鈴子
北方已進入供暖季，用氣高峰期已到來。
今年前三季度，我國天然氣消費增速高達18%，據預測近幾年天然氣冬季調峰保供形勢依然嚴峻。如何緩解供暖季調峰壓力？加大儲氣庫設施建設的呼聲越來越高。
我國儲氣庫在冬供調峰中擔當怎樣的角色？未來建設、發展前景如何？帶著這些問題，本報記者於11月14日採訪了中國石油勘探開發研究院地下儲庫研究所所長鄭得文。
記者：鄭所長，我國天然氣調峰保供能力與歐美髮達國家相比還有較大差距，請問制約我國天然氣調峰保供的因素有哪些？
鄭得文：經過多年建設發展，我國調峰保供能力已取得長足的進步。縱觀我國快速增長的調峰需求，工作氣量僅佔天然氣年消費量的3.3%，調峰保供能力還較低。綜合來看，制約我國天然氣調峰保供的因素主要有三個。
首先，
天然氣消費需求回升導致調峰保供壓力增大。國家《“十三五”天然氣發展規劃》明確提出我國天然氣發展目標，2020年天然氣佔一次能源消費比例力爭提高到10%左右。根據我國權威部門最新天然氣消費量增長預測，到2020年和2030年，我國天然氣消費量預計將達到3300億立方米和5500億立方米，調峰保供壓力將越來越大。
其次，國內天然氣儲氣設施建設相對滯後，體現在三方面：
國內建庫目標地質條件複雜，儲氣庫建設、快速達容達產難度大。國內油氣藏型庫址目標構造破碎、埋藏深、儲層以中低滲為主，流體關係複雜；鹽穴型庫址資源以陸相鹽湖沉積鹽層為主，夾層多、品位低。
對比國外3～5年達容達產週期，我國儲氣庫的達容達產週期要達到5～8年，短期內快速建產難度大。
氣田超負荷開發調峰，影響整體開發經濟效益。由於儲氣設施能力不足，在冬季用氣高峰期，不得已採用氣田放大壓差生產，氣田生產負荷因子大於1，造成部分氣田出水加大、出砂加劇、邊底水入侵等現象，影響氣田整體開發效率和經濟效益。
LNG調峰價格成本和安全風險均較高。LNG接收站具有快速靈活、週轉快等特點，調峰作用顯著，但冬季採購價格高，經濟效益難以承受，同時受制於LNG供應源、海事和天氣影響較大，不確定性較高。
再次，煤改氣及城鎮化對天然氣需求迫切。
煤改氣市場需求較大，同時城鎮化人口穩增及新區設立，導致了天然氣需求量增大。如雄安新區的設立預計到2020年，將新增天然氣調峰量60億方，環渤海地區調峰量將增至220億方，對天然氣調峰保供提出更高要求。
另外，我國天然氣對外依存度持續增大，供氣受地緣政治影響，風險難以控制。國內已形成西北、西南、東北和海上四大天然氣進口通道格局，對外依存度已接近40%。
陸上進口管道氣主要來自中亞、緬甸等國家，中亞管道沿線的土庫曼斯坦、烏茲別克斯坦和哈薩克斯坦與我國處於同一緯度，冬季也面臨極寒天氣的用氣突增局面，存在不按供氣合同供氣或減供局面，2017年供氣高峰期，中亞管道氣減供4000萬立方米/天，是導致我國供氣緊張局面的主要因素之一。
記者：構建中國特色的綜合調峰保供體系已迫在眉睫，請問鄭所長為實現這個目標，應著力做好哪些工作？
鄭得文：構建中國特色的綜合調峰保供體系才能更好地適應我國能源需求的日益增長。為實現這個目標，我們應著力做好以下四方面工作：
首先，縱觀我國天然氣骨幹管網裡程7.5萬公里，管輸能力2800億立方米/年，與之配套的儲氣庫（群）13座，目前調峰能力100億立方米，佔年消費量的3.8%，與國外10%的比例差距較大；全國LNG接收站14座，接收能力5000萬噸/年，主要分佈在沿海一帶，調峰能力達到20～30億立方米。從我國國情來看，調峰保供體系尚待進一步完善。
其次，目前國內冬季主要採用地下儲氣庫、LNG接收站、氣田、進口管道氣等綜合方式進行調峰，遠期規劃以儲氣庫調峰為主，其他手段作為補充的多類型、多渠道綜合調峰體系。因此，多類型儲氣設施並存，多渠道資源供氣是我國天然氣產業的常態。
再次，我國多樣化的氣候條件決定需構建差異化的調峰保供體系，0℃線以北為傳統集中供暖區，是調峰保供的主要目標區；0～4℃線之間的區域（長江中下游大中城市）有供暖需求；4～8℃線僅有短期採暖需求。
因此，應建立淡季重存儲、旺季強優化的調峰保供策略，從而滿足北方供暖區季節峰谷差巨大的市場。
同時，國家《能源發展戰略行動計劃（2014—2020年）》明確“增強能源保障能力和優化能源結構”兩項任務，加大推進天然氣市場化改革力度，近年來密集出臺一系列配套政策，能源領域深化改革的迫切性對調峰保供體系提出更高要求。
記者：每年冬供，國內調峰保供都是一道頗具高難度的挑戰課題，請問對於國內調峰保供您有哪些應對策略與建議？
鄭得文：國內調峰保供任重而道遠，應著力做好以下工作：
首先，為了滿足輸配要求，需採取措施提升管道建設和運營能力；加快實施天然氣輸配管網建設投資多元化，積極引入社會資本參與國家基幹管道投資，並以此推動國家石油公司的混合所有制改革；落實國家有關辦法和措施，促進管網的第三方准入，加快油氣管網設施公平開放，有效匹配供需，提高管網設施利用效率；進一步提高天然氣管道建設能力。因此，加快推進全國天然氣輸配管線建設，實現互聯互通是重中之重。
其次，遵循近期採取儲氣庫、LNG和氣田共同參與調峰；中遠期以地下儲氣庫為主，LNG和氣田調峰作為補充，發展可中斷用戶，減少其他用戶的壓減氣量的原則；在供氣調峰方式上：季節調峰主要依靠地下儲氣庫，必要時用LNG終端作補充；城市月高峰用氣鼓勵發展LNG調峰設施，與季節型儲氣庫聯合原則。因地制宜地發展適合我國國情的調峰設施，完善綜合保供體系是發展的必然需要。
再次，我國儲氣庫建設首選油氣藏，其次是鹽穴和含水層；儲氣庫建設定位近期以調峰保供為主；遠期可以考慮戰略儲備，工作氣量佔天然氣年消費量比例超過10%；儲氣庫佈局應因地制宜、主要消費區為主，兼顧區域調配，優先部署在進口通道、長輸管道沿線、消費市場中心附近。
在庫址資源豐富地區（如西北和西南地區）投運儲氣庫滿足本地區調峰需求同時，部分餘量可作為應急儲備以應對各種原因造成的供氣中斷，同時可以考慮大氣田調峰。大力發展地下儲氣庫，使其成為天然氣調峰的首要方式是必然選擇。
LNG目標市場的調峰需要通過LNG資源不均勻購買、冬季現貨採購、多建LNG儲罐並結合用氣量管理來實現冬季短期高日調峰，進一步優化長約合同的定價和資源保障機制，協調好現役14座LNG長貿與現貨、氣化日調峰與液態銷售的關係，確保LNG接收站的高效運轉。
加強與能源通道有關資源國溝通協商，加大天然氣供給側保障力度，確保國產氣主體作用。因此，應充分發揮LNG的調峰優勢，適度發展LNG調峰設施建設，提升四大能源通道的綜合利用水平。
同時，我國應積極研究天然氣峰谷價格，利用經濟槓桿，通過制定不同用氣時段的“峰谷價格”等方式引導市場的“調峰”能力建設，利用價格槓桿引導用戶合理避峰。
2018年以來，國家高度重視儲氣能力建設，能源局、發改委等部委密集出臺相關政策，要求在2020年，建成不低於天然氣年消費量15%的調峰儲氣能力目標。中國石油、中國石化、中國海油等國內大型石油石化企業積極響應，啟動了我國新一輪的儲氣庫建設高潮。
同時，國家放開了第三方市場，積極鼓勵地方政府、燃氣企業和第三方資本進入。可以說，儲氣庫的產業步入了發展的快車道。2030年我國的儲氣庫工作氣量預計將達到500億立方米，儲氣庫建設任重而道遠，但未來可期。
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