中国储气库投资建设与运营指南

　　文/徐东 唐国强，中国石油规划总院 天津大学管理与经济学部 中国石油大学（北京）经济管理学院，油气储运

　　按照天然气产业发展阶段划分，中国目前处于天然气产业快速发展阶段。2005—2013年期间，中国天然气消费量年均增长148亿m3 ，年均增速17％；2014—2016年，受中国经济增速放缓、可替代能源价格下跌等因素影响，天然气消费量年均增长117亿m3，年均增速6.4％；2017年起，随着天然气产业政策的逐渐利好和深化改革措施的陆续出台，天然气消费重新增长，2017年、2018年天然气消费增速超过17％；2019年全年消费量3040亿m3，增速9.6％。按照中国油气体制改革进程预测，2025年之前，包括储气库业务在内的中国天然气行业处于市场化改革推进阶段，急需建立市场化资源配置机制、市场化投资建设机制、市场化定价机制、市场化运营机制等。与已进入到发展成熟阶段的欧美国家天然气产业相比，中国天然气产业还面临产业发展不均衡、供需矛盾突出、基础设施建设滞后等诸多问题。作为天然气产业发展中的一个关键环节，储气库的储气能力、运营机制、定价模式、激励政策等方面仍需要明确和落实。

　　目前，随着油气体制深化改革和中国天然气产业政策的陆续出台，国有油气企业、地方国有企业（以城市燃气企业为主）、民营企业在内的利益相关市场主体投资地下储气库的积极性较以往显著提高。随着储气库投资建设加快，尽快客观总结“十二·五”以来的经验，提出未来政策靶向；全面梳理文献研究已有成果，提出后续研究方向和重点，通过理论文献研究促进政策出台，优化产业发展路径，确立已建成的和即将投运的储气库运营模式，解决运营管理的科学优化问题均迫在眉睫。大力拓展储气库业务，对于推进中国天然气产业高质量、可持续发展及制定、实施好天然气发展“十四·五”规划具有举足轻重的作用。

　　地下储气库是天然气产业链条中最重要的调峰手段和天然气整体供应体系的安全保障，其管理体制和机制的设计、完善及优化对于储气库未来高质量可持续发展具有重要作用。

　　目前，中国储气库产业尚处于发展初期。长期以来，包括地下储气库在内的储气设施一直与天然气长输管道系统一样，统一投资、建设及管理。2012年12月3日，国家发展和改革委员会发布了《天然气发展“十二·五”规划》，提出“目前储气能力建设已严重滞后，要根据全国天然气管网布局，加快建设储气设施，力争到‘十二·五’末，能保障天然气调峰经济需求”以及“在长输管道沿线必须按照因地制宜、合理布局、明确重点、分布实施的原则配套建设储气库调峰设施”等规划要求。

　　同时，根据地区地质、建库及建设条件，提出了“十二·五”期间需要投资建设的储气库重点项目。2016 年 12 月，国家发展和改革委员会根据天然气发展“十二·五”规划实施效果和现状，在《能源发展“十三·五”规划》的基础上，印发了《天然气发展“十三·五”规划》，提出要“加快储气设施建设，提高调峰储备能力”。规划部署“重点推动天然气储备调峰能力建设，在已初步形成的京津冀、西北、西南、东北、长三角、中西部、中南、珠三角八大储气基地的基础上，加大地下储气扩容改造和新建力度，逐步建立以储气库为主，气田调峰，CNG、LNG 储备为辅，可中断用户调峰为补充的综合调峰系统，建立健全由供气方、输配企业及用户各自承担调峰储备义务的多层次储备体系，到2020年形成地下储气库工作气量 148亿m3 ”。

　　此外，还提出“加强需求侧管理，利用调峰气价、阶梯气价等价格手段，拓展可中断用户，激励各类用户参与调峰”。为了配合天然气发展“十二·五”“十三·五”规划的实施，党中央、国务院及有关政府部门陆续出台了储气库投资建设与运营管理的相关政策及管理办法（表 1）。

　　在“十三· 五”规划的收官之年，回看“十二· 五”“十三·五”两个天然气发展五年规划发现，国家及有关政府部门在两个规划的研究、制定及实施过程中颁布的政策、法规及相关文件具有以下 4 个特点。

　　（1）对储气库在天然气发展、用气调峰及多层次储气体系中促进作用的认识更加准确。面对中国天然气产运储销过程中暴露出来的主要矛盾及瓶颈问题，地下储气库的发展定位，从最早“十二·五”初期的依附管道顺势发展转变为“十三·五”的在多层次储气体系中的主体作用；从“十二·五”规划中“保障调峰需求”的定性目标描述到“2020年形成地下储气库工作气量148亿m3 ，2030 形成有效工作气量 350亿m3 ”的具体量化指标，体现出国家和有关各方对地下储气库在中国多层次储气体系中主体作用的认识愈加准确。

　　（2）对各利益相关者的调峰责任和储气义务的认识更加合理。在“十二·五”之初，受中国油气公司天然气产业一体化发展特点的影响，发展规划和相关政策对调峰责任和储气义务尚未明确界定。但随着油气体制深化改革，逐步明确了天然气管销业务分离的改革措施；2014年出台的政策明确了供气企业应建立天然气储备且工作气量2020年至少需达到年销售量的10％，但对城市燃气企业仅明确了其应当承担小时调峰责任，并未量化规定储气义务；随着认识不断深化和改革持续推进，2017年出台了“到2020年，县级以上地区至少形成不低于本行政区域平均3天需求量的应急储气能力”的有关规定；2018年9月，政策明确了“到2020年，供气企业形成不低于其年合同销售量10％、城镇燃气企业不低于其年用量 5％及各地区保障本行政区域 3 天日均消费量的储气能力”等内容。因此，目前天然气产业链利益相关者的储气义务与调峰责任已经十分清晰合理，余下的工作就是组织实施及达成目标。

　　（3）意识到新时期储气库投资建设的主体应该更加多元化。在“十二·五”之初，由于天然气领域改革未启动实施，企业一体化生产经营造成储气库投资和建设的主体较为单一；2014 年，中国提出“鼓励各种所有制经济参与储气设施投资建设及运营”“支持各类市场主体依法平等参与储气设施投资、建设及运营”以及“鼓励社会资本参与油气储存设施建设运营，支持民营企业、地方国有企业等参股建设地下储气库”等要求；2017年，政府颁布了“加大政府投资力度，鼓励社会资本参与储备设施投资运营”等相关要求；2018年，再次提出“加大储气调峰设施建设力度，建立多层次天然气储备体系，支持地方政府与企业合建储气服务设施”，并更加灵活地提出“支持企业通过自建合建、租赁购买储气设施，或者购买储气服务等手段履行储气责任”“鼓励地方通过自建、合资、参股方式集中建设储气设施”以及“支持通过购买、租赁储气设施或者购买储气服务等方式，履行储气责任”等，均说明中国已经意识到储气库投资和建设的主体应该越来越多元，目标导向下的实现方式也更加灵活、机动。

　　（4）储气服务定价应该越来越市场化的认识更加坚定。从最初政策文件对储气服务的价格机制缺乏认识和说明，到2014年的“出台价格调节手段引导储气设施建设，推行非居民用户季节性差价、可中断气价等政策，鼓励用气峰谷差大的地方率先实施”以及“对独立经营的储气设施，按补偿成本、合理收益的原则确定储气价格”等，再到 2015 年提出的“建立完善季节性气价、峰谷气价以及储气价格实施办法”，以及 2018 年的“坚持储气服务和调峰气量市场化定价”内容，直至“十三·五”规划提出的“加强需求侧管理，利用调峰气价、阶梯气价等价格手段，拓展可中断用户，激励各类用户参与调峰”等规划目标。可见，应借鉴国际上天然气产业发达国家的储气服务价格改革经验，结合中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中国包括储气库在内的储气设施服务定价的改革方向及发展趋势。

　　储气库是天然气工业发达国家的主要调峰方式。自1915年加拿大建成世界第一座储气库，1916年美国在纽约利用枯竭气田改造成美国第一座储气库至今，全球地下储气库的建设和运营已逾百年。在世界范围内，地下储气库的发展十分不均衡。按照最新的统计数据，目前全球有715座储气库，近70％分布在欧美国家，中国已建成储气库27座。洪波等对于保障一个国家的能源安全和天然气产业发展的储气库合理工作气量进行了研究，并得到了欧美国家和中国储气库的工作气量与消费量占比情况（表 2）。

　　其研究表明：①一个国家储气库的有效工作气量一般应达到其年天然气消费量的 10％以上；②如果天然气的对外依存度超过30％，储气库有效工作气量则应达到天然气年消费量的12％以上；③如果天然气的对外依存度超过50％（也有部分专家认为只要超过40％），储气库工作气量与年度天然气消费总量之间的比例应上升到20％以上；④中国地下储气库的发展现状与天然气产业发展极不匹配，工作气量需要大幅提升。

　　天然气市场成熟的欧美国家及地区的储气库运营模式演变与其天然气产业发展阶段、市场环境及政策法规密切相关。郑得文等指出欧美储气库运营销售模式有3种：①储气库与管道，通过管输费回收投资成本；②由独立经营商经营，即仓储式，收取存储费；③完全市场化，类似期货买卖，低买高卖，赚取差价。

　　李伟等相关研究表明，受市场化程度高低不同的影响，独立储气库主要集中在美国，2018年底，受美国FERC（Federal Energy Regulatory Commission）监管的储气库中，有62座独立储气库，库容总量141亿m3，占联邦能源监管储气库总工作气量的18％。与美国相比，市场化程度略低的欧盟国家的储气库业务大多由天然气一体化企业集团的储气库子公司负责运营。

　　田静等研究发现，美国天然气管制放开以前，管道公司是储气库中天然气所有者，而大部分储气库由管道公司和燃气公司拥有并运营管理；放开管制后，储气库产权所有者和业务运营者的范围不断扩大，州际管道公司、州内管道公司、城市燃气公司、独立运营商逐步参与进来。孟浩以2015年为例，指出管道公司、城市燃气公司、销售公司是美国储气库中天然气的主要拥有者；储气库经营者一般不拥有储气库的天然气，仅负责日常经营管理；承运商、城市燃气公司、终端用户签订租用协议的气量占储气库工作气量的大部分，同时还包括一些管道公司输送过程中的暂存气量。

　　陆争光的研究显示，2016年美国储气库的所有者和经营者共123家，大致可以分为3类：①州际管道公司，主要利用储气库平衡长输管道负荷及加强供气网络管理，拥有的工作气量占全国的 55％；②州内管道公司和城市燃气公司，主要用于平衡用气负荷、平衡输配及满足终端消费，工作气量占全国的 35％；③独立储气库公司，尤以盐穴储气库为主，工作气量占全国的10％。

　　粟科华等研究发现，美国目前存在两类储气库运营模式：①单独开展储气业务的储气库公司，由于储气能力较小，客户相对单一，所提供的服务类型也相对较少；②与管道统一经营的储气库公司，储气能力较大，调峰需求较旺盛，一般可以提供10种以上的服务。但两类储气库公司一般均提供固定储气服务、可中断储气服务及寄存/暂借3类基本服务。与美国不同，加拿大储气设施的运营管理由其拥有公司的政策决定，国家和各省一般不直接管理。

　　在欧洲，储气库运营模式主要有两种：①几个主要储气大国的储气库基本运营管理模式是公司化管理，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，与其主体业务分离，实施储气业务的独立商业运营；②还有一部分国家的储气库业务并未独立核算，成本是气田经营成本的一部分，业务也由上游公司统一运营，储气库业务的目的只是为了优化气田生产和满足市场需求波动。

　　沈鑫等研究了法国、德国、英国的储气库运营模式：考虑到本国能源安全，法国允许成立上中下游一体化燃气公司，对储存设施进行严格管理，其储气业务由法国燃气苏伊士集团下属公司 GRTgas垄断 80％以上的业务；德国与法国类似，由于天然气对外依存度较高，对开放储气库业务较谨慎，其国内业务基本由VGN 公司经营管理；随着北海气田的逐步枯竭，英国及时作出改变，其将北海气田作为调峰储备库的做法，目前国家天然气储气设施由英国天然气集团建设，但其运营由集团下属 5 家运输企业以市场化的方式开展，监管工作由英国天然气与电力办公室Ofgem 负责。段言志等研究发现，欧洲天然气容量市场由天然气管道容量、储气库容量及部分LNG接收站容量组成，市场交易由一级市场和二级市场组成，交易机制和方式各不相同。

　　李洁等研究发现，俄罗斯的地下储气库基本由俄罗斯天然气公司 Gazprom 地下储存公司负责。该公司是 Gazprom 为了优化内部业务管理，整合俄罗斯境内所有地下储气库项目，与 Gazprom 内部的天然气开采、运输企业分离形成的独立子公司，专门负责地下储气库运营业务。同时，该地下储气库公司的运营收费也类似于欧美其他国家的二部制，即储气服务费用按照地下储气库天然气储存费、注/采气费收取。

　　陆争光等研究了中国储气库的发展情况。2015年之前，受天然气产业发展体制机制制约，中国实行天然气生产、运输、储存及销售一体化运营模式。目前，储气库建设、运营及管理均主要由国内天然气供应商（即中国石油和中国石化）负责，与天然气管道经营。对于国家财政参与投资建设的储气库，政府通过税金返还给予投资支持，而储气库的运营费用则需企业自行承担。研究建议中国石油、中国石化内部成立储气库独立子公司，作为储气库运营主体，逐步理顺储气库市场化运营管理体制，不断积累管理经验并储备相关管理人才。粟科华等在探讨管网独立后中国储气库公司经营策略时指出，2013年7月以后，国家政策规定储气费从管输费中剥离，理论上国家允许储气库通过储气服务和经营调峰气盈利。但是由于天然气价格市场化改革尚未到位，相关政策细则尚未出台，中国储气库的经营模式仍在探索之中。

　　通过上述对天然气产业发达国家的储气库运营模式进行分析，可得出以下启示：①储气业务与储气库拥有者的其他业务分离，财务独立核算、市场化运作是发展趋势；②财务、法律与产权分离的独立商业运营模式是储气库未来主要运营模式；③以市场化手段和二部制定价为核心的储气库运营应该围绕固定储气、可中断储气及寄存/暂借 3 类服务及其未来可能的衍生模式开展服务，成熟市场包括一级市场和二级市场；④与上游气田联合生产运营模式的储气库一般不独立运营；⑤个别欧洲国家出于能源禀赋和安全角度考虑，对储气业务实施相对垄断经营模式，但积极倡导市场化运营，而且政府的监管体系和工作非常清晰到位。

　　从目前掌握的资料和数据分析，国际上涉及储气库投资和运营成本的文献及数据极少，中国学者对欧美及中国储气库单位投资和运营成本的情况进行了统计（表3）。由于各国的地质条件、建库条件、管理模式及财务核算情况的差异，目前统计发现的储气库单位投资和运营成本差异较大。同时，由于时间原因、受汇率因素等影响，国外的数据也存在数据分散的特点。总体而言，无论是储气库单位投资还是运营成本，盐穴型最高，含水层类次之，油气藏型最低。目前，中国的投资和运营成本一般均高于国际平均水平。中国油气藏型、含水层类、盐穴型储气库的单位投资成本分别是美国地下储气库同比口径的 2~6 倍、3~4 倍、1.5~2 倍；中国储气库的单位运营成本与欧美相比，其差距在 8 倍左右，规模经济、生产负荷达标、年储转次数及运营管理均是影响因素，后续在生产负荷率和年储转次数等方面需要深化聚焦研究。

　　能源系统由能源体制和能源机制组成，很大程度上能源机制的作用大于能源体制。而在能源机制中，定价方式和价格机制又是重中之重。储气费是保证储气库投资成本回收、盈利并可以有效发挥储气服务市场化的价格机制。在储气库管理体制和运营机制中，储气费价格机制必将在未来储气库运营管理中发挥重要作用。

　　在美国，服务成本定价、市场需求定价是储气费确定的两种主要方法。服务成本定价可以用于美国联邦能源监管委员会管理的州际储气库和独立储气库，而市场需求定价一般用于独立储气库。服务成本法中的储气费价格包括服务成本和合理范围内的投资回报，即按服务成本收取储气能力占用费和储气使用费，在两部制中，容量费与实际使用无关，而使用费按照实际注入/回采量收取。市场需求定价是综合合同价格、价格因素及市场需求，通过谈判方式确定。

　　在欧盟，储气费一般包含储气能力占用费和储气库使用费，其中储气能力占用费用于支付储气库注入与采出流量、库容占用而发生的费用；储气库使用费用于支付实际注入、采出天然气而发生的费用。储气费一般通过谈判确定，但地域、储气库类型、价格机制的差异导致各国储气费不尽相同，同时管制定价一般低于协商定价，盐穴储气库的储气费一般高于其他类型的储气库。储气业务竞争开放的国家和地区一般采用协商定价，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。

　　在俄罗斯，储气费一般包含注/采气费和储存费，注/采气费用于支付储气库在注气和采气过程中的相关费用，而储存费通过单位储气费和工作气量相乘计算。

　　在中国，2013 年7月之前，受储气库管理体制的影响，储气费基本包含在长输管道的管输费中；2013 年7 月天然气价格改革方案推出后，国家对天然气实行门站价管理，原则上不能直接向用户收取储气库的储气费，其储气成本只能按照储气库管理归属纳入各自企业的内部成本。理论上，在这轮天然气价格改革过后，中国的天然气定价方法已经调整为市场净回值法，储气费没有了收费来源和收费基础，储气库也不能单独制定服务收费定价。

　　目前，中国天然气价格改革未提出储气调峰定价和运营成本的相关政策机制，储气库尚未实现商业独立运营，运营成本依旧纳入管输费或其他成本中，成本和效益体现较为困难。为实现储气库业务的健康发展，应根据市场供需情况考虑储气调峰定价政策或储气库运营成本独立机制。中国石油、中国石化等天然气供应商投资建设的储气库，包括建设投资和储气环节的运营成本是在天然气管道的经济效益中体现的，储气费纳入管输费，2015年底的数据表明，平均储气成本为0.6元/m3，折算到管输费中约0.1元/m3。以中国某盐穴储气库 2018 年的数据为例，在储转费1.02 元/m3 的价格情景下，财务内部收益率可以达到8％，该类储气库的年储转次数在规模经济与规模不经济的平衡点约为1.4 。

　　以上研究表明：①一个国家的储气环节定价机制要与本国天然气产业发展状况相适应；②储气库独立运营、市场化服务及单独定价是天然气产业的发展方向；③储气业务独立运营必须建立单独的定价机制；④二部制及其衍生模式是储气业务价格改革和未来定价的趋势。

　　中国储气库建设运营以来，中国石油规划总院作为中国石油集团内部经济评价技术研究和技术管理权威部门，就储气库投资建设项目的经济评价，从评价方法上提出“正算”和“反算”两种方式，在经济评价参数上也给出了这类投资建设项目的财务基准内部收益率标准和储转费测算标准等参数基准，指导该类投资建设项目的投资决策、投资管理及后评价工作。

　　中国学者也针对储气库投资建设项目经济评价方法和参数开展了持续研究。王秀锦等在研究储气库项目经济评价时提出，根据储气库分类及其典型工艺流程，对固定资产投资估算、流动资金估算、成本估算的方法与精度进行了探讨，对按照 12％内部收益率反算得到的 0.65 元 /m3 的储转费予以价格承受力分析。罗天宝等在研究储气库垫底气经济评价方法时，提出对基础垫底气采取摊销和补充垫底气采取期末回收并计算流动资金占用费的评价方法，可以更好地体现储气库作为调峰设施的竞争力和项目的经济性。罗天宝等在开展盐穴储气库项目经济评价研究时，认为必须对投资分摊界定，合理区分该类项目建设期与生产期，对天然气损耗、垫底气价、安全生产费、增值税税率等参数提出优化建议，旨在科学论证盐穴储气库调峰的必要性和经济性。

　　龚继忠等在研究地下储气库垫底气会计核算方法时指出，应根据垫底气的构成和来源，按照垫底气的价值补偿形式，提出垫底气采用无形资产与存货相结合的会计核算新观点，为完善地下储气库经济评价指标提供了理论依据。李玥莹等在探讨储气库会计核算问题时，总结出目前中国垫底气会计核算主要有无形资产、固定资产、存货、无形资产+存货 4 种处理方式，其研究团队建议采取综合会计核算方式，即按照第 4 种方式，处理垫底气投入。

　　肖君等在开展储气库运营技术经济指标体系构建研究时，提出整体技术经济指标由工作能力类、安全运营类、经营类 3 大类指标构成，其中储气费率和运营总成本是储气库运营经济评价的核心指标，在经济评价过程中应予以量化分析和评价，反映地下储气库项目的经济效果。

　　由以上研究可知：中国研究机构和学者对储气库项目经济评价方法的基本认识相同，通过“反算”方式计算储转费是主流做法，但是不同研究机构和学者对垫底气会计处理、天然气损耗、投资与成本预测标准等评价参数的取值意见不同。可以预见，随着储气库实施财务独立运营以及产权独立的储气库公司出现，市场化定价模式也会随即出台，经济评价“正算”的方法也会再度回归。

　　一个完整的“能源体制机制”是指一定区域内（通常为一个国家）能源行业或能源领域内资源配置的具体方式、市场运行以及监管制度模式等各种关系的综合。如果将储气库业务作为天然气产业链的一个分支产业，那么储气库产业运营和市场运作的体制机制应该包括基本制度、竞争结构、运行机制、管理与监管体制 4 个方面。其中，运行机制是最核心的内容，主要包括供求机制、价格机制、竞争机制、激励机制及风险机制，价格机制又是最关键的环节。

　　储气库业务是天然气产运储销产业链中的重要环节，而天然气产业则是能源产业结构中的重要组成部分。因此，储气库业务应该全国“一盘棋”，实施行业“组合拳”。储气库运营管理的政策方向和研究重点应该分别从国家、行业、企业、用户等各个利益相关者的层面出发，基于构成其体制机制的 4 部分内容、经济评价配套等方面开展研究，并不断取得理论研究和管理咨询创新成果。

　　（1）在储气库运营和市场基本制度方面，应该做好4 个方面的工作：①积极向全国、地方等国家立法部门建议，研究出台《能源法》 《天然气法》等天然气行业基本，指导天然气产业发展规范；②促进天然气储备立法，出台《天然气储备法》，明确天然气储备主体、目标、实施步骤、组织管理机构、业务管理流程及保障措施等；③加快制定《天然气储备库管理办法》，明确相关运营机制和应急管理措施等；④推动储气调峰气价管理办法、储气费定价管理办法出台。

　　（2）在储气库运营和市场主体结构方面，明确和界定以下工作：①明确天然气产业链中的天然气生产商（油气田企业）、运输商（管道企业）、销售商（城市燃气企业）在储气业务中的定位、义务及业务边界，尤其是界定国家油气管网成立背景下中国已有的不同类型、不同功能储气库资产的划分配置原则和方案。②明确多元化市场主体参与储气库投资、运营的利益保障办法，具体包括通过设立优先股或特殊管理股，保证合理的投资收益；通过股权经营，分解各自天然气储备调峰的任务及义务；通过法人治理结构设计，参与储气库日常运营并形成决策和管理制衡，盘活储气库经营机制，提高市场竞争力。③明确引入和增加适用于单纯“租赁和购买储气服务”市场主体的发展计划。

　　（3）在储气库运营和市场机制方面，按照油气体制改革进程，重点从以下两个方面研究制定储气库服务价格机制：①在目前储气费率定价“一部制”和“一部二票制”的基础上，研究制定未来储气库资产分别归属油气田企业、管道企业条件下实施财务独立运营模式的储气费率管理办法及费率标准；②按照储气库独立运营的模式考虑，结合中国储气库类型和经营实际，研究制定“二部三票制”“二部四票制”，甚至像欧美部分独立储气库那样，实行“二部多票制”。

　　针对储气库服务收费定价机制，研究内容具体包括：①对于固定储气服务，需要在约定储气能力和注采需求的基础上，至少确定最大储气能力、最大日注气量、最大日采气量3个参数，对应形成所有用户每日的可注气量和可采气量，建立用户因每日超量注采或规定期间内欠量储存形成费用的分配机制；②对于可中断服务，至少需要确定最大储气能力、最大日注气量、最大日采气量 3 个参数，建立超出日最大注采气量形成的超量注采费用的分配机制；③对于寄存/暂借服务，需要确定寄存和暂借的期限、数量等参数，建立寄存满期后剩余气体和暂借到期后未归还气体行为形成收入的分配机制。对于以上每种参数对应的费率应该明确其定价上下限，确定定价区间。

　　（4）在储气库运营和市场管理体制机制方面，需要研究和明确以下内容：①研究“国家天然气储备管理- 国家天然气储备实务-独立天然气储备公司下的天然气储备管理机构框架模式”的适用性及可行性；②在天然气交易中心和天然气交易枢纽不断建成完善、培育完善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，制定交易规则及监管办法；③与管理机构配套的储气库评估中心的组织架构及其运营机制，包括建立有效的储气库完整性和效益评价体系，设立库容、安全、工程、经济评估中心与检测部门，与独立储备公司共同开展储气库运营管理各项工作；④研究和制定基于国家油气管网设施公平开放监管办法下的储气库业务监管细则，明确监管体系、监管机构分工及监管任务，建立储气库储气能力交易平台，开展服务成本法下的储气库运营成本监审，定期发布储气剩余能力、储气库运营商竞标信息，进一步明确政府机构、天然气行业协会、天然气生产商、天然气运输企业、储气库运营商、天然气销售商等在储气交易市场中的角色定位及功能作用。

　　此外，为了支撑储气库投资决策和优化日常经营策略，在经济评价管理和技术标准方面应该进一步完善以下工作：①运用典型项目法，分析评价已有储气库投资运营实际案例，测算不同类型储气库经济效益，提出财政、税收、金融、科技、产业政策等方面的政策优惠方向和内容；②研究制定储气费率标准下的储气库项目财务内部收益率行业基准；③研究制定与已开发油田联动式的储气库项目的经济评价办法；④研究制定惰性气体替代天然气作为全部和部分垫底气工程技术可行基础上的经济评价办法与相关参数；⑤不同类型储气库投资、运营成本对标分析和储气库后期成本预测方法研究等。

　　通过全面梳理中国“十二· 五”以来出台的天然气储气投资建设与运营管理范畴的政策法规，可知目前出台的政策法规对促进储气设施的投资建设、运营管理、价格改革等方面发挥了积极的促进作用，尤其是在储气服务利益相关者的调峰责任和储气义务方面有了明确界定。同时，中国研究机构和学者在储气库合理工作气量、储气库运营模式、单位投资和运营成本、储转费率、经济评价方法与参数方面的研究取得了很大进展，有效支撑了相关政策的出台和管理实践。但是，随着 2019 年年底国家油气管网公司的挂牌成立，中国目前处在中国天然气工业的快速发展期、天然气产业市场化的逐步推进期及天然气产业体制机制的改革关键期的“三期叠加”特殊发展时段，为了保证中国储气库投资建设的进度和质量，尤其是建成后的储气库有一个良好健康的运营管理体制机制，许多配套政策需要深入研究、认真制定及尽快出台。

　　（1）制定、出台新的法律法规并完善现有制度文件，尤其是要在目前倡导性、引领性法规和政策的基础上，制定出台可实施行政处罚，乃至追究法律责任的基本制度、法律法规、政策及办法等。

　　（2）在改革过渡期，应做好存量储气库资产划分工作，切实保证天然气产业的高质量发展；研究国家油气储备体系主导下的储气库管理体制和管理组织架构模式；以“储气库调峰定价机制”为核心，建立健全储气库产业投资建设、合资合作及运营机制。

　　（3）理论研究和管理咨询不能与管理体制、机制及政策的制定与出台脱节甚至互不联系，而应该是更好地为促进产业发展，优化产业体制机制及其配套政策的制定和出台，更好地发挥“研究先行、咨询导航”的经济技术支撑和投资经营决策依据的作用及功能。