四、规划实施
（一）组织实施
1、加强组织领导
加强全国天然气管网统筹规划，完善全国天然气规划体系。在
国家发展改革委统筹指导下，国家能源局作为规划的组织实施部
门，推动各项指标和任务落实。国务院各有关部门要按照职能分工，
加强沟通配合，制定和完善相关配套政策措施，为规划实施创造有
利条件。省级发展改革、能源主管部门要切实履行职责，组织协调
实施。
2、细化任务落实
研究制定《油气规划管理办法》，加强国家规划与省级规划、
企业规划间的衔接，确保发展指标、重点任务、重大项目落地。各
省（区、市）要将本规划确定的各项指标、主要任务和重大工程列
入本地区能源发展规划和天然气发展专项规划，分解落实目标任
务，明确进度安排协调和目标考核机制，精心组织实施。各企业作
为规划的实施主体，根据本规划确定的主要目标和重大任务，细化
调整企业实施方案，积极有序推进规划项目论证实施。
3、做好评估调整
规划实施过程中适时对规划执行情况进行梳理、评估，结合实
施情况对规划项目进行微调。坚持规划中期评估制度，严格评估程
序，委托第三方机构开展评估工作，对规划滚动实施提出建议，及
时总结经验、分析问题、制订对策。规划确需调整的，国家发展改
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革委、能源局根据经济社会发展和规划执行情况，适时修订并发布。
（二）保障措施
1、加大政策支持力度
对非常规、低丰度、深水天然气资源落实差别化税费政策。进
一步完善油气资源税费在中央与地方之间的分配方式和比例，促进
形成资源开发惠及地方的机制。研究延长页岩气补贴政策并研究给
予致密气开发、生物天然气一定财政补贴。引导多种主体建设储气
调峰设施。清理不适应新形势的政策措施，研究出台推进天然气利
用的指导意见。
2、全面深化油气体制改革
实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制，公开
公平向符合条件的各类市场主体出让相关矿业权，允许油气企业之
间以市场化方式进行矿业权转让，逐步形成以大型国有油气公司为
主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系。
鼓励改革试点和模式创新。持续推进新疆油气勘查开采改革试
点，总结经验、完善制度并加快向全国推广。加大页岩气矿业权出
让，鼓励多元投资主体进入。总结和发展新疆、川渝、鄂尔多斯盆
地等地区常规油气、页岩气、致密气勘探开发企地合作、合资混改、
引入竞争等创新模式。支持有条件的省（区、市）开展天然气体制
改革综合试点或专项试点。在资源开发和基础设施建设运营领域积
极有序发展混合所有制经济。
推动天然气管网运输和销售分离，大力推进天然气基础设施向
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第三方市场主体开放。放开非居民用气价格，进一步完善居民用气
定价机制，加强天然气管输价格和成本监审，有效降低输配气成本，
扩大天然气利用规模。建立完善上中下游天然气价格联动机制，加
大天然气下游市场的开发培育力度，供气企业合理承担普遍服务义
务，形成终端市场的竞争环境。依据市场化原则允许符合条件的企
业参与天然气进口。鼓励符合产品质量标准的生物天然气进入天然
气管网和车用燃气等领域。
理顺资源开发税费关系，在统筹研究相关税费改革的基础上，
研究建立矿产资源国家权益金制度，实施好资源税政策，合理确定
负担水平。改革管道运营企业税收收入分配机制。加强行业管理，
推动建立独立第三方行业研究机构。研究推动油气大数据平台建
设。
3、进一步深入推进石油企业改革
完善国有油气企业法人治理结构，规范投资管理、强化风险控
制，提高项目决策和运营管理水平。优化国有企业考核机制，加强
对服务国家战略、保障国家油气供应安全和国民经济运行任务的考
核，监管和推动石油企业可持续发展。
鼓励具备条件的油气企业发展股权多元化和多种形式的混合
所有制。推进国有油气企业工程技术、工程建设和装备制造等业务
进行专业化重组，作为独立的市场主体参与竞争，促进内部资源优
化高效配置，瘦身健体，降本增效。
推进配套改革，加快剥离国有企业办社会职能和解决历史遗留
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问题，为国有企业公平参与市场竞争创造条件。中央财政通过安排
国有资本经营预算支出等方式给予必要支持。
4、保障勘探开发和基础设施建设
落实《找矿突破战略行动总体方案（2016-2020 年）》，加大财
政资金基础地质调查投入力度，加快资源勘查市场开放，引导和鼓
励社会资本投入，强化矿业权监管和科技支撑，通过激发市场活力
使勘查和勘探投入保持在较高水平。油气企业要立足国内，切实保
障“十三五”勘探工作量投入不低于“十二五”，加快储量探明和
经济高效动用，推动天然气快速增储上产。
加强管网、储气库等基础设施投资建设，加强管网互联互通，
提高天然气区域互济及应急调峰能力。统筹衔接天然气基础设施布
局规划与土地利用、环保、水利、城乡规划等相关规划，健全西北、
东北“管廊带”，集约节约利用资源。各省（区、市）应统筹勘探
开发、天然气基础设施用地，确保用地需求纳入各省土地利用总体
规划。各省（区、市）要简化核准办理手续，支持国家重大基础设
施建设。建立用海协调机制，解决近海海域油气勘探开发用海矛盾。
创新天然气基础设施项目管理机制，开展通过招投标等方式选
择投资主体试点工作。开展地下储气库库址普查筛选和评价。加大
企业债券等对基础设施建设支持力度。研究推动利用金融手段支持
天然气基础设施建设的措施。推动基础设施项目在符合条件的前提
下向经济欠发达、民族地区、革命老区等优先安排并给予支持。
5、保障管道安全运行
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各省级人民政府要加强对本行政区域管道保护工作的领导，督
促本行政区域内的市级、县级人民政府指定主管管道保护工作的部
门，县级以上地方人民政府主管管道保护的部门要依法履行职责。
要落实管道保护企业主体责任，严格依法开展管道建设和维护工
作，加强检测与巡查。研究制定石油天然气管道保护法实施细则、
海洋石油天然气管道保护条例，加大管道保护法的执行力度。建立
中央与地方各部门上下联动保护机制，确保管道安全运行。加强管
道与铁路、公路等其他重大建设工程相遇相交关系处理。加大管道
安全隐患整改支持力度。
6、加快市场体系建设
加快推进油气体制改革进程，鼓励各类市场主体有序进入天然
气行业，形成多元化主体公平竞争局面，提高效率增强活力。打破
垄断，有序放开竞争性业务，完善价格形成机制，发挥市场对资源
配置的决定性作用，推动天然气交易中心建设，提高国际定价话语
权。深入推进简政放权，加强简政放权后续监管，督促国家产业政
策和标准规范落地。健全监管机制，加强事中事后监管和对市场准
入、交易行为、垄断环节、价格成本等重点环节监管，加大区域管
网及配气市场监管力度。
7、加强科技创新和提高装备自主化水平
依托大型油气田及煤层气开发国家科技重大专项，推动油气重
大理论突破、重大技术创新和重大装备本地化，全面实现“6212”
（6 大技术系列、20 项重大技术、10 项重大装备、22 项示范工程）
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科技攻关目标。重点攻克页岩气、煤层气经济有效开发的关键技术
与核心装备，攻克复杂油气田进一步提高采收率的新技术，同时加
强科研项目与示范工程紧密衔接。依托大型骨干企业，吸收包括民
企在内的全社会优势力量，以企业为主体、产学研相结合，发挥示
范项目引领作用。加快高层次人才培养和创新团队建设，提高油气
科技自主创新能力。加快燃气轮机研发制造自主化进程，燃机核心
技术研发能力和关键部件生产能力取得重大突破，有序推进自主燃
机国产化应用。进一步提升天然气长输管线压缩机组和 LNG 接收站
关键装备技术等水平并推动示范应用，进一步提高海洋油气装备研
发制造能力。加强天然气水合物基础研究工作，重点攻关开发技术、
环境控制等技术难题，超前做好技术储备。
8、深入推进国际合作
深化双边、多边天然气合作，落实“一带一路”建设，加强与
天然气生产国的合作，形成多元化供应体系，保障天然气供应安全。
建立完善跨境天然气管道沿线国家保证供应多层面协调机制，重视
跨境管道安全保护，保障安全平稳供气。促进与东北亚天然气消费
国的合作，推动建立区域天然气市场，提高天然气价格话语权。积
极参与全球能源治理，加强与国际组织的合作，为我国天然气发展
创造更好的国际环境。
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五、环境保护
（一）环境影响分析
1、提高能效和节能减排效果显著
目前，我国一次能源消费结构仍以煤炭为主，二氧化碳排放强
度高，环境压力大。“十三五”期间，随着天然气资源开发利用加
快，天然气占一次能源消费的比重将提高，可有效降低污染物和二
氧化碳排放强度。发电和工业燃料上天然气热效率比煤炭高约10%，
天然气冷热电三联供热效率较燃煤发电高近1倍。天然气二氧化碳
排放量是煤炭的59%、燃料油的72%。大型燃气-蒸汽联合循环机组
二氧化硫排放浓度几乎为零，工业锅炉上二氧化硫排放量天然气是
煤炭的17%、燃料油的25%；大型燃气-蒸汽联合循环机组氮氧化物
排放量是超低排放煤电机组的73%，工业锅炉的氮氧化物排放量天
然气是煤炭的20%；另外，与煤炭、燃料油相比，天然气无粉尘排
放。若2020年天然气消费量达到3600亿立方米，比2015年增加1670
亿立方米，同增加等量热值的煤炭相比，每年可减排二氧化碳7.1
亿吨、二氧化硫790万吨。
2、可持续发展作用重大
天然气广泛使用对保护生态环境，改善大气质量，提高公众生
活质量和健康水平，实现可持续发展具有重要作用。天然气覆盖面
的扩大和天然气普及率的提高，使越来越多的人民群众能共享天然
气的清洁性，生活质量得到提高，对我国经济社会可持续发展将发
挥重要作用。
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（二）环境保护措施
坚持统筹规划、合理布局、保护环境、造福人民，实现天然气
开发利用与安全健康、节能环保协调发展。认真执行环境影响评价
制度和节能评估审查制度，加强项目环保评估和审查、节能评估和
审查。加强国家重要生态功能区或生态脆弱区等生态保护重点地区
环境监管力度。加强建设项目防洪影响和水资源论证工作，切实落
实建设项目水土保持方案制度和“三同时”制度，认真实施水土保
持预防和治理措施，控制人为水土流失。加强集约化开发力度，尽
量减少耕地、林地占用。大力发展生物天然气，促进农作物秸秆、
畜禽粪便等农业废弃物资源的利用。完善高酸性气田安全开发技
术，加强对常规天然气开采及净化等过程大气污染治理，减少无组
织排放和非正常排放，确保满足环境管理相关要求。加强对页岩气
开发用水和煤制天然气生产用水及其处理的管理及环境监测。大力
推广油田伴生气和气田试采气回收技术、天然气开采节能技术等。
采取严格的环境保护措施降低对环境敏感区的影响，优化储运工
艺，加强天然气泄漏检测，减少温室气体逃逸排放。加大LNG冷能
利用力度。
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附 表
天然气主干管道规划表
序号 管道名称
长度 管径 设计输量
设计
压力 备注
公里 毫米 亿方/年 兆帕
1 西三线 3807
东段干线（吉安—福州） 817 1219/1016 150 10 在建
中段干线（中卫—吉安） 2062 1219 300 12
闽粤支干线 575 813 56 10
中卫—靖边支干线 353 1219 300 12
2 西四线（伊宁-中卫） 2431
伊宁—吐鲁番段 760 1219 300 12
吐鲁番—中卫段 1671 1219 300 12
3 西五线（乌恰-中卫） 3200
乌恰—连木沁段 1495 1219 300 12
连木沁—中卫段 1705 1219 300 12
4 中亚 D 线（含境外段） 1000 1219 300 12
5 陕京四线 1274 1219 300 12(10)
6 中俄东线
黑河-长岭（含长春支线） 737/115 1422/1016 380 12
长岭-永清 1110 1422/1219 150 12
安平-泰安 321 1219 200 10
泰安-泰兴 715 1219 200 10
7 楚雄-攀枝花管道 186 610 20 6.3
8 新疆煤制气外输管道 8972 1219/1016 300 12(10)
9 鄂尔多斯-安平-沧州管道 2422 1219/1016 300 12(10)
濮阳-保定支干线 443 1016 100 10
10 青岛-南京管道 553 914 80 10
11 川气东送二线管道 550 1016 120 10
12 蒙西煤制气外输管线 1200 1219 300 12
13 琼粤海口-徐闻管道 265 914 100 10
14 青藏天然气管道 1140 610 12.7 6.3
15 重庆-贵州-广西管道 780 1016 100 10
16 广西 LNG 配套管道 1106 813/610 40 10 在建
17 天津 LNG 配套管道 475 1016/813 40 10 在建
武清-通州支线 56 711 30 10
18 深圳 LNG 调峰接收站配套管道 65 813 107 9.2
19 唐山 LNG 接收站外输管道复线 161 1219 200 10
20 威远-荣昌-南川-涪陵 440 711/813/1016 50/60/80 10
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