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相比较于原油战略储备，天然气安全储备并没有那么高的认知度。人们只是在“气荒”的时候，才意识到天然气面临着供应、价格、调峰以及用户多元对管网压力提出的特殊要求等一系列挑战。相比较于美欧等成熟市场，我国天然气安全储备存在储备规模不足、形式相对单一，尤其是缺乏投资、价格、管理等层面的制度设计，导致近年来全国天然气总量紧平衡、峰量走钢丝甚至限气的局面。
从用气量与储备量之间的配比来看，我国天然气安全储备严重不足。迄今，我国建成的大型储气库有限，储气规模约150亿方，调峰能力占用气总量约10%，受铺底气、有效气容及管理水平等影响，实际工作气量预计低于这一水平。再考虑到我国现有长输管线动辄数千公里，主要消费市场基本位于管道末端，加上进口LNG面临气源故障、海上气候、国际形势等不可抗力影响，均存在断供、少供的可能。
随着我国用气规模不断增大，进口气占比持续增长，必须切实提高安全储备水平。此外，国务院发布的《大气污染防治行动计划》明确，未来燃机发电项目主要以调峰电站为主，对天然气的调峰响应能力提出了更高要求。
目前，从用气规模、消费重点区域分布来看，除积极建设地下储气库外，仍需要摆脱传统思维，探索安全储备的多元化之路。随着近年来我国LNG产业的快速发展，在天然气消费地就近配套建设LNG储备设施条件已经成熟。沿海地区众多LNG接收站也发挥安全储备作用。再者，通过城市管网压力调节、包括部分城市原有人工煤气储气设施，也能有效提升调峰能力。需要指出的是，需求侧管理常被列为调峰的重要手段，在目前调峰手段不足的情况下，有其合理性，最终仍应由用户自行选择，而非被动放弃。
不过，我国天然气安全储备能力提升最大的瓶颈乃在于管理体制。首先，国家尚无法律法规明确天然气安全储备的责任主体。上游企业更多强调的是城市燃气“照付不议”的责任，而弱化自己“照供不误”的责任，国家对上游企业根据供气规模配套建设安全储备也无相关规定。地方燃气企业在现有体制下，处于弱势地位。国家应通过立法，明确政府及天然气产业链上、中、下游各主体在安全储备方面的责任。
其次，燃气价格受管制，安全储备成本难以消化。储气库动辄投资上百亿，小型LNG站也需数以亿计的投资，且养兵千日，用兵一时，运行、管理和使用成本都极为高昂。但天然气价格管理体制往往无法充分消纳这部分成本。与成本无法消化互为因果的是，天然气储气领域的投资尚未放开，各路资本欲入无门。提高国内天然气安全储备，必须理顺价格，放开投融资渠道。
再次，国内天然气长输管网仍各自为政，跨区域协调调度、应急的空间未能充分发挥。目前，我国已建成的多条长输管线和沿海LNG接收站，除上海等少数地方通过城市高压管网，实现西气、东气、川气、进口LNG等的联网之外，各长输管线基本仍单线运行，互不联通，不利于跨区域应急调度。
天然气安全储备建设是一个长期的过程，国家应强化制度，加强相关法律法规建设；放松管制，改革价格管理和投融资体系；打破壁垒，优化陆上及LNG等管网互联，实现全国调度管理，通过顶层设计，稳步推进，才有望为我国天然气产业健康发展提供助力。
（作者现供职于上海燃气集团，文章仅代表个人观点）
