國家發展和改革委員會

國家發展改革委關于印發天然氣發展“十二五”規劃的通知


發改能源[2012]3383號



國務院有關部門、直屬機構，各省、自治區、直轄市及計劃單列市發展改革委、能源局，有關企業：
　　為擴大天然氣利用規模，促進天然氣產業有序、健康發展，我委會同有關部門研究制訂了《天然氣發展“十二五”規劃》（以下簡稱《規劃》）。經報請國務院同意，現將《規劃》印發你們。請按照執行。

　　附件：天然氣發展“十二五”規劃


國家發展改革委
2012年10月22日




附件：



天然氣發展“十二五”規劃


目 錄
前 言............................................................................................ 1
第一章 規劃背景......................................................................... 2
第一節 發展基礎................................ 2
第二節 發展形勢................................ 6
第二章 指導思想和目標............................................................. 8
第一節 指導思想................................ 8
第二節 基本原則................................ 8
第三節 發展目標................................ 9
第三章 重點任務........................................................................11
第一節 加強勘查開發增加國內資源供給........... 11
第二節 加快天然氣管網建設..................... 12
第三節 穩步推進LNG接收站建設.................. 13
第四節 抓緊建設儲氣工程設施................... 14
第五節 加強科技創新和提高裝備自主化水平....... 16
第六節 實施節約替代和提高能效工程............. 17
第四章 規劃實施....................................................................... 19
第一節 保障措施............................... 19
第二節 實施機制............................... 23
第五章 環境影響評價............................................................... 25



前 言
天然氣是一種優質、高效、清潔的低碳能源。加快天然氣產業發展，提高天然氣在一次能源消費中的比重，對我國調整能源結構、提高人民生活水平、促進節能減排、應對氣候變化具有重要的戰略意義。
根據《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十二個五年規劃綱要》的總體要求，為擴大天然氣利用規模，促進天然氣產業有序、健康發展，發展改革委、能源局組織編制了《天然氣發展“十二五”規劃》。
為加快我國頁巖氣發展，國家發展改革委、財政部、國土資源部和國家能源局于2012年3月聯合頒布了《頁巖氣發展規劃（2011-2015 年）》，規劃明確“十二五”期間主要任務是攻克勘探開發關鍵技術，為“十三五”頁巖氣大規模開發奠定基礎。
本規劃以天然氣基礎設施為重點，兼顧天然氣上游資源勘查開發和下游市場利用，涵蓋了煤層氣、頁巖氣和煤制氣等內容，是“十二五”時期引導我國天然氣產業健康發展的重要依據。在實施過程中，將根據實際情況進行適時調整、補充。



第一章 規劃背景

第一節 發展基礎
一、我國天然氣發展現狀
資源探明程度低，發展潛力大。根據新一輪油氣資源評價和全國油氣資源動態評價（2010 年），我國常規天然氣地質資源量為52萬億立方米，最終可采資源量約32萬億立方米。截至2010年底，累計探明地質儲量9.13萬億立方米，剩余技術可采儲量3.78 萬億立方米，探明程度為 17.5%。總體上分析，我國天然氣資源豐富，發展潛力較大。2010年我國天然氣產量為948億立方米，儲采比約為40，處于勘查開發快速發展階段。鄂爾多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和南海海域是我國四大天然氣產區，合計探明剩余技術可采儲量和產量分別約占全國的78%、73%，是今后增儲上產的重要地區。 我國還有豐富的煤層氣資源。埋深2000米以淺煤層氣地質資源量約36.8萬億立方米、可采資源量約10.8萬億立方米。截至2010年底，煤層氣探明地質儲量2734億立方米。2010年煤層氣（煤礦瓦斯）產量 90 億立方米，其中地面開采煤層氣15億立方米。 我國頁巖氣資源也比較豐富。據初步預測，頁巖氣可采資源量為25萬億立方米，與常規天然氣資源相當。
目前，我國在四川、重慶、云南、湖北、貴州、陜西等地開展了頁巖氣試驗井鉆探，已鉆井 62 口，24 口獲天然氣流，初步證實我國頁巖氣具有較好的開發前景。
產量快速增長，基礎設施快速發展。我國天然氣產量連續十年保持快速增長，2000年產量為272億立方米，2010年達到948億立方米，年均增長13.3%。
全國天然氣基干管網架構逐步形成。截至2010年底，天然氣主干管道長度達4萬公里，地下儲氣庫工作氣量達到18億立方米，建成 3 座液化天然氣（LNG）接收站，總接收能力達到1230萬噸／年，基本形成“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸”的供氣格局。西北、西南天然氣陸路進口戰略通道建設取得重大進展，中亞天然氣管道A、B線已順利投產。基礎設施建設逐步呈現以國有企業為主、民營和外資企業為輔多種市場主體共存的局面，促進了多種所有制經濟共同發展。
進口量持續增加，對外依存度不斷攀升。我國從2006年開始進口天然氣，當年進口0.9億立方米，2010年進口量達到170億立方米，對外依存度達到 15.8%。隨著中亞天然氣管道及一批LNG接收站的投運，進口天然氣的比例還將不斷上升。 市場快速發展，消費結構逐步調整。2000年我國天然氣消費量為 245 億立方米，2010 年達到 1075 億立方米，年均增長15.9%，在一次能源消費結構中的比重從2.2%上升至4.4%。 2000年天然氣消費結構中，城市燃氣、發電、化工和工業燃料分別占 12%、14%、38%、36%，2010 年分別占 30%、20%、18%、32%，城市燃氣和發電比例大幅度提高。2010年用氣人口為1.88億人，占總人口的14%、城鎮人口的28.2%。 科技創新能力增強，裝備自主化水平提高。初步形成巖性
地層氣藏理論、海相碳酸鹽巖成藏理論、前陸盆地成藏理論等，以及以地球物理識別為核心的天然氣藏勘查技術。攻克超低滲透天然氣藏經濟開發，高含硫化氫氣田安全開采，含CO
2火山巖氣藏安全高效開發、集輸處理和驅油循環利用等關鍵技術。研制成功 3000 米深水半潛式鉆井平臺等重大裝備；3000 型大型壓裂車、可鉆式橋塞等頁巖氣關鍵裝備研制有所突破。以西氣東輸、廣東LNG接收站和西氣東輸二線等一批重大工程為依托，實現了X70、X80 鋼級管材國產化；大型LNG運輸船國產化工作順利推進，已經實現批量生產；20兆瓦級電驅、30兆瓦級燃氣輪機驅動離心式壓縮機組總成滿負荷試驗成功。
二、主要矛盾和問題
隨著天然氣產業快速發展，產業鏈發展不協調逐步顯現，供應增加與設施不足的矛盾、管道快速發展與儲氣能力滯后的矛盾、市場開發與配套能力落后的矛盾日益突出。問題主要表現在： 勘查領域缺乏競爭。我國天然氣資源勘查潛力較大，但由于勘查主體少，競爭不足，造成部分區域內存在一定程度的“占而不勘”現象，影響了天然氣增儲上產。同時，缺乏對非常規天然氣特別是頁巖氣勘查開發的扶持政策。 設施滯后形成瓶頸。天然氣主干管網系統尚不完善，部分地區尚未覆蓋，區域性輸配管網不發達，天然氣調配和應急機制不健全。特別是儲氣能力建設嚴重滯后，目前儲氣庫工作氣量僅占消費量的 1.7%，遠低于世界 12%的平均水平。用氣負荷集中的大中城市缺乏儲氣和應急調峰設施，已建成LNG儲罐罐容約40萬立方米、高壓儲罐罐容約30萬立方米，主要分布在北京、上海、合肥、鄭州等大城市。隨著進口天然氣規模擴大，儲氣能力愈顯不足，供氣安全壓力日益加大。
天然氣價格亟待理順。目前，國內天然氣價格水平偏低，沒有完全反映市場供求變化和資源稀缺程度，不利于天然氣合理使用。特別是進口中亞天然氣按國產氣價格虧損銷售，不利于調動企業實施“走出去”引進資源的積極性。由于國內天然氣用戶承受能力有限，完全理順天然氣價格還需要一個過程。 關鍵技術尚待突破。大規模開發非常規天然氣尤其是頁巖氣的關鍵技術體系尚未形成，缺乏核心技術和相關標準規范等；大型燃氣輪機和大功率天然氣壓縮機、大型 LNG 低溫泵等關鍵設備主要依靠進口；天然氣高效利用關鍵技術，如微型燃氣輪機等與國際水平差距較大。
法規體系尚不健全。如何依照反壟斷法等法律法規，加強對具有自然壟斷屬性的管網等基礎設施運營企業的有效監管，督促其向第三方提供公平、公正的服務，還需要在實踐中進一步研究、探索，不斷完善相關制度。

第二節 發展形勢
“十二五”時期是全面構建現代能源產業體系的關鍵時期，也是天然氣產業發展邁上新臺階的重要時期。需認真分析研判國內外天然氣發展趨勢，準確把握天然氣發展面臨的機遇和挑戰，為我國天然氣產業發展創造良好條件。
一、面臨的機遇
國際資源供應較為豐富。截至2010年底，世界天然氣探明剩余技術可采儲量187萬億立方米，2010年產量約3.2萬億立方米，儲采比約58，發展潛力較大。
2008 年國際金融危機爆發以來，世界天然氣需求增速減緩。同時，美國頁巖氣開發取得突破，年產量已逾千億立方米，對全球天然氣市場供應格局產生重大影響，出現了天然氣現貨
價與油價關聯度降低的趨勢。專家普遍認為，世界天然氣資源完全可以滿足經濟發展的需要，特別是美國頁巖氣的快速發展，供應能力將進一步增強。
國內需求快速增加。目前，天然氣占我國一次能源消費比重為 4.6%，與國際平均水平（23.8%）差距較大。同時，隨著我國城鎮化深入發展，城鎮人口規模不斷擴大，對天然氣的需求也將日益增加。加快發展天然氣，提高天然氣在我國一次能源消費結構中的比重，可顯著減少二氧化碳等溫室氣體和細顆粒物（PM2.5）等污染物排放，實現節能減排、改善環境，這既是我國實現優化調整能源結構的現實選擇，也是強化節能減排的迫切需要。
二、面對的挑戰
設施建設任務繁重。“十二五”期間，預計我國建設管道總長度將超過4萬公里，建設儲氣庫工作氣量超過200億立方米左右。工程建設任務艱巨，建設周期長，需要統籌合理安排，解決資源輸送瓶頸，滿足市場用氣需求，提高保供能力。
市場開發還需下大力氣。“十二五”期間，預計年均新增天然氣消費量超過200億立方米，到2015年達到2300億立方米。在基礎設施不足、進口氣量不斷增長且價格高于國產氣價、國
內用氣需求受價格影響較大的情況下，市場開發總體形勢不容樂觀。
供氣安全問題需高度關注。2010年，我國天然氣對外依存度已超過15%，預計2015年超過35%，這將給我國能源安全帶來新的挑戰，必須在優化天然氣消費結構同時，努力提高國內
有效供給。
頁巖氣開發關鍵技術尚未突破。我國頁巖氣資源賦存條件比較復雜，總體資源情況尚不清楚；勘探開發關鍵技術和重大裝備尚未攻克，核心技術遠未掌握；環境和水資源約束突出。
體制改革進入攻堅階段。天然氣輸配等自然壟斷環節缺乏監管，關系錯綜復雜，需通過體制改革予以解決。

第二章 指導思想和目標

第一節 指導思想
高舉中國特色社會主義偉大旗幟，以鄧小平理論和“三個代表”重要思想為指導，全面貫徹落實科學發展觀，按照以人為本、調整能源結構、促進節能減排、提高利用效率、安全保供的發展方針，通過科技創新和體制機制改革，加強行業監管，完善產業政策，解決天然氣產業發展不協調問題，發揮市場配置資源的基礎性作用，提高天然氣在一次能源消費中的比重，構建供應穩定、運行高效、上下游協調發展的現代天然氣產業體系。

第二節 基本原則
加強國內開發與穩步引進相結合。對國內資源要加大勘查開發投入，增加探明儲量規模，不斷夯實資源基礎，實現國內天然氣產量快速增長。根據國內天然氣生產能力、氣價承受能力、市場需求情況及國際天然氣市場變化趨勢，穩步引進境外天然氣資源，形成多元化供應格局，確保供氣安全。 常規與非常規天然氣開發相結合。頁巖氣和常規天然氣分布區多有重疊，輸送和利用方式相同，頁巖氣開發利用要與常規天然氣開發有機結合。
整體布局與區域協調相結合。統籌國內外多種氣源及各地區經濟發展需求，整體規劃、適度超前、分階段分步驟有序推進天然氣基礎設施建設，鼓勵各種投資主體投資建設天然氣基礎設施。根據各地區調峰需求、地質條件等情況，有針對性地布局調峰及應急儲備設施建設。
保障供應和節約使用相結合。提高天然氣安全保供水平，
以人為本，優先滿足居民生活用氣需求。加強天然氣需求側管理，按照“量入為出”的原則有序開發市場，堅持節約優先，抑制低效率的用氣需求，鼓勵應用先進工藝、技術和設備，加
快淘汰天然氣利用落后產能，提高天然氣商品率和利用效率，推進天然氣消費結構優化調整。
引進技術與自主創新相結合。積極引進先進的天然氣勘查開發技術，加強企業科技創新體系建設，在引進、消化和吸收的基礎上，提高自主創新能力，依托重大項目實施重大技術和
裝備自主化。
體制改革與加強管理相結合。加強天然氣基礎設施等薄弱環節的制度建設，不斷創新體制機制。同時，進一步加強行業監管，保障天然氣產業有序健康持續發展。

第三節 發展目標
資源儲量。“十二五”期間，新增常規天然氣探明地質儲量3.5萬億立方米（技術可采儲量約1.9萬億立方米）；新增煤層氣探明地質儲量1萬億立方米。
國內產量。2015 年國產天然氣供應能力達到 1760 億立方米左右。其中，常規天然氣約 1385 億立方米；煤制天然氣約150－180億立方米；煤層氣地面開發生產約160億立方米。
頁巖氣發展目標。到 2015 年，探明頁巖氣地質儲量 6000億立方米，可采儲量2000億立方米，頁巖氣產量65億立方米。基本完成全國頁巖氣資源潛力調查與評價，攻克頁巖氣勘探開發關鍵技術。
進口預期量。根據已簽署的合同，到2015年，我國年進口天然氣量約935億立方米。
基礎設施能力。“十二五”期間，新建天然氣管道（含支線）4.4 萬公里，新增干線管輸能力約 1500 億立方米/年；新增儲氣庫工作氣量約220億立方米，約占2015年天然氣消費總量的9%；城市應急和調峰儲氣能力達到15億立方米。
到“十二五”末，初步形成以西氣東輸、川氣東送、陜京線和沿海主干道為大動脈，連接四大進口戰略通道、主要生產區、消費區和儲氣庫的全國主干管網，形成多氣源供應，多方式調峰，平穩安全的供氣格局。
用氣普及率。到2015年，我國城市和縣城天然氣用氣人口數量約達到2.5億，約占總人口的18%。


第三章 重點任務

第一節 加強勘查開發增加國內資源供給
一、常規天然氣
加強鄂爾多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和南海海域四大氣區勘查開發工作，夯實資源基礎，到“十二五”末，形成四個年產量200億立方米以上的大型天然氣生產區。其中： 塔里木和鄂爾多斯氣區實現新增探明儲量分別為7500億立方米和7000億立方米，產量分別達到320億立方米和390億立方米。
西南氣區以四川盆地及其周緣為重點，實現新增探明地質儲量1萬億立方米，產量達到410億立方米。
海上天然氣生產基地以南海海域為主，實現新增探明儲量4600億立方米，產量達到200億立方米（具體見附件一）。
二、非常規天然氣
頁巖氣。開展全國頁巖氣資源潛力調查與評價，優選一批頁巖氣遠景區和有利目標區。頁巖氣勘探開發以四川、重慶、貴州、湖南、湖北、云南為重點，建設長寧、威遠、昭通、富順-永川、鄂西渝東、川西-閬中、川東北、延安等19個頁巖氣勘探開發區，初步實現頁巖氣規模化商業性生產。
煤層氣。以沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣為勘查開發重點，建成煤層氣產業化基地，已有產區穩產增產，新建產區增加儲量、擴大產能，實現產量快速增長。繼續做好煤礦區煤層氣地面開發。開展新疆、貴州、安徽、河南、四川、甘肅等省（區）煤層氣試驗性開發，力爭取得突破。
煤制氣。繼續推進“十一五”期間國家已核準煤制氣項目建設，盡快達產達標。“十二五”期間，開展煤制氣項目升級示范，進一步提高技術水平和示范規模。

第二節 加快天然氣管網建設
按照統籌規劃兩種資源、分步實施、遠近結合、保障安全、適度超前的原則，加快天然氣管網建設。
一、建設主干管網
進一步完善西北通道。重點建設西氣東輸二線東段、中亞天然氣管道C線、西氣東輸三線和中衛-貴陽天然氣管道，將進口中亞天然氣和塔里木、青海、新疆等氣區增產天然氣輸送到西南、長三角和東南沿海地區；建設鄂爾多斯-安平管道，增加鄂爾多斯氣區外輸能力；建設新疆煤制氣外輸管道。
優化和完善海上通道。加快沿海天然氣管道及其配套管網、跨省聯絡線建設，逐步形成沿海主干管道。
二、完善區域管網
進一步完善長三角、環渤海、川渝地區管網，基本建成東北、珠三角、中南地區等區域管網。加快聯絡線、支線及地下儲氣庫配套管道建設。建設陜京四線，連接長慶儲氣庫群和北京，滿足環渤海地區調峰應急需要。積極實施西氣東輸、川氣東送、榆濟線、蘭銀線、冀寧線等已建管道增輸和新建支線工程。適時建設冀寧復線、寧魯管道等聯絡線。建設東北管網和南疆氣化管道，改造西南管網。積極推進省內管網互聯互通。
三、加快煤層氣管道建設
根據資源分布和市場需求，統籌建設以區域性中壓管道為主體的煤層氣輸送管網。在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣及豫北地區建設輸氣管道。
四、完善頁巖氣輸送基礎設施
一是在天然氣管網設施比較完善的頁巖氣勘探開發區，加快建設氣田集輸管道，將頁巖氣輸入天然氣管網。二是對于遠離天然氣管網設施，初期產量較小的勘探開發區，建設小型LNG
或CNG利用裝置，防止放空浪費。三是根據勘探開發進展情況，適時實施建設頁巖氣外輸管道。 我國“十二五”天然氣管網重點項目和區域管網項目見附件二、三。

第三節 穩步推進LNG接收站建設
LNG 接收站布局要以資源為基礎，以市場為導向，統籌規劃，合理布局，適度超前，突出重點，做好現有項目建設的同時，優先擴大已建LNG接收站儲存能力。“十二五”期間適時安排新建LNG接收站項目。
“十二五”期間，投產運行 LNG 接收站二期擴建項目以增加儲氣能力為主，主要考慮滿足中心城市及輻射地區的應急調峰需求，并新增一部分接收能力。
適度發展小型LNG液化和氣化站，以解決不同地區不同用戶的用氣問題。

第四節 抓緊建設儲氣工程設施
天然氣儲氣設施是保障天然氣安全穩定供應的重要手段，是天然氣輸送體系的重要組成部分。目前儲氣能力建設已嚴重滯后，要根據全國天然氣管網布局，加快建設儲氣設施，力爭
到“十二五”末，能保障天然氣調峰應急需求。在長輸管道沿線必須按照因地制宜、合理布局、明確重點、分步實施的原則配套建設儲氣調峰設施。
北京、天津、河北、山西、遼寧、吉林、黑龍江、山東等省（市）儲氣設施建設起步較早、基礎較好，今后以逐步完善現有儲氣庫和新建地下儲氣庫為主，輔以 LNG 中小液化裝置和LNG 接收站儲罐。結合已有儲氣設施，建設完善遼河、大港、華北、大慶、勝利等枯竭油氣藏儲氣庫群，包括遼河雙 6、齊13、勝利永21、大港板南、華北蘇1、功20、蘇4、蘇49、顧辛莊、文23、大慶和吉林油田枯竭油氣藏。
上海、江蘇、浙江等省（市）地下儲氣庫建設條件較差，可建立以 LNG 儲罐為主，地下儲氣庫和中小儲罐為輔的調峰系統。主要項目包括江蘇鹽穴儲氣庫和江蘇油田枯竭油氣藏儲氣庫。2015年前主要以LNG儲氣為主，依托江蘇、浙江現有LNG接收站增建擴建 LNG 儲罐，形成江蘇 LNG 儲氣體系和浙江 LNG儲氣體系。
福建、廣東、廣西、海南和云南等省（區）儲氣系統以LNG接收站儲罐為主，中小儲罐、地下儲氣庫及中小液化裝置為輔。力爭在2015年前建成依托福建、廣東、海南現有LNG接收站增建擴建LNG儲罐的儲氣體系，以滿足地區調峰需求；2020年前，在合理布局基礎上新建 LNG 接收站以增加儲氣能力，同時建設一定規模的地下儲氣庫工作氣量，形成多種調峰手段互補、滿足本地、輻射兩湖的儲氣能力體系。
安徽、湖北、湖南等省具備一定的地質條件，可建立以地下儲氣庫為主，LNG 中小儲罐和中小型液化裝置為輔的調峰系統。主要項目包括湖北應城、云應、黃場鹽穴儲氣庫等。
山西、河南、四川等省要利用枯竭油氣藏建設地下儲氣庫，同時利用上游氣田解決部分調峰問題，輔之以可中斷用戶調峰和中小型液化裝置調峰。主要項目包括中原文23、中原文96、
西南相國寺等枯竭油氣藏儲氣庫。
陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆等省（區）儲氣體系以地下儲氣庫為主，建設新疆呼圖壁、榆林等枯竭油氣藏儲氣庫。 我國“十二五”規劃儲氣庫重點項目見附件四。
第五節 加強科技創新和提高裝備自主化水平
一、勘查開發技術
以大型油氣田及煤層氣開發國家科技重大專項及其它科技項目為支撐，形成一系列符合我國氣藏特點的先進且經濟有效的核心工程技術和配套裝備，完善高酸性氣田安全開發技術，努力攻破頁巖氣勘查開發關鍵技術；掌握煤層氣富集規律及高效開發關鍵技術。依托大型油氣田及煤層氣開發重大專項，開展頁巖氣專項科技攻關，包括頁巖氣資源評價技術、頁巖氣有
利目標優先評價方法、頁巖儲層地球物理評價技術、頁巖氣水平井鉆完井技術、頁巖儲層改造及提高單井產量技術、產能預測和井網優化與經濟評價技術等，形成適合我國地質特征的頁巖氣勘探開發技術體系。同時，著手編制相應的頁巖氣技術標準和規范，并加快培育專業化技術服務公司。
二、重大裝備工程
研究制定《頁巖氣主要裝備自主化專項規劃》。依托頁巖氣開發示范區項目，實現高效鉆頭、可鉆式橋塞及分段壓裂封隔器、3000型壓裂車等關鍵裝備的本地化制造，研究同步壓裂和
微地震裂縫監測等技術裝備；開展新型壓裂液、壓裂液處理和再利用、儲層傷害機理及保護、分段壓裂、長井段射孔和體積改造等技術裝備研制，掌握適用于我國頁巖氣開發的核心裝備
技術體系。
依托重大項目建設，加快突破管道建設關鍵技術和關鍵設備，如燃氣輪機壓縮機等，大力提高自主化水平。管材實現100%國產化。國內大型閥門和壓縮機等關鍵設備技術接近世界先進水平，并在工程上應用。
依托重大工程繼續做好 LNG 裝備自主化工作，加大科技研發投入，引進消化吸收相結合，重點突破大型 LNG 液化工藝等關鍵技術，抓緊海水氣化器、海水消防泵等設備國產化工作，整體降低接收站建設成本。繼續支持“國船國造、國貨國運”，推動LNG造船和運輸業發展。

第六節 實施節約替代和提高能效工程
一、天然氣節約工程
天然氣生產企業要采取節能措施加強油田伴生氣回收利用，努力提高天然氣商品率，增加外供商品氣量，科學合理安排油氣田生產自用氣,避免放空浪費。
二、天然氣替代工程
在經濟相對發達地區和天然氣產區，按照科學規劃、因地制宜原則穩步實施以氣替油工程，如以氣替代油發電，以氣替代車用和船用燃料等。
三、提高天然氣利用效率工程
嚴格遵循天然氣利用順序，鼓勵應用先進工藝、技術和設備，加快淘汰天然氣利用落后產能。鼓勵頁巖氣就近利用（發電、制成LNG和CNG等）和就近接入管網。
四、大力發展天然氣分布式能源
加快推動示范項目建設，“十二五”期間建設 1000 個天然氣分布式能源示范項目和10個分布式能源示范區域。


第四章 規劃實施

第一節 保障措施
一、加強行業管理和指導
一是完善全國天然氣規劃體系。各省（區、市）根據本規劃制定本地區的天然氣發展規劃，并配套制定天然氣管道建設等子規劃，報國務院能源主管部門備案；大中城市也要制定管
網等基礎設施發展規劃，并報省級人民政府主管部門備案。
二是通過頁巖氣探礦權招標試點，推動上游市場化改革；在管輸和配氣領域以新疆煤制氣外輸管道為試點，探索天然氣管輸、配氣服務與天然氣供應業務分離的有效途徑；制定合理的管輸價格標準，引導企業降低投資成本和造價。
三是完善天然氣基礎設施建設與運營管理的相關制度，明確建設單位、運營企業、銷售企業以及用戶等相關各方在基礎設施建設、運營與天然氣供應過程中的權利、義務和責任，保障安全穩定供氣，促進天然氣產業有序健康持續發展。
四是研究制定儲氣調峰有關制度，明確供用氣各方責任。天然氣銷售企業應當逐步建立天然氣商業儲備，滿足市場季節性調峰和資源供應中斷時應急用氣需求，以及直供天然氣用戶的調峰應急用氣需求。城鎮燃氣經營企業也要建立天然氣商業儲備，滿足所供區域的日、小時調峰和應急用氣要求。
五是加大天然氣水合物資源勘查與評價力度，適時開展試開采工作。
二、建立完善天然氣勘查開發促進機制
一是推動天然氣探礦權、采礦權競爭性出讓制度，嚴格探礦權退出機制，加快增儲上產。二是做好天然氣勘查開發與其他固體礦產勘查開發的銜接工作，協調解決天然氣勘查開發區
域與其他固體礦產礦業權、整裝勘查區重疊問題。三是天然氣資源勘查開發按現行稅收政策規定進行稅前扣除。四是明確頁巖氣作為新礦種的管理辦法，繼續推進和擴大頁巖氣探礦權區塊招投標工作。
三、落實頁巖氣產業鼓勵政策
將頁巖氣納入戰略性新興產業加以培育和引導，推進頁巖氣投資主體多元化，加強頁巖氣勘探開發活動的監督管理，推動頁巖氣科學發展。參照煤層氣政策，研究制定具體的頁巖氣財政補貼等支持政策；依法取得頁巖氣探礦權、采礦權的礦業權人或探礦權、采礦權申請人可按照相關規定申請減免頁巖氣探礦權和采礦權使用費；對頁巖氣勘探開發等鼓勵類項目項下
進口國內不能生產的自用設備（包括隨設備進口的技術），按 有關規定免征關稅；頁巖氣出廠價格實行市場定價；優先用地審批。
四、積極推動天然氣基礎設施建設
一是積極推動核準目錄修訂工作，經國務院批準后下放部分天然氣管道核準權限，并建立地方省市管網等基礎設施規劃備案制度。二是抓緊開展非油氣藏型地下儲氣庫庫址普查篩選和評價工作。三是加快地下儲氣庫及其他儲氣設施核準工作，確保儲氣設施與管網聯通。四是對從事國家鼓勵發展的液化天然氣進口項目，所需國內不能生產的進口設備，在規定范圍內
免征進口關稅。五是鼓勵省際管網互連互通。六是積極研究天然氣戰略儲備問題。七是依據沿海天然氣接收站布局，加強與港口規劃的銜接，配套建設港口接卸中轉儲運設施，做好通航安全影響評估和岸線使用審批工作。八是加強重大項目社會風險評估工作力度。九是繼續按《國務院關于鼓勵和引導民間投資健康發展的若干意見》（國發〔2010〕13 號）要求，積極支持民間資本參股建設天然氣儲運設施和城市供氣管網。
五、引導天然氣高效利用
一是修訂《天然氣利用政策》并組織實施，鼓勵和支持天然氣分布式能源、LNG汽車和船舶燃料等高效天然氣利用項目，制定船用 LNG 燃料相關技術標準規范，鼓勵地方政府出臺相關政策支持天然氣分布式能源項目，加大市場開發力度。二是各地和電網企業應加強配電網建設，電網公司將天然氣分布式能源納入區域電網規劃范疇，解決分布式能源并網運行問題。三是對城鎮居民用氣等優先類用氣項目，地方各級政府可在規劃、用地、融資、收費等方面出臺扶持政策，積極推進低碳城市試點。四是統籌考慮天然氣產地的合理用氣需求。符合條件的邊疆、少數民族地區氣化項目，可按稅法規定享受相關稅收優惠政策。五是將LNG接收站冷能利用納入LNG項目核準評估內容，實現節能減排和提高能效。
六、完善天然氣價格形成機制
一是建立反映資源稀缺程度和市場供求變化的天然氣價格形成機制，加快理順天然氣與可替代能源的比價關系，充分發揮價格在調節供求關系中的杠桿作用，并為天然氣價格最終市場化奠定基礎。二是研究建立上中下游價格聯動機制。三是鼓勵天然氣用氣量季節差異較大的地區，研究推行天然氣季節差價和可中斷氣價等差別性氣價政策，引導天然氣合理消費，提
高天然氣利用效率。鼓勵天然氣生產企業、下游用戶通過多種渠道積極參與儲氣調峰設施的建設，支持發展可中斷、可轉換、可調節的天然氣用戶。四是研究建立國家級天然氣交易市場問題。
七、深化體制機制改革
一是完善天然氣產業相關制度，依法加強監管。二是深入研究管網專營化運行管理機制，為培育競爭性市場創造條件。三是實施天然氣基礎設施互聯互通及向第三方提供準入服務。四是明確參與天然氣供應的相關主體儲氣調峰義務。五是逐步構建與國內天然氣產業發展相符的監管體系和政策體系。
八、保障管道安全運行
一是研究制定石油天然氣管道保護法實施細則，完善有關配套法規和標準。積極開展向全社會特別是管道沿線群眾普及管道保護法的宣傳活動。督促指導管道企業落實管道保護責任，嚴格履行各項法定義務。
二是各省（區、市）能源主管部門要加強對本行政區域管道保護工作的領導，督促本行政區域內設區的市級、縣級人民政府指定主管管道保護工作的部門。縣級以上地方人民政府主管管道保護工作的部門要依法履行職責，建立管道保護工作聯系制度。
九、加強國際合作
按照互利雙贏原則參與海外天然氣開發項目；鼓勵開展頁巖氣等非常規天然氣與國外公司的合作，通過對外合作，引進技術，提高自主創新能力。

第二節 實施機制
一、加強規劃協調管理
國務院能源主管部門要加強對規劃實施的協調和指導，對規劃實施情況進行跟蹤分析和監督檢查，推動規劃各項指標和任務的落實。國務院各有關部門要按照職能分工，加強溝通配合，制定和完善相關配套政策措施，為規劃實施創造有利條件。地方各級人民政府有關部門和相關企業要根據各自的職責，細化落實規劃確定的主要目標和重點任務。
二、建立滾動調整機制
國務院能源主管部門要及時掌握規劃實施情況，做好中期評估。根據國內天然氣生產實際和國際天然氣市場新形勢，適時調整規劃的主要目標、重點任務和項目，保障安全穩定供氣，
促進天然氣產業健康持續發展。
三、編制年度實施計劃
對規劃確定的主要目標和重大任務，國務院能源主管部門要制定年度實施計劃，指導各地區和有關企業按照國家戰略意圖和政策導向開展工作。同時，要研究建立規劃實施考核體系和獎懲制度，保證規劃目標和任務順利實施。


第五章 環境影響評價
一、環境影響分析
（一）節能減排效果顯著。
目前，我國一次能源消費結構仍以煤炭為主，二氧化碳排放強度高，環境壓力大。“十二五”期間，隨著天然氣資源開發利用加快，天然氣占一次能源消費的比重將提高，可有效降低污染物和二氧化碳排放強度。如果2015年天然氣消費量達到2300億立方米，比2010年增加約1200億立方米，同增加等量熱值的煤炭相比，每年可減排二氧化碳5.2億噸、二氧化硫580萬噸。
（二）可持續發展作用重大。
天然氣廣泛使用對保護生態環境，改善大氣質量，提高公眾生活質量和健康水平，實現可持續發展具有重要作用。天然氣覆蓋面的擴大和天然氣普及率的提高，使越來越多的人民群眾能共享天然氣的清潔性，生活質量得到提高，對我國經濟社會可持續發展將發揮重要作用。
二、環境保護措施
（一）總體要求。
堅持科學發展觀，統籌規劃、合理布局、保護環境、造福人民，實現天然氣開發利用與安全健康、節能環保協調發展。認真執行環境影響評價制度，加強項目環保評估和審查。加強國家重要生態功能區或生態脆弱區等生態保護重點地區環境監管力度。
（二）環保措施。
資源開發生產。一是加強集約化開發力度，盡量減少耕地占用，施工結束后應及時組織土地復墾，降低對土地、水資源、生態環境等造成的不良影響。二是完善高酸性氣田安全開發技
術，加強環境監測和風險防范措施，制定應急預案。三是加強對頁巖氣開發用水及其處理的管理及環境監測。四是大力推廣油田伴生氣和氣田試采氣回收技術、天然氣開采節能技術等。
設施建設運營。一是在選線、選站場過程中要盡量避免穿越自然保護區、風景名勝區、世界文化和自然遺產地、飲用水水源保護區、基本農田保護區、森林公園、地質公園、重要濕地、天然林、珍惜瀕危野生動植物天然集中分布區、軍事區和文物保護單位等環境敏感區，對確實無法避繞的，在相關法律法規允許的范圍內，選擇對環境敏感區影響最小的路由和施工方案通過，并采取嚴格的環境保護措施降低對環境敏感區的影響，減少耕地占用，采取水土保持措施。二是優化儲運工藝，加強天然氣泄漏檢測，配備先進的監控和應急設備，制定應急
預案，嚴格監控突發風險事故，降低事故影響。管道站場和儲氣庫應選用低噪音設備。必要時進行降噪隔聲處理，加強噪音監測。三是加大 LNG 冷能利用力度，冷能利用項目須與接收站同步建設，減少對海水生態環境的影響，提高能源綜合利用效率。


附件：
氣區
新建產能
（億立方米／年）
2015年產量
（億立方米/年）
鄂爾多斯盆地 261 390
四川盆地 195 410
塔里木盆地 147 320
南海海域 100 150

一、我國“十二五”常規天然氣開發重點項目表


二、我國“十二五”天然氣管網重點項目表


序
號
管道名稱
長度
(公里)
輸氣能力
（億立方米/年）
設計壓力
(兆帕)
管徑
（毫米）
投產
時間
氣源 備注
1 西氣東輸二線東段 3000 300 12/10 1219/1016 2011 中亞一期
2 中亞天然氣管道C線 1833 250～300 10 1219 2013 中亞二期
戰略
進口
管道 3 西氣東輸三線 7300 300 12/10 1219/1016 2013 中亞二期
1 陜京四線 1300 230 10 1219 2013 長慶、中亞氣
2 中衛-貴陽天然氣管道 1620 150 10 1016 2013 中亞氣、塔里木氣
3 東北天然氣干線管網 1100 90～120 10 1016 2011
俄氣、中亞氣、大連
LNG

4 青藏天然氣管道 1320 18 10 508 2014 青海
干線
管道
5 鄂爾多斯-安平 680
鄂爾多斯氣、煤制氣、
晉陜煤層氣


（續上表）

序
號
管道名稱
長度
(公里)
輸氣能力
（億立方米/年）
設計壓力
(兆帕)
管徑
（毫米）
投產
時間
氣源 備注
1冀寧聯絡線復線 904 150 10 1016 2013 長慶氣、塔里木氣、LNG
2寧魯輸氣聯絡線工程 630 27 8 711 2013 鄂爾多斯氣、川氣、LNG
3南疆天然氣利民工程 2485 14 10 508/219 2013塔里木氣
4海上氣田天然氣管道 1000 325～813 2013海上
5儲氣庫配套管道 600 610～1219 2014儲氣庫
6已有管網改造 700 60 2015東北、西南
7
LNG接收站外輸管道
及相互間聯絡線
6000 2015LNG
聯絡線、干
線配套支
線
8已建干線的新建支線 3500
1
新疆煤制天然氣外輸
管道
新疆煤制天然氣
視煤制氣
項目進展
適時建設
煤制天然
氣和煤層
氣管道
2煤層氣管道 2054 120 6.3/4 408～813 2015煤層氣
煤制氣管道將根據煤制氣項目進展情況適時調整


三、我國“十二五”天然氣區域管網項目表

序號 項目名稱
長度
（公里）
輸氣能力
（億方/年）
設計壓力
(兆帕)
管徑
(毫米)
投產時間 氣源
四川
1 四川石化基地供氣工程 97 33 6.3 660 2012年
2 江津-納溪輸氣管道 98 46 6.3 813 2013年
3 自貢-隆昌-榮昌-永川管道 90 10 4 508 2014年
4 楚雄-攀枝花-西昌輸氣管道 450 30 6.3 508-711 2014年
5 大邑-青白江-德陽輸氣管道 170 36 8 610 2016年
6 南壩-達州輸氣管道 68 10 7 323.9 2013年
北京
1 古北口-高麗營 107 13 7.8 1016 2012年 大唐煤制氣
2 四大熱電中心供氣專線 102 70 4 1000 2013年 陜京系統
3
西沙屯-大唐煤制氣管道密云末
站聯絡線
60 40 6.3 813 2014年 陜京四線
湖北
1 武漢-宜昌 320 20 6.3 711 2014年 西二線、西三線
2 中石化安山-武石化專線 87 5 6.3 406.4-2732012年 西二線、川氣東送
3 荊州-石首 150 5 6.3 508-323.92012年 川氣東送
4 豹澥-黃石（復線） 76 7 6.3 323.9 2015年 忠武線
云南

序號 項目名稱
長度
（公里）
輸氣能力
（億方/年）
設計壓力
(兆帕)
管徑
(毫米)
投產時間 氣源
1 楚雄-攀枝花-德昌支線 370 30/10 10/4 720/508 2013 中緬天然氣
福建
1 福州-平潭 98 12 6.3 406 2013年6月中亞
2 武夷山-三明 320 15 6.3 406 2013年6月中亞
3 福州-福鼎 300 100 10 1016 2013年6月中亞
4 江西上饒-武夷山支線 45（100）10 6.3 406.4 2011年底 西二線
5 龍巖-三明-南平支線 252 10 6.3 406 2012年12月西三線
6 廈門支線 20 8 6.3 406 2012年12月西三線
7 福州-南平聯絡線 200 10 6.3 406 2014年12月西三線
浙江
1 甬臺溫天然氣輸氣管道工程 464 95 6.3
干線813
支線355.6
2014年
浙江寧波LNG、麗水 36-1
氣田、西氣東輸二線
2
浙滬天然氣聯絡線工程（浙江
段）
40 5 6.3 813 2013年 上海、浙江多種氣源互補
3 杭州-金華-衢州天然氣管道 200 51 6.3 813 2014年 西二線
4 金華-麗水-溫州 258 40 6.3 813 2012年 西二線
5 浙閩天然氣聯絡線工程 50 5 6.3 660 2015年 溫州LNG
6 上虞-三門聯絡線 170 10 6.3 660 2015年 寧波LNG
7 麗水36-1氣田連接線 40 5 6.3 660 2013年 麗水36-1
8 溫州LNG配套管線 80 50 7 813 2015年 進口LNG
9 衢州-常山支線 48 9.6 6.3 457 2011年底 西二線
10 衢州-江山 58 7.6 6.3 457 2011年底 西二線
11 金華-義烏支線 39 17.2 6.3 457 2011年底 西二線

序號 項目名稱
長度
（公里）
輸氣能力
（億方/年）
設計壓力
(兆帕)
管徑
(毫米)
投產時間 氣源
湖南
1 湘潭-九華支線 32 30 6.3 508 2011年 西二線
2 九華-婁底-邵陽 176 10 6.3 508 2011年 西二線
3 湘潭-婁底-邵陽 213 7 6.3 508 2011年 忠武線、西二線、西三線
4 株洲-衡陽支干線 130 20 6.3 508 2015年底 西三線
5 衡陽-耒陽-郴州 133 5 4 457 2015年底 西三線
吉林
1 吉林-延吉長輸管道 263 6 4 600 2014年
陜京線、吉林油田、東北
油氣分公司
2 松原-白城長輸管道 175 8 8 800 2012年
陜京線、吉林油田、東北
油氣分公
3 四平-白山長輸管道 273 13.6 4 700 2012年
陜京線、中石油吉林油田、
中石化東北油氣分公
4 八屋-長春高壓外環復線 60 7.8 8 400 2011年
5 前大-松原復線 76 40 8 800 2014年
6 后五家-四平復線 64 8.6 6.3 400 2014年

內蒙古
1 建平-赤峰 177 8 6.3 450 2013年 錦州-朝陽-建平管道
2 克什克騰旗-赤峰 300 7 8 457 2014年 大唐克旗煤制氣
3 呼和浩特支線 21 10 6.4 406.4 2014年 陜京四線
甘肅
1 中貴線天水支線 40 5 6.3 273 2012年 中衛-貴陽線
山東
序號 項目名稱
長度
（公里）
輸氣能力
（億方/年）
設計壓力
(兆帕)
管徑
(毫米)
投產時間 氣源
1 滄淄線陽信支線 8 7.4 4.0 508 2012年 滄淄線
2
天津LNG項目唐官屯-淄博輸氣
管道（山東段）
244 40 8/6.3 711 2015年 天津LNG項目
陜西
1 靖西三線系統工程 626 30/90 8 700/900
一期2012年/
二期2015年
中石油長慶氣田
2 川東北-西安輸氣管道 134 11 8 650 普光氣田
江蘇
1 海門支線 37 10 6.3 323.9 2011年 江蘇LNG
2 如東-金鷹電廠支線 36 30 6.3 610 2011年底 江蘇LNG
3 南京金陵電廠復線 15 6 6.3 323.9 2011年底 西一線
4 藍天熱電二期 5 6 4 323.9 2011年底 西一線
5 儀征華電熱電廠 6 10 4 406 2011年底 西一線
6 常熟開發區燃氣電廠支線 66 15 6.3 508 2011年 西一線
7 華能蘇州熱電廠支線 25 8 4 406.4 2011年 西一線
8 南京東亞電廠支線 2 6 4 323 2011年 西一線
9 淮安-鹽城 94 6 6.3 323.9 2011年 冀寧線
10 淮安淮陰電廠 17 6 4 323.9 2011年底
11 徐州-商丘聯絡線 158 13 6.3 610 2015年底
12 龍池-天長 49 10 4 406.4 2015年 西一線
廣東
1 韶關分輸站-韶關支線 64 5 6.3 406.4 2011年 西二線
2 東莞-惠陽區 64 6 6.3 323.9 2011年 西二線
序號 項目名稱
長度
（公里）
輸氣能力
（億方/年）
設計壓力
(兆帕)
管徑
(毫米)
投產時間 氣源
3 肇慶分輸站-江門 120 6 6.3 406.4 2011年 西二線
4 清遠-花都 33 60 6.3 610 2011年 西二線
5 揭陽-汕頭 40 6 6.3 323.9 2014年 西三線
6 潮州支線 5 6.5 6.3 324 2011年 西三線
新疆
1
西二線奎屯分輸站-奎屯石化工
業園
1.6 18 6.3 219 2012年7月西二線
2
西二線烏魯木齊分輸站-烏魯木
齊市
8.5 22 6.3 322 2012年8月西二線
3 西二線哈密分輸站-哈密LNG廠18.5 5.4 6.3 219 2012年8月西二線
4 西二線鄯善分輸站支線 20 5.2 6.3 219 2013年 西二線

不分頁顯示　　　總共2頁　　1 [2]

　　下一頁