1、中国天然气发展报告（2017）国家能源局石油天然气司国务院发展研究中心资源与环境政策研究所国土资源部油气资源战略研究中心5前言回顾2016年，世界天然气市场在低油价下保持稳健增长。以页岩气为引领，生产端降成本支撑了全球产量稳中有升，美国占到全球产量增加的40%。全球液化天然气（LNG）供应过剩正引发“页岩革命”后第二次天然气革命，全球一体化天然气市场日趋显现，天然气定价机制和商业模式更加灵活，新的供应方和需求方的加入也给全球供应和贸易带来内生动力和多元化选择。中国等发展中国家作为未来天然气消费增长的主力军，将在全球环境治理和天然气市场建设中发挥更加积极的作用。以党中央、国务院能源革命的发展战略

2、为基本遵循，能源发展“十三五”规划和天然气发展“十三五”规划进一步明确，要加快推进天然气发展，提高天然气在一次能源消费中的比重，把天然气发展成为中国的主体能源之一。2016年以来，中国大气污染防治力度不断增强、天然气市场化改革举措及配套支持政策密集出台，天然气市场竞争力持续回升，2014、2015年天然气消费增长减速势头得到逆转，2016年重回快速发展轨道。在全面建成小康社会的决胜阶段，要以“创新、协调、绿色、开放、共享”新发展理念为引领，充分肯定天然气的低碳性和清洁性，以新兴市场开拓和清洁燃料替代为抓手，深化天然气体制机制改革，全面放开竞争性环节，加强输配等环节监管，降低终端用气成本，带动天

3、然气大规模6高效利用，产业上中下游协调发展，大幅提高天然气在一次能源消费中的比重，服务经济社会发展和大气污染防治，提高人民生活水平。7目录一、2016年国内外天然气发展状况.1二、中国天然气发展当前需要解决的主要问题.11三、加快推进中国天然气发展的对策建议. 16结束语.248一、2016年国内外天然气发展状况1世界天然气供应能力持续增加，特别是澳大利亚、北美等地液化出口能力的快速增长，使近年来整体宽松的供需态势和较低的价格走势得以延续，刺激了世界天然气贸易的发展，促进世界逐步形成统一的天然气市场。中国天然气供应渠道更加多元，保障能力稳步提高，储运设施进一步完善，消费增速开始回升，天然气供需

4、总体平衡。天然气市场化改革政策和试点措施陆续推出，推进行业改革向纵深发展。（一）天然气资源潜力世界天然气资源丰富。截至2015年底，世界常规天然气可采资源量为567.5万亿立方米，累计产量99.3万亿立方米2；非常规天然气可采资源量为583.9万亿立方米（其中致密气98.9万亿立方米、页岩气224.1万亿立方米、煤层气52.9万亿立方米、水合物气184.0万亿立方米、水溶气24.0万亿立方米）。近年来美国二叠盆地等页岩层系、地中海周边以色列和塞浦路斯、中美洲等新地区和新层系不断取得重大发现，进一步展示了世界天然气资源的巨大潜力。中国天然气资源潜力大。全国油气资源动态评价（2015）结果显示，全

5、国常规天然气（含致密气）地质资源量90.3万亿立方米，可采资源量50.1万亿立方米。埋深4500米以浅页岩气地质资源量121.8万亿立方米，可采资源量21.8万亿立方米。全国埋深2000米以1本节国外储量、产量、消费量和贸易量统计数据主要来源于BP世界能源统计，国内储量数据来源于国土资源部全国油气矿产储量通报（2016）。2本次统计将以往被归入常规气的部分致密气产量归入非常规气产量，因此常规气累计产量较2014年底统计有所减少，而非常规气产量较2014年底统计有所增加。9浅煤层气地质资源量30.1万亿立方米， 可采资源量12.5万亿立方米。截至2016年底，全国累计探明常规天然气（含致密气）3

6、地质储量11.7万亿立方米，累计产量1.4万亿立方米，资源探明率13.0%，探明储量采出程度12.4%，剩余可采储量5.2万亿立方米；累计探明煤层气地质储量6928.3亿立方米，累计产量241.1亿立方米，资源探明率2.3%，探明储量采出程度3.5%，剩余可采储量3344.0亿立方米；累计探明页岩气地质储量5441.3亿立方米， 累计产量136.2亿立方米，资源探明率0.4%，探明储量采出程度2.5%，剩余可采储量1224.1亿立方米。中国天然气资源探明率和探明储量采收率均较低，通过科技创新、技术进步可释放较大的资源潜力。近海海域天然气水合物勘查取得重大成果，2017年试采成功，资源潜力巨大。

7、（二）天然气产量及供应能力世界天然气产量持续增加。2016年世界天然气产量3.55万亿立方米，比2015年增加0.02万亿立方米，其中年产量居前五位的国家分别是美国 （7492亿立方米） 、 俄罗斯 （5794亿立方米） 、 伊朗 （2024亿立方米）、卡塔尔（1812亿立方米）和加拿大（1520亿立方米）。分区域看，北美地区产量9484亿立方米，占世界总产量的26.7%；前苏联地区产量7641亿立方米，占比21.5%；中东地区产量6378亿立方米，占比18.0%；亚太地区产量5799亿立方米，占比16.3%。中国天然气供应能力进一步增强4。2016年，国内天然气产量1369亿立方米，同比增长

8、1.7%。其中页岩气产量79亿立方米，同比增长72%；煤层气地面抽采量约45亿立方米，较2015年略有增长。煤3这里的“常规天然气”是特指气层气，不含溶解气。4本节国内产量、消费量数据来源于国家发展与改革委员会运行局和国家统计局，进出口数据来源于海关总署。10制天然气21.6亿立方米，同比增长15%。川渝、鄂尔多斯、塔里木和海域四大气区产量总和为1115.9亿立方米，占全国总产量的83.2%。进口天然气量稳步增长，LNG进口量大幅增加。2016年，中国进口天然气721亿立方米，占总消费量的35.0%。其中进口管道气383亿立方米，同比增长7.6%；进口液化天然气338亿立方米，同比增长31.0

9、%。天然气基础设施更为完善，储运和协同保障能力进一步提升。建成西三线东段、港清三线、广西液化天然气接收站、金坛盐穴储气库等工程，陕京四线、中俄东线、文23储气库等重大工程加快建设。截至2016年底，全国已建成投产天然气管道6.8万千米，干线管网总输气能力超过2800亿立方米/年；累计建成投产地下储气库18座，总工作气量64亿立方米；已投产液化天然气接收站13座，总接收能力5130万吨/年。在2016年7月川气东送管道湖北恩施段滑坡中断、11月中亚管道进口气量不足等突发应急情况下，中国石油、中国石化、中国海油通过增供和串换等方式实现了互济互保。（三）天然气消费水平世界天然气消费稳定增长。2016

10、年，世界天然气消费量3.5万亿立方米，同比增长1.8%，但仍低于过去十年的平均增速（2.3%）。天然气在一次能源消费结构中占比24.1%，与2015年相比提高0.1个百分点。天然气消费量超过1000亿立方米的国家有美国（7786亿立方米）、俄罗斯（3909亿立方米）、中国（2058亿立方米，不含向港、澳供气）、伊朗（2008亿立方米）、日本（1112亿立方米）和沙特阿拉伯（1094亿立方米）。分地区看，北美地区占比27.3%，亚太地区占比20.4%，欧洲地区占比13.8%，独联体国家占比15.3%，中东地区占比14.5%。11中国天然气消费规模持续增长。2016年，中国天然气表观消费量为205

11、8亿立方米（不含向港、澳供气），同比增长6.6%，增速超过2015年。天然气在一次能源消费结构中占比6.4%。受气价走低、清洁取暖、新型城镇化等利好推动，城镇燃气和天然气发电消费增长明显， 消费量分别由2015年的628亿立方米、 284亿立方米增至2016年的729亿立方米和366亿立方米，占比分别由32.5%、 14.7%提高至35.4%和17.8%； 工业燃料消费量为712亿立方米，占比34.6%；化工用气量延续低迷态势，约为251亿立方米，占比由14.6%降为12.2%。2016年用气人口首次突破3亿人。天然气消费主要集中在环渤海、长三角和东南沿海地区。2016年三个地区天然气消费量1

12、019亿立方米， 占比达50%。 用气量超过100亿立方米的省份（直辖市、自治区）有江苏、广东、四川、新疆、北京、山东，其中山东省天然气消费量首次超过100亿立方米。天然气消费的季节性特征明显，2016年全国冬夏季平均峰谷差达1.71。受“煤改气”冬季清洁供暖工程陆续推进的影响，华北地区冬夏季峰谷差进一步拉大。（四）天然气贸易现状世界天然气贸易更加活跃。2016年，世界天然气贸易量1.08万亿立方米，与2015年相比增长0.04万亿立方米，占天然气总消费量的比例为30.5%，其中管道天然气贸易量7375亿立方米、液化天然气贸易量3466亿立方米。2016年世界LNG贸易总量达2.65亿吨，同比

13、增加1700万吨，其中澳大利亚出口增加1500万吨（中国消费50%），美国Sabine Pass完成出口290万吨，卡塔尔、印度尼西亚和安哥拉增加出口380万吨，环大西洋国家出口减少350万吨。从需求侧看，欧洲、亚太地区仍是主要的天然气进口区域，中国、印度等新兴市场12国家进口量增长明显。2016年欧洲和亚太地区共进口天然气7794亿立方米，占世界贸易总量的71.9%。其中欧洲地区进口量4722亿立方米，同比增长3.6%；亚太地区进口量3072亿立方米，同比增长7.2%。新兴市场国家进口天然气1464亿立方米，同比增长16.5%。天然气市场更加开放透明，天然气贸易方式和组合策略更加灵活5。在延

14、续2015年供需整体宽松的态势下，天然气现货和短期合同逐渐增加，现货贸易量在液化天然气总贸易量中的占比达18%，比2015年增加3个百分点；长协合同平均年限从2008年的约18年降至2016年的约8年；单个合同平均气量从2008年的约230万吨/年降至2016年的约90万吨/年。受原油价格低位徘徊和天然气供需宽松影响，2016年天然气价格连续第二年走低。2016年，与“日本一揽子进口原油价格”（JCC）挂钩的亚洲液化天然气进口年均价格为6.94美元/MMBtu6，同比下降31%。美国亨利中心（Henry Hub）年均价格为2.46美元/MMBtu，比2015年略有下降；英国国家平衡点 （NBP

15、） 年均价格4.69美元/MMBtu， 同比下降约28.6%。世界天然气贸易由区域市场向全球统一市场转变，地区价差逐渐缩小。以美国LNG现货为例，欧亚两地到岸价格逐步趋同。随着澳大利亚、美国等地区LNG出口终端陆续建成投运，LNG市场竞争更加激烈。通过长协合同更新、价格复议或重新谈判，液化天然气价格定价公式日趋多元，Henry Hub挂钩或油气混合挂钩模式逐步显现。LNG购销合同（SPA，Sale and Purchase Agreements）中的交付目的地限制条款将逐渐弱化，合同期限也更为灵活，短期5目前世界天然气形成了三种代表性的价格形成机制，美国亨利中心价格为基于实体中心的市场形成价格

16、，英国NBP为基于虚拟交易中心的市场形成价格，东亚地区普遍采取了与日本JCC原油价格挂钩的定价机制。6百万英热单位。13及现货合约越来越普遍。IEA统计数据显示，2014年限定交付目的地的合同占比60%，到2015年这一比例降到40%，2016年比例持续降低。中国天然气进口呈现多元化局面。天然气进口资源国达18个。2016年中国从澳大利亚进口LNG大幅增长，达到1198万吨，同比增长116%。通过第三方转运等方式，2016年中国首次接收美国LNG，总计3船19.9万吨。天然气进口仍以中国石油、中国石化和中国海油为主导，其他企业介入程度逐步加深。2016年三大石油公司进口天然气合计706亿立方米

17、，占全国进口量的97.9%。北京燃气、广东九丰、中国燃气等城镇燃气公司、发电企业积极到海外获取资源，以签署液化天然气贸易合同和现货采购等方式不断加大进口力度，2016年进口天然气15亿立方米，占进口量的2.1%。新奥-道达尔、新奥-雪佛龙、新奥-Origin、九丰-马国油、九丰-雪佛龙等新签署各类天然气贸易合同合计近300万吨/年，合同期限以10年之内的中短期为主，此外，深圳燃气、 新疆广汇、 广州燃气等也正在积极推进LNG采购协议谈判。进口LNG增长引领液态分销模式快速发展。全国LNG液态分销量连续两年以超过35%的速度增长，占全国天然气消费量近十分之一。但陆上液厂年均开工率不足36%。 L

18、NG液态分销不仅进入LPG的传统市场，有效支撑了农村等偏远地区清洁取暖和“煤改气”，也开始进入管道气覆盖区域，甚至包括燃气电厂和大型工业用户，在广东、浙江、山东等地均取得突破，有效弥补了部分地区气源供应和管输能力的不足，开拓了更广阔的市场空间，推动形成消费终端的“气气”竞争格局。（五）中国天然气市场化改革进展改革政策和举措密集出台。2016年开始，天然气市场化改革取14得积极进展，特别是在加强规划、上游准入、管网改革、高效利用、市场化定价和市场监管等方面推出的一系列政策，为油气行业体制改革方案的顺利出台奠定了坚实基础。一是规划体系进一步完善。2016年下半年，能源发展“十三五”规划（发改能源2

19、0162744号）、天然气发展“十三五”规划（发改能源20162743号）、页岩气发展规划（20162020年）（国能油气2016255号）、煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划（国能煤炭2016334号）陆续出台。为加强油气行业规划管理，健全科学合理的规划编制机制，充分发挥规划的引导和约束作用，完善规划动态调整机制，建立规划实施、监督检查、评估考核机制，保障全国五年期石油天然气专项规划有效落实，2017年7月国家能源局出台了石油天然气规划管理办法（国能发油气201724号）。二是上游领域，发挥市场在资源配置中的决定性作用，有序推进油气资源勘查开采体制机制改革。国家发展改革委、国土资源部、

20、国家能源局和地方政府、石油企业共同努力，积极推进长宁-威远、昭通、涪陵、川南等页岩气示范区（试验区）建设，深入探索页岩气勘查开采新机制和合作开发模式，加强科技攻关，推进页岩气规模、商业化开发。探索开展页岩气勘查区块竞争出让新模式，国土资源部委托贵州省政府组织拍卖出让安页1井所在的正安区块， 加快推进正安区块页岩气勘查开采。除贵州外，在其他省区也筛选了一批页岩气勘查区块，拟进行竞争出让。国土资源部委托山西省政府在山西省行政区域内实施部分煤层气勘查开采审批登记（第65号部长令），发挥地方政府积极性，激发市场活力，助力山西省经济转型发展。部省建立协调联动机制，山西省积极落实相关要求，出台15有关配套

21、政策，强化规范管理、加强监管、优化服务，取得了积极进展。三是全面加强管输环节价格管理、 成本监审有效降低输配价格。2016年8月，国家发展改革委出台关于加强地方天然气管网输配价格监管降低企业用气成本的通知（发改价格20161859），要求各地减少供气环节，降低偏高的省内管道运输和配气价格，整顿规范收费行为，降低用户用气成本；同年10月，出台天然气管道运输价格管理办法（试行）天然气管道运输定价成本监审办法（试行）（发改价格规20162142号），建立起管道运输价格监管体系；2017年6月，出台关于加强配气价格监管的指导意见（发改价格20171171号），进一步指导地方加强配气价格监管，降低偏高的

22、配气价格。目前，正在组织开展跨省长输管道定价成本监审。四是加强信息公开，保障第三方公平接入。根据国家能源局综合司关于做好油气管网设施开放相关信息工作的通知（国能综监管2016540号）要求，2016年底中国石油、中国石化和中国海油先后公布了其油气管网基本设施（包括LNG接收站）相关信息和第三方接入流程。按照天然气管道运输价格管理办法（试行）要求，2017年6月中国石油、中国石化、中国大唐、重庆三峡燃气、金鸿能源等企业均按规定进一步披露了其所属陆上长输天然气管线的运输成本信息。此外，管网领域改革和混改有序推进，中国石油推动天然气管道公司输送业务与销售业务分离，相继成立五家区域天然气销售公司，基本

23、实现中游环节管输与销售业务的分离。中国石化川气东送管道完成对外引资混改。第三方准入方面，中国石油开放大连、唐山LNG接收站和永唐秦管道，向北京燃气集团提供LNG进16口接卸、存储和气化代输服务，2016年累计代输4.5亿立方米；中国石油曹妃甸接收站接收1.5万吨中国燃气进口的尼日利亚LNG，液来液走；中国石化为昆仑燃气、中国燃气、华润燃气、山西国化能源等企业共代输天然气2.1亿立方米； 中国海油利用广东省内天然气管网，为江门华润公司、东莞新奥公司共代输天然气5400万立方米。五是推进天然气下游利用和价格市场化。2016年，国家发展改革委发布关于明确储气设施相关价格政策的通知(发改价格规2016

24、2176号)，放开储气服务价格和储气设施天然气购销价格；发布 关于推进化肥用气价格市场化改革的通知 (发改价格 20162350号)，全面放开化肥用气价格；发布关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知(发改价格20162387号)，在福建实施放开天然气门站价格试点，供需双方通过石油天然气交易中心直接协商交易的规模不断扩大，通过市场化价格机制进行冬季天然气调峰的交易行为开始破冰。2017年6月，国家发展改革委、国家能源局等13家部委联合出台 加快推进天然气利用的意见（发改能源20171217号），积极引导天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等重点领域的推广和利用，并加强环保约束、价格

25、改革、市场体系建设、产业政策、财政支持、科技创新等方面的配套。二、中国天然气发展当前需要解决的主要问题自2004年西气东输投运以来，中国天然气产业快速发展，目前已基本形成气源多元化、管道网络化的供应格局，天然气消费市场遍及31个省（自治区、直辖市）。但与中国推动能源生产和消费革命的战略要求相比，天然气发展仍存在着一些制约因素：战略定位17有待进一步凝聚共识，对天然气利用清洁性的质疑急需澄清；矿业权制度有待完善，勘查开采投入不足；基础设施建设滞后，保供压力较大；市场机制不健全，监管体系不完善；科技创新能力不足，装备自主化水平有待提高。（一）发展战略和定位亟须进一步凝聚共识，对天然气利用清洁性的质

26、疑有待进一步澄清发展战略和定位亟须进一步凝聚共识。天然气在中国能源中的战略定位决定了整个天然气行业的发展方向，事关各地大气污染防治和清洁取暖等行动能否有效落实。目前，将天然气发展成为中国主体能源之一的战略定位已基本达成共识，但仍存在部分不同声音， 主要表现在两个方面。 一是认为中国天然气资源禀赋较差，不具备作为主体能源的资源基础，“富煤贫油少气”的观念仍然根深蒂固，没有跟上“页岩革命引发基础理论和工程技术创新，大幅增加世界天然气可采资源”的革命性变革。二是认为世界能源正在由“油气时代”向可再生能源转变，天然气与可再生能源相比，虽然清洁但仍是含碳的化石能源，只是过渡能源或补充能源，发展潜力有限，

27、没有认识到未来天然气具备成长为世界第一大能源的基础和潜力，且天然气具有调节灵活、响应迅速的优点，可与可再生能源发展形成良性互补。对天然气利用清洁性的质疑有待进一步澄清。在认识到天然气是绿色低碳高效能源的同时，社会公众对天然气的清洁性仍存在部分质疑，主要体现在两个方面。一是认为天然气仍是含碳能源，虽然燃烧几乎不产生二氧化硫（SO2）和颗粒物，但仍然会排放二氧化碳（CO2）等；二是认为天然气燃烧排放的氮氧化物和水汽量与煤炭相比更多，反而会加速雾霾的形成。这些片面甚至错误的声音干扰18了对天然气发展的战略定位，也对大气污染防治和北方地区冬季清洁取暖工作产生了一定的困扰。为消除公众疑虑，便于各地抓紧开

28、展各项工作，全面澄清天然气利用的清洁性非常必要和紧迫。（二）资源品质下降、技术创新不足及勘查开采体制不完善制约了天然气勘探开发资源品质整体变差。全国油气资源动态评价（2015）结果表明，全国待探明天然气地质资源量80万亿立方米， 88%的资源分布在四川、鄂尔多斯、塔里木、松辽、柴达木、东海、琼东南、莺歌海、珠江口9大盆地，超过35%的资源分布在低渗储层，25%为致密气，20%以上位于海域深水。勘探对象日趋复杂，勘探开发成本较高。理论技术创新力度不够。虽然近年来中国天然气勘探开发理论及技术装备创新取得很大进展，但复杂地质条件下的天然气成藏理论还有待进一步完善，陆上深层、火山岩等气藏勘探开发核心技

29、术尚需加大攻关力度， 海洋深水气藏开发理论与技术装备仍比较落后，规模效益开发页岩气、煤层气的关键技术体系尚未形成。勘查开采体制机制有待完善。尽管中国已初步构建了一套较为完整的油气勘查开采体制，但油气矿业权高度集中在少数大型国有油气企业，油气矿业权流转和退出机制不健全，社会资本进入难，还未形成多元化的、充分有序竞争的现代油气勘查开采体制机制，一定程度上制约了油气资源的充分开发利用， 不利于激活资源潜力。勘查开采投入不足。近年来，受资源禀赋较差、国际油价低位徘徊、理论技术创新力度不够和勘查开采体制不完善等因素影响，全国油气勘查投资大幅减少， 从2013年最高值786亿元降到2016年的528亿元，

30、降幅达33%，有38%的勘查区块投入未达到法定标准；油气开发投入下降更明显，从2013年的峰值2876亿元降到2016年的133319亿元，降幅高达54%。（三）基础设施能力不足，保供压力较大基础设施能力不足。一是与欧美发达国家相比，中国天然气管道和地下储气库建设仍存在较大差距。截至2016年底，中国每万平方千米陆地面积对应的管道里程约70千米，仅相当于美国的12%。地下储气库形成工作气量64亿立方米，仅占消费量的3.1%，远低于世界10%的平均水平。二是天然气利用“最后一公里”建设存在短板。全国尚有超过20%的地级行政单位、约30%的县级行政单位没有接通管道气。三是随着中国城镇化发展加速、环

31、保意识提高，人口密集区、规划区、自然保护区越来越多，管道建设与城乡规划的矛盾时有发生，基础设施选线选址难度越来越大。地方政府出于地方利益和管道保护压力对国家重大战略性基础设施建设项目支持力度不足，或将项目推进与地方利益过度捆绑，影响了部分重点项目的按期投运。保供压力较大。一是天然气季节性峰谷差逐年增大。随着大气污染防治、清洁取暖工作的深入推进，华北等地“煤改气”需求进一步增加，冬季用气峰值持续走高，保供压力较大。二是天然气冬季进口通道存在一定风险。2016年冬季西北通道沿线中亚国家超额下载气量造成国内供气量不足， 海上LNG进口通道冬季易受气象影响，LNG船舶无法按时靠岸。 三是不同企业间基础

32、设施互联互通程度不够，制约了天然气资源优化配置和灵活调运。四是储气调峰责任落实程度不够，辅助服务机制尚未建立。地下储气库工作气量和各城市应急储气能力均严重不足，供气企业与城镇燃气经营企业在日调峰责任上存在推诿扯皮现象。（四）市场机制不健全，监管体系不完善20市场机制不健全。一是竞争性环节尚未实现市场化定价。目前天然气销售门站价格为政府基准定价，包括出厂价（进口采购气价）和管输费，这种将两者绑定到一起的定价模式不利于管网设施的第三方公平准入；季节性气价和调峰价格还未全面推广，不能及时反映天然气价格与供需关系变化；居民、非居民用气“交叉补贴”问题突出，严重降低了天然气在工业领域的竞争力，抑制了天然

33、气在发电、交通、工业燃料等领域的大规模利用。作为国内外既有的成熟机制，全国范围内的大用户直供直销体系建立才刚刚起步，全面推广的呼声日益强烈。二是交易平台建设仍处于较低水平。虽然目前已有上海石油天然气交易中心，重庆石油天然气交易中心也正在加快筹建，但现有交易中心的交易规则、会员覆盖和交易量等与国际一流水平相比仍存在较大差距，短期难以取代政府基准定价成为新的价格基准。三是LNG、CNG储配站已成为北方地区冬季清洁取暖和气化农村的重要方式之一，取得了很好的实践。但各地政府对以上发展方式与燃气企业特许经营权之间的关系理解不统一，未来如何规范发展亟须给予明确。监管体系不完善。一是监管工作机制尚未理顺、职

34、责不清。中国能源行业监督管理职责相对分散，相关部门之间、中央政府部门与地方政府部门之间存在政策目标差异和步调不同步等问题，工作协调难度较大。二是监管工作界面不明，监管效率偏低、效力偏弱。法律法规缺失，问题处理依据不足，监管工作缺乏应有的强力支撑，一定程度上影响了监管的效力。三是监管主体、监管手段单一，难以满足“放管服”改革的需要，政府监管部门主要依靠行政性的强制手段， 政府以外其他社会群体的同业监审作用没有得到有效释放。具体到监管事项上，部分省份省内天然气管道、城镇燃气配气管网21等中间环节过多，拦截收费、强制服务、层层加价，终端用户没有得到改革红利；城镇燃气企业接口费、开户费等服务性收费较高

35、，甚至成为部分燃气企业的主要利润来源；天然气基础设施第三方公平准入落实程度不高。22三、加快推进中国天然气发展的对策建议立足当前、面向未来，要充分认识国内外能源领域的新形势新变化，借鉴发达国家的成熟经验和做法，针对天然气领域存在的深层次矛盾和问题，按照党中央、国务院深化石油天然气体制改革的文件要求，加快推进天然气资源勘查开采与管网体制改革，健全市场机制，完善监管体系，完善政策配套，逐步将天然气发展成为中国的主体能源之一。（一）凝聚共识，进一步明确天然气在中国能源革命中的战略定位天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源。美国、英国、日本和韩国等发达国家在解决大气污染问题过程中都将大规模利用天然气作为

36、主要抓手。天然气节能减排效果显著，是有效治理大气污染、积极应对气候变化等生态环境问题的现实选择。 天然气燃烧效率高，联合循环发电效率可超过60%，工业锅炉超过90%；释放等热值能量所排放的二氧化碳，天然气比石油少30%，比煤炭少50%，几乎不产生二氧化硫和烟尘等颗粒物。通过低氮燃烧等技术，天然气联合循环发电的氮氧化物排放量可稳定控制在50毫克/立方米以下， 工业锅炉可控制在150毫克/立方米以下。燃烧天然气产生的水蒸汽量不会影响气候和空气中的含湿量。以北京为例，2016年天然气消费量160亿立方米，按燃烧1亿立方米天然气产生水蒸汽16万吨测算，每年北京天然气消费产生的水蒸汽仅相当于北京年水汽总

37、蒸发量220亿290亿吨的千分之一左右。逐步把天然气培育成为主体能源之一。一是从近百年世界能源转型历程看，天然气在世界能源转型中发挥了重要作用，未来仍将23扮演重要角色。“煤降气升”是各主要经济体能源结构调整的显著特征，在一次能源消费结构中，世界煤炭占比由1965年37.6%降至2016年的28.1%，天然气占比由1965年15.7%升至2016年的24.1%，预计在2035年前天然气将超越煤炭，成为世界第一大主体能源。二是从中国能源革命的目标和实现路径看，加大天然气利用规模，与可再生能源形成良性互补，提高清洁能源比重，是中国稳步推进主体能源更替、加快建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的必由之

38、路。天然气将在这一进程中承担重要的历史使命，必须进一步明确其主体能源之一的战略定位，按照既定的发展规划、目标与实现路径，逐步把天然气培育成为中国的主体能源之一。（二）深化改革进一步完善中国天然气勘查开采体制深入推进油气上游体制改革，建立现代油气资源勘查开采市场体系。坚持油气矿业权国家一级管理。总结页岩气、新疆等油气探矿权招标改革和山西煤层气矿业权改革等试点经验，持续深入推进油气勘查开采市场化改革，有序放开准入限制，强化安全和环保要求，进一步规范准入要求；建立完善油气探矿权竞争出让制度，鼓励有条件的企业参与油气勘查开采，不断引入竞争机制，引导企业加大资金、技术投入，不断降低开发成本；完善并严格执

39、行区块退出机制，规范油气矿业权流转机制，建立完善油气地质资料公开和共享机制，逐步建立完善现代油气资源勘查开采市场体系，提高国内资源生产水平，增强国家油气资源供应安全保障程度。完善油气资源开发利用政策，加大油气勘查开采财税政策支持力度。实行差别化税费政策，加强对油气资源勘探开发的财税支持。对低品位、非常规、难动用等资源开发给予适当的财税政策和金融扶持政策，加大对深层、深水油气资源等财政补贴力度，延续并不24断完善页岩气和煤层气开发补贴政策。对高含水老油气田开发，予以财税补贴，促进其可持续发展。加强油气地质调查夯实资源基础，规划引导推进多种能源资源综合高效勘查开采。健全完善国家油气资源地质调查制度

40、，加强清洁、优质能源资源地质调查，进一步夯实资源基础。着重加强风险大、地质条件复杂的新区、新领域、新层系油气调查，积极开展深层、深水油气资源潜力调查评价，促进油气新发现。加强页岩气、煤层气及水合物气资源调查评价。加强鄂尔多斯盆地能源矿产资源规划修编，研究制定四川、塔里木、海域等大盆地或油气区能源及矿产资源勘查开采规划，大力推进油气与非油气矿产资源、常规油气与非常规油气等资源的综合、高效勘查开采。（三）尽快建立健全天然气储气调峰体系落实储气调峰责任。严格执行天然气储备制度。明确政府、供气企业、管道企业、燃气公司和大用户的储备调峰义务与责任，建立天然气调峰政策和分级储备调峰机制。全面推行天然气购销

41、合同管理，强化对储气调峰责任和价格的合同约束。建立完善超出合同规定的调峰和保供需求的成本分担和违约惩罚机制。加强规划统筹，建立完善的储气调峰体系。加大地下储气库扩容改造和新建力度，推进沿海LNG接收站增建储罐和新建接收站、调峰站，加快建立和完善城市应急储气调峰设施，全面推进基础设施互联互通，建立以地下储气库和沿海LNG接收站（调峰站、储配站）调峰为主，气田调峰、城市中小型CNG和LNG储备站为辅的综合调峰系统。构建和完善储气调峰辅助服务市场机制。坚持自建、合建储气设施与购买储气服务相结合。天然气销售企业、城镇燃气企业储气25调峰义务的履行，可以通过自建或合建储气服务设施、购买管道企业储气服务、

42、向独立第三方储气设施经营企业购买储气服务等方式实现。坚持储气、调峰服务和调峰气量市场化定价。加强监管和督导检查。重点监管储气调峰义务的履约情况、天然气购销合同签订及对储气调峰责任和成本分担的约定情况。各地在授予或变更特许经营权时，应将天然气保供承诺和履约能力作为重要的考核条件。 对存在不按规定配套储气调峰能力、 连年气荒 （供气紧张）且拒不签订购销合同等行为的城镇燃气企业，加强整改直至取消经营资格，收回特许经营权，淘汰一批规模小、实力差、信誉低、保供能力不足的燃气企业。对用气高峰期供气企业串联涨价、强买强卖等不正当竞争和垄断行为加大查处力度。（四）加快推进天然气管网体制改革实现天然气管网独立，

43、落实天然气管网公平准入标准和规则。一是尽快实现天然气管道运输和销售业务分离。各类管道运输企业必须独立运营、独立核算，管输企业只允许从管输服务中获取合理收益，禁止参与天然气销售等关联交易，从源头上鼓励第三方公平开放，提高管网利用效率。二是减少供气中间环节。天然气主干管网可以实现供气的区域和用户，不得以统购统销等名义，增设供气环节，提高供气成本。在项目核准时，对省（区、市）内天然气管道项目建设要认真论证，对增设不必要中间环节的管道项目要严格把关，坚决杜绝新建管道“拦截收费”现象。三是加强输配价格监管。按照“管住中间、放开两头”的总体思路，建立“准许成本+合理收益”的定价方式，加强天然气管输和城镇燃

44、气配送环节定价管理、成本监审和价格监管，从严核定独立的输气、配气价格。对没有实质性管网投入或不需要提供输配服务的加价，应立即取消。26资产评估增值部分不计入有效资产。推进城镇燃气企业配气、销售、工程服务等业务之间的财务分离乃至法律分离， 独立核算配气价格，控制销售价差，降低过高的工程安装等服务性收费。四是落实第三方公平准入。完善天然气基础设施公平开放实施和监管办法，简化、标准化管输容量申请和使用规则，缩短申请回复时限，加强模板化的实时信息公开，减少基础设施运营企业自由裁量权；探索管道容量使用容量费和使用费“两部制”定价，完善容量二次交易和可中断服务机制；加强监管，对拒不执行第三方公平开放、第三

45、方准入歧视等行为加大查处和通报力度。（五）培育和建设现代天然气市场体系加强行业规划，提升科学监管水平。加强规划统筹，遵循经济规划和产业发展规律，坚持科学合理规划，充分发挥规划的引导和约束作用。健全科学合理的规划编制机制，提升规划的覆盖面、权威性和科学性。完善规划动态调整机制，严格按照规划组织实施项目建设，依法加强环境影响评价工作，建立规划实施、监督检查、评估考核机制，保障规划有效落实。规范政府管理，健全监管机制。政府管理要更多转向制定战略、规划、政策和市场规则，创造公平公正市场环境，减少对市场和企业的直接干预。建立油气大数据平台、油气地质资料信息共享平台等，为政府决策提供支撑，为企业和社会提供

46、专业化服务。建立覆盖全社会的天然气监管体制，加强政府对市场准入、交易行为、垄断环节、税收缴纳、价格成本、安全、环保等各环节的监管。完善监管标准、监管规则和监管程序，形成规范有序、公开透明的监管体系。尽快完善天然气价格形成机制。因地制宜，探索推进天然气终27端销售价格放开试点。有序理顺居民用气价格，尽快消除居民用气与非居民用气价格的“交叉补贴”现象，同时针对受保障人群提供适当用气价格补贴，使低收入群体同样能享受到天然气的基本公共服务。加快培育上海、重庆等区域性乃至全国性的天然气现货市场，鼓励天然气即期和年内中远期现货挂牌与竞价交易，推动“气气”竞争和价格发现，使价格更真实、充分的反映基础设施通达

47、能力、供需变化、可替代能源价格变化、季节和峰谷价差等市场因素。丰富现货交易环节，鼓励民营资本探索建立液化天然气电商平台，对液化天然气贸易环节进行补充。 以LNG交易作为切入点， 择机推出 “国际平台、竞价交易、保税交割”的天然气期货市场，在推进管道气价格市场化改革的基础上，力争后续将液化天然气期货扩展至管道天然气，形成中国乃至亚太地区的天然气基准价市场。推进中美经济合作百日行动计划，强化天然气贸易。做好加快推进天然气利用的意见的落实。以清洁燃料替代和新兴市场开拓为主要抓手，加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域的大规模高效科学利用。强化环保政策的硬约束，加快推进北方地区冬

48、季清洁取暖和“煤改气”，将煤改清洁能源纳入环保考核， 切实落实党委、 政府环保 “党政同责” 。健全天然气市场体系，完善价格机制，减少供气中间环节，建立完善用户自主选择资源和供气路径的机制。 强化天然气设施用地保障。在防范风险基础上，创新和灵活运用贷款、基金、债券、租赁、证券等多种金融工具，加大对天然气利用及基础设施建设运营领域的融资支持。积极探索、试点先行，着力加强重点领域、关键环节改革创新试点，探索一批可持续、可推广的试点经验。（六）建立完善法律法规和标准体系28一是修订完善相关法规政策。根据2017年1月国务院印发的关于扩大对外开放 积极利用外资若干措施的通知（国发20175号），“石油

49、、天然气领域对外合作项目由审批制改为备案制”，按此加快修订对外合作开采陆上石油资源条例对外合作开采海洋石油资源条例。立足新形势、新问题，做好加快推进天然气利用的意见与天然气利用政策的统筹衔接工作。研究出台关于加快储气调峰设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的政策意见，严格落实储气调峰各方责任，坚持自建、合建储气设施与购买储气服务相结合，坚持储气、调峰服务和调峰气量市场化定价，坚持“谁调峰、谁受益”。二是健全天然气行业标准体系。加快天然气计量、天然气车船制造、LNG陆路内河储配、加气（注）站安全防护和安全距离等标准规范的制修订工作。研究修订城镇燃气设计规范，加强其与油气体制改革总体方案、天然气

50、基础设施建设运营管理办法等政策的衔接，厘清日间、小时调峰供气责任和成本分担机制，形成市场化、合同化的调峰机制。尽快统一天然气计量计价标准，采用国际通用的热值计价方式，尽早实现国产气与进口气、管道天然气和液化天然气在计量方式上的并轨。适应清洁取暖“煤改气”等“宜管则管、宜罐则罐”的新形势，尽快制定LNG、CNG储配站等供气形式的国家强制性标准和行业设计规范， 研究论证LNG液态分销涉及的运、储、供、用等设备的通用接口标准等。29结 束 语展望2017年，澳大利亚、美国和卡塔尔等天然气液化产能持续释放，中国、印度等新兴市场国家需求维持较快增长，世界天然气市场将保持“产销两旺、总体宽松”的态势。世界

51、LNG贸易量有望继续较快增长，贸易灵活度进一步增强，现货和中短期贸易占比持续走高。天然气价格保持低位运行。2017年中国天然气市场供需总体平衡，迎峰度冬可能出现局部地区、局部时段供应紧张态势。受气价维持低位、改革红利释放、政策集中配套、经济指标趋好、大气污染防治、北方地区冬季清洁取暖等利好因素推动，预计全年天然气表观消费量2303亿2343亿立方米， 在一次能源消费结构中的占比将达7%， 同比增长245亿285亿立方米，增速11.9%13.8%。天然气供应能力同步增长，国内天然气产量预计1490亿1500亿立方米，增幅8.8%9.5%；进口天然气保持较快增长势头，全年进口天然气857亿877亿

52、立方米，其中LNG进口量449亿459亿立方米，增幅有望达32.8%35.8%。加快推进中国天然气平稳较快发展，需要坚持从问题导向和目标导向出发，深入贯彻落实油气体制改革文件精神。在继续推进前述工作以外，还要抓好两方面的系统性工作：一是全面深化天然气体制改革。加快研究制定深化石油天然气体制改革的配套文件及相关政策，完善天然气勘查开采体制，推进天然气管网体制改革，完善天然气价格形成机制，有序推进期货与现货相结合的现代市场体系建设，选择适当省（区、市）推进天然气体制综合改革和专项改革试点。二是做好政策配套。加快落实加快推进天然气利用的意30见，抓好城镇燃气、天然气发电、交通用气、工业燃料升级四大利用工程。各部委要按照各自职责完善政策配套；各级政府要切实承担起加快天然气发展责任；各企业作为加快天然气发展的市场主体，要扎实推进重大项目建设，保证各项指标和任务按期完成。落实中央财经第14次领导小组会议要求，积极、有序推进北方地区清洁取暖“煤改气”工作。中国天然气发展报告2016年首发，搭建了一个持续推进中国能源大转型与探索天然气产业健康、快速发展的交流沟通平台。期待2017年中国天然气发展报告的发布，能进一步激发社会各界进一步深入探索天然气行业发展途径，凝聚共识。在此，我们诚挚地感谢各相关部门、研究机构、行业学会、企业、国际机构以及众多专家的大力支持和帮助。