中华人民共和国海关总署 公 告 2020年 第98号 现发布《进出口石油及液体石油产品取样法（自动取样）》等58项行业标准（目录见附件）。《进出口石油及液体石油产品取样法（自动取样）》（SN/T 0975—2000）等9项被代替标准自新标准实施之日起废止。 本次发布的标准文本可通过海关总署网站查阅（http://zhs.customs.gov.cn）。 特此公告。 附件： 《进出口石油及液体石油产品取样法（自动取样）》等58项行业标准目录 海关总署 2020年8月27日
国务院国有资产监督管理委员会 公 告 2019年第2号 国资委关于组建国家石油天然气管网集团有限公司的公告 经国务院批准，新组建的国家石油天然气管网集团有限公司由国务院国有资产监督管理委员会代表国务院履行出资人职责，列入国务院国有资产监督管理委员会履行出资人职责的企业名单。 国 资 委 2019年12月6日
财政部 交通运输部 关于调整农村客运、出租车油价补贴政策的通知 2022年1月11日 财建〔2022〕1号 各省、自治区、直辖市、计划单列市财政厅（局）、交通运输厅（局、委），新疆生产建设兵团财政局、交通运输局： 为深入贯彻党中央、国务院决策部署，更好地发挥中央财政补贴对农村客运（含农村道路客运、岛际和农村水路客运，下同）和出租车、城市公共交通等城市交通领域的引导作用，从2021年起，对农村客运、出租车油价补贴政策作出调整。现将有关事项通知如下： 一、总体要求 按照习近平总书记关于“四好农村路”建设的重要指示精神以及党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的决策部署，以提升农村客运普遍服务能力、促进农村客运高质量发展和转型升级、维护出租车行业稳定、优先发展城市公共交通、落实节能减排任务为目标，按照明确责任、统筹兼顾、注重绩效、平稳推进的原则，促进农村客运、出租车、城市公共交通等行业健康可持续和高质量发展。 二、主要内容 （一）政策平稳过渡，确保行业持续健康发展。新一轮农村客运、出租车油价补贴政策突出“四个不变”，即：补贴资金转移支付性质不变，继续通过一般性转移支付下达，由地方统筹用于支持农村客运、出租车行业发展；补贴总量不变；费改税补贴基数不变，按现行基数下达各省(自治区、直辖市、计划单列市，含兵团，以下统称省）；五年一个政策周期不变。唯一变化的是对涨价补贴部分作适当调整，主要是根据各省农村客运运营、公共服务领域车辆电动化推广情况对各省补贴资金额度进行微调。 （二）突出支持重点，优化资金支出结构。费改税补贴部分继续直接发放给农村客运经营者和出租车司机。涨价补贴部分由地方统筹用于支持农村客运和出租车行业发展，其中：农村客运涨价补贴主要用于支持农村客运发展，出租车涨价补贴主要用于支持城市交通领域新能源汽车运营。农村客运油价补贴调整为农村客运补贴资金，出租车油价补贴调整为城市交通发展奖励资金。 （三）强化绩效评价，提高资金使用效益。财政部、交通运输部等部门根据各省农村客运运营、公共服务领域车辆电动化推广等任务完成情况，从“十四五”时期开始，五年一考核，考核结果与财政资金安排挂钩，并对各省下一个政策周期涨价补贴额度进行调整。其中：农村客运补贴主要考核运营效率、通达情况、服务质量、安全运营、主体责任等指标；城市交通发展奖励主要考核城市交通发展情况，重点是出租车行业稳定情况、城市交通领域新能源汽车替代比例等。另外，财政部会同交通运输部适时对上述补贴政策实施后评价，将评价结果作为优化预算安排、调整完善政策的重要依据。 （四）压实地方责任，健全完善工作机制。各省继续落实“省长负责制”，压实地方主体责任，健全完善政府主导、部门配合的工作机制。各省级财政部门、交通运输部门要会同有关部门细化实施方案，制定本地区具体管理办法，加强和规范资金管理，每年开展绩效自评。各级财政、交通运输部门要做好补贴政策的宣传引导工作，突出政策导向，营造良好的舆论环境。 三、“十四五”期间补贴安排 （一）“十四五”期间各省农村客运补贴资金、城市交通发展奖励资金年度补贴基数根据“十三五”时期农村客运运营、公共服务领域车辆电动化推广考核情况确定。 （二）“十四五”期间各省城市交通发展奖励资金涨价补贴中的30%由各地用于支持出租车加快电动化，70%由各地统筹用于支持城市交通领域新能源汽车运营。同时，各省从当地城市交通发展奖励资金中，给予本省国家公交都市建设示范城市每城市每年500万元专项奖励资金，给予本省绿色货运配送示范城市每城市每年300万元专项奖励资金，用于支持示范创建工作。 （三）“十四五”期间农村客运补贴资金、城市交通发展奖励资金相关考核办法另行制定。 （四）2020年农村客运、出租车油价补贴政策延用2015-2019年的补贴政策，其中涨价补贴以2014年实际执行数作为基数，由地方统筹部分不低于60%，用于公共交通发展、新能源出租车和农村客运补贴、水路客运行业结构调整等。
应急管理部办公厅关于明确石油天然气企业 安全生产许可证办理有关事项的函 应急厅函〔2022〕6号 各省、自治区、直辖市应急管理厅（局），新疆生产建设兵团应急管理局，海油安监办各分部： 近日，有网民在中国政府网留言，反映在申请办理石油天然气企业安全生产许可证时，应急管理部门以不能提供采矿许可证复印件为由不予受理。经研究，现就有关事项进一步明确如下： 依据《非煤矿矿山企业安全生产许可证实施办法》（国家安全监管总局令第20号）、《国家安全监管总局办公厅关于印发非煤矿矿山企业安全生产许可证申请书等10种文书格式的通知》（安监总厅管一〔2009〕183号），陆上采油（气）、海上采油（气）企业申请办理安全生产许可证，需要提交采矿许可证复印件；钻井、物探、测井、录井、井下作业、油建、管道储运、海油工程企业申请办理安全生产许可证，不需提交采矿许可证复印件。 应急管理部办公厅 2022年1月11日
中国天然气发展报告 2022 国家能源局石油天然气司 国务院发展研究中心资源与环境政策研究所 自然资源部油气资源战略研究中心 中国天然气发展报告 （2022） 国家能源局石油天然气司 国务院发展研究中心资源与环境政策研究所 自然资源部油气资源战略研究中心 《中国天然气发展报告（2022）》编委会 （以下按姓氏笔画排序） 主 任： 任京东 凌月明 隆国强 副 主 任： 刘 红 余 国 吴裕根 高世楫 委 员： 王 晶 王晓伟 刘潇潇 陆家亮 杨 雷 杨上明 杨丽丽 陈进殿 李 莉 李 政 李继峰 姜学峰 段兆芳 郭焦锋 潘继平 支持单位： 中国石油经济技术研究院 中国石油勘探开发研究院 中国石油规划总院 中国石化经济技术研究院 中国海油能源经济研究院 国家管网集团研究总院 中国国际工程咨询有限公司 北京大学能源研究院 清华大学气候变化与可持续发展研究院 前 言 2021 年，全球新型冠状病毒肺炎疫情（简称新冠疫情） 持续蔓延，世界经济缓慢复苏。能源消费恢复增长，区域 供需矛盾突出，加之全球地缘政治与金融风险交织，全球 能源价格大幅上升且剧烈波动。统筹能源低碳转型和能源 供应安全，成为世界各国能源发展的共同挑战。 2021 年，中国面对复杂严峻的国内外形势和风险挑战， 统筹疫情防控和经济社会发展，实现“十四五”良好开局， 取得显著成效。中国天然气行业深入贯彻落实习近平总书 记重要指示批示精神，产供储销体系建设取得阶段性明显 成效。天然气行业发展总体实现量增价稳，采暖季民生用 气得到有力保障，天然气在一次能源消费结构中占比稳步 提升。 面对更趋复杂的外部环境和能源发展改革的新形势、 新要求，天然气行业将以产供储销体系建设为工作指引， 统筹发展和安全，立足行业保供稳价，系统谋划、综合施策， 不断夯实国内资源基础，加快设施投资建设，提升科技创 新能力，深化体制机制改革，完善市场体系设计，努力推 动行业高质量发展，为保障国家能源安全、加快建设能源 强国贡献行业力量。 目 录 一、2021 年国内外天然气发展形势… ………………………… 1 （一）世界天然气发展…………………………………………… 1 （二）中国天然气发展…………………………………………… 3 二、2022 年中国天然气发展面临的新形势、新要求… ………… 6 （一）外部环境不确定性增加，能源安全面临新挑战………… 6 （二）能源强国对天然气行业高质量发展提出新要求………… 6 （三）全国统一能源市场建设提出天然气行业发展新任务…… 7 三、2022 年天然气产供储销体系建设重点方向… …………… 8 （一）立足国内加大释放国内供应潜力，提升自主保障能力…… 8 （二）统筹谋划适度先行，推动天然气基础设施投资建设…… 8 （三）有为政府和有效市场相结合，积极应对国内外能源 格局深刻调整……………………………………………… 9 （四）坚持创新发展，塑造行业发展新优势…………………… 10 四、2022 年中国天然气市场展望… …………………………… 11 结束语…………………………………………………………… 13 2021—2022 年中国天然气发展大事记… ……………………… 14 ·1· 中国天然气发展报告（2022） 一、2021 年国内外天然气发展形势 A （一）世界天然气发展 1. 天然气消费快速反弹并超过新冠疫情前水平 2021 年，世界天然气消费量 4.0 万亿立方米，同比增速 由上年的 -1.6% 回升至 5.3%，较 2019 年增长 3.4%。北美地 区全年天然气消费量 1.03 万亿立方米，与上年持稳。其中， 美国消费量 8267 亿立方米，同比下降 0.4%，主要是由于发 电用气下降、工业用气疲软。欧洲消费量 5711 亿立方米，同 比增长 5.7%，较 2019 年增长 3.0%，居民商业和发电用气恢 复性增长是主要动因。亚太地区全年消费量 9183 亿立方米， 同比增长 6.2%，贡献全球天然气消费增长的 26.8%。其中， 中国、韩国、印度、新兴市场同比分别增长 12.5%、9.0%、3.1% 和 2.6%；日本用气需求较为低迷，同比下降 0.2%。 2. 天然气勘探开发投资回升，但仍低于近十年平均水平 2021 年，受需求增长和价格上涨双重驱动，世界天然气 产量 4.0 万亿立方米，同比增长 1754 亿立方米，增幅达 4.8%。 其中，北美、俄罗斯 - 中亚、中东地区产量位居前三，分别 为 11358 亿立方米、8960 亿立方米和 7149 亿立方米，增速 A 本部分世界天然气储量、生产、消费和贸易的数据主要来源于《BP世界能源统计》，天然气 液化能力和项目、勘探开发投资数据来源于埃信华迈（IHS）；中国天然气储量数据来源于自然 资源部《全国油气矿产储量通报（2021）》，中国天然气产量数据来源于国家统计局，消费数据 来源于行业统计，进出口数据来源于国家海关总署。 China Natural Gas Development Report (2022) 分别为 2.4%、10.9% 和 4.2%。2021 年全球新增储量 1.04 万 亿立方米，世界天然气剩余可采储量 192 万亿立方米。据 IHS 统计，2021 年全球油气勘探开发投资支出 3470 亿美元， 较 2020 年增长 450 亿美元，增幅达 15%，但远低于近十年平 均水平（4800 亿美元）。 3. 世界天然气贸易量出现下降，全球新投产液化产能低 速增长 2021 年，世界天然气贸易量 12206 亿立方米，同比减少 2.3%。管道气贸易量 7044 亿立方米，同比减少 6.8%，占天然 气贸易总量的 57.7%。液化天然气（LNG）贸易量 5162 亿立方 米，同比增长 5.6%。LNG 贸易中现货和 3 年内短期合约贸易 量 1693 亿立方米，占 LNG 总贸易量的 32.8%。2021 年，全球 已投产液化设施产能 4.65 亿吨 / 年，新增产能 754 万吨 / 年， 同比增速由上年的 5.8% 降至 1.6%，液化设施负荷率达到 80%，同比上升 2 个百分点。 4. 天然气价格大幅攀升且全球联动性增强 欧洲天然气需求快速恢复，区内气田明显减产，管道气 和 LNG 进口量下降，全年供需紧张。尤其是下半年，新能源 出力不足，碳价高企，地下储气库库存低于过去五年平均水平， 荷兰产权转让设施（TTF）天然气现货价格一度达到 60.28 美 元 / 百万英热单位的历史高点，年均价格 15.9 美元 / 百万英 热单位，同比上涨 398%。受欧洲高气价驱动，亚洲至欧洲 LNG 跨区套利贸易大幅增长，亚洲与欧洲现货价格联动明显 ·2· 中国天然气发展报告（2022） 增强，年内均呈现前低后高走势，年内 LNG 现货报价最高达 到 46.45 美元 / 百万英热单位，全年到岸均价 14.5 美元 / 百万 英热单位，同比上涨 279%。长协价格主要受油价影响，全年 东北亚地区 LNG 进口均价 10.7 美元 / 百万英热单位，同比上 涨 51%。美国由于 LNG 出口强劲，原料气需求大幅增加，天 然气供需基本面持续紧张。美国亨利中心（HH）天然气现货 年均价格 3.9 美元 / 百万英热单位，同比上涨 93%。 （二）中国天然气发展 1. 天然气消费快速增长，在一次能源结构中占比稳步 提升 2021 年，中国宏观经济实现“十四五”良好开局，全国 天然气消费量 3690 亿立方米，增量 410 亿立方米，同比增 长 12.5%。2021 年中国天然气占一次能源消费总量的比例升 至 8.9%，较上年提升 0.5 个百分点。从消费结构看，工业用 气同比增长 14.4%，占天然气消费总量的 40%；发电用气同 比增长 13.4%，占比 18%；城市燃气同比增长 10.5%，占比 32%；化工化肥用气同比增长 5.8%，占比 10%。分省看，广东、 江苏、四川、山东和河北消费量位居前五，广东和江苏消费 量均超 300 亿立方米，增速分别为 25.5% 和 2.2%；四川、山 东和河北消费量均超 200 亿立方米。 2. 勘探开发持续发力，新增储量产量再创新高 2021 年，全国天然气新增探明地质储量 16284 亿立方米。 其中，常规气（含致密气）、页岩气、煤层气新增探明地质 ·3· China Natural Gas Development Report (2022) 储量分别达到 8051 亿立方米、7454 亿立方米和 779 亿立方米。 2021 年，全国天然气产量 2076 亿立方米，同比增长 7.8%， 连续五年增产超 100 亿立方米。 3. 天然气进口稳步增长，管道气进口增速超过 LNG 2021 年，进口天然气 1680 亿立方米，同比增长 19.9%。 其中，澳大利亚、土库曼斯坦、俄罗斯、美国、卡塔尔及马 来西亚六个国家的进口量合计 1290 亿立方米，占比 77%。 管道气进口量 591 亿立方米，同比增长 22.9%。LNG 进口量 1089 亿立方米，同比增长 18.3%。澳大利亚是中国最大的 LNG 进口来源国，进口量 430 亿立方米，占比 39.4%，同比 增长 7.7%；美国超越卡塔尔成为中国第二大 LNG 进口来源国， 进口量 124 亿立方米，占比 11.4%，同比增长 191.1%。 4. 天然气基础设施建设加快推进，储气能力快速提升 2021 年，全国主干天然气管道总里程达到 11.6 万千米。 长岭—永清管道、南北中通道郴州—韶关段、海南管网东环线、 粤东 LNG 外输管线等建成投产，西气东输三线中段、永清— 上海管道全面开工，西气东输四线完成核准，川气东送二线 加快推进。储气设施开工建设全面提速，采暖季前地下储气 库实现“应储尽储”。2021 年，全国已建成储气能力同比增 长 15.8%，三年多时间实现翻番。 5. 天然气保供稳价取得积极成效 在国际油气价格高企、剧烈波动的不利形势下，国内天 然气市场总体实现量增价稳。市场化、合同化保供机制深入 ·4· 中国天然气发展报告（2022） 人心，合同内保供、合同内调节稳定行业发展和资源保供基 本盘。国产气和进口长协气源发挥保供稳价压舱石作用，大 企业特别是国有企业发挥天然气保供稳价主力军作用。主干 管网运营企业加快管网投资建设速度，大力提升管网互联互 通水平，全国基础设施尖峰供气能力进一步提升。各地扎实 做好有序用气调节及应急预案，民生用气需求得到有力保障。 出台《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气 管道运输定价成本监审办法（暂行）》，加强自然垄断环节 价格监管。 6. 技术攻关成果显著，自主创新能力进一步提升 创新发展深层页岩气钻井提速技术，实现长水平段高效 快速钻进。截至 2021 年底，四川盆地深层页岩气最短钻井周 期已低于 30 天，最深完钻井深已达 7000 米以上，最长水平 段达 3601 米。深层超深层天然气实现了一批重大装备和关键 工具的自主研发，多口超深井迈上 8500 米新台阶。海洋油气 领域，“深海一号”大气田顺利投产，实现 3 项世界级创新， 攻克 12 项关键装备国产化难题。地下储气库强化库（群）集 约化建设新模式，创新形成复杂断块油气藏新老井协同排液 与注采建库技术，完成国内首个复杂连通老腔改建盐穴储气 库工程建设方案。天然气管道重大技术装备研发持续推进， 首次提出管道金属损失及裂纹缺陷电磁控阵检测原理和方法， 研制首台 1016 毫米口径油气管道电磁控阵内检测器等。 ·5· China Natural Gas Development Report (2022) 二、2022 年中国天然气发展面临的 新形势、新要求 （一）外部环境不确定性增加，能源安全面临新挑战 近年来，全球能源格局加快调整，市场波动明显加剧。 乌克兰危机等地缘政治角力影响能源市场平稳运行，国际能 源市场秩序和运营规则面临新挑战，能源底线安全成为各国 面临的共同课题。当前全球化石能源生产和基础设施投资强 度仍不能完全适应能源安全发展需要，叠加新能源快速发展， 中长期全球能源安全面临的不确定性增加。欧洲寻求减少对 俄罗斯天然气的依赖，进口 LNG 需求上升，欧美亚区域天然 气市场联动增强，区域供需风险对全球天然气市场影响进一 步放大。能源安全领域新旧风险交织，如何建立健全风险防 范和应对机制，持续推动产业链供应链平稳运行等，是中国 天然气发展面临的新挑战。 （二）能源强国对天然气行业高质量发展提出新要求 2021 年，中央经济工作会议提出加快建设能源强国。围 绕天然气发展，明确国内生产自给的战略底线，发挥国有企 业支撑托底作用，加快油气等资源先进开采技术推广应用， 着力释放国产气特别是非常规天然气增储上产潜力。加强天 然气储备能力建设，发挥其在季节调峰、应急保供和应对突 发事件短供断供等方面的调节保障作用。进一步完善开放条 ·6· 中国天然气发展报告（2022） 件下的保供责任划分与制度建设，发挥好各类市场主体在保 供稳价中的积极作用。实现科技自立自强，进一步提升核心 技术自主研发能力，推动在天然气上游勘探开发、基础设施 建设、节能高效利用等领域的技术装备攻关和智能化应用。 立足“双碳”发展目标，不断强化产业链发展的韧性和弹性， 在稳定供应基础上，推动天然气高效利用，促进油气与新能 源融合发展，在促进减污降碳协同方面发挥更大作用。夯实 高水平对外开放合作，充分发挥中国在推动全球天然气贸易 和投资稳健发展、构建互利共赢的国际合作格局中的积极作 用，深度融入全球天然气产业链。 （三）全国统一能源市场建设提出天然气行业发展 新任务 加快建设全国统一大市场强调立破并举，深化发展要素 市场化配置改革。强化天然气市场建设，一方面要求不断健 全自身市场体系，建立完善市场规则、标准，另一方面要着 力推动天然气与新能源融合发展。要坚持基础设施“全国一 张网”统筹规划、适度先行，发挥基础设施促投资、稳增长 作用，发挥基础设施对天然气市场培育和完善引导作用。要 打破行政性、区域性垄断，立足全国加快天然气产供储销体 系建设，持续推动天然气管网设施互联互通并向各类市场主 体高质量开放；加快推动省级管网市场化融入国家管网，促 进天然气在市场的自由流动和灵活调配。加快推动构建天然 气能量计量计价体系。 ·7· China Natural Gas Development Report (2022) 三、2022 年天然气产供储销体系建设重点方向 2022 年是第二个百年目标的开局之年，是“十四五”规 划的关键之年。油气行业深刻认识和把握“三新一高”要求， 以落实“十四五”规划目标和重大任务为抓手，不断推进产 供储销体系建设走深走实，努力实现高质量发展。 （一）立足国内加大释放国内供应潜力，提升自主 保障能力 牢记习近平总书记“能源的饭碗必须端在自己的手里” 的嘱托，大力提升勘探开发力度，保障能源安全。强化国有 企业的责任考核和使命担当，不断增强国内天然气生产保障 能力，持续增储上产。强化勘探特别是风险勘探投资，加快 资源探明，夯实资源基础，强化储量接续。加快科技创新和 工程示范，推动油气等资源先进开采技术开发应用。围绕深 层深水常规气、深层页岩气、煤层气等难动用储量资源，强 化勘探评价和科技攻关，推动效益建产、高效上产。 （二）统筹谋划适度先行，推动天然气基础设施投 资建设 落实国务院稳住经济大盘工作部署要求，适度超前加快 天然气基础设施投资建设，更好地满足天然气行业持续稳定 发展的形势要求。加快推进永清—上海管道、西气东输三线 中段、西气东输四线、川气东送二线等一批重大、标志性工 ·8· 中国天然气发展报告（2022） 程，强化“十四五”规划落地实施。加快完善区域及省内管 道，强化供需衔接。支持实施天然气长输老旧管道更新改造， 保障产业链平稳运行。督促和指导相关企业切实简化优化管 道、地下储气库等重大工程内部决策程序，强化落实国家战 略相关考核，加快投资批复，加大投资力度，加快建设进度。 依托产供储销体系建设专班工作机制，央地企联动，不断强 化重大工程实施的资源要素保障。 （三）有为政府和有效市场相结合，积极应对国内 外能源格局深刻调整 当前国际油气价格高企，国内天然气行业发展不平衡不 协调新问题有所显现。多措并举，积极化解产业链各环节矛 盾，疏导痛点难点。督促和引导国有企业天然气增储上产， 并进一步激发基层企业干劲和活力。压实地方政府民生保供 主体责任和城镇燃气企业民生保供“最后一公里”主体责任。 强化合同签订、规范合同执行、加强履约监管。在保供稳价 的同时，积极发挥价格在合理区间波动等市场信号对资源配 置的决定性作用，不断强化合同内保供、合同内调节，谁欠 供谁赔付，谁超用谁补偿；更好地发挥政府作用，围绕居民 用气供应保障，合理核定居民用气等民生用气量，聚焦重点 矛盾、因地制宜、精准施策，不断探索完善区域性、差异化、 可落地的保障措施。坚持市场化改革方向，稳步推进管网运 营体制机制改革，完善管网运行调度规则，加强管网设施公 平开放监管，提升管网设施利用效率，推动建立管网气量平 ·9· China Natural Gas Development Report (2022) 衡辅助服务市场机制；明确和规范各类市场主体保供责任， 推进设施高质量开放。 （四）坚持创新发展，塑造行业发展新优势 加强科技装备攻关。加快油气等资源先进开采技术、装 备开发应用，加快管网数字化、智能化、标准化体系建设等。 加强模式探索创新。因地制宜、因省施策，积极推动省级管 网以市场化方式融入国家管网公司；压缩供气层级，简化收 费模式，结合省网融入鼓励探索开展管输费“一票制”结算 等模式创新，提高用户改革获得感。加强新业态探索。立足“双 碳”发展目标，推动油气行业低碳转型，推进天然气与新能 源融合发展；立足行业发展优势，开展二氧化碳捕集、利用 与封存（CCUS）、管道掺氢输氢、二氧化碳管道关键技术装 备攻关和试点示范。加强国际合作。加强在非常规天然气生产、 碳减排、CCUS、制氢等领域的技术交流、引进、合作与共同 研发。加强与国际燃气联盟（IGU）、国际能源机构（IEA） 等主要国际能源组织的交流合作，持续推动完善国际天然气 公平交易、投资安全和商务合作的合理规则。 ·10· 中国天然气发展报告（2022） 四、2022 年中国天然气市场展望 2022 年以来，中国经济稳步增长，能源转型和发展持续 推进。面对极端复杂的外部环境，中国天然气行业产供储销 协同发力，“强国产、强设施、强市场”“稳进口、稳价格、 稳预期”“保合同、保民生、保存量”“三强三稳三保”多 措并举，天然气购销衔接更为稳健，市场规则和合同机制运 行稳健，行业发展总体平稳。同时，中国天然气发展主动融 入全球市场，成为促进区域间资源再平衡的有效力量，行业 发展显示出更高灵活性和更大弹性。 上半年国内天然气产量 1120 亿立方米，同比增长 7.9%。 天然气进口量 741 亿立方米，同比下降 8.9%。其中，管道气 进口 312 亿立方米，同比增长 10%；LNG 进口 428 亿立方米， 同比下降 19%。1—6 月，中国天然气消费量与上年同期基本 持平。分行业看，城市燃气用气稳步增长，化工化肥用气小 幅增长，商服用气受新冠疫情影响下降，工业和发电用气增 速明显回落。 预计 2022 年全国天然气产量 2200 亿立方米左右，力争 全年增产超过 100 亿立方米。天然气进口量稳中有降，LNG 进口可能出现近年来首次负增长。预计 2022 年中国天然气表 观消费量 3750 亿～ 3800 亿立方米，增长率 1% ～ 3%，下半 年需求将受到今冬明春气候不确定性、国际能源市场价格大 ·11· China Natural Gas Development Report (2022) 幅波动不确定性双重影响。分行业看，城市燃气用气需求稳 健增长，居民生活、采暖用气是主要增长动力。气电增速放 缓，主要是全社会用电量增速有所放缓、去年同期基数较高、 水电及风电光伏等可再生能源发电量较快增长。工业用气增 速放缓，主要是国际进口现货 LNG 价格高企提高资源增供的 边际成本，高气价挤出部分高耗能及低端产业用气需求。化 工化肥用气保持平稳。 ·12· 中国天然气发展报告（2022） 结束语 2022 年是进入全面建设社会主义现代化国家、向第二个 百年奋斗目标进军新征程的重要一年。百年未有之大变局下， 多重因素加剧世界能源市场不确定性。天然气行业要坚决贯 彻落实党中央、国务院对天然气产供储销体系建设的各项决 策部署和保供稳价工作要求，扎实推进“十四五”规划落地 实施，为中国经济发展和能源低碳转型发挥更大作用。 《中国天然气发展报告》已连续发布七年，期待《中国 天然气发展报告（2022）》的发布进一步激发社会各界为天 然气未来发展出谋划策的积极性。诚挚感谢各相关部门、研 究机构、行业学会、企业、国际机构及众多专家的大力支持 和帮助。 感谢申姝琦、单卫国、樊慧、孙文宇、张晓宇、王立敏、 祝婧祎、孙慧、张继龙、李易隆、沈鑫、石云、李秋扬、王 丹旭、刘秉谦等对报告成稿的积极贡献，感谢行业专家学者 和企业代表对报告提出的修改建议。感谢北京太科石油信息 咨询服务有限公司、石油工业出版社等对报告校核、英文翻译、 印刷出版等工作的大力支持。 ·13· China Natural Gas Development Report (2022) 2021—2022 年中国天然气发展大事记 2021 年 1 月 1 月 6 日，永清—上海管道江苏段第七标段正式点火开焊， 标志着永清—上海管道在河北、山东、江苏等地全面开工建设。 1 月 7 日，生态环境部公布《碳排放权交易管理办法（试 行）》，并印发配套的配额分配方案和重点排放单位名单。 2021 年 3 月 3 月 13 日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第 十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》发布。首次提出油 气核心需求依靠自保，部署加快深海、深层和非常规油气资 源利用，夯实国内产量基础，保持原油和天然气稳产增产， 拓展油气进口来源，维护战略通道和关键节点安全等重点 任务。 3 月 15 日，习近平总书记主持召开中央财经委员会第九 次会议，研究促进平台经济健康发展问题和实现碳达峰、碳 中和的基本思路和主要举措，强调要把碳达峰、碳中和纳入 生态文明建设整体布局，如期实现 2030 年前碳达峰、2060 年前碳中和的目标。 3 月 31 日，国家石油天然气管网集团有限公司于 24 时正 式接管原中国石油昆仑能源下属北京管道公司和大连 LNG 公 司股权，标志着中国油气主干管网资产整合全面完成，实现 ·14· 中国天然气发展报告（2022） 了国内全部油气主干管网并网运行。 2021 年 4 月 4 月 22 日，国家主席习近平在北京以视频方式出席领导 人气候峰会，并发表题为《共同构建人与自然生命共同体》 的重要讲话。 4 月 22 日，国家能源局发布《2021 年能源工作指导意见》。 提出推动油气增储上产，推进天然气主干管网建设和互联互 通，加强储气能力建设等。 4 月 29 日，我国首个海上智能气田群——东方气田群全 面建成，海上油气生产运营迈入智能化和数字化时代。 2021 年 5 月 5 月 6 日，国家财政部、海关总署、税务总局联合印发《关 于“十四五”期间能源资源勘探开发利用进口税收政策的通 知》，出台石油（天然气）、煤层气勘探开发作业项目和海 上油气管道应急救援项目免税规定与天然气进口增值税先征 后返规定等。 5 月 18 日，中国油气企业甲烷控排联盟成立。该联盟由 中国石油、中国石化、中国海油、国家管网、北京燃气、华 润燃气、新奥能源 7 家联盟成员单位共同组成，力争在 2025 年实现将天然气生产过程甲烷平均排放强度降到 0.25%以下。 5 月 25 日，国家发展和改革委员会印发《关于“十四五” 时期深化价格机制改革行动方案的通知》（发改价格〔2021〕 689 号），要求深入推进能源价格改革。 ·15· China Natural Gas Development Report (2022) 2021 年 6 月 6 月 9 日，国家发展和改革委员会正式印发《天然气管道 运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本 监审办法（暂行）》（发改价格规〔2021〕818 号），进一 步完善天然气管道运输价格管理体系。 6 月 10 日，国家能源局印发《天然气管网和 LNG 接收站 公平开放专项监管工作方案》，推动天然气管网设施公平开 放，促进管网设施高效利用，规范管网设施运营企业开放服 务行为。 6 月 25 日，中国首个自营勘探开发的 1500 米深水大气 田“深海一号”在海南陵水海域正式投产，标志着中国海洋 油气勘探开发迈向“超深水”。 2021 年 7 月 7 月 15 日，国家能源局在北京组织召开 2021 年大力提 升油气勘探开发力度工作推进会，深入贯彻落实习近平总书 记关于油气勘探开发系列重要指示批示精神，总结前期工作 经验，分析当前面临的形势，研究部署下步工作，对大力提 升油气勘探开发力度进行再学习再动员，推动油气产业高质 量发展再上新台阶。 7 月 16 日，全国统一的碳排放权交易市场正式启动。 2021 年 8 月 8 月 28 日，中国首个海上二氧化碳封存示范工程在南海 珠江口盆地正式启动，将把海上恩平 15-1 油田群开发伴生的 ·16· 中国天然气发展报告（2022） 二氧化碳永久封存于 800 米深海底储层，每年封存约 30 万吨， 总计超 146 万吨。 2021 年 9 月 9 月 11 日，国家发展和改革委员会印发《完善能源消费 强度和总量双控制度方案》（发改环资〔2021〕1310 号）。 9 月 15 日，国家能源局制定实施全国储气能力建设实施 方案。 9 月 23 日，西气东输三线中段工程（中卫—吉安）开工 建设。 2021 年 10 月 10 月 8 日，中国首个商业开发大型页岩气田——江汉油 田涪陵页岩气田累计生产页岩气 400 亿立方米，创造中国页 岩气田累计产量新纪录。 10 月 21 日，习近平总书记来到胜利油田勘探开发研究院、 胜利油田莱 113 区块考察调研。习近平总书记指出：“石油 能源建设对我们国家意义重大，中国作为制造业大国，要发 展实体经济，能源的饭碗必须端在自己手里。” 10 月 24 日，中共中央、国务院印发《关于完整准确全 面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（中发 〔2021〕36 号），提出了碳达峰、碳中和工作的 10 方面 31 项重点任务。 10 月 26 日，国务院印发《2030 年前碳达峰行动方案》（国 发〔2021〕23 号），提出重点实施能源绿色低碳转型行动、 ·17· China Natural Gas Development Report (2022) 节能降碳增效行动等“碳达峰十大行动”。 2021 年 11 月 11 月 20 日，中国首座沿海 LNG 船舶加注站在海南省澄 迈县马村港码头正式投运。 2021 年 12 月 12 月 2 日，国务院安全生产委员会印发《全国城镇燃气 安全排查整治工作方案》，部署全国范围内为期一年的城镇 燃气安全排查整治工作。 12 月 8—10 日，中央经济工作会议在北京举行。会议要 求，明年经济工作要稳字当头、稳中求进，深入推动能源革命， 加快建设能源强国。 12 月 15 日，中国科学院广州能源研究所自主研制出国 际首套有效体积 2585 升、最大模拟海深 3000 米的大尺度全 尺寸开采井天然气水合物三维综合试验开采系统。这是当前 国际规模最大、模拟海深最深、技术水平国际领先的天然气 水合物开采试验装备。 12 月 20 日，全国长江内河首座岸基式 LNG 加注站在芜 湖段建成并投入试运营，该加注站年设计加注能力 3.02 万吨， 最大可停靠 5000 吨级船舶。 截至 12 月 31 日，自然资源部 2021 年分四批依次挂牌出 让煤层气（黔西向斜西翼区块）探矿权、新疆准噶尔盆地大 有 1 勘查等 4 个石油天然气探矿权、新疆塔里木盆地疏勒— 岳普湖勘查等 7 个石油天然气探矿权、新疆塔里木盆地尉犁 ·18· 中国天然气发展报告（2022） 西 2 勘查等 7 个石油天然气探矿权。 2022 年 1 月 1 月 24 日，中共中央政治局就努力实现碳达峰、碳中和 目标进行第三十六次集体学习。习近平总书记强调，实现碳 达峰、碳中和是贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高 质量发展的内在要求，是党中央统筹国内国际两个大局作出 的重大战略决策。 1 月 29 日，中国首个百万吨级 CCUS 项目——齐鲁石化— 胜利油田 CCUS 项目全面建成。 2022 年 2 月 2 月 3 日，中国石油与俄罗斯天然气工业股份公司签署项 目购销协议，约定自俄罗斯远东通过管道对华供应天然气， 年合同量 100 亿立方米。 2 月 10 日，国家发展和改革委员会、国家能源局印发《关 于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发 改能源〔2022〕206 号）。 2 月 28 日，中国中东部地区最大的储气库——文 23 储气 库一期工程建成投产。 2022 年 3 月 3 月 22 日，国家发展和改革委员会、国家能源局印发 《“十四五”现代能源体系规划》，提出“十四五”时期现 代能源体系建设的主要目标。 3 月 29 日，国家能源局印发《2022 年能源工作指导意见》， ·19· China Natural Gas Development Report (2022) 提出 2022 年主要目标为增强供应保障能力。 2022 年 4 月 4 月 13 日，习近平总书记在海南考察时强调，建设海洋 强国是实现中华民族伟大复兴的重大战略任务。要推动海洋 科技实现高水平自立自强，加强原创性、引领性科技攻关， 把装备制造牢牢抓在自己手里，努力用我们自己的装备开发 油气资源，提高能源自给率，保障国家能源安全。 4 月 21 日，国家能源局组织召开全国油气管道规划建设 和保护工作会议，贯彻落实党中央、国务院决策部署，推动 油气“十四五”规划落地实施，加快管道基础设施建设，统 筹做好管道保护。 4 月 26 日，习近平总书记主持召开中央财经委员会第 十一次会议，对全面加强基础设施建设作出新部署，为构建 现代化基础设施体系指明方向。 2022 年 5 月 5 月 26 日，国家发展和改革委员会印发《关于完善进口 液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》（发改价 格〔2022〕768 号）。 2022 年 6 月 6 月 10 日，国务院办公厅发布《城市燃气管道等老化更 新改造实施方案（2022—2025 年）》（国办发〔2022〕22 号）。 6 月 27 日，住房和城乡建设部及国家发展和改革委员会 联合发布《关于城市燃气管道老化评估工作指南的通知》（建 ·20· 中国天然气发展报告（2022） 办城函〔2022〕225 号）。 2022 年至今，自然资源部分两批挂牌出让广西柳城北勘 查等 2 个页岩气探矿权、黑龙江拜泉南勘查等 4 个石油天然 气探矿权。 2022 年 7 月 7 月 24 日，国家能源局在北京组织召开 2022 年大力提 升油气勘探开发力度工作推进会。会议指出，全国能源系统 和油气行业坚定不移推动油气增储上产，实现勘探大突破、 原油稳增长、天然气快上产。会议要求切实提高政治站位， 牢牢守住油气战略安全底线，以国内油气增产保供的确定性， 来应对外部环境的不确定性。 ·21· China Natural Gas Development Report (2022) Oil and Gas Department, National Energy Administration Institute for Resources and Environmental Policies, Development Research Center of the State Council Center for Oil and Gas Resource Strategies, Ministry of Natural Resources Petroleum Industry Press China Natural Gas Development Report (2022) Editorial Board (in the order of surname by number of strokes) Chairpersons: REN Jingdong LING Yueming LONG Guoqiang Deputy Chairpersons: LIU Hong YU Guo WU Yugen GAO Shiji Committee Members: WANG Jing WANG Xiaowei LIU Xiaoxiao LU Jialiang YANG Lei YANG Shangming YANG Lili CHEN Jindian LI Li LI Zheng LI Jifeng JIANG Xuefeng DUAN Zhaofang GUO Jiaofeng PAN Jiping Supporting Institutions: CNPC Economics & Technology Research Institute Research Institute of Petroleum Exploration & Development PetroChina Planning & Engineering Institute Sinopec Economics & Development Research Institute CNOOC Energy Economics Institute PipeChina Research Institute of Science and Technology China International Engineering Consulting Corporation Institute of Energy, Peking University Institute of Climate Change and Sustainable Development, Tsinghua University Preface In 2021, amid the ongoing spread of COVID-19 epidemic, the world economy recovered slowly. With the resumption of energy consumption growth, the prominent contradiction between regional supply and demand, and the interweaving of global geopolitical and financial risks, global energy prices surged and fluctuated sharply. Pushing the low-carbon energy transition while ensuring the security of energy supply has become a worldwide challenge for energy development. In 2021, facing tough situation, risks and challenges at home and abroad, China coordinated epidemic prevention and control and socio-economic development, and has achieved remarkable results, off to a good start to the 14th Five-year Plan period. Through thoroughly implementing important instructions of President Xi Jinping, China’s natural gas industry witnessed considerable results in the construction of natural gas production, supply, storage and marketing system. An overall increase in natural gas supply and stability in prices was accomplished. Gas consumption for people’s livelihood in the heating season was well guaranteed. The proportion of natural gas in the primary energy consumption structure increased constantly. In the face of the more complex external environment, and the new situation and requirements of energy development and reform, China’s natural gas industry should focus on the major work of building the natural gas production, supply, storage and marketing mechanism, coordinate energy development and security, ensure natural gas supply, maintain stable prices, consolidate the foundation of domestic resources, and accelerate the investment and construction of facilities through systematic planning and comprehensive strategies. Additional efforts will be made to enhance the ability of technological innovation, deepen the reform of institutional mechanisms, and improve the design of market system, so as to promote the high-quality development of the industry and contribute to ensuring national energy security and moving towards an energy powerhouse. CONTENTS 1. Global and China’s Natural Gas Development in 2021 ....... 1 (1) Global Natural Gas Development .................................................1 (2) China’s Natural Gas Development................................................5 2. New Situation and Requirements for China’s Natural Gas Development in 2022 ....................................................... 10 (1) Energy security faces new challenges as more uncertainties occurred .....................................................................................10 (2) The goal of becoming an energy powerhouse pushes the natural gas industry towards high-quality development .......................... 11 (3) The goal for building a national unified energy market asks new task for the development of natural gas industry.........................13 3. Key Directions for the Construction of Natural Gas Production, Supply, Storage and Marketing System in 2022 ......................................................................................... 15 (1) Domestic supply potential shall be promoted, so as to enhance the ability of independent guarantee.................................................15 (2) Investment and construction of natural gas infrastructure shall be promoted, with moderate priority on overall planning ................16 (3) Improve macro adjustment mechanism, play a better role of the efficient market, and actively respond to profound adjustments in the energy landscape at home and abroad ...................................18 (4) Adhere to innovative development and create new advantages of industry development .................................................................19 4. Prospects of China’s Natural Gas Market in 2022............. 22 Conclusion ............................................................................. 25 China Natural Gas Development Events (2021–2022) ............ 27 中国天然气发展报告（2022） 1. Global and China’s Natural Gas Development in 2021A (1) Global Natural Gas Development a Natural gas consumption rebounded rapidly and exceeded the pre-epidemic level In 2021, the world’s natural gas consumption was 4.0 trillion cubic meters (tcm), with the year-on-year growth rate rebounded to 5.3% from -1.6% in the previous year, an increase of 3.4% over 2019. The annual natural gas consumption in North America was 1.03 tcm, flat with the previous year. Among them, U.S. consumption was 826.7 billion cubic meters (bcm), a year-on-year decrease of 0.4%, mainly due to the decline in gas consumption for electricity generation and weak gas consumption for industrial use. Consumption in Europe was 571.1 bcm, a year-on-year increase of 5.7% and an increase of 3.0% over 2019, for which the main driver was A In this chapter, the data on world’s natural gas reserves, production, consumption and trade is mainly sourced from BP Statistical Review of World Energy, data on natural gas liquefaction capacity and projects, and exploration & development investment from IHS. The data on China’s natural gas reserves is sourced from the National Oil and Gas Reserves Bulletin (2021) of the Ministry of Natural Resources. The data on China’s natural gas production is sourced from the National Bureau of Statistics, consumption from industry statistics, and import and export from the General Administration of Customs. ·1· China Natural Gas Development Report (2022) the recovery of gas consumption for residential, commercial and electricity generation uses. The annual consumption in the Asia-Pacific region was 918.3 bcm, a year-on-year increase of 6.2%, contributing 26.8% of the growth in global natural gas consumption. In particular, China, South Korea, India, and emerging markets increased by 12.5%, 9.0%, 3.1% and 2.6% year-on-year respectively; while Japan saw a year-on-year decline of 0.2% due to relatively sluggish gas demand. b Investment in natural gas exploration and development picked up, but still lower than the average level in the past decade In 2021, driven by both demand growth and price increases, the world’s natural gas production reached 4.0 tcm, a year�on-year increase of 175.4 bcm or 4.8%. In particular, North America, Russia-Central Asia and the Middle East ranked the top three in terms of production, with 1,135.8 bcm, 896 bcm and 714.9 bcm respectively, and growth rates of 2.4%, 10.9% and 4.2% respectively. In 2021, the world’s newly added natural gas reserves were 1.04 tcm, and remaining recoverable natural gas reserves were 192 tcm. According to IHS statistics, global investment in oil and natural gas exploration and development in 2021 was US$347 billion, an increase of US$45 billion or 15% over 2020, but far below the average of the past decade ·2· 中国天然气发展报告（2022） (US$480 billion). c The world’s natural gas trade volume declined, and the global newly commissioned liquefaction capacity grew at a low rate In 2021, the world’s natural gas trade volume was 1.22 tcm, a year-on-year decrease of 2.3%. PNG trade volume was 704.4 bcm, a year-on-year decrease of 6.8%, accounting for 57.7% of the total natural gas trade. LNG trade volume was 516.2 bcm, a year-on-year increase of 5.6%. In the LNG trade, the volume of spot and short-term contracts within three years was 169.3 bcm, accounting for 32.8% of the total LNG trade volume. In 2021, the global existing liquefaction capacity was 465 million tons/ year (t/y), and the newly added capacity was 7.54 million t/y. The year-on-year growth rate dropped to 1.6% from 5.8% in the previous year, and the utilization rate of liquefaction projects reached 80%, up 2 percentage points year-on-year. d Natural gas prices climbed sharply, and global linkages increased In 2021, the demand for natural gas in Europe recovered rapidly. The production of gas fields in the region was significantly reduced. Imports of PNG and LNG declined. Supply was tight throughout the year. Especially in the second half of the year, the output of new energy was insufficient, ·3· China Natural Gas Development Report (2022) carbon prices were high, and the stock of underground gas storages was lower than the average level of the past five years. Title Transfer Facility (TTF) spot price once reached an all-time high of US$60.28/MMBtu, with an annual average of US$15.9/ MMBtu, a year-on-year increase of 398%. Driven by high gas prices in Europe, cross-regional LNG arbitrage between Asia and Europe grew significantly, and the linkage of spot prices between Asia and Europe increased notably, showing a trend of first low then high during the year. The Asia spot LNG price reached a maximum of US$46.45/MMBtu during the year, and the annual average was US$14.5/MMBtu, a year-on-year increase of 279%. The long-term contract (LTC) prices were mainly affected by oil prices. In 2021, the average import price of LNG in Northeast Asia was US$10.7/MMBtu, a year-on�year increase of 51%. In the United States, the fundamentals of natural gas supply continued to be tight due to strong LNG exports and a substantial increase of gas delivered to LNG export facilities. Henry Hub (HH) spot price averaged US$3.9/ MMBtu, up by 93% year-on-year. ·4· 中国天然气发展报告（2022） (2) China’s Natural Gas Development a Natural gas consumption grew rapidly, with a proportion in the primary energy consumption structure increased constantly In 2021, China’s macro-economy made a good start to the 14th Five-Year Plan period, with the country’s natural gas consumption of 369 bcm, a year-on-year increase of 41 bcm or 12.5%. In 2021, the proportion of natural gas consumption in China’s total primary energy consumption rose to 8.9%, an increase of 0.5 percentage points over the previous year. In terms of consumption structure, gas consumption for industrial use increased by 14.4% year-on-year, accounting for 40% of the total natural gas consumption; gas consumption for electricity generation increased by 13.4% year-on-year, accounting for 18%; urban gas consumption increased by 10.5% year-on�year, accounting for 32%; and gas consumption for chemical and fertilizer uses increased by 5.8% year-on-year, accounting for 10%. In terms of consumption region, Guangdong, Jiangsu, Sichuan, Shandong, and Hebei were among the top five provinces. The consumption in Guangdong and Jiangsu both exceeded 30 bcm, with a growth rate of 25.5% and 2.2% respectively; and the consumption in Sichuan, Shandong and ·5· China Natural Gas Development Report (2022) Hebei all exceeded 20 bcm. b Efforts stepped up in exploration and development, with new reserves and production reached new highs In 2021, China’s proved reserves of natural gas increased by 1.6284 tcm, of which proved reserves of conventional gas (including tight gas), shale gas and coalbed methane increased to 805.1 bcm, 745.4 bcm and 77.9 bcm respectively. In 2021, China’s natural gas output was 207.6 bcm, a year-on-year increase of 7.8% and an increase of more than 10 bcm for five consecutive years. c Natural gas imports increased constantly, and PNG imports grew faster than LNG In 2021, China imported 168 bcm of natural gas, a year�on-year increase of 19.9%. Among them, the import volume from Australia, Turkmenistan, Russia, the United States, Qatar and Malaysia totaled 129 bcm, accounting for 77%. The import volume of PNG was 59.1 bcm, a year-on-year increase of 22.9%. The import volume of LNG was 108.9 bcm, a year-on�year increase of 18.3%. Australia was China’s largest source of LNG imports, with an import volume of 43 bcm, accounting for 39.4%, a year-on-year increase of 7.7%; the United States surpassed Qatar to become China’s second largest source of LNG imports, with an import volume of 12.4 bcm, accounting ·6· 中国天然气发展报告（2022） for 11.4%, a year-on-year increase of 191.1%. d Construction of natural gas infrastructure accelerated, resulting in a rapid increase in gas storage capacity In 2021, the total mileage of China’s main natural gas pipelines reached 116,000 kilometers. The Changling – Yongqing Pipeline, the Chenzhou - Shaoguan section of North-south Central Pipeline, the eastern ring line of Hainan Pipeline Network, and the LNG outbound pipeline in the east of Guangdong were completed and put into operation. The construction of the middle section of West-East Gas Pipeline 3 and the Yongqing - Shanghai Pipeline began in an all�round way. The construction of West-East Gas Pipeline 4 was approved, and the construction of Sichuan-East Gas Pipeline 2 was accelerated. The construction of gas storage facilities was speeded up, with underground gas storages achieving maximum capacity before heating season. In 2021, China’s gas storage capacity has increased 15.8% year on year, doubled in just over three years. e Positive results achieved in ensuring natural gas supply and stabilizing prices Under the unfavorable situation of abnormally high and volatile international oil and gas prices, the domestic natural gas market saw an increase in volume and a stability in prices. ·7· China Natural Gas Development Report (2022) The well-established gas supply guarantee mechanism based on market and contracts played a fundamental role in regulating and stabilizing the development of the industry. Domestic gas and imported LTC gas sources played a role of “ballast stone” and large companies, especially state-owned companies, played a major role in ensuring natural gas supply and stabilizing prices. The backbone pipeline operators accelerated the investment and construction of pipeline networks and vigorously improved the level of pipeline network interconnection, further increasing the peak gas supply capacity of infrastructure across the country. All localities made solid and orderly gas regulation and emergency plans, effectively ensuring the gas demand for people’s livelihood. “The Measures for the Administration of the Price of Natural Gas Pipeline Transportation (interim)” and “the Measures for the Supervision and Examination of the Pricing Cost of Natural Gas Pipeline Transportation (interim)” were issued to strengthen the price supervision to natural monopoly. f With remarkable achievements made in tackling key technological problems, the ability of independent innovation further improved With innovative technology developed for accelerating deep shale gas drilling, China achieved efficient and fast drilling in long horizontal sections. By the end of 2021, the shortest ·8· 中国天然气发展报告（2022） cycle for deep shale gas drilling in Sichuan Basin was less than 30 days, the deepest total depth was over 7,000 meters, and the longest horizontal section reached 3,601 meters. Independent research and development of a number of major equipment and key tools for deep and ultra-deep natural gas drilling was achieved, with the total depth of a number of ultra-deep wells hit a record of 8,500 meters. In the field of offshore oil and gas, “Deep Sea No. 1” gas field started operation, witnessing the realization of three world-class innovations and the successful tackling of 12 key problems in equipment localization. A new mode of intensive construction of underground gas storages (intensified storages/clusters) was introduced, cooperative fluid drainage and injection-production reservoir construction technology of new and old wells in complex fault block reservoirs was innovated, and the construction scheme of the first complex and connected old cavity reconstruction project of salt cavern gas storage in China was completed. The research and development of major technical equipment for natural gas pipelines advanced further. For the first time, the principle and method of electromagnetic array detection for pipeline metal loss and crack defects were proposed, and the first electromagnetic array detector for oil and gas pipelines of 1,016 mm in diameter was developed. ·9· China Natural Gas Development Report (2022) ·10· 2. New Situation and Requirements for China’s Natural Gas Development in 2022 (1) Energy security faces new challenges as more uncertainties occurred In recent years, the adjustment of the global energy pattern has been accelerated, and market volatility has intensified significantly. Geopolitical events such as the Ukraine crisis have affected the smooth operation of the energy market. The order and operation rules of the international energy market are facing new challenges. Energy bottom line security has become a common issue for all countries. At present, the intensity of global fossil energy production and infrastructure investment still cannot fully meet the needs of energy security development. Considering the rapid development of new energy, the medium-and long-term uncertainty of global energy security is increasing. Europe seeks to reduce its dependence on Russian natural gas. The demand for imported LNG is rising. The linkage of natural gas markets in Europe, the United States and Asia is enhanced, and the impact of regional supply and demand risks on the global natural gas market is further magnified. The 中国天然气发展报告（2022） new and old risks in the field of energy security are intertwined. How to establish and improve the risk prevention and response mechanism and continue to promote the smooth operation of the industrial chain and supply chain is a new challenge for the development of natural gas in China. (2) The goal of becoming an energy powerhouse pushes the natural gas industry towards high-quality development The 2021 Central Economic Work Conference proposed to accelerate the construction of an energy powerhouse. Centered on the development of natural gas, it is necessary to clarify the strategic bottom line of self-sufficiency in domestic production, give full play to the supporting role of state-owned enterprises, speed up the development and application of advanced exploitation technologies for oil and gas and other resources, and work to release the potential of reserve and production capacity increase of domestic gas, especially unconventional natural gas. Priorities will
自然资源部关于中国石油天然气股份有限公司河北渤海湾盆地高阳油田淀30井区石油开采等15个油气开发利用方案通过审查的公告 根据《关于加强对矿产资源开发利用方案审查的通知》（国土资发〔1999〕98号）等有关规定，中国石油天然气股份有限公司河北渤海湾盆地高阳油田淀30井区石油开采开发利用方案等15个油气开发利用方案通过审查，现予公告。 自然资源部 2021年12月15日 附件 : 十五个通过审查的开发利用方案清单.pdf 十五个通过审查的开发利用方案清单 序号 方案名称 1 中国石油天然气股份有限公司河北渤海湾盆地高阳油田淀 30 井区石油开采开发利用方案 2 中国石油天然气股份有限公司河北渤海湾盆地高阳油田高 64 井区石油开采开发利用方案 3 中国石油天然气股份有限公司黑龙江松辽盆地安达汪深 1 天然气开采开发利用方案 4 中国石油天然气股份有限公司黑龙江松辽盆地萨西石 油开采开发利用方案 5 中国石油天然气股份有限公司黑龙江松辽盆地哈尔温 石油开采开发利用方案 6 中国石油天然气股份有限公司山西鄂尔多斯盆地石楼 西区块永和 30 井区天然气开采开发利用方案 7 中国石油化工股份有限公司新疆准噶尔盆地中部莫西庄区块石油开采开发利用方案 8 中国石油天然气股份有限公司青海柴达木盆地尖北气 田尖探 1 区块天然气开采开发利用方案 9 中国石油天然气股份有限公司青海柴达木盆地南翼山油田南浅 II20-50 区块石油开采开发利用方案 10 中国石油天然气股份有限公司重庆四川盆地花果山天然气开采开发利用方案 11 中国石油天然气股份有限公司新疆塔里木盆地克拉苏 气田油气开采开发利用方案 12 中国石油天然气股份有限公司新疆塔里木盆地塔中 I 号气田油气开采开发利用方案 13 中国石油化工股份有限公司山东渤海湾盆地埕北 256 区块石油开采开发利用方案 14 中国石油天然气股份有限公司新疆吐哈盆地恰勒坎石油开采开发利用方案 15 中国石油天然气股份有限公司新疆三塘湖盆地条湖石油开采开发利用方案
国家发展改革委关于哈纳斯莆田 液化天然气接收站项目核准的批复 发改能源〔2021〕1814号 福建省发展改革委： 报来《福建省发展和改革委员会关于报请核准哈纳斯莆田液化天然气（LNG）项目的请示》（闽发改网审能源〔2021〕87号）收悉。经研究，现就该项目核准事项批复如下。 一、为进一步提升福建省及周边地区天然气供应和储气能力，促进地区经济社会发展和能源结构优化，改善大气环境质量，同意建设哈纳斯莆田LNG接收站项目。项目单位为莆田哈纳斯液化天然气有限公司。 二、项目位于莆田市湄洲湾港东吴港区，建设内容主要包括：新建LNG专用泊位1个，建设20万方LNG储罐2个，配套工艺、公用工程及辅助工程设施。项目按评估意见提高气化器处理能力后，根据《液化天然气接收站能力核定办法》（SY/T 7434-2018），本接收站年接收能力为565万吨。 三、该项目总投资526252万元（含外汇10731万美元），其中建设投资487451万元，建设期利息23274万元，铺底流动资金15527万元。资本金占总投资30%，由项目单位自有资金出资；其余通过银行贷款解决。 四、项目投产后气化服务价格由福建省价格主管部门制定，定价达产期按不超过5年确定。项目单位要努力降低项目投资造价和气化成本，优化市场结构，提高项目整体竞争力。资源采购方要积极跟踪国际市场动态，进一步落实长期购销协议和LNG资源，控制气源成本。积极配合并采取必要措施保障天然气进口安全和稳定，助力国家能源安全。 五、项目单位在项目工程建设和运营过程中，要高度重视安全工作，强化管理，认真借鉴国内其它接收站工程建设的经验教训，进一步深化工程设计方案，研究制订科学合理的施工、运营和应急安全措施；建设项目安全设施要严格落实“三同时”要求；合理利用冷能，确保各项节能和资源综合利用措施落到实处，使项目符合国家节能要求。 六、项目单位要按照环境影响评价报告书、安全评价报告书及其批复要求，在项目设计、施工及运营中认真落实生态保护和安全措施，强化环境风险防范和应急管理，控制建设用地规模，节约和集约用地。 七、项目单位要按照《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发〔2018〕31号）等要求，建立天然气储备。福建省要统筹省内接收站规划布局，优先推进重点港址接收站储罐扩建工作，该LNG港址要与运营能力衔接，落实用地和规划选址，依托周边预留土地扩建储罐满足该项目年接收能力的5%的储气指标要求。积极推进储气能力协同履约闽宁合作模式；探索储气调峰市场化运营机制，提供储气调峰市场化服务。做好接收站公平开放工作，为第三方用户提供公平、公正的接卸、储存和气化等服务。 八、请福建省组织国家管网集团和LNG接收站项目业主加强衔接，按照“全国一张网”布局原则推进LNG接收站外输管道建设并实现与西气东输三线、中国海油已建福建莆田LNG接收站互联互通。 九、同意该项目招标工作采用相应的招标方式和组织形式，具体要求见附件。请项目单位严格按照国家有关法律法规的要求，认真组织好招标工作。 十、项目核准的支持性文件包括：自然资源部《关于哈纳斯莆田液化天然气（LNG）项目用海预审意见的函》（自然资函〔2019〕61号）、《关于哈纳斯莆田液化天然气（LNG）项目用海预审意见有关问题的函》（自然资办函〔2021〕382号）、交通运输部《关于哈纳斯莆田液化天然气项目码头工程的意见》（交规划函〔2021〕166号）、莆田市湄洲湾北岸经济开发区管委会《关于<哈纳斯莆田液化天然气（LNG）项目社会稳定风险评估报告>审查意见的函》（莆湄北管函〔2017〕9号）、《哈纳斯莆田液化天然气（LNG）项目土地使用权合同》等。 十一、请项目单位根据本核准文件，办理相关城乡规划、土地使用、资源利用、安全生产、设备进口、减免税确认等相关手续。如需对该项目核准文件所规定的有关内容进行调整，请及时以书面形式向我委报告，并按照有关规定办理。 十二、本核准文件有效期2年，自发布之日起计算。在核准文件有效期内未开工建设项目的，应在核准文件有效期届满的30个工作日前向我委申请延期。项目在核准文件有效期内未开工建设也未申请延期的，或虽提出延期申请但未获批准的，本核准文件自动失效。 附件：哈纳斯莆田LNG接收站项目招标基本情况表 国家发展改革委 2021年12月14日 附件： 哈纳斯莆田LNG接收站项目招标基本情况表
关于旅大10-1油田至绥中36-1油田输气项目环境影响报告表的批复 中海石油（中国）有限公司： 你公司《关于申请〈旅大10-1油田至绥中36-1油田输气项目环境影响报告表〉审批的请示》（中海油安〔2021〕305号）收悉。经研究，批复如下。 一、该项目拟新建1条旅大4-2 WHPC平台至绥中36-1 WHPM平台的海底输气管道，全长14公里，全程挖沟埋设；将旅大10-1 CEP平台至旅大4-2 WHPB平台原注水海管改为输气海管；对相关平台设施进行适应性改造。在全面落实报告表提出的各项生态环境保护措施后，该项目可以满足国家海洋生态环境保护相关法律法规和标准的要求。我部同意批准该环境影响报告表。 二、项目建设和运营期间，应严格落实报告表中的污染防治、生态环境保护和风险防范措施，并重点做好以下工作。 （一）污染物的处理应符合国家有关规定和标准。施工船舶生活污水处理达标后方可排海，生活垃圾和生产垃圾应分类收集运回陆地处理。 （二）加强铺管作业管理，严格按照设计要求施工。加强管道巡检工作，定期进行全面检测和清管作业，防止管道因腐蚀或外力破坏等原因造成油气泄漏。 （三）切实落实环境风险防范措施。修改完善旅大10-1/4-2油田溢油应急计划，将本项目纳入其中，报我部海河流域北海海域生态环境监督管理局（以下简称海河北海局）备案。发生溢油事故时，应当立即启动溢油应急计划，采取有效措施减轻事故对海洋生态环境特别是敏感目标的影响，按照规定立即报告海河北海局，并视情况及时通报辽宁省渔业、海事部门和辽宁海警局。 （四）切实落实生态环境保护措施。合理安排施工作业时间，铺管挖沟作业应避开小黄鱼、鳀鱼产卵期（4-6月），最大限度地减少对海洋生态环境和渔业资源的影响。施工期间加强观测，如发现斑海豹靠近应立即停止施工并科学驱赶，施工船舶航行中应加强观测并及时避让斑海豹。 三、海河北海局负责项目生态环境保护的监督管理。请你公司自批复之日起30个工作日内将经批准的报告表送海河北海局。 生态环境部 2021年10月19日 （此件社会公开） 抄送：自然资源部、交通运输部、农业农村部，中央军委后勤保障部，中国海警局，海河流域北海海域生态环境监督管理局，环境工程评估中心。 生态环境部办公厅2021年10月20日印发
