中国已是世界上最大的能源生产国和消费国，形成了煤炭、电力、石油、天然气、核能、新能源和可再生能源全面发展的能源供给体系。目前中国面临着能源需求压力巨大、能源供给制约较多、能源生产和消费对生态环境损害严重、能源技术水平总体落后等挑战。因此，无论是控制能源消费规模和调整能源结构的迫切需要，还是环境污染治理和应对气候变化以及保障国家能源安全的迫切需要，我国能源生产和消费革命都亟须加快发展气体清洁能源。
未来我国气体清洁能源领域市场化改革，应紧紧围绕“使市场在资源配置中起决定性作用”这一核心原则，推进六大改革，即系统全面地深化天然气领域法律法规体系建设、天然气领域管理方面改革、天然气领域市场规则方面改革、天然气价格方面改革、天然气管网等基础设施运营监管方面改革以及天然气领域科技创新方面改革。
面对能源短缺和环境污染问题的挑战，逐步提高气体清洁能源消费比重，加快发展包括常规天然气、页岩气、煤层气、煤制甲烷、可燃冰、氢能、生物质气等在内的气体清洁能源，既能有效缓解能源安全、环境保护、减少排放等多重压力，同时也能培育新的经济增长点，应当成为我国能源战略的重要选择，打造中国能源革命新引擎。
全球能源生产和消费革命
全球能源大转型过程中，气体清洁能源将扮演重要的角色。人类在地球上繁衍生存的历史，也是一部人类不断改变能源使用方式的历史，或者说，人类利用能源的方式决定了人类生存的方式。
到18世纪英国工业革命开始大规模使用煤炭之前，柴薪、木炭等生物质一直都是人类的主要能源来源；19世纪初煤炭超过生物质成为主要能源，而20世纪初石油的开始使用则更进一步地使地球上数十亿人衣、食、住、行方式发生了巨大的变化，并定义了“现代社会”的形态。到2010年，全球能源构成中，生物质燃料不足10％，而石油、煤炭、天然气等化石燃料分别占32％、27％和21％。
在中国、印度等发展中国家的另外数十亿人正努力进入现代社会的21世纪，人类突然认识到，过去300年来人类依靠生物质、煤炭、石油等燃料的发展方式带来大量的二氧化碳排放，使地球温度升高、全球变暖，整个人类生存繁衍的环境面临巨大危机。为了人类在地球上的永续发展，人们不得不改变能源的结构和使用方式，走向绿色、低碳发展，采用包括核能在内的清洁、低碳能源，最终转向太阳能、风能、水能、地热等可再生能源，实现温室气体零排放、分布式、生产者同消费者一体的能源大转型。
但到2010年，上述包括水能在内的清洁能源只占人类能源消费总量的3.2％，要成为人类的主力能源还需要较长的时间。《能源大转型》作者、美国著名实业家和学者海夫纳（Robert A.HefnerⅢ）认为，由于美国页岩气的突破以及全球天然气的大量开发，天然气“可在短期内扩大供应，可成为通向可持续能源未来的桥梁”。气体清洁能源开采成本低、储藏方式多样、环境影响小、价格低廉，无论是从全生命周期的污染强度、碳排放强度，还是其技术可行性、经济可及性，主要由甲烷构成的各类气体清洁能源将作为过渡性能源不断替代石油、煤炭等高碳能源。
全球气体清洁能源发展势头强劲。近十年来美国页岩气开发的爆发式增长，使页岩气革命成为关注的重点，气体清洁能源得到了快速发展。天然气实现了大规模利用。
目前全球一次能源消费结构中，天然气的比例占到22％左右（按热值单位计算）。美国能源信息署对2014年－2040年全球天然气消费预测结果显示，非OECD国家天然气消费增长将占全球消费增长的70％。页岩气得到了商业化利用。2013年美国能源信息署评估结果显示，目前技术条件下全球页岩气的技术可采储量为206.69万亿立方米。美国页岩气产量增长显著，占美国天然气总产量的比重持续攀升。2008年美国页岩气产量仅为507亿立方米，约占其天然气总产量的9％；预计到2040年美国天然气产量将是2010年的2倍，其中页岩气占50％以上。
继美国成功实现页岩气商业化开采之后，中国等多个页岩气储量丰富的国家也开始致力于本国页岩气的商业化开采和试验。可燃冰开采技术有所突破。虽然可燃冰尚未实现商业化开采，但经过数十年的探索，其在环境效应、海底安全及稳定性、开采技术等方面均已取得很大进展。目前全球可燃冰开采模拟技术也逐步完善。继美国2012年在阿拉斯加北部陆坡利用二氧化碳置换甲烷进行可燃冰试开采取得成功后，2013年日本也成功实现海底可燃冰试采，并在六天内试采出了12万立方米天然气，初步掌握了在近海海底开采可燃冰的关键技术。
气体清洁能源是全球能源大转型的重要突破口。气体清洁能源将由于其低碳、多用途和经济可及性而获得较大的发展。美国能源信息署2013年估计，按照目前能源市场供需态势以及现有的温室气体排放政策条件下，到2040年，全球天然气用量将为现在的1.5倍－2倍，占全球能源总消费的比例将有所上升（23％）。气体清洁能源有望成为破解能源供应不足和生态环境约束的重要途径。
能源与环境问题实质上是同一硬币的正反两面，这在煤炭的过度使用与气候变暖和空气污染之间的关系上表现得最为典型。目前全球有将近五分之三的能源消费来自于煤炭和石油。特别是在煤炭燃烧的过程中，既产生了大量的烟尘、碳氧化物、硫氧化物等大气污染物，也产生了大量的二氧化碳等温室气体。随着能源结构的优化调整，能源使用对环境的压力也将随之减少。与煤炭和石油相比，气体清洁能源单位热值的大气污染物产生量和温室气体排放量较小，大规模利用气体清洁能源将有助于全球环境质量的改善。
中国需要加快
发展气体清洁能源
经过近十年国内各类气体清洁能源勘探开发以及国际气源开拓和通道建设，我国在天然气的资源潜力、供应、消费市场、基础设施建设等方面均取得了长足的进步，上中下游已奠定良好的发展基础，已基本具备大幅提高天然气比重的各种条件。结合2000年以来每隔五年天然气消费量翻一番的增长规律，经过多方测算分析，我们认为，2020年我国天然气的消费量能够实现比2015年增长1倍，达到4100亿立方米左右，占一次能源消费比重达到12％左右，为推动我国能源生产和消费革命作出贡献。
天然气资源丰富，开发程度较低，具备成为主力能源的发展潜力。最新的研究结果表明，包括常规天然气、页岩气、煤层气和可燃冰在内的我国天然气地质资源量、可采资源量分别达336万亿立方米和92万亿立方米（按等热值换算，后者相当于850亿吨原油）。即使消费水平比目前翻一番每年达到4100亿立方米（按等热值换算，相当于3.82亿吨原油），我国天然气资源仍可供开采200年以上。
消费市场初具规模、发育良好，已成为消费的新增长点，而增长空间仍然很大。自2013年以来，我国已成为世界第三大天然气消费国，用气人口规模逐步扩大。然而，2013年我国用气人口也仅为2.67亿人，城镇气化率不足40％。随着城镇化水平的不断提升，城镇气化率将逐步提高，消费增长空间仍然很大（2013年居民生活用气量约占全国天然气消费比重的21％）。
天然气供应有充足的保障，对外依存度不高。国产气量和进口气量逐年增加，天然气供给规模日益扩大。2013年，我国天然气供应量为1744亿立方米，其中国产气量、进口气量分别为1210亿立方米和534亿立方米，对外依存度约为31.8％。
管网等基础设施全国互联互通的局面已基本形成。截至2013年底，已形成管道、进口LNG接收站、地下储气库和小型LNG液化厂等多种基础设施互为补充的“西气东输、海气登陆、就近供应”局面。
已建成7.8万公里的天然气管网系统，主要包括以西气东输一线、西气东输二线、陕京一线、陕京二线、陕京三线、中缅天然气管道、川气东送、榆济线为主的长输基干管道以及以冀宁线、忠武线、中贵线、淮武线等为主的联络管道，形成了长三角、川渝、华北三大区域性管网，实现了除西藏外所有省份的管道覆盖，初步形成了全国天然气“一张网”；全国投产的LNG接收站9座，接卸能力共为3240万吨；已建成19座地下储气库，库容总量为452.57亿立方米，设计工作气量共为197.21亿立方米；建成102座LNG小型液化厂，年产能共为430亿立方米。我国天然气基础设施发展水平和发展规划，应该能够支撑大力提高天然气消费比重的需要。
深化天然气领域市场化改革
加快推动我国能源生产和消费革命，促进天然气产业大发展，应抓住国际油价大跌后处于价格低位运行周期的窗口机遇期，深化我国天然气领域市场化改革。其基本内容包括：坚持“节约优先、立足国内、多元发展、保护环境、科技创新、深化改革、国际合作、改善民生”的发展方针，推动能源生产和消费方式革命，以能源的可持续发展支撑经济社会的可持续发展。
建立健全以“石油天然气法”为核心，以天然气专项法为支撑的完整法律框架。提高法律法规的可操作性，尽快完善天然气领域的法律框架，以及相关的实施细则和配套规定。
尽快制定天然气专项法规。制定“石油天然气矿业权管理条例”、“天然气中下游管理条例”、“天然气开采环境保护条例”等法规，重点完善资源产权、勘探开发合同、基础设施建设和运营管理、储备、销售和利用、安全预警与应急、安全生产和生态效益补偿、跨国投资和进出口贸易等法律制度。
与此同时，深化天然气领域管理方面改革。加强顶层设计和总体规划，加快构建有利于天然气领域市场化改革的体制机制。加强行业管理，将行业总体规划、市场准入、法律法规等职能集中到能源主管部门统一管理。重视天然气领域发展的战略谋划，综合运用规划、政策、标准等手段实施行业管理。准确把握天然气领域和各环节的技术经济性，分清市场和政府的不同作用，减少政府对微观事务的干预。在管网等自然垄断环节，加强政府对垄断行为和不正当竞争行为的监管，建立公开、公平、科学、有效的监管体系；在上游、终端销售等非自然垄断环节，降低准入门槛，实现竞争主体多元化，鼓励有效竞争，形成以三大石油公司为主体、众多不同所有制和不同规模天然气企业并存的市场格局。
深化天然气领域市场规则方面改革。
首先，深化上游环节市场规则方面改革。尽快制定和完善“石油天然气矿业权管理条例”等市场准入和矿业权管理制度，明确准入方式、准入主体、准入规则以及退出和流转机制。
第一，扩大市场准入。开放中小盆地勘探市场，制定民营资本、中央和地方国有资本等以独资、参股、合作、提供专业服务等方式参与天然气勘探开发的具体办法。
第二，完善矿业权管理制度。扩大矿业权招投标试点范围，减少对探矿权的直接授予。处理好天然气矿业权与煤炭等其他矿业权重叠的问题，切实保护矿业权人的合法权益。完善矿业权退出机制，加大对勘查面积的退还力度，对拥有矿业权但在规定期限内达不到投入或产出要求的，要强制退出。
第三，建立天然气资源矿业权流转市场并加强管理。为防止过度炒作矿业权，对天然气矿业权流转应制定必要的规则，例如应满足一定期限和达到一定投资量后才能流转。加大对矿业权市场的培育力度。
其次，深化中游环节市场规则方面改革。政府应公开建设规划，鼓励对管网等基础设施建设的投资；建立完善市场准入制度，制定民营资本、中央和地方国有资本等以独资、参股、合作等方式参与天然气管网等基础设施建设投资的具体办法；建立完善LNG接收站、储气库等相关的标准和技术规范。
再次，着手下游环节市场规则方面改革。从开放、完善和规范市场入手，制定市场规则，允许具备资质条件的企业自行进口天然气以及自主选择天然气进口商，同时要将安全、质量、环保、技术等指标作为市场准入的主要标准并制定具体的准入办法。
还要实现天然气价格方面改革。围绕使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用，着力解决价格体系不完善、政府干预过多和监管不到位并存等问题。尽快理顺天然气价格体系，完善净回值法（将折价系数K由0.85调整为0.75－0.70），科学合理确定长输管道、分支管道、省内管道、市内管道、配气管道的运输成本和价格，使价格真正反映总成本水平和供需格局；解决居民生活用气价格与各省门站价格倒挂的问题，消除居民用气与工业、热力用气的交叉补贴现象，同时建立完善对生活困难人群和一些公益性行业的定向补贴和救助机制；推行非居民用户季节性差价等价格政策；对储气设施，要按补偿成本、合理收益的原则确定储气价格。
尽快完善天然气管网和LNG接收、存储等设施向第三方公平接入、公平开放的政策措施。从长期看，天然气气源价格应完全放开、由市场竞争决定，政府则应加强对具有自然垄断性质的管输价格和配气价格的监管。
深化天然气管网等基础设施运营监管方面改革。政府监管的最终目的是促进产业发展和保护消费者利益，保证天然气行业可持续发展，使生产者和消费者都从中获益。在天然气产业发展的不同阶段，市场结构特征不同，竞争程度不同，市场规制和政策的重点也有所不同。因此，应根据天然气市场的不同发展阶段及其特征确定相应的政府监管的目标和措施。
建立完善管网运营和服务环节的市场准入政策，对运营资格实行准入制度，确保运营主体承担责任的能力，将具有独立法人资格、实行独立核算作为运营主体的基本条件。
实施管网互联互通及向第三方提供接入服务，加强对接入条款、服务价格和服务质量的监管，以确保运营主体提供非歧视性服务，为培育竞争性市场创造条件。
尽快结束我国天然气管网等基础设施运营缺乏监管规则的状况，逐步构建与国内天然气产业发展相适应的监管体系，为深化天然气领域市场化改革创造良好的监管环境。
长期看，天然气管网应从产权上完全独立，实现天然气管道的第三方公开准入，完全分离管道公司的运输业务与销售业务。同时，政府应强化对具有自然垄断性质的天然气管网的监管。
深化天然气领域科技创新方面改革。加大国家对天然气开发利用技术创新的投入。比如对页岩气开采、LNG储运设施、联合循环燃气轮机发电机组等领域关键共性技术研发的投入。同时。改革现有科技投入管理机制。由国家能源主管部门牵头，组织协调科技、国土资源、工信、财政、环保等主管部门，明确各部门对天然气技术创新支持的任务和权责，由国务院按照共性技术的特点制定统一的扶持政策。并健全天然气技术创新的支撑体系。建立国家非常规天然气重大技术实验室，集中人力、物力、财力对关键重大技术进行重点攻关突破；建立国家天然气资源基础资料库，实现资源共享。
李莉为中国石油化工股份有限公司生产经营管理部研究员；郭焦锋为国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员
