中国天然气发展报告  2016

中国天然气发展报告

2016

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

互汕JL圭甘,妝社

中国天然气发展报告

(2016 )

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

《中国天然气发展报告（2016）》编委会

（以下按姓氏笔画排序）

怠协调人：

郭焦锋

编写单位：

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

支持单位:

中国科学院科技战略咨询研究院

中国能源研究会

中国石油和化学工业联合会

上海国际能源交易中心 中国石油规划总院

出版和翻译单位：

石油工业出版社

一、世界天然气发展现状1

二、中国天然气发展现状7

三、中国天然气发展前景17

四、中国天然气战略地位、发展路径和政策取向29

结束语43

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一、世界天然气发展现状❶

世界天然气资源丰富，供应相对充裕。亚太和中东地区消 费量增长迅速、占比逐年提高，亚太地区在世界天然气市场的 地位逐渐增强。

（一）世界天然气资源丰富

截至2014年底，世界常规天然气可采资源量为559.5万 亿立方米，累计产量103.5万亿立方米；非常规天然气可采资 源量为543.5万亿立方米（其中致密气83.6万亿立方米，页 岩气196.8万亿立方米，煤层气52.4万亿立方米，天然气水 合物184万亿立方米，其他为水溶气）,累计产量5.9万亿立 务米。按照目前年产量3.6万亿立方米测算，世界天然气资源 可供开采200年以上。

（二）世界天然气产量逐年增加

2005年世界天然气产量为2.8万亿立方米,2015年增至3.6 万亿立方米，其中年产量居前五位的国家分别是美国（7673亿 立方米）、俄罗斯（5733亿立方米）、伊朗（1925亿立方米）、 卡塔尔（1814亿立方米）和加拿大（1635亿立方米）。分区 域看，2015年，北美地区产量9840亿立方米，占世界总产量 的27.3%；前苏联地区产量7513.8亿立方米，占比20.9%； 中东地区产量6179.0亿立方米，占比17.2%；亚太地区产量5566.6亿立方米，占比15.5%。

❶本节储量、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》。

（三）世界天然气消费量持续增长

2005年世界天然气消费量为2.77万亿立方米，2015年增 至3.47万亿立方米。2015年天然气在世界一次能源消费中占 比为23.7%。2015年天然气消费量超过1000亿立方米的国家 有美国（7779.7亿立方米）、俄罗斯（3914.8亿立方米）、 中国（1931亿立方米）、伊朗（1912亿立方米）、日本（1134 亿立方米）、沙特阿拉伯（1064亿立方米）和加拿大（1025 亿立方米）。分区域看，2015年，北美地区占比27.8%,亚 太地区占比20.2%,前苏联地区占比16.7%,欧洲地区占比13.3%,中东地区占比14.1%,其中亚太、中东地区天然气消 费量快速增长，占比逐年提高，北美、前苏联地区的增速相对 较缓，占比呈下降趋势。

（四）世界天然气贸易市场加快发展

'世界天然气贸易量占消费量的比重呈增长态势。2005年世 界天然气贸易量为7214亿立方米，2015年贸易量增至10424 亿立方米，其中管道天然气贸易量7041亿立方米、LNG贸易 量3383亿立方米，管道天然气仍是天然气贸易的主要形式。 世界天然气贸易流向继续向亚太地区转移。2010-2015年期间， 欧洲地区的贸易量共减少384.8亿立方米；而同期亚太地区贸 易量共增加886.8亿立方米；北美地区进口管道气和LNG贸 易呈平稳下降态势。2015年，世界天然气供需总体宽松，价格 大幅下滑。从区域价格看，美国亨利中心的年均价格为2.62 美元/百万英热单位，同比跌幅近40% ；英国国家平衡点（NBP） 年均价格为6.62美元/百万英热单位，同比下跌14%；与

“日本一揽子进口原油价格” （JCC）挂钩的亚洲液化天然气（LNG）进口年均价格为10.64美元/百万英热单位，同比下 降34.4%。

（五）世界典型国家天然气发展经验借鉴

世界典型国家天然气发展遵循启动期、发展期、成熟期 的产业发展规律，快速发展期一般经历30年左右。如美国，1945年天然气消费量突破1000亿立方米，1970年增至6000 亿立方米，经历了25年的快速发展，期间消费量年均增长约200亿立方米；英国1970年天然气消费量突破100亿立方米，2000年增至968亿立方米，经历了30年的快速发展，期间消 费量年均增长约30亿立方米；日本1976年天然气消费量达到100亿立方米，2012年增至1135亿立方米，经历了36年的快 速发展，期间消费量年均增长约30亿立方米。

驱动天然气快速发展的因素主要包括政策、资源、基础设 施、价格等方面。通常在能源转型中，加大天然气利用由环保 问题触发，政策特别是环保政策和产业政策在天然气发展的关 键节点起到主要推动作用，而市场化进程则是天然气产业可持 续发展的重要保障。19世纪末20世纪初，美国煤炭消费量占 一次能源比例达到80%, 1943年洛杉矶光化学烟雾事件后陆续 发布《清洁空气法》《清洁电力计划》等，“页岩革命”进一 步加速了 “气代煤”进程，到2015年，天然气占美国一次能 源消费比例升至29%,煤炭下降为16%。1952年伦敦烟雾事件, 英国出台《清洁空气法》，伦敦市区及近郊区设禁煤区，1974 年颁布《污染控制法》，严格限制煤炭大气污染物排放，鼓励 利用天然气，随着煤炭逐步被天然气和石油所替代，困扰欧洲 国家多年的煤烟型污染才得以解决。

二、中国天然气发展现状

中国天然气资源丰富，初步形成多品种、多渠道的多元化 矢应和“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的供气格局。 堯定的供应和初具规模的基础设施有力支撑了中国天然气的快 云发展，天然气消费市场已遍及中国内地31个省份（自治区、 宣辖市）。同时，天然气市场化改革有序推进，试点改革探索 云得阶段性突破。这些为未来天然气成为中国主体能源打下了 良好基础。

（-）中国天然气资源潜力大

,全国常规天然气地质资源量90万亿立方米，可采资源量50万亿立方米。埋深4500米以浅页岩气地质资源量122万亿 立方米，可采资源量22万亿立方米，具有现实可开发价值的 有利区可采资源量5.5万亿立方米。全国埋深2000米以浅煤 层气地质资源量30万亿立方米，可采资源量12.5万亿立方米, 具有现实可开发价值的有利区可采资源量4万亿立方米。

截至2015年底，全国累计探明常规天然气地质储量13.01万 亿立方米，剩余可采储量5.2万亿立方米；累计探明煤层气地质 储量6293亿立方米，剩余可采储量3063亿立方米；累计探明页 岩气地质储量5441亿立方米，剩余可采储量1302亿立方米。

（二）中国天然气供应能力快速增长

国产气已形成常规、非常规多元供气局面。2005年国内天 然气产量500亿立方米，2015年增至1350亿立方米。其中，

】〕15年全国煤层气地面抽采量44亿立方米，同比增长19%； 页岩气勘探开发自2011年获得工业性突破以来取得跨越式发 昊，2015年页岩气产量约46亿立方米，同比增长近3倍。

进口气已形成管道气和LNG多渠道供应格局，资源进口 国达10个以上。2015年，进口气量614亿立方米，其中：管 道气进口量356亿立方米，主要来自土库曼斯坦、缅甸、乌兹 別克斯坦等国；LNG进口量258亿立方米，长协进口主要来自 卡塔尔、澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚和巴布亚新几内亚 等国，现货进口主要来自也门、阿尔及利亚等国。

（三）中国天然气消费增长迅速

2005年中国天然气消费量为468亿立方米，2015年消费 量增至1931亿立方米。2005—2015年，天然气消费年均增速化％,是中国一次能源消费年均增速的3倍。天然气在一次能 源消费结构中的比例从2005年的2.4%增至2015年的5.9%, 人均年用气量约140立方米。从消费结构看，2015年工业燃料 消费量737亿立方米、占比38.2%,城镇燃气消费量628亿立 方米、占比32.5%,发电用气量284亿立方米、占比14.7%, 化工用气量282亿立方米、占比14.6%₀从消费季节性特点看, 受气温和用气结构的影响，不同地区季节调峰差异较大，东北、 西北和环渤海地区调峰比例在12%〜15%,长三角、中南地区 调峰比例在5%〜6%,西南、东南沿海地区调峰比例在3% ~ 4%_o 天然气消费区域已扩展至中国内地31个省份（自治区、直辖市）, 2015年天然气消费量超过100亿立方米的省份（自治区、直辖 市）有江苏、四川、新疆、广东和北京。

（四）中国天然气管网基础设施处于快速发展期

截至2015年底，全国建成陕京线、西气东输、川气东送、 中亚天然气管道、中缅天然气管道等长输管道里程约6.4万千 米；建成LNG接收站12座，总接收能力4380万吨/年；建 成地下储气库18座，有效工作气量55亿立方米/年；天然气 发电装机5700亿千瓦（不含分布式）；建成CNG/LNG加气 站6500座，船用LNG加注站13座。目前已形成常规和非常 规国产气、陆上进口管道气、海上进口 LNG等多气源互济，“西 气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的供气格局；形成 地下储气库、LNG接收站两大主力调峰方式，管网覆盖主要产 气区以及长三角、珠三角和环渤海等区域。

（五）中国天然气已形成比较完整的产业体系

改革开放以来，历经多轮机构改革、企业重组等方面改革, 中国天然气产业已初步形成以中国石油、中国石化、中国海油 三大国有油气公司为主、其他所有制企业为辅，上游勘探开发、 中游管输、下游消费市场不同程度竞争的产业格局。政府管理 方面，国家发展和改革委员会、国家能源局主要负责协调全国 油气行业相关政策、重大项目投资和对外合资合作等，国土资 源部负责上游勘探、开发的许可管理等，国有资产监督管理委 员会以出资人身份负责监管天然气行业国有企业的资产。此外, 商务部、环保部、住建部、工信部、交通部、财政部、税务总 局等部门按职责履行对天然气行业的管理或监管。

上游勘探开发领域参与主体逐步多元。除三大国有石油公 司外，延长石油等依托既有区块参与上游勘查开采，京能、宝 莫等通过新疆试点区块招投标进入上游勘探，华电、华能、重 庆能投等通过招标进入页岩气上游，晋煤、河南煤层气等从事 煤层气勘査开采，石化油服、长城钻探、杰瑞等多种主体参与 油田服务。对外合作方面，目前中国石油、中国石化拥有陆上 天然气勘探开发对外合作专营权，中国海油拥有海上专营权， 中国石油、中国石化、中联煤层气公司和河南煤层气公司拥有 煤层气对外合作专营权。管输领域以管输与销售捆绑垄断经营 为主。目前天然气干线主要由中国石油、中国石化、中国海油 等国有公司采取上中下游一体化模式管理运营，区域或省内长 输管道除三大国有石油公司所建支线外，还存在与地方企业合 资共建、地方管输公司或燃气公司独建等多种模式。天然气主 要批发商为中国石油、中国石化和中国海油，除部分直供给电 厂、工业等用户外，其余均分销给省级管网、城市燃气公司、 小型LNGZ厂等，然后经二次或多次销售给居民、工业、CNG加气站等终端用户。配售领域大多由地方政府授权特许 经营。目前国内有超过200家城市燃气公司，2015年5大城市 燃气公司（北京燃气、华润燃气、新奥燃气、中国燃气、中华 煤气）合计销量相当于全国天然气销售总量的30%。

（六）中国天然气行业管理和体制政策不断完善

“十二五”以来，中国天然气领域有序开展了放开价格、 放宽准入、简政放权等体制机制改革，并初步建立了产业政策 体系，为未来天然气大规模发展提供了基础保障。一是完善战 略、规划体系。出台了《能源发展战略行动计划（2014-2020 年）》，发布了天然气、页岩气、煤层气五年期发展规划。二 是勘探开发体制改革取得突破。常规油气勘探开发体制改革新 疆试点完成**轮探矿权招标，页岩气2011年单列为独立矿 种并陆续完成了两轮探矿权招标，油气上游投资主体进一步多 元化。三是落实产业政策。出台了《天然气利用政策》《页岩 气产业政策》《煤层气产业政策》以及页岩气、煤层气开发利 用补贴政策等。四是深化价格改革。实现了存量气、增量气价 瘩并轨，放开了大用户直供，门站价格由政府指导定价改为基 准定价，成立了上海石油天然气交易中心。五是简政放权持续 推进。国内自营油气田产能建设项目全部实行备案制，非跨省 （自治区、直辖市）油气管道项目、进口液化天然气接收站原 址扩建项目核准权限下放到省级政府。六是加强行业管理和监 管。出台了《天然气基础设施建设与运营管理办法》《油气管 网设施公平开放监管办法》以及《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）》， 基础设施向第三方公平开放开始实施。

三、中国天然气发展前景

随着中国生态文明建设的持续推进，新型工业化、城镇化 深入发展，天然气产业迎来了难得的发展机遇。通过推动能源 革命，深化体制机制改革，加强国际合作，未来中国将形成市 场结构合理、资源供应多元、储运设施完善、法律法规健全的 统一开放、竞争有序的现代天然气产业体系，天然气将逐步成 为中国的主体能源。

（一）中国天然气市场需求潜力大

2015年，中国人均天然气消费量约140立方米，天然气 占一次能源消费总量的比重约5.9%,远低于世界平均水平的23.7%。随着中国绿色低碳能源战略的持续推进，发展清洁低 碳能源将成为优化能源结构的重要途径，未来较长一段时期天 然气将在中国能源发展中扮演重要角色。通过加大政策支持 力度，力争2020年天然气在一次能源消费结构中的占比达到10%；到2030年，力争将天然气在一次能源消费中的占比提高 到15%左右。未来天然气需求增量主要来自城镇燃气、天然气 发电、工业燃料和交通运输四大领域。

城镇燃气：随着中国新型城镇化建设深入推进，城镇化率 稳步提升，预计到2020年达60%, 2030年达70%。未来城镇 燃气发展方向主要包括三个方面：一是稳步发展民用气。提升 居民气化水平，城镇居民气化率2020年达50%〜55%, 2030 年达65%〜70%,并同步拓展公共服务、商业用气市场。.二是

有序发展天然气采暖。发展城市集中式采暖、燃气空调、分户 式采暖，在南方有条件地区以集中式和分散式供暖相结合的方 式利用天然气采暖。三是推进重点地区气化。以京津冀及周边 地区、长三角、珠三角、东北地区等为重点，设立重点区域“禁 煤区”，加快燃煤锅炉天然气替代以及城市、乡镇生活燃料以 气代煤。

天然气发电：天然气发电既是电源结构的重要组成部分， 也是天然气市场发展的主要驱动力。目前，中国天然气发电呈 现装机和发电量“双低”状态。未来中国天然气发电的发展方 向主要包括三个方面：一是有序发展天然气调峰电站，提升能 源融合水平。促进天然气发电与可再生能源发电融合发展和提 升用电负荷中心电力安全保障水平。二是因地制宜发展天然气 甄电联产，提升环境质量。在大气污染防治重点地区的经济技 术开发区、高新产业园区鼓励发展带稳定热负荷的热电联产项 目，在采暖地区适度发展带采暖的热电联产项目。三是大力发 展天然气分布式能源，提升能源品质。在大中城市的大型商业 综合服务区、高校园区及高新产业园区等加快发展天然气分布 式能源，提升天然气综合利用效率。预计到2020年，天然气 发电装机占中国电源总装机达到5%以上；到2030年，力争将 天然气发电装机比例提高到10%左右。

工业燃料：目前，欧美等发达国家工业燃料中煤炭占比 低于15%,而中国高达70%以上。2015年中国工业燃料用 能中，天然气占比仅为10%,远低于欧美日等发达国家水平(40%〜50%)。为实现中国工业燃料质量升级，必须对工业

领域的能源结构进行调整，“煤改气”是切实有效的措施之一。 未来天然气在工业燃料领域的发展方向主要包括两个方面：一 是优化钢铁、冶金、建材、石化等耗能行业的燃料构成，二是 改善城市中不同工业锅炉、窑炉的燃料结构。预计到2020年， 天然气占工业燃料能源消费量的比例达到15%；到2030年， 力争将天然气占工业燃料能源消费量的比例提高到25%左右。

交通运输：2015年中国天然气汽车保有量约500万辆，用 气量超过200亿立方米。交通运输行业是中国节能减排和应对 气候变化的重点领域之一，发展天然气车船是加快推进绿色低 碳交通运输较为现实的选择。未来天然气车船发展方向主要包 括三个方面：一是推广使用LNG载货汽车。在公路网络完善、 物流发达、减排任务重的地区发展LNG重卡；在港曰、物流 国区、矿区、厂区等区域优先使用天然气汽车；鼓励城市物流 车辆发展LNG轻卡。二是推进城市公共交通行业“油改气”。 加快发展城市天然气公交车和城际天然气客车，提高公交车的 气化率；鼓励发展城市CNG出租车，并加快向中小城市推广。 三是推进水运行业“油改气”。发展内河、港口区域作业LNG 动力船舶，试点推广沿海LNG动力船舶；鼓励干散货船、滚 装船、拖船等以旧换新、新购单燃料LNG动力船舶。预计到2020年，实现气化车辆1000万辆，气化船舶6万艘；到2030年, 力争实现气化车辆1400万辆，气化船舶8万艘。

（二）中国天然气资源供应持续增长

未来中国天然气供应构成主体多元、国内与国外并重的资 源保障体系。预计到2020年，中国天然气供应能力达到.3600

亿立方米以上。到2030年，中国天然气供应能力达6000亿立 方米以上。

加大国内资源勘探开发，保持产量较快增长。按照“海陆 并重、常非并举”的原则，鼓励各类社会资本进入，在加强常 规天然气勘探开发的同时，加快推进页岩气、煤层气等非常规 天然气规模效益开发，形成有效产能接替。

加快常规天然气增储上产步伐。陆上常规天然气以四川、 鄂尔多斯、塔里木等盆地为重点，强化已开发气田稳产，做好 已探明未开发储量、新增探明储量开发评价和产能建设工作。 加大深层天然气勘探开发力度，拓展增产空间；加快鄂尔多斯、 四川等盆地低渗一致密气上产步伐。海域成为未来天然气主要 增储上产区之一，加强深水领域天然气勘探开发，拓展深水增 储空间。

加强页岩气高效开发，推进快速上产增储。以四川盆地及 周缘等南方海相页岩气为重点，全面突破海相页岩气高效开发 技术，推广应用水平井、“工厂化”作业模式，降本增效，实 现产量大幅增长；探索南华北、贵州等海陆过渡相和鄂尔多斯、 辽河等陆相页岩气勘探开发潜力，寻找新的核心区。

推进煤层气规模效益开发。立足沁水盆地南部、鄂尔多斯 东缘煤层气产业基地，实现规模效益开发；加快二连盆地、准 嚙尔盆地东部、蜀南、黑龙江东部、贵州等地区煤层气勘探评价, 扩大资源后备阵地。

有序开展资源引进工作，保障稳定供应。根据中国天然气 市场形势变化，有序采购进口天然气资源，管道气与LNG并重, 长、短期合同与现货结合，鼓励各类社会资本参与。

（三）中国天然气输配体系明显完善

根据天然气资源来源和市场需求分布情况，中国将长期维 持“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的天然气流 向，并据此构建天然气管网体系，形成连接四大进口战略通道, 以西气东输系统、陕京线系统、川气东送系统、西南管网系统、 中俄东线系统和沿海通道为骨架的纵横交错、覆盖全国的供气 管网系统并且“区内成网、区域连通、气源多元、调运灵活、 供应稳定”的供气格局。

预计到2020年，中国天然气长输管道总里程10万〜12 万千米，一次管输能力3700亿~ 4000亿立方米/年。全国 地级及以上城市管网覆盖率90%以上，县级城市管网覆盖率60%以上，覆盖重点乡镇和工业园区。预计到2030年，中国 关然气长输管道总里程17万〜20万千米，一次管输能力6000 亿〜7000亿立方米/年。全国地级及以上城市覆盖率95%以上, 县级城市管网覆盖率80%以上，持续提高乡镇和工业园区的管 网覆盖率。

未来中国天然气管道建设重点围绕进口通道、外输干线、 区域联络线和“最后一公里”管道等四方面展开。一是视资源 落实和市场开发，进一步构建和完善进口通道。依托俄罗斯东 部天然气（蒙古国煤制天然气资源待落实），构建东北通道， 形成连通东北、环渤海和长三角区域的东部干线管网。依托中 亚国家天然气（俄罗斯西部资源待落实），持续增强环渤海、 长三角区域的供气能力。依托海上进口天然气资源，加强LNG 接收站间的互连互通，提高沿海互济供气能力。二是根据西南

地区常规气、页岩气上产节奏以及新疆和内蒙古煤制天然气项 目建设进度，适时建设配套外输干线，增强供气能力。三是大 力建设干线联络线、区域联络线和枢纽站，以进一步提高全国 和区域天然气管网网络化程度，提升管网利用率，增强调运灵 活性，保障供应可靠性，带动区域协调发展。四是加强省内干 线和支线管道建设力度，统筹规划、分步实施，最终形成通达 全省、覆盖各市的多进多出、互连互通、设施完备、保障有力 的省内天然气输配网络。

（四）中国天然气综合性的调峰体系有序建立

中国未来将主要依托枯竭油气藏继续建设地下储气库，形 成环渤海、东北、长三角、西南、中部和中南六大区域联网协 调的储气库群，到2020年，形成有效工作气量148亿立方米， 到2030年，形成有效工作气量300亿立方米。根据全国各消 费区域资源流向和市场实际需求情况，结合港口规划统筹优化 沿海LNG接收站布局。在天然气需求量大、应急调峰能力要 求高的环渤海、长三角、东南沿海地区，优先扩大已建LNG接 收站储转能力，适度新建LNG接收站，最终形成1亿吨/年 以上的总接收能力。此外，在用气负荷中心城市，加快建设小 型LNG储罐、CNG高压管束、天然气球罐及其他配套储气调 峰设施，以解决重点城市的日调峰、小时调峰和应急状况时的 保供要求。经过10年到20年的努力，中国逐步建立以地下储 气库群和LNG接收站储罐调峰为主，气田、CNG和LNG储 备站调峰为辅，可中断用户为补充的应急调峰设施，建立健全 由供气方、输配企业和用户各自承担责任的综合性调峰体系。

四、中国天然气战略地位、发展路径和政策取向

新形势下世界能源清洁低碳的发展方向和中国能源发展战 略对中国加快天然气产业发展提出了更高要求。破解制约天然 气产业发展的体制性和结构性问题，强化环保、财税等政策支 持，积极推进试点、示范，实现中国天然气产业快速、健康、 可持续发展。

(-)将天然气发展为中国主体能源之一

天然气是一种高效、低碳、清洁的优质能源。在发电和工 业燃料领域，天然气热效率比煤炭高约10%,天然气冷热电三 咲供热效率较燃煤发电高近1倍。天然气二氧化碳排放量是煤 炭的59%、燃料油的72%。大型燃气一蒸汽联合循环机组二氧 化硫排放浓度几乎为零，工业锅炉上二氧化硫排放量天然气是 煤炭的17%、燃料油的25%；大型燃气一蒸汽联合循环机组氮 氧化物排放量是超低排放煤电机组的73%,工业锅炉的氮氧化 物排放量天然气是煤炭的20%；另外，与煤炭、燃料油相比， 天然气无粉尘排放。

燃气电厂具有极优的调节和响应能力，可与可再生能源形 成良性互补。可再生能源受技术、成本、储能等多种因素的制约, 客观上需要相当规模的灵活调节电源与之相匹配。燃气电厂具 有启停迅速、运行灵活的特点，气电与风电或光伏发电建立有 机配合的“风气互补”或“光气互补”联合机组，可有效解决 目前的弃风、弃光问题，提升发电机组的总出力水平和电网运

行可靠性，因此与天然气协同发展成为中国未来大规模发展风 电和光伏发电的重要途径。

天然气资源丰富、供应充足、成本相对低廉、使用便利、 节能减排效果显著，大力发展天然气，有助于实现清洁低碳、 环境友好的新型城镇化发展目标，满足人民群众的新期盼。中 国仍处于工业化和城镇化加速发展阶段，随着新型城镇化的推 进和人们生活水平的提高，清洁低碳的能源需求将持续增长， 通过创新能源发展道路，转变以煤炭为主的能源结构，大规模 利用天然气，破解土壤、水、大气污染等生态环境瓶颈约束， 以保障食物安全、饮用水安全、生态安全和人居环境安全，大 大提高人们的生活水平和生活品质，为全面建成小康社会提供 有力支撑。

'天然气是中国优化能源结构、推进节能减排、治理大气污 染、建设美丽城镇等方面最为现实的选择。应大力发展天然气 产业，大幅度提高天然气消费比重，逐步把天然气培育成为中 国的主体能源。力争到2030年，天然气占中国一次能源消费 的比重达到15%左右，成为继煤炭、石油之后的第三大主体 能源。

（二）构建统一开放的天然气市场体系

有序放开天然气上游领域。坚持油气矿业权国家一级管理, 逐步有序放开勘查开采市场准入条件，公开公平向符合条件的 市场主体竞争性出让矿业权，逐步形成以大型国有油气公司为 主导、多种市场主体共同参与的勘探开发市场体系。完善区块 退出机制。加强政府对地质资料的汇交管理，优化和加强国家

财政支持的地质普查和其他公益性勘査资料及成果的利用和 共享。

落实基础设施第三方公平准入。有序推进天然气长输管道

（含干线、支干线、省际和省内管网等）和城镇燃气管道运输 与销售分离，将实行独立核算或具有独立法人资格作为管道运 营的基本条件，为第三方公平接入提供前提。鼓励社会资本参 与或组建混合所有制企业开展管道、LNG接收站、储气库等基 础设施投资建设，为第三方公平接入夯实基础。完善油气管网 监管体系、质量标准体系、管线接入标准，加强管网规划、建 设和运营信息公开，为第三方公平接入完善规制。依据市场化 原则，合理消化已签订的长约协议，鼓励企业参与天然气进口， 報宽进口渠道。

建立多层次的现代天然气市场体系。重点推进上海、重庆 等天然气交易中心建设，形成公平规范的现货期货市场交易平 台，在交易规则、交易程序和交易范围上逐步与国际接轨，逐 步形成全国统一的天然气交易市场，形成由不同区域价格构成 的全国天然气价格体系和天然气市场流通格局。健全天然气市 场信用体系，建立守信激励和失信惩戒机制，加强对失信主体 的惩戒和约束。探索商业服务模式创新，推进“互联网+”智 慧天然气系统建设，有序构建涵盖上游开采、中游输配、下游 消费的全产业链数据共享平台。

推进改革试点示范。积极探索、试点先行，着力加强重点 领域、关键环节改革，探索一批可持续、可推广的试点经验。 一是扩大勘探开发改革试点范围。在常规油气勘探开发俺制改

革新疆试点基础上总结经验向全国推广，完善页岩气、煤层气 探矿权公开招标制度。二是有序推进综合性改革试点。支持新 疆能源综合改革，支持重庆、江苏、上海等省市开展天然气体 制改革试点，推进云南省保山市天然气利用试验示范区建设。 三是推进天然气管道、LNG接收站等基础实施第三方开放试点, 为全国范围内全面推行第三方公平准入探索规则、积累经验。 四是开展配套改革试点，包括天然气价格放开、城镇燃气特许 经营改革试点等。五是推进分布式、光气互补、风气互补、互 联网+、LNG江海联运等重点领域试点示范，破解新兴领域发 展的体制机制障碍，拓展天然气发展空间。

（三）形成市场化的天然气价格机制

放开竞争性环节价格。按照“管住中间，放开两端”的原则, 尽快全面放开气源价格、城市门站价格和终端销售价格。修订 天然气计量计价方式，由流量或质量计量计价改为能量（热值） 计量计价。建立完善季节性气价、峰谷气价以及储气价实施办 法。理顺居民生活用气价格，遵循基本市场规律，取消民用、 非民用气价交叉补贴，按照供气实际成本确定不同用量的居民 用气价格，保留对生活困难人群和特殊群体的适当补贴或救助 机制，“暗补”变“明补”。最终建立与中国天然气资源禀赋 特点和天然气产业发展阶段相适应，真实反映时间、空间、品 质特性的天然气价格形成机制，体现供气成本、市场供需和用 户多样化需求。

加强输配环节政府定价及监管。政府按“准许成本加合理 收益”原则，对具有自然垄断性质的输气和配气环节，分级分

类制定跨省、省内管道运输价格、城镇燃气配气价格及具体管 理办法，并建立相应的价格调整机制。加强对管网投资、运维 成本监审，加强信息公开。各地需加强省内管道运输价格和配 气价格监管，降低过高的省内管道运输价格和配气价格。减少 供气中间环节，鼓励大用户管输直供。规范清理天然气输配企 业各项收费，努力降低终端用气成本。

（四）强化天然气行业管理及监管

完善法律法规体系。在单行法方面，研究制定《石油天然 气法》或《天然气法》，规范资源所有权、行业准入、管理职 责和分工、发展规划、生产作业许可、管道运营及公平接入、 环境保护、科技创新、国际合作、税费制度、油气储备等。在 专项法方面，修订《矿产资源法》《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》《天然气利用政策》 等，使其更适应新形势下天然气勘查、生产、输送、储配和利 用等各环节特点。通过司法解释等途径处理好《石油天然气管 道保护法》与其他法律之间的冲突等。

加强行业监管。建立覆盖全产业链、全过程的天然气监管 体系，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、质量、安全、环保等重点环节的监管。加快完善天 然气产业标准化体系。重视信息公开和社会监管，发挥社会组 织和第三方机构的社会监督和桥梁作用以及媒体在宣传环保知 识和披露违法违规行为等方面的积极作用。.

（五）完善支持天然气发展的政策体系

强化环境保护指标硬约束。加快散煤治理和工业燃料升级。 以“三区十群”为重点，设定并逐步扩大“禁煤区”范围，加 快城市、乡镇生活燃料以气代煤以及燃煤锅炉、排放不达标的 燃油工业锅炉和窑炉的天然气替代。建立对各省（自治区、直 辖市）环保措施的考核问责机制，将天然气替代煤炭纳入考核 内容。各地能源监管部门对“禁煤区”内的煤炭生产、流通、 使用实施严格监管。

完善产业政策体系。以“三区十群”工业燃料升级为主要 切入点，制定实施更加严格的污染物排放标准，加大天然气替 代煤炭力度。在内河和近海重点地区扩大船舶排放控制区范围， 卄将船舶控排区实施方案尽快提升至法规层面。加快碳排放立 法工作，在工业燃料和发电领域中对燃煤、燃油及天然气采取 同一标准安排碳排放配额，碳排放交易由目前的七个试点省市 扩展到全国省市区，尽快建立全国统一碳排放交易市场。参照 非水可再生能源发电配额制，研究制定燃煤火电机组天然气发 电的配额制政策。优化加气站、加注站规划建站审批，鼓励更 多的社会资本投资，支持CNG加气站扩建成CNG/LNG两用 站，鼓励油气合建站、油气电合建站发展，鼓励建设岸基、水 ±LNG船舶加注站，加快相关标准规范制修订。清理规范天 然气产业税费，推进费改税，对确应保留的合理收费，须尽快 立法。

加强财税、投融资等政策支持。加大“以气代煤”央地两 级财政补贴力度，向燃煤锅炉、窑炉改天然气企业提供低息贷

款和土地收益返还等政策。参照垃圾和生物质电厂增值税退税 政策，对天然气发电用户给予相应的增值税减免。参照新能源 汽车支持政策，给予天然气汽车购置补贴、燃料补贴等补贴政 策，取消向车用气收取调节基金，燃气公交车与燃油公交车享 受相同的补贴政策。对以旧换新船舶和改造单燃料LNG船舶 设立专项补贴，对新增LNG船舶延续船型标准化资金补贴办 法。对天然气基础设施企业给予税收政策扶持，在2016—2025 年实行增值税实际税负超3%即征即退。支持符合条件的天然 气基础设施企业发行企业债券融资，支持储气设施建设项目发 行项目收益债券；支持地方政府投融资平台公司，通过发行企 业债券建设天然气基础设施；上述企业债券融资均不受年度发 貧规模指标限制。

' 加大科技创新。尽快推进天然气利用装备（包括重型燃气 轮机、适合分布式供能的兆瓦级微小燃气轮机、车用第五代高 压直喷发动机、大型LNG船用单燃料发动机等）科技攻关及 国产化。探索研发集装箱方式运输LNG的技术和装备，增强LNG运输的灵活性。鼓励并引导LNG整车企业加大对电控、 发动机、气瓶和蒸发气体回收等方面技术的研发力度。

结束语

从中国实际出发，坚持天然气快速发展并与可再生能源融 合发展是中国能源转型的必然选择。2030年是中国全面建成小 康社会后的**个十年，也是实现“两个一百年”奋斗目标为 第二个百年奠定基础的关键时期。尽快提升天然气在一次能源 结构中的比重，把天然气发展成为中国的主体能源，有利于优 化和调整能源结构，建成天然气与可再生能源、新能源以及石 油和煤炭多能互补的现代能源体系，为中国经济实力和综合国 力再上新台阶提供充足的能源保障；有利于加快能源技术创新 和产业升级，加快推进生态文明建设，显著增强中国应对世界 生候变化能力，构建发挥中国积极作用的新型世界能源治理 体系。

《中国天然气发展报告》今后将每年发布一次，旨在搭建 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。在此，我们诚挚地感谢各相关部门、研究 机构、高等院校、行业学会、企业、国际机构以及众多专家的 大力支持和帮助。