3月18日，在重庆举行的中国储气库科技创新与产业发展国际高峰论坛上，中国石油西南油气田公司宣布拟在川渝地区分三个阶段新建8座储气库，调峰能力超过210亿立方米，总投资超过210亿元。

      就在不久前，中国石油天然气销售储备气分公司确认，未来将会有大庆升平、平顶山、淮安、楚州、辽河雷61、大港驴驹河、浙江白驹等7个储气库（群）项目建设，算上上述西南气田公司的储气库建设计划，将有15座储气库静待上马。

      这将是中国有史以来，最大的一波储气库建设高潮。

      2017年冬，中国局部地区遭遇了天然气的供气紧张，导致“气荒”情况发生的重要原因——储气调峰设施的建设不足，已经成为政府、企业和研究机构的共识。

      两会期间，国家发改委主任何立峰就公开表示，“气荒”暴露出了天然气产、供、储、销方面存在的体制机制问题、基础设施严重不足的问题。特别提到，要稳步推进储气能力的建设，使供气企业能够达到供气量10%的储气水平。

      按照这一思路，在国家能源局3月初发布的《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。

      截至目前，我国建成储气库25座，其中中石油23座，中石化2座，共形成调峰能力70亿方。但是，在天然气对外依存度高于30%（去年中国的天然气对外依存度为39%）的国家中，中国的储气能力与消费量占比是最低的（约3%），储气设施严重滞后。

      因此，作为国家持续推进能源结构改善、推广天然气利用的必要工程，储气库的建设加速并不让人意外。但是，目前的储气库建设并未成为“产业”，存在着诸多的体制机制问题亟待解决。

建库成本巨大

      自2000年中国第一座商业储气库——大张坨储气库——建成投产以来，17年的时间内中国相继建成了25座储气库，主要分为气藏和盐穴两类，无论是从建设成果还是技术研发成果来看，均取得了长足的进步。

     “实际上，中国拥有的、适宜建设储气库的地质构造并不多，在中国的主要消费区周围，这样的资源非常稀缺。”中国石油大学的刘毅军教授告诉记者。

      上述论坛上，中国西南油气田分公司总经理马新华就表示，中国建设储气库主要面临着四大问题：构造破碎，选址难度大、工程技术难度大、缺乏地面核心装备和安全运行风险大。

      因此，中国企业修建储气库的成本较高，投资巨大。以上述在川渝新建的储气库为例，210亿立方米的调峰能力意味着有超过300亿立方米的储备能力，需要的投资达到210亿元人民币之巨。

     “这其实算是相对很低的成本了。”中国石油经济技术研究院天然气所的高级经济师徐博告诉记者，“选择的都是枯竭气藏等已经相对较容易的建库地址，相对的建设成本会低一些，因为有很多设施无需重新建设。”

      他告诉记者，川渝地区作为中国最早开采天然气的地区之一，地质条件相对优越、管网建设完备，同样也是主要的天然气消费区域，选择此地进行储气库的建设拥有多重的区位优势。

      但对于中国其他地区而言，不同的地质构造和基础设施特点决定了其建设储气库的成本困境。

      依据2015年11月的一份研究论文，2010年前投运的储气库单位工作气投资成本普遍在2.0～2.5元/立方米之间，其后成本都在3元/立方米之上，当年拟建设和规划的储气库单位投资成本最高达10元/立方米，已经超过LNG接收站储备的投资成本。

      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。

      因此，在长期的储气库建设过程当中，政策的要求起到了决定性的推动作用。截至2014年底，我国已经投产的储气库仅为11座，当年国家发改委发布了《关于加快推进储气设施建设的指导意见》，3年后的今天，建成投产的储气库多了14座至25座，可见政策之于储气库的推动作用。

     “从目前的政策力度来看，可以说大框架已经具备了，后续需要国家出台政策进行辅助，首先有必要解决的，就是储气库的建设问题。”徐博表示。

      在上述能源局的《指导意见》中表示，今年内将制定加大储气调峰设施建设力度，建立多层次天然气储备体系，支持地方政府与企业合建储气服务设施，研究制定化解迎峰度冬、度夏天然气消费峰谷差矛盾的根本性措施。

      但对于行业来说，真正使得储气产业化，需要远不止建设政策的支持。

产业化言之尚早

      尽管有政策推进、有企业建设，目前中国的储气设施，绝大部分停留在央企——中石油和中石化的建设上。

     “企业也有业绩要求，目前建设储气库，主要原因是为了保证央企稳定供气的社会责任上，缺乏成熟的市场机制，使得建设储气设施的积极性并不大。”一位央企人士告诉记者。

      同样的问题，也曾有多位企业和研究机构向记者表达，主要的机制问题，在于储气企业销售的气价并不能够完全体现出其成本，导致相关项目的投资回报期会相对较长，同时没有稳定的前期预计。

      具体来说，储气库的运营基本依靠冬夏两季的消费差，低买高卖赚取收益，但现在的问题是，夏季买气的价格并不能算低，冬季更没有高卖的相关价格机制。

     “冬季浮动用气很大一部分来自于民用气，但民用气方面国家发改委有最高限价的规定，而工业用气上，目前也没有一套合适的机制，约束储气公司和工业用户的天然气交易，使得储气公司的盈利模式非常模糊。”上述人士表示。

      同时，长期以来，在中石油和中石化的内部，储气业务依附于管道公司，后续在天然气销售板块业务独立出来后，依附于销售公司。

      2016年底，中石油组建的储气公司就是天然气销售公司的一个分公司，负责管理、运营中石油的储气库。按照中石油对于天然气管道公司的改革思路，建设、运营和管理的权力将会集中在独立管道公司中，以此逻辑看，储气公司想要实现财权、事权和产权的彻底独立，还有很长的一段路要走。

     “储气公司的独立，目前正在研究当中，需要在管道业务、销售业务独立后再展开，目前来看，进展已经算是非常迅速了。”徐博告诉记者，“作为自然垄断行业，储备气业务需要跟上下游有明确的界限，还有很多东西需要学习。”

（文章来源：21世纪经济报道）

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