国内储气库发展现状透视

2014年11月25日/中国石油报

储气库挑起调峰大梁，是天然气利用发达国家的普遍选择。而在我国，这仍是目标，也是差距。进入“十二五”，随着天然气的快速发展，储气库在天然气供应链中的调峰作用日益明显，受到各方重视。在各方支持之下，储气库挑起调峰大梁还需哪些“东风”？敬请关注本期新闻透视栏目。

寒意渐浓，天然气冬季保供又到了厉兵秣马之时。不同于往年的供应链紧绷，今年集团公司储气库调峰能力的增加让天然气与管道分公司油气调运处负责人稍稍松了一口气：“去年集团公司的储气库调峰量是22亿立方米，今年达到30亿立方米，储气库调峰能力比去年提高了36%。”

然而，调峰压力并没有完全消除。由于储气库的调峰能力有限，上游气田和压减市场等仍是重要调峰手段。

储气库挑起调峰大梁，这是天然气利用发达国家的普遍选择。而在我国，这仍是目标，也是差距。进入“十二五”，随着天然气的快速发展，储气库在天然气供应链中的调峰作用日益明显，受到各方重视。国家发改委今年4月5日下发《关于加快推进储气设施建设的指导意见》，为加快储气库建设提供政策支持，中国石油也加快了储气库布局建设的步伐。各方支持之下，储气库挑起调峰大梁还需哪些“东风”？需盘点家底量长短，更需破除樊笼求飞跃。

调峰重任重千钧

纵观世界主要国家的天然气调峰手段，储气库是毫无争议的一号主角。“相对于LNG调峰、气田调峰等其他常规调峰措施，地下储气库具有储气容量大、经济、不受气候影响、安全可靠、能合理调节用气不平衡等优点，成为各国在地质条件允许下最主要的调峰方式。”集团公司规划计划部副总经理赵忠勋介绍。

据国际天然气联盟统计，目前世界上共有693座地下储气库，总工作气量为3588亿立方米，约占目前全球天然气消费量的11.3%，天然气利用发达国家和地区一般为17%至25%，而整个亚太地区的储消比只有1.7%。中国石油大学中国油气产业发展研究中心主任、中国石油大学（北京）工商管理学院教授董秀成认为，“15%的储消比是国际上的一个普遍水平，但是这个比例的前提是管网互联互通。”

而在我国，储气库发展却被快跑的天然气需求远远甩在后面。随着天然气业务的快速发展，调峰需求逐年增加，作为供应国内市场70%以上天然气资源的中国石油，调峰需求从2007年的33.7亿立方米一路飙升到2012年的128.3亿立方米，6年时间翻了近4倍。但由于储气库调峰能力不足，中国石油冬季调峰依然不得不主要依赖气田调峰和压减市场等刚性措施。数据显示，在2012年的调峰量中，储气库调峰16%、LNG调峰24%、气田调峰28%、压减市场31%。储气库的发展短板凸显我国天然气调峰之痛。

天然气长远健康发展必须疏通储气库这一重要“阀门”。进入“十二五”，集团公司储气库建设开始规模提速。据集团公司勘探与生产分公司相关负责人介绍，2010年，由上游板块负责建设的第一批6座储气库项目启动，设计总库容289亿立方米、工作气量117亿立方米。目前，集团公司已建成储气库（群）10座，其中投运8座，调峰能力28.6亿立方米。

按照集团公司储气库规划和天然气市场的发展，2015年，储气库工作气量将达到71亿立方米，占调峰需求的61.2%；2020年储气库工作气量达到197亿立方米，占调峰需求的81%。储气库将慢慢扛起调峰的主力大旗。

知来者亦知方可追

储气库建设投资巨大，建设周期长，必须长远规划。虽然国家已出台相关指导意见，企业也在加快建设步伐，但仍有很多短板制约着储气库建设的追赶步伐。

价格机制是制约储气库建设的第一道关卡，也是储气库建设能否快速发展的关键。资料显示，欧美国家一般实行峰谷气价。美国的天然气价格完全放开，冬高夏低，价差可达50%以上。法国则实行冬夏差别价格，冬季气价是夏季的1.2倍至1.5倍。而且大部分国家储气库独立商业运营，允许有合理的回报率。但在我国，储气库天然气纳入管道气气价管理，而国家没有配套的调峰气价和储转费政策，导致每立方米天然气有将近1元的中转费用无法消纳，企业负担沉重。

更为尴尬的是，虽然发改委下发的《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。

倒挂的价格使得储气库的盈利模式无法真正实现，也使得民营企业对储气库建设的积极性受挫，储气库的合资合作缺乏动力，进而导致我国天然气调峰能力发展缓慢。中国石油勘探开发研究院廊坊分院地下储气库设计与工程技术研究中心书记丁国生告诉记者：“庞大的建设投资，又缺乏气价支撑，投资风险较大，民营企业几乎没有手段和能力建设储气库。”

“储气库建设方面，基本上还是中国石油、中国石化两大企业建设运营，城市燃气企业建得很少。”董秀成说，“在美国，储气库的运营基本上是三类公司，一是大的管道公司，二是燃气公司，三是独立的储气商，三类公司共同发挥调峰作用，而在我国，调峰仿佛只是上游的事情。”

除了价格机制的制约，我国储气库建设还面临起步较晚、技术标准不完全成熟、建设成本比较高、建库条件差等短板。“即使是成熟的技术，储气库的建设周期也在10年以上。随着我国油田地质状况越来越复杂，晚几年建设的设备成本、钻井成本及垫底气成本等造价比早几年建设高出一大截。”丁国生说。

冲破樊篱天地宽

价格机制的短板、建设成本的高企、外部因素的制约……储气库要想顺利接过调峰主力的大旗，还需破除一系列掣肘，加之储气库本身建设周期漫长，追赶过程必然不会一蹴而就。

“地下储气库建设受外部因素制约多，地方审核困难，受地方规划用地、环评、安评、稳评、矿权等诸多审批事项制约，储气库项目核准及建设工作难度大，进展缓慢，需要建设单位抓住国家推动储气库建设的有利时机，与地方政府加强沟通协调，形成推动储气库建设的合力。”赵忠勋建议。

对于提高储气库储消比，董秀成认为管网的互联互通是重要前提。“应加速天然气管网的互联互通，并加强法律保障和监督，在更大程度、更大范围内发挥储气库调峰作用。”董秀成说，“国家还应该出台强制性措施，规定燃气商必须负担日调峰，大管道公司必须负责季节调峰，明确各方调峰责任。当然，前提是从体制上解决储气库的盈利问题，有利益驱动才能使各方共同推动储气库建设。”

随着未来储气库主体的多元化，储气业务的市场化问题也将随之而来。中国石油经济技术研究院市场研究所的徐博表示：“现在，储气业务的市场交易机制还没有配套建立起来，随着天然气价格改革的推进，应鼓励大用户、城市燃气企业、金融机构等参与储气库市场交易，逐步完善储气交易市场。”

让天然气供应链更有“弹性”，让平稳供气更加主动，让企业生产更为安全……储气库作为调峰主力使命在肩！相信在国家支持推动储气库建设的“东风”下，相关配套机制会得到进一步完善，让储气库建设轻松起跑，成为我国天然气市场健康发展的又一重要保障。