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孙慧,等:中国天然气产业链优化的思路与建议

时间：2023-03-19 来源： 浏览：

孙慧,等:中国天然气产业链优化的思路与建议

上海石油天然气交易中心
上海石油天然气交易中心

shpgx2015

上海石油天然气交易中心是由国家发改委、国家能源局指导，上海市政府批准，新华社、中石油、中石化、中海油等组建的国家级能源交易平台、信息交互平台、金融服务平台。

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以下文章来源于油气与新能源 ，作者油气与新能源

油气与新能源 .

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SHPGX导读 ： 从2004年12月30日西气东输一线全线商业运营至今，中国天然气产业始终保持较快增长，成长为增长最快的化石能源，产业规模、管网里程、覆盖人口、用气区域等均取得骄人成绩，但保供、改革等标签也始终伴随发展全程。在新的历史时期，天然气产业如何进一步优化发展，如何平衡保供和改革，如何协同发展与减碳等始终是全行业关心的热点问题。本文将从商品市场结构、主要制度规则、市场监管3个方面梳理和深入分析天然气产业链上中下游不同环节发展需要重点解决的主要问题，并提出相关建议。

作者简介

第一作者：孙慧，女，博士，高级工程师，助理研究员。主要从事天然气战略规划、政策制定和市场研究工作。E-mail：sunhui@pku.edu.cn。
通信作者：杨雷，男，博士，研究员。现任北京大学能源研究院副院长，主要从事能源转型、能源改革和全球能源治理方面的研究工作。E-mail：yanglei.energy@pku.edu.cn。

中国天然气产业链优化的思路与建议

孙慧 1 ，杨雷 1 ，都兴恺 2

1.北京大学能源研究院；2.国家石油天然气管网集团建设项目管理分公司

摘要

天然气作为消费增长最快的化石能源，其产业链平衡有序发展对加快中国实现“碳中和”目标，优化能源消费结构发挥着重要作用。以天然气产业上中下游整个产业链为研究对象，综合应用产业组织理论和市场体系理论分析方法，从商品市场结构、主要制度规则、市场监管3个方面梳理了天然气发展现状，分析了天然气产业链优化需重点解决的主要问题，并提出了相关建议。认为中国天然气产业链优化需合理解决上游勘探开发放开与天然气保供之间的节奏问题，天然气价格机制构建与行业竞争力之间的共鸣问题，天然气近期规模增长与远期降碳之间的协同问题。建议深化改革，加快促进天然气供应主体多元化；创新驱动，稳步推进价格改革与市场化发展；主动作为，建立健全天然气监管体系；战略思维，科学谋划天然气转型升级。

关键词

天然气；产业链；改革；优化

0  引言

从2004年12月30日西气东输一线全线商业运营至今，中国天然气产业始终保持较快增长，成长为增长最快的化石能源，产业规模、管网里程、覆盖人口、用气区域等均取得骄人成绩，但保供、改革等标签也始终伴随发展全程。在新的历史时期，天然气产业如何进一步优化发展，如何平衡保供和改革，如何协同发展与减碳等始终是全行业关心的热点问题。

本文将从商品市场结构、主要制度规则、市场监管3个方面梳理和深入分析天然气产业链上中下游不同环节发展需要重点解决的主要问题，并提出相关建议。

1  中国天然气行业发展现状
1.1　商品市场结构发展
1.1.1  国内勘探开发环节市场结构
目前国内天然气勘探开发主要以中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）、中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）和中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）3家石油公司以及省属国有企业陕西延长石油（集团）有限责任公司（简称延长石油）为主。2021年上述4家企业天然气产量合计2 003×10 8  m 3 ［1-4］ ，占天然气总产量的比例高达96.5%。
为推动上游主体多元化，国家从2011年开始大力推进矿业权特别是探矿权改革。2011—2019年先后开展了10多次体制内外常规、非常规油气区块探矿权竞争性出让活动。2019年12月31日，自然资源部正式出台自然资规〔2019〕7号《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（简称7号文），全面放开了油气上游市场，规定凡是在中华人民共和国境内注册，净资产不低于3×10 8 元人民币的公司，均有资格按规定取得油气矿业权，包括外资企业和民营企业。在降低勘探开发准入门槛的同时，对探矿权期限也有大幅度调整，规定探矿权申请延续登记时应扣减首设勘查许可证载明面积（非油气已提交资源量的范围/油气已提交探明地质储量的范围除外，已设采矿权矿区范围垂直投影的上部或深部勘查除外）的25%，其中油气探矿权可扣减同一盆地的该探矿权人其他区块同等面积。 7号文出台后，油气区块退出力度明显加快。 据不完全统计，截至2021年底，中国石油、中国石化、中国海油登记油气探矿权区块面积大幅下降，累计退出面积已超过100×10 4  km 2 。油气勘探开发市场主体由前述提及的4家企业增加至40家以上。其中，2021年自然资源部授权新疆维吾尔自治区先后开展了5次常规油气区块探矿权竞争性出让活动，共出让区块18个，面积约1.53×10 4  km 2 ，其中64%的区块面积由前述4家企业之外主体获得。
1.1.2　天然气进口环节市场结构
天然气进口包括管道天然气（PNG）进口和液化天然气（LNG）进口两种。目前，除新疆广汇实业投资（集团）有限责任公司（简称新疆广汇）从哈萨克斯坦进口少量管道气外，绝大部分管道天然气进口由中国石油完成，从西北、东北和西南3个方向分别进口中亚、俄罗斯和缅甸天然气。2021年中国共进口管道天然气595×10 8  m 3 （根据海关总署公布数据折算），其中中国石油进口约593×10 8  m 3 ，占管道气进口总量的99.7%。中国进口主体多元化主要体现在LNG进口方面。目前中国LNG进口已经基本实现国别多元化和主体多元化。根据海关总署公布数据，2021年中国LNG进口量7 880×10 4  t（约1 103×10 8  m 3 ）。从资源来源看，LNG进口国/贸易伙伴已经达到了27个，澳大利亚、卡塔尔、美国和马来西亚是主要进口国，合计占比72.7%，其中澳大利亚是最大进口LNG来源国，2021年进口量3 110×10 4  t（约 435×10 8  m 3 ），占进口LNG总量的比例接近40%。
从进口主体看，在中国石油、中国石化、中国海油基础上，大型燃气公司、省级能源企业、省级管网公司、大型发电集团等向上游资源供应延伸已成为趋势。初步统计，除以上3家石油公司外，目前已进入LNG采购领域的国内企业有20多家，包括浙江能源集团有限公司、申能（集团）有限公司、河北建设投资集团有限公司等省级能源公司，北京市燃气集团有限责任公司、新奥燃气投资有限公司、深圳市燃气集团股份有限公司等大中型燃气公司，中国华电集团有限公司、深圳能源集团股份有限公司等发电企业，新疆广汇、广东九丰燃气科技股份有限公司等LNG分销企业。新进入LNG进口市场的主体主要有3种途径获得LNG接收站使用权利：一是借助国家石油天然气管网集团（简称国家管网集团）LNG接收站的公平开放，二是通过自身在LNG接收站的股比获得使用权利，三是自主投资建设LNG接收站。

1.1.3　天然气输送环节市场结构

天然气输送包括气态输送和液态输送两种形式，以管道为运输介质进行气态输送是主要形式。目前，国家级管道已经全部收归于国家管网集团。截至2021年底，中国天然气长输管道总里程接近8.4×10 4  km ［5］ ，形成以西气东输、川气东送、陕京管道、西南管道等为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国性供气网络 ［5］ ，构建了“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的格局。
据不完全统计，中国31个省级行政区（香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省除外）中有实质性业务的省级管网公司共涉及14个省的19家公司，管道长度超过2×10 4  km。其中，绝大部分按照“一省一公司”的模式设置，只有山西、湖南等少数省份同时存在多家公司 ［6］ 。国家管网集团成立之前，省级管道以地方独资或控股为主。国家管网集团成立后，中国石油、中国石化、中国海油在省级管网公司中所持股权全部转入了国家管网集团。据不完全统计，国家管网集团持有广东、浙江、贵州、湖南、江西、福建、江苏、山西、湖北、内蒙古、河南等16家省级管网公司股权（见表1），管道长度合计超过9 000 km，是国内持股省级管网最大的企业。

表1　国家管网集团部分持股省级管网公司情况

注：根据网络资料整理。

1.1.4　下游销售环节市场结构

中国石油、中国石化、中国海油是天然气批发销售的绝对主力，2021年天然气销售量分别为 2 056×10 8  m 3［1］ 、658×10 8  m 3［2］ 、686×10 8  m 3［7］ ，合计销售量3 400×10 8  m 3 ，占当年天然气表观消费量3 690×10 8  m 3［8］ 的比例在92%以上。
省级能源公司是天然气中间销售商的主力。省级能源公司大都在省级行政范围内运营天然气管道的同时，向下游的城市燃气公司和终端用户转售从石油公司购买的天然气。目前省级能源公司大都在积极推进输售分离。
城市燃气公司是天然气零售市场的主力。与批发销售市场相比，天然气零售市场参与主体数量相对较多，市场集中度相对较低。据不完全统计，全国城市燃气经营企业超过1 000家，涉及中央直属企业、地方国有企业、民营企业、港资企业、外资企业等多种所有制企业。其中，业内常将昆仑能源有限公司、港华智慧能源有限公司、中国燃气控股有限公司、华润燃气控股有限公司和新奥能源控股有限公司称作“城燃五虎”，是零售市场发展的风向标。2021年“城燃五虎”天然气零售气量合计1 195.18×10 8  m 3 ，约占天然气表观消费量的32.3%（见表2）。
表2　2021年典型城燃企业经营情况统计表 ［9-13］
①天然气销售量数据来自公司2021年年报，天然气零售量数据根据年报披露的销售结构估算。
②天然气销售量和天然气零售量数据来自公司2021年年报。
③天然气销售量和天然气零售量数据来自公司2021年年报。
④天然气销售量和天然气零售量数据来自公司2021年年报，其数据为财年数据，截止日期为2022年3月31日。
⑤天然气销售量数据来自公司2021年年报，天然气零售量数据为根据年报披露的销售结构计算值。
1.2　主要制度规则建设
1.2.1　价格形成机制
1.2.1.1　上中游价格机制
目前 的上中游价 格呈现“门站价格与管输价格并存，政府规制与市场化定价并存”局面。 目前中国的海上气、页岩气、煤层气、煤制气、LNG、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气以及2015年以后投产进口管道天然气的销售价格已经全部由市场形成，其他国产陆上管道天然气和2014年底前投产的进口管道天然气门站 价格暂按现行价格机制管理，视天然气市场化改革进程适时放开由市场形成 ［14］ 。 LNG接收站气化服务费方面，2022年5月国家发展改革委发布《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》，将价格管理由“一站一固定价格”调整为了“一省一最高限价”。
1.2.1.2　管输价格
国家管网集团成立后，管输价格单独定价成为必然。2021年6月，国家发展改革委印发了发改价格规〔2021〕818号《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》，明确天然气管道运输价格仍坚持“准许成本加合理收益”的定价原则，运价率采用“一区一价”模式，以宁夏中卫、河北永清、贵州贵阳为主要节点分为西北、西南、东北及中东部4个价区，管输价格在运价率基础上按路径形成。
1.2.1.3　下游零售价格
下游零售价格大都根据用气性质的不同采用不同的价格机制。居民用气为政府定价，大都为阶梯气价，根据用气量的规模大小制定3档价格，用气量越大价格越高。非居民用气大都为政府指导价，政府或给出最高限价，或给出最大的上浮比例，也有部分省份开始试行上下游天然气价格联动机制。
1.2.2　主干管网运行规则
目前天然气主干管网运行规则主要以国家管网集团为载体，围绕基础设施公平准入原则展开，主要包括三方面内容。一是国家管网集团定期向国家能源局指定平台报送油气管网设施信息，并在其官网主页开设了“公平开放”专栏，以季度为单位向社会公布基础设施相关信息。二是开始逐步建立了公平开放相关制度规则，重点发布了《国家管网集团油气管网设施公平开放管理暂行办法》，对天然气管网设施容量分配、信息公开和报送、托运商管理等工作流程进行了明确规定。同时，国家管网集团在其官网发布了“客户准入流程”和“国家管网公司油气管网设施服务申请受理与实施工作流程”。三是持续完善基础设施信息公开相关管理相关办法，重点对油气干线管道、省内和省际管网管输费用加强监管力度。

1.2.3　交易平台建设

目前中国共有上海和重庆两个国家级天然气交易平台，浙江、海南和深圳3个区域级天然气交易平台。上海石油天然气交易中心是第一个国家级天然气交易平台，2015年投入运行，2021年天然气双边交易量超过800×10 8  m 3 。目前，天然气交易产品主要有管道天然气、LNG、LNG运力、LNG接收站窗口期、储气库容等，交易模式主要有现货挂牌和现货竞价两种。重庆石油天然气交易中心于2018年投入运行，2021年单边交易量接近250×10 8  m 3 ，交易品种包括管道天然气、LNG、压缩天然气、储气库容量等，交易方式包括挂牌交易、协议交易、竞拍交易、竞标交易等4种。浙江天然气交易市场有限公司于2020年正式运行；海南国际能源交易中心于2019年成立；深圳天然气交易中心于2021年11月投入运营，主要依托前海联合交易中心。上述3个区域交易中心的天然气交易量目前均相对较小。

1.3　市场监管

按照“管住中间、放开两端”的原则，中国天然气市场产业的监管重点是管网、LNG接收站等天然气基础设施。目前国家对油气管网监管实行油气有别、政监合一、多级管理、分散监管的模式。全国石油天然气基础设施发展规划，国家级干线管道、新建LNG接收站、地下储气库等基础设施建设的审批、核准由国家发展改革委、国家能源局负责，干线管网管输价格管理由国家发展改革委负责，除城镇燃气设施以外的全国油气管网设施公平开放监管工作由国家能源局负责。各省、自治区、直辖市人民政府依据全国规划编制本行政区的天然气基础设施发展规划，负责行政区域内省级及以下油气管道基础设施建设的审批、核准和备案，省级以下管网管输价格、LNG接收站服务价格等管理。
近年来，特别是国家管网集团成立以来，国家加大了市场监管力度。先后印发了发改能源规〔2019〕916号《油气管网设施公平开放监管办法》、国能综通监管〔2019〕76号《天然气管网设施公平开放信息公开示范文本》、发改价格规〔2021〕818号《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》等文件。其中，2014年2月发展改革委令第8号《天然气基础设施建设与运营管理办法》和国家能源局颁布的国能监管〔2014〕84号《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》，首次提出了“公平开放”概念。2019年由国家发展改革委、国家能源局、住房和城乡建设部、市场监管总局联合印发的发改能源规〔2019〕916号《油气管网设施公平开放监管办法》要求油气管网设施运营企业应当无歧视地向符合开放条件的用户提供油气输送、储存、气化、装卸、转运等服务。在加强制度建设的同时，国家能源局也常态化开展了基础设施公平开放监管。
2  天然气产业链优化需解决的主要问题
2.1　上游放开与天然气保供之间的节奏问题
合理把控上游勘探开发放开节奏不仅是天然气行业高质量发展需要解决的主要问题之一，更是理顺行业上下游各主体关系、提升行业凝聚力的关键。 在2017年5月中共中央 国务院印发的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》中提出要“逐步形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系”。 但各主体利益诉求不一，改革任务任重道远。 以往中国石油、中国石化、中国海油专注于上游勘探开发和天然气批发销售，城市燃气公司专注下游天然气零售，双方界限相对分明。 但随着石油公司大举进入下游零售领域，上下游之间的关系开始日渐紧张，部分城市燃气公司认为上游已经实质性进入下游，但下游进入国内上游从事勘探开发的机会则相对较少，这使得他们在实际竞争中始终处于劣势。 他们迫切希望加快上游改革步伐，对中国石油、中国石化、中国海油退出的油气探矿权区块希望能及时开展竞争性出让，希望调整7号文提出的“油气探矿权可扣减同一盆地的该探矿权人其他区块同等面积”表述，认为这是导致目前退出区块资源潜力相对较“差”的主要原因。 同时，资源型省份从保供角度出发，提升本省资源把控能力的诉求也更强烈。 而另一方面，天然气保供任务目前主要由3家石油公司主力承担，他们对探矿权5年到期强制性核减25%的政策持不同意见，认为勘探开发投入大、回报慢，新进入主体技术水平弱，现行政策不利于完成增储上产“七年行动计划”，应适当延长探矿权期限、进一步减少区块延续登记时的核减面积。 同时，新进入主体在进口LNG市场表现出的“低价时买，高价时不买”的行为，以及部分企业的投机和炒作行为，也使主管部门对其保供责任承担能力产生怀疑。
2.2　天然气价格机制构建与行业竞争力的共鸣问题
价格竞争力弱是天然气发展绕不开的“结”。与煤炭相比，假设终端动力煤（热值23 027 kJ/kg）价格达到1 000元/t，燃煤锅炉效率65%，煤改气后天然气锅炉效率按照90%考虑，则相当于天然气（热值35 588 kJ/m 3 ）价格2.14元/m 3 ，仍旧低于目前东部沿海大部分工业用天然气价格。与风电、光伏发电相比，气电上网电价相对较高也是不争的事实。与储能可预见的成本下降相比，市场对气电成本下降预期较低。与此同时，现行天然气价格机制尚不适应市场化发展方向。“管住中间、放开两端”客观上要求供应和销售两端价格由市场形成，仅中间管输等环节价格受政府规制。国家管网集团成立后管输价格虽然已经单独定价，但基准门站价格依旧存在，且仍然包含管输价格。2020年新版《中央定价目录》提出放开“具备竞争条件省份天然气的门站价格” ［14］ ，但竞争条件具体包含什么，哪些省份具备条件均未明确。在新形势下，天然气价格机制改革不仅需要服从市场化发展方向，更需要从可持续发展角度出发着力提高天然气在未来能源系统中的竞争力。
2.3　天然气近期规模增长与远期降碳间的协同问题
双碳目标提出后，天然气如何适应形势保持健康高质量发展始终是行业的关注重点。一方面，作为最低碳的化石能源，与煤炭相比，天然气在大气污染物减排、二氧化碳减排、效率提升等方面优势明显。随着新能源占比的提高，解决其不稳定、不连续、难预测等问题将逐渐成为能源发展的核心和关键。天然气发电启停迅速，电网适应能力强，具备提供从小时到季度的不同时间尺度电力调峰能力。促进天然气与新能源融合发展，优化调整天然气利用结构已成为行业发展的基本共识。从经济社会发展、城镇化建设推进看，未来10 ~ 15年天然气快速发展、规模扩展的态势不会改变 ［15］ 。因此，天然气依旧需要保持基础设施适度超前建设，特别是应尽快补齐储气调峰设施短板，为天然气发挥多尺度电力调峰能力提供坚强物理基础。另一方面，天然气依旧属于含碳能源，实现碳达峰目标进入碳中和阶段后，天然气如何满足能源降碳或零碳要求也是必须面对的事实。2021年6月9日，国家发展改革委制定《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》，把天然气管道折旧年限从原规定的30年延长到40年。即使是2020年新建管道，折旧完成也需到2060年。因此，天然气发展必须处理好近期规模增长与远期降碳之间的协同关系，避免基础设施大面积亏损，谋划好碳中和阶段天然气基础设施的转型发展。
3  天然气产业链优化的思路和建议
3.1　深化改革，加快促进天然气供应主体多元化
一是继续深入推进矿业权流转。在总结新疆油气勘探开发管理体制改革试点经验基础上，继续引导和鼓励符合条件的境内外各类市场主体参与油气勘探开发。完善2023年5月初即将到期的试行文件7号文，出台正式文件。虽然目前石油公司对探矿权5年到期强制性核减25%的政策存在不同意见，但考虑这是目前增加勘探开发领域主体多元最有效的手段，建议未来依旧保留该政策。同时，继续鼓励主要石油企业内部、主要石油企业之间油气矿业权流转。
二是加大油气区块投放力度。充分总结已有竞争性出让试点的经验教训，尽快出台油气矿业权竞争出让管理办法。尽可能减少自然资源管理部门手中积压的探矿权区块面积，建议探矿权到期后的核减面积尽可能在一段时间内（如6个月内）通过开展招拍挂再次投放市场。扩大油气矿业权竞争出让范围，试点开展采矿权/探明储量转让。
三是推进国有油气企业工程技术、工程建设和装备制造等业务进行专业化重组，作为独立的市场主体参与竞争，解决勘探开发市场新进入主体在技术上的后顾之忧。
四是压实新进入主体保供责任。建议新获得探矿权的企业在一段时间内（如首个探矿权期限内）不得转让探矿权，避免投机炒作。新进入供气领域企业储气能力应达到国家相关要求。
3.2　创新驱动，稳步推进价格改革与市场化发展
一是试点先行，逐步取消门站价格管制。统筹考虑门站价格取消、管输价格机制完善、省网国网融合、主干管网与省级管网价格机制协同等问题，将价格改革与竞争性市场建设相结合，从省份或区域试点开始，累积经验，逐步扩大至全国范围。
二是完善管输定价机制。结合区域竞争性市场建设、国网省网融合、干线管网与省级管网管输定价机制有机统一等问题，研究管输定价在目前“一区域一运价率，按路径形成价格”基础上，逐步调整为“跨省按路径形成价格，省内采用固定价格”的可行性，提高管网在区域市场内优化协同的空间，并促进规模化的区域市场竞争，也兼顾地方普遍服务的需求。研究干线管输收费与省管网管输收费的协同，探讨多种模式实现融合收费。同时，平衡管道建设大规模推进的客观现实与终端用户用气成本降低的期望，研究进一步降低基准收益率的可行性。
三是研究国内实行两部制定价的适用性和可行性。欧美发达国家天然气基础设施定价普遍采用两部制定价，即服务费由容量费、使用费两部分组成。该定价方式的好处是能解决一部制定价时用气不均衡性产生的合理收费问题，也有助于用管容、罐容和库容的二级市场的形成。
四是进一步完善居民用气定价机制。建议第一步依旧保留居民用气基准门站价格管理，但要允许居民用气按照价格机制进行定价，即“供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格”。第二步，视情况放开居民用气，但保留政府在价格异常波动时的调控权。
五是进一步理顺下游环节的配售气价格。建立全国统一的上下游天然气价格联动机制，从非居民用气开始，逐步过渡到所有用气。考虑到配气管网的投资风险通常低于长输管道的投资风险，建议研究进一步降低配气管网准许收益率的可行性。依自愿原则，鼓励实行配气与销售分开。在居民用气价格上涨时，还应加大对低收入群体等补贴力度，保障基本民生。
3.3　主动作为，建立健全天然气监管体系
一是以国家管网集团基础设施公平开放监管规则建立为切入点和重点，完善基础设施监管规则，进一步规范管网设施运营企业公平开放行为。出台更为详细的基础设施建设与管网运营规则，细化并完善托运商制度，管输定价机制等规则之外，还应重点建立管容、罐容和库容的剩余能力计算方法标准体系。在2019年《天然气管网设施公平开放信息公开示范文本》基础上进一步完善信息公开的相关要求细则，建议参考欧美经验进一步明确信息公开的信息项、时间周期、信息颗粒度、信息发布平台等，制定信息公开的详细模板。
二是优化输配环节价格监管规则。完善定价成本评估和监审制度，建立成本信息的报送、审核和披露制度，建议定期发布定价成本评估报告和定价成本监审报告。引入成本对标分析，通过对各价区、各企业，甚至各管道的建设投资、运营成本和绩效进行对标分析，以实现监管部门尽可能掌握真实成本信息。提高价格监管激励性，细化定价参数确定方法和调价周期。
三是构建多级协调的监管治理体系。建议经济性监管方面，重组优化现有监管力量，成立独立的监管机构，类似于美国联邦能源监管委员会，但与其不同。建议各区域或各省的二级监管机构仍按照中国特色为派出机构，接收中央垂直管理。明确中央和地方政府相关部门在天然气产业各环节监管工作方面的职责权限，形成权责对等、分工合理、执行顺畅、监管有力的治理体系。
3.4　战略思维，科学谋划天然气行业转型升级
一是大力促进天然气与风电、光伏、氢能、生物天然气等多种能源融合发展。王炜玮 ［15］ 等提出天然气与新能源融合发展主要有基地型、海洋型和园区型3种融合发展模式，天然气与氢能融合发展主要有天然气掺氢、氢储能、氢能分布式3种应用场景，天然气与生物天然气融合发展主要有点式和网式两种融合模式。天然气与新能源融合发展是目前行业关注度最高的发展模式。石油公司油气田所在地大都风光资源富足，具备天然气与新能源融合发展的物理基础。目前，中国石油的大庆、辽河、长庆、塔里木、新疆、吉林、大港、青海、大港、华北、冀东等陆上油气田均在积极部署新能源项目 ［16］ 。中国海油正在探索“风光发电+油气产业”“风光发电+天然气发电”“海上风电+海洋牧场”等融合发展新模式 ［17］ 。中国石化则借助自身的氢业务链优势，选择氢能作为了新能源发展的重心，提出要围绕氢能交通、绿氢炼化两大领域积极推进产业示范 ［18］ 。国家管网集团则从运输优势出发，将研发重点选择为氢气和二氧化碳等运输。城市燃气公司也在积极开展天然气掺氢输送利用等相关研究。
二是积极开展CCUS相关技术研发，持续拓展天然气碳排放空间。CO 2 驱油方面，可充分发挥油气企业先发优势，在总结现有CO 2 驱油技术进步基础上，努力扩大应用范围。CO 2 封存方面，可充分利用油气行业的勘探开发技术优势，试点开展二氧化碳在咸水层、枯竭油气藏、深海中的封存技术研究。CO 2 运输方面，应积极开展油气管道输送二氧化碳等研究及试点工作。CCUS产业基地方面，建议围绕准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地等天然气资源与二氧化碳封存能力高度重叠地区，建设以二氧化碳捕集、输送、驱油与埋存为特色的区域性源汇匹配CCUS示范产业基地。

参考文献上下滑动阅览

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本文来源 | 油气与新能源
本文作者 | 孙慧 杨雷 都兴恺

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