天然气要发展，必须深化天然气体制改革，全面放开竞争性环节，加强输配等环节监管，降低终端用气成本，带动天然气大规模高效利用，产业上中下游协调发展。

要发展，先要号准脉

中国天然气产业快速发展，但与中国推动能源生产和消费革命的战略要求相比，仍存在着一些制约因素。

○ 文／王一鸣 李凡荣 凌月明

2004年西气东输投运以来，中国天然气产业快速发展，目前已基本形成气源多元化、管道网络化的供应格局，天然气消费市场遍及31个省（自治区、直辖市）。但与中国推动能源生产和消费革命的战略要求相比，天然气发展仍存在着一些制约因素：战略定位有待进一步凝聚共识，对天然气利用清洁性的质疑急需澄清；矿业权制度有待完善，勘查开采投入不足；基础设施建设滞后，保供压力较大；市场机制不健全，监管体系不完善；科技创新能力不足，装备自主化水平有待提高。

战略地位需要认清

天然气在中国能源中的战略定位决定了整个天然气行业的发展方向，事关各地大气污染防治和清洁取暖等行动能否有效落实。目前，将天然气发展成为中国主体能源之一的战略定位已基本达成共识，但仍存在部分不同声音，主要表现在两个方面。一是认为中国天然气资源禀赋较差，不具备作为主体能源的资源基础，“富煤贫油少气”的观念仍然根深蒂固，没有跟上“页岩革命引发基础理论和工程技术创新，大幅增加世界天然气可采资源”的革命性变革。二是认为世界能源正在由“油气时代”向可再生能源转变，天然气与可再生能源相比，虽然清洁但仍是含碳的化石能源，只是过渡能源或补充能源，发展潜力有限，没有认识到未来天然气具备成长为世界第一大能源的基础和潜力，且天然气具有调节灵活、响应迅速的优点，可与可再生能源发展形成良性互补。

在认识到天然气是绿色低碳高效能源的同时，社会公众对天然气的清洁性仍存在部分质疑，主要体现在两个方面。一是认为天然气仍是含碳能源，虽然燃烧几乎不产生二氧化硫（SO2）和颗粒物，但仍然会排放二氧化碳（CO2）等；二是认为天然气燃烧排放的氮氧化物和水汽量与煤炭相比更多，反而会加速雾霾的形成。这些片面甚至错误的声音干扰了对天然气发展的战略定位，也对大气污染防治和北方地区冬季清洁取暖工作产生了一定的困扰。为消除公众疑虑，便于各地抓紧开展各项工作，全面澄清天然气利用的清洁性非常必要和紧迫。

多因素制约勘探开发

资源品质下降、技术创新不足及勘查开采体制不完善，制约了天然气勘探开发。

资源品质整体变差。全国油气资源动态评价（2015）结果表明，全国待探明天然气地质资源量80万亿立方米，88%的资源分布在四川、鄂尔多斯、塔里木、松辽、柴达木、东海、琼东南、莺歌海、珠江口9大盆地，超过35%的资源分布在低渗储层，25%为致密气，20%以上位于海域深水。勘探对象日趋复杂，勘探开发成本较高。

理论技术创新力度不够。虽然近年来中国天然气勘探开发理论及技术装备创新取得很大进展，但复杂地质条件下的天然气成藏理论还有待进一步完善，陆上深层、火山岩等气藏勘探开发核心技术尚需加大攻关力度，海洋深水气藏开发理论与技术装备仍比较落后，规模效益开发页岩气、煤层气的关键技术体系尚未形成。

勘查开采体制机制有待完善。尽管中国已初步构建了一套较为完整的油气勘查开采体制，但油气矿业权高度集中在少数大型国有油气企业，油气矿业权流转和退出机制不健全，社会资本进入难，还未形成多元化的、充分有序竞争的现代油气勘查开采体制机制，一定程度上制约了油气资源的充分开发利用，不利于激活资源潜力。

勘查开采投入不足。近年来，受资源禀赋较差、国际油价低位徘徊、理论技术创新力度不够和勘查开采体制不完善等因素影响，全国油气勘查投资大幅减少，从2013年最高值786亿元降到2016年的528亿元，降幅达33%，有38%的勘查区块投入未达到法定标准；油气开发投入下降更明显，从2013年的峰值2876亿元降到2016年的1333亿元，降幅高达54%。

基础设施与保供压力

基础设施能力不足。一是与欧美发达国家相比，中国天然气管道和地下储气库建设仍存在较大差距。截至2016年底，中国每万平方千米陆地面积对应的管道里程约70千米，仅相当于美国的12%。地下储气库形成工作气量64亿立方米，仅占消费量的3.1%，远低于世界10%的平均水平。二是天然气利用“最后一公里”建设存在短板。全国尚有超过20%的地级行政单位、约30%的县级行政单位没有接通管道气。三是随着中国城镇化发展加速、环保意识提高，人口密集区、规划区、自然保护区越来越多，管道建设与城乡规划的矛盾时有发生，基础设施选线选址难度越来越大。地方政府出于地方利益和管道保护压力对国家重大战略性基础设施建设项目支持力度不足，或将项目推进与地方利益过度捆绑，影响了部分重点项目的按期投运。

保供压力较大。一是天然气季节性峰谷差逐年增大。随着大气污染防治、清洁取暖工作的深入推进，华北等地“煤改气”需求进一步增加，冬季用气峰值持续走高，保供压力较大。二是天然气冬季进口通道存在一定风险。2016年冬季西北通道沿线中亚国家超额下载气量造成国内供气量不足，海上LNG进口通道冬季易受气象影响，LNG船舶无法按时靠岸。三是不同企业间基础设施互联互通程度不够，制约了天然气资源优化配置和灵活调运。四是储气调峰责任落实程度不够，辅助服务机制尚未建立。地下储气库工作气量和各城市应急储气能力均严重不足，供气企业与城镇燃气经营企业在日调峰责任上存在推诿扯皮现象。

市场机制与监管体系存在缺陷

市场机制不健全。一是竞争性环节尚未实现市场化定价。目前天然气销售门站价格为政府基准定价，包括出厂价（进口采购气价）和管输费，这种将两者绑定到一起的定价模式不利于管网设施的第三方公平准入；季节性气价和调峰价格还未全面推广，不能及时反映天然气价格与供需关系变化；居民、非居民用气“交叉补贴”问题突出，严重降低了天然气在工业领域的竞争力，抑制了天然气在发电、交通、工业燃料等领域的大规模利用。作为国内外既有的成熟机制，全国范围内的大用户直供直销体系建立才刚刚起步，全面推广的呼声日益强烈。二是交易平台建设仍处于较低水平。虽然目前已有上海石油天然气交易中心，重庆石油天然气交易中心正在加快筹建，但现有交易中心的交易规则、会员覆盖和交易量等与国际一流水平相比仍存在较大差距，短期难以取代政府基准定价成为新的价格基准。三是LNG、CNG储配站已成为北方地区冬季清洁取暖和气化农村的重要方式之一，取得了很好的实践。但各地政府对以上发展方式与燃气企业特许经营权之间的关系理解不统一，未来如何规范发展亟须给予明确。

监管体系不完善。一是监管工作机制尚未理顺、职责不清。中国能源行业监督管理职责相对分散，相关部门之间、中央政府部门与地方政府部门之间存在政策目标差异和步调不同步等问题，工作协调难度较大。二是监管工作界面不明，监管效率偏低、效力偏弱。法律法规缺失，问题处理依据不足，监管工作缺乏应有的强力支撑，一定程度上影响了监管的效力。三是监管主体、监管手段单一，难以满足“放管服”改革的需要，政府监管部门主要依靠行政性的强制手段，政府以外其他社会群体的同业监审作用没有得到有效释放。具体到监管事项上，部分省份省内天然气管道、城镇燃气配气管网等中间环节过多，拦截收费、强制服务、层层加价，终端用户没有得到改革红利；城镇燃气企业接口费、开户费等服务性收费较高，甚至成为部分燃气企业的主要利润来源；天然气基础设施第三方公平准入落实程度不高。

开好方，才能促发展

深化天然气体制改革，全面放开竞争性环节，加强输配等环节监管，降低终端用气成本，带动天然气大规模高效利用，上中下游协调发展。

○ 文／王一鸣 李凡荣 凌月明

立足当前、面向未来，要充分认识国内外能源领域的新形势新变化，借鉴发达国家的成熟经验和做法，针对天然气领域存在的深层次矛盾和问题，按照党中央、国务院深化石油天然气体制改革的文件要求，加快推进天然气资源勘查开采与管网体制改革，健全市场机制，完善监管体系，完善政策配套，逐步将天然气发展成为中国的主体能源之一。

明确天然气的战略定位

天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源。美国、英国、日本和韩国等发达国家在解决大气污染问题过程中都将大规模利用天然气作为主要抓手。天然气节能减排效果显著，是有效治理大气污染、积极应对气候变化等生态环境问题的现实选择。天然气燃烧效率高，联合循环发电效率可超过60%，工业锅炉超过90%；释放等热值能量所排放的二氧化碳，天然气比石油少30%，比煤炭少50%，几乎不产生二氧化硫和烟尘等颗粒物。通过低氮燃烧等技术，天然气联合循环发电的氮氧化物排放量可稳定控制在50毫克／立方米以下，工业锅炉可控制在150毫克／立方米以下。燃烧天然气产生的水蒸气量不会影响气候和空气中的含湿量。以北京为例，2016年天然气消费量160亿立方米，按燃烧1亿立方米天然气产生水蒸气16万吨测算，每年北京天然气消费产生的水蒸气仅相当于北京年水汽总蒸发量220亿～290亿吨的千分之一左右。

逐步把天然气培育成主体能源之一。一是从近百年世界能源转型历程看，天然气在世界能源转型中发挥了重要作用，未来仍将扮演重要角色。“煤降气升”是各主要经济体能源结构调整的显著特征，在一次能源消费结构中，世界煤炭占比由1965年37.6%降至2016年的28.1%，天然气占比由1965年15.7%升至2016年的24.1%，预计2035年前天然气超越煤炭，成为世界第一大主体能源。二是从中国能源革命的目标和实现路径看，加大天然气利用规模，与可再生能源形成良性互补，提高清洁能源比重，是中国稳步推进主体能源更替、加快建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的必由之路。天然气将在这一进程中承担重要的历史使命，必须进一步明确其主体能源之一的战略定位，按照既定的发展规划、目标与实现路径，逐步把天然气培育成为中国的主体能源之一。

完善勘查开采体制

深入推进油气上游体制改革，建立现代油气资源勘查开采市场体系。坚持油气矿业权国家一级管理。总结页岩气、新疆等油气探矿权招标改革和山西煤层气矿业权改革等试点经验，持续深入推进油气勘查开采市场化改革，有序放开准入限制，强化安全和环保要求，进一步规范准入要求；建立完善油气探矿权竞争出让制度，鼓励有条件的企业参与油气勘查开采，不断引入竞争机制，引导企业加大资金、技术投入，不断降低开发成本；完善并严格执行区块退出机制，规范油气矿业权流转机制，建立完善油气地质资料公开和共享机制，逐步建立完善现代油气资源勘查开采市场体系，提高国内资源生产水平，增强国家油气资源供应安全保障程度。

完善油气资源开发利用政策，加大油气勘查开采财税政策支持力度。实行差别化税费政策，加强对油气资源勘探开发的财税支持。对低品位、非常规、难动用等资源开发给予适当的财税政策和金融扶持政策，加大对深层、深水油气资源等财政补贴力度，延续并不断完善页岩气和煤层气开发补贴政策。对高含水老油气田开发，予以财税补贴，促进其可持续发展。

加强油气地质调查夯实资源基础，规划引导推进多种能源资源综合高效勘查开采。健全完善国家油气资源地质调查制度，加强清洁、优质能源资源地质调查，进一步夯实资源基础。着重加强风险大和地质条件复杂的新区、新领域、新层系油气调查，积极开展深层、深水油气资源潜力调查评价，促进油气新发现。加强页岩气、煤层气及水合物气资源调查评价。加强鄂尔多斯盆地能源矿产资源规划修编，研究制定四川、塔里木、海域等大盆地或油气区能源及矿产资源勘查开采规划，大力推进油气与非油气矿产资源和常规油气与非常规油气等资源的综合、高效勘查开采。

建立健全储气调峰体系

落实储气调峰责任。严格执行天然气储备制度。明确政府、供气企业、管道企业、燃气公司和大用户的储备调峰义务与责任，建立天然气调峰政策和分级储备调峰机制。全面推行天然气购销合同管理，强化对储气调峰责任和价格的合同约束。建立完善超出合同规定的调峰和保供需求的成本分担和违约惩罚机制。

加强规划统筹，建立完善的储气调峰体系。加大地下储气库扩容改造和新建力度，推进沿海LNG接收站增建储罐和新建接收站、调峰站，加快建立和完善城市应急储气调峰设施，全面推进基础设施互联互通，建立以地下储气库和沿海LNG接收站（调峰站、储配站）调峰为主，气田调峰、城市中小型CNG和LNG储备站为辅的综合调峰系统。

构建和完善储气调峰辅助服务市场机制。坚持自建、合建储气设施与购买储气服务相结合。天然气销售企业、城镇燃气企业储气调峰义务的履行，可以通过自建或合建储气服务设施、购买管道企业储气服务、向独立第三方储气设施经营企业购买储气服务等方式实现。坚持储气、调峰服务和调峰气量市场化定价。

加强监管和督导检查。重点监管储气调峰义务的履约情况、天然气购销合同签订及对储气调峰责任和成本分担的约定情况。各地在授予或变更特许经营权时，应将天然气保供承诺和履约能力作为重要的考核条件。对存在不按规定配套储气调峰能力、连年气荒（供气紧张）且拒不签订购销合同等行为的城镇燃气企业，加强整改直至取消经营资格，收回特许经营权，淘汰一批规模小、实力差、信誉低、保供能力不足的燃气企业。对用气高峰期供气企业串联涨价、强买强卖等不正当竞争和垄断行为加大查处力度。

天然气管网体制改革

实现天然气管网独立，落实天然气管网公平准入标准和规则。

一是尽快实现天然气管道运输和销售业务分离。各类管道运输企业必须独立运营、独立核算，管输企业只允许从管输服务中获取合理收益，禁止参与天然气销售等关联交易，从源头上鼓励第三方公平开放，提高管网利用效率。

二是减少供气中间环节。天然气主干管网可以实现供气的区域和用户，不得以统购统销等名义，增设供气环节，提高供气成本。在项目核准时，对省（区、市）内天然气管道项目建设要认真论证，对增设不必要中间环节的管道项目要严格把关，坚决杜绝新建管道“拦截收费”现象。

三是加强输配价格监管。按照“管住中间、放开两头”的总体思路，建立“准许成本+合理收益”的定价方式，加强天然气管输和城镇燃气配送环节定价管理、成本监审和价格监管，从严核定独立的输气、配气价格。对没有实质性管网投入或不需要提供输配服务的加价，应立即取消。资产评估增值部分不计入有效资产。推进城镇燃气企业配气、销售、工程服务等业务之间的财务分离乃至法律分离，独立核算配气价格，控制销售价差，降低过高的工程安装等服务性收费。

四是落实第三方公平准入。完善天然气基础设施公平开放实施和监管办法，简化、标准化管输容量申请和使用规则，缩短申请回复时限，加强模板化的实时信息公开，减少基础设施运营企业自由裁量权；探索管道容量使用容量费和使用费“两部制”定价，完善容量二次交易和可中断服务机制；加强监管，对拒不执行第三方公平开放、第三方准入歧视等行为加大查处和通报力度。

培育和建设现代天然气市场体系

加强行业规划，提升科学监管水平。加强规划统筹，遵循经济规划和产业发展规律，坚持科学合理规划，充分发挥规划的引导和约束作用。健全科学合理的规划编制机制，提升规划的覆盖面、权威性和科学性。完善规划动态调整机制，严格按照规划组织实施项目建设，依法加强环境影响评价工作，建立规划实施、监督检查、评估考核机制，保障规划有效落实。

规范政府管理，健全监管机制。政府管理要更多转向制定战略、规划、政策和市场规则，创造公平公正市场环境，减少对市场和企业的直接干预。建立油气大数据平台、油气地质资料信息共享平台等，为政府决策提供支撑，为企业和社会提供专业化服务。建立覆盖全社会的天然气监管体制，加强政府对市场准入、交易行为、垄断环节、税收缴纳、价格成本、安全、环保等各环节的监管。完善监管标准、监管规则和监管程序，形成规范有序、公开透明的监管体系。

尽快完善天然气价格形成机制。因地制宜，探索推进天然气终端销售价格放开试点。有序理顺居民用气价格，尽快消除居民用气与非居民用气价格的“交叉补贴”现象，同时针对受保障人群提供适当用气价格补贴，使低收入群体同样能享受到天然气的基本公共服务。加快培育上海、重庆等区域性乃至全国性的天然气现货市场，鼓励天然气即期和年内中远期现货挂牌与竞价交易，推动“气气”竞争和价格发现，使价格更真实、充分的反映基础设施通达能力、供需变化、可替代能源价格变化、季节和峰谷价差等市场因素。丰富现货交易环节，鼓励民营资本探索建立液化天然气电商平台，对液化天然气贸易环节进行补充。以LNG交易作为切入点，择机推出“国际平台、竞价交易、保税交割”的天然气期货市场，在推进管道气价格市场化改革的基础上，力争后续将液化天然气期货扩展至管道天然气，形成中国乃至亚太地区的天然气基准价市场。推进中美经济合作百日行动计划，强化天然气贸易。

做好《加快推进天然气利用的意见》的落实。以清洁燃料替代和新兴市场开拓为主要抓手，加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域的大规模高效科学利用。强化环保政策的硬约束，加快推进北方地区冬季清洁取暖和“煤改气”，将煤改清洁能源纳入环保考核，切实落实党委、政府环保“党政同责”。健全天然气市场体系，完善价格机制，减少供气中间环节，建立完善用户自主选择资源和供气路径的机制。强化天然气设施用地保障。在防范风险基础上，创新和灵活运用贷款、基金、债券、租赁、证券等多种金融工具，加大对天然气利用及基础设施建设运营领域的融资支持。积极探索、试点先行，着力加强重点领域、关键环节改革创新试点，探索一批可持续、可推广的试点经验。

完善法律法规和标准体系

一是修订完善相关法规政策。根据2017年1月国务院印发的《关于扩大对外开放 积极利用外资若干措施的通知》（国发〔2017〕5号），“石油、天然气领域对外合作项目由审批制改为备案制”，按此加快修订《对外合作开采陆上石油资源条例》《对外合作开采海洋石油资源条例》。立足新形势、新问题，做好《加快推进天然气利用的意见》与《天然气利用政策》的统筹衔接工作。研究出台关于加快储气调峰设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的政策意见，严格落实储气调峰各方责任，坚持自建、合建储气设施与购买储气服务相结合，坚持储气、调峰服务和调峰气量市场化定价，坚持“谁调峰、谁受益”。

二是健全天然气行业标准体系。加快天然气计量、天然气车船制造、LNG陆路内河储配、加气（注）站安全防护和安全距离等标准规范的制修订工作。研究修订《城镇燃气设计规范》，加强其与油气体制改革总体方案、《天然气基础设施建设运营管理办法》等政策的衔接，厘清日间、小时调峰供气责任和成本分担机制，形成市场化、合同化的调峰机制。尽快统一天然气计量计价标准，采用国际通用的热值计价方式，尽早实现国产气与进口气、管道天然气和液化天然气在计量方式上的并轨。适应清洁取暖“煤改气”等“宜管则管、宜罐则罐”的新形势，尽快制定LNG、CNG储配站等供气形式的国家强制性标准和行业设计规范，研究论证LNG液态分销涉及的运、储、供、用等设备的通用接口标准等。

加快推进中国天然气平稳较快发展，需要坚持从问题导向和目标导向出发，深入贯彻落实油气体制改革文件精神。在继续推进前述工作以外，还要抓好两方面的系统性工作。一是全面深化天然气体制改革。加快研究制定深化石油天然气体制改革的配套文件及相关政策，完善天然气勘查开采体制，推进天然气管网体制改革，完善天然气价格形成机制，有序推进期货与现货相结合的现代市场体系建设，选择适当省（区、市）推进天然气体制综合改革和专项改革试点。二是做好政策配套。加快落实《加快推进天然气利用的意见》，抓好城镇燃气、天然气发电、交通用气、工业燃料升级四大利用工程。各部委要按照各自职责完善政策配套；各级政府要切实承担起加快天然气发展责任；各企业作为加快天然气发展的市场主体，要扎实推进重大项目建设，保证各项指标和任务按期完成。