2021河南天然气价格每立方米_河南工业天然气价格每立方米多少钱一方啊

1.2019年河南省城镇燃气管理条例

2.办理天然气需要什么资料

3.河南周口天然气公司的介绍

4.天然气安装怎么收费,收费标准是什么？

5.天然气消费情况怎么样？

6.中国天然气工业的发展现状

“最近家里取暖没事，但做饭的气不够用了”，12月7日，一位保定市民告诉记者，这种情况大概是从10天前开始，听说有关部门正在调气过来，但好像要一个月后才会好点。

入冬以来，天然气价格暴涨，LNG（液化天然气）价格持续上扬至历史新高，华北等地区的“气荒”现象此起彼伏，人们纷纷在问，中国的能源供应怎么了？

危急之下，中央有关部门重拳出手，在发改委组织各省份召开告诫会之后，环保部近日下发特急文件，提出“进入供暖季，凡属没有完工的项目或地方，继续沿用过去的燃煤取暖方式或其他替代方式”。

目前，政策效果已经初步显现，LNG市场开始小幅降温，来自行业机构的数据显示，12月6日的LNG全国标杆价格为7191元/吨，下跌0.73%。

多部门重拳出手，天然气价格迎拐点

12月7日，一封来自环保部《关于请做好散煤综合治理确保群众温暖过冬工作的函》的特急文件在网络流传。新京报记者从行业人士处确认了文件真实性。

该文件提出，以保障群众温暖过冬为第一原则，提出进入供暖季，凡属没有完工的项目或地方，继续沿用过去的燃煤取暖方式或其他替代方式。此前，文件中涉及的京津冀、河南、山东、陕西等城市今冬都在大幅度推进煤改气。

此番煤改气政策突然生变，源于近期天然气市场的异动。

12月1日，液化天然气挂牌价创出9400元/吨的历史新高，报价者是黑龙江大庆中瑞燃气公司。公开数据显示，大庆中瑞的挂牌价比11月30日猛涨了1400元/吨。

据卓创资讯数据统计，11月中旬以来，国内多个地区相继公布限气政策，缺气区域主要为陕西、河北、山东、河南等北方地区，天然气价格上调幅度约10%，个别地区上调幅度达15%。另外，华北地区LNG价格已在8000元/吨以上，涨幅超过60%，个别厂商报价高达9400元/吨，创历史新高。在媒体公开报道中，“气荒”一词频繁出现。

回溯近年状况，“气荒”并非首次出现。

就在2016年，由于遭遇严寒天气，北京的用气量急剧攀升，出现过一次短暂的“气荒”，不过最终有惊无险。然而，这一次，“气荒”动真格的了。

11月底，河北省决定启动全省天然气需求侧管理机制，11月28日零时起进入全省天然气供应Ⅱ级预警状态（橙色预警）。橙色预警为严重紧张状态预警，河北全省供需缺口达10%-20%，并对经济社会正常运行产生较大影响。

正是在天然气供应紧张的背景下，环保部下发了上述文件。事实上，近期发改委、商务部也对气荒问题比较关注。日前，各地发改委已经密集召开价格告诫会试图稳定天然气市场。

比如，山西公布，省价监局近日召开液化天然气价格法规政策提醒告诫会，会议提醒告诫各企业和相关社会组织要依法诚信经营，加强价格自律，提出“六不准”，如不得捏造散布涨价信息，不得滥用市场支配地位、不得达成垄断协议等。

随着多部门重拳出手，LNG价格开始应声回落。卓创数据显示，在12月1日创下7236元/吨的高点之后，LNG价格开始小幅回落，12月6日，全国LNG标杆价格下跌至7191元/吨。

突然冒出的煤改气增量

在此番气荒和国家政策出手背后，是国内天然气供应短期内出现不小缺口。

国家发改委数据显示，今年全国天然气消费量预计超过2300亿方，增量超过330亿方，同比增幅达到17%。这个增量和增幅，相当前5年年均增量的2倍以上，刷新我国天然气消费增量的历史，消费量呈现爆发式增长。

根据三大石油公司上报数据，今年，全国天然气总缺口超过113亿方，2021年缺口超过300亿方，届时，用气高峰时段每天的缺口可能就达到2亿方。

卓创资讯分析师刘广彬认为，价格的上调，一定程度上反映了国内天然气市场的供不应求。出现供不应求现状的主要矛盾是天然气上游供应不能够满足快速增长的下游需求。当然，目前国内天然气体制机制还不完善，恶性竞争以及垄断经营等问题时有发生，不排除各利益相关者博弈下导致的天然气供应短缺。

对于这一缺口，国内最大天然气供应商中石油已经早有预料。

据中石油提供的数据，今冬明春供应北京市、河北省的量为121.6亿方、50.2亿方，增幅分别为13.4%，57.9%。与去年相比，向河北省增加供应18.4亿方，主要用于锅炉煤改气、村村通改造和石家庄热电九期投产。向河北的天然气增加量占京津冀地区总体增量的55.2%。

但“煤改气”的快速推进还是超出了预期。

“之内的煤改气，基本可以得到天然气的保障，让人措手不及的是那些突然冒出来的煤改气增量”，中石油在发给记者的一份材料中表示，今年作为国家《大气污染防治行动》的目标年份，各地纷纷加大“煤改气”力度，提洁能源地位。为实现上述目标，北京、天津、石家庄等地就煤改气规定了量化指标，而地方煤改气的数量早已超过了量化指标。

2017年，河北省下达的煤改气为居民煤改气180万户，锅炉煤改气4500蒸吨。但实际情况是居民煤改气预计完成260万户，锅炉改造11700蒸吨。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，推行“煤改气”的主要立足点是减少环境污染，是实现雾霾治理、清洁发展、建设美丽中国的必然要求。“煤改气”的大方向是对的，而目前天然气的短缺则是当前必须克服的难题。

工业用户与居民用户“争气”

除了爆棚的煤改气，其他工业用户对天然气的“胃口”也在迅速攀升，如工业燃料和发电用气，今年的同比用量均超过过去3年的增量之和，出现了工业用户跟居民用户“争气”现象。

公开信息显示，天然气使用主要集中在城市燃气、发电、化工和工况企业四个领域。据中石油提供的数据，城市燃气行业同比增长13%，发电行业同比增长28%，化肥化工同比增长25%，工矿企业同比增长21%。

国家发改委数据显示，今年全国天然气消费量预计超过2300亿方，增量超过330亿方，同比增幅达到17%。这个增量和增幅，相当前5年年均增量的2倍以上，刷新了我国天然气消费增量的历史。

气荒暴露出来了储运设施设备（主要是管道和储气库）建设的短板。目前，我国的地下储气库有效工作气量还不到60亿方，仅占天然气消费总量的3%左右，而在一些天然气利用大国，这一比例普遍达到12%以上，如美国是16.8%，俄罗斯15.8%，德国27%，法国接近30%。

多家气田进入满负荷生产状态

天然气涨价潮此起彼伏，以至于被称为气荒，保利协鑫石油天然气集团董事长于宝东认为，这主要是受宏观经济趋稳向好、气价较低、大气污染防治力度加大、北方清洁供暖以及政策集中配套等因素影响，天然气消费显著回暖，进入冬季以来增速更快，致使我国天然气需求的增速大于天然气供应的增速，导致了一定程度的供不应求的局面。

因此，要维持天然气市场供需平衡和价格稳定，一个重要措施就是增加供给。

卓创分析师冯海城也认为，“在天然气消费需求保持旺盛的情况下，为了市场平衡稳定，增加供应就成了必须面对且需要解决的问题”。

中石油在发给新京报记者的一份材料中称，目前其管存及LNG罐存已达警戒线，为保障管网安全运行，保障辖区内的居民用气，中石油已经取多项措施。

目前，不少气田也步入了满负荷生产状态。12月3日，青海油田天然气日产量攀升至1870万立方米。涩北、东坪、马仙三大气田比去年同期提前10天进入满负荷生产状态。

LNG市场成为焦点

在加快产能释放的同时，跨地区调配天然气已经正在加速推进。

据记者从行业人士和油气企业了解的情况，目前气价大涨的地区主要集中在华北地区，南方省份由于在供暖需求上远不如北方地区，其市场较为稳定。

拥有涪陵页岩气等大型气源基地的中石化向新京报记者提供的材料显示，其正在积极与其他企业协调，加快管道互联互通，取串换、代输等多种手段解决地区供需矛盾。

金联创分析师左晨表示，“目前南北方价差拉大，南气北上已经可达河南、安徽、山东南部一带，长远来看对北方价格或造成牵制，后期价格或有回落。但考虑到整体供需依旧紧张，整体跌势不会太大”。

海外LNG的获取也进入公众视野。

中石油方面表示，一方面正派出多个商贸团队全球搜寻可靠的LNG现货，一方面积极与国沟通，避免出现减供、停供、无需下载等不确定性风险。

“中国高度重视天然气供应保障，积极支持企业在增加国内天然气生产的同时，多元化进口海外天然气”，商务部新闻发言人高峰12月7日在新闻发布会上这样表示。

由于当前国内油气体制限制原因，目前民营企业也将海外作为扩张目标。

保利协鑫石油天然气集团董事长于宝东表示，其在东非地区的埃塞-吉布提油气项目的基础设计已经全部完成，预计2018年具备全面开工建设的条件，“近期，受益于气价大涨的因素，埃塞-吉布提项目的长约销售协议谈判进展顺利，预计可于近期签署具有法律约束力的协议”。

一场持续蔓延的严重“气荒”，引起了有关部门及市场的广泛关注。11月中旬以来，国内多个地区相继公布限气政策，华北地区LNG价格涨幅超过60%；12月1日，液化天然气挂牌价创出9400元/吨的历史新高。

“气荒”及其带来的价格上涨，也给天然气价格市场化改革带来了新的课题和任务。这次气荒的成因是什么？谁能从中受益，谁受到的负面冲击最大？未来天然气供给可以取哪些措施来避免诸如此类的气荒？

气荒源自供需结构不平衡

目前我国天然气/LNG主要供给渠道有哪些？近几年来的供需结构是怎么样的？

刘广彬：国内天然气的主要供应渠道有两类：一是国内自产，二是国外进口。2017年1-10月份，我国天然气产量1212亿立方米，同比增长11.2%；天然气进口量722亿立方米，增长27.5%；天然气消费量1865亿立方米，增长18.7%。在天然气供应端，2017年整体涨势明显。

即使如此，面对快速增长的下游需求，特别是随着冬季暖季的来临，国内天然气市场出现明显的供不应求。中石油预估，整个冬季暖期，北方供应缺口约48亿立方米。

于宝东：目前我国天然气的主要供给渠道分为国产气、进口气两种。国产气已逐步形成常规、非常规的多元供气局面，进口气已形成管道气和LNG多渠道供应格局，进口国超过10个。近年来，随着我国天然气对外依存度不断上升，进口气的占比逐步上升。

供需结构方面，我国于2006年开始进口LNG，2009年底开始进口中亚管道气，2013年中缅天然气管道建成投产，标志着西北、西南进口天然气管道和海上LNG进口通道初步形成。整体看，目前国内的天然气供应以管道气为主。

今年的气荒，某种程度上说是不是这种供需结构下的必然结果？

刘广彬：目前，国内并没有新的进口管道投产，LNG接收站数量亦不多，天然气开短期内增长潜力有限，加之储气调峰设施建设不足，管网联通程度以及建设规模较小，面临较大的下游需求增速，天然气市场出现供应缺口也是必然。

于宝东：随着我国清洁能源政策的大力推行，天然气在一次能源中的占比不断增长，国内天然气产业发展的黄金十年已经到来，我们预计天然气将在2020年后逐步向供不应求转变。

下游终端用户受冲击较大

当前“气荒”在华北表现得特别严重，华北天然气市场主要的供应商是哪些企业？

于宝东：华北地区的天然气市场，主要的供应商以三桶油为主，在三桶油以外，还有不少第二梯队企业，例如京能、北京燃气、新奥等企业。当前，国家正在力促基础设施（LNG接收站和长输管网）向第三方准入，第二梯队企业为弥补缺少上游的先天劣势，积极参与三桶油混合所有制改革，正在基础设施领域抢滩布点。

刘广彬：天然气冬季供暖的主要地区是华北地区，主要气源供应商为中石油、中石化以及中海油等，其中以中石油西气东输以及陕京系统为主要气源来源。

随着气价上涨，哪类企业受益于气荒，哪类企业受到的负面冲击较大？

刘广彬：年内天然气需求的快速增长，很大程度上刺激各供应商的上游生产增产增效，同时天然气价格的上浮在一定程度上保证了这些企业的收益。而对于下游终端，首先，因价格上调导致成本上浮；另外，冬季供暖用气高峰期，部分地区工商业领域限制用气，天然气供应不足。

于宝东：随着气价上涨，我们认为受供需形势趋紧的影响，供应商将受益于气荒，下游终端用户将受到负面冲击较大，如果气价上涨过快，甚至可能会出现煤改气逆替代或者电代气的可能。

作为国内大型能源企业，协鑫受到的影响怎样？

于宝东：近期，受益于气价大涨的因素，协鑫的埃塞-吉布提项目的长约销售协议谈判进展顺利，预计可于近期签署具有法律约束力的HOA。但这是个双刃剑，协鑫国内天然气电厂的成本压力会上升。

加快建设储气调峰设施

近期出现的气荒问题，短期内如何解决？

刘广彬：短期来看，应加快中石化天津LNG接收站建设进度，快速投产进气；另外促进天然气管网的互联互通，使得南北东西天然气的合理调配。再者，尽快解决中亚天然气限供问题，保证这一主干渠道的气源供应。

于宝东：短期而言，可以利用综合政策手段解决供应短缺问题。其一，进一步推进价格的市场化改革，设计合适的市场激励机制，提高供给侧的积极性；其二，从雾霾治理角度出发，加大对于“煤改气”的补贴力度，在必要时候，可以牺牲一定程度的工业用气来满足居民需求。

中长期内如何解决气荒这一问题？

于宝东：对于中长期而言，建议加大油气行业改革力度，加大储备设施建设和管道建设，加快推进第三方行业准入机制，共同参与国家的能源保障。关于天然气价格形成机制，建议坚持“放开两头，管住中间”的改革路线，这样可以使得市场参与主体在充分竞争的环境下，公平计价，充分发挥市场调节的作用，有利于天然气行业的健康发展。

刘广彬：未来，应积极加快储气调峰设施建设，对储气库，提别是战略储气库的建设应尽快提上日程，各主要天然气消费地区，特别是季节峰谷差较大的北方供暖地区，应尽快完善天然气储备站建设。另外，积极推进天然气市场化机制改革，完善定价机制、管输制度等在内的天然气市场机制。

还是南方好，暖和。

2019年河南省城镇燃气管理条例

国内的天然气气源主要掌握在中石油、中石化、中海油这三大央企，国家发改委之前一直要求进行气价改革，成立了上海石油交易中心进行国内的油气平台交易，燃气企业自身的供量气指标预警后需要到平台进行拍价才能拿到增量气的用气指标。

平台拍下的气价远远高于企业正常的指标气价，这样就给燃气企业造成很大的压力。专门出台文件对农村“煤改气”用户实行气价补贴，不实行阶梯气价。所以燃气企业对农村“煤改气”都是在倒挂销售，也就是说在赔钱经营。

另外，京津冀地区的煤改气让华北地区的气量出现了严重紧缺，燃气企业在压减非居民气量后仍然缺口很大。国家环保部为了保证农村“煤改气”用户的平稳过冬，协调中石油、中石化等公司从南方地区进行气量调拨，以保证华北地区的供气稳定。

但今年由于南方天气比往年要冷，本身南方没有供暖，居民要想取暖只能通过空调、燃气暖炉等来进行，所以气量调拨北方后就造成南方城市就出现了用气紧张，诸如长沙等城市因为缩减CNG出租车气量导致出租车加气都排起了长队。

另外，由于天气原因，造成北方如曹妃甸港口的LNG货轮不能及时到港进行气化，进而导致LNG气价一路飞涨。

天然气的供需不足主要是集中在今冬明春，实际煤改气用户要远大于要求用户数量，所以才导致了天然气的供需出现不足。

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办理天然气需要什么资料

河南省城镇燃气管理条例(河南省城镇燃气管理办法)

　第一章总　则

　第一条为加强城镇燃气管理,保障燃气供应,

　规范燃气经营和使用行为,防止和减少燃气安全事故,保障公民生命、财产安全和社会公共安全,维护燃气经营企业和燃气用户的合法权益,促进燃气事业健康发展,根据《城镇燃气管理条例》和有关法律、法规规定,结合本省实际,制定本办法。

　第二条本办法所称燃气,是指作为燃料使用并符合一定要求的气体燃料,包括天然气(含煤层气)、液化石油气和人工煤气等。

　第三条本省行政区域内城镇燃气规划建设与应急保障、经营与服务、燃气使用、安全管理及相关管理活动,适用本办法。

　天然气、液化石油气的生产和进口,城市门站以外的天然气管道输送,燃气作为工业生产原料的使用,沼气、秸秆气的生产和使用,不适用本办法。

　第四条县级以上人民及其有关部门应当建立健全燃气安全监督管理制度,提高燃气管理水平,鼓励支持燃气科学技术研究,做好燃气管理法律、法规、规章和安全节约用气宣传普及工作,提高全民的燃气安全意识。

　第五条省人民住房城乡建设主管部门负责全省的燃气管理工作。

　县级以上人民住房城乡建设(城市管理、市政公用)主管部门负责本行政区域的燃气管理工作。

　县级以上人民发展改革、公安、环保、交通运输、工商、质监、安全监管、规划等有关部门,应当根据各自职责,做好燃气管理的有关工作。

　第二章规划建设与应急保障

　第六条县级以上人民燃气主管部门应当会同有关部门,依据国民经济和社会发展规划、土地利用总体规划、城乡规划、能源规划以及上一级燃气发展规划,组织编制本行政区域的燃气发展规划,报本级人民批准后组织实施,并报上一级人民燃气主管部门备案。

　燃气发展规划因经济社会发展确需修编的,应当按照原程序报送批准并备案。

　第七条城镇新区建设、旧区改造,应当按照城乡规划和燃气发展规划配套建设燃气设施或者预留燃气设施建设用地。

　预留的燃气设施建设用地,未经法定程序批准,不得改变用途。

　第八条燃气设施建设工程的勘察、设计、施工、监理等活动必须由具有相应资质等级的单位承担,并应当依法接受工程质量监督机构的监督,其中依法应当进行消防设计审核的,还应当经公安机关消防机构审核。

　第九条燃气设施建设工程竣工后,建设单位应当依法组织竣工验收,并自竣工验收合格之日起15日内将竣工验收情况报燃气主管部门备案。未经验收或者验收不合格的,不得交付使用。

　第十条县级以上人民应当建立健全燃气应急储备制度,组织编制燃气应急预案,取综合措施提高燃气应急保障能力。

　燃气供应严重短缺、供应中断等突发发生后,县级以上人民应当及时取动用储备、紧急调度等应急措施优先保障居民生活燃气供应,燃气经营企业以及其他有关单位和个人应当予以配合,承担相关应急任务。

　第三章经营与服务

　第十一条燃气经营实行许可证制度。

　从事管道燃气、瓶装燃气、燃气汽车加气等城镇燃气经营的企业及其设立的瓶装燃气供应站(点)必须依法取得燃气经营许可证后,方可从事燃气经营活动。

　禁止个人从事燃气经营活动。

　燃气经营企业取得燃气经营许可证后到工商行政管理部门依法办理登记手续。

　第十二条省辖市、县(市)人民或者其授权的燃气主管部门应当按照有关法律、法规规定,通过市场竞争机制,以招标投标方式选择管道燃气投资企业或者经营企业,并签订特许经营协议。特许经营协议应当明确特许经营内容、区域、范围、有效期限及服务标准等。

　管道燃气特许经营应当遵循公开、公平、公正和公共利益优先的原则。

　第十三条申请燃气经营许可证,应当向燃气主管部门提交下列材料:

　(一)燃气经营许可证申请表;

　(二)工商行政管理部门出具的名称预先核准通知书;

　(三)与其经营规模相适应的风险承担能力和赔付能力的证明材料;

　(四)企业主要负责人、安全生产管理人员的职务、职称、安全技能考核合格证书以及运行、维护和抢修人员经专业培训考核合格的证书;

　(五)经营场所和办公场所证明;

　(六)燃气工程项目规划、施工许可等批准文件和工程竣工验收文件等资料;

　(七)相关部门核发的建设工程消防验收法律文件、《压力容器使用证》、《压力管道使用登记证》、《气瓶充装许可证》、《防雷装置检测报告》、残液处置方案及措施(瓶装燃气经营企业);

　(八)供气协议书或者供气意向书;

　(九)燃气质量检测报告;

　(十)企业安全生产管理制度,安全技术岗位操作规程,事故应急抢险预案和抢险车辆及设备名录,企业服务规范等;

　(十一)法律、法规要求提供的其他材料。

　管道燃气经营企业除具备前款规定的条件外,还应当提供特许经营协议。

　燃气主管部门应当自受理申请之日起20个工作日内作出决定。不予许可的,应当书面向申请人说明理由。

　第十四条燃气经营许可证有效期为5年。需要延期的,燃气经营企业应当在许可证有效期届满30日前向原发证机关提出申请,经审查合格后换领新证。

　燃气经营企业分立、合并、中止经营,或者变更经营许可证载明内容的,应当在30日前向原核发部门提出申请并提交相关资料。经审查符合条件的,原核发部门应当依法予以办理。

　第十五条管道燃气经营企业应当设置用户服务电话和抢险抢修电话,并向社会公布。抢险抢修电话应当有专人每日24小时值班。

　第十六条管道燃气经营企业因管道施工、检修等非突发性原因确需降压或者暂停供气的,应当提前48小时将降压或者暂停供气及恢复供气的时间予以公告或者书面通知燃气用户。居民燃气用户恢复供气的时间不得安排在晚10时至次日早晨6时之间。

　因突发性原因造成降压或者暂停供气的,燃气经营企业应当在组织抢修的同时及时通知燃气用户,并尽快恢复供气。

　第十七条管道燃气经营企业应当每年至少对燃气用户免费进行一次入户安全检查,建立完整的检查档案。

　管道燃气经营企业对燃气用户实施安全检查前,应当事先书面告知燃气用户安全检查的日期,并在约定的时间上门检查。燃气经营企业因燃气用户的原因不能按通知或者约定时间入户安全检查的,燃气经营企业应当与燃气用户再次约定入户检查时间。

　管道燃气经营企业检查人员上门检查时应当主动出示有关证件,燃气用户可以拨打燃气经营企业的服务电话确认其身份。燃气用户应当对燃气经营企业入户检查予以配合,无正当理由不得拒绝。

　管道燃气经营企业应当将检查结果书面告知燃气用户,对燃气用户不遵守安全用气规定出现安全隐患的,应当提醒燃气用户整改,燃气用户应当及时进行整改;燃气用户不按规定落实整改可能造成安全事故的,燃气经营企业可以停止供气,并在隐患消除后24小时内恢复供气。

　第十八条燃气经营企业应当对其从事瓶装燃气送气服务的人员和车辆加强管理,并承担相应的责任。

　从事瓶装燃气充装活动,应当遵守法律、法规和国家标准有关气瓶充装的规定。

　第十九条瓶装燃气经营企业不得有下列行为:

　(一)擅自为非自有气瓶充装燃气;

　(二)销售未经许可的充装单位充装的瓶装燃气或者销售充装单位擅自为非自有气瓶充装的瓶装燃气;

　(三)对超过检验期限、检验不合格或者报废、改装的气瓶进行灌装;

　(四)用贮罐、槽车直接向气瓶充装燃气或者用气瓶相互倒灌燃气;

　(五)在不符合安全条件的场地存放已充装气瓶;

　(六)向未取得燃气经营许可证的单位或者个人提供用于经营的燃气;

　(七)法律、法规禁止的其他行为。

　第二十条燃气汽车加气站不得向未经使用登记或者与使用登记证不一致的车用气瓶加气,不得向车用气瓶以外的其他气瓶或者装置加气。

　第二十一条燃气经营企业应当建立健全燃气质量检测制度,确保供应的燃气质量符合国家标准。

　县级以上人民质监、工商行政管理、燃气主管等部门应当按照职责分工,依法加强对燃气质量的监督管理。

　第二十二条燃气销售价格应当根据购气成本、经营成本和当地经济社会发展水平合理确定并适时调整。县级以上人民价格主管部门确定和调整管道燃气销售价格,应当征求管道燃气用户、管道燃气经营企业和有关方面的意见。

　第二十三条县级以上人民燃气主管部门应当建立健全监督管理制度,对燃气经营企业的经营活动、服务情况、安全管理状况等进行监督检查,并定期组织实施企业安全服务质量考核评价,督促不符合要求的企业对存在问题进行限期整改。

　第四章燃气使用

　第二十四条管道燃气经营企业应当在批准的供气区域内向具备用气条件的单位和个人提供供气服务,并与燃气用户依法签订供用气合同,明确双方的权利和义务,保证安全稳定供气。对供气区域内符合用气条件的单位和个人,无正当理由,不得拒绝供气。

　燃气用户需要过户,变更名称、地址、燃气用途或者扩大用气范围以及停止使用燃气的,应当到燃气经营企业办理变更或者停用手续。

　第二十五条燃气经营企业应当按照核准的燃气价格、燃气计量装置的记录向燃气用户收取燃气使用费,并与燃气用户约定支付期限。

　燃气用户应当按照约定期限支付燃气费用。

　第二十六条为用户安装的用于贸易结算的燃气计量装置应当经过有资质的计量检定机构检定合格,并粘贴检定合格标识。民用燃气计量装置使用到规定年限后,由燃气经营企业负责更换,所需费用计入企业成本。

　用户对燃气计量装置准确度有异议的,可以向供气的管道燃气经营企业申请测试。经有资质的计量检测机构检定,燃气计量装置合格的,检定费用由申请方承担;不合格的,检定费用由被申请方承担,其多收取的费用应当及时返还。

　第二十七条燃气用户有权就燃气收费、服务等事项向燃气经营企业查询,燃气经营企业应当自收到申请之日起5个工作日内予以答复。

　燃气用户有权就燃气安全、供气质量、收费价格、服务质量等事项向县级以上人民价格主管部门、燃气主管部门以及其他有关部门进行投诉,有关部门应当自收到投诉之日起15个工作日内予以处理。

　第二十八条销售的燃气燃烧器具应当符合当地燃气使用要求,并经具备相应资质的检测机构对气源适配性进行检测。

　燃气主管部门应当定期向社会公布本行政区域内的燃气种类、气质成分以及与气源相适配燃气燃烧器具的产品目录等信息。

　第二十九条燃气燃烧器具的安装、维修应当符合国家有关标准。

　燃气燃烧器具安装维修企业不得安装不符合国家标准或者与气源不适配的燃气燃烧器具,不得维修达到报废年限的燃气燃烧器具。

　第三十条燃气用户及相关单位和个人不得盗用燃气。下列行为属于盗用燃气行为:

　(一)在供气企业或者其他单位、个人的供用气设施上擅自安装管线和设施用气的;

　(二)绕越用气计量装置用气的;

　(三)私自移动、改装、损坏、拆除法定燃气计量装置,使其少计量或者不计量的;

　(四)用其他方式盗用燃气的。

　第五章安全管理

　第三十一条燃气主管部门、安全监管部门、质监部门、公安机关消防机构等部门和单位应当根据各自职责,对燃气经营活动进行安全监督检查,发现燃气安全事故隐患的,应当立即组织人员查明情况,及时通知有关单位和个人排除燃气安全事故隐患。有关单位和个人应当予以配合。

　第三十二条燃气经营企业应当建立安全责任制,健全燃气安全保障体系,并对本单位的燃气设施定期进行安全评估,发现燃气安全事故隐患的,应当及时取措施消除隐患。

　第三十三条燃气经营企业应当告知燃气用户安全用气规则,指导燃气用户安全使用燃气,向燃气用户发放安全用气手册,检查燃气用户燃气使用场所的安全条件。

　第三十四条燃气用户应当遵守《城镇燃气管理条例》有关安全用气管理的规定,并遵守下列规定:

　(一)使用合格的燃气燃烧器具和气瓶;

　(二)按照国家有关标准和安全用气规则使用燃气,并按照使用说明书的要求正确使用燃气燃烧器具;

　(三)配合燃气经营企业进行安全检查、维修;

　(四)发现户内燃气设施安全隐患的,及时取相应措施。

　单位燃气用户应当落实安全管理制度,加强对燃气燃烧器具操作维护人员安全知识和技能的培训。管道燃气用户需要安装、改装、迁移、拆除户内燃气设施的,应当按照国家有关标准实施作业。

　第三十五条任何单位和个人不得侵占、毁坏和擅自拆除、移动燃气设施,不得毁损、覆盖、涂改、擅自拆除或者移动燃气设施安全警示标志。

　确因工程建设需要拆除、移动市政燃气设施的,应当由燃气经营企业制定改动方案,报县级以上人民燃气主管部门批准,并由燃气经营企业组织施工,所需费用由建设单位承担。

　第三十六条县级以上人民燃气主管部门应当会同有关部门制定燃气安全事故应急预案,明确应急指挥机构的组成、职责、应急处置程序、应急保障措施等内容,建立燃气事故统计分析制度,定期通报事故处理结果。

　燃气经营企业应当制定本单位燃气安全事故应急预案,配备应急人员和必要的应急装备、器材,并定期组织演练。

　第三十七条燃气安全事故发生后,燃气经营企业应当立即启动本单位燃气安全事故应急预案,组织抢险、抢修并立即向燃气主管部门报告。

　燃气安全事故发生后,燃气主管部门、安全监管部门和公安机关消防机构等有关部门和单位应当根据各自职责,立即取措施防止事故扩大,根据有关情况启动燃气安全事故应急预案。

　第三十八条燃气安全事故经调查确定为责任事故的,应当查明原因、明确责任,并依法予以追究。

　对燃气生产安全事故,依照国家和省有关生产安全事故报告和调查处理的规定进行报告和调查处理。

　第三十九条发生燃气泄漏等紧急情况,燃气经营企业必须取紧急避险措施的,公安机关应当支持燃气经营企业实施入户抢险、抢修作业,燃气用户必须予以配合。

　第四十条燃气事故抢修车辆应当有明显标志,并到当地公安交通管理部门办理交通通行手续。

　第六章法律责任

　第四十一条违反本办法规定,法律、法规已有处罚规定的,适用其规定;构成犯罪的,依法追究刑事责任。

　第四十二条违反本办法规定,燃气经营企业分立、合并、中止经营,或者燃气经营许可证载明的内容发生变更,燃气经营企业未在规定期限内报原审批机关申请办理相关手续的,由燃气主管部门责令限期改正;逾期不改正的,处1000元以上1万元以下罚款。

　第四十三条违反本办法规定,瓶装燃气经营企业有下列行为之一的,由燃气主管部门责令改正,并处1万元以下罚款;情节严重的,处1万元以上3万元以下罚款:

　(一)对超过检验期限、检验不合格或者报废、改装的气瓶进行灌装;

　(二)用贮罐、槽车直接向气瓶充装燃气或者用气瓶相互倒灌燃气;

　(三)在不符合安全条件的场地存放已充装气瓶;

　(四)法律、法规禁止的其他行为。

　第四十四条违反本办法规定,向未经使用登记、与使用登记证不一致的车用气瓶加气或者向车用气瓶以外的其他气瓶或者装置加气的,由燃气主管部门责令改正,并处5000元以上1万元以下罚款;情节严重的,处1万元以上3万元以下罚款。

　第四十五条违反本办法规定,燃气燃烧器具安装维修企业安装不符合国家标准或者与气源不适配的燃气燃烧器具,或者维修达到报废年限的燃气燃烧器具的,由燃气主管部门责令其限期改正;逾期不改正的,处每台1000元,但最高不超过3万元的罚款。

　第四十六条违反本办法规定,县级以上人民及其燃气主管部门和其他有关部门工作人员在燃气管理工作中玩忽职守、滥用职权、徇私舞弊的,对直接负责的主管人员和其他直接责任人员,依法给予处分;构成犯罪的,依法追究刑事责任。

　第七章附　则

　第四十七条农村的燃气管理参照本办法的规定执行。

　第四十八条本办法自2013年12月27日起施行。1999年3月20日省令第57号公布施行的《河南省燃气管理办法》同时废止。分送:各市、县人民,省人民各部门。

河南周口天然气公司的介绍

需要证件有：业主、房本或者购房合同、。

具体流程如下：

1、首先要具备安装条件

a、已购买合格的天然气专用灶具，且灶具放在户主家中（请自备灶具电池）。

b、已安装灶台，且灶台不能使用易燃材质，灶台孔已由灶台安装人员打好。

2、去营业柜台提交材料

a、带好业主(复印件1份)

b、房产证(购房合同或房款)

c、

3、报名安装

到物业服务中心填写《居民客户档案登记表》并签署《供用气协议》携所需证件到天然气综合服务大厅办理手续。报名后由燃气公司安排工程人员安装，并经验收合格后方可使用。

扩展资料

天然气主要用途是作燃料，可制造炭黑、化学药品和液化石油气，由天然气生产的丙烷、丁烷是现代工业的重要原料。天然气主要由气态低分子烃和非烃气体混合组成。

天然气每立方燃烧热值为8000大卡至8500大卡。每公斤液化气燃烧热值为11000大卡。气态液化气的比重为0.55。每立方液化气燃烧热值为25200大卡。每瓶液化气重14.5公斤，总计燃烧热值159500大卡，相当于20立方天然气的燃烧热值。

参考资料：

百度百科--天然气

天然气安装怎么收费,收费标准是什么？

亿星集团周口市天然气有限公司成立于2003年7月，是周口地区唯一一家承担城市天然气管网工程建设、输送，并致力于CNG、LNG天然气储运、销售为一体的专业化能源公司。下辖项城市天然气有限公司、西华县天然气有限公司、鹿邑县天然气有限公司、郸城县天然气有限公司等四个子公司，城市门站6座，CNG加气母站一座。现有员工420名，其中工程师70人，占比达到16%；专业技术人员120人，占比达30%。目前，已完成工程建设总投资8亿元，发展城市居民燃气用气11万户、工业公福用户1400余户，已建成高压管网165公里，中压管网1186公里，建成投入运营天然气汽车加气站8座，其它20座正在规划建设中，发展CNG双燃料汽车近7800辆。2011年，全年实现用气总量7200万立方米，2012年突破1亿方。

天然气消费情况怎么样？

核定新建居民普通住宅小区燃气工程安装收费最高标准为2150元/户，县（区）可在不超过2150元/户基础上核定。天然气新增用户燃气工程安装费用计入新建商品房开发成本，由燃气经营企业与开发商结算，不得再向购房户单独收取。

别墅及有特殊要求的城市居民用户、工业用户、商业用户天然气新增用户燃气工程安装收费标准，由燃气经营企业与开发商或用户根据实际建设安装工程造价或燃气使用额定流量双方协商确定。

扩展资料：

天然气新增用户燃气工程安装实行一次性折旧方式价外补偿。补偿的范围是指城市中压支管阀门与低压支管联接处（不含任何调压设备设施）以下部分，到用户灶前阀之间的一切设备设施，由设计、建设、安装和材料费用等构成。

各燃气经营企业应严格执行收费公示制度，将收费项目、收费标准、服务内容等通过各种方式向用户及社会公示，自觉接受社会和用户的监督。

池州市人民网-天然气新增用户燃气工程安装收费标准的通知

中国天然气工业的发展现状

从过去两年年均6%左右的增速，到今年上半年超过15%的高速增长，我国天然气消费实现华丽转身。专家认为，随着环保意识提升，煤改气、天然气分布式利用等应用不断深入，我国天然气消费正加速步入广阔蓝海。

　天然气消费呈现爆发式增长

中国城市人口的增长势必导致能源需求的继续扩大。在此背景下，天然气作为一种高效、低碳的能源，将是解决中国能源问题最合适的选择。

作为低碳能源，与煤、油等化石能源相比，天然气更加清洁高效；与可再生能源相比，天然气作为能源供应更加稳定，模式更加成熟。“十二五”期间，我国天然气消费年均增速为12.4%。天然气产业实现跨越式发展，年产量跃居世界第六位，在一次能源消费结构中占比由3%提升至6%。预计到“十三五”末，天然气在一次能源消费结构中占比提升至8.3%到10%。

可是在过去两年间，我国天然气消费市场发展遭遇波折。受到低油价、低煤价等替代效应冲击，2015年，我国天然气消费增速一度跌至十年低点，同比增长5.7%，2016年同比增长6.6%。

今年以来，我国天然气消费呈现爆发式增长。国家发展和改革委员会最新发布数据显示，2017年上半年，我国天然气消费量1146亿立方米，同比增长15.2%。

政策的发布也对未来天然气的使用创造了条件。国家发展改革委网站日前对外公布《关于推进天然气利用的意见》，提出加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域的大规模高效科学利用。

意见明确，逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，到2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右，地下储气库形成有效工作气量148亿立方米。

同时将深入推进天然气体制改革，着力破解影响天然气产业健康发展的体制机制障碍，发挥市场在天然气配置中的决定性作用。有序放开竞争性环节，鼓励各类资本进入天然气基础设施建设和利用领域，加快推进天然气价格市场化。

将北方地区冬季清洁取暖、工业和民用“煤改气”、天然气调峰发电、天然气分布式、天然气车船作为重点。重视天然气产业链上中下游协调，构建从气田开发、国际贸易、接收站接转、管道输配、储气调峰、现期货交易到终端利用各环节协调发展产业链，以市场化手段为主，做好供需平衡和调峰应急。各环节均要努力降低成本，确保终端用户获得实惠，增强天然气竞争力。

　　“煤改气”效果逐渐显现

专家认为，今年我国天然气消费高速增长，一方面得益于经济形势稳中向好，另一方面说明各地“煤改气”效果逐渐显现。

上海石油天然气交易中心副总经理付少华说，经济增长对整体天然气供需形势的影响是首位的。今年以来，经济平稳回升带动用气需求整体回升。同时，国家调控煤电政策落地，部分地区发电用气需求加快增长。另外，社会环保意识不断提升使得低碳清洁的天然气应用更加广泛。

为加快大气污染治理，近年来我国多地大力推进煤改气项目。“气代煤的项目正在全国大面积铺开，已经落实的项目正在发挥作用。”中国石油大学教授刘毅军说，煤改气项目从启动实施到落地需要一段时间周期，如今效果已初步显现。受煤改气需求推动，今年以来，河北天然气需求同比增长超过20%。

天然气需求大幅升温，销售企业感受贴切。我国东部地区一直是天然气需求高地。中石油天然气销售东部公司市场区域覆盖山东、河南、江苏、安徽、上海、浙江等地五省一市，市场占有率约65.4%，天然气年销量在中石油占比超过1/4。今年上半年，中石油天然气销售东部公司累计销售天然气198.65亿立方米，同比增加20.4%，完成了全年销售目标的56.3%。

目前，我国天然气在一次能源结构中占比大约7%，远低于国际平均水平。按照发展目标，到2020年，天然气在一次能源消费结构中占比力争达到10%左右，到2030年，力争提高到15%左右。

近年来，我国节能和能效技术不断进步，天然气利用效率大幅提升。依靠传统方式，天然气综合利用率仅有35%，上海迪士尼乐园和上海国家会展中心使用的天然气分布式冷热电联供系统，可将天然气综合利用效率分别提高至85.9%和88.42%。

“随着各种创新型应用模式涌现，天然气消费的春天已经到来。”王多宏说，煤改气、天然气发电和天然气分布式冷热电联供等应用模式不断深入，将推动我国天然气消费市场进一步升级。公司市场覆盖范围内的“五省一市”提出天然气发展规划，2020年天然气消费总量将达到1110亿立方米，比2016年增长114%，可见未来市场前景十分广阔。

　确立天然气价格改革方向

国际能源署最新发布的报告预测，未来五年，全球天然气需求增长90%来自发展中国家，其中中国占到40%。“目前天然气在我国一次能源消费中占比仅为7%左右，有的地方甚至不足2%至3%。数据显示，中国天然气市场空间还很大。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示。

从经济性角度考虑，我国天然气价格依然偏高。上海交通大学安泰管理学院经济系主任尹海涛说，天然气消费长期稳定的增长仍需要价格信号来引导。随着未来我国碳排放正式上线运行，燃煤、燃油的环保成本将大幅提升，清洁的天然气将更有市场。

一、天然气工业的特点

1.探明可储量稳步增长

2006年，全国累计探明天然气可储量为3.84万亿立方米，比2005年增长了10%。其中，中石油累计探明天然气可储量2.80万亿立方米，占当年全国探明可储量的73%;中石化0.72万亿立方米，占18.8%;中海油0.32万亿立方米，占8.2%。截至2006年底，全国剩余天然气可储量约为3.09万亿立方米，比2005年增加0.24万亿立方米，增长幅度约为8.4%。其中，中石油剩余天然气可储量为2.22万亿立方米，占全国剩余天然气可储量的71.8%;中石化0.61万亿立方米，占19.7%;中海油0.26万亿立方米，占8.4%

2006年，陆上天然气储量增长地区主要集中在塔里木和四川盆地等气区，海上天然气的储量增长海域集中在南海海域和渤海海域。天然气勘探不断取得新成果，尤其是在四川、新疆等我国天然气的主要产区，普光、塔里木气田等大气田的天然气储量有了较大幅度的增长，为我国天然气工业发展提供了更好的基础。

2.生产量和销售量持续上升

2006年，中国天然气工业产量为585.53亿立方米(其中包括地方产量10.67亿立方米)，比2005年增加86.03亿立方米，增长约17.2%。其中，中石油的天然气产量为442.12亿立方米，占全国天然气工业产量的75.5%;中石化、中海油的天然气产量分别为70.63亿立方米、62.11亿立方米，分别占全国总产量的12.1%和10.6%。在各气区中，四川气区天然气工业产量最大，超过150亿立方米，约占全国天然气产量的26%;塔里木气田开发能力提高，天然气工业产量突破100亿，达到110亿立方米，成为中国第二个产量超百亿的大气田，产量增长幅度高达94%，几乎翻了一番。

2006年，全国天然气销售量为491亿立方米，比2005年增长21.8%。其中，中石油的天然气销售量为370亿立方米，占全国天然气销售量的75%。中石油的天然气销售市场主要分布在西南、环渤海和长江三角洲地区。西南市场销售量最大，为143亿立方米，占全国天然气销售量的29%。销售量增长最快的是长江三角洲地区，天然气销售量达到75亿立方米，主要是由于西气东输。天然气市场的快速增长，从结构来看:天然气消费以城市燃气和化工(包括化肥)为主，两者占天然气销售量的3/4;增幅最大的是发电用气，天然气销售量47亿立方米，增幅接近100%，占总销售量的9.5%。

3.工程建设进展顺利，管网安全平稳运行

截至2006年底，全国天然气管道总长度约3.38万千米，其中管径大于426毫米的管道总长度为2.3万千米。中石油的天然气管道总长2.8万千米，占全国总量的80%。

2006年仍然是天然气管道建设的高峰期。全年管道建设的总长度为1600千米。主要包括深圳LNG项目外输管道和淮武联络线管道。深圳LNG项目外输管道是配套LNG接收站的外输管线，一期工程主要向广州、深圳、东莞及佛山等四城市和珠江三角洲地区发电用户供应天然气，全线长度385千米，主干线管径914毫米，设计压力9.2兆帕，2006年管线实现全线贯通竣工投产;淮武线为连接西气东输管线与忠武线的联络线，起于西气东输管线淮阳分输站，止于忠武线武汉末站，管道线路长454千米，管径610毫米，设计压力6.4兆帕。

与此同时，从提升现有管网输气能力、保障管网安全运行的角度出发，中石油还实施了西气东输和涩宁兰增输工程，建成了华北地区板808和828地下储气库。

在管道等基础设施不断完善的同时，2006年储运设施的运行相对比较平稳。西气东输、陕京线、忠武线、涩宁兰、崖港线等国家基干管道以及华北地下储气库全年安全平稳运行，实现了全年安全供气。

4.天然气市场开发工作取得丰硕成果

目前，中国6大气区天然气已实现了全面外输，天然气消费分布也逐渐由油气田周边向中东部转移。尤其是随着西气东输、陕京二线、忠武线、涩宁兰及联络线和深圳LNG项目建成的投产，新的市场区域大面积扩展，新的用户用气条件逐渐成熟。长江三角洲、珠江三角洲地区、两湖地区以及干线沿线省区，不断有新的气化城市增加，掀起了气化高潮。2006年天然气市场开发工作主要围绕西气东输管线、忠武管线、陕京线系统、冀宁联络线和引进LNG等市场展开。

西气东输工程的目标市场为管道沿线的河南、安徽和长江三角洲两省一市(上海、浙江、江苏)。2006年，西气东输管道合同用户均已用上天然气，全年天然气销售量为80.8亿立方米，为年用量的116%。尤其是发电用户的发电用气量大幅增长，全年用气量达到20亿立方米，长三角地区的电厂基本上处于高负荷运行状态。

忠武线的目标市场为两湖地区。2006年管道沿线城市相继实施了城市气化工程。截至2006年底，约有20个城市用上了天然气，全年天然气销售量达到9.1亿立方米。

深圳LNG项目的目标市场是珠江三角洲地区。项目于2006年6月投产后，广州、深圳、东莞和佛山四个主要城市以及管道沿线的部分中小城市用上了天然气，深圳、广州、惠州等地的电厂也相继使用天然气发电。深圳LNG项目全年实现天然气销售量5.8亿立方米。

除了以上重点开发的天然气市场外，陕京线系统的供气市场也在不断扩大，供气量不断增加，2006年销售量达到50亿立方米;冀宁线以及忠武线等联络管道也实现了向沿线地区部分城市供气。

5.天然气国际合作项目，或取得突破性进展，或正积极稳妥地推进

在中国的全力支持下，中国石油企业积极地寻求对外合作，稳妥地开展工作。在天然气引进方面，中国石油企业多线出击，取得了丰硕的成果。

(1)液化天然气项目取得突破性进展。

一是广东LNG项目投产。2006年6月28日，总投资290亿元的我国第一个进口液化天然气试点工程———广东LNG项目正式投产。项目一期规模370万吨/年。广东大鹏液化天然气有限公司和澳大利亚西北大陆架合营项目25年供应合同开始实施。

二是福建、上海LNG项目得到落实。福建LNG项目与印度尼西亚签署了购销协议。根据协议，从2009年年初起，印度尼西亚东固项目每年向福建省提供260万吨液化天然气。这标志着中海油和福建省在引进液化天然气、开拓国际能源供应渠道方面取得了重大突破。上海液化天然气有限责任公司与马来西亚液化天然气第三公司于2006年11月签署了《液化天然气购销合同》，合同期限为25年。根据协议，马来西亚将从2009年开始向上海供应液化天然气，数量自110万吨起逐年增加至2012年后的每年300万吨(约合40亿立方米天然气)。这标志着上海液化天然气项目开始启动。

(2)其他相关的天然气合作正在积极推进。

2006年3月，中国与土库曼斯坦签署了中土天然气管道总协议，中国每年从土库曼斯坦进口300亿立方米天然气，此前中国已与哈萨克斯坦签署了“关于联合开展哈萨克斯坦至中国天然气管道可行性研究的协议”。

2006年，中国三大石油公司与伊朗方面加强了合作。中海油与伊朗签署了一项新的谅解备忘录，旨在开发伊朗的北帕尔斯(NorthPars)天然气田，并建造生产液化天然气的相关装置。2006年12月，伊朗国家天然气出口公司宣布，每年将向中石油供应约300万吨液化天然气。此外，中石化在伊朗有一个更为庞大的，开发和进口包括石油和天然气在内的。

此外，中俄双方正在共同推动中俄两国已签署的石油、天然气等能源合作项目，积极落实双方已经签署的协议

二、天然气工业存在的问题

1.中国天然气丰富，但探明程度较低

根据第二轮全国油气评价结果，中国天然气总量为38.04万亿立方米，其中陆上29.9万亿立方米，海上8.14万亿立方米。而累计探明储量只占其量的6%，同世界平均探明程度(42.6%)相比，要低得多

2.天然气分布与市场分布的矛盾突出

根据目前的评价，中国80%以上的天然气集中分布在四川、鄂尔多斯、新疆和青海等中西部地区和海域;而经济较发达和发展速度较快、能源短缺、大气污染较为严重、对清洁能源需求大的城市和地区主要集中在与地区相距上千千米乃至数千千米以外的中国东部和东南沿海地区;海域发现的天然气也不可能完全满足上述经济发达地区对清洁能源的需求，由此造成分布与市场分布的矛盾十分突出。

3.天然气分布地区的自然条件较差

中国天然气大部分分布在条件较差的地区，其中沙漠地区26%，山区25%，黄土塬12%，海域21%，合计达84%。同时，天然气储层埋藏深，物性不好，中国大陆有32.5%的天然气分布在地下3500～4500米的范围内，24.8%的天然气分布在4500米以下的地层内。

4.天然气产量较低，导致储比较大

目前，天然气年产量仅有270亿立方米，以人均来看，天然气产量20立方米左右，同发达国家有较大差距(如英国人均天然气产量为1300立方米以上);与此同时，中国尚有10000多亿立方米的天然气剩余可储量没有动用，储比达到70以上。

5.天然气消费构成不合理

中国天然气消费的构成，发电占15%，工业占16.8%，化工原料消费占50.8%，城市和商业用占17.4%;天然气在能源一次消费结构中仅占2.1%。而世界各地天然气的消费构成，北美地区依次为发电13%，工业34%，化工原料4%，城市与商业39%，天然气占能源消费的27.2%;西欧国家依次为发电17%，工业24%，化工原料4%，城市与商业45%，天然气消费占能源消费的19.2%。显然，同世界各地的天然气消费构成相比，中国化工原料用气过大，天然气消费构成极不合理，消费结构亟待优化，且天然气在能源消费构成中的比例也亟待提高。

6.天然气储运设施落后

由于长期以来受“重油轻气”思想的影响和国家基本建设投资资金紧张等原因，中国天然气储运管网等基础建设较为落后。到目前为止，中国只建成天然气输送管线1.3万千米，且以地区性干线为主，除四川和重庆地区连成输送管网外，其他均为由独立的气田直接向少量用户供气的输气管道组成，没有连接成为输气管网;同时，中国至今为止尚没有建设供调峰用的贮气设施。

7.天然气市场机制不完善

目前中国天然气从生产到消费，存在四个利益主体:油气田企业、管道输气公司、城市天然气开发销售商和终端用户。其中前三者的利益都要从用户消费中得到，而市场的最终载体只有一个———用户。此外，中国天然气的生产经营全部被国有企业独家垄断。这种垄断经营，以“个别成本+利润”的定价方法，将企业应当消化的费用转嫁给消费者，直接损害了消费者的利益。这种以个别成本定价的方法是“本末倒置”的，它违背了价格形成的机制，不利于企业技术进步，最终也损害了企业自身的利益。