“双碳”目标下我国天然气行业存在的问题及政策建议

温志超

(国家信息中心)

0 引 言

实现碳达峰、碳中和是党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策。2021年10月26日，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，对碳达峰工作进行了总体部署。天然气是国内能源体系碳减排的重要抓手，是在我国实现碳达峰之前，唯一具有较大增长潜力的化石能源。天然气肩负着能源消费结构从化石能源向可再生能源过渡的重要使命[1]。能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。党中央、国务院高度重视能源问题，始终把能源工作放在突出位置，明确提出“四个革命、一个合作”的能源安全战略，有力推动了能源高质量发展，保障了国民经济和社会发展的需要。在能源安全新战略指引下，我国不断推进能源生产和消费革命向纵深发展，为天然气产业大发展提供了重要发展机遇，能源结构得到持续改善。2021年我国天然气增速较2020年大幅增长，国产天然气增长较快，进口气增速保持高位，管道互联互通建设速度加快，国家积极出台天然气运输价格等政策，天然气行业稳步发展。然而，当前我国天然气行业高质量发展面临的一系列问题仍需解决，在碳达峰、碳中和目标下，同时也面临一些需要关注的新问题，产供储销体系仍需完善。立足“双碳”目标和经济社会新形势，统筹发展和安全，推进天然气行业不断满足经济社会发展对清洁能源增长需求，推动天然气对传统高碳化石能源存量替代，构建现代能源体系下天然气行业发展新格局具有重要意义。在碳达峰、碳中和目标下，实现我国天然气行业高质量需稳步推进各项工作，深化天然气领域体制机制改革，落实已出台的改革政策，加快出台配套政策，持续推进产供储销体系建设。

1 当前天然气行业运行特征分析

1.1 天然气消费增速明显，年增长率12.7%，两年平均增速10.1%

2021年全国天然气表观消费量3 726亿m3，同比增速12.7%，两年平均同比增速10.1%，高于2019年增速(8.6%)。天然气消费增速明显增长与经济社会发展恢复疫情前良好势头，城镇气化率及用气水平不断提升，工业用气持续增长，“双碳”背景下气电需求旺盛等有关。

从行业消费情况看，天然气消费仍以城市燃气消费和工业消费为主，两者约占天然气消费总量的74.6%。2021年，城市燃气消费量和工业消费量分别占天然气消费总量的35.8%和38.8%，天然气发电消费量占天然气消费总量的17.2%，化工消费量约占天然气消费总量的8.2%。在消费增速方面，呈现“三增一降”。城市燃气消费量、工业消费量和天然气发电消费量均高于2020年同期增速，化工消费低于2020年同期消费增速。受气化率持续提高、气化车辆增加、天然气采暖等因素影响，城市燃气增长0.5个百分点；“双碳”目标背景下华东、华南等地区“煤改气”政策持续推动及大气污染治理强制推动等因素的影响，工业燃气增长0.7个百分点；受煤电压减等因素的影响，燃气发电增长0.1个百分点。化工消费低于2020年同期消费增速，降低3.3个百分点，主要由于天然气上游供应偏紧、部分使用天然气作为原料的企业减产或停产所致[2]。

1.2 国产天然气保持较快增长，特别是非常规天然气，进口气增速保持高位

2021年我国持续提升油气勘探开发和投资力度，坚定不移推进油气增储上产，国产气总体上依然保持较快增长。2021年国内天然气产量2 051亿m3，同比增速7.7%，两年平均同比增速8.7%，同比增速略低于2019年(9.8%)。

当前我国探明油气资源中，常规天然气与非常规天然气的资源比例为1∶3，在剩余天然气资源中，非常规天然气是常规天然气的近4倍。2021年非常规气中页岩气和煤层气同比增速较快，煤制气同比增速较慢。2021年1—12月页岩气同比增速高达53.24%，煤层气同比增速为22.75%，煤制气同比增速仅为2.22%。

2021年1—12月天然气进口量为1 674.8亿m3，同比增速19.4%，两年平均同比增速12.3%，高于2019年增速(6.8%)；其中进口管道气585.5亿m3，占天然气总进口量的35%，同比增速22.9%，两年平均同比增速9.0%；进口LNG 1 089.2亿m3，占天然气总进口量的65%，继续以两位数的速度增长，同比增速17.6%，两年平均同比增速14.5%，高于2019年增速(12.0%)。

1.3 进口管道气价格有所下降，受国际油价上涨等影响，进口LNG价格同比大涨

2021年1—12月，进口管道气平均价格为274.1美元/t，同比降低5.9%，1—7月进口管道气价格同比下降，自8月份开始进口管道气价格呈现上升趋势，8—12月进口管道气价格同比上升。2021年1—12月，进口LNG平均价格为559.7美元/t，同比大幅增长60.6%，特别是8月开始，每月同比涨幅均超过一倍，8，9，10，11，12月，同比涨幅分别为102.4%，130.7%，135.8%，182.0%，171.8%。相比管道气，LNG市场化程度更高，与国际原油相关性强，受国际油价上涨、上年LNG价格基数较低、用气量增长超出预期等影响，价格涨幅较大。

1.4 各储气库加大注气力度，管道互联互通建设速度加快

与2020年2月开始各地下储气库提前转采气为注气不同，2021年从4月开始地下储气库转为注气期。各储气库优化储气库采气方案和采气节奏，加大注气力度，确保10月底前完成储气库注气任务，充分发挥储气库冬季保供调峰作用。管道方面，中俄东线南段沿线各省线路工程全部进入建设阶段，山东管网南干线、蒙西管道项目一期工程、中俄东线天然气管道工程(费县段)、粤东天然气主干管网惠州—海丰干线项目工程、皖东北天然气管道工程、西气东输三线中段(中卫—吉安)天然气管道中卫二站等开工建设，新疆煤制天然气管道潜江—郴州段、粤东LNG一期工程配套外输管道互联互通段等正式投产运行，安徽宣城—黄山天然气干线工程、陕京四线天然气管道宣化易森管线等正式建成通气，国内管道互联互通建设速度进一步加快。

1.5 管道运输价格管理和管道运输定价成本监审等政策出台

2021年5月18日，国家发展改革委发布了《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，提出做好包括天然气在内的大宗商品价格异动应对，稳步推进石油天然气价格改革，完善天然气管道运输价格形成机制等[3]。2021年6月7日，国家发改委印发《天然气管道运输价格管理办法(暂行)》《天然气管道运输定价成本监审办法(暂行)》，两个办法的出台有利于推进管网互联互通，加快打造“全国一张网”，推动天然气行业高质量发展，更好保障国家能源安全[4]。

2 当前天然气行业需要关注的主要问题

2.1 油气探矿权市场化出让待完善，油气勘探开发难度增大

虽然我国国产天然气保持较快增长，但2021年增速(7.7%)仍远低于天然气消费增速(12.7%)，这与我国油气增产难度较大有关。

2021年9月26日，自然资源部挂牌出让7个新疆石油天然气探矿权勘查区块，这是继2020年底再次挂牌出让油气探矿权勘查区块。自2011年以来，我国上游油气勘探开采市场开放的步伐一直未停歇，十年间相关政策不断完善，出让方式也由招标向拍卖、挂牌不断拓展。然而目前油气探矿权的竞争性出让仍需完善，一方面相比择优中标的招标方式，拍卖、挂牌方式增加了企业的成本，随着油气探矿权流动性进一步增强，市场参与主体不断增多，增加了企业获得矿权的难度。另一方面，当前出让区块仍多为构造复杂、低资源禀赋区块，对参与勘探开发的企业提出不少挑战，油气探矿权竞争性出让仍未能形成良性的油气探矿权市场[5]。

2021年以来，中石油、中石化和中海油等央企作为增储上产主力成绩颇丰，虽在油气增储上产方面取得一系列重大突破，但仍面临勘探开发对象日益复杂，勘探开发成本高、风险大，关键技术未突破，低品位资源开发政策不完善等问题，规模增储与持续上产难度加大。此外，在碳达峰、碳中和目标下，国内油气勘探开发需要加强绿色开发和生产，不断降低碳排放，对增储上产提出了新的更高要求[6]。

2.2 管网运营协调性不高，城市燃气储气能力不足

我国管道互联互通建设速度加快，但当前管网运营协调性仍不高。目前除天然气主干网外，我国有数十家省级管网企业运营的省内天然气管网和数千家城镇燃气企业运营的城镇燃气管网。其中省内天然气管网和城镇燃气管网相对独立，存在区域分割，各类管网间联通不畅，整体管输效率较低。在季节性用气高峰期，各类管网间存在利益之争，使得第三方公平准入难以有效推进、管网互联互通程度较低，导致管网运营协调性不高。

我国各储气库充分发挥了冬季保供调峰作用，但当前我国储气能力占天然气总消费量的比例不足6%，与12%～15%的世界平均水平尚有差距。特别是城燃企业储气设施建设目标完成率较低。当前多数城燃企业主动投资建设储气设施的意愿不足，多数城燃企业储气任务完成情况整体在50%左右，责任履行情况不佳。缺乏经济性是城燃企业储气设施建设中存在的主要问题，储气调峰价格传导机制尚未形成、缺乏明晰的商业模式、市场化运营模式尚未完全形成等导致多数城燃企业储气库建设滞后[7]。城燃企业没有盈利空间，仅靠行政力量难以推动，虽相关部门多次出台激励政策，效果仍不理想。此外，各省层面缺乏统筹，建罐条件比较困难的内陆省份城燃企业只能异地建设或异地租赁，进一步打击了城燃企业的积极性。

2.3 直供实施效果尚不明显，气电发展政策体系仍需健全

加快天然气消费，推动天然气对传统高碳化石能源存量替代，天然气成本起到关键性作用，天然气直供是降低用气成本的重要手段。天然气发电是天然气消费的主要增量之一，是天然气产业未来发展的重要方向。

天然气直供常与城燃企业特许经营权冲突。天然气直供涉及到产业链不同环节之间利益的调整和再分配，推行直供主要对城市燃气产生较大影响，使城燃利益被瓜分。多个省市陆续出台文件明确鼓励和支持大用户用气直供，但在直供政策推行和实施过程中仍面对城燃利益冲突问题[8]。现有直供政策仍需做好跟特许经营协议的衔接，出台相应的配套政策，尽可能对整个市场格局的影响进行较为全面的考虑。

在“双碳”目标下，气电可以发挥调节性作用，增加新能源消纳能力。当前天然气发电政策体系仍不健全，天然气发电涉及能源、天然气、电力、环保等多个领域，虽在能源发展规划、天然气利用政策、电力发展规划、环保政策等文件中有所涉及，但专门针对天然气发电产业的政策文件较少，也没有相应的税收、投融资、财政补贴等实质性政策措施[9]。

2.4 交易中心价格发现能力不强，市场化定价机制仍需完善

随着天然气管道运输价格形成机制等进一步完善，我国天然气领域体制机制改革进一步深化，但市场化的天然气价格机制仍未完全理顺。

目前我国已建立上海、重庆、深圳等多家油气交易中心，但交易主体数量和交易量并不高，仅有一小部分天然气入场交易，如2020年重庆石油天然气交易中心天然气单边交易量仅占天然气表观消费总量的6.4%。交易中心交易主体、交易量和竞价交易偏少，在整个天然气市场中的占比不高，难以发挥其价格发现功能和促进市场价格形成[10]。此外，交易中心产品设计仍需完善，储气容量等尚未纳入产品设计范畴，无法全面满足市场的各类交易需求。

近年，陆上天然气门站价格相继实现非居民用气存量气与增量气价格并轨，居民用气与非居民用气价格并轨，解决了长期困扰天然气价格改革的双轨制问题[11]。然而当前仍面临现有政策交叉重叠导致价格管制失效、终端价格传导机制不畅等问题。居民用气价格明显低于工业用气价格，交叉补贴现象较为突出，无法发挥工业用气带动产业发展的作用。上下游气价联动中，价格联动涨多降少。此外，国内天然气输运管道、天然气储气库等基础设施不足，也限制了市场化定价机制的推进。

3 加快天然气行业高质量发展的政策建议

3.1 完善油气探矿权竞争性出让，推动油气勘采提质增效

一是完善油气探矿权竞争性出让机制。继续全面推进矿业权竞争性出让，明确除协议出让外，对其他矿业权以招标、拍卖、挂牌方式公开竞争出让。因地制宜，选择合适的出让方式。加大出让前期地质调查及资料公开力度，推进地质资料的共享，使参与出让竞争的企业能够合理评估区块风险和价值。逐步建立合理的区块出让规划，有计划地组织油气探矿权竞争性出让。严格执行油气勘查区块退出机制。二是加大油气勘探开发力度。加大对深层、低品位、小规模、难采的油气资源的勘查开采投入，推动常规油气勘查开采提质增效。在碳达峰、碳中和目标下，大力推进油气企业碳捕集、利用与封存技术(CCUS)的迭代发展，推动降低成本和技术更新，从本质上降低对外部的排放。

3.2 加强管网运营协调管理，加快城燃储气能力市场化

一是加强管网运营协调管理。加快完善国家石油天然气管网集团有限公司运营机制和实施细则。加快解决上下游，主干网、省网和城燃网的协调问题，尽快完善全国天然气管网运行调度机制，逐步落地实施细化规则。二是健全储气设施市场化运营。加大对储气调峰设施建设运营的政策优惠、所得税增值税进项税返还等政策，降低投资运营成本，提高项目盈利能力，促进储气设施建设和储气能力提升。加大省内统筹考虑，整体规划，集中建设，避免因储气任务层层分解出现的项目小型化、分散化的问题。借鉴国际经验建立适合我国国情的储气运营模式，建立健全调峰储备体系和健全的管理运营机制。

3.3 加快推动天然气直供改革，强化气电发展政策支持

一是加快推动天然气直供改革。对新增大用户严格区分情况确定是否纳入直供范围，对能利用城市燃气企业现有全部或部分管网供气的新增大用户，通过城市燃气企业供应减少重复投资、降低营运管理及维护等资源。进一步探索“直购+共建”模式，支持城燃建设管道并提供有偿的代输及运维服务，同时鼓励气源企业、省管网经营企业、城燃企业及大用户合资建设新建直供管道，实现直供各方利益的最大化。二是加强对气电发展的政策支持。充分认识“双碳”目标下发展燃气发电对于电力系统稳定和天然气发展的重要作用，鼓励发展天然气调峰电站，体现其清洁灵活的价值。调整完善电力市场和天然气市场机制，健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场。促进天然气市场直接交易、消除管网输送瓶颈。加快制定财政、税收、投融资等政策，统筹自主核心技术财政补贴、市场价格机制、税收优惠政策，为天然气发电行业健康发展提供必要的保障。

3.4 创新天然气交易新模式，完善天然气市场化定价机制

一是不断创新天然气交易模式。逐步强化交易中心价格发现能力，积极创新天然气交易模式来刺激更多的燃气公司和天然气贸易商入场参与交易，共同把市场做大、做强、做优。有序推进全国天然气现货和期货交易平台建设，建立兼容期货与双边合约、中长期交易和现货交易相结合的天然气交易市场与交易体系。健全天然气交易服务等配套机制。二是全面完善天然气市场化定价机制。尽快全面理顺天然气价格，建立合理的成本分担机制。探索推进终端销售价格市场化，以“准许成本加合理收益”为基础，尽快理顺价格机制，消除交叉补贴。不断完善天然气上下游价格联动机制和价格联动调整方案，促进天然气上下游价格顺畅传导，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

4 展 望

全球新冠疫情风险尚存，世界经济仍面临较大的不确定性，我国宏观经济也面临更为复杂的局面。但在“双碳”目标引领下，我国能源转型提速，碳“双控”、大气污染防治等带动天然气增量发展和存量替代双重发力，推动我国天然气行业持续稳步发展。天然气体制机制改革继续深化，产业政策持续改进。天然气上中下游全产业链将进一步降本增效，上游激发勘探开发活力，中游加快形成全国一张网，下游天然气协调发展。天然气价格改革进一步深化，天然气利用范围持续扩大，且利用方向持续优化。随着我国矿业权流转机制、探矿权竞争性出让机制、储量及价值评估规则等逐步完善，非常规气(页岩气)矿业权重叠问题妥善解决，煤层气矿业权问题逐步理顺，制约国产天然气产量增长的体制机制问题将进一步得到解决，进一步激发勘探开发活力。随着更多元化的资本进入常规油气和非常规油气上游市场，加大对深层、低品位、小规模、难采的油气资源的勘查开采投入，推动常规天然气产量稳步增加，非常规天然气较快发展。总体上，在碳达峰、碳中和目标及大气污染防治等政策驱动下，天然气作为低碳转型最有效的现实选择，消费量将进一步增长。随着一些国内主要气田增储上产，天然气产量加速增长，同时进口气继续保持较快增长，我国天然气产业持续稳步发展的总基调不变。