本采暖季，全國多地天然氣需求猛增，供給不足導致“氣荒”。它警示我們：我國油氣供給系統存在明顯短板，危及國家能源安全。冬夏季用氣量“峰谷差”每年都會出現，若出現非常情況， 應急能力令人擔憂。同時，“氣荒”也暴露了政府這只“看得見的手”，在“集中高效統籌全局，實實在在謀劃未來”上的不足。
實現綠色發展，應“逐步將天然氣培育成為我國現代清潔能源體系中的主體能源之一”。對于“我國一次能源消費中天然氣占比由目前的6%左右升至10%以上”這一目標，目前來看在2030年之前國內產量難以滿足需要，天然氣對外依存度居高不下局面不會?變；東部地區主要依靠遠程輸送“外來氣”(含境外和國內中、西部生產的天然氣)的態勢不會改變。應以東部為重點，建立強有力的全國油氣儲備體系刻不容緩，這是能源供給側結構性改革中不可或缺的組成部分，也是實現“多能互補”、“產銷一體”前難以逾越的一個發展階段。為此，國家層面要做好三方面的工作。
在深入調研基礎上，編制油氣供需平衡規劃
我國油氣資源豐富，油氣產量位居世界前列，但人均占有量少。這既不同于富油氣的俄、美；也不同于貧油氣的日、韓。這是我國的國情，是編制規劃的出發點。因此，規劃要處理好“外來油氣”與本地油氣的關系、儲備與生產的關系、油和氣的關系。也就是要著力解決發展“不充分”和“不平衡”問題。
以本次“氣荒”最為嚴重的京津冀地區為例，依托所在的渤海灣油區建設地區性的油氣儲備體系，是一個龐大的系統工程，其組成至少應包含：一是若干接受外來LNG的站、庫和槽車；二是若干利用枯竭或開采中、后期氣田建成的儲氣庫群。五十多年來渤海灣油區累計采出天然氣1000多億立方米，理論上這些天然氣原有地下空間都可成為篩選儲氣庫庫址的對象。其中，儲層壓實效應較小的潛山型氣田應是首選目標；其次是有良好蓋層的碎屑巖氣田，例如上覆有較厚鹽層的文中氣田。
三是若干通過“注氣采油”形成的儲氣庫群。通過注氣既提高了原油采收率，又有了儲氣庫，這是“一舉兩得”的嘗試。例如任丘油田，雖然開采了四十多年，還有六、七成的石油地質儲量用現有開采方法采不出來。該油田是由石油地質條件各異的奧陶系楔狀、寒武系層狀和元古界塊狀等三個油藏組成的大型潛山油田，進行注氣試驗有很大的選擇余地。
四是儲備若干應急備用氣田。目前，渤海灣油區氣田平均每天產氣500萬立方米左右。若氣田平時不采或少采，作為“調峰”或“應急”的儲備氣，比新建儲氣庫并儲存同等數量的天然氣，其工作難度和資金投入要小得多。
五是深化勘探，發現新氣田。渤海灣油區，除第三系的含油氣系統工作程度較高外，還有中生界、古生界甚至元古界的含油氣系統有待探索。堅持勘探，擴大氣源，是解決 “調峰”和“應急”最根本的出路。當前已發現的牛東、河西務等氣田應抓緊探明，“建而不采”以備不時之需。同時要完善管網與調配系統。
圍繞地下儲庫建設，組織全國技術攻關
地下儲氣庫要反復注氣和采氣，且注氣壓力遠高于地層壓力，要經受多次強烈地、方向多變應地長期考驗，因此建庫的技術難度遠高于氣田開發建設難度。加之地質體的唯一性，每建一個地下儲氣庫都是技術攻關和創新。建庫所需的裝備、材料和技術，單靠企業很難解決，也很難降低成本，需要全國統籌安排，形成建地下儲庫的產業鏈。
完善政策引領
首先，要形成科學合理的天然氣定價機制。天然氣要依仗市場這只“看不見的手”大規模頂替煤炭等現有能源，就必需具備價格優勢；另一方面又要使油氣企業“有利可圖”，保持充沛的持續發展動力。我國建設地下儲氣庫尚處起步階段，同等氣量成本遠高于氣田氣成本，因而國家應制定專項扶持政策，否則，建庫的進程必然差強人意。
其次，當前多數油氣企業實行職工薪酬與油氣產量掛鉤制度，因而要將正生產的氣田少采或不采，新探明的氣田“建而不采”，都需要制度創新。
第三，基于石油上游業“高投入、長周期”的特點，建議設立“石油勘探開發基金”，在“低油價”時期，保障上游工作不被削弱。
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