一、2018年国内外天然气发展状况

2018年，受市场需求和技术创新双重拉动，北美地区在 供需两端引领全球天然气稳步增长，国际天然气市场供需维持宽松态势。亚太特别是中国天然气消费快速增长态势不变，消费中心总体持续东移。国际液化天然气（以下简称LNG）市场交易主体增多，亚太地区LNG现货贸易更加活跃。中国天然气产供储体系建设扎实推进，政策机制、重大布局、重点项目逐步落地，冬季高峰期用气得到有效保障。

（一）世界天然气发展状况

2018年，世界天然气资源供应能力持续增强。LNG贸易空前活跃，加快推动世界市场一体化进程，“亚洲溢价”趋于缓和，贸易方式更加多元，合同更加灵活，为天然气资源引进提供更多有利条件。

世界天然气勘探不断取得突破，供应量持续较快增长。截至2018年底，世界天然气剩余可采储量为197万亿立方米，储采比为51。海域和陆上深层天然气勘探继续获得突破，俄罗斯北极南喀拉海盆地、东地中海生物礁灰岩、南非深水浊积砂岩和阿曼陆上深层均获得重大天然气发现。2018年，世界天然气产量为3.87万亿立方米，同比增长5.2%，增速同比提高1.2个百分点。其中，北美地区天然气产量为10539亿立方米，增长9.6%；中东地区产量为6873亿立方米，增长5.7%；俄罗斯—中亚地区产量为8311亿立方米，增长5.3%。2018年，世界天然气液化能力达3.83亿吨/年，同比增长7.8%；世界有5个项目、7条生产线投产，新增LNG产能3115万吨/年，主要集中在美国、俄罗斯和澳大利亚。

世界天然气消费持续增长，北美与亚太地区天然气需求旺盛。2018年，世界天然气消费量为3.85万亿立方米，同比增长5.3%。分地区看，北美天然气消费量为1.02万亿立方米，同比增长9.3%。其中，美国受天气影响，供暖和制冷用气需求持续走强，消费量为8171亿立方米，同比增长10.5%。欧洲冬季气候温和，加之风能和核电利用增加，天然气消费量为5490亿立方米，较2017年下降2.1%。亚太地区受中国、韩国和印度等国家消费快速增长拉动，天然气消费量为8253亿立方米，同比增长7.4%，增速提高1.2个百分点。

世界天然气贸易量持续快速增长，LNG贸易持续活跃。2018年，世界天然气贸易量达1.24万亿立方米，同比增长9.0%，增速提高3.1个百分点；贸易量占世界天然气消费量的比例达到32.1%，同比提高1.2个百分点。其中，管道气贸易量为8054亿立方米，同比增长8.7%，增速提高5个百分点；LNG贸易量为4310亿立方米，同比增长 9.4%，增速下降0.5个百分点。

从LNG出口看，卡塔尔LNG出口量为1048亿立方米，位居世界榜首，澳大利亚、马来西亚、美国和尼日利亚分列二至五位；澳大利亚、美国和俄罗斯占据世界LNG出口增量的前三位。从LNG进口看，日本、中国和韩国LNG进口量分列前三；进口增量前三的国家分别为中国、韩国和印度。

据国际天然气联盟（IGU）统计，2018年世界LNG现货和短期交易量达9930万吨，交易气源增量主要来自美国和俄罗斯，主要流向亚太地区。普氏能源统计数据显示，2018年亚太地区LNG现货交易发生次数约350次，较2017年（255次）大幅增加，主要是中国和印度的终端用户大幅增加了LNG现货采购。IHS等国际权威机构的预测结果表明，随着世界天然气液化能力的不断提升，国际天然气市场在未来若干年内仍将保持供需宽松格局。随着世界天然气加快向全球市场演进，全球天然气贸易特别是 LNG贸易将持续活跃，洲际价格加快互动，国际市场价差有望逐步缩小。但考虑到亚太等地 LNG 终端顺价机制尚不完善，预计该地区LNG现货增长势头将放缓。

（二）中国天然气发展状况

2018年，各部门、各地方和企业认真贯彻落实党中央决策部署，加快天然气产供储销体系建设，强化天然气发展顶层设计，大力提升勘探开发力度，完善重点地区基础设施布局，加快管网互联互通，补强储气能力短板，完善市场机制，强化督导协调，做实应急保障，天然气年度消费增量创历史新高的同时，冬季高峰期用气得到有效保障。

天然气消费快速增长，日高峰用气量首次突破10亿立方米。2018年，中国天然气表观消费量达2803亿立方米，同比增长17.5%，在一次能源消费中占比达7.8%，同比提高0.8个百分点；日最高用气量达10.37亿立方米，同比增长20%。从消费结构看，工业燃料占比38.6%，城镇燃气占比33.9%，发电用气占比17.3%，化工用气占比 10.2%，其中工业燃料和城镇燃气增幅最大，合计用气增量351亿立方米，占年度总增量的84%。从区域消费看，各省天然气消费水平都有明显提升。2018年，京津冀地区天然气消费量为439亿立方米，占全国天然气消费量的15.6%。浙江、河北、河南、陕西四省的消费规模均首次超百亿立方米，全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至10个。

大力提升勘探开发力度，国产气增量连续两年超百亿立方米。2018年7月以来，各方深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，石油企业切实承担油气增储上产主体责任，各部门和各级地方政府发挥协同保障责任，大力提升油气勘探开发力度取得阶段性进展。

2018年，全国油气勘探开发总投入约2667.6亿元，同比增长20.5%。新区新领域取得突破，塔里木盆地和准噶尔盆地深层油气、渤海海域天然气相继取得一批重大发现；渤中 19-6 气田天然气和凝析油储量均达亿吨级（油当量），是京津冀周边最大的海上凝析气田。2018年，全国天然气新增探明地质储量约8312亿立方米，技术可采储量约3892亿立方米；页岩气新增探明地质储量1247亿立方米，技术可采储量约287亿立方米；煤层气新增探明地质储量约为147亿立方米，技术可采储量约41亿立方米。2018年，国内天然气产量约为1603亿立方米，同比增加123亿立方米，增速 8.3%，其中页岩气约109亿立方米，煤层气为49亿立方米，煤制气为30亿立方米。

天然气进口量进一步攀升，进口压力持续加大。据海关统计，2018年中国天然气进口总量达9039万吨，同比增加31.9%。其中管道气进口量为3661万吨，同比增长 20.3%，占进口总量的40.5%；LNG进口量为5378万吨，同比增长40.5%，占进口总量的59.5%。LNG进口中，澳大利亚占比42%，其次是卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等国。2018-2019年采暖季，上游企业LNG现货采购、销售压力加大，货源抢购和到货压船现象并存，供气企业时段性亏损明显加大。

基础设施布局逐步完善，互联互通工作持续推进。国家发展改革委发布《关于加快推进2018年天然气基础设施互联互通重点工程有关事项的通知》（发改能源〔2018〕257 号）、《关于加快推进 2019 年天然气基础设施互联互通重点工程有关事项的通知》（发改办能源〔2018〕1103 号）、《重点地区应急储气设施建设中央预算内投资（补助）专项管理办法》（发改能源规〔2018〕1004 号），加快推动天然气基础设施互联互通和储气能力建设工作。各部门现场办公、大力协调，石油企业真抓实干，重大项目规划选址、用地用海、环评安评等工作顺利推进，2018-2019年供暖季，“南气北上”等互联互通工程实现了新增供气能力6000万立方米/天的目标，有力保障了华北地区天然气供应。截至2018年底，我国天然气干线管道总里程达7.6万千米，一次输气能力达3200亿立方米/年。2018-2019年供暖季前，上游供气企业已建储气能力约140亿立方米，同比增长约17亿立方米。其中，地下储气库工作气量约87亿立方米，LNG储罐罐容约53亿立方米。国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立油气项目核准工作绿色通道有关事宜的通知》（发改办能源〔2019〕273号），进一步缩短了项目办理时间。颁布 SY/T 7434—2018《液化天然气接收站能力核定方法》行业标准，按此核定的国内 LNG 接收站最大接收能力超过9000万吨 / 年，用气高峰期LNG接收站最大限度地发挥供气能力，调动了企业保供积极性。此外，积极推进LNG罐箱多式联运试点，2018年11月，130个LNG罐箱从海南洋浦港运至山东龙口港和辽宁锦州港。内河和铁路LNG罐箱运输试点也在积极推进中。

二、中国天然气发展面临的机遇与挑战

党中央、国务院对能源特别是油气行业发展高度重视。2014年6月，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略。当前，中央进一步对加快天然气产供储销体系建设、大力提升油气勘探开发力度、构建多元进口体系等作出系统部署，油气体制机制改革正在加快推进。中国天然气行业发展迎来了战略机遇。但应当看到，天然气产供储销体系建设还任重道远，行业发展不协调不充分的问题依旧突出，体制机制改革创新等方面仍然面临挑战。

（一）主要战略机遇

顶层设计和政策支持逐步完善。国务院《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发〔2018〕31 号）从加强产供储销体系建设和深化天然气领域改革两个方面，部署了加大国内勘探开发力度、健全多元化海外供应体系、理顺天然气价格机制等十条措施，构建了中国天然气协调稳定发展的总体框架。《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》（发改能源规〔2018〕637号），进一步明确了储气能力核定、指标要求和各方责任分工。《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》将致密气新纳入财政补贴范围。《关于规范城镇燃气工程安装收费的指导意见》（发改价格〔2019〕1131 号）规范了城镇燃气工程安装行为，加强了工程安装收费管理。《关于进一步明确矿业权出让收益征收管理有关问题的通知》（财综〔2019〕11 号），为油气上游体制改革奠定了基础。油气项目用海预审环节取消，用海审查与环评改为并联审查，并明确了油气钻井等“先临时后永久”的用地政策。重大海洋油气勘探开发项目纳入环评审批绿色通道等。

体制改革稳步推进。国家发展改革委、商务部发布《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019 年版）》，取消了“石油、天然气（含煤层气，油页岩、油砂、页岩气等除外）的勘探、开发限于合资、合作”“50万人口以上城市的燃气管网建设、经营必须由中方控股”的限制。油气对外合作项目总体开发方案由审批制改为备案制。督促企业加快矿业权内部流转，打破企业属地界限，形成良性竞争，2018年以来，石油企业共完成矿业权内部流转18起，涉及矿权面积20.2万平方千米。打破企业壁垒，推动央企间开展“矿业权属不变、联合研究、合作分成”的合作模式创新；签署合作协议11个，涉及矿权面积近9万平方千米，在一些重大潜力区力争实现勘探“由点到面”的突破。《石油天然气管网运营机制改革实施意见》已审议通过，国家石油天然气管网公司组建进入实质性操作阶段。国家发展改革委、国家能源局、住房和城乡建设部、国家市场监督管理总局印发《油气管网设施公平开放监管办法》（发改能源规〔2019〕916号），强化了公平开放的制度基础、基本原则、解决方案和监管措施。国家发展改革委印发《关于理顺居民用气门站价格的通知》（发改价格规〔2018〕794号），实现居民与非居民用气门站价格“并轨”。此外，上海、重庆石油天然气交易中心在国内天然气交易产品和交易模式创新方面进行了有益的探索。

协同保障力度持续强化。为落实党中央、国务院决策部署，各部门、各地方和各企业密切协作，共同推进天然气产供储销体系建设工作持续深入。天然气产供储销体系建设工作纳入煤电油气运保障工作部际协调机制加强统筹，国家发展改革委、国家能源局均成立了相应的工作机构，建立周例会机制，协调解决突出问题。地方政府主动担当，成立了省级协调机构，加大重点项目、重大问题的属地协调力度。相关企业承担主体责任，积极加快工程建设，全力保障天然气稳定供应。

（二）当前主要挑战

天然气进口量持续攀升给能源安全保障带来压力。2007-2018年，我国天然气消费量年均增长190.7亿立方米，天然气产量年均增长82.8亿立方米，供应缺口不断扩大，天然气进口量年均增长达107.9亿立方米。特别是2014年国际油价下降，导致国内勘探开发投入降低，更多需要依靠进口满足消费。

生态保护对天然气高质量发展提出更高要求。油气资源富集区与重要的生态功能区、生态环境敏感脆弱区客观上空间叠置，加之当前法规政策缺乏对环境敏感区内生产建设活动分级管控、分类施策的细化规定，环境敏感区内油气生产建设活动受到限制。

储气能力不足、市场机制不顺成为制约行业发展的两大短板。随着天然气产供储销体系建设的加快推进和储气调峰领域政策文件的陆续出台，储气设施建设开始集中发力，但受制于地下储气库和LNG储罐较长的建设周期，预计储气能力按期达标存在较大压力。随着体制改革的逐步推开，天然气行业“快速发展期”和“改革阵痛期”双期叠加，加之配套政策不完善，上中下游市场主体博弈日趋激烈。

三、推动中国天然气高质量发展

把天然气发展成为中国的主体能源之一，是建设清洁低碳、安全高效的能源体系的重要组成部分。我国将坚持以习近平总书记关于能源安全新战略的重要论述为根本遵循，大力提升勘探开发力度，以天然气管网建设、补足储气调峰短板、推进市场体制改革为重点，加快天然气产供储销体系建设，努力实现天然气高质量发展。

（一）未来发展展望

从国际趋势看，天然气在世界能源消费结构中占比23%，仍是未来唯一增长的化石能源，国际能源署（IEA）、BP等机构预测2035年左右天然气将超过煤炭成为第二大能源。从国内形势看，我国国民经济和社会稳步发展，将带动能源需求持续增长，天然气在我国能源革命中始终扮演着重要角色，预计 2050 年前我国天然气消费保持增长趋势。随着天然气消费市场的不断成熟，未来工业燃料、城市燃气、发电用气将呈现“三足鼎立”局面。

（二）谋划天然气产供储销体系建设重大布局

一是全力打造四川盆地天然气生产基地。四川盆地是常规气、非常规气“双富集”气区，资源量分别占全国的23%和26%。通过加大深层气、致密气和页岩气开发，未来四川盆地天然气生产占国内总产量三分之一左右，页岩气有望超过常规气成为主力气源。四川盆地人口密集、生态敏感，需一揽子解决用地保障、部分油气产区与环境敏感区重叠等问题，并同步推动天然气外输通道规划建设。

二是全力打造鄂尔多斯盆地、新疆地区天然气主产区。鄂尔多斯盆地和新疆地区（以塔里木盆地为主）天然气资源量规模相当，分别占全国的17%和21%。通过加大鄂尔多斯盆地致密气开发和突破陆相页岩气开发技术瓶颈，加大塔里木盆地深层超深层以及碳酸盐岩复杂油气藏勘探开发，未来产量有望再上新台阶。

三是全力打造海上天然气生产基地。我国海上天然气资源丰富，仅渤海、东海和南海北部资源量即占国内总资源量的15.6%。受诸多因素制约，勘探开发进展缓慢。未来将加大协调推进力度，解决用海矛盾，进一步加快上产步伐。

四是力争非常规天然气勘探开发“全面开花”。目前，页岩气商业性开发仅限于四川盆地中浅层，四川盆地以外的页岩气开发获得突破后，预计产量有望再增加百亿立方米。煤层气未来将以山西沁水盆地、鄂尔多斯盆地为重点，加大煤系地层内气体资源综合勘探开发力度，力争尽早突破年产百亿立方米。

五是加快区域地下储气库群建设。我国现有储气能力相当于年消费量的5.7%，与12%～15%的世界平均水平尚有差距。当前储气设施建设面临规划选址难、用地难、盈利模式亟待突破等制约。下一步，拟围绕天然气产区和进口通道，重点打造区域地下储气库群，解决重点储气库用地问题，同时抓紧建立完善相关市场机制，加大政策支持，使储气设施投资可回收、运营可持续。

六是全力打造环渤海天然气供应保障体系。在进一步完善环渤海地区管网体系的基础上，依托现有港区布局建设一批LNG接收站，增强北方地区特别是京津冀地区天然气多元保障及抗风险能力。该区域环保要求严，需在围填海及环保政策、用地用海保障等方面给予大力支持，确保项目按期落地实施。

七是有序发展替代能源。发展煤制气产业是立足国内能源资源禀赋国情，增强国内天然气供应能力的重要途径。在现有煤制气产能基础上，加大示范项目建设力度，推进战略技术储备和产能储备任务落实。重点支持北方农村地区发展生物天然气清洁供暖，力争生物天然气产量实现突破。

八是合理布局进口气源和通道。加快推进天然气进口国别（地区）、运输方式、进口通道、合作模式以及参与主体多元化。鼓励企业“走出去”，积极参与国际资源勘探开发和LNG项目投资与运营。

（三）完善天然气产供储销体系配套政策

一是加大增储上产政策支持力度。研究取消石油特别收益金或提高起征点；研究设立油气风险勘探基金；推动延续稠油、高凝油、高含硫天然气、三次采油等领域资源税减免的优惠政策；推动出台储气库垫底气支持政策。

二是深化油气体制改革。加强勘探开发领域市场竞争，实行勘查区块竞争出让制度，公开公平向符合条件的各类市场主体出让相关矿业权。加强全国天然气管网统一规划，加快基础设施建设步伐。压缩供气层级，合理确定管输价格，推行季节性差价。

三是加大科技攻关力度。着眼关键技术和前沿技术，围绕非常规、海洋及陆上深层勘探开发、新一代油气地质理论与勘探风险评价、提高采收率等领域，加大自主攻关力度，注重引进消化吸收国际前沿技术和经验，提升技术装备水平，发挥科技创新的支撑作用。

四是改善资源开发地的营商环境。统筹解决好生态环境保护、耕地保护、生态红线划定与油气勘探开发、储气库、管道等国家重大工程建设间关系。在实施严格保护措施的前提下，按照“区分固体矿与油气、勘探与开发、石油与天然气、保护区在前和矿权在前、不同保护区类型”等“五个区分”的工作原则，推动环境敏感区内油气勘探开发相关工作。

五是合理优化用气结构。在确保民生用气的基础上，工业领域用气按照“可中断用户优先、稳步推进‘车船用气’、适度发展发电、从严控制化工用气”的要求执行。在天然气发电上，近期发展调峰、分布式项目，中远期发展热电联产和多能互补。积极推行供暖热值计量，发展建筑节能，加强对节约用气的宣传和引导。

六是推动天然气价格市场化改革。逐步放开天然气领域竞争性环节的价格，降低企业用能成本。加快完善监管规则和信息公开制度。推广季节性差价、可中断气价等差别化价格政策，促进削峰填谷，引导企业增加储气和淡旺季调节能力。加强天然气输配环节价格监管，切实降低过高的省级区域内输配价格。逐步构建运行高效的天然气市场体系。

来源：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、自然资源部油气资源战略研究中心

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