浙江省天然气价格2019_浙江天然气价格机制分析

1.国家为什么要对天然气的价格进行改革

2.现行煤层气定价机制

3.天然气的发展状况

法律分析：

节能减排

节能减排是当前我国实现碳中和目标的最重要、最经济的手段。其中压减高耗能行业产量、调整生产结构是主要的实现方式，从这个层面上讲，我们认为“碳中和”将带动周期行业展开新一轮的供给侧改革。

作为制造业31个门类中碳排放量最大行业，钢铁产量的压降成为今年“碳中和”行动中的较明确目标。在2020年12月28日召开的全国工业和信息化工作会议上部长表示，“要围绕碳达峰、碳中和目标节点，实施工业低碳行动和绿色制造工程。钢铁行业作为能源消耗高密集型行业，要坚决压缩粗钢产量，确保粗钢产量同比下降。”2月8日，工信部发表文章《继续奋斗勇往直前开启钢铁行业高质量发展新征程》，进一步强调要“确保2021年全国粗钢产量同比下降。”

在全国的号召下，重点地区迅速跟上脚步。唐山在3月初发布了《3月份大气污染综合治理攻坚月方案》，提出3月10日前要“关停燕山钢铁、唐钢不锈钢、华西钢铁、荣信钢铁共7座450立方米高炉”、“关停新宝泰钢铁全部生产设备”等。此后，唐山进一步出台《关于唐山市钢铁行业企业限产减排措施的通知》，要求7家钢铁企业3月20日0时至6月30日24时执行限产50%的减排措施；7月1日0时至12月31日24时执行限产30%的减排措施。其余16家钢铁企业，3月20日0时至12月31日24时执行限产30%的减排措施。直接对全年钢铁行业排放情况作出约束。

除钢铁之外，各地对电解铝、烧碱、水泥、甲醇等高耗能产业的监管和限制措施也正提上日程。例如，内蒙古表示若非必要，2021年起不再审批20种高耗能产业的新增产能项目；山东在2月22日新闻发布会上则提出，将对高耗能行业分类划定加严“标准线”，对达不到标准的产能限期关停，加速落后产能市场出清。

除了直接压降、禁止新增产能外，差别电价改革也是多个省份进一步收紧碳排放的重要措施。比如，江苏直接对钢铁企业进行电价调整。20年10月，江苏印发《关于对钢铁企业实施超低排放差别化电价政策的通知》明确，自2021年1月1日至2025年12月31日，对全省未按国家及省钢铁行业超低排放改造要求完成“有组织排放、无组织排放、清洁方式运输”全流程超低排放改造和评估监测的钢铁企业，以及改造后未达到超低排放要求的钢铁企业，生产用电价格在现行目录销售电价或市场交易电价的基础上，实行分阶段分层次加价。

再比如，内蒙古2月4日发布《调整部分行业电价政策和电力市场交易政策》：继续对电解铝、水泥、钢铁行业执行阶梯电价政策；严格按照国家规定对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼8 个行业实行差别电价政策。

甘肃省2月24日发布《高耗能行业执行差别电价管理办法通知》，要求2021 年3 月31 日前完成本地区首次执行差别电价企业确认工作。对钢铁、铁合金、电解铝、锌冶炼、电石、烧碱、黄磷、水泥等八个高耗能企业，按照允许类、限制类、淘汰类，执行差别化电价。

除了对制造业部门碳排放提出要求外，建筑业也是重要的压降对象。根据2020年7月住建部等七部门发布的《关于印发绿色建筑创建行动方案的通知》，到2022年，当年城镇新建建筑中绿色建筑面积占比达到70%；装配化建造方式占比稳步提升，绿色建材应用进一步扩大。

在住建部行动方案的框架下，各地也均结合自身条件进一步细化了具体目标，比如山东在2021年住房城乡建设会议上，明确提出“全年新增绿色建筑8000万平方米，新开工钢结构装配式住宅100万平方米。”；河北省要求，2021年，“全省城镇新建绿色建筑占比将达90%以上”。

能源替代

站在当前的时点看，要加快减少碳排放，去除周期行业过剩产能是短期可行高效的选择。但新能源行业目前仍处生命发展周期中的成长期，随着行业走向成熟和扩张，能源替代将有望在中长期成为我国减少碳排放的第一驱动力。

首先，对于减少煤炭消费的重要难题，不少省份立下了“军令状”。比如，煤炭大省山西在工作报告中强调了要“推动煤矿绿色智能开，推进煤碳分质分级梯级利用，抓好煤碳消费减量等量替代。”；浙江提出目标，“非化石能源占一次能源比重提高到20.8%，煤电装机占比下降2个百分点”；山东直接要求“2021年，煤炭产量稳定在1.1亿吨左右”；上海则在“十四五规划中”提出，“研究推进吴泾煤电等容量异地替代”。

而新能源的发展已经成为了各省近年来的重点工作。在各省披露的2021年工作报告中有超过10个省市把发展新能源作为2021年的工作重点内容。比如辽宁指出要“科学编制并实施碳排放达峰行动方案，大力发展风电、光伏等可再生能源，支持氢能规模化应用和装备发展。”；广东“加快调整优化能源结构，大力发展天然气、风能、太阳能、核能等清洁能源，提升天然气在一次能源中占比。”；吉林“加快风电、光伏制氢产业化、规模化应用。推动新能源装备制造企业落地，形成产业集群。”等等，海南更是直接要求“清洁能源装机比重提升至70%，实现分布式电源发电量全额消纳。”

而在最高行动纲领的指导下，多地的清洁能源细化工作方案也陆续出台，尤其是禀赋天然具有优势的地区。山西省早在20年11月和12月就先后发布《山西省风电装备制造业发展三年行动(2020-2022年)》和《山西省光伏制造业发展三年行动(2020-2022年)》；辽宁也已制定出到2025年风电项目和光伏发电项目的建设工作方案。

与消费端更为相关的新能源汽车发展，也是各地十四五、工作报告中的重点内容。比如上海在“十四五规划”中明确“到2025年本地新能源汽车产值占汽车行业比重达到35%以上。”；北京的“十四五规划”中制定目标为“推动存量燃油汽车更新为新能源汽车，到2025年，全市新能源汽车累计保有量力争达到200万辆。优化充换电基础设施布局，加快推进氢能源汽车加氢站规划建设。”；江西省两会报告中提出“加快充电桩、换电站等建设，促进新能源汽车消费”；海南要求“推广清洁能源汽车2.5万辆，启动建设世界新能源汽车体验中心。”等等。

部分发达地区先行一步，发布新能源汽车产业具体发展。上海明确到2025年，本地新能源汽车年产量超过120万辆，产值突破3500亿元，占全市汽车制造业产值35%以上；浙江的目标则是，到2025年，实现新能源汽车整车产量占全国比重达到15%左右；北京更是率先制定推广更为清洁、高效的氢燃料电池汽车。

技术升级

要实现碳中和，除了节能减排、能源替代等降低碳排放的做法外，还需要增加碳吸收，也就是增加碳汇、发展碳捕集和封存技术等，最终实现碳排放和吸收量的平衡。事实上，短期来看，依靠减少碳排放能够更快实现“碳达峰”，而中长期来看，要实现“碳中和”的目标，增强碳吸收能力才是关键。因而地方更需要提前布局，在更长的时间维度里通过科技赋能向最终目标迈进。

内蒙古自治区科技厅与自治区能源局在今年1月召开协同合作座谈会并签署双方建立协同工作机制协议。协议双方进一步加强顶层设计，共同提出大规模储能、氢能、碳捕集封存利用等领域前沿技术攻关落实方案，并组织实施。海南则直接在工作报告中提到了，“十四五”期间海南将“实施碳捕集应用重点工程”。部分企业，如国家电网的碳达峰、碳中和行动方案也指出，要“推动氢能利用，碳捕集、利用和封存等技术研发”。

此外，推动数字化信息化技术在节能、清洁能源领域的创新融合，也能够有效提升减排效率。山西已在工作报告中提出“开展能源互联网建设试点”。2月2日，山西省朔州市就原则同意《朔州市能源互联网试点建设方案(草案)》。天津更是先行一步，滨海能源互联网综合示范区在去年底已全面进入建设阶段。

而除了传统行业的数字化，科技企业也陆续做出了气候承诺。比如，腾讯在今年1月宣布启动碳中和规划。“腾讯也已加快推进碳中和规划。我们还将加大探索以人工智能为代表的前沿科技在应对地球重大挑战上的潜力，大步推进科技在产业节能减排方面的应用。”

生态碳汇

另外，提升生态碳汇能力，也可以增加碳吸收。具体来说，就是要不断增加森林面积和蓄积量，增强绿地、湖泊、湿地等自然生态系统的吸碳固碳能力。对此，部分省份也已提出了植树造林、生态修复等目标，比如北京在《工作报告》中提出“十四五”要使森林覆盖率达到45%，平原地区森林覆盖率达到32%“；辽宁在《工作报告》中称要”营造林202万亩，提升森林生态系统碳汇能力，实施山水林田湖草修复治理，全面推行林长制，加强生态环境整体保护、系统修复和综合治理。等。

健全配套

此外，还有部分省份在工作报告中提到加快建设碳交易市场。我们认为，要更好地实现“碳中和”目标，搭牢碳中和配套设施，推动并完善碳交易市场、输电设备等基础设施建设，也是不可或缺的。

全国碳交易将于6月底前启动。2017年12月，国家发展改革委与9省市签署了全国碳排放权注册登记系统和交易系统建设和运维工作的合作协议，明确由上海市牵头承担全国碳交易系统建设，目前各项工作正在紧张有序开展过程中，于2021年6月底前启动全国碳交易。

多地明确将加快碳交易市场建设。2月1日，生态环境部颁布的《碳排放权交易管理办法(试行)》正式施行，宣告了中国碳市场进入“第一个履约周期”。目前我国的碳交易试点中，上海、天津、湖北、重庆在2021年报告中均提及要加快碳排放权交易市场建设，广东则强调深化碳交易试点。同时天津在2020年新修订《碳排放权交易管理暂行办法》，将进一步严格对于碳交易市场的管理。

国家电网发布行动方案，将完善输电设备建设以适应能源结构的优化。3月1日，国家电网公司发布“碳达峰、碳中和”行动方案，该方案提到将加强输电通道建设，提升已建输电通道利用效率，推动建立跨省区输电长效机制，优化送端配套电源结构，提高输送清洁能源比重。国网规划，到2025年，公司经营区跨省跨区输电能力达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。

2、我国碳中和推进路线特点

总结各地各部门出台的政策来看，碳中和在我国的推进将呈现出以下的特点：

首先，碳中和作为全国性的中长期的重要工作目标，在推进上必然存在节奏的前后。从各地政策重心看，近两年为实现“碳达峰”，节能减排领域的政策力度明显更大，比如工信部今年要求压降钢铁产量，多地严禁新增高耗能产能，可以说对于传统周期行业的影响类似一轮供给侧改革。而能源替代也在同步推进，风电、光伏等有望在未来五年迎来加速发展期，但由于目前新能源产业仍在成长期，能源替代或将在更长的时间维度上发挥作用。新能源汽车的加速发展则主要从几个较发达省份开始，逐步拓展到更多地区。相比之下，技术升级才是长期能不能实现目标的关键，但从政策上看，布局仍在初期，需要进一步加大政策出台的速度和力度。

其次，由于各地区的碳排放现状差异较大，各省乃至各城区预计将分批次、分行业实现目标。比如上海、海南、江苏等地宣布，要在全国表前率先实现碳达峰；而北京的十四五目标已提前定位为“碳排放稳中有降”；天津则提出推动钢铁等重点行业率先达峰和煤炭消费尽早达峰；还有部分省份，如福建已经开始探索试点先行，要求部分城市率先实现碳达峰。

再者，受禀赋以及产业结构等多重因素差异的影响，各省当前的政策重心也各有不同。比如，煤炭大省山西大量笔墨着色在煤炭行业，抓好煤炭消费是其当前的“碳达峰”行动重心；东北地区则拥有一定优势，也较早地为风电光伏行业发展定下具体发展目标；汽车消费大省北京、上海等均制定了更细化的新能源汽车行业实践方案，甚至开始推广氢燃料汽车；浙江则是首个提出“开展低碳工业园区建设和零碳体系试点”的省份等等。

法律依据：

《欧洲气候法》 为减少温室气体排放提出2030年新目标；到2021年6月，评估并在必要时建议修订所有相关政策，以实现2030年的额外减排量；从2023年9月开始，此后每5年评估欧盟和各成员国取的措施是否与气候中性目标和2030年—2050年行动路线保持一致。此外，欧盟委员会将有权向行动不符合气候中性目标的成员国提出建议，成员国将有义务适当考虑这些建议或提出解释；各成员国也应制定和实施适应战略，增强气候防御能力并降低气候变化带来的影响。

国家为什么要对天然气的价格进行改革

天然气加大产能，国内供气价格不会下降，主要原因有三个，第一、基于国家对能源实行价格保障。第二、天然气属于能源，即便加大了产能也只会将多生产出来的气进行液化储备，并不会将其投放市场。第三、国际天然气需求很大，多产出的气将会出口销售到国外。综合上述原因，即便国内的能源供应企业开到新的油、气，也不会将其马上投放到国内市场，而是将其储备起来或者是出口销往国外，所以国内燃气价格并不会降价，相反的因为国际天然气市场需求量加大，有可能国内能源企业将会把天然气销售出口，如此一来，天然气价格不降反升也不是没有可能。

中国海油在海上开到一个大气田，不少网友以为天然气价格会降价，其实你这么想就错了，因为国内的能源战略是，稳供应，多储备，所以即便开出再多的大气田，天然气价格也不会降价，因为天然气作为能源，没必要像蔬菜或者是别的工业商品那样搞降价促销，对于这些燃气供应企业来说，有气不愁卖，多生产出来的气可以将其液化储存。

另外一个原因很有可能会使得国内天然气价格不降反升，主要原因是欧洲和漂亮国，对战斗民族进行了制裁，大家都知道，欧洲主要的供气来源就是战斗民族，现在因为制裁，战斗民族供应给欧洲的天然气要使用卢布付款，原本这些欧洲小伙伴们结算气费都是给的美刀，现在要用卢布来付账，他们还在犹豫之中，而且漂亮国让欧洲的小伙伴们全部都不准再用战斗民族的天然气，如此一来，欧洲小伙伴就得找新的供气来源，这就加大了天然气的国际需求量，不排除国内这些能源企业将会开辟欧洲市场。

我之所以说国内天然气价格不但不会降价，还会涨价，用一个最简单的事情来说明，比如说，修建三峡水电站之前，我们那时候电费才五毛一度，现在三峡电站修好了，源源不断的电能输出，一年的发电量大约为800-1000亿度，而且现在这些年，又陆陆续续修了好几个梯级电站，那发电量是芝麻开花节节高，可是我们的电费降了吗？不但没降价而且价格还越来越高！

天然气和电是一样，不管他们开多少个大气田，不管新修了多少个水电站，电费不会降，气费也不会降。说到这里我就不得不说说水费了，水我们可以说很多吧，可谓是很大，可是呢？05年的时候水费每吨水价格1块钱，一个月水费也就十块钱左右，现在呢，我一个月七吨水，给了32元水费。

之所以水电气价格从来都是有升没有降，主要就是这些供应企业都是垄断性的，没有人跟他竞争，说白了就是，一家独大，你不用他们的水电气，你就没得用，价格当然也就是一口价，没得商量了。

天然气价格不降价的原因

一、国际能源市场需求量加大

因为欧洲天然气市场出现大量缺口，虽然国内能源企业开出新气田，但是极有可能会将天然气出口销往国外。

二、能源战略

国家的能源战略是稳供应、多储备，所以开出来的新气田，产出的天然气一时用不完，只会将其储备起来，不会降价促销。

三、燃气降价促销对于供气企业没有实际意义

天然气作为能源，和别的工业产品不一样，一时间用不完，可以长期储备，毕竟能源是个长期消耗品，故而他们没必要搞什么降价促销。

天然气加大产能，国内供气价格不会下降，反而会因为国际天然气需求量加大，导致国内气价上涨。

现行煤层气定价机制

国内外价差倒逼天然气价格改革

又一条天然气大动脉初步成型。西气东输二线(西段)工程管线主体焊接工程昨天在甘肃瓜州县宣告完工，这标志着西气东输二线西段今年底将用上来自土库曼斯坦的天然气。而西气东输二线南抵广州、深圳等地，2012年全线通气，其中输送往泛珠三角100亿立方米天然气。

而作为我国第一条引入境外天然气的大型管道工程，从土库曼斯坦而来的天然气终端销售价格将远高于西气东输一线(国内油气田)供气价格。那么，如何缩小国内外天然气价差，完善天然气价格形成机制，逐步理顺与可替代能源的比价关系？这些正是目前推进的天然气价格改革的焦点议题。

年底土库曼斯坦天然气入华

昨日，西气东输二线(西段)工程管线主体焊接完工仪式在甘肃省瓜州县举行，为西段年底建成投产、按期接收境外天然气打下基础。

“西气东输二线连接中亚进口气源和国内塔里木气田、吐哈气田、长庆气田等，工程西起新疆霍尔果斯，东达上海，南抵广州、深圳等地。”中国石油天然气集团副总经理廖永远表示，西段工程是指从新疆的霍尔果斯到宁夏的中卫，长2410公里；东段干线指中卫-广东、香港段，长2477公里。2012年全线通气，其中，输送往泛珠三角100亿立方米天然气。

廖永远介绍，西气东输二线工程作为我国第一条引入境外天然气的大型管道工程，西端与在建的中亚天然气管道相连，途经14个省市自治区，南至广州，东至上海，1条主干线和8条支干线总长度近万公里，年输气量300亿立方米，总投资约1500亿元，由中国石油天然气集团承建并运营。这是继西气东输一线、陕京二线、川气东送工程之后我国又一条天然气大动脉。

但这仍赶不上中国天然气需求的增速。据社科院《能源蓝皮书》预计，到2010年和2015年，我国天然气消费将分别达到1500亿立方米和2400亿立方米。国内主要用气城市供需缺口也逐年扩大。随着西气东输二线的建成，标志着中国有望在2011年实现天然气管网化。

第三次天然气价格改革渐行渐近

随着土库曼斯坦的天然气即将通过西气东输二线进入国内，缩小国内外天然气价差，完善天然气价格形成机制，逐步理顺与可替代能源的比价关系，成为最近一次天然气价格改革面对的焦点议题。

据了解，目前西气东输一线的平均气价为0.79元/立方米，到达上海的门站价格只有1.4元/立方米，终端用户价格为2.5元/立方米。

与此相比，西气东输二线输送的天然气来自土库曼斯坦而非国内油气田，需要考虑到国内外的天然气价差。西气东输二线的土库曼斯坦天然气到达中国边境霍尔果斯首站时，其价格就已经超过了2元/立方米。西二线管输费在1.6元/立方米以上，到上海、广东等城市门站价格每立方米至少是3元。如果加上城市配气费，终端销售价格将远高于西气东输一线供气价格。

据了解，目前国内天然气生产企业单位完全成本已经由2004年的600元/千立方米增长到2008年的800元/千立方米。

“上游企业有了赢利空间，才能解决目前勘探开发不足、企业投资不足的问题，为整个市场供应奠定稳定基础。价格不仅是调节供需关系的杠杆，而且是增加探明可储量和产量的基本动力。”中石油集团人士这样来评价正在推进的天然气价格改革。

中国网于5月25日公布了《院批转发展改革委关于2009年深化经济体制改革工作意见的通知》。天然气价格改革草案已上报院。

市场普遍预测，此项改革旨在将国内天然气价格与进口天然气(管道天然气与液化天然气)价格更紧密挂钩的定价机制正在考虑当中。据业内人 士分析，尽 管目前尚无细节公布，但国家发改委对于价格正在研究中，会参照国际惯例，考虑国内实情，天然气作为清洁能源，也要体现其价值所在。

天然气价格改革，过去已经有过几次。2005年以前，国内实施内、外天然气双轨制价格。2005年以后，发改委将天然气出厂价格归并为两档，川渝气田、长庆、青海、新疆(不含西气东输天然气)油田的全部天然气，以及大港、辽河、中原等油田内天然气，实行一档价格，其余地区实行二档价格。这两档价格基本上参照了原来双轨制下的价格模式。

2007年11月，发改委发布《关于调整天然气价格有关问题的通知》，表示为限制工业用天然气过快增长以及汽车用天然气的盲目发展，将针对工业用户的天然气出厂基准价格上调400元/千立方米。

天然气的发展状况

按照国家发展改革委《关于煤层气价格管理的通知》(发改价格［2007］826号)，目前国内煤层气气价由供需双方协商确定，不实行国家定价。这给煤层气带来更大的定价空间。但是，从实际操作来看，目前国内煤层气气价基本上还是参照天然气气价。因此我国天然气定价中存在的问题也将影响到煤层气产业的发展。

我国天然气需求构成是城市燃气、工业原料、化工和电力。国内天然气需求增加最快的是城市燃气，由于这种需求的价格弹性很小。因此，国内天然气消费是卖方市场。

我国现行天然气价格仍然由国家统一定价，实行国家直接调控管理的体制。天然气气价由出厂价和管输费两部分组成。目前，我国天然气终端销售价格由天然气出厂价格、长输管道的管输价格、城市输配价格三部分组成。天然气出厂价格目前实行指导价，由国家发改委制定出厂基准价格，供需双方可在上下10%的范围内协商确定。跨省的长输管道的管输价格由国家发改委制定，省内的长输管道的管输价格和城市输配价格由各省省级物价部门制定。

我国天然气价格的管理部门是国家发改委和地方物价部门。天然气出厂价、管输费由发改委制定，城市配送服务费由地方下属的物价部门管理。

长期以来，我国天然气价格完全由决定，主要用成本加成法。天然气价格长期背离市场价值。根据广东燃气商会的统计资料，2006年我国天然气管道井口价仅为同期美国、日本的压缩天然气到岸价的29%;终端销售价约0.28元/kcal，比同热值进口液化气终端销售价格低45%。按热值计算，我国天然气价格大大低于替代燃料，如电、原油和液化气的价格。据测算，天然气热值为8000cal/m3，与原油、液化气的热值别为1∶1.15∶1.38。2006年，我国原油一、二档平均价格为1020元/t，内液化气价格为1200元/t。按照同等热值计算，与原油的比价，天然气价格应为887元/1000m3;与内液化气的比价，天然气井口价格应为870元/1000m3。我国现行天然气井口价格仅仅比煤价略高，明显低于同等热值的原油、液化气价格。天然气非市场化的低价格导致了对天然气的过度使用和不合理配置，相当程度上造成了浪费。如果直接进口化肥或进口氨生产化肥可能更便宜。使用天然气生产化肥而不是用它替代高成本的或进口的天然气，会附带有很高的机会成本。依靠进口的天然气发电，同时拒绝进口较便宜的氨，而且氨更容易储存。天然气生产商被迫以最低的价格把气卖给化肥厂，也打击了生产商的经济性［156］。如我国对现行化肥用气实行低价和配额政策，导致天然气企业亏损。2002年西南油气田分公司供应化肥生产用气406586×104m3，和工业用气相比减少销售收入5.48亿元，当年该公司亏损6.41亿元。由于化肥用气配额限制了天然气向高附加值行业流动，是该公司发生亏损的主要原因之一。目前，以天然气为原料的尿素生产成本平均已在1200元/t左右，化肥厂生产1t尿素耗气约在600m3。2007年11月8日，国家发改委发布了《关于调整天然气价格有关问题的通知》，提高了工业用天然气出厂基准价格，将工业用户天然气的出厂基准价格每千立方米均提高400元，供化肥用气出厂基准价格不调整，所以化肥生产企业将继续使用相对便宜的天然气。以川渝气田为例，在未调价之前，工业用气和化肥用气的出厂基准价分别为875元/1000m3和690元/1000m3，调整后工业用气基准价已达到1275元/1000m3，而化肥用气仍然为690元/1000m3(表8－1)，二者相差585元/1000m3［157］。

表8－1 全国主要油田化肥用气基准价［157］ 单位:元/1000m3

国际上尿素以天然气为原料的占80%，因此国内以天然气为原料的化肥企业和国际化肥企业比较，美国的尿素吨耗天然气成本在182.3美元，国内的为82.8美元，二者相差近100美元。

近来，我国天然气价格改革已逐步提上议事日程，价格信号是天然气利用政策的一个重要组成部分，对天然气使用以及供需管理发挥着重要作用。由于现行天然气价格较低，造成目前供需矛盾十分突出，尤其是供暖季节，因此，天然气价格市场化改革是一个必然的趋势。

依据国际上天然气价格形成机制的变化趋势分析，我国天然气出厂价格也将逐步市场化。同时可以预计，天然气管输价格在一段时间内仍将实行管制。自2007年10月以来，国际天然气的价格在不断上升，我国关于能源价格改革也提到议事日程，预计国内天然气价格也会上升。随着天然气价格的改革，煤层气价格会作出相应调整。从长远看，国家应当建立天然气和原油价格适度联动的定价机制，以推动煤层气产业更加健康快速的发展。

在70年代世界能源消耗中，天然气约占 18%～19%。

2006-2010年，我国天然气剩余技术可储量由3.0万亿立方米增至3.8万亿立方米，增长25.90%;天然气产量从586亿立方米增至968亿立方米，增长65%。

2011年1-10月中国天然气产量达到826亿立方米，同比增长6.60%。尽管储量及产量均出现大幅增长，仍满足不了国内天然气市场消费需求。

天然气供应量的增长不及消费量的增长速度，国内天然气供需不平衡，导致我国天然气进口量不断攀升。2011年1-10月，我国进口天然气约250亿立方米，同比增长近1倍。

十二五”期间，新建天然气管道（含支线）4.4万公里，新增干线管输能力约1500亿立方米/年；新增储气库工作气量约220亿立方米，约占2015年天然气消费总量的9%；城市应急和调峰储气能力达到15亿立方米。

到“十二五”末，初步形成以西气东输、川气东送、陕京线和沿海主干道为大动脉，连接四大进口战略通道、主要生产区、消费区和储气库的全国主干管网，形成多气源供应，多方式调峰，平稳安全的供气格局。

从2007年到2012年六年间，全国省会城市天然气零售终端均价（剔除车用天然气价格）从2007年的2.22元/立方米上涨至2012年的2.76元/立方米，涨幅仅为2.4%。随着天然气进口量不断增加，进口气价格与国产气价格倒挂的问题也越来越突出，而天然气业务的亏损也越来越严重。

从2010年到2012年三年间，我国天然气年进口均价从每吨322美元上涨至543美元，涨幅达到68.6%。限气后，很多地区将出现较大的供气缺口。由于华北油田和大庆油田主要是负责向内蒙、冀中、陕甘宁等地供气，因此此次限气，北方供气缺口较为明显。

2013年，燃气价格形成市场化的机制后，以形成供应保障，天然气价格改革很有可能在逐步推广到其他省市。

从2010到2015年，五年中全国新增燃气电站3000万千瓦，CNG/LNG汽车的陆续上市。全国加气站也在陆续增加中，西气东输沿海液化天然气年接收能力新增5000万吨以上。到2015年建成超过1000个的天然气分布式能源项目和天然气分布式能源示范区，详见前瞻《中国天然气产业供需预测与投资战略分析报告》。

2016年初，中国石油天然气集团公司经济技术研究院发布《2015年国内外油气行业发展报告》称，2015年我国天然气消费增速创10年新低。我国天然气行业正面临过剩和基础设施不足两方面的挑战。

报告称，2015年，我国天然气需求增速明显放缓，估计全年表观消费量为1910亿立方米，同比增长3.7%，创近10年新低。国内天然气受压产影响，估计全年产量为1318亿立方米，增长3.5%，增速较上年下降3.1个百分点。但与此同时，天然气进口量达324亿立方米，增长4.7%，对外依存度升至32.7%。

报告预计，2016年，天然气价格下调和环保趋严将拉动天然气需求增速回升。预计天然气需求量将突破2000亿立方米。由于国内储气调峰能力不足，夏季限产、冬季限供的问题仍可能发生。

预计2030年前，天然气将在一次能源消费中与煤和石油并驾齐驱。到2040年天然气的比例将与石油持平，到2050年，世界能源需求将增加60%，但煤炭和石油消费将处于逐步下降趋势，天然气的高峰期持续时间较长，非常规天然气的出现和展必将支撑天然气继续快速发展，最终超过石油，成为世界第一大消费能源。