迎接气时代

　　人类在经历了柴薪时代、煤炭时代和石油时代之后，随着非常规天然气的开采，是否会迎来一个全新的能源气体时代？

　　在非常规天然气数量迅速增加和各国减排的巨大压力下，各界对天然气在本世纪扮演的角色越来越乐观。从过渡性能源到主导能源，再到“天然气世纪”，近10多年以来，这种优质碳氢化合物的地位一步步被推高。

　　国际能源机构(IEA)不久前发布的预测显示，目前占全球能源一次消费24%的天然气，将会在2025年超过煤炭，而再过10年的2035年，它将会与石油的消费比重相当。

　　在风电、太阳能等新能源还不能担当主力、煤炭消费逐步被压制、石油前景存在巨大变数的当下，天然气无疑被赋予了更多的想象。

　　全球范围内，能源的气体时代也许会随着上述结构的变化不期而至。

　　在中国，天然气的消费量每年都以两位数的速度增长，今年上半年，我国天然气表观消费量达到了631亿立方米，同比增长了21%，全年消费可能超过1300亿方。

　　而到“十二五”末的2015年，根据相对中性的预测，我国天然气消费将达到2600亿方，2020年将达到4000亿。由于国内供应相对有限，谁来满足中国未来的天然气需求成了时下热议的话题。

　　为了满足未来巨大的天然气供应缺口，中国的进口通道已从海陆两线先后拉开，中国东部沿海已经投产的LNG接收站达到了4座，仅上半年进口量就高达72亿立方米，而2015年LNG接收站的数量将达到16座。

　　2010年底开通的中亚天然气管道，今年上半年的进口量与海上进口平分秋色，也达到了69亿立方米，成为了我国西北地区名副其实的能源大动脉。

　　在西南方向上，正在建设中的中缅油气管道，2013年投产后将每年输送120亿立方米的天然气。而每年输气量高达680亿方的中俄天然气管道，也正在紧锣密鼓地谈判之中。

　　可以肯定，至少在2020年前，上述“四大通道”满足我国天然气需求不会存在太大变数。未来天然气发展的制约在于国内——管道建设滞后和气价改革停滞不前，将会严重影响我国天然气行业的健康发展。

　　我国与美国国土相当，而我国的天然气管道仅相当于美国的1/10，难怪国家能源局发展规划司司长江冰如此感慨：“制约未来中国天然气发展的不是气源，而是基础设施。”

　　而天然气价改的进展缓慢，也拖了天然气快速发展的后腿。在中俄天然气谈判中，中国230美元/千立方米的出价，比俄罗斯352美元/千立方米的要价足足低了122美元，但即便如此，按照当前国内天然气的零售价，230美元的出价，每立方米也要亏损1元人民币。

　　管网的建设能够很大程度上拉动消费，而价格改革能够增加供气积极性，让气源更加充足。解决好这两个问题，中国的“能源气体时代”也许不久就会到来。

　　——编者

　　重估天然气

　　无论天然气时代会否来临，这种清洁能源的供需弊端正在中国日益显现。首要的问题是，在规模化利用不可逆转之际，如何保障天然气的供应安全？

　　文|本刊记者 范姗姗

　　6月30日，赶在中共建党90周年的前一天，中石油投资建设的西气东输二线工程干线全线正式贯通送气，将来自土库曼斯坦阿姆河右岸的天然气，在横穿中国15个省份后，送达珠三角。

　　而在一个月之前的5月24日，装载着14.5万方LNG的专用运输船“阿尔雷卡亚”号抵达洋口港，这船来自卡塔尔的液化天然气，是江苏口岸接收的第一仓进口气源，在卸毕、再气化后接入西气东输管道。

　　上述装置只是我国天然气进口路径中的一个缩影。据国际能源署统计，2010年我国天然气消费量为1072亿方，产量约950亿方，净进口为122亿方。

　　如果将同样热值的天然气、石油、煤炭进行比较，燃烧后天然气产生的温室气体大约是煤炭的50%，石油的70%。伴随着节能减排和能源结构调整的双重压力，天然气在未来一段时间将被委以重任。正因为此，天然气将迎来属于它的“黄金时代”。如果说20世纪是石油的世纪，那么“21世纪是天然气的世纪”，对此观点，中海油能源研究院首席研究员陈卫东非常赞同。

　　日前，国家发展改革委公布，上半年天然气表观消费同比大幅增长21%，达到631亿方。近几年，天然气的消费量每年都以两位数的速度增长，未来五年我国天然气消费量年均增速将达到25%以上。业内人士预测，“十二五”末，我国天然气消费将达到2600亿方，其中国产气1700亿方，进口气将达到900亿方。面对我国天然“少气”的资源禀赋，如果未来不断加大国产气的开采以及进口气的比重，天然气的供给是否可以“高枕无忧”？

　　多元气局

　　在中国一次能源消费结构中，目前天然气消费占比仅为4%左右，是世界平均水平的六分之一，是欧美发达国家的十二分之一。此外，目前世界人均天然气消费量为508方/年，是中国人均消费量的八倍多。

　　“十二五”期间，天然气消费占比有望达到一次能源消费的8%以上。4%的增长，对于“少气”的中国而言，进口已成必然选择。中石油、中海油、中石化都已经看到，未来保障天然气供给，到海外寻找天然气资源已经势不可挡。

　　其实，从2006 年广东大鹏LNG接收站运营开始，中国就开始了大规模进口天然气的时代。在东部沿海，LNG接收站的建设已经如火如荼。

　　7月上旬，中海油主导的海南LNG工程项目获发改委正式核准，计划于2014年建成投产。作为最早涉足LNG领域的企业，中海油除了拥有已经投产的广东大鹏、福建莆田和上海洋山LNG项目，其位于广东揭阳、珠海高栏岛、浙江宁波北仑港、秦皇岛、海南洋浦的接收站项目正处于建设阶段，其中宁波和珠海的项目分别计划于2012和2013年投产。

　　除了中海油，中石油目前已着手在江苏如东、辽宁大连、深圳大铲湾、河北曹妃甸港建设接收站，前两个于2011年投产。而中石化已投入运营及在建的三大接收站分别位于澳门黄茅岛、青岛胶南董家口和广西北海。预计到2015年前后中国将在东南沿海建成16座LNG接收站，接收能力也将超过4400万吨/年。

　　LNG进口实现了天然气市场的全球化，打破天然气产业区域性较强、上下游紧密结合的固有障碍，使形式上分割的大陆市场连接成为一个相互联系的全球市场。

　　中国正在积极构建四大油气战略通道，中亚、中俄、中缅天然气管道进口以及上文提到的海上LNG进口。在国内，天然气产量自2005年突破300亿方后，连续7年保持两位数以上的增长速度，目前已形成塔里木、长庆、西南和青海四大天然气产区。

　　几名业内人士均向《能源》杂志记者表示，2020年前，上述几种路径可以填补未来天然气需求的缺口，即使中俄天然气谈判在2020年进展不大，也不会对我国天然气供给产生太大的影响。

　　从供给端看，到2015年国内天然气产量有望达到1700亿方；进口LNG量将超过2400万吨，折合天然气约为320—400亿方；来自中亚等国家的进口管道气约在400—500亿方；国内可开发的非常规天然气资源，如煤层气、页岩气等大约在100亿方。总体供应能力大约保持在2600亿方左右。

　　滞后的管网

　　综合考量我国天然气供给的多种路径，似乎在未来一段时间内满足天然气的供给并不困难。但是，业内人士在接受《能源》杂志采访时，都提到同样一个问题：如果我国天然气基础建设跟不上，天然气消费增长将无从谈起。中国工程院院士、中国工程院能源与矿业学部副主任何继善在一次煤层气的讨论会上就直指我国天然气管网建设滞后的问题。“中石化的川气东送工程，投资627亿元，其中管道投资400亿元，用于气田建设的投资只有200亿元左右。如果天然气管道网络基本完善，同样多的投资，就可以开发更多的气田。”

　　相较于原油，气态的天然气运输较为复杂，主要依赖管道运输。虽然管道运输不如LNG储罐灵活，但通常是成本最低的方法，“从世界天然气市场来看，天然气的买卖双方地理位置相邻，上中下游紧密地连接在一起。”中石化勘探开发研究院咨询委员会副主任张抗介绍说。

　　在中国燃气协会秘书长迟国敬的办公室，挂着两张天然气管网图，一张是中国，一张是欧洲。在中国天然气管线图上，从西北向东南方向延伸的西气东输管道清晰可见，与各地的支线连接在一起。而在另一张管网图上，天然气管道如蜘蛛网一般纵横交错。如果和欧州国家的管网相比，中国的天然气管道显然还不能称之为“网”。

　　中国石油规划总院油气管道研究所副所长杨建红给记者列举了这样一组数字：目前，中国管道建设仅为5.5万公里，而在美国天然气管道已长达近50万公里。从这样一组数据，可以看出我国天然气管网建设的差距。

　　中联煤层气公司经营管理部主任李良对天然气消费能否达到预期表示担忧，“天然气消费量和管网里程是一种正相关的关系，现在所有管道基本都处于全负荷的状态，如果没有足够的输气管道，下游消费的目标就无法达成。”

　　在欧美国家，天然气发展遵循了“管道等市场”的发展模式，提前、完善的管网建设极大地拉动了下游的消费。

　　近几年，中石油、中石化、中海油也纷纷加大天然气管道投资。相比于其他两家油企，中石油布局很早。一位业内人士告诉记者，2006年以前，中石化在天然气管道建设的步子上小心翼翼，基本是根据产气量来配套管道，因而丢掉大量的市场机遇。事实上，天然气管道应该超前规划，建设应与气田的生产脱钩。

　　6月30日，西气东输二线工程干线全线正式贯通送气，这条总投资约1422亿元人民币，全长8700多公里的管线，西起新疆霍尔果斯，东达上海，南抵广州、香港，横贯中国东西两端，是目前世界上最长的天然气管道工程，年输气能力可达300亿方。

　　而此前已经投产的西气东输一线以新疆塔里木气田为主供气源，西起新疆塔里木轮南，东至上海白鹤镇，全长约4000公里，其全线输气量已达到了其设计输气能力的170亿方。

　　中石油投资的西气东输三线有望在今年开始建设，整个项目将可能覆盖国内十个省市。中石油副总裁廖永远向媒体表示，同样引入中亚天然气的西气东输三线投产后将每年引入中亚天然气200亿方，未来还将筹建西气东输四线、五线。

　　“三大公司都在加紧进行管道建设，‘十二五’期间，以每年6000—7000公里管道的建设量来看，到‘十二五’末我国管网能达到8—10万公里。”杨建红说。

　　在杨建红看来，除了管网设施不足，在“十二五”期间，具有调峰、应急作用的地下储气库、小型LNG建设也不可或缺。

　　争辩公共化

　　管网逐渐增加，是否就能解决天然气消费的根本问题？答案并非肯定的。

　　三大油企在天然气管网建设领域的分工比较明确：中石油负责主要国家干线的建设，中石化是区域性干线，中海油则修建管网将沿海的液化天然气基地串联起来。

　　“目前国内油企的天然气管网是互不相连的，各家油企自产、自输、自销，相互之间没有关联。国内天然气区块掌握在三大石油企业，尤其是中石油手中，管网建设属于各家公司的自主行为，出于自身利益的考虑，三家公司之间的管网是互相独立的，没有形成全国统一的整体输气网络。”中投顾问能源行业研究员周修杰向记者表示。

　　西气东输二线投产后，进一步强化了中石油在天然气市场中的垄断地位。管输费成为中石油在天然气业务中盈利的主要方式。

　　在天然气产业链的末端，参与城市管网投资的地方国有燃气企业以及一些民营燃气公司也希望在长输管道领域有所作为，但难度颇大。一直参与北京城市供气的北京燃气集团有限责任公司在陕京一、二、三线三条干线的投资中，拥有40%的股份，在业内人士看来已算成功。资本青睐于投资长输管线一方面看重的是其较高的收益率。“长输管线的投资收益率是12%，城市的管网收益率在8%以下。”迟国敬说。

　　而进驻天然气管道的市场，似乎并不是仅仅是高收益率、回收周期短那么简单。一位煤层气的业界人士曾遇到这样的苦恼：由于企业没有长距离的输气管道，要么就近销售，要么供给中石油管道，但障碍重重，如在价格、数量的谈判缺乏话语权，甚至当气源充足情况下，很难获准进入，剩余部分往往被放空，难以抵达消费终端。

　　于是，一些大型的煤层气企业开始自修管道，以抗衡油企对管线的垄断，如中联煤层气公司计划建设“沁气南下”管道。从此种意义上说，谁修建管道，谁就控制了天然气市场。

　　在天然气市场比较成熟的俄罗斯和美国，天然气管网具有公共设施的属性，由独立于上下游的第三方进行投资、运营。中国石油大学中国油气产业发展研究中心主任董秀成认为，此种发展模式类似于我国现有的高速公路的运营模式，管网由一家公司投资运营或者完全属于国有，气源选择上没有差异，投资方通过收取管输费盈利或者在供气方和用气方之间赚取差价。此举的意义就在于打破任何一方在产业链上的垄断。

　　陈卫东也表达了类似的观点，中国已经有了多元化参与国家大型项目的条件和成功先例，高速公路建设就是其中一个案例，“谁投资谁受益”的开放政策可以为我国天然气管道发展模式所借鉴。

　　体制藩篱

　　另外一个值得注意的现象是，作为管道投资主体的石油企业，往往也控制着上游的天然气资源。由于我国天然气资源紧缺，作为供气方的石油企业颇为吃香。当年，西气东输一线投入使用时，一些省市还在是否推广天然气使用上暧昧不明；而现在，在节能减排的压力下，一些省市领导甚至跑到中石油说服其增加配额。

　　三大油企在完成对国内油气资源跑马圈地之后，面对目前国内低气价的情况开发动力不足，影响了天然气供应量。“国内天然气开采和推广的进度较为缓慢，在开发速度上同样落后于美欧。要解决这些问题，确保国内的天然气供应安全，最重要的是立足国内资源，破除垄断，鼓励更多的中外企业参与国内的天然气勘探开采与技术创新。”周修杰说。

　　不但控制产业链的中上游，近年来，中石油加快了天然气业务上下游一体化的整合速度，其下属的昆仑燃气进入城市燃气领域。虽然上下游一体化能更加凸显成本优势，但一些地方燃气担心，会压缩自身的生存空间。特别是遇到“气荒”的情况，中石油肯定会对其优先供气。

　　“发展天然气市场，应把石油公司上下游一体化的天然气勘探开采、管网建设运营以及城市燃气业务分开，放开各个板块的市场准入。多元买家和卖家，才有利于天然气产业的健康发展。”在采访中，张抗多次向记者强调。

　　一些业内人士把市场开放寄希望于未来在中国潜力巨大的非常规天然气的开采。作为非常规天然气的一种，煤层气在我国的资源量高达36.8万亿方。中国煤层气产业从1996年起步，此间15年的开发过程并不顺利，“十一五”规划我国煤层气产量达到每年100亿立方，而在去年，“十一五”末年的煤层气产量仅为20亿方。采煤权与采气权的分离、准入的限制让民营企业在此产业环境中难以为继。

　　而另一种非常规天然气——页岩气在近期被炒得火热。美国在页岩气领域的成功，极大鼓舞了国内的企业。根据中石油股份公司的数据，中国页岩气的资源量在100万亿方左右。美国甚至评价中国的页岩气资源量超过美国。

　　“我们没有对页岩气资源做过完整的、系统的、科学的评估，到底有多少资源是说不清的。但是加大国内油气资源的开发，要改变一下绝对垄断的办法，一定要把各方面的积极性调动起来，开发常规资源，海上资源以及非常规资源。”中化集团原总地质师曾兴球虽出身国企，却不赞成绝对垄断。

　　在陈卫东看来，美国页岩气革命的成功，正是得益于作为开发主体的中小企业，页岩气开采需要不断打井实现，没有固定的经营模式，回报率无法测算，因而页岩气发展初期美国大的油气企业介入甚少。

　　几位业内人士均认为，虽然页岩气在国内受到很高的关注度，但在2020年之前，大规模的商业化开采还难以实现。

　　理所当然地，为了保障天然气的供给，贸易的砝码正在不断加重。而此间，多种资本进入，增加供给的渠道，如民营企业参与LNG进口等，有助于保障我国未来天然气的安全供给。在专家们看来，放开垄断、允许其他资本进入和经营，天然气市场才能有突破性的发展。特别是未来，开放、充分竞争的市场有利于天然气价格机制的形成。

　　问诊气价

　　当国内市场逐渐超越培育阶段进入必须环节时，供需倒挂所引致的跛脚气价，已成为亟待排除的行业雷区。

　　文|本刊记者 范姗姗

　　历经5年的谈判后，中俄在天然气价格方面存在的巨大分歧，令谈判再次陷入僵局。中方230美元/千立方米的出价远远低于俄方所期待的价格——352美元。而在俄罗斯天然气出口的另一市场——欧洲，正在以中国企业难以承受的“高价”源源不断地接收来自西伯利亚的天然气。

　　“从中方来讲，在价格方面做出妥协的空间非常有限。国内天然气价格偏低，跟国际不接轨，这是一个大问题。不要说俄罗斯提出的352美元的价格，就是中石油最后的妥协报价，250美元/千立方米，我们的企业也难以承受。”中国国际问题研究基金会中国能源外交研究中心主任王海运表示。

　　事实上，随着我国天然气进口量的不断加大，进口气的高价与国内的低气价之间的矛盾越发凸显。石油企业提高气价的呼声日益渐高。媒体援引中石油内部人士称，去年中石油从中亚进口天然气为64亿方，亏损超过50亿元，进口1方天然气的亏损额接近0.8元。

　　未来几年，来自土库曼斯坦、缅甸的管道气以及中东、澳大利亚的LNG和国产气将一起输送到千家万户。伴随高价进口气在我国天然气消费中的比例不断增大，天然气价上涨已成必然，而新一轮的价格机制的改革已经箭在弦上。

　　价改难点

　　相较于煤炭、石油等能源价格，中国的天然气价格改革较为滞后，而且没有形成有效价格机制。中国石油大学中国油气产业发展研究中心主任董秀成认为，与同样热值的煤、石油相比，天然气作为一种优质资源，价格较低。但是受到近期通胀的影响，天然气价改阻力较大。

　　作为和民生息息相关的资源性产品，天然气价格改革需要综合考量多重因素。我国天然气产业包括上游生产、中游输送及下游分销三个阶段。其中，勘探、生产主要掌握在中石油、中石化及中海油手中，中游的长输管网也主要由上述三大央企占据。而下游城市及工业燃气的输配业务，则是国有和民营企业共存，主要由各城市燃气公司运营。而与此对应的就是天然气出厂价、管输费以及地方燃气公司输配费，出厂价和管输费之和就是天然气到达某地的门站价，输配费包括销售成本、合理利润等。

　　其中，天然气出厂价由国家发改委制定，出厂基准价格浮动范围上浮10%，下浮不限；同时管输价格也实行政府依据输气管线远近不同制定统一的价格，而最终到达消费者的终端价格也就是城市燃气价由省级物价部门举办听证会确定，在此中上下游联动能力不强。

　　在我国一些城市，天然气价格倒挂现象并不鲜见，这必然在一定程度上影响相关企业的进口积极性。中投顾问发布报告称，2010年中石油从中亚进口的天然气价格倒挂幅度为0.88元/方。

　　值得注意的是，目前城市门站价实行的是“一线一价”，即一个气源对应唯一的城市门站价。而随着供给源的多元化，城市燃气价格如何平衡各种气源对政府而言是一个巨大的考验。以上海市为例，目前上海天然气的来源有五个：西气东输一线、西气东输二线、进口LNG、东海平湖和川气东送。而其中，进口气的成本明显高于国产气。

　　我国的天然气出厂价格大约为1.18元/方，通过中亚管道进口天然气到达中国口岸的完税价格超过2元/方。即使是国内各大天然气源，由于地质结构、开采难度的差异，各地的天然气出厂价差异也很大。比如2004年投入运营的西气东输一线，目前非工业城市燃气的出厂价是0.79元/方，而川渝气田的出厂价是1.15元/方。如何平衡，成为难题。

　　如何理顺？

　　“关于天然气价格改革，发改委的基本思路是有的，时机还不成熟，以后发展趋势和油价挂钩。”在董秀成看来，天然气价改的难点在于整个产业链的垄断。上中游主要是三大油企、下游是城市燃气公司。“作为一种垄断产品，天然气的定价主要是由成本和合理利润构成，上游油企自主开发的油气田门站价很难确定，成本数据的真实性值得推敲。”

　　目前，世界天然气消费主要集中在三个地区：美国等北美地区、中日韩领衔的东亚地区以及欧盟地区。在天然气市场高度发达的北美，天然气价格由自由市场定价，气价也较低，竞争性产品直接导致成本透明化。而长期以进口LNG为主的韩国和日本，天然气定价与原油价格挂钩。美国天然气市场还实现了天然气期货市场定价。

　　不可否认，反映国内天然气实际消费水平的参考价格没有形成，在进口气的谈判中缺乏应有的话语权。中石化天然气分公司副总经理谢丹在对外经贸大学的一次论坛上就提出，中国应开展天然气的现货交易，并逐步向期货交易过渡，以形成中国的天然气贸易基准价格。

　　在中国燃气协会秘书长迟国敬看来，如果开展天然气的电子商务交易，成本逐渐透明，下游企业可以综合考虑服务、运输、价格等各种因素，竞争也趋于合理。

　　“美国的天然气交易，是以巨大的管网和库容设施作为基础。” 银河证券研究员裘孝峰强调完善的基础设施是天然气交易的前提。

　　随着石油资源价格的高位运行，反映气体能源“真实价值”的市场化定价机制成为了世界天然气市场的发展趋势。价格改革就是利益再调整的过程，牵扯到各方利益的博弈，包括石油企业、地方燃气公司、家庭用户、企业等。理顺天然气价格体系，最关键的一点在于如何在供需的基础上实现天然气价格的市场化。而当前采用成本加价法制定的天然气价格无法反映市场需求的变动。

　　“在接下来的天然气价格改革中，应当保证新的价格体制能和国内国际市场相衔接，能够保证上下游价格的同步联动，做到同地同价。目前来看，比较合理的天然气定价机制是市场净回值定价法，也就是说按照竞争性替代能源的热当量价格确定天然气市场价值，以此为基础确定最终用户价格。”中投顾问能源行业研究员周修杰说。

　　市场净回值定价法改变了过去由政府定价的方式，将天然气价格与市场化的替代品种价格挂钩，形成由市场确定的终端价，再减去管输价格，倒推出门站价。“市场净回值定价法实施要在天然气价调整到一定水平之后，如果使用此种定价方式，还需考虑和国际气价相匹配的问题。”裘孝峰向《能源》杂志记者表示。

　　但一个可以确定的事实是，无论采用何种定价机制，天然气价格上涨的趋势不可改变。

　　天然气时代来临

　　应对中国能源领域的三重挑战——供应、减排和国际合作，加快天然气发展是最现实的选择。

　　文|陈卫东

　　21世纪是天然气的时代，越来越多的人相信这个时代即将到来。在节能减排，低碳生活渐渐成为人们自觉追求的生活方式后，洁净能源、可再生能源、高碳能源的洁净利用，形成了越来越强大的社会潮流，传统的石油工业不论是主动还是被动，都不得不顺应这种转变。

　　工业革命以来，传统化石能源一直占据着能源供给的主导地位。能源供给是供应者选择而非使用者选择的情况正在发生变化，21世纪以来，包括政府在内的使用者，在能源的选择上表现出了越来越强的主动性，通过社会舆论和财政补贴等多种手段让能源变得更洁净。

　　天然气时代的到来不仅仅是供给者的选择，同时也是使用者的选择。对于供给者而言，技术进步使油气公司找到了更多可采资源，可以保证更长期更稳定的生产和供给，因此也给公司和股东更稳定可预期的收入。对于使用者而言有了支付得起，长期稳定的供给，同等重要的是天然气更洁净和方便。

　　美国的页岩气革命正在引领全球进入陆上非常规油气投资的新热潮，尽管石油天然气工业由此进入非常规油气阶段的结论还为时过早，但对供给者来说，他们有了把握未来的主动权。

　　非常规能否崛起

　　提高天然气在一次能源中的比重在中国有强烈的共识。增加供给无非两条路，一是增加本土的生产，二是增加进口。常规天然气方面，过去十年本土生产保持着快速和持续的态势，但4%的一次消费比重肯定不能令人满意。提高常规天然气生产的关键在于资源量的丰富程度，投资和基础设施次之。而从目前的状况看，人们对常规天然气的增长潜力信心不足。

　　那么，非常规天然气会出现怎样的局面呢？

　　1990年代，政府对煤层气投入了极大的热情，借鉴中海油对外合作专营权的成功模式，设立了中联煤公司，国务院授予该公司在煤层气勘探开发领域独家对外招商引资合作开发的专营权。自公司成立至今已15年，其开发结果令人失望。中国不是没有煤层气资源，技术也并不复杂，政府支持政策非常优惠，力度也很大，不理想的原因主要是矿权设置和准入设置等制度阻碍了煤层气的发展。

　　美国的页岩气革命再一次推动了中国政府和各路资本进入非常规天然气勘探开发的热情。页岩气在投资经营管理等方面与煤层气有很多相似之处，它们都是非常规天然气。非常规天然气与常规天然气的最大不同是地质因素：常规天然气有一个运移富集过程，最终保存在孔隙度渗透率都较好的圈闭里，所以储层单位体积里的资源丰度很高。页岩气和煤层气等非常规天然气保存在烃源岩里(页岩或煤层)，由于源岩的孔隙度渗透率都很低，气体运移不出去，只能附着或游离在烃源岩里，所以单位体积里的气量较少，资源丰度很低。由于烃源岩的分布很广，体积很大，故非常规天然气的资源量非常大。

　　页岩气的地质特点决定了它的勘探开发模式与常规天然气有着巨大的差别。找到一个大型的常规油气田，对油公司来说是“抱了个大金娃娃”，高投资、高风险、高回报的特点体现的淋漓尽致。在页岩气勘探开发过程中人们常说产量较高的区域叫“甜点”区，只是产量好一些，生产井的递减慢一点，与“大金娃娃”非常不同。美国经验表明，页岩气生产井的产量递减很快，不少生产井两年左右其产能就下降到峰值产能的10%，维持产能的办法就是不断地钻井。在美国，仅barnett一个页岩区就有200台钻机，一年钻数千上万口井。

　　某种意义上说，页岩气的投资经营管理更像一个生产型企业，而不是传统的油公司，也许这就是为什么美国的页岩气革命是中小公司推动的，而埃克森美孚、雪佛龙和康菲等巨头开始时都毫无作为的原因。

　　经过近三十年的探索实践，美国页岩气的投资回报管理模式已经逐渐清晰，经济规模形成后，石油巨头们以大手笔并购的模式进入页岩气领域和回归本土。一个行业的发生与发展有其内在的经济规律，它不是政府设计和规划出来的。看得见的手可以扶持加快它的发展，当然也可以窒息和延缓它的发展。

　　认真总结煤层气发展的得失将非常有助于刚刚开始的中国页岩气事业的启动。我们对页岩气的未来持乐观态度，但不会出现大跃进式的发展，尽管中国是个可以创造奇迹的国度，但老模式创造奇迹的时代已经过去了。

　　进口大有可为

　　过去十几年全球天然气的储采比一直都大于1，增加的可采储量远大于采出，美国页岩气革命更是大大地改变了世界天然气供求的格局。由于天然气是气体，与石油相比其运输储存都很不容易，所以天然气一直是一个区域的市场，不像石油有一个全球的价格体系和贸易体系。贸易的本质是交换，供大于求时，买方主动，资源按需分配，卖方质优价低者赢；需大于求时，卖方主动，资源按价分配，买方出价高者得。

　　事实上，国际原油市场基本上就是“资源按价分配”，交易市场上，价高者得。不可否认，政治因素和实力原则时不时还会发挥作用，但日常起主导作用的还是“按价分配”的原则。

　　天然气市场非全球统一市场，表现出明显的区域特征，美国市场开始出现供大于求的现象，价格最低；亚洲市场需求旺盛，价格最高。强大刚性的需求和经济上的支付能力，日本接受了最高的LNG价格，获得了稳定的供给。欧洲与俄罗斯多年的博弈供需基本维持在某种平衡的状态，加上近年来大力发展其他可再生和洁净能源的努力，欧洲天然气价格居中，处在美国和亚洲(日本为代表)之间。

　　中国对LNG需求的崛起微妙地改变着全球天然气市场的大局，中国支付的LNG价格差异性很大，取决于谈判的对手与交易的时间。中国可接受的价格不仅有与其他竞争者博弈和支付能力的因素，更有国内天然气价格差异大不统一的体系复杂的因素。

　　对中国天然气进口贸易而言，国际国内都呈现出了多元化的特征，这是一个有利于中国参与国际天然气市场竞争博弈的时间。核心是“多元”，规则垄断下的一对多，有可能多赢，但概率很低；开放下的多对多博弈，有输有赢，概率上平手的机会多，这就是资源进口国的石油公司大多是私营的，开放竞争的原因。

　　政策上，中国应该开放天然气贸易的准入限制，扩大开放要同时扩大对内和对外的开放。天然气在中国是一个新兴的行业，不宜套用现有的石油制度和监管体系，在生产和贸易领域都应该持开放的态度，鼓励创新，政府应该像支持技术创新一样支持制度创新。美国煤层气页岩气的成功，制度因素是第一位的。制度孕育了企业家精神，企业家精神推动了技术创新，技术创新成就了美国的非常规油气的突破性发展。

　　应对中国能源领域的三重挑战——供应、减排和国际合作，加快天然气发展是最现实的选择。通过提高本土天然气(常规和非常规)生产和加大进口贸易不仅能应对快速增加的能源需求，也有利于在增加供给的同时减少排放。通过天然气领域探索新的开放引进来和开门走出去的新的合作政策与措施，进一步减低投资准入门槛，激励更多的资本和技术进入；进一步放宽走出去的条件，以世界公民的姿态参与全球的合作，从公司的层面展现一个负责任的形象。

　　的确，中国需要改变自己才能更好更快地进入天然气时代。这是全球化的时代，一个合作的时代，没有独赢通吃，天然气领域展现了新的多元化合作共赢的机会，需要我们以时代的眼光和胸怀去拥抱和把握。