中國天然氣供需形勢與展望

張抗

中國石油化工股份公司石油勘探開發(fā)研究院

中國發(fā)展國民經(jīng)濟的“十二五”規(guī)劃已執(zhí)行過半，迫切需要研究其執(zhí)行狀況、判斷屆時能否完成相應指標并及早部署對“十三五”規(guī)劃的相關研究。為此，筆者分析了國內(nèi)天然氣及燃氣的近期供需形勢，對“十二五”末期可能迖到的指標作了框架性預測，并對“十三五”的基礎性研究提出了一些建議，供參考。

在對中國天然氣的數(shù)字指標體系進行研究時，必須注意到其以下特點，這是進行深入探討的前提：①中國公布的天然氣產(chǎn)量包括常規(guī)氣和屬于非常規(guī)范疇的致密（砂巖）氣，在中國不斷向物性變差的儲層開拓時已逐步擴大到需要以水平井和壓裂才能獲得經(jīng)濟效益的致密砂巖油氣領域，但致密與否并沒有統(tǒng)一明確的界線，也缺乏對其儲、產(chǎn)量的系統(tǒng)統(tǒng)計數(shù)字，因而其儲、產(chǎn)量被并入常規(guī)氣公布；②目前對煤層氣儲、產(chǎn)量的管理不到位，其統(tǒng)計數(shù)出自多門，互相間有較大差別；③缺乏對商品氣量的認真統(tǒng)計，以至于許多人都把井口產(chǎn)量等同于市場供應量，以此思路作規(guī)劃往往“人為地”留下了供銷間的缺口——這在商品率相當?shù)偷拿簩託馍媳憩F(xiàn)更為明顯［1］；④目前中國燃氣的供應中未涉及煤制氣（包括焦爐煤氣）、生物制氣等非天然的人造氣，而在今后它們將規(guī)模投產(chǎn)，其市場供應量就不能再被忽略，它們出現(xiàn)在供應方的名錄中，這將使我們研究的對象從天然氣擴大成燃氣（國外常稱氣體燃料），其構成就變得較為復雜。

1 近期中國天然氣生產(chǎn)形勢的變化

1．1 天然氣儲量

我國現(xiàn)代天然氣工業(yè)起步晚于石油，到20世紀的后20年仍處于快速發(fā)展的青年期，天然氣地質儲量的年增長率可達兩位百分數(shù)，20世紀90年代約為17．3%［2］。但由于基數(shù)增大且新發(fā)現(xiàn)趨緩，年增長率到21世紀初就降到一位百分數(shù)，2001—2005年間為9．47%；近期的2005—2010年間為8．0%，2011、2012年分別為7．99%和9．53%。更值得關注的是可采儲量的變化。新發(fā)現(xiàn)和探明的天然氣儲量中致密砂巖氣所占的比重越來越大，儲量品級下降。再加上產(chǎn)量逐年攀升，導致剩余可采儲量（國外一般性統(tǒng)計表中所指儲量即為此）年增長率總體走低，以至于在21世紀初曾出現(xiàn)天然氣剩余可采儲量下降的局面，2011、2012年剩余可采儲量年增長率比地質儲量年增長率分別低1．37%、2．33%（表1）。在上述討論的基礎上，筆者設定2014年和2015年中國天然氣地質儲量年增長率和剩余可采儲量年增長率分別為8%和7%，預計2015年中國天然氣累計探明地質儲量和剩余可采儲量分別為13．616×1012m3和3．817×1012m3，即在“十二五”期間增加量依次約為4．48×1012m3和1．09×1012m3，從新探明天然氣地質儲量的數(shù)量上可能超額完成“十二五”規(guī)劃的指標（3．5×1012m3）。

表1 2005—2015年中國天然氣儲量變化表

1．2 常規(guī)天然氣和致密氣產(chǎn)量

中國天然氣產(chǎn)量變化呈現(xiàn)出明顯的分期性（圖1）。1996年產(chǎn)量超過200×108m3，到2003年達350×108m3，其間的年增長率為7．23%～12．73%，平均年增長率為8．71%。2004年產(chǎn)量超過400×108m3、2008年產(chǎn)量超過800×108m3，此期間以高年增長率（15．97%～18．96%，平均亦達18．07%）為特點。2008年后天然氣產(chǎn)量雖持續(xù)增長并在2011年越過1 000×108m3大關，但年增長率則大減，除2010年達11．23%外，其余皆明顯低于10%，平均年增長率為7．37%，甚至比1995—2003年期間的均值都要低1．34%。2005年后天然氣產(chǎn)量年增長率曲線已經(jīng)呈現(xiàn)出總體走低的趨勢。顯然這種年增長率的大幅持續(xù)下降與其構成中致密氣產(chǎn)量所占比例越來越大有關。2010—2012年的平均年增長率為6．07%，2013年初曾預測該年天然氣產(chǎn)量為1 150×108m3、與之相應的年增長率分別為7．77%。基于以上分析，筆者以8%的年增長率預測2015、2020年的中國常規(guī)氣加致密氣的總產(chǎn)量分別可能達1 340×108m3、1 970×108m3（表2）。若以2015年產(chǎn)量1 340×108m3計，則“十二五”期間的天然氣產(chǎn)量年增長率為7．16%。

圖1 1980—2013年中國天然氣產(chǎn)量和年增長率變化圖

表2 2010—2020年中國天然氣產(chǎn)量變化表

綜合天然氣儲量、產(chǎn)量的變化趨勢可以認為，我國天然氣的發(fā)展已出現(xiàn)由青年期向壯年期過渡的跡象［3］，增長速度已趨緩。

我國歷來缺乏權威的天然氣商品率的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，據(jù)未經(jīng)核實的內(nèi)部資料，2012年商品率為85．4%。近年來世界天然氣平均商品率為85%。以2015年將達到更高水平的90%計，屆時我國常規(guī)氣加致密氣的商品氣量應為1 206×108m3。

1．3 頁巖氣、煤層氣和煤制氣

1．3．1 頁巖氣

美國頁巖氣革命的成功在中國激起了強烈反響，已進行了第一次全國頁巖氣資源量評價并召開了多個的研討會。但投入的實物工作量仍相當少，真正壓裂試采的水平井更少，并沒有真正形成什么“頁巖氣熱”。2012年3月我國公布了《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（2011—2015年）》（以下簡稱《規(guī)劃》）。《規(guī)劃》強調(diào)進行資源潛力調(diào)查與評價、勘探開發(fā)關鍵技術及裝備攻關研究和建立技術標準、產(chǎn)業(yè)政策體系等工作，“為‘十三五’頁巖氣快速發(fā)展奠定堅實基礎”。《規(guī)劃》還要求“建成一批頁巖氣勘探開發(fā)區(qū)，初步實現(xiàn)規(guī)模化生產(chǎn)”并設定2015年探明頁巖氣地質儲量6 000×108m3、可采儲量2 000×108m3、產(chǎn)量65×108m3的目標。幾年來，中國頁巖氣開拓邁出了艱難的第一步，在短時間內(nèi)對全國不同類型（海相、陸相、海相交互相煤系）、不同時代（早古生代、晚古生代、中生代、新生代）的暗色頁巖開展了研究，完成了一批探井和水平井壓裂試釆［4］。特別應指出的中國接受美國因氣價大降而“被動地”從頁巖氣向頁巖油發(fā)展的教訓，一開始就走上頁巖油、頁巖氣并舉的路［5］。但是，由于投資太少、工作量嚴重不足，從目前的情況看到2015年只能在幾個先行的試驗井組上實現(xiàn)試采，無法以區(qū)塊“工廠化”開發(fā)井網(wǎng)實現(xiàn)規(guī)模化生產(chǎn)。從目前的動態(tài)測算，在2013年僅能產(chǎn)頁巖氣近2×108m3，2015年有可能達到6×108m3的商品氣貢獻量。研究者中有不少人認為目前的《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃》中所擬產(chǎn)量65×108m3的目標有可能在2020年左右實現(xiàn)。

非常規(guī)氣，特別是頁巖氣求取探明儲量的要求與常規(guī)氣不同，它不但要求有較密鉆井的有效控制而且還要有一批單井試采（試采期一般1～2a）的可靠數(shù)據(jù)。顯然，完成上述《規(guī)劃》提出的探明頁巖氣儲量的指標是不可能的。能有幾個區(qū)塊完成頁巖氣儲量的試算，從而修訂出較為可行的頁巖氣儲量規(guī)范草案就算是很理想的了。

1．3．2 煤層氣

筆者一開始就指出目前國內(nèi)煤層氣管理不規(guī)范，不同單位給出的儲產(chǎn)量數(shù)字相差較大的問題。按現(xiàn)行法規(guī)，煤層氣與常規(guī)油氣一樣，其勘探開發(fā)區(qū)塊屬國家一級登記管理［6］，也應由國家儲量管理委員會審批其儲、產(chǎn)量并按年度公布其儲、產(chǎn)量平衡表。煤層氣的相關數(shù)據(jù)也確實列入了《全國油氣礦產(chǎn)儲量公報》，如在其2012年公報中給出煤層氣的下列數(shù)據(jù)：累計探明地質儲量5 430×108m3、剩余可采儲量2 191×108m3，當年產(chǎn)量10．53×108m3。而按各公司發(fā)表產(chǎn)量的匯總，2012年全國煤層氣產(chǎn)量為125×108m3，其中地面抽采25．7×108m3。按2013年9月23日中國政府網(wǎng)國家能源局答記者問所載，2012年地面抽采27×108m3，其中利用20×108m3；煤礦排釆114×108m3，其中利用38×108m3。對比以上3組數(shù)據(jù)可知：①列入國家儲委審批儲量并記錄其年產(chǎn)量的僅只為各公司的部分勘探開發(fā)成果，這意味著管理滯后且不規(guī)范；②不同部門所報產(chǎn)量、利用量存在著較大差別。

即使按各公司所報產(chǎn)量來計算，我國的煤層氣產(chǎn)量也長期未達到近期各五年計劃的要求，特別是地面鉆井抽采量和礦山排采氣的利用率兩個指標差得更遠。“十一五”期間煤層氣儲量增長僅達指標的60%，2010年煤層氣產(chǎn)量指標應為100×108m3（地面抽采和礦山排采各占一半）、利用率為80%，統(tǒng)計數(shù)字為產(chǎn)量僅86×108m3（地面抽采僅15．7×108m3）、利用率僅39．6%，即商品氣僅34×108m3。按“十二五”的要求2015年煤層氣產(chǎn)量應為300×108m3，其中地面抽采為160×108m3、利用率應達100%。但2012年地面抽采量遠低于該年應達到的指標，更令人關注的是其利用量為52×108m3、利用率僅41．6%，比2011年反而降低了4．6%［7］。據(jù)2013年一季度的統(tǒng)計結果，完成抽采和利用目標的僅有7省，山西、河南、甘肅、山東等產(chǎn)煤大省都在未達標之列，且湖南、云南分別僅為目標值的15%、6．5%，江蘇、新疆的利用率為零。由于基礎性研究不足，鉆井完井和儲層改造工藝上存在缺陷，已鉆井的產(chǎn)氣比例和達到工業(yè)產(chǎn)量的比例都明顯低于預期，經(jīng)濟效益普遍欠佳。為此，作為主要生產(chǎn)者的中國石油天然氣股份有限公司2013年初比原計劃投入井數(shù)減少了1 000口，這使得生產(chǎn)形勢更難樂觀。如果前面提到的2011年、2012年的利用（商品）量是可信的話，筆者按照兩年間的商品煤層氣年增長率23．7%推算，2015年商品量應達到100×108m3。但如果考慮到實際利用率增加的困難，并進而把礦山排采氣按其實際烷烴含量折合成一般（標準）天然氣計（見下述），把2013年實際煤層氣供應量定為15×108m3并預測2015年實際供應量為40×108m3是較合適的。按上述兩數(shù)字兩年間煤層氣商品量的平均年增長率達63．3%。

此外，“十二五”規(guī)劃要求新增煤層氣探明地質儲量1×1012m3，是《全國油氣礦產(chǎn)儲量公報》所載2010年累積探明儲量2 734×108m3的近3．66倍，是2010—2012兩年間新增儲量2696×108m3的3．71倍。但從上述長期未能完成計劃的情況看，兩年后達到“十二五”要求的新增探明儲量和煤層氣商品量指標是很困難的。對我國的煤層氣儲量來說，更重要的不在于增加量，而在于首先應建立規(guī)范的儲量計算、申報、審批、管理體系。

1．3．3 煤制氣

從相對富煤的資源特點出發(fā)，我國一直在進行發(fā)展煤化工的探索、試點，以作為油氣代用品并作為煤炭清潔化利用途徑之一，其中以煤制氣項目相對成熟。已建成的內(nèi)蒙古自治區(qū)克什克騰旗年產(chǎn)40×108m3煤制氣的產(chǎn)能，待配套的管線建成后即可投產(chǎn)，在2014年向北京供氣問題不大；阜新至沈陽（北清）煤制氣管線已于2013年9月貫通，其年產(chǎn)（輸）氣能力為10×108m3。上述兩管線可望在2015年達到設計輸量50×108m3。國家已批準新疆伊寧、準噶爾東部諸煤田建設煤制氣廠和專用東輸管線的立項。但完成整個產(chǎn)輸系統(tǒng)的配套并規(guī)模投產(chǎn)可能要到“十三五”中后期。我國一直有城市煤制氣的生產(chǎn)歷史，近年焦爐煤氣的利用和產(chǎn)業(yè)鏈延伸已取得令人鼓舞的進展，可以將這兩種煤制氣在2015年的商品供氣量估計為5×108m3。這樣的話，2015年全國煤制氣的總商品量可達55×108m3。

我國目前僅有少量生物制氣（沼氣）發(fā)電的試點，但缺乏其商品氣量的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，估計其規(guī)模生產(chǎn)也只能在“十三五”期間實現(xiàn)。

綜上所述，可以預測2015年我國燃氣（常規(guī)天然氣、非常規(guī)天然氣、煤制氣）商品量為1 307×108m3，匡算可計為1 310×108m3，這可視為國產(chǎn)燃氣的總供應量。

2 近期中國燃氣消費和進口形勢的變化

2．1 天然氣消費量

比較歷年來國家統(tǒng)計局發(fā)布的天然氣產(chǎn)量和消費量數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)：2006年及以前天然氣產(chǎn)量大于消費量且其差值越來越大，如1995年其差值為2．1×108m3、2006年為27．4×108m3，差值是否部分反映了油氣產(chǎn)、輸中的自用和消耗，目前尚無來自實際數(shù)據(jù)的解釋；2006年后則恰恰相反，而且消費量與產(chǎn)量間的差值迅速增大，如2007年為13．8×108m3、2012年則達378．6×108m3。后者反映出天然氣進口量日趨增大。

筆者依據(jù)國家統(tǒng)計局的數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計的結果表明：1995—2000年間、2000—2005 年間、2005—2011年間，我國的天然氣消費量年增長率依次為6．67%、13．80%、18．69%，其中2007年達25．61%，2011年仍達21．50%，顯然呈快速增加之勢。但2011年后情況有所變化，2012年年增長率突降至10．60%，從2013年上半年的統(tǒng)計的實際消費量為820×108m3、同比增加14．6%；以全年消費量同比增加14．8%計、年消費量為1 660×108m3。筆者認為，這個變化反映出消費量年增長率曲線可能已出現(xiàn)了拐點，今后以5年計的平均年增長率大于20%的可能性不大。

近年的市場形勢是扭曲的低氣價使進口者和生產(chǎn)者均處于虧損狀態(tài)，這成為向成本較高（特別是勘探開發(fā)初期）的非常規(guī)氣投資力度不大的原因之一。如無其他條件配合，高氣價對消費方的抑制將會日趨凸顯。但在目前確保不突破通脹率上限的方針下，氣價上漲又會受到許多方面的限制。如氣價長期不能反映市場供需形勢和綜合成本，低氣價壓抑生產(chǎn)和消費增長勢頭的情況將難以在近期發(fā)生改變。在此兩難情況下，筆者設定2014、2015兩年的年我國天然氣消費增長率為18%，“十三五”期間年增長率為16%，則2015、2020年的消費量分別為2 310×108m3、4 850×108m3（表3）。誠然，任何預測都是有前提條件的，如果改革到位、價格理順，天然氣消費量年增長率有可能稍高，反之亦然。

表3 2011—2020年中國天然氣消費量變化表

2．2 天然氣進口量

我國有統(tǒng)計數(shù)的天然氣進口始于2006年，但直到2008年天然氣凈進口量仍相當?shù)汀?009年天然氣產(chǎn)量年增長率劇減至6．19%，促使凈進口量出現(xiàn)增速加快的拐點，天然氣進口依存度為4．9%。以上趨勢的持續(xù)發(fā)展，使2010—2012年天然氣進口量快速增長，2012年的進口依存度達26．2%。2013年的氣價調(diào)整使上半年的天然氣進口量增速降低，但從走勢看，下半年的進口量仍會增加，故預測2013年全年天然氣進口量可達550×108m3，進口依存度將達33．1%（表4）。2012、2013年我國天然氣進口量的年增長率分別為29．94%和34．80%，按上文對2015年天然氣消費量和供應量的預測，其差值為1 000×108m3，需要以進口氣來加以補充。從表4中還可發(fā)現(xiàn)，2010年以來我國天然氣出口量持續(xù)降低，與迅速增加的進口量相比，似可忽略，故可在2015年及以后的預測中可將進口量視為凈進口量。

表4 2005—2013年中國天然氣進口量和對外依存度表

按田春榮的資料，2012年我國進口天然氣399×108m3（這與表4的值不同，但亦在因統(tǒng)計范圍有所差異而形成的合理差值之內(nèi)），其中來自中亞的管道氣199×108m3、液化天然氣（LNG）200×108m3［8］（約合1 470×104t）。原定該年投產(chǎn)的6座 LNG接收站己在2012年秋全部建成，設計年接收能力1 880×104t（約合260×108m3），經(jīng)過磨合其2015年完全可達到設計的年進口量。中緬油氣管線2013年已基本建成，2015年亦可達到設計進口量120×108m3。根據(jù)2013年9月中國與土庫曼斯坦之間達成的協(xié)議，到2013年可完成中國—中亞天然氣管線C線建設、氣田開發(fā)工程亦將取得重大新進展，2015年向中國供氣300×108～350×108m3是有可能的。這樣，已投產(chǎn)的LNG接收站和屆時可進口的管輸天然氣就可有680×108～730×108m3的進口能力。這與前述的該年需進口氣1 000×108m3之間尚有270×108～320×108m3的差距。顯然，如需滿足2015年預期的消費量，還需再補充新措施以增加進口。這樣，原擬在2015年建成的7座LNG接收站必須有一部分的第一期工程提前到2014年底建成并具備接收、輸氣能力，使LNG年進口量比原定再增加150×108～200×108m3。另外從中亞進口的天然氣量還要加大，爭取達到年輸氣量450×108～500×108m3的規(guī)模。為此，就需要立即著手布置并落實相應的工作。

令人擔憂的是曾在我國冬季出現(xiàn)的“氣荒”近年又有再現(xiàn)并擴大之勢。這不僅與年供應量的缺口有關，也與調(diào)峰等配套措施嚴重不足等有關［9］。2011年“氣荒”僅出現(xiàn)在山東、湖南個別地方，2012年已擴大到北京、湖北、浙江、江蘇、內(nèi)蒙古等十余省的部分地區(qū)。連續(xù)的霧霾迫使不少地方（特別是華北地區(qū)）提前部署了煤改氣工作，使該年淡季已出現(xiàn)局部的限氣現(xiàn)象，預計今冬明春的氣荒可能更為嚴重，其影響面可更大（可能要包括西氣東輸?shù)纳稀⒅杏危恍㎜NG企業(yè)也有出現(xiàn)限供、斷供的擔憂。今后城市化進程加快和環(huán)保壓力增大，將對燃氣供應形成更大的壓力。歷史經(jīng)驗再次提醒我們，不僅要關注燃氣的供應量和進口量，還要注意其中、下游的配套設施建設，特別是要有相應的調(diào)峰能力。

3 對“十三五”中國天然氣目標研究的建議

中國經(jīng)濟正處于發(fā)展轉型和結構調(diào)整中，經(jīng)濟體制改革也進入了深水區(qū)。在此時，深入總結過去，特別是前幾年的經(jīng)驗教訓并提前開展“十三五”能源規(guī)劃研究是及時和必要的。這里僅基于本文的討論，就天然氣規(guī)劃的基礎性研究提出一些建議，以期拋磚引玉。

3．1 完善天然氣的統(tǒng)計管理

就常規(guī)油氣來說，我國已形成了一套貫穿上中下游的統(tǒng)計和管理體系，其中大部分已與國際接軌，這為正確認識的取得奠定了基礎。但對非常規(guī)油氣來說卻還存在著相當多的問題，甚至連基本數(shù)據(jù)都不清，那又何談研究！

3．1．1 必須完善商品氣的統(tǒng)計和研究

囿于計劃經(jīng)濟體制，我國長期把生產(chǎn)量和實際供應量混為一談，缺乏產(chǎn)品的商品率概念，正是這一點沒與國際慣例接軌。各生產(chǎn)公司所統(tǒng)計的井口產(chǎn)量是所有統(tǒng)計的基礎，由此向上游追溯而形成與累積探明地質儲量和可采儲量、年產(chǎn)量和累積產(chǎn)出量、剩余可采儲量間的平衡表。但井中生產(chǎn)的氣有部分在出井口后就被分離出凝析油（在統(tǒng)計上已列入石油范疇）、部分氣作為油氣田內(nèi)用的動力和燃料、更有相當部分為增產(chǎn)油而回注地下（這在以伴生氣為主且更重視采油的中東很普遍，在我國老油區(qū)亦有漸增多的趨勢），但也有相當部分放空燃燒（俗稱點天燈）。即使進入外輸管道門站的氣也可能因運輸而損耗，如作為增壓站的動力燃料。在LNG生產(chǎn)、運輸和再氣化的過程中也有類似的損耗。除去以上各種天然氣產(chǎn)—銷過程中的使用、損耗后，真正可以作為商品供應天然氣消費市場的量與井口產(chǎn)量的比稱為商品率。在不同條件下其值可差別相當大，天然氣勘探開發(fā)初期，放空和損耗量可很大，商品率多較低。按法國國際天然氣信息中心（CEDIGAZ）多年的統(tǒng)計，世界天然氣總產(chǎn)量的商品率在上世紀末期以來多在80%～85%［1］，例如2006年回注、放空、其他損耗依次占總產(chǎn)量的11．0%、3．3%、5．7%，則其商品率僅80%。此外還應注意到，如果對某些低產(chǎn)氣井（包括初期的非常規(guī)氣生產(chǎn)）予以補貼也必須以實際銷售的商品量計，將內(nèi)部使用量、放空等計入并要求給予補貼是非常不合理的。

顯然，在完善的市場經(jīng)濟中應以商品氣量作為研究消費量、進口量關系的平衡條件。建議在今后的規(guī)劃預測中補上這一被忽視的環(huán)節(jié)。但從中國的具體實際出發(fā)，如何計算商品率才符合客觀情況，對“十二五”末期和“十三五”采用90%的商品率作為商品量預測是否合適，尚需認真研究。

3．1．2 完善對煤層氣的統(tǒng)計管理

從以上的論述中可以看出，即使僅計算在國家登記獲得的勘探開發(fā)權的區(qū)塊，其煤層氣勘探和開發(fā)也未被納入法定部門的全程監(jiān)管之中。從儲量上看，業(yè)內(nèi)人士都知道，各公司已初步審批的常規(guī)油氣探明儲量在被法定的審核部門（國家礦產(chǎn)儲量委員會）審核時往往也會有相當幅度的縮減。此外，現(xiàn)行儲量規(guī)范還規(guī)定，在投入開發(fā)后按規(guī)定期間必須進行儲量復算，這對需要以較密集的生產(chǎn)井、以能反映實際產(chǎn)能的單井產(chǎn)量變化曲線來確定探明儲量和采收率的非常規(guī)油氣更加重要。為了從源頭上奠定科學管理的基礎，總結經(jīng)驗進一步完善符合中國實際的煤層氣各項規(guī)范、標準，堅持嚴格的儲量管理制度是必要的。

煤層氣的兩大構成（地面抽采和礦山排采）之間在開發(fā)利用上有著相當大的差別。從成分上看，地面打井采得的煤層氣幾乎為純甲烷，而井下排采的煤層氣中卻混有大量空氣，有的甲烷濃度為低、極低。在國際天然氣研究中強調(diào)以標準立方米（Nm3）來加以計量，就是要求對不同濃度烴含量的氣體之間按標準進行折算。簡單地將地面抽采和礦山排采的產(chǎn)出量相加而得出煤層氣產(chǎn)量、簡單地以二者的利用量相加得出煤層氣的利用量，都是很不合理的，甚至會產(chǎn)生誤導。地面鉆井抽采煤層氣的利用與一般天然氣有相似之處，但目前利用率之低已令人痛心，而礦山排采的煤層氣利用難度卻更大。顯然，對后者更應強調(diào)被實際利用的商品率。煤礦區(qū)的條件使其一般并不缺電更不缺煤，利用煤層氣的主要用途是發(fā)電。雖然我國已研制出專門使用低、極低濃度煤層氣的多種發(fā)電設備，但煤礦缺乏另外出資再建立一套煤層氣發(fā)電用電系統(tǒng)的積極性，而進入外輸電網(wǎng)既難實現(xiàn)也不夠本（補貼政策亦難以到位）。對今后相當長時間內(nèi)處于低煤價期的整個煤炭工業(yè)，特別是一般中小煤礦，今后要改變現(xiàn)狀加大其煤層氣利用率將是很困難的，對此應有充分估計和良好對策。

更令人擔心的是煤層氣管理體制。國務院在2013年9月發(fā)布的《關于進一步加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽釆利用的意見》的93號文，在許多方面都比過去的相關文件有更多促進煤層氣發(fā)展的規(guī)定，這是應充分肯定的。但該文在涉及許多影響煤層氣發(fā)展的關鍵性問題上仍僅停留在原則、方向和框架上，缺乏明確的可操作性。如對煤層氣勘探開發(fā)區(qū)塊審批的數(shù)量少、其區(qū)塊與煤礦、石油企業(yè)間存在嚴重的矛盾上仍沒拿出具體辦法。對煤層氣如何進入已有輸氣管線亦無明確的規(guī)定，至于提高其利用率也未能給出有力、可行的措施。在改革已進入深水區(qū)時，如不能從體制上破除影響煤層氣發(fā)展的根本性障礙，將難以改變長期以來其進展很緩慢的局面［7］。

3．1．3 建立頁巖氣的監(jiān)管體系

我國頁巖氣僅邁出了試探性的第一步。作為新設定的獨立礦種，雖然許多規(guī)章和管理辦法可借鑒常規(guī)天然氣、借鑒美國頁巖氣的經(jīng)驗，但仍需更多的創(chuàng)新。首先就是要完成從地質勘探、儲量審批、開發(fā)作業(yè)的整套規(guī)范、標準的制定，這是難以一蹴而就的。目前需要集中力量先編制急需的各類草案或征求意見稿，經(jīng)過一輪實際操作實踐，爭取在數(shù)年內(nèi)形成包括管理體制環(huán)境監(jiān)測在內(nèi)的可作為工作指南和監(jiān)管依據(jù)的規(guī)范規(guī)章并爭取進入國家標準、行業(yè)標準系列。這一工作現(xiàn)已開始，如頁巖氣儲量規(guī)范已擬出征求意見稿，初步反映是尚需作較大的補充完善。特別是針對不同類型（如海相、陸相、海陸交互相煤系等）的頁巖氣，對與常規(guī)氣、致密氣、煤層氣緊密共／伴生時的頁巖氣應有不同要求。這之中有的是美國所未涉及的、有的是在常規(guī)油氣亦無明確標準、規(guī)范可借鑒的。

順便指出，這一類工作對煤層氣、致密氣等也是不夠完善的。上述的國家儲量通報中對煤層氣覆蓋面很窄即是一例。致密氣在美國等國家作為獨立的非常規(guī)氣種類，單獨統(tǒng)計其儲、產(chǎn)量，而在我國卻混同于常規(guī)氣，特別是缺乏對大量運用水平井、壓裂等技術體系的新規(guī)范系統(tǒng)（包括致密氣儲量規(guī)范），這對致密油氣的持續(xù)發(fā)展也是不利的。

3．2 正視發(fā)展中的困難，避免高指標

回顧近年來我國天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，許多研究者都注意到一個現(xiàn)象：對天然氣的增長給予很高的期望、形成高指標的強大壓力，但某些指標又屢屢不能完成，有的甚至要推遲一個周期（5年左右）才能實現(xiàn)。這說明我們對中國天然氣、能源的形勢和發(fā)展規(guī)律認識不夠深入。換言之，應加強實事求是、有創(chuàng)新和預見的基礎性研究。

筆者認為在分析近期天然氣生產(chǎn)形勢時必須注意到我國所統(tǒng)計的天然氣產(chǎn)量年增長率已由兩位百分數(shù)下降到一位百分數(shù)的事實。其受以下因素的制約。

1）常規(guī)氣勘探開發(fā)技術日趨成熟，部分老氣田產(chǎn)量趨穩(wěn)甚至降低，這甚至涉及投產(chǎn)時間并不長的主力氣田。如鄂爾多斯盆地最大的常規(guī)氣田——靖邊氣田2011年產(chǎn)氣量為46．72×108m3，2012年開始下降，為43．98×108m3；中國石油西南油氣田公司在四川盆地最大的大天池氣田，2010年產(chǎn)氣量為33．46×108m3，2012年就降到27．73×108m3。

2）常規(guī)天然氣由氣層氣和油田伴生氣（溶觧氣）構成，后者的商品率偏低，其井口產(chǎn)量隨石油產(chǎn)量變化而起伏且在東部老油區(qū)已呈降勢［10］。

3）非常規(guī)的致密氣產(chǎn)量在我國天然氣總產(chǎn)量中的比例日趨增大，這在中國氣層氣的主要產(chǎn)區(qū)鄂爾多斯和四川兩盆地表現(xiàn)尤為明顯，其增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的影響因素與常規(guī)氣有所差別。

4）其他非常規(guī)氣（煤層氣、頁巖氣）的產(chǎn)量增長需要一個逐漸加速的過程，需要以適應中國地質條件的特殊性并形成相應有特色的配套技術體系為前提［11］。

5）天然氣產(chǎn)量基數(shù)快速增加，即使年增量有所增大，但年增長率值卻仍有可能降低。

從以上分析看，筆者在預測“十三五”期間中國天然氣產(chǎn)量增長時采用8%的年增長率數(shù)值可能并不是一個低值。

3．3 改革進程是制約油氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關鍵因素

以上的分析僅限于影響油氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的一些資源本身的客觀因素，而從中國國情出發(fā)來分析，影響油氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展更重要的是其社會環(huán)境，是其經(jīng)濟體制中的問題和市場經(jīng)濟發(fā)育程度的不完善。這在煤層氣、頁巖氣上表現(xiàn)尤為突出［10，12］。

具有合法的勘探開發(fā)區(qū)塊是油氣上游運行的前提。按現(xiàn)行法規(guī)，常規(guī)油氣、致密油氣、煤層氣的區(qū)塊管理權歸國家委托的國土資源部，且唯有大型石油國企才有準入資格。有關法規(guī)還要求如未在規(guī)定期限內(nèi)完成約定工作量并上交報告和地質資料就須縮減甚至退出區(qū)塊，但事實上這些規(guī)定卻未能認真執(zhí)行。以至于幾乎所有可進行這類油氣勘探的有利區(qū)塊被少數(shù)企業(yè)壟斷，區(qū)塊進入—退出機制成為“死水一潭”。對于煤層氣來說，不僅已登記區(qū)塊甚少，而且存在與煤礦區(qū)塊重疊的矛盾。頁巖氣作為新礦種雖放寬了區(qū)塊準入條件，但卻只能將開放區(qū)塊局限于未被常規(guī)油氣、煤層氣登記的沉積盆地邊角地區(qū)。這些邊角地區(qū)大多地質條件不理想而且交通困難，對剛進入油氣行業(yè)的公司更增加了運作難度，不利于頁巖油氣的起步。區(qū)塊和上游的壟斷僅是一例，在中、下游各環(huán)節(jié)也存在著不同程度的行政壟斷和管理體制上的問題［13－14］。

油氣改革能否在深水區(qū)破冰行進成為中國油氣產(chǎn)業(yè)能否持續(xù)發(fā)展的關鍵因素。期待這一輪改革能在“十二五”后半期取得突破性進展，以求在“十三五”中期能在全國范圍內(nèi)推廣實施、在“十三五”后期可收獲改革紅利。正是由于對打破壟斷、深化改革的進程還缺乏明晰的判斷，對如何形成“國進民進”充滿活力的油氣市場、何時明顯改變某些不利趨勢也難以做出回答，故筆者沒有對2020年我國的燃氣供應量、消費量、進口量做出預測。

從這個角度看，本文的預測值同樣也帶有相當?shù)牟淮_定性，其只是進展比較順利時的一種可能。如果體制改革的實施在短期內(nèi)難獲實效、天然氣產(chǎn)業(yè)鏈的各環(huán)節(jié)未能配套，則我國天然氣產(chǎn)量、進口量和消費量的預測值也會打折扣。反之，則上述各項指標還有可能稍高。

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