中国现有的天然气管网比较分散，天然气生产、运输和配送系统很不完善。2015年初，中国天然气地下储气库的储存能力仅为52亿立方米，2016年初虽有所增长，达81亿立方米，但这个量不及中国天然气消费总量的5%，调峰能力极低。
发达国家的天然气地下储气能力一般情况下可以达到消费总量的20%，差距一目了然。
中国虽已建成西气东输、川气东送等天然气大干线框架，但天然气管线总长也就5万公里，不及美国的10%。中国天然气消费占一次能源消费的比例在5%左右，世界平均水平是24%。
天然气基础设施的不足，是导致中国天然气消费比例低、天然气消费普及率低等“双低”现象的重要因素之一。
天然气基础设施建设的发展重点
首先，做好管网互联互通规划和建设。管网的互联互通，是实现天然气资源优化配置、提高供气安全的前提条件。美、俄等天然气大国管网布局均如此，俄罗斯的天然气管网与欧洲管网互联互通，欧洲几乎所有的国家都有相互连接的天然气管网。
中国应借鉴这一国际经验，在下一步的工作中重视并做好管网联通的规划，将管网互联互通作为未来天然气基建的重点。就整个建设工作而言，中长期目标应该是建成集陆上海上、国产进口、管输LNG于一体的多气源供应网络。
其次，加快LNG接收站的建设。中国目前天然气消费进入了快速增长阶段，加大对境外资源的利用已不可避免。目前中国对境外资源的利用通道，陆上主要是中亚、中缅天然气管道以及未来的中俄天然气管道，对中东、非洲的天然气利用则主要通过LNG贸易形式。
为了实现多元化利用海外天然气资源的目标，需要加大LNG接收站的建设。中国对海外天然气资源利用的多元化程度，很大程度上取决于LNG接收能力的建设程度。与此同时，LNG接收站的建设在管网完善的条件下，在一定程度上也具有调峰功能。
再次，加快建设非常规天然气管网。煤层气、页岩气是中国未来天然气供应的重要组成部分。就目前的发展态势看，管网等基础设施不足已在很大程度上制约了非常规天然气勘探开发进展，国家应予以重视。
同时，做好城镇化燃气管网改造和建设工作。中国城市燃气发展的基础是人工煤气，上世纪80年代，城市燃气发展遵循“多种气源、多种途径、因地制宜、合理利用”的方针，提出了优先发展天然气、大力发展煤制气、积极回收工矿燃气、合理利用液化石油气、适当发展油制气的发展方向。在这一思路下，城市燃气管网的建设主要围绕人工制气和余气利用。运行至今，这批燃气管网已不同程度出现老化现象，需要更新换代。
另外，还应做好以地下储气库为代表的调峰设施建设。中国的天然气市场目前主要集中在东部，将来随着天然气普及程度的提高，中西部的天然气消费必将水涨船高。基于这一考虑，未来调峰设施的建设规划应有一定前瞻性，在充分考虑管网互联互通、产业布局及区域市场消费规模等因素的前提下，因地制宜，做好储气库的选址及布局。
按照以下路径建设储气库：在长三角地区寻找含水层，建设水层型储气库；在环渤海地区，对华北储气库群进行扩容；在东北的大庆和辽河，寻找合适的构造，建设地下储气库；在中原油田和胜利油田寻找合适的构造，建设豫鲁地区中原储气库。
天然气基础设施建设运营政策环境
为加快天然气储气基础设施建设，进一步提升天然气储备能力，河北省发展改革委、省财政厅、省自然资源厅、省住建厅联合印发《关于加快推进天然气储备能力建设的实施方案》，要求优化储气设施规划建设布局，建立完善标准体系，进一步加大政策支持力度，促进储气能力快速提升。2020年，地方政府要具备日均用气3天的储气调峰能力，燃气企业达到5%的调峰能力目标。
优化储气设施建设布局。重点推进曹妃甸千万吨级液化天然气（LNG）接收站及外输管道工程建设，2022年，采暖季前一期工程投产；加快宁晋盐穴储气库项目前期工作，2020年底前完成资料井钻探、岩心样品采集、样品测试分析等工作；构建由曹妃甸LNG接收站及外输管道、宁晋盐穴储气库功能互补、旺淡季协同运作的储气设施项目群；积极推进黄骅港LNG接收站项目前期工作，2022年底前获得国家核准并开工建设。鼓励全省通道城市重点地区集中建设一批较大规模的LNG储罐。
建立完善行业标准体系。加快建立并完善统一、规范的储气设施设计、建设、验收、运行、退役等行业标准，2020年底，形成储气设施标准体系。完善已开发油气田、盐矿和地下含水层等地质信息公开机制，便于投资主体选址建设储气设施项目。
推行储气设施独立运营模式。鼓励在运营的储气设施经营企业率先推行独立运营，实现储气价值显性化，形成典型示范效应。推动储气设施经营企业完善内部管理机制，进行模式创新和产品创新，提高经营效率和盈利能力。鼓励储气设施经营企业通过出租库容、利用季节性价差等市场化方式回收投资并获得收益，加快构建储气调峰辅助服务市场机制。探索建立淡旺季价格挂钩的中长期合同机制，形成合理的季节性价差，营造储气设施有合理回报的市场环境。
优化市场运行环境。加快推进天然气基础设施建设互联互通公平开放。推进储气产品交易体系建设，积极发展二级交易市场，提高储气设施使用效率。积极引导储气设施销售气量进入交易中心公开交易，引导非民生天然气进入交易中心公开交易。
加大政策支持力度。对列入年度储气设施建设重大工程项目清单的，优先保障建设用地，进一步优化储气设施项目规划许可审批，积极保障储气设施建设用地的计划指标需求。储气设施经营企业按现行政策规定适用增值税期末留抵税额退税政策，鼓励金融机构提供多种金融服务。
“十三五”天然气基础设施重点任务
（一）加强勘探开发增加国内资源供给
按照“海陆并进、常非并举”的工作方针，加强基础调查和资源评价，持续加大国内勘探投入，围绕塔里木、鄂尔多斯、四川和海域四大天然气生产基地，加大新区、新层系风险勘探，深化老区挖潜和重点地区勘探投入，夯实国内资源基础；在加强常规天然气开发的同时，加大致密气、页岩气、煤层气等低品位、非常规天然气科技攻关和研发力度，突破技术瓶颈，实现规模效益开发，形成有效产能接替。
1、加强基础地质调查和资源评价
加强常规、非常规天然气资源调查评价，重点加强主要含油气盆地的地质勘查，进一步深化成熟勘查区块的精细勘查，加强老气区的新领域深度挖潜。坚持新地区、新领域、新深度、新层位油气地质调查，提交一批后备选区。加强页岩气、煤层气等非常规资源地质调查工作，推动基础理论创新和复杂地区勘查技术突破。
2、加快常规天然气增产步伐
陆上常规天然气。以四川、鄂尔多斯、塔里木盆地为勘探重点，强化已开发气田稳产，做好已探明未开发储量、新增探明储量开发评价和目标区优选建产工作，2020年产量约1200亿立方米。加强东部深层勘探开发，保持稳产力争增产。加快鄂尔多斯、四川两大盆地致密气上产步伐，2020年产量达到370亿立方米。海域天然气。加快勘探开发，力争形成百亿方级天然气生产基地。
图表28：常规天然气勘探开发重点项目
专栏3常规天然气勘探开发重点项目
陆上常规天然气：四川盆地加强磨溪地区龙王庙组气藏动态跟踪评价和高石梯地区震旦系气藏勘探开发一体化，加快川东北、普光、元坝、彭州海相等气田开发，努力保持既有气田稳产；塔里木盆地以克拉2气田、迪那气田和大北气田稳产、库车地区克深气田项目上产为重点；鄂尔多斯盆地以老区靖边和榆林、大牛地、杭锦旗气田开发为重点，保持苏里格气田“5+1”稳产。
致密砂岩气：以鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地须家河组、松辽盆地登娄库组、渤海湾盆地深层、塔里木盆地深层为重点。
资料来源：国家发展改革委
3、非常规天然气重点突破页岩气、煤层气
以南方海相为勘探重点，推广应用水平井、“工厂化”作业模式，全面突破海相页岩气效益开发技术，实现产量大幅增长；探索海陆过渡相和陆相页岩气勘探开发潜力，寻找新的核心区，为进一步上产奠定基础。2020年页岩气产量力争达到300亿立方米。
重点开展沁水、鄂尔多斯盆地煤层气勘查工作，努力在新疆等西北地区低阶煤煤层气获得新的突破，探索滇东黔西含气盆地群高应力区煤层气资源勘查，为全国范围煤层气大规模开发提供坚实的资源基础。加快煤层气地面抽采，推进煤矿瓦斯规模化抽采利用。
2020年，煤层气（地面抽采）产量100亿立方米。推进煤制气产业示范。推动已建成的煤制天然气示范工程系统优化完善，在高负荷条件下实现连续、稳定和清洁生产。新建示范项目至少承担单系列生产规模的自主甲烷化技术工业化示范任务。
图表29：非常规天然气勘探开发重点项目
专栏4非常规天然气勘探开发重点项目
页岩气：加快四川长宁-威远、重庆涪陵、云南昭通、陕西延安等国家级示范区建设，威远-荣县、荣昌-永川、贵州黔北、黔东北、湖南湘中、江西修武等其他潜力区块勘探开发。
煤层气：建设沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘和贵州毕水兴等煤层气产业化基地；加快内蒙古、新疆等地区煤层气勘探开发，扩大资源后备阵地。
资料来源：国家发展改革委
（二）加快天然气管网建设
“十三五”是我国天然气管网建设的重要发展期，要统筹国内外天然气资源和各地区经济发展需求，整体规划，分步实施，远近结合，适度超前，鼓励各种主体投资建设天然气管道。依靠科技进步，加大研发投入，推动装备国产化。加强政府监管，完善法律法规，实现管道第三方准入和互联互通，在保证安全运营前提下，任何天然气基础设施运营企业应当为其他企业的接入请求提供便利。
1、完善四大进口通道
西北战略通道重点建设西气东输三线（中段）、四线、五线，做好中亚D线建设工作。东北战略通道重点建设中俄东线天然气管道。西南战略通道重点建设中缅天然气管道向云南、贵州、广西、四川等地供气支线。海上进口通道重点加快LNG接收站配套管网建设。
2、提高干线管输能力
加快向京津冀地区供气管道建设，增强华北区域供气和调峰能力。完善沿长江经济带天然气管网布局，提高国家主干管道向长江中游城市群供气能力。根据市场需求增长安排干线管道增输工程，提高干线管道输送能力。
3、加强区域管网和互联互通管道建设
进一步完善主要消费区域干线管道、省内输配气管网系统，加强省际联络线建设，提高管道网络化程度，加快城镇燃气管网建设。
建设地下储气库、煤层气、页岩气、煤制气配套外输管道。强化主干管道互联互通，逐步形成联系畅通、运行灵活、安全可靠的主干管网系统。
图表30：非常规天然气勘探开发重点项目
专栏5长输管道重点项目
“十二五”结转项目：西气东输三线（中段）、闽粤支干线、西气东输四线、中俄东线天然气管道、新疆煤制气外输管道、陕京四线、楚雄-攀枝花天然气管道、青藏天然气管道。
完善四大进口通道：中亚D线、西气东输五线。
干线管网建设：川气东送二线、鄂尔多斯-安平-沧州管道、青岛-南京管道、国家主干管道向长江中游城市群供气支线等。
区域管网和互联互通管道：建成中卫-靖边、濮阳-保定、东仙坡-燕山、武清-通州、海口-徐闻、建平-赤峰、杭锦旗-银川、重庆-贵州-广西、威远-荣昌-南川-涪陵等天然气管道；加强省内供气支线建设，扩大市场覆盖范围。
储气库、煤层气、页岩气、煤制气外输管道：文23-豫鲁支干线、陕43-靖边配套管道，适时启动蒙西、蒙东煤制气配套管道。（见附表）
资料来源：国家发展改革委
（三）加快储气设施建设提高调峰储备能力
储气设施与天然气管道相连，是天然气管网系统重要的组成部分，是保障天然气安全、稳定供应的重要手段。依据全国天然气管网布局建设储气设施，主干管道应配套建设地下储气库，地下储气库和LNG接收站应与全国管网相联通，加强城市燃气应急调峰能力建设，构建储气调峰服务市场。
1、重点推动天然气储备调峰能力建设
围绕国内主要天然气消费区域，在已初步形成的京津冀、西北、西南、东北、长三角、中西部、中南、珠三角等八大储气基地基础上，加大地下储气库扩容改造和新建力度，支持LNG储气设施建设，逐步建立以地下储气库为主，气田调峰、CNG和LNG储备站为辅，可中断用户调峰为补充的综合性调峰系统，建立健全由供气方、输配企业和用户各自承担调峰储备义务的多层次储备体系。到2020年形成地下储气库工作气量148亿立方米。有序发展LNG接收站调峰，加快建立和完善城市应急储气调峰设施，鼓励多种主体参与储气能力建设。加强需求侧管理，利用调峰气价、阶梯气价等价格手段，拓展可中断用户，激励各类用户参与调峰。
图表31：地下储气库重点项目
专栏6地下储气库重点项目
已建、在建储气库扩容达容：中石油大港、华北储气库群、呼图壁、板南、苏桥、相国寺、陕224、双6、金坛、刘庄盐穴储气库、中石化中原文96、金坛盐穴储气库等。
新建地下储气库项目：逐步建成中石油文23、中石化文23、江汉盐穴、卫城、朱家墩，研究推进适时建设陕43、克75、淮安、长春气顶、双坨子、应城、樟树、平顶山盐穴、赵集、光明台及中俄东线天然气管道配套储气库等。
资料来源：国家发展改革委
2、推进液化天然气（LNG）接收站及分销设施建设
根据全国天然气资源流向和各消费区域市场实际需求，结合港口规划统筹优化沿海LNG接收站布局。在天然气需求量大、应急调峰能力要求高的环渤海、长三角、东南沿海地区，优先扩大已建LNG接收站储转能力，适度新建LNG接收站。
已建LNG接收站扩建项目优先考虑增加储气能力，以满足中心城市及辐射地区的应急调峰需求，鼓励在已有站址上进一步扩大规模。
新建LNG接收站优先考虑投资主体多元化、第三方准入条件落实、承担应急调峰任务、装备本地化的项目。加强项目储备，根据市场需求与项目条件适时启动。
综合考虑LNG资源供应、船用加注需求、港口规划和通航等条件，在沿海港口、湖泊和内河船舶污染物排放超标、环保要求高的水域布局LNG船舶加注站码头，加大船用LNG燃料推广力度，开展LNG江海转运试点。
（四）培育天然气市场和促进高效利用
加大天然气利用、推动天然气消费工程对产业健康发展具有重要作用，“十三五”要抓好大气污染治理重点地区等气化工程、天然气发电及分布式能源工程、交通领域气化工程、节约替代工程等四大利用工程，天然气占一次能源消费比重力争提高到10%左右。
1、大气污染治理重点地区等气化工程
以京津冀、长三角、珠三角、东北地区为重点，推进重点城市“煤改气”工程，扩大城市高污染燃料禁燃区范围，大力推进天然气替代步伐，替代管网覆盖范围内的燃煤锅炉、工业窑炉、燃煤设施用煤和散煤。在城中村、城乡结合部等农村地区燃气管网覆盖的地区推动天然气替代民用散煤，其他农村地区推动建设小型LNG储罐，替代民用散煤。加快城市燃气管网建设，提高天然气城镇居民气化率。实施军营气化工程，重点考虑大型军事基地用气需求，为驻城市及周边部队连通天然气管网，支持部队开展“煤改气”专项行动。
2、天然气发电及分布式能源工程
借鉴国际天然气发展经验，提高天然气发电比重，扩大天然气利用规模，鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目，有序发展天然气调峰电站，因地制宜发展热电联产。在可再生能源分布比较集中和电网灵活性较低区域积极发展天然气调峰机组，推动天然气发电与风力、太阳能发电、生物质发电等新能源发电融合发展。2020年天然气发电装机规模达到1.1亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%。
3、交通领域气化工程
完善交通领域天然气技术标准，推动划定船舶大气污染物排放控制区并严格执行减排要求，研究制订天然气车船支持政策。积极支持天然气汽车发展，包括城市公交车、出租车、物流配送车、载客汽车、环卫车和载货汽车等以天然气（LNG）为燃料的运输车辆，鼓励在内河、湖泊和沿海发展以天然气（LNG）为燃料的运输船舶。2020年气化各类车辆约1000万辆，配套建设加气站超过1.2万座，船用加注站超过200座。
4、节约替代工程
鼓励应用先进工艺、技术和设备高效利用天然气。鼓励低浓度瓦斯、通风瓦斯发电或热电联供，高浓度瓦斯力争全部利用。天然气生产企业要采取措施加强油田伴生气回收利用，努力提高天然气商品率；天然气运输企业要研究采用移动压缩机回收管道计划性维检修时放空气，减小放空量，避免浪费；优化大口径长输管道燃气轮机运行方式，降低燃气消耗。出台环保政策鼓励天然气利用。
“十三五”天然气基础设施建设展望
1.基础设施建设继续推进，全国性互联互通管网格局基本形成
国家对油气管网设施领域投资限制的放宽和审批权限的下放，将极大调动各路资本进入天然气基础设施建设的热情，干线管道的覆盖范围将进一步扩大，区间天然气管网系统和配气管网系统将进一步完善，地下储气库等调峰储备体系将进一步完备，不同经济主体管网设施将逐步实现互联互通。根据国家十三五规划前期研究，到2020年，全国长输管网总规模达15万千米左右(含支线)，输气能力达4800亿立方米/年左右；储气设施有效调峰能力为620亿立方米左右，其中地下储气库调峰440亿立方米、LNG调峰180亿立方米；LNG接收站投产18座，接收能力达7440万吨/年左右；城市配气系统应急能力的天数达到7天左右。
2.天然气行情上行动力趋弱，市场供需向买方市场转变
十二五期间，多数省市天然气门站行情增长一倍左右，行情上行主要源于进口气行情倒挂下的三大国有石油公司的推动、供不应求的市场格局和全社会CPI的上升。料将十三五期间，行情上行的推动力减弱。首先，受国际油价大跌影响，进口LNG、管道气的引进成本将降低，而国产常规气行情基本到位；其次，天然气供需转为买方市场，下游用户的选择增多，议价能力提升，且受经济增长整体下行影响明显，终端用户特别是部分工业用户的天然气行情承受力降低；最后，全社会CPI增长有限，执政党从稳定增长、扩大天然气消费量等角度出发，也无持续推动行情上升的意愿。综合各种因素，十三五期间我国天然气行情将基本保持在十二五末的水平。
与此同时，天然气门站行情有下行可能。首先，在现行的市场净回值法定价体系中，天然气门站行情与进口燃料油和液化石油气密切相关，随着国际油价的大幅下探，这两种可替代能源的行情近期也一路走低，随着市场净回值法的全面推行，天然气门站行情很可能下滑。其次，十三五期间各大石油公司的资源供应是硬供应，而市场需求是软需求，在这种情况下，为了尽可能把天然气销售出去，扩大市场份额，各大公司在市场重叠区间阶段性地调低销售行情将可能成为重要举措。
3.天然气用气结构更加均衡，高效化成为发展方向
2013年新版《天然气利用政策》的出台，进一步指明了未来中国天然气利用的发展方向。在城市燃气领域，我国新型城镇化继续推进，年均气化人口在3000万人左右，全国城镇气化率2020年将达到60%以上，天然气将成为城市居民的主要燃料。在交通运输领域，天然气将成为大多数中小城市出租车的主要燃料，大中城市的公交车将逐步向天然气等清洁燃料车升级，LNG车将向城际客车和重型卡车发展，船舶和火车的LNG应用将开始起步，天然气将成为在公共交通运输业具有竞争力的燃料。在工业领域，天然气工业燃料置换的进程将全面加快，特别是环渤海地区在大气污染防治中的燃煤锅炉替代，钢铁、石化、陶瓷等传统工业的产业结构升级，以及中西部地区承接产业结构转移等因素，将刺激天然气在工业中的应用。在天然气发电领域，京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染重点防控区，将有序发展天然气调峰电站，优先发展天然气分布式能源。在天然气化工领域，天然气制氢因其具备较高的行情承受力而有可能得到发展，新疆、川渝等气源地的天然气化工还会保持缓慢发展，但所占比例将逐步降低。料将到2020年，城市燃气和工业燃料应用将占到用气总量的60%以上。
天然气利用结构的优化还存在一定的不确定因素，主要体现在两个方面。第一，发电用气量取决于国家能源行情体系能否理顺，主要是天然气发电的清洁属性价值能否得到体现。第二，随着国际油价的一路下探，天然气在交通运输领域的代油需求受到抑制，特别是天然气行情上行到位后相对于成品油的行情优势逐渐降低甚至丧失。
4.天然气供应安全保障的要求进一步提升
保持稳定供应是天然气业务健康快速发展的基本保障。十三五期间，我国天然气整体供不应求的局面得以改观，但由于各地用气结构的不均衡，区间性、季节性的天然气供不应求还会持续存在。特别是由于大气污染防治计划的执行，工业窑炉煤改气的大量实施，冬季用气规模大幅攀升，尤其是京津冀鲁地区供暖用气，季节调峰压力将比目前更为突出。目前中国储气设施建设相对滞后，已建成的地下储气库主要满足几个重点城市的调峰需求，大部分城市在煤改气后的调峰能力建设亟待加强。十三五期间，多数用户实现双气源供气，谁能拥有足够的季节调峰能力，谁能保障天然气供应的安全平稳，谁就可以在市场开发中占得比较优势。
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