近年来，国家陆续出台相关政策，明确政府、供气企业、城市燃气企业的储气能力建设任务，并从储气服务市场发展、运营模式以及价格机制等方面具体部署。国家发改委等五部 委印发的《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）提出，要实行储气服务公开交易，体现储气服务真实市场价值，推行储气设施独立运营模式，实现储气价值显性化，形成典型示范效应。
一、储气服务公开交易有利于完善储气调峰辅助服务机制，推动储气设施建设
国家发改委、国家能源局明确要求供气企业要形成不低于年合同销售量10%的储气能力，县级以上地方人民政府要形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力，城镇燃气企业要形成不低于其年用气量5%的储气能力。如何保证储气能力指标达标，各级主体可以根据自身情况量体裁衣，通过自建、合建、租赁、购买等多种方式相结合履行储气责任。
长久以来，储气库作为长输管道的从属设施规划建设，地位定位不明确，加之储气库建设周期长、难度大、投资收益较难估算、投资回收渠道不畅等因素，阻碍了企业投资的积极性。推动储气服务线上交易，既有利于实现储气服务价格的公开透明，促进储气服务市场化进程，提高社会各方参与储气设施建设的热情和信心，也有助于建立“谁受益，谁分担”的长效机制，引导企业根据自身情况，灵活选择通过购买储气服务、自建储气设施、签订可中断供气合同等方式落实储气能力指标要求，提升天然气市场安全平稳运行的水平。
二、储气服务线上交易取得初步成效
在国家发展改革委、国家能源局的指导下，重庆石油天然气交易中心（以下简称重庆交易中心）相继研发了储气库调峰气、储气服务等交易产品，以满足不同市场需求。2021年3月23日，重庆交易中心按照容量、用量“两部制”模式，成功开展了铜锣峡储气库储气服务线上交易，成交储气容量、用量服务各1000万立方米。这是国内地下枯竭气藏型储气库通过交易平台开展的首单储气服务交易。7月1日和10月19日，重庆交易中心又先后两次开展了储气服务交易，年内成交量累计达到4000万立方米。10月20日至21日，进入冬季用气高峰后，重庆交易中心又陆续开展了多次储气库调峰气交易，销售价格由市场形成，年内成交量累计达到365万立方米。上述交易对我国储气库商业运营模式进行了有益探索，对市场化、合同化调峰机制的形成以及调动各类企业和用户参与储气调峰具有积极意义。
三、利用川渝地区资源优势更好推动储气服务交易
我国储气库建设相对欧美国家起步较晚，到20世纪90年代初，国内才真正开始投入地下储气库建设技术的研究。截至2020年底，我国已建成14座储气库（群），有效工作气量145亿立方米，约占全国天然气表观消费量的4.5%。
川渝地区已经形成较完整的天然气储输配系统，是我国能源战略通道的西南枢纽。目前，位于川渝地区的相国寺储气库设计库容42.6亿立方米，工作气量22.8亿立方米，季节调峰最大日采气量1393万立方米；铜锣峡储气库设计库容15.17亿立方米，工作气量11.07亿立方米，季节调峰最大日采气量608万立方米；黄草峡储气库设计库容19.43亿立方米，工作气量 8.53亿立方米，季节调峰最大日采气量710万立方米。“十四五”期间，川渝还将携手打造百亿立方米储气库群，规划新建包括牟家坪、老翁场、沙坪场等储气库，建成西南储气中心。用好川渝地区储气库资源，推动储气交易开展，进而以市场化方式推动储气库建设，笔者认为，可从以下几个方面采取措施：
一是丰富储气服务交易产品。我国天然气市场和储气库产业目前处于建设发展阶段，运营环境的不断改变，使得储气服务的价值也会随之发生变化。可以根据储气库的内在价值（季节性价差价值）和外在价值（流动性价值）的不同特点，结合市场化改革不同阶段，综合运用两部制计价、绑定式储气服务、贮存借售、调峰气量等方式，不断创新储气交易产品，满足会员多样化需求的同时，拓宽储气库运营企业盈利渠道，进一步活跃交易，建立具有川渝特色的运营模式。
二是扩大商品天然气交易规模。天然气市场化改革之前，国内天然气价格波动幅度不大，季节性价差被局限在一定范围，储气服务价值较难体现。只有当交易中心交易的商品天然气具有足够高的交易频率以及明显的价格变化周期时，才能吸引交易双方在合理的时机买入或卖出天然气，从而充分显现储气库的经济价值。随着天然气市场不断完善，天然气价格市场化趋势不可逆转，储气库的经营、使用主体也会不断增多，将给未来储气服务价值的展现带来更多可能性。
三是优化信息发布机制。商品天然气、输气服务、储气服务三者之间存在紧密联系，从长远看，现有天然气销售的捆绑式定价将逐步拆分为前述三个价格。交易中心在及时发布储气交易相关信息的同时，其他相关机构也可以考虑结合天然气管网、LNG接收站等基础设施信息，多维度、全方面地为市场参与者提供决策依据，促进市场开放与有效竞争，营造投资建设储气设施有合理回报、使用储气服务有合法保障的市场环境。
