我国加快推进天然气储备能力建设 商业化运作可期
近年来，我国天然气行业快速发展，天然气消费持续快速增长，在国家能源体系中重要性不断提高。但与此同时，我国储气基础设施建设滞后，储气能力较大幅度低于全球平均水平，成为天然气安全稳定供应和行业健康发展的短板。政策已落地千亿储气设施建设市场即将启动。
储气设施建设全面加速
按照已明确的阶段性目标任务，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。
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23座，中国石化3座，港华燃气1座，具备了100亿m3的调峰能力。而这个数量，在2019年3067亿m3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。
明确，全国范围内的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应该处于明显滞后的状态。此时出该台文件，旨在完善优惠政策、落实主体责任、明确考核制度，意在督促和传递这方面的压力。
其次，针对前期储气设施分散建设、“遍地开花”等问题，为有效、有序保障后续储气设施运营安全，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，《实施意见》明确了后续重点建设任务。提出“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。”对地下储气库、沿海液化天然气(LNG)接收站和重点地区规模化LNG储罐等优先建设类型和内容予以明确。
一是优化规划建设布局，建立完善标准体系。国家发布年度储气设施建设重大工程项目清单，各地发布省级储气设施建设专项规划，避免储气设施分散建设、遍地开花。引导峰谷差大、需求增长快的地区适当提高建设目标。加快建立并完善统一规范的设计、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。优先建设地下储气库、北方沿海LNG接收站和重点地区规模化LNG储罐。鼓励现有LNG接收站扩大储罐规模，鼓励城市群合建共用储气设施，形成区域性储气调峰中心。推进LNG罐箱多式联运试点示范。
二是建立健全运营模式，完善投资回报渠道。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。
三是深化体制机制改革，优化市场运行环境。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。
四是加大政策支持力度，促进储气能力快速提升。从土地、财税、金融、投资等方面提出多项支持政策，激励企业加速补足储气基础设施建设短板。要求各地保障储气设施建设用地需求,做好新增建设用地统筹安排;支持地方政府专项债券资金用于符合条件的储气设施建设,鼓励金融机构提供多种服务,支持储气企业发行债券融资等;对重点地区保障行政区域内3天用气需求量的应急储气设施建设,给予中央预算内投资补助,并鼓励有条件的地区出台投资支持政策。
第一，建立健全了投资回收价格机制。文件规定，储气设施按照独立运营和连带销售终端两种模式，提出按照市场化原则制定价格机制，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；允许城镇燃气企业将自建自用配套储气设施的投资和运行成本纳入配气成本统筹考虑，并给予合理收益；允许采购储气设施天然气、租赁库容增加的成本通过销售价格合理疏导。
第二，针对地方政府财政收入紧张的状况，提出支持地方政府专项债券资金用于符合条件的储气设施建设，鼓励金融机构提供多种服务，支持储气企业发行债券融资等政策，特别是针对重点地区保障行政区域内3天用气需求量的应急储气设施建设，提出给予中央预算内投资补助，并鼓励有条件的地区出台投资支持政策。
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。
此次《实施意见》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。
储气库商业化需政策进一步支持
“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。”
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。
业内人士明确提出立场，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。
加快天然气储气基础设施建设，是稳定天然气应用的重要举措，一方面带来储气调峰设备方面的需求，另一方面也会促进天然气供给方面措施的跟进，比如上游的液化、LNG贸易等方面，进而带动液化工厂装置、LNG接收站相关设备方面的投资，意见的出台有利于天然气行业发展及终端应用设备的推广，加快推进天然气储备设施的投资建设和运营管理，促进天然气产、供、储、销、贸产业链的高质量可持续健康发展。
《实施意见》原文
发改价格〔2020〕567号
各省、自治区、直辖市人民政府：
近年来，我国天然气行业迅速发展，天然气消费持续快速增长，在国家能源体系中重要性不断提高。与此同时，储气基础设施建设滞后、储备能力不足等问题凸显，成为制约天然气安全稳定供应和行业健康发展的突出短板。为贯彻落实《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发﹝2018﹞31号）、《国务院关于建立健全能源安全储备制度的指导意见》（国发﹝2019﹞7号），加快储气基础设施建设，进一步提升储备能力，经国务院同意，现提出以下实施意见。
一、优化规划建设布局，建立完善标准体系
（一）加强统筹规划布局。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。城镇燃气企业储气任务纳入省级专项规划，集中建设供应城市的储气设施。引导峰谷差大、需求增长快的地区适当提高建设目标，并预留足够发展空间，分期分批有序建设。调整并停止储气任务层层分解的操作办法，避免储气设施建设小型化、分散化，从源头上消除安全隐患。（发展改革委、能源局、省级人民政府负责，持续推进）
（二）明确重点建设任务。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。突出规模效应，优先建设地下储气库、北方沿海液化天然气（LNG）接收站和重点地区规模化LNG储罐。鼓励现有LNG接收站扩大储罐规模，鼓励城市群合建共用储气设施，形成区域性储气调峰中心。发挥LNG储罐宜储宜运、调运灵活的特点，推进LNG罐箱多式联运试点示范，多措并举提高储气能力。（发展改革委、能源局、省级人民政府负责，持续推进）
（三）建立完善行业标准体系。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。（能源局负责，持续推进）完善已开发油气田、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。（能源局、自然资源部按职责分工负责，2020年完成）对于拟作为地下储气库的油气田、盐矿依法加快注销矿业权，积极探索地下空间租赁新模式。（地方人民政府、自然资源部负责，持续推进）
二、建立健全运营模式，完善投资回报渠道
（四）推行储气设施独立运营模式。地下储气设施原则上应实行独立核算、专业化管理、市场化运作。鼓励在运营的储气设施经营企业率先推行独立运营，实现储气价值显性化，形成典型示范效应。推动储气设施经营企业完善内部管理机制，进行模式创新和产品创新，提高经营效率和盈利能力。（相关企业负责，发展改革委、能源局加强指导，持续推进）
（五）健全投资回报价格机制。对于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。鼓励储气设施经营企业通过出租库容、利用季节性价差等市场化方式回收投资并获得收益，加快构建储气调峰辅助服务市场机制。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城镇燃气配气成本统筹考虑，并给予合理收益。（相关企业、地方人民政府负责，发展改革委加强指导，持续推进）
（六）完善终端销售价格疏导渠道。城镇燃气企业因采购储气设施天然气、租赁库容增加的成本，可通过天然气终端销售价格合理疏导。城市群合建共用的配套储气设施，各城镇燃气企业可按比例租赁库容，租赁成本通过终端销售价格合理疏导。探索建立淡旺季价格挂钩的中长期合同机制，形成合理的季节性价差，营造储气设施有合理回报的市场环境。（地方人民政府负责，发展改革委加强指导，持续推进）
三、深化体制机制改革，优化市场运行环境
（七）加快基础设施互联互通和公平开放。推进天然气管网、LNG接收站等基础设施互联互通。对于储气设施连接干线管网和地方管网，管道运输企业应优先接入并保障运输。管道运输企业的配套储气库，原则上应公平开放，为所有符合条件的用户提供服务。（发展改革委、能源局负责，持续推进）
（八）推进储气产品交易体系建设。指导上海、重庆石油天然气交易中心加快研究开发储气库容等交易产品，并与管容预定和交易机制互相衔接，确保与储气设施相连的管网公平开放，实行储气服务公开交易，体现储气服务真实市场价值。积极发展二级交易市场，提高储气设施使用效率。（发展改革委负责，2020年上半年完成）积极引导储气设施销售气量进入交易中心公开交易。引导非民生天然气进入交易中心公开交易，通过市场发现真实市场价格，形成合理季节性价差。（相关企业负责，发展改革委加强指导）
四、加大政策支持力度，促进储气能力快速提升
（九）土地等审批政策。优化储气设施建设用地审批和规划许可、环评安评等相关审批流程，提高审批效率。各地要保障储气设施建设用地需求，对分期分批建设的储气设施，做好新增建设用地统筹安排。储气设施建设的项目用地符合《划拨用地目录》的，可以通过划拨方式办理用地手续，不符合《划拨用地目录》的实行有偿使用。（地方人民政府负责，自然资源部、生态环境部加强指导，持续推进）
（十）财税金融政策。在准确计量认定的基础上，研究对达到储气目标的企业给予地下储气库垫底气支持政策。（财政部负责研究支持政策，能源局负责准确计量工作）储气设施经营企业按现行政策规定适用增值税期末留抵税额退税政策。支持地方政府专项债券资金用于符合条件的储气设施建设。鼓励金融机构提供多种金融服务，支持储气设施建设。支持储气企业发行债券融资，支持储气项目发行项目收益债券。（发展改革委、财政部等部门按职责分工负责，持续推进）
（十一）投资政策。2020年底前，对重点地区保障行政区域内平均3天用气需求量的应急储气设施建设，给予中央预算内投资补助，补助金额不超过项目总投资（不含征地拆迁等补偿支持）的30%。鼓励有条件的地区出台投资支持政策，对储气设施建设给予资金补助或奖励。（发展改革委、地方人民政府负责，持续推进）
五、落实主体责任，推动目标任务完成
（十二）切实落实主体责任。加强储气能力建设跟踪检查，定期通报工作进展。对工作推进不力的地方政府、企业及相关责任人，必要时可约谈问责。对未能按照规定履行调峰责任的企业，根据情形依法予以处罚，对出现较大范围停供民生用气等严重情节的企业，依法依规实施惩戒。充分考虑储气设施运营特点，探索实施降低储气设施运营成本的政策措施。（发展改革委、住房城乡建设部、能源局按职责分工负责）各地区在授予或变更燃气特许经营权时，应将履行储气责任和义务列入特许经营协议，对储气能力不达标且项目规划不落地的燃气企业，依法收回或不得授予特许经营权。（地方人民政府负责）对开工情况较好、进度较快但暂未能实现建设目标的企业和地区，要采取签订可中断合同等临时过渡措施弥补调峰能力。（相关企业负责，发展改革委、住房城乡建设部、能源局督促落实）
（十三）建立健全考核制度。制定储气能力建设任务目标考核制度。（发展改革委、能源局负责，2020年上半年完成）上游供气企业储气能力建设任务，由国务院有关部门进行考核；城镇燃气企业和地方应急储气能力建设任务，由国务院有关部门会同省级人民政府进行考核。各省（区、市）人民政府要加强统筹协调，建立完善推进储气能力建设工作机制，确保建设任务顺利推进。多方合资建设的储气设施，原则上按股比确认储气能力，储气能力确认方案应在既有或补充合同、协议中予以明确。实行集团化运营的城镇燃气企业，在实现互联互通的前提下，可以集团公司为整体进行考核，对集团内异地建设、租赁的储气能力予以确认，但不得重复计算。（发展改革委、住房城乡建设部、能源局、省级人民政府按职责分工负责）
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