从用煤时代到用气时代，转型进展之迅速令人感叹，天然气在国家能源产销量中的占比快速提升，重要性已不言而喻。
但与此同时，国内天然气行业的崛起却缺少了时间、经验、基础设施方面的积淀，储气基础设施建设滞后、储备能力不足、价格机制不完善等问题凸显，成为当下制约天然气安全稳定供应和行业健康发展的突出短板。
为有针对性地解决储气能力建设和运营中的瓶颈问题，促进储气设施加快建设，国家发改委、财政部、自然资源部、住房城乡建设部、国家能源局联合发布《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》（以下简称《意见》）。
《意见》指出，按照明确的目标任务，到2020年底前供气企业、燃气企业和地方政府要分别形成年销售或消费气量10%、5%和3天的储气能力建设目标。但从实际情况看，目前储气能力建设进展整体偏慢，特别是燃气企业和地方政府储气能力建设进度明显滞后。
发改委有关负责人答记者问时指出，一是优化规划建设布局，建立完善标准体系；二是建立健全运营模式，完善投资回报渠道；三是深化体制机制改革，优化市场运行环境；四是加大政策支持力度，促进储气能力快速提升。
关于天然气储备的讨论由来已久，《意见》的正式出台无疑将这一问题进行了政策化的引导，但在实操过程中又会面临哪些问题，储气库建设主体为谁？前景又是否乐观？
如何统筹规划储气建设？
储气设施是促进天然气供需动态平衡、增强供应保障能力的重要基础设施。1999年，中国第一座商业储气库——大港大张坨储气库开始投入全面建设，拉开了中国地下储气库建设的序幕。
经过20年的发展历程，我国已建设27座储气库，其中中国石油(4.590, 0.01, 0.22%)23座，中国石化(4.500, 0.00, 0.00%)3座，港华燃气1座，具备了100亿m?的调峰能力。而这个数量，在2019年3067亿m?的天然气表观消费量面前仍远远不够，对储气库建设特别是地下储气库的需求更加迫切。
《意见》提出，将根据石油天然气有关规划和国务院明确的各环节各类主体储气能力建设要求，制定发布全国年度储气设施建设重大工程项目清单；各省（区、市）编制发布省级储气设施建设专项规划，提出本地区储气设施建设项目清单。
发改委有关负责人向记者表示，重大工程项目清单与建设专项规划，能够避免储气设施分散建设、“遍地开花”，也有利于保障后续运营安全。
国家将支持峰谷差超过4:1、6:1、8:1、10:1的地区，梯次提高建设目标。粗略来讲，“10：1”所指的地区就是北京，冬夏季峰谷差巨大，冬季高峰月用气量一度达到10：1甚至11：1。这一举措将引导峰谷差大、需求增长快的地区适当提高建设目标，进一步提高峰谷差大的地区的天然气保障能力。
此外，有关部门将加快推进基础设施互联互通和公平开放，储气设施连接主干管网，管道运输企业优先接入、优先保障运输。这样，可解决储气设施天然气“进不来、出不去”的问题，避免建成后使用效率低，充分实现其应有价值。
同时，国家将推进储气产品交易体系建设，指导有关交易中心加快研究开发储气库容等交易产品，并实行储气服务公开交易，发现真实市场价格。
不愿具名的分析人士向记者指出，此时出台这一文件的背景也有国际油价低位、气价下行的因素，是利用海外资源的好时机。“有些类似石油储备建设，石油储备自2014年油价下跌加快步伐，到现在储备规模包括战略储备和商业储备已超过一亿吨。但是目前国内储气库规模仅100亿立方米，占消费量的比例不足4%，与国际行业公认标准12-15%还有较大差距，所以需要尽快补齐短板。”
行业标准如何制定？
《意见》提出，要加快建立并完善统一、规范的储气设施设计、建设、验收、运行、退役等行业标准，尽快形成储气设施标准体系，将由能源局负责并持续推进。
分析人士指出，之前国家管网成立后动作较为迟缓，也影响到地方管网规划和储气库规划，现在管网明显感觉在提速，所以储气库建设也有些仓促，估计接下来储气库建设布局规划、相关投资主体、运营规则会随之出台。
按照计划，能源局、自然资源部将按职责分工，在2020年完成已开发油气田、盐矿和地下含水层等地质信息公开机制，便于投资主体选址建设储气设施项目。
“尽快形成储气设施标准体系，同时完善信息公开机制，便于投资主体了解投资建设储气设施需要的相关信息，进行投资决策。”发改委有关负责人表示。
分析人士指出，“在公开地质信息之后推进项目建设的实操过程中，应该还会以招标的形式推进。”这与国内市场化开放趋势匹配，引进外资和对内开放方面的力度与政策扶持进一步加大，要确保投资主体愿意投资和经营。尤其是疫情后经济形势低迷，投资主体普遍在削减资金预算，需要大力度提振。
中海油经济技术研究院综合规划资深工程师许江风认为，目前可用作地下储气库的地质资源集中在中石油、中石化手中，两家企业在所在区块深耕多年，对地质数据知之甚深，在技术储备上具备非常大的优势。且从所担负的责任来讲，通过储气库建设稳定天然气市场也是其责任所在，民企和外企想要加入或许会以参股的方式进行，大概率还是由三桶油主导。
储气库商业价值如何实现？
《意见》提出要建立健全运营模式，完善投资回报渠道。简而言之，就是不仅要建，还得赚到钱。
国际上，地下储气库通常实行市场化独立运营，主要通过出租库容、买卖库内天然气获得收益，这样可以使储气价值显性化，吸引更多的市场主体投资建设储气设施。
发改委有关负责人指出，《意见》提出明确推行储气设施独立运营模式，原则上地下储气设施应独立核算，专业化管理、市场化运作。独立运营的储气设施，储气服务价格、天然气购进和销售价格均由市场形成，企业可充分利用市场形势变化，通过出租库容、利用季节性价差等市场化方式回收投资并获得收益。城镇燃气企业自建自用的配套储气设施，投资和运行成本可纳入配气成本统筹考虑，并给予合理收益；采购储气设施天然气、租赁库容增加的成本，可通过销售价格合理疏导。
“储气库建设周期长，投资巨大，石油公司建设需要付出较大规模投入，目前关于垫底气等相关支持政策尚不明确，建设主体建设储气库利益无法保障；将来储气库建成之后的运营规则现在还不明晰，” 分析人士指出，“目前应该没有系统的收益机制，需要在实践中探索。”
从支持力度上来看，《意见》从土地、财税、金融、投资等方面提出多项支持政策，特别是垫底气、投资补偿等问题，目标导向十分明确。
实际上，三桶油此前一直在呼吁储气库建设的财政支持，特别是在垫底气方面。由于垫底气在储气库运行期间无法销售，将造成垫底气对应的增值税长期留抵，占用企业资金，目前各方正在研究将垫底气作为国家战略储备由财政直接出资的可行性和操作性。此外关于储气库运营，目前也有提出二部制收费及定价的构想，主要是出于维护储气库投资运营商的利益。
许江风明确提出立场，国家要将垫底气作为战略储备，由中央财政出钱，将外汇充分利用，同时也可以灵活调度实现增值。
低油价确实是一个将天然气上升到战略储备的可行的契机，但是储气库建设需要周期，这是无法逾越的现实问题。
“如果地下储气库短期内无法突破，比较折中的办法就是依托接收站、企业的商业储备来弥补，做好接收站之间的协同发展与互联互通，充分利用库容，LNG接收站建设应该还会规模增长，这是基于对未来长期发展态势的判断，”分析人士告诉记者，“目前来看，投资参与主体的意向不是非常乐观，除非政策的鼓励力度进一步加大。
从用煤时代到用气时代，转型进展之迅速令人感叹，天然气在国家能源产销量中的占比快速提升，重要性已不言而喻。
但与此同时，国内天然气行业的崛起却缺少了时间、经验、基础设施方面的积淀，储气基础设施建设滞后、储备能力不足、价格机制不完善等问题凸显，成为当下制约天然气安全稳定供应和行业健康发展的突出短板。
为有针对性地解决储气能力建设和运营中的瓶颈问题，促进储气设施加快建设，国家发改委、财政部、自然资源部、住房城乡建设部、国家能源局联合发布《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》（以下简称《意见》）。
《意见》指出，按照明确的目标任务，到2020年底前供气企业、燃气企业和地方政府要分别形成年销售或消费气量10%、5%和3天的储气能力建设目标。但从实际情况看，目前储气能力建设进展整体偏慢，特别是燃气企业和地方政府储气能力建设进度明显滞后。
发改委有关负责人答记者问时指出，一是优化规划建设布局，建立完善标准体系；二是建立健全运营模式，完善投资回报渠道；三是深化体制机制改革，优化市场运行环境；四是加大政策支持力度，促进储气能力快速提升。
关于天然气储备的讨论由来已久，《意见》的正式出台无疑将这一问题进行了政策化的引导，但在实操过程中又会面临哪些问题，储气库建设主体为谁？前景又是否乐观？
如何统筹规划储气建设？
储气设施是促进天然气供需动态平衡、增强供应保障能力的重要基础设施。1999年，中国第一座商业储气库——大港大张坨储气库开始投入全面建设，拉开了中国地下储气库建设的序幕。
经过20年的发展历程，我国已建设27座储气库，其中中国石油(4.590, 0.01, 0.22%)23座，中国石化(4.500, 0.00, 0.00%)3座，港华燃气1座，具备了100亿m?的调峰能力。而这个数量，在2019年3067亿m?的天然气表观消费量面前仍远远不够，对储气库建设特别是地下储气库的需求更加迫切。
《意见》提出，将根据石油天然气有关规划和国务院明确的各环节各类主体储气能力建设要求，制定发布全国年度储气设施建设重大工程项目清单；各省（区、市）编制发布省级储气设施建设专项规划，提出本地区储气设施建设项目清单。
发改委有关负责人向记者表示，重大工程项目清单与建设专项规划，能够避免储气设施分散建设、“遍地开花”，也有利于保障后续运营安全。
国家将支持峰谷差超过4:1、6:1、8:1、10:1的地区，梯次提高建设目标。粗略来讲，“10：1”所指的地区就是北京，冬夏季峰谷差巨大，冬季高峰月用气量一度达到10：1甚至11：1。这一举措将引导峰谷差大、需求增长快的地区适当提高建设目标，进一步提高峰谷差大的地区的天然气保障能力。
此外，有关部门将加快推进基础设施互联互通和公平开放，储气设施连接主干管网，管道运输企业优先接入、优先保障运输。这样，可解决储气设施天然气“进不来、出不去”的问题，避免建成后使用效率低，充分实现其应有价值。
同时，国家将推进储气产品交易体系建设，指导有关交易中心加快研究开发储气库容等交易产品，并实行储气服务公开交易，发现真实市场价格。
不愿具名的分析人士向记者指出，此时出台这一文件的背景也有国际油价低位、气价下行的因素，是利用海外资源的好时机。“有些类似石油储备建设，石油储备自2014年油价下跌加快步伐，到现在储备规模包括战略储备和商业储备已超过一亿吨。但是目前国内储气库规模仅100亿立方米，占消费量的比例不足4%，与国际行业公认标准12-15%还有较大差距，所以需要尽快补齐短板。”
行业标准如何制定？
《意见》提出，要加快建立并完善统一、规范的储气设施设计、建设、验收、运行、退役等行业标准，尽快形成储气设施标准体系，将由能源局负责并持续推进。
分析人士指出，之前国家管网成立后动作较为迟缓，也影响到地方管网规划和储气库规划，现在管网明显感觉在提速，所以储气库建设也有些仓促，估计接下来储气库建设布局规划、相关投资主体、运营规则会随之出台。
按照计划，能源局、自然资源部将按职责分工，在2020年完成已开发油气田、盐矿和地下含水层等地质信息公开机制，便于投资主体选址建设储气设施项目。
“尽快形成储气设施标准体系，同时完善信息公开机制，便于投资主体了解投资建设储气设施需要的相关信息，进行投资决策。”发改委有关负责人表示。
分析人士指出，“在公开地质信息之后推进项目建设的实操过程中，应该还会以招标的形式推进。”这与国内市场化开放趋势匹配，引进外资和对内开放方面的力度与政策扶持进一步加大，要确保投资主体愿意投资和经营。尤其是疫情后经济形势低迷，投资主体普遍在削减资金预算，需要大力度提振。
中海油经济技术研究院综合规划资深工程师许江风认为，目前可用作地下储气库的地质资源集中在中石油、中石化手中，两家企业在所在区块深耕多年，对地质数据知之甚深，在技术储备上具备非常大的优势。且从所担负的责任来讲，通过储气库建设稳定天然气市场也是其责任所在，民企和外企想要加入或许会以参股的方式进行，大概率还是由三桶油主导。
储气库商业价值如何实现？
《意见》提出要建立健全运营模式，完善投资回报渠道。简而言之，就是不仅要建，还得赚到钱。
国际上，地下储气库通常实行市场化独立运营，主要通过出租库容、买卖库内天然气获得收益，这样可以使储气价值显性化，吸引更多的市场主体投资建设储气设施。
发改委有关负责人指出，《意见》提出明确推行储气设施独立运营模式，原则上地下储气设施应独立核算，专业化管理、市场化运作。独立运营的储气设施，储气服务价格、天然气购进和销售价格均由市场形成，企业可充分利用市场形势变化，通过出租库容、利用季节性价差等市场化方式回收投资并获得收益。城镇燃气企业自建自用的配套储气设施，投资和运行成本可纳入配气成本统筹考虑，并给予合理收益；采购储气设施天然气、租赁库容增加的成本，可通过销售价格合理疏导。
“储气库建设周期长，投资巨大，石油公司建设需要付出较大规模投入，目前关于垫底气等相关支持政策尚不明确，建设主体建设储气库利益无法保障；将来储气库建成之后的运营规则现在还不明晰，” 分析人士指出，“目前应该没有系统的收益机制，需要在实践中探索。”
从支持力度上来看，《意见》从土地、财税、金融、投资等方面提出多项支持政策，特别是垫底气、投资补偿等问题，目标导向十分明确。
实际上，三桶油此前一直在呼吁储气库建设的财政支持，特别是在垫底气方面。由于垫底气在储气库运行期间无法销售，将造成垫底气对应的增值税长期留抵，占用企业资金，目前各方正在研究将垫底气作为国家战略储备由财政直接出资的可行性和操作性。此外关于储气库运营，目前也有提出二部制收费及定价的构想，主要是出于维护储气库投资运营商的利益。
许江风明确提出立场，国家要将垫底气作为战略储备，由中央财政出钱，将外汇充分利用，同时也可以灵活调度实现增值。
低油价确实是一个将天然气上升到战略储备的可行的契机，但是储气库建设需要周期，这是无法逾越的现实问题。
“如果地下储气库短期内无法突破，比较折中的办法就是依托接收站、企业的商业储备来弥补，做好接收站之间的协同发展与互联互通，充分利用库容，LNG接收站建设应该还会规模增长，这是基于对未来长期发展态势的判断，”分析人士告诉记者，“目前来看，投资参与主体的意向不是非常乐观，除非政策的鼓励力度进一步加大。
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