北方已进入供暖季，用气高峰期已到来。
今年前三季度，我国天然气消费增速高达18%，据预测近几年天然气冬季调峰保供形势依然严峻。如何缓解供暖季调峰压力？加大储气库设施建设的呼声越来越高。
我国储气库在冬供调峰中担当怎样的角色？未来建设、发展前景如何？带着这些问题，本报记者于11月14日采访了中国石油勘探开发研究院地下储库研究所所长郑得文。
记者：郑所长，我国天然气调峰保供能力与欧美发达国家相比还有较大差距，请问制约我国天然气调峰保供的因素有哪些？
郑得文：经过多年建设发展，我国调峰保供能力已取得长足的进步。纵观我国快速增长的调峰需求，工作气量仅占天然气年消费量的3.3%，调峰保供能力还较低。综合来看，制约我国天然气调峰保供的因素主要有三个。
首先，天然气消费需求回升导致调峰保供压力增大。
国家《“十三五”天然气发展规划》明确提出我国天然气发展目标，2020年天然气占一次能源消费比例力争提高到10%左右。根据我国权威部门最新天然气消费量增长预测，到2020年和2030年，我国天然气消费量预计将达到3300亿立方米和5500亿立方米，调峰保供压力将越来越大。
其次，国内天然气储气设施建设相对滞后，体现在三方面：
国内建库目标地质条件复杂，储气库建设、快速达容达产难度大。国内油气藏型库址目标构造破碎、埋藏深、储层以中低渗为主，流体关系复杂；盐穴型库址资源以陆相盐湖沉积盐层为主，夹层多、品位低。
对比国外3～5年达容达产周期，我国储气库的达容达产周期要达到5～8年，短期内快速建产难度大。
气田超负荷开发调峰，影响整体开发经济效益。由于储气设施能力不足，在冬季用气高峰期，不得已采用气田放大压差生产，气田生产负荷因子大于1，造成部分气田出水加大、出砂加剧、边底水入侵等现象，影响气田整体开发效率和经济效益。
LNG调峰价格成本和安全风险均较高。LNG接收站具有快速灵活、周转快等特点，调峰作用显著，但冬季采购价格高，经济效益难以承受，同时受制于LNG供应源、海事和天气影响较大，不确定性较高。
再次，煤改气及城镇化对天然气需求迫切。
煤改气市场需求较大，同时城镇化人口稳增及新区设立，导致了天然气需求量增大。如雄安新区的设立预计到2020年，将新增天然气调峰量60亿方，环渤海地区调峰量将增至220亿方，对天然气调峰保供提出更高要求。
另外，我国天然气对外依存度持续增大，供气受地缘政治影响，风险难以控制。国内已形成西北、西南、东北和海上四大天然气进口通道格局，对外依存度已接近40%。
陆上进口管道气主要来自中亚、缅甸等国家，中亚管道沿线的土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦与我国处于同一纬度，冬季也面临极寒天气的用气突增局面，存在不按供气合同供气或减供局面，2017年供气高峰期，中亚管道气减供4000万立方米/天，是导致我国供气紧张局面的主要因素之一。
记者：构建中国特色的综合调峰保供体系已迫在眉睫，请问郑所长为实现这个目标，应着力做好哪些工作？
郑得文：构建中国特色的综合调峰保供体系才能更好地适应我国能源需求的日益增长。为实现这个目标，我们应着力做好以下四方面工作：
首先，纵观我国天然气骨干管网里程7.5万公里，管输能力2800亿立方米/年，与之配套的储气库（群）13座，目前调峰能力100亿立方米，占年消费量的3.8%，与国外10%的比例差距较大；全国LNG接收站14座，接收能力5000万吨/年，主要分布在沿海一带，调峰能力达到20～30亿立方米。从我国国情来看，调峰保供体系尚待进一步完善。
其次，目前国内冬季主要采用地下储气库、LNG接收站、气田、进口管道气等综合方式进行调峰，远期规划以储气库调峰为主，其他手段作为补充的多类型、多渠道综合调峰体系。因此，多类型储气设施并存，多渠道资源供气是我国天然气产业的常态。
再次，我国多样化的气候条件决定需构建差异化的调峰保供体系，0℃线以北为传统集中供暖区，是调峰保供的主要目标区；0～4℃线之间的区域（长江中下游大中城市）有供暖需求；4～8℃线仅有短期采暖需求。
因此，应建立淡季重存储、旺季强优化的调峰保供策略，从而满足北方供暖区季节峰谷差巨大的市场。
同时，国家《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》明确“增强能源保障能力和优化能源结构”两项任务，加大推进天然气市场化改革力度，近年来密集出台一系列配套政策，能源领域深化改革的迫切性对调峰保供体系提出更高要求。
记者：每年冬供，国内调峰保供都是一道颇具高难度的挑战课题，请问对于国内调峰保供您有哪些应对策略与建议？
郑得文：国内调峰保供任重而道远，应着力做好以下工作：
首先，为了满足输配要求，需采取措施提升管道建设和运营能力；加快实施天然气输配管网建设投资多元化，积极引入社会资本参与国家基干管道投资，并以此推动国家石油公司的混合所有制改革；落实国家有关办法和措施，促进管网的第三方准入，加快油气管网设施公平开放，有效匹配供需，提高管网设施利用效率；进一步提高天然气管道建设能力。因此，加快推进全国天然气输配管线建设，实现互联互通是重中之重。
其次，遵循近期采取储气库、LNG和气田共同参与调峰；中远期以地下储气库为主，LNG和气田调峰作为补充，发展可中断用户，减少其他用户的压减气量的原则；在供气调峰方式上：季节调峰主要依靠地下储气库，必要时用LNG终端作补充；城市月高峰用气鼓励发展LNG调峰设施，与季节型储气库联合原则。因地制宜地发展适合我国国情的调峰设施，完善综合保供体系是发展的必然需要。
再次，我国储气库建设首选油气藏，其次是盐穴和含水层；储气库建设定位近期以调峰保供为主；远期可以考虑战略储备，工作气量占天然气年消费量比例超过10%；储气库布局应因地制宜、主要消费区为主，兼顾区域调配，优先部署在进口通道、长输管道沿线、消费市场中心附近。
在库址资源丰富地区（如西北和西南地区）投运储气库满足本地区调峰需求同时，部分余量可作为应急储备以应对各种原因造成的供气中断，同时可以考虑大气田调峰。大力发展地下储气库，使其成为天然气调峰的首要方式是必然选择。
LNG目标市场的调峰需要通过LNG资源不均匀购买、冬季现货采购、多建LNG储罐并结合用气量管理来实现冬季短期高日调峰，进一步优化长约合同的定价和资源保障机制，协调好现役14座LNG长贸与现货、气化日调峰与液态销售的关系，确保LNG接收站的高效运转。
加强与能源通道有关资源国沟通协商，加大天然气供给侧保障力度，确保国产气主体作用。因此，应充分发挥LNG的调峰优势，适度发展LNG调峰设施建设，提升四大能源通道的综合利用水平。
同时，我国应积极研究天然气峰谷价格，利用经济杠杆，通过制定不同用气时段的“峰谷价格”等方式引导市场的“调峰”能力建设，利用价格杠杆引导用户合理避峰。
2018年以来，国家高度重视储气能力建设，能源局、发改委等部委密集出台相关政策，要求在2020年，建成不低于天然气年消费量15%的调峰储气能力目标。中国石油、中国石化、中国海油等国内大型石油石化企业积极响应，启动了我国新一轮的储气库建设高潮。
同时，国家放开了第三方市场，积极鼓励地方政府、燃气企业和第三方资本进入。可以说，储气库的产业步入了发展的快车道。2030年我国的储气库工作气量预计将达到500亿立方米，储气库建设任重而道远，但未来可期。
