随着中国经济进入新常态，社会经济呈现几个重要特征，这对天然气产业的发展将会产生影响。一是经济增速放缓，经济下行压力加大。“十三五”期间，中国GDP增速维持在6%—7%。经济增速放缓将会降低能源消费总量，进而影响天然气产业的发展。二是经济结构发生调整，经济增长迈向高质量阶段。中国已经进入工业化后期，第二产业的比重将会继续降低，第三产业的比重则趋于上升，同时近年来中国对环境保护工作的重视，挤压了环境污染型企业的生存空间。这对于天然气产业的发展存在不确定性，以天然气为原料的化学工业以及化肥行业会受到负面影响，而以天然气作为燃料的企业将会被鼓励使用相对清洁的天然气。三是城市化进程不断推进。随着中国人口逐渐向城市集聚，居民对于城市燃气的需求增加，有利于天然气产业以及非常规天然气产业的发展。

(一) 中国天然气供需形势分析

1. 中国天然气消费需求形势分析

当前，中国经济进入新常态，经济增长速度有所放缓，但是天然气的消费需求仍将会快速增长。近年来，中国天然气消费呈现“淡季不淡、旺季更旺”的特点。2018年中国天然气消费量较之2016年同比增长18%，增速提高了3%左右，天然气在一次能源消费结构中的占比上升。分地区来看，中国天然气消费量主要集中于资源较为丰富、城市化水平较高的地区，如西南地区、京津冀、长三角地区。

中国天然气消费还将继续提升，是因为： 第一，天然气在我国能源消费结构中的占比较低。2018年，天然气在我国一次能源消费结构中的占比约为9%。而从全球范围内来看，天然气占能源消费结构的比例为1/4左右，在一次能源中的比例为30%左右，部分国家的天然气占能源的消费比重在30年内翻了一倍甚至更多。国外的发展经验证明，产业变革以及开采技术的提升，将有助于大幅度提升本国天然气资源的产量，从而促进天然气在一次能源消费结构中的提升。第二，中国生态文明发展战略为发展天然气提供了机遇。当前，国家十分注重生态文明发展，力求在经济发展的同时降低对生态环境的损害，寻求社会经济发展与自然生态环境协调发展的路径。这就要求中国在发展经济时，转变经济结构，降低对煤炭、石油等高碳化石能源的使用，转而消费天然气、水电、风电等相对清洁的能源。第三，中国城市化进程不断推进。中国正在着力推进城镇化建设，未来越来越多的居民将会居住在城市，乡村人口将大量向城镇集聚。一方面，城镇居民对清洁空气质量的需求与日俱增；另一方面，城市燃气作为城镇居民的基础生活资料，需求将会随着城镇人口增加而不断增长。

本书对中国天然气消费需求进行了预测，关于其预测方法颇为多样，有统计模型、经济模型、灰色预测模型以及组合或混合模型等。笔者选用能源弹性系数法仅对中国天然气消费量的总体趋势进行预测。首先预测未来我国能源消费总量，然后根据天然气在能源总量中所占比例计算天然气的消费总量。能源弹性系数法预测模型可由式(1.1)表示：

At=At-1(1+k%), k=a·g

(1.1)

其中，At-1为基准年能源消费量，At为下一年预测的能源消费量，k为能源消费年均增长率，a为能源弹性系数，g为GDP年均增长率。根据能源弹性系数的关系式，可得a=k/g，因而可求得1980—2018年我国能源弹性系数。根据以往历史能源弹性系数，对近10年数据采用移动平均法对2019—2030年我国能源弹性系数进行预测。GDP年均增长率参考相关文献，分别在低、中、高三种情景下预测2019—2020年、2021—2025年、2026—2030年我国GDP年均增长率分别为6.0%、5.0%、4%，7%、6%、5%，8%、7%、6%，从而计算得到我国能源消费年均增长率。根据能源弹性系数法公式求得2019—2030年我国能源消费量，如表1-1所示。

表1-1　不同方案下能源消费预测　单位： 亿吨标准煤

根据上述对能源消费总量的预测，以之为基础，对中国天然气消费总量进行预测。《能源生产和消费革命战略(2016—2030)》指出，到2030年，天然气占能源消费总量的比重达到15%左右。笔者对天然气占能源消费总量的比例设置了低、中、高三种方案，天然气占总能源的消费比重在2020年、2025年、2030年的不同情景下分别达到8%、9%、10%，9%、10.75%、12.5%，10%、12.5%、15%，同时假定2019—2020年天然气占能源消费比重按比例提升。在三种方案下预测中国的天然气消费需求如表1-1所示：

低方案： 中长期经济增速略低，天然气价格偏高，基础设施建设滞后，天然气占能源消费总量比重提升速度缓慢。

中方案： 中长期经济增速平稳增长，天然气市场发展平稳，天然气占能源消费总量比重提升较快。

高方案： 中长期经济增速较快，天然气市场发展迅速，天然气占能源消费总量比重顺利达到《能源生产和消费革命战略(2016—2030)》预期目标。

根据能源消费总量的预测结果，在三种方案下计算中国天然气消费量，同时选取国内外学者对中国天然气消费量的预测结果作为对比，如表1-2所示：

表1-2　中国天然气消费预测及比较　单位： 亿立方米

对比以往研究发现，学者对中国天然气消费需求的预测均处于本研究对中国天然气消费需求预测的低方案与高方案之间。可见，本研究在低方案下预测的中国天然气消费需求是相对保守的。

2. 中国天然气供给能力分析

中国天然气资源丰富，天然气生产和供应能力稳步推进。2018年中国天然气产量为1 615亿立方米，同比增长8%左右。中国勘探开发程度相对较低，未来发展潜力巨大。但与此同时，中国天然气资源开采难度较之于北美国家，难度大、开采成本较高。主要存在三个难点。第一，致密气占比较高。在常规天然气资源中，致密气占比达1/3左右，其开采难度和开采成本均相对较高。第二，埋藏条件较差。中国大量的页岩气资源埋藏较深，尚不具备大规模开采的条件。第三，体制机制不健全。目前，政府通过行政垄断的方式对天然气勘探业务进行了限制，拥有天然气勘探与开发资质的企业仅有中石油、中石化以及中海油等少数国有企业，其为了抢占资源，对诸多地块采取圈而不探的方式，不利于天然气产业上游的良性发展。

天然气的勘探开发技术在不断提升，中国也在着力对天然气产业进行体制机制改革。这些因素都会对开发常规天然气以及非常规天然气带来极大的正向影响，如中国在南海地区开发的可燃冰。在可预见的将来，中国天然气的生产与供应能力将会进一步提升。

天然气作为一种不可再生能源，其开发是有生命周期的，天然气产量会在某一时点达到峰值，随后产量开始逐年下降。世界上一些国家如罗马尼亚、意大利、英国、荷兰等先后达到天然气峰值。中国目前还未达到天然气峰值，中国在何时达到何种天然气峰值是一个值得研究的问题。从国内外学者对能源峰值预测的研究中可以发现，Hubbert曲线模型是能源峰值预测的主要工具，其所采用的Logistic和Gaussian曲线模型是相对成熟的能源峰值预测模型，因而笔者也将采用该方法对天然气峰值进行预测。

Logistic曲线函数采用历史数据拟合标准Logistic函数，天然气的累计产量与时间的关系可由式(1.2)表示。

(1.2)

其中，Q为累计天然气产量，URR为累计产量和剩余可采储量之和，t为年份，tmax为峰值年份，w为参数。如果变动系数tmax和w使拟合值与观察值的残差平方和最小，则该tmax为峰值年份，相应的年产量为天然气峰值产量。

该模型的缺点是： 它假定经济因素与产量在长期并不相关。因此，该模型是一个纯粹的理论上的产量模型，忽视了经济周期、政策因素及其他相关因素对产量的影响。

Gaussian曲线模型也可以利用天然气的历史产量来预测未来的天然气产量，天然气年产量与时间的关系可由式(1.3)表示。

(1.3)

其中，P为天然气的年产量，Q为天然气未开采的储量，Q∞为当t→∞时的天然气的累计产量，亦即URR，S为常用的宽度系数。如果变动天然气峰值年份tmax和宽度系数S使拟合值与观察值的残差平方和最小，则该tmax为峰值年份，相应的年产量为天然气峰值产量，相应的天然气产量曲线为最优拟合曲线。

值得注意的是，该模型的缺点与Logistic曲线模型类似，也是忽略了经济因素对天然气产量的影响。但是从天然气历史产量的角度来看，天然气的历史产量已经包含了经济因素方面的信息，因此Logistic曲线模型、Gaussian曲线模型利用天然气产量的历史数据来预测未来天然气的产量具有一定合理性。

分别使用Logistic曲线模型、Gaussian曲线模型利用天然气产量的历史产量数据对未来天然气产量进行预测，预测结果如图1-1所示。

图1-1　中国天然气产量峰值预测

模型模拟结果显示： Logistic曲线模型与Gaussian曲线模型结果具有一定差异性，但是差异性较小。Logistic曲线模型模拟结果表明： 中国天然气产量峰值将出现在2027—2028年左右，天然气峰值产量为2 100.514亿立方米。Gaussian曲线模型模拟结果表明： 中国天然气产量峰值将出现在2028年左右，天然气峰值产量为2 014.988亿立方米。

在运用上述两个模型时，有必要对剩余可采储量进行深入分析，这主要基于以下两点考虑： 一是天然气剩余可采储量数据随着技术进步以及地质勘探水平提升是动态变化的；二是天然气剩余可采储量对模型的输出结果有重要影响。因此，有必要显示天然气剩余可采储量变化对模型模拟结果的影响，同时也是对模型结果的进一步证明。

天然气产量数据来源于历年《中国能源统计年鉴》，天然气剩余技术可采储量数据来自自然资源部，截至2017年年底，这一数据为55 220.96亿立方米。美国等国家的天然气探明储量经历表明，可采资源探明率在10%—45%时，储量可保持较高的增长速度，年均探明率在1%左右，天然气产量快速增长。设定如下两种情景。

情景1： 根据《中国化学工业年鉴(2013)》，中国天然气可采储量探明率约为23%。邱中建等(2009)研究认为，2000年后，中国平均每年新增天然气可采储量为3 000亿立方米左右。假定年均探明1%，经过17年储量快速增长阶段，中国天然气资源探明率到45%，中国未经探明的天然气可采储量约为51 000亿立方米，即天然气最终可采储量为106 220.96亿立方米。

情景2： 根据《中国化学工业年鉴(2013)》，全国常规天然气最终可采储量为14万亿立方米。

分别在两种情境下对中国天然气产量的哈伯特曲线进行预测，预测结果如表1-3所示。

表1-3　不同情景下天然气产量预测　单位： 亿立方米

根据表1-3的预测结果，中国天然气剩余可采储量越高，不仅会推迟天然气产量峰值年份，而且会提高天然气产量峰值，但这并不改变中国天然气产量先增加后递减的趋势性特征。

3. 中国天然气进口形势分析

从上述分析来看，中国天然气的国内生产增长远不能满足国内的消费需求增长，因而天然气需要大量依赖国际市场。从国外进口来看，中国天然气进口快速增长，进口呈现多元化来源特征。目前，中国天然气进口来源主要依靠陆上管道天然气进口和海运液化天然气进口。在管道气方面，中国已经形成在西向从中亚国家如土库曼斯坦、哈萨克斯坦等国，在北向从俄罗斯，在南向从缅甸进口天然气。在液化天然气方面，中国已经持续与马来西亚、澳大利亚、巴布亚新几内亚等国开展合作，签署液化天然气长期合同，包括购销合同、合作意向书以及谅解备忘录。同时，中国正在着力推进天然气进口基础设施建设，包括进口管道、储气库、LNG接收站，随着这些基础设施的不断完善，中国天然气的进口能力将会大幅提升。

4. 中国天然气发展面临的问题

中国天然气产业的发展在过去数十年发生了巨大变化。以往中国天然气需求较小，国产天然气就可以满足国内天然气的消费需求，而在过去的数十年间，中国天然气消费增长迅速，国产天然气已经不能满足国内天然气的消费需求，需要大量从国际市场上进口。随着天然气市场规模的扩大，原本的天然气市场效率略低、销价较高、输运困难、体制僵化等固有顽疾逐渐体现，需要从整体上对天然气产业的生产、运输、销售各个环节开展研究，理顺天然气产业的体制机制。其主要包括以下几个方面的问题：

第一，如何体现天然气的环境经济效益，促进天然气的消费。相比于煤炭、石油等高碳化石能源，天然气具有清洁性、安全性、经济性等特点，是替代高碳化石能源的优质燃料。与此同时，由于目前的能源价格体系中未考虑到环保价值，煤炭的价格相对于天然气，依然具有价格优势。此外，天然气在发电领域中，其调峰能力较佳，限制了天然气在发电领域中的应用。天然气是较为清洁的化石能源，但是目前的能源价格体系并未将此体现出来，这就制约了天然气与煤炭、石油等高碳化石能源的竞争，不利于天然气产业的发展。

第二，如何确保天然气市场的良性发展。如前所述，中国天然气市场的消费需求仍将迅猛发展，而天然气的产量则会先增加后下降，尤其是当越过天然气产量峰值时，中国的天然气消费需求将会大量依赖进口，天然气的对外依存度大幅度提升，天然气的供应安全面临挑战。此外，中国天然气产业上游基本上由三家国有油企垄断经营，企业由于具有垄断地位，缺乏降低生产成本的内在动力，天然气的生产成本持续提高。同时，由于天然气在国际市场上存在亚洲溢价，天然气进口价格较高。如果天然气的国内生产成本与天然气进口价格持续上涨，势必会传导到终端用户，而由于天然气的可替代性，终端消费者将会采用其他能源替代天然气的消费，而这将会对中国大力发展天然气产业的战略形成制约。

第三，如何完善天然气产业发展的基础设施建设。近年来，中国天然气基础设施建设发展较快，天然气管网、储气库、LNG接收站等天然气储运基础设施都正在不断完善，基本上形成了全国一体化的管网架构，具备一定调峰能力的储存体系以及较强的进口接收能力。但是与天然气基础设施较为完善的国家相比，中国天然气的基础设施供给仍然不足，例如： 管网输配能力有限，需要调动社会资本开展投资建设；储气库建设不足，全国局部地区出现的“气荒”现象表明天然气的调峰能力较弱；LNG接收站需要进一步增加，从而为未来中国天然气大量进口做好准备。

第四，如何建立天然气市场化的价格机制。中国政府一直对天然气价格改革倾注了大量心血，改革的最终目标是放开天然气开采业的定价机制，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的管道运输业进行价格管制。目前，我国对天然气价格定价的干预较多，主要在于天然气产业自然垄断的性质以及天然气本身基础性资源的性质。政府对天然气价格进行管制，出发点是为了协调天然气产业上、中、下游各方的利益，保障天然气产业健康可持续发展。然而，在实际操作上，政府对天然气的价格管制却存在“缺位”和“越位”的现象。经过近年来的天然气价格改革，天然气的定价方式已经从成本加成法向市场净回值法转变，并且与油价挂钩，在反映天然气与原油之间的比价关系上有所进步，但是缺点在于不能反映不同气源之间的竞争状况。这表现在： 中游管道运输服务费缺乏统一标准，管道运输公司有提高管输服务费的倾向；下游燃气分销公司尽管较多，但是由于每个地方往往只有一个燃气分销公司，因而地方垄断特征显著；为了保证居民的消费，往往大用户消费的天然气价格高于居民，形成大用户补贴居民的特征，这对大用户在能源选择上造成困扰。

第五，如何完善天然气产业改革及政府监管体制。随着中国天然气市场规模的不断扩大，原本的天然气产业已经不适应发展的需求，亟须对天然气产业体系进行重构。从当前的天然气产业来看，天然气产业的中上游，即天然气开采业以及管道运输业基本上掌握在中石油、中石化、中海油三家油企手中，寡头垄断的产业组织结构缺乏市场竞争和效率，同时寡头垄断企业利用寡头垄断地位阻止其他企业进入。这对于天然气产业的改革是一个巨大挑战。在政府监管体制改革方面，国有垄断企业的领导均具有公务员性质，其职务会在政府机构与垄断企业之间进行转换，存在“旋转门”现象，因而政府在对天然气产业难以进行有效监管。政府在对天然气产业的结构改革以及政府监管体制改革方面应提早布局。

(二) 中国天然气产业发展战略(www.daowen.com)

1. 中国天然气发展战略目标

中国政府在相关顶层规划中多次提出要构建清洁、安全、高效的现代化能源供应体系。天然气作为一种相对清洁的能源，是国家能源结构调整的一个重要方向。中国天然气产业发展的具体目标包括以下几个方面：

第一，提高天然气在一次能源中的消费比重，多措并举扩大天然气的市场规模。首先，要加强天然气对燃煤的替代，主要是含硫高的劣质散煤。一方面，通过加强市场监管，提高居民以及商业用户获取劣质煤炭的难度；另一方面，要严格控制煤炭生产企业，提高煤炭质量，控制对国外劣质煤炭的进口。其次，要加强天然气对石油的替代。主要是在交通运输领域，鼓励私家车进行燃气改装，对城市公共交通使用的车、船进行改装，完善基础设施建设如增加加气站的数量，推进相关技术标准的制定如燃油车改装标准，采取多种方式推进天然气对石油的替代。最后，提升天然气相对于其他化石能源的优势。合理制定能源利用的财税制度，将不同能源的环境经济效益考虑进来，形成能够反映不同用途能源的比价关系，提升天然气在化石能源市场的竞争力。

第二，提高天然气供应来源的多元化程度。这包括两个方面： 一方面，加强国内气源的多元化，在短期内保持天然气产业稳定发展，加大对煤层气、煤制气、致密气以及页岩气等非常规天然气的投入与开发力度，在中长期内形成天然气、煤层气、煤制气、致密气以及页岩气多种气源相互竞争的供应格局；另一方面，积极融入国际天然气市场，在与马来西亚、缅甸、澳大利亚等国天然气贸易往来的基础上，借助“一带一路”倡议，寻求与世界其他国家的天然气贸易合作，在拓展天然气进口来源的同时，提升中国对天然气贸易的议价能力。

第三，完善天然气产业基础设施建设。天然气作为一种特殊的商品，在常温下以气态形式存在，这就决定了其需要通过管网进行输送，与其他能源品种在输送方面存在较大差异。要确保天然气产业的良性发展，首先要建立完善的全国天然气管网输送体系。为此，需要做好以下几方面的工作。一是顶层规划。针对全国天然气生产与消费状况，在全国层面开展管网整体规划，确保天然气生产地与天然气消费地的连通。二是鼓励社会资本参与管网投资。全国管道运输网络体系涉及地域众多，所需资金巨大，可根据管网的具体情况，适当放开对社会资本的限制，调动全社会投资管网的积极性。三是确保无歧视准入。管道网络运输体系天然具有强自然垄断的特点，加之管道运输业与上游的天然气开采业相结合，已经形成了纵向垄断的格局，为了限制其他企业的发展，垄断企业对其他企业生产的天然气或非常规天然气不能同等提供运输服务，这不利于天然气产业的发展。四是除了加强管网建设以外，还应加强天然气储气库的建设，增加天然气的调峰能力，加强LNG接收站以及LNG运输船的建设，增加天然气进口的能力。

第四，逐步推进天然气价格改革。天然气价格改革是推动天然气产业健康可持续发展的关键。国家高度重视天然气价格改革，出台了众多的天然气价格改革规范性文件，对天然气价格改革的最终目标是放开两头、管住中间，即要形成天然气开采业以及燃气分销业市场化定价的机制，而仅针对管道运输业价格进行管制。中国地域广阔，不同地区的天然气市场成熟度不同，要对京津冀、长三角、成渝等天然气市场相对成熟的地区，试点取消门站价格限制，推进天然气的市场化定价；同时，对天然气产业进行结构拆分，推进天然气产业上、中、下游业务分离，避免天然气产业的纵向一体化，推进第三方管网的无歧视准入，为不同气源的供给者提供有利的市场竞争环境。合理确定天然气的输配、储存价格标准，形成完善的天然气峰谷价格差异机制。

第五，推进天然气产业相关技术创新。目前，天然气产业在我国国民经济体系中占比相对较小，但是考虑到发达国家天然气产业发展的经验以及我国拥有丰富的天然气资源，未来中国天然气产业发展具有相当大的潜力。天然气产业包括上游的开采业、中游的管道运输业、下游的燃气分销业以及天然气利用的各个产业部门。在天然气产业中，涉及页岩气开发技术、深海气田开发技术、机械装备制造技术以及联合循环发电等天然气利用相关的技术，这些技术不仅是制约我国天然气产业发展的关键技术，也是困扰全球天然气产业发展的难题。破解这些难题不仅能推动我国天然气产业的发展，更将在全球天然气产业发展中占据主动地位。因此，我国一方面要加大资金和相关的人才投入，攻坚克难，解决技术难题；另一方面要完善相应的体制机制，为天然气产业相关的技术创新提供良好的政策环境。

第六，构建现代化天然气产业体系。欧美发达国家率先开展了天然气产业体系变革，尤其是北美国家，已经形成了竞争程度较高的市场化的天然气产业体系。中国天然气市场化程度较低，政府正在着力推进天然气产业变革，力求促进天然气产业的竞争，提高天然气产业的效率，降低天然气的生产成本。在当前阶段下，应主动推进能源体制改革，着重推动天然气市场化改革。在对天然气上、中、下游产业全面分析的基础上，对现有产业组织形式进行合理改革，放开社会资本进入限制，营造规范、公平、多元主体竞争的市场格局；对天然气产业中具有强自然垄断特征的管道运输业，政府应制定合理的监管体系，刺激运输企业生产经营的积极性，同时保障天然气上下游利益相关者的合理权益，提高行业的发展活力和生产效率。

2. 中国天然气发展路径及措施

中国天然气发展战略中重要的目标之一是提高天然气在一次能源中的消费比重。要扩大天然气的消费，提升天然气的市场规模，其本质在于体现出天然气相对于其他化石能源的优越性、经济性。提高天然气相对于其他化石能源的竞争力，应从两个方面着手： 一是构建科学合理的能源比价关系，在价格方面体现天然气相对其他能源的优势，这就要求考虑煤炭、石油等高碳化石能源使用的外部成本，但由此提高了能源的使用成本，对经济造成下行压力；二是为天然气产业发展提供良好的外部环境，包括良好的基础设施建设、有利的制度环境以及激发社会各界参与天然气产业发展的积极性。具体的路径及措施如下：

第一，加强天然气对散煤的替代。天然气资源有限且具有明显的清洁性特征，这就决定了应该优先采用天然气替代污染程度较大的高碳化石能源。而分散使用的煤炭，其在燃烧时不仅排放大量的污染物而且能源利用效率较低。分散使用煤炭的消费主体主要包括农村居民以及部分工业企业。对于远离城镇的农村居民以及分散的小企业而言，采用散煤能够降低生活、生产成本。在对散煤征收环保税、提高散煤价格后，天然气相对散煤将会具有一定优势，对散煤形成有效替代，同时要增加液化天然气的供给力度，方便远离城镇的居民以及工业企业利用天然气。

第二，促进交通用气发展。国内外研究表明，中国雾霾天气形成的一个重要原因是燃油汽车的大量普及。促进交通用气可对石油形成有效替代，降低交通污染。近年来，由于天然气对石油具有价格优势，燃气汽车在市场中已经占据一定份额。但是燃气汽车在发展过程中还存在一些问题，由于燃气汽车具有移动性、灵活性特点，其消费呈现移动点状特征，其规模化发展依赖于网络化的气体供应。因此，发展交通用气政府应该做好三个方面的工作： 首先，加强基础设施建设，增加加气站点的供应。为了避免重复投资，可对原本的加油站进行改造，形成加油加气两用站点。其次，制定行业标准。对燃气汽车的标准进行规范，解决燃气汽车动力不足、稳定性较差的问题，提高燃气汽车的市场竞争力。最后，加强舆论引导。对燃气汽车进行正向宣传，宣传燃气汽车在社会公共交通中的应用以及其对于节能环保的重要意义，鼓励居民购买燃气汽车。

第三，制定合理的峰谷气价。天然气的消费受到时间的影响较为明显，在秋冬季节消费较多而在春夏季节消费量相对较少，在天然气发电领域常被应用于调峰发电。因此，天然气价格体系中应体现峰谷价格差异。中国天然气在总体上供给相对比较宽裕，但是每年均会出现局部地区“气荒”现象，究其原因在于储气库建设不完善，天然气的调峰能力较差。而储气库建设不完善则是由于天然气价格较少体现出峰谷价格差异，导致天然气供应企业建设储气库的动力不足。制定关于天然气的峰谷价格，将有助于推进储气库建设，体现天然气的经济价值，缓解地区“气荒”现象。

第四，减少交叉补贴。国外发达国家居民用气价格往往高于大用户直供用气，而在中国则相反。主要是因为天然气存在交叉补贴，从而降低了居民的用气成本，尽管这对于保证居民福利有益，但是不利于大用户使用天然气。因此，应该减少交叉补贴。一方面，随着居民收入水平的提高，居民的承受能力在增长，较少交叉补贴不会对居民福利产生较大影响，而且可以采用高收入群体补贴低收入群体的方式，对居民用气采取阶梯式定价；另一方面，大用户消费的天然气较多，减少交叉补贴将会降低大用户的用气成本，对其他大用户也将形成激励，有利于推动大用户天然气的消费。

第五，促进国产天然气开发。中国天然气以及非常规天然气储量资源丰富，但是受限于体制机制不完善，国产天然气并未得到充分开发。为此，应对天然气开采业体制机制进行合理改革。首先，引入多元化竞争主体。国家对天然气开采业的进入主体有明确规定，仅允许少数几家国有企业勘探开发天然气。这样做的优点是能够实现对天然气的大规模开发，缺点则是通过行政性的限制，将其他潜在进入者排除在外，国有企业受到行政保护，缺乏降低生产成本的动力。应对现有体制机制进行适度改革，放开部分天然气或非常规天然气开采的进入限制，增加行业的市场主体，提高行业的竞争程度。其次，建立矿权流转交易制度。近年来，中国年均天然气探明储量增长迅速，且在可预见的未来还将继续增长，但存在圈而不探、探而不开的问题，导致部分地块长期得不到勘探，而得到勘探的地块又不被开发。其原因在于获得地块的企业由于经济性或技术性限制，不能将其转化成经济效益，同时市场又缺乏其他开发主体，最终导致资源闲置。要解决这一问题，需要推动建立矿权的流转交易机制，从而促进资源的有效利用。最后，完善财税制度改革。国家在资源税改革方面已经做了很多工作，对油气资源税的改革进程也在稳步推进。在对天然气、煤层气、页岩气以及致密气等气体能源开发中，应考虑气源品种的差异性以及市场的成熟程度进行差异化征税。对市场较为成熟的天然气而言，可征收较高的资源税；而对煤层气、页岩气以及致密气等非常规天然气而言，征收较高的资源税不利于行业的发展，应对其免税或进行补贴。

第六，多措并举实现天然气进口来源多元化。近年来，国内天然气消费市场不断扩大，国内天然气产量远不能满足消费需求，天然气进口大量增加，天然气对外依存度增长迅速，天然气供应安全面临挑战。为了降低天然气供应风险，应该在三个方面实现天然气进口来源多元化。首先，增加进口来源国。整体上而言，中国在天然气进口方面的多样化程度有所提升。未来要加强同现有天然气进口来源国的合作，同时要借助国际能源交流，拓展天然气进口来源国。其次，进口方式的多元化。要保证天然气供应安全以及天然气利益最大化，签订近期、中期、远期不同合作协议，参考不同价格指数，考虑中国短期、中期、长期的天然气供需形式，制定不同条件下的天然气定价规则，最大化贸易双方的利益。最后，促进能源企业“走出去”“引进来”。借助“一带一路”倡议，加强国内油气企业对外投资，拓展天然气供应来源，增加企业业务；加强与发达国家天然气开采业企业的合作，吸收借鉴国外企业在开采天然气尤其是非常规天然气所取得的经验，根据中国地质条件，创新借鉴，提高国内非常规天然气的开采技术。

第七，完善管网设施建设。作为天然气产业发展的基础设施，管网承接着连接天然气生产地与消费地的功能，应适度超前规划，做到互联互通。首先，加快管网建设，提高输气能力。随着国内天然气消费市场规模的扩大，需要较强的输气能力以保障天然气下游市场的发展。着重推进国家长距离输送管道的建设，进一步保障西气东送、北气南下、海气登陆的管网基本格局。其次，加强管网之间的互联互通。主要是将长输基本管道与枢纽站相连接，连接相近省级管网，形成地区之间的区域性管网体系，做到区域之间的天然气产品可按需调配。最后，放开投资限制，鼓励社会资本参与管网建设。对管网进行分类，适当放开部分级别管网的投资限制，引导社会资本参与管网设施建设，打破原有三大石油管网建设的市场格局，促进管网投资的多元化。

第八，完善储气库设施建设。完善的储气库对于加强天然气的调峰能力，保障天然气市场的平稳运行至关重要。但是目前我国天然气储气能力较弱，体制机制建设不完善。首先，加强储气库建设，优化储气库布局。近年来，国家天然气保持较为宽松的态势，尽管需求总量较大，总体上仍处于宽平衡状态，但局部地区时有“气荒”现象。这表明某些地区天然气储气能力不足，调峰能力较差。应对全国天然气消费需求与供应能力进行评估，加强调峰能力不足地区储气库的建设，保障地区天然气的供应安全。其次，借鉴国外储气库建设经验，出台适应于我国国情的天然气储备管理条例，明确相关管理组织的责任与义务；构建等级差异的储气库体系，国家层面建立国家战略储气库，地区层面建设用于调峰需求的储气库。最后，推进管理体制改革。我国天然气产业纵向一体化程度较强，导致自然垄断业务与可竞争性业务难以分离，而储气库业务作为天然气产业中的一个环节，如果不能独立于天然气产业之外，将会加深天然气产业纵向一体化的程度，加大天然气产业市场化改革的难度。应在全国统一规划储气库的基础上鼓励多元主体参与运营储气库，规范储气库的定价，推进储气业务的发展。

3. 中国天然气市场机制构建

中国天然气产业经历了从无到有、由弱到强的发展历程。现阶段国家对天然气产业的发展战略总体上可概括为提高产量、扩大消费、保障供应安全。而这些均需要国家进一步加强体制机制改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，同时加强监管、制定相应的配套政策，为天然气市场的可持续发展提供良好的外部环境。目前国家对构建天然气市场体制机制所采取的措施主要包括：

第一，分阶段推进天然气价格改革。合理的价格形成机制不仅是协调天然气产业上、中、下游利益的基础，也是决定天然气产业能够可持续健康发展的关键。国家在天然气价格改革方面做了四项工作。一是天然气价格由成本加成法向市场净回值法转变，国家仅对天然气的门站价格进行管理，降低了天然气价格管理的难度，提高了中上游天然气生产企业定价的自主性。二是加强天然气管道运输价格管理，制定天然气管道运输定价标准，降低管道运输业的投资回报率水平，从而降低了管网运输价格。三是初步制定了阶梯气价。天然气具有保障民生的作用，而居民消费者的收入水平不一，对天然气的消费能力不同。据此，政府初步制定了天然气的阶梯气价，从而保证低收入群体以低价消费天然气，而让天然气消费较多的居民承担较高的价格。四是初步建立了天然气现货交易中心。从全球市场来看，亚洲天然气价格明显高于世界其他地区，除了亚洲地区天然气资源禀赋较差、产量较低的原因以外，还在于亚洲缺乏天然气定价的话语权。我国建立了上海天然气交易中心，推动上海成为亚太地区天然气交易中心甚至国际天然气交易中心，从而增加亚太地区天然气定价的话语权，为亚太地区发展天然气营造有利的市场环境。

第二，推动天然气产业体制改革。国外发达国家经济体的发展经验表明，推动建立竞争性的天然气市场能够极大地激发天然气产业的活力，加速推动天然气产业的发展。国家也在积极推动天然气产业体制改革。首先，对天然气产业而言，天然气开采业部门是整个产业链的基础，在天然气产业运行以及利益分配中占有重要地位，国家对该领域尚未放开，但是放开了部分非常规天然气开采领域，允许社会资本进入，这也对未来天然气开采业的全面放开具有重要意义。其次，鼓励多元主体参与天然气进口贸易。目前，天然气进口基本掌握在中石油、中石化、中海油三家国有企业中，但是从政策上已经对其他企业放开，允许其参与到天然气贸易中，然而受基础设施开放准入限制，其他企业参与天然气进口贸易仍然存在困难。再次，推进矿权交易流转。在天然气产业上游，存在矿业权过度集中、圈而不探、探而不采等问题，政府在积极寻求恰当方式解决这些问题，一些省市针对上述现象出台了治理办法，而企业也在积极探索矿权流转机制，如中石油青海油田就曾将柴达木盆地的4个探矿权和两个采矿权区块流转给辽河油田。最后，推动天然气管网运输与生产、销售分离，推进管网向第三方市场主体开放，国家在《天然气 “十三五”发展规划》中明确提出了这一目标，未来将会出台相应的配套政策。

第三，完善天然气产业监管体系。政府对天然气产业的监管既不能“越位”也不能“缺位”，需要制定科学合理的监管体系，保证天然气产业的健康发展。首先，完善能源监管机构的管理体系。政府监管部门是市场规则的制定者和维护者，是独立于市场交易之外的裁判，政府通过市场监督管理部门，公平解决市场争端，维护市场参与者的权益。其次，完善监管协调机制。近年来地方政府注重部门联动，如部分地区推出的“一网通办”“最多跑一次”等便民措施，在一定程度上推动了天然气产业的发展。

第四，完善天然气产业法律法规体系。完备的法律法规能为天然气产业可持续发展提供基础保障。现阶段，我国在天然气领域已经初步形成了法律法规框架体系。首先，在天然气勘探开发领域，《矿产资源法》对矿产资源权属关系进行了规范，但其主要以固体矿作为立法对象，未能考虑到天然气资源的特殊属性。其次，国家也针对矿业权的获取以及流转进行了立法，但相对于天然气产业的发展速度略有滞后，不能完全适应于目前天然气产业的发展需求。国家颁布了《石油天然气管道保护法》，对天然气的输运体系进行了规范，但尚未形成天然气产业体系整体性法律规范，在天然气生产、储气、配气、消费、环保等领域有待完善、健全。

(三) 中国发展天然气的必要性

1. 中国空气污染损失严重

改革开放以来，中国经济迅速增长；与此同时，中国环境质量不断恶化。近年来，国家对生态环境保护的意识逐渐加强，环境恶化的趋势有所缓解，但我国生态环境质量不容乐观。2018年，在全国338个地级及以上城市中，空气环境质量达标的城市有121个，占全部城市总数的35.8%；空气环境质量不达标的城市有217个，占全部城市总数的64.2%。338个城市平均优良天数比例为79.3%，平均超标天数比例为20.7%；25个城市优良天数比例低于50%；120个城市优良天数比例在50%—80%。338个城市共计发生重污染天气1 899次，严重污染天气822次，其中PM2.5是污染的主要原因，以其作为首要污染物出现的重污染天气占总数的60.0%。2018年，169个地级及以上城市平均优良天数比例为70%，平均超标天数比例为30%。污染物主要以PM2.5和O3为主。空气质量较差的地区主要集中在中部地区的河北、山西、陕西、河南、山东一带。从历史发展来看，中国空气污染状况近年来略有改善，但是空气质量状况未出现明显好转，空气污染对居民的健康水平依然存在较大威胁。

以北京为例，连续出现的大范围雾霾天气成为社会公众关注的公共话题。近年来，北京市PM2.5年均浓度约为美国空气污染最严重城市洛杉矶年均浓度的5倍，约为世界卫生组织推荐标准的7倍。陈素梅(2018)研究表明雾霾带给北京市的损失主要表现在三方面。一是对市民的身体健康造成损害。2016年北京市雾霾污染导致了过早死亡病例0.59万、呼吸道疾病住院36.15万次、心血管疾病住院129.99万次、哮喘就诊340.41万次等。二是北京市雾霾污染在对居民健康造成损害的同时，也让居民为此承担了经济损失，2016年健康总损失为679.25亿元，占当年北京市GDP的3%。三是雾霾污染影响了北京市作为国际大都市的城市形象，不利于吸引外商投资、优秀人才，也不利于旅游业的发展。

何伟等(2018)研究了空气污染对健康损失的相关估算方法，以本溪市为例，采用工资风险法对2014年本溪市因PM2.5污染所导致的健康损失进行估算，结果表明： 2014年本溪市因PM2.5污染所导致的健康损失约为 96.32 亿—126.23亿元，占当年GDP的9%左右。

张凤林和杨晓(2015)以西安为例，对转型期中国空气污染的社会经济损失进行了评估。研究认为对空气污染引致的社会成本包括三个方面： 消费者层面，不仅包括直接损害，还包括疾病、死亡以及其他损害等间接损害；厂商层面，由于空气污染导致员工健康受损引致的生产力水平下降以及为达到减排标准所付出的成本；政府层面，治理空气污染的财政支出、空气污染政策治理执行查处的支出等。由于数据获取存在困难，该研究仅从消费者以及农业生产者的直接损失方面进行评估，仅为全部空气污染损失的一部分。估算结果显示西安市2013年，空气污染损失约为42.56亿—44.24亿元，占2012年西安市GDP总值的1%左右。

综上，诸多学者对中国空气污染所造成的健康损失开展了多次研究，由于研究方法不同、评估标准不同，不同研究对空气污染造成的健康损失数值差异较大，研究结果存在不确定性。但无论如何，空气污染给中国确实造成了较大的直接经济损失，而间接经济损失更是难以估量。因此，治理空气污染对中国而言势在必行。

2. 天然气替代煤的环境价值

天然气作为一种相对清洁的化石能源，其主要成分是甲烷，在燃烧时仅释放少量的二氧化碳，其他污染物产生量较小。结合表1-4中的数据来看，天然气相对于煤炭、石油在大气污染物排放方面具有显著的优势。

表1-4　天然气、石油以及煤炭的污染物排放量对比　单位： 克/2.3×1012J

资料来源： EIA(1998)，根据陆家亮等(2013)数据整理。

煤炭、石油等高碳化石能源在大规模使用时会带来较大程度的空气污染，对生态环境造成损害，进而对居民的身体健康产生威胁。而天然气作为一种相对清洁的化石能源，通过一定途径对煤炭、石油等高碳化石能源形成有效替代，将会产生较大的环境收益，有利于社会经济的可持续发展。

除了在燃烧利用时，煤炭对空气环境会产生损害，煤炭在生产过程中对环境污染的损害还表现在三方面。一是破坏开采地的生态环境风貌。由于煤炭是固体矿物资源，煤炭从地下开采出来以后，煤矿上方的地表缺乏支撑，造成地表塌陷。尽管国家强调要恢复矿物资源开采地的生态环境，但是受限于成本等因素，恢复原貌较为困难。二是造成废水污染。煤矿在开采过程中会产生矿井水，对周边水环境造成污染；湿法洗煤工艺在处理煤炭时会产生大量的含有有害重金属离子的废水。相关资料显示： 平均开采一吨煤需要排放矿井水2.3吨、排放工业废水0.35吨、排放洗煤水0.05吨、排放其他废水0.04吨。三是造成废气污染。煤矿在开采过程中会产生矿井瓦斯，而矿井瓦斯不仅会导致矿井爆炸，造成人员伤亡，而且也是引起全球温室效应的气体之一，其导致的温室效应效果远超二氧化碳。

3. 天然气对节能减排的贡献

随着世界各国对气候变暖的日益关注以及我国社会公众越来越关注雾霾问题，中国加大了在节能减排领域中的工作力度，这不仅有利于抑制全球气候变暖、缓解雾霾问题，还能降低社会发展的用能成本，促进社会经济可持续发展。《“十三五”节能减排综合工作方案》要求推动能源结构优化，特别提出鼓励天然气等优质能源替代燃煤使用，减少散烧煤和燃油消费，天然气消费比重提高到10%以上；并提出到2020年，全国化学需氧量、氨氮、二氧化硫、氮氧化物排放总量要比2015年分别下降10%、10%、15%、15%，挥发性有机物排放总量要下降10%以上。

从能源消费结构的全局来看，天然气替代煤炭空间较大的领域在工业燃料以及居民取暖方面。

首先，工业与居民用煤污染较大。随着中国对煤炭清洁化利用战略的逐步推进，大规模利用煤炭的企业如发电厂，其除了对煤炭的质量有较高要求以外，还对煤炭燃烧产生的污染物如何回收有较为严格的标准，因而大型企业在消费煤炭时，由于存在规模效应，其产生的单位污染量较低；而一些分散的小型工业企业，由于本身规模较小，环保设备成本较高，其在利用煤炭时采取的环保标准较低，对环境污染的损害较大。居民用煤，尤其是非集中式的取暖用煤，对空气质量产生较大负面影响。

其次，以气代煤要考虑方式方法，对生产和生活用煤污染物排放的控制应区别对待。对工业企业，可适当增加政府监管力度，同时应采取措施保障企业的能源供应，如通过接入天然气管网，以气代煤；距离城镇较远者，可采取接入电网，或利用液化天然气的方式。对分散的居民，可增加液化天然气供应，增加天然气利用的灵活性。此外，还要对散煤销售点进行监管，提高散煤品质，避免劣质煤流入市场。