煤改气可行性研究报告

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】来源：贵州改革编者按：2019年，中共贵州省委改革办组织开展了全面深化改革重大问题调研，并首次面向社会公开征集改革调研成果，并将部分委托类和征集类优秀调研成果公布。这次公号转发的是对于贵州省天然气直供改革试点的调研报告，可以看出贵州省能源局课题组对直供的态度。文章不代表公号观点。贵州省天然气直供改革试点调研报告贵州省能源局课题组一、调研背景（一）我国天然气产业发展形势。（二）国家对天然气直供的有关政策。一是2016年国家发展改革委《关于印发石油天然气发展“十三五”规划的通知》提到：拓展天然气消费市场。积极推进天然气价格改革，推动天然气市场建设，探索建立合理气、电价格联动机制，降低天然气综合使用成本，扩大天然气消费规模。稳步推进天然气接收和储运设施公平开放，鼓励大用户直供。合理布局天然气销售网络和服务设施，以民用、发电、交通和工业等领域为着力点，实施天然气消费提升行动。以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、东北地区为重点，推进重点城市“煤改气”工程。三是《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》提到：建立健全天然气需求侧管理和调峰机制。新增天然气量优先用于城镇居民生活用气和大气污染严重地区冬季取暖散煤替代。研究出台调峰用户管理办法，建立健全分级调峰用户制度，按照确保安全、提前告知、充分沟通、稳妥推进的原则启动实施分级调峰。鼓励用户自主选择资源方、供气路径及形式，大力发展区域及用户双气源、多气源供应。鼓励发展可中断大工业用户和可替代能源用户，通过季节性差价等市场化手段，积极引导用户主动参与调峰，充分发挥终端用户调峰能力。二、周边省份天然气直供的做法、成效和存在问题（三）云南省。2017年印发了《云南省工业领域天然气直供试点办法（试行）》，明确了直供试点工作的政策依据、总体思路、试点范围、主要模式、价格政策和试点实施要求。但是由于试行期较短，只有一年，没有实质性的直供试点项目开展。三、天然气直供调研启示（二）启示二：在城市燃气行业，近年来关于天然气降价的呼声一直没有停止过。一方面，供给侧改革，通过降气价降成本成为情理之中的事。另一方面，用户既要承受“煤改气”等政策压力，不得不使用成本更高的天然气，又要面临越来越大的企业生存压力。为天然气终端用户减负的最有效方式就是引入市场竞争，从当前实际看，管道燃气特许经营制度已成为制约工业供气有效竞争的关键因素。在我省大力推进天然气利用的情况下，上中游气源无法直供给用户，中间层层加价更令用户无法享受国家政策的红利。因此，大工业直供是势在必行的改革。四、建议（一）开展天然气直供试点，总结经验。以降低社会总体用气成本为出发点，避免简单的“以点代面”，或者是以降低局部甚至个别用户的用气成本为目的，选取具备代表性的分布式能源项目、零散煤气改集中区、工业园区、大工业用户等作为试点，总结项目运营经验，探索运营模式，为规模化推广、降低各类实体终端用气成本积累经验。（二）支持直供项目实施，切实降低用气成本。支持工业集中区、清洁化集中采暖，热点联产等天然气大用户向上游供气企业直接购买天然气。对于天然气大用户直购气源，（如：贵州百灵分布式、汇川区泛微能站天然气直供等项目）支持与天然气大用户，采取共同出资、合作经营等多种方式，单独选址新建供气路径提供管道天然气直供服务，供气双方当按照国家和省有关文件要求完善储气能力建设、新建供气路径和LNG储配站应当符合城市规划及有关安全技术规范要求。（三）明确直供项目手续，依法依规开展经营服务。新建天然气直供项目（新建供气路径）由主管部门牵头推进，先行核实项目供气规模以及与城市燃气发展规划的符合性，有关部门依据职能履行项目审批手续。建设单位应严格履行项目基本建设程序，依法办理建设工程规划许可、建筑工程施工许可等项目建设手续。（此文获2019年中共贵州省委全面深化改革重大问题优秀调研成果委托类三等奖）课题组组长：张全毅 贵州省能源局副局长副组长：姜 平 贵州省能源局一级巡视员杨玉华 贵州省能源局二级巡视员张 栋 贵州省能源局油气处处长成 员：王家平 贵州省能源局二级巡视员徐 州 贵州省能源局油气处三级调研员吴 平 贵州省能源局油气处一级主任科员邹 瑾 贵州省能源局油气处一级主任科员孔晓晓 贵州省能源局油气处四级主任科员沈家宁 贵州省天然气能源投资股份公司工程师黄昀中 中石油天然气销售贵州分公司工程师免责声明：以上内容转载自天然气与法律，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

华创证券2月2日发布对天伦燃气的研报，摘要如下：小而美的高增长优质城燃，立足河南走向全国。公司成立于2002年，是国内较早从事城燃业务的民营企业之一，目前在全国17个省运营62个城燃项目。股东实业+金融实力雄厚，第二大股东国际金融公司（IFC）带来低融资成本与公司近年的高速扩张、扎实的项目和卓越的管理能力形成良性循环。全国布局城燃实现高增，河南地区煤改气带来长期动力。公司2018年天然气售气量同比增长23%至12.9亿方，其中工商业和民用气均分别保持20%以上的强劲增长。价格方面，公司2019H1毛差同比略降0.02元/方至0.54元/方，主要受到上游涨价影响，对应2019H1售气毛利率同比下降1.4pct至14.4%。但从近年公司顺价情况来看，工商业顺价基本通畅，而民用气在2018年民用气门站价上浮后顺价较为顺利，民用毛差保持在0.43元/方稳定水平。河南地区乡镇煤改气仍具高空间，基金模式助力基建推进。近三年河南省清洁能源替代一直保持较强力度，2019年供暖领域煤改清洁能源总户数同比持平在80万户。在传统城市燃气用户拓展的基础上，公司2018年顺应河南省政策开启乡镇地区煤改气建设。根据公司公告，河南近1900个乡镇和1500万户农村居民气化率仍不足5%，若假设气化率提升至全国县城的44%平均水平，对应的售气量增量预计达26.3亿方，对应接驳的规模望达164亿元。公司仍处高速发展期，有望重演龙头增长。我们将公司与其他燃气公司进行了横向比较，认为（1）尽管规模较小，公司当前气量增速仍位于行业前列：公司民用和工商业20%+的售气增速均高于龙头公司；（2）盈利能力行业保持领先：公司高毛利的工程业务占比相对较高叠加管理效率出众，2018年17.5%的ROE水平远领先于二线城燃企业；（3）全国性的布局战略与高增的新增用户有望再现龙头的发展历程。公司运营区域覆盖由北至南17个区域62个项目，全国布局的推进显著领先二线城燃公司，同时2020年初2.8亿收购气量规模2200万方的沈丘项目质地优质、增长空间大。公司当前高增与当年龙头公司的高增历史相似，在当下终端优质项目仍有大量拓展机会的背景下公司在手现金相对充裕，有望重现龙头高增。盈利预测、估值及投资评级。我们预计公司2019-2021年：售气业务方面，总售气规模同比增长27%、25%和21%至10亿、13亿和16亿方，对应收入同比增长30%、23%和19%至27亿、33亿和39亿元，毛差有望维稳；工程安装及接驳方面，城市居民接驳保持每年新增超25万户的稳健增长，工商业实现超4000户/年增长；农村煤改气接驳预计年均新增用户60万户以上。整体来看预计公司2019-2021年实现营业收入66.4、76.9和87.5亿元，同比增长30%、16%和14%；归母净利润同比增长56%、23%和23%至8.9、10.9和13.4亿元；对应PE为7倍、6倍、5倍。根据港股龙头的业务毛利贡献和对应估值情况，预计公司2019-2021年售气毛利占比有望逐步提升至约30%的水平，通过分部估值给予2020年目标估值10倍，对应目标价9.89港元，首次覆盖，给予“强推”评级。风险提示：售气量增长不及预期，上游门站价大幅上浮，异地拓展不及预期。来源: 同花顺金融研究中心

（报告出品方/作者：海通证券，邓勇、刘威）1. 何为“碳中和”？根据百度百科定义，碳中和是指国家、企业、产品、活动或个人在一定时间内直接 或间接产生的二氧化碳或温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，以抵消 自身产生的二氧化碳或温室气体排放量，实现正负抵消，达到相对“零排放”。2020 年 9 月 22 日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出，“二氧化碳排放 力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和”，阐述了我国碳中和政策 的核心目标。十四五”期间，我国进入碳排放达峰的关键时期，“碳达峰、碳中和”将对我 国化工行业中长期发展产生系列影响，我们认为这将促进化石能源的清洁利用，尤其是 天然气的清洁利用。1.1 碳排放现状全球二氧化碳排放逐年增加，我国已成碳排放最大国。1965 年以来，全球二氧化 碳排放量不断增加，2019 年全球排放量达 341.7 亿吨，1965-2019 年年均复合增速 2.1%。其中，中国、美国、欧盟、印度、俄罗斯、日本分别排放 98.26、49.65、33.30、 24.80、15.33、11.23 亿吨，合计占比 68%，我国已经是碳排放最大国，我们认为碳中 和目标将势必推动化石能源的清洁利用。发电与供热是最大碳排放来源领域。根据 IEA，2018 年全球碳排放主要来自发电与 供热、交通运输、制造业与建筑业三个领域，分别占比 42%、25%、18%；在我国，这 个比例为 51%、10%、28%。1.2 我国碳排放现状我国是全球最大的二氧化碳排放国。2019 年总排放量 98.26 亿吨，占全球 29%，分别是排在二、三位的美国、欧盟的 2 倍、3 倍。从二氧化碳来源看，发电与 供热是我国二氧化碳排放的最主要来源，占总排放量 51%；制造业与建筑业是第二大来源，占比 28%。煤炭在能源结构中占比较高是碳排放高的重要原因，天然气则是相对清洁的能源。 我们比较燃烧产生相同热值下主要能源的排碳量，根据中国碳交易网数据，原煤产生 1TJ 热量需排放 26.37 吨碳，原油需排放 20.1 吨碳，油田天然气则需排放 15.3 吨碳； 煤炭排放量最高，原油其次，最低则为天然气；而 2019 年我国一次能源消费结构显示， 我国煤炭占比 57%，仍居首位，石油次之为 20%，天然气占 8%为最低，我们认为这为 调整能源结构而实现减排提供了依据和支撑。1.3 我国碳排放目标：力争 2030 年前碳达峰，2060 年前碳中和我国在国际上提出的碳减排量化目标主要有三个阶段，2020 年我国进入了减排的 新阶段，进一步明确了碳达峰时间，首次明确了碳中和时间点。2020 年 9 月 22 日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出“采取更加有 力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现 碳中和”。这在 2015 年基础上，进一步将碳达峰时间明确在 2030 年前，并首次提出碳 中和时间点。2020 年 12 月 12 日，在气候雄心峰会上发表题为《继往 开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，进一步宣布，到 2030 年：（1）中 国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上；（2）非化石能源占一次 能源消费比重将达到 25%左右；（3）森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米；（4） 风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。1.4 优化能源结构、化石能源清洁利用是当下重要抓手“四个革命、一个合作”是我国目前能源发展重要策略。2020 年 12 月 21 日，国务 院新闻办公室发布《新时代的中国能源发展》白皮书，阐述我国推动能源革命的主要政 策和重大举措，贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，即推动能源消费革命、供 给革命、技术革命、体制革命，加强国际合作。其中，清洁利用化石能源被写入战略当 中。1.4.1 消费端：控制消费总量和强度，实现低碳结构调整总体上，我国控制能源消费总量和强度，提升重点领域能效水平，如工业、建筑业、 交通运输业等。结构上，我国鼓励清洁低碳能源发展，推行天然气、电力和可再生能源 等替代低效和高污染煤炭的使用。同时，我国配套系列政策引导激励节能低碳，如税收优惠、绿色金融、用能权及碳排放权交易试点。根据国务院及能源局官网信息，目前我国在浙江、福建、河南、四川 4 省市开展用能权有偿使用和交易试点，在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深 圳 7 省市开展碳排放权交易试点。截至 2020 年 8 月，试点省市碳市场累计成交量超过 4 亿吨，累计成交金额超过 90 亿元。1.4.2 供给端：优先发展非化石能源，清洁利用化石能源优先发展非化石能源。我国把非化石能源放在优先发展位臵，包括太阳能、风电、 水电、核电及生物质能等，力争 2030 年非化石能源占一次能源消费比例达 25%左右。清洁利用化石能源。我们认为，在我国现有资源禀赋及非化石能源发展现状下，化 石能源仍将是未来较长时间内我国的主体能源。清洁利用化石能源对于保障我国能源安 全具有重要意义。对于化石能源利用，我国总体思路是推进煤炭清洁高效利用，提升油 气勘探开发力度，促进增储上产，提高油气自给能力。（1）原油：推进增储上产，推进炼油行业转型升级。原油下游主要分为成品油和 化工品两大部分，虽然新能源发展对未来成品油消费或将造成一定冲击，但原油在我国 化工品生产领域仍然占据主体地位。以三大主要化工原料乙烯、丙烯、PX 为例，2019 年我国原油路线生产的乙烯、丙烯、PX 分别占 73%、61%、100%。而目前我国原油进 口依存度超过 70%，保障原油供给、加强国内勘探开发是保障国内能源安全的重要课题 之一。此外，推进炼油行业转型升级，降油增化、提升燃油品质也是未来发展方向之一。（2）煤炭：清洁高效利用，推动深加工。推进煤炭供给侧结构性改革，加快淘汰 落后产能，有序释放优质产能，大型现代化煤矿成为煤炭生产主体。推动煤炭开采、利 用绿色化发展，推动煤制油气、低阶煤分质利用等煤炭深加工产业化示范取得积极进展。（3）天然气：提升天然气生产能力。在化石能源中，天然气的单位热值含碳量最 低（天然气、原油、原煤单位热值含碳量分别为 15、20、26 吨碳/万亿焦耳），属于较 为清洁的化石能源。而 2019 年，我国天然气消费占一次能源比例仅 8%，明显低于全 球 24%的平均水平，因此我们认为未来我国天然气仍有较大发展空间。在国务院“四个革命、一个合作” 能源安全新战略框架下，《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》、《能源发展“十三 五”规划》、《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》等陆续出台，确立将天然气培 育成为中国主体能源之一；提出 2030 年天然气在一次能源消费结构中的占比达 15% 的具体目标；明确积极发展天然气、高效利用天然气，以及构建结构合理、供需协调、 安全可靠的现代天然气产业体系的政策导向；从加强产供储销体系建设和深化天然气领 域改革两个方面，部署加大国内勘探开发力度、健全多元化海外供应体系等十条措施。综上，这意味着 10 年后我国能源消费结构中天然气占比要从当前 8%的水平近乎 再翻一倍，这将给整个行业带来较大的增长空间。1.5 短中期化石能源难以被取代化石能源短中期难以被取代，且总量上仍有增长空间。2019 年，我国一次能源消 费结构中，非化石能源占比 15%，我国目前规划到 2030 年该比例提升至 25%，即未来 十年，非化石能源比例有 10%增长空间，难以撼动化石能源 75%的主导地位。另外， 从发展阶段看，我国仍属于发展中国家，经济维持较快增长，能源消费总量仍未达峰， 能源消费仍处于增量阶段，化石能源消费在总量上也依然有增长空间。新能源发电仍有较大局限性，需要火力发电补充配合。根据北极星太阳能光伏网资 料，近年来光伏、风电装机增长迅速，但弃光率较高等问题制约了其发展，白天消纳不 掉，晚上供应不足，居高不下的弃光率和限电问题制约着光伏产业的发展，以光伏为例， 白天发电高峰与夜间用电需求高峰不匹配，相应产生了调峰问题，白天过剩的发电量只 能丢弃，因此需要火电配合完成调峰。另外，从电网发电稳定性上，新能源无论是光伏 还是风电，输电稳定性都不如火电，因此同样需要火电来“兜底”，在一些地区，通过“风 火打捆”的方式实现新能源消纳就是这个道理，尽量让风电多出力，而由“打捆”的火电补 足其波动部分。因此，从调峰和稳定性需求来看，我们认为高比例火电结构仍将中长期 存在。综上，在非化石能源比例短中期增长幅度有限的情况下，我们认为碳中和执行发展 需要在调整化石能源消费结构上发力，尤其应关注相对清洁的天然气能源应用，目前天 然气在一次能源消费结构中占比 8%，有较大增长空间。2. 天然气供给端：产量增长回暖，进口来源多元化2.1 油气勘探投资加速，产量增速回暖2016 年以来，来油气勘探投资与常规天然气产量增速均出现较大增长，其中，油气 勘探投资增速见底回升，并创新高，投资额从 2016 年 528 亿增长至 2019 年 993 亿， 增长 88%，投资增速从-12%回升至 56%，增幅较大。与之对应的是，常规天然气产量 稳中有升，产量创下新高并增速回暖，其中，产量从 2016 年 1369 亿立方米增长至 2019 年 1762 亿立方米，增长 29%，增速从 2%回升至 10%，改善较明显。基础储量增速开始放缓，低于产量增速。2012 年以来，我国常规天然气基础储量 保持增长，但增速上整体呈下行趋势，基础储量自 2012-2019 年从 43790 亿立方米增 长至 59674 亿立方米，增长 36%，增速则从 9%下降至 3%；同期天然气产量从 1106 亿立方米增长至 1762 亿立方米，增长 59%；新增探明储量增长波动较大，无明显趋势， 自 2017 年见底以来有所回升，从 5554 亿立方米增长至 8000 亿立方米以上，目前处于 历史中位数以上水平。整体而言，近十年基础储量平均增速为 4.9%，同期天然气产量平 均增速为 7.6%，故中长期而言，我们认为常规天然气将无法满足天然气产量持续增长的需求。国内天然气短中期增产无压力。以基础储量（地质勘探程度较高，可供企业近期或 中期开采的资源量）和 2019 产量计算，我国基础储产比（基础储量与当年产量之比） 为 34，短期几年增产并无储量压力。近 3 年基础储产比下出现了一定程度下降，从 2016 年 40 下降至 2019 年 34，这与近几年基础储量增速低于产量增速有关，但短中期而言， 我们认为天然气增产无虞。2.2 非常规天然气有望成为未来增产主力非常规天然气(Unconventional Gas)是指由于各种原因在特定时期内无法用常规技 术开采、还不能进行盈利性开采的天然气，非常规天然气在一定阶段可以转换为常规天 然气。在现阶段主要指以煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物 气及致密砂岩气等形式贮存的天然气。我国非常规天然气产量正在快速增长。2015-2019 年，我国非常规天然气（页岩气、 煤层气、煤制气）产量从 90 亿立方米增长至 250 亿立方米，增长 178%；从结构上来 看，我国非常规天然气产量占比从 6.69%增长至 13.87%，已经翻倍。页岩气成为非常规天然气增长最大亮点，产量占比显著提升。2015-2019 年，页岩 气占天然气产量总量占比从 3.42%增长至 8.69%，产量从 46 亿立方米增长至 154 亿立 方米，增长最为迅速。2020 年，页岩气产量实现爆发式增长，根据央广网最新数据，2020 年我国页岩气产量达 200.4 亿立方米，同比增长高达 30%，其产量占比首次突破 10%， 占总产量的 10.52%。当前页岩气产量迅速提升，产区较为集中。目前为止，我国页岩气田数量仍然只有 个位数，而且主要集中在西南地区，特别是四川、重庆等地，但这些气田的开采技术取 得突破，投入也在加大，产量也因此大涨。资源禀赋与政策加持下，页岩气有很大增长空间。我国常规天然气储量排世界第 13 位，而页岩气储量是世界第一，截止到 2019 年，累计探明储量就已经超过 6.5 万亿立 方米。由于页岩气开采难度大，前期投入较高，我国自 2012 年开始对页岩气按 0.4 元/ 立方米进行补贴，根据 2015 年财政部联合国家能源局发布的《关于页岩气开发利用财 政补贴政策的通知》，“十三五”将继续实施页岩气财政补贴政策，2016 年至 2018 年的补 贴标准为 0.3 元/立方米；2019 年至 2020 年补贴标准为 0.2 元/立方米。另外，2018 年 3 月 31 日，财政部、税务总局印发关于对页岩气减征资源税的通知，自 2018 4 月 1 日至 2021 3 月 31 日，对页岩气资源税(按 6%的规定税率)减征 30%。综上，我们认为非常规天然气，尤其是页岩气的产出仍有很大增长空间。2.3 进口管道气多元格局形成，短中期供需缺口呈扩大趋势国内供需缺口不断扩大，对外依赖度逐渐提高。我国天然气需求增速长期高于产量 增速，国内供需缺口不断扩大，2015 年以来，供需缺口呈加速扩大趋势，2019 年国内 供需缺口约 1300 亿立方米，对外依赖度为 42%，较 2015 年增长 12%。随着我国天然气地质资源勘探难度加大，我们认为非常规天然气增产具有一定不确定性，我国未来将 长期依赖进口天然气。根据中石油经济技术研究院预测数据，到 2050 年我国天然气进 口量将高达 3400 亿立方米，还有很大增长空间。进口管道气来源呈多元化趋势，单一最大比重显著降低。目前，我国已经初步形成 管道天然气进口格局，形成中国-中亚 A、B、C 三条管道、中缅管道以及中俄东线管道， 主要管道气进口国为土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸、哈萨克斯坦和俄罗斯。2016-2020 年以来，我国管道气进口结构中，哈萨克斯坦和俄罗斯的比重显著提升，合计从 1.1% 增长至 27.8%，进口管道气中土库曼斯坦的比重从 77.4%下降至 57.0%，下降达 20%， 随着我国进口管道气来源多元化，我们认为我国进口管道气的稳定性和安全性将得到保 障。中俄东线管道通气，奠定我国四大天然气进口通道格局。2014 年中俄签订天然气 合作协议，俄罗斯将从 2018 年起向我国出口天然气，最终达到年出口量 380 亿立方米， 合同期长 30 年，此项东线天然气项目的协议签署标志着我国东北、西北、西南及海上 四大通道的布局的最终确定。该项目具体以北、中、南三段分期建设，其中北段与中段 分别于 2019 年 12 月和 2020 年 12 月正式投产通气，东线的建成通气填补了我国东北 角输气的空白，得以为东北和华北地区输送天然气，自此我国四个方向的四大通道天然 气进口格局形成。在北段通线一周年与中段 2020 年年末开通之际，2020 全年中俄管道 气已输送约 40 亿立方米天然气，我们预计有望在 2025 年实现输气 380 亿立方米的年度 供应水平，即合同约定量。管道气现有合同量尚未完全利用，未来仍有翻倍空间。2019 年我国管道气进口量 508 亿立方米，仅占现有合同供给量（1050 亿立方米）的 48%。随着中亚 D 线建成通气，我国还可再新增年 300 亿立方米的管道 气输送能力，未来中俄西线天然气进口协议若能达成，管道气供给能力有望再新增 300 亿立方米/年，累计达到 1650 亿立方米/年。2.4 进口 LNG 保持高速增长LNG 进口高速增长，占比不断提高。长期以来，我国进口天然气以管道气为主，LNG 只占进口量 15%左右，主要用于冬季调峰。2015 年来我国 LNG 进口量加速增长，近 5 年复合增速 28%，远超于管道天然气增速，进口量从 2016 年 365 亿立方米增长至 2020 年 944 亿立方米，增长 159%；同期进口管道气从 392 亿立方米增长至 483 亿立方米， 增长 23%；从总量和结构上来看，进口 LNG 实现了对管道天然气的反超，从进口占比 48%增长至 66%，提升显著。需求扩张推动进口增长。2019 年我国天然气消费量达到 3073 亿立方米，过去 5 年 保持 10.3%的高速复合增长率，累计增长 63%，由于管道建设是一个长周期工程，因此 管道气进口的增速无法覆盖高速增长的需求，导致进口 LNG 增长较快。另外，2019 年 以来，进口 LNG 价格呈下行趋势，价格一度从 567 美元/吨降至 261 美元/吨，降幅超 50%，其中 2020 年全年价格基本处于历史低位，从全年进口价格对比来看，2020 年我 国天然气进口价格有近一半时间处于近 4 年最低水平。因此 LNG 进口量保持较快增长， 也得益于 LNG 现货价格低廉，国内进口商积极采购。LNG 进口来源丰富且进一步多元化。2020 年我 国进口 LNG 来自 24 个国家，较 5 年前增加 9 个国家，进口格局愈发多元化。其中前五 分别为澳大利亚 2905 万吨、卡塔尔 817 万吨、马来西亚 611 万吨、印度尼西亚 513 万 吨以及俄罗斯 508 万吨，分别占 43%、12%、9%、8%和 7%，剔除前五家以后，我国 从其余国家进口了剩余 21%LNG，较 2015 年 7%有所提升，多元化取得成效。值得注 意的是，根据理想能源网数据，2020 年我国自俄罗斯与美国的 LNG 进口量增长相对明 显，2020 年自俄罗斯进口 LNG 508.43 万吨（占比 7%），2019 年仅为 169.81 万吨。 2020 年自美国进口 LNG 320.44 万吨（占比 5%），2019 年仅为 27.6 万吨。我国进口 LNG 多数被长协合约锁定。2020 年我国 LNG 进口国中，前五大国家均 已与我国签订长期 LNG 合同（SPA），占进口量 79%。从企业来看，LNG 进口以中海 油为主，占比 49%，其次是中石油和中石化，分别占比 29%和 22%。SPA 中，采购方 和供货方在每合同年初基于 SPA 规则确定当年接货义务量，以现有签订的 SPA 来看， 我国每年最大接货义务量高达 4625万吨（约 647.5亿立方米），占 2020年进口量的 69%， SPA 将长期保障我国 LNG 进口能力。3.中游管输：管道与接收站建设加速3.1 天然气管道建设里程有望保持高速增长“十三五”期间干线格局基本稳定，支线里程快速增长。根据《我国油气官网建设 “十三五”回顾及“十四五”展望》（韩景宽），“十三五”期间我国天然气管道建设高速增长，截止 2020 年底，我国天然气管道总里程达 10.2 万千米，较 2015 年底增长 3 万 千米，增幅达 42%，“西气东输、北气南下、川气东送、海气登陆”的整体流向格局保 持稳定，四大天然气进口通道进一步完善。其中，干线增长 1.02 万千米，支线增长 1.98 万千米，新增里程中支线占比 66%，中东部地区干线管网输气能力显著提升。短中期天然气管网运力充裕。天然气管道的建设周期相对较长，若管网运力紧张， 将会对管道气供给形成较大制约，从 2020 年我国国家管道公司天然气管网使用情况来 看，我国全年管网设计运力流量约 6014 亿方，实际剩余能力约 1337 亿立方，即我们还 有 22%的运力未使用，实际使用率不到 80%，因此，我们认为短中期天然气管网运力总 体上是较充裕的，局部可能会有一定紧张，但不会对下游供给形成较大制约。技术进步与行政改革将助力未来管网建设增长。“十三五”期间，我国油气管道技术 水平显著提升，攻克了第三代大输量天然气管道工程关键技术，成功研制 X80 钢管， 储备了 X90 管道成套技术，自主掌握管道全尺寸气体爆破试验技术，降低了管道建设投 资成本。技术进步改善了建设成本，行政改革则改善了管理成本和效率，2019 年底， 国家管网集团成立并负责建设和管理全国干线油气管网。按照实行“网销分离”、“运销分 离”的改革方向，管网集团专职从事油气长输管网的规划建设、调度运行、公平开放和运 输服务等业务，不从事设备制造、施工建设等辅助性业务。这项改革意味着此后全国油 气干线管道建设和运营将统一由国家管道公司负责，改变了过去多运营主体造成的管理 无序等问题。天然气管网还有较大发展空间，能源转型清洁化将推动管网持续建设。根据发改委 《中长期油气管网规划》，2025 年我国天然气长输管道要达到 16.3 万公里，较 2020 年 底增长 6.1 万公里，还有 60%的增长空间。“十三五”期间，包括“2+26”重点城市在内的 华北、中西部、长三角、珠三角等重点地区的“煤改气”行动在改善大气环境、推进能源 转型等方面取得突出效果。“十四五”规划纲要明确指出要“持续改善环境质量”，“强化多 污染物协同控制和区域协同治理，加强细颗粒物和臭氧协同控制，基本消除重污染天气”， 更大范围、更深层次的“煤改气”还将持续推进。《中国天然气高质量发展报告（2020）》 预计到 2025 年，我国天然气消费量将达到 4300 亿立方米以上，对管网设施的需求也 将持续增加。3.2LNG 接收站加速建设LNG 接收能力快速提升，满足 SPA 照付不议义务量。截止 2020 年底，我国已经 有 21 座接收站处于运行状态，总接收能力达到 8862 万吨（约 1241 亿立方米），较 2016 年增长 130%，与 2020 年我国实际 LNG 进口量 943 亿立方米相比，使用率达 76%，覆 盖我国 LNG 进口需求且有剩余。SPA 具有长期性和照付不议性（指在市场变化情况下，付费不得变更，用户用气未 达到此量，仍须按此量付款；供气方供气未达到此量时，要对用户作相应补偿。如果用 户在年度内提取的天然气量小于当年合同量，可以三年内进行补提），在每年初确定该年 义务量后，即使提取量不足，也按义务量收费，因此我国 LNG 接受能力应满足每年的 SPA 照付不议义务量，按照目前 4625 万吨/年长约义务量来看，该部分只占用了我们接 收站接收能力的 52%，接受能力还有较大富余。在建 LNG 接收站项目多，投资者多元化，格局南密北疏。近两年天然气市场快速 的增长、国家发改委对上下游储气能力的要求以及 LNG 接收站良好的效益，激发了各市场主体投资建设沿海、沿江接收站的热情，一大批接收站处于布局与规划中。目前在 建（扩建）LNG 接收站 14 座，接收能力约 3800 万吨/年。规划 LNG 接收站 20 余座， 总接收能力约 6300 万吨/年。从格局上来看，三桶油拥有其中 9 座，其余为其他民间和 社会资本，较 2020 年三桶油与民间资本 17:4 格局来看，投资主体已经很大程度上多元 化，我们认为社会投资的增加将会促进加速接收站领域的发展。而从项目分布来看，南 方依旧为新建项目的主要分布区域。调峰能力不足是推动 LNG 接收站高速建设的原因之一。不同季节能源需求不同导 致了储气调峰需求，如果需求旺季的天然气全部依赖临时调度，会对运输网络产生较大 压力，因此有必要进行储气建设，满足调峰需求。根据《我国油气管网建设“十三五” 回顾及“十四五”展望》，2020 年我国天然气消费预计达到 3300 亿立方米， 按照 10%+5%的调峰责任安排，需要配套储气调峰能力建设 495 亿立方米。实际建成储气库 工作气量约 159 亿立方米，建成 LNG 接收站储气能力约 63 亿立方米，合计已建成储 气能力约 222 亿立方米，只能达到调峰责任的 46%。由于我们储气调峰能力还较弱，我 们认为储气能力受限是个中长期建设问题，这将会促进相关领域的开发建设，我们将在 下文阐述我国储气库建设情况。3.3 储气库建设迫在眉睫储气库是天然气调峰的主要方式。国内外主要的天然气调峰方式包括地下储气库调 峰，LNG 接收站调峰和气田调峰等，目前国外主要通过地下储气库完成季节调峰，LNG 接收站调峰只作为辅助方式用于日、时调峰，气田调峰较多用于西北欧地区，一些地质 条件不足，又依赖进口天然气的国家多在沿海地区建立 LNG 接收站。优质库源缺乏，建库成本高。储气库作为调峰的主要方式，一般应分布在资源地或 者消费市场，我国东部沿海区域地质构造破碎、陆相沉积环境复杂，优质建库目标十分 稀缺，建库成本和调峰成本远高于美国和欧洲国家。气藏建库以中低渗气藏为主，部分 气库埋深达到 4500 米（世界上 95%的气藏型地下储气库埋深低于 2500 米）；盐穴建 库以陆相盐湖沉积盐层为主，夹层多、品位低、部分埋深接近 2000 米（世界上 95%的 盐穴型地下储气库埋深低于 1500 米) 。我国地质条件复杂，工程建设难度大，以钻完 井为代表的工程质量问题屡有发生，投资成本大幅升高。目前国内已建成的储气库 90% 为油气藏储气库，主要分布在北方油气聚餐区，而南方作为主要消费市场，建设储气库 以盐穴和油气藏为主，含水层储气库尚无建设实例。过去 5 年我国储气库建设较缓慢。截至“十三五”末我 国累计建成地下储气库群 14 座，总设计工作气量 236 亿立方米，形成工作气量 159 亿 立方米，与 2020 年我国预计 3300 亿立方米消费量相比，工作气量占消费量比例只达 4.8%，与国际行业公认的标准 12%-15%还有较大差距。具体来看，2015-2020 年期间， 我国新增了金坛盐穴、中原文 23 和港华金坛三座储气库，新增库容 120 亿方，累计库 容 512 亿方，从库容上来看，累计增长 31%，这其中得益于中原文 23 储气库的建成使 用，文 23 储气库是我国目前最大规模储气库，地处河南，库容 104 亿方，为我国中东 部地区天然气安全平稳供应提供了有力保障。政策加持下，储气库建设亟待增长。根据国家发展和改革委员会（简称国家发改委）、 国家能源局联合印发的发改能源规[2018]637 号《关于加快储气设施建设和完善储气调 峰辅助服务市场机制的意见》，供气企业 2020 年要拥有不低于年合同销售量 10%的储气 能力；城镇燃气企业形成不低于年用气量 5%的储气能力；地方政府至少形成日均 3 天 需求量的储气能力。2019 年，国家发改委、国家能源局陆续印发了国发[2019]7 号《国 务院关于建立健全能源安全储备制度的指导意见》和《能源体制革命重点行动 2019—2020 年》，要求加快储备设施建设、完善油气储备体系。从 2020 年储气库实际 工作气量来看，其相对全国天然气消费量比例只达 4.8%，这意味着若要达标，我们还应 配套增长一倍工作气量水平，而在我国能源清洁转型的背景下，我们认为天然气的需求 还将保持中高速增长，因此对应的储气设施有保持同步增长的需要。4.需求端：看好城市燃气和发电用气的后续增长天然气消费量保持高速增长，进口规模相应提升。2019 年我国天然气消费量达到 3073 亿立方米，过去 5 年保持 10.3%的高速复合增长率，天然气消费占一次能源比例 为 8%，较三年前提升 2.1%。消费量高速增长的同时进口规模对应提升，2019 年我国进口 1341 亿立方米天然气，较 5 年前增长 125%，进口依赖度从 31.6%增加至 43.6%， 两者的变动趋势基本保持一致，2013-2015 年我国天然气消费增长率曾出现阶段性下滑， 进口依赖度因此在 31%-32%保持稳定，随着 2016 年以后我国天然气消费增长回暖，进 口依赖度开始对应攀升。城市燃气与发电用气占比保持增长。从消费结构上来看，城市燃气和发电用气的比 例保持增长，2019 年，我国天然气消费中，城市燃气占比 37.2%为最高，工业燃料占 34.9%，发电占 17.8%，化工用气占 10.2%为最低，相较 2015 年，城市燃气和发电比 例分别进一步提升 2.8%和 3.5%，其中城市燃气取代工业燃料成为第一大门类，其余则 对应下降。化工用气发展受限，工业燃料用气相对稳定。我国化工原料用气占总消费量比例为 10%左右，相对美国（4%）、德国（6%）、日本（7%）较高，且受政策约束，2012 年， 国家发改委出台《天然气利用政策》，将天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止 类，其中城镇燃气归属优先类，允许类包含工业燃料和发电用气，限制和禁止类中多为 天然气化工项目，政策上化工用气受限最显著，而工业燃料用气受益于“十三五”以重点 城市“煤改气”工程，有替代煤炭作为工业燃料的空间，我们认为结构上能够保持稳定。 综上，我们认为结构上化工用气发展受限，工业燃料则保持相对稳定。城市燃气和发电用气比例有进一步提高空间。发达国家的天然气能源结构已经趋于 成熟稳定，对我国有借鉴意义，世界上有 3 种典型天然气消费结构模式， 分别是以美 国为代表的结构均衡模式，以英国、荷兰为代表的城市燃气为主的模式，以日本、韩国 为代表的发电为主的模式，其中资源禀赋对消费结构的影响很大。美国作为结构均衡的 代表，其天然气自给自足且有出口能力，因此城市燃气、工业燃料（含化工用气）与发 电的用气比例比较平均，都在 30%-40%区间附近；英国、荷兰的天然气消费结构以城 市燃气为主，但两国在发电业的用气占比并不低，一直保持在 30%左右。两国的天然气 产业起步较早，在 20 世纪七八十年代就形成较为完善的天然气管网和基础设施，发展 至今均已迈入世界上天然气市场成熟的国家行列；日韩作为天然气资源匮乏国，天然气发电比例更高，以韩国为例，2018 年其天然气消费中发电比例为 45%，占比近半。比较以上三种模式，我们认为我国消费模式将呈现城市燃气、工业燃料用气、发电 燃气三足鼎立的局面，我国天然气资源并不匮乏，只是储量较高的非常规天然气当前开 采难度较大，随着技术进步，我们认为这一问题有改善空间，因此不会形成日韩单一部 门消费过重的模式，但也难以与美国这一资源富余国相比，因此全面均衡模式可能性也 不大，综上，我们认为城市燃气和发电用气比例有进一步提升空间，我们会在下文详细 说明。4.1 城镇燃气仍有增长空间用气人口、用气量保持高速增长。2014-2019 年期间，我国城市天然气供应量从 964 亿立方米增长到 1609 亿立方米，年化复合增长率 10.8%；用气人口从 3.01 亿增长至 4.65 亿，年化复合增长率 9.1%；气化率（城镇用气人口相对城镇人口的比例）从 40% 增长至 55%，提升 15%，增长显著。城镇化建设稳步推进，提高城镇用气增长空间。2019 年，我国城镇化率首次突破 60%，达 60.6%，较 2014 年增长 5.8%，平均每年增长约 1.2%，增速较稳定；与此同 时，对应配套基建保持较高速增长，2014-2019 年，我国城市天然气管道长度从 43.46 万千米增长至 76.79 万千米，每年年均增速保持在 10%以上，复合增长率 12.1%，供应 设施的高速增长保障了用气需求不会受到输送能力不足的限制。城镇化率、气化率仍有增长空间。参考发达国家城镇化建设经验，截止 2018 年，美国城镇化率 82%、日本 92%、德国 77%、英国 83%，目前我 国城镇化率刚站上 60%，中国经营报援引中国科学院农村发展研究所预测，到 2035 年， 我国城镇化率有望达 72%，城镇人口的提升会带来增量的燃气需求；另外，我国天然气 使用气化率也有很大提升空间，美国 城市气化率早在 2009 年就已超 85%，存量视角上，使用天然气的人口比例有待提升。 综上，我们认为城镇燃气仍有较大增长空间，根据《中国天然气高质量发展报告（2020）》 预计，到“十四五”末，我国城市燃气需求量将达 1500 亿方，较 2019 年增长 33%。4.2 天然气发电潜在提升空间最大社会用电量稳步增长，燃气发电比例相对较低。我国社会用电增速在 2015 见底后， 自 2016 年以来开始“V”型回升，2016-2019 年我国社会用电量年均增长 7%，用电量从 5.92 万亿千瓦时增长至 7.29 万亿千瓦时。然而，在我国发电量中，天然气发电比例相 对偏低，根据中电联统计，2019 年我国发电量达 7.33 万亿千瓦时，燃煤发电占 62.2% 最高，燃气发电仅占 3.2%；而据 BP 能源统计，2019 年全球燃煤发电占比 36.4%，其 次为燃气发电，占比 23.3%，由于煤炭在三大化石能源中清洁度最低，我们认为过高的 燃煤发电比例会影响碳中和政策的实施，而相对清洁的燃气发电因此有较大发展空间。装机与发电量双位数增长，发电机组利用率提高。2014-2019 年，我国燃气发电装 机与发电量保持年均双位数增长，其中燃气发电装机从 5697万千瓦增长至9024万千瓦， 增长 58%，年均增长 10%；发电量从 1333 亿千瓦时增长至 2325 亿千瓦时，增长 74%， 年均增长 12%，发电燃气用量从 259 亿方增长至 540 亿方，增长 108%。三者的增长变 动趋势基本一致。2012-2014 年，燃气发电增速曾显著低于装机增速，反映了燃气发电 装机的利用率较低，因此 2015 年以后，燃气发电量装机量出现了较大下滑，不过自 2015 年以后，燃气发电量增速开始高于装机增速，反映其发电机组的利用率开始提升。核心技术正在突破，卡脖子问题得到缓解。燃气轮机被誉为动力机械装备领域“皇冠 上的明珠”，是一个国家科技和工业整体实力的重要标志，在军事上，它可以应用于舰船 和机车的动力系统，在民用上，重型燃气轮机主要用于满足发电领域城市公用电网的需 要。另外，燃气轮机热效率高于燃煤发电设备，重型燃气轮机的级别越高代表着热效率 也越高，根据维科工控网和百度百科资料，目前 E 级燃气轮机的单循环热效率为 34%左 右，联合循环为 53%左右；F 级的单循环在 38%左右，联合循环在 57%左右；F级燃机单循环的热效率即已超过一般燃煤发电设备 35%的热效率，而最先进的燃气轮机已经发 展到 G/H 级，从热效率来看，燃气发电更具优势。作为天然气发电的核心部件，燃气轮 机核心部件呈高度垄断格局，根据华气能源猎头资料，目前，世界上只有美、英、俄、 德、法、日等少数国家具备独立研制先进燃气轮机的能力，且技术转让可能性低。而我 国燃气轮机燃烧室、高温透平叶片等关键热部件没有自主设计和制造能力，不仅影响设 备造价水平，且投产后核心部件的运行维护被供应商垄断，检修维护费用居高不下，影 响企业生产成本，也在一定程度上制约了燃气发电在国内的发展。根据搜狐网新闻，2019 年 9 月 27 日，我国首台完全自主研发的 F级50MW 重型 燃气轮机整机点火试验在东方电气集团获得成功，重型燃气轮机 8 个燃烧筒同时点火燃 烧并实现了稳定运行，这也意味着中国自主研发的 F 级 50MW 重型燃气轮机技术获得了 突破，此次突破完成了 50MW 重型燃气轮机的压气机、燃烧器和透平三大核心部件以及总体的设计和制造，未来随着技术进一步进步，我们认为燃气发电设备领域的技术卡脖 子问题将得到解决。政策支持延续。在“十三五”期间，发改委发布《电力发展十三五”规划(2016-2020 年)》，提出了将煤电发电占比控制降低在 55%的目标，并鼓励天然气发电有序发展，2017 年 6 月，国家发改委发布《加快推进天然气利用的意见》，明确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，到 2020 年天然气占比力争达到 10%左右。另外， 在《2020 中国天然气高质量发展报告》中，对“十四五”期间天然气产业发展作出了展望， 预计发电领域约新增 420 亿方需求，增量最大，结构占比上将提高 5%至 23%，突破 20%， 增长显著。综上，我们认为我国天然气发电有较大潜在提升空间。详见报告原文。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

日前，一则“河北曲阳拘留因违规烧劣质散煤人员”的新闻引发了热议，将大气污染治理和清洁取暖替代散煤再次推向公众的视野之中。12月8日，河北曲阳环保局微信公众号发文通报，该县2人违规烧劣质散煤被行拘，32人被训诫，引发舆论关注。当晚，曲阳县政府发布“情况说明”，称“没有对燃用劣质散煤人员进行过拘留”。这似乎是一个极端的案例。然而，多方调查显示，因为“散煤便宜、好烧”等原因而选择使用的情况并不是孤例。山东省科技发展战略研究所研究员、副所长周勇对山东省的两个村子2017年采暖季情况做了调查，发现“煤改气”的村有将近20%的农户因家里有老人，在“煤改气”之后，仍然使用燃煤“补充取暖”。中国农村能源行业协会对2017和2018年北方9个省市农村地区清洁取暖的调研发现，使用成本在山东调研的两个村体现较为明显。中国煤控课题组的调研发现，煤改气、煤改电后取暖成本是散煤的三倍。多方调查显示，天然气、电取暖成本较高，而如果以后没有补贴，农户大多表示“将再使用燃煤取暖”。按照2017年印发的《关于开展中央财政支持北方地区冬季清洁取暖试点工作的通知》，中央财政支持试点城市推进清洁方式取暖替代散煤燃烧取暖，试点示范期为三年；2017年重点支持“2+26”个京津冀大气污染传输通道城市，今年7月，张家口市和汾渭平原11个城市被纳入试点范围。据《中国经营报》记者了解，大多数地方政府的补贴规划目前只有三年。三年之后，何去何从，尚无定论。成本之重“即使白天有人在家，为了节省开支，除了吃饭和睡觉的时候，大部分村民的室内温度保持在10度左右。”周勇介绍，在他调研的“煤改气”村庄里，单一使用天然气采暖的农户中，这样的比例达到了60.2%，而保持18度左右较舒适温度的农户仅为 5.5%。“要保持18度以上的舒适温度，一个采暖季需要天然气1200立方米以上。”周勇表示，然而他调查发现，农户平均使用天然气663立方米。“现在的补贴方法是每立方米天然气补贴1元，农户自己再出1.7元，超过1200立方米不再补贴，农户需要为每立方米支出2.7元。使用663立方米，户均支出1127元，和以往燃煤支出的1269元差不多。但如果达到1200立方米的使用量，农户自己要支出2000元以上。”周勇表示。清洁取暖超过燃煤成本太高的情况并不是孤例。在11月，中央环保督察组在山西太原“回头看”的时候，发现太原市迎泽区在推动清洁能源替代过程中，在不具备集中供热、“煤改气”的条件下，禁止燃煤进入社区，而是给每户居民发放一个电暖器，倒逼居民用电取暖，而不考虑居民是否用得起。“就这个电暖器，要是敞开用，一天就是将近50度，还只能暖和一间屋，用不起啊！”一位居民告诉督察人员。而自2016年以来，反映迎泽区康乐片区供暖问题的举报共计309件。周勇调研的“煤改气”村子位于山东省淄博境内，紧挨着县城，并且这个县曾经连续七届跻身“全国百强县”，在周勇看来，是比较富裕的村子，超过三分之二的农户家中有人就近或者在外地打工。依据山东省统计局的数据，2017年，山东省全省农民人均可支配收入为15118元，扣除价格因素影响，实际增长6.8%，城乡居民收入比由上年的2.44下降为2.43。但周勇对466户农户的入户调查显示，他们的人均收入仅为7913.6元，为全省平均的一半。“住在村里的多是收入水平较低，年龄偏大的农户；年轻人多去县城或附近城市买房子，不再住在村里。”周勇解释。他提供给记者的调查问卷显示，采暖季时居住在村中的老年人偏多，受访农户普遍年龄较大，甚至超过七八十岁。“家中有老人的，通常选择用天然气部分房间定时采暖+家中老人房间煤炉24小时采暖加做饭，这部分的比例占到了18.9%。”周勇测算，再加上气代煤每户购置设备和改造支出多在4000~5000元，如果要达到与散煤采暖同样的效果，用天然气取暖的成本大约是燃煤取暖的3倍，用电取暖大约是4倍，即使是补贴以后，要达到同样的采暖效果，天然气和电取暖成本也是散煤的2~3倍。这个测算得到了中国农村能源行业协会的佐证。该协会联合北京化工大学、中国炉具网联合开展的调查发现，以采暖季120天计算，山东省桓台县煤改气煤改电以前，采暖支出为2220元，改后在政府补贴的情况下采暖支出为4146元、没有补贴的情况下支出为5346元；河北省元氏县改前采暖支出为1875元，改后在政府补贴的情况下采暖支出为4206元、没有补贴的情况下支出为5160元。中国农村能源行业协会节能炉具专委会副秘书长任彦波介绍，富裕农村的承受程度高，但是条件不好的居民不敢敞开烧，一些居民到12月份都没舍得烧，只在天气非常寒冷的时候才打开，而且为省钱将温度调得很低。“经济性是决定取暖方式和取暖效果的最重要因素。”期望成本降低“河北元氏县当地用户普遍认为煤改气后使用燃气壁挂炉干净、方便、省事，但一致认为成本高，90%的居民认为采暖费不超过2000元能承受。”任彦波介绍。中国煤控研究项目散煤治理课题组发布的《中国散煤综合治理调研报告2018》(下称“散煤报告2018”)显示，调查用户中约一半的居民期望的居住面积在60~120平方米之间，86%的农村居民期望的取暖成本在2500元以下，超70%的农村居民期望的取暖成本在2000 元以下。这份报告由国家大气污染防治攻关联合中心副主任、中国工程院院士、清华大学环境学院教授贺克斌和中国煤控项目分析师李雪玉编写。2013年，自然资源保护协会联合政府智库、科研院所和行业协会等20多家机构联合启动了“中国煤炭消费总量控制方案和政策研究”项目。“散煤报告2018”显示，贫困地区对取暖的初始投资预期为1000元、运行费用预期为1000元，一般地区对两项预期均为2000元，而富裕地区则对两项预期都为3000元。其中，贫困地区和一般地区都期望能够取暖的同时兼顾炊事，只有富裕地区将两者分开。而事实上，清洁取暖很难同时兼顾炊事。山东桓台县的农村居民对中国农村能源行业协会调查人员表示，“使用燃气壁挂炉虽然干净，但只能采暖，不能烧热水，而且费用较高。”任彦波的老家在山西。她介绍，山西晋中地区属于平原，以种植果树等经济作物为主，果树枝比较多，所以几乎家家门口都堆着柴垛，为冬天采暖用。冬天的采暖就依靠一个炕把这些树枝等放进去带动他们所谓的地暖。而在卧室中取暖常用一种烧煤的土炉子，安全性、舒适性和污染排放都存在问题。2017年底出台的《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2021年)》显示，截至2016年，我国北方地区取暖使用能源以燃煤为主，燃煤取暖面积约占总取暖面积的 83%， 清洁取暖比例占总取暖面积约 34%。中国农村能源行业协会节能炉具专业委员会和中国炉具网编制的《中国采暖炉具行业发展报告2016》统计数据显示，全国仍有超过三分之一的用户使用自制采暖设备。在商品化炉具用户中，除京津冀等少数地区外，大部分地区用户还在使用低效、劣质采暖炉具。“使用炉具取暖习惯了，能做饭，能烧水，烧炉子花钱少，取暖效果好。”这是多家调研者听到的用户的普遍心声。济南热力集团副总罗永焕表示，他们贷款2亿美元、在济南市商河上了项目，连续三年试点，用地源热泵给农村居民供暖，“但现在来看，费用在一年600元钱他们才愿意用这个取暖”。一位曾经参加过煤改气督导、已经离职的山东省官员表示，山东省农村居民2017年燃气、燃油、煤炭加起来，人均支出258.4元，约占总消费支出的2.5%，四口之家一年取暖的费用是1000多元。他认为这是一个比较符合山东实际的消费标准，而推进清洁取暖应该遵循“不能大幅增加居民消费支出”的原则。财政补贴压力大多方在调研中发现，用户普遍担心“补贴能否到位”“天然气价会不会涨”“三年之后还有没有补贴”。当被问及如果以后没有补贴了，大多数人都回答“会重新使用燃煤”。今年7月印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》要求，2020年采暖季前，在保障能源供应的前提下，京津冀及周边地区、汾渭平原的平原地区基本完成生活和冬季取暖散煤替代。按照周勇的测算，到2020年，山东省需要为1962.94万户农民考虑清洁取暖或在山区的洁净煤取暖，按照省规划每户2万元的投入预算，需要3730亿元投入；而仅仅是7个通道城市平原地区就有887.4万户，按照2020年前清洁取暖要求，需要投入1775亿元。这些数字大于山东省《关于进一步扩内需补短板促发展的若干意见》(鲁政发〔2018〕24号)里提出的2020年前投入1100亿元完成540万户清洁取暖的目标。周勇担心，山东财政难以负担，由煤气公司统计农村已经气代煤的县区有40%的用户并不舍得用气采暖(采暖季大于300立方米)，因此也不可能靠未来的市场吸引企业投资，而农民的收入水平很低，不足以支撑较多气代煤的投入。2018年一号文件《中共中央国务院关于实施乡村振兴战略的意见》提出，实施农村人居环境整治三年行动计划，以农村垃圾、污水治理和村容村貌提升为主攻方向……推进北方地区农村散煤替代，有条件的地方有序推进煤改气、煤改电和新能源利用。在多位专家看来，要推进清洁取暖，更多功夫应该放在“宜”字上。自2016年起，推动天然气、电等清洁能源替代散煤的政策陆续出台。前环保部印发的京津冀大气污染治理行动方案也几次提出推进“煤改气、煤改电”等清洁能源替代燃煤。2017年底出台的《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2021年)》提出“宜气则气，宜电则电，尽可能利用清洁能源，加快提高清洁供暖比重，构建绿色、节约、高效、协调、适用的北方地区清洁供暖体系。”2018年7月印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》中提出，“坚持从实际出发，宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜热则热，确保北方地区群众安全取暖过冬”。“但是在真正实施的过程中，时间紧任务重，每年的进度和任务量是非常明确的，必须完成，所以在这个前提之下，在执行过程当中，就遇到很多的问题。”任彦波表示。任彦波调研发现，地方政府在项目执行和措施推进的过程当中，参照国家规划、平原地区做法基本上是气代煤电代煤，可选择性很少，这跟农村的实际情况相比，偏差比较大；而农村的取暖情况非常复杂，不能一刀切。“地方政府实施项目的时候，更多的是按照申报项目的要求，不敢跨出范围去做这个事情，没有真正做到因地制宜。”任彦波认为。“政策在不断地完善，但是在从上到下完善变更的过程中，地方部门实施起来比较难把握。”任彦波表示，比如说提出“宜煤则煤和生物质配套炉具清洁取暖作为过渡性或者保底性措施，这个过渡性和保底性到底如何去理解，没有一个明确、相对稳定持续的政策。”天然气管网建设和煤改电的电网改造等基础设施建设，也是巨大的投入，给地方财政造成很大压力。“成本太高，也是制约很多地方任务下不去或采取其他相对便宜的采暖方式的一个无奈的选择。”任彦波表示。任彦波认为，农村的清洁取暖到底如何真正做到这个“宜”，国家应该启动项目评估，从政策的配套，经济的可承受性，未来商业模式的可持续性，科学评价，因地施策；形成让老百姓自主选择的市场机制。（文章来源：中国经营网）

2019年是北方实施冬季清洁取暖规划的中间一年，散煤治理迈向深水区，治理难度越来越大。日前，第四届中国散煤综合治理大会在北京召开，会上发布了《中国散煤综合治理调研报告2019》。报告指出，2018年我国共削减散煤使用量约6100万吨，预计今年散煤削减量有望达到4500万吨。报告分析了今年散煤治理的难点，并提出了具体措施与建议。“因地制宜”原则重在落实北方清洁取暖工作推进过程中，国家有关部门明确要以“因地制宜”为基本要求，各地区根据经济发展水平、群众承受能力、资源能源状况等条件，科学选择清洁取暖方式。据煤控研究项目组有关人士介绍，在基层实践中，时间紧、任务重、考核办法单一，项目实施迫不得已以完成任务为目的，清洁取暖脱离了“宜”字。为此，清洁取暖政策经历了一个逐步调整的过程：从最初“一刀切”式的禁煤政策，到“清洁取暖”与“温暖过冬”并重，从“宜电则电、宜气则气”到增加“宜煤则煤、宜热则热”，鼓励可再生能源供热。近期，国家能源局发布《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》（征求意见）指出，对仍需使用煤炭取暖的用户，切实做好洁净煤供应保障工作；对于偏远山区等暂不能通过清洁供暖替代散烧煤供暖的，重点利用“洁净煤+节能环保炉具”等方式替代散烧煤。“整体来看，‘洁净煤+节能环保炉具’作为过渡性方案在政策层面逐步得到重视。”自然资源保护协会煤控分析师李雪玉表示，然而政策调整及时，落地却有一定难度。报告指出，政策规划和实际情况差异带来的项目落地难是基层政府在农村推广清洁取暖面临的最大难题。部分地方政府在制定规划中，未经过深入调研与可行性论证，缺乏对清洁取暖的科学化规划和技术路径的指导，只是单纯为完成上级下达的硬性任务，仓促出台政策，政策和规划内容往往与上级文件内容雷同。基层政府在选择技术路线时没有决策权，只能被动接受上级的规划与设计，“政治任务”加之“环保压力”下，技术路径规定过于死板，考核办法过于单一，导致“宜煤则煤”未发挥应有的作用，可再生能源供热激励和多能互补模式创新不足。2019年，北方冬季清洁取暖试点进一步扩围。报告建议，在地方实践中，要统筹考虑资源保障、群众可承受能力和本地发展的实际情况，以环境效益为中心，从供给、转化、应用、监管四个侧面考虑因地制宜和长远规划。在因地制宜选择清洁取暖技术路线上下功夫，切实把“宜什么、宜多少、怎么宜”抓深入、搞细致，提出定性、定量的具体举措，在实施过程中重视技术示范及评估，同时加强对受众的宣传教育，尤其要做好切实保障。散煤复烧现象仍然存在6月13日，生态环境部就2018～2019年秋冬季大气污染综合治理问题约谈河北省保定、廊坊，河南省洛阳、安阳、濮阳，山西省晋中等六市政府，指出这些城市推进蓝天保卫战力度有所放松，大气污染治理工作滞后。其中，廊坊和保定散煤复烧问题突出，保定在2018～2019年采暖季出现了清洁取暖补助资金筹集不到位、管理不规范，划拨不及时的情况，影响了群众用气用电取暖的积极性，已完成清洁化替代的村庄散煤复烧比例高达36.1%。除约谈的城市外，其他部分城市也存在散煤复烧现象。记者从煤控研究项目组了解到，今年煤控研究项目组的地方合作伙伴开展了民用散煤治理的分析研究，覆盖了河北、河南、山东和山西四个省份的八个城市。四省八市中有3个城市存在不同程度的散煤复烧，其中散煤复烧比例最高的可达23%。据悉，散煤复烧受多方面因素影响。如局部地区、特定时段的清洁能源短供；受工期进度影响，改造项目在进入采暖季后尚未达到使用条件；居民的传统观念和取暖习惯难改变等。李雪玉认为，在诸多因素中，清洁取暖成本、实际支出水平与居民经济承受能力之间的不平衡是关键。报告分析，目前，在北方清洁取暖试点城市中，农村居民人均可支配收入范围是1万～1.8万元。借鉴英国燃料贫困定义，合理的燃料支出占比大约是5%，按三口之家计算，农村居民户均供暖费用可承受范围是1500～2700元/年，而居民的普遍支出意愿不超过2000元。据李雪玉介绍，四省八市民用散煤分析报告参与此项调研的945户 “双替代”居民中，32%的用户实际支出（政府补贴后）超过了2000元，其中有30%的用户实际支出在2000～5000元。从四省八市的清洁取暖满意度调查来看，在参与此项调研的1775户居民中，在当前的政府补贴前提下，2018～2019年度冬季取暖实际支出高于预期水平的用户占比22%。报告指出，若不考虑当前的价格补贴，农村居民清洁取暖支出将普遍高于其可承受能力。实地调研结果显示，有相当一部分村民表示取消价格补贴后将无力承担清洁采暖费用，存在返烧煤的可能。由于发展水平和经济条件的区域性差异，对于经济收入较低的地区，散煤复烧的可能性就更大。报告提出，解决散煤复烧的关键是破解经济性难题，建筑节能是提效降本的第一步。清洁取暖补贴不可持续北方清洁取暖试点的中央补贴时效为3年，第一批12个城市试点的补贴将于2020年4月结束，优化现有补贴政策和保障后补贴时代散煤治理效果是当下面临的迫切难题。据煤控研究项目组统计，2017～2018年，中央财政给予35个试点城市的奖补资金累计下达了199.2亿元，地方财政奖补资金累计达555.09亿元，用于“热源侧”的清洁取暖改造和“用户侧”的建筑能效提升两方面。除了中央给予的直接补贴外，国家对“三北”地区供热企业给予了一定的优惠政策。此外，多数试点城市针对“低保户”“五保户”、农村建档立卡的贫困户等低收入家庭给予了额外补助。现有补贴政策取得了显著呈现，但也存在不足之处。随着补贴政策推进，中央和地方财政压力较大，巨额补贴不可持续。此外，用户的经济承受能力存在差异，部分用户仍然无法承担清洁取暖支出。报告分析，现阶段如何优化补贴政策、制定补贴的退出时间，探讨试点期后的成本分摊机制是一项迫切的任务。报告建议，中央财政补贴从按行政级别的补助标准转变为按经济水平分档的固定产出补贴标准，补贴应向经济困难地区倾斜。建立绩效补贴机制，激励地方政府建立清洁取暖长效机制，对于年度绩效评价结果为“优秀”的城市给予额外的奖励资金。在企业补贴方面，建议对于技术经济相对较好、商业模式较为成熟的供热项目，改变直接补建设的补贴方式，采用贷款担保支持、财政贴息、税收优惠、扩大市场规模等方式给予支持；对于农村尚处于商业模式建立初期的项目，可将财政资金通过银行给予部分建设补贴，更多部分则给予贷款支持。考虑现阶段企业的现实压力，建议政府设立研发补贴，鼓励企业技术创新，大力发展清洁能源产业投资基金，尽快设立绿色发展基金，并下设清洁能源子基金，用于地方清洁取暖项目的低息贷款、融资担保、股权投资等，重点支持民营企业。在居民补贴方面，建立收入水平差异化的补贴标准，同时对农村分散供养特困人员、低保户、贫困残疾人家庭和建档立卡贫困户等四类重点对象，直接给予最高补贴标准；建立技术差异化的补贴标准，立足于中长期的发展规划，结合不同清洁取暖技术的经济性和商业成熟度制定差异化的补贴标准，提高目标技术的应用比例。（记者 于学华）

10月20日下午4时，随着一台吊机徐徐升起，荥阳市坛山热力1号锅炉尾部烟道出口至除尘器进口烟道被吊起，5时，2号锅炉相应烟道被吊起运走，至此，荥阳市坛山热力公司两台燃煤锅炉实现了标志性拆除，荥阳市完成了郑州市2020年大气攻坚任务中一项重要任务，全面实现了境内非电“燃煤锅炉清零”工作，为荥阳市的大气污染防治工作做出了重要贡献。每年可减少污染物排放100余吨。燃煤锅炉拆除现场根据郑州市政府、荥阳市政府及郑州市生态环境局《关于印发郑州市2020年大气污染防治攻坚战实施方案》要求“10月底前完成坛山热力燃煤锅炉拆改”的精神，郑州市生态环境局、荥阳市政府领导多次到坛山热力公司进行调研，现场指导工作，坛山热力公司领导也高度重视两台锅炉的拆改工作，积极响应，经充分调研论证及征求上级意见，决定改用天然气。工作人员对烟道进行切割分离目前，该公司已进入紧张的供暖前准备工作，2台锅炉煤改气项目可行性研究报告编制正审核，后续将对项目的环评、能评报告审核批复。2台锅炉整体改造工作，坛山热力公司计划于2021年3月份供暖结束后全面实施，拆除改造工作同时进行。全面改为天然气，为荥阳市的蓝天工程做出应有的贡献。（荥阳政务新闻热线：13213155378，投稿邮箱：472061029@qq.com）【来源：河南联播】声明：转载此文是出于传递更多信息之目的。若有来源标注错误或侵犯了您的合法权益，请作者持权属证明与本网联系，我们将及时更正、删除，谢谢。 邮箱地址：newmedia@xxcb.cn

□“气化乡村”联合调研组党的十九届五中全会提出：“把乡村建设摆在社会主义现代化建设的重要位置。实施乡村建设行动，强化县城综合服务能力，把乡镇建成服务农民的区域中心。统筹县域城镇和村庄规划建设，保护传统村落和乡村风貌。完善乡村水、电、路、气、通信、广播电视、物流等基础设施，提升农房建设质量”。“气化乡村”意味着实现乡镇和行政村天然气应通则通“全覆盖”，让农村群众用上清洁、省钱、方便的新能源，让农村生态环境获得持续改善，“煤改气”工程是“气化乡村”的重要抓手。加快推进“气化乡村”，是全面贯彻党的十九届五中全会精神，全面推进能源生产和消费革命，扎实搞好农村人居环境整治，改善农村基础设施建设，推动乡村振兴和生态文明建设的重要抓手，是一项利国利民的重大民生工程。天然气是一种优质高效、绿色清洁的低碳能源，“十三五”以来，我国天然气消费量快速增长，2019年全国天然气表观消费量达到3064亿立方米，是2015年的1.59倍；预计到2030年全国天然气表观消费量达到4800亿立方米，人均天然气消费量将从2019年200立方米左右增加至400立方米以上，天然气消费量由主要是城市居民用气逐步向城市和乡村居民用气并重转变，且天然气消费增量主要来自乡村居民。可以说，未来的十年将是乡村天然气最有发展机会的黄金十年。河南作为全国重要的粮食和农业生产大省，农村范围广、农业人口多，拥有46098个行政村、5267万农村人口，全面推进乡村“煤改气”，实现天然气进村入户全覆盖，工程体量庞大，推进责任重大。省委、省政府高度重视乡村“煤改气”工程，积极探索推进“政府+企业+金融”的发展路径，通过天然气表前免费安装迅速打开市场，让更多乡村百姓用上清洁能源，走出了一条具有河南特色、把强县和富民统一起来、改革和发展结合起来、城镇和乡村贯通起来的“气化乡村”新路子。在我省推进“气化乡村”过程中，豫天新能源公司作为全省天然气的龙头企业之一，率先在兰考、民权、台前等县推进乡村“气化”，探索形成了“政府引导、融企合作、市场运作、统筹推进”的发展路径，在推动全省类似区域“煤改气”中具有较强的示范借鉴意义。课题组基于豫天公司的样本数据，通过实地走访和座谈，对全省加快推进“气化乡村”进行了深入研究，并提出相应的对策建议。1 言约旨深“气化乡村”的重大意义（一）“气化乡村”的时代背景“气化乡村”意味着实现乡镇和行政村天然气应通则通“全覆盖”，让农村群众用上清洁、省钱、方便的新能源，让农村生态环境获得持续改善。“煤改气”工程作为“气化乡村”的重要抓手，在推进乡村能源革命，助力污染防治攻坚，促进乡村振兴高质量发展中发挥着重要作用。为加快推进乡村“煤改气”，国家和我省先后出台了一系列宏观性的战略规划、行动计划、部门规范性文件，鼓励、规范和引导其实施发展。1.从国家层面看，以全面推进“煤改气”建设美丽中国。生态文明建设是关系中华民族永续发展的根本大计。大气环境是生态环境的重要组成部分，加强大气污染防治是改善生态环境质量的重要举措。2013年国务院发布的《大气污染防治行动计划》将“煤改气”工程列为加强大气污染综合治理的重要举措。2014年国务院印发《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》，提出发展天然气等清洁能源，降低煤炭消费比重。2016年，习近平总书记在中央财经领导小组第十四次会议上明确指出：宜气则气，宜电则电，加快提高清洁供暖比重，正式拉开“煤改气”序幕。同年，国务院印发《“十三五”生态环境保护规划》，在京津冀等“2+26”城市（“2+26”城市：京津冀大气污染传输通道，包括北京，天津，河北省8个城市：石家庄、唐山、廊坊、保定、沧州、衡水、邢台、邯郸，山西省4个城市：太原、阳泉、长治、晋城，山东省7个城市：济南、淄博、济宁、德州、聊城、滨州、菏泽，以及河南省7个城市：郑州、开封、安阳、鹤壁、新乡、焦作、濮阳）中推行“煤改气”工程，取得了良好效果。2017年，党的十九大将建设生态文明提升为中华民族永续发展的“千年大计”，要求树立和践行绿水青山就是金山银山的理念，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。同年，国家发展改革委、国家能源局等10部门联合印发《北方地区冬季清洁取暖规划（2017—2021）》，配套出台《北方重点地区冬季清洁取暖“煤改气”气源保障总体方案》。2018年，国务院印发《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，明确“煤改气”要坚持“以气定改”、循序渐进，保障重点区域、领域用气需求。围绕“煤改气”中心工作，国家各部委也制定了相关配套政策，健全和完善供暖阶梯价格制度，加强天然气储气调峰能力建设，建立保障天然气稳定供应长效机制，深化石油天然气体制改革等；先后发布《关于做好“煤改气”工程质量和运行安全有关工作的通知》《关于印发农村管道天然气工程技术导则的通知》。《国家乡村振兴发展战略规划》围绕推进乡村“五大振兴”，明确提出“完善农村能源基础设施网络，推动供气设施向农村延伸”。“十四五”时期，伴随着我国经济社会发展水平提高，为更好满足人民日益增长的美好生活需要，我国能源供给体系将加快向更加清洁更加高效转变，农村燃料将逐步实现全域清洁化。2.从全省层面看，着力打造“气化河南”2.0版。“十二五”以来，河南省进入工业化城镇化加快发展的阶段。2010年《河南省城乡建设三年大提升行动计划》中首次提出“气化河南”工程，明确提出：“2012年西气东输二线新增用气城市建成完备的燃气配套设施，全省设市城市燃气普及率达到75%、县城达到40%，实现城市燃气设施向重点镇延伸；2015年基本实现‘县县通’”。《河南省国民经济和社会发展第十二个五年规划》提出“实现95%以上县（市）城区及部分镇（乡）用上管道气，城市居民燃气普及率达到85%以上”。2014年《河南省蓝天工程行动计划》要求加快清洁能源替代利用，推进“气化河南”工程建设。省委、省政府高度重视此项工程。“十三五”时期，全省能源结构加速向低碳、清洁、高效转型升级。《河南省国民经济和社会发展第十三个五年规划》明确提出，到2015年全省基本实现管道天然气县县通。同年，省发改委、省财政厅、省环保厅等多家单位联合印发《河南省天然气替代煤专项方案（2016—2020年）》，提出加快推进能源结构优化，建立天然气替代煤推进长效机制。2017年，省政府下发《关于印发河南省2017年持续打好打赢大气污染防治攻坚战行动方案的通知》等文件，要求“大力实施‘煤改气’工程”。2018年，《河南省乡村振兴战略规划》明确提出实施“双替代”工程，在天然气管网覆盖到的乡村推行气代煤，在天然气管网未覆盖的乡村全面推行电代煤。2018年，围绕破解在推进乡村“煤改气”过程中存在的投资大、回报慢、施工条件差等瓶颈，河南省设立了河南煤改气清洁能源基金（总规模100亿元）——河南豫资天伦新能源投资基金中心（有限合伙），成立煤改气基金专属投资平台——河南豫天新能源有限公司，推动“政企融”联合发展，探索走出一条适合我省实际的“气化乡村”路径。预计到2025年，全省将完成1000万户的农村煤改气工程，每年可替代燃煤400万吨，分别减少二氧化碳、二氧化硫、粉尘等排放530万吨、4.6万吨、148万吨（相当于全省小型汽车年排放量的23%、全省二氧化硫减排目标的15%）。随着以豫天新能源为龙头的天然气公司的全力推进，河南省天然气基础设施建设不断完善，城乡用能方式发生重要转变。2017—2020年，全省累计完成“气代煤”供暖548万户，基本形成“多气源供给(多气源供给：在天然气气源供给上，形成了以西气东输一线、中原油田、河南油田为主，以南阳沼气、义马煤制气和省内煤层气（煤矿瓦斯）、山西煤层气、生物质制气为辅助的供给局面)、多业主使用（多业主使用：在消费结构方面，形成城市和乡村生活用燃气、工业和农业生产用燃气等多个消费渠道）、多元化运营（多元化经营：在运营主体上，形成了中央企业、省内国有企业、民营企业多元化的运营格局）”的天然气发展格局，实现省辖市城区、县（市）城区“2个100%”全覆盖。（二）河南“气化乡村”的战略意义当前，我省经济已由高速增长阶段转向高质量发展阶段，正处在转变发展方式、优化经济结构、转换增长动力的攻关期。全面推进“气化乡村”，是全面贯彻党的十九大精神和习近平总书记调研指导河南时的重要讲话精神，坚持把解决好“三农”问题作为重中之重，坚持农业农村优先发展，按照产业兴旺、生态宜居、乡风文明、治理有效、生活富裕的总要求，对于推动乡村新旧动能转换、实现全面振兴具有重要意义。1.“气化乡村”是充分体现以人民为中心，实现农村生活富裕的重大任务。习近平总书记在党的十九大报告中指出，中国特色社会主义进入新时代，我国社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾。人民群众不但期盼有更好的教育、更稳定的工作、更满意的收入、更可靠的社会保障、更高水平的医疗卫生服务，还期盼更舒适的居住条件、更优美的环境。“气化乡村”一头连着蓝天，一头连着民生，能够使乡村居民充分享用清洁能源方便与快捷，实现做饭“伸手有气”、洗澡“热水随来”的便利，切实提高乡村居民的生活水平和质量，全面建设“能遥望星空、看见青山、闻到花香”的全域美丽乡村。使用天然气还可以大幅节省乡村居民的生产生活成本，与清洁煤炭、电及液化石油气同等使用强度相比，使用天然气将每年为全省乡村居民节省约45亿元，能够真正助力实现全体城乡人民共同富裕和农业农村现代化，为解决新时代我国社会主要矛盾提供现实路径。调研组在郏县调研时，长桥镇窦堂村村民赵漫认为，“‘气化乡村’使越来越多的村民享受到清洁能源带来的红利。以前使用煤做饭，环境又脏空气质量又差；使用液化气做饭，一家五口一个月基本需要一罐气，最便宜也得用80元钱的液化气，又麻烦又费钱。天然气进村入户后，院子里不用堆煤，宽敞多了；燃气管道随时做饭随时有气，想什么时候洗澡就什么时候洗，还有安全阀和报警器，厨房既干净又安全；做饭用气花销也节省不少，划算得很！”2.“气化乡村”是推进乡村生态文明建设，打造宜居美丽乡村的必然选择。经过改革开放特别是党的十八大以来的实践探索，提高农民生活品质、保护好乡村生态环境、传承乡村独特乡土文化、重现乡村田园风光，建设“望得见山、看得见水、记得住乡愁”的美丽乡村，已经成为推进乡村发展的普遍共识。发展“气化乡村”能够充分践行“绿水青山就是金山银山”理念，推动秸秆、畜禽粪污等乡村有机废弃物发展生物天然气，既能有效保障气源，又能推进乡村自然资源加快增值，增强能源安全保障水平。同时可以统筹山水林田湖草系统治理，改变乡村过去靠燃煤取暖、烧炭做饭的传统习惯，推动形成绿色发展方式和生活方式，支持乡村居民以清洁能源替代散烧煤，减少碳排放和大气污染，构建人与自然和谐共生的乡村发展新格局。调研组在兰考县调研时发现，兰考县紧邻黄河，地质疏松、风沙较大，雾霾天气时最差的能见度只有20米。为了全面打赢蓝天保卫战，兰考县在全国率先开展农村能源革命先导工程，全域开展“气化兰考”工作，推动兰考乡村用能结构“煤→液化气、电→天然气”升级更迭，使得兰考县优良天数明显增加，为兰考建设全域“美丽乡村”奠定坚实基础。在民权县调研时发现，传统农业大县拥有丰富的农作物秸秆、畜禽粪污等生物质资源。但在如何利用农业废弃物转换发展生物质资源，减轻生态环保压力，提升空气质量成为一道亟须破解的难题。豫天新能源公司规划建设了生物质发气项目，既有望实现对农村有机废弃物的转换，又为补给农村天然气气源提供可能。3.“气化乡村”是推动乡村产业振兴、构建新型城乡关系的重要路径。随着工业化城镇化快速推进，必须加快探索城乡融合发展体制机制和政策体系，从农民最关心和最容易突破的环节入手，加大农村基础设施和公共服务设施建设力度，尽快补上短板，形成工农互促、城乡互补、全面融合、共同繁荣的城乡发展新格局。加快推进“气化乡村”，能够推动城乡基础设施一体化布局建设，有效改善农村发展基础和居住条件，全面优化乡村发展环境，有利于吸引城镇人才、资本、科技、管理数据等要素向乡村流动，凝聚乡村发展人气。同时促进乡村新产业、新业态发展，实现乡村产业兴旺，让农业成为有奔头的产业，让农民成为有吸引力的职业，让乡村成为聚得住人、留得住人的美丽家园。调研组在郏县调研时发现，天然气的“进户入村”为乡村产业振兴给予极大支持。平顶山市德科机械锻造有限公司主要产品为锻件，锻件生产加工离不开加热。随着长桥镇的天然气开通，德科锻造的生产热源由电（煤）转为天然气，经济效益大幅提升。德科锻造的厂长冯自乾认为，使用天然气生产锻件，提升了设备的利用率，减少了劳动力的投入，安全清洁，随开随用，生产成本比使用电时降低了1/3。2 豫天实践推动“气化乡村”的积极探索河南豫天新能源有限公司成立于2018年7月18日，注册资本19亿元人民币，是由豫资控股60%、天伦集团占股40%共同设立的有限责任公司。自成立以来，河南豫天新能源作为全省煤改气基金专属投资平台，先后在许昌、兰考、尉氏、民权、郏县、台前等县（市）注册成立20多家(豫天新能源公司设立的县（市）子公司包括：许昌、兰考、尉氏、叶县、宝丰、舞钢、郏县、鲁山、嵩县、洛宁、新野、淅川、鹤壁、台前、卫辉、滑县、杞县、荥阳、民权、桐柏、三门峡、卢氏、夏邑、正阳等县（市）子公司。)子公司，按照“政府引导、市场化运作”的原则，以资本联合产业模式，借助亚行贷款和煤改气清洁能源基金，实现“表前免费安装、表后全方位服务、确保气源供应”，既不增加现有财政支出压力和居民用气成本，又充分降低融资运营和建设安装成本，推动“气化乡村”规模经营。豫天公司完成36亿元投资，敷设天然气管网2万公里，累计签约210万户，开工120万户，完工110万户。（一）先行先试，分类打造气化乡村“新样板”豫天公司在推进“气化乡村”的过程中，结合每个县（市）的特点，分类有序推进，形成了“多类型、多特色”的发展路径。截至2020年11月，仅兰考、民权、台前、郏县四县“气化乡村”工程涉及户数40.53万户，累计完工28.74万户，已完成“气化乡村”户数占全部户数的比重达到70.9%。其推进路径充分尤为典型、实施模式特色突出，逐步发展形成“气化乡村”的河南农村“新样板”。1.政府引导、超前谋划——兰考路径。兰考县是全国农村能源革命首个试点县，兰考县政府将“气化兰考”作为重点工作写入了政府工作报告。因此，兰考“气化乡村”的核心竞争力就是政企目标高度一致，双方执行配合好，能快速地让当地老百姓用上燃气。对原已获得乡镇燃气专营权但无力建设和运营的燃气公司，由兰考县政府出面协调，通过企业整合、转让等方式，将“气化兰考”的权限和任务交给了豫天新能源。豫天新能源“气化乡村”实行免费表前安装政策。截至目前，兰考乡村用户安装天然气（含灶具及所有安装用气费用）的成本相比城市用户节省了50％，每月燃气使用成本比液化气使用成本低约30%。兰考“气化乡村”路径的成功之处在于：一是政府引导，超前谋划、有序推进。“气化乡村”点多面广，涉及单位，推进难度较大。兰考县政府发挥全国首个农村能源革命试点建设示范县的优势，支持天然气公司间开展收购合并，选择实力较强的实施主体全面开展乡村燃气敷设工作。同时在推进“气化乡村”时，政府充分发挥引导作用，积极做好部门间、部门与乡镇间、企业与乡镇、村庄间的协调沟通，确保工程进展顺利有序。二是企业主导，提早介入、快速推进。天伦燃气作为兰考城市燃气的提供商，早早便已进入兰考，与兰考豫天在气源、业务和团队方面有天然的协同优势，为推进气化兰考提供了大量的经验参考和资源支撑，能够实现高效推进工程建设，快速实现燃气村村通。2.财政参股、统筹推进——民权路径。民权“气化乡村”的核心竞争力有两个：一是县财政参股，与豫天新能源共同推进当地燃气建设。县财政局独资的民权县发展投资有限公司拟参股10%，与民权豫天新能源共同进行投资建设实施民权“气化乡村”工程。民权县发投公司是民权县规模最大的国企，拥有投融资、建设、运营等多领域业务，对政府各项政策及规划能够快速了解和反应，是“气化乡村”项目实施的重要推进器。二是气源充足，确保乡村“气源”充足保障。民权县气源来自“西气东输”气源，能够确保乡村“气源”供应。民权“气化乡村”路径的成功之处在于：一是资金保障，统筹推进。农村幅员广阔，乡村空间布局形态为“散点分布”，行政村之间距离较远，农户居住相对分散。在推进“气化乡村”时，天然气管网敷设长度需要超过城市近10倍，才能够覆盖到近乎相同户数的居民。天然气管道建设成本高，安装距离长，普通的天然气公司很难承担得住如此大规模的投资成本。民权“气化乡村”通过“豫资优势+民企活力=豫天竞争力”的融合理念共同推进，始终坚持“规范运作、互利共赢、互相尊重、长期合作”的混合制基本原则，充分利用河南煤改气清洁能源基金（基金规模100亿元）、亚行低息贷款等，确保“气化乡村”工程实施的资金保障。二是政企合作，快速推进。县政府高度重视项目建设，实施手续、证照办理“直通车”制度，各级部门、各乡镇和村庄全力配合推进，在政府的宣传推广下群众的普遍接受度高。企业高效推进天然气管道及气表安装等工程，要求燃气沟道当天挖当天埋好，1天内完成单个村的管道铺设，10天完成气表安装、管道检测等工作。3.择优选择、强力推进——台前路径。台前“气化乡村”的核心竞争力主要包括：一是政府支持、企业快速响应。为加快推进“气化乡村”，台前县政府通过政府办公会确定开展试点，表示豫天新能源如在2019年年底前为当地4万户乡镇群众免费安装天然气设施，将通过竞争性谈判后授予其特许经营权获得市场准入。台前豫天“气化乡村”工程于2019年9月15日正式开工，仅用3个月的时间就为全县6万余户乡镇用户装上了天然气，远超预期完成。二是创新推出异业联盟合作模式。台前豫天新能源在经营过程中，创新性的与农商银行进行异业合作，由乡镇农商银行为天然气公司留出柜台，并提供一间房间储存抢险物资，实现老百姓不出村就能缴费，极大减轻了百姓的负担。台前“气化乡村”路径的成功之处在于：一是择优选择龙头企业进行试点。对现有乡镇天然气经营企业，因企业自身问题推进速度慢，经营规模较小满足不了农村用户用气需求的企业，政府解除对其特许经营权。择优选择资金技术实力雄厚、经营规模大、管理水平高、社会责任感强的豫天新能源公司开展“气化乡村”建设试点，完成试点任务再获得市场准入。二是全面宣传推介，提升群众认可度。在各个乡镇分别召开““气化乡村”项目启动”宣贯会议，短时间内让全县各级政府、群众都知道了乡村即将迎来天然气，得到各级政府和广大群众的高度认可。三是政企各司其职，加强然气基础设施建设。县政府积极协调管道气通气问题，加快推进濮阳―范县―台前输气管道通气，确保尽早通气。台前豫天新能源已于11月12日开始通气工作，截至目前已完成2184户通气。4.公开招标、分区建设——郏县路径。郏县“气化乡村”的核心竞争力主要包括：一是分业经营，对乡村天然气特许经营权公开招投标。郏县天然气城市燃气由平顶山市燃气公司负责建设，但其对乡村燃气涉猎较少，“气化乡村”工作推进较为缓慢。为加快推进“气化乡村”，2019年，郏县政府与平顶山市燃气公司协商，将其中6个乡镇的天然气特许经营权进行公开招投标。通过专家调研与深入论证，豫天新能源公司中标6个乡镇中的长桥、冢头、堂街3个乡镇，迅速成立郏县豫天新能源。仅半年的时间，完成了公司成立、前期材料采购、工程招投标、进场施工等工序，当年年底就完成了三个乡镇105个行政村的村内管道铺设工作，涉及3.7万户村民。目前长桥和冢头镇实现点火通气，堂街镇将在2021年上半年用上天然气。二是以天然气全覆盖为吸引点，积极招商引资。在推动乡村产业振兴时，县政府在招商引资时突出村庄天然气全覆盖的优势，积极招引工业企业。郏县“气化乡村”路径的成功之处在于：一是政府重视。郏县政府成立“气化乡村”协调小组，施工之前召集各个乡镇和相关职能部门的负责人举行了项目协调推进会，乡镇召集各村支书开会，分级传达“气化乡村”工程的重大意义，积极做村民工作，配合工程顺利推进。郏县发改委全程参与协调与配合，助推项目快速落地。二是村民认可接受度高。在政府的全力支持推进下，郏县村民高度认可、积极配合，如长桥镇天然气管道铺设和报装工作全部结束，报装率将近80%。（二）多方协同，形成具有豫天特色的发展模式“气化乡村”工程的推进，不是一蹴而就的，是个循序渐进、稳步推进的过程。豫天新能源在推进“气化乡村”时，充分借助政府机构的“力”、金融机构的“钱”、企业的“团队”和乡村居民的“愿”，结合自身特点，探索出一条形成具有豫天特色，“政府+金融机构+企业+市场”多方协同、合力发展的模式。1.政企协同，营造良好“气化乡村”生态环境。围绕破解“气化乡村”工程“圈而不开”“开而不建”“建而不通”的怪圈，豫天新能源积极主动与政府合作，联手共同推动“气化乡村”，实现政企协同合作“共赢”。一是政府主动作为、强化服务，全面赋能“气化乡村”高质量发展。政府部门紧密围绕“气化乡村”工程建设需求，积极协调各个职能部门工作，全面做好规划、环评、建设、投运等环节，加强与当地村委和村民沟通等，加快立项审批速度，创新监管和服务方式，确保施工规划与村庄建设规划精准衔接，为豫天新能源提供了更加优质细致的服务，助力“气化乡村”工程建得快建得好。如台前县“气化乡村”工程，在政府的大力支持下，从确定合作意向到开工建设仅用了短短20天。二是企业强化责任、快速推进，高标准严要求快节奏推进“气化乡村”工程建设。豫天新能源公司积极主动与县乡政府合作，严格按照政府要求的时间节点，高标准严要求快节奏推进工程建设，为推动乡村能源革命，补齐乡村基础设施短板贡献力量。2.融企合作，提供多维“气化乡村”资金保障。围绕破解乡村“气化乡村”建设投资大、投资回收期长的瓶颈，采取“国资平台+上市公司+金融机构”共同出资的多维方式，率先实现“表前零收费”，既保障“气化乡村”中的资金需求，又打消了村民使用天然气的前期负担。一是建立“国资平台+上市公司”混合所有制企业合作推进。豫天新能源作为河南煤改气基金的专属平台,充分利用豫资控股、天伦燃气等股东的投融资优势资源,不断拓展融资渠道，降低资金成本，推动市场化灵活运作，为“气化乡村”工程顺利实施提供坚强资金保障。豫资控股为省财政厅独资成立的省级投融资公司，重点支持全省新型城镇化建设、促进城乡一体化发展，是财政和金融对接的主渠道和支持市县投融资的主力军。豫资控股总资产超过3000亿元，拥有控股子公司62家，设立了省新型城镇化、一带一路、PPP开发、现代服务业等多个千亿级规模的基金，资金实力雄厚。天伦燃气为香港主板上市公司，是全省唯一一家创立于河南、管理总部位于河南的全国性城市燃气上市公司，连续多年获得福布斯“中国最具潜力上市公司”、中国证券“金紫荆”奖中“最具投资价值上市公司奖”，2020年获得“最佳基建及公共事业股公司”奖。豫资控股和天伦燃气雄厚的资金实力是豫天新能源公司加速推进“气化乡村”的重要保障。二是政策性银行低息贷款的助力实施。为加快推进乡村清洁能源发展，构建安全清洁高效的现代城乡能源体系，促进空气环境质量改善，豫天新能源以资本联合产业模式,积极与国家开发银行、亚洲开发银行等政策性银行合作，申请国家低息贷款，助力“气化乡村”工程实施。2018年国家开发银行河南省分行与豫资公司、天伦燃气共同签署《开发性金融合作协议》,由国家开发银行提供1∶4的长期资金支持，使得可使用资金达到500亿元。2019年,为继续支持改善我国大京津冀地区的空气质量，亚洲开发银行为河南省清洁燃料转换项目提供3亿美元规模国家主权贷款，以中原豫资投资控股集团有限公司为贷款主体，提供低息贷款，贷款期限长达25年。预计到2023年、2030年将分别覆盖全省320万户、450万户乡村住宅用户。政策性贷款有助于缩短豫天新能源公司在“气化乡村”项目中的投资回款周期、降低财务成本，为豫天新能源顺利推进乡镇“气化乡村”工作提供强有力的资金支持。3.市场运作,提供专业高效的“气化乡村”全链条服务。豫天新能源在推进乡村“气化乡村”建设中，充分借助天伦燃气在城市燃气发展中的实力和经验，提供集天然气生产、运输、销售、维护、宣传、售后服务等一条龙全链条服务，快速推进“气化乡村”建设并形成规模经营态势。一是建立专业的管理研发团队。天伦燃气是国内较早从事城市燃气业务的清洁能源综合服务商，主要开展燃气分销（城市燃气销售+长输管道燃气输送及销售）及燃气管道建设（工程设计及建设+城市燃气管道接驳）等业务。在发展城市燃气过程中，天伦燃气与中国科技大学、中国石油大学等国内燃气专业知名大学深入开展校企合作，建设工程技术和研发中心，组建一支以海外留学归国人员、公司高管成员、国内知名燃气专家、燃气行业资深人士为主的管理研发团队，为豫天新能源在推进“气化乡村”时提供了的人才支撑和技术保障。二是提供强大的气源保证支撑。天伦燃气城市燃气服务区域以河南为主，涉及云南、吉林、山东等15个省份的64个城市，拥有51座加气站、6条运营（在建）的长输管线、1个LNG工厂。天伦燃气与中石油、中石化签订有供气协议，可以积极协调落实管道天然气供应，后续可根据实际用气增量签订补充协议。近年来，积极开发乡村燃气市场，具备“气化乡村”管道建设、接驳、气源等明显的规模优势和先发优势。凭借天伦燃气现有的区域网络为豫天新能源快速推进“气化乡村”提供有力的燃气设施建设和气源保障。此外，为进一步加快全省乡村有机废弃物的转化利用，豫天新能源谋划实施生物质天然气项目，预计到2030年，在全省建成3个生物制气厂，总产气能力达到5100万立方米/年左右。生物制气项目的实施将为“气化乡村”工程提供气源补给。三是打造专业运营服务团队，建立统一有序的“气化乡村”售后服务市场。为保障乡村用户安全放心的使用上经济便捷的天然气，豫天新能源在乡镇建立服务站、农村建立便民服务点，各站点配备专业化的天然气运营人员，负责燃气管道的日常巡检、维护和用户的入户安检；另外建立有统一的400服务热线，24小时不间断为用户解答疑问、排除隐患，实现“电话一响，服务到家”的全方位服务。为便于乡镇用户充值缴费，豫天新能源不仅实现了微信、支付宝等缴付方式，还积极与当地金融机构合作，提供镇、村一级的缴费点，利用充值宝小设备，用户足不出户也可实现燃气缴费充值；同时，充分考虑到老年人的缴费感受，豫天新能源提供免费上门服务，让用户享受到企业的精细化服务；此外，豫天新能源还采用了多种便于乡村用户理解和接受的宣传形式进行天然气安全使用知识宣讲，例如喇叭广播、画板报、写标语等，全力构建更加完善、高效、可靠的“气化乡村”售后服务新体系。4.专注乡村，持续提升服务“三农”能力。豫天新能源公司聚焦乡村振兴发展,在探索免费安装、发展生物质制气等领域率先推进，有效吸纳了乡村就业，保护了妇女权益。一是探索推进“免费安装”。在全国“气化乡村”进程中，豫天新能源是唯一一家为乡村居民用户全额免除燃气接驳费的公司，累计为农户节省燃气初装费用33亿元，既减轻了政府的财政压力，又减少了村民的生活成本。豫天新能源推进乡村“气化乡村”，有力支撑了当地乡村产业振兴发展，提升了当地居民收入。二是探索发展生物质制气。豫天新能源公司积极探索发展生物质制气，既有效利用秸秆、畜禽粪便等乡村有机废弃物，提升空气环境质量；又从根本上实现农村燃料向清洁化转变，促进当地政府实现年度煤炭消减总量标准。三是积极吸纳当地就业。豫天新能源在“气化乡村”的设计、施工、维护、服务等阶段，积极吸纳当地劳动力，该项目2018年发展至今，最高拉动就业约2万人，有效解决了当地部分老百姓的就业问题。在新增就业中女性就业人口占比约20%。在2020年疫情影响的情况下，豫天新能源公司还解决约5000人的就业问题，有效助推了全省的复工复产。四是全面保障女性权益。长期以来，农村妇女多是“围着锅台转、围着家务转”，用煤做饭、洗衣、洗澡，耗费了农村妇女大量的时间和精力。豫天新能源推进“气化乡村”，有效提升了乡村妇女洗衣做饭效率，大幅缩短农村妇女做家务的时间，同时，豫天新能源计划在2022年以前，实现女性工作人员的比例从2018年的15%提高到30%，提升乡村女性就业率，保障乡村女性权益。保障乡村女性权益。3 察势定策发展面临的困境挑战及对策建议（一）“气化乡村”面临的困境挑战目前，我省“气化乡村”在推进中存在规范化管理缺失、项目推进缓慢、推广模式不符实际、发展市场混乱等问题。加快推进“气化乡村”是项既紧迫又艰巨的发展任务。1.“气化乡村”供需矛盾突出，加速发展迫在眉睫一是从“气化乡村”需求量看。河南省是人口大省、农业大省，农村数量多、农村人口多。2019年，全省拥有1173个镇、618个乡、45653个村民委员会，乡村人口为4511万人，占全省总人口的46.79%。在全省农户做饭取暖使用的生活能源中，主要包括使用煤气、天然气、液化石油气、煤炭、沼气和太阳能。其中：主要使用煤气、天然气或液化石油气的1262.65万户，占64.3%；主要使用电的989.51万户，占50.4%；主要使用煤的333.34万户，占17.0%；主要使用沼气的17.19万户，占0.9%；主要使用太阳能的5.31万户，占0.3%；主要使用其他能源的4.29万户，占0.2%。据预测，全省需要进行“气化乡村”的乡村居民用户约有1019.11万户，年需要燃气量约2.4万亿立方米。二是从“气化乡村”供给量看。河南省地形地貌特征复杂，拥有平原、丘陵、山地等多种地貌，形成“大分散小集聚”的乡村分布格局,镇村分布空间较散,敷设天然气管网的投资成本较高，建设难度较大，造成部分县市“气化乡村”存在“圈而不开”“开而不建”“建而不通”的现象。截至目前，全省仅有10.2%的村通天然气，乡村煤改气依然有巨大的发展前景。2.“气化乡村”投资大而收益缓慢，面临“钱从哪里来、设施怎么建”等挑战一是“气化乡村”资金保障不足的挑战。“十四五”时期，全省实现“气化乡村”全覆盖需要敷设至少40万公里。目前，乡村天然气管网一般由获得特许经营权的企业自行建设，如此大规模的投资，一般的燃气公司根本承担不起，推动“气化乡村”的资金保障难度较大。二是乡村燃气设施建设环境复杂、建设难度大的挑战。目前，我省乡村开展了多轮乡村建设规划的编制。但大多数村庄的给水网、污水网、电网、互联网光纤等，均由不同的部门进行建设管理，在推进农村基础设施建设时，缺乏部门间统一规划，导致各自建设自己，各种管网间存在互相交叉，在推进天然气管网建设时经常出现需要破路、跨线等多种方式进行建设，带来极大的沟通协调、铺设管理和维护成本。此外，在政府的大力宣传引导下，村民对天然气进户的接受程度较高，村庄内部的管网敷设相应容易方便。但村与村之间、村庄与城区（镇区）间的天然气管网更需要与市（县）交通、给排水等多个部门进行衔接，在推进中存在一定困难，导致出现村庄内管网基本全建设，村庄外管网仍留有空白的现象。3.“气化乡村”缺乏有效的法律法规和规范标准，市场化改革进展较慢一是缺乏推进乡村燃气发展的政策条例。目前国家实施的《城镇燃气法管理条例》只规定城市燃气，对乡村的燃气市场管理没有明确的法律规章。“气化乡村”时存在适用政策规定不清晰、市场管理和运行不规范等问题。二是缺乏明确的乡村燃气主管部门。乡镇市场的天然气主管部门部分在发改系统、部分在城建系统、部分在城管系统，对行业的长期发展带来不利影响。三是缺乏公平的市场竞争环境。特许经营权在招投标时，企业间恶性竞争，部分没有实力的民营小公司通过低价获取燃气特许经营权后，不开工铺设管道，或者只铺设部分主线管道，进村入户迟迟不开工建设，导致有实力有意愿的公司进入不了乡镇市场进行优质服务，造成特许经营权的严重浪费。四是缺乏天然气价格市场调节机制。目前天然气市场还是政府定价，难以通过价格机制实现天然气资源在区域间、时间、用户间的优化配置，不利于提高相关企业的服务积极性和服务品质。（二）它山之石：外省经验借鉴目前，四川、重庆、海南等省份围绕推进“气化乡村”，在制定法律法规、制定发展规划、实施方案或行动计划，放开特许经营权、建立考核办法等领域先行先试，走在全国前列。主要经验做法包括：1.四川、贵州、重庆：列入国民经济和社会发展规划，加强发展引导。以四川省为例。为了深入贯彻落实西部大开发国家战略，四川省政府在第十个国民经济和社会发展五年计划就提出要“气化全川”，初步目标是2005年天然气使用普及率要达到80%，省政府对这项“民生工程”建立了对各级政府的目标考核制度。其中规定，30个平原县规划用气的乡镇通气率要达到80%以上，65个丘陵县全县规划用气的乡镇通气率达70%以上，32个盆周山地县全县规划的乡镇通气率达60%以上，乡镇公建及商业用气量占居民用气量10%以上。此后,《四川省大气污染防治行动计划实施细则2017年度实施计划》明确要稳步推进“气化全川、电能替代、清洁替代”，除阿坝州、甘孜州、凉山州及攀枝花市以外，城市近郊及乡镇居民生活用气普及率达到90%以上。《中共四川省委关于推进绿色发展建设美丽四川的决定》和《中共四川省委四川省人民政府关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的实施意见》等文件都对“气化全川”作出了新的部署和要求。通过强有力的推动，四川乡村天然气的使用普及率一直走在全国前列。2.海南：制定“气化乡村”行动计划，明确推进实施目标。海南为高水平建设“国家生态文明试验区”和绿色能源岛，在全省推进燃气下乡“气代柴薪”，《海南省燃气下乡“气代柴薪”三年行动方案2019-2021年》，在打造特色经营权限制上先行先试，加大财政补贴力度和督导考评，确保“气化乡村”全面推进。一是打破特许经营限制。按照管道燃气特许经营协议企业的授权范围，分门别类进行管道限期铺设，包括有优先权铺设乡镇管网、无意愿铺设乡镇管网的限期收回、无法完成限期退出、提前或超额完成年度目标的给予奖励等多种措施加快项目实施。此举为率先在全国打破了特许经营限制，让真正有实力、有投资乡村“煤改气”意愿的燃气企业能够参与乡村市场开发。二是加大财政补贴力度。海南省对农村户籍的居民用户、管道燃气建设项目实行3年的省市县财政补贴。三是制定燃气专项规划。各市县综合考虑制订、完善本行政区域的燃气专项规划，编制实施方案，并报省住房和城乡建设厅备案。每年12月各市县政府组织开展本地区年度任务完成情况的检查验收，并报省住房和城乡建设厅备案，省住房和城乡建设厅按照验收标准，组织相关部门或委托第三方评估单位对执行情况进行评估验收。四是加强督导考评。通过明确各个省直部门各市县政府的责任，强化属地管理、分级负责，通过督导检查、年终考核、第三方测评等多种手段加强督导考评。通报批评没有按计划完成建设目标任务的市县，约谈问责相关领导，验收结果作为省政府对市县政府考核的重要依据之一。（三）对策建议“气化乡村”是基础设施工程、系统性工程和民生工程。需要在政府部门的强力引导和支持，坚持规划引导、强化法律支撑、明确实施时序、协调部门职能、加大创新支持力度等，有步骤有节点稳步推进。充分借鉴外省（市）发展经验，依托我省乡村“煤改气”发展基础和优势，对全省推进“气化乡村”建议如下：——强化规划引导，把“气化乡村”纳入全省国民经济和社会发展“十四五”规划。坚持规划先行，充分发挥国民经济和社会发展规划的引导作用，把“气化乡村”纳入省“十四五”规划，在“十四五”时期给予行业发展支持。创新规划理念和编制方法，编制《河南省乡村天然气发展专项规划》（以下简称《专项规划》）。《专项规划》内容包括：明确到2025年，全省及各省辖市、直管县（市）乡村天然气的发展目标、项目布局和实施路径，要求全省乡村气化率达到50%；同时，为保障全省乡村气源的稳定性，对燃气长输管线进行科学规划。深入推进“多规合一”，实现专项规划与国民经济社会发展总体规划、城乡总体规划、土地利用总体规划、基础设施和公共服务设施等规划的有机衔接，实现“一张蓝图绘到底”。——强化实施保障，修订全省城镇燃气管理办法。修订《河南省城镇燃气管理办法》，将乡村燃气建设运营相关内容纳入其中，明确乡村燃气规划建设、供气保障、经营服务、燃气使用、安全管理、法律责任等，加强乡村燃气管理，推动我省天然气建设运营和管理步入法制轨道。——强化组织保障，制定全省乡村燃气发展的实施方案或三年行动计划。一是成立全省“气化乡村”的管理领导小组，由常务副省长任组长，发改、交通、住建、自然资源、城管等各相关部门参加，统一规划、协调和实施“气化乡村”各项建设工作。二是制定《河南省天然气“气化乡村”实施方案》和《河南省天然气“气化乡村”行动计划》，明确“气化乡村”的实施路径、重点项目和责任单位。三是省市县乡政府联动推进实施。省、市、县政府重点加强对燃气工作的领导，建立健全燃气管理工作机制，协调推进各区域内的“气化乡村”工作。乡镇政府重点抓好落实推进、宣传引导，确保项目建设顺利进行。各相关部门加强跨部门、跨层级统筹协调，为“气化乡村”分别提供土地、资金、审批、建设等服务。——强化要素保障，实现“气化乡村”的可持续发展。针对“气化乡村”中存在的资金、气源、人才等资源要素突出矛盾，加大创新支持力度，着力破解推进瓶颈制约。一是强化资金保障。加大财政资金引导支持力度，积极争取政策性银行对河南煤改气基金的配套贷款。全面整合农村基础设施建设资金，引导鼓励银行等社会资金进入，通过财政补贴、政府奖励等手段支持专业的天然气运营商和服务商开展“气化乡村”建设。全面推进“国企+民企”“银行+民企”，探索发展多元化的融资模式。二是强化气源保障。加大域外气源入豫的规模，确保气源的稳定性和可靠性。积极探索发展生物质制气，对县（市）发展生物质制气给予一定的土地支持，确保项目建设落得下地。三是强化人才保障。积极引进培育管理类、研发类、运营类、服务类的专业人才，加快形成有利于推进“气化乡村”发展需求的人才支撑体系。——强化市场运作，创新特许经营权和融资模式。一是打破燃气特许经营权制约，在摸清家底的基础上，分门别类地对特许经营权进行有效整合和重新授权，通过政府招标、限期收回、公司参股、公司合并、协商转让等多种手段，有效盘活特许经营权，为有实力、有投资意愿、有普惠运营经验的市场主体参与乡镇煤改气、气化乡村的开发创造条件。二是充分释放市场主体的资源配置能效，壮大企业实力、加快项目建设，因地制宜、一地一策，全力推进“气化乡村”发展。——强化企业责任，提升推进实施能力水平。在推进“气化乡村”过程中，一是创新发展，企业要充分发挥实施者、推进者的积极主动性，积极创新管理模式、建设模式和运营模式，提高多元化的后期服务，持续推进“气化乡村”项目建设降本增效。二是安全第一，建立维护运营体系。建立燃气经营企业驻村安全员和村燃气安全协管员制度。燃气经营企业设立驻村安全员，负责农村燃气设施的日常运营维护和安全巡查，宣传燃气安全知识。燃气经营企业负责对村民安全使用天然气进行日常管理和培训。三是加强宣传，积极推介“气化乡村”。创新宣传形式，充分利用互联网等现代媒体广泛宣传“气化乡村”相关政策和生动实践，提升村民使用天然气的接受度和积极性，有序推进项目建设。预计到2025年全省将完成1000万户的农村煤改气工程，每年可替代燃煤400万吨，减少排放二氧化碳530万吨二氧化硫4.6万吨粉尘148万吨，相当于全省小型汽车年排放量的23%，全省二氧化硫减排目标的15%调研组成员：程传兴 河南农业大学新农村发展研究院院长、教授李晓沛 河南省发展和改革委员会产业研究所高级经济师、研究室主任芦 瑞 河南日报城市经济部副主任、主任记者郑广建 河南省政府发展研究中心博士编辑：张欢

如需报告请登录【未来智库】。1、天然气需求：从替代能源走向主体能源，增长潜力大全球来看天然气属于主体能源之一，中国天然气目前虽处于替代能源位置，但在加速前行。由于天然气在清洁性、经济性、安全性方面具有比较均衡的特征，且政策层面强调能源清洁性，加之今年以来进口天然气价格大跌，使得天然气竞争力得到加强。我们预计2020-2025 年，中国天然气消费增速 CAGR 有望达到 8%左右。1.1. 从替代能源向主体能源转变 天然气在经济性、安全性、清洁性方面比较均衡。清洁性方面，天然气是三大化石能源中最为清洁的，因为 CH4 碳氢比较少。经济性方面，热值价格介于煤炭和石油之间。能源安全角度，天然气对外依存度也介于煤炭和石油之间。在全球一次能源结构中，天然气的地位在不断上升，由 1980 年的 18%逐步提升至 2018 年的 24%，而石油则从 46%下降至 34%，煤炭稳定保持在 27%，未来天然气有望赶超石油和煤炭成为第一大能源。中国的情况类似，由于资源禀赋，煤炭一直是我国最大的主体能源，但地位在逐步下降，消费占比由 73%降至 58%。天然气虽然占比很小，但发展速度飞快，消费占比 3%增长至 7%。石油则稳定保持在 20%左右。美国的能源结构中，天然气占比同样在不断提升，由 26%提升至 31%。而石油和煤炭的占比在不断下降，分别由 46%下降至 40%、21%下降至 14%。1.2. 天然气需求增长呈现较强刚性 我们选取传统的消费区域欧洲作为代表分析天然气需求与气价的关系。我们测算天然气需求增速=1.4%+0.79*GDP 增速-0.3%*天然气价格宏观经济弹性：天然气需求增速与 GDP 增速正相关但弹性小于 1，GDP 增速每增长 1pct，对应天然气需求增速增加 0.84pct。价格弹性：天然气需求增对价格弹性更小，价格上涨 10%（对应涨幅 0.5 美金/百万英热），需求增速下降 0.15pct。即，天然气长期需求增长的刚性较强（截距项比较大），而对宏观经济波动、价格涨跌的敏感性不高。由于我国天然气正处在较快发展阶段，增速主要取决于 GDP 增速和政策驱动。且中国天然气需求和定价仍有很强的政策驱动属性，需求跟经济增速、价格之间的关系并不显著。两方面因素将推动中国天然气占一次能源结构比例提升：1）工业和居民“煤改气”。具体而言，居民煤改气跟随城镇化长期趋势。而工业煤改气则更容易受到替代能源比价关系影响，当前低气价环境有望加速主动替代。2）发电领域天然气占比提升，主要受到可再生能源调峰需求拉动，以及燃气轮机国产化进程推动。1.3. 具体下游领域分析 1.3.1. 工业领域：低气价有望发挥替代性 天然气作为工业燃料主要用于陶瓷、玻璃、钢铁、有色金属行业。随着天然气需求在我国稳定发展，工业用气量在逐年提升，2017 年已超过 1500 亿方。天然气在工业领域中的运用，经济性是重要的考虑因素，主要是与燃料油和LPG进行比较。在同热值条件下，随着近几年天然气价格的走低，经济性逐渐显著，目前天然气相比燃料油和 LPG 均有一定经济性。工业领域，天然气性价比显著提升。以燃气锅炉和燃煤锅炉为例比较，燃气锅炉单吨蒸汽成本一直显著高于燃煤锅炉，但是近期发生了一些变化。燃煤锅炉吨蒸汽成本长期在 100元/吨上下徘徊，目前煤价水平对应 102 元/吨蒸汽成本。燃气锅炉，如果按照工业管道气价 2.92 元/方计算吨蒸汽成本高达 357 元/吨。如果按照进口 LNG 现货作为成本，近两年的降幅则非常可观，17-18 年冬季 LNG 进口现货价高达 10 美金/mmbtu 的阶段，对应吨蒸汽成本都在 400 元/吨以上；而从 2019 年以来进口 LNG 供给宽松价格大跌，近期疫情影响需求国际 LNG 现货缺乏买家的状态下居然跌至前所未有的 2 美金/mmbut，对应吨蒸汽成本 118 元，已经与燃煤锅炉非常接近。工业领域：一些重工业领域，比如钢铁、非金属建材、化工等行业，煤炭的主要用途不全是燃料，而是作为原料或者还原剂，天然气在这些领域的替代性并不好。相反在一些轻工业领域，比如纺织、饰品饮料、医药等，天然气则体现清洁性、无需存储减少占地、供能更稳定等优势。近期的低气价更提升了竞争力。1.3.2. 居民领域：城镇化拉动长期增长 我国的城镇化水平在过去几十年里快速发展，尤其从上世纪 90 年代末期开始，城镇化率每年提升超过 1pct，2019 年城镇化率已突破 60%。虽然我国城镇化水平快速推进，但其中也暴露许多问题，如发展质量不高，城市之间发展不平衡等。未来中国将进入“新型城镇化”的轨道，将以城市群为主体，大中小城市协调发展，城镇化率有望不断提升。从发达国家的发展经验上看，我国城镇化道路还有很长的路要走。目前，世界主要发达国家的城镇化率都在 80%左右，相比之下我国的差距非常明显，若按照近几年我国每年 1pct的增速，也要 20 年左右的时间才可发展至发达国家的水平。城镇化发展带来的是天然气渗透率的提升。随着城镇化水平的提高，我国天然气渗透率已经由 21 世纪初的 3%提升到了目前超过 30%的水平。此外，天然气渗透率的提升还包括替代因素，天然气在城市燃气使用过程中逐步替代人工煤气和 LPG。以重量统计，目前城市燃气中天然气占比已接近 7 成。随着天然气渗透率的不断加强，全国用气人口与生活用量均在不断增长，2010-2017 年CAGR 分别达到 11%和 9%。截至 2017 年，全国用气总人口超过 4 亿人，其中 85%是城市人口，县城人口只占到 15%；居民天然气用量达到 420 亿方/年，意味着人均天然气用量达到105 方/年。根据《中长期油气管网规划》，到 2025 年全国城镇用天然气人口目标达到 5.5 亿，2018 年3.7 亿，CAGR 达到 6%，若人均消费量维持不变，则到 2025 年居民生活用气将达到 660 亿方。但这仅是考虑城市用气人口增长的情况下，若考虑“煤改气”政策下创造大量的农村用气需求，实际居民用量将远超 660 亿。对于农村“煤改气”用户，经济性是其首要考虑的因素，我们将天然气与煤和电进行经济性比较。从日常做饭的需求考虑，当前天然气与液化气经济性差不多，比用电便宜、但比煤贵；从采暖需求考虑，天然气比用电便宜，比用煤贵。因此使用天然气比用煤全年的费用高 1780（15*12+1600）元，对于初次使用天然气的农村居民来说，即便在有政府补贴的情况下，也需要时间来培养天然气的消费习惯。1.3.3. 发电领域：可再生调峰及低气价，将拉动燃气发电超预期增长 燃气发电发展缓慢，装机容量不断增加。我国的燃气发电起始于上世纪 60 年代，但发展速度缓慢，且主要分布在东部经济发达地区。近年来，随着燃气发电产业持续发展，燃气发电装机容量不断增加。除部分地区供热机组外，我国燃气发电机组多以调峰调频为主，采用昼开夜停的两班制运行方式。2018 年，我国发电装机容量约 19 亿千瓦，同比增长 6.5%，其中气电装机占比仅为 5%。新增装机中，气电占比约 7%。我国天然气发电装机总量保持持续增长状态，2014 到 2018 年复合年均增长率达 12%。截至 2018 年底，我国天然气发电装机容量 8941 万千瓦，天然气耗气量 512 亿立方米。可再生能源发电由于无边际成本、优先上网，是电力的基荷供给。传统火电承担着调峰任务，在需求端受到影响的时候，不但火电需求要承受更大波动，其面对的调峰难度也更大。从长期来看，天然气和煤炭在发电领域应该是一个零和博弈。但在可再生能源过度进程中，天然气具有优势。风、光为代表的可再生能源发电出力存在随机性和波动性。在可再生发电发展之初占比尚不高的阶段，通过煤电调节负荷进行调峰是可行的。随着可再生能源发电占比提高，需要更大的调峰深度。天然气发电经济规划灵活性高、调频快速、调峰深度优，对提高可再生能源发电消纳能力有重要意义。超低气价使得发电领域煤改气首次出现了经济上的可行性。1）美国电厂成本，天然气和煤炭的单位热值价格已经持平在 2 美金/百万英热左右，上一次出现这种情况时 2016 年上半年。2）亚太市场天然气现货价格跌至惊人的 2 美金/百万英热。相比之下，秦皇岛动力煤 370 元/吨，折合 3.3 美金/百万英热，已经比天然气价格高出 50%以上，这是 5 年以来首次出现该情况。1.3.4. 交通领域：天然气汽车具备经济性，但受气源制约 我国交通用气的发展主要取决于天然气作为交通能源的经济性。LNG 相对柴油、CNG 相对汽油都具备一定经济性，因此从经济性考虑，天然气在交通领域会有比较好的动力。并且在天然气汽车的行驶过程中，由于天然气燃烧热效率较高，并且不容易产生积碳，使得发动机汽缸内的零件磨损大大减少，从而延长发动机的使用寿命，这也会降低汽车的保养和运行费用，提高汽车使用的经济性。但是天然气作为交通能源，自身也有一定缺陷。由于天然气热值低，并且可携带燃料相对较少，因此一般行驶距离比燃油汽车要短，并且加气的频率相比加油要高，会造成时间成本的损失。虽然天然气作为能源相比石油具备一定经济性，但是天然气替代石油不仅仅是能源上的替代，还需要考虑天然气汽车相比石油汽车成本的比较，因此我们从出租车、公交车、重卡的成本方面来比较天然气汽车的经济性。针对出租车，用改装压缩天然气出租车代替传统燃油出租车，一年内在运营成本上的经济可行性优于电动车和传统燃油车，但在出租车使用年限内，电动出租车的经济性最优。针对公交车，第一年基本无法回收购车多余成本，但在公交车使用寿命的年限内，纯电动、压缩天然气汽车及液化天然气汽车的经济性均优于传统燃油车，其中压缩天然气汽车的经济性最优。液化天然气重卡的百公里运营成本要比普通燃油车低，但由于气源的问题，我国液化天然气价格差距较大，西北、西南地区推行较经济，华北、华南地区推行不能满足客户需求。截至 2018 年年底，我国天然气汽车保有量为 670 万辆，同比增加 10%；其中 CNG 汽车保有量为 626 万辆，同比增加 9%； LNG 汽车保有量为 44 万辆，同比增加 26%。近年来随着环保要求的提升，天然气汽车的发展面临更多机遇，天然气加气站乃至天然气汽车产业的发展在不断提升。天然气加气站分为 CNG 和 LNG，也有部分合建站，既可以加 CNG，又可以加 LNG，称为 L-CNG 站。2018 年底我国天然气加气站保有量在 9000 座左右，其中 CNG 站 5600 座，LNG 站 3400 座。CNG 加气站主要服务出租车和部分私家车，技术相对简单，在中国发展较早，数量较多，目前发展成熟，增速趋缓。LNG 加气站主要服务于重卡和公交车等商用车，技术较高，发展较晚。2. 天然气供给：国内加大勘探开发、海外进口能力扩张，共同拉动供给增速提升国产气在“十二五”阶段及“十三五”初期增速受到抑制，2018 年加大勘探开发以来，国产气增速有所提升。预计 2020-2025 年，供给能力增长超过 40%，尤以页岩气和煤层气作为增长主力。进口气方面，进口 LNG 随接收站规模提升而进口增速上行；进口管道气也将受俄气东线投产而不断增长。考虑俄气和新投产接收站产能需要爬坡，预计国内天然气实际增速可以维持 8%左右增长。2.1. 国产气：勘探开发提速，尤其是非常规资源 国产天然气的生产主要由“三桶油”来执行，2019 年“三桶油”国内天然气产量之和超过1400 亿方，占国内天然气生产总量的 82%。“三桶油”之中，陆上油气田的供给主要以中石油为主，而海上油气田的供给主要由中海油来完成。2019 年中国石油、中国石化国内天然气产量增速分别回升至 9.3%、7.2%。2.1.1. 页岩气 中国页岩气储量大，未来发展空间广阔。我国页岩气储量全球第一，目前年产能超过 100亿立方米，成为与美国、加拿大鼎足而立的页岩气生产大国。根据页岩气发展规划，2020年和 2030 年产量分别达到 300 亿方、800-1000 亿方，按照实际情况可能达不到原先规划，但仍将保持较快增速。自 2010 年中国产出第一立方米页岩气起，中国的页岩气开发就已经驶入了快车道。2018年，中国页岩气产量为 108.8 亿立方米，占天然气产量比重 6.7%，14-18 年 CAGR=70%。2018 年涪陵页岩气田页岩气产量为 60.2 亿立方米，川南页岩气田产量约为 41 万立方米，两地区页岩气产量占全国的 93%。中国页岩气产业工业区主要有四个：涪陵页岩气田（中石化）、川南页岩气田（中石油）、威（远）荣页岩气田（中石油、中石化）和长宁页岩气示范区（中石油）。从地域分布上看，主要集中在四川盆地东部及周边地区。我国海相页岩气可采资源占主体，埋藏较深，开发难度大。我国页岩气资源总量丰富，富有机质页岩类型复杂，其中海相页岩资源潜力最大，其次为海陆过渡相页岩，再次为陆相页岩。不同于北美页岩埋藏深度 1500-3000 米为主，我国页岩埋藏深度普遍大于 3500 米，开发难度大相对较大，且由于中国地形复杂，交通不便，基础设施落后，中国页岩气的发展面临着诸多挑战。页岩气开采单井衰退率高。与常规天然气井不同，页岩气井的特点是：1）页岩气井经由分段压裂后，最初产量与常规天然气井区别不大，但随后产量衰减较快，年衰减 60～80%不等；2）常规天然气井生产寿命长，采收率可达约 60%，页岩气井在 10%以下，一般为 5%。2.1.2. 煤层气 我国煤层气储量丰富，相关产业近年来发展迅速。我国煤层气储量约占世界煤层气总储量的 12%，居世界第三位。近年来，中国煤层气产量逐年攀升，2018 年达到 51.5 亿方，14-18年 CAGR=8.6%。根据《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》，“十二五”期间煤层气利用量年均增速 25.9%，预计在“十三五”期间年均增速 18.8%，保持高速增长。开发主体多元，规模化产区集中分布。煤层气资源主要集中在中石油手中，从产量上看基本形成中石油、中海油（中联煤）、晋煤集团三足鼎立的局面。沁水、鄂尔多斯盆地东缘是我国主要两大煤层气产业基地，两者产量全国占比 95%。煤层气的开发具有特殊的环保意义。我国明确在 2020 年单位国内生产总值二氧化碳排放较 2005 年下降 40-45％，煤层气（煤矿瓦斯）的温室效应是二氧化碳的 21 倍，加快煤层气（煤矿瓦斯）开发利用，可降低温室气体排放，保护大气环境。此外，如果我国实现煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划目标，将累计利用煤层气（煤矿瓦斯）至少 600亿立方米，相当于节约标准煤约 7200 万吨，减排二氧化碳约 9 亿吨。我国煤层气赋存条件复杂，煤矿瓦斯利用率低。我国聚煤时期跨度长、煤系分布广、聚煤盆地面积大。因此，我国煤盆地经历了多期次、复杂的地质构造与沉积旋回，导致了煤储层的厚度、埋深、变质程度、煤体结构、围岩类型等属性的强非均质性，导致煤层气成藏条件复杂，不同地质背景、不同赋存层位的煤层气开发模式不尽相同。就煤矿瓦斯开发而言，全国煤矿平均开采深度接近 500 米，开采深度超过 800 米的矿井达到 200 余处，煤矿瓦斯抽采规模小、集中度低、浓度变化大、埋藏程度深，加大瓦斯抽采利用难度。煤层气开采成本高，发展受政府补贴影响。按照 18 年国家给予的 0.3 元/方的补贴和山西省额外的 0.1 元/方的补贴，平均单井日产大于 800 立方米的项目具有盈利能力，单井日产500-800 立方米的项目处于盈亏平衡附近。自 2019 年起，煤层气不再按定额标准进行补贴，按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。因此未来大型煤层气公司随着开采量的提升，其经济性将日益显著。煤层气产业的发展受制于矿权管理等相关政策。煤层气与其它油气、煤炭在赋存空间上自然存在相互重叠现象，地面井采煤层气的审批权为国土资源部，煤矿开采审批权为部、省级政府。国土资源部只能管理由其发矿权证的煤层气单位，无权也无法对其他煤层气生产单位进行管理。这导致有关部门多年未批量设置煤层气矿业权，现有勘探开发区块面积小，产业发展规模受限。虽然国家规定有关企业“先采气，后采煤”，在现有体制下也缺乏有力的执行和监督。2.2. 进口 LNG：放开民营推动快速增长 进口 LNG 规模逐年增长，产能利用率已达上限。2015 年以来，我国进口 LNG 规模快速增长，由 15 年的 273 亿方快速增长至 19 年的 843 亿方，CAGR=33%。随着 LNG 进口量的提升，LNG 终端使用率也在不断攀升，70-80%基本可以认作是使用率的上限，在冬季供气紧张的情形下，使用率可以超出 100%的设计上限。接收站集中在“三桶油”手中，逐步对外开放。目前国内除新奥、广汇、深燃等少数公司已经建有接收站外，大多数接收站都集中在“三桶油”手中。按照产能划分，中海油体量最大，接近总产能一半。未来随着接收站总产能规模的扩大，将会有越来越多接收站对外开放窗口期，进口贸易的主体将会更加多元。进口以长协为主，现货贸易量快速增长。由于资源禀赋原因，我国 LNG 进口主要由“三桶油”承担，而且进口形式主要以长协为主，卡塔尔和澳大利亚是主要的进口来源，约占进口长协的 54%。但是近几年由于国际 LNG 市场供给宽松，市场现货价格的急剧下跌，或将长期维持低价的格局，越来越多进口商更倾向于现货的贸易形式。2019 年全球 LNG 出口终端 FID 数量估计超过 1600 亿方，超过上一轮的最高水平。其中美国的 Driftwood、莫桑比克的 Rovuma、卡塔尔的 5-8 期都是大型项目。美国的卖家想要更多出口到亚洲和欧洲市场。定价方面出现两大趋势：1）长协比例下降，合同更为灵活，2018、2019 年新签 LNG 出口合同中，没有固定出口目的地的灵活合同占比已经达到 69%、89%；2）新签长协价格下降，长协与油价挂钩公式的斜率从 2014 年的 13-14%下降到 2018 年的 11-12%。2.3. 进口管道气：增量来自中俄线 我国进口天然气管道主要有三条：中亚线、中缅线、中俄线。其中中亚线是我国最主要的管道气进口来源。2.3.1. 中亚管道 中亚线总共分为 ABCD 四条线。A 线于 2009 年 12 月投入运行，B 线于 2010 年 10 月投入运行。A、B 两线基本为同期双线敷设，起点在阿姆河右岸的土、乌边境，经乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，从阿拉山口入境，成为西气东输二线。AB 线全长约 1 万公里，是世界上最长的天然气管道。C 线于 2012 年 9 月全面启动建设，主要是为了保证乌兹别克斯坦对中国的天然气出口。线路总长度 1830 公里，与 A、B 线并行敷设，设计年输气能力 250 亿立方米/年，线路起于土、乌边境格达依姆，经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，在新疆霍尔果斯口岸入境。C 线与西气东输三线相连，提升中亚天然气管道全线输送能力至每年 550 亿立方米。D 线起始于土、乌边境，途经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦。与前三条线路不同，D 线不再从霍尔果斯入境，而是从与吉尔吉斯斯坦接壤的天山南麓与昆仑山两大山系接合部的新疆乌恰入境。这不仅在国家能源安全战略上有特殊意义，同时还能拉动南疆基础建设。D 线设计输气量为 300 亿立方米/年，与西气东输五线相接。D 线投产后，中国从中亚进口天然气规模将达 850 亿立方米/年。2.3.2. 中缅管道 中缅天然气管道由“四国六方”（即中国石油公司、韩国浦项制铁大宇公司、印度石油海外公司、缅甸油气公司、韩国燃气公司以及印度燃气公司）共同出资成立的东南亚天然气管道有限公司（SEAGP）建设，起点位于若开邦皎漂兰里岛，全长 793 公里，缅甸下载点设计输量 120 亿立方米，占管输量的 20%。中缅管道项目于 2010 年 6 月正式开工建设，包括原油管道项目和天然气管道项目，其中天然气管道于 2013 年投产运行，原油管道在 2017 年正式投产运行。截至 2019 年 12 月 31 日，中缅天然气管道安全已平稳运行 2260 天，累计向中国输气 247亿立方米，为缅甸下载天然气 41 亿立方米；2.3.3. 中俄管道 中俄天然气管道分为东西两条线，是继中亚管道、中缅管道后，向中国供气的第三条跨国境天然气长输管道。目前中俄东线已于 19 年底贯通，首期每年 50 亿立方米，初步计划 2023年全线投产后，每年供应量为 380 亿立方米。东线俄罗斯境内的西伯利亚力量管道起自科维克金气田和恰扬金气田，沿途经过伊尔库茨克州、萨哈共和国和阿穆尔州等 3 个联邦主体，直达布拉戈维申斯克市的中俄边境，管道全长约 3000 公里，管径 1420 毫米。管道一期工程建设自恰扬金气田至中俄边境管段，长度约 2200 公里，之后还将建设连接科维克金气田与恰扬金气田之间的管道二期工程，长度约 800 公里。中国境内的中俄东线天然气管道从黑龙江省黑河市入境，途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海 9 个省、市、自治区，全长 5111 公里。其中，新建管道 3371 公里，利用在役管道 1740 公里，全线分北段、中段、南段进行建设。已完成的北段工程包括一干三支，线路全长 1067 公里。3. 政策走向回顾和展望3.1. 需求侧政策 天然气需求政策在我国大致分为三个阶段：发展早期、“十二五”时期、“十三五”时期.早期由于天然气发展水平相对落后，政策主要侧重于对天然气发展的指导，引导天然气在产业内的合理利用。“十二五”时期对天然气发展提出具体目标，引导天然气需求高速发展。“十三五”时期则提出更高要求，“煤改气”政策成为了短期需求发展的主要动力。回顾我国的天然气发展历程，与天然气需求发展相关的政策主要分为两类：第一类是产业发展政策，从宏观需求上对于天然气的长期发展进行指导，并提出相应的发展方向和发展目标；第二类是“煤改气”相关政策，从能源替代的角度对天然气的短期需求产生影响。第一类产业发展政策，主要包括《天然气利用政策》以及“十二五”和“十三五”时期的能源发展规划与天然气发展规划。《天然气利用政策》明确了天然气的需求领域和利用顺序，将天然气下游划分为城市燃气、工业燃料、天然气发电以及天然气化工，并且具体细分为优先、允许、限制和禁止 4 个大类。能源发展规划和天然气规划则明确了天然气需求发展的长期目标，提出了 2015 年天然气占一次能源消费比重达到 7.5%、2020 年达到 10%以上等目标。2019 年天然气在一次能源消费占比接近 8%，距离目标还有一定差距。第二类“煤改气”政策，是为防治大气污染，以天然气替代煤来进行能源供应，对天然气需求有一定拉动。但“煤改气”政策也是造成 17 年底的“气荒”的原因之一，自 18 年开始，国家对于“煤改气”的态度虽有所放缓，更加强调保供的重要性，因此“煤改气”政策在短期内大幅拉动了天然气的需求增长，但是目前已逐步回归理性发展。3.2. 供给侧政策 由于我国天然气供给高度集中，且在天然气发展早期供给能力相对富裕，因此强调天然气供给发展的政策主要集中在“十二五”和“十三五”天然气高速发展的时期。相比“十二五”规划，“十三五”更加强调基础设施的重要性，对管网互联互通与储气能力要求更高。与供给侧相关的政策文件主要有三类：第一类是产业发展政策，从产量角度对于天然气提出发展目标与要求；第二类是基础设施建设规划，推进完善天然气基础设施，尤其强调保供的重要性；第三类是补贴与优惠相关的政策，包括了非常规天然气的生产补贴与进口优惠，给天然气供应商带来一定的经济性支持。第一类产业发展政策，主要包括各种常规气和非常规气的发展规划，最为重要的是《天然气发展“十三五”规划》强调 2020 年产量目标 2070 亿方，国内天然气综合保供能力达到3600 亿方以上。《页岩气发展规划（2016-2020）》提出“2020 年力争实现页岩气产量 300亿立方米；2030 年实现页岩气产量 800-1000 亿立方米”。《煤层气发展“十三五”规划》提出“2020 年煤层气（煤矿瓦斯）抽采量达到 240 亿立方米”。《生物质能发展“十三五”规划》提出“2020 年生物天然气产量目标 80 亿方”。第二类基础设施建设规划，加快油气管网和储气设施的建设，强调保供能力的提升以及管网的互联互通与公平开放。要求到 2020 年，供气企业要拥有不低于其合同年销售量 10%的储气能力；城镇燃气企业要形成不低于其年用气量 5%的储气能力；县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域日均 3 天需求量的储气能力。目前全国储气能力仅达到消费量的 5.7%，距离目标实现还有一定差距。第三类补贴与税收优惠政策：页岩气补贴由定额补贴逐步改为按开采利用量进行梯级奖补，按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补。煤层气补贴也自 19 年由 0.3 元/方的定额改为梯级奖补，按照“多增多补”的原则， 对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；对未达到上年开采利用量的，按照未达标程度扣减奖补资金。对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。另外，进口税收优惠的征收范围在逐步扩大，国家销售定价在逐步下降，意味着更多的增值税将返还给进口商。3.3. 定价政策我国天然气定价模式经历了政府定价、成本加成定价、市场净回值定价逐步向市场化定价转型。2015 年新一轮天然气价格改革要求“管住中间，放开两头”，即管住输配气成本和价格，放开天然气气源和销售价格，政府只对属于网络型自然垄断环节的管网输配价格进行监管，气源和销售价格由市场形成。定价政策导向有两大方向：一类是与价格机制相关的产业政策，推动我国天然气定价逐步迈向市场化；一类是对价格进行直接调控的产业政策，对价格的变化提出规范要求，引导产业利润的合理分配。市场化相关政策，主要将过去成本加成为主的定价方式转变为当前的市场净回值方式，通过对天然气门站价的管理来对天然气定价进行指导，进而逐步推进天然气市场化改革。第二类调控利润相关政策，对出厂价、门站价、管输价、终端气价等进行调控，引导天然气产业链利润分配更加合理。近几年尤其从利润率的角度，对管输价格和安装工程收费进行管控，天然气降价趋势明显。3.4. 国家油气管网公司成立，对天然气产业链影响展望随着国家管网公司的成立，天然气管网独立运营，我国将逐渐实现天然气产业的产、运、销分离，打通上游直销通道，下游委托运输的通道，向上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市场体系转变。上游供给多元化将逐渐形成2019 年 12 月，国家自然资源部发布《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见》，意味着其他企业进入天然气上游勘探开发领域的政策性壁垒已基本扫除，未来上游领域的参与主体将向多元化发展。管网公司成立后，将为新天然气生产商打通资源运输通道，但考虑到上游运行高风险、高投入、技术密集的特点，从中长期看，开放会导致竞争程度的上升，迫使企业提升勘探开发能力，增加产出。进口方面，管网公司成立的影响将更为显著，预计会有更多的企业到国际 LNG 市场进行采购，如城市燃气公司、电力企业、金融机构等“三桶油”以外的企业，从自主进口逐渐扩展到在海外获取勘探开发区块、成立贸易公司等，加快进口业务布局，延伸产业链，加速上游市场形成国企、民企、外企三方多元化竞争新格局。中游将形成国家管网公司与省管网并存格局 在中游环节多年改革的基础上，国家管网公司成立后，中游长输管网将形成“全国一张网”，由国家管网公司统一运营。然而，目前省管网与国家管网公司之间的关系尚未明确，且省管网公司在一定程度上掌握着省内天然气管网的命脉，地方政府、城市燃气公司、金融机构都对省管网公司充满兴趣。预计未来的一段时间内或将出现各路资金涌入省管网公司的局面，形成国家管网公司与区域管网公司并存的中游市场格局。例如，黑龙江省利用市场化公开竞争方式引入战略合作者，共建省管网公司，北京燃气、中国燃气、新奥能源、陕西燃气成功中标入股，辰能集团成为省属国有企业股东。下游市场或将引发并购整合浪潮 2019 年 6 月，发改委发布《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019 年版）》免去了“城市人口 50 万以上的城市燃气的建设、经营须由中方控股”，对外资彻底开放天然气城市燃气投资，城市燃气行业实现全面放开。外资企业将加速探路我国市场，通过独资、参股、合作等方式发展城市燃气业务。2019 年 11 月，申能集团和道达尔公司签署框架合作协议，将成立合资公司，共同开发长江三角洲地区市场。此外，上游企业积极发展终端城市燃气业务，延长石油和陕西燃气重组，开拓终端市场 ；中石化成立长城燃气，进入城市燃气领域。城市燃气公司业务多元化发展，向上游延伸，开展 LNG 贸易、煤层气勘探开发等 ；发展综合能源服务，布局发电、新能源业务。未来城市燃气领域市场竞争将加剧。3.4.1. 国家油气管网公司 国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）2019 年 12 月 9 日在北京正式成立，标志着深化油气体制改革迈出关键一步。国家管网公司的主要职责是负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施的投资建设，负责干线管道互联互通及与社会管道联通，形成“全国一张网”，负责原油、成品油、天然气的管道输送，并统一负责全国油气干线管网运行调度，定期向社会公开剩余管输和储存能力，实现基础设施向所有符合条件的用户公平开放等。国家管网公司成立前，国内天然气管网主要由“三桶油”运营。中石油运营西气东输管道系统、陕京管道系统、涩宁兰、长吉线等长输管道，总里程约 5.43 万公里，约占全国天然气长输管道的 71%，基本覆盖了全国除西藏自治区、海南省外的大部分省市。中石化天然气管道主要集中于东部地区，包括“川气东送”、榆济输气管道、山东管网和珠海横滨输气管道 4 条天然气管道，总长度为 4546 公里，约占全国天然气长输管道的 6%，管网覆盖面积较有限。中海油管道资产较少，共 8 个长输管线项目，支干线管道总长 4163 公里，约占全国天然气长输管道的 5%，主要分布在广东、福建、海南、浙江、山东 5 个省。此外，内蒙古西部天然气股份有限公司、大唐集团、张家口应张天然气等公司运营少量长输管道，包括长呼线、长呼复线、阜沈线（阜新—沈阳）、应张天然气管道等。3.4.2. 省管网公司 作为我国天然气管网系统重要组成部分，省级管网公司是我国重要的天然气运输商、承销商，有的还是本省（市）内天然气的供应商，省级管网公司的发展对于我国天然气产业的发展具有重要作用。目前全国有 20 多个省份组建了 30 多家省级天然气管网公司，主要职责为统一规划、建设及运营管理省内天然气管网及承担天然气输配、购销业务等。目前还有新疆、西藏等少数省份并没有建立自己的省网公司，其省内的天然气输配业务主要由上游资源方旗下的管道销售公司直接供应。目前全国省网公司，参股最多的是中石化，参股及了 10 家省网公司，其次是中石油 8 家，中海油 6 家。从经营模式的角度出发，省级管网公司模式可大致归纳为四大类：代输、统购统销、开放型、一体型。“统购统销”模式下，省级管网公司具有两种身份：当面对的客户是城市燃气企业时，是批发商的角色；当面对的客户是工业等直供用户时，扮演零售商的角色。除浙江省外，国内其他地方，如果气源比较单一，政府推行力度不大，实行“统购统销”的模式难度很大。“代输”模式下，省级管网公司相当于增加一个身份：具有一定代输（承运）功能的批发商。例如，广东省实行代输模式，一方面赋予广东省天然气管网有限公司买卖气的权利，省管网公司可以统筹采购并销售给城市燃气公司等终端用户；另一方面，广东省内发电、工业等具有一定规模的大用户也可选择直接与供气商签订合同，由省管网公司提供代输服务，收取管输费。“开放型”模式下，省级管网公司主要体现为一种身份：运输商。例如，江苏省实行开放型管网运营模式，天然气从省门站到终端用户产业链环节较少，上游供应商可直接为电厂及化工用户直供。“一体型”模式下，省管网公司同时集三种身份于一身：批发商、零售商与运输商。例如，上海境内高压管网负责从管网主干线直接接气进入城市门站，事实上承担了省级管网功能，这类管网公司尽管承担省级管网职能，但被视为属于下游城市燃气企业的组成部分。4. 天然气产业链和定价体系概览4.1. 中国天然气产业链 天然气产业链分为三个部分：上游勘探生产、中游运输以及下游分销。上游勘探生产：主要指天然气的勘探开发，相关资源集中于中石油、中石化和中海油。此外，还包括 LNG 海外进口部分，目前我国 LNG 接收站也集中于中海油等国有综合油气公司，此外深圳燃气、广汇能源、新奥集团等企业也拥有一定规模的 LNG 接收站。中游运输：包括通过长输管网、省级运输管道、LNG 运输船和运输车等。我国的天然气中游此前呈现垄断性，中石油、中石化和中海油居于主导地位，未来由国家管网公司统一管理，市场将逐步放开。下游分销：主要由燃气公司从事该项业务，除燃气分销以外，燃气公司主业还包括燃气接驳、燃气运营和燃气设备代销等，服务于居民、工商业等用户。4.2. 中国天然气定价体系 中国天然气价格从出厂环节到零售环节分为出厂价、门站价、零售价。其中，门站价为国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格，主要由出厂价和管输费组成；站价考虑配气价后决定。出厂价和门站价的定价机制目前由国家发改委制定核准，门站价格以下销售价格则由省级价格主管部门核准。门站价=发改委定价+上下浮动空间井口价=门站价-长输管网管输费终端销售价格=门站价+管输费（长输+省网）+配售费+配售环节利润其中，管输费和配售环节都参照公用事业模式管理，由发改委制定的最高收益率给定4.3. 全球天然气定价体系及对国内影响路径 全球天然气市场发展受限于地理上的区域分割，天然气国际贸易大多数是通过管线或船运达成交易，地理上的限制与昂贵的运输费用（长途国际管道建设和液化天然气船运费用）都在不同程度上限制了区域之间的贸易往来，使得天然气市场具有明确的区域特性，并形成了 4 个相互独立的自然天然气定价体系。1）美英：市场化定价北美和英国实行不同气源之间的竞争定价。这 3 国政府以往都在一定水平上对井口价格进行干预，但随着天然气市场与监管政策的发展，供应端出现了充足并富有竞争力的多元供应，用户能够在众多供应商中自由选择，管输系统四通八达并实现了非歧视性的“第三方准入”。在此基础上，天然气作为商品的短期贸易在很大程度上庖代了长期合同。在北美形成了以亨利枢纽（Henry Hub）为核心的定价系统，在英国定价系统中也形成了一个虚拟平衡点（NBP）。尽管采用相同的商品定价机制，但北美与英国的天然气市场还是相互独立的。2）欧洲大陆：与油价挂钩的定价政策欧洲大陆采用的是与油价挂钩的定价政策来开展天然气贸易。这一模式源于荷兰在 1962年针对格罗宁根（Groningen）超大气田天然气生产采取的国内天然气定价政策。该政策将天然气价格调整与 3 种石油燃料（柴油、高硫和低硫重质燃油）的市场价格按照百分比挂钩，然后根据“传递要素”进行调整来分担风险。这一模式随后被出口合同所采用，进而影响东北亚的 LNG 定价。欧盟虽然出台了多个天然气法令来建立统一的天然气市场，但由于国与国之间、企业与企业之间、管道与管道之间的分割，至今还没有做到像美国那样的自由准入和具有市场流动性。3）东北亚：与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的定价东北亚（日本、韩国、中国台湾、中国大陆）的 LNG 贸易定价体系源自日本。由于日本当年引进 LNG 主要是为了替代原油发电，因此在长期合同中采用了与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的定价公式。虽然这一定价方式已经不契合日本和亚太其他国家的市场现状，但目前尚无供需双方都能接受的其他方式，只能通过设定 JCC 封顶价格和封底价格的方式来规避风险。4）俄罗斯与中亚地区：双边垄断的定价模式俄罗斯与中亚地区采用双边垄断（垄断出口和垄断进口）的定价模式，通常采用政府间谈判来确定供应给非欧盟用户的天然气价格。目前我国天然气来源为国产天然气、进口 LNG、进口管道气，且定价机制呈“三足鼎立”之态。国产天然气基于成本加成原则定价；进口 LNG 合同价格与原油价格（JCC）挂钩，并通过引入 S 曲线等封顶机制，规避一定的市场风险；进口管道天然气来自前苏联加盟共和国，其定价方法被国际天然气联盟描述为“双边垄断”的政府谈判价，具有很大的不确定性。这三种定价机制都没有与其他能源挂钩，而进口气与国产气的价差也造成了一系列的市场衔接问题。因此，将中国的情况与欧洲大陆和英美市场相比，我国的天然气价格改革的理想状态可以从两大方面着手：促进天然气定价向竞争性定价演变；天然气与其他替代能源价格合理挂钩。目前，由于我国的天然气基础没有美英那么成熟与完善，因此从不同能源间的竞争切入天然气价格形成机制可能更加符合国情。欧洲大陆市场跟中国有很多相似之处。欧洲大陆从天然气市场起步阶段就使气价与整个能源体系挂钩。欧洲的涉外天然气贸易理论表明，净回值价格体系是成熟的，并在一定程度上是契合市场纪律的，它能够代表天然气在能源市场中的替代价值，也能体现天然气买卖双方的利益，因此获得国际市场的支持。中国在进口天然气时，依据国内市场建立自身的净回值价格体系具备一定的国际基础，并存在被国际市场接受的可能性。4.4. 中游 4.4.1. 天然气管网从我国天然气管道目前的建设进度来看，截至 2018 年底，我国天然气干线管道总里程达7.6 万千米，一次输气能力达 3200 亿立方米。我国以西气东输系统、川气东送系统、陕京系统为主要干线的基干管网基本成形，联络天然气管网包括忠武线、中贵线、兰银线等陆续开通，京津冀、长三角、珠三角等区域性天然气管网逐步完善，我国已基本形成“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供气格局。4.4.2. 储气设施 天然气储存环节包括地下储气库储气、LNG 储罐储气、CNG 储罐储气等。此外，还有 ANG（吸附天然气）储气、NGH（天然气水合物）储气以及近临界流体储气等方法，后几种方法由于工艺较复杂，且尚在研究阶段。地下储气库成本相对较低，储气效果好，技术相对成熟，库容量总和占到了世界天然气储存设施容量总和的 90%以上。CNG 储罐储气做出事故反应迅速，能直接降压作为供气源为管网供气，一般可作为日调峰、小时调峰和应急供气用，但是建设成本高，储存量小。LNG 储罐储气储存量大，事故反应迅速，具有“只进不出”的特点，可以将暂时富余的LNG 气化存入储气罐，但不会将气态天然气液化储存。LNG 储气库的储气成本与国际油价具有较强的相关性，受国际 LNG 现货市场价格波动和供求关系影响的风险较大。目前，我国天然气储气建设的目标是形成以地下储气库为主、大型 LNG 常压储罐为辅、城市管网、CNG 储罐和 LNG 压力储罐为零星补充的、具有多级事故应急与调峰储气功能的大型应急储气系统。目前，我国已建成 27 座地下储气库，其中气藏型储气库 25 座，盐穴型储气库 2 座。目前国内储气库运营商主要是中国石油和中国石化两家，其中中国石油已建成 24 座（油气藏型 23 座，盐穴型 1 座）；中国石化建成 3 座（油气藏型 2 座，盐穴型 1 座）。5. 投资观点和重点公司（略，详见报告原文）天然气是清洁性、经济性、安全性比较均衡的能源类型，且在可再生能源发展过程中将起到重要过度作用。预计中国天然气需求增速 8%。供给端，国家管网公司成立后有望加速上游开放、下游集中度提升、以及中游管输储运设施建设提速。……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：天风证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

“2018年能源大转型高层论坛”于2018年8月25日在北京举行。会议经国务院发展研究中心批准，由国务院发展研究中心资源与环境政策研究所主办，国家能源局石油天然气司、自然资源部中国地质调查局、国家能源局新能源和可再生能源司、全国政协人口资源环境委员会、国土资源部油气资源战略研究中心、住房和城乡建设部科技与产业化发展中心、江苏省如东县人民政府、中国华电集团公司上海分公司、陕西延长石油（集团）有限公司、国际能源署（IEA）和国际能源论坛（IEF）支持。以下是报告全文。中国天然气发展报告（2018）全文前言世界天然气发展面临的环境形势正发生深刻变化，推进天然气发爬的积极因素超过以往任何时期。国际石油价格逐步回归合理区间，美国“页岩革命”走向深入，以绿色发展为特征的新一轮能源转型正在各主要经济体加速推进。中国天然气消费快速增长成为世界天然气较快发展的主要驱动因素。各级政府高度重视，各类市场主体共同发力，产量快速增长，多元供应增强，设施建设加快，销售市场旺盛。在快速发展的同时，中国天然气发展不平衡、不充分的深层次问题和矛盾不断暴露，亟待通过加快发展和深化改革来解决。天然气是有效治理大气雾霾、推进中国能源生产和消费革命向纵深发展的重要抓手。在决胜全面建成小康社会的关键时期，必须以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，落实党中央、国务院关于深化石油天然气体制改革的决策部署和加快天然气产供储销体系建设的任务要求，着力解决天然气发展不平衡不充分不协调的向题，确保供需基本平衡民生用气有力保障，市场规律得到充分尊重，天然气产业健康有序可持续发展。一、2017年国内外天然气发展状况1世界天然气消费水平和供应能力同步提高，产量增长总体快于消费，延续了近年来天然气供需整体宽松格局。受中韩等国天然气需求大幅上升拉动，世界管道气和液化天然气（LNG）贸易量较快增长，美国LNG出口量大幅增加。受宏观经济稳中向好、能源生产和消费革命持续推进、大气污染防治力度加大等因素的驱动，中国天然气市场呈现供销两旺态势。2017年中国对世界天然气消费增量的贡献达30％以上，成为推动世界天然气发展的主要驱动力。（一）天然气消费加速增长亚太市场需求旺盛，世界天然气消费増速稳步提高。2017年世界天然气消费量达3.67万亿立方米，同比增长3.0％，较过去十年的平均増长水平高0.7个百分点。其中，2017年亚太地区天然气消费同比增长6.2％，是2016年增速的两倍以上，占世界天然气消费总量的21.0％，提高0.6个百分点，欧洲天然气消费同比增长5.5％，逆转过去十年负増长（-0.9％）的态势，占世界天然气消费总量的14.5％，提高0．3个百分点；北美地区天然气消费同比下降0．7％，占比25．7％，下降0.9个百分点；独联体地区天然气消费同比增加0.6％，占比15．7％，下降0.4个百分点；中东地区天然气消费同比增加5.7％，占比14.6％，增加0.4个百分点。2017年，天然气消费量超过1000亿立方米的国家有美国（7395亿立方米）、俄罗斯（4248亿立方米）、中国（2386亿立方米，不含向港、澳供气）、伊朗（2144亿立方米）、沙特阿拉伯（1114亿立方米）、日本（1171亿立方米）和加拿大（1157亿立方米）。2017年世界天然气消费增量的60％以上来自于中国、加拿大沙特阿拉伯、伊朗和德国等国。多重利好因素驱动，中国天然气消费快速增长。2017年中国天然气消费快速增长，呈现“淡季不淡、旺季更旺”态势，全年消费量2386亿立方米（不含向港、澳供气），同比增长14.8％，增速较2016年提高7.2个百分点。天然气在一次能源消费结构中占比7.3％，同比提高0.9个百分点。其中，城镇燃气和天然气发电消费増长明显，消费量分别由2016年的729亿立方米、366亿立方米増至2017年的937亿立方米和427亿立方米，占比分别增至39.3％和17．9％；工业燃料消费量为760亿立方米，占比31.8％；化工用气量延续低迷态势，约为262亿立方米，占比由2016年的12.2％降为11.0％。2017年用气人口3.5亿人，比首次突破3亿人的2016年多0.4亿人。分地区看，2017年全国天然气消费量及增量主要集中在环渤海、长三角和西南地区，三个地区天然气消费量1189亿立方米，占比达50％。用气量超过100亿立方米的省份（直辖市、自治区）有江苏、广东、四川、新疆、北京、山东六省市，河北、河南、浙江、重庆四省市用气量也接近百亿立方米。（ニ）天然气供应保障能力增强世界天然气资源丰富，支撑天然气供应量快速增长。在需求较快增长的拉动下，世界天然气产量增速明显加快。2017年世界天然气产量3.68万亿立方米，同比増长4％，与2016年相比产量増加约1300亿立方米、增速提高3.1个百分点。其中，亚太地区天然气产量增长约5％，达6075亿立方米，占世界天然气总产量的比例为16.5％，同比提高0.2个百分点，中东地区产量増长约4.9％，达6599亿立方米，占比17.9％，与去年基本持平；独联体地区产量增长约6.2％，达8155亿立方米，占比22.2％，增加0.5个百分点；北美地区产量增长1％，达9515亿立方米，占比25.9％，下降0.7个百分点。世界天然气产量居前五位的国家分别是美国（7345亿立方米）、俄罗斯（6356亿立方米）、伊朗（2239亿立方米）、加拿大（1763亿立方米）和卡塔尔（1757亿立方米）。世界天然气资源丰富，资源基础雄厚。当前世界天然气资源开发利用程度总体依然较低，具有持续增储上产的坚实基础。截至2017年底，世界常规、非常规天然气资源开发利用率分别约为20％和5％，剩余可采储量193．5万亿立方米，储采比52．6年。近年来，美国二叠盆地、南美洲东部陆架、东非陆架、东地中海、澳洲西北陆架等领域不断取得重大发现。中国天然气生产与供应能力持续增强2。2017年，国内天然气产量增长超100亿立方米，达1480.3亿立方米，同比增长8.2％。其中：常规天然气产量1338.7亿立方米，同比增长8.1％；页岩气产量92亿立方米，同比増长14.3％；煤层气地面抽采量49.6亿立方米、利用量44亿立方米，同比分别增长9.2％和13.8％。此外，煤制气产量26.3亿立方米，同比増长34.3％。四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和海域四大气区的天然气产量总和为1233亿立方米，约占全国天然气总产量的83．6％。其中，鄂尔多斯盆地产量450亿立方米（含煤层气产量11亿立方米），约占全国天然气总产量的30.5％，连续九年为全国第一大产气区；四川盆地天然气产量395亿立方米（含页岩气90亿立方米），约占全国天然气总产量的26.8％；塔里木盆地天然气产量370亿立方米，约占全国天然气总产量的25.1％。中国天然气资源丰富，但勘探开发程度依然较低，常规天然气发展仍有较大潜力。同时，随着技术进步和石油天然气体制改革的不断深人，开发低渗透、深层、深水、火山岩等领域大量的品位低、难动用资源的经济性将逐步显现，非常规天然气资源潜力不断释放。在可预见的将来，国内的天然气生产供应能力将持续提高。2017年，中国天然气进口快速増长，进口量946亿立方米，同比增长26.9％。其中，进口管道气420亿立方米；进ロLNG526亿立方米，同比增长46.3％。中国天然气储运设施不断完善，供应能力进一步提升。2017年，陕京四线、中靖联络线等陆续投人运营；广东粵东、江苏启东LNG接收站投产，储气库扩容稳步推进，中俄东线二期、新疆煤制气外输管道潜江一韶关段以及天津南港、深圳迭福、浙江舟山LNG等重大工程加快建设。截至2017年底，全国已建成投产天然气长输管道7.4万千米，干线管网总输气能力达3100亿立方米／年；累计建成投产地下储气库25座，有效工作气量77亿立方米；已投产液化天然气接收站18座，总接收能力5960万吨／年。同时，集中推进一批互联互通重大节点性工程，打通管输瓶颈，特别是广东管网升压反输西二线、天津地区各气源互保互供等互联互通工程的提前谋划设施，为应对2017－2018年采暖季北方地区天然气供应紧张问题发挥了关键作用。（三）天然气贸易更加活跃世界天然气贸易稳步增长，贸易格局持续调整。2017年，世界天然气贸易量1.13万亿立方米，同比增长5.9％，增速提高1个百分点，约占世界天然气消费量的30.9％，同比提高0.9个百分点。其中，管道气贸易量7407亿立方米，同比增长3.7％，与2016年增速相比略放缓0．3个百分点；LNG贸易量3934亿立方米，同比增长10．3％，较2016年增速提高3.6个百分点。国际LNG贸易空前活跃，参与LNG国际贸易的国家明显增多。国际LNG贸易总量同比增加367亿立方米，出口增量主要来自亚太和北美地区，进口増量主要来自亚洲和欧洲。LNG贸易量在世界天然气贸易量中的占比提高1.4个百分点，达34.7％，创历史新高。2017年，澳大利亚LNG出口量759亿立方米，同比上升28.2％，出口目标国增至9个；美国LNG出口量大幅提升，达174亿立方米，是2016年出口量的4.1倍，目标市场在各大洲分布广泛，其中40.9％出口至亚太地区，15％出口到欧洲。此外，安哥拉、马来西亚、尼日利亚、文菜等国和巴布亚新几内亚地区新增LNG出口量110亿,立方米。从进口看，亚洲和欧洲依然是LNG的主要进口地区，占世界LNC进口贸易量的89％。其中，欧洲ING进口量652亿立方米，同比增长15.7％；亚洲ING进口量2835亿立方米，同比增长12.9％，増速提高6.1个百分点。国际LNG贸易灵活性持续增强。近两年低油价给亚洲LNG进口商从“溢价”到“议价”的转变提供了机遇。随着澳大利亚、美国LNG项目上产，进口来源多元化，亚洲买家已在合同中引入现货价、交易中心价等混合定价方式，议价能力增强。亚洲LNG价格进一步与油价脱钩，天然气独立定价能力有所提升。国际LNG贸易合同限制性条款减少，合同灵活性增强。近年来，新签LNG合同呈现目的地条款逐步被淘汰、中短期合同占比增加、合同量缩小、现货贸易快速发展等新特点。2017年，国际LNG现货贸易量约950亿立方米，占世界LNG贸易量的24.1％，比2016年增加6.1个百分点；新签LNG合同中，期限小于5年的合同数量翻番中长期合同平均年限为6.7年，与2016年的平均年限11年相比显著缩短；单个合同平均气量持续下降，低于2016年的90万吨／年水平。国际天然气价格有所回升。2017年，欧洲、东北亚进口LNG均价随油价走势呈现不同程度上涨，美国气价也出现上涨。2017年上半年，国际工NG供应相对宽松，东北亚夏季现货价格在5.5美元／MMBTU3左右；下半年，特别是进入冬季受中国“煤改气”、韩国弃核弃煤等能源政策影响，LNG需求超出预期，同时巴基斯坦等新兴市场天然气需求增长较快，国际天然气市场出现时段性供需紧平衡，加上国际油价上涨，导致天然气价格整体上涨。其中，东北亚冬季LNG现货价格一度突破11美元／MMBtu。2017年，美国亨利中心（Heny Hub）均价2.96美元／MMBtu，同比上涨约20.3％；欧洲国家平衡点（NBP）均价5.8美元／MMBtu，同比上涨24.7％；亚洲LNG进口均价7.7美元／MMBtu，同比上涨15.6％。随着国际LNG贸易的快速发展，欧洲、亚太、北美三大市场的天然气价差进一步缩小，亚洲LNG现货与欧洲NBP价格走势趋同。国内外权威机构预测，未来2～3年，随着澳大利亚、美国、俄罗斯、东非等新建LNG项目陆续上产，到2020年新增LNG产能将达9270万吨并有望突破一亿吨。中长期看，世界天然气市场将延续总体供大于求的态势，供需基本面不支持国际天然气价格持续上涨。中国天然气进口大幅攀升，进口来源进一步多元化。2017年，中国天然气进口量946亿立方米。其中，管道气进口同比增长8.8％，约85％进口量来自土库曼斯坦，乌兹别克斯坦、缅甸管道气进口量均有所下降。2017年10月，中国石油与哈萨克斯坦石油天然气公司签订了一年期50亿立方米的管道气供应合同。2017年中国LNG进口量快速攀升，进口来源目标国进一步多元化。全年进口ING526亿立方米，进口资源目标国达22个，比2016年增加4个。澳大利亚依然为中国LNG进口最大来源国，全年进口237亿立方米，同比增长44.3％；其次是卡塔尔，向中国供应103亿立方米，同比增长50.4％；再次是马来西亚、印度尼西亚等国。2017年美国向中国出口LNG21亿立方米，比2016年增长7.5倍，约占同年美国LNG出口量的11.7％，中国已成为美国第三大LNG进口国。与管道气进口相比，LNG进口具有贸易方式灵活多样、供应较安全等优点，叠加非冬季保供期价格相对较低的利好，成为2017年中国保障天然气需求增长的主要来源。2017年中国天然气进口贸易依然以中国石油、中国石化、中海油三大石油公司为主导，其他企业的天然气进口贸易规模不断扩大。北京燃气、广东九丰、新疆广江等公司的天然气进口量总和达20亿立方米左右，在2017年冬季保供方面发挥了积极作用。（四）中国天然气改革持续发力2017年5月，中共中央、国务院发布《关于深化石油天然气体制改革的若于意见》。政府有关部门、企业等认真学习领会，扎实推进各项改革任务，相继出台了一系列改革举措。2017年，国家发展改革委相继出台《关于加强配气价格监管的指导意见〉（发改价格[2017]1171号）、《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》（发改价格规[2017]1554号）、《关于降低非居民用天然气基准门站价格的通知》（发改价格规[2017]1582号）、《关于全面深化价格机制改革的意见》（发改价格[2017]1941号）等文件，进一步加强天然气配送环节价格监管，强化成本监审，明确“准许成本＋合理收益”的配气定价原则，规定准许收益率不得超过7％；降低非居民用气基准门站价格，深化非居民用气价格市场化改革，适时放开气源价格和销售价格，完善居民用气价格形成机制，推进居民用气价格逐步与非居民用气价格并轨。上海、重庆天然气交易中心工作有序推进。为有序推进北方地区冬季清洁取暖，国家发展改革委等多部委联合发布《北方地区冬季清洁取曖规划（2017－2021年）》（发改能源〔2017）2100号），明确要求清洁取暖要坚持“宜气则气、宜电则电”的原则，多种方式并举；进步强调，“煤改气”要在落实气源的情况下按规划有序推进，并配套了气源保障方案。国家发展改革委、国家能源局发布《关于全面开展天然气储气调峰设施建设运营情况自查和整改的通知》（发改办运行〔2017）1628号）等，摸底调査全国储气调峰情况，进一步加强储气调峰能力建设。为维护油气资源国家所有者权益，调整油气矿业权出让收益比例，促进油气勘查开采，国务院、财政部和自然资源部等部门分别出台《矿产资源权益金制度改革方案》（国发〔2017）29号）、《矿业权出让收益征收管理暂行办法》（财综〔2017）35号）等文件，明确规定，除特殊情形外，矿业权一律以招标、拍卖、挂牌等竞争方式出让，能源资源勘査的矿业权出让收益中央与地方分享比例由6：4调整为4：6。财政部、国家税务总局发布《资源税法（征求意见稿）》，对深水油气资源税减征30％，对低丰度、低品位油气资源税减征20％；专门出台政策对页岩气资源税减征30％。同时，持续推进油气勘查开采体制改革，加强油气探矿权竞争性出让。截至2017年，采取竞争方式累计出让常规油气探矿权20个、煤层气探矿权10个、页岩气探矿权22个，新引入上游市场主体32个。其中，2017年挂牌公开出让新疆5个油气勘查区块探矿权。全面实施油气探矿权信息公示制度和监督检査，加大区块核减退出力度，2013－2017年依法注销及核减油气探矿权面积90．9万平方千米。加大油气基础地质调查工作力度，不断开辟勘查新区新领域。积极支持天然气基础设施建设用地，加快用地审查，保障建设项目依法依规及时用地。二、中国天然气发展遇到的新问题不论是推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，还是贯彻落实北方地区冬季清洁取暖要求，天然气都肩负着新的历史使命。打赢蓝天保卫战和打好污染防治攻坚战，天然气也是重要的实现路径之一。2017年受天然气存量需求快速增长、“煤改气”迅猛发展、进口气供应不稳定等因素影响，中国局部地区个别时段出现用气紧张状况。经各部门、地方、企业间通力合作，供需紧张期虽“有惊无险”地度过，但天然气在快速发展阶段暴露出的问题亟待解决。（一）产供储销体系建设不完善、体制改草不到位制约天然气协调稳定发展从2004年始，中国天然气已快速发展十余年，呈现规模大、增速快、季节波动性大等特征。同时，在绿色发展政策支持、大气污染防治形勢倒逼下，天然气发展模式已由供应驱动演变为需求拉动。但受产供储销体系待健全、体制改革待深入等因素影响，供应侧与需求侧不确定因素增多，发展不平衡问题日益突出，多元化供应体系和市场有序协同机制亟待完善。探开发投入减少造成天然气増储上产跟不上消费快速増长的步伐。中国常规天然气（含致密气）资源探明率15％，低于世界平均水平（22.5％）。探明储量中未动用占比超过4％，即使在当前的技术水平下，剩余的经济可采储3.9万亿立方米，其大部分资源的开发成本相对于中缅管道口气等仍具有明显的价格优势。但受上游主体少、竞争不充分、考核激励机制不足、支持政策不够等因素影响，叠加国际油价低位徘徊、国内资源勘探开发难度较大等客观原因，企业勘探开发投资能力不足、意愿不强，天然气新建产能不足，产量增长乏力。尽管2017年全国油气勘查、开采投资分别为597.5亿元和1629亿元，同比增长13．3％和22.2％，但还没有恢复到2015年的投资水平；2016年全国天然气产能建设规模较2014年下降50％，导致2017年市场需求增速到14.8％的情形下，国内天然气产量增速仅为8.2％。管网建设速度放缓、互联互通程度不够限制资源调配和市场保供。2014-2016年期间，天然气市场需求增速放缓，新建管网投资回报率下降，建设资金削减，年均新增里程仅0.5万千米。截至2017年底，中国天然气干线管道里程约7.4万千米，每万平方千米陆地面积对应的网里程约77千米，仅相当于美国的15％，而管网负载程度（单位里程的天然气消费量319立方米／千米）相当于美国的两倍。主干管道之间、主干管道与省级管网之间、沿海LNG接收站与主干管道之间互联互通程度较低，区域气源“孤岛”或LNG孤站多处存在，具备互联互通功能的枢纽站和双向输气功能的管道较少，管网压力不匹配，富余气源和LNG接收站能力不能有效利用。截至2017年底，三大石油公司管网之间仅实现三处互联互通4，对资源调配和市场保供造成较大制约。此外，管网运输和销售分离的改革细化方案仍未出台，尽管供气企业在企业层面开展了天然气运输和销售业务分离的相关举措，但离改革文件精神要求还有较大差距。部分省网公司还保留“统购统销”的经营方式，制约区域市场化竞争格局的形成。进口气过快增长，资源均衡性和保障性不足，多元化供应体系亟待完善。中国天然气对外依存度快速攀升，进口气量从2010年的175亿立方米迅速增至2017年的946亿立方米。进口来源地虽已超过20个国家和地区，但进口气量主要集中在土库曼斯坦、澳大利亚和卡塔尔，三国供应量占中国进口量的70％以上。天然气进口保障的不确定性增加，土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦中亚三国与中国地理上属于同纬度，冬季进口管道气易受寒潮影响发生欠量，造成短期供应紧张；LNG进口受气象、海况、航道等影响，不可控因素增多，亟待建立天然气进口资源保障机制。责任不落地约東不强，辅助服务市场机制不健。导致储气能力严重不足。2014年国家发展改革委即印发了8号令，提出了地方政府3天、供气企业10％的储气能力要求，但政策落地和执行力度存在欠缺。以地下储气库和LNG接收站储气为主，陆上节约、规模化CNG和LNG储气为辅，管网互联互通为支撑的储气系统建设仍然任重道远。同时，储气调峰能力建设监管落实不到位，上游储气指标完成进度滞后下游用户更是长期过度依赖上游调峰。同时，由于储气调峰市场机制不健全，储气设施市场价值缺少价格实现途径，建设运营投资成本缺少回收渠道；加之辅助服务市场未建立企业投资积极性不高。截至2017年底，地下储气库形成有效工作气量77亿立方米，占全国表观消费量的3．2％，远低于12％～15％的世界平均水平。18座LNG接收站储气能力40亿立方米，总储气能力严重不足，难以发挥调节季节需求波动、应对供应风险、平抑市场价格等作用。（二）政策协同性不足、支持力度不够导致天然气行业发展阶段性失衡一是跨部门、跨行业间统筹协调不畅，全产业链协同发展体系尚未形成。受考核倒通影响，各地方目前环保政策叠加环保督査集中发力，“煤改气”工程突击整改、集中推进，2013年至2017年的工作任务大量集中在2017年实施，市场平衡状况难以预判。更应当注意到，除居民“煤改气”用气需求外，工业“煤改气”增加的用气需求更为可观。当前的天然气产业不论是供应量还是基础设施均难以支撑短期需求的爆发式増长。同时，目前环保政策上，一方面消费侧需要快速扩大天然气消费，另一方面供应側环保政策对天然气增产增供形成硬约東。初步估计，当前按环保和生态保护要求需退出的天然气生产加工处理产能即达到千万吨的规模。二是价格改革还未充分到位。省级门站价格与替代能源挂钩的定价机制尚未实现动态调整，峰谷气价机制还未充分形成，激励用户参与调峰的经济手段还不够，难以发挥价格平衡供需关系的作用。气价交又补贴和气价倒挂现象仍然存在，影响冬季民生用气保供。市场交易参与程度不高，天然气交易中心线上交易参与的交易主体较少，交易方式和手段较为单一，还有待进一步摸索形成符合中国国情的天然气市场化交易体系。三是管道等线性工程选线和工程建设协调难度越来越大。受用地用海、保护区等政策限制，部分基础设施项目难以落地。由于管道建设运营未实行分税制，地方收益较少，且承担了管道安全保护责任，地方积极性普遍不高。综合影响下，管道建设运营、油气管道路由协调难度越来越大，征地遇阻、审批不畅等问题突出，制约项目推进。四是天然气保供和应急处置机制不健全。由于缺少统一标准和监管，在价格双轨制的情况下，极个别责任方出于经济利益考虑，不能保证民生优先用气。互联互通协调机制和商务模式有待完善，尚未建立日常运行和应急状态下的互联互通协调长效机制。商务合作方式仍是“一事一议”，没有形成程序化、规范化、市场化的合作模式。五是天然气发展的财税支持政策有待进一步配套。相当规模的致密砂岩气储量勘探开发亟须政策支持。页岩气、煤层气开发经济效益依然较低。关键理论、技术和核心装备研发扶持力度有限，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以进口为主；页岩气、煤层气开发工程技术与世界先进水平相比仍有较大差距，深部页岩气、陆相页岩气开发核心技术仍有待突破。天然气勘探开发利用的关键技术研发和先进装备国产化亟须加大政策支持力度。三、加快天然气产供储销体系建设支撑行业协调稳定发展天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源。加快天然气开发利用，促进其协调稳定发展，是中国稳步推进能源生产和消费革命，构建凊洁低碳、安全高效能源体系的重要路径。加快天然气开发利用，是实现人民对美好生活向往的有机组成部分，更是打赢蓝天保卫战和打好污染防治攻坚战的必然要求。2017年国内消费爆发式増长，天然气主体能源地位进一步确立。但2017-2018年采暖季局部地区供应紧张，也暴露出当前产供储销体系不健全、产业链体制机制改革步调不一致等突出问题。在决胜全面建成小康社会的关键时期，必须以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，落实党中央、国务院关于深化石油天然气体制改革的决策部署和加快天然气产供储销体系建设的任务要求，着力解决天然气发展不平衡不充分不协调的问题，确保天然气供需基本平衡，民生用气有力保障，市场规律得到充分尊重，天然气产业健康有序可持续发展。（一）中国天然气行业迎来新时代背景下的快速发展期中国政府高度重视天然气稳定协调发展。国家发展改革委、国家能源局牵头，会同自然资源部、生态环境部、财政部、住房城乡建设部、交通运输部等有关部委，努力把天然气产供储销体系建设作为一项重点工作抓好；各部门、地方和企业以人民为中心，将保障天然气稳定供应作为重要的民生工程、政治工程，积极谋划、稳妥推进。各部门通过部际联席会议机制和周例会机制，推进财税政策、项目审批等相关扶持政策的出台，高效协调并采取有力举措，推进保供项目快速落地。全社会逐渐形成大力发展天然气的共识。一是经过多年发展，天然气低碳高效、安全可靠的特性已经成为广泛共识，其清洁能源的定位深入人心。“十九大”报告提出，中国社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾。天然气发展事关国计民生，清洁取暖更寄托了人民对绿水青山的向往，加快天然气开发利用已然成为中国推进能源发展转型的重要组成部分。各级政府的高度关注引发社会与媒体的深人聚焦，纷纷看好天然气产业的未来发展趋势。二是在体制改革、考核倒逼、政策支持等引导下，产业链各环节活力逐步释放，支撑中国天然气快速发展。国际上具有中国天然气快速发展的市场环境。相对宽松的国际LNG市场环境助力中国天然气快速发展。国际LNG市场迅猛发展，很大程度上突破了传统管道输气的局限，推动了天然气在世界范围内不同市场间的高效流通。截至2017年底，全世界已投产LNG项目34个，共102条生产线，总生产能力3.55亿吨／年。预计到2020年，规划在建LNG项目共计15个，主要分布在非洲、北美、欧洲和亚太地区，规划产能共计约9270万吨／年。随着澳大利亚、俄罗斯和美国LNG在建液化项目逐步投产，预计到2020年世界新增LNG供应将超过1亿吨／年。需求方面，中国（含台湾）、韩国、印度等传统亚洲LNG进口大国及欧洲，预计未来几年需求旺盛，巴基斯坦、菲律宾、孟加拉国等新兴市场需求增长较快。总体来看，到2020年国际LNG市场整体供应相对宽松，但仍将呈现个别地区季节性供应紧张的特点。（二）构建中国天然气协调稳定发展的产供储销体系构建天然气协调稳定发展的产供储销体系，主要包括加快国内勘探开发、健全海外多元供应、建立多层次天然气储备体系、加快天然气基础设施建设和管网互联互通、精准预测市场需求和建立预警机制、建立完善的天然气供应分级应急预案、建立健全天然气需求側管理和调峰机制、建立天然气发展综合协调机制、理顺天然气价格、加快体制改革步伐等。天然气产供储销体系的建立不可能一蹴而就、一劳永逸，这是一项系统工程，机制作用的发挥也是渐进式的，需要各地方各部门及油气企业间的通力合作。一是加快形成勘探开发有序进入、充分竞争的市场机制。严格执行区块退出，全面实行区块竞争性出让。大力推进央地合资合作，留税于当地，互惠互利，共同发展。加快研究制定难动用、边际储量的竞争性出让机制，多措并举盘活量存量。加强国有油气企业保障能力考核，企业应服务于国家能源战略，适当降低勘探开发活动的经济指标约東，切实增加有效供应。例如，探索按6％左右的内部收益率标准来推进致密气、页岩气、煤层气等非常规天然气投资项目落地实施。同时，针对四川盆地、鄂尔多斯和新疆地区主要上产区，形成增储上产专项行动方案。统等平衡天然气开发与环境保护的关系，避免出现“消费侧要求扩大天然气消费，供应侧勘探开发活动处处受限”的困境。二是健全天然气多元化海外供应体系。海陆并进不断优化中国天然气进口结构和布局，加快推进天然气进口国别地区多元化、运输方式多样化、进口通道多元化和合同模式多样化，积极有序推进进口主体多元化。保障进口，坚持进口贸易和海外投资并重。进口贸易方面，长约和现货两手抓在增加天然气稳定供应的同时充分发挥现货资源的市场化调峰作用。海外投资方面，突出效益发展，支持企业投资海外天然气上游勘探开发，増强进口天然气资源的掌控能力。加强与重点天然气出口国多双边合作，明确国际合作重点项目加快推进。三是加强储气能力建设，建立多层次储备体系。建立以地下储气库和沿海LNG接收站储罐为主，重点地区内陆集约、规模化LNC储罐应急为辅，管网互联互通为支撑的多层次储气调峰系统。供气企业到2020年应拥有不低于其年合同销售量10％的储气能力。城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5％的储气能力，同时相应地修订《城镇燃气管理条例》《城镇燃气设计规范》等。地方政府到2020年至少形成不低于保障本行政区域3天日均消费量的储气能力。作为临时性过渡措施，储气能力不达标的，要通过签订可中断供气合同等方式落实调峰能力。各省级人民政府负责统筹推进地方政府和城镇燃气企业備气能力建设，储气设施要集约规模化运营，避免“遍地开花”。加强储气能力建设情况的跟踪调度，对推进不力、违法失信等行为实行约谈问责和联合惩戒。四是完善天然气基础设施建设和互联互通推进机制。加快规划内管道、LNG接收站等项目建设，专项推进管道互联互通。加强基础设施建设各级规划间，以及基础设施建设规划与国土空间、城乡建设、用地用海、林地占用等规划以及生态保护红线的衔接，特别是要保障项目用地用海需求。落实简政放权精神，简化优化前置性要件审批，积极推行并联审批、前置改后置等方式，缩短项目合规建设手续办理和审批周期。短中期以保障京津冀及周边和汾渭平原天然气安全供应为目标，尽快制定环渤海LNG储运体系实施方案。LNG接收站集约布局、规模发展，鼓励多元主体建设，鼓励站址和岸线资源共用共享；优先考虑现有LNG接收站周边和条件较好、前期工作相对成熟的港区进行扩建和新建。加强站线统筹规划，形成覆盖沿海主要消费区域，与国家主干管网互联互通且向内陆进一步辐射的外输管道。中长期加快完善全国性主干管网，形成对接全国天然气主要消费区和生产区关键节点和关键线路双向输送，进口和国产气充分连通，多气源、跨区域互济调峰、协同保障的管网体系。对天然气基础设施和互联互通重大工程开展专项督察督办。五是建立天然气发展综合协调机制。强化供用气双方契约精神，推动供用气企业全面签订合同，鼓励签订中长期合同。“煤改气”坚持“以气定改”，在落实气源前提下有规划地推进；突出京津冀及周边等重点区域，保重点的同时循序渐进。建立完善天然气领域信用体系，对相关合同违约及保供不利的地方和企业，根据情形纳人失信名单，对严重违法失信行为实施联合惩戒。将页岩气、煤层气财政补贴政策延续到“十四五”时期，对致密气新井开发利用量给予财政补贴支持。研究对地下储气库建设的垫底气采购支出给予中央财政补贴，对重点地区应急储气设施建设给予中央预算内投资补助支持。在第三方机构评估论证基础上，研究液化天然气接收站项目进口环节增值税返还政策按实际接卸量执行。积极发展沿海、内河小型LNG船舶运输，推动出台LNG罐箱多式联运等方面的相关法规政策、标准规范。六是建立健全天然气需求恻管理，细化预警、调峰和应急机制。统筹考虑经济发展、城镇化进程、能源结构调整、价格政策等多种因素，精准预测天然气需求，尤其要做好冬季取暖期分结构需求预测。建立天然气供需预警机制，及时对苗头性、倾向性、潜在性的供需问题做出预测预警，健全通报和反馈机制，确保供需椅接。坚持天然气合理、高效利用，新增天然气量优先用于城镇居民和大气污染严重地区的生活和冬季取暖散煤替代，重点支持京津冀及周边地区和汾渭平原，实现“増气减煤”。研究出台调峰用户管理办法，建立健全分级调峰用户制度，按照“确保安全、提前告知、充分沟通、稳妥推进”的原则适时启动实施。各地方人民政府要切实承担起民生用气的保供主体责任，县级以上人民政府上游供气企业和城镇燃气企业要严格按照“压非保民”原则做好分级保供预案和用户调峰方案。建立天然气保供成本合理分摊机制，相应应急支出由保供不力的相关责任方全额承担，参与保供的第三方企业可获得合理收溢。七是理顺天然气价格机制。落实好居民和非居民门站价格水平并轨政策，合理疏导居民用气销售价格。鼓励城镇燃气企业建立上下游气价联动机制，鼓励有条件的地区先行放开大型用户终端销售价格。鼓励和支持供气企业和天然气用户协商建立调峰价格机制。减少供气层级，加强配气环节监管，切实降低过高的省内管道运输价格和配气价格。鼓励用户自主选择资源方和供气路径、形式，大力发展区域及用户双气源多气源供应。落实地方主体责任，对低收入群体、北方地区农村“煤改气”居民家庭等给予补贴，确保低收入群体生活水平不因价格改革而降低。加强天然气价格监督检查，查处价格违法行为。中央财政要充分利用大气污染防治等资金渠道加大支持力度，保障改革措施平稳实施。有序推进天然气现货市场建设，建成由期货交易平台和若干个区域现货交易平台组成的，覆盖环渤海、华南、华中、川渝等天然气主力消费区，统一开放、竞争有序的天然气市场体系。复制原油期货的成功经验，依托环渤海LNG储运体系建设，先行先试探索推出天然气期货。八是加快天然气体制改革步伐。贯彻落实中共中央国务院《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，推动改革任务落地见效。深化油气勘查开采管理，切实加强国内资源勘探开发力度，尽快出台天然气管网体制改革方案，明确市场预期，鼓励企业投资管网建设。督促企业落实天然气管网等基础设施向第三方市场主体公平开放。加快放开储气地质枃造的使用权，配套完善油气、盐业等矿业权的租赁、转让废弃核销机制以及已开发油气田、盐矿的作价评估机制。鼓励油气、盐业企业利用枯竭油气藏、盐腔（含老腔及新建）与其他主体合作建设地下储气库。结束语在应对气候変化、推进能源绿色低碳转型的国际大背景下，遵循“十九大”提出的新两步走战略，大力推进生态文明建设，打贏蓝天保卫战，建设美丽中国，天然气发展迎来了难得的历史机遇。2018年，中国天然气仍会是快速发展的一年，预计表观消费量在2710亿立方米左右（不含向港、澳供气），同比增长13.5％，增速较2017年有所下降。其中，工业燃料用气将明显增长，消费量约900亿立方米，同比增速18.4％，占比升至33.2％；城镇燃气和天然气发电依然保持较快增长，消费量分别约为1050亿立方米和500亿立方米，占比分别达38.7％和18.5％；化工用气态势持续低迷，消费量约260亿立方米，占比不足10％。预计2020年、2030年、2050年天然气在一次能源消费结构中的占比将分别提升到近10％、14％和15％左右。2018年，中国天然气产业既是充满挑战的一年，更是深化改革之年和天然气产供储销体系建设攻坚之年，必须守住中国天然气发展的安全底线，保证天然气安全平稳供应，满足人民日益增长的用气需求。同时，也要认识到短期内强化凋峰等基础设施建设、加快増储上产步伐、构建多元化供应体系都面临严峻挑战，必须要攻坚克难，以钉钉子的精神做实做细做好各项工作。2018年，《中国天然气发展报告》白皮书已成功排出三年，搭建了一个推进中国能源大转型与探索天然气产业健康、快速发展的交流沟通平台。期待2018年《中国天然气发展报告》的发布，能进一步激发社会各界凝聚共识，共同挂进天然气产供储销体系建设。在此，我们诚地感讲各相关部门、研究机构、行业学会、企业、国际机构以及众多专家的大力支持和帮助。(来源：石油工业出版社)注释：1本节国外储量、生产、消费和贸易的数量和增速数据主要来源于《BP世界能源统计），国内储量数据来源于自然资源部《全国油气矿产储量通报（2017）》。2本节国内天然气产量数据来源于国家发展改革委运行局和国家统计局，天然气进出口数据来源于国家海关总署。3MMBtu：百万英热单位。42017年底实现天然气管网3处互联互通，分别为西气东输二线和川气东送管道在湖北武穴压气站、西气东输二线与广东省管网在广州压气站、陕京线与安济线在安平压气站实现互联互通。