SHPGX导读：根据国家建设要求及天然气市场化不断发展，中国储气库未来仍有巨大建设空间。为了提高各投资主体建设积极性，促进独立专业化运营公司形成，使其从外生动力推动逐步转化为内生自发前进，需要从体制机制方面寻找解决途径。以中国储气库发展问题为导向，从储气库定位、发展路径、运营模式等方面进行分析研究，结合储气库发展规划，建议实行“三步走”发展战略，即依次从合资合作平台模式入手、逐步发展到储气仓储贸易公司模式、最后实现独立专业化运营公司的发展目标。

0  引言

储气库是保障天然气市场安全、平稳运行的基石，欧美等天然气市场成熟国家的储气库建设均较为完备。而中国储气库建设起步较晚，近些年虽取得长足进步，但仍然无法跟上天然气市场发展步伐，仅靠政府政策强力推动已无法使该项业务可持续发展。基于此，在中国天然气领域推进市场化改革的背景下，有必要在顶层设计方面进行探讨，理顺体制机制使储气库业务具备不断前进的内生动力。

1  储气库发展现状

中国储气库建设开始于1999年，已历经20余年，可分为起步探索期和快速发展期两个阶段，目前处于快速发展期初期。截至2020年，中国已建成14座地下储气库（群），设计总工作气量239×108 m3，2020年形成有效工作气量145×108 m3，占当年全国天然气消费量的4.5%，与世界11.8%的平均水平仍有较大差距（详见表1）。

2   发展环境分析

受到2020年新冠肺炎疫情的冲击，天然气消费市场仍然保持了较强的发展韧性，据国家能源局统计，全年天然气表观消费量达到3 238×108m3，比上年增长171×108m3，增速5.6%，实现“十三五”圆满收官。在中国提出“双碳”目标的背景下，“十四五”期间乃至2035年天然气行业又将迎来一个快速发展机遇期。与此同时，随着中国天然气资源对外依存度不断提高，中国天然气管网覆盖市场范围不断扩大，从构建“坚强管网”、提升抗风险能力的角度，也要求不断加强储气设施能力建设。

经多家机构采用类比法、能源消费比例法、部门分析法、用气项目分析法、生长曲线模型、系统动力学模型等方法进行综合预测，预计2025年中国天然气需求将达到4 000×108～4 500×108m3、2030年将达到5 000×108～5 500×108m3，“十四五”期间年均增速4.3%～6.8%，2025—2030年年均增速2.1%～4.1%。

按照国家发展改革委和国家能源局发布的发改能源规〔2018〕637号《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》文件要求，供气企业应当承担其销售量10%的储气设施建设任务测算，2025年中国需建成400×108～450×108m3、2030年需建成500×108～550×108m3的储气设施，其中包括地下储气库和LNG储罐。如果除去LNG接收站的一次储气能力，则2025年中国储气库需要达到280×108～330×108m3的调峰能力，远期至2030年则需要达到332×108～382×108m3的调峰能力。这与中国储气库目前的调峰能力相比，仍有较大建设空间（详见表2）。

3   形势与挑战

长久以来，储气库一直作为长输管道的附属设施进行规划建设，其主要作用是确保天然气管道安全平稳运行，其投资通常是包含在管道报批投资中，通过包含储气费的管输费回收其投资。由于储气库的从属地位和对其定位的不明确，所以一直没有得到足够投资和快速发展。

中国现役储气库运作模式仍然是石油公司投资建设，建成后的库容完全服务于本公司的天然气销售业务，通过内部结算储转费的方式保持微利运营，从而导致储气库建设积极性不高。这归因于储气库领域的市场化程度低，没有充分发挥商业价值，由于仅供本公司使用，降低了富余库容的利用效率。

中国从近几年“煤改气”带来的气荒开始逐渐重视储气库建设，从2018年发布的发改能源规〔2018〕637号《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》开始，陆续发布了国发〔2018〕31号《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》、《关于建立健全能源安全储备制度的指导意见》、发改价格〔2020〕567号《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》等多项政策，推动储气库建设走上快车道。但是在天然气行业基本大法、天然气储备立法、储气库管理办法等方面还存在不完善、不健全的问题，需要将各类制度建设提高到法律法规的高度。

4   储气库战略定位和发展路径

4.1  战略定位

在天然气市场化改革已取得良好开局的新阶段，储气库需要明确的战略定位。首先，储气库对能源供应安全至关重要。据预测，2030年中国天然气进口量将突破2 600×108 m3，对外依存度将超过47%，如果进口管道气或者进口LNG有一方资源中断，将会给能源安全带来灾难性后果。例如，中亚和俄罗斯方向管道气一旦发生中断，按满足30天战略储备考虑，则需要储气库具备100×108 m3的战略储备能力；若海上进口LNG资源中断，则需要储气库具备135×108 m3的战略储备能力。由此可见，储气库具有能源安全压舱石的战略定位。

其次，储气库为天然气需求增长保驾护航。在未来5～10年，中国天然气市场仍将保持蓬勃生机，远期2030年将形成5 500×108 m3的庞大需求体量。对标欧美等发达国家和地区，美国储气库储气能力占到其消费总量17%，欧洲储气库储气能力占到15%以上，德国甚至达到25%，即便是俄罗斯，其储气能力占比也达到10%［1-2］。因此，要支撑中国天然气市场未来的发展，必须要有与之匹配的储气规模，才能够保证不发生系统性风险。由此可见，储气库具有天然气市场发展定心丸的战略定位。

最后，储气库对于天然气行业运行安全不可或缺。随着大气污染治理工作的不断深入，北方“2+26”城市群、汾渭平原等雾霾严重区域大力普及天然气清洁采暖，从而加剧了天然气行业的运行波动性。据统计，2021年1月极寒天气下中国国内天然气日供应量突破13.2×108 m3历史极值，其中储气库日采气量约1.2×108 m3，占到日供应量的9%；另外，中国最大的天然气供应商中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油），在2020年度其储气库承担了该公司季节调峰量的59%。由此可见，储气库具有行业运行安全稳定器的战略定位。

4.2  发展路径

储气库行业体制机制创新对于释放储气库建设和运营活力、保持该项业务可持续发展至关重要。国内有学者研究表明，当储气库实现了业务经营的独立，市场参与程度越高越具有投资价值［3］。纵观欧美发达国家储气库运营经验，将储气库作为独立的运营主体，参与市场竞争，将优质的储气服务提供给上游供应商、中间管输商和下游终端客户，是天然气发展成熟国家普遍采用的方式［4-9］。

基于中国储气库业务面临的形势与挑战，参考国外先进经验，为使得中国储气库运营模式改革与天然气市场化改革平稳衔接，本文提出储气库业务“三步走”的发展路径。

第一步：按照天然气产业链中储存业务单元开展储气库运营。即石油公司中的天然气销售企业仍然作为统购统销主体，从上游购买气源，委托本集团内的储气库运营企业储气、注气和采气，采取库容和天然气捆绑模式对下游用户进行销售，天然气采购价格和销售价格采取调峰气价策略，实现低采高卖，赚取差价获得利润。集团内部储气库运营企业只收取固定的储转费作为收入，不参与库容和天然气的销售业务。即首先实现内部分离。

第二步：储气库运营企业逐步实现部分库容向第三方公平开放。石油公司中的天然气销售企业租赁本集团内储气库大部分库容，并允许储气库运营企业将剩余工作气量制成库容产品公开向第三方销售。储气库库容和商品天然气分开销售，储气库运营企业只经营库容产品，不参与天然气买卖。库容采取两部制定价模式，分为“容量预定费”和“流量使用费”。库容产品设计可分为绑定式和非绑定式，也可以根据市场需求推出组合型产品。即实现有限范围的独立运营。

第三步：储气库运营企业实现资产、业务和财务独立，自主经营，自负盈亏。储气库运营企业在承担一定法定调峰保供责任外（包括事故应急、战略储备等责任），将所有库容和注采能力全部纳入公开平台向第三方销售。天然气销售企业与其它用户一样，公平参与市场竞争。储气库运营企业除了负责储气库运行、储气产品销售外，还可以开展外输管容预定、期货现货贸易等其他服务，拓展企业盈利渠道，即实现完全独立运营。

5   储气库运营模式探讨

按照上文建议发展路径，并结合中国储气库建设布局规划，在充分借鉴国外先进经验基础上［10］，本着由简入难、平稳过渡、有效衔接的原则，设计了“三步走”对应的储气库运营模式。

5.1  第一步，合资合作平台模式

储气库目前正值建设高峰期，而投资主体单一，市场化程度不高，盈利水平偏低，是限制投资者建设积极性的重要原因。因此，为了解决建设资金筹措，建设风险分担的问题，设立专门的储气库合资合作平台公司，是在建设期拓宽资金渠道、提高企业建设积极性的现实选择。

搭建合资合作平台首先要有熟悉储气库业务的专业化公司建设网络平台，将国有企业等拥有储气库地质资源的石油公司纳入平台，在需求侧一端引入燃气公司、地方政府、社会资本、政府基金公司等，建立起完整的供需双方信息库，通过资源方在平台发起寻求建库伙伴的邀约，由平台匹配具有储气调峰需求的客户。其优点是通过平台的引荐，充分利用各家所长夯实合作基础，既可发挥大数据优势，提高效率，又可增加合资合作的透明度，接受社会监督。但该模式的缺点是公司作为居间服务商，不参与储气库建设运营等实操过程，不利于专业人才的培养（详见图1）。

5.2  第二步，储气仓储贸易公司模式

仓储贸易公司模式可以很好体现储气库商业价值。该模式优点是不触动各大油田对储气库资产和生产运行的所有权，仍然保持储气库储存业务单元的定位，同时储气仓储贸易公司获得了库容分配和注采能力配置的权限，以及生产调度指令下达和结算的权限。其母公司天然气销售企业和第三方用户均成为储气仓储贸易公司的客户，天然气销售企业仍享有储气库库容和注采能力的优先配置权。

在仓储贸易公司模式下，盈利渠道更加细化，可采取“库容预定费”和“注采流量费”两部制费用，“库容预定费”为固定费用，可确保储气库建设成本的稳定回收；“注采流量费”为可变费用，根据实际注采指令的下达照实收取。两部制费用制定需综合考虑储气库建设成本、合理收益以及仓储贸易公司服务等因素。这种模式的优点是可以保证上游生产利益与下游调峰需求有效衔接，起到承上启下的作用。首先，仓储贸易公司接收来自天然气销售企业和第三方用户储气调峰需求，研究制定各种与之匹配的储气服务产品，形成年度、月度和每日的生产计划；然后，各储气库根据下达的调度指令进行注采气生产；最后，由该贸易公司进行费用结算和各类信息的公开。这相当于在石油公司内部对储气服务与储气库生产进行了分离，实现准独立运营。但该模式下，仓储贸易公司不掌握实体，可能会存在需要天然气销售企业协调的事项（详见图2）。

5.3  第三步，专业化运营公司模式

储气库公司实现独立的前提是我国储气库布局非常完善，国内天然气市场化改革已非常成熟。石油公司通过将内部各类储气库进行专业化整合，将资产注入第二种模式下的储气仓储贸易公司，使其成为独立经营、独立核算的专业化公司。独立的储气库公司将作为石油公司天然气业务链承上启下的实体环节，充分发挥储气库的商业价值，实现该环节服务的增值。

该种模式下，储气库专业化运营公司将实现对各储气库生产运行的全面接管，储气服务方面将所有库容、注采气能力全部纳入公开平台向需求方开放，各家公平参与各类服务产品的交易和竞拍。由于体制机制的创新，该模式的优点是独立的储气库公司将能够推出更多储气服务产品，或针对特殊用户量身定制，以及与天然气交易中心联合开展天然气现货、期货交易等方面的增值服务。其盈利渠道将在两部制定价基础上，根据不同的储气服务产品，围绕库容、注采、寄存、暂借、贸易等方面制定计费标准，不断丰富储气服务定价内容（详见图3）。

6   相关建议

储气库业务作为天然气产业链的一个重要环节，其生产运营和市场运作应完善基本制度、市场主体、价格机制、管理监管四方面内容。

一是应做好储气库立法工作，从法制层面理顺各方关系。首先应出台《能源法》《天然气法》等行业大法，规范产业发展。其次应制定天然气储备立法，明确发展目标、实施步骤、运营机制等，做好顶层设计。最后是制定相关行业管理办法，细化责任主体、库容分配、价格制定等具体操作规程。

二是应明晰储气库市场主体。需明确天然气供应商、运输商、销售商在储气业务中的定位、义务和工作界面，做到产权清晰、职责明确、分工合理。另外，对于引入多元主体参与储气库投资、运营，还需在优先股、特殊管理股、股权经营、法人治理结构方面研究制定利益保障办法。

三是应做好储气库价格机制的研究。可重点研究按照储气库独立运营模式，结合我国储气库类型和经营实际，研究制定“两部三票制”“两部四票制”的价格机制［11］（“两部”即固定费用和可变费用；“票”即票据，即将使用的每一种服务以开具票据的形式体现出来）。

四是应做好储气库的管理与监管工作。要建立独立运营储气库公司的管理框架和公平开放的监管办法，目的是使储气库运营商内部高效运转，并接受外部的有效监管，确保向第三方开放公开透明。

参考文献

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本文来源 | 《油气与新能源》

作者 | 杨义1，陈进殿1，王露2，张晗1，倪杰清1，张毅3，李虎4（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油天然气股份有限公司储气库分公司；3.国家石油天然气管网集团有限公司西气东输分公司；4.华港燃气集团有限公司）

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