非常规天然气资源开发政策困境及对策建议

潘继平

（自然资源部油气资源战略研究中心）

随着清洁低碳能源转型进程加快，我国天然气消费快速增长，保障天然气供应安全的压力日益加大，迫切需要加大国内天然气资源开发，提高生产供应能力。加强非常规天然气资源开发利用是增强我国天然气供应安全的战略选择。近年来，我国非常规天然气勘探开发取得了重大进展和成绩，但制约其快速发展、实现大幅增储上产的问题与挑战依然突出。本文着重从政策层面总结分析当前我国页岩气、煤层气资源开发面临的困境，并探讨对策建议。

1 非常规天然气开发现状及潜力

1.1 勘探开发现状

近年来，我国非常规天然气勘探开发实现了较快发展，特别是页岩气相继获得重要突破，储量、产量明显提高，日益成为我国天然气增储上产的重要来源。

1.1.1 煤层气勘探成效显著，页岩气勘探获得重大突破

伴随着一系列激励和扶持政策的出台，过去10年煤层气勘探成效显著，相继发现一批煤层气田，探明储量明显增加。据统计，截至2017年底，全国共发现了26个煤层气田，累计探明煤层气地质储量6345×108m3[1]，形成了沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等煤层气主力探区。其中，“十二五”以来新增储量约占累计探明储量的2/3以上。近年来，南方煤层气勘探首次在四川盆地南部筠连区块取得突破，获得规模储量；在内蒙古二连盆地吉煤4井、黑龙江鸡西盆地鸡煤参1井、新疆准南地区新乌参1井相继获得煤层气工业气流。

页岩气勘探于“十二五”起步、快速发展并取得重大突破。截至2018年6月底，在四川盆地及周边先后发现并落实了涪陵、长宁—威远、昭通等页岩气田，累计探明页岩气地质储量10450×108m3。其中，涪陵页岩气地质储量为6008×108m3，长宁—威远页岩气地质储量为3201×108m3。在南方复杂构造区也获得页岩气勘探突破，在贵州正安的安页1井和湖北宜昌的鄂宜页1井均获得高产页岩气流，有望建成一定规模页岩气田。3500m以深页岩气勘探取得突破，中国石油化工集团公司（简称中国石化）涪陵页岩气田江东区块埋深3500～4000m完钻并试井14口，测试日产量为（1.8～31.6）×104m3；中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）川南地区足201-H1井，完钻井深为3925m，水平段长度为1526m，测试日产气为45.67×104m3。在陕北地区陆相页岩气勘探实现突破，并获得了规模储量。

1.1.2 煤层气产量稳步增长，页岩气产量快速增加

“十二五”以来，我国煤层气地面开采产量稳定增长。统计显示，煤层气地面开采产量从2011年的20.7×108m3增至2017年的50×108m3[2]，年均增长12.4%，初步建成沁水和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气开发生产基地，潘庄、樊庄、潘河等重点开发项目建成投产，实现了延川南中深层煤层气规模上产。2017年，沁水盆地煤层气产量为33.0×108m3，占全国煤层气产量的73.3%；鄂尔多斯盆地煤层气产量为9.4×108m3，约占20.9%。

自2012年焦页1井获得突破以来，在国家规划的引导和积极财税、科技攻关等政策支持下，我国迅速实现了页岩气工业化开发，相继在重庆、川南、黔北、陕北设置了4个国家级页岩气开发示范区或试验区，建成了百亿立方米产能，页岩气产量从2013年的2×108m3增至2017年的92×108m3[2]，成为我国天然气生产的重要组成部分，建成了涪陵、长宁—威远、昭通等页岩气产业基地。其中，2017年涪陵地区页岩气产量为60×108m3，长宁—威远产量约25×108m3。同时，页岩气开发技术取得重要进展，已具备3500m以浅页岩气自主开发能力，主要设备国产化程度显著提高，“工厂化”作业模式进入规模应用，开发成本不断下降（图1）。

统计分析发现，2014年，全国非常规天然气产量为50×108m3，约占全国天然气总产量的3.9%，2017年非常规天然气产量和占比分别提高到142×108m3和9.6%（图1）。这表明，近年来非常规天然气产量在我国天然气总产量的占比显著提升，日益成为天然气增产增供的重要来源。

图1 2006—2017年中国页岩气、煤层气产量及其占比

1.2 资源潜力与发展前景

据2015年国土资源部评价数据，全国页岩气地质资源量为122×1012m3，可采资源量为22×1012m3；煤层气地质资源量为30.1×1012m3，可采资源量为12.5×1012m3[3-4]。截至2017年底，全国煤层气资源平均探明率为2.1%；截至2018年6月底，全国页岩气资源平均探明率为0.8%。总体上，非常规天然气资源勘探开发尚处于初期阶段，增储上产潜力大。

在国家规划的积极引导和良好的政策环境下，随着投入增加，未来页岩气、煤层气等非常规资源勘探开发将继续保持目前较快发展态势，甚至呈现加速发展态势，其产量在全国天然气中占比将大幅提升，预计“十四五”末有望超过25%。当然，若缺乏良好的政策环境，制约发展的制度性、政策性问题不能得到及时有效解决，相应的关键技术障碍久攻不克，未来非常规天然气难以获得太大发展，预计2025年其产量占比难以超过20%。

总体上，我国页岩气、煤层气等非常规天然气具有持续快速发展、担当天然气增储上产主力来源的资源基础和潜力，但发展前景充满不确定性。

2 非常规天然气资源开发政策现状与困境

实践表明，非常规油气资源具有丰度低、分布广，需压裂改造后才能生产，早期开发成本高，多种资源共伴生等不同于常规资源开发的鲜明特点。这些特点决定了非常规资源开发对政策环境和技术创新更为敏感。在早期开发阶段，由于技术不成熟，成本过高，非常规资源开发的成功在很大程度上依赖政策条件。

2.1 政策现状与进展

近年来，为进一步促进页岩气、煤层气等非常规资源开发，国家有关部门陆续出台了系列法规、政策。“十三五”期间，煤层气（瓦斯）开采利用中央财政补贴标准从0.2元/m3提高到0.3元/m3（财建〔2016〕31号），并对煤层气勘探开发项目进口物资免征进口税收和进口环节增值税（财关税〔2016〕45号）；调整了页岩气补贴标准，明确2016—2018年页岩气开发补贴标准调整为0.3元/m3，2019—2020年为0.2元/m3（财建〔2015〕112号）；减免页岩气资源税，自2018年4月1日至2021年3月31日，对页岩气资源税（按6%的规定税率）减征30%（财税〔2018〕26号）。2018年6月10日起，理顺了居民用气门站价格（发改价格规〔2018〕794号），实现了居民用气和非民用气门站价格并轨，提高了包括非常规天然气在内的天然气生产企业的积极性。

2016年4月，国土资源部开展了煤层气资源勘查开采管理试点工作，委托山西省在其行政区域内实施部分煤层气勘查开采审批登记，主要承担煤层气探矿权勘查审批登记及相关管理，储量规模中型及以下煤层气开采审批登记及相关管理、煤层气试采审批等[5]。同年，山西省出台了一系列促进煤层气开发的政策，包括用地支持、矿业权审批和监管、煤层气试采、矿权重叠等。2017年8月，山西省举行了煤层气勘查区块招标出让活动，成功出让了10个煤层气勘查区块，总面积约2030km2。

2017年7月，国土资源部委托贵州省政府组织实施了贵州省正安页岩气勘查区块探矿权拍卖活动，首次采用拍卖方式出让页岩气区块。2018年3月，国土资源部、四川省、中国石油、中国石化联合发布了四川盆地川南地区页岩气勘查开采试验区建设实施方案，推动川南地区页岩气勘探开发。

2017年6月，经中央全面深化改革领导小组审议通过，国土资源部公布了《矿业权出让制度改革方案》，明确规定完善矿业权竞争出让制度，严格限制矿业权协议出让，下放审批权限，强化监管服务[6]。除特殊情形外，矿业权一律以招标拍卖挂牌方式出让，由市场判断勘查开采风险，决定矿业权出让收益；规定出让收益可按年度分期缴纳。建立累进动态的探矿权占用费制度，以及动态调整的采矿权占用费和最低勘查投入制度。按照该改革方案，国土资源部负责石油、烃类天然气、页岩气、放射性矿产、钨、稀土6种矿产的探矿权、采矿权审批，负责储量规模10×108t以上的煤以及储量规模大型以上的煤层气等11种矿产的采矿权审批，其他矿产资源和储量规模中型及以下的煤层气矿业权管理下放省级国土资源主管部门，选取山西、福建、江西、湖北、贵州、新疆6个省（区）先行开展为期两年的试点。

总体上，这些政策的出台对于促进并规范页岩气、煤层气等非常规资源开发起到了积极作用，通过试点工作，积极探索了地方参与非常规资源管理、监督和开发的机制和模式。

2.2 主要政策困境与问题

目前，总体上我国非常规资源开发成本依然较高，经济性较差，增储上产乏力，对保障国家能源安全的贡献依然较低。除关键技术瓶颈外，面临的政策困境、问题对非常规资源开发的制约和束缚日益突出。

2.2.1 矿业权配置问题

矿业权配置问题[7-8]主要体现在矿权过于集中、缺乏有效退出机制、矿权不能有效按照市场方式流转等，制约了非常规资源开发的市场竞争，很大程度上导致投入不足，加上矿权投放不足，不利于非常规资源开发。统计显示，截至2017年底，全国煤层气探矿权面积为4.63×104km2，其中约76%归属中国石油、中联煤层气有限责任公司，约21%归属各地方企业；全国页岩气探矿权面积为11.6×104km2，约80%归属中国石油、中国石化。近年来，国家加大了对常规油气探矿权勘查投入督查力度，并形成了比较有效的区块退出机制，但对于煤层气探矿权区块仍缺乏有效退出机制，相应的勘查投入最低标准20年未做调整，矿权持有成本过低，导致部分煤层气区块被长期圈占而未得到有效勘查。非常规资源探矿权缺乏有效市场流转机制，尽管国家有关法规和政策对探矿权采矿权转让做出了明确规定（国务院令242号），但截至目前，全国尚无任何常规、非常规油气矿权流转实例。只有石油企业（矿权人）内部进行了矿权流转，但这不是真正意义的矿权流转，因为矿权人没有发生变化，变化的只是矿权人所属不同勘查实施单位。近年来，除试点省份通过公开招标或拍卖等方式出让少量区块外，国家有关部门没有开展任何非常规资源区块招标活动，限制了区块投放，或者区块投放过于缓慢，不利于页岩气、煤层气勘查开采。

2.2.2 矿业权重叠问题

独特的多旋回构造演化和沉积特征导致常规油气、页岩气、煤层气及其他矿产资源在垂向空间、层系分布上普遍叠置，而我国油气资源管理制度又是分矿种设置矿权，导致多种油气矿权重叠。目前，主要体现在四川盆地页岩气与常规油气矿权重叠、鄂尔多斯盆地煤层气与煤炭矿权重叠。尽管国家有关部门出台了相关政策（国土资发〔2007〕96号、国土资发〔2012〕159号等），试图解决矿权重叠问题，但是收效并不理想。对于煤层气与煤炭的矿权、页岩气与常规油气的矿权归属同一开发主体的情况，依然是采煤优先、常规油气优先，煤炭企业开发其煤炭区块内煤层气积极性依然不高，在缺乏政府督导下石油企业开发其常规油气区块内页岩气积极性也不高，而优质的煤层气、页岩气区块却主要归属石油企业、煤炭企业，未能得到充分有效开发，制约了非常规资源增储上产。对于煤层气与煤炭矿权归属不同开发主体的情况，先气后煤、页岩气与常规油气综合开发的难度更大。因此，矿权重叠问题依旧是制约非常规资源开发的重要因素，不利于非常规资源开发增储上产，也不利于各类能源矿产资源综合勘查开采。

2.2.3 资源管理政策问题

一是探矿权、采矿权分开设置，即探采分离，而且试采时间偏短，不符合煤层气、页岩气等非常规资源开发特点。非常规资源开发需要较长时间排采降压、试采后，才能提交探明储量报告，才能准确评估产能和产量，进而申请采矿权。申请采矿权时，需要提供多项前置性审批材料，而这些前置性批件耗时太长，仅环境影响评价报告就需要1～3年。二是非常规资源开发的监管不力、监管方式落后。对于非常规油气勘查开采的监管总体上同于常规油气监管，仍以企业自律为主。近年来，页岩气探矿权区块中标企业普遍没有完成规定或承诺的勘查投入和工作量，却没有受到按照有关要求和规定应有的相应处罚。对煤层气探矿权区块勘查开采监管比较薄弱，至今尚未开展一次煤层气专项督查，对其投入、工作量的核实亟待加强。针对矿业权人年度勘查开采信息，国家有关部门建立了“双随机—公开”制度，一定程度上加强了监管，但对于具体投入和工作量仍以其自行填报材料为主，相应的核查力度不够，核查专业化水准有待提高。三是管理效率总体较低，需要提供的材料和手续过多，程序过于繁琐，探矿权、采矿权审批登记效率有待进一步提高。

2.2.4 政策配套和协调问题

这里主要指各种油气资源开发与生态环境、用地征地、安全生产等方面的政策协调和配套关系。近年来，随着生态文明建设力度加大、安全生产要求的提高和土地制度的调整，有关政策的不配套、不协调日益成为制约非常规资源开发和增储上产的关键问题。一是自然保护区与生态保护红线的划定、环境保护评估等与油气资源开发在政策上的不协调，呈现对立之势、矛盾状态，自然保护区范围划定的科学性有待提高，退出保护区机制和节奏有待完善。二是非常规油气资源开发与用地征地政策的不协调，资源开发用地不合理、效率低等现象依然存在，征用地方式也有待完善，同时在合规条件下的用地审批、征地效率低、时间长，明显影响资源开发进展。一个主要原因是地方从非常规资源开发中得不到合理的利益，普遍成为本地资源开发的旁观者，难以支持相应的资源开发。

2.2.5 政策支持机制与方式问题

长期以来，对非常规资源开发的政策支持主要侧重于直接的财政补贴，这在非常规资源开发早期阶段是必要的。但是，对于非常规资源开发的支持政策过于强调直接的财政补贴，往往忽视其他同等重要甚至更重要的政策诉求，因此亟待创新非常规资源开发的政策支持机制和方式。由于非常规资源开发自身的特点，需要在公益性地质调查、技术创新、融投资、生态环境、安全生产、用地征地、重大项目立项等多方面予以支持，但是目前这些领域的支持政策比较薄弱，已有的支持政策主要是针对具体问题，临时性强，一事一议，零碎、不成体系，而且以部门规章、地方性法规为主，着眼长远的全国性、制度性政策体系建设严重滞后。

3 有关政策思考与建议

基于非常规资源开发现状和面临的政策困境与问题，按照国家能源革命战略和油气体制改革方案的总体要求，坚持问题导向和目标导向相结合，为加强非常规资源开发，推进油气增储上产，增强国家能源安全，除不断强化关键技术和工程装备攻关外，迫切需要坚定不移地推进油气体制改革，真正打造有利于油气增储上产的体制和政策快通道。

一是着眼长远，清晰战略定位，加快构建非常规资源开发的政策体系。加强非常规资源开发利用非权宜之计，而是推进国内油气增储上产、保障国家能源安全的战略举措。需要立足当前，着眼长远，加快构建系统性、综合性、长期稳定、配套协调的政策体系，构建包括非常规在内的油气资源增储上产的制度保障。

二是深化油气上游体制改革，加大矿业权竞争性出让力度，推进矿业权流转，不断促进投资。短期看，抓紧总结经验教训，完善矿权竞争出让机制，加大矿权投放力度，扩大试点省份招标范围，组织开展全国性区块招标，加快形成定期的非常规资源探矿权区块招标机制。适度提高区块持有成本，加强监管，完善区块退出机制，严格执行有关中标合同和规定。加快探索非常规资源探明储量（采矿权）市场化流转；探索矿权不变情况下探明储量合作开发机制。从中长期看，加快油气探明储量确权登记，加快探索储量经济价值评估机制，构建包括非常规在内的油气矿业权二级市场。这些政策措施根本目的旨在让各类油气矿业权动起来、流转起来，只有在市场中流动起来才能实现增值增储增产。

三是创新油气矿业权管理机制，探索符合非常规资源特点的矿权管理模式，进一步解决矿权重叠，促进非常规资源开发，推进能源资源综合勘查开采。（1）在现有政策基础上，总结推广解决煤层气、煤炭矿权重叠的成功经验和模式，同时，进一步完善有关政策，研究拟定有关监管督查指标，切实推进煤炭、煤层气综合勘查开采，促进煤层气开发利用。（2）完善有关政策，明确规定常规油气矿权人综合开采其常规油气区块内非常规资源，并研究拟订具体可操作的监管督查指标，比如油气资源综合开发利用率。（3）对于煤炭、煤层气、页岩气、致密气等多种能源资源叠置共生的区块，在一定条件下，要求矿权人制定综合勘查开采方案，明确责任义务，对多种能源资源进行综合勘查开采，并加大监管力度。（4）积极探索非常规资源探采合一的矿权管理模式，实现二证合一，推进探采一体化。短期看，在总结试点经验基础上，加快研究出台延长非常规资源开发试采期政策。（5）简化审批要件，优化程序，提高非常规矿权审批登记效率。（6）进一步推进“放管服”，扩大非常规资源管理权限下放试点范围，同时加强对试点省份的指导、技术培训等服务工作。

四是完善政策支持机制和方式，着重政策的配套和协调性，在规范资源开发的同时切实促进开发。加强非常规资源开发的经济性支持政策，更应强调非经济性支持政策，着重不同政策之间的协调和配套。（1）加大非常规资源开发与土地管理、生态环境保护、安全生产管理等领域政策的统筹协调，在符合有关规定的情况下，加大对非常规资源开发的用地支持、环评支持；科学合理确定自然保护区，真正实现在保护中开发，在开发中保护。（2）加大基础性、共性的地质理论、关键技术与重大装备的攻关支持力度，引导和鼓励、支持企业加大自主技术创新力度。（3）加强非常规资源公益性地质调查与评价，夯实资源基础，促进资源开发。（4）继续加大经济性支持政策，延续对页岩气、煤层气开发的财政补贴；尽快出台部分致密气（三类）开发补贴政策；加大非常规资源开发税费减免力度；创新非常规资源勘探开发项目融投资模式，加大金融支持力度。

五是改革完善非常规资源开发利益分配机制，充分发挥资源地积极性，促进非常规资源开发。进一步合理分配油气资源开发收益，鼓励支持地方以多种方式参与资源开发，推动资源开发与地方经济发展相互促进。（1）鼓励资源地企业参与非常规资源开发利用，考虑混合所有制改革等方式，支持地方国有、民营企业以多种方式参与资源开发，让地方成为资源开发的参与者、受益者而不是旁观者。（2）非常规资源开发企业注册要充分考虑地方经济发展的需要，根据实际需要当地注册，留税于地方，互利互惠，资源开发与地方经济共同发展。（3）完善非常规资源开发的税费收入分配政策，调整中央与地方的税费分配比例，适度扩大地方占比，进一步调动地方参与并支持非常规资源开发的积极性和主动性。

六是加强监管，构建央地联合监管新体制机制，着力提高监管专业化水平。加强非常规资源勘探开发监管，行业自律和政府监管相结合，维护勘探开发市场秩序，提高资源开发利用水平，规范并促进油气资源开发，保护生态环境，促进地方发展。（1）着重完善监管依据和标准规范，根据行业发展、形势变化，不断调整完善监管技术标准与规范。（2）加强专业化监管队伍建设，提高监管水平和效率。对监管人员实行专业、技术资质化管理，将资深地质、技术、工程、环保、安全等领域有经验专业人才充实到监管队伍。（3）理顺监管体制机制，切实发挥地方政府在资源开发中的监管作用，探索构建由国家有关部门主导（指导）、各资源地政府具体实施的监管新机制。