国外地下储气库建设运营现状与经验启示

从全球天然气产业发展经验来看，加快储气库建设、提高天然气调峰和应急能力是加快发展天然气产业的必要保障。欧美天然气产业经历了从管制到放开的发展过程,储气库也从管道的辅助设施逐步成为产业链中的独立环节，进行商业运营,从没有独立的定价机制发展成受政府监管的单独定价。俄罗斯储气库设施属于俄统一天然气供应系统的组成部分，由国有公司统一管理运营，形成了储气基础设施的垄断经营体系。欧美俄等国调峰储备设施的运营管理模式各具特点，与资源禀赋、能源结构、市场特点等国情充分结合，但均以满足天然气行业健康稳定发展为基本要求，并颁布了一系列配套的法令法规作为法律保障。在我国，地下储气库作为季节调峰基础设施，其重要性越来越得到重视。近年来，我国储气库建设实现了巨大发展，截至2018年底，已建成地下储气库26座，天然气年调峰能力达130亿立方米。但与国际水平相比，我国地下储气库建设相对缓慢，调峰能力不足。当下需要进一步明确各方调峰责任、完善定价机制，加强市场监管，以推动储气库市场化运营。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” ID：nyqbyj 作者：邱丽静）

一全球地下储气库发展整体格局

1全球三分之二的地下储气库集中在北美地区

目前，从全球范围来看，北美、欧洲、独联体、亚洲、大洋洲和中东（主要是伊朗）等地区都在积极地开发和建设地下储气库。从国家和地区分布来看，全球地下储气库主要分布在天然气市场较成熟的地区，北美、欧洲和独联体国家（主要是俄罗斯和乌克兰）拥有全球98%的在运地下储气库，其中有超过三分之二的储气库集中分布在北美地区，占全球储气库工作气量的近40%，占全球天然气日产量的一半。根据公开资料统计，截至2017年底，美国有388座在运地下储气库，加拿大有62座，美国和加拿大储气库工作气量合计1610亿立方米（占世界总量的38%），最高提取量合计37.81亿立方米/日（占世界总量的51%）。欧洲有142座地下储气库，工作气量1077亿立方米，最高提取量20.47亿立方米/日。独联体国家有48座，工作气量1196亿立方米，最高提取量12.03亿立方米/日（见图1）。

资料来源：根据公开资料整理

图1 截至2017年底全球地下储气库分布情况（按地区）

2全球地下储气库工作气量微增

受地下储气库调峰需求增长和贸易激增等因素影响，地下储气库数量和规模随着天然气需求量的增加不断扩大。同时，新的理念和技术进步不断推动地下储气库发展，未来全球还将扩建或新建大量的地下储气库。根据国际气体工业联合会预测，到2030年全球地下储气库调峰需求量将达到5030亿立方米，在现有地下储气库基础上，预计需要新建地下储气库183座，新增工作气量1406亿立方米才能满足今后的调峰需求。

根据国际天然气协会（CEDIGAZ）发布的《全球地下天然气储存装置2018》报告，截至2017年底，全球共有671座地下储气库在运（与2016年底相同）。2017年，只有中国、土耳其和美国各投入了一座新的地下储气设施。但与此同时，在美国和欧洲又关闭了一些储气库。尽管全球地下储气库数量减少，但2017年全球储气库工作气量比2016年略有增加，增至417亿立方米，增幅0.4%，增长主要出现在中东（伊朗）和中国（见图2）。

资料来源：CEDIGAZ

图2 2017年与2016年全球地下储气库工作气量对比

近年来，欧盟地下储气库工作气量不断下降，如2017年底欧盟储气库工作气量为1039亿立方米，而2016年底为1044亿立方米。这是因为在过去两年中德国、爱尔兰和英国关闭了几座储气库。2017年英国决定永久关闭天然气储存库Rough，此举大幅降低了英国的储气容量，特别是季节性储气容量。

3枯竭油气田型储气库占比较高，但盐穴型储气库利用率高

就类型来看，地下储气库主要包括枯竭油气田型、含水层型、盐穴型和岩洞型等四类。其中以枯竭气田为载体的地下储气库占比最大。枯竭气田型储气库具有储气空间大、储气压力大等优点，主要用于平衡天然气的季节性需求。根据CEDIGAZ数据，截至2017年底，全球有492座枯竭油气田型储气库，占储气库总数的73%，占总工作气量的80%。

然而，天然气市场自由化给储气行业带来了重要变化。如今，灵活性是自由化市场的重要资产。这种趋势可以从北美和欧洲盐穴储气库产能不断扩大中看出。盐穴型储气库具有利用率高、注气时间短、垫底气用量少和可将垫底气完全采出等优点。根据公开资料统计，截至2017年底，全球有104座盐穴储气库在运（2010年为76座），占全球储气库总数的15%（见图3）。虽然盐穴储气库仅占全球工作气量的9%左右，但此类储气库允许高注入和高采出，并且工作气体可以每年循环几次利用，占全球储气库总交付气量的25%。

资料来源：根据公开资料整理

图3 截至2017年全球地下储气库数量（按类型）

二典型国家地下储气库发展特点

1布局规模取决于天然气供需特征

在欧洲、美国和俄罗斯等储气库发展成熟的国家，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。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，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；日本的天然气则完全依赖进口，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；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。

1.欧洲：消费导向型为主地区分布不均

欧洲储气库分布特点整体呈现“西欧多东欧少、北欧多南欧少”的局面。

西欧多东欧少。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48%（见图4）。以西欧国家荷兰格罗宁根大型气田为例，夏季压产、冬季全力生产，既起到调峰作用，又延长气田开发寿命。2016年，由于交通运输业天然气消费量同比大幅增加20%，荷兰天然气消费量同比增加6.4%，为336亿立方米。为应对大范围的需求波动，荷兰利用格罗宁根气田与地下储气库系统共同进行调峰。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，使其能够作为调峰气田使用。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。根据荷兰经济事务部的数据统计，格罗宁根气田的出口满足了欧洲近12%的天然气需求，仅在2014年，格罗宁根天然气出口就为荷兰政府带来大约107亿欧元的财富。

资料来源：AGSI+GSE

图4 欧洲地下储气库工作气量占比（截至2019年9月7日）

北欧多南欧少。导致南北部差异的主要因素是需求结构等差异，欧洲北部天然气消费以来自俄罗斯的管道气为主，同时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。其次南欧是欧洲LNG贸易最集中的地区，其LNG项目已发展到了一定的规模，天然气消费以西亚和北非地区的LNG为主，储气库主要是低温地上和半地上液态储气库，而非地下气态储气库。所以相对于主要依赖管道气的北欧，南欧的地下储气库建设与发展具有明显的滞后性。此外，若仅依据工作气量来衡量各国的储气能力存在一定的不合理性，还应考虑各国的天然气生产量与消费量的水平。图5显示了欧洲部分国家储气库年度工作气量占天然气消费比值与生产量占消费量比值的关系。可以分六个区域进行分析。其中第一个区域是荷兰和丹麦，这两个国家所生产的天然气足够满足本国天然气的需求，同时储气能力也比较强。第二个是罗马尼亚，需求大于供给，其生产占消费的80%。第三个区域包括英国、克罗地亚和爱尔兰，这三个国家的天然气生产量能够满足超过50%的需求，同时这三个国家储气容量很小。第四个区域是波兰，其天然气产量可以满足本国30%天然气消费量，储气库工作气量占消费量的17%。第五个区域是捷克、法国、德国、意大利、保加利亚和西班牙，这些国家的生产仅占天然气需求的一小部分，其储能能力很弱。值得关注的是，该区域包括欧盟（德国、意大利和法国）存储容量最高的国家。第六个区域是天然气生产量占消费量份额较小的国家，但存储容量非常大，这些国家是奥地利、斯洛伐克和匈牙利，在地理位置上相邻，由于缺少直接入海口，使得天然气供应更加多元化。奥地利鲍姆加滕（Baumgarten）天然气输气站是三国主要的天然气进口和输送站，从俄罗斯和挪威等国进口的天然气通过这里再进行分流，输送到各国。

资料来源：Gas Storage Europe

图5 部分欧洲国家年度工作气量/消费量VS生产量/消费量

2.美国：近50%的地下储气库集中在美国东北部地区

美国天然气储气库建设最早可以追溯到1960年，根据公开资料显示，截至2018年，美国在运储气库有223座，以枯竭油气藏储气库为主体，工作气量为780亿立方米。美国近50%的储气库集中在东北部地区（天然气主要消费区），其余的储气库分布在德克萨斯州和路易斯安那州，特别是盐穴储气库主要集中分布在岩层盐穴地质条件发育良好的德克萨斯州（见图6）。

资料来源：EIA

图6 美国地下储气库天然气储量情况（截至2019年8月30日）

在地理分布上，美国地下储气库与其国内的天然气资源、管网设施和生产消费特点高度吻合，形成了三大地下储气库密集区，即东北部五大湖沿岸、中北部和墨西哥湾地区。东北部地区的天然气资源相对较少，但人口较多，属于传统工业区，天然气消费量较大，同时又属于温带季风气候，调峰需求量较大；中北部地区则是美国燃气电厂较集中的地区，同时聚集了大量工业设施，但自身天然气资源禀赋有限，为保障地区供气稳定需要地下储气库；墨西哥湾地区地下储气库较多的原因除工业和人口外，还在于有大量的盐岩层，适合建盐穴型地下储气库。

3.俄罗斯：分布在消费区整体以出口导向型为主

俄罗斯建设和利用储气库时间较长，技术和经验都比较成熟。以俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）为例，储气库设施能在供暖季节提供Gazprom 20%～40%的供气量。根据Gazprom官网发布的数据，截至2018年，在俄罗斯境内共有27座地下储气库，Gazprom共运营23座地下储气库，在2017～2018年采暖季节之前，储气库后备天然气储量超722亿立方米，在供暖季开始时的最大单日采气量达到创历史纪录的8.125亿立方米（见图7）。

资料来源：Gazprom

图7 2013～2019年俄罗斯供暖季开始时地下储气库最大日采气量

独联体国家中的地下储气库主要分布在俄罗斯和乌克兰，具有明显的出口导向性。就地下储气库的分布而言，截至2018年，在俄罗斯27座地下储气库中有22座储气库集中在两大区域：一是自北部的波罗的海向南到黑海沿岸，有10座地下储气库，几乎全部处在俄罗斯向欧洲出口天然气的6条输气管道附近；二是西西伯利亚南部的里海沿岸，有12座地下储气库，其中5座位于中亚-中央长输天然气管道系统（Central Asia-Center，CAC）附近，另外7座分布在该管道系统的几条支线附近。目前，俄罗斯占据着欧洲三分之一以上的天然气市场份额。欧洲极寒天气带来的天然气供应高峰能够得以平稳度过，俄罗斯地下储气库发挥了重要作用。2019年2月上旬，Gazprom从欧洲地下储气库中日均采气量达3000万立方米，目前欧洲（不含波罗的海国家）地下储气库中储备的天然气达70亿立方米。俄罗斯本国的地下储气库总储气量达700亿立方米，按最大日采气量6.2亿立方米计算，储量也足够有效支持3个月以上。据欧洲天然气基础设施信息平台（GIE）统计，在2017～2018年采暖季节期间，俄罗斯已向欧洲天然气储存注入了59.8亿立方米天然气的净量。

2储气方式因地制宜

储气库的储气方式应因地制宜，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；在美国、欧洲地下盐层条件较好的地区，建设了大量的盐穴储气库。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。

1.欧洲：盐穴储气库占比相对较高

欧洲是地下盐层条件较好的地区，建设了大量的盐穴储气库。在瑞典，甚至探索建设内衬岩洞储气库。盐穴型储气库在美国约占10%，在独联体国家基本为零。相比北美、独联体国家，欧洲地下储气库中盐穴型地下储气库比例明显较高，占工作气量的15%。根据公开资料统计，截至2015年，欧洲枯竭油气藏、盐穴、含水层储气库分别为86座、48座、27座（如图8）。正在建设的枯竭油气藏储气库5座、盐穴储气库4座，规划建设的枯竭油气藏储气库17座、盐穴储气库13座、含水层储气库1座。关闭储气库8座。资料来源：根据公开资料整理

图8 2015年欧洲各类型储气库所占比重

2.美国和俄罗斯：以枯竭油气田型为主

美国地下储气库调峰应急储备是天然气供应链中的重要组成部分，其地下储气库类型较多。根据公开资料显示，截至2018年，美国正在运营的储气库有223座，以枯竭油气藏储气库为主（见图9），工作气量为780亿立方米。

资料来源：EIA

图9 2016～2019年美国地下储气库工作气量（按类型）

有别于美欧地下储气库的大小不一，俄罗斯地下储气库规模普遍偏大。根据公开数据，截至2015年，俄罗斯26座地下储气库由2686口气井组成，工作气量合计736亿立方米。俄罗斯境内单座地下储气库规模居全球前列，有的地下储气库单库工作气量超过欧盟地下储气库所有工作气量的三分之一。例如，俄境内位于黑海东北岸附近的Severo-Stavropolskoye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倍多，这430亿立方米的天然气可供法国或者荷兰使用一年。

如上所述的26座地下储气库中枯竭油气藏型17座，含水层型8座，盐穴型1座。与美欧盐穴型地下储气库所占一定比例不同，俄罗斯的地下储气库类型相对单一。这并非由于俄罗斯在修建盐穴型地下储气库上有技术障碍或者地质构造限制，而是因为俄罗斯境内枯竭油气藏众多，天然气储量丰富而不必考虑节约垫底气气量等因素。实际上，早在1959年苏联就修建了世界上第一座盐穴型地下储气库，为盐岩层结构（盐穴型地下储气库的另一种结构形式为盐丘型）。

3运营模式强化市场导向

天然气市场已进入成熟阶段的欧美国家，虽然在不同的市场发展阶段建立了相适应的建库管理和运营销售模式，但储气库的定价机制都是遵循“谁受益谁付费”原则，将储气库的能力分为容量和使用两部分。在天然气基础设施公平准入前，储气库由天然气供应商或者城市燃气分销商建设和管理，采取“捆绑销售型”进行运营，通过管输费方式回收投资成本；在天然气基础设施公平准入后，储气库建设与管理模式应用多元化，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投资建设。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“市场价差型”为辅的多元格局（见图10）。

图10 欧美储气库运营发展模式演变过程

地下储气库运营的成本包括三个方面：一是资本成本（CAPE X），包括购买土地、勘采成本、注气井和抽采井开发，以及地面设施（压缩机、管网和垫底气）成本。二是操作和维修成本（OPEX），可分为固定成本与可变成本，固定成本包括工资、租赁费和执照费、保险、设备和井的维修费用；变动成本如压缩机燃料费、脱水器、乙二醇再生器或者水处理费用。三是工作气和垫底气的融资费用。由于垫底气并不具备采出价值，垫底气是储气库建设中的最大问题。从欧美国家经验来看，不同的运营模式下，储气库的投资回报机制也各不相同。

1.欧洲：政府对企业有保供的硬性要求

欧洲天然气市场的市场化程度相对较高，在储气库运行模式上与世界其他国家相比，最明显特征是政府对企业有保供的硬性要求，储气库成本最终通过管输费或商品费分摊给所有终端用户，定价由监管机构核准。欧洲的天然气保供安全储备义务有的强加给长输管道商，他们会在管输费上加征一项费用，主要采用“虚拟平衡点”的市场化模型。长输管道商有义务维持供应和基础设施方面的平衡，可以通过对资产和天然气的所有权，也可以通过合同或协议来完成其义务。有的强加给储气库运营商，运营商会在天然气价格的基础上再增加部分费用。由于政府对所有卖方提出同样要求，不会有任何卖方因增加保供费用而处于市场劣势。还有一种是管道公司和储气库运营商联合承担储备义务，以荷兰为例，当日平均气温在零下9摄氏度以上时，储气库运营商必须保证终端居民用户的天然气供应；当温度处于零下9摄氏度至零下17摄氏度之间时，长输管道商有义务保证居民用户供应；当温度低于零下17摄氏度时，将关停所有工业用户。欧洲储气库费用由市场主体自行协商。有长期调峰需求的用户可选择签订长约，有短期套利需求的用户可基于冬夏季价差和市场短期价格波动签订短期价格合约。

2.美国：主要通过收取租赁费用获得收益

美国天然气市场基础设施经过多年建设已较为成熟，拥有完善的法律与监管体系，其地下储气库运营管理的市场化程度较高，具有透明的市场信息以及开放的准入和竞争体系。目前，美国储气库主要通过收取租赁费用获得收益，储气库运营公司不可参与天然气销售，由独立于储气库的销售公司专门负责储气的销售业务。美国的储气库运营公司大致可分为4类，即州际管道公司、州内管道公司、城市燃气公司、独立的储气库运营商。其中，独立储气库公司完全通过储气服务盈利，是天然气市场发展进入成熟阶段的产物，目前美国有45家独立储气库公司。与传统储气库公司不同，独立储气库公司只经营储气服务，全部工作库容均以“开放季”和招投标的方式向符合条件的用户开放，通过储气服务费收回投资并获取收益，不涉及管输与销售业务。

而管道公司、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为通过合理运营储气库以获得更多的经济收益，在满足业主单位供气之余，还可向第三方租赁储气库库容来获利。为避免市场垄断，美国联邦能源监管委员会（FERC）规定，储气库采取成本加成的定价模式，即与管道类似的“准许成本加合理收益”，避免储气库公司获得超额收益。通常跨州管道公司自建的储气库最可能造成垄断，但美国管道公司的大部分储气库建成历史悠久，大部分早已收回成本，因此出现了管道公司收取低额储气费、变相补贴管道运输费的情况，从而吸引了更多的管道用户，这对独立储气库运营商来说是很大的挑战。根据FERC第636、678号令要求，受FERC监管的储气库运营商可以执行市场型或者协商型费率，向所有合格用户提供开放的储气服务。市场型费率分两种情况，在美国储气市场工作气份额10%以下的储气库运营商可以自由决定储气费率；相反，工作气份额占10%以上的储气库运营商必须每5年向FERC报告其市场状况，由FERC核定其费率，实施市场型费率。

3.俄罗斯：国有公司一体化运营

俄罗斯天然气资源丰富，产能富余，每年的产量中有30%左右用于出口，主要销往欧洲各国。俄罗斯储气库运营模式和欧美国家最大的差别在于，储气库由一家国有公司统一管理运营。Gazprom垄断经营俄罗斯全国的天然气生产、销售和运输，上中下游业务一体化运营，由其下设的天然气地下储气库公司负责俄罗斯地下储气库的运营管理，该公司是Gazprom为优化内部管理结构于2007年3月成立的，整合了俄罗斯国内全部储气库项目，将天然气地下储存部门从天然气运输企业和天然气开采企业中剥离出来，作为负责天然气地下储存的子公司，由Gazprom负责监管，属于专业化运行公司，其本身没有销售业务。俄罗斯的储气库费用按照地下储气库天然气储存费和注/采气费收取，根据注采气量按月支付。

4未来或将继续强化储气能力建设

未来10～20年，全球对地下储气库调峰需求量将越来越大，地下储气库数量和规模将会随着需求量的增加不断扩大。其中，欧洲地区不断增加的地下储气库需求主要来自对进口天然气依赖程度的增加。历史经验表明，天然气储备对天然气进口程度较高的国家和天然气出口过境国意义重大，地下储气库是天然气储备的重要形式。国际天然气联盟（IGU）分析认为，当天然气对外依存度达到和超过30%时，地下储气库的工作气量需要超过天然气消费量的12%；如果天然气对外依存度超过50%，则地下储气库工作气量要达到天然气消费量的20%。目前，西欧国家的天然气对外依存度平均为40%，随着本地天然气产量的下降和天然气对外依存度的增长，未来该地区地下储气库的需求也会越来越迫切。欧盟对地下储气库的中长期规划是将工作气量由目前的1083亿立方米提高到1450亿立方米。

美国拥有最多的地下储气库和最大的工作气量，其未来的地下储气库发展模式与欧洲完全不同，非常规天然气产业的发展及由此引发的天然气进出口格局调整，将是今后美国地下储气库建设的主要推动力。以页岩气为代表的非常规天然气资源的成功开发，不仅改变了区域天然气供需平衡，而且也改变了局部地区的天然气供给流向，美国未来的地下储气库建设更多是要满足非常规天然气开发和出口的需求。过去10年，美国的天然气产量和需求急剧增长，但天然气存储容量却增长缓慢。自2008年以来，美国天然气产量增长60%，需求增长将近35%，而天然气存储量仅增长14%（见图11）。

资料来源：EIA，JTC

图11 2008～2018年美国天然气生产量、需求量和天然气储存的工作气量

目前，美国有80座储气库已经运营超过60年并面临废弃，同时由于部分储气库转作他用，且天然气消费量逐年增长，美国一直在建设新的地下储气库。

据数据和分析公司GlobalData称，预计俄罗斯将在2019年至2023年期间推动全球地下储气库行业的增长，从计划和宣布的项目中贡献约32%的工作气量产能增长。俄罗斯的地下储气库建设仍将延续出口导向型的发展模式，未来相关规划也是为更好服务于天然气出口。俄罗斯目前在建和在筹备的地下储气库大部分位于西西伯利亚南部里海沿岸，这与俄罗斯近年来一直研究的经土耳其和希腊向欧洲出口天然气的规划有直接关系。另外，俄罗斯正在东西伯利亚东部进行地下储气库勘探、选址，为进军亚太天然气市场做准备。

三典型国家地下储气库发展经验启示

截至2018年底，我国已经建成26座储气库，工作气量占我国天然气用量的3.3%左右，相比而言，欧美等发达国家则用储气库囤积了更多的天然气，美国储气库工作气量占全年消费的17%，欧盟可以达到25%。中国储气库数量、工作气量以及最大调峰能力都明显低于欧美和俄罗斯。现阶段，我国正处于油气体制改革的关键时期，国家油气管网公司即将成立，向第三方公平开放，同时我国也明确了供气企业储气能力建设责任与目标，这将对长期以来由上游石油公司主导我国地下储气库建设运营的发展模式产生重大影响，应借鉴和学习发达国家地下储气库建设运营经验，积极探索适合我国国情的储气发展模式，优化天然气产业资源配置方式，确保我国天然气安全稳定供应。

1逐步放开储气库自主运营

欧美国家天然气行业发展已相当成熟，从上世纪七八十年代欧美国家就开始将储气库作为天然气产业链中不可或缺的关键环节，重点发展全面引导储气库商业化独立运营，其最突出特点表现为独立于管网的商业化运营。欧美市场先后经历了天然气基础设施公平准入前和公平准入后两个不同阶段。在欧美国家天然气市场公平准入前，储气库一般由天然气供应商或管输公司建设，作为管网的配套设施捆绑运营；在公平准入后，储气库逐渐从管网中独立出来，实现商业化独立运营。美国天然气行业完全市场化，调峰储气设施的所有权和经营权由储气设施投资建设方掌握，但使用权必须向第三方开放。因此储气设施投资建设方不一定对库内所储存的天然气拥有所有权，实际上该部分气量大多为托运方、地方配气公司或者终端用户所有。英国天然气与电力市场办公室积极推动天然气市场化改革，实现了地下储气库向第三方公平开放，需要储存天然气的公司都可通过拍卖方式获取库存能力。

欧美国家储气库商业化运营既有利于筹集资金、分散风险，又保障了储气库建设项目盈利并保持良性发展。多年来，我国油气产业采取上下游一体化经营，在天然气发展的初期阶段，产业得以快速发展。这一点上与国际主要天然气市场的发展历程有相似之处，但是天然气市场发展到一定规模后，这种基础设施垄断的弊端日益显现，如抑制社会资本进入、阻碍国企改革历程、制约天然气价格改革，并进一步制约油气产业上游多元化等。从国外实践和我国油气产业发展来看，第三方公平准入是必然选择。

2明确储气库运营主体责任

当前，我国储气库建设在投资、建设与运营主体等方面，尚未实现归口统一管理，协调环节多，职责相对分散，难以发挥整体优势。在运营管理层面，缺乏关于储气库运营主体、储气规模和运营模式的规定，国家和地方政府的天然气调峰规划、政策和管理职责划分不清，天然气供应、输送、配送企业和用户的调峰责任和义务不明确，有待建立全方位、多元化的调峰管理和责任体系。而欧美国家在储气库运营中明确了地方政府、上游供气企业、城镇燃气企业在储气设施建设方面的责任，统筹规划，合理布局，支持各类市场主体依法平等参与储气库的投资、建设和运营。以美国为例，美国天然气已经实现高度市场化，储备、输送和供应均按市场机制进行。而欧洲在20世纪80年代开始对内部能源市场进行整合及市场化改革，第二次能源改革后，天然气设施、天然气商品、销售环节所有权分离，需要分别购买储气库容量、天然气管输容量及天然气商品。储气库运营参与者包括储气库运营商、管道运营商和储气库客户。欧美等国在大力推行天然气市场化和第三方准入的同时，也加强了对储气库环节的监管，特别是储气库服务价格的监管。

3完善法律法规体系

与欧美国家相比，我国储气业务方面法律相对薄弱，尤其在投资建设层面，法律法规不健全导致不能对各种资本参与储气库建设形成有效激励，投资者收益不能得到有效保障，储气库建设投资不足。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，通过法律手段规范各方关系。美国政府针对储气库建设的有关规定主要散见于许多涉及能源方面的政策法规，如《天然气法》《能源政策法》《盐穴储气库设计标准》等；英国和意大利在天然气储气库建设方面还颁布有专门的法规。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。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在其和客户的商业合同条款中约定。截至2017年，日本天然气商业储备约为115亿立方米，可供全国使用34天，储存地点全部位于LNG接收站。

4健全市场监管制度

目前，国外地下储气库由政府进行监管，尤其是储气库的独立运营，离不开政府颁布的强制性政策。欧美等国十分重视储气库市场监管，在大力推行天然气市场化和第三方准入的同时，欧美国家也加强了对储气库环节的监管，特别是储气价格的监管，保障各类社会资本公平有序地参与市场竞争。国外政府对储气容量也实施了监管，避免储气库容量拥有者利用所占有储气容量和天然气储备哄抬气价，防止由此扰乱天然气市场秩序，确保天然气稳定供应。以美国为例，美国成立的FERC，从储气库的服务定价、投资布局、市场准入等方面加强对储气库经营商经营行为的监管，为天然气稳定供应创造良好的市场秩序。美国政府在地下储气库建设过程中重点关注经济评价、环境保护、市场需求等问题；同时严格控制地下储气库费率，确保储气库建设投资方拥有一定的盈利空间。法国政府要求，在某一主要供气源中断后，连续供气不低于6个月；50年一遇的极端天气情况下需保持峰值供气量不低于3天；最低需提供85%的库容量保障民用、公共服务部门（如医院、学校等），且以上义务履行情况每年均应向政府部门报告；还有其他如环境、卫生等方面的强制性要求。