2015年以来，在“煤改气”政策的推动下， 我国天然气消费快速增长，而国内天然气产量增长 相对较慢，造成我国天然气对外依存度快速升高，尤其是2017年冬季发生“气荒”，引发了各界对天然气供应安全的担忧，天然气利用政策也出现了摇摆，这在一定程度上妨碍了天然气发展目标的实现，也对构建清洁低碳、安全高效的能源体系产生了不利影响。实际上，造成“气荒”的原因并非真正的资源短缺，而主要是由于“煤改气”推进过快、调峰能力不足和基础设施欠缺等因素造成。

我国天然气处于勘探早期阶段，陆上常规资源仍有较大潜力，非常规（含煤炭地下气化）和深海资源潜力巨大，通过产供储销体系建设的不断加强，以及改革的不断深化和科技进步，天然气供应保障条件将持续改善。因此，一定要坚定发展天然气的信心，不要被短期的困难和问题干扰。

目前制约天然气快速发展的主要问题有：一是对发展天然气的重要性和必要性认识不足，对供应安全缺乏足够信心，天然气的主体能源定位不够坚定，具体实现路径不明确，且相应的配套政策支持力度不够。二是目前对天然气供应安全的关注，过多放在了对外依存度增加和冬季供应紧张上，而应对的措施又主要放在了限制消费上。缺乏在充分满足消费需求的前提下的保障供应安全的长远部署和政策措施，这与已经确定的天然气定位和目标是不相符的，可以说是应对短期矛盾的措施影响了长期目标的实现。三是天然气市场化改革任重道远。目前的进展主要解决了基础设施公平开放的体制和政策问题，更重要的基础设施能力和调节能力缺乏问题仍尚待解决。如果没有充足的基础设施能力，也难以真正满足第三方公平准入需求。缺乏应对季节性波动和突发事件的调节和调度能力和机制，冬季用气紧张的问题仍难以解决。冬季用气紧张不是资源供应总量不足，而是缺乏调节能力和机制。冬季用气紧张始终是制约天然气发展的关键因素，一定要尽快解决。此外，还有如何增加上游主体真正形成竞争，地方管网如何改革、如何监管，如何理顺产业链价格关系，如何降低终端价格等问题。四是从我国现行政策看，对气电发展的定位不够准确，缺乏以碳中和为目标的公平政策环境，气电的低碳环保和灵活性价值得不到充分体现，对气电发展形成了制约。发电是未来天然气消费增长的主要领域，2030年前发电用气增量将占天然气总消费增量的35%以上，气电能否发展至关重要。

4.1 坚持天然气主体能源定位不动摇，充分发挥其在清洁能源体系中的关键支撑作用

充分认识并大力宣传天然气在环境污染治理和控制碳排放方面的优势，以及对于可再生能源发展的关键支撑作用，并在能源规划中进一步予以明确；在能源、电力和天然气等相关规划中进一步体现天然气的主体能源定位，按照既定目标细化部署。

4.2 坚定资源自信，多途径加强天然气供应安全保障

坚定资源自信。在不考虑深海天然气资源开发和天然气水合物、煤炭地下气化等领域技术突破等潜在增长因素的情况下，中国天然气自主供应能力可以长期满足包括民生、公共服务及关键工业用气的“底线需求”（2030年为2100亿立方米，2035年2350亿立方米），未来对外依存度最高不会超过53%。如考虑上述领域的技术突破，自主供应能力还有较大提升空间，对外依存度将明显降低。而且，未来全球天然气供需长期宽松，需求增量主要来自中国，利用国外天然气资源的条件总体有利，天然气中长期供应安全风险整体可控。

进一步提高国内资源保障程度。继续加大对国内天然气勘探开发的支持力度，在努力完成七年行动计划的基础上，力争到2030年国内产量超过2700亿立方米、2035年超过3200亿立方米，夯实保障我国天然气供应安全的基础。应加大上游改革开放力度和政策支持力度。例如，参照致密气补贴标准，给超深层（埋深7000米以上）、深海（水深大于500米）天然气予以补贴；从国家层面加快推动中深层煤炭地下气化、深海油气和天然气水合物开发商业化；加强对勘探开发技术的考核；探索各油田作为独立矿权人参与矿权竞争以及增产天然气量自由进入市场、价格放开的相关政策等。

强化基础设施和应急调峰能力建设，完善产供储销体系。明确国家管网公司的首要任务是满足天然气发展对基础设施的需要，要加快基础设施能力建设，加强互联互通，尽快使能力超前并有富余。如果不能满足用户需要，要允许有运输需求的企业和其他企业独资或合资建设并拥有基础设施，建立完善国家管网公司、省管网公司和油气企业分级分类多元化建设模式。

积极落实已出台的鼓励储气设施建设的有关措施，尽快解决储气设施的商业性问题，调动多方参与储气设施建设积极性。支持企业将气田直接转为储气库，可考虑将其所有费用纳入抵扣项或给予其他财税方面的支持。建立以资源和产能储备为主的国家天然气战略（应急）储备体系。建议由自然资源部统筹油气田以外储气库资源的调查和勘查，并提供专门渠道供查阅勘查成果。

加强应急法规体系建设，加快制定出台《油气储备法》《天然气调度条例》等法规，规定天然气储备的责任和义务及在紧急情况下的合法断供次序。鼓励油气企业的气田和进口通道留有富余能力以备应急之用，并给予财政支持。

继续完善进口多元化部署，降低进口风险。按照海陆平衡、长短结合、留有余量、分散多元的原则，有序推动引进俄罗斯和中亚天然气的管道建设，深化论证新增引进俄罗斯和中亚天然气的管道的市场竞争力，优先建设市场竞争力较强的通道。研究通过建设LNG接收站和发展在缅业务增加中缅管道供气量的可行性，在经济合理的前提下实现进口通道多元化。加强LNG采购合作，尽量降低采购成本，通过建立资源池和做大贸易来保障供应安全。LNG合同条款要灵活、合同期要中短结合，价格公式要多样（例如，与油价挂钩、与HH价格挂钩、与国内天然气交易价格挂钩、与国内煤炭和电力价格挂钩等）。海外勘探开发项目在有经济效益的前提下，优先开发进口管道沿线和能将份额气运回国内的项目。

4.3 进一步营造公平竞争的发展环境

逐步取消门站价格管制，让市场决定价格。鉴于目前我国尚缺少多元化的市场主体，很难形成多对多的交易，可以选择广东、江苏、浙江等经济发达、承受力强、供应多源的省份作为完全市场化的试点先行先试[10]。可以根据各省的实际情况分别借鉴美国模式或欧洲模式进行试验，根据实际效果再形成一套成熟的改革方案进行推广。过渡期可以放开所有进口气和新增国产气非居民用气门站价格，同时扩大居民用气基准门站价格上浮范围，并对特殊群体居民用气实施精准补贴。另外，应强制地方管网进行运销分离改革。目前的油气体制改革还没有涉及地方管网。下一步要从国家层面强制要求地方管网实行运销分离（生产和消费重叠的川渝地区除外），并对其管输费和公平准入实施监管，允许收益率应低于长输管道。

4.4 多措并举降低成本，提高天然气竞争力

一是按照产业链各环节风险和收益关系理顺天然气产业链各环节价格。参照电网的准许收益率确定输配管网的准许收益率，同时加强成本监审及信息公开。

二是以法规形式明确向大用户直供的合法性。建议国家从法规层面明确上游供气企业对大用户进行直供（含LNG点供）的合法性和不可剥夺性，地方政府也应出台相应文件给予支持和保护。

三是降低进口LNG成本。通过价格复议、合同再谈判等方式降低已签合同价格和照付不议量；国家有关部门牵头研究原有长贸合同分担机制；为企业充分利用现货创造条件，例如，增加油企上产考核弹性，加快LNG接收站建设，强制要求LNG接收站富余能力对第三方公平开放等。

4.5 加大政策支持力度，加快推进天然气利用

一是大力支持天然气发电。在“十四五”能源发展规划中尽量不新增煤电机组，并明确气电在灵活性电源中的优先地位，通过“气电+储能+可再生能源”满足用电需求增长。取消限制气电发展的相关政策，大力支持气电与可再生能源融合发展。制定统一的、更加严格的火电排污标准，加大排污收费力度，加快构建和完善全国碳市场，建立电力辅助服务市场机制，加快电价市场化改革，充分体现天然气的灵活性价值和低碳环保价值。将SO3 、重金属、放射性等非常规污染物纳入污染物排放控制范围。加大对重型燃机科技攻关的支持力度，尽快突破发电用重型燃气轮机关键技术，形成自主完整的重型燃气轮机产业体系。允许油气企业将发电作为主业自主或合作开展气电业务，推动油气企业与发电企业之间的重组并购等，促进油气电一体化发展。

二是坚持积极稳妥推进煤改气和冬季清洁供暖。扩大煤炭消费减量控制的区域范围和力度，强化约束机制。在扩大资源供应，降低供应成本的前提下，在继续推进“2+26”城市煤改气的基础上，积极推进东北和西北地区的煤改气。加大力度推进南方冬季清洁供暖，因地制宜推进农村清洁取暖。

三是消除交通用气和LNG运输的政策障碍。包括危化品管理、海事管理有关规定、标准等，积极推进罐箱运输、铁路运输、江海联运、近海与内河运输；扩大交通用气规模，重点发展LNG在长途公路重载运输和水运交通中的应用。

（ 全文完 ）

本文摘自《国际石油经济》2021年第二期