中国天然气工业发展前景
来源： 更新：2024-03-05 20:53:08 作者： 浏览：292次
当今世界正处于百年未有之大变局与第三次能源转换的浪潮交汇时期，绿色低碳转型已成为全球发展的重要驱动引擎。在中国提出2060年以前力争实现碳中和的背景下，推动绿色可持续发展，面临新机遇与新挑战。天然气低碳优势显著，是连接传统化石能源向新能源转型的“最佳伙伴”，与储能协同，“气电调峰”助力新能源发展，具有不可替代作用。
中国天然气累计探明地质储量199213.33亿m3，2022年新增探明地质储量10895亿m3，产量2201亿m3，其中常规气1289亿m3，致密气576亿m3，页岩气240亿m3，煤层气/煤岩气96亿m3。
为保障中国能源安全，建设能源强国，促进生态保护与经济发展和谐共生，完善天然气产供储销体系建设，需持续加大勘探开发力度，融合发展天然气和新能源，优化天然气产业结构和配套设施建设，发挥天然气稳定器和调节器的作用，支撑中国天然气工业实现速度和质量双向发展，全面迈入鼎盛期。
本文通过回顾世界天然气工业发展历程，梳理美国页岩革命发展历程及启示，在总结中国天然气工业进展基础上，阐述天然气在绿色低碳转型中的挑战，提出当前和未来中国天然气发展对策。碳中和是一场减碳化的能源革命，加速能源体系向低碳化、无碳化转型。
在把握化石能源向新能源转型重大战略时机中，针对中国天然气工业当前形势和未来趋势，通过“统筹布局、科技创新；多能互补、多元融合；灵活高效、优化升级”的发展战略，加速推动天然气工业规模发展与战略接替，为实现碳中和愿景，促进绿色转型，构建“清洁、安全、高效、可持续”的新型能源体系，提供科学合理的可行性方案和参考对策。
天然气主要用作燃料和化工原料，与其他化石燃料相比，天然气燃烧排放CO2较少，导致温室效应较低，是最清洁的化石能源；其资源充足，使用方便，应用广阔，与人类社会能源使用方式和系统高度契合，是最可能解决环境和气候问题的传统化石能源。
1921年至今，全球天然气工业经历了初始期、成长期、跨越期和革命期4个发展阶段（见图1），横跨100多年。
1921—1950年为初始期，全球天然气产量从200亿m3增长至3000亿m3，此时美国产气量占全球的90%；1951—1970年为成长期，天然气产量上升至1.0万亿m3，天然气产区拓展到欧洲、前苏联、中东、北非各地；1971—2005年为跨越期，天然气产量已达到2.9万亿m3，全球形成北美、俄罗斯、中东、亚太、非洲5大主要天然气产区格局；2006年至今为革命期，美国通过页岩革命带动全球非常规天然气发展，全球天然气产量实现了快速增长，2022年全球天然气产量为4万m3。据预测，2030年天然气消费量将超过煤炭，204年将超过石油，将会成为能源绿色发展路上最主要的能源。
1973年，美国提出“能源独立”战略；1976年，美国能源部设立东部页岩气项目（EGSP），开展页岩油气开发试验；1981—1998年，Mitchell能源开发公司经过10余年探索试验，1998年最终实现Barnett页岩气的规模商业开发，开创页岩气开发新局面。2022年，美国天然气产量1.23万亿m3，其中页岩气产量为8068亿m3，占比超过65%，目前已建成Marcellus、Permian、Haynesville、Utica4大页岩气主力产区，实现液化天然气（LNG）出口1100亿m3，由天然气进口国转变为出口国（见图2）。美国通过“页岩革命”，有力推动了国家实现“能源独立”。
美国“页岩革命”在战略布局、超前攻关、管理创新3个层面带来重要启示：一是全方位布局“能源独立”战略，天然气开发目标不断向页岩气发展，巨量资源基础是实现页岩革命的基本条件。天然气开发领域已由常规源外构造气藏拓展至源内非常规页岩储层，“进源”找气必为大势。通过法律和财政扶持政策，有力推动能源变革。
1976年美国政府通过《能源部重组法案》，明确设立专门机构并开展28年持续支持项目研究；1979年颁布的《原油意外获利法》第29条规定连续26年税收减免，强力助推页岩气规模发展。二是超前设立科技攻关项目，颠覆性理论技术创新是能源变革的关键要素。打破理论禁区，页岩作为油气储层突破了传统油气理论认识，打开油气工业发展全新领域。页岩气“连续型”地质理论与水平井多段压裂技术突破，有效“解锁”页岩气资源开发。三是管理创新充分优化资源配置，低气价下完成“自我成本革命”。甲方主导“日费制”技术服务模式，“工厂化”作业，多工种高效联合组织模式，强制数据共享模式，快速形成学习曲线，大幅提高作业效率。
中国已经成为世界第4大天然气生产国与第3大天然气消费国。2022年天然气产量约2200亿m3，年增产量连续6年超百亿方，消费量为3663亿m3，比2000年增长13倍，目前已经建成鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、四川盆地和海域4大天然气产区。
①1949—1975年的发展起步期，年产量由1000万m3逐步增加至100亿m3，累计探明地质储量不足2000亿m3；
②1976—2000年的缓慢增长期，产量稳步上升至300亿m3，累计探明地质储量2.5万亿m3，这一阶段主要是“重油兼气”，中国当时对石油需求远高于天然气，重点勘探石油，天然气勘探投入较少；
③2001至今的跨越增长期，天然气产业取得跨越式发展，累计探明地质储量达20万亿m3左右（见图3）。
随着勘探开发程度加深，中国天然气工业不断发展。勘探开发区域大幅扩展，目前已拓展至全国大部分区域，主要包括四川、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、柴达木、松辽、渤海湾等盆地；勘探开发对象从构造气藏至岩性气藏，从单一碳酸盐岩气藏至常规气藏、低渗透致密气藏、火山岩气藏等多种类型气藏。勘探开发深度不断增大，由中浅层迈向深层—超深层，非常规气勘探开发取得突破，致密气、页岩气、煤层气/煤岩气尚在勘探早中期，是未来增储上产主力，将成为常规油气资源的战略接替和有效补充。
中国天然气勘探立足战略性、全局性、前瞻性的重大领域和重大目标，精细论证，精心规划，加大对重点盆地的勘探部署力度，突破新领域、新区带、新层系、新类型，不断增长的新增储量奠定了天然气工业快速发展的资源基础。2022年，中国新增天然气探明地质储量10895亿m3，其中，常规气（包含致密气）、页岩气、煤层气/煤岩气新增探明地质储量分别为8633亿m3，2131亿m3，131亿m3。
“十三五”期间，中国天然气勘探理论及实践取得重大进展。发现安岳、克深等5个千亿方—万亿方级大气田，累计新增天然气探明地质储量为5.21万亿m3，天然气资源探明率提高20%。创新形成海相碳酸盐岩天然气成藏理论和勘探技术、前陆冲断带深层天然气聚集理论，支撑安岳特大气田累计探明地质储量1.47万亿m3，塔里木盆地库车发现2个万亿方规模气区。中国近海油气勘探系统揭示了晚期快速沉降控制大面积生气机理、深层变质岩潜山三元共控成储机理，创新形成了晚期构造活动区超压动力封闭的天然气富集成藏模式，指导发现渤海湾盆地首个整装千亿方凝析气田——渤中19-6，新增天然气探明地质储量1571亿m3，对保障清洁能源的供给和接续发展具有重要意义。
中国天然气勘探成果丰硕，勘探新技术带动新进步、油气新地质理论推动新发展，勘探领域由浅层向深层—超深层气藏迈进，深层海相碳酸盐岩是天然气勘探重要领域，南海海域具有形成大气田的资源潜力。
天然气开发以深层异常高压高含硫、非均质古老碳酸盐岩、低渗透致密砂岩气等复杂气藏为主，历经多年探索，创新形成了碳酸盐岩气藏、高含硫气藏等特色开发技术系列，加速推动了中国天然气工业发展。当前，中国天然气工业正处于开发快速上产期。天然气年产量连续5年增加百亿方，增幅达43%，年均增长9.4%，2022年中国天然气年产量约2200亿m3，陆上常规气是产量主体，占比近60%；非常规气产量继续增长。
“十三五”期间，中国天然气开发取得重大突破。创新发展了海相碳酸盐岩天然气开发技术，为塔里木、四川、鄂尔多斯3大盆地的碳酸盐岩天然气产量规模增长提供了重要支撑（见表1）。突破了复杂天然气藏安全高效开发技术，形成高含硫气田的稳产技术、硫沉积防治技术等开发配套技术，以及关键装备仪器，推动了中国第1个大型高含硫普光气田的开发，实现年产量100亿m3；促使元坝气田稳产期由6年延长到9年，保障了“川气东送”工程稳定供气。
海洋深水工程装备与技术取得重大突破，研发形成3000m深水半潜式钻井平台、起重铺管船和支持船，突破了深水区水下生产系统设计和安装等技术难题，实现海洋深水荔湾气田群的成功开发，建成12.2亿m3年生产能力。开发技术系列创新突破为中国天然气产量翻一番提供了重要技术支撑，天然气技术的更新发展带来采收率的不断提高，常规天然气采收率为65.0%～78.9%。以深层—超深层碳酸盐岩为主的常规气开发具有较大潜力，未来，积极推进四川盆地建成年产量1000亿m3天然气生产基地，建设“天然气大庆”，预测2035年中国天然气产量达到（2800～3000）亿m3。
近年来，非常规地质理论引领非常规领域勘探开发突破，实现非常规气飞跃式发展。中国非常规天然气产业已形成重要战略格局，是中国天然气增储上产战略接替领域和主力军，页岩气取得重大突破，致密气高速增量发展，煤层气、煤岩气取得重大进展，浅层中低阶煤层气含水吸附气为主，深层中高阶煤岩气基本不含水，游离气赋存（见图4）。2022年，全国非常规气产量912亿m3，约占天然气总产量41%，其中，致密气576亿m3、页岩气240亿m3、煤层气/煤岩气96亿m3。
“十三五”期间，中国非常规天然气勘探开发取得了一系列标志性成果，技术攻关成效显著（见表2）。致密气、页岩气勘探开发重大技术与装备取得创新发展，形成了富集区、甜点区识别与预测、有效开发与提高采收率、长井段水平井钻完井工艺、储层体积改造和压裂等关键核心技术与装备。创新大型致密砂岩气“集群式”富集规律理论认识，揭示了重点盆地致密气成藏规律，致密气累计探明地质储量近6万亿m3；创新形成了低渗—致密天然气开发理论与有效开发关键技术，突破水平井桥塞分段多簇压裂等规模效益开发瓶颈，支撑苏里格建成中国产量规模最大气田，2022年产量突破300亿m3。
创新形成“沉积成岩控储、保存条件控藏、优质储层控产”的“三控”页岩气富集理论，新增页岩气探明储量夯实了资源基础，支持储量目标实现、已开发区持续上产和长期稳产，实现了页岩气新领域勘探突破。截至2022年底，全国页岩气累计探明地质储量2.89万亿m3，发现涪陵、威远、长宁、昭通、泸州、威荣、永川、綦江8个气田，建成涪陵、长宁—威远、昭通3个国家级产业示范区，页岩气年产量达到240亿m3，中国已成为全球第3个实现页岩气规模开发的国家。
创立中低阶煤层气/煤岩气“多源成藏”富集、中深层煤层气/煤岩气与煤系气“同源叠置”立体成藏等理论认识，煤层气/煤岩气累计探明地质储量8145.4亿m3，2022年产量达96亿m3。突破形成低成本勘探重大技术，创新高效开发重大技术，建成沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘国家级煤层气/煤岩气产业基地。推动了从中浅层向深层开发拓展，在沁水盆地和鄂尔多斯盆地等建设7项煤层气/煤岩气示范工程。
随着勘探开发向更隐蔽、更复杂，向致密—超致密非常规延伸，亟需进一步推进非常规天然气核心关键技术突破，实现非常规气持续高速发展。中国非常规气2030年产量占比有望超过50%，非常规天然气产业推动中国能源绿色低碳战略转型，大有可为。
碳中和目标下，能源低碳化转型前提是供应安全，而能源供应多元化和多渠道是确保安全的有效途径。天然气是清洁低碳的化石能源，在环境保护和气候变化，以及绿色低碳转型中发挥重要作用，是新能源共生共荣的最佳伙伴，碳中和进程中，加速发展天然气工业，势在必行。
当前，国际政治环境复杂多变，国内经济发展开启新程，天然气工业发展迎来新阶段。一方面，能源供应安全面临挑战，资源劣质化日趋严重，开采难度增大、生产成本上升等问题更加突出；另一方面，能源强国建设对天然气高质量发展提出新要求，需要加快推进以气代煤，拓展利用方式，“气电调峰”与储能协同发展，建立“风光气电”多能模式，打造韧性和可持续性兼顾发展的新型能源体系。
当前及未来，中国进入增量与存量替代并存的能源发展阶段，天然气肩负安全供给与绿色低碳双重使命。与煤炭和石油不同，天然气因其使用安全、燃烧热值高、碳排放少等特点，是化石能源中唯一的低碳能源。每立方米天然气燃烧热值相当于10kWh和1.25kg标煤热值。在等热值情况下，燃烧天然气排放二氧化碳、氮氧化物、二氧化硫和粉尘量分别是煤的50%～60%、10%、1/682和1/1479，是石油的70%～75%、20%、1/389和1/140（见图5）。
大力发展天然气是创建清洁低碳、智慧高效、经济安全能源体系的必然选择。伴随第三次能源转型，能源生产、消费结构将由以煤炭为主的“一大三小”向以新能源为主的“三小一大”新格局演变，天然气发挥保障能源安全特殊作用仍不可替代[1]。天然气既是保障能源安全的“压舱石”，又是与新能源融合发展的安全“稳定器”，在新型能源体系中发挥“调节器”的关键支撑作用。预测到2060年，中国天然气消费量仍将保持约（4000～4500）亿m3，碳中和进程中天然气消费在化石能源中占比将持续提升，逐步成为化石能源“主角”（见图6）。
碳中和时代，新能源消费市场扩大是必然发展趋势，但受技术限制，中国新能源发展尚需时日。作为化石能源向新能源发展的过渡燃料，天然气是实现能源消费结构转型的关键，碳中和进程为天然气较快发展提供重要窗口期。天然气以其高效、灵活和便捷的特点，可与新能源多能互补、跨界融合，为其高效利用提供重要支持和补充。
能源低碳转型战略为气电发展带来重要机遇，天然气发电调峰能力强、调峰速度快、清洁低碳，是理想的灵活性电源，可与风电、光伏等新能源优势互补，是新型电力系统下最佳调峰选择和重要支撑。天然气与氢能融合前景广阔，全球超过50%氢气来自天然气制氢，二者在储存、运输和使用上具有相似性，可以混输混用，互为补充、相互转化。利用天然气产业已有基础设施优势，深度融合氢能与天然气产业，将产生新的发展应用模式。
近年来，全球能源格局加快调整，市场波动明显加剧。俄乌冲突等地缘政治角力、逆全球化思潮发酵、全球经济复苏乏力，影响能源市场平稳运行，各国共同面临能源底线安全课题，更加重视产业链安全。中国天然气发展面临外部环境不确定性增加的风险与挑战，建立健全风险防范和保障应对机制，持续推动天然气产业链平稳运行等，是新形势下的新考验。
当前，天然气勘探开发地质地貌条件日益复杂，资源品质劣质化趋势不断上升，探明储量劣质化将成为常态。国内天然气剩余资源，低渗、深层、深水和高含硫气田占比80%以上，新发现气田储量规模日益降低，快速增储上产难度增加。勘探对象以深层高压、高陡构造、强非均质碳酸盐岩气藏为主，规模优质储量发现难度增加，部分探区重大接替领域不明朗，理论和技术储备不足。开发对象以深层高压、非均质碳酸盐岩、低渗致密砂岩气、页岩气等复杂气藏为主，占比74%，高效低成本开发面临挑战，快速增产后劲不足；老气田产量占比逐渐升高，预计“十四五”末占比将超过60%，稳产难度大，面临提高采收率理论与技术挑战。工程技术与装备原始创新能力不足，突破“卡脖子”技术、补齐装备短板存在挑战与风险。
中国天然气产量增速低于消费增速，供需缺口加大，天然气对外依存度从2010年的14.2%攀升至2022年的40.5%（见图7）。国内市场长期高比例依赖进口的状态不会改变，天然气在能源安全中压力依然很大。对外依存度持续攀升，影响国家能源安全，其可能引发的风险和突发事件包括天然气进口价格上升、气源减少或中断、卷入LNG气源争夺。
在以“战略布局、科技创新、优化配置”为核心的产业发展体系主导下，美国通过“页岩革命”实现了能源自给自足，完成了“能源独立”，重塑了世界能源版图。根据美国页岩革命的成功经验，碳中和目标下，为实现中国天然气工业高质量、规模化发展，应对全球气候变化、加快能源绿色转型、推动“天然气革命”，打造“清洁、安全、高效、可持续”的中国新型能源体系，需建设具有中国特色的天然气工业。通过创新驱动发展战略，融合产业链和创新链协同发展，政策保障构筑新发展格局，资源配置升级赋能供需结构优化，推进形成完善的天然气产供储销体系。针对中国天然气工业当前形势和未来趋势，提出“统筹布局、科技创新；多能互补、多元融合；灵活高效、优化升级”的发展对策。
统筹布局、科技创新，加大天然气勘探开发力度，攻克关键理论和工程技术“卡脖子”难题，持续支撑储量产量增长。多能互补、多元融合，推进天然气颠覆性技术发展，突破新技术，融合新能源，形成天然气工业发展新业态。灵活高效、优化升级，建立“全国一张网”，提升管网设施建设力度，持续扩大LNG配置，加快推动地下储气库建设，建立天然气储备体系；同时，优化天然气消费结构，提高天然气消费比例，助力能源消费转型升级，实现资源利用低碳化、能源消费清洁化。
2022年《政府工作报告》要求，“增强国内资源生产保障能力，加快油气、矿产等资源勘探开发”，体现了国家高度重视油气安全问题。“深入推进能源革命”“加大油气资源勘探开发和增储上产力度”，这是国家层面“提升战略性资源供应保障能力”的新部署新要求。围绕国家能源发展需求，保障能源安全供应，加大勘探开发力度，聚焦增储上产，进一步提升天然气储量、产量，推进天然气高质量发展。
中国目前已建成鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、四川盆地，以及海域4大天然气生产基地，常规天然气稳定发展，非常规天然气快速发展。非常规气已占天然气总量40%，成为增储上产的主力，其中新增产能以致密气、页岩气为主。中国天然气勘探总体处于早中期，今后仍有可能发现大气田。目前已开发气田储采比总体较高，常规气、非常规气储采比分别大于40、45，上产潜力较大。
天然气勘探开发正由常规向常规-非常规并举、陆上浅层向深层—超深层拓展、近海浅水向远海深水延伸，立足国内能源发展形势，需持续大力提升现有大气区勘探开发力度，保障供应安全。按照“拓展现有大气区、发展潜力气区、突破未来新气区”，战略布局支撑勘探开发。
拓展现有大气区，加大重点盆地勘探开发，推动天然气区滚动勘探开发建设，支撑天然气提速上产。重点推进鄂尔多斯、塔里木、四川盆地勘探开发，推动天然气提速上产。加速建设苏里格、博孜—大北、长宁—威远、焦石坝等重要天然气产能项目，积极推进常规气与非常规气持续稳步增产。加大海域天然气勘探开发力度，“做强渤海、拓展南海、加快东海”，提高海上天然气储量和产量，着力实现天然气产量稳中有升。
发展潜力气区，加快发展准噶尔、渤海湾和松辽盆地勘探评价与开发。推进准噶尔盆地盆地南缘和腹部下斜坡等地区勘探新发展，开启盆地天然气勘探新局面。布局渤海湾盆地重点区域，大力实施渤海湾盆地天然气勘探开发工程，落实渤中坳陷天然气有利勘探目标发现，稳步开展深层复杂潜山油气藏投产建设，迈进海洋天然气深水跨越式发展阶段。深化松辽盆地天然气勘探部署，加强深层气成藏规律研究，瞄准中深层火山岩与致密砂岩气藏，扩大断陷盆地天然气区新发展。
突破未来新气区，持续加大常规、深海、深层及非常规天然气勘探开发，瞄准新层系与新领域突破。中国致密气、页岩气、煤层气/煤岩气均处于勘探早中期，力争中深层页岩气稳产、加快深层页岩气上产、推进新层系勘探、深地煤层气/煤岩气勘探开发取得重大突破。未来，深层海相碳酸盐岩是天然气勘探重要领域，南海具有发现大气田的资源潜力，鄂尔多斯盆地深层煤层气/煤岩气实现高效增储上产、商业化开发。
中国天然气勘探开发技术已取得重大突破，但关键核心领域及效率成本与国际领先水平相比仍有差距。加快天然气关键前沿核心技术攻关和设备研发，深化实施强链、补链工程，突破勘探“禁区”，提高开发效益，推动在天然气上游勘探开发、基础设施建设、节能高效利用等领域的新技术的发展应用，为天然气增储上产提供科技支撑。
聚焦陆上深层—超深层、非常规、深水、老区重点领域，亟需攻克一批重大理论、技术与装备，助推中国天然气增储上产。加强“找气”理论技术研究，突破深层—超深层天然气成烃、成储、成藏机理认识，深化复杂地表勘探技术攻关、创新碳酸盐岩、火山岩、非常规油气储层测井评价技术等，解决特殊气藏和复杂储层评价识别难题；发展常规砂岩气、深层海相碳酸盐岩气和非常规致密砂岩气、页岩气勘探新技术，深化推进前陆冲断带、岩性地层、新区、深水等领域探索，加快资源探明，强化储量接续，持续新发现一批大气田，为中国天然气产业可持续发展提供支撑。
加强“产气”理论技术研究，发展老气田极限开发理论与技术、天然气藏全生命周期均衡开发技术；创新致密气、页岩气、煤层气/煤岩气等非常规天然气经济高效开发技术，突破致密砂岩气和海相深层页岩气规模效益开发技术瓶颈，推动海陆过渡相、陆相页岩气商业化开发，打破煤层气/煤岩气开发技术制约，实现非常规气资源有效动用。巩固常规气、稳产致密气、扩大页岩气、拓展煤层气/煤岩气，推进天然气持续稳步增产。
预计2035年天然气产量达到（2800～3000）亿m3，后续稳步增长。中国目前是世界第4大天然气生产国，立足保障国内供应安全，进一步加强技术攻关，建立健全多层次科技创新体系，做强天然气低碳清洁能源主体作用，推动产量持续增长，加快建设“天然气强国”。
通过宏观产业政策支持，健全机制保障。2023年，国家能源局发布《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》，加大天然气增产稳产和绿色低碳发展，推进与新能源协同发展技术创新攻关，形成天然气与新能源新产业多元融合、多能互补的发展新格局。
中国天然气工业已进入全新时代，未来将成为化石能源的主角，天然气上中下游全产业链面临新形势。当前，中国生态文明建设需求增长强劲。通过天然气颠覆性技术突破，实现低碳减排开采，推动天然气业务与新能源新材料新业态融合，发挥“稳定器”与“调节器”双向作用。“多能互补、多元融合”，推进天然气颠覆性技术发展，实现经济发展与环境保护双重目标，为保障国家能源安全做出更大贡献[32]。
助力实现碳中和，创新突破发展天然气开发新技术，加大“陆相地下页岩革命”科技攻关力度，创建多产业协同发展的中国特色天然气工业。页岩开发已达到物理方式开采的技术极限，水平井加热转化是革命性、颠覆性技术。中低成熟页岩油地下原位加热改质技术，通过人工加热（350℃）方式，可使地下中低熟页岩油转化形成“人造天然气”。地层中多类有机物向油气转化，并将焦炭等残渣留在地下，又称为“地下炼厂”。这项技术使干酪根原位裂解，可产出天然气；同时，加热产生微裂缝，增加流体运移通道、驱动力及高效泄流系统，采收率高达60%～70%。初步估算，中国中低熟页岩油原位转化天然气技术可采资源量约65万亿m3。鄂尔多斯盆地岩心实验，开展模拟实验结果揭示（见表3），该超级盆地原位转化技术天然气可采资源量约30万亿m3。
中低熟页岩油地下原位转化天然气，目前仍处于基础研究和试验阶段，随着中国勘探开发由常规向非常规拓展，这将是中国陆上最值得期待的战略接续资源。“源内化学转换”将是下一轮页岩革命的突破点，突破发展传统以物理方式为主的开发理论，构建“源内化学转换”技术体系，重点攻克关键工艺与设备等，提升整体技术成熟度和技术经济性，实现天然气生产新技术革命。
针对中国富煤、油气不足的资源禀赋，利用地下闲置煤炭资源生产天然气、氢气等，对中国天然气工业发展极具战略性意义。煤炭地下气化技术（UndergroundCoalGasification，简称UCG）是将地层中煤炭通过创造适当的工程技术条件，在地下原位进行有控制地燃烧，通过煤的热作用和化学作用产生甲烷（37%）、氢气（15%）等可燃气体过程。将物理采煤转变为化学采气，可有效缓解“富煤”和“气不足”资源矛盾。
中国地下煤炭气化地质资源量（280～330）万亿m3，是常规天然气资源量的3倍，与非常规天然气资源量的总和基本相当，开发潜力巨大，其中鄂尔多斯、吐哈等盆地可利用资源量13万亿m3、30万亿m3。1t原煤地面燃烧约排放3.3tCO2，而煤炭地下气化只排放1.16tCO2，直接减少64.8%的排放。
聚焦天然气发展新领域，布局地下煤炭气化，利用多种资源协同发展优势，实现资源的立体综合开发及利用。以发展“煤—油—气—新能源（氢、甲醇）—煤气化工—CO2埋藏”综合性能源大产业为目标，打造“UCG+”产业集群，实现煤炭地下气化与油气产业的高度融合发展。近中期开展“UCG—CO2驱油—热采原油/改质页岩油—CO2埋存”四融合综合开采示范区建设，中远期开展地面“甲烷—氢能—发电—煤化工”四融合综合利用示范推广，逐步建成地下地面协同发展产业基地，有望实现千亿方规模天然气上产。
煤炭地下气化的能量密度、产气速度和生产效率均远高于目前开发的非常规气，兼具直接减排和替代减排两大优势，更环保、更经济，且关键技术已经取得突破，可利用成熟的油气勘探开发技术与完善的工程、地面和市场等配套优势，实现煤炭资源清洁开发利用和天然气产量跨越增长；因地制宜构建天然气产业链、炼化、矿区用能替代、储气库、CCUS（碳捕集、利用和封存）和氢能产业链协同发展模式，同时推动化石能源企业向新兴业务横向扩张、传统能源技术向绿色低碳技术纵深迈进，将实现中国“天然气革命”，为构建“清洁、安全、高效、可持续”的中国新型能源体系开辟新途径。
近年来，在攻关研究天然气开采技术过程中，发现CO2具有很强的甲烷解吸附能力，结合二氧化碳利用与封存等碳利用技术，加快发展CO2提采增气新技术，大幅度提高天然气采收率，积极探索和推动天然气“集中利用+CCUS”的近零排放。
利用CO2提采增气技术包括煤层气/煤岩气提采（CO2-ECBM）和页岩气提采（CO2-EGR）。由于煤和页岩对CO2吸附能力分别是CH4的2倍和4～10倍，通过向煤层或者页岩层注入CO2，补充即将枯竭气藏恢复地层压力，扩大缝网体积，构建渗流通道，并置换出CH4，实现提高煤层气/煤岩气和页岩气采收率，以及地下煤层与页岩层存碳。在沁水盆地开展CO2强化开采煤层气/煤岩气现场试验，采用间歇注入方式，每日注入液态CO215～18t，连注13d，累计注入192.8t。注入前平均产气量490m³/d，注入后平均产气量1186m³/d，采气量提升一倍多。
中国已开发气田74%为复杂气藏，提高采收率难度大，常规排水采气技术提高采收率通常为1%～3%，“以气驱气”有望大幅度提高采收率。碳中和背景下，开展天然气+CCUS/CCS（碳捕集和封存）应用的理论技术研究，对于明确中国天然气工业的碳中和实现路径、CCUS-EGR推广应用、碳工业发展具有重要意义。
2022年，中国化石能源消费占比80%以上，预测2060年，新能源消费占比达到80%（见图8）。碳中和进程中，能源消费将发生由“一大三小”（碳基能源为主）向“三小一大”（零碳能源为主）的“质变与量变”。中国能源结构在不断调整中，化石能源和新能源协同发展的多能齐效、多能互补将是能源供需的主要情景。天然气是传统化石能源向新能源转型的最佳伙伴，其高效、灵活的特性可弥补其他新能源的不足。推进天然气与新能源融合是国家能源战略的必然选择。加快天然气与新能源融合，促进智能化、绿色化协同发展，构建新型能源体系下天然气与新能源“多元、互补、创新、融合”的新发展格局。
构建以新能源为主体的新型电力系统是实现碳中和的关键，天然气是新能源系统下电网调峰最佳选择。新能源发电具有间歇性、随机性、反调峰特性，现有电网的灵活性尚不能支撑其大规模并网，随着高比例新能源进入电力系统，其稳定性面临巨大挑战。天然气发电具有分钟级启停调节速度、应急反应强、占地小、单位投资少、清洁低碳等优势，满足季节性调峰需要，弥补新能源发电的波动性，是最优调峰电源。气电领域将成为拉动天然气需求增长的核心驱动力，推动碳排放稳步下降。重点城市和区域煤电退役后需要气电支撑，新能源需要气电作为灵活性电源，拉动天然气消费快速增长，助力工业结构和能源绿色转型。
天然气与氢能产业链具备深度融合发展的前景和优势，在促进能源结构转型，保障能源供给等方面发挥重要作用。天然气工业在上游制氢、中游储氢、下游用氢3大环节，具备与氢能工业融合发展的先天优势。上游环节中，天然气可以作为制氢原料，推进经济、高效制氢的现场试验和工业应用；中游领域内，管道“掺氢”是实现长距离，大规模输氢的关键；下游产业内，利用已有的气站网络优势，统筹布局已有站的改造与加氢站的建设。探索加油站、加气站、加氢站、加电站“四站合一”的发展模式，充分发挥氢能、天然气等资源组合、多元互补的优势。能源转型过程中，将天然气和氢气作为联结传统能源与新能源的重要载体，打造低碳、增益、协同、高效的能源互联网络，构建“多元、互补、融合”的“天然气+氢能”双清洁低碳能源系统（见图9）。
根据中国的地理空间位置和资源配置条件，不适合照搬欧洲模式，需发展中国的“气氢模式”：西部制氢，东部用氢，“西氢东送”，早期结合天然气管网及基础设施优势，发展“气氢融合”。形成适合于中国新型能源体系的天然气与氢能产业发展模式，一方面有助于利用天然气基础设施和消费端优势，另一方面有利于发挥氢能零碳高效、能源枢纽优势，对天然气工业高质量发展，降低能源转型社会经济成本。
《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》提出“陆上在风光资源富集地区合理布局天然气调峰电站，提升系统调节能力。海上打造以风电与天然气发电融合发展为主的综合能源模式，为海上平台提供稳定可靠的绿色电力”，进一步明确推进油气与新能源协同发展，实现产业融合。
以碳中和目标为导向，促进天然气与新能源融合发展是未来核心方向。完善促进天然气与新能源融合发展的机制设计与配套政策，由“清洁替代”扩展至“减污降碳协同替代、支撑新能源规模发展”，突出强化天然气低碳、灵活等多元优势，最终实现“集中式利用深度降碳”。融合发展天然气新能源，有助于兼顾能源清洁化与能源安全双重目标，有效支撑中国能源转型，对构筑“清洁、安全、高效、低碳”的能源系统具有重要意义，对中国实现碳中和目标具有重要推动作用。
为进一步深化天然气市场体系改革，完善产供储销体系建设，国家陆续出台相应政策文件支持鼓励天然气产业创新发展，持续推动天然气供需结构转型升级。《关于加快建设全国统一大市场》《“十四五”现代能源体系规划》等政策规定，从规划布局、运营模式、体制机制等多方面推进天然气管网、LNG接收站等基础设施互联互通，加快完善“全国一张网”；突出规规模效应，促进储气设施加快建设，有序引导天然气消费，优化利用结构，保障民生用气，促进天然气高效利用。
打造更安全、更高效、更灵活的天然气工业是支持中国清洁低碳战略实现的重要方式。“灵活高效、优化升级”，做大供应侧，做优需求侧，做强天然气产业链，驱动天然气新发展。保障天然气供给稳定，建立健全全国管网统一部署规划，扩大LNG资源配置，大力提升天然气储备能力，建设安全稳固的储备体系，构建多元化供应格局；优化天然气消费结构，促进能源消费升级，完善天然气产供储销体系建设。
中国2006年开始进口天然气，2018年进口量超日本成为全球第一，2022年进口天然气1508亿m3，其中液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG）876亿m3、管道气632亿m3。中国已建成管道气和LNG为主体的多元化天然气贸易体系，形成4大天然气进口战略通道：西北中亚管道、西南中缅管道、东北中俄管道和东部海上贸易。从大洋洲、非洲、欧洲、北美洲和亚洲10余国“漂洋过海”进口LNG，为保障天然气供应发挥重要作用。截至2022年底，中国天然气管道总里程约11.6万km（含省级管网及地方管道4.69万km），中缅、中俄和中亚跨国管道，沿海LNG接收站布局不断完善。
升级管道设施，布局全国管网，拓展进口通道，建立协同化、智能化、多元化管道网络系统，保障天然气供应安全。随着天然气工业发展规模不断扩大，管网设施的持续配套建设需要加大投入。一方面，针对中国南北地域供暖的特性化差异，持续提高设施与资源协同优化的尖峰供气能力，以及提升应对极端气候和突发事件的应急能力，保障能源供应安全。另一方面，创新天然气管道集输、长输和智慧管网技术，持续推动国内天然气区域管网互联互通，实现天然气在不同管网设施间灵活调配，完善“全国一张网”，构建“全网通”格局。
全方位参与进口管道气运输，紧盯俄罗斯北极、中东、东非等富气区，从源头夯实海外天然气进口资源基础。稳定国外四大进口战略通道气源供给能力，持续加强东北、西北、西南天然气管道沿线国家天然气资源勘探开发合作（见表4），加快推进中亚D线、中俄中线管道合作，保障国外管道进口气的供给，提高中国进口气资源保障能力。持续深化实施管道气的战略布局和建设工程，预计“十四五”末，中国天然气管道形成“四大（进口）通道”和“五纵五横”干线管网格局。
2022年全球气价一度飙升，中国进口天然气一度面临“高价买”“买不到”“运不回”等风险。冬季高峰期，资源国自给尚且有限，进口天然气购买难度加大。单方“擅自”减少约定外输量，途经国中间“私自”下载，导致运达中国的天然气供应锐减，LNG进口存在不确定因素和不稳定隐患。为加快能源结构调整，保障国内能源供应，加强国内沿海LNG接收站规模建设，突出规模效应，发挥LNG储罐宜储宜运、调运灵活的特点，推进LNG罐箱多式联运试点示范，多措并举提高储气能力，确保进口LNG气稳定供气。
中国已建成LNG接收站24座，储罐94座，当前在建、扩建及规划LNG接收站33座。作为LNG进口大国，需进一步强化LNG战略规划，持续深化LNG体系结构建设，实施LNG扩建工程，建设与中国地位相匹配的LNG自主运输力量。加强环渤海、长三角、珠三角和北部湾4大LNG接收基地建设；提升LNG接卸能力，发挥其集约储存、灵活调峰的作用。通过拓展国际LNG气源规模，建立全球资源池，增强LNG海外资源配置能力，推动LNG产品全球采购。
积极扩大南半球和赤道地区、“一带一路”沿线国家LNG进口量，降低冬季取暖期大幅减供风险，预计2040年LNG进口超过1500亿m3。当前及今后的长远时期，中国管道气建设和LNG产业应拓展宏观规划，加深战略布局，扩大进口天然气资源，健全国内管道和LNG基础设施建设，提升气源供给能力，形成多元供给体系，促进中国天然气供应链升级，保障中国天然气工业稳固发展。
近年来，随着中国天然气消费持续快速增长，加大天然气储备能力建设，大幅提高天然气平衡、调配和保障能力，推进完善中国天然气安全保供体系，在调峰保供和安全供应方面发挥不可替代的战略应急作用。
储气库是保障天然气安全供应，解决调峰问题的重要基础设施，具有应急保供、调峰供气、战略储备、市场金融四大作用，是天然气产业链关键环节之一。截至目前，全国已建储气库（群）24座，设计总库容603亿m3，设计总工作气量274.6亿m3（见表5）。中国储气库能力建设持续提速，未来将形成环渤海、东北、长三角、西南、中部和中南6大区域储气库群，为冬季供应及天然气消费增长提供安全保障。
2022年，中国储气库调峰能力达192亿m3，约占消费量5%，远低于国际15%水平，需发展复杂地质条件下储气库建库理论与技术体系，加快推进建成千亿方规模的地下储气库，增强天然气调峰与应急保供能力。预计“十四五”末，中国天然气储备将在2021年基础上增加1倍。2040年，中国天然气消费量约为6500亿m3，需建成千亿方级规模的储气库，才能夯实中国的能源安全“底气”，保障中国天然气供应和工业平稳运行。
加快推进天然气储气设施建设，进一步加强储气能力，是天然气安全稳定供应和行业稳定发展的重要保障，也为中国经济社会持续健康发展提供有力保证。中国储气库建设将按照“统筹规划、分步实施，政企并举、共同发展，调峰为主、战略为辅，气藏为主、其余为辅”的总发展格局。通过不断提升储气库采气能力设计标准，提高存储与开采、气化、外输协调配套能力，实现天然气“储—采—运”等设施项目同步规划、同期建设、同时投产；优先在进口通道、消费枢纽中心等区位建设储气设施，满足市场调峰需求。提升地下储气库与LNG接收站联动能力，沿海地区选择具备扩建能力的LNG接收站，建设LNG储备，作为调峰气源；提高储气库建设与国产气上产协同力度，加强调峰和应急储备能力。
为了保障国家能源安全，尽快构建分级次的国家天然气战略储备体系。打造以国家级、区域级、企业级的三级储备为主体，同时建立战略与商业结合的天然气储备体系。提升储气规模，以地下储气库为主、沿海LNG储罐为辅，建设综合地上与地下储库系统。立足“大LNG站”“大储气库”，推进储气设施集约布局，规划储气设施的建设，研究出台天然气储备建设的相应法规政策，逐渐开放建设储备调峰设施。鼓励各类社会资本与投资主体，共同参与创建与运营储气设施，倡导政府机构、城市企业与央企等多方开展合资与合作。
中国天然气市场正处于蓬勃发展期，持续推进实施“煤改气”等项目，不断推进中国能源消费结构低碳化、清洁化转型。根据国家最新统计公报，2022年，中国天然气消费量3663亿m3，其中，工业燃料用气居于首位，占比41.8%；城市燃气占比32.7%；发电占比17.5%；化工占比8.0%（见图10）。
世界天然气消费量占一次能源消费量24%，中国天然气消费占一次能源消费总量8.4%；全球人均用气量为493m3/人，美国为2604m3/人，中国仅为270m3/人。与世界水平相比，中国天然气消费比例和人均用气量均处于较低水平。中国天然气在一次能源消费中占比远远低于欧盟、美国等发达国家和地区，借鉴欧美能源转型经验，通过提升中国天然气消费占比，减少二氧化碳排放，是当前最现实、且最可操作的路径。
通过发展天然气高效利用技术，拓展城镇燃料用气市场，扩大工业燃料用气，发展天然气发电项目等措施，提高天然气在一次能源消费占比，持续优化天然气消费结构，实现天然气资源利用价值最大化。
大力发展燃气高效发电技术及天然气分布式能源技术，不断增强城市燃气、工业燃料、发电用气等重点领域用气保障能力。①突出天然气在居民炊事、供热领域优势地位，保障燃气市场平稳发展；②扩大工业用气领域，继续推进“煤改气”，提高用气效率和经济性，预计2025年工业燃料天然气消费将突破1600亿m3，2030年将突破1800亿m3；③优先在用电负荷中心建设天然气调峰电站，发挥气电作为灵活性电源和在消费中心支撑电源的作用，与风电、光电融合发展，鼓励天然气分布式能源（冷、热、电三联供）和新能源的多能互补项目建设，预计2025年天然气发电装机将增至1.5亿kW，消费量将超过1000亿m3；远期2030年装机将达到2.2亿kW，消费量将超过1500亿m3；④加快推动LNG在船舶、重卡中的应用，促进天然气对油的替代。
碳中和目标下，重点发展气电和工业燃料两个领域，助力能源消费结构转型升级。预计2040年左右，中国天然气消费峰值将达到6500亿m3（见图11）。未来，气电和工业用气是天然气消费增长的重要驱动力，是支撑全国天然气消费增长的主要领域，其增量占到全国总增量75%。工业燃料将成为拉动天然气需求的重要增长；气电领域将是拉动天然气需求的核心增长，储能的技术和经济性尚待时间突破，气电调峰在供电系统中将起到保障安全稳定的重要作用。
1921年至今，全球天然气工业经历了初始期、成长期、跨越期和革命期4个发展阶段。美国通过在战略布局、超前攻关与管理创新3个方面成功实现了“页岩革命”，有力推动了美国“能源独立”。
中国天然气工业历经起步、增长、跨越3个阶段，成功实现飞跃式发展，已成为“能源大国”。天然气勘探开发领域不断拓展，资源量连续翻番，探明储量持续增长，已建成鄂尔多斯、塔里木、四川、海域4大生产基地，常规天然气稳定发展，非常规天然气快速发展。
天然气是中国能源转型的重要抓手，碳中和目标下，其重要地位将进一步提升。一方面，是替代煤炭和石油的传统能源，肩负保障能源安全特殊使命；另一方面，是新能源的最佳伙伴。发展天然气是中国能源由高碳向低碳和零碳能源转型不可跨越的阶段，发挥天然气清洁低碳、灵活易储的优势，促进天然气与新能源互补、协调、融合发展。
当前，中国天然气发展面临外部环境不确定性增加的风险与挑战，资源劣质化日趋严重，开采难度增大、生产成本上升、绿色环保要求更高等问题日益突出，建立健全风险防范和保障应对机制、实现高效勘探与经济开发、保持产量稳定增长、持续推动天然气产业链平稳运行等，是新形势下的新考验。
为保障国家能源安全，实现经济与环境保护协同发展，碳中和目标下，中国天然气工业发展立足“统筹布局，科技创新；多能互补，多元融合；灵活高效，优化升级”，进一步完善天然气产供储销体系。
一是持续加强天然气勘探开发力度，战略布局支撑天然气增储上产，着力攻关天然气高效开发与提高采收率关键技术，释放常规低品位气藏及非常规气的潜在产能，重点攻克“卡脖子”难题，改变关键核心技术依赖进口、受制于人的困境。
二是加快天然气绿色转型发展，突破天然气新技术、接替天然气新领域、天然气与新能源融合发展，推动中国“天然气革命”，打造“清洁、安全、高效、可持续”的中国新型能源体系，建设“天然气强国”。
三是构建安全可靠的天然气产业链和市场体系，优化市场供应需求结构。做大供应端，推进管道气建设，加大LNG布局配置，增加储气库规模，形成多元供应、有序利用、灵活调配的总体格局；做优消费端，提高天然气在一次能源消费占比，优化能源消费结构，实现能源利用低碳化、清洁化发展。
