為國產氣增儲上產注入動能

我國中長期天然氣資源潛力巨大，進一步“增儲上產”需從六方面發力。

近十年，中國國產氣（天然氣、頁巖氣、煤層氣）快速發展，勘探開發和增儲上產成績顯著，先后發現30多個千億立方米級大氣田，年均增產125億立方米。

面對未來中長期國產氣有望超過4000億立方米的發展前景，當前國產氣增儲上產卻面臨上游市場競爭和活力不足、改革不配套不協調、外部環境條件和約束加劇等一系列挑戰。對此，筆者提出六大措施與政策建議。

勘探開發現狀

近十年，伴隨天然氣需求強勁增長和大規?？碧皆鰞Γ瑖a氣開發快速發展，產能建設較快增長，生產供應量大幅增加。2013—2023年，不考慮煤制氣，國產氣產量從1072億立方米增加至2324億立方米，年均增產約115億立方米，年均增長7.1%；2017—2023年，實現連續7年增產超過100億立方米；2019—2023年，年均增產約140億立方米，年均增長7.7%。

初步統計，2013年以來，中國天然氣勘探先后新發現或新增探明地質儲量1000億立方米以上的大氣田（含非常規氣田）33個，包括常規氣田19個，頁巖氣田9個，煤層氣田5個，其中“七年行動計劃”實施以來（2019—2023年）發現占比超過一半。

一方面，形成了常規氣為主、非常規氣為輔，兼顧其他氣種的多元生產供應體系。2013—2023年，全國常規氣產量從1128億立方米增產至1935億立方米，年均增產約81億立方米。其中，“十二五”（2011—2015年）和“十三五”（2016—2020年）期間，常規氣年均增產量分別約為60億立方米和77億立方米，“十四五”前三年（2021—2023年）年均增產103億立方米，“七年行動計劃”前五年（2019—2023年）年均增產102億立方米。非常規氣在全國天然氣開發上產中的作用日益突出。2013—2023年，中國頁巖氣、煤層氣產量從34億立方米增長至約390億立方米，占比從不足2.0%提升至約16.7%；2019—2023年，占比提升了5個百分點以上。近年來煤制氣產業發展較快，產量不斷增加，2022年超過61億立方米，對提高國產氣供應能力起到積極補充作用。

另一方面，形成了以大盆地主導、中西部及海域為主，東部為輔的天然氣生產格局在盆地分布上，國產氣產量主要來自鄂爾多斯盆地（陜蒙）、四川盆地（川渝）、塔里木盆地（新疆）、海域4個大型產氣區（每個產氣區年產量在100億立方米以上），以及松遼、柴達木、準噶爾、渤海灣（陸上）4個中型產氣區（每個產氣區年產量在10億立方米以上），形成“四大四中”國產氣生產供應格局。2013年四大產氣區產量約占國產氣產量的70%，2023年占比提升至90%左右。其中，2023年鄂爾多斯盆地常規氣、煤層氣產量合計超過700億立方米，四川盆地常規氣、頁巖氣產量合計約為700億立方米，兩大盆地都在加快邁向年產1000億立方米產氣區。根據國家統計局的數據，四川、新疆、陜西、內蒙古4個中西部省區為第一梯隊，工業規模以上產量合計為1628億立方米，約占全國產量的71%；山西、廣東、重慶為第二梯隊，產量合計366億立方米，占比約為16%；其余20省市區為第三梯隊，產量占比約13%。

面臨的挑戰與問題

過去十年，中國國產氣勘探開發獲得了快速發展，生產供應能力大幅提升，但面對新形勢、新要求，未來中長期國產氣“增儲上產”仍面臨嚴峻的挑戰和問題。

勘探開發市場競爭與活力依然不足。自2011年第一輪頁巖氣探礦權競爭性出讓以來，中國油氣上游市場化改革已走過了13年歷程，從頁巖氣探索、新疆試點，到全國試行、實行，中國油氣勘探開發領域在政策上已經放開了，并取得了一定進展和成效。但距離十余年改革探索成果預期仍相差甚遠，與增儲上產的實際需要相比可謂“杯水車薪”。如此改革成效表明，中國勘探開發的市場活力依然不足，競爭依然不充分，競爭活力被盲目進入、盲目競價等“熱鬧場面”取代，遠未形成“以大型國有油氣公司為主導、多種經濟成分共同參與的勘查開采體系”，遠未形成充滿活力的勘探開發和增儲上產格局。

外部環境條件和制約因素帶來的挑戰加大。一是探礦權勘查區塊面積大幅縮減。油氣探礦權勘查面積退減問題，日益成為制約油氣勘探開發和增儲上產的關鍵問題。二是資源開發受限、礦業權重疊問題。已獲探明儲量的礦業權區域與自然保護區、國土空間規劃、特殊區域等重疊，導致重疊區或受限區油氣資源無法有效開發；油氣礦權與其他非油氣礦權重疊，制約油氣（煤層氣）開發。三是油氣地質資料匯交和使用問題。目前由于地質資料匯交力度不夠，相應共享使用政策和機制不完善，導致礦權人難以有效獲取新登記區塊的已有地質資料，包括地震、鉆井的原始資料、實物資料及成果資料，難以充分利用已有資料開展前期研究，這極大增加了新區塊勘探的風險和成本。四是用地用海問題和矛盾日益突出。在資源品位不斷下降、非常規資源日益成為重要開發目標的趨勢下，加大油氣勘探開發力度，伴隨著鉆探等工作量增加，用地用海需求不斷攀升，但現行土地、海域管理政策已不能適應增儲上產實際需要，疊加風電、光伏等新能源的開發，用地用海矛盾日益突出。

資源目標對象更加復雜，資源品位持續下降。近十年，油氣勘探開發對象更趨復雜，深層、深水、高溫高壓、低豐度、低孔低滲、潛山、非常規等類型資源日益成為主要目標，難動用儲量比例大幅增加，投資、技術要求越來越高，加上日益嚴格的環保要求，規模效益勘探增儲難度不斷加大，單位產能建設投資大幅攀升，規模效益開發成本風險持續攀升。比如，中國東部及海域主力富生烴凹陷資源探明率普遍較高，部分探明率高達50%～60%，待探明資源主要分布在深水區、深洼區、特殊巖性儲層，地質條件更復雜；中西部地區主力生烴凹陷資源探明率相對較低，普遍低于30%，但待探明資源分布規律更趨復雜，高風險高難度的超深層、山前構造、古老碳酸鹽巖、致密碎屑巖等日益成為勘探增儲主力領域；深層頁巖氣、深部煤層氣開發受高成本制約。中國東部各主力老油田普遍進入超高含水率生產階段，三次采油、提高采收率難度日益加大。2021—2022年，全國常規氣新增探明儲量中，中低豐度占比高達80%，超過“十三五”平均比例，低滲透、特低滲透天然氣儲量占比高達97%創歷史紀錄。

關鍵技術短板正日益成為制約增儲上產的主要瓶頸。近十年，隨著剩余資源品位不斷下降，油氣勘探開發對地質理論、工程技術與裝備的要求越來越高，在某種程度上，油氣地質理論與認識、關鍵技術短板日益成為增儲上產的主要瓶頸。在勘探方面，受制于地質理論、認識的局限和關鍵技術的不足，一些資源條件較好、風險高、久攻不克的目標區，例如塔西南、南黃海等地區，始終未取得重大戰略性突破；在取得點上突破的領域，由于地質認識不到位，對資源富集和分布規模不清楚，導致長期難以形成大場面。其中，超深層油氣生成、成藏機理及富集規律等，亟待理論認識上突破，以指導超深層油氣勘探。在開發方面，規模效益開發面臨日益突出的低成本技術瓶頸，高達數萬億立方米的低品位難動用探明地質儲量，潛力巨大的深層頁巖氣、深部煤層氣，受關鍵技術制約，無法實現規模效益開發，導致在一些領域勘探開發有儲量而難有產量。天然氣水合物、陸相頁巖氣、生物氣以及煤炭地下氣化等，潛力大，但受關鍵技術與工程裝備等制約，尚無法實現規模勘探增儲和效益開發。

探礦權獲取成本偏高和補貼政策亟待調整完善。一方面油氣探礦權獲取成本過高。按照國家礦產資源權益金制度改革方案要求，油氣資源有償使用成本體現在礦業權出讓、占有、開采及恢復治理等全生命周期，其中礦業權出讓（獲?。┉h節的出讓收益，由探礦權（采礦權）成交價和逐年征收的采礦權出讓收益兩部分組成，是企業獲取探礦權的主要成本。近幾年，在自然資源部組織或委托地方組織的探礦權競爭性出讓中，成交價過高，往往為底價的十幾倍甚至幾十倍，極大增加了礦權獲取成本，不利于鼓勵油氣勘探、促進新發現。另一方面，補貼支持政策亟待完善。盡管國家對頁巖氣資源稅減征優惠政策延續到2027年，但對頁巖氣、煤層氣、致密氣等補貼政策將于2024年底結束。此外，超深水、超深層資源開發支持政策亟待完善，高成本陸相頁巖油開發尚缺乏支持政策，生物氣開發也亟需政策支持。缺乏補貼支持，在技術突破前，深層頁巖氣、深部煤層氣難以實現規模效益開發，大量非常規、低品位資源增儲上產步伐也將進一步放緩。

措施與政策建議

截至目前，全國天然氣資源探明率總體較低，具備持續高位增儲的資源潛力，且探明儲量開發動用程度較低，具有加快產能建設和上產增供的儲量基礎；頁巖氣、煤層氣等非常規資源勘探開發利用程度較低，增儲上產潛力大。未來中長期，完全可能延續過去十年的發展態勢，國產氣生產供應能力大幅提升，2035年常規氣、頁巖氣、煤層氣產量合計有望達到3650億立方米，建成四川盆地、鄂爾多斯盆地兩個產量千億方級超大型產氣區，新疆、海上實現產量顯著增加。

制定實施中長期增儲上產發展戰略，繼續從國家層面提升國產氣開發生產能力。建議總結分析“七年行動計劃”油氣增儲上產的成效和經驗，加強油氣行業發展形勢分析研判，把握當前和未來天然氣發展趨勢，根據黨的“二十大”及國家相關重大決策部署，加快研究制定面向未來中長期的油氣增儲上產發展戰略。該戰略要明確目標、重點任務及路徑，制定實施方案，并出臺配套改革政策措施，從而構建市場機制和國家行政命令相結合的增儲上產新機制，繼續從國家層面深入推進國產氣開發生產能力提升行動，不斷增強中國天然氣供應安全保障能力。

深化油氣體制改革，加快構建持續推進油氣增儲上產的體制機制。深化油氣資源管理體制改革，完善勘查區塊退出機制與政策，推動區塊退出與勘探發現之間互動良性發展，推進生態環境保護與增儲上產協調發展，用地、用海政策適度向油氣開發傾斜。積極探索油氣礦業權流轉，基于價值評估探索建立油氣礦業權二級市場，實現多種方式油氣礦權流轉，激發上游市場活力。盡快出臺勘查區塊出讓管理辦法，完善出讓機制，加大區塊投放力度。加快構建和完善油氣勘探開發工程與技術服務市場，健全和完善地質資料匯交和共享使用機制。加快形成以大型國有油氣公司為主導、多種經濟成分（其他企業）共同參與的油氣勘探開發和增儲上產格局。加強基礎設施建設，推進基礎設施高質量公平開放，加快管網互聯互通，進一步提升基礎設施對增儲上產的推動作用。

加強理論認識與技術創新，構建新型油氣增儲上產科技創新體制機制。隨著資源品質下降和地質工程問題復雜性加劇，油氣地質理論、技術創新在推進增儲上產中的關鍵作用日益突出。面向未來中長期，實施新一輪國家重大油氣科技攻關工程，著力解決制約油氣增儲上產的重大地質理論問題、關鍵技術問題、“卡脖子”裝備設備問題。加強煤制氣、生物氣、天然氣水合物、煤炭地下氣化等氣源開發利用關鍵技術攻關。健全完善油氣科技創新協同機制，以重大油氣勘探開發項目為依托，建立跨學科、跨領域的創新聯合體，形成協同攻關合力。激發科技創新活力，健全完善油氣創新平臺體系，發揮主要石油企業科技攻關主力軍的作用，集中優勢資源突破制約增儲上產的關鍵核心技術與裝備，鼓勵中小企業參與國家重大油氣科技攻關，專注單項技術，掌握獨門絕技。

加大對油氣勘探開發的經濟政策支持力度，降低增儲上產風險與成本。鼓勵和支持油氣風險勘探，由中央財政牽頭，聯合國有石油企業及各類投資主體，設立國家風險油氣勘探專項，支持風險勘探和科探井項目，重點支持資源潛力大、勘探程度低的新區勘探，著力尋找大中型油氣田，揭示新的勘探領域，拓展資源空間。降低油氣探礦權、采礦權區塊出讓收益標準，根據市場形勢變化，建立動態礦權獲取成本，切實鼓勵勘探開發投入。延續并完善現行非常規資源開發補貼政策，精準補貼支持深層頁巖氣、深部煤層氣開發。完善天然氣價格政策，進一步完善產業鏈上中下游價格傳導機制，盡可能降低中間環節成本。

健全完善天然氣利用和產業政策，營造積極的天然氣產業發展環境。天然氣生產供應能力的提升離不開積極的天然氣產業政策，正是積極的天然氣利用和產業政策促進了中國天然氣產業快速發展和生產供應能力的大幅提升。未來中長期，在“供需均衡、有序發展”的總體要求下，進一步增強天然氣在能源結構優化、構建新型能源體系中的重要作用，繼續堅持積極的天然氣利用政策，優化利用結構，鼓勵天然氣發電和新型利用方式，支持與新能源融合發展的天然氣利用新業態，保持較大規模消費增長和相對旺盛的市場需求，促進中國天然氣勘探開發和增儲上產。

深化國企改革，持續提升開發生產和經營管理水平，增強國產氣市場競爭力。深化國有石油企業改革，順應上游市場化改革大趨勢，按照國家有關部署，加快剝離油氣工程與技術服務板塊，助力構建完善的工程與技術服務市場，避免高成本關聯交易，大幅降低作業成本；積極采用數字化、人工智能等先進技術，因地制宜建立無人平臺、無人井場、無人場站等，不斷提升生產經營和管理水平，提高效率和生產安全性，降低生產運維成本；加強市場形勢研判，善于捕捉機遇，提升貿易營銷水平和產品價值。持續降低國產氣增儲上產成本，增強應對市場風險的能力，掌握增儲上產的主動權，提升市場競爭力。同時，國家有關部門應進一步優化和完善油氣勘探開發投資考核機制，適當弱化有關考核標準，在產量與投資考核中尋找合理平衡。

本文作者單位為中國海油集團能源經濟研究院

責任編輯：周志霞

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