储气库：革气荒的命

○ 文／本刊记者 陆晓如

石油公司能否完成地下储气库建设预期目标？技术、成本等因素加大了不确定性。

储气库建设严重不足，是导致我国连年“气荒”最为重要的因素。

好消息传来，中国石油西南油气田计划新建8座储气库，加上此前两大石油公司的陆续计划，我国10年后储气能力不足的问题有望得到解决，但过程将布满荆棘。

规划在前

我国储气库严重不足，调峰量远远不够。截至目前，我国已建的储气库（群）有12座，调峰量近80亿立方米。但仅占全国天然消费量的3.4%，远低于国外10%～15%的水平。

早在2014年2月，国家发改委发布了《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。

由此，两大石油公司纷纷加紧地下储气库建设。2018年3月17日，中国石油西南油气田总经理马新华表示，拟将川渝地区的铜锣峡、黄草峡、牟家坪、沈公山、兴隆场、寨沟湾、万顺场、沙坪场8个气田改建成储气库。目前，铜锣峡储气库将进入开工建设阶段，其他7个储气库已纳入规划，将分阶段研究施行。届时，这8座储气库调峰能力将超过210亿立方米。

而在此之前，中国石油已经宣布了建设大庆升平、平顶山、淮安、楚州、辽河雷61、大港驴驹河、浙江白驹7个储气库（群）的计划。其中，大庆升平储气库在中俄东线配套储气库中设计量最大。目前已进入施工建设阶段，2025年储气库工作气量将达到150亿立方米。其他6个项目也各有进展。

中国石化提出了在中原油田建设储气库群的设想，并在中原油田落实了16个库址，落实库容达556亿立方米。其中，文23储气库一期工程已开工建设。按照规划，项目将于2018年5月31日达到投产条件。

我国的储气库建设正处在爬坡阶段。图为中国石化中原油田2012年建成的文96地下储气库。供图/CFP

按照国家相关规划，2020年我国地下储气库工作气量将达148亿立方米，2030年将超过350亿立方米。“以上这些储气库的规划建设，尤其是中国石油这次宣布的210亿立方米调峰能力如果可以实现，到2025年，我国的储气能力基本能够满足调峰需求，届时不会出现大的气荒。”中国石油经济技术研究院天然气市场研究所高级经济师徐博说。

过程艰难

“未来10年将是我国储气库建设的高峰，但也是充满不确定性的10年。因为储气库建设在选址、技术、资金、运营机制方面均存在一定的困难。”徐博说。

我国地质结构复杂，密封性不确定，拥有适宜建设储气库的地质构造并不多。比如，西南地区油气埋藏深，而利用2500米以深的枯竭气藏修建储气库建设成本和风险大大提高。“所以，在选址方面特别难，有时不亚于寻找一个油田或者气田。”业内专家表示。

“中国石化在中原油田原有24座储气库备选址，但经过科研人员地质测试后最终只落实了16座。”徐博说。

地质复杂，选址难，就意味着对技术方面要求非常高。例如，含水层储气库、岩洞型储气库建设对南方地区建库来讲更具适用性，但这类地下储气库建设难度较大，目前我国这方面建库技术还处于空白；在盐层建库方面，尽管金坛盐穴储气库建设积累了一定的经验，但是针对多夹层盐层建库过程中溶腔控制、实时监控等方面仍面临不少技术难题。

选址的困难、技术的不足，中国企业修建储气库的成本很高，投资巨大。例如，中国石化建设的文23储气库一期工程设计库容84.31亿立方米，总投资高达138.65亿元；西南油气田拟建的储气库210亿立方米的调峰能力计划的投资达到210亿元人民币。

“如果真要建成210亿立方米的调峰能力，210亿元人民币还不一定够。”徐博说。

随着中国储气库建设规模的不断扩大，优质地质构造必定愈加稀缺，建设成本或将逐步推升。

“根据国家的要求，要拥有消费量10%的储气能力，需上千亿元的投资，但投资回报还不能确定，民营企业积极性并不高。如果没有国家财政的投入，完全依靠两桶油来建设，资金压力巨大。”徐博说。

资金的压力让企业建设地下储气库的积极性不高，储气库运营存在体制问题也在影响着企业的积极性。“长期以来，我国天然气产、供、储、销方面存在着体制机制不顺的问题。储气企业不独立，没有自己的收费体系，销售的气价并不能完全体现出成本，不利于企业可持续发展。”徐博说。

“储气库建设可谓困难重重，这也是2000年就开始了储气库建设，但经历了近20年，调峰能力也就100多亿立方米的原因。”徐博说。

前景可期

虽然有一定的困难，但两大石油公司近几年在储气库建设方面也在做各种努力。特别是技术方面，中国石油2000年起组织2000余名科技人员深入研究，形成了地下储气库选址技术、地质方案设计优化技术等4项创新成果，支撑了我国复杂地质条件储气库建设。

目前，中石油建设地下储气库的创新成果，已应用于北京、新疆、重庆等地16座新地下储气库的建设，刷新了地层压力低、地层温度高、注气井深等4项世界纪录。

“中国石油储气库建设技术已达到国际先进水平。但还应该加大科研创新力度，不断进行地质评价和筛选，从科研角度克服困难，还可借鉴、引进国外经验。”徐博说。

技术方面有些许成绩，成本方面如何解决确实是一个大问题。两会期间，来自油田企业的全国人大代表纷纷建议，国家应研究出台支持政策减轻企业建设地下储气库的成本。建议按地下储气库和LNG储备罐建设的全部投资、地下储气库工作气量成本的30%给予资金支持。

“两桶油作为国企，虽然有责任和义务按照国家规定实现储气能力达标，但他们本身是企业，需要利润，需要业绩增长。所以，在成本方面国家应该设置专项基金，推出优惠政策。”徐博说。

“除了国家的支持外，地方政府在征地、税收方面也应该给予支持，地方银行给予金融支持。”徐博说，“两桶油可以寻找多元投资主体，引进民营资本。”

体制机制方面，业内专家表示，国家未对储气库融资、价格调节和运营补贴做出具体可执行的规定。想要补足储气能力的缺口，不仅需要国家财政的支持，对已批复项目要尽早制订投产运行方案，并尽早出台具备可执行性的相关规定。

令人欣喜的是，国家能源局发布的《2018能源工作指导意见》中三次提到了对天然气的供储销的工作要求，将于年内出台《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，形成通过市场解决储气调峰问题的长效机制。

“我国的储气政策一定会逐渐完善，包括储气价格方面也会通过市场化途径得到解决。”业内专家表示。由此，储气库建设前景还是可期的。