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】“去冬今春，天然气需求反转增长，全国出现较大范围天然气供紧张，这给我们敲响了警钟。”4月27日，在国家发改委举行的“天然气产供储销体系建设”发布会上，国家能源局石油天然气司司长刘德顺表示。
同一天，国家发改委下发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，明确了到2020年，供气企业储气能力不低于年合同量的10%，城镇燃气企业储气能力不低于其年用气量的5%，地方政府要建成不低于日均3天需求量的储气能力。该目标达成之后，预计形成的储气能力将达到全国天然气消费量的16%，而现在还不足6%。
同时，国家发改委还提出坚持储气服务和调峰气量市场化定价、储气设施建设的运营成本合理疏导，同时在《意见》中强化惩戒机制，对相关政府部门、供气企业、城镇燃气企业等参与方提出了具体情况下的惩戒措施。
按照要求，各方要根据2020年储气考核指标和现有能力匹配情况，落实差额部分的储气设施建设规划及项目，项目原则上要在2018年全部开工。
补齐储气调峰的“历史欠账”，已成为现在中国天然气产业改革迫在眉睫的一项重任。2018年将迎来储气设施规模化投资的新元年。可以预见，储气设施建设和储气调峰辅助服务市场机制的推进，必将利好储气库用大型nianxiangyuan
、长输管线nianxiangyuan
、LNGnianxiangyuan
、CNGnianxiangyuan
以及加气站用nianxiangyuan
等装备市场的增长。
储气设施建设新元年
在卓创资讯天然气产业总监刘广彬看来，由于地下储气库多由“两桶油”建设，另外此前有20多个LNG接收站已经开展了前期工作，预计由天然气省网企业和城市燃气企业建设的天然气储备中心将是今年各地建设的重点。
近期多数城市燃气运营商已经向地方发改委就储气设施建设计划进行了备案。
“2014年底，我们就曾对陕西天然气应急调峰的一些问题整理了意见提交给政府。”陕西燃气集团一位知情人士表示，本次国家发改委从财税、保障用地、配套价格改革等方面保障了储气设施建设，也明确了严厉的惩戒机制，从系统上为责任三方完成储气指标建立了相关机制。
据了解，陕西燃气集团从2012年建设第一个杨凌LNG储备站之后，就开始着手规划多个LNG应急储备调峰站建设。应急储备站应该投资规模大、回报周期长，应该是民生工程，但由于没有具体的政府文件支持，项目在审批、土地、信贷等工作上受阻，加上之前国内天然气消费低迷，企业建设力度缓慢。
随着国家对于储气设施建设政策明确，2018年陕西燃气集团建设进程加快，将在铜川、渭南、商洛等区域建设17座城市应急储备调峰站，另外开展33座应急储备调峰站的前期工作。
对于掌握着全国天然气供应70%的中石油，同样走在行业前面。
为了保障今冬明春的天然气供应，进入第二季度，中石油下属的23座储气库已开始全面注气工。2018年计划的储气库注气总量为86亿立方米，比去年增加了12.7亿立方米。
在近期召开的一个储气库投资高峰论坛上，中石油西南油气田总经理马新华介绍，中石油将在川渝地区分三阶段新建7座储气库，调峰能力超过210亿立方米，投资额210亿元。其中，选址在重庆铜锣峡、明月峡的储气库项目正在进行前期可行性研究，力争今年内开工。
除了大型企业外，一些中小型企业也将有机会参与到储气设施建设中，根据《意见》中的表述，支持地方政府和企业创新和灵活运用贷款、基金、租赁、证券等多种金融工具，积极推广PPP等方式，吸引社会资本参与储气设施建设运营。
就在不久前，江苏煤炭地质局与江苏瑞业股权投资基金管理有限公司、正中国际工程咨询有限公司签署战略合作框架协议，将开展地下盐腔储气库PPP合作。
对于储气设施的大规模推进，刘顺德提到要通过各级政府部门的引导，将各类资本尽可能集中到地下储气库和沿海LNG储罐，还有陆上成规模的储气设施建设上来，避免小规模“遍地开花”的局面。
加快储气设施建设政策摘读
截至目前，我国地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的3%，国际平均水平为 12-15%；液化天然气（LNG）接收站罐容占全国消费量的2.2%（占全国LNG 周转量的约9%），日韩为15%左右；各地方基本不具备日均3天用气量的储气能力。去冬今春全国较大范围内出现的天然气供应紧张局面，充分暴露了储气能力不足的短板。这已成为制约我国天然气产业可持续发展的重要瓶颈之一。
主要目标
（一）储气能力指标
供气企业应当建立天然气储备，到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，满足所供应市场的季节（月）调峰以及发生天然气供应中断等应急状况时的用气要求。县级以上地方人民政府指定的部门会同相关部门建立健全燃气应急储备制度，到2020年至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力。北方采暖的省（区、市）尤其是京津冀大气污染传输通道城市等，宜进一步提高储气标准。城镇燃气企业要建立天然气储备，到2020年形成不低于其年用气量 5%的储气能力。不可中断大用户要结合购销合同签订和自身实际需求统筹供气安全，鼓励大用户自建自备储气能力和配套其他应急措施。
以上各方的储气指标不得重复计算。各方要根据2020年储气考核指标和现有能力匹配情况，落实差额部分的储气设施建设规划及项目，原则上以上项目2018年要全部开工。
（二）指标核定范围
储气指标的核定范围包括：一是地下储气库（含枯竭油气藏、含水层、盐穴等）工作气量；二是沿海LNG接收站（或调峰站、储配站等，以下统称LNG接收站）储罐罐容（不重复计算周转量）；三是陆上（含内河等）具备一定规模，可为下游输配管网、终端气化站等调峰的LNG、CNG储罐罐容（不重复计算周转量，不含液化厂、终端气化站及瓶组站、车船加气站及加注站）等。合资建设的储气设施，其储气能力可按投资比例分解计入相应出资方的考核指标，指标认定的具体方案应在相关合同或合作协议中明确约定。可中断合同供气、高压管存、上游产量调节等不计入储气能力。
保障措施
（一）强化财税和投融资支持。研究对地下储气库建设的垫底气采购支出给予中央财政补贴，对重点地区应急储气设施建设给予中央预算内投资补助支持。在第三方机构评估论证基础上，研究液化天然气接收站项目进口环节增值税返还政策按实际接卸量执行。支持地方政府、金融机构、企业等在防范风险基础上创新合作机制和投融资模式，创新和灵活运用贷款、基金、租赁、证券等多种金融工具，积极推广政府和社会资本合作（PPP）等方式，吸引社会资本参与储气设施建设运营。
（二）强化用地保障，加快项目推进。各企业要切实加快国家规划的地下储气库、LNG接收站及配套管道建设，各省（区、市）相关部门要给予大力支持。各省（区、市）相关部门要做好本地区应急储气设施建设规划与土地利用、城乡建设等规划的衔接，优化、简化审批手续，优先保障储气设施建设用地需求。各级管道企业要优先满足储气设施对管网的接入需求。鼓励储气设施集约运营、合建共用，支持区域级、省级应急储气中心建设，减少设施用地，降低运行成本。
（三）深化体制机制改革，强化政策配套。加快放开储气地质构造的使用权，配套完善油气、盐业等矿业权的租赁、转让、废弃核销机制以及已开发油气田、盐矿的作价评估机制。鼓励油气、盐业企业利用枯竭油气藏、盐腔（含老腔及新建）与其他主体合作建设地下储气库。严格执行管道第三方公平准入，加快LNG接收站第三方开放。加强储气领域技术和装备创新，推动出台小型LNG船舶在沿海、内河运输，以及LNG罐箱多式联运等方面的相关法规政策。
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同一天，国家发改委下发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，明确了到2020年，供气企业储气能力不低于年合同量的10%，城镇燃气企业储气能力不低于其年用气量的5%，地方政府要建成不低于日均3天需求量的储气能力。该目标达成之后，预计形成的储气能力将达到全国天然气消费量的16%，而现在还不足6%。
同时，国家发改委还提出坚持储气服务和调峰气量市场化定价、储气设施建设的运营成本合理疏导，同时在《意见》中强化惩戒机制，对相关政府部门、供气企业、城镇燃气企业等参与方提出了具体情况下的惩戒措施。
按照要求，各方要根据2020年储气考核指标和现有能力匹配情况，落实差额部分的储气设施建设规划及项目，项目原则上要在2018年全部开工。
补齐储气调峰的“历史欠账”，已成为现在中国天然气产业改革迫在眉睫的一项重任。2018年将迎来储气设施规模化投资的新元年。可以预见，储气设施建设和储气调峰辅助服务市场机制的推进，必将利好储气库用大型nianxiangyuan
、长输管线nianxiangyuan
、LNGnianxiangyuan
、CNGnianxiangyuan
以及加气站用nianxiangyuan
等装备市场的增长。
储气设施建设新元年
在卓创资讯天然气产业总监刘广彬看来，由于地下储气库多由“两桶油”建设，另外此前有20多个LNG接收站已经开展了前期工作，预计由天然气省网企业和城市燃气企业建设的天然气储备中心将是今年各地建设的重点。
近期多数城市燃气运营商已经向地方发改委就储气设施建设计划进行了备案。
“2014年底，我们就曾对陕西天然气应急调峰的一些问题整理了意见提交给政府。”陕西燃气集团一位知情人士表示，本次国家发改委从财税、保障用地、配套价格改革等方面保障了储气设施建设，也明确了严厉的惩戒机制，从系统上为责任三方完成储气指标建立了相关机制。
据了解，陕西燃气集团从2012年建设第一个杨凌LNG储备站之后，就开始着手规划多个LNG应急储备调峰站建设。应急储备站应该投资规模大、回报周期长，应该是民生工程，但由于没有具体的政府文件支持，项目在审批、土地、信贷等工作上受阻，加上之前国内天然气消费低迷，企业建设力度缓慢。
随着国家对于储气设施建设政策明确，2018年陕西燃气集团建设进程加快，将在铜川、渭南、商洛等区域建设17座城市应急储备调峰站，另外开展33座应急储备调峰站的前期工作。
对于掌握着全国天然气供应70%的中石油，同样走在行业前面。
为了保障今冬明春的天然气供应，进入第二季度，中石油下属的23座储气库已开始全面注气工。2018年计划的储气库注气总量为86亿立方米，比去年增加了12.7亿立方米。
在近期召开的一个储气库投资高峰论坛上，中石油西南油气田总经理马新华介绍，中石油将在川渝地区分三阶段新建7座储气库，调峰能力超过210亿立方米，投资额210亿元。其中，选址在重庆铜锣峡、明月峡的储气库项目正在进行前期可行性研究，力争今年内开工。
除了大型企业外，一些中小型企业也将有机会参与到储气设施建设中，根据《意见》中的表述，支持地方政府和企业创新和灵活运用贷款、基金、租赁、证券等多种金融工具，积极推广PPP等方式，吸引社会资本参与储气设施建设运营。
就在不久前，江苏煤炭地质局与江苏瑞业股权投资基金管理有限公司、正中国际工程咨询有限公司签署战略合作框架协议，将开展地下盐腔储气库PPP合作。
对于储气设施的大规模推进，刘顺德提到要通过各级政府部门的引导，将各类资本尽可能集中到地下储气库和沿海LNG储罐，还有陆上成规模的储气设施建设上来，避免小规模“遍地开花”的局面。
加快储气设施建设政策摘读
截至目前，我国地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的3%，国际平均水平为 12-15%；液化天然气（LNG）接收站罐容占全国消费量的2.2%（占全国LNG 周转量的约9%），日韩为15%左右；各地方基本不具备日均3天用气量的储气能力。去冬今春全国较大范围内出现的天然气供应紧张局面，充分暴露了储气能力不足的短板。这已成为制约我国天然气产业可持续发展的重要瓶颈之一。
主要目标
（一）储气能力指标
供气企业应当建立天然气储备，到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，满足所供应市场的季节（月）调峰以及发生天然气供应中断等应急状况时的用气要求。县级以上地方人民政府指定的部门会同相关部门建立健全燃气应急储备制度，到2020年至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力。北方采暖的省（区、市）尤其是京津冀大气污染传输通道城市等，宜进一步提高储气标准。城镇燃气企业要建立天然气储备，到2020年形成不低于其年用气量 5%的储气能力。不可中断大用户要结合购销合同签订和自身实际需求统筹供气安全，鼓励大用户自建自备储气能力和配套其他应急措施。
以上各方的储气指标不得重复计算。各方要根据2020年储气考核指标和现有能力匹配情况，落实差额部分的储气设施建设规划及项目，原则上以上项目2018年要全部开工。
（二）指标核定范围
储气指标的核定范围包括：一是地下储气库（含枯竭油气藏、含水层、盐穴等）工作气量；二是沿海LNG接收站（或调峰站、储配站等，以下统称LNG接收站）储罐罐容（不重复计算周转量）；三是陆上（含内河等）具备一定规模，可为下游输配管网、终端气化站等调峰的LNG、CNG储罐罐容（不重复计算周转量，不含液化厂、终端气化站及瓶组站、车船加气站及加注站）等。合资建设的储气设施，其储气能力可按投资比例分解计入相应出资方的考核指标，指标认定的具体方案应在相关合同或合作协议中明确约定。可中断合同供气、高压管存、上游产量调节等不计入储气能力。
保障措施
（一）强化财税和投融资支持。研究对地下储气库建设的垫底气采购支出给予中央财政补贴，对重点地区应急储气设施建设给予中央预算内投资补助支持。在第三方机构评估论证基础上，研究液化天然气接收站项目进口环节增值税返还政策按实际接卸量执行。支持地方政府、金融机构、企业等在防范风险基础上创新合作机制和投融资模式，创新和灵活运用贷款、基金、租赁、证券等多种金融工具，积极推广政府和社会资本合作（PPP）等方式，吸引社会资本参与储气设施建设运营。
（二）强化用地保障，加快项目推进。各企业要切实加快国家规划的地下储气库、LNG接收站及配套管道建设，各省（区、市）相关部门要给予大力支持。各省（区、市）相关部门要做好本地区应急储气设施建设规划与土地利用、城乡建设等规划的衔接，优化、简化审批手续，优先保障储气设施建设用地需求。各级管道企业要优先满足储气设施对管网的接入需求。鼓励储气设施集约运营、合建共用，支持区域级、省级应急储气中心建设，减少设施用地，降低运行成本。
（三）深化体制机制改革，强化政策配套。加快放开储气地质构造的使用权，配套完善油气、盐业等矿业权的租赁、转让、废弃核销机制以及已开发油气田、盐矿的作价评估机制。鼓励油气、盐业企业利用枯竭油气藏、盐腔（含老腔及新建）与其他主体合作建设地下储气库。严格执行管道第三方公平准入，加快LNG接收站第三方开放。加强储气领域技术和装备创新，推动出台小型LNG船舶在沿海、内河运输，以及LNG罐箱多式联运等方面的相关法规政策。
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