“2018年能源大转型高层论坛”于2018年8月25日在北京举行。会议经国务院发展研究中心批准，由国务院发展研究中心资源与环境政策研究所主办，国家能源局石油天然气司、自然资源部中国地质调查局、国家能源局新能源和可再生能源司、全国政协人口资源环境委员会、国土资源部油气资源战略研究中心、住房和城乡建设部科技与产业化发展中心、江苏省如东县人民政府、中国华电集团公司上海分公司、陕西延长石油（集团）有限公司、国际能源署（IEA）和国际能源论坛（IEF）支持。以下是报告全文:

中国天然气发展报告（2018）全文

前言

    世界天然气发展面临的环境形势正发生深刻变化，推进天然气发爬的积极因素超过以往任何时期。国际石油价格逐步回归合理区间，美国“页岩革命”走向深入，以绿色发展为特征的新一轮能源转型正在各主要经济体加速推进。中国天然气消费快速增长成为世界天然气较快发展的主要驱动因素。各级政府高度重视，各类市场主体共同发力，产量快速增长，多元供应增强，设施建设加快，销售市场旺盛。在快速发展的同时，中国天然气发展不平衡、不充分的深层次问题和矛盾不断暴露，亟待通过加快发展和深化改革来解决。

    天然气是有效治理大气雾霾、推进中国能源生产和消费革命向纵深发展的重要抓手。在决胜全面建成小康社会的关键时期，必须以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，落实党中央、国务院关于深化石油天然气体制改革的决策部署和加快天然气产供储销体系建设的任务要求，着力解决天然气发展不平衡不充分不协调的向题，确保供需基本平衡民生用气有力保障，市场规律得到充分尊重，天然气产业健康有序可持续发展。

一、2017年国内外天然气发展状况

    世界天然气消费水平和供应能力同步提高，产量增长总体快于消费，延续了近年来天然气供需整体宽松格局。受中韩等国天然气需求大幅上升拉动，世界管道气和液化天然气（LNG）贸易量较快增长，美国LNG出口量大幅增加。受宏观经济稳中向好、能源生产和消费革命持续推进、大气污染防治力度加大等因素的驱动，中国天然气市场呈现供销两旺态势。2017年中国对世界天然气消费增量的贡献达30％以上，成为推动世界天然气发展的主要驱动力。

（一）天然气消费加速增长

    亚太市场需求旺盛，世界天然气消费増速稳步提高。2017年世界天然气消费量达3.67万亿立方米，同比增长3.0％，较过去十年的平均増长水平高0.7个百分点。其中，2017年亚太地区天然气消费同比增长6.2％，是2016年增速的两倍以上，占世界天然气消费总量的21.0％，提高0.6个百分点，欧洲天然气消费同比增长5.5％，逆转过去十年负増长（-0.9％）的态势，占世界天然气消费总量的14.5％，提高0．3个百分点；北美地区天然气消费同比下降0．7％，占比25．7％，下降0.9个百分点；独联体地区天然气消费同比增加0.6％，占比15．7％，下降0.4个百分点；中东地区天然气消费同比增加5.7％，占比14.6％，增加0.4个百分点。2017年，天然气消费量超过1000亿立方米的国家有美国（7395亿立方米）、俄罗斯（4248亿立方米）、中国（2386亿立方米，不含向港、澳供气）、伊朗（2144亿立方米）、沙特阿拉伯（1114亿立方米）、日本（1171亿立方米）和加拿大（1157亿立方米）。2017年世界天然气消费增量的60％以上来自于中国、加拿大沙特阿拉伯、伊朗和德国等国。

    多重利好因素驱动，中国天然气消费快速增长。2017年中国天然气消费快速增长，呈现“淡季不淡、旺季更旺”态势，全年消费量2386亿立方米（不含向港、澳供气），同比增长14.8％，增速较2016年提高7.2个百分点。天然气在一次能源消费结构中占比7.3％，同比提高0.9个百分点。其中，城镇燃气和天然气发电消费増长明显，消费量分别由2016年的729亿立方米、366亿立方米増至2017年的937亿立方米和427亿立方米，占比分别增至39.3％和17．9％；工业燃料消费量为760亿立方米，占比31.8％；化工用气量延续低迷态势，约为262亿立方米，占比由2016年的12.2％降为11.0％。2017年用气人口3.5亿人，比首次突破3亿人的2016年多0.4亿人。分地区看，2017年全国天然气消费量及增量主要集中在环渤海、长三角和西南地区，三个地区天然气消费量1189亿立方米，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、山东六省市，河北、河南、浙江、重庆四省市用气量也接近百亿立方米。

（ニ）天然气供应保障能力增强

    世界天然气资源丰富，支撑天然气供应量快速增长。在需求较快增长的拉动下，世界天然气产量增速明显加快。2017年世界天然气产量3.68万亿立方米，同比増长4％，与2016年相比产量増加约1300亿立方米、增速提高3.1个百分点。其中，亚太地区天然气产量增长约5％，达6075亿立方米，占世界天然气总产量的比例为16.5％，同比提高0.2个百分点，中东地区产量増长约4.9％，达6599亿立方米，占比17.9％，与去年基本持平；独联体地区产量增长约6.2％，达8155亿立方米，占比22.2％，增加0.5个百分点；北美地区产量增长1％，达9515亿立方米，占比25.9％，下降0.7个百分点。世界天然气产量居前五位的国家分别是美国（7345亿立方米）、俄罗斯（6356亿立方米）、伊朗（2239亿立方米）、加拿大（1763亿立方米）和卡塔尔（1757亿立方米）。

    世界天然气资源丰富，资源基础雄厚。当前世界天然气资源开发利用程度总体依然较低，具有持续增储上产的坚实基础。截至2017年底，世界常规、非常规天然气资源开发利用率分别约为20％和5％，剩余可采储量193．5万亿立方米，储采比52．6年。近年来，美国二叠盆地、南美洲东部陆架、东非陆架、东地中海、澳洲西北陆架等领域不断取得重大发现。

中国天然气生产与供应能力持续增强2。2017年，国内天然气产量增长超100亿立方米，达1480.3亿立方米，同比增长8.2％。其中：常规天然气产量1338.7亿立方米，同比增长8.1％；页岩气产量92亿立方米，同比増长14.3％；煤层气地面抽采量49.6亿立方米、利用量44亿立方米，同比分别增长9.2％和13.8％。此外，煤制气产量26.3亿立方米，同比増长34.3％。四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和海域四大气区的天然气产量总和为1233亿立方米，约占全国天然气总产量的83．6％。其中，鄂尔多斯盆地产量450亿立方米（含煤层气产量11亿立方米），约占全国天然气总产量的30.5％，连续九年为全国第一大产气区；四川盆地天然气产量395亿立方米（含页岩气90亿立方米），约占全国天然气总产量的26.8％；塔里木盆地天然气产量370亿立方米，约占全国天然气总产量的25.1％。

    中国天然气资源丰富，但勘探开发程度依然较低，常规天然气发展仍有较大潜力。同时，随着技术进步和石油天然气体制改革的不断深人，开发低渗透、深层、深水、火山岩等领域大量的品位低、难动用资源的经济性将逐步显现，非常规天然气资源潜力不断释放。在可预见的将来，国内的天然气生产供应能力将持续提高。

    2017年，中国天然气进口快速増长，进口量946亿立方米，同比增长26.9％。其中，进口管道气420亿立方米；进ロLNG526亿立方米，同比增长46.3％。

中国天然气储运设施不断完善，供应能力进一步提升。2017年，陕京四线、中靖联络线等陆续投人运营；广东粵东、江苏启东LNG接收站投产，储气库扩容稳步推进，中俄东线二期、新疆煤制气外输管道潜江一韶关段以及天津南港、深圳迭福、浙江舟山LNG等重大工程加快建设。截至2017年底，全国已建成投产天然气长输管道7.4万千米，干线管网总输气能力达3100亿立方米／年；累计建成投产地下储气库25座，有效工作气量77亿立方米；已投产液化天然气接收站18座，总接收能力5960万吨／年。同时，集中推进一批互联互通重大节点性工程，打通管输瓶颈，特别是广东管网升压反输西二线、天津地区各气源互保互供等互联互通工程的提前谋划设施，为应对2017－2018年采暖季北方地区天然气供应紧张问题发挥了关键作用。

（三）天然气贸易更加活跃

    世界天然气贸易稳步增长，贸易格局持续调整。2017年，世界天然气贸易量1.13万亿立方米，同比增长5.9％，增速提高1个百分点，约占世界天然气消费量的30.9％，同比提高0.9个百分点。其中，管道气贸易量7407亿立方米，同比增长3.7％，与2016年增速相比略放缓0．3个百分点；LNG贸易量3934亿立方米，同比增长10．3％，较2016年增速提高3.6个百分点。

    国际LNG贸易空前活跃，参与LNG国际贸易的国家明显增多。国际LNG贸易总量同比增加367亿立方米，出口增量主要来自亚太和北美地区，进口増量主要来自亚洲和欧洲。LNG贸易量在世界天然气贸易量中的占比提高1.4个百分点，达34.7％，创历史新高。2017年，澳大利亚LNG出口量759亿立方米，同比上升28.2％，出口目标国增至9个；美国LNG出口量大幅提升，达174亿立方米，是2016年出口量的4.1倍，目标市场在各大洲分布广泛，其中40.9％出口至亚太地区，15％出口到欧洲。此外，安哥拉、马来西亚、尼日利亚、文菜等国和巴布亚新几内亚地区新增LNG出口量110亿,立方米。从进口看，亚洲和欧洲依然是LNG的主要进口地区，占世界LNC进口贸易量的89％。其中，欧洲ING进口量652亿立方米，同比增长15.7％；亚洲ING进口量2835亿立方米，同比增长12.9％，増速提高6.1个百分点。

    国际LNG贸易灵活性持续增强。近两年低油价给亚洲LNG进口商从“溢价”到“议价”的转变提供了机遇。随着澳大利亚、美国LNG项目上产，进口来源多元化，亚洲买家已在合同中引入现货价、交易中心价等混合定价方式，议价能力增强。亚洲LNG价格进一步与油价脱钩，天然气独立定价能力有所提升。国际LNG贸易合同限制性条款减少，合同灵活性增强。近年来，新签LNG合同呈现目的地条款逐步被淘汰、中短期合同占比增加、合同量缩小、现货贸易快速发展等新特点。2017年，国际LNG现货贸易量约950亿立方米，占世界LNG贸易量的24.1％，比2016年增加6.1个百分点；新签LNG合同中，期限小于5年的合同数量翻番中长期合同平均年限为6.7年，与2016年的平均年限11年相比显著缩短；单个合同平均气量持续下降，低于2016年的90万吨／年水平。

    国际天然气价格有所回升。2017年，欧洲、东北亚进口LNG均价随油价走势呈现不同程度上涨，美国气价也出现上涨。2017年上半年，国际工NG供应相对宽松，东北亚夏季现货价格在5.5美元／MMBTU3左右；下半年，特别是进入冬季受中国“煤改气”、韩国弃核弃煤等能源政策影响，LNG需求超出预期，同时巴基斯坦等新兴市场天然气需求增长较快，国际天然气市场出现时段性供需紧平衡，加上国际油价上涨，导致天然气价格整体上涨。其中，东北亚冬季LNG现货价格一度突破11美元／MMBtu。2017年，美国亨利中心（Heny Hub）均价2.96美元／MMBtu，同比上涨约20.3％；欧洲国家平衡点（NBP）均价5.8美元／MMBtu，同比上涨24.7％；亚洲LNG进口均价7.7美元／MMBtu，同比上涨15.6％。随着国际LNG贸易的快速发展，欧洲、亚太、北美三大市场的天然气价差进一步缩小，亚洲LNG现货与欧洲NBP价格走势趋同。

    国内外权威机构预测，未来2～3年，随着澳大利亚、美国、俄罗斯、东非等新建LNG项目陆续上产，到2020年新增LNG产能将达9270万吨并有望突破一亿吨。中长期看，世界天然气市场将延续总体供大于求的态势，供需基本面不支持国际天然气价格持续上涨。

    中国天然气进口大幅攀升，进口来源进一步多元化。2017年，中国天然气进口量946亿立方米。其中，管道气进口同比增长8.8％，约85％进口量来自土库曼斯坦，乌兹别克斯坦、缅甸管道气进口量均有所下降。2017年10月，中国石油与哈萨克斯坦石油天然气公司签订了一年期50亿立方米的管道气供应合同。2017年中国LNG进口量快速攀升，进口来源目标国进一步多元化。全年进口ING526亿立方米，进口资源目标国达22个，比2016年增加4个。澳大利亚依然为中国LNG进口最大来源国，全年进口237亿立方米，同比增长44.3％；其次是卡塔尔，向中国供应103亿立方米，同比增长50.4％；再次是马来西亚、印度尼西亚等国。2017年美国向中国出口LNG21亿立方米，比2016年增长7.5倍，约占同年美国LNG出口量的11.7％，中国已成为美国第三大LNG进口国。与管道气进口相比，LNG进口具有贸易方式灵活多样、供应较安全等优点，叠加非冬季保供期价格相对较低的利好，成为2017年中国保障天然气需求增长的主要来源。

2017年中国天然气进口贸易依然以中国石油、中国石化、中海油三大石油公司为主导，其他企业的天然气进口贸易规模不断扩大。北京燃气、广东九丰、新疆广江等公司的天然气进口量总和达20亿立方米左右，在2017年冬季保供方面发挥了积极作用。

（四）中国天然气改革持续发力

    2017年5月，中共中央、国务院发布《关于深化石油天然气体制改革的若于意见》。政府有关部门、企业等认真学习领会，扎实推进各项改革任务，相继出台了一系列改革举措。

    2017年，国家发展改革委相继出台《关于加强配气价格监管的指导意见〉（发改价格[2017]1171号）、《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》（发改价格规[2017]1554号）、《关于降低非居民用天然气基准门站价格的通知》（发改价格规[2017]1582号）、《关于全面深化价格机制改革的意见》（发改价格[2017]1941号）等文件，进一步加强天然气配送环节价格监管，强化成本监审，明确“准许成本＋合理收益”的配气定价原则，规定准许收益率不得超过7％；降低非居民用气基准门站价格，深化非居民用气价格市场化改革，适时放开气源价格和销售价格，完善居民用气价格形成机制，推进居民用气价格逐步与非居民用气价格并轨。上海、重庆天然气交易中心工作有序推进。

    为有序推进北方地区冬季清洁取暖，国家发展改革委等多部委联合发布《北方地区冬季清洁取曖规划（2017－2021年）》（发改能源〔2017）2100号），明确要求清洁取暖要坚持“宜气则气、宜电则电”的原则，多种方式并举；进步强调，“煤改气”要在落实气源的情况下按规划有序推进，并配套了气源保障方案。国家发展改革委、国家能源局发布《关于全面开展天然气储气调峰设施建设运营情况自查和整改的通知》（发改办运行〔2017）1628号）等，摸底调査全国储气调峰情况，进一步加强储气调峰能力建设。

    为维护油气资源国家所有者权益，调整油气矿业权出让收益比例，促进油气勘查开采，国务院、财政部和自然资源部等部门分别出台《矿产资源权益金制度改革方案》（国发〔2017）29号）、《矿业权出让收益征收管理暂行办法》（财综〔2017）35号）等文件，明确规定，除特殊情形外，矿业权一律以招标、拍卖、挂牌等竞争方式出让，能源资源勘査的矿业权出让收益中央与地方分享比例由6：4调整为4：6。财政部、国家税务总局发布《资源税法（征求意见稿）》，对深水油气资源税减征30％，对低丰度、低品位油气资源税减征20％；专门出台政策对页岩气资源税减征30％。同时，持续推进油气勘查开采体制改革，加强油气探矿权竞争性出让。截至2017年，采取竞争方式累计出让常规油气探矿权20个、煤层气探矿权10个、页岩气探矿权22个，新引入上游市场主体32个。其中，2017年挂牌公开出让新疆5个油气勘查区块探矿权。全面实施油气探矿权信息公示制度和监督检査，加大区块核减退出力度，2013－2017年依法注销及核减油气探矿权面积90．9万平方千米。加大油气基础地质调查工作力度，不断开辟勘查新区新领域。积极支持天然气基础设施建设用地，加快用地审查，保障建设项目依法依规及时用地。

二、中国天然气发展遇到的新问题

    不论是推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，还是贯彻落实北方地区冬季清洁取暖要求，天然气都肩负着新的历史使命。打赢蓝天保卫战和打好污染防治攻坚战，天然气也是重要的实现路径之一。2017年受天然气存量需求快速增长、“煤改气”迅猛发展、进口气供应不稳定等因素影响，中国局部地区个别时段出现用气紧张状况。经各部门、地方、企业间通力合作，供需紧张期虽“有惊无险”地度过，但天然气在快速发展阶段暴露出的问题亟待解决。

（一）产供储销体系建设不完善、体制改草不到位制约天然气协调稳定发展

    从2004年始，中国天然气已快速发展十余年，呈现规模大、增速快、季节波动性大等特征。同时，在绿色发展政策支持、大气污染防治形勢倒逼下，天然气发展模式已由供应驱动演变为需求拉动。但受产供储销体系待健全、体制改革待深入等因素影响，供应侧与需求侧不确定因素增多，发展不平衡问题日益突出，多元化供应体系和市场有序协同机制亟待完善。

    探开发投入减少造成天然气増储上产跟不上消费快速増长的步伐。中国常规天然气（含致密气）资源探明率15％，低于世界平均水平（22.5％）。探明储量中未动用占比超过4％，即使在当前的技术水平下，剩余的经济可采储3.9万亿立方米，其大部分资源的开发成本相对于中缅管道口气等仍具有明显的价格优势。但受上游主体少、竞争不充分、考核激励机制不足、支持政策不够等因素影响，叠加国际油价低位徘徊、国内资源勘探开发难度较大等客观原因，企业勘探开发投资能力不足、意愿不强，天然气新建产能不足，产量增长乏力。尽管2017年全国油气勘查、开采投资分别为597.5亿元和1629亿元，同比增长13．3％和22.2％，但还没有恢复到2015年的投资水平；2016年全国天然气产能建设规模较2014年下降50％，导致2017年市场需求增速到14.8％的情形下，国内天然气产量增速仅为8.2％。

    管网建设速度放缓、互联互通程度不够限制资源调配和市场保供。2014-2016年期间，天然气市场需求增速放缓，新建管网投资回报率下降，建设资金削减，年均新增里程仅0.5万千米。截至2017年底，中国天然气干线管道里程约7.4万千米，每万平方千米陆地面积对应的网里程约77千米，仅相当于美国的15％，而管网负载程度（单位里程的天然气消费量319立方米／千米）相当于美国的两倍。主干管道之间、主干管道与省级管网之间、沿海LNG接收站与主干管道之间互联互通程度较低，区域气源“孤岛”或LNG孤站多处存在，具备互联互通功能的枢纽站和双向输气功能的管道较少，管网压力不匹配，富余气源和LNG接收站能力不能有效利用。截至2017年底，三大石油公司管网之间仅实现三处互联互通4，对资源调配和市场保供造成较大制约。此外，管网运输和销售分离的改革细化方案仍未出台，尽管供气企业在企业层面开展了天然气运输和销售业务分离的相关举措，但离改革文件精神要求还有较大差距。部分省网公司还保留“统购统销”的经营方式，制约区域市场化竞争格局的形成。

    进口气过快增长，资源均衡性和保障性不足，多元化供应体系亟待完善。中国天然气对外依存度快速攀升，进口气量从2010年的175亿立方米迅速增至2017年的946亿立方米。进口来源地虽已超过20个国家和地区，但进口气量主要集中在土库曼斯坦、澳大利亚和卡塔尔，三国供应量占中国进口量的70％以上。天然气进口保障的不确定性增加，土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦中亚三国与中国地理上属于同纬度，冬季进口管道气易受寒潮影响发生欠量，造成短期供应紧张；LNG进口受气象、海况、航道等影响，不可控因素增多，亟待建立天然气进口资源保障机制。

    责任不落地约東不强，辅助服务市场机制不健。导致储气能力严重不足。2014年国家发展改革委即印发了8号令，提出了地方政府3天、供气企业10％的储气能力要求，但政策落地和执行力度存在欠缺。以地下储气库和LNG接收站储气为主，陆上节约、规模化CNG和LNG储气为辅，管网互联互通为支撑的储气系统建设仍然任重道远。同时，储气调峰能力建设监管落实不到位，上游储气指标完成进度滞后下游用户更是长期过度依赖上游调峰。同时，由于储气调峰市场机制不健全，储气设施市场价值缺少价格实现途径，建设运营投资成本缺少回收渠道；加之辅助服务市场未建立企业投资积极性不高。截至2017年底，地下储气库形成有效工作气量77亿立方米，占全国表观消费量的3．2％，远低于12％～15％的世界平均水平。18座LNG接收站储气能力40亿立方米，总储气能力严重不足，难以发挥调节季节需求波动、应对供应风险、平抑市场价格等作用。

（二）政策协同性不足、支持力度不够导致天然气行业发展阶段性失衡

    一是跨部门、跨行业间统筹协调不畅，全产业链协同发展体系尚未形成。受考核倒通影响，各地方目前环保政策叠加环保督査集中发力，“煤改气”工程突击整改、集中推进，2013年至2017年的工作任务大量集中在2017年实施，市场平衡状况难以预判。更应当注意到，除居民“煤改气”用气需求外，工业“煤改气”增加的用气需求更为可观。当前的天然气产业不论是供应量还是基础设施均难以支撑短期需求的爆发式増长。同时，目前环保政策上，一方面消费侧需要快速扩大天然气消费，另一方面供应側环保政策对天然气增产增供形成硬约東。初步估计，当前按环保和生态保护要求需退出的天然气生产加工处理产能即达到千万吨的规模。

    二是价格改革还未充分到位。省级门站价格与替代能源挂钩的定价机制尚未实现动态调整，峰谷气价机制还未充分形成，激励用户参与调峰的经济手段还不够，难以发挥价格平衡供需关系的作用。气价交又补贴和气价倒挂现象仍然存在，影响冬季民生用气保供。市场交易参与程度不高，天然气交易中心线上交易参与的交易主体较少，交易方式和手段较为单一，还有待进一步摸索形成符合中国国情的天然气市场化交易体系。

    三是管道等线性工程选线和工程建设协调难度越来越大。受用地用海、保护区等政策限制，部分基础设施项目难以落地。由于管道建设运营未实行分税制，地方收益较少，且承担了管道安全保护责任，地方积极性普遍不高。综合影响下，管道建设运营、油气管道路由协调难度越来越大，征地遇阻、审批不畅等问题突出，制约项目推进。

    四是天然气保供和应急处置机制不健全。由于缺少统一标准和监管，在价格双轨制的情况下，极个别责任方出于经济利益考虑，不能保证民生优先用气。互联互通协调机制和商务模式有待完善，尚未建立日常运行和应急状态下的互联互通协调长效机制。商务合作方式仍是“一事一议”，没有形成程序化、规范化、市场化的合作模式。

    五是天然气发展的财税支持政策有待进一步配套。相当规模的致密砂岩气储量勘探开发亟须政策支持。页岩气、煤层气开发经济效益依然较低。关键理论、技术和核心装备研发扶持力度有限，深层、火山岩气藏勘探开发核心技术缺乏深水油气开发关键技术与装备仍以进口为主；页岩气、煤层气开发工程技术与世界先进水平相比仍有较大差距，深部页岩气、陆相页岩气开发核心技术仍有待突破。天然气勘探开发利用的关键技术研发和先进装备国产化亟须加大政策支持力度。

三、加快天然气产供储销体系建设

支撑行业协调稳定发展

    天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源。加快天然气开发利用，促进其协调稳定发展，是中国稳步推进能源生产和消费革命，构建凊洁低碳、安全高效能源体系的重要路径。加快天然气开发利用，是实现人民对美好生活向往的有机组成部分，更是打赢蓝天保卫战和打好污染防治攻坚战的必然要求。2017年国内消费爆发式増长，天然气主体能源地位进一步确立。但2017-2018年采暖季局部地区供应紧张，也暴露出当前产供储销体系不健全、产业链体制机制改革步调不一致等突出问题。在决胜全面建成小康社会的关键时期，必须以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，落实党中央、国务院关于深化石油天然气体制改革的决策部署和加快天然气产供储销体系建设的任务要求，着力解决天然气发展不平衡不充分不协调的问题，确保天然气供需基本平衡，民生用气有力保障，市场规律得到充分尊重，天然气产业健康有序可持续发展。

（一）中国天然气行业迎来新时代背景下的快速发展期

    中国政府高度重视天然气稳定协调发展。国家发展改革委、国家能源局牵头，会同自然资源部、生态环境部、财政部、住房城乡建设部、交通运输部等有关部委，努力把天然气产供储销体系建设作为一项重点工作抓好；各部门、地方和企业以人民为中心，将保障天然气稳定供应作为重要的民生工程、政治工程，积极谋划、稳妥推进。各部门通过部际联席会议机制和周例会机制，推进财税政策、项目审批等相关扶持政策的出台，高效协调并采取有力举措，推进保供项目快速落地。

    全社会逐渐形成大力发展天然气的共识。一是经过多年发展，天然气低碳高效、安全可靠的特性已经成为广泛共识，其清洁能源的定位深入人心。“十九大”报告提出，中国社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾。天然气发展事关国计民生，清洁取暖更寄托了人民对绿水青山的向往，加快天然气开发利用已然成为中国推进能源发展转型的重要组成部分。各级政府的高度关注引发社会与媒体的深人聚焦，纷纷看好天然气产业的未来发展趋势。二是在体制改革、考核倒逼、政策支持等引导下，产业链各环节活力逐步释放，支撑中国天然气快速发展。

    国际上具有中国天然气快速发展的市场环境。相对宽松的国际LNG市场环境助力中国天然气快速发展。国际LNG市场迅猛发展，很大程度上突破了传统管道输气的局限，推动了天然气在世界范围内不同市场间的高效流通。截至2017年底，全世界已投产LNG项目34个，共102条生产线，总生产能力3.55亿吨／年。预计到2020年，规划在建LNG项目共计15个，主要分布在非洲、北美、欧洲和亚太地区，规划产能共计约9270万吨／年。随着澳大利亚、俄罗斯和美国LNG在建液化项目逐步投产，预计到2020年世界新增LNG供应将超过1亿吨／年。需求方面，中国（含台湾）、韩国、印度等传统亚洲LNG进口大国及欧洲，预计未来几年需求旺盛，巴基斯坦、菲律宾、孟加拉国等新兴市场需求增长较快。总体来看，到2020年国际LNG市场整体供应相对宽松，但仍将呈现个别地区季节性供应紧张的特点。

（二）构建中国天然气协调稳定发展的产供储销体系

    构建天然气协调稳定发展的产供储销体系，主要包括加快国内勘探开发、健全海外多元供应、建立多层次天然气储备体系、加快天然气基础设施建设和管网互联互通、精准预测市场需求和建立预警机制、建立完善的天然气供应分级应急预案、建立健全天然气需求側管理和调峰机制、建立天然气发展综合协调机制、理顺天然气价格、加快体制改革步伐等。天然气产供储销体系的建立不可能一蹴而就、一劳永逸，这是一项系统工程，机制作用的发挥也是渐进式的，需要各地方各部门及油气企业间的通力合作。

    一是加快形成勘探开发有序进入、充分竞争的市场机制。严格执行区块退出，全面实行区块竞争性出让。大力推进央地合资合作，留税于当地，互惠互利，共同发展。加快研究制定难动用、边际储量的竞争性出让机制，多措并举盘活量存量。加强国有油气企业保障能力考核，企业应服务于国家能源战略，适当降低勘探开发活动的经济指标约東，切实增加有效供应。例如，探索按6％左右的内部收益率标准来推进致密气、页岩气、煤层气等非常规天然气投资项目落地实施。同时，针对四川盆地、鄂尔多斯和新疆地区主要上产区，形成增储上产专项行动方案。统等平衡天然气开发与环境保护的关系，避免出现“消费侧要求扩大天然气消费，供应侧勘探开发活动处处受限”的困境。

    二是健全天然气多元化海外供应体系。海陆并进不断优化中国天然气进口结构和布局，加快推进天然气进口国别地区多元化、运输方式多样化、进口通道多元化和合同模式多样化，积极有序推进进口主体多元化。保障进口，坚持进口贸易和海外投资并重。进口贸易方面，长约和现货两手抓在增加天然气稳定供应的同时充分发挥现货资源的市场化调峰作用。海外投资方面，突出效益发展，支持企业投资海外天然气上游勘探开发，増强进口天然气资源的掌控能力。加强与重点天然气出口国多双边合作，明确国际合作重点项目加快推进。

    三是加强储气能力建设，建立多层次储备体系。建立以地下储气库和沿海LNG接收站储罐为主，重点地区内陆集约、规模化LNC储罐应急为辅，管网互联互通为支撑的多层次储气调峰系统。供气企业到2020年应拥有不低于其年合同销售量10％的储气能力。城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5％的储气能力，同时相应地修订《城镇燃气管理条例》《城镇燃气设计规范》等。地方政府到2020年至少形成不低于保障本行政区域3天日均消费量的储气能力。作为临时性过渡措施，储气能力不达标的，要通过签订可中断供气合同等方式落实调峰能力。各省级人民政府负责统筹推进地方政府和城镇燃气企业備气能力建设，储气设施要集约规模化运营，避免“遍地开花”。加强储气能力建设情况的跟踪调度，对推进不力、违法失信等行为实行约谈问责和联合惩戒。

    四是完善天然气基础设施建设和互联互通推进机制。加快规划内管道、LNG接收站等项目建设，专项推进管道互联互通。加强基础设施建设各级规划间，以及基础设施建设规划与国土空间、城乡建设、用地用海、林地占用等规划以及生态保护红线的衔接，特别是要保障项目用地用海需求。落实简政放权精神，简化优化前置性要件审批，积极推行并联审批、前置改后置等方式，缩短项目合规建设手续办理和审批周期。短中期以保障京津冀及周边和汾渭平原天然气安全供应为目标，尽快制定环渤海LNG储运体系实施方案。LNG接收站集约布局、规模发展，鼓励多元主体建设，鼓励站址和岸线资源共用共享；优先考虑现有LNG接收站周边和条件较好、前期工作相对成熟的港区进行扩建和新建。加强站线统筹规划，形成覆盖沿海主要消费区域，与国家主干管网互联互通且向内陆进一步辐射的外输管道。中长期加快完善全国性主干管网，形成对接全国天然气主要消费区和生产区关键节点和关键线路双向输送，进口和国产气充分连通，多气源、跨区域互济调峰、协同保障的管网体系。对天然气基础设施和互联互通重大工程开展专项督察督办。

    五是建立天然气发展综合协调机制。强化供用气双方契约精神，推动供用气企业全面签订合同，鼓励签订中长期合同。“煤改气”坚持“以气定改”，在落实气源前提下有规划地推进；突出京津冀及周边等重点区域，保重点的同时循序渐进。建立完善天然气领域信用体系，对相关合同违约及保供不利的地方和企业，根据情形纳人失信名单，对严重违法失信行为实施联合惩戒。将页岩气、煤层气财政补贴政策延续到“十四五”时期，对致密气新井开发利用量给予财政补贴支持。研究对地下储气库建设的垫底气采购支出给予中央财政补贴，对重点地区应急储气设施建设给予中央预算内投资补助支持。在第三方机构评估论证基础上，研究液化天然气接收站项目进口环节增值税返还政策按实际接卸量执行。积极发展沿海、内河小型LNG船舶运输，推动出台LNG罐箱多式联运等方面的相关法规政策、标准规范。

    六是建立健全天然气需求恻管理，细化预警、调峰和应急机制。统筹考虑经济发展、城镇化进程、能源结构调整、价格政策等多种因素，精准预测天然气需求，尤其要做好冬季取暖期分结构需求预测。建立天然气供需预警机制，及时对苗头性、倾向性、潜在性的供需问题做出预测预警，健全通报和反馈机制，确保供需椅接。坚持天然气合理、高效利用，新增天然气量优先用于城镇居民和大气污染严重地区的生活和冬季取暖散煤替代，重点支持京津冀及周边地区和汾渭平原，实现“増气减煤”。研究出台调峰用户管理办法，建立健全分级调峰用户制度，按照“确保安全、提前告知、充分沟通、稳妥推进”的原则适时启动实施。各地方人民政府要切实承担起民生用气的保供主体责任，县级以上人民政府上游供气企业和城镇燃气企业要严格按照“压非保民”原则做好分级保供预案和用户调峰方案。建立天然气保供成本合理分摊机制，相应应急支出由保供不力的相关责任方全额承担，参与保供的第三方企业可获得合理收溢。

    七是理顺天然气价格机制。落实好居民和非居民门站价格水平并轨政策，合理疏导居民用气销售价格。鼓励城镇燃气企业建立上下游气价联动机制，鼓励有条件的地区先行放开大型用户终端销售价格。鼓励和支持供气企业和天然气用户协商建立调峰价格机制。减少供气层级，加强配气环节监管，切实降低过高的省内管道运输价格和配气价格。鼓励用户自主选择资源方和供气路径、形式，大力发展区域及用户双气源多气源供应。落实地方主体责任，对低收入群体、北方地区农村“煤改气”居民家庭等给予补贴，确保低收入群体生活水平不因价格改革而降低。加强天然气价格监督检查，查处价格违法行为。中央财政要充分利用大气污染防治等资金渠道加大支持力度，保障改革措施平稳实施。有序推进天然气现货市场建设，建成由期货交易平台和若干个区域现货交易平台组成的，覆盖环渤海、华南、华中、川渝等天然气主力消费区，统一开放、竞争有序的天然气市场体系。复制原油期货的成功经验，依托环渤海LNG储运体系建设，先行先试探索推出天然气期货。八是加快天然气体制改革步伐。贯彻落实中共中央国务院《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，推动改革任务落地见效。深化油气勘查开采管理，切实加强国内资源勘探开发力度，尽快出台天然气管网体制改革方案，明确市场预期，鼓励企业投资管网建设。督促企业落实天然气管网等基础设施向第三方市场主体公平开放。加快放开储气地质枃造的使用权，配套完善油气、盐业等矿业权的租赁、转让废弃核销机制以及已开发油气田、盐矿的作价评估机制。鼓励油气、盐业企业利用枯竭油气藏、盐腔（含老腔及新建）与其他主体合作建设地下储气库。

结束语

    在应对气候変化、推进能源绿色低碳转型的国际大背景下，遵循“十九大”提出的新两步走战略，大力推进生态文明建设，打贏蓝天保卫战，建设美丽中国，天然气发展迎来了难得的历史机遇。

    2018年，中国天然气仍会是快速发展的一年，预计表观消费量在2710亿立方米左右（不含向港、澳供气），同比增长13.5％，增速较2017年有所下降。其中，工业燃料用气将明显增长，消费量约900亿立方米，同比增速18.4％，占比升至33.2％；城镇燃气和天然气发电依然保持较快增长，消费量分别约为1050亿立方米和500亿立方米，占比分别达38.7％和18.5％；化工用气态势持续低迷，消费量约260亿立方米，占比不足10％。预计2020年、2030年、2050年天然气在一次能源消费结构中的占比将分别提升到近10％、14％和15％左右。

    2018年，中国天然气产业既是充满挑战的一年，更是深化改革之年和天然气产供储销体系建设攻坚之年，必须守住中国天然气发展的安全底线，保证天然气安全平稳供应，满足人民日益增长的用气需求。同时，也要认识到短期内强化凋峰等基础设施建设、加快増储上产步伐、构建多元化供应体系都面临严峻挑战，必须要攻坚克难，以钉钉子的精神做实做细做好各项工作。

    2018年，《中国天然气发展报告》白皮书已成功排出三年，搭建了一个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2018年《中国天然气发展报告》的发布，能进一步激发社会各界凝聚共识，共同挂进天然气产供储销体系建设。在此，我们诚地感讲各相关部门、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。(来源：石油工业出版社)

注释：

1本节国外储量、生产、消费和贸易的数量和增速数据主要来源于《BP世界能源统计），国内储量数据来源于自然资源部《全国油气矿产储量通报（2017）》。

2本节国内天然气产量数据来源于国家发展改革委运行局和国家统计局，天然气进出口数据来源于国家海关总署。

3MMBtu：百万英热单位。

42017年底实现天然气管网3处互联互通，分别为西气东输二线和川气东送管道在湖北武穴压气站、西气东输二线与广东省管网在广州压气站、陕京线与安济线在安平压气站实现互联互通。