习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议提出了全面系统的能源革命战略思想，明确了推 进能源革命的五点要求，即“四个革命、一个合作”。“把天然气发展成为中国的主体能源之一” 是贯彻习总书记能源革命战略思想的重要内容和具体体现。 

  一、天然气成为主体能源是发达国家能源发展转换的重要标志

BP统计表明，全球一次能源继2014年增长1%与 2015年增长0.9%后，2016年继续实现1%的增长。从 全球能源消费结构来看，除煤炭供需双降外，其他能源品种供需均呈现不同程度增长。总体趋势是石 油生产和消费保持稳定，天然气得到长足发展，新能源发展势头迅猛，煤炭消费占比逐年降低。 

在清洁能源逐步替代化石能源过程中，虽然可再生能源所占份额逐渐提高，但以油气为主的化 石能源仍将在一定时期内占据主要地位，特别是天然气在未来较长一段时期将发挥重要作用。预计到 2030年，石油、煤炭、天然气三种化石能源占比将 趋同至26%~29%，而可再生能源将达到14%以上。 化石能源中，天然气增长最快，预计2015~2035年年 均增速将达到1.7%。 

随着人们对环境问题认识的提高，对大气污染防治和温室气体排放日益重视，所采取的措施亦更 加严格。世界各国特别是发达国家在能源发展与转 换过程中，几乎毫无例外地把天然气作为最为重要 的替代能源加以大力发展。 

美国虽然其煤炭资源丰富，但随着“雾霾”治 理力度的加大，从1910年至1965年，历经55年完成 能源结构转型，煤炭从超过76%降至23%，油气由20%左右上升至74%，其中天然气占比由不足5%提 升至31%。1990~2014年，能源消费呈现下降趋势，年均增速-0.5%，天然气年均增速1.0%，煤炭年均增 速-3.2%。 

从英国看，能源结构由原来的一煤独大到油气 为主，这是治理大气污染改善环境的必然要求。天然气发挥了越来越重要的作用。1965~1993年，历经28年完成能源结构转型，煤炭从60%降至26%， 油气从38%上升至65%，其中天然气从0%上升至 26%。1990~2014年，能源消费呈现下降趋势，年均 增速-0.5%，天然气年均增速1.0%，煤炭年均增速 -3.2%。 

日本是一个众所周知的能源资源匮乏国家， 也有一个降煤增气的过程，长期以来，其天然气增 速远高于煤炭增速。至1973年，完成第一次能源结 构转型，煤炭从44%降至16%;从能源安全角度， 1973~2003年，历经30年完成第二次能源结构转型，石油从最高点的74%降至48%，天然气从3%增至 13%。1990~2014年，能源消费增速趋缓，年均增速0.2%，天然气年均增速3.6%，煤炭年均增速 2.1%。 

地球上天然气资源非常丰富，远高于石油。 常规天然气可采资源量 471万亿立方米，采出 17.4%，剩余探明39.7%， 待探明42.9%，2000年以 来储采比保持在54%~62% 之间。非常规天然气资源 

更为丰富，可采资源量约为常规资源的5~8倍。天然气具备担当主体能源地位的资源基础。 

全球天然气消费继续保持平稳增长。2016年， 全球天然气消费增长了1.5%，产量增长了0.3%。 随着北美“页岩革命”兴起，市场供应能力特别是 全球LNG出口能力快速增长，市场供需关系处于供 大于求状态，引发世界天然气供需格局的深刻调整 (可称为第二轮天然气革命)。美国亨利中心天然 气价格较2015年下降5%，随着液化天然气供应的增加，欧洲和亚洲天然气价格指数下滑20%~30%。以 中国和印度为代表的新兴经济体的天然气需求成为 市场的主力。 

LNG这项具有革命意义的技术正对天然气产业产生深远影响。2016年是液化天然气飞速发展的第 一年，到2020年，全球液化天然气供应量预计增加 30%。LNG贸易方兴未艾，大有赶上或超过管道气的 趋势。LNG供过于求引发天然气国际贸易体系和贸易形式将发生深刻变化，天然气贸易也正从区域市 场向全球市场演进，甚至也影响到了地缘政治。天然气市场一体化程度提升，亚洲溢价趋于缓和，欧 亚现货价差消失。LNG贸易合约采用更小的供应规模和更短期的合同形式，目的地条款限制消失。亚 太地区将成形新的天然气价格指数，中国、印度等话语权增强。 

   二、天然气成为主体能源之一是我国能源发展的客观要求

2016年我国已正式签署了《巴黎协定》，并承诺2030年中国碳排放将达到峰值。碳减排既是承 诺，也是责任。 

国家《能源发展“十三五”规划》提出，“能 源消费总量控制在50亿吨标准煤以内，煤炭消费总 量控制在41亿吨以内。”“能源消费结构占比上， 非化石能源消费比重提高到15%以上，天然气消费比 重力争达到10%，煤炭消费比重降低到58%以下”。 从世界角度看，在一次能源消费结构中，世界煤炭 占比由1965年37.6%降至2016年的28.1%，天然气占 比由1965年15.7%升至2016年的24.1%，预计在2035 年前后天然气将超越煤炭，成为世界第一大主体能源。因此把天然气发展成为主体能源之一是我国能 源结构调整的根本要求。 

天然气低碳清洁，以天然气为主体的能源消费结构能有效治理大气污染、积极应对气候变化等 生态环境问题。大气污染防治需要积极推行“气代煤”和“气代油”等措施。北方清洁取暖和散煤治理的关键就是“煤改气”。“煤改气”的广泛推 行，离不开天然气方便灵活接入、较少环节的低成 本供应，而这也完全符合天然气“供给侧”改革和 市场化改革的目标。 

以大气污染防治为动力，天然气大发展态势已经形成。从中国能源革命的目标和实现路径看，加 大天然气利用规模，与可再生能源形成良性互补， 提高清洁能源比重，是中国稳步推进主体能源更 替、加快建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的 必由之路。天然气将在这一进程中承担重要的历史 使命。 

三、面临的问题与困难 

  (一)战略定位有待进一步凝聚共识

天然气在中国能源中的战略定位决定了整个天 然气行业的发展方向，也关系到各地大气污染防治 和清洁取暖等行动能否有效落实。目前，仍存在不同声音。如认为中国天然气资源禀赋较差，不具备 作为主体能源的资源基础。这种富煤贫油少气的观念仍然根深蒂固，没有跟上“页岩革命”引发的基 础理论和工程技术创新以及大幅增加全球天然气可 采资源量的革命性变革。再如，认为世界能源正在 由“油气时代”向可再生能源转变，天然气与可再 生能源相比，虽然清洁但仍是含碳的化石能源，只 是过渡能源或补充能源，发展潜力有限。这是没有 认识到未来天然气具备成长为世界第一大能源的基 础和潜力，且天然气具有调节灵活、响应迅速的优 点，可与可再生能源发展形成良性互补，可以为可 再生能源快速发展提供有效的帮助。 

  (二)对天然气利用清洁性的质疑亟需澄清

有舆论质疑认为:与煤炭相比，天然气的燃烧 排放了更多的氮氧化物和水蒸气，更容易加速雾霾 的形成。事实上，燃烧天然气产生的水蒸气量对气 候和空气中的含湿量影响几乎可以忽略不计。以北 京为例，2016年天然气消费量160亿立方米，按完 全燃烧1亿立方米天然气(CH4)产生水蒸气16万吨 测算，每年北京天然气消费产生的水蒸气仅相当于 北京年水汽总蒸发量220亿~290亿吨的1‰。通过低 氮燃烧等技术，天然气联合循环发电的氮氧化物排 放量可稳定控制在50mg/m3以下，工业锅炉可控制在 150mg/m3以下。 

(三)基础设施有待加强 

截至2016年底，中国每万平方公里陆地面积对应的管道里程约70公里，仅相当于美国的12%。 地下储气库形成工作气量64亿立方米，仅占消费量 的3.1%，远低于世界10%的平均水平。天然气利用 “最后一公里”建设存在短板，全国尚有超过20%的 地级行政单位、约30%的县级行政单位没有接通管道 气。 

天然气季节性峰谷差逐年增大。随着大气污染防治、清洁取暖工作的深入推进，华北等地“煤改 气”需求进一步增加，冬季用气峰值持续走高，保供压力较大。 

储气调峰责任落实还不到位，辅助服务市场机制尚未建立。地下储气库工作气量和各城市应急储 气能力均严重不足，供气企业与城镇燃气经营企业 在日调峰责任上还存在推诿扯皮现象。 

不同企业间基础设施互联互通程度不够，也制 约了天然气资源优化配置和灵活调运。 

(四)市场机制不健全 

居民、非居民用气“交叉补贴”问题突出，严重降低了天然气在工业领域的竞争力，限制了天然 气在发电、交通、工业燃料等工业领域更大规模的利用。 

部分省份省内天然气管道、城镇燃气配气管网等中间环节过多，还不同程度地存在拦截收费、强 制服务、层层加价现象，终端用户没有获得改革红利;城镇燃气企业接口费、开户费等服务性收费较 高，甚至成为部分燃气企业的主要利润来源;天然 气基础设施公平开放程度不高，第三方公平准入落 实难。 

调峰价格特别是季节峰谷价格还未全面推广， 由于不能及时反映供需关系变化，难以实现市场化 条件下的调峰和保供。 

  (五)通过做大市场解决现有矛盾信心不足

前些年油价高企时，油气企业通过照付不议长约订购了部分高价气，当前过多地强调消化的困 难，缺乏通过扩大市场消化高价气的信心。 

部分企业和学界代表认为我国油气资源禀赋 差，无论是常规气(包括致密气)，还是非常规气 (包括页岩气和煤层气)，亦或是海洋油气，开采成本高，井口气价较高，对国产气竞争力信心不 足。 

事实上，只有通过做大市场、加强竞争，天然气行业的问题和困难才能真正有效解决。做大市场可以摊薄成本，加强竞争可有效降低井口气价，这都有助于消化掉长协高价气。应该说目前正是最好 的时机。 

四、基础条件与有利因素 

逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，发展目标已经明确，基础条件、 有利因素诸多。 

(一)国内市场空间很大 

据有关测算，中国天然气消费规模在2020年将 达到3600亿立方米左右，比2016年增加1542亿立方 米，年均增速预计达到15%以上。2016年中国天然气 的一次能源消费占比为6.4%，远低于23.8%的全球平 均水平，对比美国(30%)、俄罗斯(52.8%)，差 距更加明显，这说明中国天然气未来需求增长空间 很大。 

2014年下半年至2016年，我国天然气消费稳步增长。2017年上半年，天然气消费增速重回两位 数，产销两旺。受各地“煤改气”的影响，加之相关政策的落实，天然气市场将持续增长，2017年全 年消费量保守估计将超过2300亿立方米。 

(二)国内资源潜力巨大 

全国油气资源动态评价(2015)显示，全国常 规天然气(含致密气)地质资源量90.3万亿立方米， 可采资源量50.1万亿立方米。埋深4500米以浅页岩气 地质资源量121.8万亿立方米，可采资源量21.8万亿 立方米。全国埋深2000米以浅煤层气地质资源量30.1 万亿立方米，可采资源量12.5万亿立方米。 

截至2016年底，全国累计探明常规天然气(含 致密气)地质储量11.7万亿立方米，累计产量1.4万 亿立方米，资源探明率13.0%，探明储量采出程度 12.4%，剩余可采储量5.2万亿立方米;累计探明煤层 气地质储量6928.3亿立方米，累计产量140.6亿立方 米，资源探明率2.3%，探明储量采出程度2.0%，剩 余可采储量3344.0亿立方米;累计探明页岩气地质储 量5441.3亿立方米，累计产量136.2亿立方米，资源 探明率0.4%，探明储量采出程度2.5%，剩余可采储量1224.1亿立方米。我国天然气资源探明率和探明储 量采收率均较低，通过科技创新、技术进步可释放较大的资源潜力。此外，近海海域天然气水合物勘 查取得重大成果，2017年试采成功。丰富的资源可以支撑天然气成为主体能源之一。 

(三)基础设施建设加快 

2016年，我国新建成西三线东段、港清三线、 广西液化天然气接收站、金坛盐穴储气库等工程。 陕京四线、中俄东线、文23储气库等重大工程加快 建设。截至2016年底，全国已建成投产天然气管道 6.8万公里，干线管网总输气能力超过2800亿立方米 /年;累计建成投产地下储气库18座，总工作气量64 亿立方米;已投产液化天然气接收站13座，总接收 能力5130万吨/年。 

“十三五”期间我国将新建天然气主干及配套管道4万公里，2020年总里程达到10.4万公里，干线 输气能力超过4000亿立方米/年;地下储气库累计形 成工作气量148亿立方米。这些基础设施的建设，将 为天然气成为主体能源之一提供可靠支撑。 

(四)国际市场对我有利 

从国际市场看，北美“页岩革命”持续发酵， 特别是美国放开LNG出口限制引发供需结构变化，天然气价格将在相当一段时间内维持较低价格。预 计到2022年，全球液化能力将增长约1.1亿吨(1600 亿立方米)，现阶段由澳大利亚新增300亿立方米出口能力引领，未来美国液化出口能力将大幅赶超， 新增出口预计达到900亿立方米。这些变化将使液化 天然气价格较低。由于价格低廉，供应充足，加之 减少空气污染和其他排放的因素，天然气在未来五年的增长速度将快于石油和煤炭。在全球未来五年 预测中，天然气需求每年将以1.6%的速度增长，较 去年的1.5%预测略有上升。这意味着天然气消费量 将从2016年的36300亿立方米达到2022年的40000亿 立方米，预计需求增长将近90%来自中国。可以认为，国际市场资源与价格，将为中国将天然气发展成为主体能源之一提供有力支撑。 

(五)支持政策密集出台 

从2010年起国家一系列支持天然气发展政策出台，为天然气发展成主体能源之一创造了良好的政策环境。 

五、下一步的主要工作 

下一步要进一步明确发展定位，强化共赢理念，谋求长远发展。树立工作信心，加强科技引领，更好抓住机遇，做大市场化解矛盾。积极推进改革，拓宽新的思路，实现合作、融合发展。把天然气真正发展成为我国清洁能源体系的主体能源之 一，主要应做好以下几个方面工作。 

  (一)加快推进天然气利用

落实13部委《加快推进天然气利用的意见》， 以燃料清洁替代和新兴市场开拓为主要抓手，加快 推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交 通运输等领域的大规模高效科学利用，产业上中下 游协调发展，天然气在一次能源消费中的占比显著 提升。 

城镇燃气:宜气则气、宜电则电，推进北方地 区冬季清洁取暖，积极鼓励燃气空调、分户式采暖 和天然气分布式能源发展。快速提高城镇居民燃气 供应水平。加强城中村、城乡结合部、棚户区燃气 设施改造及以气代煤。打通天然气利用“最后一公 里”。宜管则管、宜罐则罐，采用管道气、压缩天 然气(CNG)、液化天然气(LNG)、液化石油气 (LPG)储配站等多种形式，提高偏远及农村地区天 然气通达能力。 

天然气发电:要大力发展天然气分布式能源，推广能源示范项目，探索互联网+、能源智能微网等 新模式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用。 鼓励在用电负荷中心新建天然气调峰电站，开展可 再生能源与天然气结合的多能互补项目示范。在具 有稳定热、电负荷的大型开发区、工业聚集区、产 业园区等适度发展热电联产燃气电站。 

工业燃料升级:在“高污染燃料禁燃区”重点开展20蒸吨及以下燃煤燃油工业锅炉、窑炉的天然 气替代，新建、改扩建的工业锅炉、窑炉严格控制 使用煤炭、重油、石油焦、人工煤气作为燃料。鼓 励玻璃、陶瓷、建材、机电、轻纺等重点工业领域天然气替代和利用。 

交通燃料升级:天然气汽车重点发展公交出租、长途重卡 ，以及环卫、场区、港区、景点等作 业和摆渡车辆等。在京津冀等大气污染防治重点地区，加快推广重型天然气(LNG)汽车代替重型柴 油车 。船舶领域重点发展内河、沿海以天然气为燃 料的运输和作业船舶。鼓励发展CNG加气站、LNG加 气站、CNG/LNG两用站、油气合建站、油气电合建站等。充分利用现有公交站场内或周边符合规划的 用地建设加气站，支持具备场地等条件的加油站增 加加气功能。推进船用LNG加注站建设，加快完善 船用LNG加注站(码头) 布局规划。 

  (二)加强天然气资源保障

充分利用国内外两种资源，为天然气持续大规模利用奠定资源基础，保障国家能源供应安全。 

加大国内资源供应。立足国内加大常规、深海深层以及非常规天然气勘探开发投入，加强油气替 代技术研发，推进煤制气产业示范，促进生物质能开发利用，构筑经济、可靠的多元化供应格局。 

优化国外资源组合，积极引进国外天然气资源。推进国家“一带一路”建设，鼓励社会资本和 企业参与海外天然气资源勘探开发和资源采购。 

把握国际低气价机遇和天然气供应格局演变 的战略机遇期，提高长贸和现货天然气价格议价能 力。 

  (三)加强基础设施建设和管道互联互通

企业要按照国家和地方发展规划，明确进度安排和关键节点，确保投资和工作量投入，保障规划 项目实施。各级能源主管部门应重视和支持石油天然气规划的实施，加强部门协调，保障项目用地、 用海需要。简化核准办理手续，支持规划的国家重 大基础设施建设。 

集中推进管道互联互通，打破企业间、区域间的壁垒。基本实现联通顺畅，运行灵活，安全可靠的天然气管网体系。提高资源协同调配能力。 

加快推进城市周边、城乡结合部和农村地区天然气利用“最后一公里”基础设施建设。 

开展天然气基础设施建设项目通过招投标等方式选择投资主体试点工作。 

  (四)尽快建立健全天然气储气调峰体系

落实储气调峰责任。严格执行天然气储备制 度。全面推行天然气购销合同管理，强化对储气调 峰责任和价格的合同约束。 

加强规划统筹，建立完善的储气调峰体系。建 立以地下储气库和沿海LNG接收站(调峰站、储配站)调峰为主，气田调峰、城市中小型CNG和LNG储 备站为辅的综合调峰系统。 

构建和完善储气调峰辅助服务市场机制。坚持 自建、合建储气设施与购买储气服务相结合。天然 气销售企业、城镇燃气企业储气调峰义务的履行， 可以通过 自建或合建储气服务设施、购买管道企业 储气服务、向独立第三方储气设施经营企业购买储 气服务等方式实现。 

加强监管和督导检查。重点监管储气调峰义务的履约情况、天然气购销合同签订及对储气调峰责任和成本分担的约定情况。各地在授予或变更特许经营权时，应将天然气保供承诺和履约能力作为重 要的考核条件。对天然气生产经营企业哄抬价格、价格欺诈、价格垄断等不正当竞争和违法行为加大查处力度。 

  (五)深化油气体制机制改革

上游勘探开发:坚持油气矿业权国家一级管理。加快有序放宽准入限制。建立完善油气探矿权 竞争出让制度。完善并严格执行区块退出机制，规范油气矿业权流转机制。建立完善油气地质资料公开和共享机制。 

管网体制改革:加快推进天然气管道运输和销售业务分离。减少供气层级和中间环节。积极推进基础设施公平开放。 

建立和完善市场机制:国际方面要积极支持建立新的贸易机制，推动天然气“差价合约加照付不议”长协(与传统长协比，价格按照差价合约约定 随市场变化结算)的实现，提高我国定价话语权。 国内方面要打破各种形式的市场垄断，推动用户自主选择供应商和输气路径。加快形成储气调峰辅助服务市场。 

加强行业监管:加强输配价格监审。完善购销合同范本，规范交易行为。加强对于市场垄断、欺诈、纠纷的监管。建立市场诚信体系。