油气储运Oil&GasStorageandTransportationISSN1000-8241,CN13-1093/TE《油气储运》网络首发论文题目：碳中和战略下的中国地下储气库发展前景作者：丁国生，丁一宸，李洋，唐立根，武志德，完颜祺琪，胥洪成，王云收稿日期：2021-08-09网络首发日期：2021-10-29引用格式：丁国生，丁一宸，李洋，唐立根，武志德，完颜祺琪，胥洪成，王云．碳中和战略下的中国地下储气库发展前景[J/OL]．油气储运.https://kns.cnki.net/kcms/detail/13.1093.TE.20211028.1418.006.html网络首发：在编辑部工作流程中，稿件从录用到出版要经历录用定稿、排版定稿、整期汇编定稿等阶段。录用定稿指内容已经确定，且通过同行评议、主编终审同意刊用的稿件。排版定稿指录用定稿按照期刊特定版式（包括网络呈现版式）排版后的稿件，可暂不确定出版年、卷、期和页码。整期汇编定稿指出版年、卷、期、页码均已确定的印刷或数字出版的整期汇编稿件。录用定稿网络首发稿件内容必须符合《出版管理条例》和《期刊出版管理规定》的有关规定；学术研究成果具有创新性、科学性和先进性，符合编辑部对刊文的录用要求，不存在学术不端行为及其他侵权行为；稿件内容应基本符合国家有关书刊编辑、出版的技术标准，正确使用和统一规范语言文字、符号、数字、外文字母、法定计量单位及地图标注等。为确保录用定稿网络首发的严肃性，录用定稿一经发布，不得修改论文题目、作者、机构名称和学术内容，只可基于编辑规范进行少量文字的修改。出版确认：纸质期刊编辑部通过与《中国学术期刊（光盘版）》电子杂志社有限公司签约，在《中国学术期刊（网络版）》出版传播平台上创办与纸质期刊内容一致的网络版，以单篇或整期出版形式，在印刷出版之前刊发论文的录用定稿、排版定稿、整期汇编定稿。因为《中国学术期刊（网络版）》是国家新闻出版广电总局批准的网络连续型出版物（ISSN2096-4188，CN11-6037/Z），所以签约期刊的网络版上网络首发论文视为正式出版。文章编号：1000-8241（2021）××-0×××-0×碳中和战略下的中国地下储气库发展前景丁国生1丁一宸2李洋1唐立根1武志德1完颜祺琪1胥洪成1王云11.中国石油勘探开发研究院·中国石油集团油气地下储气库工程重点实验室；2.石油工业出版社摘要：中国能够于2060年实现碳中和目标，必须依靠中国能源供需结构的深刻转变，从高碳向低碳和无碳能源转型。未来中国天然气消费将迎来大规模的消费增长，预计到2030年中国天然气消费量约为6000×108m3，2060年天然气消费量预计达到6500×108～7500×108m3。中国天然气受自身资源、获取国际资源能力、进口通道安全等多种因素的影响，必须建设大规模地下储气库以保障中国天然气消费增长。从天然气消费安全角度，中国需建设储气能力达1200×108～1300×108m3的地下储气库，既满足中国天然气调峰需要，又有一定的战略储备，中国目前地下储气库工作气量仅约150×108m3，必须进一步扩大建库领域，形成1+3+N的储气库基地空间布局。在中国能源转型过程中，储气库相关技术将与未来碳埋存、储氢、储氦、压气蓄能等技术深度融合，最大限度地发挥地下储气库在能源领域的作用，支撑碳中和战略目标的实现。关键词：碳中和；地下储气库；能源转型；气电转换；储氢；CO2埋存中图分类号：TE822文献标识码：A开放科学（资源服务）标识码（OSID）：温室气体效应带来的全球气候变化已严重威胁全人类的生存，为降低气候变化给地球带来的生态风险以及给人类带来的生存危机，2015年，全球195个国家在巴黎气候大会上达成《巴黎协定》，目标是将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2℃以内，并努力在21世纪末将气温升幅限制在工业化前水平以上1.5℃内。为此，应尽快实现温室气体排放达到峰值，在21世纪下半叶实现温室气体净零排放。中国作为《巴黎协定》的主要缔约国，需要在碳排放上履行与中国国情相对应的义务，2020年9月，在第75届联合国大会上习近平总书记郑重宣布中国将力争在2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。中国是目前世界上第一大碳排放国，碳中和战略的推进意味着到21世纪中叶，中国能源结构将发生根本性的改变，从以煤炭为主的高碳能源向低碳绿色能源转型。在这一转型过程中，天然气将成为未来与新能源共生的主力能源。作为低碳清洁能源，天然气需要“产供储销”等各环节紧密衔接、协同发展，地下储气库在产业链中具有不可替代的地位，中国地下储气库未来的发展规模和前景，与中国未来天然气的发展前景及新能源利用有着密不可分的关系。1天然气产业发展前景1.1中国天然气消费增长丰富的天然气资源为中国天然气消费提供物质基础。经过几十年的发展历程，中国天然气工业实现跨越式发展，基本上形成以塔里木、鄂尔多斯、四川盆地为代表的陆上三大天然气产区，近年来中国海油在海上发现储量达2000×108m3的渤中19-6等大型天然气田。过去十年，中国天然气产量持续增长（图1），2020年全国天然气产量达到1888.5×108m3。根据预测，中国未来天然气产量将持续保持增长态势，2030年，中国天然气产量有望达到2500×108~3000×108m3[1]。根据全国天然资源评价报告，中国天然气资源量达到210×1012m3，其中常规天然气资源量78×1012m3，占37.1%；页岩气资源量80×1012m3，占38.4%；煤层气资源量30×1012m3，占14.3%；致密气资源量22×1012m3，占10.5%。另外，中国还有150×1012m3的天网络首发时间：2021-10-2909:52:53网络首发地址：https://kns.cnki.net/kcms/detail/13.1093.TE.20211028.1418.006.html然气水合物资源。据《全国石油天然气资源勘查开采通报（2019年度）》统计，中国天然气已探明储量17.6×1012m3，页岩气已探明储量为2×104m3，煤层气已探明储量达到3110×108m3，三者合计探明储量约20×1012m3，仅占中国天然气资源量的10%。随着中国天然气勘探开发力度不断加大，探明储量仍会持续增长，为中国天然气消费提供丰富的物质基础。图12000—2020年中国天然气消费量增长示意图（据国家统计局数据整理）全球天然气贸易不断增长为中国提供了获取外部资源的条件。截至2020年底，全球天然气已探明储量剩余188×1012m3。2020年全球天然气产量为3.92×1012m3，贸易量为1.3×1012m3，其中LNG贸易量3.65×108t（约5073×108m3），占年天然气液化能力的80%。2020年，中国已成为全球第一大天然气进口国，天然气进口量约1420×108m3，其中LNG约940×108m3，管道气约480×108m3。中国液化天然气进口量逐年攀升，2021年1—6月LNG进口量同比增长了27.8%，预计2021年中国将成为全球最大的LNG进口国。挪威石油和天然气数据分析公司雷斯塔德（Rystad）报告称，到2040年，全球天然气产量将增长24％，达到4.86×1012m3，主要增长国家和地区为美国、俄罗斯、中东，预计至2040年，全球液化能力相比2020年将增加91％，总计每年8.86×108t。生态文明建设与碳中和战略的推进是中国大力发展天然气的必然选择。中国化石燃料消费在一次能源消费中仍占据绝对优势，其中煤炭占比57.6%，大量使用煤炭给中国环境治理带来了极大的影响。未来，改善大气环境的最主要手段仍是大力推广和利用天然气这一“清洁能源”。将来应持续降低煤炭在中国一次能源消费中的比例，大力提升天然气在一次能源消费结构中的占比，按照国家发改委规划，2030年天然气占比将达到15%。1.2中长期天然气消费预测目前天然气在世界一次能源消费中的占比约为25%，而天然气在中国一次能源消费中仅占7.3%，因此中国天然气未来利用前景和增长空间较大。2020年全国天然气消费量约3316×108m3[1]，过去20年中国天然气消费年均增长10%，未来仍将保持高速增长。周淑慧等[2]对碳中和背景下中国天然气消费量的中长期演变趋势进行了预测，认为未来15年中国天然气市场仍将处于稳定增长期，2035年天然气消费量将达到峰值6500×108m3，2050年下降至5500×108m3。根据《中国长期低碳发展与转型路径研究》报告[3]，中国天然气消费在2030年左右达到峰值，5800×108m3~7500×108m3，2050年天然气消费量将降至4400×108m3。此外，国内外不同机构对中国未来天然气消费量均做过不同情境下的预测和分析[4]，虽然预测结果各有差异，但总体认为，2030—2040年，中国天然气消费将达到峰值，为5500×108m3~6500×108m3；到21世纪中叶，中国天然气消费量仍将保持在2500×108m3~4500×108m3。1.3天然气消费安全的影响因素天然气作为气体能源，其生产消费与煤炭、石油等固体或液体能源具有不同的特点，天然气需要完整的产供储销产业链支持，任何一个环节缺失或不完善，均有可能带来较大的安全供给风险。近年来，中国经历了4次较大规模或局部的天然气供应紧张局面，给天然气安全供应敲响了警钟。为此，国家相继出台了促进天然气健康稳定发展的相关要求，2018年发布了《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》[5]，要求加大国内油气勘探开发力度，深化油气勘查开采管理体制改革，提升天然气产量，构建多层次储备体系，加快推进进口国别（地区）、运输方式、进口通道、合同模式以及参与主体多元化，最大限度消除中国天然气供应的风险。从天然气全产业链来说，中国的天然气供应风险主要表现在以下5个方面。（1）中国天然气产量增速驱缓，难以满足消费量快速增长的需要。虽然中国天然气资源丰富，但常规天然气资源潜力有限，非常规资源开发难度大、成本高。根据中国石油经济技术研究院对中国天然气产量消费量的预测（表1），中国天然气产量约在2035年达到峰值3300×108m3，相应的中国天然气供应缺口达3200×108~3500×108m3。表1中国天然气产量与消费量预测表年份需求量/（108m3）产量/（108m3）202032221800202545392300203054742800203562343000204067913200204568653350205069203500（2）国际市场天然气资源竞争加剧。中国未来天然气消费不断增长，对外依存度不断升高，因此必须大幅提升中国在国际市场上获取天然气的能力和话语权。随着全球范围内减碳行动的推进，低碳清洁能源将成为市场热点，虽然国际市场上天然气产量不断上升，但新兴天然气市场的消费量仍然保持较快的上升势头（表2，数据来源于BPStatisticalReviewofWorldEnergy）。除欧洲天然气市场消费略有下降外，其他地区的天然气消费均呈现高速增长，国际市场天然气资源的争夺将不断加剧。表22010—2019年全球主要地区全球天然气消费量统计表地区天然气消费量/（108m3）10年增长率2010年2013年2016年2019年北美8063890893861055130.9%中南美147316731742163310.9%欧洲6229554453745535-11.1%独联体52985357537157428.4%中东380542345009544543.1%非洲98111701371155358.3%亚太575668617333858149.1%合计3160533746355863903923.5%（3）地缘政治形势复杂，进口通道受制于人。中国已经形成了西北中亚、东北俄罗斯、西南中缅天然气陆上进口通道和海上LNG进口通道，预计2030—2035年通过四大通道进口天然气约3000×108m3，四大进口通道安全对保障中国在国际市场上天然气资源的获得具有重要意义。中亚地区形势复杂，各种利益错综复杂，近年来中亚对中国天然气供给中屡有突发事件发生。中俄东线投产不久，未来如何保证俄罗斯对中国长期稳定的供应需要建立长久的机制。海上通道的安全更是受多种复杂因素的影响。因此，确保未来四大进口通道的供气安全是中国需长远应对的重大课题。（4）资源与市场距离远，匹配差。中国天然气资源主要分布在西部的塔里木、四川、鄂尔多斯等盆地，而市场主要在东部环渤海、长三角、珠三角等东部地区，远距离大规模输送是其主要特征。西气东输管道长达5000~8000km，如此长距离大规模的管道输送，管道自身的安全风险高，对天然气的供应安全不可忽视。（5）冬夏用气不平衡，峰谷差大，平衡调节面临巨大考验。天然气冬季用量大，夏季用量小，峰谷差客观存在，北京地区的冬夏峰谷差高达4~6倍，调节平衡需建设大规模储气设施。2地下储气库未来发展需求中国天然气消费潜力巨大、安全供应要求高，必须建立起与中国未来天然气发展形势相匹配的天然气供应保障系统。储气设施是否完善是衡量天然气供应保障能力的重要指标，由于天然气易燃易爆，难以储存，地下储气库成为最主要的天然气储气设施。目前世界上建有710余座地下储气库，总工作气量达到4500×108m3，约占全球天然气年消费量的12%，欧美发达国家地下储气库工作气量甚至占其天然气消费量的20%~25%，可见地下储气库在天然气供应安全中起到突出作用。由于地下储气库具有调节冬夏峰谷差、应对极端天气变化、管道中断应急和战略储备等多重功能，中国近年来加强了天然气地下储气库的建设，中国国家发改委为加快储气设施建设，于2018年出台了《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》[5]，明确提出储气能力建设的要求，对中国天然气地下储气库建设起到极大的推动作用。2.1建设现状2000年中国建成第一座地下储气库，即天津大港油田的大张坨地下储气库。在随后的20年里，以中国石油为代表的天然气供气企业，不断加大天然气储气设施的建设力度，保障天然气的安全供应。截至2020年底，中国共建成地下储气库27座，其中中国石油23座（含2020年划归国家管网的部分储气库）、中国石化3座、江苏港华燃气1座，已建天然气储气库调峰能力约145×108m3，其中中国石油运营储气库（含国家管网）130×108m3，中石化运营储气库（含国家管网）15×108m3，港华燃气0.5亿方（表3）。27座地下储气库冬季最高日供气能力约2.0×108m3/d，在2020—2021年冬季的天然气保供中发挥了重大作用。表3中国已建天然气地下储气库统计表序号储气库地理位置储气调峰能力/（108m3）运营方1辽河双6辽宁盘锦22.3中国石油2-7大港库群（6座）天津大港19.3国家管网8-10华北库群（3座）河北永清4.05中国石油11-15华北苏桥库群（5座）河北永清10.0中国石油16-18大港板南库群（3座）天津滨海新区3.7中国石油19长庆陕224陕西靖边3.3中国石油20新疆呼图壁新疆昌吉32.0中国石油21重庆相国寺重庆市渝北区23.0中国石油22江苏金坛江苏金坛7.0国家管网23江苏刘庄江苏金湖1.3国家管网24文96河南文留2.0中国石化25文23河南文留16.4国家管网26中石化金坛江苏金坛1.4中国石化27港华金坛江苏金坛1.1江苏港华燃气由于中国地下储气库储气能力不足，尚不能满足中国当前天然气调峰需要。据统计，除上述已投产储气库外，中国石油、中国石化及部分地方燃气企业正在大力推进储气库建设，共有20座地下储气库正在建设之中。已投产储气库加上在建的地下储气库，预计设计总调峰能力超520×108m3。20多年来，中国已形成一套适合中国复杂地质条件的储气库建库技术。一是创建了储气地质体动态密封理论，建立了以盖层“动态突破、交变疲劳”和断层“柔性连接、剪切滑移”为核心的动态密封理论体系，为复杂断块断层密封性选址的定量评价和储气注采过程的安全控制提供了理论指导[6]；二是建立了储气库高速注采不稳定渗流理论与模型[7]，揭示了复杂非均质储层和复杂流体条件储气库“分区差异动用、高速有限供流”注采机理[8-9]，大幅提升了储气库库容、工作气量等关键指标[10]；三是配套形成了超低压储层钻井防漏堵漏技术和满足井筒承受高低压频繁交变载荷的储气库固井工艺，大大提高了井筒的注采安全；四是形成了成熟高效的地面大流量注采工艺技术，创新形成“变流量精准注采、超高压密相输送”等技术，成功研制高压注气压缩机；五是创建了全生命周期的安全风险管控体系，构建了储气库地层-井筒-地面“三位一体”风险管控体系，实现了三维实时监测预警，极大降低了储气库运行的安全风险；六是创新形成复杂盐层条件下的储气库建设与安全控制技术，支撑了中国复杂地质条件下的盐穴储气库建设[11]。2.2未来需求由于世界各国的地理位置、能源消费结构、天然气产量、天然气进口量、建库地质条件等因素差异较大，各国天然气地下储气库工作气量在其天然气消费量中所占份额差异较大[12]。总体来看有以下特点：①位于中高纬度的天然气生产大国也是储气库大国，包括美国、俄罗斯、加拿大等国家；②以长输管道为主要天然气输送方式的国家和地区，储气库建设都较为积极，包括乌克兰、法国等欧洲国家；③对外依存度较高的国家，建库也较为积极，如欧洲的捷克、斯洛伐克、奥地利等，例外的是亚洲的日本、韩国，由于其储气库建设地质条件较差，加上以灵活的LNG进口为主，因此未建设地下储气库。中国集天然气生产大国、消费大国、进口大国三者于一身，因此在建设天然气地下储气库方面需充分考虑中国国情。以2035年中国天然气消费量为6000×1012m3为基准，运用多种方法对中国地下储气库未来的发展需求进行了分析。（1）平均加权法分析。按照世界地下储气库工作气量占消费量的平均水平11.5%测算，到2030年，中国天然气消费水平达到5500×1012m3，相应的储气库工作气量水平应达到630×1012m3。（2）类比法分析。中国与美国同为天然气消费大国，也是天然气生产大国，两国在地理纬度上也基本一致，美国管网发达、天然气市场较为成熟，地下储气调峰能力在天然气供应中处于较为稳定和平衡的状态，对中国储气库建设具有很好的借鉴意义。据美国能源署2021年7月发布的近5年地下储气库库存信息（图2），储气库最高库存量约1130×108m3，储气库最低库存量为326×108m3。最高库存与最低库存差值850×108m3为美国地下储气库实际采气量，约占美国天然气消费量8800×108m3的10%。按该比例类比分析，中国2035年储气库实际需要的储气库工作气量约600×108m3，需建设的工作气量要高于实际采气量，按所有储气库实际注采量占工作气量的80%测算，到2035年，中国储气库工作气能力应达到750×108m3。图2美国近5年地下储气库库存量变化图（3）调峰系数法分析。储气库主要功能是调节冬夏峰谷差，分析各地区用气不均匀系数，从而判断不同地区需要的储气库工作气量规模。中国石油规划总院根据中国不同地区天然气消费冬夏峰谷差，计算得到相应的调峰系数（图3），结合各地区的用气量，可计算中国2030年储气调峰需求。根据调峰系数分析预测，消费量达到5500×108m3，储气库调峰需求量为563×108m3（表4），约占天然气消费量的10.2%。如果2035年天然气消费量达到6000×108m3，则相应的天然气储气库需求量将达到615×108m3。图3中国不同地区不同行业天然气调峰不均匀系数表4中国2030年不同地区天然气消费量及调峰需求预测表地区天然气用量/（108m3）地区不均匀系数调峰需求量/（108m3）长三角地区9451.1732环渤海地区10951.59214东南地区8251.1646中南地区7001.2047西南地区6351.1327西北地区3501.5867中西部地区5501.5090东北地区4001.3040综合3种方法的分析结果，2035年中国地下储气库的工作气量需求在615×108~750×108m3，地下储气库调峰能力取中值680×108m3基本可保障中国天然气消费的调峰需求。但在极端天气条件下，仍有可能出现天然气短期供应短缺的局面，如果国际上出现较大的社会安全动荡，天然气进口无法保障，短期内其他能源难以替代，则仍有可能面临天然气短期供应紧张的状况。参照俄罗斯和美国的储气库建设运行经验，仍需一定的战略储备量，美国地下储气库能力高达1300×108m3，有约500×108m3的富余能力，俄罗斯建有300×108m3战略储备。中国天然气进口量远大于美国与俄罗斯，因此应建有3个月天然气进口量的战略储备，按2030年进口量2500×108m3测算，战略储备量应达到600×108m3，中国天然气总储备能力应在1200×108m3~1300×108m3。考虑中国包括LNG在内的其他类型天然气总计约有300×108~400×108m3的储备能力，中国到2035年地下储气库储备能力应达到900×108~1000×108m3，才能确保中国天然气的供应安全。2.3空间布局中国天然气资源市场分布不均，天然气资源主要分布在西部，消费市场以东部为主，整体呈现“西气东输”大格局。储气库建库资源主要以气藏型储气库为主，盐穴储气库和含水层储气库为辅。在此提出中国未来地下储气库1+3+N的总体布局。1个战略储备基地。中国西部地区的塔里木和准噶尔盆地天然气藏丰富，后备资源充分，利用以克拉2为主的大型天然气田建设大型地下储气库，大规模储备天然气，作为未来中国应对天然气较长时间短缺的战略储备基地。3个储气调峰应急枢纽。在华北的京津冀地区、中部豫鄂地区、西南的川渝地区分别建立3个储气调峰应急枢纽系统。华北地区储气库系统及多条输气干线和联络线能够实现华北地区的调峰应急，并做到保障华北、辐射东北和华东的目的；中部地区利用西气东输一线、二线等输气干线，配合建设河南和湖北地区的地下储气库群，保障中部地区的调峰，同时兼顾华东、支持华南；西南地区以川渝地区为主，利用四川盆地的气田和地下储气库群，保障西南、支持华南。以上述三大枢纽为一线，将西部的上游资源与东部的下游市场更好地衔接起来[13]。N个区域性调峰中心。在东北地区、山东半岛、长江中下游、中南地区、珠江三角洲等用户密集区建设区域性调峰中心，满足本地区天然气调峰应急需要，并与三大调峰枢纽共同构成中国天然气调峰储备应急系统。3地下储气库未来的挑战与机遇3.1主要挑战中国地下储气库需求巨大，市场前景广阔。但在中国复杂的地质条件、能源结构转型以及天然气市场化不断发展完善的大背景下，储气库未来发展仍面临一系列挑战。（1）资源挑战。中国地下储气库大规模建设必须依赖足够的地下储气库建库资源，特别是建库规模较大的油气藏资源和含水层资源。中国西部天然气资源丰富，气藏类型多，但普遍存在埋藏深、储层条件差等不利因素，加上远离下游消费市场，除建设大规模战略储备外，调峰需求量有限。而中东部地区天然气市场发达，消费量大，对储气库建设的需求也较大，但较有利的建库库址基本已纳入储气库建库范围，未来储气库建库需向复杂低渗气藏、复杂油藏、含水层以及复杂高杂质盐层领域探索，找到满足中国中东部地区大规模储气库建设的优质资源难度较大。（2）技术挑战。未来中国建库主要对象是深层、低渗、油藏、含水层及低品质盐层，因此必须找到适应上述复杂地质条件的高效低成本建库工程技术，包括复杂低渗气藏孔隙空间高效利用[14]、复杂低渗储层大幅度提高单井产能的钻完井工艺以及保持地质体完整性的储层改造工艺技术、复杂油藏建库的气顶快速形成控制与提高采收率技术、复杂断块提高储气库注采压力的配套工艺技术与监测技术[15]、含水层储气库库址评价与注采控制工艺、复杂高杂质盐层大规模造腔工艺技术等。（3）市场挑战。目前，中国天然气储气调峰价格机制尚未形成，随着天然气市场的逐步繁荣，天然气市场价格将进一步开放和灵活，各种天然气调峰设施尤其是短期的LNG调峰会对天然气调峰市场产生较大冲击，在管道互联互通的情况下，不同地区的储气库可能会争夺调峰市场，距离市场近、价格竞争力高的储气库将占据优势。未来必将存在远端与末端之间、地区与地区之间、不同类型调峰设施之间、高端市场与一般市场之间的调峰市场竞争。3.2发展机遇中国天然气市场未来的发展决定了中国地下储气库未来的前景。随着中国2030年碳达峰、2060年碳中和目标约束下的能源转型战略推进，地下储气库也必然在能源转型发展中调整和适应，明确新发展定位，把握新发展机遇。地下储气库在满足天然气调峰应急保障的大背景下，在未来能源转型中必将发挥更大作用。（1）储气+发电的气电转换。风能和太阳能是未来可再生能源的主体，也是中国正在积极布局的新能源大产业。截至2020年底，中国风电和光伏发电累计装机容量达到5.34×108kW，2020年中国太阳能发电装机容量达25343×104kW，总发电量2611×108度，占中国发电总量76236×108度的3.42%[16]。2020年12月12日，国家主席习近平在气候雄心峰会上宣布，2030年中国风电、太阳能总装机容量达到12×108kW以上，达到中国发电装机总容量的50%。风、光等可再生能源发电具有极度不均衡性，白天和晚上、夏季和冬季、风力大小等因素都会引起发电量的大幅波动，因此需配合强大的调节能力才能保障高比例可再生能源接入的新型电力系统安全稳定运行。世界各国都在研究和探讨高效的电力调配手段以适应大规模可再生能源的利用，高效灵活的储能手段备受青睐，如化学储能、电池储能、飞轮储能、抽水蓄能、压气蓄能等。但这些储能手段储存量都较小，需大量新建储能设施，形成多点布局的分布式能源供应与调节系统。在所有的储能方式中，气电转换具有规模大、调节灵活的优势，在电力富裕时，利用富裕的可再生能源产生电力电解水制成氢气，储入地下储气库；在需要调节时，储气库中的氢气采出通过燃气发电供应用户。储气+发电这一能源转化利用技术未来在中国一定具有较大的发展机遇。（2）压气蓄能。压气蓄能是在电力富裕时利用富裕电能将空气压缩储存至地下，在电力短缺时采出，利用地下压缩空气膨胀能量带动发电机发电。压缩空气储能需要能够快速注采的转换[17]，短时间快速注采的地下空间，通常利用地下盐穴进行压气蓄能。江苏、安徽、湖北、山东、河南、江西、湖南、广东等十多个省市均发育有规模不等的地下盐业矿床，未来利用盐穴开展大规模压气蓄能可有效调节可再生能源利用的不均衡性。（3）储氢和储氦利用。氢能是中国未来清洁能源利用的主要方向之一，氢气运输和储存十分关键，目前主要采用高压钢罐储氢和液态运输，工艺虽基本成熟但储存输送成本高[18]，天然气管道掺氢输送工艺仍处于探索阶段，大规模储存和输送仍是制约未来氢产业发展的瓶颈。地下储气库具备大规模储氢的条件，与产氢、输氢能够组成完整的产业链，支撑中国大规模氢能的开发利用。氦气是国家重要的战略气体资源，在国防、军工、医疗、天文等多个领域具有广泛应用，氦气储存具有重要的战略意义，美国和俄罗斯自20世纪70年代已经利用地下气藏和盐穴开展氦气的大规模储存，中国在该领域也具有大规模利用前景。（4）大规模碳埋存。大规模CO2地下埋存是碳中和的托底技术，据中国前瞻产业研究院发布数据显示，2020年中国的碳排放量约98.99×108t[19]，预计2030年中国实现碳达峰时的峰值碳排放量约120×108t/a，要实现2060年碳中和，除陆地、海洋等碳汇吸收外，每年需向地下埋存的碳量约15×108~20×108t。根据生态环境部环境研究院等机构发布的数据[20]，中国CO2地质封存潜力为1.21×1012~4.13×1012t，主要埋存领域分布在各大含油气盆地，其中CO2驱油埋存潜力51×108t，枯竭气藏埋存潜力153×108t，深部含水层埋存潜力2.42×1012t。3种埋存方式与油藏改建地下储气库、枯竭气藏改建地下储气库、含水层建设地下储气库技术高度相通，储气库选址、注采能力评价、注采井设计、地面工艺、安全监测与评价等技术均可运用于CO2埋存，改储气为储碳，其发展空间巨大，将为实现中国的碳中和战略目标作出贡献。4结论（1）中国天然气市场仍处于高速增长阶段，在“双碳”目标下，需要大力发展天然气，与可再生能源项目补充，共同推进能源结构转型。中国应持续加大天然气勘探开发力度，不断提高天然气产量，积极获取国际天然气资源，能够满足6000×108~7000×108m3天然气峰值需求。（2）中国天然气发展受资源与市场分离、对外依存度不断升高、进口通道存在长期安全风险、国内天然气市场局部存在巨大的用气不均衡性等因素影响，需加快建设地下储气库，提升储气能力，保障中国天然气的安全稳定供应。（4）随着中国能源结构的清洁低碳转型，地下储气库在继续发挥原有调峰保供作用基础上，将与气电转换、储氢储氦、压气蓄能、大规模CO2埋存等新技术和应用深度融合发展，并将发挥重要作用。建议基于现有技术尽早开展战略布局，加快发展技术储备，为更大规模地下储气库的开发利用奠定基础，支撑中国碳达峰碳中和战略目标的顺利实现。参考文献：[1]陆家亮，赵素平，孙玉平，唐红君.中国天然气产量峰值研究及建议[J].天然气工业，2018，38（1）：1-9.LUJL,ZHAOSP,SUNYP,TANGHJ.NaturalgasproductionpeaksinChina:researchandstrategicproposals[J].NaturalGasIndustry,2018,38(1):1-9.[2]周淑慧，王军，梁严.碳中和背景下中国“十四五”天然气行业发展[J].天然气工业，2021，41（2）：171-182.ZHOUSH,WANGJ,LIANGY.DevelopmentofChina’snaturalgasindustryduringthe14thFive-YearPlaninthebackgroundofcarbonneutrality[J].NaturalGasIndustry,2021,41(2):171-182.[3]清华大学气候变化研究院.中国长期低碳发展战略与转型路径研究[EB/OL].（2020-10-13）[2020-03-20].https://mp.weixin.qq.com/s/-pCdHrObCBwTrSlzCJsxgQ.InstituteofClimateChange,TsinghuaUniversity.ResearchonChina’slong-termlow-carbondevelopmentstrategyandtransformationpath[EB/OL].(2020-10-13)[2020-03-20].https://mp.weixin.qq.com/s/-pCdHrObCBwTrSlzCJsxgQ.[4]段宏波，唐旭，任凯鹏，丁聿.多模型比较框架下中国天然气消费的中长期发展路径[J].天然气工业，2021，41（2）：193-201.DUANHB,TANGX,RENKP,DINGY.China’smiddle-andlong-termpathwaysofnaturalgasconsumption:basedonamulti-modelcomparisonframework[J].NaturalGasIndustry,2021,41(2):193-201.[5]国家发展改革委，国家能源局.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[EB/OL].（2018-04-26）[2021-02-01].http://www.gov.cn/xinwen/2018-04/27/5286414/files/9f718c2c74204d3fb27db3528dd04a22.pdf.NationalDevelopmentandReformCommission,NationalEnergyAdministration.Opinionsonacceleratingtheconstructionofgasstoragefacilitiesandimprovingthemarketmechanismofgasstoragepeakshavingauxiliaryservices[EB/OL].(2018-04-26)[2021-02-01].http://www.gov.cn/xinwen/2018-04/27/5286414/files/9f718c2c74204d3fb27db3528dd04a22.pdf.[6]丁国生，魏欢.中国地下储气库建设20年回顾与展望[J].油气储运，2020，39（1）：25-31.DINGGS,WEIH.Reviewon20years’UGSconstructioninChinaandtheprospect[J].Oil&GasStorageandTransportation,2020,39(1):25-31.[7]TANGLG,DINGGS,SUNSS,MILD,QIHL,GUOK,etal.MethodfordeliverabilitypredictionofwellingasstorageconvertedfromgasreservoirinChina[C].Perth:SPEAsiaPacificOil&GasConferenceandExhibition,2016:SPE-182465-MS.[8]TANGLG,ZHUWY,ZHUHY,SUNCH,YANGFL,WANGY,etal.Deploymentandexplorationofagasstoragewellpatternbasedonthethresholdradius[J].ActaGeologicaSinica(EnglishEdition),2021,95(2):630-637.[9]TANGLG,DINGGS,SUNCH,WANGJM.Mathematicaldescriptionofgasdrainageradiusforundergroundgasstorage[J].ChemistryandTechnologyofFuelsandOils,2018,54(4):500-508.[10]孙军昌，胥洪成，王皆明，石磊，李春，唐立根，等.气藏型地下储气库建库注采机理与评价关键技术[J].天然气工业，2018，38（4）：138-144.SUNJC,XUHC,WANGJM,SHIL,LIC,TANGLG,etal.Injection-productionmechanismsandkeyevaluationtechnologiesforundergroundgasstoragesrebuiltfromgasreservoirs[J].NaturalGasIndustry,2018,38(4):138-144.[11]丁国生.金坛盐穴地下储气库建库关键技术综述[J].天然气工业，2007，27（3）：111-113.DINGGS.GeneralintroductiononkeytechnologiesoftheconstructionofJintanundergroundsaltcaverngasstorage[J].NaturalGasIndustry,2007,27(3):111-113.[12]马新华，丁国生.中国天然气地下储气库[M].北京：石油工业出版社，2018：1-22.MAXH,DINGGS.China’sundergroundnaturalgasstorage[M].Beijing:PetroleumIndustryPress,2018:1-22.[13]丁国生，梁婧，任永胜，赵晓飞，冉莉娜.建设中国天然气调峰储备与应急系统的建议[J].天然气工业，2009，29（5）：98-100.DINGGS,LIANGJ,RENYS,ZHAOXF,RANLN.Suggestionsonestablishingpeak-shavingreserveandemer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