近几年来，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，“气荒”频频出现。去年底LNG挂牌价飙升至9400元/吨(折合天然气价格6.7元/立方米)，同比上涨一倍。这让更多人意识到，在加大LNG资源统筹力度的同时，储气库的作用不可或缺。
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，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。而发达国家在储气调峰系统建设方面积累了丰富的经验，值得我国借鉴。
发达国家储气调峰系统建设的成功经验
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。
第一，根据国情合理确定储气规模。
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。
第二，通过法律手段规范各方关系。
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。
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在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。
第三，明确企业在储气调峰系统建设中的主体地位。
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。
第四，因地制宜选择具体方式。
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。
我国天然气储气调峰设施存在的问题与差距
我国天然气储气调峰设施与发达国家相比，不仅数量少、规模小、比重低，而且在投资机制、运营机制及价格机制等方面存在一系列问题，严重影响了储气库的建设速度，不仅对天然气产业造成了较大负面影响，也严重影响到广大居民的日常生活。
一是相关法律法规不完善。
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清。国家发改委提出体现储气库费用的调峰气价政策实施方案始终未出台，虽然在已下发的《关于加快推进储气设施建设的指导意见》中明确提出，非居民用气实行冬夏季的差别价格，但具体做法迄今仍未落地。
二是总量严重不足。
我国储气库的调峰能力仅为80亿立方米，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。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。
三是民营企业难以进入。
我国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。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。
四是优质大型库址资源缺乏。
与美国气藏埋深浅、密封性强的地质条件相比，我国储气库优质大型库址资源缺乏，规模选址难度不断加大。地质条件差，意味着钻井难度大。此外，我国缺乏高压大型注采核心技术与装备，注气压缩机仍依赖进口，给大规模经济高效建设储气库带来严峻挑战。
借鉴发达国家经验，加快我国储气调峰设施建设
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，也是践行习近平新时代中国特色社会主义思想，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。未来应借鉴发达国家经验，集油气生产、运输、消费者力量和社会资本等共同之力，从选址评价、技术攻关、拓展理念、制定合理政策机制入手，补齐储气能力短板，加快提升综合调峰保供能力。
首先，完善法律法规，理顺各方关系。
《城镇燃气管理条例》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。
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无效。
第二，加快推进市场化改革。
在全国范围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。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;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。
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。
第三，积极探索适合我国国情的储气方式。
应扩大气库理念，抓住现有的正在生产的油气田来储气。以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。淡季降低采气速度，部署新井，提升高峰期供气水平;后期择机转为调峰气田，如克拉2等优质气田。
同时，利用废弃矿坑低成本快速建库，如楚州等地区废弃老矿等。进一步规范老井利用与封堵技术要求，提高老井利用率。以老井作为监测井，降低建设成本。要在钻完井工程、堵漏水泥浆体系方面取得突破。在地面建设运营方面，加快压缩机等核心装备研发及风险评估。
第四，放宽民营资本进入门槛。
储气库市场化模式也需要一个摸索过程，各方应共同发力，推动国家、地方、企业、外资共建储气库，确保调峰保供和战略储备中长期目标实现。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。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。
第五，加快储气库选址勘测。
要加大科研力度，进行新一轮储气库重新评价，开展复杂类型储气库建库技术攻关。对于过去没有评价的地质条件，重新评价后要筛选出一部分继续评价，通过优选加大选址力度。下一步，西部要以油气藏、东部以油气藏与含水层、南方以盐穴与含水层为主开展储气库建设。
未来将形成以西部天然气战略储备为主、中部天然气调峰枢纽、东部消费市场区域调峰中心的储气库调峰大格局。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的多层次储气调峰体系。
