“双碳”目标下“十四五”天然气发展机遇与挑战

周淑慧*，孙慧，梁严，昝光杰，刘勇，刘晓娟

（中国石油天然气股份有限公司规划总院）

0 引言

“十三五”以来，中国天然气产供储销体系建设加快推进，产业发展基础日臻完善，国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网集团）独立运营，主要跨省天然气管道、LNG（液化天然气）接收站、储气库等基础设施逐步向第三方开放，由市场决定天然气价格的方向已经确立，油气体制机制改革关键性政策基本落地，为未来天然气行业协调稳定发展奠定了良好基础。“十四五”时期，中国经济发展总体稳定向好，大气环境污染防治方向不变、力度不减，为天然气较快发展注入强心剂；全球天然气资源丰富，供应能力整体宽松且价格趋稳，为中国扩大天然气利用规模提供资源基础。然而，中国天然气发展也面临国内资源勘探开发难度加大、成本趋高，可再生能源快速发展挤压，国际经济政治格局深刻调整等诸多不利因素。尤其是，2020年9 月22 日习近平主席提出，中国二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060 年前实现“碳中和”（简称“双碳”目标）。这将加速能源行业转变发展方式，推动天然气行业可持续发展，同时也对天然气降碳、高质量发展提出了新要求。

1 天然气行业发展新机遇

1.1 “双碳”新发展目标为“十四五”时期天然气较快发展提供难得的窗口期

“双碳”目标事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体，将引领中国经济社会向资源高效利用和绿色低碳方向发展。联合国环境规划署《2020年排放差距报告》［1］表明，2019 年全球温室气体排放524×108t 二氧化碳当量（不包括土地利用变化），其中化石燃料消耗二氧化碳排放达380×108t，占比高达72.5%。荷兰环境评估署数据［2］显示，2019 年中国温室气体排放140×108t 二氧化碳当量（不包括土地利用变化），全球占比27%，其中二氧化碳排放占比达82.6%，高于全球平均约10 个百分点。

“十三五”以来国家打赢蓝天保卫战、大气环境污染防治主要从末端治理入手，未来实现“双碳”目标则需要从前端供给侧调整优化能源结构入手。煤炭作为高碳化石能源，未来无论是绝对消费量还是在能源结构中的相对占比都将大幅减少，到2060年可能降至5%左右［3］。可再生能源基本没有大气污染物且碳排放边际成本低，到2060 年70%甚至更多的电能将来自风电和光伏，但风电和光伏发电日间出力、季节出力差别较大，大规模发展需要配套足够的灵活性电源，如储能设施等。而储能的技术尚不成熟，还不具备经济性优势，且不适应季节性和日间调峰储能场景。天然气清洁低碳，燃气电厂投资成本低、运行灵活，同样热值下相比煤炭可减少45%～55%的二氧化碳排放量，在能源系统转型中的“桥梁作用”和在以新能源为主体的新型电力系统中的支撑作用难以被替代，是2030 年前实现“碳达峰”目标最现实的选择。

2021 年以来，浙江、江苏、广东等省已开始严格限制煤炭消费，3 月全国燃气发电量同比增加了约14%，天然气需求持续快速增长。2021 年6 月，全国统一的碳市场计划鸣锣开市，占全国碳排放超过40%的电力行业率先参与交易，首批2 225 家发电企业被纳入碳排放约束监管。2020 年12 月，生态环境部颁布的国环规气候〔2020〕3 号《2019—2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》规定［4］，当燃气机组排放量大于核定的免费配额时，无须清缴配额之外的排放量，即现阶段国家在政策上鼓励燃气机组发展，再考虑燃气机组相对燃煤机组固有的高效率、低排放特征，在未来电力现货市场成熟时，燃气机组的碳收益相比燃煤机组将有明显优势。接下来几年，碳排放配额及交易将逐步涉及建材、钢铁、石化等其他七大高耗能行业，以引导企业转变发展方式、提高能效、利用更多清洁能源、降低碳排放，从而在“十四五”时期持续推动天然气消费需求较快增长。

1.2 中国经济基本面长期向好，天然气需求内生增长空间广阔

当前，中国正处于新型工业化、信息化、城镇化、农业现代化快速发展阶段，建立了全球最完整、规模最大的工业体系，形成了14×108人口超大规模内需市场。中央持续深化“放管服”改革，推进更高水平对外开放，构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局，新型基础设施建设、交通强国建设、现代能源体系建设、数字中国建设等将有效带动中国经济行稳致远，“十四五”及2030 年前正常情况下可实现年均5%左右的增速，中国经济增量有望在2028—2030 年间超越美国。2020 年中国人均天然气消费约230 m3，大大低于世界平均水平514 m3。若人均消费达到当前世界平均水平，则天然气消费总规模可增至7 000×108m3/a 以上。另外，从能源消费结构看，2020 年天然气在中国一次能源消费中占比仅为8.6%，远低于全球平均水平24%，未来还应有非常大的发展空间。

1.3 天然气产供储销体系建设加快推进，产业发展基础日臻完善

在国发〔2018〕31 号《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》［5］指引下，中国天然气产供储销体系建设步入快车道。2019 年5 月，国家能源局组织召开大力提升油气勘探开发力度工作推进电视电话会议，要求各部委和地方政府全力做好协调保障，在加强用地用海保障、优化环评审批、加大非常规天然气财税补贴等方面配套稳定的支持政策，将提升油气勘探开发的各项工作落到实处。中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）、中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）、中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）三大石油公司及陕西延长石油（集团）有限责任公司均制定了2019—2025 七年行动方案，大力提升油气勘探开发力度。2017 年以来，中国天然气产量连续4 年保持在8%以上，2020 年产量达1 926×108m3，同比增长8.4%。

同时，管网等基础设施建设步入快车道，中俄东线天然气管道北段、中段相继建成投产，俄罗斯东西伯利亚天然气直接进入环渤海地区，天然气进口“四大战略通道”格局基本建成，形成了西气东输天然气管道、陕京天然气管道、川气东送天然气管道等全国性管网系统。2020 年12 月底，青宁输气管道正式投产，实现了川气东送天然气管道、江苏及山东省管网、青岛及天津LNG 接收站之间的互联互通，有力提升了环渤海及长三角两大经济区天然气资源互保互供能力。大港-华北储气库群、辽河双6、中原文23、川渝相国寺、新疆呼图壁等一批地下储气库加快建设，2020 年底形成有效工作气量144×108m3；截至2020 年底，沿海建成LNG 接收站共22 座，年接卸能力达到9 300×104t，储罐罐容达到73×108m3。新冠疫情影响下，2020 年中国天然气消费仍实现了5.6%的增速，表现消费量达到3 238×108m3；“十三五”期间年均增加261×108m3，年均增速10.9%。

1.4 油气体制机制改革关键性政策落地，为天然气行业发展开创新局面

上游领域，国家发展改革委（简称国家发改委）《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019版）》取消了对石油天然气勘查开发限于合资、合作的限制，自然资规〔2019〕7 号《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》［6］规定自2020年5 月起开放油气勘查市场，境外资源进口不设准入限制。

管网改革方面，2019 年3 月中央全面深化改革委员会审议通过《石油天然气管网运营机制改革实施意见》［7］。2019 年5 月发改能源规〔2019〕916号《油气管网设施公平开放监管办法》［8］印发，从制度基础、开放原则、问题解决、监管措施4 个方面对油气管网设施开放行为进行了规范。2019 年12月国家管网集团挂牌成立，油气管理体制改革重要举措落地。2020 年10 月国家管网集团正式独立运营。2021 年3 月三大石油公司相关资产划转基本到位，油气主干管网整合全面完成。

天然气定价方面，2020 年3 月新版《中央定价目录》［9］取消了天然气门站定价，仅保留了对管道运输价格的管制，天然气下游市场化定价迈出重要一步。2020 年4 月，国家发改委等五部委联合印发发改价格〔2020〕567 号《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》［10］，提出了优化储气设施建设布局、加大政策支持促进储气能力快速提升、建立健全运营模式、完善投资回报渠道、优化市场运行环境等5 大举措13 条细则，同时强调对于独立运营的储气设施，储气服务价格、天然气购进和销售价格均由市场形成。2020 年6 月，财政部印发财建〔2020〕190 号《清洁能源发展专项资金管理暂行办法》［11］，明确页岩气、致密气等非常规气补贴政策持续到2024 年。2020 年7 月，发改价格〔2020〕1044 号《关于加强天然气输配价格监管的通知》［12］要求进一步治理供气环节过多、加价水平过高、收费行为不规范等突出问题。各方面政策激励下，上游增储上产、中游公平开放、下游直供直销、市场化定价的格局正在形成，天然气行业迎来“主体多元、统一开放、充分竞争、有效监管”新时代。

1.5 全球资源丰富供应能力宽松，为中国扩大天然气利用规模提供资源保障

截至2019 年底，全球剩余探明天然气可采储量198.8×1012m3，储采比49.8［13］，资源勘探开发潜力可观。近年，美国、俄罗斯、澳大利亚、中东、东非等地区的LNG 项目加快上马，国际燃气联盟统计数据显示，2019 年全球总液化能力达4.3×108t，平均负荷利用率81.4%［14］，新增液化能力4 250×104t，此外还有1.23×108t 项目正在建设或批准建设，市场供需整体宽松。2020 年新冠疫情下，全球天然气供应严重过剩，主要市场价格创历史新低，迫使部分LNG 液化项目建设节奏放缓或延后做出最终投资决策。进入2021 年，全球主要经济体力推绿色发展、恢复经济，国际油气价格上升，特别是2 月卡塔尔石油公司宣布北部油田东LNG 项目做出最终投资决策，计划2025 年四季度投产，年产能从目前的7 700×104t 提高到1.1×108t，此举将激发更多计划中的LNG 项目做出投资决策，进一步提升世界LNG 供应能力。

发达国家天然气消费基本进入平台期，未来天然气消费需求增长主要来自中国、印度等新兴国家，中国相对印度经济发展水平高，天然气进口具有更大优势。随着低碳发展成为全球共识、一致行动，中国、美国、日本、韩国等40 多个国家或地区宣布“碳中和”目标，可再生能源发展加快，天然气需求或将在未来20 年左右达到峰值，从而刺激主要资源国和国际石油公司抢抓全球天然气发展窗口期，加快储量变现和产能建设。荷兰皇家壳牌集团、英国石油公司、道达尔公司等国际石油公司都不同程度地强化天然气业务，计划2030—2040 年将天然气产量占比提高到60%～75%［15］，从而有望带动天然气中远期价格下行。近两年国内新签订的长协LNG价格公式中与油价挂钩的系数已从早期的15%降至10%左右，预计“十四五”期间国际油价整体上在60 美元/桶上下运行，此油价下新长协LNG 资源到岸价格为6 美元/MMBtu 左右。此外，中俄东线天然气管道“十四五”期间进口量增加到380×108m3，稳定的资源和较低的价格有利于激活东北地区的市场需求潜力，同时带动环渤海等区域新一轮天然气消费增长。

2 “十四五”天然气发展面临的挑战

2.1 中国经济发展和天然气安全稳定供应的国际环境存在较大不确定性

2020 年新冠疫情导致全球产业链、供应链遭受严重冲击，全球能源消费下降了4%，天然气需求同比减少2.5%，创有史以来最大降幅，东北亚LNG现货价格跌至数十年来最低水平。进入2021 年，印度等国疫情仍非常严重，世界经济持续复苏面临较大不确定性。同时，全球贸易争端加剧，保护主义、单边主义盛行，以美国为首的西方国家在科技、金融、经济、教育等方面极力遏制中国发展，对中国开展围堵。2021 年4 月21 日，美国参议院外交关系委员会以压倒性多数通过《2021 年战略竞争法案》，提出将动员所有战略、经济和外交工具，抗衡中国崛起，封杀中国高科技。欧盟委员会2019 年发布的《欧中战略展望》明确将中国视为战略竞争对手，2021 年3 月更是以新疆人权问题为借口对中国实施制裁。

此外，“碳中和”战略将倒逼中国经济发展转型，能源消费向低碳无碳转型。鉴于中国以化石能源为主的现实，“碳中和”目标的实现更多寄托在远期CCUS（碳捕获、利用与封存）大规模开发利用上，但CCUS 技术的突破和成本显著降低存在极大不确定性，能够实现的规模各方没有统一的认识。“双碳”目标下天然气发展的时间、空间将被压缩，呈现“快增长、早达峰、高点低、平台缩小、更早更快下坡”等特点［16］。各机构对中国2050 年天然气需求的预测值偏差也较大，挪威船级社预测值为7 000×108m3左右，波士顿咨询公司的预测值则仅为300×108m3。出于对中国天然气消费量将在2035—2040 年达峰并随后可能出现快速下降的预期，油气企业与金融机构担心资产搁浅，在天然气勘探开发、基础设施方面的投资可能会趋于保守，从而影响对天然气产量提升及供用气设施的建设。同时，国际上“碳中和”气候问题的本质是国家间利益的重新分配，2021 年3 月欧洲议会通过了“欧盟碳边境调节机制（CBAM）”决议，从2023 年起将对欧盟进口的部分商品征收碳关税，决议实施将影响中国出口商品的竞争力。中国经济发展外部环境的复杂性和不确定性，对经济增长乃至天然气需求都会带来负面影响。

另一方面，中国已成为第一大天然气进口国，2019 年进口依存度达到43%。大国博弈下，油气资源集中的中东地区乱局“剪不断理还乱”，澳大利亚、加拿大、卡塔尔等中国主要天然气进口来源国与美国均有着千丝万缕的关系，在美国全面遏制中国战略下天然气进口安全稳定供应面临严峻挑战。历史上“俄乌斗气”、中亚气向中国短供事件曾引发政府和公众对进口资源可靠性的担忧。2016 年11—12 月，中亚气向中国减供23 d，最高日减供量5 000×104m3；2017 年12 月，中亚气向中国减供20 d，最高日减供量达6 000×104m3，不得不临时减停向电厂、化肥、化工及其他工商业用户供气，叠加其他因素全国范围内出现了“气荒”，在政府、企业及公众中产生了消极的影响［17］。

2.2 作为天然气消费主力的燃气发电面临风电和光伏发电强力冲击

从世界成熟国家市场发展历程看，天然气快速发展初期通常依靠发电和城市燃气带动，后期依靠工业燃料替代煤和发电持续提升。在中国，燃气发电与煤炭相比成本高出近一半，缺乏市场竞争力。电力行业碳排放占全国的40%以上，“双碳”目标下国家将严格控制燃煤发电，天然气发电尽管相比煤炭可降碳40%以上，但仍属于含碳化石能源，发展空间将日益受到可再生能源的挤压。伴随技术进步、规模化应用，风力发电、光伏发电的经济性优势正在凸显，已成为全球新增电力装机的主流。全球著名金融与资产管理公司LAZARD 的分析结果表明，在没有政府补贴情况下，2020 年美国风能、太阳能发电平准化度电成本最低已分别降至 26 美元/（MW·h）和31 美元/（MW·h）［18］。根据IEA（国际能源署）预测，既定政策情景下，2040 年前新增电力的一半以上来自风光发电，可持续发展情景下几乎全部来自风光［19］。

过去10 年，中国可再生能源装机快速增加，2020 年风能和太阳能装机达5.3×108kW，装机占比为24%，已建立起支撑可再生能源规模发展的产业基础，由此带来了发电成本的快速下降。2020 年国家发改委相关文件规定新增陆上风电的指导电价为0.29～0.47 元/（kW·h）［20］，新增集中式光伏电站的指导价为0.35～0.49 元/（kW·h），2021 年起全部进入平价上网时代。2020 年12 月12 日中国国家主席习近平在气候雄心峰会上宣布，中国2030 年风电、太阳能发电总装机容量将达到12×108kW 以上，未来10 年至少保持每年约7 200×104kW 的装机增速，未来中国新增电力需要将主要依靠风光资源满足。

中短期来看，虽然天然气发电与风光发电相比，无论在经济上还是在碳排放上都没有竞争力，但由于启停灵活、调节性能好，仍是新能源发展的主要支撑能源之一；长期来看，随着储能技术的成熟，成本的进一步下降，天然气面临的竞争压力仍然较大，须摆脱传统上以电量为主的发展模式，下大力气降低成本，提高竞争力，创新发展模式，通过与可再生能源的融合寻求发展空间。

2.3 交通领域天然气消费受电动车及氢燃料电池车快速发展的挤压

中国高度重视新能源汽车发展，将其定位为迈向汽车强国的必由之路、应对气候变化推动绿色发展的重要战略举措。国务院《打赢蓝天保卫战三年行动计划》要求2020 年底前，重点区域的直辖市、省会城市、计划单列市建成区运行的公交车全部更换为新能源汽车。国务院办公厅2020 年11 月印发的《新能源汽车产业发展规划（2021—2035 年）》［21］明确规定国家生态文明试验区、大气污染防治重点区域新增或更新公交、出租、物流配送等公共领域车辆，新能源汽车占比不低于80%，到2025 年新能源汽车销量占比达到20%左右，2035 年纯电动车成为新车销售的主流。2020 年10 月中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图（2.0 版）》提出，到2035 年汽车产业实现电动化转型，燃料电池车保有量达到100×104辆左右，商用车将实现氢动力转型，传统汽车全面实现混动。

截至2020 年底，中国新能源汽车保有量达到492×104辆，其中纯电动汽车400×104辆，成为全球最大的新能源汽车生产和消费国。2020 年全国销售新能源汽车 136.7×104辆，占汽车总销售量的5.4%。氢燃料电池汽车作为新能源汽车领域的后起之秀，以其零排放特点近两年倍受关注。2019 年中国氢燃料电池汽车生产2 833 辆，2020 年受疫情影响下降至1 497 辆，接入国家新能源汽车监测和管理平台在运车辆6 002 辆，建成加氢站128 座。

国家财政部等五部委发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》提出，采取“以奖代补”方式对入围城市群燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励。“双碳”目标要求下，氢燃料汽车已成为地方政府、车企及能源企业的新赛道，中国已有20 多个省份、40 多个城市提出了氢能产业战略规划。《北京市氢燃料电池汽车产业发展规划（2020—2025 年）》提出，2025 年前力争累计推广氢燃料电池汽车1×104辆；《山东省氢能产业中长期发展规划（2020—2030 年）》提出，打造“中国氢谷、东方氢岛”两大品牌，培育壮大“鲁氢经济带”，到2025 年累计推广燃料电池汽车1×108辆，建设加氢站100 座。各大能源企业、汽车企业也竞相进入氢能领域，中国石化提出建设国内第一大氢能公司，5 年内拟布局1 000 座加氢站；国家能源投资集团有限责任公司牵头成立中国氢能联盟，从制氢到加氢站全产业链布局，并积极参与燃料电池的研制。

相比之下，前些年受推崇的CNG（压缩天然气）汽车已处于萎缩之中，LNG 汽车续驶里程长、没有硫排放，可较好满足国六排放标准，替代重型柴油物流车具有广阔前景，但自始至终缺乏实质性的政策支持，主要靠市场自身发展，极易受油气价格比、LNG 供需关系制约，历年多次冬季用气高峰时LNG价格飙涨、供应短缺给LNG 汽车发展带来较大负面影响，天然气行业仍需高度重视，采取有效措施避免LNG 供应的大起大落。

2.4 中国天然气勘探开发面临稳产上产难、成本高的严峻挑战

中国天然气资源勘探开发面临着勘探对象日趋复杂、勘探目标隐蔽性增强、勘探难度日益加大等问题，全国剩余天然气资源中超过80%属于低渗、深层、深水，以及高含硫气田；近10 年新增探明储量中，常规低品位、非常规气储量占比超过70%，特别是近5 年占比逐年增加，2019 年超过80%，其中页岩气占比53%、致密气占比19%、常规低品位占比8.6%，探明储量劣质化将成为常态［22-23］。过去做出主要贡献的老气区控制递减的难度在不断增大，“十三五”期间陆上西南老气田、克拉2、涩北等气田已进入递减阶段，靖边、榆林、英买力气田群等重点气田“十三五”末也开始递减，继续稳产难度增加，苏里格气田等低品位气藏每年新建产能多用于弥补产量递减。2017 年，Ⅲ类致密气开发综合成本为1.2～1.5 元/m3，页岩气为0.9～1.2 元/m3，煤层气为1.5～2.2 元/m3［24］，加上净化处理及管输费用后，到市场的供气成本已高于国家发改委规定的省门站指导价格，目前技术经济条件下很多低品位资源难以实现效益开发。油气企业赢利能力面临严峻挑战。

此外，“双碳”目标对油气企业的甲烷管控、碳排放强度等提出了更高的要求。2021 年5 月18 日，中国油气企业甲烷控排联盟成立，提出力争实现2025 年天然气生产过程甲烷平均排放强度降到0.25%以下，接近世界先进水平，并努力于2035 年达到世界一流水平。“碳中和”大潮下，国际石油公司都在积极采取行动［25］，国内大型油气企业同样面临较大的转型升级压力，在积极拓展新能源业务的同时，仍需保持定力持续加大国内天然气勘探开发力度，发挥国产天然气的底线平衡和“兜底保障”作用。

2.5 天然气产供储销平衡和宏观调控面临更高要求

产供储销一体化运营管理模式下，现阶段95%以上的天然气资源由中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司供应，市场平衡特别是民生保供责任明确，国家能源主管部门也主要依靠三大石油公司保供。2020 年10 月起国家管网集团独立运营，原本是三大石油公司与下游用户之间的双边沟通协调，转变为资源供应商、管网、下游用户之间的多边沟通协调，在供销合同之外增加了管输和储气设施使用合同。相比之前的一体化运营模式，各环节信息对接、审批、汇报流程被人为拉长，协调工作量数倍增加，特别是在改革初期上中下游各方需要磨合和适应，各方出于维护自身利益考虑难免“斤斤计较”，一定程度上带来产业链运行效率的下降，产供储销贸平衡难度加大。

“十四五”期间天然气行业市场化改革、管网设施公平开放向纵深推进，国家管网集团的LNG 接收站除保障长协资源接卸外，剩余窗口期将全部推向市场，以招标方式出让。跨区域经营的燃气集团、北上广深等地的大型燃气企业、地方能源集团等都在积极谋划自主进口LNG，市场主体已由原来的少数几家快速增加到20 多家，市场竞争趋于白热化。另一方面，“双碳”目标下各方对中国天然气未来发展规模尚未形成共识，存量基础设施的发展、新增基础设施的布局、产供储销体系的平衡，都将面临更大的难度，对国家主管部门的监管与协调工作也提出了更高要求。

“十四五”期间中国天然气消费仍处于快速增长阶段，影响市场需求的不确定因素多，用气规律较难把握，需求量很难做到精准预测，运销分离管理模式、多主体供应格局、市场无序竞争更容易带来产销矛盾。特别是，天然气不同于普通商品，它关系国家的经济命脉与民生大计，并与国家安全紧密相联，处理不好会对社会产生负面影响。因此，在破除体制机制障碍、努力提供公平市场环境的同时，还需要各级政府加强宏观调控，加强法规制度及诚信体系建设，维护良好的市场秩序。

3 “十四五”天然气发展重点工作建议

“十三五”期间，中国天然气延续了过去 10年快速发展态势，今后几年天然气行业发展的主基调依然是“促生产、保供应、扩消费”。在“双碳”目标下，工业燃料及居民采暖煤改气、燃气发电需求有望快速增长，预计2025 年中国天然气需求量为4 500×108m3，年均增加约250×108m3，相应储气调峰能力需求超过700×108m3［26］。

“十四五”期间天然气行业重点任务可总结为“增供应、严监管、强平台、全开放”，其中增供应是核心。围绕增供应，加大国内外资源获取力度，增强管道输送及储气调峰能力，打破天然气供应保障能力瓶颈；进一步扩大设施公平开放、优化产品种类，严格服务价格及市场运行秩序的监管；在国家层面搭建天然气监管、交易和运行模拟平台，推动基础设施、资源供应及价格的全面开放。期待通过各方面努力，到“十四五”末基本建立起统一开放、竞争有序的天然气市场体系。

3.1 增强天然气供应能力方面

增供应，需要从资源供应能力、管道输送及储气调峰能力、市场体系建设等多个维度共同发力。

资源供应方面，首先是要夯实国内资源基础，加大对非常规、海洋及深水资源勘探开发支持力度，激励油气企业前沿技术研发和关键核心技术攻关，通过技术进步提高勘探成功率和采收率，努力推动增储上产；贯彻落实国家《关于统筹推进自然资源资产产权制度改革的指导意见》、自然资规〔2019〕7 号《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，全面推进矿业权竞争性出让，引导和鼓励符合条件的境内外各类市场主体积极参与油气勘探开发，鼓励以市场化方式转让油气矿业权；建立已探明未动用储量加快动用机制，采取企业内部区块流转，或参考产品分成模式多主体合作开发，激发起上游勘探开发的活力。其次，基于进口企业、管输企业、新进口资源多方共担的原则，国家层面统筹考虑化解疏导管网体制改革前特殊背景下签订的中亚、中缅等战略性进口管道高价长协资源，创造公平的竞争环境，保障整个天然气行业的健康可持续发展。再次，加强与重点资源国的多边合作，鼓励国内企业参与海外资源勘探开发，构建国际资源安全供应体系；引导沿海新建LNG 接收站项目签订一定比例的中长期资源采购协议，避免对LNG 现货的高度依赖，保障安全平稳供应。

管网及储气设施建设方面，一是抓紧明确管网独立后上游供气企业与国家管网集团间的储气调峰与保供责任，压实供气企业、管输企业、城市燃气企业及地方政府等各方的责任，遵循集约化、规模化原则，统筹区域、尖峰供用气平衡，尽早达到国发〔2018〕31 号《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》要求供气企业2020 形成不低于其年合同销售量10%储气能力，城镇燃气企业不低于其年用气量5%的储气能力，地方政府不低于保障本行政区域3 d 日均消费量的储气能力的储气调峰建设要求。二是积极引入多元化资本参与管网设施投资，允许多主体参与建设纳入国家和地方规划的管网设施，加快建设进程，推动天然气基础设施互联互通建设，打造“全国一张网、保供一盘棋”，满足气源外输及用户用气需求。三是推进省管网改革，落实地方管网设施公平开放政策，加快推进省级天然气企业“运销分离”，将管输环节逐步纳入国家管网统一调度范畴，向有资质的用户提供管输、气化等服务。

市场体系建设方面，需着重处理好计划与市场的关系，加强相关规章制度建设。一是发挥规划引领作用，统筹储运设施建设布局、引导资源开发与引进，既要避免相关企业片面追求经济效益拖延管网设施建设，同时也要避免LNG 接收站建设和资源引进“一哄而上”或“一哄而下”，导致严重的周期性供过于求或短期严重供求失衡。二是在国家管网与上下游之间建立高效的运行协调机制，由国家能源主管部门组织协调、各方参与，共同制定完善管网调度规则、管网开口规则、管容分配规则、管网平衡规则、标准管输合同等，避免垄断格局下的霸王条款。三是增强合同履约与诚信意识，上中下游企业通过合同、计划、日指定等方式，做好产业链各环节间的精准衔接。改革后管网公司出于高效运营考虑，将会严格执行管输服务合同，按合同约定的上载点、下载点、管容或储存容量、偏差范围等提供相应服务，合同设有履约保函、照付不议等保障履约条款。这就对托运商的生产运营精准度和执行力提出了更高要求，上游供气商、下游城市燃气企业或大用户对自身的生产经营须进行精细化管理，精准预测天然气消费需求，提前锁定所需资源、市场、管输或储气调峰能力，各环节积极协同做好产供储销衔接。

3.2 严格设施建设运行与市场监管方面

强监管，主要是加强对干线管网、省级管网、城市配气管网、储气库及LNG 接收站等储运设施建设运行、信息公开、容量分配、能力开放、服务收费等多方面的监管。

设施建设方面，重点是落实国家和地方天然气发展规划，按既定时间节点积极实施，避免部分企业因过多考虑经济因素拖延管道，特别是储气调峰设施建设，影响上游资源调运或向下游用户供气。

管输服务方面，作为改革的红利，下游用户和资源供应企业都期待管网独立运营后管输运价能有所下降。目前，干线管道运输价格由国家发改委核定，准许收益率为税后全投资8%。专家认为天然气基础设施投资相对上游勘探开发风险要小很多，应以股权资本收益率7%～8%作为基准收益率比较合适，而不是全投资的8%［27］。为此，一方面要求设施运营企业严格按照《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）》《关于加强天然气管网设施公平开放相关信息公开工作的通知》，以及发改能源规〔2019〕916 号《油气管网设施公平开放监管办法》等要求，全面及时公开和报送相关基础设施基本信息、企业运营信息、成本价格信息等，进一步提高透明度及各方参与的便利性。另一方面，国家价格主管部门应严格核定管输服务成本，适当下调管输收益至合理水平；能源监管部门严格监管管网设施运营企业的服务情况，确保严格执行管网调度规则、管网开口规则、管容分配规则等，向各类主体提供相对公平的服务。天然气基础设施收费模式还应借鉴国际经验，区分固定服务和可中断服务，试点并逐步推行“容量费+使用费”两部制收费方式，改变现行不考虑用户特性的单一制收费模式。不同于干线管输价格，省内管道运输价格和城镇燃气配气价格由地方省市级价格主管部门核定，由于各地服务成本核定时尺度把握宽严不同，实际价格水平有较大差异，随着供气规模的扩大部分城市仍有较大下调空间。国家层面可选取典型城市，抽调外部专业力量进行成本核查，树立行业标杆。

市场运行秩序的监管重点主要是防止设施运营企业利用垄断地位强制服务，或设置霸王条款，各方不履行供用气合同、不履行保供责任、制造谣言、哄抬气价等方面的违法违规行为，切实维护良好的天然气市场秩序。

3.3 推动基础设施及市场全开放方面

全开放，包括天然气基础设施剩余能力全部开放、上游天然气勘探开发与资源进口向所有主体充分开放、天然气价格全部市场化三个方面。发改能源规〔2019〕916 号《油气管网设施公平开放监管办法》要求设施运营企业应当公平无歧视地向所有符合条件的用户提供服务，考虑历史与现实，开放不可能一蹴而就，在役管网设施还须优先服务现有的基础托运商和基础资源，剩余能力向所有用户公平开放；对于“十四五”新建设施，包括国家级、省级管网公司及其他类型企业建设的设施，应采取公开招标等方式向所有用户提供公平无歧视的使用机会。

上游准入方面，国家发改委《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019 版）》已取消了对石油天然气勘查开发限于合资合作的限制，自然资规〔2019〕7 号《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》规定凡在中华人民共和国境内注册，且净资产不低于3×108元人民币的内外资公司，均有资格按规定取得油气矿业权，国内上游准入在政策上已基本没有障碍。

境外资源引进方面，除三大石油公司之外，LNG进口第二梯队不断壮大，多主体充分竞争的格局已然形成。2020 年中国进一步下放LNG 接收站的核准权限，预计“十四五”将有更多的主体，甚至是国外资源供应商在国内开展天然气销售业务，新的供应格局下“南气北上”“海气中进”将成为常态，不再仅仅局限于冬季保供的临时手段。

天然气定价方面，目前陆上常规气、进口中亚气、中缅管道气省门站销售价格仍受国家发改委管制，国产非常规资源及其他进口资源已实行市场化定价，“十四五”期间应逐步放开管制资源的价格，或者充分考虑勘探开发投资风险远高于管输行业的特点，参照国际经验适当调高上游环节的准许收益率，如按管输收益的1.5～2 倍核定，并给予更大的冬夏差别定价空间，以反映天然气生产企业参与调峰的成本。同时，天然气计价方式应尽快由目前的体积计价转向能量计价，以适应多气源、网络化供应格局，更好地融入国际贸易大市场。

3.4 加强平台建设方面

强平台，指加强交易中心市场化大平台建设，建立全国天然气市场监管平台、管网运行优化模拟平台。中国已成为世界第三大天然气消费国、第一大天然气进口国，“十四五”末有望超过俄罗斯成为第二大消费国，进口规模将达到2 000×108m3以上，国际天然气价格对国内市场的影响不断加大。为此，应依托上海、重庆、深圳等交易中心，着力打造东北亚天然气交易市场，通过降低服务佣金、向会员提供免费咨询服务，以及推出日前、平衡、月度、季度和年度等多种产品，满足各方资源优化组合、风险管理、套期保值、管网平衡等需求，千方百计吸引国内外资源供应商、城市燃气公司、大用户、独立交易商等更多的主体参与到市场交易中来，快速扩大交易规模，合力打造国际交易平台，形成有国际影响力的区域价格指数，真正发挥市场“风向标”作用，提高中国在国际市场的价格话语权和市场影响力。

加快建立国家级天然气市场监管平台应是平台建设的重中之重。通过该平台建设，不仅可汇总基础设施的基本信息、日常运行信息、价格信息、资源信息、政策信息、市场供求信息等，更为重要的是各级监管部门还可通过平台接收企业信息报送，快速获得全国及区域市场天然气运行情况，实现行业监管的电子化、网络化、实时化，并支持流程督办、视频会议、项目管理等功能，变革管理模式，提高工作效率。此外，建议主管部门组织主要供气企业或有实力的科研单位，利用人工智能、大数据分析等新的数字化智能化工具，建立全国或区域性的天然气产运销运行模拟平台，基于管网设施的拓扑结构及各方上报的产运销数据，挖掘历史用气特性分析，设置产供储销边界条件，进行不同时间尺度的运行模拟，提前研判产运储瓶颈，支持精准高效决策，重点针对特殊事件、突出事件进行情景模拟，实现风险预警快速响应。

3.5 天然气行业碳排放管控方面

天然气作为相对清洁的化石能源，在“碳达峰”与“碳中和”战略下被期待可在能源转型中起到支撑作用，但其含碳属性一定程度上又将制约其远期发展。天然气行业温室气体排放包括二氧化碳和甲烷两大类，主要来自勘探、开采、处理、运输、储存、配送过程的化石燃料燃烧、火炬燃烧、站场阀室工艺放空、设备泄漏逸散等环节，此外还包括外购电力和热力隐含的二氧化碳排放。2019 年，全球石油天然气行业抽采、加工、运输环节温室气体排放占全球能源行业温室气体总排放量的15%，其中甲烷排放占其中的一半左右。联合国环境规划署最新报告指出［28］，甲烷占全球温室气体排放的近五分之一，是迄今为止需要解决的最优先的短期气候污染物，以保持温升控制在1.5 ℃之内；削减甲烷是在未来25 年减缓气候变化的最有力手段，也是对减少二氧化碳排放的必要补充。加拿大已将2025 年油气行业甲烷减排 40%～45%纳入国家自主减排承诺，欧盟对其消耗和进口的天然气也设立了甲烷减排目标。中国天然气行业需要加快研究制定温室气体减排实施方案，在促进行业可持续发展的同时全面提升温室气体排放控制水平。方案制定须统筹好产业发展与减排；区分“碳达峰”与“碳中和”两个阶段，遵循“快增—稳定—缓降—快降”路径，确保天然气产业发展可预期，避免大起大落或失去投资信心；坚持创新驱动，通过创新提升能源利用效率、减少温室气体排放与碳捕集利用与封存，促进天然气多能融合发展；坚持底线思维，防止低碳转型中供给与需求脱节，防止过度追求碳减排影响国家能源安全。

天然气行业减少温室气体排放首先要摸清家底及具体排放源，然后才能有的放矢。二氧化碳排放主要源于行业内直接使用的各类燃料和电力，可通过节能与提效、转向清洁燃料、清洁电力替代等措施。相比之下，现阶段中国油气行业甲烷排放量主要基于IPCC（政府间气候变化专门委员会）第一层级或第二层级的方法进行估算，活动水平估算粗糙，排放因子选取多基于场站级或取缺省值，因而估算的排放量有极大不确定性，对关键排放源识别不清。准确的甲烷排放应尽可能采用第三层级方法，即基于设备级的测量数据进行核算，结合大气级、场地级检测，进行多尺度不同数据源甲烷排放清单交叉印证，然后针对性进行控制与治理。因此，在将甲烷排放纳入国家气候目标和“十四五”相关规划的同时，当前迫切需要建立与完善天然气行业甲烷排放监测体系，修订甲烷排放核算与报告标准，建立甲烷减排评估认证平台，革新技术装备提高关键排放源识别与控制能力，强化放空和火炬燃烧活动管理。此外，政府层面也需加大资金和政策支持，利用碳交易、自愿减排交易等市场化机制进一步推动甲烷减排工作。