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目前，中国液化天然按期（LNG）接收站进入快速启动阶段，全国储气能力有所提升，但与世界平均水平相比仍存在较大差距。
3月9日，界面新闻从中国海洋石油集团有限公司（下称中国海油）获悉，全国人大代表、中海化学富岛公司化肥二部副总经理刘平提出，应进一步加强全国储气设施建设。
据刘平介绍，截至2020年底，中国已建成LNG接收站21座，总设计规模9200万吨/年，已建储罐罐容1003万立方米，形成储气能力63亿立方米，占去年全国天然气表观消费量的1.9%。
同期，全国形成总储气能力约250亿立方米，约占全国天然气表观消费量的7.7%，较世界12%-15%的平均水平仍有较大差距。
近年来，中国天然气消费量高速增长，一次能源消费结构占比从2005年的2.4%，提升至2019年的8.1%。因天然气产量供应不足，天然气消费对外依存度从2005年的1.7%，增长至2019年的44.1%。
2018年，国家发改委发布的《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》提出，到2020年“供气企业10%、城燃企业5%、地方政府3天”的储气指标。
即供气企业要拥有不低于其合同年销售量10%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；县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力。
随后，中国储气设施进步快速启动阶段，但也造成储气设施遍地开花的现象。
刘平表示，中国沿海LNG接收站单体规模普遍较小、布局较分散，在华南地区呈现岸线扎推、选址密集的现象。
这将造成土地和岸线资源利用率低、配套设施投资和运营成本升高等问题。同为LNG进口大国的韩国、日本，LNG接收站单体规模一般较大。
刘平称，目前中国LNG接收站平均罐容为43万立方米、日本LNG接收站平均罐容53万立方米、韩国LNG接收站平均罐容为181万立方米。
刘平还指出，中国现有储气市场化定价机制未体现储气调峰价值，储气设施投资和成本没有回收渠道，效益无法体现。同时，尚未建立有序、透明的储气容量市场。
刘平建议，要有序、快速推进储气能力建设，避免小规模接收站遍地开花。按照“共建共享、集约布局、规模发展”的原则，指导企业优先考虑在现有LNG接收站扩建，提高接收处理能力，实现接收站集约化、规模化运营。
此外，应建立储气调峰能力市场化、商业化使用规则和应急保供机制，提高储气设施使用效率；配合国际LNG采购平台以及国家级油气交易中心运作，打造中国天然气指数工作。
刘平称，要创新“组团拼单”建设模式，打造国家级储气能力创新示范中心，大力快速提升储气设施建设速度与规模。
在持续提升储气基础设施利用效率方面，刘平表示，要建设国家级统一高效的基础设施运营平台，逐步实现所有基础设施统一运作，统一对外开放，从根本上避免市场的无序竞争，既降低中间环节成本，又抑制天然气基础设施投资冲动，谨防产能过剩。
他提及，需从土地、财税、金融、投资等方面，加大天然气储备设施建设的支持力度，将社会责任储备项目列入《重点地区应急储气设施建设中央预算内投资（补助）专项管理办法》范围享受财政支持。
刘平还建议，持续加强储气容量交易体系建设，加快发展储气容量一、二级交易市场，研究制定交易规则及监管办法，有效推动储气容量充分、灵活利用，打造天然气容量交易市场。