打造高質(zhì)量發(fā)展的中國天然氣產(chǎn)供儲銷體系

郭焦鋒 趙良英 許睿謙 李繼峰

（1.國務院發(fā)展研究中心資源與環(huán)境政策研究所，北京 100010；2.水電水利規(guī)劃設計總院，北京 100120；3.北京大學，北京 100871；4.國家信息中心經(jīng)濟預測部，北京 100038）

0 引言

中國天然氣發(fā)展面臨的環(huán)境形勢正發(fā)生深刻變化，影響天然氣高質(zhì)量發(fā)展的不確定因素超過以往任何時期。以“去碳化”為特征的新一輪能源轉(zhuǎn)型正在全球興起，《巴黎協(xié)定》開辟了全球天然氣發(fā)展新前景，大力發(fā)展天然氣已經(jīng)成為國際社會共識。近年來，中國圍繞天然氣勘探開發(fā)、儲運等基礎設施建設、市場開拓和天然氣體制機制改革等方面開展了大量工作，取得了顯著成效，但離世界天然氣發(fā)展水平仍有較大差距。截至2017年底，中國天然氣在一次能源消費中所占的比重約為7.3%，比世界平均水平低16個百分點。中國天然氣發(fā)展不平衡、不充分的深層次問題仍十分突出，亟待通過協(xié)同創(chuàng)新、深化改革找到破解之道。天然氣是有效治理大氣霧霾、推進中國能源生產(chǎn)和消費革命向縱深發(fā)展的重要抓手，必須遵循新發(fā)展理念，從硬件（物理設施系統(tǒng)）和軟件（體制機制政策）兩個維度并舉高質(zhì)量發(fā)展天然氣，盡快建立全國管網(wǎng)互聯(lián)互通的天然氣上中下游產(chǎn)業(yè)鏈，深化天然氣體制機制改革，推進“源—網(wǎng)—荷—儲”協(xié)同發(fā)展，探索構(gòu)建一個新時代下具有高質(zhì)量發(fā)展示范意義的產(chǎn)供儲銷體系和天然氣市場體系，以更好地滿足人民群眾日益增長的清潔用能、綠水青山的需要，為加快推進世界綠色低碳轉(zhuǎn)型貢獻中國方案。

1 立足國內(nèi)，打破壟斷，加快建立國內(nèi)天然氣儲量及上產(chǎn)水平的提升機制

1.1 勘探開發(fā)穩(wěn)步推進，但上游壟斷格局依舊、資金投入明顯不足

中國陸上常規(guī)天然氣資源量約為40×1012m3，累計探明地質(zhì)儲量為8.2×1012m3，已開發(fā)動用探明地質(zhì)儲量為5.0×1012m3。截至2017年底，常規(guī)天然氣累計探明地質(zhì)儲量較2015年新增1.22×1012m3，頁巖氣累計探明地質(zhì)儲量為9 168×108m3，較2015年新增3 627×108m3；煤層氣新增累計探明地質(zhì)儲量為680×108m3［1］。盡管勘探開發(fā)穩(wěn)步推進，但受上游主體很少、市場競爭極不充分、考核激勵機制不足、支持政策不夠等因素影響，三大石油公司對上游投資力度不足、投資意愿不強。2017年全國油氣勘探、開發(fā)投資分別達到約600億元和1 600億元，同比增長約13%和22%，但仍未恢復到2015年的投資水平。中國常規(guī)天然氣資源探明率僅15%，遠低于22.5%的世界平均水平。探明儲量中未動用儲量占比達44%，在當前的技術(shù)水平下，剩余的經(jīng)濟可采儲量達3.9×1012m3，且大部分資源的開發(fā)成本相對于中緬管道進口氣等具有明顯的競爭優(yōu)勢。盡管具備資源潛力，但國內(nèi)天然氣新增探明儲量和新建產(chǎn)能嚴重不足、核心技術(shù)和裝備創(chuàng)新能力不強等問題十分突出。

1.2 立足國內(nèi)，亟需加大對天然氣勘探開發(fā)的投入

充分利用國際資源，“走出去”加強對國外資源的把控、提升中國天然氣行業(yè)在國際市場的競爭力；全面放開國內(nèi)礦權(quán)，“引進來”消化吸收國外企業(yè)的勘探開發(fā)技術(shù)和成功經(jīng)驗，提高中國非常規(guī)氣的生產(chǎn)水平。完善天然氣上游投入的績效考核機制和審批機制，按6%的內(nèi)部收益率核準致密氣、頁巖氣、煤層氣、天然氣水合物等非常規(guī)氣投資項目；進一步優(yōu)化國有石油公司投資項目可行性研究、評價、審查、批準等流程，盡量縮短企業(yè)審核、政府審批的時間，打通天然氣投資項目核準“最后一公里”，加快對天然氣勘探開發(fā)項目投資，加大上游投資力度。

1.3 加快形成勘探開發(fā)有序進入、充分競爭的市場機制

上游放開市場準入，通過競爭取得天然氣礦業(yè)權(quán)。強化礦業(yè)權(quán)退出，加快改革礦業(yè)權(quán)管理制度，盤活存量礦權(quán)，對“占而不勘、占而不采”的礦業(yè)權(quán)要明確退出時間表［2］。對南海海域、塔里木盆地、準噶爾盆地、四川盆地南部及其周緣區(qū)域的油氣區(qū)塊，“占而不勘”超過3年，依法收回20%的礦權(quán)；超過5年的收回30%～50%的礦權(quán)；超過7年收回全部礦權(quán)，收回的礦權(quán)重新進入市場招拍掛或協(xié)議出讓。對具備開發(fā)條件的區(qū)塊限期在2～3年完成產(chǎn)能建設，鼓勵以企業(yè)內(nèi)部流轉(zhuǎn)、參照產(chǎn)品分成等模式與各類主體合資合作開發(fā)、礦權(quán)企業(yè)間流轉(zhuǎn)和競爭性出讓等方式加快上產(chǎn)、增加產(chǎn)量。激活微觀市場主體活力，鼓勵社會資本和民營企業(yè)廣泛參與天然氣上游領域。加強監(jiān)管和責任追究力度，倒逼引導現(xiàn)有石油公司增儲上產(chǎn)。

1.4 建立財政、稅收、金融和產(chǎn)業(yè)等支持政策，鼓勵加快勘探開發(fā)深層氣、致密氣、頁巖氣、煤層氣、天然氣水合物等非常規(guī)天然氣

加大力度支持致密氣勘探開發(fā)，在重大技術(shù)專項、選區(qū)評價及“甜點”勘探開發(fā)技術(shù)攻關(guān)等方面給予大力支持。繼續(xù)支持頁巖氣開發(fā)，鼓勵技術(shù)研發(fā)，不斷突破勘探開發(fā)技術(shù)瓶頸，促進頁巖氣加快增產(chǎn)。支持海氣資源穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)，建立完善用海機制，切實解決深水油氣資源開發(fā)風險高、敏感地區(qū)外交環(huán)境復雜多變等方面的問題。鼓勵發(fā)展混合所有制和社會資本參與綜合開發(fā)利用南海石油天然氣等資源，在產(chǎn)業(yè)化早期階段，以協(xié)議出讓的方式授予勘探開發(fā)企業(yè)天然氣水合物礦權(quán)的同時，一并授予該企業(yè)同一區(qū)塊內(nèi)的石油、天然氣和其他資源礦權(quán)。

2 多元供應，利用好兩個市場，形成國內(nèi)國外互補、供應平穩(wěn)有保障的多元化供應機制

2.1 供應能力明顯提升，但多元化供應體系亟待完善

2016年受需求不足而壓產(chǎn)的影響，國內(nèi)天然氣產(chǎn)量僅增長19×108m3；2017年隨著需求回穩(wěn)國產(chǎn)氣量增長逐漸恢復，2017年增速達7.7%，產(chǎn)量達1 474×108m3。2016、2017年中國天然氣進口量分別為745×108m3和946×108m3，分別較上年增長21.9%和27%，增速持續(xù)擴大。盡管供應能力明顯提升，但國產(chǎn)常規(guī)氣上產(chǎn)慢，非常規(guī)氣產(chǎn)量規(guī)模仍然較小，煤制氣還處于產(chǎn)業(yè)化初期，進口天然氣均衡性差、對少數(shù)氣源過度依賴，氣源多元化基礎仍不牢固。天然氣進口主要依賴西北和海上兩大通道，進口多元化尚需拓展。進口氣主要依賴少數(shù)國家。當前中國自土庫曼斯坦、澳大利亞和卡塔爾三國的進口氣量占全國的70%以上，2017年分別為317×108m3、237×108m3和103×108m3。根據(jù)已簽協(xié)議，未來還可能繼續(xù)從這三國增加進口量。在規(guī)模持續(xù)增加的情況下，供應安全風險將逐步增加。一方面，與中國地理上屬同緯度的中亞三國，在中國冬季用氣高峰期，也同樣需要更多的天然氣以應對寒潮影響，導致對中國出口出現(xiàn)欠量。另一方面，隨著海上LNG進口規(guī)模的擴大，中國LNG接收站布局岸線由南向北拓展，也越來越易受氣象、海況、航道等影響，不可控因素增多。因此隨著進口規(guī)模的日益擴大，亟待建立天然氣進口應急保障機制，有效應對各種潛在的進口安全風險。

2.2 力爭國內(nèi)天然氣產(chǎn)量平穩(wěn)較快增長

明晰三大石油公司天然氣保供主體責任，引導、激勵國內(nèi)氣源企業(yè)按計劃做好氣源供應，充分發(fā)揮好中國石油、中國石化、中國海油主要供氣商的作用，同時加快推動民營企業(yè)、城鎮(zhèn)燃氣經(jīng)營企業(yè)開辟新的供應渠道。穩(wěn)定增加常規(guī)氣產(chǎn)量，加快提高致密氣產(chǎn)出水平，保持頁巖氣產(chǎn)量較高增速，繼續(xù)挖潛煤層氣、煤制氣生產(chǎn)能力。

2.3 盡快推進天然氣進口多元化

健全多元化海外天然氣供應體系，探索與多國建立良好的天然氣供應談判機制，不斷優(yōu)化中國天然氣進口結(jié)構(gòu)和布局。加強與中亞國家的協(xié)調(diào)與交流，完善長期供氣合作機制，穩(wěn)步增加中亞進口管道氣量；持續(xù)推進與俄羅斯的合作，力爭中俄天然氣管道東線于2019年按期投產(chǎn)；探索增加從美國進口LNG，以中國石油與美國切尼化工等公司的合作為契機，推動更多的企業(yè)進口美國LNG。注意把握國際石油天然氣市場發(fā)展新形勢，充分利用國際LNG貿(mào)易的流動性和靈活性，繼續(xù)增加LNG現(xiàn)貨進口量，建立完善長期、中短期和現(xiàn)貨有機結(jié)合的LNG貿(mào)易機制和渠道，確保LNG及時進口、價格平穩(wěn)可承受。

2.4 加快完善財政、稅收等產(chǎn)業(yè)支持政策

盡快落實致密氣財政扶持政策；頁巖氣財政補貼增加穩(wěn)定性、可預期性。天然氣增值稅減稅政策扎實推進；研究LNG進口增值稅改為“即征即返、全額返還”，對超過核準文件中規(guī)定設計產(chǎn)能的進口量部分，在退稅方面予以考慮；參照對頁巖氣資源稅減征30%的做法，探索對致密氣資源稅減征30%的可行性。研究制定天然氣水合物免征資源稅、增值稅等政策。

3 加快建設儲運設施，互聯(lián)互通，建立完善調(diào)峰與應急保障機制

3.1 加緊推進落實儲氣調(diào)峰責任

明確地方政府、上游供氣企業(yè)、城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)和大型工業(yè)用戶的儲氣設施建設主體責任，盡快推進各方簽訂儲氣能力建設責任書并督促落實。到2020年，供氣企業(yè)應擁有不低于其年合同銷售量10%的儲氣能力；城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)應形成不低于其年用氣量 5%的儲氣能力；縣級以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政區(qū)域日均3天需求量的儲氣能力［3］。

3.2 建立健全天然氣需求側(cè)管理和調(diào)峰機制

推動供用氣雙方簽訂中長期購銷合同，保障天然氣市場平穩(wěn)運行。在供氣緊張時段合理壓減非民生用氣，優(yōu)先保障民生用氣。建立多層次天然氣儲備調(diào)峰體系，支持地方政府與企業(yè)合建儲氣調(diào)峰服務設施。盡快建立完善不同級別管網(wǎng)和基礎設施互聯(lián)互通的相關(guān)標準和技術(shù)規(guī)范，提高輸配氣系統(tǒng)利用效率。

3.3 盡快出臺天然氣管網(wǎng)體制改革方案并積極推進落實

明確市場預期，鼓勵各類企業(yè)和資本投資管網(wǎng)建設。加快推動管網(wǎng)設施和LNG接收站基礎設施公平開放。積極推動運、銷分離，建立全國性天然氣管道公司和調(diào)度中心，打破區(qū)域管網(wǎng)、城市管網(wǎng)的專營壟斷，優(yōu)化城市專營制度，推廣天然氣用戶與氣源方直接交易，在實現(xiàn)輸配分離、配售分離的基礎上降低天然氣終端用戶的使用成本。

4 自主消費，推動建立完善的市場體系，形成市場化的天然氣高效利用機制

4.1 積極穩(wěn)妥推進天然氣價格并軌，盡快理順民用天然氣價格

按照“管住中間、放開兩頭”的原則，盡快放開城市門站價、氣源價和終端銷售價，由市場競爭決定。對城鎮(zhèn)居民氣價由價格主管部門按“準許成本加合理收益”的原則確定供氣成本、費用和價格。實施天然氣消費及惠民利民工程，有序推進北方地區(qū)和長江經(jīng)濟帶冬季清潔取暖。積極推動供用氣雙方直接交易，大力推進區(qū)域及用戶多氣源供應。

4.2 加快天然氣車船推廣工作力度

多措并舉加快加氣站建設，加大建站土地供應，簡化加氣站建設審批流程。積極推進LNG船舶試點示范，探索船舶“油改氣”，采取強有力的措施控制移動污染源排放。在京杭大運河（江蘇段）試點全面禁油，同時對運行的LNG船舶免收船閘過閘費，加大對“油改氣”船舶的財政政策支持力度。鼓勵天然氣與地熱能、光伏、風電、水電等清潔能源協(xié)同發(fā)展，加大對新技術(shù)研發(fā)的資金投入，支持“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧天然氣、多能互補等示范項目建設。

4.3 逐步形成中國天然氣市場交易體系

天然氣期貨與現(xiàn)貨市場相結(jié)合有助于共同構(gòu)建中國天然氣市場體系。通過期貨交易引入更多的市場參與主體，解決現(xiàn)貨市場參與程度不足的問題，實現(xiàn)價格發(fā)現(xiàn)功能，逐漸形成全國乃至亞太地區(qū)的天然氣基準價格。建設國際化天然氣期貨市場符合“四個革命一個合作”的國家能源安全戰(zhàn)略要求，既可吸引包括俄羅斯、卡塔爾、中亞等出口國及地區(qū)的投資者，又符合人民幣國際化戰(zhàn)略，同時天然氣作為重要的清潔能源，可為“建設美麗中國”目標提供有力支撐。為此，要有序推進天然氣現(xiàn)貨市場建設，全面總結(jié)上海石油天然氣交易中心、重慶石油天然氣交易中心及其他國內(nèi)商務平臺建設和運維的經(jīng)驗，吸取出現(xiàn)的各種教訓，找準市場交易規(guī)模偏小、交易不夠活躍等方面的問題，為下一步天然氣現(xiàn)貨市場建設提供借鑒。穩(wěn)步推進環(huán)渤海、華南、華中等天然氣現(xiàn)貨市場建設，力爭在2020年全國初步建成由期貨交易平臺和若干個現(xiàn)貨交易平臺組成的統(tǒng)一開放、競爭有序的天然氣市場體系，為中國天然氣市場化改革、還原天然氣商品屬性打好基礎。

4.4 先行先試盡快推出LNG期貨交易

2017年3月26日 原油期貨在上海期貨交易所國際能源交易中心成功上市。原油期貨的成功上市，標志著中國期貨市場已基本具備對外開放的基礎。復制原油期貨的成功經(jīng)驗，切實落地基礎設施第三方公平準入政策、制定統(tǒng)一的天然氣計量計價標準、擴大保稅倉儲市場，以LNG為突破，依托環(huán)渤海等沿海地區(qū)較多的接收設施進行交割，適時將LNG擴展至管道天然氣，在雄安新區(qū)建立“國際平臺、競價交易、保稅交割、人民幣計價”的天然氣期貨市場。

4.5 研究建設全國天然氣交易中心

探討在雄安新區(qū)建立國內(nèi)與國際市場聯(lián)通、具有重要定價能力和影響力的全國綠色能源市場交易中心。有序推進全國天然氣及電力、碳排放權(quán)等綠色能源交易平臺建設，以人民幣為計價貨幣，參與主體涉及境外和全國的投資者，建立兼容期貨與雙邊合約、中長期交易和現(xiàn)貨交易相結(jié)合的綠色能源市場與綠色金融體系。

4.6 構(gòu)建北方地區(qū)“煤改氣”與天然氣協(xié)同發(fā)展的管理和監(jiān)管體制機制

加強北方地區(qū)及全國2035年和2050年天然氣發(fā)展戰(zhàn)略、發(fā)展規(guī)劃研究，著力提高規(guī)劃目標預測的科學性和準確性，并定期滾動修訂規(guī)劃。制定跨行政區(qū)域統(tǒng)籌協(xié)調(diào)的“煤改氣”與天然氣協(xié)同發(fā)展的戰(zhàn)略和辦法。建立健全京津冀能源環(huán)境協(xié)同發(fā)展的規(guī)劃統(tǒng)籌和協(xié)商決策平臺，逐步實現(xiàn)三地霧霾防治與天然氣規(guī)劃同圖、建設同步。充分發(fā)揮規(guī)劃引導和約束作用，強化對企業(yè)的規(guī)劃落實、基礎設施公平接入、信息公開共享等重要事項和環(huán)節(jié)監(jiān)管。借助“互聯(lián)網(wǎng)+”、人工智能、大數(shù)據(jù)等新一代信息手段，創(chuàng)新監(jiān)管方式，提高北方地區(qū)監(jiān)管的協(xié)調(diào)性、有效性和準確性。