摘要：经过近30年的对外开放，中国在石油天然气对外合作方面取得了较大的成绩。然而，随着中国天然气市场和外部环境的变化，中国现行的对外合作政策亟待进一步完善和调整：①现行的对外油气合作条例急需完善；②颁布的相关法规和条例缺乏配套的实施细则，实际执行起来存在一定的难度；③煤层气与煤炭矿业权重叠问题已经严重影响到了煤层气资源的开发利用；④天然气输配管网缺乏有效的协调和监管。为了加快中国非常规天然气的对外合作步伐，特提出如下建议：①尽快出台《天然气法》，为天然气产业健康快速发展提供法律基础和制度保障；②提升对外合作的水平，促进煤层气产业快速发展；③尽快完善对外合作政策，加快非常规天然气开发利用步伐；④逐步实施管道第三方准入机制，加强对管道的监管；⑤加强统筹，兼顾实际，有效解决煤炭与煤层气矿权重叠问题；⑥协调各方利益，统筹规划重要煤层气田开发与长输管网建设；⑦探讨解决外方权益气销售问题，更好地吸引外资参与我国天然气资源的勘探和开发。
关键词：中国；非常规天然气；煤层气；页岩气；对外合作；政策法规；建议；吸引外资
1 加强对外合作具有重要的现实意义
“十二五”期间是中国实现2020年非化石能源比重达到15%、单位GDP二氧化碳排放量比2005年降低40%～45%承诺的关键阶段，中国亟须大力发展天然气等清洁能源以期优化能源结构、提高能效和改善环境。但是，随着国内常规天然气资源的不断开发，未来常规天然气资源的开发难度将不断加大，产量增长将很难满足快速增长的天然气需求量，中国不得不大量进口国外天然气资源以弥补供需缺口。据初步预测，中国天然气对外依存度将由2010年的15.8%提高到2015年的25%左右。为此，非常规天然气作为常规天然气的重要补充，加大对其的勘探开发及利用对保障国家能源安全、缓解天然气供需矛盾、优化能源结构和实施节能减排目标具有重要的战略意义。
中国非常规天然气资源丰富。据国土资源部新一轮油气资源评价结果：中国有5大聚气区带，40个含煤盆地，全国埋深2000m以浅的煤层气资源量约为36.8×1012m3，煤层气可采资源量达11×1012m3。据有关机构推测，中国页岩气资源量介于20×1012～100×1012m3。
尽管具备丰富的资源基础，但中国非常规天然气开发起步较晚，在基础理论和技术方面都还存在诸多的瓶颈难题，尤其是勘探开发方面急需新技术、新方法的突破[1～10]。与中国相比，美国、加拿大和澳大利亚等国已经形成了非常规天然气工业化规模生产，尤其是美国的非常规天然气勘探开发走在了整个世界的前列。因此，加强对外合作以及引进国外技术和经验，并形成适合国情的配套勘探开发技术，使中国的非常规天然气资源早日得以利用具有重要的现实意义[11]。
2 对外合作现状和取得的主要成绩
自1978年3月中国政府做出石油对外开放的战略决策以来，中国油气勘探开发对外合作稳步发展，取得了一系列重要成果。截至2009年底，中国的石油企业已累计与外国公司签订了200多个油气合同和协议，海上合作区域主要集中在渤海、南海东部和东海海域，陆上合作区主要集中在东北、西北和西南地区。目前，共有29家外资公司在中国执行61个油气勘探开发项目。对外合作领域也由最初的石油勘探开发，开始向天然气和非常规天然气领域扩展。
在非常规天然气方面，截止到2007年底，共有涉外煤层气探矿权24个，分布在9个省，总面积达2.5298×104km2。国内合作方主要有两家，其中中联煤层气有限责任公司(以下简称中联煤公司)持有对外合作区块14个，总面积1.5915×104km2；中石油继承了原中联煤公司沁水盆地和鄂尔多斯盆地合计逾2×104km2的煤层气矿权及相应的对外合作合同。外方合作者主要为雪佛龙德士古石油公司、远东能源公司及康菲石油中国有限公司、格瑞克能源(国际)公司、中加能源公司、亚加能源公司、特拉维斯特能源公司等。在页岩气方面，中国石油天然气股份有限公司与壳牌公司于2009年11月在成都启动了“富顺-永川区块页岩气合作项目”，开启了页岩气领域中外合作的新篇章。
3 对外合作中存在的主要问题
3.1 现行的对外油气合作条例亟待完善
为适应对外合作开采油气资源的需要，我国分别于1982年和1983年颁布了《中华人民共和国对外合作开采海洋石油资源条例》、《中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例》。2007年，为了促进煤层气对外合作的需要，对上述条例进行了必要的修订。以上合作条例对鼓励油气对外合作发挥了重要的作用，但是，随着中国天然气市场和外部环境的变化，以及对外合作项目的不断增加和合作领域的逐步扩大，已制定的对外合作条例亟待完善。从发展方向上来看，鼓励吸引外资是一个趋势，因此，有必要将天然气领域对外合作的相关条例一并纳入中国立法体系，以便统一管理。另外，在天然气产业链的一些环节上也存在不少法律空白，特别是规范输配管网经营行为的法律缺位，基础设施建设、管道运营、市场准入等方面还都没有相应的专门立法予以详细规范。
目前中国油气行业的管理体制和监管机制，涉及负责对外合作业务的政府部门多达十几个。这种管理和监管体制在对外合作初期能够起到积极的作用，但是随着对外合作的进一步扩大，这种政出多门的管理体制，难免会出现政策法规不一致、管理有疏忽和效率低下等问题。
3.2 颁布的相关法规和条例缺乏配套的实施细则，实际执行起来存在一定的难度
中国陆上天然气对外合作主要依据《中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例》。该条例规定，国外石油公司在中国境内拥有的权益天然气除由中方石油公司收购外，可以采取合同双方约定的其他方式销售，但由于在条例中没有对其他方式进行具体解释，实际运作时，外方只能销售给中方合作伙伴公司，没能兑现“其他方式销售”的选择机会。即使在一些合同中，中外双方约定可以采取联合销售模式，但在实际操作上也是难以实现的。
目前中国在天然气定价政策中关于合作区块天然气定价到底是应按国家规定的一档或二档价格执行，还是按照市场价格执行，政策尚不明晰。按照目前中国对陆上生产天然气的定价机制，上游出厂价由政府定价，下游终端用户价格按分类用户由地方物价局制定。当终端销售气价调整时，上游出厂价如何联动是一个较为突出的问题。如果上游出厂价不能联动，或者不能很好体现分类气价变化，则上游生产商的利益将受到影响。此外，对于当前的分类用户定价政策，执行时也存在如何追溯及某特定用户各类气所占比重如何确定的问题。比如，当出厂价按不同用户(如工业用气)提价时，分类用气量的确定方面存在如何统计的问题。2007年11月，国家将工业用户天然气出厂基准价格上调了0.4元/m3。但在此次气价调整中，由于外方是在井口将权益气卖给中方合作伙伴，难以计算与中方谈判权益气销售给终端工业用户的比例，因此国家提价对上游带来的效益难以兑现或只能兑现小部分。
3.3 煤层气与煤炭矿业权重叠问题已经严重影响到了煤层气资源的开发利用
目前，中国煤炭资源与煤层气资源矿权重叠问题已经严重影响到了煤层气资源的开发利用。矿权重叠的原因主要包括：①煤炭企业一直将过去原煤炭部划定的矿区视为自己的传统矿权范围，国土资源部成立后重新制定并执行了新的矿权登记制度，而此时不少煤炭企业经营十分困难，错过了矿权登记的快速发展阶段；②1998年以后，煤炭探矿权的管理分属于各省市自治区，煤层气探矿权的管理权则归属于国土资源部，这一制度设计不可避免地出现了煤层气与煤炭两种矿权设置重叠的问题；③近十几年来，中国煤炭需求量快速增长，需要大规模新增煤炭生产能力，而煤层气矿权面积大、开发利用进展缓慢，一定程度上影响了煤炭资源的开发进度，迫使地方政府不得不优先支持发展煤炭产业。矿权分置造成相关部门之间、相关企业之间产生经济利益和管理权限方面的纠纷。近年来，煤炭生产效益好转，煤炭资源勘查开发积极性高涨，加剧了上述两种资源矿权交叉的矛盾。
据统计，截至2007年底全国98个煤层气探矿权中有86个涉及矿权重叠问题，86个煤层气探矿权与1406个煤炭矿业权重叠，重叠总面积约1.2534×104km2，其中煤炭探矿权重叠242个，重叠面积9137km2，煤炭采矿权重叠1164个，重叠面积3397km2。
煤层气与煤炭资源的矿权交叉(重叠)，对两种能源的开发、对两个产业的发展都产生了不良影响。地方煤炭企业进入煤层气登记区块从事煤炭作业生产，引发煤层气生产企业与煤炭生产企业的矿权纠纷，阻滞了外资参与国内煤层气开发的步伐，影响到外资参与煤层气开发的积极性，应认真加以对待。
3.4 天然气输配管网缺乏有效的协调和监管
近十几年，中国加快了天然气长输管线的建没步伐，截至2010年底，已建成的天然气管道长度达4.5×104km。但是，在管道运营特别是第三方准入、管道运输费用和服务等方面尚未建立起全面的监管制度和相应的法规政策。因此不免出现如下现象：①上游天然气生产企业各自建设管道，解决自己生产的天然气输送问题；②几家石油公司经营的中游输气管网互相独立，已有管网的气源、储气设施以及管道送气能力不容易实现互联；③一些天然气开发项目，尤其是小项目产出的天然气存在进入管网系统难(第三方准入)的问题。
随着某些省区煤层气业务的发展，区域煤层气管道建设与天然气管道建设也面临着彼此协调的问题。从全国煤层气管道分布看，主要集中在沁水盆地、鄂尔多斯盆地，目前有些企业的管道建设存在自成体系、就地发展的问题。随着未来煤层气开发规模的扩大，如何统筹天然气主干管网和煤层气局域管网两个网络的建设、很好地协调相关各方利益将面临挑战。
4 促进对外合作的政策建议
4.1 尽快出台《天然气法》，为天然气产业健康快速发展提供法律基础和制度保障
目前，中国天然气产业还是一个新兴的能源产业，仍处于快速发展阶段的初期。为了促进中国天然气产业健康快速发展，政府天然气管理部门应尽快出台《天然气法》。《天然气法》的制定将有助于实现政府依法监管，企业依法经营，市场参与者公平竞争，以及国家、企业和消费者的利益得到有效平衡的天然气产业发展目标，为天然气产业健康快速发展提供法律基础和制度保障。借鉴天然气市场较为成熟国家的经验，建议在《天然气法》中，具体规定天然气资源所有权和矿权管理，行政管理体制中政府的职权范围、职责、义务、监管原则及运行机制，财税制度，油气企业的供应义务，以及天然气消费者应具有的权益等内容。
随着勘探开发不断深入，中国天然气新增产量将呈现“由陆相向海相拓展、由常规向非常规推进”的特点。为了更好地吸引外资和先进技术进入中国煤层气和页岩气等非常规天然气资源勘探开发领域，增加国内天然气供应量，建议在中国《天然气法》中，将对外合作法规也纳入其中，并根据目前对外合作中遇到的问题，进行必要的修改和完善。
4.2 提升对外合作的水平，促进煤层气产业快速发展
自1999年以来，中联煤公司先后与外国公司签订了27个产品分成合同。大型外国石油公司因效益问题陆续退出，一些国外规模较小的公司进入中国煤层气市场，出现了占地不干，甚至借助资本市场圈钱等问题。造成这类问题的主要原因是缺少必要的市场准入制度，致使国外既没有技术又没有资金实力的小公司进入中国煤层气行业，煤层气对外合作进展缓慢。要严格准入制度，吸引国内外有丰富煤层气开发经验、掌握先进开发利用技术、具备良好煤层气勘探开发组织与管理能力、具有良好资质与信誉的企业，参与中国煤层气资源的开发。拓宽煤层气开发利用的合作领域，探讨煤层气井下抽放领域合作的可能性。严格执行合作条款，外国合作者逾期不投入或投入不达标，可依法收回合作区块。将煤层气开发利用优惠政策落实到实处，避免口惠而实不至。
4.3 尽快完善对外合作政策，加快非常规天然气开发利用步伐
中国非常规天然气气资源储量较为丰厚，但是由于非常规油气资源不能用常规的方法进行开采，所以非常规油气资源开发具有开采成本高、开采难度大的特点，非常规油气项目盈亏平衡点的价格水平往往要高于常规油气项目。这在一定程度上降低了企业投资和参与开发的积极性。
近两年来，对页岩气的开发利用也逐渐引起中国政府和企业的关注，一些开发先导性试验也在推进当中。但是由于对页岩气的等非常规天然气的认识程度还比较低，促进页岩气等非常规天然气资源开发利用相关的激励政策尚未出台，加之与非常规天然气关联密切的国际石油价格不稳、波动大，影响了中国非常规天然气产业化进程。与煤层气一样，单纯依靠市场机制，难以实现页岩气等非常规油气产业大规模发展，必须参照煤层气开发利用激励政策，由政府建立长效机制对其进行扶持。具体应包含以下内容：
1) 扩大开放区块，利用国际先进技术和经验，推动中国非常规天然气的开发。鉴于非常规天然气的开采难度大、周期长、风险大，建议针对非常规天然气特点适当调整PSC条款(Production Sharing Contract，产量分成合同)。比如提供更长的PSC合同期，以满足更长的生产期。采用较为灵活的区块返还方式，以及类似于煤层气的中外方参股比例等。
2) 实施积极的财税政策。油价变化使得以追求利润为目标的投资主体对投资非常规油气产业的信心不足，要想增强非常规油气产业的市场吸引，须加强宏观调控力度，可以参照煤层气政策，通过财政、税收政策的动态调整，确定合理的补贴和税率对非常规油气产业进行科学引导和扶持。同时，政策的出台和修订需注意协调中央和地方不同职能部门制定的系列法规条例，避免政出多门、相互掣肘的现象发生，保持政策的一致性和协调性。
3) 鼓励技术创新。非常规油气勘探开发技术在我国还很不成熟，鼓励技术创新和加强应用就成为今后政策调整的目标之一。有必要进一步探索科技创新的新途径、新方法，力求鼓励措施具体化，使制度的执行具有更好的可操作性，尤其需要加强科研成果向现实生产力转化机制的建设。
4) 建立多元化投资格局。非常规油气资源产业化项目的投资额数目大，可以广泛吸纳国内外企业加盟非常规油气产业的开发。
5) 加强信息共享，建立信息平台。建议政府牵头，促进业界对天然气资源开发的经验交流和信息共享，降低勘探开发成本，提高效率和效益。
4.4 逐步实施管道第三方准入机制，加强对管道的监管
建立一个具有竞争性的全国天然气市场，实现上、中、下游业务的分离，成立独立的全国天然气管网公司是未来的发展方向。但是，考虑到目前中国天然气市场的发展阶段，为了鼓励油气企业加快对天然气基础设施的资金投入和建设，建议逐步实施管道第三方准入机制。在目前垄断不能打破的情况下，建议在能源法的框架下，制定第三方准入制度，在管道输送能力具备的情况下，管输企业不得拒绝为符合准入标准的用户提供服务或提出不合理的要求。国家制定第三方准入标准，要求管输企业公布指导性运输费率和协商程序。
在第三方准入制度建立以前，建议国家出台指导原则和政策，以国家审批的管输费为基础，采取商务谈判的方式解决第三方准入及适用于合作项目中外方权益气就近进入管网等问题。
鼓励其他经济成分投资管道建设，经营管道运输业务。鼓励相同方向管道之间的业务竞争。国家成立专门的监管机构，对垄断性管道运输公司的运输成本、价格和执行第三方准入制度的情况进行严格监管。
统一管输天然气质量标准是保护天然气管道安全，促进天然气管网交易，开拓天然气下游消费市场的关键步骤。现阶段应加快开展制定管输天然气国家质量标准的有关工作。加快研究制定既适合中国资源，又能接纳进口资源，还能兼顾国际通行的天然气质量标准。
4.5 加强统筹，兼顾实际，有效解决煤炭与煤层气矿权重叠问题
建立督察制度，及时解决矿权重叠矛盾，切实落实推进“先采气、后采煤”的资源开发政策，要选择先采气、后采煤的重点地区，划分并公告煤层气特定区域；国家在矿权登记、制订规划、编写勘探开发方案等方面统一考虑，进行先采气项目的实施，建议登记机关对煤层气勘查开采区的煤炭开采实行一级资源管理，倡导煤炭生产企业与煤层气生产企业加强联合，充分利用各自的优势，实现煤层气和煤炭两个行业之间的良性运作、互利共赢。形成煤层气与煤炭综合开采模式，有效解决矿权重叠问题，加快中国煤层气产业的发展步伐，同时保障采煤安全。
要按照尊重事实、分类处理、协调发展的原则，有效解决煤炭与煤层气矿业权重叠问题。对于煤炭企业已获得煤炭开采权，或已经列入国家煤炭开发规划，或在建矿井，或事实上已经进入可研阶段的井田或区域，煤层气产权应退出。煤炭企业给煤层气企业适当的补偿，补偿额应不低于煤层气企业已进行勘探开发的实际投入，但也不能高于实际投入的5倍；对于上述情形以外的其他区域，要严格按照矿权登记先后顺序，后登记的矿权退让，探索联合开发模式，促进煤层气产业快速发展。
此外，建议研究在同一区块不同层位中不同性质的天然气资源(如煤层气、致密气、页岩气)的综合利用问题。
4.6 协调各方利益，统筹规划重要煤层气田开发与长输管网建设
建议政府协调地方、企业，兼顾发展地方经济与支援国家建设两方面的需要，统一规划、统一编制开发方案，避免重复建设。将煤层气长输气管网建设纳入国家基础建设规划，国家在规划天然气长输管线建设时应充分考虑靠近煤层气生产基地并预留足够容量，同时逐步建成中国煤层气(天然气)长输管网，并统筹规划煤层气管线和天然气管网建设。作为过渡措施，还可以考虑实行协商的第三方准入。政府应重视大力培育煤层气消费市场，引导市场对煤层气(煤矿瓦斯)的需求，以需求和消费促进煤层气产业上游的发展。
4.7 探讨解决外方权益气销售问题，更好地吸引外资参与中国天然气资源的勘探和开发
鉴于目前外方公司在国内开发的区块具有地质情况复杂、开采难度较大的特点，且我国未来的发展方向是加强对煤层气和非常规天然气的开采，为了鼓励和吸引国外先进技术及资金参与中国天然气资源开发，增加国内天然气供应量，促进非常规天然气资源的开发，建议尽快解释和细化《中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例》中关于外方权益气销售的“其他方式”条款，鼓励多种销售模式的存在。如，参考现有2007年商务部94号文件对煤层气销售的相关规定，出台相关政策，允许外方利用在中国境内设立的企业销售权益气给第三方。
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[11] 国家发展和改革委员会能源研究所.中国陆上天然气对外合作相关政策研究报告[R].北京：国家发展和改革委员会能源研究所，2010.
(本文作者：刘小丽 张有生 姜鑫民 杨光国家发展和改革委员会能源研究所)
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