国际天然气储备调峰经验及启示

天然气供应安全是能源安全的重要组成部分。许多国家的经验表明，建立健全的天然气储备和调峰系统是解决短期和中期天然气供应短缺，确保天然气安全供应以及天然气市场稳定运行的有效手段。近年来，我国天然气行业发展迅速，天然气消费量持续快速增长。同时，我国天然气消费具有明显的淡季和旺季，消费结构中民用取暖用气消费比重大，且可中断用户较少，导致供暖季天然气调峰保供压力极大。2020年全国两会《政府工作报告》明确要求：“完善石油、天然气、电力产供销体系，提升能源储备能力”。建设完善的天然气储备和调峰体系对于促进天然气供需动态平衡、提升天然气安全供应能力、确保国家能源安全至关重要。

全球目前主要的天然气调峰方式有地下储气库调峰、LNG调峰、气田调峰等。欧美俄等国以地下储气库调峰为主；以日韩为代表的国家以LNG设施调峰为主。各国在天然气调峰方面有很多共同之处，如通过立法等手段明确天然气保供权责，因地制宜选择调峰方式，设定合理的储气规模，优化储气设施运营管理，保障上游天然气资源供应和加强天然气需求侧管理以提供调峰灵活性等，这些经验可为我国加强储备调峰能力建设提供重要参考。

（一）地下储气库调峰

地下储气库一般建立在枯竭油气田、盐穴、含水多孔地层与废弃矿井内，在天然气需求淡季压缩储存富余气量，待需求旺季来临经过调压后注回城市燃气管网填补供给缺口，可满足季节储气调峰需求。地下储气库具有占地面积小、受气候条件影响小、储气量大、安全经济性高的优点，在季节调峰供气和保障供气安全方面具有不可替代的作用和明显的优势，其建设和发展是保障国家能源安全、天然气平稳供应的长远战略计划。但是地下储气库建设需要特殊地质条件，空间灵活性差，并且初期建设投资大，其投建多依托于政府或投资能力强的大型企业。

目前全世界地下储气库资源主要集中在北美、欧洲和独联体地区。根据国际天然气协会（CEDIGAZ）2019年11月发布的《全球地下储气库2019（Underground Gas Storage in the World - 2019 Status）》报告，截至2018年底，全球共有662座地下储气库在运，其中北美439座，欧洲142座，独联体48座；工作气量总计4211亿立方米，其中北美1635亿立方米，欧洲1076亿立方米，独联体1207亿立方米；日最高采气量总计72.80亿立方米，其中北美16.35亿立方米，欧洲10.76亿立方米，独联体12.07亿立方米（见表1）。与此同时，全球还有52个地下储气库项目处于建设阶段，预计将增加工作气量370亿立方米。国际天然气联盟（IGU）预测，未来10～20年，全球对地下储气库的需求会越来越大，到2030年地下储气库调峰需求量将超过5000亿立方米，中国、印度等亚太地区国家将成为未来新建地下储气库的主力。

表1  全球在运地下储气库统计（截至2018年底）

资料来源：CEDIGAZ

地下储气库是欧美等地最主要的储气调峰手段。北美地区分布着全球超过三分之二的地下储气库，该地区地下储气库工作气量占全球总量近四成，采气量占全球总量的一半左右。

欧洲地区分布着全球超过五分之一的地下储气库，其工作气量占全球总量的四分之一，采气量占全球总量的三成左右。欧洲储气库整体的分布特点为西欧多东欧少、北欧多南欧少。在欧洲建有地下储气库的20国中，排名前4位的国家分别为德国、意大利、荷兰、法国，其中德、荷、法三国均位于西欧，占欧洲总工作气量的一半左右。导致南北部地下储气库数量差异的主要因素是消费结构。欧洲北部天然气消费以俄罗斯的管道气为主，特别注重地下储气库建设；而南部地区基本是地中海国家，纬度较低，夏冬温差不大，冬季调峰用气很少，且南欧是欧洲LNG贸易较为集中的地区，天然气消费以西亚和北非的LNG为主。因此南欧的地下储气库建设与发展不及北欧。

 资料来源：ASGI+

图1  欧洲地下储气库最新储量情况（截至2020年9月12日）

俄罗斯地下储气库是俄统一供气系统的一部分，冬季供暖期间俄统一供气系统供应的天然气中20%～40%来自地下储气库。俄罗斯天然气工业股份公司运营着俄境内所有23个地下储气库。根据俄罗斯天然气工业股份公司官网发布的数据，2019～2020年供暖季，俄地下储气库工作气量达到722.23亿立方米，最大单日采气量达到8.433亿立方米。俄罗斯地下储气库主要分布在天然气消费区，并形成两大聚集区域：自北部波罗的海向南到黑海沿岸向欧洲出口天然气的6条输气管道周边区域；西西伯利亚南部里海沿岸的中亚—中央输气管道干线及几条支线周边区域。与欧美地下储气库主要用于保障国内消费不同，俄罗斯是天然气出口大国，其地下储气库除季节调峰外，还承担着保障战略性出口管道供气安全的任务，对确保俄罗斯天然气出口稳定起着不可低估的作用。除在国内主要输气管道干线附近建有地下储气库外，俄罗斯还在境外，尤其是在欧洲积极建设和运营地下储气库。有别于欧美地下储气库的另一特点是俄罗斯地下储气库规模普遍偏大，如俄境内黑海东北岸附近的北斯塔夫罗波尔地下储气库工作气量为430亿立方米，是荷兰全境地下储气库工作气量的3倍，可供法国或荷兰使用一年。

资料来源：GAZPROM

图2  俄罗斯地下储气库分布情况

在中国，中石油经济技术研究院发布的《2019年国内外油气行业发展报告》显示，截至2019年底，国内累计建成26座地下储气库，调峰能力达140亿立方米。国内企业加快储气库建设。中石油规划开展呼图壁、相国寺、辽河双6等储气库达产达容工作，加快大庆升平、吉林长春等新规划储气库建设，提升储气调峰能力，力争2020年达到国家储气能力要求；此外中石油还在重庆建设地下储气库，该项目分为铜锣峡、黄草峡2个储气库建设，预计2022年建成；辽河油田拟建总库容量达200亿立方米/年，调峰能力超100亿立方米的储气库群。中石化文23储气库一期工程建成投产，江汉油田盐穴储气库一期工程已获国家核准。

LNG调峰是在用气淡季时利用液化设备处理多余天然气或直接购买LNG进行储存，在用气高峰期二次气化输送。LNG接收站具有快速灵活、周转快的特点，在不具备建设地下储气库条件的区域，规划建设LNG项目是实现储气调峰、应急供应目标的有效措施。LNG调峰能力与气化装置规模直接挂钩，与规模合理的气化装置配合使用可满足季节调峰与应急调峰的需求。此外LNG调峰能力还受储罐容量、LNG供气源等因素影响，LNG供气源受到国际LNG市场的限制，尤其是现货市场具有价格波动性、采购不确定性。

由于建立地下储气库需要满足特殊的地质条件，因此并非所有国家都能建立地下储气设施来满足调峰需要。在日本、韩国等国土面积小、自然资源匮乏的国家，地质条件的局限使之无法大面积发展地下储气库，因而这些国家主要发展LNG储存设施，依靠LNG接收站的储罐进行储气调峰。

根据国际液化天然气进口国组织（GIIGNL）发布的《2020年LNG产业年度报告（GIIGNL Annual Report 2020）》，2019年，日本LNG进口量居世界第一位，达到7687万吨，占全球总量的21.7%；韩国LNG进口量位列日本和中国之后，居世界第三位，达到4014万吨，占全球总量的11.3%。除日本国内生产极小比例的天然气外，日、韩两国的天然气供应完全依靠进口。作为世界LNG第一和第三大进口国，日、韩两国LNG接收站都肩负着国家能源战略储备责任，在LNG接收站接收能力、储罐总容积方面分列世界前二位。

截至2019年底，日本拥有37座接收站，配套有储罐192个、罐容1957.32万立方米，LNG气化器289个、气化能力达2.193亿吨/年。目前，日本依然是世界上LNG接收站最多的国家，其LNG接收站数量充足、定位合理，内部运输方式灵活。接收站储罐在设计时就考虑了季节调峰、应急备用等因素，较大的罐容有助于满足日本冬季天然气消费需求。

截至2019年底，韩国拥有7座LNG接收站，配套有储罐81个、罐容1269万立方米，LNG气化器122个、气化能力达1.213亿吨/年。韩国目前已建成的LNG接收站中，5座由韩国天然气公司建设运营，占全国接收站总罐容的90%，另外2座由大用户自行建设。据悉，未来5～10年，SK集团、现代集团等还将建设3座LNG接收站，年增接收能力500万吨左右。

近年来，欧洲LNG基础设施和LNG贸易快速发展，LNG储备发展成为欧洲地区保障天然气供应安全的重要手段之一。LNG气源灵活、资源多元、调节方便，LNG调峰设施得到欧洲许多国家的重视。IEA在其《2020年天然气报告》中指出，2019年全球大部分LNG进口增量涌向欧洲，欧洲LNG进口增长近70%。欧洲各国进口量普遍出现增长，英国、法国、西班牙、荷兰、意大利和比利时消化了地区大部分的进口增量。根据GIIGNL的统计数据，截至2019年底，欧洲地区拥有37座LNG接收站，配套储罐罐容1101.89万立方米，LNG气化能力达1.771亿吨/年。

资料来源：EC

图3  欧洲LNG接收站分布情况

在中国，根据中石油经济技术研究院发布的统计数据，截至2019年底，国内LNG接收站总接卸能力达7615万吨/年。中海油防城港LNG接收站投运，接收能力60万吨/年；深圳燃气大鹏LNG储运调峰站投运，周转量约80万吨/年；部分接收站完成阶段性扩建。三大石油公司LNG接收能力占比90%，其中，中海油LNG接收能力3690万吨/年，占全国总能力的48%；新奥能源、九丰集团、申能集团、广汇能源、深圳燃气等接收能力占比10%。截至2019年底，中国在建LNG接收站12座，一期接收能力共3490万吨/年；天津南港、江苏启东、河北曹妃甸、浙江舟山等8座LNG接收站开工扩建，投产后接收能力将增加3280万吨/年。

 资料来源：中石油经济技术研究院

图4  中国国内各公司LNG接收能力占比（截至2019年底）

气田调峰即对气田产气量进行季节管理，以适应调峰需求。用于调峰的气田应具有一定的储量规模、充足的地层能量，以及短期放产的能力，其对气田组分要求比较高，此外还应是单一的纯天然气气藏。但无论是备用产能还是放大压差调峰，都会对气田正常生产造成一定影响。备用产能调峰后需要适当降低周围气井的产量，来弥补备用产能调峰对气田整体生产能力的影响。而短时间内放大生产压差提高气田产量，很容易造成地层能量消耗过快、边底水入侵、气井出水、出砂，致使气井产能降低或水淹停产，导致气田整体生产能力下降，影响气田的最终开发效果。因此气田调峰能力十分有限。

以荷兰格罗宁根大型气田为例，相比欧洲其他气田，格罗宁根气田边际生产成本最低，利于快速调整产量，应急调峰作用十分显著。该气田在荷兰和欧洲天然气供给、调峰方面发挥过重要作用。为应对大范围的需求波动，荷兰将格罗宁根气田作为调峰气田。荷兰夏季温暖但不炎热，内陆地区平均气温为17摄氏度左右，此时周边小气田产出的天然气就注入到格罗宁根气田。欧洲冬天漫长而寒冷，也是用气高峰期，此时格罗宁根气田大规模生产，并使用夏季储存的天然气，保证荷兰本国和邻国安全供气。这样夏季压产、冬季全力生产，既起到调峰作用，解决安全平稳供气问题，又能稳定气田压力、提高气田采收率。近年来，为了减少与气田采气有关的地震威胁，格罗宁根气田开采限量大幅压低。2017年限采216亿立方米，不足2013年实际开采量的一半；2019年产量上限设置为194亿立方米。荷兰政府计划到2030年完全停止格罗宁根气田的开采。根据最新报道，格罗宁根气田将于2022年停产，比原计划提前8年。

资料来源：Bloomberg

图5  荷兰格罗宁根气田月度产量（2011年1月～2017年11月）

天然气高度依赖管道网络进行输送，存在冬夏峰谷差，这就需要考虑供应中断风险。并且天然气基础设施建设投资大、立法回收期长，供应安全责任涉及社会、政治等多个方面，多个国家或地区通过法律法规、政策文件等划分天然气保供权责，明确安全供应责任主体。

欧盟发布的多个指令涉及天然气供应安全问题，最著名的是欧洲议会和欧盟理事会指令（EU）No994/2010。该指令在强调政府相关部门、供应企业天然气供应安全责任的同时，还特别强调需求侧的责任，并要求制定预防行动计划和应急计划，预防行动计划避免成员国天然气供应陷入危机水平，应急计划则是分级应对危机的行动方案。指令规定，天然气供应安全是配送企业、成员国（特别是其政府相关部门）和欧盟各自范围内的共同责任；家庭用户、连接到配送管网或长输管网的中小企业和社会服务用户、为家庭用户供热且无替代燃料的企业被设定为天然气供应危机情况下的“受保护用户”；政府指定的配送企业应在特定的极端情况下确保对“受保护用户”的供应。该指令公布实施以后，欧盟各国相继将其纳入国内法。有些国家还根据自己国内环境对指令的要求有所变通，如重新设定“受保护用户”的范围，细化天然气保供实施具体的调峰储备义务等。

日本是世界上唯一颁布《天然气储备法》的国家。日本的天然气管道主要由城市燃气公司和电力企业运营管理，根据日本政府要求，城市燃气公司和电力公司有义务确保其所在区域的天然气供应安全，并具备应对极端气候条件、市场失灵或主要供气源中断的措施和手段。日本《天然气商业法》规定，天然气零售商必须具备充足供应能力，以满足其客户需求。天然气管道运营商必须每年编制和提交天然气供应计划、天然气设施安装运行计划。天然气供应计划应涵盖一定时期内天然气供应和需求情况，且由经济产业省进行评估。日本国家天然气应急战略组织（NESO）由经济产业省、自然资源部、能源机构、行业协会和能源企业组成。该组织主要负责紧急情况下指挥全国天然气供应保障工作，同时协调全国城市燃气公司、电力公司等能源企业做好天然气资源调度和输配工作。

韩国天然气供应主要由韩国天然气公司负责，调峰责任也由其承担。第二个国家能源总体规划（2015－2035）提出，成立由贸易工业和能源部、韩国天然气公司、韩国电力交易所、韩国城市燃气协会等参与的特别工作组，有计划地提前管理每年冬季的天然气供需，在紧急情况下迅速做出反应。该规划特别提出，自2016年8月起实施天然气储备制度，以应对异常寒潮、天然气生产国冲突等可能造成的天然气供应中断。为应对LNG直接进口比例的提高，韩国在第三个国家能源总体规划（2020－2040）中提出完善直接进口制度，加强天然气直接进口商在稳定供需管理中的责任。

天然气调峰方式各具特点，自然禀赋是决定调峰方式的主要因素。在调峰方式的选择上，欧美俄等国以地下储气库调峰为主。其中美国、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。以日韩为代表的资源匮乏型国家天然气消费几乎完全依赖进口LNG，这类国家依托LNG接收站建设了大量LNG储罐，以LNG设施调峰为主。

天然气储备规模与天然气消费量、对外依赖程度有关。各国根据国情确定储气规模。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，可供国内消费的天数较长。日本天然气供应几乎完全依靠进口，经过长期发展，现在日本已经建立起国家战略储备和商业储备相结合的储气调峰体系，政府承担30天的天然气储备量，企业承担50天的天然气储备量。

储气行业中一个很关键的指标是储量与消费量之比（storage-to-consumption ratio）。保持与消费需求相适应的储量规模，是确保天然气市场稳定的必要条件。目前，日、韩两国LNG接收站配套储罐容量占各自国内天然气年度消费量的比重大约在15%左右；欧盟地下储气库工作气量在其地区天然气年度消费量中的占比为22%，美国地下储气库工作气量占比为16%，而就全球范围来看，这一指标为11%。这意味着欧盟和美国地下储气库工作气量分别可供其80天和58天消费，而全球水平为39天。

日本和韩国的天然气供应几乎完全依靠进口，单纯作为买方很容易处于不利地位，为此，日本政府支持其国内企业走出去获取海外天然气资源权益产量，鼓励国有石油公司、城市燃气企业、电力公司加大对海外天然气资源的获取力度。日本石油天然气与金属矿产资源机构、国际协力银行和日本贸易保险为日本能源企业走出去提供了投资、融资、保险等多方面的保障。日本逐渐形成了以三菱商事、三井物产、住友集团、伊藤忠商事等大型综合企业主导及其他日本公司参与的上游资源投资体系，以及以东京电力、东京燃气、大阪燃气等燃气公司主导的LNG进口体系。在日本国内有可能发生供应中断的情况下，日本政府要求具有天然气上游利益的国有石油、天然气或者矿产企业借助自身在上游的权益股比，将LNG货物转移到日本。

韩国国家能源政策将民生用能稳定供应作为首要目标，利用韩国天然气公司强大的LNG购买力，结合资源引进，在北美和其他资源地区开展纵向一体化项目，通过投融资、税收、保险等多种政策手段支持和引导本国国有能源企业、民间企业等各类企业走出去获取海外资源，投资上游资源开发，从而抵消资源价格上升给本国经济带来的冲击，并保证韩国企业生产的资源可以优先供给本国，稳定资源供给。在政策的激励下，韩国天然气公司、韩国国家石油公司、韩国资源公司以及三星、现代、SK、LG、浦项制铁等一批国际知名财团组成联盟，在海外进行油气资源开发。在LNG进口及拓展海外LNG项目的过程中，日、韩两国都倾向于在企业间结成同盟，共同采购，共同投资，以增加本国在项目中的综合话语权。

近年来，全球LNG市场买方市场特征越发明显。在此背景下，2016年5月，日本发布了“LNG市场战略”，宣告日本LNG能源政策将从过去重视“长期稳定”“确保进口”的保供原则，转变为强调“灵活性”“透明性”的市场化原则。为提高进口合同的灵活性，韩国第三个国家能源总体规划（2020－2040）提出，引进多种进口价格指数，以缓解油价波动带来的影响；将现有以长期合同为主的LNG引进结构改为短期、中期、长期以及现货合同相结合的多样化结构，以抵御天然气需求不可预测产生的影响。此外，两国反垄断机构密切关注LNG合同的目的地条款。日本JERA公司率先表示，不再签订带有目的地限制的合同，并且在2030年前后将现有长约合同缩减一半以上。东京燃气也表示，若卖家不同意修改条款，将不再续约。在LNG长协合同谈判的过程中，日本企业努力增加上浮灵活性条款，即在双方商定的年合同量的基础上，买方可以在某一年度增加采购量，以应对可能的国内市场需求上涨情况。韩国企业则利用国际LNG供应转向买方市场的有利时机，积极推动签订随季节性变化的合同或冬季独家进口合同，并采用S曲线价格公式，以保证国际油价突然变化时天然气进口价格能够保持稳定。

1.储气设施公平准入、独立商业运营

总体来看国外储气设施的运营管理，一般在天然气业务发展初期、市场竞争程度不高的阶段，储气设施由天然气供应商或者城市燃气分销商建设和管理，储气服务与天然气管输服务、天然气产品捆绑式销售。随着天然气业务进一步发展，相关政策法规出台与完善，天然气产业结构变化，管道与储气设施向第三方公平开放，储气设施建设和管理更加多元化，逐步走向独立运营。此时的储气设施如何运营更多受到市场因素的驱动。相关运营商按照市场规则进行商业化运作，将天然气购销与市场更好地结合起来，提供多元化储气服务产品，参与市场竞争，从而保障天然气稳定供应。

1998年，欧盟发布第一个天然气指令98/30/EC，开始放开对天然气产业的管制，要求具有自然垄断性质的基础设施、运输网络、储气库以及LNG接收站实行第三方准入。2003年，欧盟发布第二个天然气指令2003/55/EC，规定2007年底前全面开放天然气市场，长输管网、配气管网、LNG接收站的运营与天然气贸易在法律上拆分；对大型基础设施投资项目（长输管道、地下储气库、LNG接收和存储设施）可在一定时期内豁免第三方准入义务。2009年，欧盟发布第三个天然气指令2009/73/EC，对此前天然气指令中天然气生产与输气业务的规定进行了细化，要求2009年及以后投产的输气管道、储气设施除申请到豁免权以外必须适用所有权拆分。随着欧盟天然气市场化改革的推进，欧洲储气业务基本上已经与管输和配气业务分离。目前，欧盟几个主要储气大国的储气库基本由大型能源公司、天然气公司、电力公司、管道公司或城市燃气公司掌控，其储气库子公司负责具体运营，并且储气业务与母公司其他子公司业务分离，独立进行商业运营。

2017年，日本开展燃气市场化改革，在《天然气商业法》中规定LNG接收站对第三方开放。开放对象为燃气公司LNG一级接收站，不含无外输管道的电力公司LNG接收站和LNG二级转运中心。目前日本有东京燃气、大阪燃气、东宝燃气、北海道燃气、静冈燃气和西部燃气共6家公司的LNG接收站向第三方开放并受到监管。日本通过向第三方开放LNG接收站，疏导本国市场，促进LNG交易的活跃度和流动性。

1999年，韩国通过《城市燃气商业法》，废止了韩国天然气公司LNG进口和接收站建设的独家垄断权，其他企业（指工业和发电大用户）在向商业工业和能源部提出申请后，可以自行建设LNG接收站，或与韩国天然气公司协商租用LNG接收站，通过韩国天然气公司管网输送天然气。随着设施运营和销售业务的拆分，LNG接收站和跨区域管网组成的基础设施向第三方公平开放，近两年直接进口商进口的气量明显增加。如今韩国的LNG进口及管网设施建设、经营由国有控股公司韩国天然气公司主导，实行第三方协商准入。长期看，韩国天然气公司将只保留LNG基础设施和输气管道的运营管理权。

2.储气服务单独定价、确保合理盈利

欧美国家的天然气行业在放开管制之前，储气设施作为管道辅助设施，与管道捆绑运营，没有单独定价，而是根据储气设施投资和成本形成相应费用，计入管输费，成为销售价格的组成部分。天然气行业放开管制之后，储气业务与管输业务分离，独立运营，向第三方提供有偿储气服务，单独定价。灵活的储气费率定价机制可以反映供求关系、资源稀缺程度和合理投资运营成本，有效保障储气设施盈利并有效提供储气市场化服务，大大减小储气设施投资难以收回的风险，从而吸引市场参与者加入储气设施建设和运营管理投资的行列。合理的价格机制与盈利水平保证了储气业务的稳步发展。

欧洲LNG接收站采用监管定价，由政府按照服务成本法定期测算监管价格；地下储气库的定价机制有协商定价和政府管制定价两种，储气业务竞争开放的国家或地区主要采用协商定价，而储气服务尚未开放的国家和地区一般采用政府管制定价，由政府规定储气库费率。在政府管制定价的情况下，监管部门通常根据成本加合理利润确定储气费。欧洲大部分国家都选择通过谈判确定储气费的方法。在协商定价的情况下，储气库公司为了保持价格的透明度，一般都会公布储气服务产品相对应的指导价格。指导价格只是作为协商的参考，运营商会根据情况变化随时复核和调整储气费，具体执行的是协商确定的价格。协商定价相对于政府管制定价更为灵活，可以依据储气库运营成本的改变，及时调整储气价格。

3.储气容量市场运营有序、信息透明

由于上下游市场化水平很高，储气库成为独立业务，由专门的经营商投资运营，储气库运营规范程度得到提升。经过多年的发展和摸索，天然气市场成熟的国家和地区储气库经营商在储气容量分配等方面积累了丰富的管理经验，建立了完备的储气库容量分配制度，实现了规范的操作运行。有序、透明的储气容量市场既利于运营商优化运行储气系统，又利于客户灵活、充分地利用储气容量。

以欧洲储气库容量市场为例。欧洲储气库容量市场分为一级市场和二级市场。一级市场上储气容量配置采用用户优先权排序、拍卖等方式。在二级市场上，用户可以转让持有固定容量的所有权或使用权。二级市场机制有利于平衡客户间储气容量。储气库容量按销售方式分为绑定容量和非绑定容量（或称额外容量），按稳定性分为固定容量和可中断容量。绑定容量/非绑定容量与固定容量/可中断容量互相搭配，形成若干储气容量组合。在优化这些储气容量组合的基础上，储气库运营商依据储气库技术特征和市场需求制定多种类型的储气容量产品，提供大范围的储气服务，如注/采气速率高的快速波动储存，工作气量大的季节性储存等，以供客户根据季节性需求进行订购，从而达到灵活、充分利用储气容量的目的。

欧洲储气库运营商在指派限制、使用容量、容量超限、中断和限制客户容量、注采再分配等方面制定了详细规定。如中断和限制客户储存容量的规定。冬季采气期和夏季储气期经常出现供需不平衡的情况，若出现实际可用工作气量低于合同工作气量等类似情况，储气库运营商将中断或限制客户储气容量。中断和限制客户储气容量累计超过一定时间，将减免其储存费用。中断和限制步骤为两步：首先按合同时间顺序中断可中断容量，当多个合同时间相同时，按各客户可中断容量所占比例全部或部分中断；然后再中断固定容量，原则上按各客户固定容量所占比例全部或部分中断。

值得一提的是，储气库作为天然气产业链的重要部分，涵盖多个领域，传统信息管理方式不符合企业信息化需求，因此欧洲储气库运营商建立了各自的信息数据管理平台进行储气库容量交易。此外还有欧洲天然气基础设施信息平台（GIE）、欧洲天然气储气库信息平台（GSE）等公共信息平台。GIE目前集中了26个国家70个天然气基础设施运营商信息，这些运营商按照GIE规定的统一模板，在网站上公示其管道、储气库和LNG接收站价格、可用容量、技术数据等资料，为用户使用天然气基础设施提供了极大便利。欧洲天然气储气库信息平台GSE属于GIE分支，集中了19个国家32个储气系统运营商102座储气库信息，其工作气量占到欧盟储气库总工作气量的八成以上。这些信息平台极大地提高了储气容量等信息的透明化，便于运营商优化系统运行，便于客户合理利用储气容量。

由于天然气基础设施具有自然垄断性，因此容量市场的交易受到政府严格监管，主要以欧盟委员会提出的管网法令为基础，并在容量配置机制、拥堵管理程序、平衡法则等规则下运行，确保天然气容量市场稳定有效。

（五）加强天然气需求侧管理，提供调峰灵活性

需求侧管理又称需求侧响应，即通过多种措施影响消费者的需求。天然气需求侧管理的目标在于降低峰谷差、提高天然气利用效率和优化用气方式。需求侧管理通常是一个自上而下的过程，涉及立法或政策保障，行业和公众参与等多个方面。很多国家从法律层面明确需求侧管理总体框架，从政府层面提出需求侧管理，从经济、政策等方面来引导、鼓励甚至强制需求侧管理的实施。企业是需求侧管理的实施主体。目前企业的天然气需求侧管理以节能增效为导向，并深入下游用户，逐步向精细化方向发展。用户是需求侧管理的具体实践者。需求侧管理大多通过经济等手段提高用户参与需求侧管理的积极性，从而实现提高调峰灵活性和经济性的目的。

从国外的实践来看，天然气需求侧管理具体方式包括工业和发电用户的燃料替代、减少天然气消费、提高天然气使用效率、平抑天然气需求峰谷差等。需求侧措施仍然以市场化手段为主，必要时采取非市场措施。

1.可中断措施和燃料切换

意大利要求，工业用户必须与国家能源主管部门签订可中断合同，额定净功率大于300兆瓦的天然气发电企业由内阁决定应急时的燃料转换。法国监管部门在应急条件下将严格限制公共营业场所的供热温度和时间，停供可中断用户，为未签订中断协议的工业用户提供替代能源，同时可要求供热和发电站降低用气负荷。当认为有必要解决供应短缺时，日本经济产业省可以向电力零售商或大型电力消费者发出命令，要求其降低功率或峰值负载，通过限制电力需求和切换发电燃料来缓解天然气供应紧缺。在供应中断的情况下，东京燃气公司可以减少每年消耗超过限定量的客户的天然气供应，除医院、福利机构和政府重点机构等优先客户之外，这些可中断合同占到公司整体供应的50%以上。

2.提高用能设备效率

通过提高用能效率，可以减少天然气耗量，均衡昼夜和季节性耗量差，降低调峰负荷。冷热电三联供系统（CCHP）是一种以天然气为主要原料、建立在用户侧的分布式能源系统。该系统不仅可以减少冬夏耗气量差，而且可以平衡用电负荷，提高供暖和制冷能效，对燃气和电力有双重削峰填谷作用。CCHP在能耗、经济和环境等方面综合效益显著，近年来受到国内外广泛关注。在美国，CCHP主要应用于连续稳定运行的流程工业（process industry）和大型社区。2000年起日本开始认识到CCHP的优越性，并在其国内迅速普及推广CCHP。目前日本CCHP已成为仅次于燃气、电力的第三大公用事业。

3.平抑天然气需求峰谷差

韩国第二个国家能源总体规划（2015－2035）提出，通过提供安装支持、开发提高效率的技术、减免天然气进口关税等手段，扩大天然气空调在大型建筑物的应用，创造淡季消费需求。2014～2016年，韩国进口天然气关税全额退还，政府通过减免关税的措施，鼓励民众扩大天然气消费，对平抑天然气季节峰谷差起到了积极的促进作用。

“十三五”以来，我国地下储气库建设取得积极进展，加上LNG等储备，天然气储备能力显著提升。截至2019年底，我国地下储气库总调峰能力达140亿立方米，国内LNG接收站总接卸能力达7615万吨/年，但储备不足的短板依然突出。以储气库为例，我国地下储气库总调峰能力约占全国天然气年消费量的4.5%，这与全球平均水平还有不小的差距。

2018年4月国家发展改革委和国家能源局联合发布的《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》提出，“建立以地下储气库和沿海LNG接收站储气为主，重点地区内陆集约、规模化LNG储罐应急为辅，气田调峰、可中断供应、可替代能源和其他调节手段为补充，管网互联互通为支撑的多层次储气调峰系统。”未来，我国应根据自身资源条件和地质特点，继续因地制宜地建设好相应类型储气设施，进一步推进天然气基础设施互联互通，提升储备能力，促进中国天然气行业稳定健康发展。

在我国，随着油气体制深化改革，各利益相关者调峰责任和储气义务的界定逐渐清晰、更加合理。国家管网公司独立运营后，上游供气企业的部分储气库和LNG接收站将划转到国家管网公司，原本承担天然气保供和能源安全责任的上游供气企业，其储气调峰能力将被削弱。为此需要根据储气调峰资产划拨情况，重新界定上游供气企业和国家管网公司之间的调峰责任。日前，中石油和中石化同步发布管道资产出售公告，将向国家管网公司划拨近4000亿管道资产。依托资产划分，国家管网公司调峰应急保供责任的落实和划分等问题需要在改革过程中逐步加以解决。

储气设施向第三方公平开放后，第三方企业将享受公平的权利，此时应该承担相应的保供义务。但是现阶段我国处于储气设施不足、各类资源管制定价与市场化定价并存的情况，尚不能全部通过市场化来解决天然气调峰问题。未来需进一步厘清储气调峰责任，如何设计一个可行、公平、具有强制约束力的机制，要求新进入的企业也参与到保供中来，就成为一个重要课题。

1.推进储气设施公平开放，独立运营

从国外天然气市场自由化进程来看，管输业务与销售业务分离、向第三方公平开放是重要一环。与此同时，作为管道辅助设施的储气设施也开始脱离管输和配气业务，成为天然气产业链中的独立环节进行商业运营。在我国，为提高天然气市场竞争性，创建一个能够有效服务于需求的市场，需落实好管网第三方公平准入机制。同时，从管网中分离出的储气设施要实现单独运营，需要对其投资机制、储气服务价格和储气设施天然气购销价格等进行相应调整，确保储气设施盈利，吸引其他资本加入。

事实上，在“管住中间、放开两头”的油气体制改革背景下，我国一直在推动包括油气管道、LNG接收站、储气库等在内的油气管网设施公平开放。国家管网公司成立后，国家级和省级管网基础设施实行第三方公平准入，是油气改革非常重要的一步。目前我国LNG接收站、储气库等领域基础设施公平开放已有多个先例。未来随着我国储气设施数量增多，储气环节在天然气产业链中发挥的作用将越来越大，储气业务独立运营、第三方公平准入是储气库运营管理的发展趋势。

2.提高市场化定价水平，体现储气价值

针对储气库天然气价格，我国已出台多项政策。尽管储气市场化定价政策已经明确，但就当前情况看，尚未形成真正意义上的市场化储气价格。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展改革委核定基准门站价，居民用气实施政府定价，LNG则是市场定价，这些现有的价格机制没有体现储气调峰价值。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。储气设施投资和成本没有回收渠道，效益无法体现，在一定程度上影响储气设施投资建设主体的积极性，不利于储气行业健康快速发展。只有储气价格体现调峰价值，给投资主体形成盈利预期，才能吸引社会资本参与，促进LNG接收站、地下储气库建设。结合我国天然气产业和储气业务的发展特点，解除气价管制和开展市场化定价是储气设施服务定价的改革方向及发展趋势。当前亟须理顺天然气价格机制，体现储气价值，通过市场信号引导市场主体投资积极性，为储气设施建设提供内在动力。

3.重视储气容量市场建设

欧美等国围绕天然气基础设施、经营体制机制改革推动天然气交易市场发展，建立了既公开透明又严格监管的天然气容量市场，尤其在储气库容量配置机制等方面的制度建设极为完备，使储气库容量交易有序、透明，储气容量利用充分、灵活。如今，我国包括储气设施在内的管网基础设施公平准入积极推进，为建立天然气容量交易市场奠定了基础。今后我国应在完善天然气交易中心、培育天然气现货与期货交易市场的基础上，建立发展储气库容量一、二级市场，通过市场化的储气容量配置机制提高储气设施的使用效率，同时要制定交易规则及监管办法，研究储气容量的交易方式、管理体制以及与天然气商品之间的关系，真正使储气容量市场成为天然气交易市场的重要组成部分。近年来，我国已搭建了地下储气库信息数据管理平台，用于储气库数据采集、处理及管理。未来可通过信息平台优化管网系统运行，实现储气库的大系统优化调峰。

（四）从供需两侧保障天然气调峰能力

1.强化气源落实，建立多元化气源通道

日本和韩国除进口LNG满足本国电力和天然气需求外，还投资上游气源、液化工厂等产业，力图实现全产业链参与，并利用全球市场供应充足的有利时机，采用长贸与现货组合，消除目的地条款。我国油气资源也具有较高的进口依赖度，目前参与海外资源开发的企业主要是三大石油公司，民营企业参与有限。为提高冬季调峰保供应急能力，一方面，国内气田应优化存量资源配置，扩大优质增量供给，另一方面，寻找多种渠道增加天然气供应量具有重要意义。在低油价叠加新冠疫情影响下，未来较长一段时间内国际天然气市场都将持续低迷。国内企业应以此为契机，参与海外天然气资源采购、开展上游优质项目投资；兼顾国际市场资源，利用国内外管道气与LNG的竞争关系发展灵活的价格机制；做大LNG国际贸易，以需求方身份切入市场，调配LNG采购资源池；建立更灵活和更有效的天然气贸易模式，提升天然气供应保障能力。

2.强化客户管理，建立精细化需求管理体系

目前我国国内天然气需求侧管理主要侧重于保障供应安全和对大用户的管理。未来我国天然气需求侧管理应从调节天然气用量向信息化、精细化过渡。燃气企业应进一步借助节能设备、大数据工具、智能网络等新技术，将更精细化的需求侧管理方案推广至终端用户。通过经济手段提高用户参与需求侧管理的积极性，使更多的用户，特别是居民用户参与需求侧管理，切实提升天然气调峰的灵活性和经济性。