未来5年乃至更长时期，中国能源大转型十分迫切。当前最现实、最可行、最有潜力，能为大众接受且基础设施条件较好的清洁能源，非天然气莫属。虽然我国页岩气开发起步较晚，但却是继美、加之后第三个形成规模和产业的国家，产量近期可达百亿立方米能级。目前，我国页岩气储量排名世界第一。同时，随着页岩气开采成本的逐步降低、产能的快速释放，页岩气开发还将进入急剧增长期，或将开启一个全新的页岩气时代。

为此，中国石化报记者专访中国工程院院士、中国石化科学技术委员会资深委员康玉柱，请他谈一谈对中国天然气勘探开发的现状认识和前景展望。

根据国际能源署(IEA)日前发布的天然气市场报告，到2019年，作为全球需求驱动力的中国将成为世界头号天然气进口国，天然气净进口量将直逼欧盟水平。

康玉柱介绍，从全球范围来看，天然气资源十分丰富。2015年全球天然气可采资源量为815万亿立方米，其中，常规天然气可采资源量为471万亿立方米，非常规天然气可采资源量为344万亿立方米。

在我国，天然气资源潜力同样巨大。全国常规天然气地质资源量90万亿立方米、可采资源量50万亿立方米。2015年与2007年全国油气资源评价结果相比，天然气地质与可采资源量分别增加了158%和127%。

截至2017年，全国累计探明常规天然气地质储量14万亿立方米，探明程度19%，处于勘探早期;累计探明技术可采储量6.9万亿立方米，剩余技术可采储量5.2万亿立方米，累计采出常规天然气1.7万亿立方米。全国煤层气累计探明地质储量6500亿立方米，剩余探明技术可采储量3100亿立方米。我国页岩气累计探明地质储量近万亿立方米，另外，不少地层新层系尚未计算。

我国天然气产量逐年增加，国产气已实现常规、非常规等多元供应局面。2017年产气1430亿立方米，年均增速为12%。煤层气经过20多年的发展已初具规模，2017年全国煤层气抽采量150亿立方米、产量(地面抽采)60亿立方米，同比增长17%。页岩气勘探开发自2011年获得工业性突破以来，得到了快速发展，2017年页岩气产量达80多亿立方米。进口气已实现管道气和LNG等多渠道供应格局。资源进口国达10个以上，对外依存度为39%，2017年进口气量为650亿立方米。

康玉柱指出，虽然潜力巨大，但我国天然气勘探开发也存在四个问题。

首先是天然气资源认识不清。我国油气资源虽经过多次评价，但由于地质条件复杂和勘探程度不断提高，油气资源量也在不断变化。不少地区如华北、东北、青藏及广大南方地区古生界和海域中、古生界油气资源量一直未计算。

其次是由于我国油气地质条件十分复杂，多期构造运动形成的断裂、褶皱强烈，多次多方向叠加复合使天然气保存条件十分复杂。随着天然气勘探开发的深入，天然气的保存条件和甜点区的预测难度增大。

再次是随着天然气勘探开发的深入，天然气埋藏深度也在不断增加。常规天然气从原来4000米增加到7600米，甚至到7900米;页岩气从3000米增加到4000米;致密气从3000米增加到4000米，如我国东部地区石炭-二叠致密气埋藏深度大多在4000米左右。

最后是天然气勘探开发的仪器装备不足，关键部件不能自给。由此导致天然气勘探开发经济效益有待提高，特别是非常规的煤层气、页岩气、致密气等勘探开发成本较高，经济效益较差。

在我国2015年新一轮油气资源评价中，全国115个盆地油气地质资源总量为1275亿吨，天然气为90万亿立方米。这一资源量只是现阶段研究程度和油气勘探程度相对较低的情况下计算的结果，虽然对当前油气勘探工作起到了重要的指导作用，但从战略上讲不能代表我国实际的油气资源状况。

在评价中，尚有不少地区和层位还未计算资源量，如东北、华北地区石炭-二叠系，准噶尔盆地石炭系及其以下地层，柴达木盆地及走廊地区石炭-二叠系，青藏地区古生界，南方地区的古生界、海域的中、古生界等。

同时，天然气水合物资源潜力大，在南海、东海及黄海均有分布，初步计算以南海为主的天然气资源量达100万亿～150万亿立方米。另外第四系生物气十分丰富，如柴达木盆地及我国东部沿海地区，小于100米的生物气资源可观。这些领域和层系在今后的勘探开发实践中需要予以关注。

新进展

我国天然气供应多元化

我国天然气资源十分丰富，已形成多品种、多渠道的多元化供应和“西气东输、海气登陆、就近供应”的供气格局。稳定的供应和基本完善的基础设施有力支撑了我国天然气的快速发展，天然气消费市场已遍及我国大陆31个省、区、市。我国天然气领域市场化改革正从上、中、下游有序推进，试点改革探索取得突破、进展顺利，这些为未来天然气发展成为我国主体能源奠定了良好基础。

康玉柱院士介绍，近年来，我国天然气基础设施建设力度不断加大，已建成陕京线、西气东输、川气东送、中亚线、中缅线等长输管道，地方管网也进一步完善，使得天然气可便利地从资源地输送到消费地，从而带动天然气市场需求的快速增长。目前已初步形成了“西气东输、海气登陆、就近供应”的供气格局。天然气管道、地下储气库及LNG建设全面提速，特别是地下储气库进入了建设和投产的高峰阶段。

在尊重自然、顺应自然、保护自然的生态文明理念和推动能源体制革命的发展方略引领下，我国天然气领域进行了逐步放开价格、开放市场、简政放权等体制机制改革，并初步建立了产业政策体系，为未来天然气大规模发展提供了制度保障。

首先是天然气体制改革稳步推进。常规天然气上游领域改革率先在新疆试点，页岩气矿业权以招标方式对市场主体平等开放。基础设施向第三方公平开放开始实施，容量交易和信息平台建设正有序推进;混合所有制改革力度不断加大，数条跨省主干管道引入多元投资主体;各类市场主体投资建设LNG接收站等基础设施的相关规制逐步完善。天然气价格改革步伐加快，实现了存量气与增气价格并轨，初步理顺了非居民用气价格。行业监管有所加强，初步组建起行业监管队伍和监管制度体系。

其次是制定并实施了天然气发展的总量目标、价格政策、鼓励天然气开发利用等一系列政策措施。

新形势

基建和体制机制待完善

康玉柱指出，新形势下天然气领域的基础设施建设和体制机制方面仍存在诸多问题。

在基础设施建设方面，随着我国天然气市场需求的大幅提升，目前管网建设能力依然不足，难以满足未来天然气市场快速发展的需要。地下储气库有效工作气量仅为天然气消费量的约3%，调峰能力严重不足。为保障市场运行的安全平稳，我国天然气基础设施发展速度需进一步提速，要尽快形成覆盖所有省(直辖市、自治区)、绝大多数地级市的全国统一的管网系统。

在体制机制方面，首先是市场体系不完善。天然气市场结构不合理，市场机制不完善，市场开放度不够;自然垄断业务和竞争性业务一体化经营模式需进一步打破;天然气产品的现货和期货市场体系需建立和完善。其次价格形成机制不合理。天然气价格市场化方向改革进展缓慢，缺乏科学的价格形成机制;价格构成不合理，管网等基础设施成本核定不尽科学;价格扭曲问题突出，居民用气价格长期低于成本，交叉补贴现象普遍。再次是法律体系不健全。石油天然气法和重要领域单行法长期缺位;法律法规内容不健全、可操作性差;各层级法律法规缺乏必要的协　调衔接，甚至存在相互矛盾现象。最后是扶持政策不到位。缺乏上中下游各环节的配套扶持政策，对天然气发展的激励政策不够、力度不足，一些政策虽已发布但落实情况不太理想。

新前景

五领域应用大有可为

康玉柱认为，随着生态文明建设持续推进，新型工业化、城镇化深入发展，我国天然气市场处于快速发展期，市场需求潜力巨大，在城镇燃气、天然气发电、工业燃料、交通运输和化工用气等五大领域大有可为。

在城镇燃气方面，过去十年，天然气已成为城镇燃气的主导气源，天然气用气人口年均增长2400万人。2015年我国城镇居民人口7.7亿、城镇化率56.1%，城镇居民天然气气化率达40%。未来城镇燃气发展方向主要包括三个方面：一是稳步发展民用气，同步拓展公服、商业用气市场;二是有序发展天然气采暖;三是推进气化重点地区。以环渤海、长三角、珠三角等“三区十群”城市为重点。

天然气发电既是电源结构的重要组成部分，又是天然气市场发展的主要驱动力。目前，我国天然气发电呈现装机和发电量“双低”状态，2015年天然气发电装机规模6600万千瓦，占我国电源总装机的4%，气电发电量仅占我国总发电量的3%。未来我国天然气发电的发展方向主要包括三个方面：一是发展天然气调峰电站，提升能源融合水平。二是发展天然气热电联产，提升环境质量。三是发展天然气分布式能源，提升能源品质。

在工业燃料方面，目前，欧美等发达国家工业燃料中煤炭占比低于15%，而我国高达70%以上。为实现能源革命战略目标，进行工业领域的能源结构调整、清洁化和低碳化转型事关全局，而“煤改气”是非常有效的措施之一。未来天然气在工业燃料领域的发展方向主要包括：一是优化钢铁、冶金、建材、石化等耗能行业的燃料构成;二是改善城市中不同工业锅炉的燃料结构。预计到2020年，天然气占工业燃料能源消费量的15%，工业燃料天然气需求量达1100亿～1200亿立方米。

在交通运输方面，过去几年，交通运输行业天然气利用保持较快发展。2015年我国天然气汽车保有量约500万辆，用气量超过200亿立方米。交通运输行业是我国节能减排和应对气候变化的重点领域之一，发展天然气车船是加快推进绿色循环低碳交通运输较为现实的选择。未来天然气车船发展方向主要包括：一是推广使用LNG载货汽车;二是推进城市公共交通行业“油改气”;三是推进水运行业“油改气”。预计到2020年，交通运输天然气需求量达400亿～500亿立方米。

在化工用气方面，化工项目受经济性影响较大，不同类型天然气化工项目应根据自身区位特点、市场需求、产品竞争力等情况有序发展。