1．天然气消费的黄金时代已经到来？
2011年，国际能源署在当年出版的“能源展望特别报告”中，提出了“我们是否将进入天然气‘黄金时代’”的设想，提出全球天然气消费量在未来25年内可能增长50％以上，到2035年时，天然气需求量将占全球能源总需求量的25％以上。“黄金时代”这一概念出现后得到了广泛传播，天然气产业发展受到前所未有的关注，那么天然气“黄金时代”是否已经到来了呢？
全球天然气资源总量十分丰富，供应基础更胜以往。科学技术的进步有力推动了天然气的勘探开发，扩大了天然气的开采范围，再加上采收率的提高，使全球天然气储量在连年加大开采量的情况下不降反增。截至2020年底，全球天然气剩余可采储量188．1万亿立方米，处于历史高位，较2000年增长接近50万亿立方米，储采比48．8。
2021年天然气产量40369亿立方米，创历史最高水平。过去约40年间，全球天然气产量持续增长，1980年至1990年年均复合增长3．26％，1991年至2000年年均复合增长2．00％，2001年至2010年年均复合增长2．75％，2011年至2021年年均复合增长2．2％。
天然气的消费更胜以往。2021年，全球天然气消费首次突破4万亿立方米，达到40375亿立方米。过去约40年间，天然气消费量持续稳定增长，特别是2001年之后的近20年时间，天然消费量由2．4万亿立方米增长至4．0万亿立方米，年均复合增长超过2．4％。
天然气的政策红利更胜以往。相比于煤炭，同样产生1万大卡燃烧热值，天然气二氧化碳排放量仅有煤炭的54％左右。作为最清洁的化石能源，天然气被认为是能源从高碳到零碳过渡的重要桥梁，获得了更多国家、组织的支持，又一次进入政策机遇期。例如，中国为提高天然气利用水平，2014年来出台与天然气相关的政策文件超过30个，涉及天然气产业链的方方面面，极大促进了天然气产业的发展。
在国际能源署提出天然气“黄金时代”设想之后，天然气的发展并没有实现预期，与2000年至2010年约2．8％的天然气消费量年均复合增长率相比，2010年至2020年的年均复合增长率仅为1．9％。在政策支持下，2018年中国、欧洲等多个国家和地区呈现爆发式增长，全球天然气生产和消费增速均超过5％，一度非常接近“黄金时代”。但这种增长并没有持续，2019年增速即降至1．7％，2020年在新冠疫情影响下消费增速反而下降2．1％，2021年重新增长。
展望未来，天然气生产和消费总量仍将保持增长，国际能源署预计2019—2040年天然气年均复合增长率接近1．2％，远高于石油的0．3％和煤炭的－0．6％，天然气也将超越煤炭成为全球第二大主体能源，发展前景十分乐观。然而，天然气毕竟还是化石能源，在全球碳排放约束日益趋严的背景下，未来要想在低碳乃至零碳世界中要想得到大规模的发展，仍将面临碳排放政策的挑战，同时在成本上也需要进一步提高竞争力。
2．全球三大天然气区域消费市场
全球天然气资源十分丰富，但分布极不均衡，主要集中在中亚—俄罗斯地区和中东地区。天然气的自然禀赋决定了其开发、生产、运输、储气、使用等产业链各个环节都更依赖于基础设施。天然气单位容积的热量比石油低很多，在气态下天然气的运输相对更加困难，所以在天然气市场发展初期，区域化的特征十分明显。从全球看，天然气市场包括欧洲、北美、亚太三大区域市场。
1）全球区域天然气资源分布
截至2020年底，全球天然气资源量188．1万亿立方米，其中，中东地区75．8万亿立方米，占比40．3％；独联体地区56．6万亿立方米，占比30．1％；亚太地区16．6亿立方米，占比8．8％；北美地区15．2亿立方米，占比8．1％。从国家来看，俄罗斯是第一大天然气资源国，占比19．9％；伊朗是第二大资源国，占比17．1％；卡塔尔是第三大资源国，占比13．1％；其他资源比较丰富的国家还有美国、土库曼斯坦、中国等。
2）全球区域天然气产量分布
2021年，全球天然气产量4．04万亿立方米，其中北美地区1．14万亿立方米，占比28．1％；独联体地区0．9万亿立方米，占比22．2％；中东地区0．71万亿立方米，占比17．7％；亚太地区0．67万亿立方米，占比16．6％。从国家来看，美国是第一大天然气生产国，占比23．1％；俄罗斯是第二大生产国，占比17．4％；伊朗是第三大生产国，占比6．4％；中国是第四大生产国，占比5．2％。其他天然气产量靠前的国家还有卡塔尔、加拿大、澳大利亚等。
3）全球区域天然气消费量分布
2020年，全球天然气消费量3．82万亿立方米，其中北美地区占比27．0％，亚太地区占比22．5％，中东地区占比14．4％，欧洲地区占比14．2％，独联体地区占比14．1％。
4）北美天然气市场
北美是全球第一大天然气生产和消费市场，主要由美国、加拿大、墨西哥三个国家组成。该地区管网发达，市场交易也非常成熟，拥有多个天然气交易中心，尤以美国市场最具代表性。2021年，北美地区天然气产量11358亿立方米，天然气消费量10341亿立方米。
5）欧洲天然气市场
欧洲地区天然气市场也十分发达，代表性的国家包括英国、荷兰、德国等。2021年，欧洲地区天然气产量2104亿立方米，天然气消费5711亿立方米，存在超过3000亿立方米的需求缺口，导致该地区需要常年进口大量的天然气，其中管道气是最主要的进口方式。2021年，欧洲地区通过管道方式进口天然气2328亿立方米，进口液化天然气1082亿立方米，主要来自卡塔尔、美国、俄罗斯、尼日利亚和阿尔及利亚。该地区具有发达的天然气交易网络，交易中心多以虚拟交易中心为主，主要有英国NBP、荷兰TTF、德国NCG和GPL等。
6）亚太天然气市场
亚太地区拥有全球最发达的液化天然气市场，常年需要进口大量的天然气，代表性的国家包括中国、日本、韩国等。2021年，亚太地区天然气产量6690亿立方米，天然气消费量9183亿立方米；通过液化天然气进口天然气3718亿立方米，通过管道进口天然气742亿立方米。中国是亚太地区最大的天然气消费国和最大的天然气生产国，此外也是全球最大的天然气进口国，总进口量1627亿立方米。
3．LNG助推全球性天然气市场的形成
液化天然气（LiquefiedNaturalGas，简称LNG），是指气态的天然气在净化和脱除杂质组分后，在常压下，采用节流、膨胀和外加冷源制冷（一般使用－161．5℃）的工艺，冷却至其沸点温度后，凝结形成的低温液体。LNG技术的发展，极大程度改变了天然气依赖管道的运输限制，使全球跨地区、跨大洲的天然气贸易成为可能，并迅速发展，推动天然气市场从区域市场向全球市场转变。
1）全球天然气贸易
2021年，全球天然气贸易总量达到了10218亿立方米，其中LNG贸易总量达到5162亿立方米，连续两年成为最主要的天然气贸易方式。从增量上看，2021年LNG贸易总量较2000年增长3757亿立方米，而同期管道天然气贸易总量仅增长1183亿立方米。可以说，LNG的发展带动了全球天然气贸易的持续、高速增长。
2）全球LNG液化能力与出口国
液化是LNG贸易的第一步。截至2022年4月，全球LNG液化能力6250亿米3/年。澳大利亚近年来液化能力建设实现跨越式发展，已成为全球液化能力最强的国家，总液化能力达到1191亿米3/年；美国位列第二，总液化能力1171亿米3/年；卡塔尔位居第三，总液化能力1049亿米3/年；其他液化能力强的国家还包括马来西亚、阿尔及利亚、俄罗斯、印度尼西亚、尼日利亚等。此外，全球还有大量的LNG液化能力正在建设或通过最终投资决策，包括2021年2月份卡塔尔通过北方气田近435亿米3/年产能的最终投资决策。
LNG出口方面，2021年澳大利亚出口1081亿立方米，占比20．9％，位列全球最大的LNG出口国；卡塔尔出口1068亿立方米，占比20．7％；美国出口950亿立方米，占比18．4％；俄罗斯出口396亿立方米，占比7．7％。
3）全球LNG再气化能力与进口国
截至2022年4月，全球LNG再气化能力接近12266亿米3/年，LNG接收终端138座，同时在建接收终端近30座。日本拥有全球最大的LNG再气化能力，接近2875亿米3/年，但利用率仅37％；韩国LNG再气化能力位居第二，为1874亿米3/年，利用率仅34％；中国LNG再气化能力位居第三，为1264亿米3/年，利用率高达84％。
LNG进口方面，全球LNG进口国家和地区已经拓展到了39个。中国在2021年首次超过日本成为全球第一大LNG进口国，2021年进口1095亿立方米，约占全球进口量的21．2％；日本2021年进口1013亿立方米，约占全球的19．6％；韩国是LNG第三大进口国，2021年进口641亿立方米，约占全球的12．4％。总的来看，包括日本、中国、韩国在内的亚太地区是LNG进口的最主要地区，2021年进口总量3718亿立方米，约占全球LNG贸易量的72．0％。
4）LNG运输船及运输路线
各种各样的LNG运输船，是LNG进行全球贸易的基础。在日益扩大的LNG市场带动下，LNG运输船和运输量也在快速发展。截至2022年4月，全球共有641艘LNG运输船，包括45艘浮式存储和再气化装置、5艘浮式储存装置，其中2021年新增了64艘运输船。2021年，全球LNG运输达到6708航次，其中4598次是运往亚洲的；最多的航线是从澳大利亚到日本的，航次达到452次；日本、中国、韩国是接收船货最多的国家，分别接收1523航次、1192航次、715船次的LNG。
4．为什么天然气消费峰谷差那么大？
天然气是一种清洁低碳的能源，主要应用领域包括居民、商业、发电、化工、工业燃料、建筑和交通等，由于资源禀赋的差异，不同国家的利用方式存在显著区别。天然气消费受季节影响很大，一般情况下是冬季用气多、夏季用气少，出现典型的峰谷差。我国天然气峰谷差极大，比如北京市，冬季用气高峰和夏季低谷比，可以相差10倍。
1）美国天然气消费结构与峰谷差
美国天然气消费季节性特征十分明显。在冬季用气高峰期，天然气的消费量可以超过30亿米3/天，而在夏季用气的低谷期，天然气消费量通常低于20亿米3/天，峰谷差超过10亿米3/天。2021年2月，美国天然气消费量平均30．78亿米3/天，而到了5月份，天然气消费量跌落至19．13亿米3/天。分析后发现，居民和商业用气的下降，是导致天然气消费大幅下降的最主要原因，其中居民用气由8．76亿米3/天下降至1．97亿米3/天，约占天然气消费下降总量的58％；商业用气由4．97亿米3/天下降至1．66亿米3/天，约占天然气消费下降总量的28％；工业用气由6．72亿米3/天下降至5．95亿米3/天，约占天然气消费下降总量的7％。因此，居民、商业和工业用气的季节消费特征，是美国天然气消费产生峰谷差的最主要原因。
2）中国天然气消费结构与峰谷差
中国天然气消费增长十分迅速，2011年至2021年年均增长率高达10．9％，远高于全球2．2％的平均水平。根据《中国天然气发展报告（2021）》，2020年中国天然气消费量3280亿立方米，同比增长6．9％，占一次能源消费总量的8．4％。从消费结构看，工业燃料和城镇燃气用气占比基本持平，均在37％～38％，发电用气占比16％，化工用气占比9％。
从天然气月度消费量来看，作为快速增长的天然气市场，中国天然气消费呈现“淡季不淡、旺季更旺”的特征。在冬季供暖季节，天然气消费量要普遍高于其他月份，2021年12月天然气消费量最高至435亿立方米，2月最低在273亿立方米，峰谷差162亿立方米。具体来看，主要是我国北方冬季供暖天然气消费量大，尤其是“煤改气”政策之后，进一步加剧了峰谷差。
天然气消费的峰谷差，对天然气的稳定供应带来非常大的挑战。如何在冬季的时候保证天然气的供给，避免天然气供应紧张，而又在夏季消费低谷的时候，促进天然气的利用，是困扰天然气行业发展的一大难题。如何削峰填谷？世界通行的做法是建设天然气储气装置，在用气少的季节把多余的天然气储存起来，到高峰期的时候再投入市场。目前，地下储气库是最主要的储气手段，在夏季将天然气注入地下，用时再采出来，成为各个国家的首选。美国储气库在夏季消费低谷期注入天然气，在冬季用气高峰期再采出天然气，有效保障了天然气的稳定供应。
5．天然气发电有什么竞争力？
天然气发电的优势在于低碳清洁、调峰能力强，但各国受资源禀赋影响，天然气利用成本存在较大差异，在发电领域的利用程度也有明显不同。
1）天然气发电的主要形式
天然气发电的主要形式有三类：一是简单循环发电，由燃气轮机和发电机组成；二是前置循环热电联产或发电，由燃气轮机及发电机与余热锅炉共同组成；三是联合循环发电或热电联产，由燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽轮机或供热式蒸汽轮机（抽汽式或背压式）共同组成。
2）燃气发电的热力学优势
为了提高热效率、降低发电热耗率（标煤耗率），燃气发电常规采用燃气－蒸汽联合循环方式。
燃气联合循环是当今火电发电标煤耗较低的发电方式。当代大型9F级燃气－蒸汽联合循环发电热效率高达58％～60％，比超超临界600兆瓦级、1000兆瓦级燃煤发电机组的热效率还要高10％～20％。
3）燃气发电的环境效益
燃气发电的环保优势十分突出，几乎无粉尘（PM2．5）排放，SO2排放极低，经低氮燃烧器和烟气脱硝装置后NOx排放非常低，CO2等温室气体排放也仅为燃煤电厂的一半左右。将燃气轮机联合循环机组与燃煤汽轮机在发电节能（节省标煤）和减碳（CO2）排放上作比较，同样100万机组，前者年节省标准煤20．2万吨，减碳（CO2）157．6万吨。
4）燃气电厂启停迅速且选址灵活
天然气发电厂启停迅速，在夏季用电高峰期适于调节，调峰作用十分突出，调峰性能将进一步得到发挥。近年来，东部沿海地区不断优化调整电力结构，“控煤限煤”禁止新建或扩建燃煤电厂，对现役燃煤电厂节能增效要求“升级改造”、污染排放要求“超低排放”，达到燃气发电排放限值标准。然而，煤电改造投入耗资巨大，核电选址难且建设周期较长，可再生能源存在间断性、不稳定性和容量较小等问题。电力结构向清洁化、多元化优化调整进程中，天然气发电成为最佳选择。
此外，燃气发电系统比燃煤发电设备紧凑，占地面积更小，耗用水资源也只占燃煤电厂的三分之一左右。由于清洁环保，可在城市经济开发区或热力电力负荷中心布局，减少供热管网、高压输电设备的建设量并节约了线路走廊用地，降低了投资和运营成本，提高了经济效益。
5）天然气发电的成本挑战
美国天然气发电的规模发展，离不开其充足、廉价的天然气供应，而中国天然气发电发展滞后，主要也是因为其相对于煤电高昂的供应成本。但若在发电领域引入碳价，天然气发电的竞争力将会大幅度提高。根据国际能源署的估算，假设碳价为30美元/吨，在7％的折现率下，天然气发电的平均平准化发电成本为71美元/（兆瓦·时），已经显著低于煤炭的88美元/（兆瓦·时）。
6．天然气贸易是如何定价的？
全球天然气贸易起步较晚，截至目前，北美、欧洲和亚太三个区域性天然气贸易市场最具代表性。
1）北美天然气贸易如何定价？
在美加管道天然气贸易历史中，加拿大最初以一个非常低的固定价格（0．22美元/百万英热）向美国出口天然气。20世纪70年代，加拿大能源局为了使天然气出口价格合理反映原油进口成本，提出了“替代值”的概念，并通过Duncan－Lalonde公式，将天然气出口价格与原油价格挂钩。美国与墨西哥的天然气贸易定价发展轨迹与加拿大相似，也是由最初的固定低价逐步发展到与原油价格挂钩，最后开始使用竞争性的价格。
20世纪70年代，美国天然气进口价格管制解除，市场化定价机制及现货交易中心建立。1990年天然气期货合约在纽约商品交易所上市，连通美国东北、东南、中西部及海湾地区天然气市场的亨利中心被选为天然气期货合约的交割点。目前，亨利中心价格已经成为北美天然气交易中的基准价，进口价格由天然气竞争确定，也就是与亨利中心价格相联系。国产天然气供应量和交易中心价格对进口数量和价格有直接影响，这就是气—气竞争的市场定价机制。
2）欧洲天然气贸易如何定价？
欧洲的天然气贸易，最初采用市场净回值和成本加成等定价机制，并使用“照付不议”条款来保障出口方的利益。19世纪80年代后，各国开始引入市场竞争机制，相继形成了NBP、TTF等天然气交易中心价格。
目前，欧洲天然气的定价方式主要包括两种：第一种是挂钩汽油、燃料油等竞争能源，主要用于长期合同。第二种是挂钩交易中心价格，采取气间竞争的市场定价机制。总体来说，欧洲天然气市场定价机制正处于过渡阶段，大部分天然气价格仍然与以成品油为主的竞争燃料挂钩，然而与交易中心价格挂钩的市场定价机制正逐渐占据主导地位。
3）亚太地区天然气贸易如何定价？
亚太地区的天然气贸易以LNG长期协议为主，但现货和短期协议所占的份额正在不断增加。
7．为什么亚洲天然气溢价那么高？
与欧美高度市场化的“气对气”竞争定价机制不同，日本等大多数亚洲国家采用与原油进口平均价格挂钩的方式。在国际油价飙升时期，亚洲市场的天然气价格明显高于欧洲和美国，这种价格差异被称为“亚洲溢价”。
1）定价机制区域差异推高“亚洲溢价”
日本早期的LNG协议价格固定为0．5美元/百万英热单位。1973年的石油危机促使日本重新制定了LNG定价方式，挂靠日本清关原油价格（JCC）。到了80年代，油价处于低谷，日本开始为LNG价格制定上下限，这种方式可以保护买卖双方，不会因为油价过度剧烈波动而造成大量损失，这就是“S曲线”。在运行逻辑上，JCC的定价方式与欧美的“气对气”竞争定价机制有本质的区别，JCC定价逐渐应用到韩国，且绝大部分的中国国有石油企业在和上游资源方签署长期LNG贸易合约时也会采用和原油价格挂钩的定价方式。
页岩气革命以来，北美市场天然气生产能力大幅提升，供应持续宽松。在“气对气”竞争的定价机制下，美国本地天然气价格下降较快。欧洲市场由于经济增长整体放慢，天然气消费需求处于缓慢增长态势。相比之下，亚洲市场的天然气消费增速最为强劲。与此同时，国际油价经历了2009年至2014年、2015年至2019年两个涨跌周期。需求量的大幅上升，刺激了亚洲LNG现货价格的飙涨，而油价的周期性波动使亚洲LNG价格也呈现类似的变化趋势。2018年，东北亚地区LNG进口均价为每百万英热单位9．41美元，而美国亨利交易中心（HenryHub）、英国国家平衡点（NBP）现货全年均价每百万英热单位分别为3．16美元和8．05美元，美洲、欧洲、亚洲三地市场价格比为1∶2．5∶3。
2）需求缺乏弹性创造歧视定价机会
除定价机制差异外，从供需方面看，北美、欧洲和亚洲三个天然气市场的供需形势有所差异，导致“亚洲溢价”长期存在。亚太地区LNG进口量占全球LNG贸易总量的七成，日本、中国和韩国是全球LNG进口前三大国。天然气利用范围已遍及中日韩民用、商业、公共服务、工业等多个领域，成为亚洲民众日常生活和工商业活动的重要支柱。
亚太地区天然气需求相对缺乏弹性。在2014年以前，国际LNG市场一直是卖方主导，供需整体趋紧。2014年之前，亚洲国家对LNG的采购需求集中爆发，但是澳大利亚、卡塔尔的新增产能无法快速释放，导致全球供需增量严重错配，形成了供不应求的卖方市场，也为出口国歧视定价创造了条件。
自2015年以来，澳洲、美国等国各大液化出口项目产能陆续释放，亚洲传统买家需求增速放缓，现货和短期合同贸易量比重不断增大，供需整体宽松，国际LNG市场逐渐从卖方市场转为买方市场，中日韩迎来了消除“亚洲溢价”的机遇期。
8．居民气价是如何形成的？
居民生活用气为通过城市燃气管网向居民家庭供应的所有燃气。天然气从地下到用户需要经过上游生产、中游运输及下游配售三个环节，相对应的天然气价格可以分为出厂价、管输费、配气费和终端用户价四个环节。居民生活购买燃气所支付的价格，即为终端用户价，定价以行政为主、市场为辅，由政府部门根据生产与供应成本再加合理利润确定。
1）常见的天然气价格机制
天然气产业链带有自然垄断特征，在市场发展初期通常都是非竞争性的市场，这段时期也以管制天然气价格为主。随着市场的发展，天然气基础设施不断完善，供应主体逐渐增多，竞争程度逐渐提高，天然气的价格也逐渐过渡到以竞争价格为主的体系。总的来看，建立有效的天然气批发市场是一个长期、多步骤的过程，需要政府、监管机构和竞争主体的共同参与。目前，美国、英国等成熟国家均为竞争主导的市场定价体系，现货市场、期货市场均十分完备，而我国还处于管制与竞争并存、加速向市场化迈进的阶段。
根据国际天然气联盟的定义，各个国家天然气市场出现的价格机制主要有与油价挂钩、气气竞争、双向垄断、最终产品净回值、成本加成等。
2）我国天然气价格机制
成本加成定价和市场净回值定价是我国常见的两种定价机制。成本加成定价机制下，终端用户价格包括上游生产储存成本、上游生产商利润、中游管输费、管输企业利润、下游配气成本、下游销售公司利润。市场净回值定价下，天然气的销售价格与可替代能源（燃料油、液化天然气等）价格挂钩，在此基础上倒扣配气费、输配费用回推天然气各供应环节的价格。
在上游天然气出厂价格方面，大部分天然气类型已经完全市场化定价。2020年3月16日，国家发改委公布新的《中央定价目录》，自2020年5月1日起施行。目录指出，海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气，2015年以后投产的进口管道天然气，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成；其他国产陆上管道天然气和2014年底前投产的进口管道天然气门站价格，暂按现行价格机制管理，视天然气市场化改革进程适时放开由市场形成。
在中游输送和下游配气环节，我国也出台了多项政策。2016年10月，《天然气管道运输价格管理办法（试行）》规定管道运输价格按照“准许成本加合理收益”原则制定，管道项目的内部收益率规定为8％。
在下游售气环节，目前我国对居民生活用气实行阶梯价格制度。
3）我国居民生活用气的阶梯价格制度
2014年3月，国家发改委发布《关于建立健全居民生活用气阶梯价格制度的指导意见》（发改价格〔2014〕467号），在全国范围内建立健全居民用气阶梯价格制度。文件规定了分档气量的确定、分档气价的安排、实施范围、计价周期等。
分档气量的确定，按照满足不同用气需求，将居民用气量分为三档，其中：第一档用气量，按覆盖区域内80％居民家庭用户的月均用气量确定，保障居民基本生活用气需求；第二档用气量，按覆盖区域内95％居民家庭用户的月均用气量确定，体现改善和提高居民生活质量的合理用气需求；第三档用气量，为超出第二档的用气部分。
分档气价的安排，各档气量价格实行超额累进加价，其中：第一档气价，按照基本补偿供气成本的原则确定，并在一定时期内保持相对稳定；第二档气价，按照合理补偿成本、取得合理收益的原则制定，价格水平原则上与第一档气价保持1．2倍左右的比价；第三档气价，按照充分体现天然气资源稀缺程度、抑制过度消费的原则制定，价格水平原则上与第一档气价保持1．5倍左右的比价。
北京市居民用管道天然气销售价格第一档、第二档、第三档气价分别为2．61元/米3、2．83元/米3、4．23元/米3。
9．何种储气方式最经济？
储气库在天然气产业链中占据重要的地位，对天然气季节调峰具有不可替代的作用。
1）储气库的主要类型
目前，天然气储气库技术已经很成熟，储气库也发展形成了盐穴储气库、废弃矿坑储气库、含水层储气库、枯竭油气藏储气库、硬岩洞穴储气库等。
2）主要国家储气库建设情况
美国是世界上天然气储气库最为丰富的国家。根据美国能源信息署统计，截至2016年，美国拥有各类型储气库415座，总储气能力9．24万亿立方英尺，总工作气量4．81万亿立方英尺，其中盐穴储气库0．50万亿立方英尺、含水层储气库0．45万亿立方英尺、枯竭油气藏储气库3．86万亿立方英尺。
中国天然气储气库发展较晚。截至2021年底，中国已累计建成储气库群28座，地下储气库调峰能力达165亿立方米。但是，中国天然气储气库工作气量仅为天然气消费量的4．4％，远低于发达国家10％～15％的水平。
3）储气库的运营成本
由于各国的地质条件、建库条件、管理模式及财务核算情况存在差异，目前统计发现的储气库单位投资和运营成本差异较大。以欧盟为例，对于储气库单位投资成本，油气藏型为0．326～1．628元/米3，含水层类为1．953～3．256元/米3，盐穴型为2．604～4．558元/米3；对于储气库单位运营成本，油气藏型和含水层类均为0．070～0．117元/米3，盐穴型为0．117～0．582元/米3。总体而言，无论是储气库单位投资还是运营成本，盐穴型最高，含水层类次之，油气藏型最低。
在美国，服务成本定价、市场需求定价是确定储气费的两种主要方法。服务成本定价主要用于美国联邦能源监管委员会管理的州际储气库和独立储气库，而市场需求定价一般用于独立储气库。服务成本法中的储气费价格包括服务成本和合理范围内的投资回报，即按服务成本收取储气能力占用费和储气使用费。在两部制中，容量费与实际使用无关，而使用费按照实际注入/回采量收取。市场需求定价是综合合同价格、价格因素及市场需求，通过谈判方式确定。
在欧盟，储气费一般包含储气能力占用费和储气库使用费，其中储气能力占用费用于支付储气库注入与采出流量、库容占用而发生的费用；储气库使用费用于支付实际注入、采出天然气而发生的费用。储气费一般通过谈判确定，但地域、储气库类型、价格机制的差异导致各国储气费不尽相同，同时管制定价一般低于协商定价，盐穴储气库的储气费一般高于其他类型的储气库。储气业务竞争开放的国家和地区一般采用协商定价，而储气服务尚未开放的国家和地区一般采用政府管制定价。