近几年，随着国内天然气产量增加、进口天然气规模扩大以及管网设施建设力度加大，我国天然气产业保持快速增长态势。天然气利用领域不断拓展，已经扩展到城市燃气、工业燃料、发电、化工等各方面，稳定供气逐渐成为关乎国计民生的重大问题。
但是近几年频繁出现“气荒”，特别是每遇迎峰度冬，政府都要提前准备，甚至采取非常措施，但始终无法有效解决“气荒”的问题,去年的情况尤为突出。2017年入冬以来，受国内需求快速增长、进口气源不稳定、“煤改气”快速发展等因素影响，全国天然气出现结构性、时段性、区域性矛盾。在国家能源主管部门统一指挥下，在地方政府的组织下，在上游供应企业、下游城市燃气企业的努力下，在终端用户的全力配合下，天然气供应紧张情况在较短的时间内得以缓解。
这次全国性天然气供应紧张也再次给我们敲响了警钟，储气设施建设相对滞后，调峰能力不足是造成冬季供气紧张局面的重要原因。未来我国天然气消费还将快速增长，储气调峰问题不解决，还有可能会出现连续的、大面积的供气紧张，会影响政府发展天然气的决心，影响用户使用天然气的信心，最终会影响到天然气行业的发展，影响国家能源结构的调整。加快储气调峰能力建设已经成为当前保障我国天然气稳定供应最为紧迫的任务之一。
1我国天然气储气调峰设施严重不足
根据有关资料显示，法国、德国、意大利等没有天然气资源的国家，储气库气量在天然气消费中的占比较高，大约是年用气量的30%左右；美国、俄罗斯、澳大利亚等有资源的国家，储气库气量在天然气消费中的占比约20%；韩国、日本等国家没有天然气资源和地下储气库资源的国家，其储气库气量占比为17%和10%。
总体来看，发达国家地下储气库的储气量约占消费总量的17-30%，应对季节性供需变化的调峰能力比较强。而我国储气库的调峰能力仅为80亿方，约占2017年天然气消费量的3.4%左右，低于全球平均水平12%~15％，更远低于发达国家水平。造成我国储气设施建设能力较弱的原因主要是：
第一、地下储气库主要由上游国有石油公司建设运营，部分国有及民营燃气企业无法开发利用。
我国在用地下储气库25个，仅占全国地下储气库总量的13%。到2025年还将新建12座地下储气库，新增调峰能力38亿立方米，合计调峰能力可以达到100亿立方米左右。即便如此，依然不能满足应对2017年“气荒”状态所需的调峰气量。适合兴建地下储气库的厂址资源并不丰富，国内地下储气库主要在“三桶油”开采后的油气田基础上建设运营，由于既无强制性退出机制，也无二级交易市场，“三桶油”之外的其他各类投资主体即便有意愿，也无法投资建设闲置的地下储气库。
第二、LNG接收站及管网目前仍为“三桶油”拥有，部分国有及民营燃气企业难以进入。
中石油、中石化和中海油分别拥有我国油气管道主干里程的70%、20%和5%，且彼此间互不联通。尽管去年冬季以来，天然气管网互联互通的呼声很高，也在局部地区实现了小范围的管网衔接，但距离全国天然气管网互联互通的大目标还相去甚远。
截至2017年，全国共投运LNG接收站16个，其中中海油7个、中石油4个、中石化2个，新奥燃气、新疆广汇各1个，“三桶油”接收能力占到LNG总接收能力的90%以上。据测算，三桶油LNG接收站的接卸周转能力不足60%，储罐还有3-5倍的增容空间。由于已承诺第三方开放且实际做到了开放的LNG接收站仍是少数，“谁建设谁使用”的实际状况，大大限制了我国LNG接收站调峰能力的发挥。
第三、缺少法律责任作为外在压力，天然气产业链上下游履行储气调峰职责不畅。
《天然气基础设施建设与运营管理办法》、《加快推进天然气利用的意见》中明确规定：季节调峰责任由上游供应企业来承担，城镇燃气企业承担所供应市场的小时调峰供气责任。
国家要求上游企业建设的10%储气能力，一般通过地下储气库的方式来实现，而这些储气库的天然气储备就是季节调峰能力的体现，所以上游应该承担储气设施的建设职责。建设储气设施目的是储备天然气，满足调峰和应急需要，保障供气安全。调峰和应急保障是下游用户的需求，主要来自于城市燃气的居民生活用气。
但是在冬季用气紧张时，尽管上下游企业已签订了供用气合同，双方在保供责任和气量上仍时有摩擦。这是因为，上下游均可能出现无法严格按照合同执行的情况。比如，上游因不可抗力因素导致无法保供，下游因气温突变导致气量预测不准等。对于前一种情况，上游企业保供责任转移到下游是否合理还有待商榷。而对于后一种情况，下游企业因为需要采购长协之外的高价天然气，是否又能从地方政府那里获得补贴？
所以，从下游燃气企业的角度看，即便有意愿建设天然气储备设施以履行保供义务，由于供气规模有限、不掌握储气库建设资源、资金实力有限，也很难成为储气设施建设的主力。而上游供应企业由于其在供气规模、建库资源、资金技术条件方面的优势，应当承担起储气设施尤其是大型储气库建设的责任。需要指出的是，没有法律责任作为约束条件，上下游企业既没有建设储气库的外在压力，也没有建设储气库的内在动力。
第四、价格机制不合理，企业调峰能力建设意愿不足。
天然气消费存在明显的季节性，冬季用气量大，夏季用气量小。发达国家一般采用单独制定峰谷价格的方式来鼓励夏季多用，限制冬季少用，从而达到减少季节波动的目的。目前，我国天然气价格既有政府定价又有市场定价，非居民用户管道气价由国家发改委核定基准门站价，居民用气实施政府定价，LNG则是市场定价，而这些价格中均未体现出储气调峰成本。由于缺少储气调峰价格，下游企业不均衡用气也无需支付更高的成本，上游企业也不能从储气调峰中获得更多收益，各方都认为建设天然气储备没有盈利空间，投资建设天然气储气调峰设施的意愿自然不强。
再者，近年来价格市场化改革快速推进，而部分企业并没有完全树立起向市场要效益的理念，更多的停留在向政府要政策的老思路上。供气企业本应自发利用季节性差价调节淡旺季需求，但是事实上淡季时企业不愿降价，用气高峰时却又按政府指导价以最高涨价幅度涨价，引发了下游企业和终端用户的不满。
自西气东输一线管道运输价格核定以来，中石油通过西气东输一线、忠武线等管道运输价格打包收取储气库费用，多年来已经累计向用户收费40亿元以上，但一直没有建成配套储气库并提供储气服务。
2国际上天然气储气调峰设施建设的成熟经验
（一）重视天然气储备的作用
世界上主要的天然气生产国和消费国，天然气储备都已经成为保障安全稳定供气的必要手段。美、俄、英、法、意、日等国家虽然天然气消费量不同，天然气在能源结构中所占比例不同，天然气消费对外依赖程度不同，但都通过各种方式建立了相当规模的天然气储备。天然气储备在保障供气安全中发挥了重大作用。
以美国为例，每年冬季动用的天然气储备量达700亿立方米，是其日均消费量的40倍，另外还有约425亿立方米的未动用储备。法国、意大利、日本、俄罗斯等国，甚至还提出了国家战略储备的概念，通过建立大规模储备保障供气安全。
（二）以法律手段促进储气库建设
美国和加拿大及其他很多国家都把储气库建设作为天然气上下游一体化工程的重要组成部分。美国主要依据《天然气法》、《能源政策法》、《盐穴储气库设计标准》等监督储气库建设；加拿大标准委员会出台了包含废弃油气藏储气库、盐穴储气库和矿坑储气库的建设规范，从使用范围、钻完井技术、库容、地面设备和安全等方面指导储气库建设。
（三）因地制宜选择储气方式
美国、俄罗斯等油气资源比较丰富的国家，主要利用枯竭油气田建设地下储气库；法国、德国等欧洲大陆国家，油气资源比较贫乏，利用含水岩层建立了规模巨大的储气能力；美国、欧洲地下盐层条件较好的地区，建设了大量的盐穴储气库。欧洲大陆的瑞典，甚至探索建设内衬岩洞储气库。日本天然气消费完全依赖进口LNG，依托LNG接收站建设了大量LNG储罐。我国香港地区缺少储气库建设条件，利用制气厂保障城市燃气供应安全。
（四）根据国情确定储气规模
天然气储备规模与一个国家的天然气消费量、对外依赖程度有关，也与储气库建设条件有关。一般来说，天然气消费量大、对外依存度高的国家，天然气储备规模较大，天然气储备的天数也较长。
例如，美国是世界第一天然气消费大国，年消费量达7700亿立方米，具有非常优越的建设储气库的条件，因此能够建设世界最大规模的天然气储备；日本天然气完全依赖进口，对天然气储备非常重视，但其储气方式主要是LNG储罐，储气成本较高，能够承受的储气量有限，因此只要求建设80天储备量；欧洲大陆国家法国、意大利储备规模分别相当于100天、39天的天然气消费量。其中，法国核能发达，天然气消费占其一次能源消费的比例较低，但地下含水层发育较好，因此有条件建设欧洲最大规模的天然气储备，并为其他国家天然气企业提供储气服务。
（五）企业是天然气储备调峰运营主体
尽管多个国家提出了战略储备概念，但只有日本通过天然气储备法确定国家为战略储备投资主体，其他国家都是企业作为储备主体。以美国为例，美国天然气已经实现高度市场化，储备、输送和供应均以市场机制进行。储气库管理运营主体包括州际、州内管道公司、地方配气公司以及独立的储气库服务商，它们仅提供储气、采气服务，收取储转费，一般不拥有储气库内的天然气。而天然气供应商、批发商、零售商（销售公司）和城市燃气公司是储气库中天然气的所有者，他们使用储气库的目的已经由解决供气调峰，逐步转变到通过合理运营储气库以获得更多的经济收益。
（六）天然气供应商和城市燃气企业并不必然承担储备责任
日本是LNG进口量最大、使用LNG时间最长的亚洲国家，在法律上，日本并没有强制进口商和运营商（主要是电力公司和城市燃气公司）必须保证天然气和LNG储备的要求。进口商和运营商的商业储备是由它们和客户之间的商业合同条款中约定的。目前，日本商业天然气储量约为115亿立方米，储存地点全部都是LNG接收站。
3提高我国储气调峰设施能力的思路和建议
从2017年开始，我国天然气发展又重新步入发展的 “快车道”，政府和天然气产业的从业者都希望行业健康发展。天然气稳定供应关系到千家万户的日常生活，既是民生工程，也是践行习近平主席新时代社会主义思想，使人民群众获得感、幸福感、安全感更加充实、更有保障、更可持续的具体体现。
天然气储气调峰能力滞后，受上下游产业链束缚，仅靠局部的“点式改革”和行政指标摊派无法有效解决问题。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。
（一）规范供气合同
首先，根据《城镇燃气管理条例》第17条规定，供气责任首先是下游城镇燃气经营企业对最终用户承担的持续、稳定、安全、合格供气的责任。由下游企业根据实际需要，通过供气合同确定上游企业的储气和调峰义务，既可以使有限的储气库资源得到更有效的利用，也有利于确定上游企业的义务和责任。
其次，在天然气市场未能形成有效竞争之前，政府部门应当组织制定供气、运输服务标准合同，制定安全供气服务标准，并与普遍服务、非歧视服务、价格管理等制度相结合，防止供气企业利用谈判优势逃避保供义务、强迫下游企业或用户接受不公平的合同条款、排除己方所应承担的保供责任。如果供气企业擅自修改标准合同的重要条款，强迫用户签订不公平合同，用户可以依据合同法规定请求法院认定不公平条款为无效。
（二）全面推进地下储气库建设
首先在全国范围能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。竞争出让地下储气库资源。
一是将枯竭油气藏设立为一种新的矿权，从三大油气企业中收回具备条件但未建立储气库的枯竭油气藏资源，通过竞争性出让的方式招标拍卖；二是允许各类投资主体从事地下储气库建设，开辟快速审批通道，对这类项目优先办理用地预审，优先调整土地规划和城镇规划。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，可按比例抵扣当年储气调峰容量。
（三）明确天然气调峰应急责任
由上游供气企业和管道企业承担季节调峰责任，并加快沿海LNG接收站建设速度，扩大现有接收站容量，进一步放开接收站储罐容量的准入；由上游企业、管道企业、地方政府、下游企业和大用户等交易主体在供气合同中明确日调峰责任与供气方式，如可中断协议、保供责任等。
（四）构建多层次的储气调峰体系
储气调峰设施建设要按照宜散则散、宜聚则聚，资源共享的原则，构建以地下储气库和LNG接收站为主，重点地区的LNG（CNG）应急储气为辅助，可中断用户、管网管存等手段作为补充，管网互联互通作为支撑多层次的储气调峰体系。
（五）坚持采用价格市场化手段
从天然气产业链来看，储气是天然气的一种主要用于调峰的气源，具备与管道气、液化天然气等其他气源竞争的条件，不适于自然垄断环节，价格改革方向是放开由市场形成。目前，国内很大比例的气量价格已经放开由市场形成，其余的天然气门站价格虽然由政府管理，但由于实行最高上限价格管理，具有较好的价格弹性。因此，储气库经营企业可以根据市场供需情况，在价格弹性空间内自主确定淡旺季不同的价格，淡旺季价差形成储气库价格。
（六）坚持储气调峰设施建设投资主体多元化
1、加快推进储运、管网设施互联互通。储运、管网设施的互联互通是提高储气库储消比的重要前提，可以在更大程度和更大范围发挥储气库调峰作用。建议鼓励储气设施运营主体承担外输管道建设，由各地政府组织协调管道互联互通工程，加快管网升级改造，属于上游企业的管网设施要满足尖峰时期储气库外输能力。
2、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。
3、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。
（七）开展储气库、垫底气补贴政策研究，研究储气库建设成本通过天然气销售价格传导的可行性。（钟炎 作者系城市燃气行业人士，本文不代表eo立场）
