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自2006年起，国家发改委先后出台价格政策推动储气库市场化定价，近日下发《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》发改价格〔2020〕567号，进一步明确要建立健全储气库运营模式，完善投资回报渠道。提出推进储气产品交易体系建设，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。此次国家发改委在文件中首次将储气调峰能力与特许经营权挂钩，可预见各地储气能力建设也将迎来新一轮高峰，今后购买租赁储气设施，或者购买储气服务等方式将成为常态，纳入国家管网的储气库将对社会公平开放，亟需建立储气库运行商务模式。
一、目前我国储气库商业模式现状
目前我国已建成地下储气库27座，有效工作气量约为219亿方。国内储气库运营商主要有中石油、中石化、香港中华煤气三家。中国石油已建成23座（盐穴型1座，油气藏型23座），中国石化建成3座（油气藏型储气库2座，盐穴型1座），港华建成港华金坛储气库（盐穴型）。
目前储气库均为企业内部储销一体化运营，由天然气资源与库容自动匹配使用，库容使用费为内部结算，调峰气纳入上游总资源池执行统一的价格政策，尚未单独定价。
长期以来，储气库作为长输管道的配套工程，储气环节发生的投资、成本费用与管道的经济效益捆绑测算，相应的储转费计入管输费中一并收取；近年将储气费从管输费中剥离，储气费率实行企业内部定价结算，采用一部制定价模式。
2016年10月，国家发展改革委全面放开储气服务价格，鼓励储气设施对外销售气量进入上海石油天然气交易中心等交易市场挂牌交易，实现价格公开透明。
2019年，上海石油天然气交易中心联合港华燃气设计储气库调峰气产品，并于11月实现国内首单储气库调峰气产品上线交易。尽管成交量较小，但对储气调峰商务模式具有较好借鉴意义。
二、国际先进国家储气库商业模式
欧洲、美国储气设施的储备能力大多占年消费气量的15%以上。储气库在运营时均实现“储销分离”，调峰气已经实现市场化交易，在库容分配上优先保障承担保供责任的用户及长约用户，优先通过1年以上长期合同锁定，其次剩余能力可通过协商转让及二级市场上交易。
储气库库容采用“两部制”定价，即通过收取预定费用回收固定成本，收取可变费用回收运营成本；垄断性质或保供责任的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。
有固定调峰需求的储气服务，其费率一般由双方协商获得，且相对较低，费率通常每年按照某个比例或者某个固定幅度上升。对于短期套利用户，用于年度冬夏季价差套利或者更短期价格波动的峰谷差套利，费率一般根据外部定价或内部定价两种方式确定。
三、我国库容分配的几点思考
我国储气调峰能力仅为4.7%，储气库建设运营尚处于发展初级阶段。受制于储气调峰能力不足，运行初期天然气保供责任仍由供应商、城市燃气企业、基础设施运行单位共同负责。
对于纳入国家管网储气库及其他向第三方开放储气库，将改变当前储气、销售一体化运行模式，正式实现“储销分离”。对于现有的储气库在库容分配上优先保障长期合同及履行保供责任企业。对于剩余富余及新增库容，对第三方进行公平开放。具体可采取线下准入申请及库容交易等方式。
线下准入申请。库容准入申请优先级顺序，一是提出申请时间较早的，二是申请储气服务的时间周期较长的，三是以往履约能力良好的，四是付款条件有优势的（如预付一定资金等）。若以上优先级仍然无法完全确保分配的顺利开展，则可以按照比例原则进行分配；
库容交易。以该库核定费用作为价格上限，可按照一定基础（可为固定成本）设置起拍价，由符合条件申请准入用户进行管容交易，若未达到价格上限，采取价高者得；若达到价格上限，按照达到上限用户申请比例分配。
为减少占而不用的损失，建议按年度收取一定预定费用（交易中心保证金设为5%，考虑储气库费率较气价相对较低，建议按照10-20%收取）。若出现占而不用，按比例扣减相应预定费用。
对于已经形成合约的库容交易，双方严格执行合同，对于未使用部分“非用即失”，由后续申请者使用。
四、我国储气库商业模式几点思考
（一）定价模式
我国目前储气库类型相对单一，主要以枯竭油气田为主，少量为盐穴储气库，主要分布在新疆、川渝、华北等油气田，盐穴储气库位于江苏常州金坛，库容较小。与枯竭油气田储气库相比，盐穴储气库注采转换灵活，适合进行价差套利。
我国储气库主要位于西部、西南及华北气区，尤其是库容最大的新疆呼图壁储气库距离市场销售终端较远；不同储气库注采成本差别较大，不同储气库之间结算成本差异接近三倍。
考虑到储气库注采成本差异较大，盐穴储气库注采成本较低且注采转换灵活，枯竭油气田等储气库注采成本较高，且注采转换难度较大。为避免靠近市场端河南、天津及江苏等地的储气库被优先占满、新疆呼图壁等远离市场端的储气库使用效率下降，可将列入国家管网的储气库打包统一制定费率，兼顾不同区域天然气市场价格、管输费用及注采运行灵活等程度进行升贴水。对于其他主体投资的相对独立的储气库，可进行单独定价。
（二）费率设计
欧美国家储气能力富余，固定调峰用户费率一般由双方协商，且相对较低。我国现阶段受制于储气库尚属于稀缺资源，应继续沿用成本加成定价模式，并计算价格作为价格高限，对于短期套利用户可适度突破高价高限。
结合现有储气库、行业内基础设施投资回报水平，确定储气库投资回报水平，综合考量实际运行成本、已计提折旧等因素，核定储气库整体成本及储气库费率。
五、我国储气库运行模式的几点思考
当前储气库为上游企业内部使用，库容与调峰气捆绑一体化运行，意味着注采的天然气资源自动配套库容。按照管网改革体制安排，国家管网公司不承担销售职能，对于列入国家管网及其他第三方公平开放的储气库，需要将库容与调峰气进行匹配。
按照储气库市场化推进思路，储气库库容、调峰气均将逐步出现市场化定价。可充分利用上海石油天然气交易中心等交易平台，将SCADA系统与交易系统无缝衔接。
一是将库容配置与调峰气注采安排进行配套，在平台上成交的调峰气自动匹配生产计划，指导日常调度运行；
二是国家能源局已委托上海石油天然气交易中心开展管网基础设施信息采集公开与报送系统，可在此平台上对库容等信息进行信息备案和公开，对于富余库容，可通过交易平台进行库容交易，或结合剩余库容开展调峰气交易，成交气量自动匹配库容；
三是可以通过交易平台实现库容转卖，对于已经获取库容能力的企业，若自身经营情况或市场行情出现变化，可能存在无法履约储气库库容使用能力的情况，通过交易平台允许库容进行转卖，实现库容换手。
六、未来储气库商业模式发展方向
近年国内加大产供储销体系建设，将逐步有大量储气库及LNG接收站建成投产，储气能力紧张局面将得到缓解。在储气库能力达到一定数值后，保供压力相对降低，季节价差相对减少，在调峰气已经完全市场化定价情况下，也为库容市场化配置及定价创造条件。
交易中心设计出中长期、中期、短期等不同周期及是否终端等库容产品，提供差异化、个性化服务等，同时可以开展库容预定、寄存/暂借等服务。
通过中远期服务保障长期用户需求，通过短期合同服务短时调峰需求，通过换手交易，避免储气库库容资源浪费。通过交易中心等平台逐步实现市场化定价。
