多因素导致储气库

建设明显滞后

根据国际天然气联盟(IGU)的经验，一旦天然气对外依存度达到和超过30%，则地下储气库工作气量就需超过消费量的12%。当前世界调峰应急储备能力平均水平为10%，部分发达国家和地区可达到17%-27%。目前我国天然气对外依存度将近33%。截至2015年，全国已建成11座储气库(群)，工作气量仅占我国天然气年消费量的2.8%。

总体来看，储气库建设滞后既有自然和技术方面的原因，也有体制机制等方面的障碍。主要体现在以下四个方面：

第一，储气库建设自身的特殊属性。

特殊地质条件要求。地下储气库相对于气藏来说，其对地层力学性质、构造圈闭、盖层封闭性、储层物性、断层封闭性等有特殊要求。对已经纳入建库目标的气藏来说，埋藏深、渗透率低、水淹严重等问题一直困扰着地下储气库的建设。由于储气库建设的地质条件十分苛刻，适宜建设储气库的库址本身就是稀缺资源。

技术水平参差不齐。我国在地下储气库评价、筛选、建设和管理的技术体系和流程这一领域刚刚起步，技术体系还不成熟。相比国外，我国建库对象非常复杂，低渗透、超深、复杂油气水系统地质条件下建库对技术水平要求极高。含水层储气库、岩洞型储气库建设对南方地区建库来讲更具适用性，但这类地下储气库建设难度较大，目前我国这方面建库技术还处于空白，相关的技术经验都还不具备;在盐层建库方面，尽管金坛盐穴储气库建设积累了一定的经验，但是针对多夹层盐层建库过程中溶腔控制、实时监控等方面仍面临不少技术难题。

建设投资巨大、周期长。2010年以前投运的储气库单位工作气投资成本普遍在2.0-2.5元/m3，其后成本都在3元/m3以上。拟建设和新规划的储气库单位投资成本最高达10元/m3，已经超过LNG接收站储备的投资成本。地下储气库建设周期长，从开工建设到运营达到设计产能一般需要十几年时间，有的甚至达到20-30年之久。如此长的投资周期导致投资回报期大大超过社会资本可承受的周期，从而进一步放大了储气库的投资风险。

第二，管理体制方面的障碍。

政企不分。政企不分导致储气库的国家战略保障与商业功能定位不明，部分储气库前期以商业库存进行建设，而建成后又多承担国家应急保供职能，导致企业建设的储气库难以体现其应有的商业价值。政企不分、战略保障与商业功能定位不明确的制度设计，进一步挫伤了企业投资建设储气库的积极性。

调峰责任不清。从稳定运行的角度来看，天然气生产、运输、终端销售均有调峰责任，并有义务投资建设地下储气库等调峰设施。而当前我国在天然气管理体制中并没有明确上各方调峰责任，最终导致各环节相互推诿。在当前这种制度和政策环境下，气田、管道公司和销售公司任何一方投资建设储气库都很难实现商业化运营。

第三，运营机制方面的障碍。

投资回报渠道不畅。当前，储气库在天然气产业链中更多体现为管输环节的辅助设施，尚未成为相对独立的商业环节。在定价体系中还没有单独体现储转成本的价格科目。而无单独定价就无法进行投资回收、成本补偿和效益考核。

市场交易机制缺失。储气库作为向天然气业务链中多个环节提供的商业性服务缺少完善市场环境的支撑。在现有商业模式下，储气调峰难以作为一种服务性产品在市场上交易。即使储气库由多元主体投资建设，由于市场交易机制的缺失，储气库也无法实现商业化运营。

第四，政策支持不足。

法律法规不健全。我国石油天然气行业性法律至今缺位，约束行业管理体制及运营机制的法律法规寥寥无几，这与石油天然气在我国能源结构中的地位不对等。特别是对储气业务，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;在运营管理层面，缺乏关于储气库的运营主体、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。

财税支持体系不完善。目前我国对于储气库建设财税支持力度不足，在建设保障基金、储备设施折旧方式、战略储备天然气税收优惠、战略储备成本补偿、专项财政补贴等方面，给予储气库建设的鼓励性财税支持不足，不利于促进我国储气库的建设和发展。

市场监管制度不到位。政府监管有助于储气库投资者建立合理价格预期，科学规划投资并规避风险。我国目前在储气库服务价格、投资布局与规模、市场准入、公平竞争等各方面，市场监管力度较为薄弱，缺乏公平有序的市场竞争环境和公开透明的交易机制。