一、国际天然气开发利用情况
1、世界天然气工业发展的总趋势
自90年代早期以来，天然气工业的增长第二次进入停滞。这一情况主要是由于独联体国家产量的急剧下降所致。1996年在这一地区观察到的产量下降的停止在1997年并没有重复。这一情况下隐伏着许多因素。于是总的经济状态和俄罗斯消费的下降，欧洲进口的下降，亚姆堡协议的中止和从土库曼斯坦进口到其它共和国的中止，解释了这一发展。较温和的气候条件也推动了欧洲产量的下降。
在其它地理区域较高的产量仅仅补偿着这些减少。这些前中央计划经济的国家重新看到它们占世界产量份额的衰减，仅占世界产量的31.1%。这种情况已经导致一个经济区域的崩溃，甚至更有利于工业化的国家，它们占市场产量的44.2％。然而，这一变化可能归于暂时性的因素。只具有世界储量1l％的工业化国家最终将看到它们所占世界产量份额的减少。
在1998年1月1日，世界天然气的证实储量估计为151964×109m3或大约为136.8×109m3油当量吨，比1997年的数字高0.8％。在1998年1月1日海上天然气证实储量达到43050×109m3，或占总储量的28.3％。
现在世界范围内有36个国家具有重新投入的活动，而在1980年只有20个国家。这一活动的发展正在加速，而这些重新投入的强度显示出持续的增长。今天，它们代表着总的天然气产量的11.5％，而1980年是6％。
在世界级别上，天然气产量的利用速率很高(在1997年为84.3％)。世界10个首要的天然气生产者(俄罗斯、美国、加拿大、英国、荷兰、阿尔及利亚、印度尼西亚、乌兹别克斯坦、挪威和沙特阿拉伯)在1997年生产了1723×109m3天然气。它们占世界市场产量的75％。这10家主要的石油集团（皇家荷兰\壳牌集团、埃克森、莫比尔公司、阿莫克公司等）的地位是极其重要的，这些天然气公司是居优势的。
2、世界天然气市场销售
1997年市场销售的海上天然气产量增加5.6％，达到573×109m3。它占总产量的24.9％，而在1996年是23.6％。传统的生产者(美国和北海的产油国)占总量的59.6％，为341.7×109m3。
1997年国际天然气贸易(不包括独联体内部贸易)相当于439.5×109m3，高于1996年(427.3×109m3)2.9％。这一适度的增长几乎完全归结于油轮贸易的相当大的增长。因此，液化天然气贸易的增长在1997年急剧加速，出口达到112×109m3，高于1996年11.5％。
1997年独联体内部贸易也达到96.2×109m3的估计数字，把国际天然气贸易的总量升高到535.7×109m3。
在欧洲市场上，国际管道贸易明显地受气候条件的影响。因此，从加拿大出口到美国(4.1％)、从阿尔及利亚和挪威出口到欧洲(分别为16.4％和11.2％)的管道输气的明显增长仅仅补偿了俄罗斯的天然气（—5.4％）和荷兰的天然气(一14.4％)输送到欧洲的明显下降。
油轮贸易的上升主要可由卡塔尔开始输送液化气到日本，建立了马来西亚的出口来解释，还可以用阿尔及利亚液化设备安装的扩容来解释。纯的减少(一29.6％)也可以从现货或短期交易的市场数量来看到。
因此，世界贸易(不包括独联体内部贸易)现在计算为世界市场天然气产量的19.1％。液化天然气计算为世界范围贸易量的25.5％。
1997年，世界天然气工业遭受了独联体市场上消费暴跌的影响和在欧洲、北美的“母亲性质’的影响。然而，这些连带的因素的冲击被发展的市场的动力说所减轻。这样，世界天然气的消费量停滞在2298.3×109m3。
所有这些独联体国家疲软的经济结果，结合俄罗斯采用的一项新政策，设计出让停滞的天然气由无力偿付债务的顾客交付，引起该地区消费量的急剧下降，比1996年下降6.6％，比正常温度较温和的气候也降低了西欧市场上天然气的销售。在中欧，气候条件结合亚姆堡协议(俄罗斯天然气的进口)终止的影响，引起了这一地区天然气消费量下降7.7％。
其它顾客地区传来的好的结果有助于弥补这一减少。因此，除了北美适度增加1.1％外，良好的动态在亚洲、大洋洲(十7.3％)、中东(十7.3％)、拉丁美洲(十5.5％)和非洲(十3％)也可以看到。
1998年世界商品气总产量为2343.3×109m3，比1997年增加了46.9×109m3，同比增长2%。随着天然气产量的增加和市场的扩大，国际天然气贸易量也不断发展。1998年世界天然气总贸易量为450.2×109m3，占当年世界商品气总产量的19.2%。其中管输气为337.2×109m3，液化天然气为113.0×109m3，分别占世界天然气贸易量的74.9%和25.1%。迄今为止，世界已形成北美洲、欧洲和亚洲三大天然气市场。北美洲市场主要包括加拿大和美国，其中加拿大是净出口国，美国是净进口国；欧洲市场包括西欧、东欧和前苏联地区，其中中东、西欧的多数国家是天然气进口国，荷兰、挪威和俄罗斯是出口国。亚洲天然气市场主要包括印度尼西亚、马来西亚、日本、韩国等，其中印度尼西亚和马来西亚是出口国，日本和韩国是进口国。上述三大市场中，北美和欧洲市场几乎完全是管道天然气贸易；亚洲市场则完全为液化天然气贸易。另外，哥伦比亚与巴西之间的跨国天然气管道已经建成投产。智利、阿根廷也正在考虑建设跨国天然气管道，估计在不久的将来，世界将出现第四个天然气市场——南美洲天然气市场。
从美国、前苏联、俄罗斯、韩国以及其它天然气消费国天然气市场的发展历程，我们可以获得以下几点启示：
天然气市场发展早期、首先要解决市场发展方向问题，即在众多的可以利用天然气的领域中，选出首先需要发展的市场。国外的实践经验表明，由于各国天然气资源、经济发展水平以及能源消费结构的差异，早期天然气市场的发展方向相差较大。美、英等发达国家，由于煤制气十分发达，因此天然气工业发展初期，往往是首先用天然气逐步置换煤制气并最终取代煤制气，就是说首先发展民用市场。发展中国家，由于经济水平的限制，民用煤制气不发达，因而缺少相应的利用煤制气的基础设施，天然气发展初期，主要用于生产化肥和发电等。苏联天然气发展早期也是走的这条路线。莫斯科等城市的气化过程，也是首先改造城市电厂的燃料结构，用天然气代替煤炭和石油。
各国天然气消费构成中，工业部门，特别是电力工业的用气比例有不断上升的趋势。除了环境和社会效益的因素外，燃气—蒸汽联合循环发电技术具有较好的经济效益，是一个最重要的原因。
天然气市场的发展与天然气管道，包括输气干线和城市配气管网的建设密切相关。苏联的7年计划（1959-1965年）规定1965年天然气产量应达到1500×108m3，实际仅完成1277×108m3，产量指标未完成的主要原因，是城市配气管网建设滞后，天然气无法送到最终用户手中，气田不得不压产。日本也具有代表性。在日本，液化天然气接收终端很多，但天然气管道不发达，现已成为制约天然气市场进一步发展的瓶颈。
天然气工业发展早期，离不开政府的支持。俄罗斯、英国、韩国天然气工业发展早期，在投资和价格政策等方面，都向天然气倾斜，促进天然气市场的发展。
天然气利用技术不断发展。一方面，在老的应用领域，如民用领域，不断扩大应用范围，从早期主要用于饮食、热水，转变为大量用于供暖、制冷等，并相应地扩大消费量，另一方面，不断开辟新的市场，如交通运输业将推广应用天然气，预计天然气汽车将获得较大的发展，未来还将成为天然气火车、轮船和飞机的燃料。此外，天然气合成油（GTL）技术的发展，将为边远地区天然气资源的利用开路更为广阔的天地。
3、世界天然气的部门消费
在世界级别上，从1995年以来就已经涉及到部门的消费。工业部门拥有28.5％的份额，继续保持世界范围的天然气的主要用户的位置。它占550×106吨(与1995年的数字比较增加15×106吨)。1996年，尽管在美国发电部门中对天然气的需求减少，在这一部门中使用的气量规则地增加，达到487×106吨。
此外，受到低温和顾客数量增长的影响，民用部门世界范围的消费量增加至501×106吨，能源部门及作为原料使用分别占世界范围天然气消费量的15％和5％。
世界个各地区天然气消费构成情况表
国家和地区 发电 工业 化工原料 城市与商用 占能源比例
世界平均 26 43 5 26 23.2
北美 13 34 4 39 27.2
西欧 17 24 4 45 19.4
东欧 16 45 13 26
前苏联 36 44 4 16 50.9
中东 32 54 9 5 37.7
非洲 42 45 4 9 16.8
日本 70 29 1 11.2
东南亚 38 44 10 8
中国 15 16.8 50.8 17.4 2.1
世界能源利用结构
年份 能源需求量EJ 能源结构
煤/可再生能源及其他 石油 天然气
1994 375 38.8 40 21.2
2010 513 39.8 36.2 24.0
4、世界天然气价格趋势
在1996年，石油市场的销售在最后一个季度达到峰值的价格中急剧上升。这一趋势在1997年未能重演，该年见到了突然的市场逆转，市场原油价格在3月份跌至低于20美元／桶。考察年度平均值，布伦特原油的价格跌至低于1996年8％，稳定在19美元／桶，尽管1997年的需求稳定增长(2.1％)。
由于直接影响欧洲天然气价格的两种石油产品——汽油和重燃油，它们大体上追随着与原油价格相同的趋势。
日本进口的液化天然气的平均价格在达到超过4.2美元／百万英热单位的峰值以后持续跌落。在1997年，平均价格大约在4美元／百万英热单位，比上一年提高了7%。
在欧洲大陆，天然气指问石油产品(重燃油和汽油)的价格，在整个一年中平均的进口价格持续下跌。它逐渐地由一月份的2.9美元／百万英热单位跌至2.6—2.7美元／百万英热单位，设定的年度平均值2.7美元／百万英热单位比1996年低4%。在英国市场上，现贷气价(在巴克汤)记录为年度平均值2美元／万万英热单位，对照1996年是1.9美元／百万英热单位。
在美国市场上，年度平均值是进口价2.17美元／百万英热单位，比1996年高10%。这一水平与过去7年相比较是相当高的，当时价格围绕1.9美元／百万英热单位波动，除了1995年(1.506美元／百万英热单位)以外。
缠绕亚洲特别是独联体的经济困难将限制世界范围的销售天然气产量的增长。然而，在其它地区(拉丁美洲、西欧、非洲、中东)将有助于弥补这一下降。
6、世界天然气需求分析
世界天然气需求量（亿立方米）
地区/国家 2000 2005 2010 数量变化
经济合作和发展组织 12178 14160 16142 5381
美国 （6514） （7646） （8213）
欧洲 （3398） （4248） （5380）
其他国家 （2266） （2266） （2549）
中国/东欧 1416 1699 1982 849
前苏联 5947 6230 6230 283
石油输出国组织 1982 2549 3398 1699
拉丁美洲/其他国家 2832 3965 5098 3399
总计 24355 28603 32850 11611
世界天然气需求量（亿立方米）
部门 2000 2005 2010 数量变化
民用/商业用 3483 3625 3681 566
工业用 10705 11611 12687 2917
发电用 6230 8799 11554 6456
其他 3937 4588 4928 1671
合计 24355 28603 32850 11611
二、国内天然气开发生产现状
新中国成立后，我国天然气工业有了较快的发展，先后在19个盆地发现了270多个气田(藏)，形成了年产200亿立方米以上的天然气生产能力，天然气利用领域也不断扩大
1、我国天然气资源分析
我国天然气资源是比较丰富的。根据全国第二轮油气资源评价结果、全国天然气总资源量为38.04万亿立方米。其中陆上为29.9万亿立方米，近海为8.14万亿立方米。目前我国天然气资源的探明程度比较低，大约为5.89%，勘探潜力很大。中西部地区和近海海域天然气资源量约占全国天然气总资源量的80％，塔里木、四川、陕甘宁、东海、南海莺歌海—琼东南等盆地是主要富集区，勘探前景比较好。
四川盆地天然气资源量为7.357万亿立方米，已探明天然气地质储量为4707.38亿立方米，探明程度6.4%。塔里木盆地天然气资源量为8.3897万亿立方米，已探明天然气地质储量为1673.87亿立方米；鄂尔多斯盆地预测地质储量为3000亿立方米。准葛尔盆地探明资源量为1365亿立方米。柴达木盆地探明资源量为1400亿立方米。
近几年来，随着陕北气田及塔中、塔北、丘东、台南、东海平湖、东方1-1、乐东门和宝云亭等气田的相继发现，全国天然气探明储量有了较快增长，气层气和溶解气探明储量合计已超过6.4万亿立方米。
我国非常规天然气——煤层气资源也是丰富的。据测算，我国埋深2000m的浅煤层气资源量为30-35万亿立方米，接近全国天然气资源量。其中埋深小于1000m的煤层气资源量为6.4万亿立方米。国家石油化学工业局副局长陈耕在中国石油天然气国际专题会议上指出，我国要加速发展煤层气产业，加速对山西、安徽、陕西等煤层气的勘探开发，近期建成3-5个煤层气开发应用示范基地。
从资源量上看，天然气产量增长有保障。目前媒体报道的天然气资源量，只是1994年天然气资源评价时的众数，而且只是依据有机质生气，沉积盆地聚气的理论，对400多个盆地中的69个大型盆地的估算，其资源量就达38万亿立方米。这些资源主要分布在我国大陆的中部（占30.3％）、西部（占28.2％）、南海（占21.4％）。勘探高成本（埋深大于3500米）的资源量占58.4％；产能配套开发建设高成本（地理条件恶劣，远离经济发达区）的资源量占64％。
从探明储量上看，截至1998年年初，累积探明储量是2.64万亿立方米，其中气层气（非伴生气）为1.69万亿立方米，油田伴生气0.95万亿立米。前者主要分布在中部气区，后者主要分布在东部油田。
从可采储量上看，气层气已知的可采储量就有8052亿立方米（1998年初的剩余储量），主要分布在四川、陕甘宁、塔里木、莺歌海盆地，已知气田303个，其中储量大于300亿立方米的大型气田13个，而储量小于50亿立方米的小型气田就占240个。
综观我国天然气资源有三大特点：一是资源丰富，探明程度低（6.9％），故天然气前景大，预测从2001年到2020年，每年新增探明储量在1000亿立方米左右。二是天然气的储采比高，气层气的储采比已达51比1，远高于美国的8比1，也高于俄罗斯的20比1，故可大幅度提高天然气产量。三是天然气储量分散，大气田少，产能配套建设投资大，已探明的天然气储量分散在21个盆地中的303个气田及335个油田上，单个气田储量绝大多数（79％）小于50亿立方米；世界级大气田仅有三个，而且这三个大气田的地质地理条件差，如四川盆地川东石炭系大气田，埋深4000米，地形高差大，属隐蔽型气藏组合成的大气田；陕甘宁盆地长庆大气田，面积大，气层薄，单井产量小，属贫矿型；莺歌海盆地崖13—1大气田，距用气户较远，而海上气田成本又高于陆上气田。
从天然气资源的特点可知，我国天然气并非是低成本的气。根据资源量—储量—产量控制法，结合产能配套建设及输气管网化的实际状况，预计2001年的天然气产量可能接近300亿立方米，2010年可达600亿立方米，2020年可望达到1000亿立方米。
黑龙江省不仅有丰富的石油资源,而且有丰富的天然气资源，主要分布在大庆油区。截止1999年底，大庆油区累计探明天然气地质储量2703.02×108m3，控制地质储量308.28×108m3，累计动用可采储量2317.61×108m3，累计生产天然气713.96×108m3，剩余天然气开采储量454.58×108m3。
2、我国天然气生产情况
1949年我国天然气产量只有1000万立方米，1979年天然气产量突破100亿立方米。1990年超过了150亿立方米，1995年为174亿立方米，1997年天然气产量达到了223亿立方米。全国天然气产量统计表明，1997年四川盆地产气75亿立方米，约占全国天然气产量的33.6％，居全国第一位。南海崖13-1气田产量为36.7亿立方米，居第二位；大庆油田居第三位，产量为23.4亿立方米；辽河油田为15.5亿立方米，居第四位。
虽然我国天然气资源分布较广，但盆地储量动用程度和采出程度差异较大。由于下游基础设施建设滞后，“八五”以来产量增长与储量的增长不相适应，产量的商品率也一致较低。
3、我国天然气管网建设情况
目前我国有天然气输送管线约1.246万公里，其中管径大干426毫米的管线长约5700公里。
除四川和重庆地区外，其他地区输气干线均为产地到用户的管线，没有储存设施。四川气田建立了连接成都、重庆、自贡、泸州等大中城市的南北环形输气管网，为川、渝、云、贵四省市700多家骨干企业和几百万户居民供气。近几年来，国家比较重视天然气长输管道建设，先后建成陕西靖边—北京输气管道，陕西靖边—西安输气管道、陕西靖边—宁夏银川输气管道、中原—沧州、南海—香港及青海南八仙—甘肃敦煌输气管道，东海平湖油气田—上海的输气管道于1998年年底也将建成投产。这些长距离输气管道的建成投产，对我国天然气的利用将发挥重要作用。近期将重点建设西气东输管道：塔里木—上海、忠县—武汉、涩北—西宁—兰州、沁南—长治—安阳、东海—上海和珠江三角洲LNG等输配气干线、接卸、集输设施。还将建设俄罗斯—中国油气集输干线和长江三角洲引进LNG等天然气接卸管网。
三、国内天然气利用现状
天然气销售主体为纵向一体化的四大国有油气公司(中国石油集团、中国石化集团、中国海洋石油总公司和中国新星石油公司)。销售渠道则以公司所属的油气田企业为主，一般采用直供大型用户的方式进行销售，但对于城市用户则采用城市门站交气，城市内部的供气问题由城市天然气公司等二级分销商处理。
1、我国天然气利用状况
我国有许多天然气田和大量与油、煤层伴生的天然气资源，但长期以来由于种种原因，天然气的利用仅占全部能源比例的2%，全国人均拥有天然气不足20立方米，相对发达国家非常落后（英国人均拥有天然气1300立方米）。
中国是一个能源消费以煤炭为主且人口众多的发展中国家，煤烟型大气污染十分严重，根据联合国环境开发署对全球40个大气污染严重的城市的排序，北京、沈阳、西安、广州、上海等城市分别列2-21位不等。大力发展天然气工业无疑有利于环境和能源结构的改善。为改善环境，减少大气污染，提高人民生活质量，近年来城市民用气有了很大发展。目前北京、天津、重庆、成都、沈阳、郑州、西安等许多大中城市都用上了天然气，国际文化旅游名城敦煌，1998年开始使用天然气，1998年年底或1999年年初东海平湖油气田也将开始给我国最大的工业城市上海供应天然气。
天然气的消费就现状而言，目前，我国天然气主要用作能源和化工原材料，二者占天然气消费总量的比例分别为45%和55%。其中，化工及化肥用气占43.5％，油气开采自用气占25.9％，电力用气占12.7％，居民生活用气占10.9％，其他，如冶金、商业、天然气汽车用气量均很少。展望新世纪，社会对天然气需求量将会大幅度增长，一是人类对环境质量的要求高了，希望用洁净的能源取代污染较大的煤，使天然气在我国能源构成比中有所提升，预计从目前的2.1％到2020年提升至8％，就需要2000亿立方米天然气；二是国民经济发展，需要更多的天然气，按国民经济发展速度8％，其能源消费弹性系数为0.45计算，维持目前的天然气在能源中的构成比（2.1％），到2020年，也需要560亿立方米的气。基于这两个方面，就可见天然气的消费量将会大增。据专家预测，2020年我国对天然气的实际需要量将达1580亿立方米。其一是居民生活用气，按2020年城镇人口7.3亿计，民用气量将超过630亿立方米；其二是化肥、化工用气，预计2020年化肥产量达4000万吨，就需要用气230亿立方米，化工用原料气也要70亿立方米，合计超过300亿立方米；其三是天然气汽车用气，预计2020年，天然气汽车100万辆，年消费气量就需150亿立方米；其四是天然气发电用气，预计2020年气电占总发电量的5.6％（低于印度10.3％），需用气500亿立方米。就以上四项计，2020年我国消费量达1580亿立方米，而那时产气量只1000亿立方米，故跨入新世纪，我国天然气又会供不应求。在天然气利用上，要重视量的利用率，更要重视质（经济效益）的利用率。
2、我国天然气的利用率
我国1996年的天然气生产量为201亿立方米，其消费量为184.9亿立方米，天然气的利用率为91.9％；1997年天然气产量为223亿立方米，其消费量195.6亿立方米，天然气利用率为87.7％；1998年天然气产量231亿立方米，其消费量为205亿立方米，天然气利用率88.7％；近几年天然气产量大于消费量，改变了长期以来供不应求的被动局面。今后几年预计天然气产量增长率一般在10％左右，而消费量的增长率仍在5％左右徘徊。天然气产大于销的状况要维持多久？新世纪我国天然气利用状况又如何？
为了便于说明问题，我们将天然气市场按行政区域划分为七部分：
东北地区：黑龙江、辽宁、吉林
环渤海地区：北京、天津、河北、山东；
长江三角洲地区：上海、江苏、浙江
中南地区：湖北、湖南、安徽、河南
中部地区：陕西、山西、宁夏、内蒙、四川、重庆、云南、贵州
西部地区：新疆、青海、甘肃、西藏
南部地区：广东、广西、福建、海南、香港
从总体来看，我国现行天然气消费市场主要集中在中部（41%）、东北(19％)和南部地区（15％），主要用气省区则为川渝、香港、黑龙江和新疆，1998年这些省区天然气消费量就占全国天然气消费总量的66％，上述地区同时也也正是天然气的主要产区或临近主要产气区。预计到2000末随着陕京线下游市场用气的增长，环渤海地区也将成为天然气主要消费地之一，开始打破我国大然气产地为消拔地的历史格局。
1998年全国天然气分地区消费状况 单位：(亿立方米)
合计 东北 环渤海 长江三角洲 中南 中部 西部 南部
消费量 205.4 38.5 21.3 0.1 8.0 84.3 20.8 31.6
消费比例（%） 100.0 18.74 10.37 0.05 4.28 41.05 10.13 15.38
目前国家对天然气工业仍沿用计划经济下的“统配统销”管理模式，对天然气商品量实行计划配置。国家统一规定企业供气总量和向重点用户(大化肥、主要工业户和主要城市)的供气量。
四、国内及东北地区天然气需求分析
1、我国未来天然气需求分析
目前，国际、国内天然气开发生产趋势表明，经济的发展将带动能源需求的增长，日益提高的环保意识和标准将使天然气在能源构成中所占比例逐步提高，其增长速度快于其它能源，城市民用天然气将是近期国内增长最快、气价的承受能力较高的天然气利用项目，同时其他天然气开发利用项目也具有较高附加值和开发前景。东北地区天然气利用规划到2020年为407.0×108m3，其中黑龙江为166.2×108m3。
2000年至2010年我国天然气需求预测（能源弹性系数法）
年份 国民经济增长速度% 能源弹性系数 天然气占能源比例% 预测天然气需求量108m3/a
1998 8.8 2.18 223
2000 7.18 0.5 3.59 300
2010 6 0.4 7.17 1010
2015 6 0.3 10.08 1606
我国规划各部门天然气需求构成 (单位:%)
2000年 2005年 2010年 2015年
发电 4.3 23.2 30.6 33.9
化工 40.2 23.8 17.1 12.1
工业燃料 32.7 28.3 24 20.6
城市燃料 22.8 26.7 28.3 33.4
东北地区天然气利用规划 (单位: 108m3)
应用 2000年 2005年 2010年 2015年 2020年
黑龙江 8.3 56.2 111.0 149.5 166.2
吉林 3.6 35.7 104.7 114.6 135.8
辽宁 20.0 53.6 95.0 100.0 105.0
合计 31.9 145.5 310.7 364.1 407.0
东北地区不同行业天然气利用规划 (单位: 108m3)
2000年 2005年 2010年 2015年 2020年
发电 0.0 10.2 79.0 79.0 85.6
化工 19.4 50.5 77.3 86.6 105.4
工业燃料 4.6 65.7 102.5 106.6 116.6
城市燃气 7.9 19.3 51.9 91.9 99.3
合计 31.9 145.5 310.7 364.1 407.0
根据俄罗斯萨哈向中国供气项目分析，预计2005—2010年利用100×108m3 /a天然气项目投资额为316亿元，利用150×108m3 /a天然气项目投资额为456亿元。
2、我国天然气价格分析
为促进我国天然气工业的发展．近几年我国政府不断提高天然气价格，并且根据市场经济的特点，对不同用户采用不同的价格。
目前，我国重庆地区对用户实行综合结算价格。按井口气价计算，化肥用气为520元／千立方米，居民用气为685元／千立方米，商业用气为925元／千立方米，其他用气为645元／千立方米。
按井口气价计算，其他地区天然气价格为化肥用气480元／千立方米，居民用气580元／千立方米，商业用气830元／千立方米，其他用气690元／千立米，自销气口900元／千立方米，并允许在上下10％内进行浮动。
从近日召开的中国天然气工业国际研讨会上获悉，有关部门正在根据国情，借鉴国外经验，研究制定适合市场经济的天然气价格体系，由目前的国家定价为主，逐步过渡到以市场调节为主、行政干预为辅。
根据市场经济的特点，对不同的用户采用不同的价格。同时制定国内批发价格、最终消费价格、干线管道价格、生产者价格。
天然气市场可承受气价 (单位:元/m3)
用户价格 门站价格
发 电 0.67-0.98 0.67-0.98
化 工 0.69-0.84 0.69-0.84
工业燃料 0.76-1.01 0.71-0.96
城市燃气 1.15-1.50 0.75-1.10
对天然价格实行国家定价和计划指导价并存的管理模式，规定天然气价格由井口气价、净化费和管输费三部分组成。其中对井口气价实行计划内分类气价和自销部分加上下10％浮动气价，对管输费近几年开始实行“新线新价”政策，即允许供消企业双方协商定价。
据国家石油和化学工业局官员介绍，我国目前正处于由计划经济向市场经济的过渡时期，天然气价格管理形式为国家定价和计划指导价格并存，天然气价格由井口价、净化费和管输费三部分组成。
（1）井口价。井口价实行分类定价，具体分为化肥生产用气、居民用气、商业用气、其他用气四类，各类又分为计划价和自销价。由国家制定计划价和计划气量。根据类别和生产地区的不同，计划价在480元／千立方米至870元／千立方米。同时，国家对企业自销气价规定了900元／千立方米标准价，允许生产企业在10％的范围内浮动。
（2）净化费。净化费主要是对井口气进行脱硫、脱水、回收轻烃等处理的费用。这些费用按实际成本计算，并报国家计委核准。目前每立方米天然气净化费为0.05元左右。
（3）管输费。管输费=国家规定的管输运距×管输量。同时国家实行“新线新价”政策，以提高管输企业的生产经营积极性。目前老管线每立方米天然气平均管输价格约为0.0636元。
业内专家认为，建立适合市场经济的天然气价格体系，有利于促进中外企业在天然气勘探、开发及利用领域的多方位合作，有利于气田开发、管道建设和用气项目的同步建设，有利于进一步扩大天然气在发电和民用领域的应用，改变目前油气比例不协调的状况，提高天然气在全国能源结构中的比重。
五、发展天然气工业的对策及建议
1、以国内外两种资源为基础，强化输气管网及储气系统建设
加快开发利用国内天然气资源和适度引进国外天然气是21世纪我国天然气发展战略的基本内容。根据我国天然气资源产出规划和市场需求预测，2000年国产天然气基本可以满足市场需求但到2010年中需要进口天然气500亿立方米以补充供需缺口。
从国内来讲，重点考虑实施以新疆、青海、陕甘宁和川渝四大气区资源向东部及沿海地区供气的“西气东输”工程。供气方案的基本思路是“资源接替，分步实施”：第一步，实现川渝、陕甘宁天然气东输，开始启动湖北省和长江三角洲地区供气，启动东部市场；第二步，作为接替，柴达木天然气参与东输，进一步向长江三角洲等地区增加供气；第三步，新疆天然气参与东输，并逐步扩大东输规模，满足管道沿线及长江三角洲地区用气，到2010年向长江下游总供气能力达到190亿立方米。
为了保证国内供气的长期稳定和满足国内市场的远期需求增长，必须从国外引进天然气。通过调研，现已初步证实周边国家每年可联合向我国供气500亿立方米。同时应加强动态监测，扩大同天然气出口国的交往，以落实更多的气源。
在立足个国内资源、适度引进国外资源的基础上还应相应地加强规划和建设全国天然气管网。按照上述规划，到2010年，我国天然气管网将覆益21个省市自治区，全国的主要油气田将通过管网联成一体，同时还可通过跨国管道与欧洲国际管网相连。
值得一提的是，储气系统是管道建设必不可少的设施之一，因尚没有大型天然气地下储气库，天然气需求峰谷差无法调节，因此，必须加速地下储气库的选址和研究工作，在管道建设的同时，同步建设相应的储气系统，以保证供气的稳定和安全。
2、规范政府行为，改革天然气工业的管理体制
要改变传统的计划经济管理体制，充分发挥市场机制在宏观经济调控中的基础作用。政府应尽快谈化对天然气生产企业的直接计划管理，用天然气供需合同契约关系取代政府对天然气商品的计划分配。改革现行的油气混合的管理体制，建议在重组后的石油天然气集团公司和石油化工集团公司内，分别设立天然气勘探开发事业部，分别负责其管辖范围内的天然气的勘探开发和利用，并在此基础上成立全国性的天然气研究和开发中心，统一制定我国的天然气勘探开发战略规划、天然气科学研究计划和综合利用规划，负责天然气的科学研究及天然气的资源评价和远景预测，指导天然气的勘探开发工作，以促进天然气工业的发展。
在天然气商品量配置方面，应逐步形成天然气生产、分配的市场需求导向。具体来说，可以考虑由逐步扩大自销气比例，过渡到只规定企业外供气总量，直到最后放开气量控制；同时对化肥生产企业等国家重点企业采用国家定货手段来保证其需求得到满足。在天然气价格制定方面，应建立以市场机制为主，国家宏观调控的价格体系。可以根据企业自销气提供的价格信号制定中准气价，并规定在一定范围内浮动，同时调整或取消现行的结构气价，最终过渡到供用企业双方协商定价的管理模式。
要进一步加快天然气工业企业建立现代企业制度的步伐。建议政府采取有效措施，制定优惠政策，努力帮助天然气生产企业和用户企业建立现代企业制度，使其尽快走向市场。此外，还应做好协调服务工作，气田及周边各省市地方政府，应把支持天然气工业发展作为振兴地方经济的一项重大战略措施，纳入政府日常工作议程，切实抓好，协调关系，提供行政法律保障，扶持其发展。
3、建立天然气储量市场
应积极推进天然气储量的商品化，即对已探明的有较好经济开采价值的储量进行计算量化，核定出天然气储量的基本价格和级差地租，然后再在全国范围内进行区块招标。这样做既可以解决勘探资金难以回收的问题，又可以缓解开发资金短缺的问题，从而使气田得到及时开发。对开采企业而言，在储量市场上购买可采储量，其天然气成本费用中就包括了以储量价格形式反映出的全部勘探费用及利益，这对于我国天然气工业逐步走向良性循环有较大的推动作用。同时，开采企业在买到储量后，为了追求最大限度的盈利，又会合理安排气田开采，努力提高经济产量，设法延长气田的经济寿命，这样也达到了为国家多做贡献的目的。
4、完善“天然气上下游一体化”综合开发政策
天然气属气体商品，不同于煤炭、石油等能源物资，不能以原材料形式投放市场进行双向交易和再分配。天然气工业具有上、中、下游紧密相连的关系，任何一个环节的失调，都将会影响整体的发展，天然气上下游协调发展是天然气发展和获得最大经济效益的前提。我国目前天然气储量增长相对较快，但由于资源从探明到开发，一般周期都超过5年，而开发利用又可能因资源远离用户、下游基础设施建设缺乏资金等因素，进一步拉大勘探和开发的距离，造成储采比上升快，产量增长慢。下游利用不落实的状况，反过来又制约了上游工程的发展并造成探明资源的积压。因此，必须充分认识到，对于天然气的开发利用来说，用户和市场是根本。在储量落实的前提下，市场如何，在什么地方有市场，在什么时候形成多大的市场，是天然气利用的关键问题。目前，除了西部天然气主要产区应相应发展天然气工业外，东部及东南沿海地区经济发达，人口密集，环境污染较严重，能源资源相对缺乏，对价格的承受能力较高，开拓天然气利用市场有良好的前景。随着天然气输气管道的联网，走天然气联合经营之路越来越需要天然气产运销各个部门紧密配合。为了促进天然气的勘探、开发和利用，避免不必要的资源浪费和资金积压，必须充分认识天然气工业的特性，从勘探区域的选择，产能和集输管网系统的建设，直至下游的综合利用，实行合理的统一规划部署，充分考虑国情和经济区的布局，解决天然气市场供求地域性矛盾。只有这样，才能加速天然气工业的发展，取得最佳的经济效益。
5、认真研究天然气价格，建立合理的价格
制定天然气价格体系，对我国天然气工业的发展至关重要。天然气价格是制约天然气市场开发的一个关键性问题。以什么原则确定天然气价格，反映天然气的真实价值，关系到天然气利用的健康发展。气价过高，用户承担不了，市场难以扩大，气价太低，勘探开发企业出现亏损，也难以为继。因此，天然气价格的确定，既要考虑到人民消费水平和用户的承受能力，也要兼顾天然气勘探开发企业扩大再生产的需要。无论天然气勘探开发企业，还是下游用户企业，都要加强内部管理，大力降低成本，这样才能达成供求双方都能接受的价格，促进天然气的开发利用。给企业决策权，发挥价格在经济杠杆在供求关系中的作用。
能否制定一个灵活的适应市场变化的天然气价格体系，打破制约天然气市场发展的瓶颈，应该成为有关部门关注的问题。综合我国和世界上其他国家天然气价格问题的研究成果，就定价原则而言，大致可归纳为5种：(1)完全成本原则，(2)比价合理原则，(3)长期边际成本定价原则，(4)平均利润原则，（5）供求平衡原则。多年来，我国研究人员提出过一些天然气定价模型和实施预案，但由于受计划体制的制约而无法实行。应该说，发展社会主义市场经济为从根本上解决天然气价格问题提供了有利条件。综观世界各国，虽然天然气定价方法众多，但有两点是共同的，一是天然气价格与替代能源挂钩。与替代能源保持一定的比价水平(机会成本)，这是制定天然气价格应遵循的首要原则；二是天然气价格要反映市场的供求关系，其价格体系是一个动态变化体系。我国天然气价格定得过死，我们必须改变天然气价格以不变应万变的状态，根据市场变化，灵活调节气价。
6、加大科技含量，扩大对外台作
从天然气的勘探、开发到天然气的净化、输送，无不渗透着科技的力量。每当一项新技术、新成果、新工艺在生产中得到运用，就会对天然气工业的发展产生巨大的影响，高分辨率地震技术应用于气藏研究，在天然气勘探开发中大显神威。运用气藏描述和数值模拟技术，对气田进行前期评价，缩短了开发周期。原来的低渗透气田，由于采用酸化压裂和加砂新技术，见到了明显的增产效果。可以说，科技在天然气发展的各个阶段和各个环节都发挥着强大的作用。今后，也只有加强天然气科技攻关，不断学习国外在天然气勘探、开发和利用方面的先进技术和经验，才能逐步缩小我国与国际先进水平差距。
为加快我国天然气工业的发展，还应扩大对外合作。一方面，可选择适当的区块对外开放，包括对有资源勘探前景的区块和未动用天然气探明储量区块等进行国际招标，实行上下游一体化开发，以更好利用外资，更好地了解和掌握国外先进技术与管理方法。另一方面，为满足国民经济对天然气的需要，我们还应加强研究如何合理地利用国外天然气资源的问题，包括与国外合作建设跨国输气管道，引进国外管道天然气资源以及在我国东南沿诲地区引进液化天然气等问题，以尽快改善我国能源消费结构，更有利地促进经济发展。可以有三种形式：一是参与俄罗斯、土库曼斯坦等临近国家天然气勘探开发活动，按国际惯例，分享成果；二是从俄罗斯、土库曼斯坦等国引进天然气；三是从中东、东南亚地区进口LNG。
7、完善天然气法规及实施办法
一段时间以来，由于天然气生产企业与地方在天然气利益问题上存在分歧和矛盾，天然气生产企业的负担被加重，甚至野外作业受到阻拦，天然气管线遭到破坏，直接影响和干扰了天然气生产的正常秩序。要从根本上解决这个“老大难”问题，一方面，可以用市场经济的办法去疏导，采用天然气生产企业与地方合作开发、合资开发、股份合作等组织形式，达到企业与地方经济协同发展的目的，另一方面，还必须完善天然气法规，坚决维护国家《矿产资源法》的权威，制定出《天然气管道保护条例》等法规的实施细则，使天然气勘探开发和生产经营有法可依，依法办事，有序竞争。
天然气市场法规体系，主要应包括市场交易主体管理规章，市场交易客体(天然气质量、计量、定价和结算等)规定，市场交易方式、程序和对不正当竞争的限制，以及合同订立、监督和仲裁等管理制度。应通过建立健全市场法规体系，打破地区、部门分割和行业垄断，保护天然气供用双方的合法权益。
在天然气供应合同的订立方面，国际上广泛采用“照付不议”的合同形式，其特点是在供用双方间建立无条件的合同安排，即按合同规定对天然气的支付是无条件的，无论用户是否使用这种产品，必须按合同全部兑现。“照付不议”合同通过约束供用双方行为，最大限度地避免了天然气的供应风险和市场风险。崖13—1气田供香港天然气的供用合同即采用此类形式。这种合同形式值得借鉴和推广。
8、大力开拓用气新领域
以天然气管道(网)为依托，不断强化市场开发力度。进行长期的市场需求和价格预测研究，及时提供市场决策依据，细分消费市场，结合自身特点选择目标用户，对现有和潜在用户进行跟踪调查，以及时把握住其消费增量和向现实需求的转型；树立产品形象和企业信誉，强化服务意识、树立竞争观念，采用与地方合资、合作等多种联盟形式，充分发挥供气企业和地方企业优势，促进新市场的开拓。
加强天然气开发利用研究，扩大天然气消费领域。天然气是一种高效而且经济的能源，被广泛应用于化工、发电、民用、汽车和金属、纸张、陶瓷、玻璃等制造过程，同时也可用于食品加工及控制污染的工业中。目前世界许多国家都开始利用天然气制造新型且高质量的产品，因而积极推进天然气利用研究、不断扩大天然气消费领域，必将带动天然气市场需求的增长。
天然气市场的开拓与发展在相当程度上取决于一个国家的经济发达程度和对环境质量的要求。但我们不能等到国家经济发展到一定程度再去发展天然气市场，相反我们应从实现可持续发展战略：调整能源结构，改善环境的高度出发，开拓用气新领域，积极创造条件，促进天然气市场的进一步发展。
在天然气发电、天然气汽车、天然气空调等方面开拓用气新领域，是一个重要举措，这其中应首推天然气发电。目前世界电力生产燃料中，12％为天然气，而我国煤炭占92％，石油占6％，天然气只占1％，有很大差距。随着我国经济发展程度的不断提高和天然气价格的逐步到位，进行天然气发电的条件已日渐成熟。根据我国资源及综合财力状况，我国的能源结构在短期内不可能按照西方发达国家的模式，由以煤炭为主全面转变为以油气为主，只能按照我国各地区的资源状况及经济发展程度，分地区因地制宜地制定能源发展战略。对具备天然气使用条件的大中城市，可优先考虑适度发展天然气发电。就陕京线终端北京市而言。天然气发电就有着巨大的潜力。据统计，目前北京市年耗煤量达2800多万吨，是世界上燃煤最多的首都。冬季采暖期间造成的空气污染要比非采暖期高近5倍。在北京市城市燃料结构中，煤占60％以上，气体燃料占不到5％。燃料结构的不合理，使市民生活质量难以得到根本改善，导致首都大气污染十分严重。在北京利用天然气发电，既能为北京增加新的电力资源，又能解决天然气消费出路问题。去年以来，已有美国纳科能源公司、阿莫科公司和德国西门子等5家外国公司对北京的天然气发电产生了极大兴趣，愿意以全资建设等多种方式进行合作。据田纳科提供的方案，建设一座发电量50—100万千瓦的天然气发电厂，每年的用气量约5—20亿立方米。
六、结论及认识
根据“油气并举”的发展方向，天然气作为股份公司的一个新的经济增长点，在天然气勘探、开发、利用上要全面实施降低成本战略，生产、经营、利用上下游一体化战略，向科技要效益战略。
1、开发天然气市场，挖掘市场的潜力，加强市场调查，搞好供需平衡，发展天然气利用新产业。
2、建立专业化天然气经营管理队伍，进一步减员增效，实现产、供销一体化经营。
3、提高天然气处理设备利用率，降低自耗率，提高轻烃回收量，降低天然气处理成本。
4、加大勘探开发投资力度和科研攻关力度，降低天然气直接生产成本。
5、取消天然气价格双轨制，建立新的价格体系，对不同区块、不同季节天然气的生产成本进行严格测算。
6、天然气销售借鉴国外管理模式，采用“照付不议”的合同形式。
7、优化调整天然气集输管网，扩大储气库的处理能力，进一步缓解季节用气的变化，提高天然气利用率。
8、作好引进俄罗斯天然气的各项准备工作，加强天然气化工、汽车、发电等项目的前期论证和准备工作，储备天然气利用项目。
1、世界天然气工业发展的总趋势
自90年代早期以来，天然气工业的增长第二次进入停滞。这一情况主要是由于独联体国家产量的急剧下降所致。1996年在这一地区观察到的产量下降的停止在1997年并没有重复。这一情况下隐伏着许多因素。于是总的经济状态和俄罗斯消费的下降，欧洲进口的下降，亚姆堡协议的中止和从土库曼斯坦进口到其它共和国的中止，解释了这一发展。较温和的气候条件也推动了欧洲产量的下降。
在其它地理区域较高的产量仅仅补偿着这些减少。这些前中央计划经济的国家重新看到它们占世界产量份额的衰减，仅占世界产量的31.1%。这种情况已经导致一个经济区域的崩溃，甚至更有利于工业化的国家，它们占市场产量的44.2％。然而，这一变化可能归于暂时性的因素。只具有世界储量1l％的工业化国家最终将看到它们所占世界产量份额的减少。
在1998年1月1日，世界天然气的证实储量估计为151964×109m3或大约为136.8×109m3油当量吨，比1997年的数字高0.8％。在1998年1月1日海上天然气证实储量达到43050×109m3，或占总储量的28.3％。
现在世界范围内有36个国家具有重新投入的活动，而在1980年只有20个国家。这一活动的发展正在加速，而这些重新投入的强度显示出持续的增长。今天，它们代表着总的天然气产量的11.5％，而1980年是6％。
在世界级别上，天然气产量的利用速率很高(在1997年为84.3％)。世界10个首要的天然气生产者(俄罗斯、美国、加拿大、英国、荷兰、阿尔及利亚、印度尼西亚、乌兹别克斯坦、挪威和沙特阿拉伯)在1997年生产了1723×109m3天然气。它们占世界市场产量的75％。这10家主要的石油集团（皇家荷兰\壳牌集团、埃克森、莫比尔公司、阿莫克公司等）的地位是极其重要的，这些天然气公司是居优势的。
2、世界天然气市场销售
1997年市场销售的海上天然气产量增加5.6％，达到573×109m3。它占总产量的24.9％，而在1996年是23.6％。传统的生产者(美国和北海的产油国)占总量的59.6％，为341.7×109m3。
1997年国际天然气贸易(不包括独联体内部贸易)相当于439.5×109m3，高于1996年(427.3×109m3)2.9％。这一适度的增长几乎完全归结于油轮贸易的相当大的增长。因此，液化天然气贸易的增长在1997年急剧加速，出口达到112×109m3，高于1996年11.5％。
1997年独联体内部贸易也达到96.2×109m3的估计数字，把国际天然气贸易的总量升高到535.7×109m3。
在欧洲市场上，国际管道贸易明显地受气候条件的影响。因此，从加拿大出口到美国(4.1％)、从阿尔及利亚和挪威出口到欧洲(分别为16.4％和11.2％)的管道输气的明显增长仅仅补偿了俄罗斯的天然气（—5.4％）和荷兰的天然气(一14.4％)输送到欧洲的明显下降。
油轮贸易的上升主要可由卡塔尔开始输送液化气到日本，建立了马来西亚的出口来解释，还可以用阿尔及利亚液化设备安装的扩容来解释。纯的减少(一29.6％)也可以从现货或短期交易的市场数量来看到。
因此，世界贸易(不包括独联体内部贸易)现在计算为世界市场天然气产量的19.1％。液化天然气计算为世界范围贸易量的25.5％。
1997年，世界天然气工业遭受了独联体市场上消费暴跌的影响和在欧洲、北美的“母亲性质’的影响。然而，这些连带的因素的冲击被发展的市场的动力说所减轻。这样，世界天然气的消费量停滞在2298.3×109m3。
所有这些独联体国家疲软的经济结果，结合俄罗斯采用的一项新政策，设计出让停滞的天然气由无力偿付债务的顾客交付，引起该地区消费量的急剧下降，比1996年下降6.6％，比正常温度较温和的气候也降低了西欧市场上天然气的销售。在中欧，气候条件结合亚姆堡协议(俄罗斯天然气的进口)终止的影响，引起了这一地区天然气消费量下降7.7％。
其它顾客地区传来的好的结果有助于弥补这一减少。因此，除了北美适度增加1.1％外，良好的动态在亚洲、大洋洲(十7.3％)、中东(十7.3％)、拉丁美洲(十5.5％)和非洲(十3％)也可以看到。
1998年世界商品气总产量为2343.3×109m3，比1997年增加了46.9×109m3，同比增长2%。随着天然气产量的增加和市场的扩大，国际天然气贸易量也不断发展。1998年世界天然气总贸易量为450.2×109m3，占当年世界商品气总产量的19.2%。其中管输气为337.2×109m3，液化天然气为113.0×109m3，分别占世界天然气贸易量的74.9%和25.1%。迄今为止，世界已形成北美洲、欧洲和亚洲三大天然气市场。北美洲市场主要包括加拿大和美国，其中加拿大是净出口国，美国是净进口国；欧洲市场包括西欧、东欧和前苏联地区，其中中东、西欧的多数国家是天然气进口国，荷兰、挪威和俄罗斯是出口国。亚洲天然气市场主要包括印度尼西亚、马来西亚、日本、韩国等，其中印度尼西亚和马来西亚是出口国，日本和韩国是进口国。上述三大市场中，北美和欧洲市场几乎完全是管道天然气贸易；亚洲市场则完全为液化天然气贸易。另外，哥伦比亚与巴西之间的跨国天然气管道已经建成投产。智利、阿根廷也正在考虑建设跨国天然气管道，估计在不久的将来，世界将出现第四个天然气市场——南美洲天然气市场。
从美国、前苏联、俄罗斯、韩国以及其它天然气消费国天然气市场的发展历程，我们可以获得以下几点启示：
天然气市场发展早期、首先要解决市场发展方向问题，即在众多的可以利用天然气的领域中，选出首先需要发展的市场。国外的实践经验表明，由于各国天然气资源、经济发展水平以及能源消费结构的差异，早期天然气市场的发展方向相差较大。美、英等发达国家，由于煤制气十分发达，因此天然气工业发展初期，往往是首先用天然气逐步置换煤制气并最终取代煤制气，就是说首先发展民用市场。发展中国家，由于经济水平的限制，民用煤制气不发达，因而缺少相应的利用煤制气的基础设施，天然气发展初期，主要用于生产化肥和发电等。苏联天然气发展早期也是走的这条路线。莫斯科等城市的气化过程，也是首先改造城市电厂的燃料结构，用天然气代替煤炭和石油。
各国天然气消费构成中，工业部门，特别是电力工业的用气比例有不断上升的趋势。除了环境和社会效益的因素外，燃气—蒸汽联合循环发电技术具有较好的经济效益，是一个最重要的原因。
天然气市场的发展与天然气管道，包括输气干线和城市配气管网的建设密切相关。苏联的7年计划（1959-1965年）规定1965年天然气产量应达到1500×108m3，实际仅完成1277×108m3，产量指标未完成的主要原因，是城市配气管网建设滞后，天然气无法送到最终用户手中，气田不得不压产。日本也具有代表性。在日本，液化天然气接收终端很多，但天然气管道不发达，现已成为制约天然气市场进一步发展的瓶颈。
天然气工业发展早期，离不开政府的支持。俄罗斯、英国、韩国天然气工业发展早期，在投资和价格政策等方面，都向天然气倾斜，促进天然气市场的发展。
天然气利用技术不断发展。一方面，在老的应用领域，如民用领域，不断扩大应用范围，从早期主要用于饮食、热水，转变为大量用于供暖、制冷等，并相应地扩大消费量，另一方面，不断开辟新的市场，如交通运输业将推广应用天然气，预计天然气汽车将获得较大的发展，未来还将成为天然气火车、轮船和飞机的燃料。此外，天然气合成油（GTL）技术的发展，将为边远地区天然气资源的利用开路更为广阔的天地。
3、世界天然气的部门消费
在世界级别上，从1995年以来就已经涉及到部门的消费。工业部门拥有28.5％的份额，继续保持世界范围的天然气的主要用户的位置。它占550×106吨(与1995年的数字比较增加15×106吨)。1996年，尽管在美国发电部门中对天然气的需求减少，在这一部门中使用的气量规则地增加，达到487×106吨。
此外，受到低温和顾客数量增长的影响，民用部门世界范围的消费量增加至501×106吨，能源部门及作为原料使用分别占世界范围天然气消费量的15％和5％。
世界个各地区天然气消费构成情况表
国家和地区 发电 工业 化工原料 城市与商用 占能源比例
世界平均 26 43 5 26 23.2
北美 13 34 4 39 27.2
西欧 17 24 4 45 19.4
东欧 16 45 13 26
前苏联 36 44 4 16 50.9
中东 32 54 9 5 37.7
非洲 42 45 4 9 16.8
日本 70 29 1 11.2
东南亚 38 44 10 8
中国 15 16.8 50.8 17.4 2.1
世界能源利用结构
年份 能源需求量EJ 能源结构
煤/可再生能源及其他 石油 天然气
1994 375 38.8 40 21.2
2010 513 39.8 36.2 24.0
4、世界天然气价格趋势
在1996年，石油市场的销售在最后一个季度达到峰值的价格中急剧上升。这一趋势在1997年未能重演，该年见到了突然的市场逆转，市场原油价格在3月份跌至低于20美元／桶。考察年度平均值，布伦特原油的价格跌至低于1996年8％，稳定在19美元／桶，尽管1997年的需求稳定增长(2.1％)。
由于直接影响欧洲天然气价格的两种石油产品——汽油和重燃油，它们大体上追随着与原油价格相同的趋势。
日本进口的液化天然气的平均价格在达到超过4.2美元／百万英热单位的峰值以后持续跌落。在1997年，平均价格大约在4美元／百万英热单位，比上一年提高了7%。
在欧洲大陆，天然气指问石油产品(重燃油和汽油)的价格，在整个一年中平均的进口价格持续下跌。它逐渐地由一月份的2.9美元／百万英热单位跌至2.6—2.7美元／百万英热单位，设定的年度平均值2.7美元／百万英热单位比1996年低4%。在英国市场上，现贷气价(在巴克汤)记录为年度平均值2美元／万万英热单位，对照1996年是1.9美元／百万英热单位。
在美国市场上，年度平均值是进口价2.17美元／百万英热单位，比1996年高10%。这一水平与过去7年相比较是相当高的，当时价格围绕1.9美元／百万英热单位波动，除了1995年(1.506美元／百万英热单位)以外。
缠绕亚洲特别是独联体的经济困难将限制世界范围的销售天然气产量的增长。然而，在其它地区(拉丁美洲、西欧、非洲、中东)将有助于弥补这一下降。
6、世界天然气需求分析
世界天然气需求量（亿立方米）
地区/国家 2000 2005 2010 数量变化
经济合作和发展组织 12178 14160 16142 5381
美国 （6514） （7646） （8213）
欧洲 （3398） （4248） （5380）
其他国家 （2266） （2266） （2549）
中国/东欧 1416 1699 1982 849
前苏联 5947 6230 6230 283
石油输出国组织 1982 2549 3398 1699
拉丁美洲/其他国家 2832 3965 5098 3399
总计 24355 28603 32850 11611
世界天然气需求量（亿立方米）
部门 2000 2005 2010 数量变化
民用/商业用 3483 3625 3681 566
工业用 10705 11611 12687 2917
发电用 6230 8799 11554 6456
其他 3937 4588 4928 1671
合计 24355 28603 32850 11611
二、国内天然气开发生产现状
新中国成立后，我国天然气工业有了较快的发展，先后在19个盆地发现了270多个气田(藏)，形成了年产200亿立方米以上的天然气生产能力，天然气利用领域也不断扩大
1、我国天然气资源分析
我国天然气资源是比较丰富的。根据全国第二轮油气资源评价结果、全国天然气总资源量为38.04万亿立方米。其中陆上为29.9万亿立方米，近海为8.14万亿立方米。目前我国天然气资源的探明程度比较低，大约为5.89%，勘探潜力很大。中西部地区和近海海域天然气资源量约占全国天然气总资源量的80％，塔里木、四川、陕甘宁、东海、南海莺歌海—琼东南等盆地是主要富集区，勘探前景比较好。
四川盆地天然气资源量为7.357万亿立方米，已探明天然气地质储量为4707.38亿立方米，探明程度6.4%。塔里木盆地天然气资源量为8.3897万亿立方米，已探明天然气地质储量为1673.87亿立方米；鄂尔多斯盆地预测地质储量为3000亿立方米。准葛尔盆地探明资源量为1365亿立方米。柴达木盆地探明资源量为1400亿立方米。
近几年来，随着陕北气田及塔中、塔北、丘东、台南、东海平湖、东方1-1、乐东门和宝云亭等气田的相继发现，全国天然气探明储量有了较快增长，气层气和溶解气探明储量合计已超过6.4万亿立方米。
我国非常规天然气——煤层气资源也是丰富的。据测算，我国埋深2000m的浅煤层气资源量为30-35万亿立方米，接近全国天然气资源量。其中埋深小于1000m的煤层气资源量为6.4万亿立方米。国家石油化学工业局副局长陈耕在中国石油天然气国际专题会议上指出，我国要加速发展煤层气产业，加速对山西、安徽、陕西等煤层气的勘探开发，近期建成3-5个煤层气开发应用示范基地。
从资源量上看，天然气产量增长有保障。目前媒体报道的天然气资源量，只是1994年天然气资源评价时的众数，而且只是依据有机质生气，沉积盆地聚气的理论，对400多个盆地中的69个大型盆地的估算，其资源量就达38万亿立方米。这些资源主要分布在我国大陆的中部（占30.3％）、西部（占28.2％）、南海（占21.4％）。勘探高成本（埋深大于3500米）的资源量占58.4％；产能配套开发建设高成本（地理条件恶劣，远离经济发达区）的资源量占64％。
从探明储量上看，截至1998年年初，累积探明储量是2.64万亿立方米，其中气层气（非伴生气）为1.69万亿立方米，油田伴生气0.95万亿立米。前者主要分布在中部气区，后者主要分布在东部油田。
从可采储量上看，气层气已知的可采储量就有8052亿立方米（1998年初的剩余储量），主要分布在四川、陕甘宁、塔里木、莺歌海盆地，已知气田303个，其中储量大于300亿立方米的大型气田13个，而储量小于50亿立方米的小型气田就占240个。
综观我国天然气资源有三大特点：一是资源丰富，探明程度低（6.9％），故天然气前景大，预测从2001年到2020年，每年新增探明储量在1000亿立方米左右。二是天然气的储采比高，气层气的储采比已达51比1，远高于美国的8比1，也高于俄罗斯的20比1，故可大幅度提高天然气产量。三是天然气储量分散，大气田少，产能配套建设投资大，已探明的天然气储量分散在21个盆地中的303个气田及335个油田上，单个气田储量绝大多数（79％）小于50亿立方米；世界级大气田仅有三个，而且这三个大气田的地质地理条件差，如四川盆地川东石炭系大气田，埋深4000米，地形高差大，属隐蔽型气藏组合成的大气田；陕甘宁盆地长庆大气田，面积大，气层薄，单井产量小，属贫矿型；莺歌海盆地崖13—1大气田，距用气户较远，而海上气田成本又高于陆上气田。
从天然气资源的特点可知，我国天然气并非是低成本的气。根据资源量—储量—产量控制法，结合产能配套建设及输气管网化的实际状况，预计2001年的天然气产量可能接近300亿立方米，2010年可达600亿立方米，2020年可望达到1000亿立方米。
黑龙江省不仅有丰富的石油资源,而且有丰富的天然气资源，主要分布在大庆油区。截止1999年底，大庆油区累计探明天然气地质储量2703.02×108m3，控制地质储量308.28×108m3，累计动用可采储量2317.61×108m3，累计生产天然气713.96×108m3，剩余天然气开采储量454.58×108m3。
2、我国天然气生产情况
1949年我国天然气产量只有1000万立方米，1979年天然气产量突破100亿立方米。1990年超过了150亿立方米，1995年为174亿立方米，1997年天然气产量达到了223亿立方米。全国天然气产量统计表明，1997年四川盆地产气75亿立方米，约占全国天然气产量的33.6％，居全国第一位。南海崖13-1气田产量为36.7亿立方米，居第二位；大庆油田居第三位，产量为23.4亿立方米；辽河油田为15.5亿立方米，居第四位。
虽然我国天然气资源分布较广，但盆地储量动用程度和采出程度差异较大。由于下游基础设施建设滞后，“八五”以来产量增长与储量的增长不相适应，产量的商品率也一致较低。
3、我国天然气管网建设情况
目前我国有天然气输送管线约1.246万公里，其中管径大干426毫米的管线长约5700公里。
除四川和重庆地区外，其他地区输气干线均为产地到用户的管线，没有储存设施。四川气田建立了连接成都、重庆、自贡、泸州等大中城市的南北环形输气管网，为川、渝、云、贵四省市700多家骨干企业和几百万户居民供气。近几年来，国家比较重视天然气长输管道建设，先后建成陕西靖边—北京输气管道，陕西靖边—西安输气管道、陕西靖边—宁夏银川输气管道、中原—沧州、南海—香港及青海南八仙—甘肃敦煌输气管道，东海平湖油气田—上海的输气管道于1998年年底也将建成投产。这些长距离输气管道的建成投产，对我国天然气的利用将发挥重要作用。近期将重点建设西气东输管道：塔里木—上海、忠县—武汉、涩北—西宁—兰州、沁南—长治—安阳、东海—上海和珠江三角洲LNG等输配气干线、接卸、集输设施。还将建设俄罗斯—中国油气集输干线和长江三角洲引进LNG等天然气接卸管网。
三、国内天然气利用现状
天然气销售主体为纵向一体化的四大国有油气公司(中国石油集团、中国石化集团、中国海洋石油总公司和中国新星石油公司)。销售渠道则以公司所属的油气田企业为主，一般采用直供大型用户的方式进行销售，但对于城市用户则采用城市门站交气，城市内部的供气问题由城市天然气公司等二级分销商处理。
1、我国天然气利用状况
我国有许多天然气田和大量与油、煤层伴生的天然气资源，但长期以来由于种种原因，天然气的利用仅占全部能源比例的2%，全国人均拥有天然气不足20立方米，相对发达国家非常落后（英国人均拥有天然气1300立方米）。
中国是一个能源消费以煤炭为主且人口众多的发展中国家，煤烟型大气污染十分严重，根据联合国环境开发署对全球40个大气污染严重的城市的排序，北京、沈阳、西安、广州、上海等城市分别列2-21位不等。大力发展天然气工业无疑有利于环境和能源结构的改善。为改善环境，减少大气污染，提高人民生活质量，近年来城市民用气有了很大发展。目前北京、天津、重庆、成都、沈阳、郑州、西安等许多大中城市都用上了天然气，国际文化旅游名城敦煌，1998年开始使用天然气，1998年年底或1999年年初东海平湖油气田也将开始给我国最大的工业城市上海供应天然气。
天然气的消费就现状而言，目前，我国天然气主要用作能源和化工原材料，二者占天然气消费总量的比例分别为45%和55%。其中，化工及化肥用气占43.5％，油气开采自用气占25.9％，电力用气占12.7％，居民生活用气占10.9％，其他，如冶金、商业、天然气汽车用气量均很少。展望新世纪，社会对天然气需求量将会大幅度增长，一是人类对环境质量的要求高了，希望用洁净的能源取代污染较大的煤，使天然气在我国能源构成比中有所提升，预计从目前的2.1％到2020年提升至8％，就需要2000亿立方米天然气；二是国民经济发展，需要更多的天然气，按国民经济发展速度8％，其能源消费弹性系数为0.45计算，维持目前的天然气在能源中的构成比（2.1％），到2020年，也需要560亿立方米的气。基于这两个方面，就可见天然气的消费量将会大增。据专家预测，2020年我国对天然气的实际需要量将达1580亿立方米。其一是居民生活用气，按2020年城镇人口7.3亿计，民用气量将超过630亿立方米；其二是化肥、化工用气，预计2020年化肥产量达4000万吨，就需要用气230亿立方米，化工用原料气也要70亿立方米，合计超过300亿立方米；其三是天然气汽车用气，预计2020年，天然气汽车100万辆，年消费气量就需150亿立方米；其四是天然气发电用气，预计2020年气电占总发电量的5.6％（低于印度10.3％），需用气500亿立方米。就以上四项计，2020年我国消费量达1580亿立方米，而那时产气量只1000亿立方米，故跨入新世纪，我国天然气又会供不应求。在天然气利用上，要重视量的利用率，更要重视质（经济效益）的利用率。
2、我国天然气的利用率
我国1996年的天然气生产量为201亿立方米，其消费量为184.9亿立方米，天然气的利用率为91.9％；1997年天然气产量为223亿立方米，其消费量195.6亿立方米，天然气利用率为87.7％；1998年天然气产量231亿立方米，其消费量为205亿立方米，天然气利用率88.7％；近几年天然气产量大于消费量，改变了长期以来供不应求的被动局面。今后几年预计天然气产量增长率一般在10％左右，而消费量的增长率仍在5％左右徘徊。天然气产大于销的状况要维持多久？新世纪我国天然气利用状况又如何？
为了便于说明问题，我们将天然气市场按行政区域划分为七部分：
东北地区：黑龙江、辽宁、吉林
环渤海地区：北京、天津、河北、山东；
长江三角洲地区：上海、江苏、浙江
中南地区：湖北、湖南、安徽、河南
中部地区：陕西、山西、宁夏、内蒙、四川、重庆、云南、贵州
西部地区：新疆、青海、甘肃、西藏
南部地区：广东、广西、福建、海南、香港
从总体来看，我国现行天然气消费市场主要集中在中部（41%）、东北(19％)和南部地区（15％），主要用气省区则为川渝、香港、黑龙江和新疆，1998年这些省区天然气消费量就占全国天然气消费总量的66％，上述地区同时也也正是天然气的主要产区或临近主要产气区。预计到2000末随着陕京线下游市场用气的增长，环渤海地区也将成为天然气主要消费地之一，开始打破我国大然气产地为消拔地的历史格局。
1998年全国天然气分地区消费状况 单位：(亿立方米)
合计 东北 环渤海 长江三角洲 中南 中部 西部 南部
消费量 205.4 38.5 21.3 0.1 8.0 84.3 20.8 31.6
消费比例（%） 100.0 18.74 10.37 0.05 4.28 41.05 10.13 15.38
目前国家对天然气工业仍沿用计划经济下的“统配统销”管理模式，对天然气商品量实行计划配置。国家统一规定企业供气总量和向重点用户(大化肥、主要工业户和主要城市)的供气量。
四、国内及东北地区天然气需求分析
1、我国未来天然气需求分析
目前，国际、国内天然气开发生产趋势表明，经济的发展将带动能源需求的增长，日益提高的环保意识和标准将使天然气在能源构成中所占比例逐步提高，其增长速度快于其它能源，城市民用天然气将是近期国内增长最快、气价的承受能力较高的天然气利用项目，同时其他天然气开发利用项目也具有较高附加值和开发前景。东北地区天然气利用规划到2020年为407.0×108m3，其中黑龙江为166.2×108m3。
2000年至2010年我国天然气需求预测（能源弹性系数法）
年份 国民经济增长速度% 能源弹性系数 天然气占能源比例% 预测天然气需求量108m3/a
1998 8.8 2.18 223
2000 7.18 0.5 3.59 300
2010 6 0.4 7.17 1010
2015 6 0.3 10.08 1606
我国规划各部门天然气需求构成 (单位:%)
2000年 2005年 2010年 2015年
发电 4.3 23.2 30.6 33.9
化工 40.2 23.8 17.1 12.1
工业燃料 32.7 28.3 24 20.6
城市燃料 22.8 26.7 28.3 33.4
东北地区天然气利用规划 (单位: 108m3)
应用 2000年 2005年 2010年 2015年 2020年
黑龙江 8.3 56.2 111.0 149.5 166.2
吉林 3.6 35.7 104.7 114.6 135.8
辽宁 20.0 53.6 95.0 100.0 105.0
合计 31.9 145.5 310.7 364.1 407.0
东北地区不同行业天然气利用规划 (单位: 108m3)
2000年 2005年 2010年 2015年 2020年
发电 0.0 10.2 79.0 79.0 85.6
化工 19.4 50.5 77.3 86.6 105.4
工业燃料 4.6 65.7 102.5 106.6 116.6
城市燃气 7.9 19.3 51.9 91.9 99.3
合计 31.9 145.5 310.7 364.1 407.0
根据俄罗斯萨哈向中国供气项目分析，预计2005—2010年利用100×108m3 /a天然气项目投资额为316亿元，利用150×108m3 /a天然气项目投资额为456亿元。
2、我国天然气价格分析
为促进我国天然气工业的发展．近几年我国政府不断提高天然气价格，并且根据市场经济的特点，对不同用户采用不同的价格。
目前，我国重庆地区对用户实行综合结算价格。按井口气价计算，化肥用气为520元／千立方米，居民用气为685元／千立方米，商业用气为925元／千立方米，其他用气为645元／千立方米。
按井口气价计算，其他地区天然气价格为化肥用气480元／千立方米，居民用气580元／千立方米，商业用气830元／千立方米，其他用气690元／千立米，自销气口900元／千立方米，并允许在上下10％内进行浮动。
从近日召开的中国天然气工业国际研讨会上获悉，有关部门正在根据国情，借鉴国外经验，研究制定适合市场经济的天然气价格体系，由目前的国家定价为主，逐步过渡到以市场调节为主、行政干预为辅。
根据市场经济的特点，对不同的用户采用不同的价格。同时制定国内批发价格、最终消费价格、干线管道价格、生产者价格。
天然气市场可承受气价 (单位:元/m3)
用户价格 门站价格
发 电 0.67-0.98 0.67-0.98
化 工 0.69-0.84 0.69-0.84
工业燃料 0.76-1.01 0.71-0.96
城市燃气 1.15-1.50 0.75-1.10
对天然价格实行国家定价和计划指导价并存的管理模式，规定天然气价格由井口气价、净化费和管输费三部分组成。其中对井口气价实行计划内分类气价和自销部分加上下10％浮动气价，对管输费近几年开始实行“新线新价”政策，即允许供消企业双方协商定价。
据国家石油和化学工业局官员介绍，我国目前正处于由计划经济向市场经济的过渡时期，天然气价格管理形式为国家定价和计划指导价格并存，天然气价格由井口价、净化费和管输费三部分组成。
（1）井口价。井口价实行分类定价，具体分为化肥生产用气、居民用气、商业用气、其他用气四类，各类又分为计划价和自销价。由国家制定计划价和计划气量。根据类别和生产地区的不同，计划价在480元／千立方米至870元／千立方米。同时，国家对企业自销气价规定了900元／千立方米标准价，允许生产企业在10％的范围内浮动。
（2）净化费。净化费主要是对井口气进行脱硫、脱水、回收轻烃等处理的费用。这些费用按实际成本计算，并报国家计委核准。目前每立方米天然气净化费为0.05元左右。
（3）管输费。管输费=国家规定的管输运距×管输量。同时国家实行“新线新价”政策，以提高管输企业的生产经营积极性。目前老管线每立方米天然气平均管输价格约为0.0636元。
业内专家认为，建立适合市场经济的天然气价格体系，有利于促进中外企业在天然气勘探、开发及利用领域的多方位合作，有利于气田开发、管道建设和用气项目的同步建设，有利于进一步扩大天然气在发电和民用领域的应用，改变目前油气比例不协调的状况，提高天然气在全国能源结构中的比重。
五、发展天然气工业的对策及建议
1、以国内外两种资源为基础，强化输气管网及储气系统建设
加快开发利用国内天然气资源和适度引进国外天然气是21世纪我国天然气发展战略的基本内容。根据我国天然气资源产出规划和市场需求预测，2000年国产天然气基本可以满足市场需求但到2010年中需要进口天然气500亿立方米以补充供需缺口。
从国内来讲，重点考虑实施以新疆、青海、陕甘宁和川渝四大气区资源向东部及沿海地区供气的“西气东输”工程。供气方案的基本思路是“资源接替，分步实施”：第一步，实现川渝、陕甘宁天然气东输，开始启动湖北省和长江三角洲地区供气，启动东部市场；第二步，作为接替，柴达木天然气参与东输，进一步向长江三角洲等地区增加供气；第三步，新疆天然气参与东输，并逐步扩大东输规模，满足管道沿线及长江三角洲地区用气，到2010年向长江下游总供气能力达到190亿立方米。
为了保证国内供气的长期稳定和满足国内市场的远期需求增长，必须从国外引进天然气。通过调研，现已初步证实周边国家每年可联合向我国供气500亿立方米。同时应加强动态监测，扩大同天然气出口国的交往，以落实更多的气源。
在立足个国内资源、适度引进国外资源的基础上还应相应地加强规划和建设全国天然气管网。按照上述规划，到2010年，我国天然气管网将覆益21个省市自治区，全国的主要油气田将通过管网联成一体，同时还可通过跨国管道与欧洲国际管网相连。
值得一提的是，储气系统是管道建设必不可少的设施之一，因尚没有大型天然气地下储气库，天然气需求峰谷差无法调节，因此，必须加速地下储气库的选址和研究工作，在管道建设的同时，同步建设相应的储气系统，以保证供气的稳定和安全。
2、规范政府行为，改革天然气工业的管理体制
要改变传统的计划经济管理体制，充分发挥市场机制在宏观经济调控中的基础作用。政府应尽快谈化对天然气生产企业的直接计划管理，用天然气供需合同契约关系取代政府对天然气商品的计划分配。改革现行的油气混合的管理体制，建议在重组后的石油天然气集团公司和石油化工集团公司内，分别设立天然气勘探开发事业部，分别负责其管辖范围内的天然气的勘探开发和利用，并在此基础上成立全国性的天然气研究和开发中心，统一制定我国的天然气勘探开发战略规划、天然气科学研究计划和综合利用规划，负责天然气的科学研究及天然气的资源评价和远景预测，指导天然气的勘探开发工作，以促进天然气工业的发展。
在天然气商品量配置方面，应逐步形成天然气生产、分配的市场需求导向。具体来说，可以考虑由逐步扩大自销气比例，过渡到只规定企业外供气总量，直到最后放开气量控制；同时对化肥生产企业等国家重点企业采用国家定货手段来保证其需求得到满足。在天然气价格制定方面，应建立以市场机制为主，国家宏观调控的价格体系。可以根据企业自销气提供的价格信号制定中准气价，并规定在一定范围内浮动，同时调整或取消现行的结构气价，最终过渡到供用企业双方协商定价的管理模式。
要进一步加快天然气工业企业建立现代企业制度的步伐。建议政府采取有效措施，制定优惠政策，努力帮助天然气生产企业和用户企业建立现代企业制度，使其尽快走向市场。此外，还应做好协调服务工作，气田及周边各省市地方政府，应把支持天然气工业发展作为振兴地方经济的一项重大战略措施，纳入政府日常工作议程，切实抓好，协调关系，提供行政法律保障，扶持其发展。
3、建立天然气储量市场
应积极推进天然气储量的商品化，即对已探明的有较好经济开采价值的储量进行计算量化，核定出天然气储量的基本价格和级差地租，然后再在全国范围内进行区块招标。这样做既可以解决勘探资金难以回收的问题，又可以缓解开发资金短缺的问题，从而使气田得到及时开发。对开采企业而言，在储量市场上购买可采储量，其天然气成本费用中就包括了以储量价格形式反映出的全部勘探费用及利益，这对于我国天然气工业逐步走向良性循环有较大的推动作用。同时，开采企业在买到储量后，为了追求最大限度的盈利，又会合理安排气田开采，努力提高经济产量，设法延长气田的经济寿命，这样也达到了为国家多做贡献的目的。
4、完善“天然气上下游一体化”综合开发政策
天然气属气体商品，不同于煤炭、石油等能源物资，不能以原材料形式投放市场进行双向交易和再分配。天然气工业具有上、中、下游紧密相连的关系，任何一个环节的失调，都将会影响整体的发展，天然气上下游协调发展是天然气发展和获得最大经济效益的前提。我国目前天然气储量增长相对较快，但由于资源从探明到开发，一般周期都超过5年，而开发利用又可能因资源远离用户、下游基础设施建设缺乏资金等因素，进一步拉大勘探和开发的距离，造成储采比上升快，产量增长慢。下游利用不落实的状况，反过来又制约了上游工程的发展并造成探明资源的积压。因此，必须充分认识到，对于天然气的开发利用来说，用户和市场是根本。在储量落实的前提下，市场如何，在什么地方有市场，在什么时候形成多大的市场，是天然气利用的关键问题。目前，除了西部天然气主要产区应相应发展天然气工业外，东部及东南沿海地区经济发达，人口密集，环境污染较严重，能源资源相对缺乏，对价格的承受能力较高，开拓天然气利用市场有良好的前景。随着天然气输气管道的联网，走天然气联合经营之路越来越需要天然气产运销各个部门紧密配合。为了促进天然气的勘探、开发和利用，避免不必要的资源浪费和资金积压，必须充分认识天然气工业的特性，从勘探区域的选择，产能和集输管网系统的建设，直至下游的综合利用，实行合理的统一规划部署，充分考虑国情和经济区的布局，解决天然气市场供求地域性矛盾。只有这样，才能加速天然气工业的发展，取得最佳的经济效益。
5、认真研究天然气价格，建立合理的价格
制定天然气价格体系，对我国天然气工业的发展至关重要。天然气价格是制约天然气市场开发的一个关键性问题。以什么原则确定天然气价格，反映天然气的真实价值，关系到天然气利用的健康发展。气价过高，用户承担不了，市场难以扩大，气价太低，勘探开发企业出现亏损，也难以为继。因此，天然气价格的确定，既要考虑到人民消费水平和用户的承受能力，也要兼顾天然气勘探开发企业扩大再生产的需要。无论天然气勘探开发企业，还是下游用户企业，都要加强内部管理，大力降低成本，这样才能达成供求双方都能接受的价格，促进天然气的开发利用。给企业决策权，发挥价格在经济杠杆在供求关系中的作用。
能否制定一个灵活的适应市场变化的天然气价格体系，打破制约天然气市场发展的瓶颈，应该成为有关部门关注的问题。综合我国和世界上其他国家天然气价格问题的研究成果，就定价原则而言，大致可归纳为5种：(1)完全成本原则，(2)比价合理原则，(3)长期边际成本定价原则，(4)平均利润原则，（5）供求平衡原则。多年来，我国研究人员提出过一些天然气定价模型和实施预案，但由于受计划体制的制约而无法实行。应该说，发展社会主义市场经济为从根本上解决天然气价格问题提供了有利条件。综观世界各国，虽然天然气定价方法众多，但有两点是共同的，一是天然气价格与替代能源挂钩。与替代能源保持一定的比价水平(机会成本)，这是制定天然气价格应遵循的首要原则；二是天然气价格要反映市场的供求关系，其价格体系是一个动态变化体系。我国天然气价格定得过死，我们必须改变天然气价格以不变应万变的状态，根据市场变化，灵活调节气价。
6、加大科技含量，扩大对外台作
从天然气的勘探、开发到天然气的净化、输送，无不渗透着科技的力量。每当一项新技术、新成果、新工艺在生产中得到运用，就会对天然气工业的发展产生巨大的影响，高分辨率地震技术应用于气藏研究，在天然气勘探开发中大显神威。运用气藏描述和数值模拟技术，对气田进行前期评价，缩短了开发周期。原来的低渗透气田，由于采用酸化压裂和加砂新技术，见到了明显的增产效果。可以说，科技在天然气发展的各个阶段和各个环节都发挥着强大的作用。今后，也只有加强天然气科技攻关，不断学习国外在天然气勘探、开发和利用方面的先进技术和经验，才能逐步缩小我国与国际先进水平差距。
为加快我国天然气工业的发展，还应扩大对外合作。一方面，可选择适当的区块对外开放，包括对有资源勘探前景的区块和未动用天然气探明储量区块等进行国际招标，实行上下游一体化开发，以更好利用外资，更好地了解和掌握国外先进技术与管理方法。另一方面，为满足国民经济对天然气的需要，我们还应加强研究如何合理地利用国外天然气资源的问题，包括与国外合作建设跨国输气管道，引进国外管道天然气资源以及在我国东南沿诲地区引进液化天然气等问题，以尽快改善我国能源消费结构，更有利地促进经济发展。可以有三种形式：一是参与俄罗斯、土库曼斯坦等临近国家天然气勘探开发活动，按国际惯例，分享成果；二是从俄罗斯、土库曼斯坦等国引进天然气；三是从中东、东南亚地区进口LNG。
7、完善天然气法规及实施办法
一段时间以来，由于天然气生产企业与地方在天然气利益问题上存在分歧和矛盾，天然气生产企业的负担被加重，甚至野外作业受到阻拦，天然气管线遭到破坏，直接影响和干扰了天然气生产的正常秩序。要从根本上解决这个“老大难”问题，一方面，可以用市场经济的办法去疏导，采用天然气生产企业与地方合作开发、合资开发、股份合作等组织形式，达到企业与地方经济协同发展的目的，另一方面，还必须完善天然气法规，坚决维护国家《矿产资源法》的权威，制定出《天然气管道保护条例》等法规的实施细则，使天然气勘探开发和生产经营有法可依，依法办事，有序竞争。
天然气市场法规体系，主要应包括市场交易主体管理规章，市场交易客体(天然气质量、计量、定价和结算等)规定，市场交易方式、程序和对不正当竞争的限制，以及合同订立、监督和仲裁等管理制度。应通过建立健全市场法规体系，打破地区、部门分割和行业垄断，保护天然气供用双方的合法权益。
在天然气供应合同的订立方面，国际上广泛采用“照付不议”的合同形式，其特点是在供用双方间建立无条件的合同安排，即按合同规定对天然气的支付是无条件的，无论用户是否使用这种产品，必须按合同全部兑现。“照付不议”合同通过约束供用双方行为，最大限度地避免了天然气的供应风险和市场风险。崖13—1气田供香港天然气的供用合同即采用此类形式。这种合同形式值得借鉴和推广。
8、大力开拓用气新领域
以天然气管道(网)为依托，不断强化市场开发力度。进行长期的市场需求和价格预测研究，及时提供市场决策依据，细分消费市场，结合自身特点选择目标用户，对现有和潜在用户进行跟踪调查，以及时把握住其消费增量和向现实需求的转型；树立产品形象和企业信誉，强化服务意识、树立竞争观念，采用与地方合资、合作等多种联盟形式，充分发挥供气企业和地方企业优势，促进新市场的开拓。
加强天然气开发利用研究，扩大天然气消费领域。天然气是一种高效而且经济的能源，被广泛应用于化工、发电、民用、汽车和金属、纸张、陶瓷、玻璃等制造过程，同时也可用于食品加工及控制污染的工业中。目前世界许多国家都开始利用天然气制造新型且高质量的产品，因而积极推进天然气利用研究、不断扩大天然气消费领域，必将带动天然气市场需求的增长。
天然气市场的开拓与发展在相当程度上取决于一个国家的经济发达程度和对环境质量的要求。但我们不能等到国家经济发展到一定程度再去发展天然气市场，相反我们应从实现可持续发展战略：调整能源结构，改善环境的高度出发，开拓用气新领域，积极创造条件，促进天然气市场的进一步发展。
在天然气发电、天然气汽车、天然气空调等方面开拓用气新领域，是一个重要举措，这其中应首推天然气发电。目前世界电力生产燃料中，12％为天然气，而我国煤炭占92％，石油占6％，天然气只占1％，有很大差距。随着我国经济发展程度的不断提高和天然气价格的逐步到位，进行天然气发电的条件已日渐成熟。根据我国资源及综合财力状况，我国的能源结构在短期内不可能按照西方发达国家的模式，由以煤炭为主全面转变为以油气为主，只能按照我国各地区的资源状况及经济发展程度，分地区因地制宜地制定能源发展战略。对具备天然气使用条件的大中城市，可优先考虑适度发展天然气发电。就陕京线终端北京市而言。天然气发电就有着巨大的潜力。据统计，目前北京市年耗煤量达2800多万吨，是世界上燃煤最多的首都。冬季采暖期间造成的空气污染要比非采暖期高近5倍。在北京市城市燃料结构中，煤占60％以上，气体燃料占不到5％。燃料结构的不合理，使市民生活质量难以得到根本改善，导致首都大气污染十分严重。在北京利用天然气发电，既能为北京增加新的电力资源，又能解决天然气消费出路问题。去年以来，已有美国纳科能源公司、阿莫科公司和德国西门子等5家外国公司对北京的天然气发电产生了极大兴趣，愿意以全资建设等多种方式进行合作。据田纳科提供的方案，建设一座发电量50—100万千瓦的天然气发电厂，每年的用气量约5—20亿立方米。
六、结论及认识
根据“油气并举”的发展方向，天然气作为股份公司的一个新的经济增长点，在天然气勘探、开发、利用上要全面实施降低成本战略，生产、经营、利用上下游一体化战略，向科技要效益战略。
1、开发天然气市场，挖掘市场的潜力，加强市场调查，搞好供需平衡，发展天然气利用新产业。
2、建立专业化天然气经营管理队伍，进一步减员增效，实现产、供销一体化经营。
3、提高天然气处理设备利用率，降低自耗率，提高轻烃回收量，降低天然气处理成本。
4、加大勘探开发投资力度和科研攻关力度，降低天然气直接生产成本。
5、取消天然气价格双轨制，建立新的价格体系，对不同区块、不同季节天然气的生产成本进行严格测算。
6、天然气销售借鉴国外管理模式，采用“照付不议”的合同形式。
7、优化调整天然气集输管网，扩大储气库的处理能力，进一步缓解季节用气的变化，提高天然气利用率。
8、作好引进俄罗斯天然气的各项准备工作，加强天然气化工、汽车、发电等项目的前期论证和准备工作，储备天然气利用项目。
