3月下旬，随着北方大部分地区供暖季陆续结束，我国储气库由“采”转“注”，为今年冬季供气做充分准备。回头来看，去冬今春一度出现的供气紧张让社会各界清晰地意识到，我国天然气基础设施存在较大不足，储气调峰能力欠缺成为主要短板之一，储气库建设受到前所未有的关注。
我国储气库建设起步晚，天然气需求增长快，肩负保供重任和民生重任的储气库到底存在哪些瓶颈？未来发展方向在哪？要解放思想，更要“风物长宜放眼量”。
储气库调峰能力与目标有多远？
调峰增量快难掩总量短板，远期规划依然存在缺口
每当进入冬春用气高峰期，我国天然气的供应量和价格都会受到各方关注。然而2017年刚进入9月，全球多地液化天然气（LNG）价格就开始暴涨。12月LNG挂牌价飙升至9400元/吨（折合天然气价格6.7元/立方米），同比上涨一倍。这让更多人意识到，在加大LNG资源统筹力度的同时，储气库的作用不可或缺。
“作为天然气产业链中的重要一环，储气库不可替代，也无法替代。”中国科学院院士、中国石油勘探开发研究院副院长邹才能认为。储气库建设一定程度上是政治工程、民生工程和保障工程。
对上中下游而言，储气库意义重大。首先，在夏季无法停产、压产的情况下，储气库可以缓解油田生产压力。其次，在天然气输入储气库的过程中，可提高管道负荷率，提升管道整体经营效益。再次，将夏天“囤积”的天然气放入储气库，对销售企业具有解压作用。
储气库是欧美国家的主要调峰方式。目前全球共有715座地下储气库，其中66%的地下储气库工作气量分布在欧美国家。美国储气库工作气量占全年消费量的17%，欧盟为25%，而我国已建成的25座储气库占比仅为3.3%，仍处于初级阶段。
另一组数据也能够反映储气库不足的现状。2017年我国天然气对外依存度高达38.8%。根据国外经验，当天然气对外依存度为40%时，储气库工作气量应占比20%，而我国目前仅占3．３%，要想在2020年达到23%的相应程度，难度不言而喻。
去年9月，国家发改委、国家能源局《关于进一步落实天然气储气调峰责任的通知》明确规定：天然气销售企业到2020年应拥有不低于天然气年合同销售量10%的储气能力。
在2017年供暖季，中国石油储气库采出调峰量74.1亿立方米，与2013年相比增长236%，但与既定目标120亿立方米（消费量1210亿立方米的10%）相比，差距较大。据预测，2020年中国石油调峰需求接近208亿立方米，与现有水平仍存在130多亿立方米的缺口。未来调峰短板凸显，大量建设储气库势在必行。
储气库建设难在哪儿？
把长周期工程打造为高效工程，尚需技术、体制机制等多点突破
形势迫在眉睫，然而我国储气库建设困难重重。
与美国气藏埋深浅、密封性强的地质条件相比，我国储气库优质大型库址资源缺乏，规模选址难度不断加大。我国中西部地区大型气藏库源区埋藏深、构造复杂，东北中小型气藏库源区断块多、密封性差，东部沿海地区缺乏油气藏目标且品位差。“储气库选址难度一定程度上不亚于寻找一个油气田。”邹才能说。
地质条件差，意味着钻井难度大。西南油气田公司总经理马新华解释，气藏型储气库通常由枯竭气田建成，有些枯竭气田改建储气库时的地层压力最大已经降至原始地层压力的10%，再次钻井容易造成垮塌。此外，我国缺乏高压大型注采核心技术与装备，注气压缩机仍依赖进口，给大规模经济高效建设储气库带来严峻挑战。
储气库建设投资大，建设周期长。以西南油气田公司将在川渝地区新建的8座储气库为例，400亿立方米的储备能力需投资超过500亿元。同时，从选址、评价到建成投运往往需要若干年时间，不能一蹴而就。
从体制机制来看，我国储气库投资、建设和运营主体并未实现归口统一，难以发挥整体优势。邹才能认为，尽管天然气生产、运输和终端销售均有调峰责任，但各方（油气公司、燃气企业、地方政府）承担职责尚未落实到位，互联互通保供局面尚未形成。
中国石油规划总院院长韩景宽指出，调峰气价改革方案的落地是实现储气价值的途径，有助于破解国内储气库困局。目前我国储气调峰费用每立方米0.6元至1元，与常规天然气价格相差不多。投资巨额资金建库是否值得成为焦点。同时，欧美国家冬夏天然气峰谷价通常相差50%以上，而我国天然气行业尚未实现市场化定价，调峰价格并未明显区分，经济价值不能完全体现，不利于调动建库积极性。
更值得关注的是，国家发改委提出体现储气库费用的调峰气价政策实施方案始终未出台，虽然在已下发的《关于加快推进储气设施建设的指导意见》中明确提出，非居民用气实行冬夏季的差别价格，但具体做法迄今仍未落地。
如何破除储气库发展瓶颈？
对症下药多方联动，思想破冰行动突围
要想顺利接过调峰主力的大旗，储气库发展还需要破除一系列瓶颈。
经专家评定，中国石油储气库建设技术已达到国际先进水平。也就是说，要大力追赶，技术已经成熟，但建设总量不够，因此要提高质量和增加数量，就要解放思想。应集油气生产、运输、消费者力量和社会资本等共同之力，从选址评价、技术攻关、拓展理念、制定合理政策机制入手，补齐储气能力短板，加快提升综合调峰保供能力。
储气库选址难怎么办？
“要加大科研力度，进行新一轮储气库重新评价，开展复杂类型储气库建库技术攻关。”邹才能表示，“对于过去没有评价的地质条件，重新评价后要筛选出一部分继续评价，通过优选加大选址力度。”
马新华认为，下一步，西部要以油气藏、东部以油气藏与含水层、南方以盐穴与含水层为主开展储气库建设。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。
在钻完井攻坚克难方面，中国工程院院士曹耀峰强调，要在钻完井工程、堵漏水泥浆体系方面取得突破。在地面建设运营方面，加快压缩机等核心装备研发及风险评估。中国工程院院士孙金声认为，要进一步规范老井利用与封堵技术要求，提高老井利用率。以老井作为监测井，降低建设成本。
解放思想是一切行动的“总开关”，有思想上的破冰才有行动上的突围。中国工程院院士周守为认为，应扩大气库理念，抓住现有的正在生产的油气田来储气。以荷兰格罗宁根大型气田为例，夏季压产、冬季全力生产，既起到调峰作用，又延长气田开发寿命。邹才能认为，淡季降低采气速度，部署新井，提升高峰期供气水平；后期择机转为调峰气田，如克拉2等优质气田。同时，利用废弃矿坑低成本快速建库，如楚州等地区废弃老腔等。
破解我国储气库建设难题，不能仅靠一己之力，而要供给方和需求方共同发力，更应实现调峰气价与常规气价区分，冬夏季节性区分，减轻企业经营压力，提高各方建库积极性。
国家能源局原副局长张玉清指出，县级以上地方政府要采取措施满足3天的调峰气量。地方政府要加强监管，督促企业实现目标。
韩景宽称，中国天然气价格改革的最终目标是市场化定价。合理的储气收费模式和标准是储气库得以建设的条件，也是投资者建设储气库是否具有商业性的前提。因此，他建议国家发改委出台“调峰气价格改革实施方案”和制定“地下储气库储气价格管理办法”。值得注意的是，储气库建设难度大，政府应建立推动节约用气的机制。
同时，我们也要认识到，储气库建设是长周期的过程，从选址到投入运营往往需要10年之久，即使是欧美等发达国家，储气库建设也是由长期试错经验积累而成的。因此，我国储气库建设追赶难以立竿见影。另外，储气库市场化模式也需要一个摸索过程，应各方共同发力，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。
来源：中国石油报
