“雙碳”目標下“十四五”天然氣發展機遇與挑戰

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，產業發展基礎日臻完善，國家石油天然氣管網集團有限公司（簡稱國家管網集團）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，為未來天然氣行業協調穩定發展奠定了良好基礎。“十四五”時期，中國經濟發展總體穩定向好，大氣環境污染防治方向不變、力度不減，為天然氣較快發展注入強心劑；全球天然氣資源豐富，供應能力整體寬松且價格趨穩，為中國擴大天然氣利用規模提供資源基礎。然而，中國天然氣發展也面臨國內資源勘探開發難度加大、成本趨高，可再生能源快速發展擠壓，國際經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“碳中和”（簡稱“雙碳”目標）。這將加速能源行業轉變發展方式，推動天然氣行業可持續發展，同時也對天然氣降碳、高質量發展提出了新要求。

1 天然氣行業發展新機遇

1.1 “雙碳”新發展目標為“十四五”時期天然氣較快發展提供難得的窗口期

“雙碳”目標事關中華民族永續發展和構建人類命運共同體，將引領中國經濟社會向資源高效利用和綠色低碳方向發展。聯合國環境規劃署《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%。荷蘭環境評估署數據［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戰、大氣環境污染防治主要從末端治理入手，未來實現“雙碳”目標則需要從前端供給側調整優化能源結構入手。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，但風電和光伏發電日間出力、季節出力差別較大，大規模發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，還不具備經濟性優勢，且不適應季節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，在能源系統轉型中的“橋梁作用”和在以新能源為主體的新型電力系統中的支撐作用難以被替代，是2030 年前實現“碳達峰”目標最現實的選擇。

2021 年以來，浙江、江蘇、廣東等省已開始嚴格限制煤炭消費，3 月全國燃氣發電量同比增加了約14%，天然氣需求持續快速增長。2021 年6 月，全國統一的碳市場計劃鳴鑼開市，占全國碳排放超過40%的電力行業率先參與交易，首批2 225 家發電企業被納入碳排放約束監管。2020 年12 月，生態環境部頒布的國環規氣候〔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（發電行業）》規定［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，即現階段國家在政策上鼓勵燃氣機組發展，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，以引導企業轉變發展方式、提高能效、利用更多清潔能源、降低碳排放，從而在“十四五”時期持續推動天然氣消費需求較快增長。

1.2 中國經濟基本面長期向好，天然氣需求內生增長空間廣闊

當前，中國正處于新型工業化、信息化、城鎮化、農業現代化快速發展階段，建立了全球最完整、規模最大的工業體系，形成了14×108人口超大規模內需市場。中央持續深化“放管服”改革，推進更高水平對外開放，構建以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局，新型基礎設施建設、交通強國建設、現代能源體系建設、數字中國建設等將有效帶動中國經濟行穩致遠，“十四五”及2030 年前正常情況下可實現年均5%左右的增速，中國經濟增量有望在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，則天然氣消費總規模可增至7 000×108m3/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展空間。

1.3 天然氣產供儲銷體系建設加快推進，產業發展基礎日臻完善

在國發〔2018〕31 號《國務院關于促進天然氣協調穩定發展的若干意見》［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調保障，在加強用地用海保障、優化環評審批、加大非常規天然氣財稅補貼等方面配套穩定的支持政策，將提升油氣勘探開發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力度。2017 年以來，中國天然氣產量連續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渤海地區，天然氣進口“四大戰略通道”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系統。2020 年12 月底，青寧輸氣管道正式投產，實現了川氣東送天然氣管道、江蘇及山東省管網、青島及天津LNG 接收站之間的互聯互通，有力提升了環渤海及長三角兩大經濟區天然氣資源互保互供能力。大港-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了5.6%的增速，表現消費量達到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，為天然氣行業發展開創新局面

上游領域，國家發展改革委（簡稱國家發改委）《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限于合資、合作的限制，自然資規〔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《石油天然氣管網運營機制改革實施意見》［7］。2019 年5 月發改能源規〔2019〕916號《油氣管網設施公平開放監管辦法》［8］印發，從制度基礎、開放原則、問題解決、監管措施4 個方面對油氣管網設施開放行為進行了規范。2019 年12月國家管網集團掛牌成立，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，國家發改委等五部委聯合印發發改價格〔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、優化市場運行環境等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，財政部印發財建〔2020〕190 號《清潔能源發展專項資金管理暫行辦法》［11］，明確頁巖氣、致密氣等非常規氣補貼政策持續到2024 年。2020 年7 月，發改價格〔2020〕1044 號《關于加強天然氣輸配價格監管的通知》［12］要求進一步治理供氣環節過多、加價水平過高、收費行為不規范等突出問題。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，天然氣行業迎來“主體多元、統一開放、充分競爭、有效監管”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］，資源勘探開發潛力可觀。近年，美國、俄羅斯、澳大利亞、中東、東非等地區的LNG 項目加快上馬，國際燃氣聯盟統計數據顯示，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，主要市場價格創歷史新低，迫使部分LNG 液化項目建設節奏放緩或延后做出最終投資決策。進入2021 年，全球主要經濟體力推綠色發展、恢復經濟，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，中國相對印度經濟發展水平高，天然氣進口具有更大優勢。隨著低碳發展成為全球共識、一致行動，中國、美國、日本、韓國等40 多個國家或地區宣布“碳中和”目標，可再生能源發展加快，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展窗口期，加快儲量變現和產能建設。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LNG價格公式中與油價掛鉤的系數已從早期的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，穩定的資源和較低的價格有利于激活東北地區的市場需求潛力，同時帶動環渤海等區域新一輪天然氣消費增長。

2 “十四五”天然氣發展面臨的挑戰

2.1 中國經濟發展和天然氣安全穩定供應的國際環境存在較大不確定性

2020 年新冠疫情導致全球產業鏈、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%，創有史以來最大降幅，東北亞LNG現貨價格跌至數十年來最低水平。進入2021 年，印度等國疫情仍非常嚴重，世界經濟持續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、經濟、教育等方面極力遏制中國發展，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通過《2021 年戰略競爭法案》，提出將動員所有戰略、經濟和外交工具，抗衡中國崛起，封殺中國高科技。歐盟委員會2019 年發布的《歐中戰略展望》明確將中國視為戰略競爭對手，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”戰略將倒逼中國經濟發展轉型，能源消費向低碳無碳轉型。鑒于中國以化石能源為主的現實，“碳中和”目標的實現更多寄托在遠期CCUS（碳捕獲、利用與封存）大規模開發利用上，但CCUS 技術的突破和成本顯著降低存在極大不確定性，能夠實現的規模各方沒有統一的認識。“雙碳”目標下天然氣發展的時間、空間將被壓縮，呈現“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快速下降的預期，油氣企業與金融機構擔心資產擱淺，在天然氣勘探開發、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。中國經濟發展外部環境的復雜性和不確定性，對經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略下天然氣進口安全穩定供應面臨嚴峻挑戰。歷史上“俄烏斗氣”、中亞氣向中國短供事件曾引發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、化工及其他工商業用戶供氣，疊加其他因素全國范圍內出現了“氣荒”，在政府、企業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電面臨風電和光伏發電強力沖擊

從世界成熟國家市場發展歷程看，天然氣快速發展初期通常依靠發電和城市燃氣帶動，后期依靠工業燃料替代煤和發電持續提升。在中國，燃氣發電與煤炭相比成本高出近一半，缺乏市場競爭力。電力行業碳排放占全國的40%以上，“雙碳”目標下國家將嚴格控制燃煤發電，天然氣發電盡管相比煤炭可降碳40%以上，但仍屬于含碳化石能源，發展空間將日益受到可再生能源的擠壓。伴隨技術進步、規模化應用，風力發電、光伏發電的經濟性優勢正在凸顯，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電，可持續發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模發展的產業基礎，由此帶來了發電成本的快速下降。2020 年國家發改委相關文件規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，雖然天然氣發電與風光發電相比，無論在經濟上還是在碳排放上都沒有競爭力，但由于啟停靈活、調節性能好，仍是新能源發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，須擺脫傳統上以電量為主的發展模式，下大力氣降低成本，提高競爭力，創新發展模式，通過與可再生能源的融合尋求發展空間。

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展的擠壓

中國高度重視新能源汽車發展，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展的重要戰略舉措。國務院《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》要求2020 年底前，重點區域的直轄市、省會城市、計劃單列市建成區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 月印發的《新能源汽車產業發展規劃（2021—2035 年）》［21］明確規定國家生態文明試驗區、大氣污染防治重點區域新增或更新公交、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布的《節能與新能源汽車技術路線圖（2.0 版）》提出，到2035 年汽車產業實現電動化轉型，燃料電池車保有量達到100×104輛左右，商用車將實現氫動力轉型，傳統汽車全面實現混動。

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化攻關和示范應用給予獎勵。“雙碳”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戰略規劃。《北京市氫燃料電池汽車產業發展規劃（2020—2025 年）》提出，2025 年前力爭累計推廣氫燃料電池汽車1×104輛；《山東省氫能產業中長期發展規劃（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、汽車企業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盟，從制氫到加氫站全產業鏈布局，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 汽車發展帶來較大負面影響，天然氣行業仍需高度重視，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面臨穩產上產難、成本高的嚴峻挑戰

中國天然氣資源勘探開發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，常規低品位、非常規氣儲量占比超過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%、常規低品位占比8.6%，探明儲量劣質化將成為常態［22-23］。過去做出主要貢獻的老氣區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，繼續穩產難度增加，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改委規定的省門站指導價格，目前技術經濟條件下很多低品位資源難以實現效益開發。油氣企業贏利能力面臨嚴峻挑戰。

此外，“雙碳”目標對油氣企業的甲烷管控、碳排放強度等提出了更高的要求。2021 年5 月18 日，中國油氣企業甲烷控排聯盟成立，提出力爭實現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。“碳中和”大潮下，國際石油公司都在積極采取行動［25］，國內大型油氣企業同樣面臨較大的轉型升級壓力，在積極拓展新能源業務的同時，仍需保持定力持續加大國內天然氣勘探開發力度，發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調，轉變為資源供應商、管網、下游用戶之間的多邊溝通協調，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，各環節信息對接、審批、匯報流程被人為拉長，協調工作量數倍增加，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”期間天然氣行業市場化改革、管網設施公平開放向縱深推進，國家管網集團的LNG 接收站除保障長協資源接卸外，剩余窗口期將全部推向市場，以招標方式出讓。跨區域經營的燃氣集團、北上廣深等地的大型燃氣企業、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展規模尚未形成共識，存量基礎設施的發展、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管與協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，它關系國家的經濟命脈與民生大計，并與國家安全緊密相聯，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境的同時，還需要各級政府加強宏觀調控，加強法規制度及誠信體系建設，維護良好的市場秩序。

3 “十四五”天然氣發展重點工作建議

“十三五”期間，中國天然氣延續了過去 10年快速發展態勢，今后幾年天然氣行業發展的主基調依然是“促生產、保供應、擴消費”。在“雙碳”目標下，工業燃料及居民采暖煤改氣、燃氣發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”期間天然氣行業重點任務可總結為“增供應、嚴監管、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、優化產品種類，嚴格服務價格及市場運行秩序的監管；在國家層面搭建天然氣監管、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、海洋及深水資源勘探開發支持力度，激勵油氣企業前沿技術研發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《關于統籌推進自然資源資產產權制度改革的指導意見》、自然資規〔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，鼓勵以市場化方式轉讓油氣礦業權；建立已探明未動用儲量加快動用機制，采取企業內部區塊流轉，或參考產品分成模式多主體合作開發，激發起上游勘探開發的活力。其次，基于進口企業、管輸企業、新進口資源多方共擔的原則，國家層面統籌考慮化解疏導管網體制改革前特殊背景下簽訂的中亞、中緬等戰略性進口管道高價長協資源，創造公平的競爭環境，保障整個天然氣行業的健康可持續發展。再次，加強與重點資源國的多邊合作，鼓勵國內企業參與海外資源勘探開發，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議，避免對LNG 現貨的高度依賴，保障安全平穩供應。

管網及儲氣設施建設方面，一是抓緊明確管網獨立后上游供氣企業與國家管網集團間的儲氣調峰與保供責任，壓實供氣企業、管輸企業、城市燃氣企業及地方政府等各方的責任，遵循集約化、規模化原則，統籌區域、尖峰供用氣平衡，盡早達到國發〔2018〕31 號《國務院關于促進天然氣協調穩定發展的若干意見》要求供氣企業2020 形成不低于其年合同銷售量10%儲氣能力，城鎮燃氣企業不低于其年用氣量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設施投資，允許多主體參與建設納入國家和地方規劃的管網設施，加快建設進程，推動天然氣基礎設施互聯互通建設，打造“全國一張網、保供一盤棋”，滿足氣源外輸及用戶用氣需求。三是推進省管網改革，落實地方管網設施公平開放政策，加快推進省級天然氣企業“運銷分離”，將管輸環節逐步納入國家管網統一調度范疇，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，加強相關規章制度建設。一是發揮規劃引領作用，統籌儲運設施建設布局、引導資源開發與引進，既要避免相關企業片面追求經濟效益拖延管網設施建設，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。二是在國家管網與上下游之間建立高效的運行協調機制，由國家能源主管部門組織協調、各方參與，共同制定完善管網調度規則、管網開口規則、管容分配規則、管網平衡規則、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，上中下游企業通過合同、計劃、日指定等方式，做好產業鏈各環節間的精準銜接。改革后管網公司出于高效運營考慮，將會嚴格執行管輸服務合同，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行力提出了更高要求，上游供氣商、下游城市燃氣企業或大用戶對自身的生產經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，各環節積極協同做好產供儲銷銜接。

3.2 嚴格設施建設運行與市場監管方面

強監管，主要是加強對干線管網、省級管網、城市配氣管網、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管。

設施建設方面，重點是落實國家和地方天然氣發展規劃，按既定時間節點積極實施，避免部分企業因過多考慮經濟因素拖延管道，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都期待管網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審辦法（試行）》《關于加強天然氣管網設施公平開放相關信息公開工作的通知》，以及發改能源規〔2019〕916 號《油氣管網設施公平開放監管辦法》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；能源監管部門嚴格監管管網設施運營企業的服務情況，確保嚴格執行管網調度規則、管網開口規則、管容分配規則等，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驗，區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，抽調外部專業力量進行成本核查，樹立行業標桿。

市場運行秩序的監管重點主要是防止設施運營企業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。發改能源規〔2019〕916 號《油氣管網設施公平開放監管辦法》要求設施運營企業應當公平無歧視地向所有符合條件的用戶提供服務，考慮歷史與現實，開放不可能一蹴而就，在役管網設施還須優先服務現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、省級管網公司及其他類型企業建設的設施，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限于合資合作的限制，自然資規〔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，均有資格按規定取得油氣礦業權，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務，新的供應格局下“南氣北上”“海氣中進”將成為常態，不再僅僅局限于冬季保供的臨時手段。

天然氣定價方面，目前陸上常規氣、進口中亞氣、中緬管道氣省門站銷售價格仍受國家發改委管制，國產非常規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投資風險遠高于管輸行業的特點，參照國際經驗適當調高上游環節的準許收益率，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管平臺、管網運行優化模擬平臺。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，滿足各方資源優化組合、風險管理、套期保值、管網平衡等需求，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，快速擴大交易規模，合力打造國際交易平臺，形成有國際影響力的區域價格指數，真正發揮市場“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管部門還可通過平臺接收企業信息報送，快速獲得全國及區域市場天然氣運行情況，實現行業監管的電子化、網絡化、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或有實力的科研單位，利用人工智能、大數據分析等新的數字化智能化工具，建立全國或區域性的天然氣產運銷運行模擬平臺，基于管網設施的拓撲結構及各方上報的產運銷數據，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，實現風險預警快速響應。

3.5 天然氣行業碳排放管控方面

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展。天然氣行業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、設備泄漏逸散等環節，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抽采、加工、運輸環節溫室氣體排放占全球能源行業溫室氣體總排放量的15%，其中甲烷排放占其中的一半左右。聯合國環境規劃署最新報告指出［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。中國天然氣行業需要加快研究制定溫室氣體減排實施方案，在促進行業可持續發展的同時全面提升溫室氣體排放控制水平。方案制定須統籌好產業發展與減排；區分“碳達峰”與“碳中和”兩個階段，遵循“快增—穩定—緩降—快降”路徑，確保天然氣產業發展可預期，避免大起大落或失去投資信心；堅持創新驅動，通過創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展；堅持底線思維，防止低碳轉型中供給與需求脫節，防止過度追求碳減排影響國家能源安全。

天然氣行業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內直接使用的各類燃料和電力，可通過節能與提效、轉向清潔燃料、清潔電力替代等措施。相比之下，現階段中國油氣行業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據進行核算，結合大氣級、場地級檢測，進行多尺度不同數據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”相關規劃的同時，當前迫切需要建立與完善天然氣行業甲烷排放監測體系，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。