【市场】中国石油报：对当前我国油气安全的观察与思考（上&下）

中国石油报华气能源猎头 2022-04-23

国内原油生产“过坎爬坡”步入上升期

对当前我国油气安全的观察与思考（上）

来源：中国石油报作者：记者张舒雅编辑：陈娜

　　国家统计局最新年度统计数据显示，2018年我国原油产量为18910.6万吨，同比下降1.3%，产量下降幅度比上年收窄2.7个百分点，是继2016年我国原油产量调减至2亿吨以下后，下降幅度最小的一年，止跌回稳态势明显，国内加大勘探开发力度初见成效。

　　“2018年是我国原油生产的一个重要历史节点，这一年开始我国原油生产将步入一个新阶段，从2019年开始产量将会止跌回升。”中国石油勘探开发研究院油气开发战略规划研究所副所长唐玮认为。

　　国内原油生产“过坎爬坡”新阶段面临哪些新形势新挑战？如何理解原油生产所处的新阶段？面对党和国家提出的加大国内勘探开发力度新要求，我国原油生产又该如何实现可持续发展？

　　高需求高强度高难度

　　——“三高”挑战塑造我国原油生产历史新坐标

　　用历史的眼光看，2018年是我国原油产量10年来的低点，但石油产量增速乏力之势早见端倪。

　　我国国民经济的快速发展对石油生产始终保持高需求度。作为国民经济的“血液”，多年来，石油勘探开发始终保持高强度。自1978年原油产量跃上1亿吨以后，产量连续30多年持续增长，并在2010年产量实现突破2亿吨的历史性跨越。2015年，我国原油产量达到2.15亿吨的峰值。

　　但与产量绝对值持续增长的态势不同，在增速上已经呈现逐步放缓态势。“十一五”期间，我国原油产量年均增幅为2.49%。“十二五”期间这一数字则降为1.32%，进入“十三五”，增幅数字更是由正转负。

　　2016年是我国原油生产一个重要的分水岭。在此之前，我国原油生产持续增长；在此之后，我国原油生产与进口的剪刀差不断拉大。这其中最直接的原因是低油价。

　　2014年，国际油市正式开启了延续至今的新一轮低油价周期，给全球各大油公司生存发展带来极大挑战。为应对低油价冲击，从2014年下半年起，各大油公司纷纷调整原油生产策略，压缩上游投资，并对当前油价下低效及无效产能进行压缩。2014年全球上游油气投资额7000亿美元，2015和2016年则降至5000亿美元和3800亿美元。国内油企也不例外。由于产能转换成产量具有一定的滞后性，从2014年开始的策略调整，2016年效果开始逐步显现。

　　当然，低油价并不是产量持续下降的唯一原因。历经多年高强度勘探和高速高效开发，各油气田勘探程度越来越高，资源品质劣质化趋势愈发明显，寻找规模优质储量的难度持续升级。20世纪90年代开始，我国油气勘探整体进入以岩性油气藏为主的阶段。“十二五”期间，我国已探明石油储量中，低渗、超低渗储量占70%，低丰度储量占90%以上，整体进入低品位资源勘探阶段。

　　而原油开发形势也不乐观。以中国石油为例，已开发油田均处于“双高”开发阶段末期，综合含水达89.35%，可采储量采出程度为78%，即将进入“双特高”开发阶段。剩余油高度分散，有效挖潜难度持续增大，增产措施效果也不断变差。随着资源劣质化程度加剧，新区新建产能产建效率下降1倍以上，导致百万吨产能投入储量大幅增长。随着单井日产量的持续下降，多井低产的矛盾日益突出，原油开发成本持续提高，给效益开发带来极大挑战。

　　国民经济发展对石油的长期高需求、石油勘探开发持续高强度、石油生产难度升级，这是我国原油生产所面临的形势与挑战，克服这些重重“关卡”，则是实现筑底回升的先决条件。

　　战略引航加大投入改革升级

　　——三重视角看增势，2022年国内原油产量或重回2亿吨

　　在习近平总书记关于加大国内油气勘探开发力度，保障国家能源安全的批示精神指导下，国内各大油公司明显加大工作力度，加快工作节奏，已经取得了一定的工作成效，为2019年企稳回升奠定了基础。

　　从今年中国石油、中国石化、中国海油三家油公司的战略规划、投资部署、创新举措来看，原油产量止跌回升，动力十足。

　　产量筑底回升需要清晰明确的战略规划引航。面对党和国家赋予的新使命，石油企业纷纷行动起来，以高质量顶层设计引领高质量油气供给，擂响勘探开发增产攻坚战鼓。中国石油编制形成“国内勘探与生产加快发展规划方案”，从资源发现、油气生产、改革创新等各个层面对提升国内勘探开发力度进行部署，进一步突出油气勘探主攻方向，加大重点油气田上产力度等，激活增储上产全要素。中国石化把扩大油气资源放在公司发展的重要位置，推动油气储量产量实现稳定增长。中国海油提出要提高国内新增探明油气储量，扎实推动“渤海油田再稳产10年”工程，为提高国内储量产量多做贡献。

　　高投入、高风险、高回报是油气勘探开发的三大基本属性，投入是回报的先决条件。中国石油明确表示将投资安排向上游倾斜，今年国内勘探开发投资运行方案同比增长25%，其中风险勘探投资从10亿元增至50亿元、增长4倍，并持续完善增储上产激励政策，加大对取得油气勘探重大发现、油气产量超产单位和个人的奖励。中国石化表示要持续加大勘探投入力度，紧紧依靠科技进步，推动油气储量产量实现稳定增长。中国海油今年国内上游投资比2018年多80亿元，其中勘探投资较去年增加20%。

　　高目标高要求需要非常规举措，超常规发力。中国石油落子改革创新，激活增储上产新活力。近期，中国石油全面启动第二批矿权内部流转工作，流转区块、面积、层次均较首轮工作有了深层次的拓展，推动国内勘探开发工作再提速。同时，进一步深化油气田扩大经营自主权、精准奖励、“1+N”市场化服务模式等各个层面的改革，以改革激发增储上产活力，以改革积蓄前进动力。

　　集聚合力，强势突围。从2018年勘探开发表现来看，走出“谷底”蓄势待发。中国石油在准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地等油区的石油勘探均获重大战略突破，为增储上产开辟战略新领域；中国海油通过精细勘探，发现了亿吨级油田——渤中29-6油田……这些发现为原油产量回升做厚储量“家底”。从今年1月份国内原油生产情况来看，已经见到筑底回升的苗头。中国石油今年1月份原油产量同比增长1.8%，终结了连续4年下降的势头。

　　“按照目前的发展形势以及各大油公司规划方案，2019年国内原油产量将回升至1.9亿吨以上，2022年将重回2亿吨之位。”唐玮分析道。

　　技术关成本关改革关

　　——冲破“三重门”，积极理性推进原油产量可持续增长

　　尽管国内各油气生产企业从各个层面不断加大工作力度，国家相关部门也出台了一些支持政策，但由于建产需要一定周期，油气产量回升并非立竿见影，国内原油产量重上2亿吨并非易事，仍要跨越“三重门”。

　　首先是“技术关”。当前，我国油气勘探开发技术尚不能满足勘探开发对象劣质化、深难化的需求，在研发集成化、经济性、颠覆性技术方面仍有很大提升空间。

　　“成本关”也是必须要面对的一道门槛。尽管近年来国内上游企业不断在管理提升上下功夫，但总的来说难以遏制勘探开发成本刚性上升趋势。再加上近年来油价走势持续震荡，给油气生产效益与成本把控带来巨大挑战。

　　“改革关”的难度也不容小觑。经过多年多轮多层次的深入推进，改革已经进入攻坚区，向前一步的难度明显加大。油气田企业与工程技术企业如何进一步冲破思想观念的障碍和利益固化的藩篱，实现整体效益最大化？如何突破内部外部的界限，国企民企共同发力加速增储上产……这一切均考验着各方参与者的智慧与勇气。

　　能否突破这三大关卡是决定国内原油生产能否在新阶段实现新跨越的关键。对此，中国工程院院士、勘探开发研究院院长赵文智建议，要积极进取，勇于创新，立足突破认识、技术、资料三大“盲区”，发现更多资源，找到更多突破点。“另外，还需高度关注我国陆相页岩油的发展，一旦实现突破，对2亿吨原油稳产意义重大。”赵文智说。

　　对于业内专家寄予厚望的页岩油，中国石油已经开始采取一些积极探索举措，加快发展。在东部，以大港油田页岩油勘探开发为抓手，力争建设成为国家示范工程，争取在今年年底整体形成亿吨级增储区，为下一步规模上产奠定基础。在第二批矿权内部流转名单中，吉木萨尔页岩油区块赫然在列，流转给具有该类资源勘探开发经验的吉林油田和吐哈油田，共同推进开发。

　　当然，推动原油产量的持续增长既要积极进取，也要理性慎重，在量、效、可持续之间寻找最佳平衡值。集团公司领导反复强调，一方面，我们要进一步增强加大工作力度的责任感和紧迫感，坚决打好打赢勘探开发进攻战；另一方面，要立足长远，合理把握工作节奏，要坚持一切从实际出发，尊重油气勘探开发规律，在持续推动油气上产的同时，力戒“大跃进”，力戒“过山车”。

　　这一点上，同济大学高级工程师顾乐民认为可采取一种蛰伏性的、以时间换空间、以“碎步”积大步的“微增模式”稳步推进，等待新的机遇期的到来，比如深海油田的开发与利用，开始产生较大规模产量。

　　踏上历史新征程的原油生产，蕴藏着无限的潜力，也面临着更加艰巨的任务和考验。

　　迎难而上，逆势突围，处于历史新方位中的石油工业将创造新时期的历史荣耀，并以新的光荣迎接发展新阶段的灿烂光辉。

　　突破三大盲区助力原油生产质量规模升级

　　赵文智　中国工程院院士、勘探开发研究院院长

　　2018年是中石油勘探的大年。这一年里勘探投入明显提高，重大发现的数量比以往有明显提高，此外去年递交的储量品质出现了转好的迹象。在此之前，每年递交的油气储量中低渗透资源占到85%，2018年仅占65%，储量品质有明显改善。实践证明，我国陆上待发现油气还有极大潜力。只要有足够多的发现做保障，我们就可以劣中选优，进而提高开发效益。

　　同时，油田开发形势也出现了好转迹象。去年，全国原油产量自然递减率下降0.5%，综合含水量仅上升0.1%，单井产量止住了下跌势头，逐渐趋于平稳。客观来讲，产建投入和产出有滞后过程，去年大规模建产预计将在今年产量上有所释放。因此，2018年，是我国原油产量的谷底，产量止跌回升的速度主要取决于两个因素。一是各个油公司的投入力度，二是国家政策支持。我国原油规模提升和效益之间不同步，需要在效益考核上有所放宽，特别是在勘探找油的初期阶段。

　　短期看，勘探投入加大，发现数量在增加，同时空井比例也在加大。如果只注重效益考核和产量指标，企业势必会放弃高风险地区勘探，最后导致了“热炕头去找油”，新区发现明显不足。我国资源分布的特殊性加上对地下认识的局限性，使我们很难达到想往哪里打就往哪里打的程度。三个盲区是现在很多资源找不到的原因。一是地质认识的盲区，传统理念下以及很难有新发现，需要理论认识的创新去突破，但认识创新需要时间。二是技术水平不足形成盲区，现有技术找不到油不代表地下没有油，如同大网眼捕鱼，关键还是把网加密，不留漏网之鱼。三是资料分析的盲区，现有资料的信息提取不足导致没能发现资源。这三方面只要能有所突破，必然会对原油产量提升形成极大助力。

　　此外，美国页岩油革命改变了世界能源格局，给中国也带来的极大启示。中国陆相页岩油必然存在着一场革命的机遇。以鄂尔多斯、松辽、准噶尔三大盆地为重点，技术可采资源量在 700亿至900亿吨。如果我国页岩油开发上能有所突破了，必然大幅提升我国能源安全，改变现有能源供给和消费格局。（李妍楠采写）

　　加快建产严控递减筑牢稳产上产根基

　　张虎俊　勘探开发研究院油气开发战略规划研究所副所长

　　2018年，国家提出要加大国内原油勘探开发力度，保障国家能源安全。当前，中国石油所属各油气田在原有基础上加快建产速度和规模，特别是新疆地区等规模较大的产能建设单位，举全公司之力共同攻克难题，实现了多个重大发现。玛湖、吉木萨尔区块由大庆、辽河、吉林、华北等四家油田共同参战，同时还有东方物探、西部钻探等工程技术企业以及中国石油勘探开发研究院等参与，在集团公司层面成立了会战指挥部，打破常规管理模式，高效运作，实现了新疆地区油气勘探大发现和快速上产。

　　客观来看，2018年集团公司油气产量仍然是递减态势，2019年油气生产任务形势依然严峻，加上近期国际油价出现下滑趋势等综合因素影响，形成了原油产量锅底现象。目前，国内主力气田已陆续进入稳产末期，新区资源品位比较差，快速建产储量较少，油气开发技术不足，都是制约国内油气产量稳产的关键。

　　2019年，在国家加大勘探开发的要求下，各油气田提出了更高的产量目标，原油产量将止跌回升。短期来看，我们要提高新建产能建设规模，加大工作量投入，尽快恢复到2015年水平。此外，工程技术上面临的一系列问题，包括钻井及压裂装备能力不足以及低品位资源难以实现效益等，需要在技术上和管理体制寻求新的突破，加大改革创新力度。勘探要重点解决如何将地下难动用储量拿出来问题，开发要解决如何控制自然递减率和提高采收率问题。此外，输油管道等配套设施建设速度慢也会造成产能到位率、贡献率低问题，生产技术和管理体制都存在问题亟待解决。在关注新建产能的同时，不能忽视老油田稳产的重要性。老油田要千方百计控制递减，少递减就等于建产能。只要能控制含水上升速度，就能有效增加单井产量。

　　此外，国内原油稳产2亿吨还需要有好的政策，包括公司政策和国家财税等方面的支持。页岩气、致密气财政补贴政策，国家科技重大专项的支持，都将对国内油气产量提升产生极大促进作用。中国石油也需要在体制机制上提供保障，加大激励政策，全力保障国内油气开发。（李妍楠黄祺茗采写）

　　中国油气发展大事件

　　2017年，中国首次超过美国，成为世界最大原油进口国。

　　这一年，我国原油对外依存度达到68.8%，天然气对外依存度达到39.4%。

　　2016年，我国原油产量自2010年跃上2亿吨后首次调减到2亿吨以下。

　　2015年，我国原油对外依存度突破60%。

　　2012年年底，我国成为世界第一能源生产大国。

　　2011年，中国石油海外油气作业产量当量首次超过1亿吨，油气权益产量当量首次突破5000万吨、达到5170万吨,建成“海外大庆”。

　　2010年，我国石油产量跃上2亿吨，增幅收窄；“十二五”平均增长率为1.11%。

　　这一年，中国首次超过美国成为世界第一大能源消费国。

　　2009年，我国原油进口依存度超过50%。

　　2004年，我国进口原油超过1亿吨，达到1.23亿吨。

　　2003年，我国石油消费量超过日本。

　　1998年，我国石油价格同国际接轨。

　　1993年，我国首次成为原油净进口国，净进口石油981.51万吨。

　　这一年，石油工业走出去，开展能源合作，利用国内国外“两个市场、两种资源”保障国家能源安全。

　　1985年，我国出口原油达到3375万吨，出口创汇额占全国创汇额的26.86%。

　　这一年，启动陆上石油资源对外合作，“引进来”推进陆上石油工业大发展。

　　1982年，国务院批准海洋石油对外合作第一轮国际招标，同年成立中国海洋石油总公司。

　　1981年，石油工业部实行1亿吨原油产量包干方案，原油产量止跌回升。

　　1978年，国内原油产量超过1亿吨，跻身世界第八大产油国。同年海洋石油资源率先对外开放，成为工业战线的“海上特区”。

　　1976年，大庆原油年产量首次突破5000万吨。

　　1972年，全国石油产品出口量超过100万吨，价值1.4亿元。

　　1965年，我国原油年产量达1131万吨，实现了石油全部自给。

　　1963年12月3日，周恩来在全国人大二届四次会议上宣布：中国石油基本自给。　（薛梅陈东升整理）

　2008年—2018年全国原油产量及同比增减情况

2008年—2017年全国石油探明地质储量

2008—2018年我国原油对外依存度变化

（图表数据来源均为国家统计局）

理性看待我国成为天然气第一大进口国

对当前我国油气安全的观察与思考（下）

来源：中国石油报作者：记者黄祺茗编辑：陈娜

　　在近期召开的全国两会上，天然气的供应安全、油气对外依存度及天然气在大气污染防治攻坚期的作用受到热议。

　　根据海关总署公布的数据，2018年中国天然气进口量比上年增长31.9%，创历史新高。根据《2018年国内外油气行业发展报告》分析，受需求拉动，2018年我国首次超过日本成为全球第一大天然气进口国，天然气对外依存度达到45.3%。

　　成为全球第一大天然气进口国，对我国能源安全带来哪些影响？如何理性看待我国成为第一大天然气进口国的事实？又如何在全球能源转型背景下推动我国天然气产业可持续发展？这是当前迫切需要我们回答的时代课题。

　　第一大进口国，是机遇还是挑战

　　□既要以“底线思维”看安全风险，更要以开放视野把握发展机遇，积极提升我国在天然气市场的话语权

　　□开放条件下的能源安全，对外依存度并不是衡量天然气供应安全的唯一指标

　　2018年，我国天然气表观消费量达2766亿立方米，增长16.6%，与5年前相比增长69.9%，年增430亿立方米，刷新美国1969年创下的增速世界纪录。我国进口天然气量以每年前进一位的速度，继2017年超过韩国后，2018年超过日本，第一次跃居世界首位。

　　在我国天然气需求持续走高的背景下，第一大天然气进口国和对外依存度不断上升这两个标签，是否意味着我国天然气行业的安全要亮起红灯，能源安全受到威胁？

　　从宏观经济视角来看，天然气进口量不断增加，天然气市场需求强劲，意味着我国经济活力不断增强，国民经济保持了良好的发展态势。

　　大数据显示，世界上天然气消费水平一定程度上也代表着一个国家的经济发展水平。根据《BP世界能源统计年鉴》2018版，世界前十大天然气消费国基本以欧美发达国家为主，排名前三位的国家分别是美国、俄罗斯和日本。

　　由于我国用气体量较大——城镇用气人口从1127万人增至6亿人——用气需求不断增加，城市燃气消费格局由过去的液化石油气逐步进入天然气时代。

　　从能源转型的角度来看，天然气消费量快速攀跃是能源结构调整的必然结果。我国天然气发展起步较晚，尽管天然气在我国一次能源的消费比例已从2006年的2.5%上升至2018年的7.8%，但这个数字仍然达不到全球天然气消费平均水平的1/2，人均用气量仅为国际水平的1/3。业内专家表示，我国天然气消费水平仍在全球平均线以下。

　　为了达到《巴黎协定》拟定的目标，2020年天然气在中国一次能源中的消费占比要达到10%以上。国家发改委也在《加快推进天然气利用的意见》中提出，到2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右。目前我国距离这一目标仍有差距。天然气消费量增长，我国成为天然气第一大进口国，是阶段性的成果。

　　从全球视野看，目前中国已经是世界天然气市场的重要组成部分。当前，全球天然气市场贸易格局正在重塑，灵活性大幅增加。2018年美国天然气出口增量比上年上升63.2%；2019年俄罗斯三条天然气管道建成后，预计出口能力提升60%。未来进口增量主要来自亚洲和欧洲，其中中国仍将是LNG需求增长的主动力。

　　“进口油气多，并不一定意味着安全出现问题，应该辩证和理性地看待我国成为天然气第一大进口国这一现象。”中国石油经济技术研究院天然气研究所所长陈蕊认为，当前的天然气安全，应该站在国际开放的视角下来看待。无论是新兴还是传统的供应国，都将中国作为一块大“蛋糕”来考量。正因中国天然气未来有需求增长空间，他们才会考虑新的合作。从某种意义来讲，这也能够提高中国在天然气市场的话语权。

　　未来，天然气第一大进口国的位置或将长期保持，因此，“应换一个角度来看，在全球天然气供应充足的条件下，未来天然气供应安全更加取决于开放条件下的保障能力。在共享理念下，我们应该更加关注天然气进口的稳定性、经济性和多元化。”陈蕊表示。

　　我国天然气安全的多种视角

　　□链条短板、渠道风险和天然气供应市场反转问题突出

　　□未来一段时间，我国天然气对外依存度还将持续升高，需全方位把握我国天然气供应安全的内涵

　　中国石油规划总院院长韩景宽指出：“按照我国能源消费总量2040年达到峰值的情景推算，届时我国天然气产量将在2300亿立方米至2500亿立方米之间，天然气消费量将达到6500亿立方米至7000亿立方米的峰值，天然气供应问题将继续凸显。”

　　根据目前天然气消费现状，我国天然气对外依存度将不断升高。尽管要以开放视野积极应对天然气进口量持续增长的现状，但不可否认的是，大规模进口天然气，对我国能源安全而言，仍存在较大的安全风险，需要时刻保持“底线思维”。

　　数据显示，近10年来，我国天然气消费年均增速10%以上，而产量增速仅为6.7%。“油气在我国能源结构中的占比还将继续提升，石油安全依旧是能源安全的核心内容，但天然气供需矛盾越发尖锐，在能源安全中的分量变得更加重要。”韩景宽指出。

　　自我国天然气产业发展以来，始终面临着这样的短板：储气能力不足，基本从零起步。目前全球储气库715座，66%分布在欧美国家。美国储气库工作气量占全年消费的17%，欧盟为25%，我国为4%左右。尽管我国油气企业已经规划新建储气库，但要建成大规模完善的储气设施，仍需要10年甚至更久的时间。

　　客观来看，天然气勘探开发难度不断加大，当前产量无法满足快速增长的消费需求，长期进口成为必然。“我国天然气产量存在倍增的可能。”中国工程院院士赵文智表示，但做好产量倍增的文章，需要资源的发现、技术的进步和管理创新。

　　同时，随着环境的变化，天然气进口渠道风险、市场反转和全球供应格局变化正成为我国天然气供应安全面临的新问题。

　　我国天然气进口海陆不均，进口通道安全需高度重视。2018年，我国LNG进口量占比59%，管道气占比41%。海上进口量大，面临供应港安全、海上运输航线安全等问题。从卡塔尔进口天然气在经过霍尔木兹海峡和马六甲海峡等运输节点时，易受该区域地缘政治影响。而陆上天然气进口国家较为集中，主要来自中亚。中亚进口国供气周期规律与中国相似，没有季节互补性，如果供应过于集中，安全性难以得到保障。因此，“天然气进口海陆不均衡，进口国家过于单一，也是造成挑战的因素之一。”韩景宽认为。

　　未来，我国天然气还面临着由“紧平衡”向供大于求的趋势转变。从上游看，页岩气和致密气等非常规资源上产势头强劲，西南油气田规划，2020年产量力争突破300亿立方米。随着2019年中俄东线天然气投产，输气量将逐年增长，最终达到每年供应380亿立方米。亚马尔项目二、三线投产后，中国石油将从2019年起每年进口亚马尔LNG300万吨。中亚天然气D线投产后，设计年输量300亿立方米。几个“300亿”意味着再过三五年，我国天然气将大概率发生反转。

　　和原油相比，我国天然气进口布局已经完成，但目前北美、俄罗斯等国不断有新的LNG生产线投产，未来天然气供应格局或将发生变化，处理好与资源国之间的关系十分重要。

　　从天然气消费的经济角度来讲， “亚洲溢价”问题严重影响东北亚地区经济利益，天然气价格没有完全按照市场化机制运行，整个天然气产业链不协调，供需矛盾不断加大，对我国能源转型产生重要影响。

　　天然气供应安全如何“突围”

　　□稳定性、经济性、多元化成为天然气供应安全需要关注的重点

　　□市场端、政府端、企业端三方合力，共同提升天然气安全系数

　　从全球天然气市场来看，可获得的天然气资源较为充足。如何获得市场可消纳、资源可获得、价格可承受、运行可稳定、发展可持续的天然气，需要政府、企业和市场共同发力。

　　“政府层面要对天然气发展做好‘顶层设计’，广泛开展国际合作，做好防范风险的预案。采取产融结合办法，金融业支持各类投资主体，投资国内外天然气资源开发。” 中国投资协会能源研究中心副理事长曾兴球表示。

　　实现我国“十三五”既定发展目标的“创新、协调、绿色、开放、共享”的五大发展理念中，“共享”也被赋予更深层的内涵。未来天然气供应安全，更加取决于开放条件下的供应安全保障能力和建设情况。“在政府层面，应加强产供储销体系建设。如何创造更加公平、完善的市场环境，支持油气企业发挥主力军作用，其中最重要的便是各项举措的落地。”陈蕊认为。

　　在全球天然气市场一体化进程不断加快的今天，要将我国天然气局部安全上升为区域安全，是解决能源安全的重点。在大宗商品价格波动和世界能源资源配置格局调整的大背景下，亚洲天然气合作对保证亚太地区稳定和能源安全具有重大意义。因此，“要合作建立亚洲天然气价格体系，建立亚洲天然气交易枢纽，提高亚洲在国际天然气市场的话语权。”中国联合石油有限责任公司副总裁张永祥表示。

　　在我国成为天然气第一大进口国的“新常态”下，油气企业作为中坚力量应该发挥怎样的作用？纵观历史，在我国油气公司多年“走出去”的过程中，“重油轻气”现象普遍存在。在全球互供互保的趋势下，在海外合作贸易过程中，提升天然气勘探开发权重，进一步加大对海外天然气开发力度，是我国油气企业需要认真思考的课题。

　　如何打通天然气产业链健康发展的“最后一公里”？“我国天然气产业发展速度快，潜力大，迫切需要加强行业监管，完善市场运行机制。”曾兴球说。有效管理天然气价格，理顺定价机制，是完善天然气市场的关键环节。发展天然气产业，不但要让人民群众用得上，还要用得起。在资源的流向中，发挥价格的杠杆作用和建立有序的制度，确保资源利用最大化，让政府和市场“两只手”共同发挥作用。

　　我国天然气供应面临几大挑战

　　天然气对外依存度大幅攀升

　　2018年我国天然气产量1573亿立方米，消费量2766亿立方米，管道气进口量快速增加，LNG进口量高速增长，超过日本成为全球第一大天然气进口国。全年天然气进口量1254亿立方米，对外依存度升至45.3%。

　　天然气储气基础设施不足

　　我国地下储气库（群）13座，与发达国家相比，处于天然气战略储备的起步阶段，导致目前季节性调峰能力较弱。

　　天然气成本较高

　　我国天然气产地基本分布在西北和西南地区。从中亚进口天然气由西部进入中国，但主要的天然气消费市场基本分布在东部和南部地区，需要长途运输，运输成本过高。

　　天然气利用效率低

　　我国能源强度较高，能源利用水平和效率有待提高。单位GDP能耗高于欧盟、日本和美国，节能降耗潜力很大。我国天然气发电存在较大的发展空间，2017年中国天然气发电仅占国内总发电量的3%，距离美国的23%、英国的44%存在较大差距。

　　亚洲溢价现象长期存在

　　当前，亚洲国家在天然气价格谈判过程中总体上处于劣势，话语权严重缺乏，致使“亚洲溢价”现象长期存在，亚洲国家被迫长期支付较高的天然气进口成本。2018年，东北亚地区全年均价9.87美元/百万英热单位，远高于北美地区3.16美元/百万英热单位。

　　天然气进口海陆通道不均衡

　　我国天然气进口，海陆通道并不均衡。陆上通道主要集中在中亚地区，这些国家供气周期规律与中国没有季节互补性，安全性相对较弱。进口国家过于单一，也会带来能源安全问题。

　　地缘政治风险仍是重点

　　处理好大国关系对保障天然气安全的作用和意义显而易见。2019年，预计全球LNG供应能力增速13.3%，新增产能主要来自美国和俄罗斯。俄罗斯三条天然气管道建成投产后，管道天然气出口能力将提升60%，加上亚马尔上产，使得俄罗斯出口能力大幅提升，将对全球天然气贸易格局产生重大影响。

　　专家观点

　　如何看待我国天然气供给面临的问题

　　曾兴球　中国投资协会能源研究中心副理事长

　　我国天然气资源勘探开发潜力还非常大，发展天然气产业有雄厚的资源基础。当前全球天然气市场产能略大于需求，随着天然气利用越来越广泛，消费总量与日俱增，天然气供应也会逐步趋于紧张。进一步深化供给侧结构性改革，建设多元化供应渠道，实现资源来源多样化，做到自产气、进口气，管道气、LNG，煤层气、页岩气等多气源互补供应，摆脱依赖某一地区单一气源供气的困境。

　　加大资源开发的力度，要认真贯彻党中央国务院关于“充分利用国内外两种资源、两个市场”的指示原则，立足国内资源开发，引进国外资源弥补国内不足。要研究国内天然气发展战略，做好长远规划，推动常规气、非常规气综合平衡发展，加快天然气产能建设，满足我国天然气产业快速发展的需要。

　　要充分利用“一带一路”建设平台，加大海外资源开发的投资力度，创新合作模式，和资源国建立“利益共同体”，建立稳定、长期的合作关系。要采取产融结合办法，金融业支持各类投资主体，投资国内外天然气开发。仅仅依靠土库曼斯坦和俄罗斯的天然气是远远不够的，要向中亚、西亚、亚太、东非延伸，实现天然气资源供应多元、多点、多渠道、多类型，提高供给侧抗风险能力。

　如何理解天然气安全

　　陈蕊　中国石油经济技术研究院天然气所所长

　　当前所说的天然气安全，应站在国际开放条件下的能源安全视角来看。这一背景下的天然气安全，不能完全以对外依存度作为唯一的衡量指标，而更应该是互供互保的问题。在开放条件下，进口油气量多，并不一定意味着能源安全出现问题，而应考量天然气的进口稳定性、经济性和多元化。未来的油气需求增长点很大部分在中国，供应市场都会关注中国油气增长的巨大空间。因此，天然气第一大进口国也是中国提高话语权的一个机遇。

　　天然气具有很强的融合性，这种融合性能弱化天然气单一品种的市场波动性，增强供应安全。从替代角度来讲，天然气和传统能源的互补性比石油更强。因此，未来要树立大能源的保供理念，即多种能源的综合保供体系。

　　天然气行业较为脆弱，需要时刻达到平衡状态。应建立紧急的响应机制，尽量少出现断供状况。未来要满足国内需求，天然气终端之前的产业链要进一步完善。

　　如何健全天然气产供储销体系

　　陈进殿　中国石油规划总院天然气规划研究所副所长

　　我国天然气产业处于“高速增长期”“能源革命适应期”“改革过渡期”三期叠加阶段，呈现增长快、季节波动大、对外依存度高等特征。这是天然气发展的关键阶段，做好产供储销体系建设关乎产业发展的前途和命运。

　　供应侧的发力点主要是加大天然气上游勘探开发力度，避免对外依存度的过快上升；加强进口气的多元化、均衡化；加快发展有合理冗余度的管网等基础设施。

　　需求侧则应加快建设覆盖全产业链的两大机制：一是预测预警机制，包括数据信息、技术方法和日常运行程序等；二是有序用气机制，包括用户分级分类、用气特性分析、应急预案、用气调节、监管机制等。此外，在综合性调峰机制建设中，可以探索建立激励用户主动参与调峰的交易市场。（黄祺茗张舒雅采写）

来源：中国石油报作者：记者黄祺茗 & 张舒雅

编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）
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