天然气作为能源转型的一种过渡性资源,目前正处于快速发展阶段,但储运环节仍面临储气设施基础薄弱、管网连通性不足以及安全与环境风险等多重挑战。为此,立足于确保国家能源安全、稳定供应、提升天然气利用效率以及降低碳排放对环境的负面影响等多元化角度,提出了天然气储运高质量发展的实现路径。研究结果表明：① 能源革命驱动天然气储运高质量发展,应立足于四个革命与一个合作的视角,以推动能源转型升级为目标,以储运资源优化配置与整合为核心,以价值创造为前提、以创新为根本动力、以持续为根本路径,坚持质量第一、效率优先,推动天然气储运与的数字化、信息化、国际化和可持续化发展;② 具体路径而言,应重点关注绿色技术和智能化技术在天然气储运领域的应用与创新;强化天然气管道、储气库及调峰设施的建设与升级;完善储运和管网等基础设施的网络布局;构建高效的天然气市场监测体系和信息交流平台;建立基于“一带一路”倡议的国际能源通道合作创新机制;并积极培养具备全球视野的天然气储运专业人才。结论认为,通过这些举措可以推动天然气储运向安全化、绿色化、信息化、智能化和高效化的方向发展,进而顺利、平稳地实现能源转型,促进能源产业的繁荣与可持续发展。

科技创新是发展新质生产力的核心要素,大力发展新质生产力对天然气科技创新提出了一系列新要求。为了更加充分地发挥和激发科研活力、提高科技创新能力、促进科技创新效率变革,为天然气产业高质量发展提供强大动力,深入分析了天然气科技创新现状与面临的问题,提出了发展新质生产力视域下天然气科技创新的对策措施。研究结果表明：① 面向新质生产力发展内涵与战略重点,天然气科技创新面临着战略布局与统筹力度待强化、领军人才培养模式有待完善、科技管理保障能力有待持续提升等方面的问题。② 以科技创新战略为先导、以领军人才打造为源泉、以深化体制机制改革为保障,提出了三方面对策措施：一是坚持科技是第一生产力,构建“361”（按照30%的基础研究项目、60%的应用研究项目、10%的技术引进与推广应用项目）科技项目规划布局、推进高级别研发平台建设、建立重大创新成果培育机制;二是坚持人才是第一资源,明确领军人才培养对象、明晰天然气科技创新领军人才培养方式与路径、优化后备领军人才梯队建设;三是坚持创新是第一动力,尊重天然气科技创新规律、优化天然气科技创新协同保障机制、完善考核激励机制、建立以非薪酬激励为核心的创新氛围。

新质生产力发展形成的新要素,能够为油气行业高质量发展提供核心技术支撑,是油气行业发展的关键力量。为了促进油气行业高质量发展,保障中国油气行业改革质量,基于新质生产力衍生出的新要素、新理念、新模式,通过生产技术创新、行业管理创新、产业链模式创新的三个维度,对油气行业生产高质量、管理高水平、产业高发展提供新的赋能路径进行了研究。研究结果表明,新质生产力在赋能油气行业高质量发展过程中存在以下问题：① 创新水平有待提高,科技成果转化不足;② “数”“实”发展不均衡,发展机制仍需完善;③ 上下游一体化进程慢,产业融合体系不健全。针对上述问题,提出以下政策：① 完善科技创新机制,推动新质生产力涌现;② 加速“数”“实”融合,实现产业转型升级;③ 加速纵向一体化进程,完善产业融合体系的优化策略,以实现新质生产力对油气行业高质量发展的强力赋能。

当前,全球能源结构持续优化,低碳转型稳步推进,新质生产力是经济社会发展的新动能,发展新质生产力对实现传统油气行业可持续发展具有重要意义。为了推动油气行业高质量发展,以传统油气行业作为研究对象,结合相关文献和理论研究成果,讨论了传统油气企业在新时代新质生产力的内涵与特征,分析了传统油气行业在当前发展过程中面临的机遇与挑战,探索了在新质生产力的号召下传统油气企业高质量发展的路径。研究结果表明：① 我国油气进口通道脆弱,可以通过扩大油气进口来源渠道和多样化运输通道来降低能源供应风险;② 我国油气资源市场主导权低,可以通过创新市场机制来激发市场主体活力;③ 油气企业是信息密集型企业,生产环节链条较长,部门之间独立,信息不流通,可以利用信息共享平台,实现信息共享;④ 资本是新质生产力的重要保障,可以通过发展绿色金融,投融资相结合,减轻企业压力;⑤ 油气资源将长期作为能源消耗主体,一方面应加大勘探力度,另一方面不断培育新兴产业与未来产业;⑥ 人才是新质生产力的重要支撑,可以通过改善创新环境,加大创新力度,培育高素质型人才。

国家天然（页岩气）千亿立方米级产能基地建设是保障国家能源安全、支撑区域社会经济加快发展的重大战略。在借鉴油气共建共享成功经验基础上,构建了国家天然气（页岩气）千亿立方米级产能基地共建共享模式,提出了模式实施路径。研究结果表明：① 国家天然气（页岩气）千亿立方米级产能基地建设涉及庞大的产业体系与多元主体不同利益诉求,需要以共建共享理念和系统工程思维为指引,立足多元主体与多维度要素协同构建共建共享模式。② 模式实施五大路径：强化共建共享顶层战略设计,丰富发展政企共建共享方式,完善企业之间共建共享机制,畅通多元主体沟通协商渠道,健全共建共享应急预警体系。结论认为,该模式以战略视域统筹产能基地建设,能够实现对多元主体利益的有效协同,促进天然气（页岩气）资源开发利用与产业链价值提升,为带动区域社会经济发展并推进共同富裕提供有力支持。

天然气产业安全、经济和环保耦合协调发展是推动能源低碳转型的关键抓手。通过引入能源“不可能三角”理论,基于四川省2006—2021年实际数据实证分析天然气产业短期安全稳定、中期经济可行和长期低碳环保水平,深入探讨多维因素间的耦合协调程度。研究结果表明：① 安全稳定水平较高,这由于资源禀赋优势助力自给水平富足有余,同时省域管网系统发达、运输保障能力强;经济可行水平较低,这由于计划经济模式下的价格机制难以及时体现市场供求关系,西部恶劣自然环境、分散居民分布也将限制市场扩张、降低经济效益;低碳环保水平有待提升,这由于消费比重增大将导致产业自身碳排放同步增加,天然气与新能源融合发展成为必然趋势。② 安全 — 经济 — 环保耦合协调度呈上升趋势,这得益于质量、效率和动力三大变革。安全 — 环保协调度最优,在政策助推层面能源低碳转型与供应安全伴生共存;安全 — 经济协调度较高,供应安全为市场扩张提供资源支撑、稳定价格水平,而繁荣市场将激励能源勘探开发和基础设施延伸;经济 — 环保协调度较低,规模效应下能源消费碳贡献与系统视角下低碳能源消费占比提升对协调度的激励和阻碍作用同时存在、相互抵消。

具有零碳排放且可再生的氢能,是促进传统油气行业转型升级和推进“双碳”目标顺利实现的重要载体和抓手。作为新能源体系的重要支柱,氢能产业的健康可持续发展离不开政策的引导和支持。为了给各级政府提供决策参考、指导行业健康发展,从氢能产业制储运加用全产业链角度出发,调研了川渝地区氢能发展现状,重点对2019—2023年川渝地区氢能产业政策进行了梳理和深入研究。研究结果表明：① 近几年川渝地区密集出台涉及氢能的扶持政策,基本涵盖了氢能全产业链的关键节点;② 在发展路线方面,四川地区重点集中发展氢气的制备,重庆地区侧重发展氢能应用端;③ 在氢能消纳方面,两地政策都重点集中在氢燃料电池汽车领域;④ 在氢能补贴方面,两地氢能产业补贴包括氢能产业发展补贴、科技创新平台奖励等,不同城市的补贴领域、具体要求及补贴标准都各有不同;⑤ 在安全管理方面,川渝地区氢能管理办法相对保守,都将氢气纳入危险化工用品;⑥ 在加氢站建设与管理方面,川渝地区仅成都和攀枝花两市出台了关于加氢站建设与管理的具体办法,而在其他地区尚未制定相关政策。

为了不断深化天然气价格改革、不断完善天然气价格形成机制,回顾了中国在推进天然气价格改革过程中所面临的困难以及采取的成功做法,分析了现行天然气价格管理存在的问题,进而提出了政策建议。主要结论包括：① 天然气对外依存度不断提高,进口气使用成本很高,国内市场对进口气支付能力不足,地区经济发展不平衡,居民最终消费率偏低,是中国在推进天然气价格改革过程中所面临的难点问题,在未来相当长的时间里,上述问题仍然是中国深化天然气价格改革需着重考虑的;② 建立以门站价格管理为核心的天然气产运储销价格体系,按照目标导向先易后难稳步推进,政府管控与市场调节相结合,加强对自然垄断环节的价格监管,是中国推进天然气价格改革所采取的成功做法,上述成功做法在未来相当长的时间里仍将发挥作用;③ 完善门站价格管理的重点是完善放管结合政策,缩小管制气范围,扩大非管制气范围,明确保供范围和各方的责任与义务;④ 完善天然气基础设施价格管理的重点是进一步合理确定准许收益率,建立标准成本制度,加快推广实施两部制收费价格;⑤ 完善城市燃气价格管理的重点是按照国际通行做法制定城市燃气价格,在核定配气价格时进一步合理确定准许收益率和管网折旧年限,建立健全上下游价格联动机制;⑥ 此外还应加快天然气交易枢纽建设,加快推进天然气能量计量计价。

中亚地区油气资源丰富,是中国重要的天然气进口来源。近年来中亚各国天然气市场呈现新形势,缩减天然气出口量以支撑当地天然气需求和促进碳中和远景目标,预判未来中国 — 中亚天然气管道气源不足的问题将会凸显。而随着中国能源转型和“双碳”目标的稳步推进,天然气需求增长强劲,需要更多的海外气源支撑。为了维持中国能源进口多元化战略格局,满足中国强劲增长的天然气需求,通过广泛调研和深入分析,提出了中亚地区“一带一路”能源合作建议。研究结果表明：① 中亚地区风、光、水力等可再生能源基础优越,且具有相关产业有利的国家政策,推动与中亚国家可再生能源合作,可实现抢占中亚国家可再生能源市场的先机,促进中亚国家可再生能源产业发展,同时在一定程度上抑制本国对天然气的需求;② 哈萨克斯坦煤层气资源基础雄厚,潜力巨大,通过两国合作抢占相关产业发展先机,既能夯实哈萨克斯坦天然气基础,又符合哈萨克斯坦能源转型需求,对于稳固中国天然气进口海外气源,维持能源进口多元化格局意义重大。

2022年,为应对世界百年未有之大变局、国际能源市场剧烈震荡等复杂形势,国内油气勘探企业和油气地质调查队伍均加大油气勘探投资力度,取得诸多油气新发现新突破。为了确保今后一个时期中国油气勘探的高质量、可持续发展,梳理了中国常规与非常规油气资源情况,分析了2022年中国油气勘探的主要特点和新亮点,结合中国油气资源潜力,展望了2023年油气勘探前景。研究结果表明：① 2022年中国油气勘探的主要特点表现为中国油气勘探资金投入和油气产量回暖明显、新发现集中在已证实成藏组合的周边和深部、成熟探区的非常规油气勘探成效显著、前沿石油地质理论和技术引领油气勘探新突破;② 塔里木盆地富满油田奥陶系断控高能滩、四川盆地东南部二叠系天然气和深层页岩气、东部老油田页岩油勘探等领域取得重大突破;③ 2023年中国油气勘探有望在深层及深海油气勘探、大型含油气盆地周缘、北方海相页岩油气和海陆过渡相页岩气等领域取得新突破。

随着国内天然气消费需求量的持续增长和对外依存度的不断攀升,为了保障我国天然气长期安全稳定供应和国民经济持续稳定发展的需要,落实天然气储备能力建设是应对季节调峰等的重要措施势在必行。在总结和分析我国近海建设储气库的必要性和可行性的基础上,结合我国储气能力建设现状,对近海储气库工程的方案及其建设和运营模式进行了思考。研究结果表明：① 近海优质油气藏可以弥补陆上库容量的不足,重点研究海况条件及工程方案、建库及运营模式等因素,依靠中国几十年的海上工程技术和管理经验,海上作业是安全可靠的;② 近海储气库与码头LNG接收站可协同设计“全海式”和“陆海式”两种建库方案,以及规划近海油气田开发建设与建库相协同的一体化建库思路;③ 通过“整体规划、分步实施”可降低建库成本;通过优化运营模式,可将大型气藏型储气库作为天然气经营的平台,与油气田生产、LNG进口、陆上管道气互联互通实现“多源协同、联调联供”;④ 全寿命周期动态管理气藏型储气库的“产注储销”,既可以带动周边边际油气田的开发,又可以提高油气田开发、储气库运营和天然气调峰保供的整体效益。

在四川盆地天然气大发展过程中,正确处理好企业、地方政府、社会相关方之间的关系,依靠并调动地方政府及社会各界力量服务于油气增储上产,是推进建设千亿立方米产能基地、清洁能源示范基地、促进区域经济发展的关键要素之一。以中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）为例,分析了天然气大发展中企地关系的重要作用、主要做法和取得的成效,并结合目前存在的问题,提出了企地共建发展的措施建议。研究结果表明：① 油气勘探开发活动受“地面、地下”两种资源限制,随着勘探开发技术不断突破,技术条件不再是主要瓶颈,企业与资源地之间非技术因素的矛盾逐渐凸显,并正逐渐成为制约天然气大发展的主要因素之一;② 企地携手合作,通过规划引领、全产业链协同,搭建协调沟通平台,组建央企与省市地方的合资公司,企地共建共享机制初步成型;③ 为实现企地共荣共生,需着力充分发挥各级协调平台配置资源和平衡利益分配的能力,着力加强油气企业与资源地的有效合作,着力打造良好的发展环境。

2022年,在国内新冠肺炎疫情多点频发,经济发展面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力,地缘冲突引发的全球性油气价格飞涨的形势下,中国天然气发展有进有退、供需平稳、韧性十足,主要表现为：① 天然气勘探再获重大成果,探明储量保持高峰增长;② 天然气生产保持箭头向上,但增产量和增幅继续回落;③ 天然气进口价涨量跌,LNG进口量首次负增长：④ 天然气需求乏力,消费量下降;⑤ 天然气基础设施建设三箭齐发,快速推进;⑥ 天然气市场化发展持续深入。结论认为：2023年,在新冠肺炎疫情防控策略改变后,中国社会经济发展动能增强,中国天然气将迎来一个稳中有进的发展之年,预计页岩气将引领天然气探明地质储量再次突破万亿立方米;天然气生产稳步前行,增产量保持在约100 × 10⁸ m³;LNG进口量重拾升势,联手俄气带动天然气进口量反弹;天然气需求强势回升,市场供需平稳;天然气体制机制改革有新进展。

2019年氢能元年以来,中国氢能产业持续高速发展,随着新冠肺炎疫情的新变化,氢能产业发展进入新阶段,面临着新的挑战,在“双碳”战略持续推进的情况下,表现出新特点,包括：能源行业处于整体转型期,氢能政策处于频发期,氢能市场处于加速培育期,氢能企业处于转型窗口期,氢能技术处于爆发期,应用场景处于突破期。在总结氢能市场现状和特点基础上,预计氢能产业发展将呈现如下趋势：氢能政策将进一步优化调整,产业链发展协同度进一步提升,产业生态进一步拓展,国际合作进一步加强,交通领域将有新的突破,区域产业发展差距将进一步拉大。最后,提出如下建议：坚持以有为政策为发展导向,保障产业健康有序发展;坚持以市场驱动为核心动力,打造拥有市场竞争力的商业模式;坚持以创新驱动为高效引导,强化技术的产学研一体化研发与孵化;坚持以行为驱动为关键补充,发挥氢能的碳资源和碳交易潜力;坚持以内培外聘为重要抓手,提升企业氢能人才队伍水平。

为了厘清区域全面经济伙伴关系（RCEP）成员国的天然气进出口前景,对各成员国天然气市场进行了广泛系统的调研,分析了各成员国天然气资源、生产和消费的现状及前景,预测了区域内的天然气勘探开发前景、各国的天然气消费结构和消费前景、天然气进出口特别是LNG进出口现状和前景、区域内LNG贸易价格现状、定价模式和未来走势。研究结果表明：① RCEP区域天然气资源丰富,主要分布在东盟地区及大洋洲地区的海上,近年来,东盟地区天然气产量小幅度下降,大洋洲地区产量稳步增长。预计未来, 东盟地区天然气产量将保持持续小幅度下降,而大洋洲地区产量则先抑后扬;② 以国际石油公司为主的外国公司在RCEP区域天然气上游业务的参与程度较高,部分国际石油公司在一些资源国占据主导地位;③ RCEP区域天然气消费呈平稳态势,天然气消费以发电和工业用气为主;④ RCEP区域内液化天然气供不应求,需在区外大量进口,预计未来这一态势将会延续;⑤ RCEP区域内天然气价格与国际油价关联,随油价涨跌而波动,预计未来液化天然气市场价格总体呈增长态势。结论认为：未来RCEP区域内LNG进出口量不会有太大增长,而管道气贸易量会进一步萎缩。

像欧美国家那样通过“气与气”竞争方式实现天然气价格市场化可能并不适用于中国,为此希望从中国油气价格改革的比较中找到加快实现天然气价格市场化的方法。研究结果表明：① 工业和市场结构的相同或相近以及都具有较高的对外依存度,使得中国的石油和天然气价格改革两者具有诸多共性,都需要财政、税收政策相配合;② 石油价格的改革方式是国内原油价格与国际市场接轨,以国际市场原油价格为基础制定国内成品油价格,在高油价时对国产原油征收特别收益金;③ 从长远看,将采取与理顺石油价格相同的方式理顺天然气价格,也就是要允许进口气至少要按到岸采购成本顺价销售以及国产气的销售价格与进口气接轨,但在现阶段采取国产气与进口气综合定价更符合中国的实际情况。结论认为,要加快实现天然气价格市场化,需要采取与石油价格改革不同的政策设计,使上游供气企业在放开价格的情况下更愿意按照国产气与进口气综合定价的方式销售天然气,而不是按照国产气与进口气价格接轨的方式销售天然气,具体做法是：① 对于拥有市场支配地位的上游供气企业采取收益监管,规定其国产气勘探开发的准许收益率和销售每立方米进口气的准许利润,如果年度实际收益超出了政府准许收益,超出部分以特别收益金的形式上缴国家财政;② 对上游供气企业采用收益监管后除居民用气的门站价格执行政府指导价,其他用气的门站价格完全市场化,条件成熟后居民用气的门站价格也完全放开;③ 合理确定上游供气企业的准许收益以及建立健全上下游价格联动机制。

第二十六届联合国气候变化大会（以下简称COP26）于2021年10—11月在英国格拉斯哥举行,开启了国际社会全面应对气候变化行动的新征程。油气行业作为传统能源行业,在为经济社会发展提供能源的同时,也需尽力满足新形势下社会对环境保护及应对气候变化的诉求。为了促进油气行业可持续发展,积极推动产业转型,在梳理COP26与油气行业发展密切相关的主要成果和议题的基础上,结合相关政策和行业现状,深入分析了油气行业面临的减排新形势,并提出了新形势下我国油气行业发展的对策及建议。研究结果表明：① 积极应对碳减排压力,推进负碳技术研发应用;② 重视碳交易市场潜力,尽快建立相关机制体系;③ 做好市场研判,及时调整产品结构。结论认为：随着全球应对气候变化行动加速,油气行业将承受更大的碳减排压力,短期内面临甲烷排放的重点监管,长期来看还有可能面临投资规模放缓的影响。传统油气行业正在进入关键转型期,既需要应对碳减排、能源保供和社会责任等多重压力,也应当把握天然气、负碳技术、碳交易、氢能等新兴业务增长点。面对空前的机遇与挑战,唯有积极适应新环境,加快探索新技术与业务发展方向,才能实现油气行业可持续发展。

2021年,世界经济在新冠肺炎疫情一波又一波的冲击下艰难前行,但国际石油和天然气价格逆势冲高,欧洲气价上涨幅度创下历史之最。中国天然气产业在国家“六稳”“六保”经济方针指引下,稳步前行,稳中有进,具体表现为：①天然气勘探硕果累累,新增天然气探明储量或超过历史最好水平;②天然气产量突破2 000×10⁸ m³;③天然气进口增量和增幅创3年来新高：④全年天然气供需平稳平衡宽松,天然气消费增量居历史第二位;⑤西气东输三线中段开工,地下储气库建设紧锣密鼓;⑥管输价格改革又出新政,价格市场化改革悄然推进。结论认为：2022年中国天然气发展会遵循中央经济工作会议精神,稳字当头、稳中求进。预期新增天然气探明储量将再次超过1 × 10¹² m³,天然气产量增量继续突破100 × 10⁸ m³,天然气进口量平稳增长,天然气需求量保持强势增涨,市场供需平衡,跨省天然气管道运价或将下调,天然气产供储销体系建设仍然是国家关注和推进的重点工程。