全球66%的地下储气库工作气量分布在北美、欧盟等地区的发达国家，美国的储气库工作气量占全年消费量的17%，欧盟为25%，中国仅为4%，与欧美国家的差距明显。
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我国储气库的发展现状
2017年,我国天然气消费量接近2400亿立方米，同比增长17%。在消费量快速增长的同时，逐渐扩大的季节性用气差异是导致供需失衡的核心因素。以北京为例，冬季用气量是夏季的5～10倍；反观天然气生产与管道输送量在一年当中呈线性稳定状态。
20世纪90年代初，为确保北京、天津的安全供气，国家开始加大力度研究建设地下储气库技术。
2001年，我国首次在大港油田利用枯竭凝析气藏建成了大张坨地下储气库。目前全国已建成地下储气库25座，其中中国石油23座（盐穴型1座，油气藏型22座），中国石化两座（盐穴型1座，油气藏型1座），储气规模达400亿立方米，2017年调峰量达到100亿立方米，约占天然气年消费量的4%，距世界平均水平11.4%还有较大的差距。
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我国储气库发展面临的挑战
我们国家储气库建设起步晚，需求紧迫，发展速度快，体系不健全，还面临着一些严峻的挑战：
建设明显滞后，调峰能力不足
我国地下储气库作为长输管道项目配套工程，建设速度明显滞后于长输管道建设。目前工作气量仅占天然气消费量的4%，与我国快速发展的天然气产业不匹配，大大落后于国际平均水平。
由于现阶段我国储气库的调峰能力不足，供气缺口仍需依赖气田增产、跨区调拨、LNG供气和压减市场等措施填补，调峰能力的滞后成为制约我国天然气发展的瓶颈问题。
优质资源稀缺，建库成本高企
我国的天然气资源区与消费市场分离，建库资源分布不均，资源区主要集中在中西部地区，而天然气的主要用户市场在东部地区，重点消费市场区域内优质建库目标十分稀缺。
中国的地质条件与欧美相差甚远，储气库资源极其匮乏。国外90%储气库埋深小于2000米，构造完整，而我国主要天然气消费区，地质条件复杂,构造破碎，限制了储气库的规模和安全性；埋深普遍大于2500米，提高了建设成本和风险；储层非均质强，制约了注采的速度。
由于地质条件复杂这一先天劣势，我国的储气库建设的各个环节，包括选址、钻完井、注采设备和安全监测都面临更突出的挑战。因此储气库建库方案设计和工程建设难度大，以钻完井为代表的工程质量问题屡有发生，拖延建设周期，投资成本大幅升高。
市场化不充分，参与主体单一
欧美国家实行天然气峰谷价，天然气价格冬季高、夏季低，一般相差50%以上。我国天然气行业竞争性环节尚未实现市场化定价。在现阶段保障功能被过分强调的背景下，季节性气价和调峰价格还未全面推广，不能及时反映天然气价格与供需关系变化，现货市场交易不活跃，储气库运营者利用时间或者季节性价差套利的空间受限，因此对社会资本的吸引力不足。
现阶段已建成的储气库均为国有企业投资和运营。提高储气库的经济价值是摆在政府主管部门和市场参与者面前的重要课题，也是实现储气库参与主体多元化和市场化运营必须解决的问题。
发展历程短，运行管理经验不足
从国外57起储气库事故案例分析表明，大规模往复注采、压力循环波动易造成储气库地质构造失稳、井筒完整性失效和地面设备故障是导致泄漏、燃烧、爆炸等灾难性事故的主要原因，风险随运行年限的增加而提高。
我国储气库从无到有不过十余年时间，尽管目前在地下储气库动态监测、跟踪评价、优化预测等方面积累了一定的经验，但基于地质、井筒和地面三位一体的完整性管理处于初级阶段，运行管理体系标准还处于逐步建立和调整的阶段。
作者｜张鹏程 王玉青 王祖纲
平台编辑｜刘燃
