2019年中国天然气发展述评及2020年展望

高 芸 王 蓓蒋 可 胡奥林

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；2.四川长宁天然气开发有限责任公司，四川 成都 610051；3.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051）

0 引言

2019年，中美贸易摩擦加剧，世界经济受到强烈冲击。中国经济发展在巨大外部压力下，成功实现“保6”目标，成为稳定全球经济的定海神针。中国天然气产业在国家协调稳定发展方针的引领下，亮点纷呈：天然气勘探创历史最佳成绩；天然气生产稳定上行；市场供需平衡平稳；天然气进口换档减速，对外依存度回落；中俄输气管道成功投运；天然气体制改革取得历史性重大突破，中国天然气从此进入市场化发展的关键时期。

1 天然气勘探捷报频传，年新增天然气探明储量创历史纪录

2019年中国天然气发展的亮点之一，是天然气勘探在陆上和海洋、常规和非常规气领域均取得重大新进展或新突破。

1.1 常规气勘探成果丰硕，千亿立方米大气田频频问世

为贯彻实施“四个革命、一个合作”能源安全新战略和2019-2025年油气勘探七年行动计划，国内三大石油公司全方位加大了天然气勘探力度。经过不断深化地质认识和技术攻关，2019年在渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地等富气区域的勘探收获丰硕成果，新发现或落实了10余个千亿立方米气田[1]。其中重要的有：①渤海湾盆地渤中19-6气田，天然气储量超过1 000×108m3，是该盆地50年来最大的油气发现；②鄂尔多斯盆地东胜气田累计探明天然气储量达1 239×108m3；③四川盆地高石梯-磨溪地区震旦系落实了3个近千亿立方米规模储量区；④塔里木盆地在博孜—大北区块新发现1个千亿立方米气田，预计可形成新的万亿立方米天然气规模储量区；⑤鄂尔多斯盆地青石峁地区发现了宁夏第一个千亿立方米气田。此外，琼东南盆地深水东区的天然气勘探成果预示着南海即将诞生又一个千亿立方米大气田；四川盆地南川区块常压页岩气勘探预计将新增探明储量超过1 000×108m3。

1.2 四川盆地诞生首个万亿立方米页岩气大气区

四川盆地4 500米以浅页岩气资源量约为21.73×1012m3[2]。近年来，中国石油和中国石化均在该盆地内各自的矿权区域加大了页岩气勘探开发的资金、设备、人才资源和科技研发投入，抢占页岩气勘探开发技术高地和未来我国天然气接替资源供应市场。坚持不懈的努力终将换来丰厚的回报。2019年，中国石油在四川盆地长宁—威远和太阳区块新增探明页岩气地质储量7 409.71×108 m3，累计探明10 610.30×108m3，形成我国首个万亿立方米页岩气大气区。中国石化则在四川盆地南川盆缘复杂构造区常压页岩气和綦江东溪构造深层页岩气勘探取得重要突破，落实了2个千亿立方米规模增储区，在威（远）荣（县）页岩气田提交探明页岩气储量1 247×108m3。

1.3 新增天然气探明储量高达1.4万亿立方米

大范围、高质量、高效益的天然气勘探开发成果推动2019年新增天然气探明地质储量迈上新台阶。初步预计，2019年中国新增天然气探明地质储量约为1.4×1012m3，较2018年净增4 442×108m3或46.5%[3]，比历史上新增探明储量最高的2015年（新增1.1×1012m3）超出近3 000×108m3。值得一提的是，页岩气占年新增天然气探明地质储量的一半以上。由图1可见，自2011年末将页岩气列为单独矿种后，从2015年到2018年，中国已探明页岩气地质储量9 388×108m3。截至2019年，预计中国页岩气探明地质储量可达1.7×1012m3[4]。随着页岩气勘探开发技术的不断进步，页岩气势必成为中国天然气的接替资源，为今后天然气增储上产和保障市场供应发挥重要作用。

图1 2002-2019年中国天然气探明地质储量变化图

2 天然气产量平稳增长，页岩气上产势头强劲

2019年，在加快天然气产供储销体系建设和保障国家能源安全的驱动下，国内三大石油公司开足马力增产增效。如图2所示，2019年中国共生产天然气1 761.7×108m3，较2018年净增159×108m3，增幅达10%[5]，且已连续3年净增量超过100×108m3并逐年递增。其中，页岩气产量为143.6×108m3，与2018年相比，增产34.6×108m3，且在总产量中的占比由6.8%增至8.2%，在2019年产量净增量中占比提升至21.8%，展示出旺盛的发展势头。

中国石油仍是对2019年中国天然气总产量和增长量贡献最大的公司。全年公司共生产天然气1 188×108m3，较2018年增产94×108m3或8.6%，占2019年中国天然气总产量的67.4%，产量净增量的59.1%。其中，中国石油下属的长庆油田公司、塔里木油田公司和西南油气田公司3家公司共生产天然气966×108m3。占全国总产量的54.8%、中国石油的81.3%。

图2 2010-2019年中国天然气产量变化图

纵观2019年中国天然气生产，有以下四大亮点或全国“之最”：①中国石油长庆油田公司产量最高。长庆油田的天然气产量达到了412.3×108m3，接近全国总产量的1/4，占中国石油总产量的34.7%。②中国石油西南油气田公司增产量最大。西南油气田天然气产量由2018年的226.3×108m3增至268.6×108m3，净增42.3×108m3，增幅高达18.7%，增量占中国石油总增量的45%、全国的近1/3。③页岩气产量增幅最大。页岩气产量增幅达31.7%，较上年提高12%。其中，中国石油西南油气田的页岩气产量同比增加了36×108m3，由2018年的31×108m3增至67×108m3，翻了一番多，页岩气产量在西南油气田2019年天然气产量净增量中占比高达85.7%，即该公司增产主要来自页岩气的贡献。④四川盆地总产量最高。在中国鄂尔多斯、塔里木、四川和渤海湾等四大富含天然气的盆地中，四川盆地天然气产量以504.5×108m3居各盆地之首，占2019年中国天然气总产量的29.1%。四川盆地不仅天然气资源丰富，而且满盆含气；既有常规气，也有致密气和页岩气等非常规气。目前，四川盆地的天然气勘探开发最为活跃，盆地内从事常规气和非常规气勘探开发的公司有中国石油下属的西南油气田公司、大庆油田有限责任公司、浙江油田公司和中国石化下属的西南油气分公司、江汉油田分公司、中原油田分公司等六大油田公司，以及数家混合所有制页岩气开发公司。

3 天然气进口持续增长，但走出一波与以往完全不同的行情

2019年的天然气进口量虽如预期一样保持了增长，但走势却与以往完全不同。

3.1 进口增量和增速双双骤降

2019年，中国共进口天然气1 332.6×108m3，年净增量和增幅分别只有85.1×108m3和6.9%，较2018年大幅减少215.1×108m3，下降25%，一改有史以来绝大多数年份进口量和进口量增幅高速增长的态势（图3）。其中，进口LNG 831.5×108m3，同比增加89.3×108m3，增幅为12.2%；进口管道气501.1×108m3，同比减少4.1×108m3，降幅为0.8%[6]。中国自2006年开始从境外进口天然气以来，只有2014年进口量增速低至6.6%，2019年是历史上的次低点。天然气进口量增速和增量高位下滑出乎意料，分析起来或许有这样三大原因：一是2018年进口量特别是LNG进口量过大，但当年市场需求却并没有如2017年那样火爆，而且因价格较高，销售不如预期，LNG库存量较大；二是政府对“煤改气”政策进行了调整，并通过采取其他措施控制天然气需求非理性增长，2019年的天然气市场供需平衡、平稳，LNG现货采购量减少；三是管道气进销价格倒挂，进口商控制了进口量。

图3 2006-2019年中国天然气进口量走势图

3.2 现货LNG到岸价为5年来最低

由于LNG产能过剩，供需环境宽松，尽管2019年布伦特原油期货平均价格仅比2018年低约7美元/bbl，但国际LNG现货价格却深度下跌[7]。如图4所示，中国进口LNG现货到岸价从1月的8.13美元/MMBtu跌至8月的4.39美元/MMBtu。其后价格虽有所回升，但12月同比仍低3.55美元/MMBtu，为2015年以来最低。但是，与2018年相比，2019年中国LNG平均进口价格仅微降了约0.02元/m3至2.38元/m3，管道气平均进口价格反而上涨了0.27元/m3，达到约1.78元/m3。究其原因，一是可能进口量主要来自长期合约，其价格与油价的反映有一个滞后期；二是2019年LNG现货进口量较少。

图4 2017-2019年中国LNG现货到岸价格走势图

4 天然气需求增速放缓，对外依存度回落

在经历了2017-2018年连续2年高速增长之后，中国天然气需求在2019年换档减速，全年天然气供需平衡、平稳。即便是在进入2019-2020年冬季用气高峰期后，市场也未见供应紧张迹象。

4.1 天然气表观消费量突破3千亿立方米，消费量增速降至个位数

2019年，中国天然气表观消费量（国内生产+进口-出口）再创新高，总量达到了3 058.2×108m3。然而，尽管消费量突破了3 000×108m3大关，但消费净增量只有241.8×108m3，同比减少183.2×108m3；消费增速为8.6%，同比下降9.2%；消费量增量和增速均为2016年以来最低，见图5所示。

图5 2006-2019年中国天然气消费量走势图

天然气消费净增量和增速减缓，主要源于四大方面的综合效应。一是国民经济增速放缓。中美贸易摩擦给已进入新常态的中国经济造成一定影响，GDP增速由一季度的6.4%降至三季度的6.0%，全年虽成功的稳定在6.1%，但增速放缓势必降低占比达2/3的工业用气需求强度[8]。二是“煤改气”政策调整。众所周知，始于2017年的“气荒”和“气紧”与“煤改气”政策过急过猛及气源不落实有关[9]。自2018年起，中国开始逐步调整“煤改气”政策，京津冀“2+26”城市虽仍按照煤改气目标继续推进，但速度放缓。2019年，为进一步缓解冬季天然气供需矛盾，国家又提出宜气则气、宜电则电、宜煤则煤的清洁取暖原则，并严格实行“以气定改”“先立后破”，减少了部分天然气需求。三是加强需求侧管理。例如：供用双方根据资源情况协商达成供用气合约，包括总用气量和分季节用气量等；发展可中断供气用户和调峰用户，为冬季保供筹措资源；利用价格杠杆调控需求，对因产品市场较好需要增加用气量和临时超过合同用气量的用户，实行市场化价格或通过天然气交易中心竞价交易采购等。四是冬季气温偏高。中央气象局数据显示，2019年全国平均气温较常年同期偏高0.79℃，12月平均偏高0.44℃，个别地区偏高2～4℃。

4.2 冬供高峰期准备充分、措施有力，供需宽松平稳

借鉴2018年成功保供调峰的措施和经验[10]，2019年政府和市场各方提前就冬季保供进行了部署和气源的筹措及调配，其中包括：落实产、供、储等市场各方责任并对重点省区市进行督查；生产和供应企业千方百计增产和增加进口量，新增气源主要用于北方保供；加强管道和基础设施的互联互通，通过LNG接收站代储代销、资源串供、管道代输等方式，调集和筹措资源保供；加大地下储气库的储气量和采气量。由于准备充分，措施得力，2019年冬供期天然气资源充足，市场供需平稳宽松。

4.3 天然气消费量占比跃上8%台阶，对外依存度高位刹车

2019年中国一次能源消费量约为48.6×108t标准煤[5]，天然气在能源消费结构中的占比由2018年的7.8%增至约8.2%。2010年至今，天然气在中国能源消费结构中的比重已翻了一番多。2020年完成国家《天然气发展“十三五”规划》目标（8.3%～10%）是大概率事件。

因进口量锐减，中国天然气消费对外依存度快速增长得到扼制，由2018年的43.1%降至2019年的42.2%。同时，在天然气消费净增量中，进口量占比由上年的71.2%降至38.3%。2010年以来的10年间，中国天然气消费对外依存度增加了近3倍（表1）。我国石油和天然气对外依存度逐年增高引起了国家高层和业内专家学者等对我国能源供应安全的高度关注，要求和呼吁加大国内天然气勘探开发力度，确保天然气上中下游协调稳定发展[11]。目前国内天然气产量增长迅速，且预期未来几年还会有跨越式增长，将天然气对外依存度保持在合理区间。

5 天然气基础设施建设扎实推进，四大天然气进口通道全面建成

在国家油气管网公司筹备成立的情况下，2019年中国天然气基础设施建设动作不大，最大的亮点是中俄东线输气管道投产通气。

表1 2008年以来中国天然气供需平衡表 108m3

5.1 中俄天然气管道建成投运，天然气战略安全供给能力大幅提升

2019年12月2日，俄罗斯天然气入境黑龙江，标志着中俄天然气管道成功建成投运。中俄输气管道投产，意味着中国西北、西南、东北和沿海四大天然气进口通道全面建成。俄罗斯的天然气资源量巨大，又是当今中国在国际事务上最重要和相互信赖的战略合作伙伴之一，进口俄气不但有长期资源供应保障，而且受国际政治因素变化的影响极小，战略地位相当重要。进口俄罗斯天然气将有效改善东北地区天然气资源量少、供应单一、天然气市场发展动力不足的局面，并为华北和长三角地区的天然气市场提供新资源，形成多元化气源供应，有效提升天然气安全保障。

中俄输气管道建设及进口俄罗斯天然气从本世纪初开始谈判，历时10余年，最大的障碍就是天然气价格，而目前谈判的关键要素即气价仍是一个未知数。由于之前中国天然气进口长期合约的价格较高并与销价倒挂，进口商一直试图理顺。因此俄罗斯天然气进口价格和销售价格的确定格外引人关注。

5.2 LNG接收站扩建新建方兴未艾

2019年，中国有2座LNG接收站建成投产，分别是广西防城港LNG接收站（接收能力为60×104t/a）和深圳华安LNG接收站（接收能力为80×104t/a）。这样，截止到2019年，我国共建设投产了22座LNG接收站（其中海南中油深南接收站为储备站，属二级转运站），年接收能力约为7 665×104t/a（青岛董家口接收站和天津南港接收站二期扩容虽还未完成，但2019年接收能力均已达600×104t/a），详见表2所示。在投运的接收站中，三大石油公司控股的有16座，产能达6 570×104t/a，在总产能中占比达85.7%；其余6座为地方国企和民企控股。随着国内天然气市场迅猛发展，这些LNG接收站投产后大部分都进行了扩容改造，目前还有9座正在扩容改造中，2021年前全部完成后产能将提升约3 100×104t/a。此外，还有20余座在建和规划建设的LNG接收站工程，其投资方除中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司外，还包括一些燃气企业和外资企业。

表2 中国LNG接收站接收能力汇总表

6 天然气体制改革重磅迭出，市场化发展迈出决定性步伐

2019年堪称中国油气体制改革年，从年初到年末，国家先后推出数项天然气市场化改革的重大举措，市场化改革持续推进。

6.1 国家石油天然气管网集团有限公司挂牌成立

毫无疑问，2019年12月9日正式挂牌成立的国家石油天然气管网集团有限公司是中国推进天然气体制改革以来的最重磅举措。毕竟从2017年5月中共中央、国务院《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》提出“分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开”至今仅仅2年半，距2014年国家要求天然气管道公平开放也只有5年，我国天然气价格改革仍然“在路上”，上游天然气供应竞争还很不充分，输气管道互联互通和向第三方开放刚有实质性进展，而改革却跨过了运、销分离和财务独立等过程而先行成立独立的管网公司，足见国家决策层对强力推进天然气体制机制改革的信心和决心。国家管网公司成立打破了长期以来我国天然气上中游产、运、销一体化运营的格局，为形成“全国一张网”和构建起上游多主体多渠道资源供应、中游管道高效运输、下游销售充分竞争的天然气市场化体系奠定了基础。因此，国家管网公司成立也标志着中国天然气市场化改革从此进入一个崭新的阶段。

国家管网公司运营后，天然气市场和用户最关注两个问题。一是气源价格会不会上涨。因我国进口管道气一直亏损销售，但管输业的利润较高，产运销一体化可以实现财务平衡并赢利。管道独立后，进口气亏损如何解决？若进口成本直接传递给用户，必然推升气源价格。二是如何监管管网公司并落实管网公平无歧视开放。国家管网公司不仅是一个巨无霸央企，而且独家垄断全国天然气供需咽喉，具有绝对的市场掌控能力和超强的话语权。如不能按相关规章对管网公司运营进行严格和有效的监管，将直接影响我国天然气体制改革效果和天然气市场化进程[12]。

6.2 上游领域改革不断深化，油气勘查开采全面放开

放开天然气上游勘探开采是实现天然气市场化的充要条件，也是我国油气体制的重点和难点[13]。2019年，国家部委接连发布数个油气矿权改革和放开油气勘探开采的重磅文件，包括：2019年4月中共中央办公厅、国务院办公厅印发的《关于统筹推进自然资源资产产权制度改革的指导意见》，指出将有序放开油气勘查开采市场，完善竞争出让方式和程序，制定实施更为严格的区块退出管理办法和更为便捷合理的区块流转管理办法；2019年6月国家发改委发布了新版的《鼓励外商投资产业目录（2019年版）》和《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019年版）》，删除了外商投资石油、天然气开发必须与国内油公司合资、合作的规定；2019年12月《中共中央国务院关于营造更好发展环境支持民营企业改革发展的意见》提出支持民营企业进入油气勘探开发等领域；2019年12月自然资源部印发《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，提出了矿业权出让制度改革、油气勘查开采管理改革、储量管理改革等3个方面11条改革内容，标志着中国全面放开油气勘查和开采的市场准入。

6.3 天然气价格改革继续深入，门站价格面临消亡

2018年居民用气价格理顺后，中国已基本完成了天然气价格调整工作。从理论上讲，后续的改革是要建立科学合理并适合市场化发展的天然气价格机制，建立并实行随市场供需变化的差别价格[14]。但在当前我国天然气市场结构和供需条件下，政府和市场各方都无意去触动这根敏感的神经，常规气继续延用既定的“上浮20%，下浮不限”机制。这样，2019年的天然气价格改革并无新政问市。但是，却有一项意义深远的决定，那就是2019年11月，在国家发改委发布的《中央定价目录》（修订征求意见稿）中，取消了天然气门站价格，仅保留了油气管道运输价格。

《中央定价目录》（修订征求意见稿）在“备注”中指出：“其他国产陆上管道天然气和2014年底前投产的进口管道天然气门站价格，暂按现行价格机制管理，视天然气市场化改革进程适时放开由市场形成。”可见，虽然天然气门站价格还暂时存在，但取消是迟早的事。在国外天然气价格体系中，基本上没有门站价格这个计价收费科目，因为这与天然气工业放松管制和价格市场化改革的目标背离[15]。即使曾经有过（如美国），也早在天然气市场化发展过程中消亡了。实际上，中国在2013年实行天然气门站价格管理，一是为了调整上游天然气价格，二是基于我国天然气上中游一体化运营的实际，完全是一个权宜之计。国家油气管网公司运营后，门站价格已失去了生存的体制基础，取消是必然的。

6.4 天然气现货交易再出新招，区域交易中心建设紧锣密鼓

作为中国天然气市场化改革的前沿阵地，上海石油天然气交易中心不断推陈出新，交易量连创新高，调剂供需和价格发现功能愈加突出。2019年，该中心双边交易量达806.43×108m3，同比增长33.4%；推出了“进口LNG窗口一站通”长期和中短期协议交易、储气库调峰气上线交易、LNG年度合同团购交易、年度固定价合同交易等；与国家海关总署合作，定期报告进口LNG到岸价格。2019年是重庆石油天然气交易中心线上交易的第二年，单边成交量就高达170×108m3。中国天然气现货交易的市场潜力由此可见一斑。

两个国家级交易中心的示范作用正在产生积极效应，筹建之中的四川、浙江、新疆、陕西、河北和广东等省（自治区）的区域天然气交易中心加快了上市步伐。2019年7月，广东省政府宣布2020年前要在广东设立区域性天然气交易机构；10月，西安市4家地方和国外公司签署合作协议，共建西安石油天然气交易中心。

7 2020年展望

2020年伊始，从湖北武汉迅速蔓延至全国的新型冠状病毒肺炎给中国经济带来巨大影响。2020年GDP增长“保6”面临挑战，天然气发展也有可能随之减速，但长期向好的趋势未变。

7.1 天然气勘探继续强力推进，探明储量保持高峰增长

2020年是中国《天然气发展“十三五”规划》的收官之年，为全面完成“十三五”规划目标并贯彻实施油气勘探开发七年行动计划，国内三大油气公司保持或增加了风险勘探投入和勘探开发资本支出，继续加大油气勘探开发力度，推进增储上产。以2019年四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和南海海域天然气勘探的新发现、新进展和新成果为基础，预期2020年天然气探明储量将继续保持高峰增长势头，新增（8 000～10 000）×108m3。如此，“十三五”期间中国共新增天然气探明地质储量最高将达到5×1012m3，大幅超额完成“十三五”规划目标预定的3×1012m3。

7.2 页岩气引领天然气产量小幅增长

受新型冠状病毒肺炎对天然气生产和国民经济造成的双重影响，2020年中国天然气生产虽仍将保持箭头向上，但增产力度减弱。预计全年增产量约为100×108m3，总产量在1 860×108m3左右，增长率约为5.7%。其中，页岩气产量有望达到200×108m3，占天然气总产量的近11%，增产量更占到2020年全国天然气产量净增量的一半以上。

7.3 天然气进口量滞涨

促进2020年天然气进口量持平或略有增长的积极因素包括：①按照合同约定，2020年中国将从俄罗斯进口管道气50×108m3；②按中美贸易第一阶段协议要求，中国将从2020年开始进口美国LNG，预计进口量应该不低，一是可能中国借此补偿两国之间的贸易逆差，二是相比其他LNG资源美国LNG出口价格的确较低；③全球LNG产能过剩，市场供应量充沛，现货价格正处于历史低位，进口商有购进动力；④2019年国际油价低于2018年，由于滞后机制，与国际油价挂钩的我国管道气和LNG进口长协的气源价格并未实时响应下降，2020年长协进口价格将补跌；⑤新型冠状病毒肺炎已对国际原油价格产生了下行效应，油价下降势必同步拉低国际天然气贸易价格。

然而，尽管国际天然气市场资源丰富，并且现在价格相对较低，但中国天然气进口合约中长协量很大且必须履约，同时受新型冠状病毒肺炎疫情影响，预计2020年天然气需求疲软，LNG现货采购量受到抑制。总体而言，全年天然气进口量会与2019年持平或略有增加，进口总量预计达到1 350×108m3。

7.4 天然气供需或将迎来难得的宽松之年

席卷全国的新型冠状病毒肺炎严重干扰了中国正常的生产和生活秩序，不仅春节假期延长，复工后的生产、生活和商业及贸易活动等在短期内也难于达到正常水平。受此影响，2020年中国天然气市场将继2014年之后首现疲软。工业、发电、化工和商业用户会降低其年度天然气需求计划。预计疫情过后国家会采取一系列经济刺激措施，推动全年天然气需求总量略高于2019年水平，达到约3 200×108m3。反观供应侧，国内产量和进口量预计将达到约3 300×108m3。由此，2020年中国天然气市场供需将彻底改变2003年以来的紧张或紧平衡形势，出现久违的宽松格局。如新冠病毒肺炎疫情的影响超出预期，2020年中国天然气生产、进口和需求都将严重受挫，但这并不影响市场供需宽松的大势。

7.5 天然气体制改革稳步推进

2020年天然气体制改革将在以下几个方面取得进展。一是落实自然资源部《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，制定油气勘查准入条件，以及勘查区域竞争出让和退出办法。二是三大石油公司与国家油气管网公司的天然气管网资产交接，以及国家管网公司的正式投运。其中，哪些管道或管网资产划归国家管网公司及国家管网公司的运营机制将对天然气市场格局产生深远影响。三是市场供需宽松的环境下，气源之间将展开竞争，气源价格或将下行，同时气源价格更加灵活甚至推行差别价格。四是供需宽松将会促使较多的天然气进入上海和重庆天然气交易中心上线交易，从而推动线上交易量的快速增长和交易模式创新及发现天然气价格。

7.6 天然气能量计量和计价方案或将尘埃落定

经过10余年的研究和技术准备，中国已掌握了天然气能量计量技术并构建形成了天然气能量计量标准体系，关于能量计量方法、计量界面、能量单位选择、天然气基准发热量、体积价格与能量价格的转换等关键问题也在国家发改委的组织下开展了多轮研究，提出了多个实施方案和推进措施[16]。可以说，中国实行天然气能量计量和计价已是万事俱备，只等决策。2019年《油气管网设施公平开放监管办法》正式发布和国家管网公司成立后，实行天然气能量计量和计价进入倒计时。预计2020年国家会出台天然气能量计量和计价试行办法，同时选择成熟的输气管道、区域管网和部分用户先行先试。