中国工业报记者 余娜
天然气是全球能源转型大背景下实现清洁替代、能源结构优化调整的重要组成部分。近年来，我国按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气市场化改革，持续完善产供储销价格体系，取得了重要进展和成效。
中国工业报记者获悉，今年全国两会，全国人大代表，中国石油大庆钻探工程有限公司董事长、党委书记张赫，重点聚焦天然气价格市场化改革与煤岩气大规模开发利用。
全国人大代表，中国石油大庆钻探工程有限公司董事长、党委书记张赫
深化天然气价格市场化改革
2020年5月，国家发改委印发《中央定价目录》，对国产常规气、居民气、进口LNG、直供用户用气等各类天然气价格管制方式分别从气源端、销售端、试点省等不同维度进行规定。
张赫分析，尽管出台了相关政策，但当前天然气价格市场化定价机制仍存在一些深层次问题，亟需通过市场化改革推动价格机制向更加科学、灵活、高效方向发展，助力行业高质量发展和“双碳”目标实现。
在其看来，目前天然气价格市场化改革主要存在三大问题。首先，现行门站价格机制不利于促进天然气增储上产和资源引进。其次，多维度价格管制下政策执行难以落地。最后，管输价格机制与省网融合不匹配。
为解决上述问题，张赫提出了三点政策建议。
第一，优化门站价格机制，改进价格公式并建立动态调整机制。一是将门站价格分为体现稳定性的“基期门站价格”和体现供气成本变化的“价格变化部分”。其中，“基期门站价格”采用调整前的门站价格，“价格变化部分”为进口LNG成本调整价格，体现进口LNG价格变化。二是建立动态调整机制，初期1年调价两次，后续根据实施效果，增加调价频率，1个季度调价1次，体现天然气价格的季节性变化特点。
第二，简化价格管制方式，适应天然气价格高质量监管要求。将当前从气源端和销售端同时进行价格管制调整为仅从门站销售端进行价格管制。门站环节的居民气量与部分非居民气量（民生用气）实行政府指导价，其他气量对应非管制气。国家价格主管部门制定并公布管制气指导价，并进行动态调整；非管制气价格政策不变，仍由供用气双方协商定价。
第三，推动省网与国网融合，实现管输价格机制协调统一。主管部门出台政策引导国家管网与省级管网融合，由国家管网公司对省级天然气管网进行统一运营和调度，进一步压减供气层级。同时，将融合后省级管网的资产、成本费用等纳入到国家管网分区域天然气管道资产和成本费用中，核定分区域管输价格，实现管输价格机制统一，提高天然气输送效率，促进市场公平竞争。
推进煤岩气大规模开发利用
与常规煤层气不同，煤岩气是埋深超过1500米，游离态和吸附态并存，须通过大规模压裂快速获得单井较高产量的新型天然气。我国煤岩气资源量丰富，勘探开发潜力巨大，初步评价全国资源量约60万-80万亿立方米，具备近期建成年产300亿立方米、远期年产1000亿立方米规模的资源基础，有望成为下步国内天然气增储上产的主力。煤岩气规模化开发和利用对推动新型能源体系构建、保障国家能源安全、助力“双碳”目标实现意义重大。
张赫分析，目前煤岩气开发主要存在两大问题。一方面，现行管理模式不适应产业大规模发展需求。另一方面，规模开发配套关键技术不能满足产业发展需要，财税政策支持力度有待加强。
为解决上述问题，张赫提出了三点政策建议。
第一，完善资源利用顶层设计，建立资源管理政策体系。一是组织制定全国煤岩气资源勘查开发中长期发展规划，系统谋划煤岩气开发利用战略举措。二是开展矿权提级管理，将煤岩气作为保障国家能源安全的重要战略性资源纳入自然资源部统一矿权管理，并明确油气矿权与煤炭矿权重叠区勘查开采时序。三是设立专项资金鼓励企业加快资源评价进程，尽快摸清家底。
第二，加强煤岩气配套关键技术攻关。一是在油气勘探开发国家科技重大专项实施过程中，加强煤岩气勘探开发领域科技创新。二是支持骨干企业建立创新联合体，采用“基地建设＋关键技术”的思路，以“示范工程＋先导试验”为主要方式，突破适应性技术瓶颈，探索可借鉴、可复制的工程技术体系、生产运行模式和经济利用场景，以科技创新实现降本增效。三是推动多能协同发展关键技术开发，推进煤岩气产业与油气、煤炭/煤化工、新能源产业协同发展。
第三，加大煤岩气财税政策扶持力度。参照煤层气（煤矿瓦斯）财政补贴、税费优惠等激励政策，加大对煤岩气勘探开发的财税支持力度，根据煤岩气的资源特点出台新型支持性政策，同时根据不同项目条件，采取固定与浮动相结合的补贴方式支持煤岩气勘探开发。
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