中国天然气资源足 潜力大 挑战多

　  新世纪以来，我国天然气勘探开发取得了显著成绩，生产供应能力大幅提升，为天然气产业快速发展奠定了资源基础。近年来，清洁低碳能源转型的进程不断加快，对天然气资源勘探开发和生产供应能力提出了更高的要求。

　　1、天然气资源潜形势分析

　　在独特的地质背景下，我国沉积盆地发育，且大多经历了多期次构造演化，决定了油气地质特征复杂，天然气类型多，资源总量丰富，潜力大，但禀赋差，勘探开发难度大。

　　据全国油气资源动态评价成果（国土资源部，2015年），我国常规天然气地质资源量90.3万亿立方米，可采资源量50.1万亿立方米，其中约72%分布在四川、鄂尔多斯、塔里木等三大盆地及近海海域，约14%分布在柴达木、松辽、准噶尔和渤海湾等盆地。截至2017年底，全国累计探明天然气地质储量14.3万亿立方米，待探明资源量76万亿立方米，探明率15.8%，整体处于勘探早期，天然气勘探前景广阔。全国页岩气地质资源量122万亿立方米，可采资源量22万亿立方米；全国煤层气地质资源量30万亿立方米，可采资源量12.5万亿立方米。天然气水合物资源潜力可观。截至2017年底，累计探明页岩气、煤层气地质储量为9209亿立方米、7033亿立方米，探明率分别为0.7%、2.3%。非常规天然气勘探尚处于起步阶段，潜力大。

　　2、开发与生产供应现状

　　勘探发现与储量

　　截至2017年底，我国先后发现和探明了3个万亿方级、25个千亿方级以上气田（区），大多分布在鄂尔多斯、四川、塔里木等盆地及近海海域。截至2017年底，全国累计探明天然气地质储量14.3万亿立方米，探明程度15.8%，处于早期勘探阶段。2001~2015年间，新增天然气探明地质储量9.67万亿立方米，占全国累计探明地质储量74.3%，年均新增储量规模每五年上新台阶。2016~2017年，年均新增天然气探明地质储量6410亿立方米，仍保持高位增长。天然气年新增探明地质储量自2003年以来连续15年保持在5000亿立方米以上。统计显示，“十二五”以来，年新增经济可采储量是同年产量的1.8~3.3倍，储量替代率明显高于同期世界平均水平（1.6），储采比不断增加，具备了快速上产储量基础。

　　截至2017年底，我国累计探明页岩气地质储量9209亿立方米，累计探明煤层气地质储量7033亿立方米，为加快产能建设奠定了资源基础。目前，已建立了涪陵、长宁-威远、昭通等国家级海相页岩气示范区和延安陆相国家级页岩气示范区，形成了沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气探区。在南海神狐海域成功进行了天然气水合物试采，拓展了资源空间。

　　开发与产量

　　伴随投入大幅增加和探明储量的高位增长，我国加快了天然气开发与产能建设步伐，产量持续快速增长。统计显示，2001~2017年，全国天然气产量由303亿立方米增加到1474亿立方米（含非常规气），增长了近5倍，年均增长10.3%，约为同期世界天然气产量增速的5~6倍，天然气供应能力显著提高，世界排名由第17名提升至第6名，成为名副其实的世界天然气生产大国。

　　尽管受低油价影响，2015~2016年，天然气产能建设放缓，产量增速放慢，年均增长约2.6%，约为同期世界天然气产量增速的2倍。受经济形势好转、煤改气及严冬等因素影响，2017年天然气需求快速增长，产量同比增长8.5%。

　　目前，我国形成了以“三大四中”为主的“西气东输、海气登陆、常非并举”多元互补天然气生产供应格局，包括年产量超过200亿立方米的长庆、新疆和川渝3个大型气区和年产量超过40亿立方米的海域、青海、松辽和渤海湾4个中型气区。其中，3个大型气区常规气产量约占全国产量的80%，4个中型气区约占18%。鄂尔多斯、四川和塔里木是我国天然气生产的主力盆地，分别约占全国常规天然气产量的34.5%、21.1%和20.2%。

　　非常规天然气产量快速增长，由2013年的31亿立方米增加到2017年的137亿立方米，已成为天然气生产供应的重要组成部分。其中，页岩气开发实现了历史性突破，建成了涪陵、长宁—威远和昭通等三大页岩气产区，形成了100亿立方米产能，产量快速增长，2017年达90.1亿立方米，成为继美国、加拿大之后世界第三个实现页岩气工业化开发的国家。煤层气产量持续增加。“十二五”期间，煤层气开发较快发展，产量翻了一番，由20.7亿立方米增加到44.5亿立方米，2017年达47亿立方米，建成了沁水和鄂尔多斯盆地东缘两个煤层气开发生产基地。

　　3、面临的问题及对策建议

　　问题与挑战

　　我国天然气资源品质总体不高，且劣质化趋势加剧。目前我国待探明常规天然气地质资源量中超过80%属于低渗、深层、深水以及高含硫气等资源，勘探开发难度大，风险高；近一半待探明资源分布在深层、超深层等领域。

　　关键技术和装备总体落后，制约了资源开发领域。复杂地质条件下天然气成藏理论有待完善，深层、火山岩气藏勘探开发核心技术缺乏，深水油气开发关键技术与装备仍然以进口为主。页岩气、煤层气开发工程技术取得突破性进展，但与世界先进水平相比仍有较大差距,相应的规模效益开发关键技术体系尚未形成；深部页岩气、陆相页岩气开发关键技术远未突破；相当规模的致密砂岩气开发受关键技术制约。

　　天然气开发支持政策体系不健全，支持力度不够。对于品位低、动用难度大、成本高的常规天然气探明储量，缺乏相应的相关财政补贴和税费减免政策；相当规模的致密砂岩气储量，缺乏政策支持，加上技术制约，导致开发效益低，增产潜力受限。对于页岩气开发，目前总体经济效益依然较低，远未形成具有竞争力的生产供应，减少甚至取消相应的财政补贴，不利于更大规模开发页岩气。煤层气开发的支持政策有待完善。天然气水合物开发的支持政策尚为空白。总体上，现有的政策不足以支撑实现天然气快速增储上产，建议借鉴新能源补贴政策的支持力度。

　　竞争不足投入不够，不利于天然气增储上产。近年来，油气上游市场化改革取得了突破，但充分竞争、多元供应的上游市场格局远未形成，在很大程度上导致勘探开发投入不足，制约了天然气资源潜力的开发。同时，在持续低油价冲击下，油气勘探开发投入大幅下降，天然气产能建设规模大幅下降。

　　对策建议

　　一是加大天然气开发的政策支持力度，尽快研究出台致密气、深层气等补贴支持政策。在已有支持政策基础上，抓紧出台致密气开发补贴政策，分类分档次补贴不同类型致密气开发，完善补贴方式，同时给予资源税减免政策。对深层气资源开发给予资源税减免、财政补贴等政策扶持，按埋深分类实施不同补贴标准；设立深层油气风险勘探基金。对深水油气田开发暂时免征资源税，同时按照水深分类给予财政补贴，设立深水风险勘探基金，支持深海油气勘探。研究延续并适度加大页岩气、煤层气补贴政策。深化价格改革，优化天然气价格政策，使得上游气价保持在合理水平。

　　二是加强油气地质理论和关键技术创新，降低成本，提高开发效益。着力提高已开发常规气田采收率和资源开发利用效率。加强深部页岩气、陆相页岩气地质理论等关键技术攻关，积极研究适合山区页岩气高效开发的关键技术支撑体系。加强煤层气规模开发、复杂储层煤层气高效增产等技术攻关。

　　三是加大油气资源管理体制机制改革力度，激活油气资源潜力。积极稳步推进油气勘查开采体制改革，有序放开市场准入，不断引入竞争，激活潜力，促进勘查开采。完善创新勘查区块退出机制，加大退出力度，努力形成一批具有较高价值、资源基础较好的区块，用于公开出让，吸引投资。建立健全探矿权、储量评估等规则，促进矿业权流转。针对探明储量开发程度较低的问题，着重探索采矿权及其探明储量的流转，盘活存量资源，使其成为现实产量。

　　4、前景展望

　　未来天然气增储上产的发展前景取决于如何发挥资源总量大的优势，激活资源潜力。

　　一是按照目前技术水平、现行体制机制和已有政策条件，我国天然气勘探开发与生产供应发展艰难，增储上产有限，特别是增产能力难以显著提高。预计未来3~5年，天然气产量的年均增幅保持在90亿~120亿立方米（含非常规气）；2020年达1850亿~1900亿立方米。2018年产量预计达1600亿~1650亿立方米。二是在技术水平不断取得突破，有关政策不断完善，油气体制改革深入推进的条件下，我国天然气勘探开发有望获得较大发展，生产供应能力显著提高。预计未来3~5年，天然气产量年均增量150亿~200亿立方米（含非常规气）；2020年达到1950亿~2050亿立方米。