摘要

本文主要探讨了天然气资源的情况与市场化机制，分析了当前天然气市场的发展趋势和存在的问题，提出了建立和完善市场化机制的重要性。文章首先介绍了天然气资源的特点和价值，然后分析了天然气市场的发展现状，包括市场规模、市场结构和市场竞争状况等方面。在此基础上，文章重点研究了天然气资源开发的市场化机制，包括价格机制、供求机制和竞争机制等，并提出了建立和完善市场化机制的具体措施。最后，文章总结了天然气资源开发的市场化机制的重要性，并对未来天然气市场的发展趋势进行了展望。

一、引言

据我国天然气资源评估报告显示，我国常规和低渗透天然气地质资源量高达68万亿立方米，其中技术可采资源量达到40万亿立方米。这些资源主要集中于四川、鄂尔多斯和塔里木三大盆地。而陆上的常规低渗透天然气资源主要分布在这三大区域。在海洋方面，海相天然气资源主要分布在珠江口、琼东南和东海盆地。

经过对42个煤盆地（组）121个区域的全面评价，发现我国地下2000米以下的陆上煤层气资源量高达36万亿立方米。地下1500米以下的技术可采资源量达到11万亿立方米，这些资源主要集中在沁水盆地北部、鄂尔多斯盆地、云贵桂地区以及滇东黔西地区。从地质序列来看，这些资源主要源自石炭系、二叠纪和侏罗纪时期。

此外，根据全国页岩天然气资源潜力调查评价及最具潜力区域识别结果，我国地下4500米以下的陆上页岩天然气地质资源总量为134万亿立方米，可采资源量约为25万亿立方米。这些资源主要集中在四川盆地及其周边地区。

我国天然气水合物资源也非常丰富，主要分布在南海和东海地区，以及青藏高原的多年冻土带。地质资源约102万亿立方米，是目前我国最丰富的清洁能源之一，具有大规模开发潜力，成为主流清洁能源的基本条件。

二、我国天然气资源情况

1.总体情况

我国系统开展了五轮全国天然气资源评价。1986年第一轮勘探发现，中国天然气地质资源量约为34万亿立方米。1994年，第二轮勘探发现天然气资源量38立方米。2007年第三轮调查发现，我国常规天然气资源量为35万亿立方米，分布在115个陆地及近海含油气盆地，可采资源量为22万亿立方米。2012年第四轮勘探发现天然气地质资源量52万亿立方米，可采资源量32万亿立方米。第五轮，2013年，天然气地质资源量进一步增加到68万亿立方米，可采资源量增加到40万亿立方米。总之，我国的天然气资源量在不断增加。从2013年的结果来看，这一点尤为明显，2013年的结果显示，与2012年相比，这一数字显著上升。

我国的天然气勘探开发落后于石油，勘探水平普遍较低。根据BP的年度统计回顾，自2006年以来，探明天然气储量持续保持高速增长，年探明天然气原始储量超过5000亿立方米。2010年以来，年探明常规天然气地质储量超过6000亿立方米。2012年和2014年，探明地质储量均接近1万亿立方米。常规探明天然气储量主要分布在塔里木盆地、四川盆地和鄂尔多斯盆地。此外，在松辽盆地深处，探明储量也在快速增长。截至2013年，我国天然气地质探明储量9.66万亿立方米，技术可采储量5.54万亿立方米。

四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、松辽盆地、柴达木盆地和准噶尔盆地是目前我国大陆天然气勘探的六大主要地区。莺-琼和东海已成为两大近岸勘探区，形成了8大天然气勘探区的基本布局。鄂尔多斯、四川和塔里木是储量超过1万亿立方米的三大天然气产区。

我国已探明天然气储量区域相对集中，主要分布在西部地区，占总资源量的83%，东部地区和近海占17%。

2.常规天然气

1986 - 1990年，探明天然气源储量增长相对较小，不足400亿立方米。1991-1995年增长接近1000亿立方米，1996-2000年增长1500亿立方米。在2001-2005年，增长大幅上升至约3000亿立方米，而在2006-2010年，增长超过3200亿立方米。2011-2013年，常规天然气探明储量连续三年增长超过6000亿立方米，2013年新增常规天然气探明储量6164亿立方米。2014年新增探明常规地质储量9437亿立方米，同比增长53%。常规探明天然气产量持续增长，为大规模天然气生产奠定了基础。

2.煤层气

2012年，全国新增煤层气探明储量1344亿立方米，同比增长2.5%。2013年，全国新增煤层气探明储量236亿立方米。煤层气地质探明储量5754亿立方米，技术可采储量2850亿立方米，煤层气探明储量增长较快。煤层气储量的四分之三来自沁水盆地，四分之一来自鄂尔多斯盆地，其他地区煤层气探明储量相对较少。

2006年，全国已探明煤层气井和已开发煤层气井1373口，这一数字迅速增长，到2014年，全国煤层气井累计钻探1.8万口。经过多年勘探，沁水盆地已成为特大煤层气区，地质储量达4000亿立方米。鄂尔多斯盆地东缘已成为天然气靶区，地质储量超过1000亿立方米，煤层气产业发展基础良好。

3.页岩天然气

截至2013年底，我国尚未提交页岩气探明储量。2014年6月，我国首个页岩天然气探明储量通过有关部门审核。探明储量位于中石化涪陵气田焦石坝地区焦1 3井，面积106.45 km2，页岩气含层为龙马溪内五峰组。专家认为，灵沛页岩气田是典型的页岩气田。气田储层为海相深陆架质页岩，厚度大，丰度高。分布稳定，深度适宜，中间无隔层，与常规气藏有明显区别，具有典型页岩气特征，与北美典型海相陆架页岩气指标相似。贝陵页岩气田是一个资源质、量俱佳的优质海相陆架页岩气田。地层压力大，天然气成分好，气井产量大，开采尝试取得了良好的效果。试验井的产量很高，且产量长期稳定。专家评估组确定页岩天然气探明储量为1065亿立方米。2014年6月30日，焦石坝地区29口试采井的天然气总产量为320万立方米，累计天然气产量为6.11亿立方米。作为其中的一部分，第一口勘探井Coke IHF已经以每天6万立方米的产量稳定生产了一年半，累计天然气产量为3769万立方米。

三、加快国内天然气资源开发利用的市场化机制

1.明确发展路径

不同的发展道路需要不同的政策措施。有了明确的发展路径，就可以制定具体的政策措施来促进天然气的发展。

现有体制机制不变。这种发展道路是现有发展道路的延伸。根据国务院关于石油和天然气许可的规定，天然气勘探、开发和管道运输将全部由现有的国有石油公司经营。这种经营方式具有实现天然气集约化开发的优势，有利于规模化开发。然而，成本也很高，整体价格有些过高。天然气产区的价格尤其如此，供应明显滞后于需求。例如，四川、重庆和新疆的天然气价格和供给量没有明显优势。这样的制度导致使用天然气作为能源和原料的企业成本增加。

以变革加强市场引导，多元化发展。另一条发展路径是改变现有的许可经营制度，通过增强市场机制，引入多所有制企业开发天然气，进行附加勘探，实现多元化发展。通过市场竞争，实力最强、最具竞争力的企业得以生存，开展新的天然气勘探、开发项目和供应投资。这种发展方式需要解决许多问题，包括高质量的准备和矿产权的公平分配，石油和天然气项目服务的市场自由化，天然气管道的独立运营和公平使用，探明储量的营销和交易，以及强有力和有效的监督。否则，就会出现破坏市场改革的重大问题。

建议适当调整现有体制机制，适当开放常规油气经营权，先向国有大型能源企业开放油气矿业权，如已持有页岩气采矿权的国有能源企业，或向已进入海外油气领域的能源企业开放常规油气矿业权。引导这些企业进入国内常规和非常规油气勘探开发领域。

2.调整最低勘探承诺

1996年，我国《矿业法》及随后的相关立法规定，油气矿山探矿权持有人第一年投资不低于5000元/平方公里，第二年投资不低于7000元/平方公里，第三年投资不低于10000元/平方公里。在过去，低水平的勘探支出承诺没有考虑到通货膨胀。由于2003年以来油价逐渐上涨，石油公司的勘探开发成本也在不断增加。因此，10年前，一口勘探井只需3000-5000元，而现在，钻一口勘探井可能需要10000 - 20000元，有些井的费用甚至更高。

由于成本的急剧增加、价格计算的变化，维持如此低的勘探支出承诺基本上导致了投资的年度下降。以前，1亿元的勘探承诺可以钻3口勘探井，而现在，同样的支出只能钻1口勘探井。按面积划分的物理勘探承诺仅为15年前的三分之一至五分之一。大面积的天然气储量丰富，可能导致调查工作严重不足，严重影响天然气的发现和储量增产。

页岩气招标区域招标标准和管理要求使常规油气区域最低勘探承诺额在现有基础上提高了3-5倍，最低勘探承诺额为每平方公里3-5万元。提高最低勘探承诺量，将提高勘探效率，促进区域迅速退出，从而减少各扇区的占用面积，改变标注而不勘探的现状。与此同时，目前通过提前申请授权的制度可能会改变，以页岩天然气区域转让方法为例，该方法采用竞争模式转让现有的常规油气区块。国际公约为如何制定有效的封锁退出机制提供了范例。应该设立一个监管小组来监督立法和制度的实施。

3.保持合理的价格

不同的发展机制会导致不同的价格形成机制。因此，厘清天然气开发机制后，必须解决天然气价格问题。

目前，要求天然气价格上涨的呼声非常高，要求根据供热价值将天然气定价为石油价格的70%。天然气作为基础能源和经济社会运行的原料，价格过高或过低都不利于经济的整体发展。当价格过低时，生产者投资动力不足，天然气开发受到限制。当天然气价格过高时，这将使大量潜在消费者被排除在市场之外，这对整个国家的经济发展不利。近年来，美国天然气价格较低对经济复苏起到了重要作用，这一点值得考虑。

近10年来，我国天然气储量增长迅速，但产量年增长不足100亿立方米。造成这种情况的原因是石油和天然气热值价格的差距，特别是现有的特殊许可经营制度和高油价，使得企业更愿意投资石油生产。近期，油价下跌导致石油和天然气的热值定价趋于等值，加之我国天然气价格相对较高，石油企业对天然气生产的热情有所提高。为使天然气价格达到供需双方都能接受的市场价格，应适当开放天然气勘探开发市场，通过竞争机制形成价格，从而建立相对合理的天然气价格制定机制。

4.建立天然气探明储量贸易机制和贸易平台

近年来，我国年均探明天然气地质储量一直保持在5000亿立方米以上，预计今后几年还将保持快速增长。然而，探明储量没有及时开发，有些甚至长期未开发。造成这种情况的部分原因是已探明储量缺乏有效的经济动力。

建议为已探明和难以利用的储量建立一个贸易机制，允许这部分储量进入市场和转让。这将使它们到达能够经济有效地开发这些资源的企业手中，从而实现及时的开发和勘探。在这种制度下，企业可以通过转让已探明储量来收回勘探成本，而开发企业可以通过购买储量来获得开发机会。为了保证这些储量的及时开发，重要的是要避免储量的简单流通和不开发。

5.加快非常规天然气开发

我国拥有丰富的非常规天然气资源，其中页岩天然气和煤层气是独立的矿种，是非常规天然气开发的重点。页岩气可以快速开发，重庆涪陵焦石坝已经取得了成功，川南地区也取得了突破，只用了一年的时间就取得了成功。

对煤层气开发的额外支持。对煤层气开发的额外支持可以通过鼓励该行业盈利的政策来提供，目的是为能源安全和环境带来好处。煤层气企业开发煤层气的首要目标是获取煤层气商品并实现盈利。然而，在煤矿开采地区，地面和地下开采煤层气还有另一个主要目标：确保煤矿安全并减少气体排放。在许多方面，获取煤层气商品实际上是次要目标。这两种不同的心态需要相应不同的政策措施。

煤矿区煤层气开发是出于安全和环境保护的考虑。与煤炭开采和开发商密切合作，计划需要提前5年，以便通过部署老塘排水和其他煤层气项目，适当地远远领先于油井开采。鼓励和促进煤层气开采的政策可以利用独立企业在多个矿区进行大规模煤层气开采。政策，特别是促进煤层气开发的补贴，主要是针对直接利用这部分煤层气的企业。

如果不涉及煤炭开采，煤层气开发是一种商业活动，可以通过以奖励为重点的工业政策加以促进。部分煤层气矿区不在未来10-20年的煤炭规划区和煤炭开采区内。这些地区的煤炭开采为商业性煤层气开发，不存在煤矿开采安全和环境问题。这种活动不应享受适用于煤矿地区煤层气开发的优惠政策。在这种情况下，只要利用目前的优惠发展政策就足够了。值得注意的是，缺乏期限的补贴政策会使企业形成对国家补贴的依赖，导致煤层气行业长期处于不成熟的发展状态，无法健康稳健地发展。

参考文献

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作者信息：

谢正龙，男，汉族，1982年6月生，四川成都，中石油西南油气田分公司勘探开发研究院，油气田战略规划研究，硕士研究生，高级工程师，四川省成都市天府大道北段12号，610041

陈灯松，王晶，中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司勘探开发研究院，610041