【摘要】在我國綠色低碳能源轉型的大背景下，天然氣作為最清潔的化石能源，在我國能源戰(zhàn)略中的重要性達到了前所未有的高度。我國政府制定了相關規(guī)劃目標，要求天然氣在一次能源中的占比從2015年的不到6%，至2020年增加到10%。然而，我國天然氣產業(yè)從上游的開發(fā)與進口，中游的存儲和運輸，到下游的分配和消費，都還面臨著各種各樣的挑戰(zhàn)和問題。本文主要梳理我國天然氣供需、天然氣產業(yè)改革和國際合作這3個關鍵問題，并基于優(yōu)化模型和博弈理論模型進行理論和實際分析，提出相應的解決方法和預期效果，旨在為我國的天然氣發(fā)展戰(zhàn)略提供決策支持。

【關鍵詞】天然氣戰(zhàn)略  綠色低碳轉型  “十三五”規(guī)劃   2030碳峰值

【中圖分類號】 P744.4                    【文獻標識碼】A

【DOI】10.16619/j.cnki.rmltxsqy.2016.22.006

【作者簡介】張奇，中國石油大學（北京）中國能源戰(zhàn)略研究院副院長、教授、博導。研究方向為能源戰(zhàn)略、能源政策及能源系統(tǒng)分析。主要著作有《A scenario analysis of oil and gas consumption in China to 2030 considering the peak CO2 emission constraint》（論文）《基于博弈分析的我國天然氣儲氣庫開發(fā)策略及運營模式研究》（論文）等。

2014年，國務院發(fā)布了《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014～2020年）》，提出控制消費總量和優(yōu)化能源結構的目標，要求2020年一次能源消費總量控制在48億噸標準煤左右，控制煤炭消費并積極發(fā)展清潔能源。到2020年，非化石能源占一次能源消費比重要達到15％，天然氣比重達到10％以上。此后，2015年6月，國務院又發(fā)布了《中國國家自主貢獻（INDC）》方案，其中明確提出，到2020年，單位國內生產總值二氧化碳排放要比2005年下降40%～45%，到2030年，二氧化碳排放達到峰值。由此可見，綠色低碳能源轉型的大勢已經確立，具體時間點也已明確，而天然氣在這個過程中將發(fā)揮越來越重要的作用。因此，本文首先介紹了我國天然氣供需關系，并基于優(yōu)化模型模擬了未來發(fā)展趨勢。另一方面，天然氣產業(yè)鏈存在著阻礙消費市場快速擴大的問題，因此，本文隨后介紹了我國天然氣市場改革情況，并基于博弈模型重點分析了價格機制改革和基礎設施第三方準入放開的政策。目前，我國有30%的天然氣依靠進口，而隨著天然氣行業(yè)快速發(fā)展，這一比例將持續(xù)上升，國際合作至關重要。因此，本文接下來分析了在“一帶一路”戰(zhàn)略背景下，作為先行和引領的油氣行業(yè)如何在軟實力方面更順利地進行國際合作，確保天然氣供應安全。最后，本文總結了上述供需展望、市場改革和國際合作三個方面，并做了綜合分析。

天然氣供需分析

供給分析與預測。我國天然氣市場尚處在早期快速發(fā)展階段。2000年，我國天然氣市場進入快速發(fā)展期，2013年以前，由于宏觀經濟的帶動以及環(huán)保政策引導等因素，天然氣消費量以每年17%的速度增長，我國已成為世界第三大天然氣消費國。2014年，中國經濟發(fā)展進入“新常態(tài)”，經濟增長速度總體放緩，加之原油和煤炭價格下跌等因素影響，天然氣市場需求增速放緩，但天然氣銷售量總體仍呈快速增長趨勢。2015年，中國天然氣產量達到1350億立方米，進口量614億立方米，消費量1932億立方米，在一次能源中的占比到達了5.9%，但距世界平均24%、美國的30%、日本的25%、英國的33%、意大利的36%、俄羅斯的53%，還有巨大差距。隨著環(huán)境問題的日益嚴峻，作為清潔能源，天然氣成為我國治理霧霾問題的重要資源，也是未來能源結構朝綠色低碳化發(fā)展的中堅力量。

我國國內天然氣生產供應80%來自塔里木、川渝、鄂爾多斯和海洋四大產區(qū)。管道進口氣主要以土庫曼斯坦為主，少量從烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦、緬甸等國家進口。管道通道包括中亞天然氣管道、中緬天然氣管道以及新疆廣匯進口管道。海上LNG來自卡塔爾的占比34%，來自澳大利亞、印度尼西亞、馬來西亞三國的占比約50%，另外不足20%來自也門、尼日利亞、赤道幾內亞和阿爾幾內亞等地。2014年5月，中國石油天然氣集團和俄羅斯天然氣公司簽署了《中俄東線天然氣購銷合同》，雙方約定自2018年開始，俄羅斯每年通過中俄東線天然氣管道向中國供氣380億立方米。自此，我國天然氣四大進口通道戰(zhàn)略格局初步形成，包括西北中亞管道氣進口通道、東北中俄管道氣進口通道、西南中緬管道氣進口通道和海上LNG進口通道。

近年來，非常規(guī)氣發(fā)揮著越來越關鍵的作用。其中，頁巖氣主要來自中石化涪陵地區(qū)和中石油威遠地區(qū)。2014年底，全國頁巖氣產量共13億立方米，2015年，全國產量高達44.71億方，同比增長200%以上。國家能源局2016年9月印發(fā)的《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（2016～2020年）》提出，在政策支持到位和市場開拓順利的情況下，2020年力爭實現(xiàn)頁巖氣產量300億立方米，2030年實現(xiàn)頁巖氣產量800億～1000億立方米。我國經濟發(fā)展的新常態(tài)將推動能源結構不斷優(yōu)化調整，天然氣需求將持續(xù)增大，這為頁巖氣大規(guī)模開發(fā)提供了寶貴戰(zhàn)略機遇，但同時也要注意，我國頁巖氣產業(yè)發(fā)展仍處于起步階段，來自資源、技術、資金和環(huán)境方面的不確定性因素也較多。

全球天然氣正在進入黃金時代，我國正逐漸形成國產常規(guī)氣、非常規(guī)氣、煤制氣、進口LNG、進口管道氣等多元化氣源供給，以及“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近供應”的供給格局。文獻1中，筆者研究團隊基于TIMES模型對2030年前我國油氣行業(yè)發(fā)展趨勢進行計算。在低碳減排情景下，到2020年，我國天然氣消費將實現(xiàn)總規(guī)模3600億～4000億立方米。常規(guī)天然氣供應平穩(wěn)增長，2020年全國常規(guī)天然氣產量將達1700億立方米。非常規(guī)天然氣中，頁巖氣和煤層氣預計實現(xiàn)規(guī)模400億～600億立方米。

需求分析與預測。在天然氣需求不斷增加的同時，天然氣消費結構也從以工業(yè)燃料和化工為主向多元化發(fā)展。2000年以前，中國天然氣消費以化工用氣和工業(yè)燃料用氣為主，城市燃氣和發(fā)電用氣僅占較少部分。隨著長距離輸氣管道的建成投產，天然氣消費區(qū)域從油氣田周邊地區(qū)向經濟發(fā)達的中東部地區(qū)擴展。根據(jù)文獻2，在2014年，我國城市燃氣天然氣消費量為710億立方米，占比38.8%；發(fā)電用氣270億立方米，占比14.8%；工業(yè)用氣560億立方米，占比30.6%；化工用氣290億立方米，占比15.8%。而世界平均天然氣40%用于發(fā)電，發(fā)電用氣在美國、日本和韓國占比都在50～60%。由于我國煤炭資源占據(jù)主導地位，天然氣在發(fā)電方面一直都不是重點發(fā)展領域。而隨著供給寬松、氣候協(xié)定的簽訂、綠色低碳能源轉型趨勢的確立、全球經濟電氣化程度提高和環(huán)保要求不斷提升等因素，工業(yè)和發(fā)電的天然氣消費將快速增長，特別是在發(fā)電的燃料結構中，天然氣比重將進一步提升，發(fā)電將成為世界天然氣消費增長的主要驅動力。但在我國，天然氣發(fā)電能不能發(fā)展還存在一定的不確定性，發(fā)電用氣量主要取決于國家能源價格體系能否理順，天然氣發(fā)電的清潔屬性價值能否得到體現(xiàn)，而這取決于天然氣和電力雙市場改革的進展。

供需情景模擬與分析。我國的天然氣供給形式與格局已基本確立，天然氣消費的重點行業(yè)也已經被圈定，而最重要的問題是要考慮各種不確定性的供需匹配以及動態(tài)發(fā)展與調整。在文獻3中，筆者的研究團隊構建了天然氣供需分析優(yōu)化模型，基于地理信息系統(tǒng)將各個大型氣田、LNG終端和管道氣接入點都定義為供給節(jié)點，每個省都定義成一個消費節(jié)點，整體形成了一個天然氣供需的復雜網(wǎng)絡?；谠摼W(wǎng)絡，構建線性供需動態(tài)優(yōu)化模型，求解多期的、總成本最小的、滿足需求的供給方案。輸入?yún)?shù)主要是各個氣田的生產成本、LNG及管道進口價格、節(jié)點之間的傳輸容量和成本、各個需求節(jié)點的需求量等，而輸出結果不僅包括總供給成本，還包括了全國整體的供給方案、天然氣整體流向和數(shù)量、基礎設施開發(fā)規(guī)劃和地理布局?；谀Ｐ捅旧?，根據(jù)國內頁巖氣開發(fā)成本、國外進口管道氣和LNG價格、中緬管道等重要能源通道發(fā)生問題等多個不確定因素設定不同情景并展開分析，最終得到了不同情景下的總成本、基礎設施布局和能源流向等結果。具體而言，國內頁巖氣生產成本能否降低、國外進口天然氣價格是否走高以及進口通道（例如中緬管道）是否會發(fā)生動亂是最為關鍵的核心因素。即使國外進口氣價格低，國內頁巖氣也應投入一定資金維持產量來應對可能的變故。由于我國主要消費地在東部地區(qū)，如果進口氣價格走高，從西北和西南管道進口的天然氣受到的影響更大，因為加上國內的傳輸成本，西部進口氣價格和東部海上進口的LNG相比沒有經濟競爭力。

中國天然氣產業(yè)改革

定價機制改革。受宏觀經濟和產業(yè)發(fā)展機制的影響和制約，我國天然氣消費在2014年的增長率從上一年的兩位數(shù)降至8.6%，2015年大幅降至3.3%。以這種增速，很難完成2020年天然氣一次能源占比達10%的規(guī)劃目標。而如上文所述，在我國，天然氣占一次能源消費總量的比重與世界平均水平及一些主要國家都相差很遠。我國天然氣消費放緩的主要原因是天然氣相對于煤炭成本過高，因此以氣代煤受到經濟性的嚴重制約。高價的原因一方面是我國價格機制和監(jiān)管的問題，地方的輸配氣成本是能否降價的關鍵。另外，對居民用氣的交叉補貼行為，增加了工業(yè)、發(fā)電等經濟承受能力較低的用氣行業(yè)的成本，不利于天然氣市場的大規(guī)模推廣。近年來，相對富裕的東部沿海地區(qū)正在大力推進電力結構清潔化，沿海多個省份禁止新上燃煤電廠，努力發(fā)展天然氣發(fā)電。然而，隨著近兩年國內天然氣價格的接連上漲，天然氣電廠的上網(wǎng)電價卻調整不到位。天然氣燃料成本占天然氣電廠主營業(yè)務成本的80.0%以上，燃料成本已超過現(xiàn)行燃機上網(wǎng)電價，客觀來說，目前天然氣發(fā)電存在虧損，有氣價較貴的原因，也有國內電力價格體制尚未市場化的原因。天然氣清潔低碳，對霧霾治理有很大的作用，具有巨大的環(huán)境正外部性，同時天然氣發(fā)電啟動速度快、適合調峰。而目前各種發(fā)電燃料并沒有體現(xiàn)出包括資源稀缺、環(huán)境正外部性在內的真實成本，天然氣發(fā)電的環(huán)境效應以及調峰效應的價值沒有得到充分認定。因此，基于市場機制推進天然氣電力的發(fā)展，應理順天然氣、天然氣發(fā)電、電網(wǎng)以及環(huán)境的關系，體現(xiàn)其調峰作用和環(huán)保價值。

在文獻4中，筆者團隊完成了天然氣發(fā)電經濟競爭力理論研究。在我國天然氣、電力雙市場改革的情況下，天然氣大用戶直供降低了價格，電力實行實時定價的方式突出了天然氣電力調峰的優(yōu)越性，同時考慮通過環(huán)境稅、碳稅等經濟方法補貼天然氣電力的環(huán)境正外部性，那么天然氣發(fā)電就會變得更有競爭力。在研究中，基于我國天然氣產業(yè)狀況與博弈理論構建了中國天然氣電力市場的博弈模型，然后基于模型設計了五個不同情景以定量測算碳排放稅、環(huán)境補貼、能源市場化改革等政策對天然氣發(fā)電競爭力的影響，并對相關參數(shù)進行敏感性分析，得到了在各個政策情景下中國天然氣發(fā)電的經濟競爭力水平，分析了各個關鍵政策在提高天然氣發(fā)電競爭力方面發(fā)揮的重要作用。具體而言，在只考慮煤電和氣電的市場中，市場化改革可以使天然氣發(fā)電比例增加至5.49%；政府對發(fā)電廠征收100元/噸·CO2的碳排放稅時，可使這一比例增加至7.66%；當政府給予發(fā)電廠的燃氣發(fā)電134元/MWh的環(huán)境補貼時，天然氣發(fā)電比例將增加至15%；最后，在總結了上述分析的基礎上，研究得到了以下結論：在基于市場定價機制和相應的財稅、環(huán)境政策條件下，天然氣發(fā)電在我國能源市場改革背景下將具有足夠經濟競爭力。

基礎設施的第三方準入。除了價格機制改革，我國天然氣產業(yè)改革的重點還包括對基礎設施第三方準入的放開。2016年10月底，中石化發(fā)布《中國石化油氣管網(wǎng)設施開放相關信息公開公告》，將旗下原油管道、天然氣管道以及液化天然氣進口終端等全部管網(wǎng)資產信息毫無保留地公之于眾，為國家能源局三年前提出的《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法》開了頭炮。此次中石化徹徹底底“坦白”了相關“家底”，并列出了詳盡的接入技術標準、使用價格以及申請條件。

我國市場與天然氣產業(yè)成熟的歐美國家相比，基礎設施容量非常有限，因此，應在擴大基礎設施建設的同時開放第三方準入。針對這一問題，首先要考慮如何促進基礎設施建設，而后要考慮所有權和經營權的確立。而對于是否能基于市場機制擴建容量，主要取決于相關政策。2016年10月15日，國家發(fā)改委印發(fā)了《國家發(fā)展改革委關于明確儲氣設施相關價格政策的通知》，進一步明確了儲氣服務價格、儲氣設施天然氣購銷價格的市場化改革舉措。明確儲氣設施價格市場化政策，有利于調動各方投資建設儲氣設施的積極性，提高冬季市場保障能力；有利于引導下游企業(yè)降低冬季不合理用氣需求，確保供氣安全。同時，也為倒逼體制改革進一步鋪路，鼓勵城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)投資建設儲氣設施。城鎮(zhèn)區(qū)域內燃氣企業(yè)自建自用的儲氣設施，其投資和運行成本納入城鎮(zhèn)燃氣配氣成本統(tǒng)籌考慮，并給予合理收益。

在文獻5中，筆者的研究團隊在我國天然氣定價機制改革的大背景下，基于我國天然氣市場的具體情況，應用非合作博弈理論分析了天然氣儲氣庫的最優(yōu)開發(fā)策略與運營模式。研究提出的博弈分析定量模型克服了原有的天然氣儲氣庫開發(fā)、運營、定價研究以定性分析為主、缺乏模型支持的問題。分析結果顯示，當儲氣庫非獨立運營時，第三方準入會促使垂直一體化經營的生產商修建更多的儲氣設施，儲氣庫最優(yōu)容量將擴大為原來的1.2倍，同時消費者剩余增加了25%，社會總福利增加9%。當儲氣庫獨立運營時，儲氣庫最優(yōu)容量增加至一體化經營時的1.6倍，社會總福利增加44%。由此可見，儲氣庫獨立運營能有效刺激天然氣下游市場需求，緩解冬季用氣緊張。但不能忽視的是，我國儲氣庫獨立經營不可一蹴而就，需要漫長的轉變過程，應分步進行、逐級遞進。此外，儲氣庫建設投資成本高、回收周期長，部分投資者無法承擔如此大的風險。儲氣庫獨立運營在實施過程中還存在許多現(xiàn)實問題，如融資、儲氣費的確定等。因此，國家在施以政策法規(guī)加以引導的同時，應鼓勵儲氣庫投資主體多元化，正確引導中小型企業(yè)投資儲氣庫建設，建立有效的風險規(guī)避體系。

天然氣國際合作

目前，我國天然氣供給30%來自海外進口，天然氣國際合作是整個“一帶一路”國家大戰(zhàn)略的先行和引領，是國家首要發(fā)展的戰(zhàn)略性產業(yè)。而油氣合作除了上游探勘開發(fā)、中游的儲運和通道以及下游的銷售等業(yè)務合作外，還要研究業(yè)務以外的因素：沿線國家的地緣政治、經濟文化、教育交流等方面，從而增加我國與沿線國家打交道的軟實力，進而保障上述的各種業(yè)務合作更加順利地開展和進行。

因此，基于沿線國家地緣政治和國情分析的天然氣合作戰(zhàn)略研究至關重要。筆者的研究團隊對天然氣國際合作的軟實力研究關注了以下內容：第一，“一帶一路”天然氣合作的整體國際背景，包括政治發(fā)展趨勢、政治地緣板塊和“一帶一路”與歷來對外經濟合作項目的對比，梳理“一帶一路”油氣合作的國家大背景以及發(fā)展趨勢；第二，“一帶一路”沿線關鍵國家具體的地緣和國情，包括中東、南亞和中亞俄羅斯。中東包括沙特、伊朗和伊拉克；南亞主要是巴基斯坦、緬甸和馬六甲相關國家；中亞主要是哈薩克斯坦、土庫曼斯坦等，同時對上述國家分類總結和對比；第三，針對各種油氣合作相關制度和機制開展深入研究，包括安全保證機制、經濟金融機制和法律法規(guī)機制?？赏ㄟ^最終形成綜合、完善、規(guī)范的《亞洲能源憲章》來全面確保我國與“一帶一路”沿線國家在油氣合作中的人身和財產安全，從而在法律和制度層面保障業(yè)務合作的順利開展；第四，國際油氣合作的配套文化、教育和交流的軟實力，包括如何在與沿線國家的合作中，增加中國文化價值和經濟理性的宣傳，如何培養(yǎng)來自沿線國家的留學生，以及如何使中國學生更好地服務于“一帶一路”油氣合作。同時，服務“一帶一路”的需求也倒逼文化宣傳和教育國際化的發(fā)展與轉型。基于上述四個方面，需要總結我國與沿線國家基于“一帶一路”戰(zhàn)略開展天然氣合作的各種風險和機遇。

結語

隨著全球能源消費低碳化的趨勢日益強烈，環(huán)保壓力不斷增加，天然氣將進入黃金發(fā)展階段，成為使全球能源由高碳向低碳轉變的重要橋梁。然而，天然氣在我國的發(fā)展并非一帆風順，從上游的勘探開發(fā)、進口到中游的儲運以及下游的分配和消費都充滿了挑戰(zhàn)和問題。因此，本文對我國天然氣發(fā)展戰(zhàn)略展開了全面研究和分析，為制定天然氣發(fā)展戰(zhàn)略和相關政策提供了有力的決策支持。

本文具體包括三個方面：第一，首先介紹了我國天然氣供需基本情況，強調了近十幾年來天然氣市場的快速成長以及未來的預期增加。目前，我國正在逐漸形成國產常規(guī)氣、非常規(guī)氣、煤制氣、進口LNG、進口管道氣等多元化氣源供給，以及“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近供應”的供給格局。同時，天然氣市場也存在著許多不穩(wěn)定因素，例如國有非常規(guī)氣開發(fā)技術、進口天然氣價格以及天然氣通道安全方面的不確定性。本文基于優(yōu)化模型的情景模擬，全面分析了天然氣供需情況、能源流向和能源安全影響。第二，近兩年，隨著宏觀經濟發(fā)展速度放緩和市場機制的阻礙作用，天然氣消費增長速度大幅回落。為了落實2020年天然氣發(fā)展目標，天然氣價格的市場化改革將繼續(xù)推進，市場在天然氣價格形成中的作用將進一步增強。按照國家“監(jiān)管中間、放開兩頭”的價格管理思路，包括各省門站價在內的各種氣源價格管制將逐步取消，產業(yè)鏈兩端的價格將完全由市場供需決定。在此背景下，我國天然氣、電力雙市場改革不斷推進，天然氣的大用戶直供降低了價格，電力實行實時定價的方式突出了天然氣電力調峰的優(yōu)越性，同時考慮通過環(huán)境稅、碳稅等經濟方法補貼天然氣電力的環(huán)境正外部性。在上述條件下，筆者應用博弈理論模型分析天然氣發(fā)電的經濟競爭力。而與此同時，如何進行天然氣產業(yè)改革，如何在促進我國基礎設施發(fā)展的同時，開放第三方準入以促進產業(yè)發(fā)展成為重要問題。本文以儲氣庫為例，基于博弈理論模型分析了第三方準入和儲氣庫完全獨立對天然氣產業(yè)的促進作用。第三，目前我國天然氣供給30%來自海外進口，而天然氣國際合作是整個“一帶一路”國家大戰(zhàn)略的先行和引領，是國家首要發(fā)展的戰(zhàn)略性產業(yè)。而天然氣的國際合作除了上游探勘開發(fā)、中游的儲運和通道以及下游的銷售等業(yè)務合作外，還需要研究業(yè)務以外的因素：沿線國家的地緣政治、經濟文化、教育交流等方面，從而增加我國與沿線國家打交道的軟實力，進而保障上述的各種業(yè)務合作更加順利地開展和進行。因此，本文介紹了基于沿線國家地緣政治和國情分析的“一帶一路”天然氣合作戰(zhàn)略研究。

（本文系筆者主持的國家能源局發(fā)展規(guī)劃項目“2030年能源生產和消費革命戰(zhàn)略實施方案”、中國石油天然氣集團公司政策研究項目“2030年前石油天然氣行業(yè)發(fā)展趨勢”和中國工程院重點項目子課題“基于沿線國家地緣政治和國情分析的一帶一路油氣合作戰(zhàn)略研究”的階段性成果，項目批準號分別為201608、中油研20150114、2014-XZ-32-7；中國石油大學（北京）中國能源戰(zhàn)略研究院博士研究生王歌、李彥和陳思源對此文亦有貢獻）

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China's Natural Gas Strategy: Arrangement, Reform and Future Trends

Zhang Qi

Abstract: In the context of the transformation of China's green low-carbon energy, the importance of natural gas as the most clean fossil energy has been lifted to an unprecedented level in the energy strategy of China. The Chinese government has formulated the relevant planning objectives, which requires that the proportion of natural gas in the primary energy consumption shall increase from less than 6% in 2015 to 10% by 2020. However, China's natural gas industry faces various challenges and problems, no matter the development and import in the upper part of the industrial chain, or storage and transport in the middle part, or distribution and consumption in the downstream part. This paper mainly reviews the three key problems including China's supply and demand of natural gas, the natural gas industry reform and international cooperation, conducts theoretical and practical analysis based on the optimization model and game theory model, and puts forward the corresponding solution and the expected effect, so as to provide support to decision-making in the natural gas development strategy of China.

Keywords: natural gas strategy, green low-carbon transformation, Thirteenth Five-Year Plan, 2030 carbon peak