习近平总书记强调，能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要，能源的饭碗必须端在自己手里。面对能源供需格局新变化、国际能源发展新趋势，为保障国家能源安全，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略。加快储气能力建设成为能源安全新战略的重要组成部分。

一、加快我省储气能力建设迫在眉睫。

（一）国家明确了储气能力建设的时间表、任务图。天然气作为我国能源供给体系的重要组成部分,在一次能源消费总量占比达到8.5%，天然气对外依存度达45%。2017年5月，党中央、国务院出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确要求建立完善政府储备、企业社会责任储备和企业生产经营库存有机结合、互为补充的储备体系。2018年，国家发改委《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》明确2023年底前，供气企业（管网企业）到拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力、县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域日均5天（1.3%）需求量的储气能力、城镇燃气企业形成不低于其年用气量5%的储气能力。

（二）我省储气能力考核指标的总量大，任务重。我省作为全国天然气主产区，远超新疆、陕西、内蒙等传统天然气主产区，产能连续三年稳居全国第一，2022年达到561亿立方米，为保障全国天然气稳定供应发挥了的积极作用。国家在政策制定时，要求各地方按全年的消费量进行储气能力任务核定，本省地方政府及燃气企业应达到本地天然气消费量的6.3%。按照2018年8月省改革委、省能源局印发的《关于印发四川省储气设施建设规划的通知》明确，根据测算2025、2030、2035年全省天然气规划消费量分别达到310、360、400亿立方米，对应全省储气能力需求分别为10.2、12.5、14.3 亿立方米。我省已建成并能发挥调峰功能的储气能力仅为国家指标任务的22%，现有在建项目也仅能满足2025年前国家要求的指标任务，所以我省的储气能力建设任务较重。

（三）我省储气能力建设起步晚，保障弱。我省现有储气能力仅达到国家发改委考核指标的5%。2020年初，四川能投集团依据省改革委、省能源局储气设施建设规划要求，按照“统一规划、集约建设、专业运营”的原则，同步推进地面和地下储气能力建设，在广元苍溪、遂宁安居投资建设地面储气调峰基地，与中国石油西南油气分公司在宜宾长宁合作投资建设牟家坪、老翁场地下储气库，预计到2025年总体形成不低于10亿立方米储气能力，阶段性满足我省储气能力指标的要求。同时计划在川南、川西布局一批地面储气调峰基地，与中石油在川东北合作地面储气库，进一步增强天然气保障能力，满足我省及周边地区储气能力需求。

二、我省储气能力建设面临的问题

（一）项目落地选址难。一是受国家《长江保护法》、四川省《嘉陵江保护条例》影响，地面储气调峰项目按化工项目进行安全论证，其选址需远离长江和嘉陵江干支流1公里，且必须进入化工园区，结合我省区位条件，新建地面LNG储气调峰项目选址难度大。二是我省通过认定的化工园区数量有限，化工项目用地紧张，符合地面储气调峰项目的选址区域受限。三是地下储气库资源主要集中在中石油、中石化等上游企业，合作开发也存在较大难度。受上述因素影响，四川能投集团原计划在广元苍溪、自贡荣县建设地面储气调峰基地项目均未落地，地下储气库仅有宜宾长宁与中石油达成合作。

（二）项目运营风险大。一是储气设施的建设周期长、投资大。地面储气调峰基地建设成本达20元/立方米，建设周期两年以上。地下储气库建设成本达3元/立方米，建设周期五年以上，我省完成国家储气能力指标投资超过40亿元，储气调峰项目作为民生保障项目建设周期长、投资大、收益低。二是项目经营方面的政策支撑不足。国家暂未出台储气调峰用气的价格疏导政策，储气调峰项目存在高进低出情况，导致项目建成后经营困难，国内现有储气调峰项目运营亏损严重，河南、陕西等省份采取省级政府补贴方式运行，市场化运行程度较低。

（三）实现调峰功能制约多。一是储气调峰调峰项目实现调峰功能需要上游气源单位（中石油、中石化）的气源指标和气价支持，协调难度大。二是储气调峰相目实现调峰功能需要气源管道单位（中石油、中石化、国家管网）配合，才能将调峰用气进入管主干管网实现调峰功能，受制约因素较多。

三、对策建议

（一）制定运营方面的专项支持政策。一是建议国家层面出台专向政策，将地面储气调峰项目不再纳入化工项目管理。地面储气调峰项目生产过程均为物理变化，国家相关政策也未明确界定储气调峰项目的性质，为便于项目选址建议只纳入危化品管理，但不再纳入化工管理，既符合安全管理的要求，又利于项目选址落地。二是制定我省气源保障运营和补贴政策相关政策。建议省级层面制定专项政策，明确民生用气指标、用气价格、运营补贴等。三是建议省级层面制定我省储气能力租赁服务费和使用费的收费标准，为储气能力租赁提供收费依据。四是上游气源单位公平开放气源管道，保障调峰气顺利通过管网实现调峰功能。

（二）加快在建储气设施的投运。目前，我省在建的项目均未达到投产条件，遂宁储气调峰基地计划2023年6月投运，长宁牟家坪、老翁场计划2025年底全部建成，暂不能满足国家对我省的考核任务要求。一是加快在建项目投运，做好储备项目论证。加快遂宁储气调峰基地投运，加强川西、川南储气调峰项目选址论证，加强地面储气调峰项目储备。二是充分利用我省优质的地下空间的资源，建设地下储气库群。地下储气库库容大，建设成本相对较低，安全系数更高，宜宾、自贡、乐山、遂宁枯竭气藏、地下盐穴、溶洞等可利用的地下资源丰富，充分论证地下现有地下空间资源建设储气库的可行性，启动更多地下储气库项目建设，推动我省建成西南天然气储备中心、国家级天然气储备基地，为成渝双层经济圈建设提供稳定可靠的清洁能源保障。

（三）创新储气调峰项目运营模式。面对全国储气调峰运营单位大面积亏损的局面，结合我省实际创新运营模式，确保储气调峰企业健康、有序运转。一是建议地面储气调峰项目按照生产+储存方式建设，在满足冬季天然气应急调峰的情况下，开展合理周转经营，除民生保障外，向终端LNG加气站、LNG点式供能延伸，大大降低交通和制造业领域碳排放，助力国家双碳战略。二是充分利用地下储气库的库容优势，开展“淡储旺销”“代储代销”的天然气存储与销售业务，保障地方地方经济发展，同时实现企业的可持续发展。

（课题组成员：能投能源基地投资股份有限公司总经理、四川省天然气储运有限责任公司总经理魏东，省国资委考核分配处处长骆筱虹， 西南石油大学研究生院院长李早元）