碳达峰碳中和背景下建立煤层气市场的基本思路★

王 璟

（山西省宏观经济研究院， 山西 太原 030024）

0 引言

“双碳”目标对降低CO2排放、推动能源结构调整提出了明确要求，在保障能源供给安全前提下，加快低碳能源开采利用，是能源领域需要解决的重大问题。煤层气是优质清洁能源，加快煤层气开发利用，在保障煤矿开采安全、能源供给安全的同时，可以有效降低CO2排放、优化能源供给结构。长期以来，煤层气管理体制改革进展缓慢，束缚了产业快速发展，一些制约煤层气开发利用的体制性障碍没有得到根本性根除，竞争性煤层气市场尚未建立。建立竞争性煤层气市场，是石油天然气体制机制改革的核心，是构建现代市场体系的重点，是建立国内统一大市场的重要内容。山西煤层气资源丰富，是国内重要的开发利用基地，要抓住能源供需结构变革机遇，建强煤层气市场主体，完善交易市场与规则，优化市场格局，深化管理体制机制改革，完善法律保障，统筹利用煤层气和天然气两种资源，利用好国内外两种资源，巩固和提升煤层气产业竞争力和产业效益。

1 我国煤层气市场现状

我国煤层气产业在资源市场、要素市场、基础设施和制度建设方面，发展较为滞后，对煤层气市场培育形成了制约。因煤层气价格与成本之间关系并未理顺，企业投资热情不高，取得勘探开采权后不愿继续增加投入的情形较多。在管输环节，全国天然气骨干网络基本成型，但在互联互通、管网智能化运行和储气设施建设方面仍有不足，调峰能力不能满足实际需求。煤层气资源主要被央企获得，央企往往在开采地注册分公司，税收回流央企总部所在地，与地方关系协调存在一定障碍。煤层气价格形成机制尚不完善，对煤层气成本监审仍有改进余地，煤层气价格不能很好地反应资源稀缺性和市场供需变化。煤层气价格联动机制尚不健全，出厂价格、管输价格、门站价格和终端销售价格共同构成价格体系，上游和中游成本向下游传导机制不畅通。煤层气补贴力度不够，和美国相比，我国煤层气补贴占销售价格不到20%，远低于美国的40%。

2 煤层气市场的基础

构建竞争性煤层气市场，需要放宽行业准入标准，推动自然垄断业务和竞争性业务分离，推动投资主体多元化，鼓励和引导各类市场主体进入煤层气市场公平竞争。

2.1 行业准入概况

从我国煤层气上游市场看，中石油、中联煤层气公司拥有76%煤层气田勘探开采权（2017 年数据）[1]。以山西省为例，山西境内埋深2 000 m 以浅的煤层气地质资源量约为8.31 万亿m3，约占全国资源量的1/3，2022 年累计抽采煤层气96.1 亿m3，占全国同期产量的83.2%，全省煤层气登记面积90%以上都掌握在中石油、中石化和中海油（中联煤层气公司）等企业手中，这与全国上游市场结构高度相似。按照国家石油天然气体制改革要求，上游环节逐步放开，由于煤层气勘探开发成本高于常规天然气，即使煤层气补贴标准提高后，价格仍基本相当于常规天然气，煤层气利润较低，导致企业既不愿放弃项目，又不愿增加投入，部分项目建设进展缓慢，出现“勘而不探、探而不采”问题。上游市场结构想要在短时间内改变，在客观上具有一定难度。

从下游市场看，按照国家石油天然气体制改革要求，要放开下游环节。销售市场由中石油、中石化和中海油（中联煤层气公司）三家高度集中，正逐步向以中石油、中石化和中海油（中联煤层气公司）为主，蓝焰控股、新天然气等公司积极参与转变。

根据英国、新加坡等国经验，我国可以引入托运商制度，托运商依照注册申请成立，上游企业依照议定购气比例将煤层气销售给托运商，托运商依照市场定价方式向下游用户转售。托运商制度并不改变管网企业垄断性质，可以有效增加市场流动性，在供气、调峰、储气等领域提供更好的服务，降低市场交易成本和不确定性。在去中心化背景下，托运商为信息交互提供便利，满足购买方不同需求，可以提高交易成功率。

2.2 供方市场结构

1）商业储量。我国煤层气资源丰富，开采潜力大，区域分布较为集中，埋藏深度利于开发。埋深2 000 m以浅的煤层气资源量达31.7 万亿m3，与陆上常规天然气资源量相当。其中，埋深1 500 m 以浅的煤层气资源量达27 万亿m3。埋深2 000 m 以浅的煤层气主要集中在华北、西北、华南、东北及滇藏五大聚煤区，鄂尔多斯、沁水、准格尔、滇黔贵、吐哈、二连、塔里木、海拉尔和伊犁等9 大盆地煤层气资源量占全国煤层气资源量的83%。其中，沁水盆地具有全国1/10 的煤层气资源，已成为我国重要的煤层气出产基地。按埋藏深度区分，1 000 m 以浅、1 000～1 500 m 和1 500～2 000 m 的煤层气地质资源量，分别占全国煤层气资源总量（2 000 m 以浅）的38.8%、28.8%和32.4%。山西省是全国煤层气资源最为富集的地区，2 000 m 以浅的煤层气资源量为8.31 万亿m3，约占全国总量的1/3。2022 年，全省煤层气累计抽采量达96.1 亿m3，占全国同期煤层气产量的83.2%。

2）供方企业。上游开采环节，基本由中石油、中石化和中海油等三家企业垄断，部分中小型国有企业和民营企业占据市场份额较小。其中，蓝焰控股因起步较早，技术较为成熟，地面抽采及利用率较高，占全国总量的30%。下游销售环节，城燃市场前五名分别为华润燃气、港华燃气、新奥能源、中国燃气和昆仑燃气，工业燃料一般采取从开采企业购买、境外进口和燃气企业购买方式。山西煤层气供应企业主要有中石油、中石化、中联、晋煤（蓝焰）和兰花等企业。从市场发展看，城燃市场前五名分别为华润燃气、港华燃气、新奥能源、中国燃气和昆仑燃气，勘探、开采环节存在进入壁垒，竞争性市场尚未建立。

2.3 管网

煤层气管网建设取得积极进展。山西省长输管线主要有端氏—晋城—博爱、端氏—沁水、晋城—侯马、晋城—长治、太原—和顺—长治，陕西省长输管线主要有韩城—渭南—西安，河南省长输管线主要有沁阳—济源（晋气入豫配套支线），辽宁省长输管线主要有调兵山—银州—开原—清河。“十二五”期间，我国实际铺建煤层气主管道超过4 300 km，年输气能力达180 亿m3[2]。山西省结合西气东输、陕京线和榆济线，建设煤层气管道8 610 km，覆盖全省11 市、111 县（市、区）。其中，“西气东输”管线覆盖煤层气总资源量近14 万亿m3[3]。根据国家石油天然气体制改革要求，国家管网公司将统筹建设天然气（包含煤层气）管道，管输环节市场格局将由“国家管网公司+地方管网公司+支线管道公司”，逐步过渡到基本由国家管网公司垄断。地方管网公司与支线管网公司可以通过参股、控股等方式并入国家管网公司。国家管网公司成立后，煤层气消纳方式可以转变为从产地购进煤层气，在消费地卸下同等热值煤层气。因此，长距离管输或LNG 方式可能会有所减少。在管道第三方准入模式下，平衡责任由管道公司转向用户，用户需要考虑平衡要求。在公开准入市场中，用户可以将管道容量在二级市场上交易，收入归管道公司所有。

2.4 储气设施

储气设施是建立竞争性市场的基础条件。从全国情况看，截至2021 年底，我国累计在役储气库（群）15座，形成储气调峰能力超过170 亿m3，占2021 年全国天然气消费量的4.5%以上。地下储气库具备较好的套利功能，利用峰谷价差可以获得一定收益，规避煤层气价格变动风险。地下储气库是季节调峰主要设施，经验表明，季节调峰量占全年消费量的6%，远低于12%～15%的国际平均水平。因此，地下储气库将是储气设施建设重点。社会资本参与LNG 接收站的热情较高，截至2022 年10 月，全国共建成LNG 接收站24 座，储罐能力达到1 398 万m3。

2.5 分离管输与销售服务

从国内外石油天然气体制机制改革经验看，科学、合理地解决煤层气输配环节自然垄断问题，破除生产端与消费端之间的体制机制性障碍，通过引入煤层气供应之间的竞争，降低交易成本，成为各国改革的共识。因此，建立竞争性煤层气市场的基本要求之一，就是管网公司向第三方公平开放运输服务网络，终端用户可自主选择供应商购买管输服务。分离管输与销售服务，是为了保证第三方与销售公司可以公平使用管输服务，管网公司在运输煤层气时，不附加任何歧视性条件。也有观点认为，管网公司不应提供煤层气销售服务。

经过3年的监管实践，辖区农残检测工作从一片空白到一枝独秀，农贸市场蔬菜农残检测覆盖率从不足五分之一到全覆盖，检测量从单个市场每天抽检量不到1批次到10批次，蔬菜检测合格率达到100%。随着农贸市场蔬菜农残检测工作的深入，我们认识到，加强农残检测工作仍面临诸多急需解决的制约性难题。

2.6 第三方准入

第三方准入是管网公司与第三方达成一致，为第三方运输煤层气。第三方准入，改变了以往管网公司既是承运人，又是托运人的市场格局，管网公司要向所有托运人开放管道运输服务。可以采取市场化条件下的协商一致方式和政府监管下的开放方式。第三方准入的前提是引入煤层气供应，终端用户自主选择供应商。同时，第三方准入要求建立信息公开的交易市场，市场参与者可以获得供应、需求、容量及价格等方面信息。管网公平开放体制下，终端用户和生产商之间建立直接交易关系，管网公司承担运输任务，中间服务商由此产生，可以为市场提供从井口到用户的全过程服务，价格体系由煤层气价格、管输价格和储气价格构成。

2.7 价格机制

价格机制改革是市场化改革的核心和难点所在。国家深化价格机制改革对煤层气价格改革提出明确要求，将竞争环节和垄断环节价格分离，要求实现竞争环节定价市场化，上下游环节价格联动。研究表明，政策和市场对煤层气价格关联度较高[4]。因此，上游要加大补贴力度，稳定开采气价，规范管输环节利润，完善输配气环节价格监审，完善管输环节价格形成机制，统筹确定省级管网运输价格，改变门站价格“基准价格+浮动”定价模式，煤层气销售由市场形成。

2.8 煤层气市场所处发展阶段

有学者将天然气市场发展阶段划分为初始增长、快速增长和稳定增长三个阶段。从我国煤层气发展实际情况看，我国煤层气产业自2003 年进入商业化生产启动时期以来[5]，正处于发展初期[6-7]。在我国石油天然气体制改革推动下，煤层气市场建设明显加速，即将进入石油天气与煤层气竞争的阶段。

3 竞争性煤层气市场构成

构建竞争性煤层气市场，要以天然气统一大市场为前提，在煤层气产业绿色、低碳、高效发展和煤层气管理体制市场化改革双目标指引下，坚持创新驱动，突破勘探开采利用关键技术，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，构建完整、安全的产业链，促进要素自由流动，完善基础设施建设，优化市场结构，完善市场机制和制度体系建设，加大监管力度。

3.1 煤层气产业链

围绕建设完整、安全产业链，着力提升勘探开采能力，切实提升资源可采储量，开发资源市场，依托“一带一路”战略，重点在中东欧国家、俄罗斯远东地区等地，以参股、控股和项目合作等方式开发境外煤层气资源。支持国家管网公司收购地方管网公司，支持企业建设储气设施。积极拓展煤层气消费利用市场，加大力度建设县（镇）煤层气管网，支持煤层气与常规天然气建设“冷—热—电”三联供能源系统，完善煤层气调峰电源点建设。

3.2 煤层气要素市场

煤层气金融市场主要指煤层气现货市场和期货市场，国家层面可以依托上海石油天然气交易中心和重庆石油天然气交易中心，开展煤层气现货与期货交易，可以在山西晋城建设专业化的煤层气交易中心，开展现货与期货交易。还可以与现有期货交易市场对接，联合组建交易平台，确定交易品种、价格及结算方式。煤层气科技与技术装备市场，涵盖支撑煤层气产业链创新驱动发展的研发机构、科学与工程技术、技术装备、管理咨询、科技情报和知识产权等，可以依托行业协会组建交易平台，也可以发展中介服务机构，建设交易市场。煤层气人才市场覆盖全产业链生产经营管理的专业人才、管理人才和操作人才等，可以与专业的人才交易中心（市场）联合建设。煤层气信息市场，主要由公共信息平台与支撑体系组成，公共信息平台包括煤层气能源互联网核心节点、交易电子认证服务中心和网上金融支付中心等，可以委托行业协会、专业服务机构等开展业务，支撑体系包含煤层气区域市场信息网络枢纽、信息集散中心和网络交易，需要独立建设平台，可以由交易中心承建。

3.3 煤层气基础设施

煤层气基础设施，包括煤层气市场体系的物质基础和正常运行的基本保障[8]。供应链基础设施包括勘探开采基础设施、管网、压缩和储运基础设施以及利用设施等，其中，管网设施和储备设施关系煤层气市场的高效、稳定运行[9]。计量监测与数据采集处理设施负责生产、运输、压缩、储备、销售和利用，对全过程信息进行收集、分析和处理[10]。智慧管理设施依托现代信息技术，支撑建立管理决策系统。应加大基础设施建设投入力度，完善投融资体制改革，支持社会资本进入，支持与华为等公司开展合作，强化智慧管理应用。

3.4 煤层气市场结构

市场结构包括市场主体、市场格局和市场集中度[11]。煤层气市场主体主要包含供应企业、用户。此外，政府监管部门与中介服务机构也是市场主体的组成部分。煤层气市场格局是供需双方的力量对比，分为供不应求、供大于求和供需基本平衡等。我国煤层气市场格局为供不应求，这与常规天然气进口依存度较高基本一致。煤层气市场集中度反映了竞争程度，分为垄断、竞争和混合三种类型，上游环节为混合型，中游环节为独占垄断型，下游环节为竞争型。上游环节应强化勘探开发进度监管，支持企业加大投入力度，中游环节应完善公平准入制度的建设与落实，下游环节应建立公平竞争的市场秩序。

3.5 煤层气市场规制

1）规制立法是前提。要充分发挥市场机制对资源配置的调节作用[12]，完善矿产资源法律制度体系，修订石油天然气领域法律法规。上游环节应稳妥处理与压覆矿产资源、林权之间冲突，稳妥处理勘探开采权有序退出问题。中游环节应稳妥处理管网安全与公平准入，保护储气设施企业的积极性。下游环节应稳妥处理价格市场化改革、公平竞争和安全等问题。

2）规制机构是保障[13]。现行管理体制下，煤层气行业主管部门是能源管理部门，发改委、自然资源部和商务部等部门依据职责从事相关管理、指导职能，应从产业发展规律、可持续发展等角度，强化行业监管，规范开发利用行为。

3）规制内容是核心。加大补贴力度，鼓励企业增加资源勘探开采投资，进一部放开外资准入限制，严格执行外商投资准入负面清单制度，完善成本监审，深化价格改革，推动上游成本与下游销售价格联动，加大税收优惠，完善探矿权、采矿权退出机制，督促企业及时勘探开采，强化社会性规制，提高勘探开采利用过程中的绿色化发展水平。

3.6 煤层气交易中心

煤层气交易中心是煤层气市场发育逐步成熟的必然结果。总体思路：以建立一个能够反映国内煤层气市场供需关系和资源稀缺程度的开放、竞争、规范、有序的现代煤层气交易中心为目标，逐步发展煤层气现货交易，满足用户调峰需求和短期需求，发展煤层气期货交易。与常规天然气市场对接，引入常规天然气相关资源与交易主体，形成煤层气基准价格，推动形成区域性天然气基准价格，推动中国成为地区天然气定价中心。

1）市场定位。我国煤层气交易中心定位于国内市场，目标是建立国内煤层气交易中心。我国煤层气主产区紧邻常规天然气陆上主产区，与煤系页岩气、致密砂岩气主产区重叠。建立煤层气交易中心，推动建成完善天然气交易市场，在欧亚大陆东部形成与北美和欧洲并立的第三大国际天然气市场，体现对国际天然气价格的影响力，提高中国在国际能源和地缘政治中的地位。

2）实施步骤。根据当前供需形势、基础设施状况、市场运行机制和定价机制现状，分步骤建立完善煤层气交易中心是符合实际的。目前，已具备开展煤层气现货交易前提条件，采取“循序渐进、试点推广、分步发展”办法，分阶段、分层次开展煤层气交易中心建设。

第一阶段：在山西省晋城市等煤层气主产区试点开展双边协定合约方式的煤层气现货交易，根据用户需求和供气能力达成短期供气协议，满足用户在特定时间（如冬季）特殊用气（如调峰用气）需求。主要理由：晋城市是我国煤层气主产区，技术相对成熟，管理运营经验丰富，临近河北省、山东省和河南省等能源需求大省，煤层气管网、天然气管网建设相对完善。在晋城市建设中国煤层气交易中心，条件较为成熟。

第二阶段：逐步扩大双边协定煤层气现货交易试点范围，与上海石油天然气交易中心深入对接，实行标准、规范的煤层气现货竞价交易。在交易场所内进行交易，市场参与者可通过交易所内天然气（煤层气）现货交易系统，由竞争性报价买入或卖出某一交割点不同气源（包括煤层气、国产天然气、进口管道气和LNG）的现货天然气。推进上海石油天然气交易中心国际化程度，提高天然气交易价格权威性及代表性，形成亚太地区天然气基准价格。

第三阶段：待相关条件具备后，择机推出煤层气期货合约，逐步引进天然气相关资源企业和投资机构进入，建立覆盖周边国家和地区的现货交易、远期交易和期货交易并行的多层次天然气（含煤层气）市场交易体系。

基于煤层气金融工具发展、煤层气热值计价方式改革，成立上海石油天然气交易中心，为未来煤层气市场化发展提供了清晰路径，即现货交易—期货交易—气气联动—国家级交易中心，将解决煤层气定价机制存在的问题，实现不同气种、不同能源之间价格联动。随着我国煤层气市场发展完善，推动煤层气热值计价改革，建立统一的煤层气计量标准，将推动开展煤层气现货交易与期货交易，助推我国在国际市场上取得天然气价格话语权。