周淑慧*，孫慧，梁嚴，昝光杰，劉勇，劉曉娟

（中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院）

0 引言

“十三五”以來，中國天然氣產供儲銷體系建設加快推進，產業(yè)發(fā)展基礎日臻完善，國家石油天然氣管網(wǎng)集團有限公司（簡稱國家管網(wǎng)集團）獨立運營，主要跨省天然氣管道、LNG（液化天然氣）接收站、儲氣庫等基礎設施逐步向第三方開放，由市場決定天然氣價格的方向已經(jīng)確立，油氣體制機制改革關鍵性政策基本落地，為未來天然氣行業(yè)協(xié)調穩(wěn)定發(fā)展奠定了良好基礎?！笆奈濉睍r期，中國經(jīng)濟發(fā)展總體穩(wěn)定向好，大氣環(huán)境污染防治方向不變、力度不減，為天然氣較快發(fā)展注入強心劑；全球天然氣資源豐富，供應能力整體寬松且價格趨穩(wěn)，為中國擴大天然氣利用規(guī)模提供資源基礎。然而，中國天然氣發(fā)展也面臨國內資源勘探開發(fā)難度加大、成本趨高，可再生能源快速發(fā)展擠壓，國際經(jīng)濟政治格局深刻調整等諸多不利因素。尤其是，2020年9 月22 日習近平主席提出，中國二氧化碳排放力爭于2030 年前達到峰值，努力爭取2060 年前實現(xiàn)“碳中和”（簡稱“雙碳”目標）。這將加速能源行業(yè)轉變發(fā)展方式，推動天然氣行業(yè)可持續(xù)發(fā)展，同時也對天然氣降碳、高質量發(fā)展提出了新要求。

1 天然氣行業(yè)發(fā)展新機遇

1.1 “雙碳”新發(fā)展目標為“十四五”時期天然氣較快發(fā)展提供難得的窗口期

“雙碳”目標事關中華民族永續(xù)發(fā)展和構建人類命運共同體，將引領中國經(jīng)濟社會向資源高效利用和綠色低碳方向發(fā)展。聯(lián)合國環(huán)境規(guī)劃署《2020年排放差距報告》［1］表明，2019 年全球溫室氣體排放524×108t 二氧化碳當量（不包括土地利用變化），其中化石燃料消耗二氧化碳排放達380×108t，占比高達72.5%。荷蘭環(huán)境評估署數(shù)據(jù)［2］顯示，2019 年中國溫室氣體排放140×108t 二氧化碳當量（不包括土地利用變化），全球占比27%，其中二氧化碳排放占比達82.6%，高于全球平均約10 個百分點。

“十三五”以來國家打贏藍天保衛(wèi)戰(zhàn)、大氣環(huán)境污染防治主要從末端治理入手，未來實現(xiàn)“雙碳”目標則需要從前端供給側調整優(yōu)化能源結構入手。煤炭作為高碳化石能源，未來無論是絕對消費量還是在能源結構中的相對占比都將大幅減少，到2060年可能降至5%左右［3］。可再生能源基本沒有大氣污染物且碳排放邊際成本低，到2060 年70%甚至更多的電能將來自風電和光伏，但風電和光伏發(fā)電日間出力、季節(jié)出力差別較大，大規(guī)模發(fā)展需要配套足夠的靈活性電源，如儲能設施等。而儲能的技術尚不成熟，還不具備經(jīng)濟性優(yōu)勢，且不適應季節(jié)性和日間調峰儲能場景。天然氣清潔低碳，燃氣電廠投資成本低、運行靈活，同樣熱值下相比煤炭可減少45%～55%的二氧化碳排放量，在能源系統(tǒng)轉型中的“橋梁作用”和在以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中的支撐作用難以被替代，是2030 年前實現(xiàn)“碳達峰”目標最現(xiàn)實的選擇。

2021 年以來，浙江、江蘇、廣東等省已開始嚴格限制煤炭消費，3 月全國燃氣發(fā)電量同比增加了約14%，天然氣需求持續(xù)快速增長。2021 年6 月，全國統(tǒng)一的碳市場計劃鳴鑼開市，占全國碳排放超過40%的電力行業(yè)率先參與交易，首批2 225 家發(fā)電企業(yè)被納入碳排放約束監(jiān)管。2020 年12 月，生態(tài)環(huán)境部頒布的國環(huán)規(guī)氣候〔2020〕3 號《2019—2020 年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發(fā)電行業(yè)）》規(guī)定［4］，當燃氣機組排放量大于核定的免費配額時，無須清繳配額之外的排放量，即現(xiàn)階段國家在政策上鼓勵燃氣機組發(fā)展，再考慮燃氣機組相對燃煤機組固有的高效率、低排放特征，在未來電力現(xiàn)貨市場成熟時，燃氣機組的碳收益相比燃煤機組將有明顯優(yōu)勢。接下來幾年，碳排放配額及交易將逐步涉及建材、鋼鐵、石化等其他七大高耗能行業(yè)，以引導企業(yè)轉變發(fā)展方式、提高能效、利用更多清潔能源、降低碳排放，從而在“十四五”時期持續(xù)推動天然氣消費需求較快增長。

1.2 中國經(jīng)濟基本面長期向好，天然氣需求內生增長空間廣闊

當前，中國正處于新型工業(yè)化、信息化、城鎮(zhèn)化、農業(yè)現(xiàn)代化快速發(fā)展階段，建立了全球最完整、規(guī)模最大的工業(yè)體系，形成了14×108人口超大規(guī)模內需市場。中央持續(xù)深化“放管服”改革，推進更高水平對外開放，構建以國內大循環(huán)為主體、國內國際雙循環(huán)相互促進的新發(fā)展格局，新型基礎設施建設、交通強國建設、現(xiàn)代能源體系建設、數(shù)字中國建設等將有效帶動中國經(jīng)濟行穩(wěn)致遠，“十四五”及2030 年前正常情況下可實現(xiàn)年均5%左右的增速，中國經(jīng)濟增量有望在2028—2030 年間超越美國。2020 年中國人均天然氣消費約230 m3，大大低于世界平均水平514 m3。若人均消費達到當前世界平均水平，則天然氣消費總規(guī)?？稍鲋? 000×108m3/a 以上。另外，從能源消費結構看，2020 年天然氣在中國一次能源消費中占比僅為8.6%，遠低于全球平均水平24%，未來還應有非常大的發(fā)展空間。

1.3 天然氣產供儲銷體系建設加快推進，產業(yè)發(fā)展基礎日臻完善

在國發(fā)〔2018〕31 號《國務院關于促進天然氣協(xié)調穩(wěn)定發(fā)展的若干意見》［5］指引下，中國天然氣產供儲銷體系建設步入快車道。2019 年5 月，國家能源局組織召開大力提升油氣勘探開發(fā)力度工作推進電視電話會議，要求各部委和地方政府全力做好協(xié)調保障，在加強用地用海保障、優(yōu)化環(huán)評審批、加大非常規(guī)天然氣財稅補貼等方面配套穩(wěn)定的支持政策，將提升油氣勘探開發(fā)的各項工作落到實處。中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中國石油）、中國石油化工集團有限公司（簡稱中國石化）、中國海洋石油集團有限公司（簡稱中國海油）三大石油公司及陜西延長石油（集團）有限責任公司均制定了2019—2025 七年行動方案，大力提升油氣勘探開發(fā)力度。2017 年以來，中國天然氣產量連續(xù)4 年保持在8%以上，2020 年產量達1 926×108m3，同比增長8.4%。

同時，管網(wǎng)等基礎設施建設步入快車道，中俄東線天然氣管道北段、中段相繼建成投產，俄羅斯東西伯利亞天然氣直接進入環(huán)渤海地區(qū)，天然氣進口“四大戰(zhàn)略通道”格局基本建成，形成了西氣東輸天然氣管道、陜京天然氣管道、川氣東送天然氣管道等全國性管網(wǎng)系統(tǒng)。2020 年12 月底，青寧輸氣管道正式投產，實現(xiàn)了川氣東送天然氣管道、江蘇及山東省管網(wǎng)、青島及天津LNG 接收站之間的互聯(lián)互通，有力提升了環(huán)渤海及長三角兩大經(jīng)濟區(qū)天然氣資源互?；ス┠芰Α４蟾?華北儲氣庫群、遼河雙6、中原文23、川渝相國寺、新疆呼圖壁等一批地下儲氣庫加快建設，2020 年底形成有效工作氣量144×108m3；截至2020 年底，沿海建成LNG 接收站共22 座，年接卸能力達到9 300×104t，儲罐罐容達到73×108m3。新冠疫情影響下，2020 年中國天然氣消費仍實現(xiàn)了5.6%的增速，表現(xiàn)消費量達到3 238×108m3；“十三五”期間年均增加261×108m3，年均增速10.9%。

1.4 油氣體制機制改革關鍵性政策落地，為天然氣行業(yè)發(fā)展開創(chuàng)新局面

上游領域，國家發(fā)展改革委（簡稱國家發(fā)改委）《外商投資準入特別管理措施（負面清單）（2019版）》取消了對石油天然氣勘查開發(fā)限于合資、合作的限制，自然資規(guī)〔2019〕7 號《關于推進礦產資源管理改革若干事項的意見（試行）》［6］規(guī)定自2020年5 月起開放油氣勘查市場，境外資源進口不設準入限制。

管網(wǎng)改革方面，2019 年3 月中央全面深化改革委員會審議通過《石油天然氣管網(wǎng)運營機制改革實施意見》［7］。2019 年5 月發(fā)改能源規(guī)〔2019〕916號《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法》［8］印發(fā)，從制度基礎、開放原則、問題解決、監(jiān)管措施4 個方面對油氣管網(wǎng)設施開放行為進行了規(guī)范。2019 年12月國家管網(wǎng)集團掛牌成立，油氣管理體制改革重要舉措落地。2020 年10 月國家管網(wǎng)集團正式獨立運營。2021 年3 月三大石油公司相關資產劃轉基本到位，油氣主干管網(wǎng)整合全面完成。

天然氣定價方面，2020 年3 月新版《中央定價目錄》［9］取消了天然氣門站定價，僅保留了對管道運輸價格的管制，天然氣下游市場化定價邁出重要一步。2020 年4 月，國家發(fā)改委等五部委聯(lián)合印發(fā)發(fā)改價格〔2020〕567 號《關于加快推進天然氣儲備能力建設的實施意見》［10］，提出了優(yōu)化儲氣設施建設布局、加大政策支持促進儲氣能力快速提升、建立健全運營模式、完善投資回報渠道、優(yōu)化市場運行環(huán)境等5 大舉措13 條細則，同時強調對于獨立運營的儲氣設施，儲氣服務價格、天然氣購進和銷售價格均由市場形成。2020 年6 月，財政部印發(fā)財建〔2020〕190 號《清潔能源發(fā)展專項資金管理暫行辦法》［11］，明確頁巖氣、致密氣等非常規(guī)氣補貼政策持續(xù)到2024 年。2020 年7 月，發(fā)改價格〔2020〕1044 號《關于加強天然氣輸配價格監(jiān)管的通知》［12］要求進一步治理供氣環(huán)節(jié)過多、加價水平過高、收費行為不規(guī)范等突出問題。各方面政策激勵下，上游增儲上產、中游公平開放、下游直供直銷、市場化定價的格局正在形成，天然氣行業(yè)迎來“主體多元、統(tǒng)一開放、充分競爭、有效監(jiān)管”新時代。

1.5 全球資源豐富供應能力寬松，為中國擴大天然氣利用規(guī)模提供資源保障

截至2019 年底，全球剩余探明天然氣可采儲量198.8×1012m3，儲采比49.8［13］，資源勘探開發(fā)潛力可觀。近年，美國、俄羅斯、澳大利亞、中東、東非等地區(qū)的LNG 項目加快上馬，國際燃氣聯(lián)盟統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2019 年全球總液化能力達4.3×108t，平均負荷利用率81.4%［14］，新增液化能力4 250×104t，此外還有1.23×108t 項目正在建設或批準建設，市場供需整體寬松。2020 年新冠疫情下，全球天然氣供應嚴重過剩，主要市場價格創(chuàng)歷史新低，迫使部分LNG 液化項目建設節(jié)奏放緩或延后做出最終投資決策。進入2021 年，全球主要經(jīng)濟體力推綠色發(fā)展、恢復經(jīng)濟，國際油氣價格上升，特別是2 月卡塔爾石油公司宣布北部油田東LNG 項目做出最終投資決策，計劃2025 年四季度投產，年產能從目前的7 700×104t 提高到1.1×108t，此舉將激發(fā)更多計劃中的LNG 項目做出投資決策，進一步提升世界LNG 供應能力。

發(fā)達國家天然氣消費基本進入平臺期，未來天然氣消費需求增長主要來自中國、印度等新興國家，中國相對印度經(jīng)濟發(fā)展水平高，天然氣進口具有更大優(yōu)勢。隨著低碳發(fā)展成為全球共識、一致行動，中國、美國、日本、韓國等40 多個國家或地區(qū)宣布“碳中和”目標，可再生能源發(fā)展加快，天然氣需求或將在未來20 年左右達到峰值，從而刺激主要資源國和國際石油公司搶抓全球天然氣發(fā)展窗口期，加快儲量變現(xiàn)和產能建設。荷蘭皇家殼牌集團、英國石油公司、道達爾公司等國際石油公司都不同程度地強化天然氣業(yè)務，計劃2030—2040 年將天然氣產量占比提高到60%～75%［15］，從而有望帶動天然氣中遠期價格下行。近兩年國內新簽訂的長協(xié)LNG價格公式中與油價掛鉤的系數(shù)已從早期的15%降至10%左右，預計“十四五”期間國際油價整體上在60 美元/桶上下運行，此油價下新長協(xié)LNG 資源到岸價格為6 美元/MMBtu 左右。此外，中俄東線天然氣管道“十四五”期間進口量增加到380×108m3，穩(wěn)定的資源和較低的價格有利于激活東北地區(qū)的市場需求潛力，同時帶動環(huán)渤海等區(qū)域新一輪天然氣消費增長。

2 “十四五”天然氣發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)

2.1 中國經(jīng)濟發(fā)展和天然氣安全穩(wěn)定供應的國際環(huán)境存在較大不確定性

2020 年新冠疫情導致全球產業(yè)鏈、供應鏈遭受嚴重沖擊，全球能源消費下降了4%，天然氣需求同比減少2.5%，創(chuàng)有史以來最大降幅，東北亞LNG現(xiàn)貨價格跌至數(shù)十年來最低水平。進入2021 年，印度等國疫情仍非常嚴重，世界經(jīng)濟持續(xù)復蘇面臨較大不確定性。同時，全球貿易爭端加劇，保護主義、單邊主義盛行，以美國為首的西方國家在科技、金融、經(jīng)濟、教育等方面極力遏制中國發(fā)展，對中國開展圍堵。2021 年4 月21 日，美國參議院外交關系委員會以壓倒性多數(shù)通過《2021 年戰(zhàn)略競爭法案》，提出將動員所有戰(zhàn)略、經(jīng)濟和外交工具，抗衡中國崛起，封殺中國高科技。歐盟委員會2019 年發(fā)布的《歐中戰(zhàn)略展望》明確將中國視為戰(zhàn)略競爭對手，2021 年3 月更是以新疆人權問題為借口對中國實施制裁。

此外，“碳中和”戰(zhàn)略將倒逼中國經(jīng)濟發(fā)展轉型，能源消費向低碳無碳轉型。鑒于中國以化石能源為主的現(xiàn)實，“碳中和”目標的實現(xiàn)更多寄托在遠期CCUS（碳捕獲、利用與封存）大規(guī)模開發(fā)利用上，但CCUS 技術的突破和成本顯著降低存在極大不確定性，能夠實現(xiàn)的規(guī)模各方?jīng)]有統(tǒng)一的認識?！半p碳”目標下天然氣發(fā)展的時間、空間將被壓縮，呈現(xiàn)“快增長、早達峰、高點低、平臺縮小、更早更快下坡”等特點［16］。各機構對中國2050 年天然氣需求的預測值偏差也較大，挪威船級社預測值為7 000×108m3左右，波士頓咨詢公司的預測值則僅為300×108m3。出于對中國天然氣消費量將在2035—2040 年達峰并隨后可能出現(xiàn)快速下降的預期，油氣企業(yè)與金融機構擔心資產擱淺，在天然氣勘探開發(fā)、基礎設施方面的投資可能會趨于保守，從而影響對天然氣產量提升及供用氣設施的建設。同時，國際上“碳中和”氣候問題的本質是國家間利益的重新分配，2021 年3 月歐洲議會通過了“歐盟碳邊境調節(jié)機制（CBAM）”決議，從2023 年起將對歐盟進口的部分商品征收碳關稅，決議實施將影響中國出口商品的競爭力。中國經(jīng)濟發(fā)展外部環(huán)境的復雜性和不確定性，對經(jīng)濟增長乃至天然氣需求都會帶來負面影響。

另一方面，中國已成為第一大天然氣進口國，2019 年進口依存度達到43%。大國博弈下，油氣資源集中的中東地區(qū)亂局“剪不斷理還亂”，澳大利亞、加拿大、卡塔爾等中國主要天然氣進口來源國與美國均有著千絲萬縷的關系，在美國全面遏制中國戰(zhàn)略下天然氣進口安全穩(wěn)定供應面臨嚴峻挑戰(zhàn)。歷史上“俄烏斗氣”、中亞氣向中國短供事件曾引發(fā)政府和公眾對進口資源可靠性的擔憂。2016 年11—12 月，中亞氣向中國減供23 d，最高日減供量5 000×104m3；2017 年12 月，中亞氣向中國減供20 d，最高日減供量達6 000×104m3，不得不臨時減停向電廠、化肥、化工及其他工商業(yè)用戶供氣，疊加其他因素全國范圍內出現(xiàn)了“氣荒”，在政府、企業(yè)及公眾中產生了消極的影響［17］。

2.2 作為天然氣消費主力的燃氣發(fā)電面臨風電和光伏發(fā)電強力沖擊

從世界成熟國家市場發(fā)展歷程看，天然氣快速發(fā)展初期通常依靠發(fā)電和城市燃氣帶動，后期依靠工業(yè)燃料替代煤和發(fā)電持續(xù)提升。在中國，燃氣發(fā)電與煤炭相比成本高出近一半，缺乏市場競爭力。電力行業(yè)碳排放占全國的40%以上，“雙碳”目標下國家將嚴格控制燃煤發(fā)電，天然氣發(fā)電盡管相比煤炭可降碳40%以上，但仍屬于含碳化石能源，發(fā)展空間將日益受到可再生能源的擠壓。伴隨技術進步、規(guī)?；瘧?，風力發(fā)電、光伏發(fā)電的經(jīng)濟性優(yōu)勢正在凸顯，已成為全球新增電力裝機的主流。全球著名金融與資產管理公司LAZARD 的分析結果表明，在沒有政府補貼情況下，2020 年美國風能、太陽能發(fā)電平準化度電成本最低已分別降至 26 美元/（MW·h）和31 美元/（MW·h）［18］。根據(jù)IEA（國際能源署）預測，既定政策情景下，2040 年前新增電力的一半以上來自風光發(fā)電，可持續(xù)發(fā)展情景下幾乎全部來自風光［19］。

過去10 年，中國可再生能源裝機快速增加，2020 年風能和太陽能裝機達5.3×108kW，裝機占比為24%，已建立起支撐可再生能源規(guī)模發(fā)展的產業(yè)基礎，由此帶來了發(fā)電成本的快速下降。2020 年國家發(fā)改委相關文件規(guī)定新增陸上風電的指導電價為0.29～0.47 元/（kW·h）［20］，新增集中式光伏電站的指導價為0.35～0.49 元/（kW·h），2021 年起全部進入平價上網(wǎng)時代。2020 年12 月12 日中國國家主席習近平在氣候雄心峰會上宣布，中國2030 年風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12×108kW 以上，未來10 年至少保持每年約7 200×104kW 的裝機增速，未來中國新增電力需要將主要依靠風光資源滿足。

中短期來看，雖然天然氣發(fā)電與風光發(fā)電相比，無論在經(jīng)濟上還是在碳排放上都沒有競爭力，但由于啟停靈活、調節(jié)性能好，仍是新能源發(fā)展的主要支撐能源之一；長期來看，隨著儲能技術的成熟，成本的進一步下降，天然氣面臨的競爭壓力仍然較大，須擺脫傳統(tǒng)上以電量為主的發(fā)展模式，下大力氣降低成本，提高競爭力，創(chuàng)新發(fā)展模式，通過與可再生能源的融合尋求發(fā)展空間。

2.3 交通領域天然氣消費受電動車及氫燃料電池車快速發(fā)展的擠壓

中國高度重視新能源汽車發(fā)展，將其定位為邁向汽車強國的必由之路、應對氣候變化推動綠色發(fā)展的重要戰(zhàn)略舉措。國務院《打贏藍天保衛(wèi)戰(zhàn)三年行動計劃》要求2020 年底前，重點區(qū)域的直轄市、省會城市、計劃單列市建成區(qū)運行的公交車全部更換為新能源汽車。國務院辦公廳2020 年11 月印發(fā)的《新能源汽車產業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2021—2035 年）》［21］明確規(guī)定國家生態(tài)文明試驗區(qū)、大氣污染防治重點區(qū)域新增或更新公交、出租、物流配送等公共領域車輛，新能源汽車占比不低于80%，到2025 年新能源汽車銷量占比達到20%左右，2035 年純電動車成為新車銷售的主流。2020 年10 月中國汽車工程學會發(fā)布的《節(jié)能與新能源汽車技術路線圖（2.0 版）》提出，到2035 年汽車產業(yè)實現(xiàn)電動化轉型，燃料電池車保有量達到100×104輛左右，商用車將實現(xiàn)氫動力轉型，傳統(tǒng)汽車全面實現(xiàn)混動。

截至2020 年底，中國新能源汽車保有量達到492×104輛，其中純電動汽車400×104輛，成為全球最大的新能源汽車生產和消費國。2020 年全國銷售新能源汽車 136.7×104輛，占汽車總銷售量的5.4%。氫燃料電池汽車作為新能源汽車領域的后起之秀，以其零排放特點近兩年倍受關注。2019 年中國氫燃料電池汽車生產2 833 輛，2020 年受疫情影響下降至1 497 輛，接入國家新能源汽車監(jiān)測和管理平臺在運車輛6 002 輛，建成加氫站128 座。

國家財政部等五部委發(fā)布的《關于開展燃料電池汽車示范應用的通知》提出，采取“以獎代補”方式對入圍城市群燃料電池汽車關鍵核心技術產業(yè)化攻關和示范應用給予獎勵?！半p碳”目標要求下，氫燃料汽車已成為地方政府、車企及能源企業(yè)的新賽道，中國已有20 多個省份、40 多個城市提出了氫能產業(yè)戰(zhàn)略規(guī)劃?！侗本┦袣淙剂想姵仄嚠a業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2020—2025 年）》提出，2025 年前力爭累計推廣氫燃料電池汽車1×104輛；《山東省氫能產業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃（2020—2030 年）》提出，打造“中國氫谷、東方氫島”兩大品牌，培育壯大“魯氫經(jīng)濟帶”，到2025 年累計推廣燃料電池汽車1×108輛，建設加氫站100 座。各大能源企業(yè)、汽車企業(yè)也競相進入氫能領域，中國石化提出建設國內第一大氫能公司，5 年內擬布局1 000 座加氫站；國家能源投資集團有限責任公司牽頭成立中國氫能聯(lián)盟，從制氫到加氫站全產業(yè)鏈布局，并積極參與燃料電池的研制。

相比之下，前些年受推崇的CNG（壓縮天然氣）汽車已處于萎縮之中，LNG 汽車續(xù)駛里程長、沒有硫排放，可較好滿足國六排放標準，替代重型柴油物流車具有廣闊前景，但自始至終缺乏實質性的政策支持，主要靠市場自身發(fā)展，極易受油氣價格比、LNG 供需關系制約，歷年多次冬季用氣高峰時LNG價格飆漲、供應短缺給LNG 汽車發(fā)展帶來較大負面影響，天然氣行業(yè)仍需高度重視，采取有效措施避免LNG 供應的大起大落。

2.4 中國天然氣勘探開發(fā)面臨穩(wěn)產上產難、成本高的嚴峻挑戰(zhàn)

中國天然氣資源勘探開發(fā)面臨著勘探對象日趨復雜、勘探目標隱蔽性增強、勘探難度日益加大等問題，全國剩余天然氣資源中超過80%屬于低滲、深層、深水，以及高含硫氣田；近10 年新增探明儲量中，常規(guī)低品位、非常規(guī)氣儲量占比超過70%，特別是近5 年占比逐年增加，2019 年超過80%，其中頁巖氣占比53%、致密氣占比19%、常規(guī)低品位占比8.6%，探明儲量劣質化將成為常態(tài)［22-23］。過去做出主要貢獻的老氣區(qū)控制遞減的難度在不斷增大，“十三五”期間陸上西南老氣田、克拉2、澀北等氣田已進入遞減階段，靖邊、榆林、英買力氣田群等重點氣田“十三五”末也開始遞減，繼續(xù)穩(wěn)產難度增加，蘇里格氣田等低品位氣藏每年新建產能多用于彌補產量遞減。2017 年，Ⅲ類致密氣開發(fā)綜合成本為1.2～1.5 元/m3，頁巖氣為0.9～1.2 元/m3，煤層氣為1.5～2.2 元/m3［24］，加上凈化處理及管輸費用后，到市場的供氣成本已高于國家發(fā)改委規(guī)定的省門站指導價格，目前技術經(jīng)濟條件下很多低品位資源難以實現(xiàn)效益開發(fā)。油氣企業(yè)贏利能力面臨嚴峻挑戰(zhàn)。

此外，“雙碳”目標對油氣企業(yè)的甲烷管控、碳排放強度等提出了更高的要求。2021 年5 月18 日，中國油氣企業(yè)甲烷控排聯(lián)盟成立，提出力爭實現(xiàn)2025 年天然氣生產過程甲烷平均排放強度降到0.25%以下，接近世界先進水平，并努力于2035 年達到世界一流水平?！疤贾泻汀贝蟪毕?，國際石油公司都在積極采取行動［25］，國內大型油氣企業(yè)同樣面臨較大的轉型升級壓力，在積極拓展新能源業(yè)務的同時，仍需保持定力持續(xù)加大國內天然氣勘探開發(fā)力度，發(fā)揮國產天然氣的底線平衡和“兜底保障”作用。

2.5 天然氣產供儲銷平衡和宏觀調控面臨更高要求

產供儲銷一體化運營管理模式下，現(xiàn)階段95%以上的天然氣資源由中國石油、中國石化、中國海油三大石油公司供應，市場平衡特別是民生保供責任明確，國家能源主管部門也主要依靠三大石油公司保供。2020 年10 月起國家管網(wǎng)集團獨立運營，原本是三大石油公司與下游用戶之間的雙邊溝通協(xié)調，轉變?yōu)橘Y源供應商、管網(wǎng)、下游用戶之間的多邊溝通協(xié)調，在供銷合同之外增加了管輸和儲氣設施使用合同。相比之前的一體化運營模式，各環(huán)節(jié)信息對接、審批、匯報流程被人為拉長，協(xié)調工作量數(shù)倍增加，特別是在改革初期上中下游各方需要磨合和適應，各方出于維護自身利益考慮難免“斤斤計較”，一定程度上帶來產業(yè)鏈運行效率的下降，產供儲銷貿平衡難度加大。

“十四五”期間天然氣行業(yè)市場化改革、管網(wǎng)設施公平開放向縱深推進，國家管網(wǎng)集團的LNG 接收站除保障長協(xié)資源接卸外，剩余窗口期將全部推向市場，以招標方式出讓?？鐓^(qū)域經(jīng)營的燃氣集團、北上廣深等地的大型燃氣企業(yè)、地方能源集團等都在積極謀劃自主進口LNG，市場主體已由原來的少數(shù)幾家快速增加到20 多家，市場競爭趨于白熱化。另一方面，“雙碳”目標下各方對中國天然氣未來發(fā)展規(guī)模尚未形成共識，存量基礎設施的發(fā)展、新增基礎設施的布局、產供儲銷體系的平衡，都將面臨更大的難度，對國家主管部門的監(jiān)管與協(xié)調工作也提出了更高要求。

“十四五”期間中國天然氣消費仍處于快速增長階段，影響市場需求的不確定因素多，用氣規(guī)律較難把握，需求量很難做到精準預測，運銷分離管理模式、多主體供應格局、市場無序競爭更容易帶來產銷矛盾。特別是，天然氣不同于普通商品，它關系國家的經(jīng)濟命脈與民生大計，并與國家安全緊密相聯(lián)，處理不好會對社會產生負面影響。因此，在破除體制機制障礙、努力提供公平市場環(huán)境的同時，還需要各級政府加強宏觀調控，加強法規(guī)制度及誠信體系建設，維護良好的市場秩序。

3 “十四五”天然氣發(fā)展重點工作建議

“十三五”期間，中國天然氣延續(xù)了過去 10年快速發(fā)展態(tài)勢，今后幾年天然氣行業(yè)發(fā)展的主基調依然是“促生產、保供應、擴消費”。在“雙碳”目標下，工業(yè)燃料及居民采暖煤改氣、燃氣發(fā)電需求有望快速增長，預計2025 年中國天然氣需求量為4 500×108m3，年均增加約250×108m3，相應儲氣調峰能力需求超過700×108m3［26］。

“十四五”期間天然氣行業(yè)重點任務可總結為“增供應、嚴監(jiān)管、強平臺、全開放”，其中增供應是核心。圍繞增供應，加大國內外資源獲取力度，增強管道輸送及儲氣調峰能力，打破天然氣供應保障能力瓶頸；進一步擴大設施公平開放、優(yōu)化產品種類，嚴格服務價格及市場運行秩序的監(jiān)管；在國家層面搭建天然氣監(jiān)管、交易和運行模擬平臺，推動基礎設施、資源供應及價格的全面開放。期待通過各方面努力，到“十四五”末基本建立起統(tǒng)一開放、競爭有序的天然氣市場體系。

3.1 增強天然氣供應能力方面

增供應，需要從資源供應能力、管道輸送及儲氣調峰能力、市場體系建設等多個維度共同發(fā)力。

資源供應方面，首先是要夯實國內資源基礎，加大對非常規(guī)、海洋及深水資源勘探開發(fā)支持力度，激勵油氣企業(yè)前沿技術研發(fā)和關鍵核心技術攻關，通過技術進步提高勘探成功率和采收率，努力推動增儲上產；貫徹落實國家《關于統(tǒng)籌推進自然資源資產產權制度改革的指導意見》、自然資規(guī)〔2019〕7 號《關于推進礦產資源管理改革若干事項的意見（試行）》，全面推進礦業(yè)權競爭性出讓，引導和鼓勵符合條件的境內外各類市場主體積極參與油氣勘探開發(fā)，鼓勵以市場化方式轉讓油氣礦業(yè)權；建立已探明未動用儲量加快動用機制，采取企業(yè)內部區(qū)塊流轉，或參考產品分成模式多主體合作開發(fā)，激發(fā)起上游勘探開發(fā)的活力。其次，基于進口企業(yè)、管輸企業(yè)、新進口資源多方共擔的原則，國家層面統(tǒng)籌考慮化解疏導管網(wǎng)體制改革前特殊背景下簽訂的中亞、中緬等戰(zhàn)略性進口管道高價長協(xié)資源，創(chuàng)造公平的競爭環(huán)境，保障整個天然氣行業(yè)的健康可持續(xù)發(fā)展。再次，加強與重點資源國的多邊合作，鼓勵國內企業(yè)參與海外資源勘探開發(fā)，構建國際資源安全供應體系；引導沿海新建LNG 接收站項目簽訂一定比例的中長期資源采購協(xié)議，避免對LNG 現(xiàn)貨的高度依賴，保障安全平穩(wěn)供應。

管網(wǎng)及儲氣設施建設方面，一是抓緊明確管網(wǎng)獨立后上游供氣企業(yè)與國家管網(wǎng)集團間的儲氣調峰與保供責任，壓實供氣企業(yè)、管輸企業(yè)、城市燃氣企業(yè)及地方政府等各方的責任，遵循集約化、規(guī)?；瓌t，統(tǒng)籌區(qū)域、尖峰供用氣平衡，盡早達到國發(fā)〔2018〕31 號《國務院關于促進天然氣協(xié)調穩(wěn)定發(fā)展的若干意見》要求供氣企業(yè)2020 形成不低于其年合同銷售量10%儲氣能力，城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)不低于其年用氣量5%的儲氣能力，地方政府不低于保障本行政區(qū)域3 d 日均消費量的儲氣能力的儲氣調峰建設要求。二是積極引入多元化資本參與管網(wǎng)設施投資，允許多主體參與建設納入國家和地方規(guī)劃的管網(wǎng)設施，加快建設進程，推動天然氣基礎設施互聯(lián)互通建設，打造“全國一張網(wǎng)、保供一盤棋”，滿足氣源外輸及用戶用氣需求。三是推進省管網(wǎng)改革，落實地方管網(wǎng)設施公平開放政策，加快推進省級天然氣企業(yè)“運銷分離”，將管輸環(huán)節(jié)逐步納入國家管網(wǎng)統(tǒng)一調度范疇，向有資質的用戶提供管輸、氣化等服務。

市場體系建設方面，需著重處理好計劃與市場的關系，加強相關規(guī)章制度建設。一是發(fā)揮規(guī)劃引領作用，統(tǒng)籌儲運設施建設布局、引導資源開發(fā)與引進，既要避免相關企業(yè)片面追求經(jīng)濟效益拖延管網(wǎng)設施建設，同時也要避免LNG 接收站建設和資源引進“一哄而上”或“一哄而下”，導致嚴重的周期性供過于求或短期嚴重供求失衡。二是在國家管網(wǎng)與上下游之間建立高效的運行協(xié)調機制，由國家能源主管部門組織協(xié)調、各方參與，共同制定完善管網(wǎng)調度規(guī)則、管網(wǎng)開口規(guī)則、管容分配規(guī)則、管網(wǎng)平衡規(guī)則、標準管輸合同等，避免壟斷格局下的霸王條款。三是增強合同履約與誠信意識，上中下游企業(yè)通過合同、計劃、日指定等方式，做好產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)間的精準銜接。改革后管網(wǎng)公司出于高效運營考慮，將會嚴格執(zhí)行管輸服務合同，按合同約定的上載點、下載點、管容或儲存容量、偏差范圍等提供相應服務，合同設有履約保函、照付不議等保障履約條款。這就對托運商的生產運營精準度和執(zhí)行力提出了更高要求，上游供氣商、下游城市燃氣企業(yè)或大用戶對自身的生產經(jīng)營須進行精細化管理，精準預測天然氣消費需求，提前鎖定所需資源、市場、管輸或儲氣調峰能力，各環(huán)節(jié)積極協(xié)同做好產供儲銷銜接。

3.2 嚴格設施建設運行與市場監(jiān)管方面

強監(jiān)管，主要是加強對干線管網(wǎng)、省級管網(wǎng)、城市配氣管網(wǎng)、儲氣庫及LNG 接收站等儲運設施建設運行、信息公開、容量分配、能力開放、服務收費等多方面的監(jiān)管。

設施建設方面，重點是落實國家和地方天然氣發(fā)展規(guī)劃，按既定時間節(jié)點積極實施，避免部分企業(yè)因過多考慮經(jīng)濟因素拖延管道，特別是儲氣調峰設施建設，影響上游資源調運或向下游用戶供氣。

管輸服務方面，作為改革的紅利，下游用戶和資源供應企業(yè)都期待管網(wǎng)獨立運營后管輸運價能有所下降。目前，干線管道運輸價格由國家發(fā)改委核定，準許收益率為稅后全投資8%。專家認為天然氣基礎設施投資相對上游勘探開發(fā)風險要小很多，應以股權資本收益率7%～8%作為基準收益率比較合適，而不是全投資的8%［27］。為此，一方面要求設施運營企業(yè)嚴格按照《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》《天然氣管道運輸定價成本監(jiān)審辦法（試行）》《關于加強天然氣管網(wǎng)設施公平開放相關信息公開工作的通知》，以及發(fā)改能源規(guī)〔2019〕916 號《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法》等要求，全面及時公開和報送相關基礎設施基本信息、企業(yè)運營信息、成本價格信息等，進一步提高透明度及各方參與的便利性。另一方面，國家價格主管部門應嚴格核定管輸服務成本，適當下調管輸收益至合理水平；能源監(jiān)管部門嚴格監(jiān)管管網(wǎng)設施運營企業(yè)的服務情況，確保嚴格執(zhí)行管網(wǎng)調度規(guī)則、管網(wǎng)開口規(guī)則、管容分配規(guī)則等，向各類主體提供相對公平的服務。天然氣基礎設施收費模式還應借鑒國際經(jīng)驗，區(qū)分固定服務和可中斷服務，試點并逐步推行“容量費+使用費”兩部制收費方式，改變現(xiàn)行不考慮用戶特性的單一制收費模式。不同于干線管輸價格，省內管道運輸價格和城鎮(zhèn)燃氣配氣價格由地方省市級價格主管部門核定，由于各地服務成本核定時尺度把握寬嚴不同，實際價格水平有較大差異，隨著供氣規(guī)模的擴大部分城市仍有較大下調空間。國家層面可選取典型城市，抽調外部專業(yè)力量進行成本核查，樹立行業(yè)標桿。

市場運行秩序的監(jiān)管重點主要是防止設施運營企業(yè)利用壟斷地位強制服務，或設置霸王條款，各方不履行供用氣合同、不履行保供責任、制造謠言、哄抬氣價等方面的違法違規(guī)行為，切實維護良好的天然氣市場秩序。

3.3 推動基礎設施及市場全開放方面

全開放，包括天然氣基礎設施剩余能力全部開放、上游天然氣勘探開發(fā)與資源進口向所有主體充分開放、天然氣價格全部市場化三個方面。發(fā)改能源規(guī)〔2019〕916 號《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法》要求設施運營企業(yè)應當公平無歧視地向所有符合條件的用戶提供服務，考慮歷史與現(xiàn)實，開放不可能一蹴而就，在役管網(wǎng)設施還須優(yōu)先服務現(xiàn)有的基礎托運商和基礎資源，剩余能力向所有用戶公平開放；對于“十四五”新建設施，包括國家級、省級管網(wǎng)公司及其他類型企業(yè)建設的設施，應采取公開招標等方式向所有用戶提供公平無歧視的使用機會。

上游準入方面，國家發(fā)改委《外商投資準入特別管理措施（負面清單）（2019 版）》已取消了對石油天然氣勘查開發(fā)限于合資合作的限制，自然資規(guī)〔2019〕7 號《關于推進礦產資源管理改革若干事項的意見（試行）》規(guī)定凡在中華人民共和國境內注冊，且凈資產不低于3×108元人民幣的內外資公司，均有資格按規(guī)定取得油氣礦業(yè)權，國內上游準入在政策上已基本沒有障礙。

境外資源引進方面，除三大石油公司之外，LNG進口第二梯隊不斷壯大，多主體充分競爭的格局已然形成。2020 年中國進一步下放LNG 接收站的核準權限，預計“十四五”將有更多的主體，甚至是國外資源供應商在國內開展天然氣銷售業(yè)務，新的供應格局下“南氣北上”“海氣中進”將成為常態(tài)，不再僅僅局限于冬季保供的臨時手段。

天然氣定價方面，目前陸上常規(guī)氣、進口中亞氣、中緬管道氣省門站銷售價格仍受國家發(fā)改委管制，國產非常規(guī)資源及其他進口資源已實行市場化定價，“十四五”期間應逐步放開管制資源的價格，或者充分考慮勘探開發(fā)投資風險遠高于管輸行業(yè)的特點，參照國際經(jīng)驗適當調高上游環(huán)節(jié)的準許收益率，如按管輸收益的1.5～2 倍核定，并給予更大的冬夏差別定價空間，以反映天然氣生產企業(yè)參與調峰的成本。同時，天然氣計價方式應盡快由目前的體積計價轉向能量計價，以適應多氣源、網(wǎng)絡化供應格局，更好地融入國際貿易大市場。

3.4 加強平臺建設方面

強平臺，指加強交易中心市場化大平臺建設，建立全國天然氣市場監(jiān)管平臺、管網(wǎng)運行優(yōu)化模擬平臺。中國已成為世界第三大天然氣消費國、第一大天然氣進口國，“十四五”末有望超過俄羅斯成為第二大消費國，進口規(guī)模將達到2 000×108m3以上，國際天然氣價格對國內市場的影響不斷加大。為此，應依托上海、重慶、深圳等交易中心，著力打造東北亞天然氣交易市場，通過降低服務傭金、向會員提供免費咨詢服務，以及推出日前、平衡、月度、季度和年度等多種產品，滿足各方資源優(yōu)化組合、風險管理、套期保值、管網(wǎng)平衡等需求，千方百計吸引國內外資源供應商、城市燃氣公司、大用戶、獨立交易商等更多的主體參與到市場交易中來，快速擴大交易規(guī)模，合力打造國際交易平臺，形成有國際影響力的區(qū)域價格指數(shù)，真正發(fā)揮市場“風向標”作用，提高中國在國際市場的價格話語權和市場影響力。

加快建立國家級天然氣市場監(jiān)管平臺應是平臺建設的重中之重。通過該平臺建設，不僅可匯總基礎設施的基本信息、日常運行信息、價格信息、資源信息、政策信息、市場供求信息等，更為重要的是各級監(jiān)管部門還可通過平臺接收企業(yè)信息報送，快速獲得全國及區(qū)域市場天然氣運行情況，實現(xiàn)行業(yè)監(jiān)管的電子化、網(wǎng)絡化、實時化，并支持流程督辦、視頻會議、項目管理等功能，變革管理模式，提高工作效率。此外，建議主管部門組織主要供氣企業(yè)或有實力的科研單位，利用人工智能、大數(shù)據(jù)分析等新的數(shù)字化智能化工具，建立全國或區(qū)域性的天然氣產運銷運行模擬平臺，基于管網(wǎng)設施的拓撲結構及各方上報的產運銷數(shù)據(jù)，挖掘歷史用氣特性分析，設置產供儲銷邊界條件，進行不同時間尺度的運行模擬，提前研判產運儲瓶頸，支持精準高效決策，重點針對特殊事件、突出事件進行情景模擬，實現(xiàn)風險預警快速響應。

3.5 天然氣行業(yè)碳排放管控方面

天然氣作為相對清潔的化石能源，在“碳達峰”與“碳中和”戰(zhàn)略下被期待可在能源轉型中起到支撐作用，但其含碳屬性一定程度上又將制約其遠期發(fā)展。天然氣行業(yè)溫室氣體排放包括二氧化碳和甲烷兩大類，主要來自勘探、開采、處理、運輸、儲存、配送過程的化石燃料燃燒、火炬燃燒、站場閥室工藝放空、設備泄漏逸散等環(huán)節(jié)，此外還包括外購電力和熱力隱含的二氧化碳排放。2019 年，全球石油天然氣行業(yè)抽采、加工、運輸環(huán)節(jié)溫室氣體排放占全球能源行業(yè)溫室氣體總排放量的15%，其中甲烷排放占其中的一半左右。聯(lián)合國環(huán)境規(guī)劃署最新報告指出［28］，甲烷占全球溫室氣體排放的近五分之一，是迄今為止需要解決的最優(yōu)先的短期氣候污染物，以保持溫升控制在1.5 ℃之內；削減甲烷是在未來25 年減緩氣候變化的最有力手段，也是對減少二氧化碳排放的必要補充。加拿大已將2025 年油氣行業(yè)甲烷減排 40%～45%納入國家自主減排承諾，歐盟對其消耗和進口的天然氣也設立了甲烷減排目標。中國天然氣行業(yè)需要加快研究制定溫室氣體減排實施方案，在促進行業(yè)可持續(xù)發(fā)展的同時全面提升溫室氣體排放控制水平。方案制定須統(tǒng)籌好產業(yè)發(fā)展與減排；區(qū)分“碳達峰”與“碳中和”兩個階段，遵循“快增—穩(wěn)定—緩降—快降”路徑，確保天然氣產業(yè)發(fā)展可預期，避免大起大落或失去投資信心；堅持創(chuàng)新驅動，通過創(chuàng)新提升能源利用效率、減少溫室氣體排放與碳捕集利用與封存，促進天然氣多能融合發(fā)展；堅持底線思維，防止低碳轉型中供給與需求脫節(jié)，防止過度追求碳減排影響國家能源安全。

天然氣行業(yè)減少溫室氣體排放首先要摸清家底及具體排放源，然后才能有的放矢。二氧化碳排放主要源于行業(yè)內直接使用的各類燃料和電力，可通過節(jié)能與提效、轉向清潔燃料、清潔電力替代等措施。相比之下，現(xiàn)階段中國油氣行業(yè)甲烷排放量主要基于IPCC（政府間氣候變化專門委員會）第一層級或第二層級的方法進行估算，活動水平估算粗糙，排放因子選取多基于場站級或取缺省值，因而估算的排放量有極大不確定性，對關鍵排放源識別不清。準確的甲烷排放應盡可能采用第三層級方法，即基于設備級的測量數(shù)據(jù)進行核算，結合大氣級、場地級檢測，進行多尺度不同數(shù)據(jù)源甲烷排放清單交叉印證，然后針對性進行控制與治理。因此，在將甲烷排放納入國家氣候目標和“十四五”相關規(guī)劃的同時，當前迫切需要建立與完善天然氣行業(yè)甲烷排放監(jiān)測體系，修訂甲烷排放核算與報告標準，建立甲烷減排評估認證平臺，革新技術裝備提高關鍵排放源識別與控制能力，強化放空和火炬燃燒活動管理。此外，政府層面也需加大資金和政策支持，利用碳交易、自愿減排交易等市場化機制進一步推動甲烷減排工作。