溫志超

(國家信息中心)

0 引 言

實現(xiàn)碳達峰、碳中和是黨中央統(tǒng)籌國內(nèi)國際兩個大局作出的重大戰(zhàn)略決策。2021年10月26日，國務院印發(fā)《2030年前碳達峰行動方案》，對碳達峰工作進行了總體部署。天然氣是國內(nèi)能源體系碳減排的重要抓手，是在我國實現(xiàn)碳達峰之前，唯一具有較大增長潛力的化石能源。天然氣肩負著能源消費結(jié)構(gòu)從化石能源向可再生能源過渡的重要使命[1]。能源安全是關(guān)系國家經(jīng)濟社會發(fā)展的全局性、戰(zhàn)略性問題，對國家繁榮發(fā)展、人民生活改善、社會長治久安至關(guān)重要。黨中央、國務院高度重視能源問題，始終把能源工作放在突出位置，明確提出“四個革命、一個合作”的能源安全戰(zhàn)略，有力推動了能源高質(zhì)量發(fā)展，保障了國民經(jīng)濟和社會發(fā)展的需要。在能源安全新戰(zhàn)略指引下，我國不斷推進能源生產(chǎn)和消費革命向縱深發(fā)展，為天然氣產(chǎn)業(yè)大發(fā)展提供了重要發(fā)展機遇，能源結(jié)構(gòu)得到持續(xù)改善。2021年我國天然氣增速較2020年大幅增長，國產(chǎn)天然氣增長較快，進口氣增速保持高位，管道互聯(lián)互通建設速度加快，國家積極出臺天然氣運輸價格等政策，天然氣行業(yè)穩(wěn)步發(fā)展。然而，當前我國天然氣行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展面臨的一系列問題仍需解決，在碳達峰、碳中和目標下，同時也面臨一些需要關(guān)注的新問題，產(chǎn)供儲銷體系仍需完善。立足“雙碳”目標和經(jīng)濟社會新形勢，統(tǒng)籌發(fā)展和安全，推進天然氣行業(yè)不斷滿足經(jīng)濟社會發(fā)展對清潔能源增長需求，推動天然氣對傳統(tǒng)高碳化石能源存量替代，構(gòu)建現(xiàn)代能源體系下天然氣行業(yè)發(fā)展新格局具有重要意義。在碳達峰、碳中和目標下，實現(xiàn)我國天然氣行業(yè)高質(zhì)量需穩(wěn)步推進各項工作，深化天然氣領(lǐng)域體制機制改革，落實已出臺的改革政策，加快出臺配套政策，持續(xù)推進產(chǎn)供儲銷體系建設。

1 當前天然氣行業(yè)運行特征分析

1.1 天然氣消費增速明顯，年增長率12.7%，兩年平均增速10.1%

2021年全國天然氣表觀消費量3 726億m3，同比增速12.7%，兩年平均同比增速10.1%，高于2019年增速(8.6%)。天然氣消費增速明顯增長與經(jīng)濟社會發(fā)展恢復疫情前良好勢頭，城鎮(zhèn)氣化率及用氣水平不斷提升，工業(yè)用氣持續(xù)增長，“雙碳”背景下氣電需求旺盛等有關(guān)。

從行業(yè)消費情況看，天然氣消費仍以城市燃氣消費和工業(yè)消費為主，兩者約占天然氣消費總量的74.6%。2021年，城市燃氣消費量和工業(yè)消費量分別占天然氣消費總量的35.8%和38.8%，天然氣發(fā)電消費量占天然氣消費總量的17.2%，化工消費量約占天然氣消費總量的8.2%。在消費增速方面，呈現(xiàn)“三增一降”。城市燃氣消費量、工業(yè)消費量和天然氣發(fā)電消費量均高于2020年同期增速，化工消費低于2020年同期消費增速。受氣化率持續(xù)提高、氣化車輛增加、天然氣采暖等因素影響，城市燃氣增長0.5個百分點；“雙碳”目標背景下華東、華南等地區(qū)“煤改氣”政策持續(xù)推動及大氣污染治理強制推動等因素的影響，工業(yè)燃氣增長0.7個百分點；受煤電壓減等因素的影響，燃氣發(fā)電增長0.1個百分點?；はM低于2020年同期消費增速，降低3.3個百分點，主要由于天然氣上游供應偏緊、部分使用天然氣作為原料的企業(yè)減產(chǎn)或停產(chǎn)所致[2]。

1.2 國產(chǎn)天然氣保持較快增長，特別是非常規(guī)天然氣，進口氣增速保持高位

2021年我國持續(xù)提升油氣勘探開發(fā)和投資力度，堅定不移推進油氣增儲上產(chǎn)，國產(chǎn)氣總體上依然保持較快增長。2021年國內(nèi)天然氣產(chǎn)量2 051億m3，同比增速7.7%，兩年平均同比增速8.7%，同比增速略低于2019年(9.8%)。

當前我國探明油氣資源中，常規(guī)天然氣與非常規(guī)天然氣的資源比例為1∶3，在剩余天然氣資源中，非常規(guī)天然氣是常規(guī)天然氣的近4倍。2021年非常規(guī)氣中頁巖氣和煤層氣同比增速較快，煤制氣同比增速較慢。2021年1—12月頁巖氣同比增速高達53.24%，煤層氣同比增速為22.75%，煤制氣同比增速僅為2.22%。

2021年1—12月天然氣進口量為1 674.8億m3，同比增速19.4%，兩年平均同比增速12.3%，高于2019年增速(6.8%)；其中進口管道氣585.5億m3，占天然氣總進口量的35%，同比增速22.9%，兩年平均同比增速9.0%；進口LNG 1 089.2億m3，占天然氣總進口量的65%，繼續(xù)以兩位數(shù)的速度增長，同比增速17.6%，兩年平均同比增速14.5%，高于2019年增速(12.0%)。

1.3 進口管道氣價格有所下降，受國際油價上漲等影響，進口LNG價格同比大漲

2021年1—12月，進口管道氣平均價格為274.1美元/t，同比降低5.9%，1—7月進口管道氣價格同比下降，自8月份開始進口管道氣價格呈現(xiàn)上升趨勢，8—12月進口管道氣價格同比上升。2021年1—12月，進口LNG平均價格為559.7美元/t，同比大幅增長60.6%，特別是8月開始，每月同比漲幅均超過一倍，8，9，10，11，12月，同比漲幅分別為102.4%，130.7%，135.8%，182.0%，171.8%。相比管道氣，LNG市場化程度更高，與國際原油相關(guān)性強，受國際油價上漲、上年LNG價格基數(shù)較低、用氣量增長超出預期等影響，價格漲幅較大。

1.4 各儲氣庫加大注氣力度，管道互聯(lián)互通建設速度加快

與2020年2月開始各地下儲氣庫提前轉(zhuǎn)采氣為注氣不同，2021年從4月開始地下儲氣庫轉(zhuǎn)為注氣期。各儲氣庫優(yōu)化儲氣庫采氣方案和采氣節(jié)奏，加大注氣力度，確保10月底前完成儲氣庫注氣任務，充分發(fā)揮儲氣庫冬季保供調(diào)峰作用。管道方面，中俄東線南段沿線各省線路工程全部進入建設階段，山東管網(wǎng)南干線、蒙西管道項目一期工程、中俄東線天然氣管道工程(費縣段)、粵東天然氣主干管網(wǎng)惠州—海豐干線項目工程、皖東北天然氣管道工程、西氣東輸三線中段(中衛(wèi)—吉安)天然氣管道中衛(wèi)二站等開工建設，新疆煤制天然氣管道潛江—郴州段、粵東LNG一期工程配套外輸管道互聯(lián)互通段等正式投產(chǎn)運行，安徽宣城—黃山天然氣干線工程、陜京四線天然氣管道宣化易森管線等正式建成通氣，國內(nèi)管道互聯(lián)互通建設速度進一步加快。

1.5 管道運輸價格管理和管道運輸定價成本監(jiān)審等政策出臺

2021年5月18日，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《關(guān)于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》，提出做好包括天然氣在內(nèi)的大宗商品價格異動應對，穩(wěn)步推進石油天然氣價格改革，完善天然氣管道運輸價格形成機制等[3]。2021年6月7日，國家發(fā)改委印發(fā)《天然氣管道運輸價格管理辦法(暫行)》《天然氣管道運輸定價成本監(jiān)審辦法(暫行)》，兩個辦法的出臺有利于推進管網(wǎng)互聯(lián)互通，加快打造“全國一張網(wǎng)”，推動天然氣行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，更好保障國家能源安全[4]。

2 當前天然氣行業(yè)需要關(guān)注的主要問題

2.1 油氣探礦權(quán)市場化出讓待完善，油氣勘探開發(fā)難度增大

雖然我國國產(chǎn)天然氣保持較快增長，但2021年增速(7.7%)仍遠低于天然氣消費增速(12.7%)，這與我國油氣增產(chǎn)難度較大有關(guān)。

2021年9月26日，自然資源部掛牌出讓7個新疆石油天然氣探礦權(quán)勘查區(qū)塊，這是繼2020年底再次掛牌出讓油氣探礦權(quán)勘查區(qū)塊。自2011年以來，我國上游油氣勘探開采市場開放的步伐一直未停歇，十年間相關(guān)政策不斷完善，出讓方式也由招標向拍賣、掛牌不斷拓展。然而目前油氣探礦權(quán)的競爭性出讓仍需完善，一方面相比擇優(yōu)中標的招標方式，拍賣、掛牌方式增加了企業(yè)的成本，隨著油氣探礦權(quán)流動性進一步增強，市場參與主體不斷增多，增加了企業(yè)獲得礦權(quán)的難度。另一方面，當前出讓區(qū)塊仍多為構(gòu)造復雜、低資源稟賦區(qū)塊，對參與勘探開發(fā)的企業(yè)提出不少挑戰(zhàn)，油氣探礦權(quán)競爭性出讓仍未能形成良性的油氣探礦權(quán)市場[5]。

2021年以來，中石油、中石化和中海油等央企作為增儲上產(chǎn)主力成績頗豐，雖在油氣增儲上產(chǎn)方面取得一系列重大突破，但仍面臨勘探開發(fā)對象日益復雜，勘探開發(fā)成本高、風險大，關(guān)鍵技術(shù)未突破，低品位資源開發(fā)政策不完善等問題，規(guī)模增儲與持續(xù)上產(chǎn)難度加大。此外，在碳達峰、碳中和目標下，國內(nèi)油氣勘探開發(fā)需要加強綠色開發(fā)和生產(chǎn)，不斷降低碳排放，對增儲上產(chǎn)提出了新的更高要求[6]。

2.2 管網(wǎng)運營協(xié)調(diào)性不高，城市燃氣儲氣能力不足

我國管道互聯(lián)互通建設速度加快，但當前管網(wǎng)運營協(xié)調(diào)性仍不高。目前除天然氣主干網(wǎng)外，我國有數(shù)十家省級管網(wǎng)企業(yè)運營的省內(nèi)天然氣管網(wǎng)和數(shù)千家城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)運營的城鎮(zhèn)燃氣管網(wǎng)。其中省內(nèi)天然氣管網(wǎng)和城鎮(zhèn)燃氣管網(wǎng)相對獨立，存在區(qū)域分割，各類管網(wǎng)間聯(lián)通不暢，整體管輸效率較低。在季節(jié)性用氣高峰期，各類管網(wǎng)間存在利益之爭，使得第三方公平準入難以有效推進、管網(wǎng)互聯(lián)互通程度較低，導致管網(wǎng)運營協(xié)調(diào)性不高。

我國各儲氣庫充分發(fā)揮了冬季保供調(diào)峰作用，但當前我國儲氣能力占天然氣總消費量的比例不足6%，與12%～15%的世界平均水平尚有差距。特別是城燃企業(yè)儲氣設施建設目標完成率較低。當前多數(shù)城燃企業(yè)主動投資建設儲氣設施的意愿不足，多數(shù)城燃企業(yè)儲氣任務完成情況整體在50%左右，責任履行情況不佳。缺乏經(jīng)濟性是城燃企業(yè)儲氣設施建設中存在的主要問題，儲氣調(diào)峰價格傳導機制尚未形成、缺乏明晰的商業(yè)模式、市場化運營模式尚未完全形成等導致多數(shù)城燃企業(yè)儲氣庫建設滯后[7]。城燃企業(yè)沒有盈利空間，僅靠行政力量難以推動，雖相關(guān)部門多次出臺激勵政策，效果仍不理想。此外，各省層面缺乏統(tǒng)籌，建罐條件比較困難的內(nèi)陸省份城燃企業(yè)只能異地建設或異地租賃，進一步打擊了城燃企業(yè)的積極性。

2.3 直供實施效果尚不明顯，氣電發(fā)展政策體系仍需健全

加快天然氣消費，推動天然氣對傳統(tǒng)高碳化石能源存量替代，天然氣成本起到關(guān)鍵性作用，天然氣直供是降低用氣成本的重要手段。天然氣發(fā)電是天然氣消費的主要增量之一，是天然氣產(chǎn)業(yè)未來發(fā)展的重要方向。

天然氣直供常與城燃企業(yè)特許經(jīng)營權(quán)沖突。天然氣直供涉及到產(chǎn)業(yè)鏈不同環(huán)節(jié)之間利益的調(diào)整和再分配，推行直供主要對城市燃氣產(chǎn)生較大影響，使城燃利益被瓜分。多個省市陸續(xù)出臺文件明確鼓勵和支持大用戶用氣直供，但在直供政策推行和實施過程中仍面對城燃利益沖突問題[8]?，F(xiàn)有直供政策仍需做好跟特許經(jīng)營協(xié)議的銜接，出臺相應的配套政策，盡可能對整個市場格局的影響進行較為全面的考慮。

在“雙碳”目標下，氣電可以發(fā)揮調(diào)節(jié)性作用，增加新能源消納能力。當前天然氣發(fā)電政策體系仍不健全，天然氣發(fā)電涉及能源、天然氣、電力、環(huán)保等多個領(lǐng)域，雖在能源發(fā)展規(guī)劃、天然氣利用政策、電力發(fā)展規(guī)劃、環(huán)保政策等文件中有所涉及，但專門針對天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的政策文件較少，也沒有相應的稅收、投融資、財政補貼等實質(zhì)性政策措施[9]。

2.4 交易中心價格發(fā)現(xiàn)能力不強，市場化定價機制仍需完善

隨著天然氣管道運輸價格形成機制等進一步完善，我國天然氣領(lǐng)域體制機制改革進一步深化，但市場化的天然氣價格機制仍未完全理順。

目前我國已建立上海、重慶、深圳等多家油氣交易中心，但交易主體數(shù)量和交易量并不高，僅有一小部分天然氣入場交易，如2020年重慶石油天然氣交易中心天然氣單邊交易量僅占天然氣表觀消費總量的6.4%。交易中心交易主體、交易量和競價交易偏少，在整個天然氣市場中的占比不高，難以發(fā)揮其價格發(fā)現(xiàn)功能和促進市場價格形成[10]。此外，交易中心產(chǎn)品設計仍需完善，儲氣容量等尚未納入產(chǎn)品設計范疇，無法全面滿足市場的各類交易需求。

近年，陸上天然氣門站價格相繼實現(xiàn)非居民用氣存量氣與增量氣價格并軌，居民用氣與非居民用氣價格并軌，解決了長期困擾天然氣價格改革的雙軌制問題[11]。然而當前仍面臨現(xiàn)有政策交叉重疊導致價格管制失效、終端價格傳導機制不暢等問題。居民用氣價格明顯低于工業(yè)用氣價格，交叉補貼現(xiàn)象較為突出，無法發(fā)揮工業(yè)用氣帶動產(chǎn)業(yè)發(fā)展的作用。上下游氣價聯(lián)動中，價格聯(lián)動漲多降少。此外，國內(nèi)天然氣輸運管道、天然氣儲氣庫等基礎(chǔ)設施不足，也限制了市場化定價機制的推進。

3 加快天然氣行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的政策建議

3.1 完善油氣探礦權(quán)競爭性出讓，推動油氣勘采提質(zhì)增效

一是完善油氣探礦權(quán)競爭性出讓機制。繼續(xù)全面推進礦業(yè)權(quán)競爭性出讓，明確除協(xié)議出讓外，對其他礦業(yè)權(quán)以招標、拍賣、掛牌方式公開競爭出讓。因地制宜，選擇合適的出讓方式。加大出讓前期地質(zhì)調(diào)查及資料公開力度，推進地質(zhì)資料的共享，使參與出讓競爭的企業(yè)能夠合理評估區(qū)塊風險和價值。逐步建立合理的區(qū)塊出讓規(guī)劃，有計劃地組織油氣探礦權(quán)競爭性出讓。嚴格執(zhí)行油氣勘查區(qū)塊退出機制。二是加大油氣勘探開發(fā)力度。加大對深層、低品位、小規(guī)模、難采的油氣資源的勘查開采投入，推動常規(guī)油氣勘查開采提質(zhì)增效。在碳達峰、碳中和目標下，大力推進油氣企業(yè)碳捕集、利用與封存技術(shù)(CCUS)的迭代發(fā)展，推動降低成本和技術(shù)更新，從本質(zhì)上降低對外部的排放。

3.2 加強管網(wǎng)運營協(xié)調(diào)管理，加快城燃儲氣能力市場化

一是加強管網(wǎng)運營協(xié)調(diào)管理。加快完善國家石油天然氣管網(wǎng)集團有限公司運營機制和實施細則。加快解決上下游，主干網(wǎng)、省網(wǎng)和城燃網(wǎng)的協(xié)調(diào)問題，盡快完善全國天然氣管網(wǎng)運行調(diào)度機制，逐步落地實施細化規(guī)則。二是健全儲氣設施市場化運營。加大對儲氣調(diào)峰設施建設運營的政策優(yōu)惠、所得稅增值稅進項稅返還等政策，降低投資運營成本，提高項目盈利能力，促進儲氣設施建設和儲氣能力提升。加大省內(nèi)統(tǒng)籌考慮，整體規(guī)劃，集中建設，避免因儲氣任務層層分解出現(xiàn)的項目小型化、分散化的問題。借鑒國際經(jīng)驗建立適合我國國情的儲氣運營模式，建立健全調(diào)峰儲備體系和健全的管理運營機制。

3.3 加快推動天然氣直供改革，強化氣電發(fā)展政策支持

一是加快推動天然氣直供改革。對新增大用戶嚴格區(qū)分情況確定是否納入直供范圍，對能利用城市燃氣企業(yè)現(xiàn)有全部或部分管網(wǎng)供氣的新增大用戶，通過城市燃氣企業(yè)供應減少重復投資、降低營運管理及維護等資源。進一步探索“直購+共建”模式，支持城燃建設管道并提供有償?shù)拇敿斑\維服務，同時鼓勵氣源企業(yè)、省管網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)、城燃企業(yè)及大用戶合資建設新建直供管道，實現(xiàn)直供各方利益的最大化。二是加強對氣電發(fā)展的政策支持。充分認識“雙碳”目標下發(fā)展燃氣發(fā)電對于電力系統(tǒng)穩(wěn)定和天然氣發(fā)展的重要作用，鼓勵發(fā)展天然氣調(diào)峰電站，體現(xiàn)其清潔靈活的價值。調(diào)整完善電力市場和天然氣市場機制，健全多層次統(tǒng)一電力市場體系，加快建設國家電力市場。促進天然氣市場直接交易、消除管網(wǎng)輸送瓶頸。加快制定財政、稅收、投融資等政策，統(tǒng)籌自主核心技術(shù)財政補貼、市場價格機制、稅收優(yōu)惠政策，為天然氣發(fā)電行業(yè)健康發(fā)展提供必要的保障。

3.4 創(chuàng)新天然氣交易新模式，完善天然氣市場化定價機制

一是不斷創(chuàng)新天然氣交易模式。逐步強化交易中心價格發(fā)現(xiàn)能力，積極創(chuàng)新天然氣交易模式來刺激更多的燃氣公司和天然氣貿(mào)易商入場參與交易，共同把市場做大、做強、做優(yōu)。有序推進全國天然氣現(xiàn)貨和期貨交易平臺建設，建立兼容期貨與雙邊合約、中長期交易和現(xiàn)貨交易相結(jié)合的天然氣交易市場與交易體系。健全天然氣交易服務等配套機制。二是全面完善天然氣市場化定價機制。盡快全面理順天然氣價格，建立合理的成本分擔機制。探索推進終端銷售價格市場化，以“準許成本加合理收益”為基礎(chǔ)，盡快理順價格機制，消除交叉補貼。不斷完善天然氣上下游價格聯(lián)動機制和價格聯(lián)動調(diào)整方案，促進天然氣上下游價格順暢傳導，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。

4 展 望

全球新冠疫情風險尚存，世界經(jīng)濟仍面臨較大的不確定性，我國宏觀經(jīng)濟也面臨更為復雜的局面。但在“雙碳”目標引領(lǐng)下，我國能源轉(zhuǎn)型提速，碳“雙控”、大氣污染防治等帶動天然氣增量發(fā)展和存量替代雙重發(fā)力，推動我國天然氣行業(yè)持續(xù)穩(wěn)步發(fā)展。天然氣體制機制改革繼續(xù)深化，產(chǎn)業(yè)政策持續(xù)改進。天然氣上中下游全產(chǎn)業(yè)鏈將進一步降本增效，上游激發(fā)勘探開發(fā)活力，中游加快形成全國一張網(wǎng)，下游天然氣協(xié)調(diào)發(fā)展。天然氣價格改革進一步深化，天然氣利用范圍持續(xù)擴大，且利用方向持續(xù)優(yōu)化。隨著我國礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)機制、探礦權(quán)競爭性出讓機制、儲量及價值評估規(guī)則等逐步完善，非常規(guī)氣(頁巖氣)礦業(yè)權(quán)重疊問題妥善解決，煤層氣礦業(yè)權(quán)問題逐步理順，制約國產(chǎn)天然氣產(chǎn)量增長的體制機制問題將進一步得到解決，進一步激發(fā)勘探開發(fā)活力。隨著更多元化的資本進入常規(guī)油氣和非常規(guī)油氣上游市場，加大對深層、低品位、小規(guī)模、難采的油氣資源的勘查開采投入，推動常規(guī)天然氣產(chǎn)量穩(wěn)步增加，非常規(guī)天然氣較快發(fā)展?？傮w上，在碳達峰、碳中和目標及大氣污染防治等政策驅(qū)動下，天然氣作為低碳轉(zhuǎn)型最有效的現(xiàn)實選擇，消費量將進一步增長。隨著一些國內(nèi)主要氣田增儲上產(chǎn)，天然氣產(chǎn)量加速增長，同時進口氣繼續(xù)保持較快增長，我國天然氣產(chǎn)業(yè)持續(xù)穩(wěn)步發(fā)展的總基調(diào)不變。