《天然气基础设施建设与运营管理办法》及《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》等文件规定，2020年底前上游气源供应企业形成不低于其年合同销售量10%的储气能力，地方城市燃气企业和大用户在2020年底前形成不低于其年用气量5%的应急储气能力，县级以上地方人民政府力争2019年供暖季前至少形成不低于保障本行政区域全年日均3天需求量的应急储气能力。

作为天然气调峰和应急的两种手段，储气库与LNG接收站互为补充，各有所长。现阶段综合调峰保供以储气库为主，LNG接收站为辅，其他调峰方式综合进行补充。

1、我国应加快储气调峰设施建设

吕淼（北京市燃气有限责任公司）

随着我国天然气消费快速增长，冬季采暖和城市燃气用气波动造成的供气紧张局面时有发生，储气调峰能力不足已成为保障稳定供气的突出短板。加快储气库建设是化解“气荒”频发的重要措施之一。当前，我国推进储气调峰设施建设的主要思路是以《天然气基础设施建设与运营管理办法》、《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》等文件为依据，推动上游气源供应企业、下游城市燃气企业和地方政府落实调峰和应急储气义务。但现有建设思路尚未完全体现油气体制市场化改革方向，且面临选址建设、投资运营、安全监管、互联互通等困难，处理不当将增加改革成本。

作为产业链的重要环节，打破储气调峰能力的供给约束要进行全产业链市场化改革，在制定短期政策时，同样要符合中央出台的油气体制改革方案部署。对提高天然气调峰能力有以下几点建议。

一是大力推进地下储气库建设。首先，在全国范围组织新一轮建库资源普查，国家组织开展地下储气库可行性研究。其次，竞争出让地下储气库资源。对于参与地下储气库投资、建设的各类调峰责任主体给予政策奖励，例如可按比例抵扣当年其所需达成的调峰储备容量。

二是建立与发展阶段相适应的建库管理和营销模式。应借鉴已有的国际经验，在不同的市场发展阶段，建立相适应的建库管理和运营销售模式。在市场竞争程度不高的阶段，储气库由天然气供应商或城市燃气分销建设和管理，采取“捆绑销售型”进行运营，通过管输费方式回收投资成本；在市场完善阶段，储气库建设与管理模式多元化，既有天然气供应商、城市燃气分销商投资建设，也有独立的储气服务公司。运营模式逐步形成以“独立仓储型”为主（收取存储中转费），“捆绑销售型”和市场型（完全市场化）为辅的多元格局。

三是落实基础设施公平开放，放开储气管网设施建设准入。允许和鼓励各类投资主体组建新的储运公司，从事储气库、LNG接收站、管网等相关基础设施建设。增加中央预算内投资对储运、管网建设的支持力度，将部分储气库、管网项目纳入PPP项目库，由政府与企业合作建设，促进公共储气设施投资和服务市场可持续发展。

四是加快LNG接收站新建、扩建和增罐。尽快新上、扩建一批沿海LNG接收站设施，沿海地区短期内可以通过LNG接收站增罐快速提高储气调峰能力。建议将LNG接收储运设施建设核准制改为省级政府备案制，简化审批程序。

五是加快推进储运、管网设施互联互通。储运设施的互联互通是提高储气设施利用率的重要前提，可在更大程度和范围发挥储气设施调峰作用。建议鼓励储气设施运营主体承担外输管道建设，由各级政府组织协调管道互联互通工程，加快管网升级改造，属于三大国有油气企业的管网设施要满足尖峰时期储气库外输能力。

六是推进天然气价格改革。落实用户季节性差价、可中断气价等政策，鼓励在用气峰谷差大的地方率先实施，引导用户削峰填谷。进一步落实冬夏季价格能够按照市场实际供需上下浮动20%的规定，为天然气市场创造足够的套利空间。

（选自《国际石油经济》2018年第6期，有删改）

2、我国地下储气库运营模式亟须转变

刘剑文（中国石化长城燃气投资有限公司）

孙洪磊 杨建红（中国能源研究会能源政策研究中心天然气中心）

地下储气库作为我国最重要的季节调峰基础设施，其发展重要性越来越得到重视。从调峰规模、运营成本角度来看，地下储气库具备一定优势，但是目前我国地下储气库存在建设规模不足、运营模式单一等问题。

目前，国外地下储气库由政府进行监管，尤其是储气库独立运营，离不开政府颁布的强制性政策。完全市场化的美国和相对市场化的欧洲，储气库参与主体众多，社会对储气库运行情况的监管更为有效，建立了透明的交易平台和完善的准入机制。俄罗斯地下储气库建设运营仍是企业行为，与欧美情况不同。随着我国储气库建设的加快，市场化机制逐渐完备，建议我国可借鉴国外储气库的3种运营模式，即“峰谷气价”“租赁库容”和“独立仓储”。2025年之前我国天然气行业处于市场化推进阶段，建议储气库与销售公司绑定，推荐“峰谷气价”“租赁库容”的复合方案，实行“两部制”价格，租赁部分库容；随着我国天然气行业市场化程度提升，地下储气建成一定规模后，可采取“独立仓储”方案，实行市场化定价、公平准入模式。

首先，解决地下储气库垫底气问题。垫底气是储气库建设中的最大问题，由于垫底气并不具备采出价值，为了大规模建设地下储气库，建议由国家建立相关产业基金，参与储气库的建设，负担垫底气的部分成本。储气库建设单位也应积极与上游沟通，在天然气价格处于波谷时期，加大垫底气的注入，尽量减少沉没成本。

其次，实行“两部制”价格和调峰气价。开放储气库，在储气库运营方面实行“两部制”价格，在市场销售方面实现调峰气价落地，是破解当前中国地下储气库发展困局的根本举措。调峰气价格改革是天然气价格市场化改革的重要一步，按照渐进式改革模式，“两部制”价格有助于理顺储气库运营成本，在此基础上通过市场化定价或调峰补贴，有助于储气库实现盈利目标，提高业主单位扩大或新建储气库的积极性。

再次，逐步放开储气库自主经营。从欧美国家储气库发展历程看，随着市场逐步成熟，地下储气库业务将从生产、管输业务中分离出来并独立运营。建议国家加强储气库能力核算，简化储气库建设审批，发布鼓励储气库自主运营政策。石油公司审查地下储气库矿权等遗留问题，梳理上下游供气、调峰合同，在满足自身平稳运行基础上，挖掘地下储气库潜在价值，开放第三方准入，提高利用效率，实现地下储气库单独项目盈利。未来，在满足市场负荷的基础上，当储气库能力存在富余时，建议国家主管部门及石油公司逐渐放开储气库自主运营权，帮助储气库实现盈利。

最后，实现储气调峰多元化，尽量避免需求侧调峰。虽然地下储气库在季节调峰中具有较大优势，为了保障市场平稳运行，仍然需要LNG储罐等调峰方式来应对应急调峰、日调峰甚至小时调峰。因此，未来我国储气调峰产业应建立以地下储气库为基础，以LNG储罐为辅的调峰模式。建议未来尽可能减少需求侧调峰规模，加大调峰设施能力，用切实行动给予下游用户及监管部门以用气保障的信心。

（选自《国际石油经济》2018年第6期，有删改）

3、LNG接收站：调峰保供的现实选择

段兆芳（中国石油经技术研究院）

近年来随着大气污染防治、清洁取暖工作的深入，以及“煤改气”工程的快速推进，冬季天然气需求愈加旺盛。国家能源局数据显示，全国冬夏季平均峰谷差高达1.71。受制于地下储气库、管道等基础设施，LNG逐渐成为调峰保供主力。

2006年，我国第一个接收站——广东大鹏LNG接收站建成投产。10多年来，我国LNG进口量快速增长。2017年，我国LNG进口量3829万吨（折合520亿立方米），同比增速达46.9%。我国超过韩国，成为居日本之后的世界第二大LNG进口国，在全球LNG市场中的影响和作用日趋明显。未来随着我国天然气需求的增长和天然气市场的逐步放开，LNG进口量将继续保持增长。

事实上，地下储气库是调峰保供的最优选择，但无论从建设条件、技术经济性还是资源保障程度看，大力提倡LNG接收站应急调峰最为现实。截至2017年底，我国建成LNG接收站15座，进口能力5640万吨/年。其中：中国海油2980万吨，占52.8%；中国石油1900万吨，占33.7%；中国石化600万吨，占10.6%；广汇和九丰分别为60万吨和100万吨，占比1.1%和1.8%。

2018年1月底，中国石化天津LNG接收站投产，一期设计接收能力300万吨/年；中国海油深圳迭福LNG接收站已初步建成，具备投产条件，接收能力400万吨/年。预计2018年，新奥舟山LNG接收站有望投产，届时全国LNG总接收能力将达到6640万吨。

我国LNG接收站正在天然气调峰保供中发挥着重要作用。北方地区位于大连、唐山、天津、山东的5座接收站总能力合计2070万吨，占全国总接收能力的比重为34.8%。2017年，华北地区LNG进口量1102万吨，占28.8%，较上年增长6.9个百分点；东北进口202万吨，占比5.3%，较上年增长0.5个百分点。与此同时，随着我国互联互通工程的实施，南方地区的LNG接收站将发挥更多的调峰保供作用，冬季将有更多的LNG气源通过管道供应北方。

我国LNG接收站投资建设正在加速，储气调峰潜力巨大。目前，浙江宁波、山东青岛、上海洋山、江苏启东等多个接收站二期扩建项目正在积极推进；中国海油滨海、漳州、中国石化温州等LNG项目已获得国家发改委核准，江苏如东LNG接收站三期扩建项目获江苏省发改委核准批复，北京燃气与天津经济技术开发区签订了天津南港LNG接收站应急储备项目。如果全部建成，2025年前中国LNG接收能力将超过1亿吨。

2017年，中国LNG接收站整体利用率在67.9%，随着新建接收站的陆续投产，LNG接收站调峰保供仍有巨大潜力可挖掘。按照日本和韩国的经验，2017年日本LNG接收能力约2亿吨，进口量8352万吨，接收站利用率41.8%；韩国LNG接收能力约1亿吨，进口量3783万吨，接收站利用率37.8%。

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