天然气替代：改善环境质量的根本之策

◎郭焦锋

专题 绿水青山就是金山银山

天然气替代：改善环境质量的根本之策

◎郭焦锋

走绿色、清洁、低碳的能源发展道路，不仅是防治大气污染的根本之策，是中国经济社会可持续发展的有力保障，也是中国作为最大发展中国家对全世界庄严承诺的践行。习近平总书记提出“四个革命、一个合作”的发展战略，为中国能源革命指明了方向，是中国发展天然气、推进天然气领域改革必须遵循的基本原则。2016年在杭州召开的G20峰会上，中国政府签署了《巴黎协定》，承诺在2030年左右实现碳排放达到峰值，大规模发展天然气已势在必行。

能源是人类生存和发展的重要物质基础，人类文明的进步离不开优质能源的出现和先进能源技术的使用。18世纪英国工业革命之前，柴薪、木炭等生物质是人类的主要能源来源；其后煤炭大规模使用，至19世纪中后期取代生物质成为主要能源 ;进入20世纪中期以来，石油大量使用，使人类衣、食、住、行发生巨大变化，并定义了“现代社会”形态。煤炭和石油消费为世界带来工业文明巨大进步的同时，也带来了日益严峻的大气污染问题。防治大气污染的根本出路是能源的绿色发展和实施清洁能源替代。天然气是低碳、清洁能源，资源丰富，发达国家大都把天然气作为清洁替代能源的重要选项。美国“页岩革命”大幅度提高了世界对天然气资源储量的预期，天然气已成为世界最具发展潜力的主体能源。

目前中国正处于能源转型的关键期，新能源、新业态不断出现，又值国际油价低位运行，必须抓住这一重要时间窗口，加速推进中国天然气大发展。

一

中国天然气资源丰富，初步形成多品种、多渠道的多元化供应和“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的供气格局。稳定的供应和初具规模的基础设施有力支撑了中国天然气的快速发展，天然气消费市场已遍及中国内地31个省份。同时，天然气市场化改革有序推进，试点改革探索取得阶段性突破。这些都为未来天然气成为中国主体能源打下了良好基础。

（一）中国天然气资源潜力大

全国常规天然气地质资源量90万亿立方米，可采资源量50万亿立方米。埋深4500米以浅页岩气地质资源量122万亿立方米，可采资源量22万亿立方米，具有现实可开发价值的有利区可采资源量5.5万亿立方米。全国埋深2000米以浅煤层气地质资源量30万亿立方米，可采资源量12.5万亿立方米，具有现实可开发价值的有利区可采资源量4万亿立方米。

截至2015年底，全国累计探明常规天然气地质储量13.01万亿立方米，剩余可采储量5.2万亿立方米；累计探明煤层气地质储量6293亿立方米，剩余可采储量3063亿立方米；累计探明页岩气地质储量5441亿立方米，剩余可采储量1302亿立方米。

（二）中国天然气供应能力快速增长

国产气已形成常规、非常规多元供气局面。2005年国内天然气产量500亿立方米，2015年增至1350亿立方米。其中，2015年全国煤层气地面抽采量44亿立方米，同比增长19% ；页岩气勘探开发自2011年获得工业性突破以来取得跨越式发展，2015年页岩气产量约46亿立方米，同比增长近3倍。

进口气已形成管道气和 LNG 多渠道供应格局，资源进口国达10个以上。2015年，进口气量614亿立方米，其中：管道气进口量356亿立方米，主要来自土库曼斯坦、缅甸、乌兹别克斯坦等国；LNG 进口量258亿立方米，长协进口主要来自卡塔尔、澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚和巴布亚新几内亚等国，现货进口主要来自也门、阿尔及利亚等国。

（三）中国天然气消费增长迅速

2005年中国天然气消费量为468亿立方米，2015年消费量增至1931亿立方米。2005—2015年，天然气消费年均增速16%，是中国一次能源消费年均增速的3倍。天然气在一次能源消费结构中的比例从2005年的2.4% 增至2015年的5.9%，人均年用气量约140立方米。从消费结构看，2015年工业燃料消费量737亿立方米、占比38.2%，城镇燃气消费量628亿立方米、占比32.5%，发电用气量284亿立方米、占比14.7%，化工用气量282亿立方米、占比14.6%。从消费季节性特点看，不同地区季节调峰差异较大，东北、西北和环渤海地区调峰比例在12%～15%，长三角、中南地区调峰比例在5%～6%，西南、东南沿海地区调峰比例在3%～4%。天然气消费区域已扩展至31个省份，2015年天然气消费量超过100亿立方米的有江苏、四川、新疆、广东和北京。

（四）中国天然气管网基础设施处于快速发展期

截至2015年底，全国建成陕京线、西气东输、川气东送、中亚天然气管道、中缅天然气管道等长输管道里程约6.4万千米；建成 LNG 接收站12座，总接收能力4380万吨 /年；建成地下储气库18座，有效工作气量55亿立方米 /年；天然气发电装机5700万千瓦（不含分布式）；建成 CNG/LNG 加气站6500座，船用 LNG 加注站13座。目前已形成常规和非常规国产气、陆上进口管道气、海上进口 LNG 等多气源互济，“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的供气格局；形成地下储气库、LNG 接收站两大主力调峰方式，管网覆盖主要产气区以及长三角、珠三角和环渤海等区域。

（五）中国天然气已形成比较完整的产业体系

改革开放以来，历经多轮机构改革、企业重组等方面改革，中国天然气产业已初步形成以中国石油、中国石化、中国海油三大国有油气公司为主、其他所有制企业为辅，上游勘探开发、中游管输、下游消费市场不同程度竞争的产业格局。政府管理方面，国家发展改革委员会、国家能源局主要负责协调全国油气行业相关政策、重大项目投资和对外合资合作等，国土资源部负责上游勘探、开发的许可管理等，国有资产监督管理委员会以出资人身份负责监管天然气行业国有企业的资产。此外，商务部、环保部、住建部、工信部、交通部、财政部、税务总局等部门按职责履行对天然气行业的管理或监管。

（六）中国天然气行业管理和体制政策不断完善

“十二五”以来，中国天然气领域有序推进了放开价格、放宽准入、简政放权等体制机制改革，并初步建立了产业政策体系，为未来天然气大规模发展提供了基础保障。一是完善战略、规划体系。二是勘探开发体制改革取得突破。三是落实产业政策。四是深化价格改革。五是简政放权持续推进。六是加强行业管理和监管。出台了《天然气基础设施建设与运营管理办法》《油气管网设施公平开放监管办法》以及《天然气管道运输价格管理办法（试行）》《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，基础设施向第三方公平开放开始实施。

二

随着中国生态文明建设的持续推进，天然气产业迎来了难得的发展机遇。通过推动能源革命，深化体制机制改革，加强国际合作，未来中国将形成市场结构合理、资源供应多元、储运设施完善、法律法规健全的统一开放、竞争有序的现代天然气产业体系，天然气将逐步成为中国的主体能源。

（一）中国天然气市场需求潜力大

2015年，中国人均天然气消费量约140立方米，天然气占一次能源消费总量的比重约 5.9%，远低于世界平均水平的 23.7%。随着中国绿色低碳能源战略的持续推进，发展清洁低碳能源将成为优化能源结构的重要途径，未来较长一段时期天然气将在中国能源发展中扮演重要角色。通过加大政策支持力度，力争2020年天然气在一次能源消费结构中的占比达到10%；到2030年，力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到15% 左右。未来天然气需求增量主要来自城镇燃气、天然气发电、工业燃料和交通运输四大领域。

城镇燃气：随着中国新型城镇化建设深入推进，城镇化率稳步提升，预计到2020年达60%，2030年达70%。未来城镇燃气发展方向主要包括三个方面：一是稳步发展民用气。二是有序发展天然气采暖。三是推进重点地区气化。

天然气发电：天然气发电既是电源结构的重要组成部分，也是天然气市场发展的主要驱动力。目前，中国天然气发电呈现装机和发电量“双低”状态。未来中国天然气发电的发展方向主要包括三个方面：一是有序发展天然气调峰电站，提升能源融合水平。二是因地制宜发展天然气热电联产，提升环境质量。三是大力发展天然气分布式能源，提升能源品质。预计到2020年，天然气发电装机占中国电源总装机达到5%以上；到2030年，力争将天然气发电装机比例提高到10% 左右。

工业燃料：目前，欧美等发达国家工业燃料中煤炭占比低于15%，而中国高达70% 以上。2015年中国工业燃料用能中，天然气占比仅为10%，远低于欧美日等发达国家水平（40%～50%）。为实现中国工业燃料质量升级，必须对工业领域的能源结构进行调整，“煤改气”是切实有效的措施之一。未来天然气在工业燃料领域的发展方向主要包括两个方面：一是优化钢铁、冶金、建材、石化等耗能行业的燃料构成，二是改善城市中不同工业锅炉、窑炉的燃料结构。预计到2020年，天然气占工业燃料能源消费量的15% ；到2030年，力争将天然气占工业燃料能源消费量的比例提高到25% 左右。

交通运输：2015年中国天然气汽车保有量约500万辆，用气量超过200亿立方米。交通运输行业是中国节能减排和应对气候变化的重点领域之一，发展天然气车船是加快推进绿色低碳交通运输较为现实的选择。未来天然气车船发展方向主要包括三个方面：一是推广使用LNG 载货汽车。二是推进城市公共交通行业“油改气”。三是推进水运行业“油改气”。预计到2020年，实现气化车辆1000万辆，气化船舶6万艘；到2030年，力争实现气化车辆1400万辆，气化船舶8万艘。

（二）中国天然气资源供应持续增长

未来中国天然气供应构成主体多元、国内与国外并重的资源保障体系。预计到2020年，中国天然气供应能力达到3600亿立方米以上。到2030年，中国天然气供应能力达6000亿立方米以上。

加大国内资源勘探开发，保持产量较快增长。按照“海陆并重、常非并举”的原则，鼓励各类社会资本进入，在加强常规天然气勘探开发的同时，加快推进页岩气、煤层气等非常规天然气规模效益开发，形成有效产能接替。

加快常规天然气增储上产步伐。陆上常规天然气以四川、鄂尔多斯、塔里木等盆地为重点，强化已开发气田稳产，做好已探明未开发储量、新增探明储量开发评价和产能建设工作。加大深层天然气勘探开发力度，拓展增产空间；加快鄂尔多斯、四川等盆地低渗—致密气上产步伐。海域成为未来天然气主要增储上产区之一，加强深水领域天然气勘探开，拓展深水增储空间。

加强页岩气高效开发，推进快速上产增储。以四川盆地及周缘等南方海相页岩气为重点，全面突破海相页岩气高效开发技术，推广应用水平井、“工厂化”作业模式，降本增效，实现产量大幅增长；探索南华北、贵州等海陆过渡相和鄂尔多斯、辽河等陆相页岩气勘探开发潜力，寻找新的核心区。

推进煤层气规模效益开发。立足沁水盆地南部、鄂尔多斯东缘煤层气产业基地，实现规模效益开发；加快二连盆地、准噶尔盆地东部、蜀南、黑龙江东部、贵州等地区煤层气勘探评价，扩大资源后备阵地。

有序开展资源引进工作，保障稳定供应。根据中国天然气市场形势变化，有序采购进口天然气资源，管道气与LNG 并重，长、短期合同与现货结合，鼓励各类社会资本参与。

（三）中国天然气输配体系明显完善

根据天然气资源来源和市场需求分布情况，中国将长期维持“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的天然气流向，并据此构建天然气管网体系，形成连接四大进口战略通道，以西气东输系统、陕京线系统、川气东送系统、西南管网系统、中俄东线系统和沿海通道为骨架的纵横交错、覆盖全国的供气管网系统并且“区内成网、区域连通、气源多元、调运灵活、供应稳定”的供气格局。

预计到2020年，中国天然气长输管道总里程10万～12万千米，一次管输能力3700亿～4000亿立方米/年。全国地级及以上城市管网覆盖率90%以上，县级城市管网覆盖率60%以上，覆盖重点乡镇和工业园区。预计到2030年，中国天然气长输管道总里程17万～20万千米，一次管输能力6000亿～7000亿立方米 /年。全国地级及以上城市覆盖率95%以上，县级城市管网覆盖率80%以上，持续提高乡镇和工业园区的管网覆盖率。

未来中国天然气管道建设重点围绕进口通道、外输干线、区域联络线和“最后一公里”管道等四方面展开。一是视资源落实和市场开发，进一步构建和完善进口通道。依托俄罗斯东部天然气（蒙古国煤制天然气资源待落实），构建东北通道，形成连通东北、环渤海和长三角区域的东部干线管网。依托中亚国家天然气（俄罗斯西部资源待落实），持续增强环渤海、长三角区域的供气能力。依托海上进口天然气资源，加强LNG接收站间的互连互通，提高沿海互济供气能力。二是根据西南地区常规气、页岩气上产节奏以及新疆和内蒙古煤制天然气项目建设进度，适时建设配套外输干线，增强供气能力。三是大力建设干线联络线、区域联络线和枢纽站，以进一步提高全国和区域天然气管网网络化程度，提升管网利用率，增强调运灵活性，保障供应可靠性，带动区域协调发展。四是加强省内干线和支线管道建设力度，统筹规划、分步实施，最终形成通达全省、覆盖各市的多进多出、互联互通、设施完备、保障有力的省内天然气输配网络。

（四）中国天然气综合性的调峰体系有序建立

中国未来将主要依托枯竭油气藏继续建设地下储气库，形成环渤海、东北、长三角、西南、中部和中南六大区域联网协调的储气库群，到2020年，形成有效工作气量148亿立方米，到2030年，形成有效工作气量300亿立方米。根据全国各消费区域资源流向和市场实际需求情况，结合港口规划统筹优化沿海LNG 接收站布局。在天然气需求量大、应急调峰能力要求高的环渤海、长三角、东南沿海地区，优先扩大已建LNG 接收站储转能力，适度新建 LNG 接收站，最终形成1亿吨 /年以上的总接收能力。此外，在用气负荷中心城市，加快建设小型 LNG 储罐、CNG高压管束、天然气球罐及其他配套储气调峰设施，以解决重点城市的日调峰、小时调峰和应急状况时的保供要求。经过10年到20年的努力，中国逐步建立以地下储气库群和 LNG 接收站储罐调峰为主，气田、CNG 和 LNG 储备站调峰为辅，可中断用户为补充的应急调峰设施，建立健全由供气方、输配企业和用户各自承担责任的综合性调峰体系。

三

本世纪初始于美国的“页岩革命”，改变了人们对油气资源储量的悲观估计，特别是页岩气储量巨大，使人类使用较清洁的天然气替代煤炭和石油成为可能。天然气已成为全球最具发展潜力的主体能源。而中国2015年在一次能源消费中的占比煤炭达64%、天然气仅为5.9%。未来5年乃至更长时期，中国大气污染问题和应对气候变化压力将更为严峻。新形势下世界能源清洁低碳的发展方向和中国能源发展战略对中国加快天然气产业发展提出了更高要求。中国能源大转型时不我待、必须加速推进。为此，应尽快培育天然气成为中国主体能源，着力破解体制机制和政策障碍，以改革试点先行积累改革经验，带动全局改革，强化环保、财税等政策支持，并且做好天然气领域改革的横向统筹和全产业链改革的纵向联动，构建统一开放的中国天然气市场体系、形成以市场调节为主的中国天然气价格形成机制、强化天然气行业管理及监管、健全与主体能源地位相适应的中国天然气政策体系。

（一）将天然气发展为中国主体能源之一

天然气是一种高效、低碳、清洁的优质能源。在发电和工业燃料领域天然气热效率比煤炭高约10%，天然气冷热电三联供热效率较燃煤发电高近1倍。天然气二氧化碳排放量是煤炭的59%、燃料油的72%。大型燃气—蒸汽联合循环机组二氧化硫排放浓度几乎为零，工业锅炉上二氧化硫排放量天然气是煤炭的17%、燃料油的25%；大型燃气—蒸汽联合循环机组氮氧化物排放量是超低排放煤电机组的73%，工业锅炉的氮氧化物排放量天然气是煤炭的20%；另外，与煤炭、燃料油相比，天然气无粉尘排放。

燃气电厂具有极优的调节和相应能力，可与可再生能源形成良性互补。燃气电厂具有启停迅速、运行灵活的特点，气电与风电或光伏发电建立有机配合的“风气互补”或“光气互补”联合机组，可有效解决目前的弃风、弃光问题，提升发电机组的总出力水平和电网运行可靠性。因此，与天然气协同发展成为中国未来大规模发展风电和光伏发电的重要路径。

天然气资源丰富、供应充足、成本相对低廉、使用便利、节能减排效果显著，大力发展天然气，有助于实现清洁低碳、环境友好的新型城镇化发展目标，满足人民群众的新期盼。

天然气是中国优化能源结构、推进节能减排、治理大气污染、建设美丽城镇等方面最为现实的选择。力争到2030年，天然气占中国一次能源消费的比重达到15% 左右，成为继煤炭、石油之后的第三大主体能源。

（二）构建统一开放的天然气市场体系

有序放开天然气上游领域。坚持油气矿业权国家一级管理，逐步有序放开勘查开采市场准入条件，公开公平向符合条件的市场主体竞争性出让矿业权，逐步形成以大型国有油气公司为主导、多种市场主体共同参与的勘探开发市场体系。完善区块退出机制。加强政府对地质资料的汇交管理，优化和加强国家财政支持的地质普查和其他公益性勘查资料及成果的利用和共享。

落实基础设施第三方公平准入。有序推进天然气长输管道和城镇燃气管道运输与销售分离，将实行独立核算或具有独立法人资格作为管道运营的基本条件，为第三方公平接入提供前提。鼓励社会资本参与或组建混合所有制企业开展管道、LNG 接收站、储气库等基础设施投资建设，为第三方公平接入夯实基础。完善油气管网监管体系、质量标准体系、管线接入标准，加强管网规划、建设和运营信息公开，为第三方公平接入完善规制。

建立多层次的现代天然气市场体系。重点推进上海、重庆等天然气交易中心建设，形成公平规范的现货期货市场交易平台，在交易规则、交易程序和交易范围上逐步与国际接轨，逐步形成全国统一的天然气交易市场，形成由不同区域价格构成的全国天然气价格体系和天然气市场流通格局。健全天然气市场信用体系，建立守信激励和失信惩戒机制，加强对失信主体的惩戒和约束。探索商业服务模式创新，推进“互联网 +”智慧天然气系统建设，有序构建涵盖上游开采、中游输配、下游消费的全产业链数据共享平台。

推进改革试点示范。积极探索、试点先行，着力加强重点领域、关键环节改革，探索一批可持续、可推广的试点经验。一是扩大勘探开发改革试点范围。二是有序推进综合性改革试点。三是推进天然气管道、LNG接收站等基础实施第三方开放试点，为全国范围内全面推行第三方公平准入探索规则、积累经验。四是开展配套改革试点，包括天然气价格放开、城镇燃气特许经营改革试点等。五是推进分布式、光气互补、风气互补、互联网+、LNG 江海联运等重点领域试点示范，破解新兴领域发展的体制机制障碍，拓展天然气发展空间。

（三）形成市场化的天然气价格机制

放开竞争性环节价格。按照“管住中间，放开两端”的原则，尽快全面放开气源价格、城市门站价格和终端销售价格。修订天然气计量计价方式，建立完善季节性气价、峰谷气价以及储气价实施办法；理顺居民生活用气价格，保留对生活困难人群的适当补贴或救助机制，“暗补”变“明补”。最终建立真实反映时间、空间、品质特性的天然气价格形成机制，体现供气成本、市场供需和用户多样化需求。

加强输配环节政府定价及监管。政府按“准许成本加合理收益”原则，对具有自然垄断性质的输气和配气环节，分级分类制定跨省、省内管道运输价格、城镇燃气配气价格及具体管理办法，并建立价格调整机制。加强对管网投资、运维成本监审，加强信息公开。减少供气中间环节，鼓励大用户管输直供。努力降低终端用气成本。

（四）强化天然气行业管理及监管

完善法律法规体系。在单行法方面，研究制定《石油天然气法》或《天然气法》，规范资源所有权、行业准入、管理职责和分工、发展规划、生产作业许可、管道运营及公平接入、环境保护、科技创新、国际合作、税费制度、油气储备等。在专项法方面，修订《矿产资源法》《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》《天然气利用政策》等，使其更适应新形势下天然气勘查、生产、输送、储配和利用等各环节特点。通过司法解释等途径处理好《石油天然气管道保护法》与其他法律之间的冲突等。

加强行业监管。建立覆盖全产业链的天然气监管体系，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、质量、安全、环保等重点环节的监管。加快完善天然气产业标准化体系。重视信息公开和社会监管，发挥社会组织和第三方机构的监督和桥梁作用，发挥媒体的积极作用。

（五）完善支持天然气发展的政策体系

强化环境保护指标硬约束。加快散煤治理和工业燃料升级。以“三区十群”为重点，设定并逐步扩大“禁煤区”范围，加快城市、乡镇生活燃料以气代煤以及燃煤锅炉、排放不达标的燃油工业锅炉和窑炉的天然气替代。建立对各省（自治区、直辖市）环保措施的考核问责机制，将天然气替代煤炭纳入考核内容。各地能源监管部门对“禁煤区”内的煤炭生产、流通、使用实施严格监管。

完善产业政策体系。以“三区十群”工业燃料升级为主要切入点，制定实施更加严格的污染物排放标准，加大天然气替代煤炭力度。在内河和近海重点地区扩大船舶排放控制区范围，并将船舶控排区实施方案尽快提升至法规层面。加快碳排放立法工作，在工业燃料和发电领域中对燃煤、燃油及天然气采取同一标准安排碳排放配额，碳排放交易由目前的七个试点省市扩展到全国省市区，尽快建立全国统一碳排放交易市场。参照非水可再生能源发电配额制，研究制定燃煤火电机组天然气发电的配额制政策。优化加气站、加注站规划建站审批，鼓励更多的社会资本投资，支持CNG加气站扩建成CNG/LNG 两用站，鼓励油气合建站、油气电合建站发展，鼓励建设岸基、水上LNG 船舶加注站，加快相关标准规范制修订。清理规范天然气产业税费，推进费改税，对确应保留的合理收费，须尽快立法。

加强财税、投融资等政策支持。加大“以气代煤”央地两级财政补贴力度，向燃煤锅炉、窑炉改天然气企业提供低息贷款和土地收益返还等政策。参照垃圾和生物质电厂增值税退税政策，对天然气发电用户给予相应的增值税减免。参照新能源汽车支持政策，给予天然气汽车购置补贴、燃料补贴等补贴政策，取消向车用气收取调节基金，燃气公交车与燃油公交车享受相同的补贴政策。对以旧换新船舶和改造单燃料LNG 船舶设立专项补贴，对新增LNG 船舶延续船型标准化资金补贴办法。对天然气基础设施企业给予税收政策扶持，在2016—2025年实行增值税实际税负超3%即征即退。支持符合条件的天然气基础设施企业发行企业债券融资，支持储气设施建设项目发行项目收益债券；支持地方政府投融资平台公司，通过发行企业债券建设天然气基础设施；上述企业债券融资均不受年度发债规模指标限制。

加大科技创新。尽快推进天然气利用装备（包括重型燃气轮机、适合分布式供能的兆瓦级微小燃气轮机、车用第五代高压直喷发动机、大型LNG船用单燃料发动机等）科技攻关及国产化。探索研发集装箱方式运输 LNG 的技术和装备，增强 LNG 运输的灵活性。鼓励并引导 LNG 整车企业加大对电控、发动机、气瓶和蒸发气体回收等方面技术的研发力度。

从中国实际出发，坚持天然气快速发展并与可再生能源融合发展是中国能源转型的必然选择。2030年是中国全面建成小康社会后的第一个十年，也是实现“两个一百年”奋斗目标为第二个百年奠定基础的关键时期。尽快提升天然气在一次能源结构中的比重，把天然气发展成为中国的主体能源，有利于优化和调整能源结构，建成天然气与可再生能源、新能源以及石油和煤炭多能互补的现代能源体系，为中国经济实力和综合国力再上新台阶提供充足的能源保障；有利于加快能源技术创新和产业升级，加快推进生态文明建设，显著增强中国应对世界气候变化能力，构建发挥中国积极作用的新型世界能源治理体系。

（责任编辑 张亮）

● 郭焦锋，国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员。