打造高质量发展的中国天然气产供储销体系

郭焦锋 赵良英 许睿谦 李继峰

（1.国务院发展研究中心资源与环境政策研究所，北京 100010；2.水电水利规划设计总院，北京 100120；3.北京大学，北京 100871；4.国家信息中心经济预测部，北京 100038）

0 引言

中国天然气发展面临的环境形势正发生深刻变化，影响天然气高质量发展的不确定因素超过以往任何时期。以“去碳化”为特征的新一轮能源转型正在全球兴起，《巴黎协定》开辟了全球天然气发展新前景，大力发展天然气已经成为国际社会共识。近年来，中国围绕天然气勘探开发、储运等基础设施建设、市场开拓和天然气体制机制改革等方面开展了大量工作，取得了显著成效，但离世界天然气发展水平仍有较大差距。截至2017年底，中国天然气在一次能源消费中所占的比重约为7.3%，比世界平均水平低16个百分点。中国天然气发展不平衡、不充分的深层次问题仍十分突出，亟待通过协同创新、深化改革找到破解之道。天然气是有效治理大气雾霾、推进中国能源生产和消费革命向纵深发展的重要抓手，必须遵循新发展理念，从硬件（物理设施系统）和软件（体制机制政策）两个维度并举高质量发展天然气，尽快建立全国管网互联互通的天然气上中下游产业链，深化天然气体制机制改革，推进“源—网—荷—储”协同发展，探索构建一个新时代下具有高质量发展示范意义的产供储销体系和天然气市场体系，以更好地满足人民群众日益增长的清洁用能、绿水青山的需要，为加快推进世界绿色低碳转型贡献中国方案。

1 立足国内，打破垄断，加快建立国内天然气储量及上产水平的提升机制

1.1 勘探开发稳步推进，但上游垄断格局依旧、资金投入明显不足

中国陆上常规天然气资源量约为40×1012m3，累计探明地质储量为8.2×1012m3，已开发动用探明地质储量为5.0×1012m3。截至2017年底，常规天然气累计探明地质储量较2015年新增1.22×1012m3，页岩气累计探明地质储量为9 168×108m3，较2015年新增3 627×108m3；煤层气新增累计探明地质储量为680×108m3［1］。尽管勘探开发稳步推进，但受上游主体很少、市场竞争极不充分、考核激励机制不足、支持政策不够等因素影响，三大石油公司对上游投资力度不足、投资意愿不强。2017年全国油气勘探、开发投资分别达到约600亿元和1 600亿元，同比增长约13%和22%，但仍未恢复到2015年的投资水平。中国常规天然气资源探明率仅15%，远低于22.5%的世界平均水平。探明储量中未动用储量占比达44%，在当前的技术水平下，剩余的经济可采储量达3.9×1012m3，且大部分资源的开发成本相对于中缅管道进口气等具有明显的竞争优势。尽管具备资源潜力，但国内天然气新增探明储量和新建产能严重不足、核心技术和装备创新能力不强等问题十分突出。

1.2 立足国内，亟需加大对天然气勘探开发的投入

充分利用国际资源，“走出去”加强对国外资源的把控、提升中国天然气行业在国际市场的竞争力；全面放开国内矿权，“引进来”消化吸收国外企业的勘探开发技术和成功经验，提高中国非常规气的生产水平。完善天然气上游投入的绩效考核机制和审批机制，按6%的内部收益率核准致密气、页岩气、煤层气、天然气水合物等非常规气投资项目；进一步优化国有石油公司投资项目可行性研究、评价、审查、批准等流程，尽量缩短企业审核、政府审批的时间，打通天然气投资项目核准“最后一公里”，加快对天然气勘探开发项目投资，加大上游投资力度。

1.3 加快形成勘探开发有序进入、充分竞争的市场机制

上游放开市场准入，通过竞争取得天然气矿业权。强化矿业权退出，加快改革矿业权管理制度，盘活存量矿权，对“占而不勘、占而不采”的矿业权要明确退出时间表［2］。对南海海域、塔里木盆地、准噶尔盆地、四川盆地南部及其周缘区域的油气区块，“占而不勘”超过3年，依法收回20%的矿权；超过5年的收回30%～50%的矿权；超过7年收回全部矿权，收回的矿权重新进入市场招拍挂或协议出让。对具备开发条件的区块限期在2～3年完成产能建设，鼓励以企业内部流转、参照产品分成等模式与各类主体合资合作开发、矿权企业间流转和竞争性出让等方式加快上产、增加产量。激活微观市场主体活力，鼓励社会资本和民营企业广泛参与天然气上游领域。加强监管和责任追究力度，倒逼引导现有石油公司增储上产。

1.4 建立财政、税收、金融和产业等支持政策，鼓励加快勘探开发深层气、致密气、页岩气、煤层气、天然气水合物等非常规天然气

加大力度支持致密气勘探开发，在重大技术专项、选区评价及“甜点”勘探开发技术攻关等方面给予大力支持。继续支持页岩气开发，鼓励技术研发，不断突破勘探开发技术瓶颈，促进页岩气加快增产。支持海气资源稳产增产，建立完善用海机制，切实解决深水油气资源开发风险高、敏感地区外交环境复杂多变等方面的问题。鼓励发展混合所有制和社会资本参与综合开发利用南海石油天然气等资源，在产业化早期阶段，以协议出让的方式授予勘探开发企业天然气水合物矿权的同时，一并授予该企业同一区块内的石油、天然气和其他资源矿权。

2 多元供应，利用好两个市场，形成国内国外互补、供应平稳有保障的多元化供应机制

2.1 供应能力明显提升，但多元化供应体系亟待完善

2016年受需求不足而压产的影响，国内天然气产量仅增长19×108m3；2017年随着需求回稳国产气量增长逐渐恢复，2017年增速达7.7%，产量达1 474×108m3。2016、2017年中国天然气进口量分别为745×108m3和946×108m3，分别较上年增长21.9%和27%，增速持续扩大。尽管供应能力明显提升，但国产常规气上产慢，非常规气产量规模仍然较小，煤制气还处于产业化初期，进口天然气均衡性差、对少数气源过度依赖，气源多元化基础仍不牢固。天然气进口主要依赖西北和海上两大通道，进口多元化尚需拓展。进口气主要依赖少数国家。当前中国自土库曼斯坦、澳大利亚和卡塔尔三国的进口气量占全国的70%以上，2017年分别为317×108m3、237×108m3和103×108m3。根据已签协议，未来还可能继续从这三国增加进口量。在规模持续增加的情况下，供应安全风险将逐步增加。一方面，与中国地理上属同纬度的中亚三国，在中国冬季用气高峰期，也同样需要更多的天然气以应对寒潮影响，导致对中国出口出现欠量。另一方面，随着海上LNG进口规模的扩大，中国LNG接收站布局岸线由南向北拓展，也越来越易受气象、海况、航道等影响，不可控因素增多。因此随着进口规模的日益扩大，亟待建立天然气进口应急保障机制，有效应对各种潜在的进口安全风险。

2.2 力争国内天然气产量平稳较快增长

明晰三大石油公司天然气保供主体责任，引导、激励国内气源企业按计划做好气源供应，充分发挥好中国石油、中国石化、中国海油主要供气商的作用，同时加快推动民营企业、城镇燃气经营企业开辟新的供应渠道。稳定增加常规气产量，加快提高致密气产出水平，保持页岩气产量较高增速，继续挖潜煤层气、煤制气生产能力。

2.3 尽快推进天然气进口多元化

健全多元化海外天然气供应体系，探索与多国建立良好的天然气供应谈判机制，不断优化中国天然气进口结构和布局。加强与中亚国家的协调与交流，完善长期供气合作机制，稳步增加中亚进口管道气量；持续推进与俄罗斯的合作，力争中俄天然气管道东线于2019年按期投产；探索增加从美国进口LNG，以中国石油与美国切尼化工等公司的合作为契机，推动更多的企业进口美国LNG。注意把握国际石油天然气市场发展新形势，充分利用国际LNG贸易的流动性和灵活性，继续增加LNG现货进口量，建立完善长期、中短期和现货有机结合的LNG贸易机制和渠道，确保LNG及时进口、价格平稳可承受。

2.4 加快完善财政、税收等产业支持政策

尽快落实致密气财政扶持政策；页岩气财政补贴增加稳定性、可预期性。天然气增值税减税政策扎实推进；研究LNG进口增值税改为“即征即返、全额返还”，对超过核准文件中规定设计产能的进口量部分，在退税方面予以考虑；参照对页岩气资源税减征30%的做法，探索对致密气资源税减征30%的可行性。研究制定天然气水合物免征资源税、增值税等政策。

3 加快建设储运设施，互联互通，建立完善调峰与应急保障机制

3.1 加紧推进落实储气调峰责任

明确地方政府、上游供气企业、城镇燃气企业和大型工业用户的储气设施建设主体责任，尽快推进各方签订储气能力建设责任书并督促落实。到2020年，供气企业应拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力；城镇燃气企业应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［3］。

3.2 建立健全天然气需求侧管理和调峰机制

推动供用气双方签订中长期购销合同，保障天然气市场平稳运行。在供气紧张时段合理压减非民生用气，优先保障民生用气。建立多层次天然气储备调峰体系，支持地方政府与企业合建储气调峰服务设施。尽快建立完善不同级别管网和基础设施互联互通的相关标准和技术规范，提高输配气系统利用效率。

3.3 尽快出台天然气管网体制改革方案并积极推进落实

明确市场预期，鼓励各类企业和资本投资管网建设。加快推动管网设施和LNG接收站基础设施公平开放。积极推动运、销分离，建立全国性天然气管道公司和调度中心，打破区域管网、城市管网的专营垄断，优化城市专营制度，推广天然气用户与气源方直接交易，在实现输配分离、配售分离的基础上降低天然气终端用户的使用成本。

4 自主消费，推动建立完善的市场体系，形成市场化的天然气高效利用机制

4.1 积极稳妥推进天然气价格并轨，尽快理顺民用天然气价格

按照“管住中间、放开两头”的原则，尽快放开城市门站价、气源价和终端销售价，由市场竞争决定。对城镇居民气价由价格主管部门按“准许成本加合理收益”的原则确定供气成本、费用和价格。实施天然气消费及惠民利民工程，有序推进北方地区和长江经济带冬季清洁取暖。积极推动供用气双方直接交易，大力推进区域及用户多气源供应。

4.2 加快天然气车船推广工作力度

多措并举加快加气站建设，加大建站土地供应，简化加气站建设审批流程。积极推进LNG船舶试点示范，探索船舶“油改气”，采取强有力的措施控制移动污染源排放。在京杭大运河（江苏段）试点全面禁油，同时对运行的LNG船舶免收船闸过闸费，加大对“油改气”船舶的财政政策支持力度。鼓励天然气与地热能、光伏、风电、水电等清洁能源协同发展，加大对新技术研发的资金投入，支持“互联网+”智慧天然气、多能互补等示范项目建设。

4.3 逐步形成中国天然气市场交易体系

天然气期货与现货市场相结合有助于共同构建中国天然气市场体系。通过期货交易引入更多的市场参与主体，解决现货市场参与程度不足的问题，实现价格发现功能，逐渐形成全国乃至亚太地区的天然气基准价格。建设国际化天然气期货市场符合“四个革命一个合作”的国家能源安全战略要求，既可吸引包括俄罗斯、卡塔尔、中亚等出口国及地区的投资者，又符合人民币国际化战略，同时天然气作为重要的清洁能源，可为“建设美丽中国”目标提供有力支撑。为此，要有序推进天然气现货市场建设，全面总结上海石油天然气交易中心、重庆石油天然气交易中心及其他国内商务平台建设和运维的经验，吸取出现的各种教训，找准市场交易规模偏小、交易不够活跃等方面的问题，为下一步天然气现货市场建设提供借鉴。稳步推进环渤海、华南、华中等天然气现货市场建设，力争在2020年全国初步建成由期货交易平台和若干个现货交易平台组成的统一开放、竞争有序的天然气市场体系，为中国天然气市场化改革、还原天然气商品属性打好基础。

4.4 先行先试尽快推出LNG期货交易

2017年3月26日 原油期货在上海期货交易所国际能源交易中心成功上市。原油期货的成功上市，标志着中国期货市场已基本具备对外开放的基础。复制原油期货的成功经验，切实落地基础设施第三方公平准入政策、制定统一的天然气计量计价标准、扩大保税仓储市场，以LNG为突破，依托环渤海等沿海地区较多的接收设施进行交割，适时将LNG扩展至管道天然气，在雄安新区建立“国际平台、竞价交易、保税交割、人民币计价”的天然气期货市场。

4.5 研究建设全国天然气交易中心

探讨在雄安新区建立国内与国际市场联通、具有重要定价能力和影响力的全国绿色能源市场交易中心。有序推进全国天然气及电力、碳排放权等绿色能源交易平台建设，以人民币为计价货币，参与主体涉及境外和全国的投资者，建立兼容期货与双边合约、中长期交易和现货交易相结合的绿色能源市场与绿色金融体系。

4.6 构建北方地区“煤改气”与天然气协同发展的管理和监管体制机制

加强北方地区及全国2035年和2050年天然气发展战略、发展规划研究，着力提高规划目标预测的科学性和准确性，并定期滚动修订规划。制定跨行政区域统筹协调的“煤改气”与天然气协同发展的战略和办法。建立健全京津冀能源环境协同发展的规划统筹和协商决策平台，逐步实现三地雾霾防治与天然气规划同图、建设同步。充分发挥规划引导和约束作用，强化对企业的规划落实、基础设施公平接入、信息公开共享等重要事项和环节监管。借助“互联网+”、人工智能、大数据等新一代信息手段，创新监管方式，提高北方地区监管的协调性、有效性和准确性。