西北油气规划存在的问题探讨

陕西、宁夏、青海三省(区)石油、天然气资源丰富，管网设施发达，是我国最重要的油气开发基地，也是国家西气东输、北气南送等多条重要战略性气源通道的枢纽。辖区内有中国石油长庆油田、青海油田，中国石化大牛地气田，陕西延长石油集团，中国石油西部管道公司，中国石油北方管道公司，陕西燃气集团等多家大型油气生产、管输企业。

为贯彻落实《国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》总体要求，促进石油、天然气产业有序、健康、可持续发展，按照《石油天然气规划管理办法》要求，西北能源监管局开展了陕西、宁夏、青海三省区石油天然气规划实施情况中期评估监管，总结了行业发展现状，对存在的突出问题提出了监管意见和相关政策建议。

(文丨西北能源监管局)

 

 

多项指标与规划目标有较大差距

陕西省是我国油气资源大省，尤其是陕北的榆林和延安两市的油气资源勘探开发情况在一定程度上影响着我国总体的油气资源供给。2017年7月陕西省能源局印发《陕西省石油天然气“十三五”发展规划》，是三省(区)唯一的油气专项规划。目前，陕西省石油天然气中期规划目标整体完成情况较好，其中，新增探明石油储量、原油产量(含长庆省外产量)、天然气一次消费比例、城镇人口气化率等目标均圆满完成;新增天然气探明储量、原油加工能力、天然气消费量等目标接近完成，其中新增探明天然气储量，虽未完成陕西规划目标，但仍远超国家规划目标;天然气产量(含长庆省外产量)和在陕天然气产量、在陕原油产量与规划目标仍有较大差距。

 

 

  宁夏自治区结合其能源和经济社会发展实际，自治区发改委制定了《宁夏回族自治区能源发展“十三五”规划》，明确了“十三五”期间自治区能源发展的工作重点，有效衔接国家油气发展“十三五”规划确定的相关指标、重点任务及重大工程等，并积极推动各项工作落实。目前，宁夏石油天然气中期规划目标整体完成情况较好，其中石油消费量和天然气消费量两个指标年均增长率均超额完成省规划目标,石油生产总量目标虽与区内规划差距较大，但宁夏生产当量较小，对全国石油生产影响不大。

青海省因油气生产消费量相对较小，所以在承接国家油气发展“十三五”规划时，青海省发改委并未编制省级油气“十三五”专项规划，而是将国家油气“十三五”规划中相关内容纳入了省级能源发展“十三五”规划，青海省油气产业发展实际工作主要以国家《石油天然气发展“十三五”规划》为指导，按照《青海省“十三五”能源发展规划》的要求来落实石油和天然气产业的发展目标。

目前，青海省石油天然气中期规划完成情况较目标还有一定差距，其中探明石油储量年均增长率虽未达到省规划目标，但超过了国家规划目标，探明天然气储量年均增长率未达到省规划目标和国家目标，原油产量年均增长率未达到省规划目标，但超过国家目标，天然气产量年均增长率未达到省规划目标和国家目标，石油消天然气消费比重较好的完成了目标，特别是天然气气化率提前两年完成，“十三五”中后期，青海省还需重点加大油气勘探开发力度。

规划制定及实施环节均存在多重问题

国家石油天然气发展“十三五”规划均设立了上游生产和下游利用的定量指标，制定了全国性的目标任务，但由于各省实际情况不同，并未将目标进行具体分解，在油气发展的重点任务和重大工程项目方面，国家明确安排了“十三五”期间三省(区)各自须重点完成的目标任务。总体看，三省(区)通过制定油气专项规划或“能源发展‘十三五’规划”，承接了国家油气发展“十三五”规划的目标任务与要求，并结合本省(区)油气资源的实际情况与经济发展状况就油气行业“十三五”发展制定了清晰的油气上游生产与下游利用目标，尤其是在油气重大工程项目的安排方面，较好的与国家油气发展规划目标实现了衔接，部分定量指标甚至超过了国家的规划目标任务，但普遍存在上游天然气勘探开发仍需加强，储气设施建设内容缺失或落实不到位等问题。

部分规划内容不切实际

规划约束力不强。目前各省级油气规划或能源规划由各省能源行业主管部门制定，但油气生产企业主要是央企，省级能源主管部门缺乏有效手段约束央企完成规划目标。

部分目标过于超前或过于保守。部分省区个别规划目标过于超前或过于保守，预测准确度有待加强，如陕西省规划在2020年建成大型地下储气库，接近全国规划总增量，但实际未开展相关工作，且基本无法实现;青海省能源发展“十三五”规划，提出2020年“石油和天然气消费量占能源消费总量的比重”达17%，这一约束性指标低于2015年实际比重18%，不符合我国有关大幅提升天然气消费比重的战略目标任务，也不符合青海实际情况。

三省(区)规划中储气设施建设内容有待增补。国家天然气规划中大部分目标为预期性，仅有地下储气库工作气量为约束性目标，随着加快天然气的产供储销体系建设相关政策出台，部分省份未及时对储气设施建设提出更加具体明确的指标、目标及任务。

 

  多项规划内容落地不理想

勘探开发力度不足，天然气产量增幅未达预期。“十三五”期间，陕西、青海规划天然气产量增速分别为3.41%和10.39%，截至目前实际增速仅为1.54%和2.43%，规划增量完成率分别为44.68%和22.50%，远未达到目标预期，一定程度影响天然气供气安全。

储气调峰设施严重不足，天然气产供储销体系建设任务艰巨。除陕西外，宁夏、青海两省(区)基本没有储气设施，“十三五”期间，陕西已建成的储气设施年均增长率178.5%，但仍远未达到上中下游储气设施占年销售量合计16%的国家要求。冬季保供期，三省(区)都出现了不同程度的天然气供应紧张局面。

管道互联互通有待进一步加强。随着天然气产供储销体系建设工作的开展，国家级管网互联互通得以加强，但国家管网、省级管网和气源企业所属管网之间的互联互通仍然不够充分。

面临技术、机制等多重约束

油气资源品位劣质化加速，勘探开发难度和风险越来越大。近年来三省(区)油气勘探目标已逐步从常规油气藏走向非常规领域，尤其是对致密油气资源的探勘开发已成为主要对象，而致密油气等低品位油气资源的开发不仅加大勘探开发难度，也加大了油气上游投资风险，使得部分区块油气资源探明率提升较慢。

地质理论认识尚需深化，工艺技术有待完善。陆相页岩气成藏及富集理论研究和勘探开发关键技术还须不断深化，地质评价技术有待进一步量化。陕西省油气规划中，提出到2020年新建20亿方非常规天然气产能，产量达15亿方，但目前由于相关理论研究和工艺技术未取得突破，产能建设相对滞后。

新安全环保法的部分条款对油气勘探开发提出更高更严格的要求，延缓了部分项目建设进度。如新安全环保法要求油气钻井泥浆不落地的规定已经导致陕西榆林地区年初在定边、靖边、横山部署的探井、开发井无法实施，类似的陕西榆林黄陵县要求必须持有环评报告才能开钻，导致黄陵探井、开发井也无法开工。

油气区块重叠问题日益突出。鄂尔多斯盆地蕴藏有石油、天然气、煤炭、煤层气、岩盐、铀矿等多种矿产资源，存在矿产资源区块重叠问题，不仅影响了油气勘探开发部署方案的制定、生产组织等多个环节，也造成安全隐患，影响大量油气探明储量无法进行开发。

天然气价格市场化机制未充分形成，储气调峰终端价格未理顺。近年来，我国天然气价格市场化改革已经取得了长足进展，但是我国天然气价格市场化程度仍有待提升，天然气价格传导机制不畅，储气调峰价格未明确，调峰设施经济价值不能完全体现，相关企业缺乏建设储气库的积极性。

项目手续办理周期长。三省(区)在落实“十三五”油气规划过程中，都普遍存在施工手续办理周期较长问题，土地预审、规划选址、环评节能、消防预审、安全评价等各种立项前期手续涉及审核部门和层级较多，办理周期长，协调难度大，在一定程度上造成部分区块油气产能建设进度缓慢。

应及时滚动调整规划

监管意见：

完善油气发展规划的相关基础工作。建议三省(区)抓住当前“十三五”中期规划补充及调整的有利时机，从规划内容完整性与前瞻性的角度完善本省(区)已发布的能源规划及油气专项规划，修订或调整规划中的预测数据及目标任务。

以国家油气规划目标调整为指导，加大勘探开发力度。三省(区)要在“十三五”规划修订及实施过程中加大勘探开发力度，在相关规划目标的设置上要有所体现或突破，更要在具体的勘探开发过程中落实责任，切实打响勘探开发攻坚战，加大陆相页岩气勘探开发技术研究，进一步加大非常规天然气勘探开发，实现稳油增气，保障我国能源供应安全。

增补储气设施建设相关规划内容，落实调峰责任。三省(区)要根据国家最新政策文件部署及要求，通过修订本省(区)规划或者制定专项规划等方式，补充储气设施建设相关政策要求，明确目标，督促上中下游企业共同落实储气调峰责任，确保到2020年，供气企业要拥有不低于其合同年销售量10%的储气能力，城镇燃气企业要形成不低于其年用气量5%的储气能力，县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力。

明确煤改气“以气定改”原则。三省(区)在“十三五”中后期有序实施“煤改气”工程，要坚持以供定需、以气定改，且各地根据年度和采暖季新增气量合理确定“煤改气”户数;对于以气代煤、以电代煤等替代方式，在气源电源未落实情况下，原有取暖设施应不予拆除。

简化已规划的重点工程项目的办理流程。三省(区)地方政府要加强与国家有关部委的沟通，深化“放管服”改革，简化优化前置要件审批，积极推行并联审批等方式，缩短项目建设手续办理和审批周期，确保本省(区)各类重点工程项目早日核准、早日开工。

加强管网设施互联互通。进一步加强国家级管网、省级管网和气源企业管网之间的互联互通，提高管网与管网之间的输送能力，实现资源灵活调配。

坚持问题导向，突破发展瓶颈

建议意见：

进一步加强国家规划与地方规划之间的统一协调。一方面，建议国家在制定及修订全国油气产业发展规划时能结合各省(区)的实际情况，对各省区的规划目标任务尽可能进行具体的量化指导或量化范围指导;另一方面，各省(区)要充分考量本省(区)指标目标在国家规划目标中的占比变化趋势，在制定具体产量、消费量目标时，实现国家与地方规划的协调统一，使国家油气发展规划更好落地。

研究出台支持低品位低渗透油气勘探开发的优惠政策。随着我国油气资源品位劣质化加速，储层物性不断降低，且低品位油气藏开发成本高、经济效益差，未来勘探开发难度和风险加大，要实现千万吨级油气田持续稳产的挑战越来越大、技术需求越来越高。建议国家就低品位低渗透油气田勘探开发方面给予资源税、消费税减免或者执行差异化税率，并在资金方面给予支持，降低企业负担，调动企业技术创新的积极性，促进低品位油气田科学高效开发。

探索制定探矿权重叠区域管理办法。建议国家能源局加强与国家相关部门的沟通，以鄂尔多斯盆地区块管理改革为例，通过制定鄂尔多斯盆地各类矿产资源勘查开采的统一规划，带动矿产资源勘查开采区块管理制度的根本性变革，通过健全和完善矿产资源的国家所有权管理、企业生产经营管理、企业的社会责任管理三方面的管理体制，促进矿产行业健康有序发展，保障矿产资源国家所有者权益、企业经营收益，并保障社会利益。

加快推进管网设施互联互通。建议国家尽早组建运营国家油气管网公司，在我国天然气管道容量整体有限的情况下，依托国家管网公司制定并实施管容使用规则，实现天然气管网第三方公平准入，加快推进省属天然气管网互通互联，以及跨省区域之间天然气管道联络线建设，多方引进天然气气源，增强天然气供应保障能力。

建立和完善配套政策体系，促进天然气储气调峰设施建设。建议价格主管部门进一步理顺完善天然气价格体系，建立储气调峰价格机制，采取峰谷差价、可中断气价、天然气直供、财政补贴等措施，解决储气调峰气价倒挂等问题，同时国家层面就融资、土地、财税等方面，出台支持储气设施建设的具体可操作的政策措施，提升各地参与建设储气设施的主动性和积极性，积极引导吸引各类投资主体参与储气设施建设，确保储气设施目标任务按期建设完成。

深化油气体制改革，推进油气矿权区块流转试点。目前中石油已率先开展公司内部矿权流转工作，并取得较好成效，建议国家在“十三五”中后期全面开展不同国有企业之间的油气区块流转试点，抓紧研究不同所有制企业之间油气区块流转的可行性和具体操作办法。