若2020年天然气消费量按3200亿方测算，储备量应达到320亿方；若2030年天然气消费量按5000亿方测算，储备量应达到500亿方。但目前，仅有的25座储气库，调峰能力仅为117亿立方米。

早在2014年2月，国家发改委就发布了《天然气基础设施建设与运营管理办法》，规定天然气销售企业应当建立天然气储备，到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的工作气量，以满足所供应市场的季节（月）调峰以及发生天然气供应中断等应急状况时的用气要求。

2017年6月，国家发改委等13个部委联合发布《加快推进天然气利用的意见》，指出到2030年，我国地下储气库形成有效工作气量350亿立方米。为此，除地下储气库之外，还需要建设一批城市大型储气罐群和类似液化天然气接收站的储气设施。目前在我国，这类储气设施基础十分薄弱，除北京等大型城市有一定的城市储气能力，其他二三线城市几乎为零。

2017年7月，国家能源局印发《中长期油气管网规划》，计划天然气存储能力（含LNG）在2025年达到300亿立方米。

2018年2月，国家能源局印发了《2018年能源工作指导意见》，要求要建立天然气储备制度，落实县级以上地方人民政府、供气企业、城燃企业和不可中断大用户的储气调峰责任和义务，提升储气调峰能力。加快已建储气库扩容达容。加快文23储气库、新疆油田克75井区储气库建设，2018年底前具备注气条件。

邹才能介绍，目前，中国西部地区以油气藏、东部油气藏与含水层、南方盐穴与含水层为主开展建设储气库，结合中国天然气总体格局和储气库建设，未来将形成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大格局。

具体而言，在中国地下储气库的整体布局中，将利用西部优质天然气田建设大型地下储气库，促进老气田的转型，并建成天然气战略储备基地，应对重大天然气供给安全事件，保障国家能源安全。环渤海、华中、西南地区建成三大储气库调峰枢纽，与骨干管网组合配套形成辐射中国东部的天然气市场。长三角、山东半岛、中南、东北等地则建立区域调峰中心，应对区域季节用气波动，满足高峰消费需求。

运营难题

拥有中国绝大部分地下储气库资产的中石油，正在努力加快新库建设的步伐。根据中石油西南油气田公司负责人介绍，仅川渝地区，中石油拟分三个阶段新建8座储气库，调峰能力超过210亿立方米，几乎达到全国现有储气库调峰能力的两倍。

上述负责人介绍，西南地区的地下储气库建设大致可分三个阶段：第一阶段依托中卫-贵阳联络线和铜相线，把开采枯竭的铜锣峡气田、黄草峡改建为储气库，这两个气田临近骨干管网和重庆市。第二阶段新建的储气库包括牟家坪气田、沈公山气田、兴隆场气田、寨沟湾气田、万顺场气田改建为储气库，这些储气库临近气源地和大管网，便于北调保障成都地区用气需求。第三阶段新建的储气库为战略储气库，初选目标为沙坪场气田改建储气库，这一储气库储量规模大，设计调峰能力高。

目前，在全国25座储气库中，23座为中石油集团所有。初步预算，计划新建的这8座储气库总投资将超过210亿元。邹才能介绍，中国储气库目前正处于初期发展阶段，管理运营模式与国外早期模式基本相似，国有大型石油公司是储气库建设与管理的主体。

邹才能介绍，在中国储气库建设的起步探索期，也就是1998年-2010年之间，包括板桥库群、京58库群、金坛、刘庄在内的11座储气库，投资主体以石油公司为主。2010年之后，包括呼图壁、相国寺、苏桥库群、双6、板南库群、陕224等在内的12座储气库，由国家财政政策100%支持。

过去，储气库的建设进度相对缓慢，邹才能分析，这其中的原因是多方面的。“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；再者，眼下互联互通的保供局面尚未形成，天然气生产、运输、终端销售均有调峰责任义务，各方（油气公司、燃气企业、地方政府）承担职责尚未落实到位，整个天然气产业有效联动机制还有待进一步理顺。”

中国石油规划总院院长韩景宽总结，储气库运营的困局来自储气设施建设和运营管理过程中的多个环节：在责任归属上，由谁来建设尚不明确；在储气成本上，储气库建设运营成本较高，由谁来负担也不明确；在储气价值上，目前成本和效益并不匹配；在储气气价上，费用传导机制缺乏，国家发改委此前提出体现储气费用的调峰气价政策实施方案一直还没有出台；在储气收费上，定价和监管也不明确。

邹才能认为，基于储气库建设的长期性，解决调峰保供的难题，尚且做不到一步到位。近期来看，应该采取储气库、气田、LNG共同参与调峰，可中断用户、管网作为补充，宜库则库、宜罐则罐、宜管则管，地下储气库建设方面，应当优先部署在进口通道、管网枢纽、重点消费市场中心附近，初步形成储气库设施的基础构架。中长期来看，则应当以储气库调峰为主，LNG和气田调峰作为重要补充。管网和储气库协同发展，按管线输气量合理布局储气库。

邹才能建议，考虑放开地下储气库建设市场，推动国家、地方、企业、外资共建储气库，确保调峰保供和战略储备中长期目标实现。与此同时，进一步开放工作气量交易市场，实施库容、工作气量及调峰能力的灵活交易，推进储气库业务的市场化。

韩景宽则认为，破解当前中国地下储气库困局的根本是调峰气价格改革方案的落地，这是实现储气价值的途径。调峰气价格改革从供应侧角度看合理传导了储气调峰的费用，从需求侧角度看是需求大于供给情况下的价格反映，从市场机制看可以发挥调节供需的作用。“合理的储气收费模式和标准是储气库得以生存的条件，也是投资者建设储气库是否具有商业性的前提。”韩景宽说，“中国天然气价格改革的最终目标是市场化定价，按照渐进式改革模式，调峰气价格改革是价格市场化改革的重要一步。”

韩景宽建议，政府主管部门应考虑尽早出台调峰气价格改革实施方案，制定储气库储气价格管理办法。