挑战与机遇并存，中国天然气产业正稳步前行。

　　“十三五”期间，中国天然气产业通过推动质量变革，消费市场体系基本形成，市场竞争趋向多元，用气服务水平提高;通过推动效率变革，天然气供给取得显著成效，主要石油企业提质增效，微观主体活力增强;通过推动动力变革，体制机制改革和高水平开放不断深化，科技创新获得重大突破，带动产业转型升级。尽管2020年受到新冠肺炎疫情深度影响，中国天然气产业仍保持正增长，产供储销体系建设稳步推进，以高质量发展保障天然气稳定安全供应。

　　“十三五”既是中国天然气产业快速发展上半程的重要时期，也是面向“十四五”乃至2035年产业高质量发展的关键时段，有成绩也有问题，未来机遇与挑战并存，发展前景可期。

　　三大变革

　　“十三五”期间，中国天然气产业高质量发展获得有目共睹的成绩。质量变革方面，天然气消费市场持续扩大，占一次能源消费比重增加，交易方式增多，用气范围扩大。效率变革方面，天然气供给效率提高，勘探开发和进口成绩可喜，管网联通、调峰储备设施运行效率得到提升，企业发展活力增强。动力变革方面，创新能力明显增强，体制机制改革举措相继出台，产业政策陆续落地，核心技术取得突破，油气国际合作逐步深入。

　　天然气发展的质量变革。天然气消费量呈现较快增长态势，助推区域大气质量改善。“十三五”期间，中国天然气消费量年均增长超过200亿立方米，年均增速大于10%，逐步发展成为中国主体能源之一。2019年天然气消费规模跨越3000亿立方米，预计2020年达3200亿立方米，比2015年增加1270亿立方米、增长66%。预计2020年天然气在一次能源消费结构中占比为8.8%，比2015年增加近3个百分点。“十三五”天然气消费总量约1.35万亿立方米，按等热值换算相当于替代原煤25.1亿吨，减少二氧化碳、二氧化硫、粉尘排放量分别为17.9亿吨、1.4亿吨和12.2亿吨，大幅降低大气污染物排放。

　　日益增长的用气需求得到较好满足，燃气竞争格局趋向均衡。“十三五”期间，逐步形成以科学的天然气供给满足合理需求的市场供需格局，城镇燃气和燃气发电是天然气消费增长的主力。预计2020年城镇燃气、工业燃料、燃气发电、化工用气，分别为1210亿、1090亿、580亿和320亿立方米，占比分别为38%、34%、18%和10%。与2015年相比，城镇燃气占比增加5.5个百分点，燃气发电增加3.3个百分点，多元主体竞争程度提高。“十三五”期间，民营、港资和外资企业不断拓展城镇燃气市场空间，目前占全国城镇燃气市场份额超过50%;主要石油企业加速布局下游市场，中国石化2017年成立长城燃气公司，中国石油昆仑能源公司燃气市场占比从2015年的4%提升到2020年的9%左右。

　　全国城镇、乡村气化率稳步提高，普遍服务水平得到提升。“十三五”期间，多个省份通过“县县通”和“镇镇通”工程提升城镇的用气普遍水平。2015年全国城镇气化率为43%，预计2020年提高到55%，气化人口从3亿人增至5亿人，城镇居民年人均生活用气量增至130立方米左右。同时，一些省份正通过管道气、LNG“点供”和罐箱“一罐到底”等多种方式逐步向乡村拓展，有序实施“燃气下乡”政策，实现“气代煤”和“气代柴”。

　　天然气发展的效率变革。勘探开发取得一系列突破，非常规天然气发展成效明显。“十三五”期间，勘探围绕重点盆地、领域、区块，加大风险勘探力度，区块发现数量和新增储量均出现增长，非常规天然气成为增储主力。2019年，全国油气勘探开发总投资3348亿元、同比增长25.5%，其中勘探投资821亿元，创历史新高，主要石油企业勘探与生产板块资本支出是2016年的1.5倍以上。天然气新增探明地质储量多年连续增长，“十三五”期间年均增长率达23.4%，“十三五”末期接近“十三五”初期的2倍，其中2019年新增达1.58万亿立方米的历史高值。

　　天然气进口多元化程度得到提高,LNG进口条件明显转好。“十三五”期间，中国天然气进口量从世界第四跃居为世界第一，年均增长率达21.8%。2019年，中国天然气进口量1352亿立方米，较2015年增加738亿立方米，天然气进口来源国也从2016年的11个扩大至31个，已覆盖世界主要天然气资源国，其中管道气进口国5个;LNG进口量增长近2倍，LNG进口占全国天然气进口量比重从2015年的42.0%升至2019年的62.4%，是亚洲LNG现货贸易比例最高的国家，在气价低位徘徊时对有效降低进口成本起到了重要作用。“十三五”期间，中俄东线天然气管道(北段)正式投产通气，输气能力380亿立方米/年;东南沿海LNG接收站形成海上进口通道，截至2019年全国LNG接收站总数22座(含LNG中转储备站)、进口LNG总接转能力9045万吨/年，其中“十三五”期间投产13座，实现接收能力翻番。民营和港资企业投资LNG接收站热情不减，控股LNG接收站的占比增加。

　　管道、罐箱等新型运输方式加强协同，互联互通提高输气效率。2016—2019年新建长输管道超过1.3万千米，全国天然气干线管道总里程超过8.7万千米，一次输气能力超过3500亿立方米/年。实施基础设施互联互通工程，主干管网、区域性支线管网和配气管网建设速度加快，LNG接收站布局和配套外输管道逐步完善。“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的全国管道联通“一张网”初步建成。

　　储气库等设施建设继续推进，应急调峰保障体系得到增强。“十三五”期间，新建地下储气库8座，截至2019年底累计建成27座地下储气库，库容达277亿立方米，有效工作气量102亿立方米，约是“十二五”末期的2倍;调峰能力占年用气量的3.3%，比“十二五”末期提高0.5个百分点。中国石油探索储气设施建设工程投资入股、工作气量分成的新型商业模式，进行国内首次川南缝洞型气藏改建为储气库群(包括牟家坪、老翁场储气库)的前期工作;民营、港资等企业相继投资建设大型地下储气库。

　　天然气发展的动力变革。政策支持方向清晰，需求驱动成为天然气内在发展动力。在“四个革命、一个合作”能源安全新战略框架下，《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》《能源发展“十三五”规划》《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》等陆续出台，确立将天然气培育成为中国主体能源之一;提出2030年天然气在一次能源消费结构中的占比达15%的具体目标;明确积极发展天然气、高效利用天然气，以及构建结构合理、供需协调、安全可靠的现代天然气产业体系的政策导向;从加强产供储销体系建设和深化天然气领域改革两个方面，部署加大国内勘探开发力度、健全多元化海外供应体系等十条措施。

　　体制机制顶层设计基本形成，天然气改革举措相继落地实施。“十三五”期间，初步形成油气体制机制改革制度体系。总体上明确了建立健全有序竞争、有法可依、有效监管的石油天然气体制机制，对上游全面放开、中游公平开放、下游市场建设等方面改革进行全面部署;对天然气产业高水平开放，积极合理发展天然气，提高其在一次能源消费结构中的比重给予了法律制度保障。“管住中间、放开两头”改革举措，继续推进。上游全面推进矿业权市场化竞争出让，下放审批权限，强化监管，推动油气勘查开采市场开放;中游着力推动基础设施建设和向第三方公平开放，建立和完善管输、配气环节定价体系，2019年成立国家石油天然气管网集团有限公司，加快管网等基础设施改革步伐;下游着力推进价格市场化改革，相继对直供用户、线上交易、储气设施、化肥用气等放开价格管制，基本实现居民用气与非居民用气价格并轨，门站价格逐步由企业协商或者市场竞争决定。

　　技术创新体系得到优化，科技进步带动相关产业转型升级。“十三五”天然气产业基本构建了以企业为主体、充分发挥市场配置资源的技术创新体系，建立了以重大科技专项为载体、以重点实验室为依托、以工程实践应用为目标的科技创新制度，搭建了政府、企业、高校“三位一体”基础平台，初步形成多层推进、协调促进、立体互动的创新生态。自主创新能力得到提升，部分技术达到国际先进或国际领先水平。基本形成符合中国地质特点的页岩气勘探开发理论与技术体系，科技进步对产量增长贡献率达到60%。水平井优快钻井技术使得水平段长度从1000米增至3000米左右，单井钻井周期由175天降至76天，促使中国在“十三五”期间页岩气产量翻番。

　　“一带一路”国际合作得到加强，高水平开放继续稳步推进。“十三五”期间，“走出去”国际合作以政策互通、设施联通、贸易畅通、资金融通为目标，以国际贸易合作为基础，以合作项目投资为依托，带动工程建设、工程技术服务和装备制造“走出去”，并向技术转移、管理服务、人才交流等多方面延伸，与“一带一路”沿线国家的合作伙伴关系逐步建立。海外勘探开发投资业务累计带动数百亿美元的国产装备“走出去”，例如中国企业承揽了亚马尔LNG项目85%的模块建造，中国石油为哈萨克斯坦“克孜勒奥尔达-阿斯塔纳”天然气管线项目提供钢管等物资和服务。“引进来”，从局部开放转向全面开放。

　　存在不足

　　中国天然气产业高质量发展仍面临诸多问题和严峻挑战。质量变革尚待进一步升华，未来市场预期并不明朗，局部地区少数企业控制市场问题依然突出，天然气综合服务水平和质量有待提高。效率变革尚有较大提升空间，勘探开发效率总体不高，进口风险或将增大，基础设施建设和互联互通仍要加强。动力变革尚需突破重要瓶颈，上中下游体制机制改革还需协调同步，核心技术仍需继续突破，高水平开放亟待落地实施。

　　天然气发展的质量变革问题及挑战。市场需求增速波动幅度较大，稳定增长不确定性明显增加。“十二五”末和“十三五”初，中国天然气消费增速保持个位数增长，2015年为3%，2016年为8%;“煤改气”激发天然气市场需求潜力，2017年和2018年消费增速均超过15%;2019年的政策调整使得增速降至9.4%;2020年受新冠肺炎疫情冲击，预计增速放缓至4%左右。市场需求波动大造成预期不确定，供需互动与产供储销体系协同推进难度增加。“十四五”时期，受新冠肺炎疫情影响、宏观经济不振、替代能源增加、价格波动幅度加大等多重因素叠加影响，天然气需求持续较快增长动力总体不足。

　　传统市场格局尚未打破，公平开放、有序竞争短期难以实现。“十三五”期间，上中下游环节行政垄断现象依然存在，天然气市场体系不够健全。“十四五”时期，建设公平开放的市场体系，短期内仍面临较大挑战。上游油气资源探矿权和采矿权仍将集中于主要石油企业，矿业权流转市场有待建立，生产技术服务市场尚需完善;中游管道公司运营和调度机制亟待完善，省内管网运销一体化、输配中间环节过多现象依然突出;下游市场体系建设仍需进一步加强，市场主体培育、市场结构优化、市场交易模式探索等方面尚需抓紧实施。

　　交易中心配置资源能力有限，市场应有作用难以有效发挥。“十三五”期间，天然气交易中心仍处于培育期，交易服务等配套机制尚未健全，未能有效发挥市场配置资源的作用。“十四五”时期，交易中心能否有效发挥价格发现功能，取决于天然气市场体系改革进程、市场供需关系、国产气资源与进口气资源的比价关系、交易中心相关规则的完善程度等诸多不确定因素。区域性现货市场建设尚待推进，管道天然气和LNG的期货市场亟待研究建立。

　　燃气市场粗放发展依然存在，综合服务水平和质量难以提升。“十三五”期间，城镇燃气领域粗放式发展较为普遍，存在企业争夺有限特许经营权资源、中小企业盲目扩张、圈而不建的现象。“十四五”时期，城镇燃气领域服务理念、能力和品质尚需提高。

　　天然气发展的效率变革问题及挑战。天然气储量动用难题开始显现，勘探开发成本总体偏高。天然气勘探开发尚未形成投资多元化局面，虽然上游资源供应市场已基本放开，鼓励民资等社会力量进入，但因缺乏可落地的配套实施细则，矿业权市场进入和退出机制尚未完备，形成隐形玻璃门阻碍，严重制约社会资本等多元投资主体进入，造成竞争不充分，有效激励不足。开采难度大的储量和动用非常规气储量，目前仍需大量进口高端技术设备和材料，开发周期长、成本高;主要石油企业内部关联交易多，工程技术队伍基本对内服务，缺乏市场化技术服务竞争，难以降低生产作业成本;施工面临用地征地难、环境敏感区限制，叠加矿业权确权、生产许可审批周期长等方面的困难，进一步造成开采成本上升。

　　对国际市场影响力弱，高效利用国外资源难题有待解决。国际能源格局出现深度调整，稳定地进口低价天然气存在较大困难。中国天然气进口结构从“十二五”末的陆上管道气为主，目前发展到海上LNG和陆上管道气并重，过度依赖陆上管道气的断供风险降低;进口来源国超过30个，2019年前3位国家进口量之和占总进口量的60.0%、前5位占72.0%，进口来源集中度较高，然而天然气进口议价能力严重不足。在未来不断扩大需求的预期下，如何以更经济的方式获得与需求量相匹配的低价进口资源，建立天然气长期稳定的进口资源池，不断提高对国际丰富资源的高效利用效率，是国内天然气市场协调稳定发展面临的重要挑战。

　　基础设施建设进程相对滞后，管道输配效率尚需继续提升。当前管道建设过程中与城乡规划、生态保护红线等环境敏感区域的矛盾时有发生，管道及储气设施规划建设难度增大。《中长期油气管网规划》要求，2020年中国天然气长输管道达到10.4万千米，在“十三五”期间新建成4万千米。而近四年管道建设相对缓慢，截至2019年底管道总里程约比计划少1.7万千米，预计2020年较难按期完成任务目标。新成立的国家油气管网公司面临长期合同等诸多历史遗留问题，有待逐步理顺经营机制，难以在短时间内实现资源统筹高效配置。中国主要气源地和消费地之间距离较远，存在供应与需求的季节性和地域性时空错配现象。

　　应急调峰能力仍显不足，储气库等设施投资效益亟待提高。北方冬季采暖期时有发生的局部“气荒”现象，凸显中国储气设施建设迟缓，是天然气协调稳定发展的短板。相比较而言，世界储气库工作气量占消费量平均水平为10%-15%，而目前中国仅在4%左右;美国拥有近400座地下储气库，而中国仅有27座;2030年中国地下储气库工作气量目标要求达到600亿立方米，但当前刚超过100亿立方米，差距十分明显。储气设施建设周期长、投资大，需更多大规模的多元化投资参与。尚待加强探索建立一套符合市场经济规律的储气调峰服务新模式及价格新机制，以破解企业投资回报率低、投资积极性不高的制约瓶颈。

　　天然气发展的动力变革问题及挑战。政策统筹协调不足，控制全产业链甲烷泄漏成为新的挑战。“十三五”期间，中国陆续划定并公布生态保护红线，实施海洋空间规划，然而天然气资源富集区大多属于环境敏感地区，严重制约着国内资源的有效释放。燃气发电面临电力市场化交易机制不健全带来的成本疏导难题，未来发展空间受限。同时，天然气发展或将面临着甲烷泄漏控制趋严的政策约束。近年来全球应对气候变化行动出现新特征，各主要经济体将甲烷泄漏作为控制温室气体排放的新重点。中国可能面临向国际社会做出正式控制甲烷泄漏承诺的巨大压力。届时，中国产业发展存在仍未壮大就会受到应对全球气候变化严重制约的风险。

　　改革仍需深化落实，天然气发展面临多种替代能源竞争。“十三五”期间，除天然气价格改革外，其他领域改革总体进展缓慢，造成全产业链整体改革滞后，产供储销等各个环节矛盾增加，改革红利难以及时释放。下游市场虽已形成多元主体、竞争相对充分的市场格局，但上游市场主体依然较少、竞争不充分，部分冲抵了其他环节的体制机制改革效果。天然气产业发展受到来自电力等替代能源的挑战。大规模风电、光伏等可再生能源发电的大量调峰需求，因相关政策不完备而导致低碳环保治理的外部成本无法实现内部化，造成燃气发电在成本方面的竞争劣势，面临着煤电灵活性改造、储能等多种调节性电源的强有力竞争。

　　核心技术和基础研究短板明显，关键装备需要继续突破。科技研发投入不足，创新活动整体缺乏活力，关键技术和装备长期以进口为主，核心技术自主创新能力和装备制造国产化水平的总体提升比较迟缓。天然气增储上产高度依赖于旋转导向钻井、随钻测井、大位移水平井钻探、大规模“井工厂”开采及大型海上油气综合钻探平台、深海油气开采等关键装备，但受限于基础理论、材料加工、精密仪器、高端设备制造等方面的不足，短期内依靠自主创新取得重大突破难度较大。而通过从国外引进消化吸收先进技术和装备面临着国际政治关系复杂、知识产权保护、核心技术出口限制、商业合作不畅等诸多困难。在未来一段时间内，关键装备自主化程度不足仍是制约中国天然气可持续发展的关键因素。

　　应对国际复杂变化能力较弱，高水平开放机制尚待建立。在“走出去”方面，中国国际能源领域话语权偏弱，在推动国际天然气市场供需协调、增加市场灵活度等方面缺少有效作为，对国际市场秩序、价格形成等影响力有限。在“引进来”方面，尽管制度上已基本实现中国天然气产业向外商全面开放，但可操作性政策、具体实施细则和标准尚未真正落地;在天然气勘探开发方面仍缺乏吸引力，外国公司的投资意愿和参与度不高。面对“十四五”时期国际油气市场将发生的深度调整，中国亟待从全球能源治理、科技研发、工程合作、项目投资等方面深化国际合作，以及与国际石油公司探索“抱团取暖”、合作共赢的新模式。

　　本文作者为国务院发展研究中心

　　资源与环境政策研究所研究员

　　责任编辑：卢凯瑞

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