石油天然气行业相关政策梳理

石油天然气行业相关政策梳理

一、总体政策

（一）油气体制改革

2017年5月，中共中央、国务院印发了《深化石油天然气体制改革的若干意见》，意见明确了深化石油天然气体制改革的指导思想、基本原则、总体思路和主要任务，以2个体制、2个机制、2个改革、2个体系，提升6个能力、释放2个活力为主的重点改革任务。2个体制：完善油气勘察开采体制、油气进出口管理体制，2个机制：改革油气管网运营机制、油气产品定价机制，2个改革:深化下游竞争性环节改革、国有油气企业改革，2个体系:完善油气储备体系、安全环保体系，6个能力:提升资源保障能力、国内外资源利用和市场风险防范能力、集约输送和公平服务能力、战略安全保障供应能力、全产业链安全清洁运营能力，2个活力:释放竞争性环节市场活力、骨干油气企业活力。

（二）天然气协调稳定发展意见

2018年8月国务院印发《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，要加强产供储销体系建设，促进天然气供需动态平衡。重点提出了4个方面任务，一是加大国内勘探开发力度。二是健全天然气多元化海外供应体系。三是构建多层次储备体系。四是强化天然气基础设施建设与互联互通。

二、勘探开发相关政策

(一)勘探开发项目管理

2018年8月国务院发布了《政府核准的投资项目目录（2016年本）》，明确企业投资建设本目录内的固定资产投资项目，须按照规定报送有关项目核准机关核准。企业投资建设本目录外的项目，实行备案管理。《目录》中油气行业主要涉及一下几方面内容，一是原油、天然气（含煤层气）开发项目由具有开采权的企业自行决定，并报国务院行业管理部门备案。具有开采权的相关企业应依据相关法律法规，坚持统筹规划，合理开发利用资源，避免资源无序开采。二是煤制燃料：年产超过20亿立方米的煤制天然气项目、年产超过100万吨的煤制油项目，由国务院投资主管部门核准。三是输油管网（不含油田集输管网）：跨境、跨省（区、市）干线管网项目由国务院投资主管部门核准，其中跨境项目报国务院备案。其余项目由地方政府核准。四是输气管网（不含油气田集输管网）：跨境、跨省（区、市）干线管网项目由国务院投资主管部门核准，其中跨境项目报国务院备案。其余项目由地方政府核准。五是炼油：新建炼油及扩建一次炼油项目由省级政府按照国家批准的相关规划核准。未列入国家批准的相关规划的新建炼油及扩建一次炼油项目，禁止建设。

（二）开采权管理

2023年7月26日自然资源部印发了《关于深化矿产资源管理改革若干事项的意见》，就深化矿产资源管理改革提出如下意见。一是全面推进矿业权竞争性出让，除协议出让等特殊情形外，矿业权一律按照《矿业权出让交易规则》（自然资规〔2023〕1号）以招标、拍卖、挂牌方式公开竞争出让。在矿业权交易中推广使用保函或保证金，探索建立相关规则，确保矿业权交易顺利进行；竞争出让油气（包括石油、烃类天然气、页岩气、煤层气、天然气水合物）探矿权，按自然资源部、财政部制定的矿业权出让收益起始价标准的指导意见确定起始价。二是实行同一矿种探矿权采矿权出让登记同级管理，自然资源部负责石油、烃类天然气、页岩气、天然气水合物、放射性矿产、钨、稀土、锡、锑、钼、钴、锂、钾盐、晶质石墨的矿业权出让登记；省级自然资源主管部门负责其他战略性矿产的矿业权出让登记，并落实矿产资源规划管控措施。省级及以下自然资源主管部门负责其余矿种的矿业权出让登记。矿业权出让收益评估由省级自然资源主管部门统一组织开展。三是开放油气勘查开采市场，在中华人民共和国境内注册，净资产不低于3亿元人民币的内外资公司，均有资格按规定取得油气矿业权。从事油气勘查开采应当符合安全、环保等资质要求和规定，并具有相应的油气勘查开采技术能力。四是实行油气探采合一制度，油气矿业权人发现可供开采的油气资源，完成试油（气）作业后决定继续开采的，在30日内向有登记权限的自然资源主管部门提交探采合一计划表（附件）后可以进行开采。在勘查开采过程中探明地质储量的区域，应当及时编制矿产资源储量报告，进行评审备案。报告探采合一计划5年内，矿业权人应当签订采矿权出让合同，依法办理采矿权登记。报告探采合一计划超过5年，未转采矿权仍继续开采的，按违法采矿处理。矿业权人完成试油（气）作业后决定不再继续开采的，以及5年内开采完毕或无法转采并停止开采的，不再办理采矿权登记。

目前，自然资源部、国家能源局已在内蒙古筛选了一批油气勘查区块拟挂牌出让。

（三）油气资源允许合作开发

2017年5月，中共中央 国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，将完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接续保障能力，实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制，加强安全、环保等资质管理，在保护性开发的前提下，允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规油气勘查开采，逐步形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系。

（四）矿产资源开发政策向地方倾斜

一是2019年12月17号颁布的《中华人民共和国矿产资源法（修订草案）》中，明确规定在民族自治地方开采矿产资源，应当照顾地方利益，作出有利于地方经济建设的安排，照顾当地少数民族群众的生产和生活。二是2020年05月17日发布《中共中央、国务院关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》中，明确提出凡有条件在西部地区就地加工转化的能源、资源开发利用项目，支持在当地优先布局建设并优先审批核准。三是《中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例》第十条规定：“对外合作开采陆上石油资源，应当遵循兼顾中央与地方利益的原则，通过吸收油（气）田所在地的资金对有商业开采价值的油（气）田的开发进行投资等方式，适当照顾地方利益”。

（五）生态保护红线内油气资源开发

2022年8月，自然资源部会同有关部门印发《自然资源部 生态环境部 国家林业和草原局关于加强生态保护红线管理的通知(试行)》(自然资发【2022】142号)，已明确了生态保护红线内自然保护地核心保护区外矿业权差别化管理要求。对于油气矿业权，明确在符合法律法规的前提下，一是已依法设立的油气探矿权继续勘查活动，可办理探矿权延续、变更（不含扩大勘查区块范围）、保留、注销，当发现可供开采油气资源并探明储量时，可将开采拟占用的地表或海域范围依照国家相关规定调出生态保护红线；二是已依法设立的油气采矿权不扩大用地用海范围，继续开采，可办理采矿权廷续、变更(不含扩大矿区范围)、注销。同时，对于生态保护红线内自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区等区域，还应同时符合相关法律法规。

（六）中石油、中石化与新疆合作模式

在国家西部大开发、支持新疆发展的决策部署下，中石油、中石化积极与新疆自治区政府合作，探索联合开发新疆油气资源的有效机制，不仅盘活了探明未动用储量资产，同时增加了油气产量。

1、中石油在新疆地区与地方政府、企业有3个油气资源勘探开发合资合作项目：①新疆油田的克拉玛依红山油田有限责任公司；②新疆油田的黑油山有限责任公司；③塔里木油田的新疆塔中西部油田有限责任公司。三个合作项目总面积600平方公里，探明石油地质储量1.34亿吨，探明天然气地质储量231 亿立方米。总体上，上述3个合资企业，由于地方股权占比相对较高，相应的权益较大，可以直接参与分红，对促进地方经济社会发展具有较大作用，但是在提高参与油气资源开发能力和水平等方面作用不大，依然由中石油及其所属企业垄断和掌控，地方企业依然是油气勘探开发的“门外汉”，而且油气矿权权属关系不发生变化，中石油依然是各合作油气区块的矿权人。

2、中石化在新疆地区与各级地方政府所属国有企业、地方企业成立3个合资公司：①中石化新疆巴州油气开发有限公司；②中石化新疆阿克苏油气开发有限公司；③中石化新疆新春石油开发有限公司。总体上，这3个合资企业普遍采取“99+1”模式，即地方股权占比1%，中石化股权占比99%，油气矿权权属关系不变，中石化依然为矿权人，地方企业不参与合资公司的具体生产、经营和管理，不派高管，不参与分红，不增资，只有合资公司注册地税费缴纳的好处，而对于提高地方参与油气资源开发能力，对于投资主体多元化，加大投入，加强勘探开发，推进油气增出上产，作用不大，或者收效甚微，从某种意义上，这种对内合资合作侧重于形式上的合作，本质上没有新增上游投资主体。

（七）非常规天然气开采改革试点案例分析（以山西省煤层气为例）

1、政府层面出台相关政策文件

山西煤层气资源非常丰富，开发利用水平在全国居领先地位，也是国土资源部确定的首个煤层气矿业权审批制度改革试点省份。为加快发展煤层气战略性新兴产业和建设国家综合能源基地，保障“气化山西”战略实施，山西省政府制定发布了《山西省煤层气勘查开采管理办法》、《山西省矿产资源总体规划（2021—2025年）》、《山西省煤层气资源勘查开发规划（2021—2025年）》、《科技支撑煤层气产业高质量发展三年行动方案（2023—2025年）》等文件，力争到2025年，全省煤层气抽采量达到200亿立方米至250亿立方米。

2、非常规气源矿权公开出让具体流程和重点环节监管办法（依据《山西省煤层气勘查开采管理办法》）

2020年3月30日，山西省为了加强煤层气资源勘查、开采管理，推动资源综合利用和矿区生态保护，维护矿业权人合法权益，促进煤层气产业高质量发展，根据《中华人民共和国矿产资源法》等有关法律、法规和《关于在山西开展能源革命综合改革试点的意见》，结合本省实际，制定了《山西省煤层气勘查开采管理办法》。该办法2020年5月1日起实施。

《办法》包括总则、资源配置、煤层气勘查、煤层气开采、矿区生态保护、出让收益管理、出让收益管理、附则8个部分，立足山西实际，确定了煤层气资源勘查、开采及监督管理应遵循的原则，明确了各级政府、主管部门及相关部门的职责，对煤层气矿业权出让制度、调查勘查行为、煤层气开采活动、矿业权出让收益等作了规范。

煤层气矿业权的出让方式。省自然资源主管部门制定煤层气矿业权年度出让计划，报省人民政府批准后实施。设立煤层气矿业权应当以招标、挂牌方式竞争出让，在国务院自然资源主管部门、省自然资源主管部门、全国公共资源交易平台（山西省）发布出让公告，并公示出让结果。出让条件包括国务院批准的重点建设项目；已设煤炭采矿权（平面范围不与油气矿业权重叠的）深部或上部勘查开采煤层气资源的；已设油气采矿权深部或上部勘查开采煤层气资源的。此外，已设立煤炭、油气矿业权在本矿区范围内综合勘查开采煤层气的，也可增列煤层气探矿权。

煤层气探矿权登记规定。首次登记有效期为5年。需延长勘查工作时间的，煤层气探矿权人应在勘查许可证有效期届满30日前提交延续登记申请。经批准可延续2次，每次延续时间为5年，期满后不再延续。煤层气探矿权人逾期未提出延续登记申请的，原勘查许可证到期后自行废止。煤层气探矿权申请延续登记时应扣减首次登记面积的25%（不含已提交探明地质储量范围），煤层气矿业权人可申请扣减其山西省境内其他煤层气区块同等面积。已签订出让合同并完成承诺投入、按照约定已缴纳矿业权出让收益的矿区除外。

煤层气完成最低勘查投入标准。煤层气探矿权人应自勘查区块首次登记之日起，按照以下标准完成最低勘查投入：第一个勘查年度至第5个勘查年度，每平方千米每年3万元；第6个勘查年度至第10个勘查年度，每平方千米每年5万元；第11个勘查年度至第15个勘查年度，每平方千米每年8万元；从第16个勘查年度起，每平方千米每年10万元。

煤层气矿权退出机制。探矿权人最低勘查投入未完成比例不足25%的，按照25%扣减探矿权面积，不与本办法第十五条累计扣减；最低勘查投入未完成比例超过25%，但不足50%的，按未完成比例核减相应探矿权面积；最低勘查投入未完成比例超过50%的，不予办理延续登记。

三、管网方面

（一）国家管网运营机制改革

2019年3月，中央全面深化改革委员会第七次会议审议通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，意见强调“推动石油天然气管网运营机制改革,要坚持深化市场化改革、扩大高水平开放,组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司,推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场体系,提高油气资源配置效率,保障油气安全稳定供应。”

（二）省级管网改革情况

《石油天然气管网运营机制改革实施意见》提出了三点意见：一是国有大型油气企业在省级管网公司中所持股权全部纳入国家管网公司；二是鼓励地方以省级管网资产入股国家管网公司；三是按照“全国一张网”的思路，积极引导和推动省级管网公司以市场化方式融入国家管网公司。

（三）提升地方政府对天然气管网控制力和话语权案例分析

山西省：2020年，山西省省委、省政府提出了“抓住中间”改革要求和“全省一张网”产业布局思路，发布了《关于省属燃气企业整合重组有关事宜的通知》，将山西省国新能源发展集团有限公司、山西晋城无烟煤矿业集团有限公司旗下山西燃气集团有限公司、山西国际能源集团有限公司旗下山西国际能源集团气化投资管理有限公司三家省属燃气企业整合重组，组建华新燃气集团有限公司。同时通过市场化方式整合其他省属和民营管网公司。并依法依规授予华新燃气集团有限公司旗下国新能源公司山西省内天然气管网特许经营权，负责山西省天然气管网的统一建设、运营。

湖南省：2014年,湖南省省委、省政府明确由湘投集团作为“气化湖南工程”唯一实施主体,统筹负责省内天然气输气管网的投资、建设、管理和运行等工作，并开展省内“一张网，一个价”改革试点工作。

（三）争取省内国网上下载点控制权具体举措

山西省：为做好省网和国网有效衔接，2022年3月山西省发改委向国家管网发函明确：国家管网过境管道开口时，与我省做好对接，形成联动机制，以便同步开展相关工作。我省将对未列入规划的管道项目严格查处。

陕西省：为了加强在国家和省属两级天然气长输管道沿线开口接气的管理工作，2008年9月陕西省发改委发布了《关于在天然气长输管道沿线开口接气有关问题的通知》，明确在国家级天然气长输管道沿线开口接气，由省天然气公司统一建站和管理。

四、天然气利用

（一）天然气利用政策

2017年6月国家发改委等13个部门联合印发了《加快推进天然气利用的意见》。主要背景是一方面要落实大气污染防治，另一个方面要提高天然气在一次能源结构中的比重。

（二）加快天然气利用意见

《意见》提出实施4个工程。一是城镇燃气工程，推进北方地区冬季清洁取暖，推进燃煤锅炉“煤改气”，开展天然气下乡试点，“宜管则管、宜罐则罐”，打通天然气利用“最后一公里”。二是天然气发电工程，发展天然气分布式能源，能源负荷中区域实现多能协同供应和能源综合梯级利用，鼓励发展天然气调峰电厂，与燃煤电厂以及风电光伏等发电端配套燃气调峰电站。发展天然气热电联产，有稳定热负荷和电负荷集中的地方要发展热电联产燃气电站。三是工业燃料升级工程，20蒸吨及以下燃煤燃油锅炉天然气替代，鼓励玻璃陶瓷等重点工业领域天然气替代和利用。四是交通燃料升级工程，鼓励交通领域发展油气合建站、油气电合建站。

五、储气设施建设方面

2018年8月国务院印发《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，对储气设施方面提出供气企业到2020年形成不低于其年合同销售量10%的储气能力。城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力，各地区到2020年形成不低于保障本行政区域3天日均消费量的储气能力。

为完成地方政府3天的天然气储备任务，自治区能源局已完成乌兰察布旗下营全区天然气储备中心建设方案。