碳达峰、碳中和作为我国可持续发展的一项重大国家战略，清洁能源的使用成为经济社会低碳转型的必然要求。天然气是一种来源广泛、使用灵活方便的清洁能源，在供应端和消费端具有较大优势，有利于构建低碳高效的新型能源体系，为实现我国碳达峰、碳中和目标提供基础保障。由于国内天然气资源分布不均和供需关系不均衡的现状，因而天然气地下储气库的建设具有重要意义。天然气季节性调峰和事故应急供气可以通过天然气地下储气库来解决，为国家能源战略和清洁能源的供应提供重要保障。
我国天然气资源丰富，其资源量位列世界剩余探明可采储量国家排名前十。目前，勘探开发程度较低，发展潜力大，剩余资源主要包括常规天然气和非常规天然气，可采资源基础和生产规模受技术进步的驱动，具有一定的稳产增产能力。截至2021年，我国天然气产量达到2 051×108 m3，同比增长7.72%(见图 1)，标志着我国从重碳资源向轻碳资源的转换，首次实现了天然气产量超过原油产量。在国家能源计划“双碳”目标的驱动下，我国将致力于开发更多的天然气剩余资源，预计在2025年，实现天然气产量超过2 300×108 m3，预计在2040年以后，实现天然气产量高于3 000×108 m3的稳定高产[1]。
根据我国天然气供应和消费的特点，天然气工业可分为3个发展阶段：初始阶段(1950-1996年)，产业规模小，溶解气和气藏气源占比基本持平，四川、重庆、陕西、甘肃、宁夏、新疆等产气区附近消费有限，体现出周边产气区方便消费的主导地位；第二阶段(1997-2005年)，国家天然气工业发展规划逐步实施，跨区域管道建设逐步建成，消费区域不断扩大，但该行业仍以国内资源为主，生产决定消费；第三阶段，快速开发阶段(2006年以来)，“西气东输”管道逐步连通，新建LNG接收站建成投产[2]。越来越多的主要管道连接到区域配气网络，使用气覆盖范围扩大。截至2021年，我国天然气消费量达3 726×108 m3，天然气消费量同比增加了420×108 m3，达历史新高。与当年天然气产量2 051×108 m3相比，供需缺口达到1 675×108 m3，且全部依靠进口，天然气对外依存度达到44.9%。
《中国天然气发展报告(2021)》中的预测指出，预计我国2021年天然气消费量将达到(3 650~3 700)×108 m3，而同年的天然气实际消费量为3 726×108 m3，超过了预测值的上限，说明我国天然气消费能力不断增大[1-2]。因此，天然气的需求保持较快增长，预计到2030年，中国天然气消费量将达到(5 800~7 500)×108 m3，而20年后，即2050年天然气消费量将会呈现下降趋势，预计总消费量降低至4 400×108 m3[3]。即使在2030年前后达到峰值后有所降低，但预计到2050年，天然气在国家能源体系中的比重依然将达到27.5%左右，成为最大的一次能源品种，仍然是一种重要的清洁能源。
(1) 天然气消费量与国家经济发展呈正比关系，天然气需求量较大。随着我国经济的高速发展，能源需求也快速增加。对我国天然气供需体系进行来源、区域、部门等方面的分析后发现，气源方面，2018年国内天然气占比56.3%，其中鄂尔多斯、四川重庆、新疆3个产气区占比43.3%，是国内天然气的主要供应商。尽管如此，仍然存在供不应求的现状，同年我国天然气进口量达到1 265×108 m3，成为全球最大天然气进口国，对外依存度达到45.3%[4]，进口天然气占比26.6%，进口管道气占比17.1%。从区域消费来看，华东、华北占比超过20%。作为全球最大发展中国家，随着制造业的快速发展和城市化进程加快，东南地区保持天然气消费量高速增长，使得我国天然气消费量呈现增长趋势，对外依存度持续高位运行。在2021年，天然气进口量有所下降，对外依存度降至44.9%，下降了0.4个百分点。随着天然气需求的日益增长，预计天然气进口量不会降低，将会呈现持续增长趋势。据中石油经研院预测数据显示，我国天然气需求量将在2035年达到6 200×108 m3，其中自产3 000×108 m3，将会产生大约52%的天然气需求缺口，对外依存度持续升高，从而影响我国的能源安全。
(2) 国际市场天然气资源争夺加剧。自2010年以来，随着全球经济的高速发展，对天然气的需求量保持持续增长趋势。根据图 2可以看出，北美的天然气消费量最大，在2019年天然气消耗量约为10 000×108 m3，亚太地区次之，非洲消费量最小。从图 3可以发现，截至2020年，我国的天然气消费量在全球国家排名中位列第三，属于天然气消费大国。此外，北美、中东和亚太地区近十年来天然气需求量保持高位增长的趋势，呈现出全球天然气资源需求量增加、资源竞争加剧的现象。
(3) 价格差距大对天然气需求产生影响。作为关键的过渡能源，天然气在未来将有更大的市场空间。正如摩根士丹利分析：“在能源转型初始阶段，世界将需要更多天然气”。就等发热量价格进行比较，相比于石油、LPG、电力等能源价格，天然气理论价格都是属于偏低的，这在一定程度上致使天然气需求量相对其他能源持续升高。天然气与其他可替代能源之间的极大价格差距是我国近年来天然气需求量快速增长的原因之一。
(4) 国际局势纷繁复杂，较大地影响了天然气的进口通道。我国拥有完善的天然气进口通道，预计可以在2030-2035年实现天然气进口量约3 000×108 m3，以补充国内天然气需求缺口。陆上天然气进口通道有3个，分别为西北-中亚通道、西南-缅甸通道以及东北-中俄通道，海上天然气进口通道有1个，为东南沿海LNG通道[5]。以上天然气进口通道的正常运行为我国天然气消费安全提供了有力的保障。然而，全球地区形势、海上通道的安全等都可能会影响中国在国际市场上对天然气资源的获得以及我国天然气价格的稳定。
(5) 资源与市场以及跨季度需求峰谷差较大，导致天然气供需不平衡。在天然气行业中，可以通过预测消费者的需求来进行天然气需求情况分析。目前，我国天然气资源与市场情况有所好转，作为全球最大的天然气进口国之一，天然气拥有量可以满足国内需求，但仍需在天然气能源安全方面采取强有力的措施，确保未来在天然气领域的健康发展。随着天然气需求量的持续增长，工业燃料和城镇燃气合计消费比例超过70%，城镇燃气(含工业燃料用气)存在季(月)、日、时的用气不均匀性，导致天然气消费在冬季用量大，夏季用量小，天然气需求跨区域、跨季度峰谷差较大。
随着全球天然气消费量不断增大，天然气储备资源显得尤为重要。为了解决天然气市场供需矛盾，中国社会科学院世界经济与政治研究所所长王永忠指出，建设大规模的储存设施可以扩大天然气的储量，以应对紧急情况，对保证国家能源安全具有重要意义。天然气是主要的清洁能源类别之一，对中国实现减少二氧化碳排放的目标至关重要，因此，中国目前对天然气有相当大的需求。根据国家统计局的数据，在2021年期间，国内天然气产量同比增长10.4%，进口天然气总量增长22.2%。中国呈现出供不应求的天然气现状，因此，需要依靠进口天然气以满足国家需求。但由于恶劣的天气条件以及其他突发事件等原因，进口过程存在一些风险，天然气进口可能会放缓。为了更高效地应对我国天然气短缺问题，发展天然气地下储存库、提升天然气储存能力、保障国家的电力供应等措施具有重要意义。
国际天然气联盟(IGU)分析认为[6]：天然气的对外依存度和地下储气库工作气量存在一定的关系，当天然气对外依存度超过30%时，地下储气库工作气量需要超过天然气消费量的12%；当对外依存度超过50%时，地下储气库工作气量需要达到天然气消费量的20%。
中国国家石油天然气管网集团有限公司的成立有效推进了天然气管网建设，天然气输送能力明显提高，储气调峰能力显著增强。四大天然气进口通道的修建工作稳步进行，部分管道(中俄东线中段管道和青宁管道)已实现投产运行。截至2021年底，全国建成储气库28座，调峰能力达到165×108 m3，但储气量仅占当年天然气消费量的4.4%，远低于国际天然气联盟提出的12%指标要求。然而，由于中国的能源结构，扩大天然气储气库只能在短期内缓解当前的电力短缺，还需要从多个方面加以解决。
在我国天然气进口依存度持续高位、天然气供需存在矛盾的形势下，天然气地下储气库的合理布局为我国能源安全提供了有利的保障。在了解天然气储气库结构的基础上，通过调研国内外天然气储气库的基本布局，结合我国不同地区的现有储气库资源，以及地区天然气资源不均衡的特点，对储气库的建设布局进行合理的综合评价，并确立地下储气库建设的详细方针。
天然气地下储气库由地下气藏储气层、注采井和观察井以及中央脱水装置等部分组成，各部分作用及特点见表 1。地下储气库的主要储存主体是枯竭油气田、废弃矿井、地下盐穴及盐矿层等，具有储量高、单位储气成本低等优势，常被应用于季节性调峰。
根据发达国家地下储气库的建设特点，不同发达地区的储气库布局差异较明显。受不同地区天然气需求量的影响较大，发达地区储气库布局较为密集，规模较大。但受到储气库建库资源的影响，整体来看，地下储气库的位置分布和规模大小由市场需求度来确定。如美国墨西哥湾地区有大量的工业区，人口分布密集，对天然气的需求量大，该地区的储气库建设相对集中且数量较多。借鉴国外储气库建设的经验，综合我国地质结构特点与地表等多方面因素，我国的储气库位置选择主要从两个方面进行考虑：①地质方面，需要分析评价储气库建库地址的地质构造、含盐地层厚度、氯化钠含量及储量；②地表及其他方面，综合分析并评价建库地区是否存在特殊区域，是否有充足的水资源等。
储气库的分类标准较多，按构造地形进行分类，可分为气藏、油藏、盐穴、岩洞、废弃矿坑、含水层等多种类型。其中，储气库建库资源较多的类型为气藏型储气库。美国和俄罗斯的天然气储气库类型主要是气藏型储气库，而在美国墨西哥湾地区的储气库主要是以岩穴型储气库为主。我国由于适宜的油气藏库址资源相对短缺，含水层储气库受限因素较多，基于多种因素，考虑到我国盐穴地质构造的建库资源丰富，因此，我国首选的天然气储气库为盐穴储气库。
(1) 根据保障国家能源供给安全和天然气经营发展、统筹油田企业利益、市场资源以及长期发展需要，重点打造特征调峰区，并加快应急调峰与提高采收率协同建设，以实现天然气产业利益的最大化。
(2) 转变建库理念，拓展建库资源，实现储气能力的快速提升。当前形势下，积极探索适合我国国情的储气方式，努力实现新气田开发与储气库建设协同、产气田与储气库建设协同，以及储气库与LNG联动等多种新模式。
(3) 打造石油行业完备的储气调峰体系，基于丰富的建库资源，通过复杂类型储气库技术攻关和建库理念转变，建成多种地形的储气库，打造完备的储气调峰体系。
(4) 加强复杂类型储气库建库技术攻关，依托油气藏型、盐穴、含水层储气库建库资源，加强复杂类型地下储气库建库关键技术攻关力度，针对不同复杂地质结构的储气库，开展地质重构等技术研究，推进复杂类型储气库的建设。
我国于2020年开始制定相关政策并采取强有力的措施，设定了未来10年达到二氧化碳排放峰值的目标，并预计于2060年实现碳中和。在国家“双碳”目标的背景下，地下储气库的建设具有重大意义。受天然气消费需求影响，我国主要有两大消费特点：①消费的供不应求；②在空间和时间上存在严重的供需不均衡。因此，中国地下储气库建设面临非常好的发展机遇。
《关于加快推进天然气利用的指导意见》指出，据统计中国天然气能源消费量在2020年占比8.4%，可以通过新增消费领域来加快推进天然气的使用，包括城市燃气、工业燃料、天然气发电、交通运输等领域，预计在2030年天然气消费量将提高到15%。消费规模的增加和消费结构的变化，将进一步刺激天然气储备调峰需求。根据地下储气库最低工作气量计算方法，其储量应达到天然气消费量的12%，据统计，2020年我国储气库工作气量为432×108 m3，预计5年后储气量将提升至540×108 m3[6]。截至2021年底，全国建成的28座储气库中，主要分布于环渤海、长三角等天然气消费市场区和重点管道附近[7-8]，但是调峰能力较低，储气库消费量仅占全国天然气消费量的4.4%，储气调峰需求未能得到进一步的满足。预计到2035年，我国天然气消费量达到6 200×108 m3，而储气库需求则需从百亿立方米级向千亿立方米级过渡，才能满足我国天然气使用安全和国家能源安全[9]。
由于资源分布、人口密度、管网建设情况、地理位置以及经济发展程度的影响，天然气消费在不同区域的消费市场存在差异。只有探明我国天然气消费市场在各个区域的情况后，才能根据实际情况对天然气地下储气库进行合理的布局。
中西部地区的塔里木盆地、柴达木盆地、四川盆地和鄂尔多斯盆地集中了我国大量的天然气资源，其供应量约占全国的85%。但这些地区存在天然气供过于求的现象，消费量仅占全国的28%，修建天然气储气库需求较小。而在我国的环渤海地区、长三角地区、东南沿海地区、中南地区和东北地区，由于高速的经济发展需求，存在天然气供不应求的现象，天然气消费量远远高于天然气产量，修建天然气储气库需求相对较大。根据天然气消费量与储气库工作气量之间的关系，上述天然气需求量大的地区储气库工作气量最低需求分别为82×108 m3、72×108 m3、66×108 m3、63×108 m3和30×108 m3。但是根据目前已建成的储气库工作气量，长三角地区约为20×108 m3，环渤海地区约为60×108 m3、中南地区约为3×108 m3、东北地区约为16×108 m3，以上地区目前的工作气量与最低需求量之间仍然存在较大的差距[10]。
目前，我国储备调峰市场建设政策环境正在不断完善。国家发改委先后发布了《关于加快推进储气设施建设的指导意见》(2014年)[8]、《关于明确储气设施相关价格政策的通知》(2016年)等文件[11]，进一步推动了地下储气库市场化的高效运营。文件明确提出，为确保天然气安全稳定供应，应该加强地下储气库的建设，合理统筹协调并加大资金投入。其次，国家对自建、合建或租赁储气设施的企业大力支持，并鼓励企业通过资本参与、建设运营和创新投融资等模式积极承担储气调峰任务。关于储气服务价格方面的问题，由经营企业根据各区域的实际经济和消费情况协商确定。针对储气服务行业设立明确的储气设施价格市场政策，加强储气设施投资建设，为改进补储气调峰“短板”提供有利的支撑[11]。
《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》(2018年)文件指出，政府部门应当积极完善燃气应急储备制度，对天然气服务企业进行积极管控，要求相应的燃气企业具备足够的储气能力，保障天然气能源的安全供给[12]。同年4月，《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》指出，我国天然气储备能力建设存在的难点和痛点，从主体责任、运营模式、规划布局和投资回报等方面制定政策措施，进一步完善和改进天然气服务行业，在政策引导下实现我国天然气储备能力升级[13]。
随着我国经济的高速发展，能源需求日益增长，天然气地下储气库在能源安全消费中占有重要地位，当前面临着建库资源、关键技术、市场化机制等一系列的挑战。我国天然气行业面临的主要风险是全球天然气行业竞争对国内勘探开发体系的影响。与国际大型天然气生产国相比，中国天然气产业开发的成本高，回收难度大。
在低油价下，中国天然气行业很容易受到进口LNG价格持续下跌的影响。未来，随着LNG供应的爆炸式增长，大量产气企业使用自建终端来满足生产用气量的情况将更加普遍。受管道距离和区域天然气价格溢价的影响，沿海地区天然气价格相对较高，输往沿海地区的管道天然气必然首先受到进口LNG价格较低的影响。
中国天然气资源分布与消费结构整体呈现不均衡的现状，地下储气库的发展与修建可有效缓解部分能源安全问题。地下储气库的场地选择受地形和区域的影响，在保证足够建库资源(建库规模较大的含水层资源和油气藏资源)的前提下，才能实现大规模的储气库建设。我国西北部地区天然气消费量较少，但天然气资源和油气型储气库建库资源丰富。东部沿海地区因天然气消费潜力大，季节调峰需求高，天然气资源主要依靠外部输入，因此，该区域构建天然气储气库具有较大优势。然而，在中东部地区，较难实现储气库的大规模建设，大部分适宜区域已纳入建库范围，且由于东南沿海地区适宜于修建储气库的油气藏地质构造较少，存在基本地形条件不足等缺陷。建库资源与市场需求之间的矛盾，对地下储气库的库址筛选和建库技术提出了很高要求。
地下储气库有多种类型，具体可分为油藏、气藏、岩洞、盐穴、废弃矿坑、含水层等。地下储气库建设条件苛刻，对地层力学性质、盖层封闭性和构造圈闭等地质参数要求较高。因此，针对复杂低渗气藏如何高效利用孔隙空间、如何通过钻完井工艺的改进大幅度提高复杂低渗储层单井产能、如何通过储层改造工艺的完善保持地质体完整性等是目前地下储气库建设过程中急需解决的关键技术难题。
中国储气库行业目前正面临地下储气库市场化运营体制和天然气储备调峰市场化相关政策不够完善、地下储气库供需主体单一，以及对外服务市场基础薄弱等问题。中国石油、中国石化两大公司作为供应端，其建设及规划的地下储气库尚不能完全满足自身的调峰需要，对外提供服务的能力不足。而需求端由于对调峰保供责任监管不到位等因素，导致各市场主体对储气调峰需求很大，存在责任不清和动力不足的问题。因此，供需两端的调峰需求脱节限制了天然气储气库的市场化运营。
(1) 天然气作为一种清洁能源，将在全球能源绿色低碳转型中，作为一种稀缺资源发挥着重要作用。当前及未来较长时期，中国具有活跃的天然气市场，天然气需求将会持续高涨，因此，促进天然气与可再生能源相结合的新能源模式发展，有助于实现“双碳”目标下的清洁低碳和安全高效的能源体系的构建。
(2) 我国天然气目前存在消费量快速增长、全国供给和消费体系相互联系不充分、区域市场分化矛盾突出，以及对外依存度持续高位运行的现状。同时，国际市场天然气资源争夺日益加剧，导致进口通道的不稳定性和资源、市场、需求的不均衡性。为了保障天然气的安全稳定供应和健康发展，应加强天然气储气能力的建设。
(3) 为了缓解我国天然气资源分布不均、各区域供需不均衡的现状，在当前我国能源战略转型的关键时期，大力发展和加快推进建设天然气地下储气库，可有效推动我国天然气行业的可持续发展。
(4) 强化“全国一张网”思维，以“大(储气)库”“大(LNG)站”为基地，布局储气设施项目。
(5) 加强储气能力与采气、气化、外输能力配套，持续保持剩余天然气资源的高效开采，并确保设备设施的同步规划、同步建设和同步投产。
(6) 提升地下储气库与LNG接收站的联动能力，提高储气库建设与国内天然气大幅度增产的协同力度。
2022, Vol. 51 Issue (6): 70-76 2022, Vol. 51 Issue (6): 70-76