我国中长期天然气资源潜力巨大，进一步“增储上产”需从六方面发力。

　　近十年，中国国产气(天然气、页岩气、煤层气)快速发展，勘探开发和增储上产成绩显著，先后发现30多个千亿立方米级大气田，年均增产125亿立方米。

　　面对未来中长期国产气有望超过4000亿立方米的发展前景，当前国产气增储上产却面临上游市场竞争和活力不足、改革不配套不协调、外部环境条件和约束加剧等一系列挑战。对此，笔者提出六大措施与政策建议。

　　勘探开发现状

　　近十年，伴随天然气需求强劲增长和大规模勘探增储，国产气开发快速发展，产能建设较快增长，生产供应量大幅增加。2013—2023年，不考虑煤制气，国产气产量从1072亿立方米增加至2324亿立方米，年均增产约115亿立方米，年均增长7.1%;2017—2023年，实现连续7年增产超过100亿立方米;2019—2023年，年均增产约140亿立方米，年均增长7.7%。

　　初步统计，2013年以来，中国天然气勘探先后新发现或新增探明地质储量1000亿立方米以上的大气田(含非常规气田)33个，包括常规气田19个，页岩气田9个，煤层气田5个，其中“七年行动计划”实施以来(2019—2023年)发现占比超过一半。

　　一方面，形成了常规气为主、非常规气为辅，兼顾其他气种的多元生产供应体系。2013—2023年，全国常规气产量从1128亿立方米增产至1935亿立方米，年均增产约81亿立方米。其中，“十二五”(2011—2015年)和“十三五”(2016—2020年)期间，常规气年均增产量分别约为60亿立方米和77亿立方米，“十四五”前三年(2021—2023年)年均增产103亿立方米，“七年行动计划”前五年(2019—2023年)年均增产102亿立方米。非常规气在全国天然气开发上产中的作用日益突出。2013—2023年，中国页岩气、煤层气产量从34亿立方米增长至约390亿立方米，占比从不足2.0%提升至约16.7%;2019—2023年，占比提升了5个百分点以上。近年来煤制气产业发展较快，产量不断增加，2022年超过61亿立方米，对提高国产气供应能力起到积极补充作用。

　　另一方面，形成了以大盆地主导、中西部及海域为主，东部为辅的天然气生产格局在盆地分布上，国产气产量主要来自鄂尔多斯盆地(陕蒙)、四川盆地(川渝)、塔里木盆地(新疆)、海域4个大型产气区(每个产气区年产量在100亿立方米以上)，以及松辽、柴达木、准噶尔、渤海湾(陆上)4个中型产气区(每个产气区年产量在10亿立方米以上)，形成“四大四中”国产气生产供应格局。2013年四大产气区产量约占国产气产量的70%，2023年占比提升至90%左右。其中，2023年鄂尔多斯盆地常规气、煤层气产量合计超过700亿立方米，四川盆地常规气、页岩气产量合计约为700亿立方米，两大盆地都在加快迈向年产1000亿立方米产气区。根据国家统计局的数据，四川、新疆、陕西、内蒙古4个中西部省区为第一梯队，工业规模以上产量合计为1628亿立方米，约占全国产量的71%;山西、广东、重庆为第二梯队，产量合计366亿立方米，占比约为16%;其余20省市区为第三梯队，产量占比约13%。

　　面临的挑战与问题

　　过去十年，中国国产气勘探开发获得了快速发展，生产供应能力大幅提升，但面对新形势、新要求，未来中长期国产气“增储上产”仍面临严峻的挑战和问题。

　　勘探开发市场竞争与活力依然不足。自2011年第一轮页岩气探矿权竞争性出让以来，中国油气上游市场化改革已走过了13年历程，从页岩气探索、新疆试点，到全国试行、实行，中国油气勘探开发领域在政策上已经放开了，并取得了一定进展和成效。但距离十余年改革探索成果预期仍相差甚远，与增储上产的实际需要相比可谓“杯水车薪”。如此改革成效表明，中国勘探开发的市场活力依然不足，竞争依然不充分，竞争活力被盲目进入、盲目竞价等“热闹场面”取代，远未形成“以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系”，远未形成充满活力的勘探开发和增储上产格局。

　　外部环境条件和制约因素带来的挑战加大。一是探矿权勘查区块面积大幅缩减。油气探矿权勘查面积退减问题，日益成为制约油气勘探开发和增储上产的关键问题。二是资源开发受限、矿业权重叠问题。已获探明储量的矿业权区域与自然保护区、国土空间规划、特殊区域等重叠，导致重叠区或受限区油气资源无法有效开发;油气矿权与其他非油气矿权重叠，制约油气(煤层气)开发。三是油气地质资料汇交和使用问题。目前由于地质资料汇交力度不够，相应共享使用政策和机制不完善，导致矿权人难以有效获取新登记区块的已有地质资料，包括地震、钻井的原始资料、实物资料及成果资料，难以充分利用已有资料开展前期研究，这极大增加了新区块勘探的风险和成本。四是用地用海问题和矛盾日益突出。在资源品位不断下降、非常规资源日益成为重要开发目标的趋势下，加大油气勘探开发力度，伴随着钻探等工作量增加，用地用海需求不断攀升，但现行土地、海域管理政策已不能适应增储上产实际需要，叠加风电、光伏等新能源的开发，用地用海矛盾日益突出。

　　资源目标对象更加复杂，资源品位持续下降。近十年，油气勘探开发对象更趋复杂，深层、深水、高温高压、低丰度、低孔低渗、潜山、非常规等类型资源日益成为主要目标，难动用储量比例大幅增加，投资、技术要求越来越高，加上日益严格的环保要求，规模效益勘探增储难度不断加大，单位产能建设投资大幅攀升，规模效益开发成本风险持续攀升。比如，中国东部及海域主力富生烃凹陷资源探明率普遍较高，部分探明率高达50%~60%，待探明资源主要分布在深水区、深洼区、特殊岩性储层，地质条件更复杂;中西部地区主力生烃凹陷资源探明率相对较低，普遍低于30%，但待探明资源分布规律更趋复杂，高风险高难度的超深层、山前构造、古老碳酸盐岩、致密碎屑岩等日益成为勘探增储主力领域;深层页岩气、深部煤层气开发受高成本制约。中国东部各主力老油田普遍进入超高含水率生产阶段，三次采油、提高采收率难度日益加大。2021—2022年，全国常规气新增探明储量中，中低丰度占比高达80%，超过“十三五”平均比例，低渗透、特低渗透天然气储量占比高达97%创历史纪录。

　　关键技术短板正日益成为制约增储上产的主要瓶颈。近十年，随着剩余资源品位不断下降，油气勘探开发对地质理论、工程技术与装备的要求越来越高，在某种程度上，油气地质理论与认识、关键技术短板日益成为增储上产的主要瓶颈。在勘探方面，受制于地质理论、认识的局限和关键技术的不足，一些资源条件较好、风险高、久攻不克的目标区，例如塔西南、南黄海等地区，始终未取得重大战略性突破;在取得点上突破的领域，由于地质认识不到位，对资源富集和分布规模不清楚，导致长期难以形成大场面。其中，超深层油气生成、成藏机理及富集规律等，亟待理论认识上突破，以指导超深层油气勘探。在开发方面，规模效益开发面临日益突出的低成本技术瓶颈，高达数万亿立方米的低品位难动用探明地质储量，潜力巨大的深层页岩气、深部煤层气，受关键技术制约，无法实现规模效益开发，导致在一些领域勘探开发有储量而难有产量。天然气水合物、陆相页岩气、生物气以及煤炭地下气化等，潜力大，但受关键技术与工程装备等制约，尚无法实现规模勘探增储和效益开发。

　　探矿权获取成本偏高和补贴政策亟待调整完善。一方面油气探矿权获取成本过高。按照国家矿产资源权益金制度改革方案要求，油气资源有偿使用成本体现在矿业权出让、占有、开采及恢复治理等全生命周期，其中矿业权出让(获取)环节的出让收益，由探矿权(采矿权)成交价和逐年征收的采矿权出让收益两部分组成，是企业获取探矿权的主要成本。近几年，在自然资源部组织或委托地方组织的探矿权竞争性出让中，成交价过高，往往为底价的十几倍甚至几十倍，极大增加了矿权获取成本，不利于鼓励油气勘探、促进新发现。另一方面，补贴支持政策亟待完善。尽管国家对页岩气资源税减征优惠政策延续到2027年，但对页岩气、煤层气、致密气等补贴政策将于2024年底结束。此外，超深水、超深层资源开发支持政策亟待完善，高成本陆相页岩油开发尚缺乏支持政策，生物气开发也亟需政策支持。缺乏补贴支持，在技术突破前，深层页岩气、深部煤层气难以实现规模效益开发，大量非常规、低品位资源增储上产步伐也将进一步放缓。

　　措施与政策建议

　　截至目前，全国天然气资源探明率总体较低，具备持续高位增储的资源潜力，且探明储量开发动用程度较低，具有加快产能建设和上产增供的储量基础;页岩气、煤层气等非常规资源勘探开发利用程度较低，增储上产潜力大。未来中长期，完全可能延续过去十年的发展态势，国产气生产供应能力大幅提升，2035年常规气、页岩气、煤层气产量合计有望达到3650亿立方米，建成四川盆地、鄂尔多斯盆地两个产量千亿方级超大型产气区，新疆、海上实现产量显著增加。

　　制定实施中长期增储上产发展战略，继续从国家层面提升国产气开发生产能力。建议总结分析“七年行动计划”油气增储上产的成效和经验，加强油气行业发展形势分析研判，把握当前和未来天然气发展趋势，根据党的“二十大”及国家相关重大决策部署，加快研究制定面向未来中长期的油气增储上产发展战略。该战略要明确目标、重点任务及路径，制定实施方案，并出台配套改革政策措施，从而构建市场机制和国家行政命令相结合的增储上产新机制，继续从国家层面深入推进国产气开发生产能力提升行动，不断增强中国天然气供应安全保障能力。

　　深化油气体制改革，加快构建持续推进油气增储上产的体制机制。深化油气资源管理体制改革，完善勘查区块退出机制与政策，推动区块退出与勘探发现之间互动良性发展，推进生态环境保护与增储上产协调发展，用地、用海政策适度向油气开发倾斜。积极探索油气矿业权流转，基于价值评估探索建立油气矿业权二级市场，实现多种方式油气矿权流转，激发上游市场活力。尽快出台勘查区块出让管理办法，完善出让机制，加大区块投放力度。加快构建和完善油气勘探开发工程与技术服务市场，健全和完善地质资料汇交和共享使用机制。加快形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分(其他企业)共同参与的油气勘探开发和增储上产格局。加强基础设施建设，推进基础设施高质量公平开放，加快管网互联互通，进一步提升基础设施对增储上产的推动作用。

　　加强理论认识与技术创新，构建新型油气增储上产科技创新体制机制。随着资源品质下降和地质工程问题复杂性加剧，油气地质理论、技术创新在推进增储上产中的关键作用日益突出。面向未来中长期，实施新一轮国家重大油气科技攻关工程，着力解决制约油气增储上产的重大地质理论问题、关键技术问题、“卡脖子”装备设备问题。加强煤制气、生物气、天然气水合物、煤炭地下气化等气源开发利用关键技术攻关。健全完善油气科技创新协同机制，以重大油气勘探开发项目为依托，建立跨学科、跨领域的创新联合体，形成协同攻关合力。激发科技创新活力，健全完善油气创新平台体系，发挥主要石油企业科技攻关主力军的作用，集中优势资源突破制约增储上产的关键核心技术与装备，鼓励中小企业参与国家重大油气科技攻关，专注单项技术，掌握独门绝技。

　　加大对油气勘探开发的经济政策支持力度，降低增储上产风险与成本。鼓励和支持油气风险勘探，由中央财政牵头，联合国有石油企业及各类投资主体，设立国家风险油气勘探专项，支持风险勘探和科探井项目，重点支持资源潜力大、勘探程度低的新区勘探，着力寻找大中型油气田，揭示新的勘探领域，拓展资源空间。降低油气探矿权、采矿权区块出让收益标准，根据市场形势变化，建立动态矿权获取成本，切实鼓励勘探开发投入。延续并完善现行非常规资源开发补贴政策，精准补贴支持深层页岩气、深部煤层气开发。完善天然气价格政策，进一步完善产业链上中下游价格传导机制，尽可能降低中间环节成本。

　　健全完善天然气利用和产业政策，营造积极的天然气产业发展环境。天然气生产供应能力的提升离不开积极的天然气产业政策，正是积极的天然气利用和产业政策促进了中国天然气产业快速发展和生产供应能力的大幅提升。未来中长期，在“供需均衡、有序发展”的总体要求下，进一步增强天然气在能源结构优化、构建新型能源体系中的重要作用，继续坚持积极的天然气利用政策，优化利用结构，鼓励天然气发电和新型利用方式，支持与新能源融合发展的天然气利用新业态，保持较大规模消费增长和相对旺盛的市场需求，促进中国天然气勘探开发和增储上产。

　　深化国企改革，持续提升开发生产和经营管理水平，增强国产气市场竞争力。深化国有石油企业改革，顺应上游市场化改革大趋势，按照国家有关部署，加快剥离油气工程与技术服务板块，助力构建完善的工程与技术服务市场，避免高成本关联交易，大幅降低作业成本;积极采用数字化、人工智能等先进技术，因地制宜建立无人平台、无人井场、无人场站等，不断提升生产经营和管理水平，提高效率和生产安全性，降低生产运维成本;加强市场形势研判，善于捕捉机遇，提升贸易营销水平和产品价值。持续降低国产气增储上产成本，增强应对市场风险的能力，掌握增储上产的主动权，提升市场竞争力。同时，国家有关部门应进一步优化和完善油气勘探开发投资考核机制，适当弱化有关考核标准，在产量与投资考核中寻找合理平衡。

　　本文作者单位为中国海油集团能源经济研究院

　　责任编辑：周志霞