新华社北京10月19日新媒体专电 国家发展改革委官方网站19日发布《关于明确储气设施相关价格政策的通知》（以下简称通知），明确储气设施的天然气购销价格、储气服务价格由市场形成。专家认为，随着相关价格政策的明确，储气设施盈利模式逐渐明晰，有助于补齐我国储气设施建设滞后、调峰能力不足的“短板”。

　　从欧美发达国家的天然气发展经验来看，储气库调峰是一项重要的天然气调峰手段。相比于管道调峰、液化天然气调峰，储气库调峰具有储气容量大、经济性好、不受气候影响等优点。

　　为鼓励储气设施建设，早在2014年国家发展改革委就出台了《关于加快推进储气设施建设的指导意见》，鼓励各种所有制经济参与储气设施投资建设和运营，并且从企业融资、土地政策、项目核准等方面给予支持。

　　尽管如此，目前我国储气库建设进展并不理想。据中国石油集团经济技术研究院统计，截至2015年，我国已建成储气库（群）11座。目前我国储气设施工作气量仅占天然气消费总量的3%左右，远低于国际16%左右的平均水平。储气库建设速度偏慢、调峰能力严重不足已成为制约天然气行业发展的“短板”。

　　中国石油集团政策研究室副主任王震此前撰文指出，投资回报渠道不畅、市场交易机制缺失是目前我国储气库商业化运营面临的主要障碍。一方面，定价体系中一直没有单独体现储气成本的价格科目，投资回收、成本补偿和效益考核机制不明晰。另一方面，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。

　　据了解，我国已建成的储气库大多是长输管网的配套设施，建设成本和运营费用作为管输费的一部分，由管道运输企业收取。前不久出台的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》将储气库资产从管道运输企业的有效资产中剥离，为储气库独立运营创造了条件。而此次通知明确放开储气设施的天然气购销价格和储气服务价格，则进一步明晰了储气库的盈利模式。

　　一方面，储气设施天然气购进价格和对外销售价格由市场竞争形成，这意味着储气库天然气购销价格均不受现行管道气门站价格限制，企业利用峰谷差价盈利变得可行。另一方面，储气服务价格由储气设施经营企业根据储气服务成本、市场供求情况等与委托企业协商确定，企业除赚取峰谷差价外，还可以提供代储服务，收取储气费。

　　中国石油大学工商管理学院教授陈守海表示，放开储气库的天然气购销价格，可以通过市场竞争形成“调峰气价”，为储气库盈利提供了可能性。从本质上看，储气设施储存的天然气是一种主要用于调峰的气源，具备与管道气、液化天然气等其他气源竞争的条件，不属于自然垄断环节。另外，受地质条件等因素影响，不同储气库投资差异巨大，成本和在此基础上形成的价格也会有很大差异，由政府统一制定储气服务价格，无法适用于所有企业。同时，冬季气温高低等因素会造成实际调峰需求的波动，由政府制定价格，也难以做到和市场自主形成的淡旺季价差完全吻合。

　　值得注意的是，无论是天然气购销价格，还是储气服务价格，均采取完全市场化定价，而不是由政府价格主管部门制定，这延续了天然气价格改革全面放开竞争性环节价格的整体思路。

　　此外，作为市场化的一项手段，通知还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。上海石油天然气交易中心副总经理付少华接受记者采访时表示，目前已放开价格的气量约占总气量的40%，储气库购销价格市场化后，储气库气量通过交易中心的平台公开交易，将进一步扩大线上交易规模、丰富交易气源种类，有利于市场化价格的形成。