马新华：地下储气库步入大规模建设新阶段

作为国内天然气产运储销体系中最薄弱的一环，加快天然气储气调峰能力的建设在2018年受到国家层面的高度重视。目前在国家发改委、能源局政府主管部门的督促下，以中石油为主的三大石油公司正在加快力度推动储气库的规划、投资建设。以地下储气库建设为主的储气调峰能力的建设正在迎来新一轮快速发展阶段。

但从市场的角度而言，储气调峰能力的建设整体呈现“上热下冷”的特点，主要体现在国家政策推动力度很大，市场主体的建设动力不足。储气调峰基础设施仍面临投资大、回报不确定的困境。尽管国家价格政策上已经指引了储气调峰价格市场化的方向，但作为中间环节的“储气库”短期内难以实现自我定价。缺乏清晰的商业模式，成为制约我国储气库建设最主要的因素之一。

作为中国重要的天然气生产基地，中石油西南油气田近两年正在大力推动西南储气中心的建设。对于西南油气田而言，加快地下储气库的投资建设正在成为继页岩气之后的第二产业增长点。11月1日，在第31届全国天然气学术年会召开之际，eo记者采访了中国石油西南油气田公司党委书记、总经理马新华，回顾了过去20年中国地下储气库建设的经验并展望分析了国内储气库建设面临的机遇与挑战。

缺少“储存”环节的天然气产业是不完整的产业链

“只要有天然气工业化利用就需要建设相应的储气能力，这一点在全球都是一样的。”

eo：作为中国储气库建设的主要推动者之一，您能简单介绍下您相关的工作经历吗?

马新华：20年前，我开始从事储气库的相关工作，目睹了中国的地下储气库从无到有并形成规模储气能力、建设技术走向成熟的全过程。

1996年至2007年，在中石油勘探开发研究院廊坊分院分管天然气和储气库相关业务工作期间，中石油组织成立了中国第一个地下储气库研究所。之后，我去中石油机关部门工作，分管天然气上游业务，包括储气库的建设。2014年5月，去中国石油西南油气田公司任总经理。

eo：您觉得建设地下储气库的意义和价值是什么?

马新华：国外的地下储气库建设有超过100年的历史，只要有天然气工业化利用就需要建设相应的储气能力，这一点在全球都是一样的。天然气产业链具有生产、输送、储存、销售四个环节，缺一个都不能称之为天然气产业链。储气调峰是目前天然气产业链的短板，补齐短板尤为迫切。

建设地下储气库是调节天然气消费季节性差异的需要。如北京的冬夏季节峰谷差特别大，冬天家家户户要采暖用气，而夏天不需要采暖，包括成都，不少家里自采暖了。如果我们按照满足冬天天然气需求量去建设管道的输送能力，那投资额巨大。国际上通行的做法，就是建设地下储气库对天然气进行季节调峰。

建设地下储气库也是满足应急安全的需要。如我们从中亚进口的天然气输送到了全国各地，到了冬天，如果突然断气了，那肯定是不行的，所以一般建设长输管道都需要配套建储气库应对应急突发事件。

建设地下储气库是国家战略储备的需要。国家要进行战略储备，降低国际突发事件影响能源供应安全的风险。

天然气市场化也是建设地下储气库的动力。如欧洲，夏天天然气便宜，冬天气价高，有的公司就建设储气库进行商业运营，夏天低价买气，储存起来，然后冬天卖出，从中可以获利。

eo:一般要建设多少储气调峰能力才能满足市场的需要?

马新华：一般国家的储气调峰能力大概是年消费量的12%至15%左右，高的超过30%。

储气库调峰能力建设的大小跟本国天然气自产能力也有一定的关系。因为我们的气田有调节能力，自产气占比高，储气能力可以建设小一点。如果大部分依靠进口，那储气调峰能力的建设比例就要更高一点。如德国自产气比例偏低，他们就建设了年消费量30%的储气调峰能力。

我们国家去年提出要建年消费量16%的储气调峰能力，其中，天然气供应企业要完成10%，城市燃气企业要完成5%，地方政府要具备1%的应急调峰能力。

复杂地质条件下的储气库建设技术达到国际领先

“从现在开始，储气库将迎来更大规模建设时期。”

eo：作为经历了较完整周期的储气库的建设者之一，您能介绍下中国在储气库建设中的探索与经验吗?

马新华：八十年代的时候，我们就开始有意识的做一些储气库的探索。当时在采油的过程产生的伴生气，冬天能用掉一些，但夏天没法用。后来就想想了一个办法，利用天然气可压缩的特点，夏天把伴生天然气注入到油气井中，一是可以气驱采油增加油田产量，同时也可以把天然气存储下来，冬天可以将天然气采出进行供暖，这样进行简单的储存调节。但是可以注入的量非常少，而且压力比较低，安全风险也较大。

中国真正开始建设储气库是陕京管道建设时期。大张坨储气库是我们国家真正意义上的第一座储气库。之后，又新建了几个地下储气库。但那个时候我们国家建设储气库的技术水平比较低。这个阶段建设的储气库基本依据西方的储气库建设方法，没有完全结合我们国家的地质特点，因而实践中获得了一些教训。这个时期是我们国家开始真正意义上的探索建设储气库的时候。

此后，我们真正大规模建设储气库是在西气东输管道建设时期。西气东输一线的建设背景是当时中石油在新疆发现了大气田，然后国家规划了一条从新疆到上海的天然气管道，消费市场主要面向上海及周边的沿海地区。当时，在长三角，经过很长时间的遴选，最后选择在金坛建设一个盐穴储气库。为此，我们在国外考察了很多的盐穴储气库。国外盐穴都是几百米厚纯正的盐丘，我们金坛盐穴的盐层只有一百多米厚，中间还有很多夹层，当时很多专家质疑能否建成储气库。此后，我们开始针对国内的地质特点，进行了很多实验研究。最后，我们在金坛成功建成了一个规模很大的盐穴储气库。目前它在长三角发挥了重要的天然气调峰作用。

eo：对比国外，我们国家建设地下储气库的条件有什么不同?

马新华：对比国外，我们建设地下储气库的地质条件还是比较差的，主要是因为中国地质条件非常复杂。我们国家的东部地层主要处于拉张环境下，形成了许多断陷盆地，就像一个摔碎的盘子。有的专家说不仅摔碎了，还踢了一脚。我们国家的西部地层则主要处于挤压环境下，形成叠合盆地。上面是陆相，下面是海相，并且很多地层被破坏掉了。所以中国的地理地质条件更复杂、更破碎，因此不太好找好的储气库库址，特别是在中、东部选址更困难，这是我们国家建设储气库的一个重要挑战。

eo:经过20年的储气库建设探索，我们获得了什么有益的经验与成果?

马新华：整体来看，因为地下储气库的建设起步时间晚，我们的起点要比国外要高一点，但我们地质条件更具挑战性。经过20年的探索，我们形成了一些自己的储气库建设的核心技术。

由于中亚管道天然气由中石油负责进口，再加上中石油生产了国内天然气产量的70%以上，大概在2008年的9月，国家把建设地下储气库的任务交给中石油。到2010年左右，当时国内的天然气消费已经超过1000亿立方米了。因此当时国家就提出要建设百亿立方米储气库的目标。

为了推动储气库建设，国家主管部门组织我们每个月开一次会议，汇报项目进展，推进储气库的建设进度。这样持续三年的时间，后来储气库的建设进入正轨之后，推进会改成一季度一次。

当时，我们在国内的中部、西部、东部、东北和环渤海等地区筛选了200多亿立方米的储气库库址资源。当时的储气库地质评价设计是以中石油勘探开发研究院廊坊分院为核心的，在这个过程中，边研究边设计，攻克了很多技术难题，包括解决了储气库动态密封的问题、复杂气藏里面的储气渗流等问题。

当时地面工程中存在的一个较大的问题是压缩机的选择。我们要建这么多储气库，如果压缩机都是进口的，价格贵且维修成本很高。此外，当时很多国外压缩机的压力并不能满足我们的压力需要。所以当时中石油就提出了这么一个课题，自主研制压缩机。由中石油成都压缩机厂研发的储气库注气压缩机也获得了改革开放40周年杰出产品，这是我们中石油唯一一个产品获得这个奖项，反映了它的技术水平和价值。

eo：基于您刚刚分享的国内的地下储气库建设的探索，您如何划分国内的储气库的发展阶段?

马新华：如果要划分阶段的话，应该分为3个阶段：

第一阶段，从1999年到2009年，学习探索阶段。

这个阶段我们主要学习国外的经验。由于当时技术不是很成熟，适应性不太好，所以那个阶段建设的储气库大多没有达到当时设计的预期，达容率大概70%左右。

第二阶段，从2009年到2018年，攻关复杂地质条件开始规模建设阶段。

这个阶段主要是攻关适应中国复杂地质条件的储气库技术。当时国家确定了100亿立方米的储气能力建设目标。目前来看，这一批完成设计的指标还是非常多的。如相国寺储气库，设计库容42亿立方米，工作气量20多亿立方米。现在建成已经达到了设计的库容、工作气量、日调峰量。

在这一阶段，中石油主要形成了5项关键技术创新，如储气库选址评价与建设地质方案设计技术、气藏型储气库钻完井设计与施工技术、高压大规模储气库地面工程设计与施工技术、储气库风险评价与控制关键技术、层状盐岩建库高效造腔关键技术。目前，我们国家的储气库建设技术已经是国际领先水平了。最近东欧、中亚的一些国家，纷纷主动来找我们，让我们帮他们设计储气库。

第三阶段，应该是从2018年开始，是地下储气库的大规模建设时期，也是储气库发展的黄金机遇期。

2017年冬季的供气紧张，大家印象非常深刻。国家也提出要建设年消费量16%的储气调峰能力。目前，我们已经积极的响应国家号召，编制了储气库长期发展规划。中石油提出要因地制宜，分层次分区域建立六大储气中心，具备建成700亿立方米工作气量建库资源，其中华北、东北、西南、中西部等主要消费区储气中心分别具备70、135、180、200亿立方米工作气量建库资源。规划到2020、2030年分别建成130、405亿立方米工作气量，满足国家要求的储气任务。

探索股份制的储气库投资建设新模式

“股份制模式是储气库发展一个方向，也是天然气产供储销体系市场化改革的一个方向。”

eo：加快国内储气库的建设，目前有尝试什么新的发展模式吗?

马新华：当前，很多城市燃气企业、地方政府找到我们要参股合资建设地下储气库。目前，我们已经开始尝试地下储气库的股份制模式，以中国石油为主，与各类企业进行合资合作，各自完成自身的储备调峰任务。

eo：这种股份制模式，对于社会企业和地方政府的吸引力怎么样?

马新华：吸引力还是比较大的。目前各类企业踊跃表示希望能够参与与中石油一起合作建设地下储气库。经中国石油集团公司批准，目前我们正在与重庆市探索储气库的股份制模式，共建铜锣峡等储气库。其中，重庆市政府是非常支持这种合作模式，并且出台了很明确的政策。根据双方达成的协议，中国石油及战略合作者占股57%，重庆市引入的国有及民营资本占股43%。

股份制模式是储气库发展一个方向，也是天然气产供储销体系市场化改革的一个方向。我们有技术，市场有需求。通过股份制的合作模式能够共同分担建设成本与风险，共享储气调峰能力。

eo:您觉得影响当前国内储气库建设与发展的最大制约因素是什么?

马新华：目前，国内储气库发展还缺乏价格机制。但欧洲的一些模式已经很成熟了，值得借鉴。在欧洲，储气库就像仓储库，谁都可以建，也可以经营。怎么经营呢?如德国对储气库的定价分为3个方面：1)注气费：注入储气库一立方米气要多少钱;2)采气费，从储气库采出一立方米的气要多少钱;3)储气费：储存一立方米天然气要多少钱。另外，还有其它附加价格。如果需要加速注或加量快采，那么收费价格就要增加。有了价格机制，储气库的价值就像仓储一样，可以算出来了。

从市场发展的角度来看，天然气的市场价格要放开，才会有中间环节的储气库的价格，单独的储气库难以定价。另外，储气库不能单一按注采气来定价，否则，没有哪一家企业能够承受高昂的储气调峰价格，应该由区域市场来承担，换句话说，储气库就像保险，它可以保一方平安。因此，储气调峰价格的制定应该在国家主导和监管下，分摊到受益者身上，实现“谁受益谁付钱的公平原则”。但现行的市场条件，天然气终端价格还不具备完全市场化的条件。

除了上面讲的技术、价格机制，在储气库建设的黄金发展期还有环保与规划的衔接问题。如我们在推进储气库的建设时，发现正好跟当地的城市规划有冲突，与生态保护红线有冲突，与基本农田有冲突，这样的反复协调会拖长项目时间，也会影响“储”的这根链条的补齐。