竞争性市场环境下的储气库监管——美英储气库监管经验及启示

白振瑞，牟效毅

( 1.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院；2.英国邓迪大学能源法律与政策中心）

世界人口和经济的不断增长，促使人类对能源的需求不断增多。未来，天然气与可再生能源将逐渐成为满足人类能源需求增长的主力，天然气消费将长期保持增长态势[1-3]。天然气是一种特殊商品，其供应具有相对的稳定性，而消费具有很强的波动性。随着风电和太阳能等可再生能源发电的快速发展，电网平稳运行对燃气发电调峰的需求也在增强，进一步加剧天然气消费量的波动。天然气工业依赖复杂的输配送管网把天然气产区与终端消费者联系在一起，地下储气库（简称“储气库”）是这个系统的重要组成部分。天然气库存是应对天然气需求峰谷差问题、预防突发性供应中断的必要手段，对天然气供应系统的高效稳定运行至关重要。

1 全球储气库发展概况

早在19世纪90年代，美国开始建设输气管线时就意识到维持天然气可靠供应的重要性，需要储存大量的天然气来弥补需求高峰时的需求缺口。1909年，美国地质调查局（USGS）建议把需求淡季时富余的天然气储存在地下储层中。随着世界天然气工业的不断发展，越来越多的国家逐步重视储气库的建设。

截至2017年底，世界在役储气库总数为671座，全球储气库工作气容量①工作气容量（working gas capacity）也译为有效库容，指总库容与垫底气体积之差，工作气（working gas）是储气库垫底气之上能够采出的天然气体积。总库容（total natural gas storage capacity）是指地下储气库根据设计能够储存的最大天然气体积。垫底气（base gas）是指为了在采出季维持足够的压力和采出速度而作为永久性库存保留在储气库中的天然气体积。达4170亿立方米[4]。这些储气库主要分布在5个地区，即北美、欧洲、独联体、亚太和中东（主要是伊朗）。北美地区的储气库数量最多，为450座（美国388座，加拿大62座），占世界总数的2/3以上，总工作气容量为1610亿立方米。欧洲地区现有储气库142座，工作气容量为1077亿立方米。独联体国家拥有储气库47座，工作气容量为1196亿立方米。亚太地区储气库数量比较少，为28座，工作气容量为176亿立方米。中东地区只有3座，工作气容量为114亿立方米。此外，阿根廷建有一座小规模的地下储气库（见图1、图2）。

就工作气容量而言，美国排名第一，为1340亿立方米；其后依次是俄罗斯、乌克兰、加拿大和德国，分别是720亿、320亿、265亿和240亿立方米，这些国家占世界总工作气容量的70%；意大利、法国排名分列第六、第七；荷兰、中国和奥地利是近年才跻身前十的3个国家。就采气能力而言，美国和俄罗斯最强，分别为33.44亿立方米/日和8.08亿立方米/日，德国排名第三，为6.68亿立方米/日[4]。

就市场成熟度和经营状况而言，北美和欧洲较高。美国早在1992年就通过“636号法令”现实了天然气销售与储运业务的分离，而且输气与储气业务解绑。英国于1996年完全实现了天然气市场的自由化。

图1 2017年底全球储气库地区分布

图2 2017年底全球储气库工作气容量地区分布

2 美国储气库的发展与监管

2.1 美国储气库的发展历史

美国储气库发展历史悠久[5]。1916年，美国第一座枯竭气藏储气库在纽约水牛城附近的佐尔（Zoar）气田建成投运，1941年在西弗吉尼亚州建设了第一座枯竭油气藏储气库，1946年在肯塔基州建成了第一座含水层储气库，1954年在得克萨斯州建设了第一座枯竭油藏储气库，1959年在科罗拉多州杰斐逊（Jefferson）县建成了第一座废弃煤矿储气库，1961年在莫顿（Morton）盐公司的废弃盐穴中建成了第一座盐穴储气库。自2000年起，美国的储气库能力持续快速增长，到2015年，美国已经建成415座储气库。近几年，美国储气库库容稳中略增，截至2018年底，美国储气库总库容达到92405亿立方英尺（2616.6亿立方米）（见图3），总工作气容量为48401亿立方英尺（1370.6亿立方米）。

1980年以前，美国天然气产业还属于政府管制领域之一，尚未完全市场化。作为管网功能性组成部分之一，储气库由管道公司投资建设，并和管输业务捆绑经营。1985年，美国联邦能源监管委员会（FERC）颁布第436号令，鼓励天然气管道公司转变为“开放式”天然气运输商，允许用户直接向生产商购买天然气。这一政令促使管道公司把天然气销售业务与管输业务分离，并引发了美国天然气行业监管体制的改革。1992年，联邦能源监管委员会颁布第636号令，要求跨州的天然气管道公司对天然气销售、运输和储气库业务进行拆分，独立经营，单独核算。管道和储气库等设施向第三方公平开放。以此为标志，美国天然气工业完成了市场化改革。

天然气市场化改革之后，美国出现了两种类型的储气库公司。第一种是管道公司把管输业务和储气业务拆分之后设立的储气子公司。母公司作为统一的经营主体，利用管输子公司的输送能力和储气子公司的储气能力为市场提供服务，通过收取服务费获取收益。隶属于管道公司的储气设施可以保留少量的库容用于平衡管道运行，大部分库容需向第三方公开公平开放，提供给行业内的其他用户。母公司作为管道和储气库资产的经营者，接受联邦或州能源监管机构对管输和储气业务的监管。第二种是独立的储气公司。这类公司或者由地方天然气配售公司等终端用户，或者由其他投资主体组建，仅提供储气服务，不涉足天然气管输和配售业务。

图3 美国储气库总库容增长情况

2.2 美国对储气库的监管

美国州际储气库设施的监管由联邦能源监管委员会负责，主要侧重于项目审批、服务定价、第三方准入等。储气库设施安全方面的监管责任主要由美国交通部下属的管道和危险材料安全管理局（PHMSA）承担。

州内储气库设施的监管由州油气管理部门和公用事业委员会共同承担，前者一般负责储气库地下设施（井和储层）的监管，后者一般负责储气库地表设施和服务定价的监管。但在不同的州，两部门在储气库监管中所发挥的作用不尽相同。在大多数州，油气管理部门对储气库设施的许可、运营和关闭负有主要监管责任，而公用事业委员会对服务定价负有监管职责。在个别州，公用事业管理局在储气库设施的实际监管中发挥着更大的作用。

2.2.1 项目审批

要建设和运营储气库，运营商必须首先取得许可证。对于作为州际输气管道组成部分的储气库项目，或独立运营但开展跨州贸易的储气库项目，其许可证的发放由联邦能源监管委员会负责。对于州内的储气库项目，许可证由州政府相关部门发放。储气库运营商向监管的部门提出申请，由监管部门对申请开展行政和技术审查，向符合要求的运营商发放许可证。审查内容取决于多种因素，包括储气库的位置、受保护地下水含水层的深度、存储介质的类型（孔隙型或洞穴型）、储气库项目所在区域现有油气井的位置和井况，以及特定储气库项目的操作规程等。由联邦能源监管委员会监管的储气库项目，通常分为业主计划、申请和建设3个阶段。

计划阶段通常有7个步骤：1）通过举行开放季（open season）②开放季指对油气管道使用和库容进行拍卖的一段窗口期。在这期间，所有客户都可申请购买，管道或储气库公司对所有的投标者须一视同仁地对待。确定市场需求；2）选择与输气管道连通的路径；3）确定储气库所在地的地主；4）开展地役权协商；5）召开公众会议；6）开展调查并起草申请报告；7）向联邦能源监管委员会提交申请报告。

申请过程包括9个环节：1）联邦能源监管委员会受理申请人的正式申请；2）界定范围并研究环境问题；3）审查申请材料；4）基于非环境因素就申请做出初步判断；5）编写环境评估报告初稿，并提交专业合作机构审查；6）公布环评初稿，征集意见；7）修改环评报告；8）公布最终环评报告；9）给出最终审批意见。如果获得批准，在通过相关的环保审批之后就可以进入建设和运营阶段。

建设阶段包括6步程序：1）项目设计；2）向联邦能源监管委员会提交项目建设方案及其他所要求的信息；3）获取建设用地；4）项目建设；5）建设用地地貌复原；6）项目投运。项目投运后接受交通部管道安全办公室的运营安全监管。

2.2.2 安全监管

2017年以前，美国联邦法规中一直没有关于储气库设施地下部分的操作、安全和环境标准的内容。尽管美国地方法院很早就依据1968年颁布的《天然气管道安全法》认定，管道和危险材料安全管理局对储气库设施的监管负有责任，直到2017年之前，该机构一直没有制定相关的法规，而是援引1997年的一份咨询报告，认为运营商应就有关问题咨询行业指南或州法规。

2015年10月，美国艾利索峡谷（Aliso Canyon）储气库发生事故，这次事故促使美国国会通过了《保护管道基础设施和加强安全法2016》（PIPES法），其中第12章规定，管道和危险材料安全管理局应负责制定储气库设施相关的安全标准。2016年12月，管道和危险材料安全管理局制定了《暂行最终规则》（IFR），其中纳入了美国石油学会（API）颁布的两个推荐规程（RP），即2015年7月发布的API RP 1170《天然气存储用水溶开采盐穴的设计与操作推荐做法》和2015年9月发布的API RP 1171《枯竭油气藏和含水层储气库功能完整性》。《暂行最终规则》要求储气库经营者既要遵守推荐规程中的强制性规定，也要遵守其中的非强制性规定。对于后者，经营者可以选择不予遵守，但必须提出正当理由。还要求储气库经营者提交“完整性管理计划”（integrity management programs）和“基线风险评估”（baseline risk assessments）报告。《暂行最终规则》于2017年1月18日生效。

2020年2月，管道和危险材料安全管理局发布了有关“地下储气库设施最低安全标准”的《最终规则》，该规则将替代此前发布的《暂行最终规则》，并于2020年3月13日生效。与《暂行最终规则》最大的不同之处是，《最终规则》不再强行要求经营者必须遵守推荐规程中的非强制性规定。如果经营者选择不遵守其中的非强制性规定，无须再以书面形式说明理由。此外，《最终规则》还就“完整性管理计划”和“基线风险评估”报告的提交时限给出了明确要求：自《最终规则》生效之日起1年之内，经营者必须制定并实施储气库设施“完整性管理计划”；自生效之日起4年内，经营者必须完成其40%井筒、井口及相关组件的“基线风险评估”；自生效之日起7年内，经营者必须完成其余所有井筒、井口及相关组件的“基线风险评估”。

尽管联邦能源监管委员会拥有州际储气库设施的监管权，但在运营安全监管方面所发挥的作用非常有限，仅仅是交通部的管道技术安全标准委员会，负责评估安全法规提案的合理性、可行性和实用性。具体负责州际储气库安全监管的是交通部管道和危险材料安全管理局（下称“管理局”）下属的管道安全办公室。该办公室与联邦和州政府相关部门协作，负责储气库的安全监管。

对于州内储气库，其运营安全由州政府负责监管。州政府的监管机构必须向管理局提出申请并获得认证，而且必须采用联邦政府的安全标准。州政府监管机构也可以申请成为管理局的代理机构，执行其自身制定的超出联邦标准以外的安全标准。已有几个州出台了针对储气库设施的专门监管框架（尤其是拥有大量盐穴储气库设施的州），但在油气开发活动比较多的州，井筒完整性规则都适用于储气库设施。目前，越来越多的州政府考虑制定单独的储气库设施安全运营监管规则。对于州际储气库设施，州政府监管部门也可以按照管理局的标准开展安全检查，但不可以开展执法活动，也不可以强制执行其他任何安全规则。管理局管道安全办公室对安全检查行为负责。

2.2.3 价格监管

根据联邦能源监管委员会的规定，储气库服务定价主要采取3种形式[6]。第一种是由政府规制的服务成本定价法（cost of service rates），第二种是市场化定价（market-based rates），第三种是协商定价法（negotiated rates）。

服务成本定价是国际上在水、电、气等具有自然垄断性质的公用事业领域的一种传统的价格规制方法。其基本原则是，政府（或者专门的监管机构）对涉及行业的价格进行规制，最后达到的价格水平在原则上可以保证投资者在考虑风险之后的合理回报率。传统的储气库定价是基于枯竭油气藏每年一个注采周期制定的，即每年的存储气业务收入等于年度总成本。具体执行类似于两部制定价的库容及最大注采能力预订结合实际注采量收费的办法。首先，将含合理投资收益的储气库总成本按一定规则划分为固定成本和可变成本。固定成本主要包括折旧及合理收益等投资成本，可变成本主要是注采成本。按联邦能源监管委员会规定，在固定成本分摊的时候，50%的固定成本与库容挂钩，50%与最大采出量挂钩。在实际执行中，储气库公司测算出单位库容成本和单位最大采出量成本，作为库容及最大采出能力预订的费用，根据预订量向用户收取。注采成本作为注采使用费，根据实际使用量向用户收取。测算得到的服务费率经联邦能源监管委员会审核后向社会公开。受新用户加入导致垫底气成本增加、不同气源混合导致库存气热值变化等因素影响，储气库公司会定期对服务费率进行调整，在经监管机构批准后实行[7]。

当储气库公司计划新建储气库时，都须采用开放季的形式寻求潜在客户并分配库容。经联邦或者州监管机构批准后，储气库公司发布新储气库项目的开放季通知，说明项目的基本情况及测算的总投资和储气服务费率。潜在用户根据自身需求及价格承受能力向储气库公司提交储气服务预定申请。在开放季结束后，储气库公司根据预定情况分配库容，并向用户预收一年的服务费作为保证金，满足开放季用户预定量之后剩余的库容面向市场公平开放[8]。这种方式既有助于库容的合理分配，又有利于降低决策难度和经营风险。储气库公司因用户需求的落实而能够做出依据充分的决策，用户可以确保在预期时间得到储气服务，并在库容分配上拥有优先权。

为了促进储气库的建设，提高投资者的积极性，同时更好地保护储气库用户的利益，联邦能源监管委员会后来又推出了市场化定价政策。1996年发布的《天然气管道传统服务成本定价的替代方案和天然气管道协议管输服务规制办法》，为天然气管输（包括储气库）服务的市场化定价建议提供了政策框架。对于独立经营的新建或扩建储气库，在储气库公司能够证明自己不具市场影响力（market power）的情况下，可以采用市场化定价方法（无需监管机构审批），为储气库用户提供更多的储气服务选项。在这种定价政策下，新储气库服务商承担所有的市场风险，而且其成本没有固定客户可以转嫁，为了收回固定成本并赢利，他们必须设法销售所有的储气能力。因此储气库服务商只能以足够低的服务价格来吸引客户。与此同时，这种服务定价政策也为储气库服务商提供了很大的价格灵活性，在储气库服务需求高峰时期，服务费可以无上限上浮，这样可以弥补需求较低时期的亏损。为了防止储气库服务商囤积居奇抬高价格，联邦能源监管委员会规定储气库服务商必须公开透明地拍卖储气能力，而且对采用这种定价政策的储气库定期进行价格检查。

2005年，《能源政策法案》（Energy Policy Act 2005）授权联邦能源监管委员会放宽市场化定价政策的适用范围，即使储气库开发商无法（或者没有）证明自己不具有市场影响力，只要监管机构认为市场化定价有利于客户，有助于推动项目所在区域的储气库建设，而且客户能够得到有效的保护，那么就可以批准其按照市场化价格来运行新建或扩建的储气库。2006年，联邦能源监管委员会发布了《特定储气库设施的价格监管》，简化了市场影响力的测试方法，放宽了缺乏市场影响力的认定标准[9]。原来已经在按照成本定价方法运营的储气库服务商，其新建或扩建的储气能力，也可以申请按照市场化定价方法运营，前提是按照不同定价政策运营的储气库要分开记账，独立核算成本和收益。

如果储气库公司不符合市场化定价的条件，为了增加储气服务定价的灵活性以便更好地满足市场需求，联邦能源监管委员会允许储气库经营者按照其与用户协商达成的价格收取相关费用[10]。为了确保用户具有与运营商同等的议价能力，联邦能源监管委员会要求运营商必须向用户提供在“追索价格”（recourse rate）下选择服务的权利，而追索价格是基于服务成本价格确定的。实际上，追索价格相当于为用户提供了一种类似价格上限的保险。

3 英国储气库的发展与监管

3.1 英国储气库的发展历程

2000年之前，英国的天然气供应主要依赖英国大陆架气田。这些气田产量比较高，而且距离消费市场比较近，具有较大的供应灵活性，基本上能够满足需求变化。作为具有垄断地位的天然气公司，英国天然气公司（BG）建设了7座天然气存储设施，其中包括海上枯竭气田拉夫（Rough）储气库、霍恩西（Hornsea）盐穴储气库和5座LNG存储设施。1994年，为适应天然气市场改革的新形势，BG公司被拆分，储气库业务被划归Transco公司③尽管BG集团的运输与国内销售被拆分，直到1999年Transco Plc注册成为独立公司前，Transco是BG集团负责天然气管网运营的公司，后被并入国家电网公司（Natioanl Grid）。，作为一个单独的业务单元运营，向第三方开放。但由于当时管网对天然气运输商的平衡要求并不严格，储气库的主要客户仍为BG公司[11]。

1996年《天然气管网规程》（Network Code）颁布实施，对运输商的气量平衡要求提高。但由于大多数运输商认为储气服务的价格太高，因而使用储气库的比较少。1999年，当时的监管部门天然气供应办公室（Ofgas）认为，BG公司在储气库业务中的主导地位不利于提高市场竞争程度，此外服务价格偏高，而且服务项目单一，因而决定把拉夫储气库和霍恩西储气库从Transco公司的许可证中剥离，按公用事业进行监管，对其库容进行招标拍卖，并逐步培育储气服务的二级市场。按监管部门的要求，BG公司将储气业务与其他业务严格分离。

2000－2002年新一轮储气库公司重组。2001年，BG公司以4.2亿英镑的价格把储气库资产（拉夫和霍恩西）出售给美国的戴尼基（Dynegy）公司。2002年下半年，戴尼基公司又把拉夫储气库出售给主要由原BG公司的竞争性资产重组而成的森特理克（Centrica）公司，把霍恩西盐穴储气库及其附近奥尔德伯勒（Aldbrough）盐穴的开发权出售给总部位于苏格兰的SSE公司（旧称苏格兰和南方能源公司）。此后，又有多个新的储气库项目投入开发[12]。

3.2 英国对储气库的监管

英国储气库的监管机构是天然气和电力市场办公室（Ofgem），由英国电力监管办公室和天然气供应办公室合并而成。该机构负责调节英国电力和天然气市场，也是被欧盟承认的国家监管机构。储气库监管的主要内容涉及服务市场的第三方准入、储气库设施的运营以及新储气库的审批和技术监管等。

3.2.1 第三方准入的不同方式

1998年，欧盟第一部天然气准则《第一天然气指令》（First Gas Directive）颁布实施，要求储气库公司给予用户非歧视性准入，通过两种方式实现。其一是协商式第三方准入（negotiated third party access，nTPA），其二是规制的第三方准入（regulated third party access，rTPA）。当时的英国贸工部决定采取“宽松的管制”政策，监管部门天然气和电力市场办公室可以免除储气库公司的第三方准入义务，前提条件是它们满足1986年《天然气法案》中的某些标准。在这项制度实施后，天然气和电力市场办公室免除了3个储气库设施（Hatfield Moor、Hole House和Humbly Grove）的第三方准入义务，但是规模较大的拉夫和霍恩西储气库则仍必须履行提供第三方准入的义务。

以拉夫储气库为例，其所有者森特理克公司必须按照以下要求进行库容分配：所有库容必须按照无歧视原则向所有用户出售；在新储气年度开始之前的30天内所有未出售的库容都必须进行拍卖；为拉夫储气库库容二级市场的高效运营和发展创造条件。森特理克公司还必须履行以下义务：1）保持现有的储气服务合同；2）至少出售一年期合同库容的20%，提供期限可达5年的长期合同，采用固定价格或根据有关指数定价的方法；3）第一年度（2004/2005年度）自用库容量不能多于现有库容的20%，此后在5年内减至15%；4）储气库业务要与其他业务板块实现法律、财务和物理的分离；5）通过高级管理人员的职务分开和行为准则，确保储气库运营方面的商业敏感信息不被透露给森特理克公司其他业务板块。森特理克公司须每年发布合规报告并报送天然气和电力市场办公室。通过这些措施，确保储气库业务向一切用户提供公平的服务，不与森特理克公司的竞争性（天然气购销）业务发生利益冲突。

2004年，欧盟第二部天然气准则《第二天然气指令》（Second Gas Directive）颁布实施。同年8月发布的英国《天然气第三方准入规则2004》将该准则列入英国的法律。同时贸工部认为，已有的储气库协商性第三方准入制度无需大幅度调整。已经享受豁免权的现有储气库设施不受新法规的约束，但新建储气库设施必须按照新法规进行监管，在满足一定条件的情况下也可以申请第三方准入豁免。这些豁免条件包括：储气库有助于天然气供应安全；如果不提供第三方准入豁免权，就无法筹措储气库建设所需投资；储气库所有者不是管道系统的运营商；将向储气库用户收取费用；豁免权不会对天然气市场的竞争、运行或者管道系统的高效运行产生负面影响等。截至2018年8月底，英国按照协商式第三方准入原则运营的储气库有1座，享受第三方准入豁免的储气库有6座，即将投入运营且享有第三方准入豁免权的储气库有2座[13]。

英国《天然气法案》中并没有关于海上储气设施的条款。1998年《石油法案》（Petroleum Act 1998）中有条款规定第三方准入适用于海上储气设施。2008年《能源法案》（Energy Act 2008）为海上储气设施的开发设立了更为明确的监管框架，规定政府有权发放英国大陆架上离岸188海里范围内储气设施的许可证，枯竭气田储气库的建设需要同时取得1998年《石油法案》和2008年《能源法案》的许可，而盐穴储气库只需取得2008年《能源法案》的许可。

3.2.2 储气设施监管的主要内容

2015年9月，天然气和电力市场办公室发布了《英国储气设施监管制度指南（第二版》[14]，其中就库容分配、主要商业条件和服务项目、独立运营和商业敏感信息管理、检查和执法等做出了详细说明。

在库容分配方面，储气库所有者应当至少提供其最大有效库容（maximum technical capacity），通过拍卖和开放季进行库容分配，确保库容分配机制符合法律要求。对于拍卖后仍剩余的库容，必须在无歧视的基础上进行分配，确保透明和公正。

就主要商业条件和服务项目而言，储气库所有者在制定或修改其主要商业条件时应进行充分的咨询，在确定服务项目组合时，要确保长期与短期服务、固定服务与可间断服务以及捆绑式服务与无捆绑式服务的平衡。

在独立运营和商业敏感信息管理方面，适用于协商式第三方准入模式的储气库所有者应与公司其他业务单位严格分离，有效管理商业敏感信息，严格限制其他业务单元高层管理者查阅这些信息的权限。即便是享有第三方准入豁免的独立经营者也要审慎管理商业敏感信息。

4 对中国储气库发展的启示

4.1 中国储气库发展现状

中国的地下储气库建设起步较晚。1990年代初，随着陕京天然气输气管线的建设，中国才开始着手开展地下储气库研究[15]。1999年，中国第一座商业储气库——大港大张坨储气库开始投入全面建设，拉开了中国地下储气库建设的序幕。经过20年的努力，中国地下储气库建设取得了从无到有、从小到大、从简单到复杂、从小规模应用到大规模产业形成的发展成果。据2019年2月《煤气与热力》月刊根据网络资料的统计，中国已建储气库20座，总库容达到了389.92亿立方米；在建储气库15座，设计库容457.76亿立方米[16]。

虽然近年来中国储气库建设取得了巨大成就，但是根据国际经验，地下储气库工作气容量一般不能低于天然气总消费量10%的红线，而目前中国只有4%左右[17]。随着中国天然气需求的快速增长，储气能力缺口会逐步加大。

中国储气库的发展还面临着诸多严峻挑战。除了由地质条件复杂导致的建设难度大以及由盈利能力差导致的投资主体单一等问题之外，法律缺位和监管体制不完善也是制约中国储气库发展的重要因素。

4.2 对中国储气库发展的启示

4.2.1 完善相关的法律法规

法律缺位不利于建立行业管理体制及运营机制。纵观美国和英国的天然气市场化改革历程，都是立法先行，通过天然气立法为市场改革提供保障。在石油天然气行业法规短期难以形成的情况下，中国可以针对储气业务出台详细的管理规定，明确划分中央和地方政府的天然气调峰规划、政策制定和行政管理等职责，严格规定天然气供应、输送、配送企业和用户的调峰责任和义务，建立完善的调峰管理和责任体系。

4.2.2 建立完善的储气库市场监管框架

英、美天然气市场化改革的经验表明，要形成完善的天然气市场机制，必须有一个独立而完善的管道和储气系统，并向第三方提供无歧视的市场准入。中国的国家油气管网公司已经成立，这标志着向着油气管网独立迈出了重要一步。在中国的行政架构中，虽有国家能源局承担行业管理职能，但仍缺乏一个专业、有效的能源监管机构。亟需建立一套完整的能源监管系统，出台详细的储气库监管制度，就储气库服务价格、市场准入、公平竞争等给出详细具体的规定，形成公平有序的市场竞争环境和公开透明的交易机制，使储气库投资者能够建立合理的价格预期，科学规划投资并规避风险。

在天然气价格没有实现市场化之前，仅从价格波动中套利，短期内难以支撑储气库所需的巨大投资，可以借鉴美、英等国在储气库监管和定价方面的做法，继续实行政府定价。同时，明确储气库监管责任归属的政府部门，厘清中央政府和地方政府在储气库监管中应分担的责任。建立储气库建设分级审批制度，简化审批流程，缩短审批时间。

4.2.3 建立高效透明的市场交易机制

鼓励储气库运营商提供多种类型的储气服务，满足不同用户的需求。借鉴发达国家的经验，形成合理的储气库服务定价机制，优化储气库服务价格的构成，可以划分为存储费、系统服务费、注采费用等，定价必须透明，且需经监管部门审批。与国家管网信息系统配套，建设国家储气库信息系统，把所有储气库都接入这个系统，实现第三方的公平准入，开展市场化交易。建立完善的一级和二级容量市场，储气库运营商通过一级市场以拍卖等方式分配库容，用户则通过二级市场转让所持有的容量使用权。所有的交易都在储气库交易平台上完成。