二、指导思想和目标
（一）指导思想
全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精
神，深入落实习近平总书记系列重要讲话精神，牢固树立创新、协
调、绿色、开放、共享的发展理念，以能源供给侧结构性改革为主
线，遵循“四个革命、一个合作”能源发展战略思想，紧密结合“一
带一路”建设、京津冀协同发展、长江经济带发展战略，贯彻油气
体制改革总体部署，发挥市场配置资源的决定性作用，创新体制机
制，统筹协调发展，以提高天然气在一次能源消费结构中的比重为
发展目标，大力发展天然气产业，逐步把天然气培育成主体能源之
一，构建结构合理、供需协调、安全可靠的现代天然气产业体系。
（二）基本原则
国内开发与多元引进相结合。天然气供应立足国内为主，加大
国内资源勘探开发投入，不断夯实资源基础，增加有效供应；构筑
多元化引进境外天然气资源供应格局，确保供气安全。
整体布局与区域协调相结合。加强统筹规划，加快天然气主干
管网建设，推进和优化支线等区域管道建设，打通天然气利用“最
后一公里”，实现全国主干管网及区域管网互联互通。
保障供应与高效利用相结合。坚持高效环保、节约优先，提高
利用效率，培育新兴市场，扩大天然气消费。加快推进调峰及应急
储备建设，保障管道安全。以人为本，提高天然气安全保供水平，
保障民生用气需求。
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深化改革与加强监管相结合。加快油气体制改革进程，不断创
新体制机制，推动市场体系建设，勘探开发有序准入，基础设施公
平开放，打破地域分割和行业垄断，全面放开竞争性环节政府定价。
加强行业监管和市场监管，明确监管职责，完善监管体系。
自主创新与引进技术相结合。加强科技攻关和研发，积极引进
勘探开发、储存运输等方面的先进技术装备，加强企业科技创新体
系建设，在引进、消化和吸收的基础上，提高自主创新能力，依托
重大项目加快重大技术和装备自主化。
资源开发与环境保护相协调。处理好天然气发展与生态环境保
护的关系，注重生产、运输和利用中的环境保护和资源供应的可持
续性，减少环境污染。
（三）发展目标
1、储量目标
常规天然气。“十三五”期间新增探明地质储量3万亿立方米，
到2020年累计探明地质储量16万亿立方米。
页岩气。“十三五”期间新增探明地质储量1万亿立方米，到2020
年累计探明地质储量超过1.5万亿立方米。
煤层气。“十三五”期间新增探明地质储量 4200 亿立方米，到
2020 年累计探明地质储量超过 1 万亿立方米。
2、供应能力
2020 年国内天然气综合保供能力达到 3600 亿立方米以上。
3、基础设施
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“十三五”期间，新建天然气主干及配套管道 4 万公里，2020
年总里程达到 10.4 万公里，干线输气能力超过 4000 亿立方米/年；
地下储气库累计形成工作气量 148 亿立方米。
4、市场体系建设
加快推动天然气市场化改革，健全天然气产业法律法规体系，
完善产业政策体系，建立覆盖全行业的天然气监管体制。
专栏 2 “十三五”天然气行业发展主要指标
指标 2015 年 2020 年 年均增速 属性
累计探明储量（常规气，万亿方） 13 16 4.3% 预期性
产量（亿方/年） 1350 2070 8.9% 预期性
天然气占一次能源消费比例（%） 5.9 8.3～10 - 预期性
气化人口（亿人） 3.3 4.7 10.3% 预期性
城镇人口天然气气化率（%） 42.8 57 - 预期性
管道里程（万公里） 6.4 10.4 10.2% 预期性
管道一次运输能力（亿立方米） 2800 4000 7.4% 预期性
地下储气库工作气量（亿立方米） 55 148 21.9% 约束性
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三、重点任务
（一）加强勘探开发增加国内资源供给
按照“海陆并进、常非并举”的工作方针，加强基础调查和资
源评价，持续加大国内勘探投入，围绕塔里木、鄂尔多斯、四川和
海域四大天然气生产基地，加大新区、新层系风险勘探，深化老区
挖潜和重点地区勘探投入，夯实国内资源基础；在加强常规天然气
开发的同时，加大致密气、页岩气、煤层气等低品位、非常规天然
气科技攻关和研发力度，突破技术瓶颈，实现规模效益开发，形成
有效产能接替。
1、加强基础地质调查和资源评价
加强常规、非常规天然气资源调查评价，重点加强主要含油气
盆地的地质勘查，进一步深化成熟勘查区块的精细勘查，加强老气
区的新领域深度挖潜。坚持新地区、新领域、新深度、新层位油气
地质调查，提交一批后备选区。加强页岩气、煤层气等非常规资源
地质调查工作，推动基础理论创新和复杂地区勘查技术突破。
2、加快常规天然气增产步伐
陆上常规天然气。以四川、鄂尔多斯、塔里木盆地为勘探重点，
强化已开发气田稳产，做好已探明未开发储量、新增探明储量开发
评价和目标区优选建产工作，2020 年产量约 1200 亿立方米。加强
东部深层勘探开发，保持稳产力争增产。加快鄂尔多斯、四川两大
盆地致密气上产步伐，2020 年产量达到 370 亿立方米。
海域天然气。加快勘探开发，力争形成百亿方级天然气生产基
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地。
专栏 3 常规天然气勘探开发重点项目
陆上常规天然气：四川盆地加强磨溪地区龙王庙组气藏动态跟踪评价和高石梯地区震旦系
气藏勘探开发一体化，加快川东北、普光、元坝、彭州海相等气田开发，努力保持既有气
田稳产；塔里木盆地以克拉 2 气田、迪那气田和大北气田稳产、库车地区克深气田项目上
产为重点；鄂尔多斯盆地以老区靖边和榆林、大牛地、杭锦旗气田开发为重点，保持苏里
格气田“5+1”稳产。
致密砂岩气：以鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地须家河组、松辽盆地登娄库组、渤海湾
盆地深层、塔里木盆地深层为重点。
3、非常规天然气重点突破页岩气、煤层气
以南方海相为勘探重点，推广应用水平井、“工厂化”作业模
式，全面突破海相页岩气效益开发技术，实现产量大幅增长；探索
海陆过渡相和陆相页岩气勘探开发潜力，寻找新的核心区，为进一
步上产奠定基础。2020 年页岩气产量力争达到 300 亿立方米。
重点开展沁水、鄂尔多斯盆地煤层气勘查工作，努力在新疆等
西北地区低阶煤煤层气获得新的突破，探索滇东黔西含气盆地群高
应力区煤层气资源勘查，为全国范围煤层气大规模开发提供坚实的
资源基础。加快煤层气地面抽采，推进煤矿瓦斯规模化抽采利用。
2020 年，煤层气（地面抽采）产量 100 亿立方米。
推进煤制气产业示范。推动已建成的煤制天然气示范工程系统
优化完善，在高负荷条件下实现连续、稳定和清洁生产。新建示范
项目至少承担单系列生产规模的自主甲烷化技术工业化示范任务。
专栏 4 非常规天然气勘探开发重点项目
页岩气：加快四川长宁-威远、重庆涪陵、云南昭通、陕西延安等国家级示范区建设，威远- 荣县、荣昌-永川、贵州黔北、黔东北、湖南湘中、江西修武等其他潜力区块勘探开发。
煤层气：建设沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘和贵州毕水兴等煤层气产业化基地；加快内蒙古、
新疆等地区煤层气勘探开发，扩大资源后备阵地。 （二）加快天然气管网建设
“十三五”是我国天然气管网建设的重要发展期，要统筹国内
外天然气资源和各地区经济发展需求，整体规划，分步实施，远近
结合，适度超前，鼓励各种主体投资建设天然气管道。依靠科技进
步，加大研发投入，推动装备国产化。加强政府监管，完善法律法
规，实现管道第三方准入和互联互通，在保证安全运营前提下，任
何天然气基础设施运营企业应当为其他企业的接入请求提供便利。
1、完善四大进口通道
西北战略通道重点建设西气东输三线（中段）、四线、五线，
做好中亚 D 线建设工作。东北战略通道重点建设中俄东线天然气管
道。西南战略通道重点建设中缅天然气管道向云南、贵州、广西、
四川等地供气支线。海上进口通道重点加快 LNG 接收站配套管网建
设。
2、提高干线管输能力
加快向京津冀地区供气管道建设，增强华北区域供气和调峰能
力。完善沿长江经济带天然气管网布局，提高国家主干管道向长江
中游城市群供气能力。根据市场需求增长安排干线管道增输工程，
提高干线管道输送能力。
3、加强区域管网和互联互通管道建设
进一步完善主要消费区域干线管道、省内输配气管网系统，加
强省际联络线建设，提高管道网络化程度，加快城镇燃气管网建设。
建设地下储气库、煤层气、页岩气、煤制气配套外输管道。强化主
干管道互联互通，逐步形成联系畅通、运行灵活、安全可靠的主干
管网系统。
专栏 5 长输管道重点项目
“十二五”结转项目：西气东输三线（中段）、闽粤支干线、西气东输四线、中俄东线天然
气管道、新疆煤制气外输管道、陕京四线、楚雄-攀枝花天然气管道、青藏天然气管道。
完善四大进口通道：中亚 D 线、西气东输五线。
干线管网建设：川气东送二线、鄂尔多斯-安平-沧州管道、青岛-南京管道、国家主干管道向
长江中游城市群供气支线等。
区域管网和互联互通管道：建成中卫-靖边、濮阳-保定、东仙坡-燕山、武清-通州、海口- 徐闻、建平-赤峰、杭锦旗-银川、重庆-贵州-广西、威远-荣昌-南川-涪陵等天然气管道；加
强省内供气支线建设，扩大市场覆盖范围。
储气库、煤层气、页岩气、煤制气外输管道：文 23-豫鲁支干线、陕 43-靖边配套管道，适
时启动蒙西、蒙东煤制气配套管道。（见附表）
（三）加快储气设施建设提高调峰储备能力
储气设施与天然气管道相连，是天然气管网系统重要的组成部
分，是保障天然气安全、稳定供应的重要手段。依据全国天然气管
网布局建设储气设施，主干管道应配套建设地下储气库，地下储气
库和 LNG 接收站应与全国管网相联通，加强城市燃气应急调峰能力
建设，构建储气调峰服务市场。
1、重点推动天然气储备调峰能力建设
围绕国内主要天然气消费区域，在已初步形成的京津冀、西北、
西南、东北、长三角、中西部、中南、珠三角等八大储气基地基础
上，加大地下储气库扩容改造和新建力度，支持 LNG 储气设施建设，
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逐步建立以地下储气库为主，气田调峰、CNG 和 LNG 储备站为辅，
可中断用户调峰为补充的综合性调峰系统，建立健全由供气方、输
配企业和用户各自承担调峰储备义务的多层次储备体系。到 2020
年形成地下储气库工作气量 148 亿立方米。有序发展 LNG 接收站调
峰，加快建立和完善城市应急储气调峰设施，鼓励多种主体参与储
气能力建设。加强需求侧管理，利用调峰气价、阶梯气价等价格手
段，拓展可中断用户，激励各类用户参与调峰。
专栏 6 地下储气库重点项目
已建、在建储气库扩容达容：中石油大港、华北储气库群、呼图壁、板南、苏桥、相国寺、
陕 224、双 6、金坛、刘庄盐穴储气库、中石化中原文 96、金坛盐穴储气库等。
新建地下储气库项目：逐步建成中石油文 23、中石化文 23、江汉盐穴、卫城、朱家墩，研
究推进适时建设陕 43、克 75、淮安、长春气顶、双坨子、应城、樟树、平顶山盐穴、赵集、
光明台及中俄东线天然气管道配套储气库等。
2、推进液化天然气（LNG）接收站及分销设施建设
根据全国天然气资源流向和各消费区域市场实际需求，结合港
口规划统筹优化沿海 LNG 接收站布局。在天然气需求量大、应急调
峰能力要求高的环渤海、长三角、东南沿海地区，优先扩大已建 LNG
接收站储转能力，适度新建 LNG 接收站。
已建 LNG 接收站扩建项目优先考虑增加储气能力，以满足中心
城市及辐射地区的应急调峰需求，鼓励在已有站址上进一步扩大规
模。
新建 LNG 接收站优先考虑投资主体多元化、第三方准入条件落
实、承担应急调峰任务、装备本地化的项目。加强项目储备，根据
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市场需求与项目条件适时启动。
综合考虑 LNG 资源供应、船用加注需求、港口规划和通航等条
件，在沿海港口、湖泊和内河船舶污染物排放超标、环保要求高的
水域布局 LNG 船舶加注站码头，加大船用 LNG 燃料推广力度，开展
LNG 江海转运试点。
（四）培育天然气市场和促进高效利用
加大天然气利用、推动天然气消费工程对产业健康发展具有重
要作用，“十三五”要抓好大气污染治理重点地区等气化工程、天
然气发电及分布式能源工程、交通领域气化工程、节约替代工程等
四大利用工程，天然气占一次能源消费比重力争提高到 10%左右。
1、大气污染治理重点地区等气化工程
以京津冀、长三角、珠三角、东北地区为重点，推进重点城市
“煤改气”工程，扩大城市高污染燃料禁燃区范围，大力推进天然
气替代步伐，替代管网覆盖范围内的燃煤锅炉、工业窑炉、燃煤设
施用煤和散煤。在城中村、城乡结合部等农村地区燃气管网覆盖的
地区推动天然气替代民用散煤，其他农村地区推动建设小型 LNG 储
罐，替代民用散煤。加快城市燃气管网建设，提高天然气城镇居民
气化率。实施军营气化工程，重点考虑大型军事基地用气需求，为
驻城市及周边部队连通天然气管网，支持部队开展“煤改气”专项
行动。
2、天然气发电及分布式能源工程
借鉴国际天然气发展经验，提高天然气发电比重，扩大天然气
利用规模，鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目，有序发展
天然气调峰电站，因地制宜发展热电联产。在可再生能源分布比较
集中和电网灵活性较低区域积极发展天然气调峰机组，推动天然气
发电与风力、太阳能发电、生物质发电等新能源发电融合发展。2020
年天然气发电装机规模达到 1.1 亿千瓦以上，占发电总装机比例超
过 5%。
3、交通领域气化工程
完善交通领域天然气技术标准，推动划定船舶大气污染物排放
控制区并严格执行减排要求，研究制订天然气车船支持政策。积极
支持天然气汽车发展，包括城市公交车、出租车、物流配送车、载
客汽车、环卫车和载货汽车等以天然气（LNG）为燃料的运输车辆，
鼓励在内河、湖泊和沿海发展以天然气（LNG）为燃料的运输船舶。
2020 年气化各类车辆约 1000 万辆，配套建设加气站超过 1.2 万座，
船用加注站超过 200 座。
4、节约替代工程
鼓励应用先进工艺、技术和设备高效利用天然气。鼓励低浓度
瓦斯、通风瓦斯发电或热电联供，高浓度瓦斯力争全部利用。天然
气生产企业要采取措施加强油田伴生气回收利用，努力提高天然气
商品率；天然气运输企业要研究采用移动压缩机回收管道计划性维
检修时放空气，减小放空量，避免浪费；优化大口径长输管道燃气
轮机运行方式，降低燃气消耗。出台环保政策鼓励天然气利用。