城市燃气企业是天然气产业的重要组成部分，也是天然气储气设施建设和运营的关键环节。通过与中国天然气储气设施发展现状对比，城市燃气企业在储气设施发展方面存在着发展速度缓慢、储气措施单一、资金投入不足、技术力量薄弱等问题，严重制约储气设施的合理发展。为此，城市燃气企业应针对问题有的放矢，采取加大储气设施建设力度、发展多种形式的储气设施、广泛吸纳各类资金、兼容并蓄提升技术实力等措施，不断提升企业在储气设施方面的积极性，达到规定的储气规模。
引言
中国天然气消费市场大多远离天然气开发区，西部的塔里木盆地、中西部的四川盆地、鄂尔多斯盆地以及东海海域为主力气区，而主力消费市场则分布于东部地区，天然气供应和消费区域严重不匹配，需要修建长输管道连通开发区和消费区。此外，中国天然气消费严重不平衡，居民用气比例非常高，用气需求稳定的工业用气量比例小，天然气市场具有冬夏峰谷差大的特点，北京等城市峰谷比达到10∶1。近年来国内大气污染形势极为严峻，地方政府推动“煤改气”行动，以天然气等清洁能源代替煤炭减少污染，进一步加剧冬季和夏季天然气消费差，冬季“气荒”在中国多省市蔓延，对于天然气运营企业特别是燃气企业在发展储气设施、保障天然气供应方面提出诸多挑战。
天然气储气设施现状
地下储气库
地下储气库作为有效、经济、适用范围广的储气手段，已成为国家能源安全的战略性基础设施。自2000年开始建设地下储气库以来，我国已建成了气藏和盐穴两类储气库25座，主要分布在我国主要天然气消费区（华北和华东地区），总库容为4048.2亿立方米，最大工作气量为1803.6亿立方米，有效工作气量为1170亿立方米，目前基本构建了中国储气设施骨干架构。其中，23座为中国石油所有，总库容为3943.5亿立方米，最大工作气量为1746亿立方米，占最大工作气量的96.81%；两座为中国石化所有，总库容为104.7亿立方米，最大工作气量为57.6亿立方米，占最大工作气量的3.19%。中国石油23座储气库包括22座枯竭油气藏储气库和1座盐穴储气库，其中就包括目前我国最大的储气库 —— 呼图壁储气库，这些储气库主要分布于华北、四川、陕西和新疆地区等产气区，主要用于西气东输、陕京线、中贵线应急保障及大城市季节性调峰供气。中国石化两座储气库分别为1座枯竭油气藏储气库和1座盐穴储气库（中国石化金坛一期），用于作为榆济线和川气东送应急保障及重点城市季节性调峰供气（图1）。
根据天然气“十三五”规划，我国正在建设文23、文23、江汉盐穴、卫城、朱家墩储气库、港华金坛盐穴等储气库，研究推进适时建设陕 43、克75、淮安、长春气顶、双坨子、应城、平顶山盐穴、赵集、光明台及中俄东线天然气管道配套储气库等。其中，港华燃气江苏金坛盐穴储气库是城市燃气企业建设的第一座地下储气库，港华金坛盐穴储气库工作气量为21.8亿立方米，主要目的是保障其在华东地区城市燃气项目的应急供气。
其他储气设施
中国东部地区天然气供应很大程度上依靠LNG供气，自2006年广东大鹏LNG接收站建成以来，截至2017年底，中国海油、中国石油、中国石化联合BP、申能集团等国内外资本，建成LNG接收站17座（表1），分布在沿海的广东、福建、浙江、上海、江苏、山东、辽宁、宁夏、河北唐山等多个省市，形成了年接收和供气能力达6000亿立方米以上的供气规模和储气能力。
城市燃气储气发展问题
储气设施发展速度缓慢
城市燃气储气设施发展远远落后于天然气上游企业，与用气规模快速增长形成强烈反差，城市天然气消费量逐年增加，调峰储气设施增长缓慢，且储气规模维持在较低水平。
储气措施单一
城市燃气企业在用气量较小和企业规模有限的早期情况下，主要以CNG储气罐为主，城市高压环线和LNG应急调峰站为辅。CNG、城市高压环线仅能满足日时调峰需求，部分北方城市为应对用气规模不断增加和“煤改气”带来的冬季供气压力，近20个城市建设有LNG应急调峰站，上海、杭州、西安、南京等城市正在对LNG调峰站进行改扩建，进行必要的季节性调峰储备。由于LNG应急调峰站储气规模较小，加之储气运行成本极高，仅能作为用气高峰的补充气源。此外，部分城市也在发展高压储气管道，如北京（10 MPa）、上海、关中（4.0MPa）、武汉等城市建设的高压环线即可调配气量也可作为日间储气设施，沈阳、济南等城市正在建设高压环线。在地下储气库方面，城市燃气企业仅有港华燃气在江苏金坛建设盐穴储气库，其他城市燃气企业几乎没有地下储气库建设计划。
资金投入不足
LNG 储罐具有建设周期短、投产快、适应性强、容积大、占地小等特点，现有城市燃气企业调峰储气设备主要依赖于LNG调峰，但其造价和运行成本极为昂贵。LNG储罐建设成本达到40～50元／立方米，若合同气量为20亿立方米，按照城市燃气企业和不可中断大用户则要形成不低于年用气量5%的应急储气能力，即年储气量规模应为10亿立方米，LNG储罐建设成本高达40亿～50亿元。调峰气运行成本高达0.6～1元／立方米，运行总成本为0.6亿～1亿元／年，即调峰气增加0.6～1元／立方米，折算至全年天然气消费量，天然气增加0.06～0.1元／立方米，加之LNG储罐使用寿命较短、折旧费高，天然气附加值将大打折扣，普通城市燃气企业无法承担，因此城市燃气企业对于调峰设施建设积极性较低。此外，LNG价格实行市场化价格，价格波动随供需结构变化较大，2017年冬季中国LNG价格经历过山车式变动，最大涨价至近1万元／吨，高价格让普通企业无法承受。
地下储气库单位建设成本远低于 LNG 储气设施，工作气量建设成本约为2.19～13.1元／立方米，其中废弃油气藏储气库建设成本较低，为2.19～2.25元／立方米，盐穴储气库建设成本较高，为13.1元／立方米。但由于地下储气库储气能力高，地下储气库总投资非常大，加之地下储气库工作气量大，少则近30亿立方米，多则超过400亿立方米，目前中国地下储气库总投资为10～119.1亿元（表1），普通企业无法筹集如此规模的资金。
技术力量薄弱
地下储气库要反复注气和采气，且注气压力远高于地层压力，要经受多次强烈地、方向多变应地长期考验，加之地质体的唯一性，每建一个地下储气库都是技术攻关和创新，因此建库的技术难度远高于普通储气设施，甚至高于气田开发建设难度。中国从20世纪70年代开始探索建设地下储气库，于2000年建成第一座真正意义上的地下储气库（大张坨储气库），至今储气库运行不到20年，因此在储气库建设和运行的技术方面经验不足，在孔隙性地下储气库地质与气藏工程评价技术、盐穴储气库地质工程评价技术、储气库钻完井技术、储气库注采工程技术、储气库地面工程技术等方面还需要不断努力。目前，由于储气库多为油气藏型储气库，已建和在建储气库为多为上游油气企业所控制，城市燃气企业没有资源去涉及地下储气库，无法储备和攻关地下储气库建设和运行方面的技术。
城市燃气储气发展策略
加大储气设施建设力度
一是强化政府在公共资源管理中的核心作用，进一步细化财税优惠、土地使用、储气价格等政策，尤其是出台储气调峰费用，吸引更多企业和资金参与支持城市燃气企业开展储气库前期评价及建设工程，提升储气库建设速度。二是进一步开放储气气量交易市场，尝试天然气储气气量市场化，委托建立专业化储气公司代为储存天然气，缓解城市燃气企业储气设施建设压力，让市场这只无形的手推动储气产业发展。三是优化全国性的天然气交易市场，灵活调配现有资源。城市燃气企业在异地或参股建设大型储气设施，特别是地下储气库工作气量，充分挖掘现有储气设施建设潜力，分享工作气量，利用现有长输管道资源互联互通协议，在用气高峰时以置换的方式获得调峰气量。如中西部城市燃气企业可在中东部投资或参股建设各类储气库，在冬季用气高峰时储存于中东部的气量与西气东输气量交换，就地获得天然气，有效节省经济成本。
发展多种形式的储气设施
中国燃气企业储气设施极为单一，小城市仅停留于CNG储气罐方式，大型城市则致力于LNG储气罐建设，一定程度上满足现今储气需求，中长期储气设施建设难以落地。结合各个地区城市的用气特点，燃气企业应该采取储气库、气田、LNG共同参与调峰，可中断用户、管网作为补充，宜库则库、宜罐则罐、宜管则管，多种方式不同维度发展各类储气设施。
就地域而言，沿海城市燃气企业要充分发挥向海优势，在全球大力开发LNG的背景下建设LNG接收站和储罐，接收来自海外长期合同下的稳定LNG气源，应对冬季用气高峰和国内LNG价格季节性波动。内地城市除依靠周边气田和地下储气库外，依靠企业间或政府补贴取得调峰气价优惠统一规划发展LNG储罐，在大城市建立较大型的LNG储罐，周边中小城市建设小型LNG储罐，储罐与邻近骨干输气管网、城市燃气管网相连接，不同层级、规模的储罐和管网组成区域性燃气管网系统，共同调节高峰用气压力。
从气量供应、经济效益等方面考量，城市燃气企业发展地下储气库是必由之路。在地下储气库选型方面，有条件的燃气企业应首先选择建库技术低、风险难度较低、投资较小的盐穴型储气库，其次可以与周边油气企业合作建设油气藏型储气库，最后可借鉴外国优秀经验发展含水层储气库。
广泛吸纳各类资金
一是争取专项资金支持。2010年之后，国家财政对地下储气库支持力度非常大，包括呼图壁、相国寺、苏桥库群、双6、板南库群、陕224等在内的十多座储气库均为国家财政政策100 %支持，这些资金的投入对地下储气库发展起到重要的推动作用，储气规模连年高速增长，城市燃气企业也要积极申请专项资金支持，发展大型LNG储罐，甚至地下储气库。二是推动 PPP 模式应用于储气设施建设领域。储气设施建设属于公益性非常强的项目类型，非常适合推行PPP模式。政府赋予城市燃气企业更多权力，充分发挥企业参与积极性，实现社会效益最大化。三是城市燃气企业建立储气设施建设专项基金，资金主要来源于企业盈利提取、政府性公益基金以及社会其他闲散资金等，资金由专业化基金管理公司代持代管，资金即可为大型储气设施建设提供支持，又可增值保值为投资者提供分红，提高基金吸收资金能力。
提升技术实力
一是将储气设施的技术研发纳入国家科技攻关规划，组织专家系统梳理储气设施技术方面的难点，根据城市燃气企业储气设施发展需求制定技术攻关中长期规划，设立国家储气设施技术研发基金，攻关现有技术难题。二是借鉴上游“油公司”管理模式，城市燃气企业可组建专业化管理团队，将储气设施规划、建设、技术研发、运行、维护等环节委托乙方，广泛吸收中国乃至全球优秀技术团队支持，提供储气设施建设最佳解决方案，以最短时间提升技术实力。三是储气设施建设是一个系统工程，单靠城市燃气企业很难解决，需借鉴“一院一所模式”、校企结合等产学研成功模式，建立储气设施产业链，提供必要所需的装备、材料和技术。四是城市燃气企业积极参与“一带一路”建设，借助储气设施建设深化能源合作，与“一带一路”国家储气设施企业展开技术合作，优先发展储气量大、单价较低的地下储气库，逐步进入地下储气库技术领域。
结论
随着中国能源结构调整和环境保护意识的增强，天然气消费量仍将快速增长，至2020年中国天然气供应量将达到3.6万亿立方米，地下储气库工作气量仅为1480亿立方米，仅占天然气供应量的4.11%，未来“缺气”“少气”的局面将长期存在。城市燃气企业必须审时度势，勇于面对建设储气库设施方面的各种不利形势，多方沟通加大储气设施建设力度，多种渠道广泛吸纳各类资金，不断提升技术实力，敢于发展多种形式的储气库设施，以满足国家和地方对储气设施工作气量的要求，确保在瞬息万变的市场竞争中谋得先机。
