近年来，能源改革成为整个社会关注的焦点，而其首要目标就是推进能源生产和消费革命，构建能源、经济增长和环境保护之间的良性互动。而在我国能源改革规划中，油气领域改革是最为迫切的任务之一。一边是“富煤、贫油、少气”的能源资源禀赋，一边是国内不断升级的需求，如何保障我国天然气市场合理供给以及推动天然气的可持续应用，成为当下能源改革需要重点破解的问题。不久前，国务院发布《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，从天然气产业上游增产增供、中游基础设施配套、下游市场建设以及应急保障体系完善等方面，探求促进产业协调稳定发展之策。

 那么，国内天然气的需求与供给到底是什么状况？破解围绕天然气的难题还需要关注什么。

（一）

数年来，我国油气进口依存度居高不下。

 数据显示，2000年以来，我国油气进口依存度快速提升。2017年，我国原油产量1.92亿吨，进口量4.15亿吨，进口依存度68%；天然气产量1487亿立方米，进口量914亿立方米，进口依存度39%。

 2016年，由于国际油价大幅下跌，国内油气勘查开发投资回落；其中，油气勘查投资分别减少19%、12%，油气开采投资分别减少30%、30%。

 2017年我国天然气产量与消费量的缺口达893亿立方米。而我国天然气进口也随着需求增长翻了两番，2017年进口量达946.3亿立方米。近十年来我国天然气进口依存度一路攀升，从2007年的5%急剧上升至2017年近40%。

 2017年7月，国家发改委联合12个部委印发的《加快推进天然气利用的意见》明确，天然气作为国家主体能源地位，到2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右；到2030年进一步提高到15%。我国“十三五”规划中也提出，到2020年天然气消费要达到一次性能源消费比例8.3%~10%。

 目前，我国天然气消费占比不足7%，预计到2020年天然气消费量将达3600亿立方米左右，复合增速15%；2030年天然气消费量达6600亿立方米左右，复合增速8%。而目前我国国内天然气产量增速不足10%，天然气消费的快速增长将使进口依存度进一步提高。预计未来几年我国天然气进口依存度将达50%以上。

 有数据预测，2018年我国天然气需求全年增量374亿立方米，增速约为16%，今年天然气供需仍处于紧平衡状态。

 同时，外部不稳定因素或将影响我国油气进口。委内瑞拉原油产量持续下滑、美国重启对伊制裁等外部不稳定因素，或将一定程度影响后续我国油气进口。

 目前，我国管道天然气进口主要依赖于中亚天然气管道，其中从土库曼斯坦进口的管道天然气占我国管道天然气进口80%。除了中亚天然气管道外，我国还将完善横跨西北、西南和东部沿海的天然气进口通道建设。2017年，我国液化天然气（LNG）进口量同比增长38%，进口量首次超过管道天然气。LNG进口国家较为分散，但进口量主要集中在澳大利亚、卡塔尔、马来西亚和印度尼西亚，这4个国家进口量占我国LNG进口量83%。受LNG进口需求增加影响，我国或将在2019年超过日本成为天然气第一进口大国。

 随着我国天然气市场在全球能源贸易中占据越来越大的比重，国内需求增长也必然影响到全球天然气市场供求关系与相关产业链部门的发展。

 同时，随着“一带一路”建设深入推进，我国与沿线国家的能源合作必然进一步加强，这也有助于保障我国管道天然气进口渠道。

（二）

《加快推进天然气利用的意见》提出，我国能源结构改革的重要目标就是要逐步将天然气培育成我国现代清洁能源体系的主体能源之一。

 《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》提出，要进一步加大天然气领域改革力度，首次进行“包产到户”，明确责任主体，并再次明确到2020年天然气产量要达到2000亿立方米以上。要加强产供储销体系建设，促进天然气供需动态平衡。一是加大国内勘探开发力度。尽快出台油气勘查开采体制改革实施细则，严格执行油气勘查区块退出机制，全面实行区块竞争性出让，鼓励矿业权市场化转让，加快动用已探明未动用储量，强化国有油气企业能源安全保障考核。二是健全天然气多元化海外供应体系。加快推进进口国别(地区)、运输方式、进口通道、合同模式以及参与主体多元化。三是构建多层次储备体系。鼓励各类投资主体合资合作建设储气设施。四是强化天然气基础设施建设与互联互通。

 同时要求，要严格执行油气勘查区块退出机制，全面实行区块竞争性出让，鼓励以市场化方式转让矿业权，完善矿业权转让、储量及价值评估等规则。建立完善油气地质资料公开和共享机制。要建立已探明未动用储量加快动用机制，综合利用区块企业内部流转、参照产品分成等模式与各类主体合资合作开发、矿业权企业间流转和竞争性出让等手段，多措并举盘活储量存量。要统筹国家战略和经济效益，强化国有油气企业能源安全保障考核，引导企业加大勘探开发投入，确保增储上产见实效。要统筹平衡天然气勘探开发与生态环境保护，积极有序推进油气资源合理开发利用，服务国家能源战略、保障天然气供应安全。要注重与国土空间规划相衔接，合理安排各类基础设施建设规模、结构、布局和时序，加强项目用地、用海保障。

（三）

 影响我国天然气对外依存度不断攀升的因素诸多。

 2014年下半年开始的油价暴跌给全球范围内的油气行业带来了沉重的打击。油气企业对项目的投资将更趋谨慎，油气勘探投资削减幅度一度达50％；油气发现及开发难度越来越大，降本增效压力大。

 原国土资源部2017年通报显示，2012年至2016年，全国油气资源勘探投资3442亿元，较上一个五年增加12.6%，并在经历2016年的低谷之后于2017年开始止跌回升。天然气储量产量快速增长，累计探明地质储量3.92万亿立方米，年均探明7849亿立方米，年均产量1192亿立方米；非常规油气资源勘探开发加速推进，页岩气、煤层气迈入产业化商业化生产阶段。

 资料显示，2017年，全球油气勘探投资为434亿美元，约为2013年的43％，仍然维持在低油价以来的较低水平，但与2016年相比略有回升，增幅达61％；勘探投资占比也略有提升，同比增加7.8％。中国石油勘探开发研究院发布的《全球油气勘探开发形势及油公司动态（2018）》也印证同一观点。其观点认为，2017年，全球油气勘探投资小幅增长，常规油气勘探新发现储量也略有增加。

 原国土资源部发布《全国石油天然气资源勘查开采情况通报（2017年度）》显示，2017年，我国油气资源勘查开采呈现新格局，油气勘查取得多项新突破，油气勘查开采体制改革稳步推进。全国油气资源勘查开采投资触底回升，实物工作量增长明显。全国油气（包括石油、天然气、页岩气、煤层气和天然气水合物）勘查与开采投资分别为597.46亿元和1629.02亿元，同比增长13.3%和22.2%。同时，2017年，全国石油与天然气新增探明地质储量均降至近10年来的最低点。天然气新增探明地质储量5553.8亿立方米，其中，新增大于1000亿立方米的为鄂尔多斯盆地。截至2017年底，全国累计探明天然气地质储量14.22万亿立方米，剩余技术可采储量5.52万亿立方米，剩余经济可采储量3.91万亿立方米。通报显示，2017年，油气开采呈现“油降气升”态势。全国天然气产量1330.07亿立方米，连续7年超过千亿立方米，同比增长8.0%。其中，产量大于30亿立方米的盆地有鄂尔多斯、四川、塔里木、柴达木、松辽和珠江口盆地，合计1070.34亿立方米，占全国总量的88.0%。截至2017年底，全国已探明油气田1009个，其中气田275个，累计生产生产天然气1.94万亿立方米。

 就我国的国情而言，加大油气勘探开发投入，保障国家能源安全，页岩气和煤层气是重要方向。《页岩气发展规划(2016-2020)》提出到2020年我国页岩气产量要达到300亿立方米，到2030年要达到800亿立方米~1000亿立方米。

 自然资源部7月的数据显示，我国页岩气储量产量大幅增长，煤层气产量平稳上升。2017年全国页岩气勘探开发投入92.5亿元，完钻探井34口、开发井106口，新增页岩气探明地质储量3767.6亿立方米，其中四川盆地威远地区新增探明页岩气地质储量1565亿立方米，涪陵气田的江东、平桥区块新增探明储量2202亿立方米，为涪陵百亿立方米产能的建设奠定了坚实的资源基础。全国页岩气产量89.95亿立方米，较上年增长14.1%。2017年，全国煤层气勘探开发投入24.19亿元，共钻探井123口、开发井506口，新增煤层气探明地质储量104.8亿立方米，同比减少81.8%，地面开发的煤层气产量47.04亿立方米，同比增长4.6%。

 2017年，我国成功实施了海域天然气水合物首次试采，创造了持续时间最长、产气总量最大的试采世界纪录，取得了理论、技术、工程、装备的自主创新，实现了历史性突破，向产业化迈出了关键一步。

 我国油气基础地质调查取得重要进展。南方页岩气调查获得突破，优选了15个页岩气有利区，鄂宜页1HF井、鄂阳页1HF井、鄂宜页2HF井等获页岩气重要发现，实现了由长江上游向长江中游的战略拓展。新疆温宿新温地1、2井，辽宁阜新辽阜地2井均获得工业油流。黔西六盘水地区杨煤参1井、川南宜宾地区川高参1井获煤层气工业气流。“十三五”全国油气资源评价全面展开，完成了致密油气、页岩气、煤层气等关键评价参数研究。经济可采性、生态环境允许程度评价方法研究取得重要进展。初步完成了海域深水（300米以深）和银额盆地油气资源潜力评价。

 同时，相关部门公开数据显示，2018年，国内三大石油企业勘探开发计划资本支出总计2861亿元~2961亿元，计划同比增长18%~22%，其中页岩气是主要投入领域。我国页岩气地质资源量134万亿立方米，位居世界第一。截止到2017年底，页岩气累计探明地质储量9168亿立方米，产量90亿立方米左右。

 不久前，国务院发布的《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》明确提出，力争到2020年底前国内天然气产量达到2000亿立方米以上。目标明确而具体，但实现起来难度不小。

 中国石油大学教授刘毅军认为，国内上游未开发区块多数是难动用的、高含硫的特殊油气藏，进入生产环节压力非常大。为达到《意见》规定的盘活已探明未动用储量资源的要求，政府应在整个产业链加大真金白银补贴注入；石油公司应在政策引导下继续增加国内勘探开发资金和工作量；应通过相关改革，加快储量动用。此外，致密气纳入补贴是一个重大政策变化。补助和增值税返还政策则对相关主体有了更明确的预期，也扩大了产融支持的种类。

 北京世创能源咨询公司董事长兼首席研究员杨建红表示，要实现2000亿立方米的上产目标，国家需要加大补贴投入，对常规与非常规天然气加大开发力度。综合国情分析，页岩气上产增量潜力最大，如果到2020年页岩气产量超过250亿立方米或接近300亿立方米，目标即可实现。

 国家发展改革委价格监测中心高级经济师刘满平则认为，前些年油价下跌、勘探开采投资不足，导致新增储量和产量下降。同时，资源品质下降和劣质趋势加剧，勘探开发难度增大，再加上开发成本偏高，制约了产量的快速增长。另外，油气体制改革之后相关政策体系亟待完善，这也制约了天然气潜力的释放。

（四）

 为应对挑战，油气勘探开发必须努力创造和适应新的理论与技术，以新理论新技术创新推动行业未来高速发展。

 自然资源部通报（7月）显示，目前，国内油气基础地质调查取得突破性进展，勘查开采理论与技术取得进步，促进了我国油气储量产量的增长。创新页岩气勘探开发工程技术，大幅降低了单井综合成本，创新形成了页岩气地质综合分析与产能概率性评价技术；积极探索“一趟钻”钻井新技术，优质储层钻遇率提高至90%以上，钻井周期缩短50%以上；形成了长水平井分段分簇体积压裂改造技术及“工厂化”作业模式，工程作业效率提高30%，建井成本降低近30%。南海高温高压钻完井关键技术取得重大突破，钻井成功率达到100%，平均钻井周期由175天降至52天，使我国跻身于世界海上高温高压钻完井技术先进行列。

 事实上，新的钻采技术能够不断提高作业效率，减少非生产时间，降低作业成本和吨油成本，更好地保护油气层和创新井型，最大限度地提高储层钻遇率，不断提高探井成功率，提高单井产量和油田采收率，经济高效地勘探开发各类油气资源，尤其是深层、“三低”油气藏和非常规油气资源。能够持续提升实时化、自动化、信息化、数字化、可视化、智能化、远程化的油气勘探开采水平，不断减少用工人数，降低劳动强度。坚持安全第一，持续加强HSE管理，确保人员、物资和井的安全，减少占地和噪音，保护自然环境（植被、土壤、水体和空气），节能减排，努力实现零伤害、零污染、零排放。

 有专家认为，从油气资源角度来看，未来的勘探开发重点是非常规（页岩气、致密油、油砂、油页岩、天然气水合物等）、低渗透、海洋（尤其是深水和超深水）、深层和超深层资源。技术研发的重点就是如何更高效地开发这些油气资源。综合来看，油气勘探开发工程技术总的发展趋势是：一体化、更优、更快、更省、更“聪明”、更安全、更环保。从专业技术角度看，未来工程技术创新的主攻方向，一是自动化、信息化、数字化、网络化、智能化，同时将发展一批配套的新材料、新技术、新工艺、新方法、新工具。二是更加强调地质工程一体化。随着大数据、云计算、工业互联网、人工智能等信息技术的快速发展，上游多学科交叉融合已是大势所趋。三是更加强调安全环保，实现安全工程和绿色工程。

 在刚刚结束的2018年油气田勘探与开发国际会议上，“深化合作、依靠创新，发展高效益、低成本、环境友好型勘探开发技术，推动油气田释放增储上产潜能”，成为业界共识。

 中国工程院院士周守为表示，国内油气勘探开发应立足常规，盯住深海、深层和非常规，通过科技创新，进一步提高采收率，增强国家能源安全保障。

 对于我国油气资源开发与生态环境保护，更多观点认为，人工智能技术的开发应用已经成为新趋势。油气高效勘探开发必须重视安全环保和低污染技术的应用，通过技术与制度创新，推动移动互联网、云计算、大数据等新技术与资源生产和消费的深度融合。同时，吸收借鉴国际先进经验，完善油气监管制度，坚持“保护中开发，开发中保护”，真正实现绿色可持续发展。