国家发展改革委关于印发石油天然气发展“十三五”规划的通知
发改能源[2016]2743号
各省、自治区、直辖市发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展改革委，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司，中国石油和化学工业联合会：
为落实《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》总体要求，促进石油、天然气产业有序、健康、可持续发展，根据《能源发展“十三五”规划》，我们制订了《石油发展“十三五”规划》、《天然气发展“十三五”规划》，现印送你们，请按照执行。
附件：1、石油发展“十三五”规划
2、天然气发展“十三五”规划
国家发展改革委
2016年12月24日
附件1
石油发展“十三五”规划
目录
前言...................................................................................................... 1
一、规划背景.......................................................................................... 2
（一）发展基础............................................................................ 2
（二）发展形势............................................................................ 4
二、指导思想和目标..............................................................................7
（一）指导思想............................................................................ 7
（二）基本原则............................................................................ 7
（三）发展目标............................................................................ 8
三、重点任务........................................................................................ 10
（一）加强勘探开发保障国内资源供给..................................10
（二）推进原油、成品油管网建设..........................................12
（三）加快石油储备能力建设.................................................. 14
（四）坚持石油节约利用.......................................................... 15
（五）大力发展清洁替代能源.................................................. 15
（六）加强科技创新和提高装备自主化水平..........................16
四、规划实施........................................................................................ 18
（一）组织实施.......................................................................... 18
（二）保障措施.......................................................................... 19
五、环境保护........................................................................................ 23
（一）环境影响分析.................................................................. 23
（二）环境保护措施.................................................................. 23
1
前言
能源是我国经济社会发展的重要基础。石油作为重要的化石能
源之一，随着我国国民经济持续稳定发展和人民生活水平的不断提
高，其需求一定时期内仍将稳定增长。
世界经济在深度调整中曲折复苏，全球能源格局正在发生深刻
变革，国内外石油供需总体宽松，国际油价剧烈波动且低位徘徊。
国内经济进入新常态，经济发展方式加快转变，能源生产和消费革
命成为长期战略。全面深化体制改革和“一带一路”建设，为行业
发展和国际合作拓展了新的空间。我国石油工业发展面临挑战的同
时迎来重要战略机遇期。
根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划
纲要》和《能源发展“十三五”规划》的总体要求，为促进石油产
业有序、健康、可持续发展，国家发展改革委、能源局组织编制了
《石油发展“十三五”规划》（以下简称《规划》）。
本《规划》包括上游资源勘探开发、中游原油成品油管网等基
础设施建设，兼顾下游石油节约和替代，是“十三五”期间我国石
油产业健康发展的重要指引。在实施过程中，将根据实际情况对本
规划进行适时调整、补充。
2
一、规划背景
（一）发展基础
储量快速增长，产量稳中有升。新一轮全国常规油气资源动态
评价成果表明，我国陆上和近海海域常规石油地质资源量1085 亿
吨。截至2015 年底，连续9 年新增探明石油地质储量超过10 亿吨，
累计探明地质储量371.7 亿吨，探明程度34%，处于勘探中期。2000
年起，国内石油产量连续6 年稳定在2 亿吨以上。
消费持续稳定增长。2015 年国内石油表观消费量5.47 亿吨，
占国内能源消费总量的18%，“十二五”期间年均增速4.8%，较“十
一五”低约3 个百分点。2015 年国内成品油消费量3.38 亿吨，“十
二五”期间年均增速6.2%，较“十一五”低近1 个百分点。2015
年石油净进口3.33 亿吨，“十二五”期间年均增速7%，较“十一五”
低6 个百分点。
综合保障能力显著提升。西北、东北、西南和海上四大进口战
略通道布局基本完成，油源供应、进口渠道和运输方式逐步实现多
元化。“十二五”期间国内新投运原油长输管道总里程5000 公里，
新投运成品油管道总里程3000 公里。截至2015 年底累计建成原油
长输管道2.7 万公里、成品油管道2.1 万公里，基本满足当前国内
原油、成品油资源调配需求。
技术创新和装备自主化再上台阶。创新了连续型油气聚集等地
质理论，发展完善了低渗及稠油高效开发、三次采油等世界领先的
技术系列，大型成套压裂机组、近钻头端地质导向系统等核心技术
3
装备国产化取得突破。掌握了300 米水深勘探开发成套技术，具备
了1500 米水深自主勘探开发能力和3000 米水深工程技术装备及作
业能力，建成投运“海洋石油981”深水半潜式钻井平台。
体制机制改革取得阶段性成果。按照党的十八届三中全会《关
于全面深化改革重大问题的决定》精神，我国油气体制改革稳步推
进。常规油气勘探开发体制改革率先在新疆启动试点，勘探开发和
基础设施建设领域混合所有制试点稳步推进，投资主体进一步多元
化；初步组建起行业监管队伍，基础设施第三方公平开放开始实施；
原油进口权逐步放开，期货市场建设加快推进，成品油价格形成机
制进一步完善。
总体来看，“十二五”时期我国石油产业发展面对全球能源格
局深刻调整、国际油价剧烈波动的复杂外部环境，积极适应国内经
济发展新常态，实现了稳步增长。同时，随着全面深化体制改革的
推进和“一带一路”建设、京津冀协同发展战略、长江经济带发展
战略的实施，石油行业迎来新的发展契机，将在“十三五”时期得
到新的稳步发展。
4
（二）发展形势
1、面临的机遇
全球石油供需形势总体宽松。美国页岩革命带动了页岩油、致
密油等非常规、低品位资源勘探开发，2015 年全球石油产量43.6
亿吨，储采比55。预计“十三五”全球石油供应持续宽松、油价维
持低位、需求稳定增长、消费重心东移。新常态下我国经济长期向
好的基本面没有改变，“十三五”时期石油需求仍将稳步增长，但
增速进一步放缓，石油在一次能源消费中的占比保持基本稳定。
体制机制改革全面深化。国内外油气供需总体宽松的态势，为
深化油气行业改革提供了难得的历史机遇。“十三五”时期我国油
气体制改革将在放宽市场准入、完善管网建设运营机制、落实基础
设施公平接入、市场化定价、完善行业管理和监管等方面深入推进，
充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。
国际合作迎来新机遇。当前地缘政治和国际能源格局深刻调整
专栏1 “十二五”时期石油行业发展成就
指标单位2010 年2015 年年增长率
累计探明储量亿吨312.8 371.7 3.51%
产量亿吨/年2.03 2.14 1.06%
表观消费量亿吨/年4.32 5.47 4.83%
石油净进口量亿吨/年2.39 3.33 6.86%
原油管道里程万公里2.2 2.7 4.18%
原油一次管输能力亿吨/年3.9 5.3 6.33%
成品油管道里程万公里1.8 2.1 3.13%
成品油一次管输能力亿吨/年1.4 2.1 8.45%
5
的战略机遇期为我国积极拓展国际石油合作，参与全球能源治理提
供了新空间。党中央提出建设“丝绸之路经济带”和“21 世纪海上
丝绸之路”的合作倡议，能源合作是其中重要的内容之一，有助于
加大与相关国家在油气勘探开发、投资贸易、技术服务等领域合作，
加强能源基础设施互联互通，共同维护跨境管道安全。
2、面临的挑战
石油供应安全面临挑战。国内石油总体进入低品位资源勘探开
发的新阶段，产量大幅增长难度大，开放条件下的石油供应安全仍
是面临的重要问题。原油进口主要集中在中东等地缘政治不稳定地
区、海上运输过于依赖马六甲海峡、陆上跨国管道突发事件等风险
依然存在。石油储备规模及应急响应水平、国际石油合作质量还不
能完全适应近年来国际油价波动幅度加大、频率加快的市场格局。
国内石油勘探投入不足。油气领域勘探开发主体较少，区块退
出和流转机制不健全，竞争性不够。加之不同地区地质认识和资源
禀赋差异，各公司勘探主要集中在资源丰度高地区，风险勘探积极
性不高，部分地区勘探投入不足。一些国内企业通过“走出去”已
获得国外区块，积累了技术和管理经验，但国内准入仍存在诸多限
制，制约了多元化资本投入。
行业可持续发展存在制约。国内老油田已进入开发中后期，历
史包袱和社会负担重、人员冗余，经营成本相对较高。大型国有企
业经营机制不灵活、治理结构不完善，管理水平较国际一流企业仍
存在较大差距。石油海外投资迅速增长，但控制和抵御风险能力不
6
强，盈利能力持续下滑，国际话语权较弱。伴随2014 年以来油价
大幅下跌，国内石油行业市场化体系不健全、竞争力不足等体制性
问题凸显。同时，低油价下企业大幅削减投资，油田作业量减少，
员工收入下降，可能带来老油区社会稳定等风险隐患。
项目建设和管道安全面临压力。随着我国城乡经济发展和城镇
化率提高，石油产能建设及基础设施项目与城乡规划、土地利用、
生态保持的冲突时有发生，用地保障难度加大，部分管道路由难以
协调。管道建设与其他基础设施相遇相交日益增多，管道占压和第
三方破坏、损伤比较严重，管道安全运营风险加大，管道检验检测
和完整性管理还未推广，检验检测技术水平不适应安全需求。渤海
等近海海域用海矛盾日益突出。国家对海洋石油开发及管输环境保
护和作业安全提出更高要求。
7
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、京津冀协同发展战略、长江经济带发展战略的实施，
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，加
强国内勘探开发，完善优化管网布局，强化科技创新，构建安全稳
定、开放竞争、绿色低碳、协调发展的现代石油产业体系，保障经
济社会可持续发展。
（二）基本原则
供应保障与节约利用相互支撑。加大国内勘探开发，开拓海外、
多元进口、强化贸易，构建国内基础稳固、海外布局多元的供给体
系，保障石油供应安全。坚持节约优先，提高石油利用效率，推广
替代能源，引领石油消费低速增长。
深化改革与加强监管相互结合。着力破除制约行业发展的体制
机制障碍，实现勘探开发有序准入和基础设施公平开放，完善价格
形成机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用。加快“立改废”，
完善法规体系，强化行业监管和市场监管，注重发挥协会、第三方
研究机构、社会媒体的积极作用。
整体布局与区域发展相互衔接。统筹国内外资源，结合国家石
8
化产业基地布局和各地区市场需求，整体规划、优化流向、适度超
前，推进原油、成品油管网建设，加强主干管网及区域管网互联互
通，打破地域分割和行政垄断。落实“一带一路”建设、京津冀协
同发展战略、长江经济带发展战略，拓展石油产业发展新空间。
开发利用与环境保护相互协调。处理好资源开发利用与土地利
用、环保、城乡规划、海洋主体功能区划、海洋功能区划等相关规
划的统筹衔接，加强生产、运输和利用等全产业链生态环境保护，
完善节能环保管理体系，强化源头控制和污染物治理，推进产业绿
色、可持续发展。
（三）发展目标
1、储量目标
“十三五”期间，年均新增探明石油地质储量10 亿吨左右。
2、石油供应
2020 年国内石油产量2 亿吨以上，构建开放条件下的多元石油
供应安全体系，保障国内2020 年5.9 亿吨的石油消费水平。
3、基础设施能力
“十三五”期间，建成原油管道约5000 公里，新增一次输油
能力1.2 亿吨/年；建成成品油管道12000 公里，新增一次输油能
力0.9 亿吨/年。到2020 年，累计建成原油管道3.2 万公里，形成
一次输油能力约6.5 亿吨/年；成品油管道3.3 万公里，形成一次
输油能力3 亿吨/年。
9
专栏2 “十三五”时期石油发展主要目标
指标单位2015 年2020 年年增长率属性
累计探明储量亿吨371.7 420 2.47% 预期性
产量亿吨/年2.14 2 以上-- 预期性
石油表观消费量亿吨/年5.47 5.9 1.52% 预期性
石油净进口量亿吨/年3.33 3.9 3.21% 预期性
原油管道里程万公里2.7 3.2 3.46% 预期性
原油管输能力亿吨/年5.3 6.5 4.17% 预期性
成品油管道里程万公里2.1 3.3 9.46% 预期性
成品油管输能力亿吨/年2.1 3 3.51% 预期性
10
三、重点任务
（一）加强勘探开发保障国内资源供给
陆上和海上并重，加强基础调查和资源评价，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，夯实国内石油资
源基础。巩固老油田，开发新油田，加快海上油田开发，大力支持
低品位资源开发，实现国内石油产量基本稳定。
1、加强基础地质调查和资源评价
深化东（中）部、发展西部、加快海域，重点加强主要含油气
盆地的地质勘查。深化成熟勘查区块的精细勘查，加强老油区的新
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。加强非常规资源地质调查，推动基础理论
创新和复杂地区勘查技术突破。东（中）部以松辽和渤海湾等含油
气盆地新层系、深层、古潜山、滩海为重点，主要目标为构造-岩
性和地层岩性圈闭；西部地区以鄂尔多斯、四川、塔里木、准噶尔、
柴达木等含油气盆地的叠合盆地前陆克拉通古隆起为重点，主要目
标为大中型构造和地层-岩性圈闭，加强羌塘盆地等新区勘查。海
域勘查以寻找新的大中型油气田为目标，重点勘查渤海海域、珠江
口盆地北部和北部湾盆地等，加大深水区勘查力度。
2、加强勘探实现石油增储稳产
石油企业要切实加大勘探力度，保障“十三五”勘探工作量投
入，实现“十三五”期间新增探明地质储量50 亿吨左右。东（中）
部陆上老油区立足松辽和渤海湾盆地，深化精细勘探、增储挖潜，
11
“十三五”期间力争新增探明地质储量11 亿吨左右。西部地区以
鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、柴达木、吐哈盆地等为重点，加快优
质资源储量探明，“十三五”期间力争新增探明地质储量27 亿吨左
右。加快海洋油气勘探力度，“十三五”期间新增探明地质储量12
亿吨左右。
实现国内石油产量基本稳定。稳定松辽盆地、渤海湾盆地等
东（中）部生产基地，积极发展先进采油技术，提高原油采收率，
努力减缓大庆、胜利、辽河等老油田产量递减，2020 年东（中）部
地区实现石油产量8300 万吨以上。巩固发展鄂尔多斯、塔里木和
准噶尔盆地等西部石油生产基地，增储稳产、力争增产，2020 年西
部地区实现石油产量7000 万吨以上。加快海洋油气开发步伐，2020
年海域石油产量4700 万吨以上。
支持低品位资源勘探开发工程示范和科技攻关。重点开展鄂
尔多斯、松辽、渤海湾、新疆、海上等地区的超低渗、致密油（页
岩油）、稠油、油页岩、油砂等低品位资源勘探开发工程示范，加
强低成本开发技术攻关。
专栏3 勘探开发重点项目
东（中）部：加大老区精细挖潜，强化三次采油和稠油转换开发。松辽盆地推进外围效益产能
建设，致密油水平井示范区建设，加快二氧化碳驱油工业化试验。渤海湾盆地重点推进济阳坳
陷等隐蔽油气藏勘探，重点突破古潜山、深层、新类型油藏领域。围绕东部富油凹陷重点区带
的新层系、新类型与外围新区加强评价勘探，扩大储量规模。
西部：鄂尔多斯盆地深化安塞、靖安、西峰等老区精细挖潜，推进姬塬、华庆、西峰-合水、
镇北的超低渗资源规模动用，探索长7 致密油工业化开发技术，加强鄂南地区古生界探索。塔
里木盆地加强塔北-塔中碳酸盐、塔河周边与深层、顺北、巴楚等区域规模储量发现，探索塔
12
西南等新区。准噶尔盆地持续深化准西北缘、准中、准南山前带等重点增储区带勘探，加快西
北缘新区建产。
海域：渤海建成辽东湾、渤西南、渤中、渤东四大生产区，深化渤海、南海等老油田精细开发，
加强常规、非常规稠油热采。
（二）推进原油、成品油管网建设
整体规划、科学布局、充分发挥市场在资源配置中的决定性作
用，优化管输流向，加强多元供应，提高管输比例和运行效率，有
效降低物流成本。原油管道重在优化和提升陆上、海上原油进口能
力，成品油管道重在解决区域油品不平衡问题和提高管输比例。加
强科技创新，提高管道装备制造和工程技术水平，推进装备国产化，
加快实现管道系统智能化、网络化。落实管道第三方公平开放，优
先考虑利用现有管道向目标市场输送资源。加强管道保护和安全隐
患治理。着力构建布局合理、覆盖广泛、安全高效的现代石油管道
网络。
1、推进原油管道建设
统筹原油管道与炼化基地、储备基地协同发展，保障炼厂原油
供应、储备基地收储和动用。
（1）拓展陆上原油进口通道
建成中俄原油管道二线和中缅原油管道国内段，研究完善中哈
原油管道增输配套设施，开展中哈原油管道延伸到格尔木项目前期
工作。
（2）优化和提升海上原油接转能力
优化码头布局，提高东部沿海原油码头接卸能力，配套建设外
13
输管道。统筹长江经济带管网布局，加快建设沿江主干管道，配套
输配体系和仓储设施，开展大亚湾-长岭原油管道项目前期工作。
鼓励新取得进口配额的原油加工企业通过管道输送进口原油，规划
配套新建管道。
（3）推进其他原油管道建设
统筹国内资源开发，配套新建国内原油输送通道。与规划建设
的炼化基地、炼油项目、国储基地等配套新建管道。
（4）实施管道隐患治理及改造
以东北、华北、华南等地区老旧管道为重点，加快实施以新代
老、隐患治理等管道改造整改工程。
专栏4 原油管道重点项目
陆上进口通道：中俄原油管道二线，中哈原油管道增输配套、中缅原油管道（国内段）及
配套。开展中哈原油管道延伸到格尔木项目前期工作。
长江经济带海上原油进口通道：仪长复线仪征-九江段、日仪增输、连云港-仪征原油管道。
开展大亚湾-长岭原油管道项目前期工作。
其他海上进口通道：日照-濮阳-洛阳、董家口-齐鲁-东营、日照港-沾化、董家口-潍坊-
鲁中鲁北原油管道。
改造整改工程：临邑-济南原油管道复线（以新代老）、廉江-茂名原油管道（以新代老）、
庆铁三四线站场改造、铁大线（铁岭-鞍山段）增输、铁大线（鞍山-大连段）改造、鲁宁
线安全隐患整治等。（见附表1）
2、加快成品油管道建设
就近供应、区域互联。推进东北到华北华中、华南到西南等跨
区管道建设，解决油品资源不平衡和运输瓶颈问题。加快布局云南
等西南地区、山西等华北地区成品油管道，提高区域成品油管输供
14
应。依托长三角炼化基地集群和沿江炼厂，加快完善长江经济带管
网布局，减少长江水路运输。与规划建设的炼油及升级改造项目、
煤制油项目、成品油中转库和储备库、航油油库等配套新建管道。
统筹军事需求，根据军队油料需求计划和分输地要求，在管道适当
位置预留分输口或结合已有站场建设分输设施，改扩建格尔木-拉
萨成品油管道。
结合不同运输方式在石油运输中的优势和特点，加强管道运输
与公路、铁路、水运等运输方式的高效衔接，提升油品周转效率。
在满足管道输送能力规模和经济性的前提下，鼓励建设替代现有水
运、公路、铁路的管道项目。落实管道第三方公平开放，优先考虑
利用现有管道向目标市场输送资源，鼓励企业间油品资源串换。提
升管道运输技术与运行管理自动化水平，提高油品顺序输送能力。
专栏5 成品油管道重点项目
东北到华北、华中：锦州-郑州成品油管道。
长江经济带：樟树-株洲成品油管道。
西南和华南：湛江-北海成品油管道。改扩建格尔木-拉萨成品油管道及配套。
华北和华中等其他地区：洛阳-三门峡-运城-临汾、三门峡-西安、永坪-晋中成品油管道。
适时推进蒙西、蒙东煤制油外输管道建设。（见附表2）
（三）加快石油储备能力建设
1、加快国家石油储备基地建设
推进国家石油储备二期、三期项目建设。加强国家对政府储备
基地的统一管理。加快成品油政府储备基础设施建设。
2、稳步落实储备规划
协调推进国家石油储备基地收储工作。积极利用符合规定的企
15
业库容代储国家储备原油。鼓励社会资本参与商业仓储设施投资运
营。
3、健全石油储备制度
尽快出台《国家石油储备条例》，建立企业义务储备，推动建立
完善政府储备、企业义务储备和企业生产经营库存有机结合、互为
补充的储备体系，多方式、多途径提高国家石油保障能力。
（四）坚持石油节约利用
推进石油行业能效提升，优化基础设施、产能建设项目等用能
工艺，选用高效节能设备，切实加强节能管理。努力提高原油商品
率，采取增加伴生气回注、油气混输技术、伴生气凝液回收技术等
措施加强油田伴生气回收利用。
持续开展工业、交通和建筑等重点领域节能，推进终端燃油产
品能效提升和重点用能行业能效水平对标达标。实施内燃机、锅炉
等重点用能设备能效提升计划，推进工业企业余热、余压利用。实
施更加严格的燃油标准。加快发展轨道交通和水运等资源节约型、
环境友好型运输方式。
（五）大力发展清洁替代能源
大力推广电能、天然气等对燃油的清洁化替代。积极支持天然
气汽车、船舶发展，加快电动汽车等节能环保和新能源汽车应用。
在“禁煤区”将排放不达标的燃油工业锅炉和窑炉列入禁燃范围，
重点开展20 蒸吨/小时以下的燃油工业锅炉天然气、电能替代。实
施港口气化示范工程，推广港口岸电系统。
16
推进煤制油、煤制气产业示范。已建成的示范项目实现安全、
环保、稳定运行，自主技术和装备可靠性得到验证，煤制清洁燃料
和化工原料得到市场认可和应用，装备自主化率进一步提高，推动
形成技术路线完整、产品种类齐全的煤炭深加工产业体系。
促进生物质能的开发和利用。合理扩大生物乙醇汽油生产和消
费，适当发展生物柴油、生物航煤等先进生物燃料，提升可再生燃
料比重。超前部署微藻制油等技术和产业化攻关。
（六）加强科技创新和提高装备自主化水平
发挥企业创新主体地位和主导作用，加强基础研究，强化原始
创新、集成创新和引进消化后再创新。依托国家科技重大专项“大
型油气田及煤层气开发专项”，重点攻克陆上深层、海洋深水油气
勘探开发，推动重大理论突破、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）科技攻关目标。加快技术集成、配套、示范与推广，
重点攻关低成本和环境友好型开发技术装备体系，推进新区建产和
难动用储量经济性开发。
研发一批支撑深水、深层、非常规油气资源开发的重大装备，
全面提升我国石油工业装备制造能力和国际竞争力。开展功能材
料、纳米材料、大数据分析等前瞻性技术在石油领域的应用研究。
到2020 年，形成国际先进水平的石油工程装备、配套工具系列和
研发制造技术。
17
专栏6 科技创新重点任务
技术系列攻关：陆上特殊岩性及深层油气勘探开发、1500 米以深海洋中深层油气勘探开发、
老油田提高采收率、非常规低品位油藏经济开发、海洋应急处置及溢油污染处理等。
重大装备研发：百万道级地震采集系统、多维高精度成像测井系统、测井交互精细融合处理平
台、深井自动化钻机、旋转导向钻井系统、深井超深井连续管作业装备、国产水下生产系统、
11000 吨半潜式起重铺管船、海上大型浮式生产储油系统、新型优快钻完井和安全控制工具、
井下智能控制工具，石油储运大机泵配套系统、计量系统、自动控制系统等。
示范工程：鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发、塔里木盆地碳酸盐岩油气田提高采
收率关键技术示范、大庆长垣特高含水油田提高采收率示范，辽河、新疆稠油/超稠油开发技
术示范，CO2 捕集驱油与埋存技术示范，南海流花油田群开发、渤海油田高效开发，鄂尔多斯、
准噶尔、松辽、渤海湾盆地济阳坳陷致密油开发等。
18
四、规划实施
（一）组织实施
1、加强组织领导
完善全国石油规划体系，各省（区、市）可根据本规划制定本
地区石油发展规划，并与本规划相衔接。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，规划
有序推进。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石油发展专项规划，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
19
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、完善法规体系和政策支持
加快法律法规体系建设，清理和修改不适合新形势和改革要求
的法律法规和规范性文件。对非常规、低丰度、深水资源、三次采
油、油气热采，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。推动建立独立第三方行业研究机构，加快完善油气统计体系，
研究推动油气大数据平台建设。
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。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。
深化下游竞争性环节改革。坚持放宽限制与加强监管并重，完
善石油进口管理体制，调整成品油出口管理方式，发挥价格机制对
优化能源结构、节约能源资源和促进环境保护的引导作用，完善成
品油价格形成机制。
20
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。探索管道等基础设施建设运营惠及地方机制。
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、保障国家石油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
问题，为国有企业公平参与市场竞争创造条件。支持老油区改革，
积极鼓励和引导老油区转型升级。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，加快油气资源勘查市场开放，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。石油企业要立足国内，切
实保障“十三五”勘探工作量投入不低于“十二五”水平，加快储
21
量探明和经济高效动用，推动石油增储稳产。
加强管网等基础设施投资建设，加强管网互联互通。加强勘探
开发和基础设施布局规划与土地利用、环保、城乡规划、海洋主体
功能区划、海洋功能区划等相关规划的统筹衔接。各省（区、市）
要简化优化项目核准等手续，支持国家重大基础设施项目建设。相
关部门和各省（区、市）应统筹勘探开发、基础设施用地，确保用
地需求纳入国家和各省土地利用总体规划。建立用海协调机制，解
决近海海域油气勘探开发用海矛盾。加强海上重大溢油应急能力建
设，强化溢油数值预报技术研发，促进水面溢油收集、处置成套装
备的示范应用，完善海上溢油应急处置体系。
创新基础设施项目投融资机制，拓宽投融资渠道，鼓励采取公
开招标方式，推动项目建设运营和投资主体多元化。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基础设施
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、继续深化国际合作
更好的利用两个市场、两种资源，依托“一带一路”建设，加
强统筹规划，维护国家石油供应安全。提升国际石油合作质量和效
益，优化投资节奏和资产结构，探索境外投资领域、投资主体多元
化和合作方式多样化，加强能源与金融的深度合作，提升企业“走
出去”水平。优化和推进俄罗斯-中亚、中东、非洲、美洲、亚太
等区域油气合作，推动中国优势装备、技术、标准、服务全面走出
22
去。加强“一带一路”沿线国家基础设施互联互通合作，重视跨境
管道安全保护，完善与过境国的机制建设，保障跨境管道安全平稳
供应。保障国家进口石油运输船队建设。积极参与全球能源治理，
推动原油期货市场建设，深化国际能源双边和多边合作，加强与国
际能源署、能源宪章等国际组织的合作，增强我国在国际贸易和全
球能源治理中的话语权。
6、保障管道安全运行
各省（区、市）能源主管部门要加强对本行政区域管道保护工
作的领导，督促落实本行政区域内市级、县级人民政府主管管道保
护工作的部门。县级以上地方人民政府主管管道保护工作的部门要
依法履行职责。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。研究制定海洋石油天然气管道保
护条例和石油天然气管道保护法实施细则，加大管道保护法执行力
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财政支持力度。
23
五、环境保护
（一）环境影响分析
部分油田处在人口稠密、水网发达、生态脆弱等环境相对敏感
区域，随着经济社会发展和城镇化水平提升，企业生产面临压力。
水体影响分析。油田勘探开发对陆上矿区水体环境有一定的影
响，主要污染物为COD 和石油类。海上原油生产对环境的影响主要
体现在泥浆钻屑、铺设海管、电缆过程中掀起的海底沉积物、生活
污水、含油生产污水、可能存在的溢油事故等。
大气影响分析。油田大气环境污染主要是挥发性有机物、二氧
化硫、氮氧化物、烟尘、硫化氢等，可能存在生产设备密封点泄漏、
储罐和装卸过程挥发损失、废水废液废渣系统逸散等无组织排放及
非正常工况排污。
土壤影响分析。油田生产过程中造成土壤石油类污染的主要原
因是油泥沙、钻井废弃泥浆、岩屑和落地油和管线穿孔造成土壤污
染。油田和管道建设中可能对防洪设施、水资源造成影响，大量占
压和扰动地表、破坏地貌植被，易造成水土流失。油田生产中的落
地原油、油泥，以及注水开采、水力压裂活动等可能长期损害水土
保持功能。
（二）环境保护措施
环境保护工作除了建设环保防控体系外，还应推进产业结构优
化升级，以提高能效、降低资源和能源消耗为重点，努力形成“低
投入、低消耗、低排放、高效率”的发展模式。
24
完善节能环保管理体系，强化节能环保监督管理。全面贯彻落
实节约能源、污染防治等有关法律法规、管理规定和标准。做好建
设项目的环境影响评价、节能审查评估工作。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。
强化源头控制，加大污染治理力度。实施工艺改进、生产环节
和废水废液废渣系统封闭性改造、设备泄漏检测与修复（LDAR）、
罐型和装卸方式改进等措施，对易泄漏环节制定针对性改进措施，
从源头减少挥发性有机物的泄漏排放。加强锅炉污染治理，确保稳
定达标排放。推进清洁生产，开展综合利用，大力推广二氧化碳驱
油和埋存技术。加大环保投入和科研开发，加强环保监控系统建设，
强化环保队伍建设。
加强用地用海协调。对可能与石油发展规划实施有用地用海矛
盾、相互制约的土地功能区划或功能海域（自然保护区、海洋保护
区、森林公园、农渔业区、港口航运区等），需提前做好协调和沟
通工作。
25
附表
1、“十三五”原油管道重点项目表
项目
分类
管道名称
长度管径设计输量
备注
公里毫米万吨/年
陆上
进口
通道
及配
套
1 中俄原油管道二线941 813 1500 在建
2
中缅原油管道（国内段）及
安宁支线
658 813/610 1000 在建
3 铁大线改造（鞍山-大连段） 362 813/711 2000 在建
海上
进口
通道
及配
套
1 董家口-齐鲁-东营364 762/508 1500
2 仪长复线仪征－九江段560 864/559 2000 在建
3 日照-濮阳-洛阳782 914/813 1800
4 廉江-茂名75 711 2000
5 连云港－仪征400 813 2000
6 日照港-沾化485 700 1000
7 董家口-潍坊-鲁中鲁北311 700 双线3800 在建
8 大亚湾-长岭1100 813 2000
说明：1、大亚湾-长岭原油管道视炼厂项目建设和市场发展情况适时建设。
26
2、“十三五”成品油管道重点项目表
项目
序号
管道名称
长度管径设计输量
备注
公里毫米万吨/年
1 锦州-郑州1646 660/610/559 1300 在建
2 樟树-株洲300 406 450
3
洛阳－三门峡
－运城-临汾
480 508/323 600
4 三门峡－西安230 323 300
5 永坪-晋中360 406 320
6 湛江－北海210 457 500
7
格尔木-拉萨成品油管道
扩（改）建
1110 323（156） 80（15）
说明：
1、格尔木-拉萨成品油管道扩（改）建工程方案抓紧研究论证，2020 年前工程完工。
2、结合区域生态环境现状和特点、煤制油实际发展规模深入论证蒙东、蒙西煤制油外输
管道规模的环境合理性，视煤制油项目进展情况适时建设。
附件2
天然气发展“十三五”规划
目录
前言.................................................................................................... 1
一、规划背景........................................................................................ 2
（一）发展基础............................................................................2
（二）发展形势............................................................................5
二、指导思想和目标............................................................................9
（一）指导思想............................................................................9
（二）基本原则............................................................................9
（三）发展目标..........................................................................10
三、重点任务...................................................................................... 12
（一）加强勘探开发增加国内资源供给................................. 12
（二）加快天然气管网建设..................................................... 14
（三）加快储气设施建设提高调峰储备能力.........................15
（四）培育天然气市场和促进高效利用................................. 17
四、规划实施...................................................................................... 19
（一）组织实施..........................................................................19
（二）保障措施..........................................................................20
五、环境保护...................................................................................... 25
（一）环境影响分析................................................................. 25
（二）环境保护措施................................................................. 26
1
前言
天然气是一种优质、高效、清洁的低碳能源，可与核能及可再
生能源等其他低排放能源形成良性互补，是能源供应清洁化的最现
实选择。加快天然气产业发展，提高天然气在一次能源消费中的比
重，是我国加快建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系的必由之
路，也是化解环境约束、改善大气质量，实现绿色低碳发展的有效
途径，同时对推动节能减排、稳增长惠民生促发展具有重要意义。
《巴黎协定》和2030 年可持续发展议程为全球加速低碳发展
进程和发展清洁能源明确了目标和时间表。随着我国加快推动能源
生产和消费革命，新型城镇化进程不断提速和油气体制改革有力推
进，天然气产业正迎来新的发展机遇。
根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划
纲要》和《能源发展“十三五”规划》的总体要求，为扩大天然气
供应利用规模，促进天然气产业有序、健康发展，国家发展改革委、
能源局组织编制了《天然气发展“十三五”规划》（以下简称《规
划》）。
本《规划》包括上游资源勘探开发、中游基础设施建设和下游
市场利用，涵盖了常规天然气、煤层气和页岩气等内容，是“十三
五”时期我国天然气产业健康发展的指导纲领。在实施过程中，将
根据实际情况对本《规划》进行适时调整、补充。
2
一、规划背景
（一）发展基础
天然气储产量快速增长。根据新一轮全国油气资源动态评价成
果，截至2015 年底，我国常规天然气地质资源量68 万亿立方米，
累计探明地质储量约13 万亿立方米，探明程度19%，处于勘探早期。
“十二五”期间全国累计新增探明地质储量约3.9 万亿立方米，2015
年全国天然气产量1350 亿立方米，储采比29。“十二五”期间累计
产量约6000 亿立方米，比“十一五”增加约2100 亿立方米，年均
增长6.7%。
非常规天然气加快发展。页岩气勘探开发取得突破性进展，“十
二五”新增探明地质储量5441 亿立方米，2015 年产量达到46 亿立
方米，焦石坝、长宁-威远和昭通区块实现了商业化规模开发。煤
层气（煤矿瓦斯）抽采利用规模快速增长，“十二五”期间累计新
增探明地质储量3505 亿立方米，2015 年全国抽采量140 亿立方米，
利用量77 亿立方米，煤层气产量（地面抽采）约44 亿立方米，利
用量38 亿立方米。
进口天然气快速增加。天然气进口战略通道格局基本形成。西
北战略通道逐步完善，中亚A、B、C 线建成投产；西南战略通道初
具规模；东北战略通道开工建设；海上进口通道发挥重要作用。“十
二五”期间累计进口天然气超过2500 亿立方米，是“十一五”天
然气进口量的7.2 倍，2015 年进口天然气614 亿立方米。
天然气在一次能源消费结构中占比提高，用气结构总体合理。
3
2015 年全国天然气表观消费量1931 亿立方米，“十二五”期间年均
增长12.4%，累计消费量约8300 亿立方米，是“十一五”消费量的
2 倍，2015 年天然气在一次能源消费中的比重从2010 年的4.4%提
高到5.9%。目前天然气消费结构中，工业燃料、城市燃气、发电、
化工分别占38.2%、32.5%、14.7%、14.6%，与2010 年相比，城市
燃气、工业燃料用气占比增加，化工和发电用气占比有所下降。
基础设施布局日益完善。“十二五”期间累计建成干线管道2.14
万公里，累计建成液化天然气（LNG）接收站9 座，新增LNG 接收
能力2770 万吨/年，累计建成地下储气库7 座，新增工作气量37
亿立方米。截至2015 年底，全国干线管道总里程达到6.4 万公里，
一次输气能力约2800 亿立方米/年，天然气主干管网已覆盖除西藏
外全部省份，建成LNG 接收站12 座，LNG 接收能力达到4380 万吨/
年，储罐罐容500 万立方米，建成地下储气库18 座，工作气量55
亿立方米。全国城镇天然气管网里程达到43 万公里，用气人口3.3
亿人，天然气发电装机5700 万千瓦，建成压缩天然气/液化天然气
（CNG/LNG）加气站6500 座，船用LNG 加注站13 座。
技术创新和装备自主化取得突破进展。初步掌握了页岩气综合
地质评价技术、3500 米以浅钻完井及水平井大型体积压裂技术等，
桥塞实现国产化。形成了复杂气藏超深水平井的钻完井、分段压裂
技术体系。形成了高煤阶煤层气开发技术体系，初步突破了煤矿采
动区瓦斯地面抽采等技术。自主设计、建成了我国第一座深水半潜
式钻井平台，具备了水深3000 米的作业能力。国产X80 高强度钢
4
管批量用于长输管道建设，高压、大口径球阀开始应用于工程实践，
大功率电驱和燃驱压缩机组投入生产使用。
体制机制改革取得阶段性成果。油气体制改革稳步推进，页岩
气矿权以招标方式对多种主体开放，常规天然气上游领域改革率先
在新疆进行试点。初步组建起行业监管队伍，基础设施向第三方公
平开放开始实施，混合所有制改革力度不断加大，数条跨省主干管
道引入多种投资主体。天然气价格改革步伐明显加快，实现了存量
气与增量气价格并轨，理顺了非居民用气价格。
专栏1 “十二五”时期天然气行业发展成就
指标2010 年2015 年年均增速
累计探明储量（万亿立方米） 9.1 13 7.4%
产量（亿立方米/年） 952 1350 7.2%
表观消费量（亿立方米/年） 1075 1931 12.4%
天然气占一次能源消费的比例（%） 4.4 5.9 6.0%
天然气进口量（亿立方米/年） 170 614 29.3%
天然气管道里程（万公里） 4.26 6.4 8.5%
管道一次运输能力（亿立方米） 960 2800 23.9%
LNG 接收能力（万吨/年） 1610 4380 22.2%
地下储气库工作气量（亿立方米） 18 55 25%
“十二五”期间我国天然气产业发展取得了很大成绩，同时也
面临一些问题。勘探开发投入不足，效率偏低，勘探开发对象日益
复杂，上产稳产难度大。非常规天然气开发经济性有待进一步提高。
基础设施公平开放不够，储气调峰设施建设严重滞后，城市储气能
力亟需加强。气田开发和天然气基础设施建设协调难度加大，管道
5
安全状况不容乐观。
总体来看，“十二五”前期我国天然气产业保持高速发展势头，
从2013 年下半年开始，受宏观经济增速放缓、国际油价大幅下跌、
气价机制尚未理顺等因素影响，天然气需求增速出现阶段性放缓。
（二）发展形势
与过去十年天然气需求快速增长、供不应求的状况不同，“十
三五”期间，随着国内产量的增加和进口能力的增强，天然气供求
总体上将进入宽平衡状态。同时，受产业链发展不协调等因素影响，
局部地区部分时段还可能出现供应紧张状况。随着油气体制改革深
入推进，天然气行业在面临挑战同时迎来新的发展机遇。
1、发展机遇
能源生产和消费革命将进一步激发天然气需求。在经济增速换
档、资源环境约束趋紧的新常态下，能源绿色转型要求日益迫切，
能源结构调整进入油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源的更替
期，优化和调整能源结构还应大力提高天然气消费比例。十八大提
出大力推进生态文明建设,对加大天然气使用具有积极促进作用。
《巴黎协定》的实施，将大大加快世界能源低碳化进程，同时，国
家大力推动大气和水污染防治工作，对清洁能源的需求将进一步增
加。
新型城镇化进程加快提供发展新动力。“十三五”城镇化率目
标为60%，城镇化率每提高一个百分点，每年将增加相当于8000 万
吨标煤的能源消费量。当前我国城镇化水平仍然偏低，新型城镇化
6
对高效清洁天然气的需求将不断增长，加快推进新型城镇化建设将
积极促进天然气利用。
资源基础为天然气增产提供保障。我国天然气资源探明程度仅
19%，仍处于勘探早期，剩余经济可采储量3.8万亿立方米，国内天
然气产量仍将继续保持增长趋势。目前我国已相继发现并建成了四
川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木和近海海域等大型气区。四川磨溪
气田已建成投产，南海陵水气田、川西彭州气田、川南页岩气田等
一批大中型气田处于前期评价或产能建设期，这批气田将成为今后
天然气上产的主要构成。页岩气等非常规气初步实现商业化开发。
国际天然气供应逐渐总体宽松。近年来，国际油气勘探开发技
术不断取得突破，美国页岩气革命使世界天然气供需格局发生深刻
变化，天然气供应宽松，价格大幅下跌，国际天然气供应宽松态势
为我国引进境外天然气资源创造了良好外部条件。
油气体制改革步伐加快。油气体制改革将在放宽市场准入、完
善管网建设运营机制、落实基础设施公平接入、形成市场化价格机
制、完善行业管理和监管等方面深入推进，更充分发挥市场在资源
配置中决定性作用，公平竞争开放有序的现代油气市场体系将逐步
形成。
2、面临的挑战
大幅增加天然气消费量难度较大。“十三五”期间中国能源转
型面临很大挑战，天然气是中国能源转型最为重要和现实的抓手，
但相比于其他能源，其发展也面临严峻挑战。提高天然气在一次能
7
源消费结构中的比例存在较大不确定性，按照原有发展模式显然无
法实现，需各方强有力的协同，并研究制定大力鼓励天然气利用的
支持政策。
国内勘探投入不足。国内天然气资源丰富、探明率低，还处在
勘探早期，具备快速增储上产的物质基础。由于地质工作程度和资
源禀赋不同，油气领域勘探开发主体较少，区块退出和流转机制不
健全，竞争性不够等原因，石油公司勘探主要集中在资源丰度高的
地区，新区新层系风险勘探，页岩气等非常规资源勘探投入不足。
一些国内企业通过“走出去”已获得国外区块，积累了技术和管理
经验，但国内准入仍存在诸多限制，制约了多元资本投入。同时，
国际油价持续下跌，石油企业上游领域投资减少，更直接影响国内
天然气储产量增加。
体制机制制约和结构性矛盾问题突出。随着天然气产业快速发
展，产业结构性矛盾日益突出，部分原有政策已不适应新的发展形
势，储气能力严重滞后，保供难度日益增加。勘探开发和管道输送
环节主体少，竞争不足，管道运营不透明，难以实现第三方市场主
体公平接入。行业行政垄断和区域分割比较严重，输配环节过多，
费用过高，最终用户没有获得实惠。市场化体制机制不健全，竞争
性环节竞争不够充分，价格变化难以完全真实反映市场供求关系。
进口高价合同气难以消纳，企业背负经营压力，天然气供应风险加
大。法律法规体系不健全不完善，行业监管越位和缺位现象同时并
存。
8
基础设施建设任务繁重，管道保护工作难度加大。“十三五”
期间天然气管道及储气设施建设任务艰巨，协调难度加大。随着城
镇化率逐年提高，城镇范围不断扩大，管道建设运行过程中与城乡
规划的矛盾时有发生，管道占压情况比较严重，第三方破坏、损伤
现象突出，管道安全风险加大。
9
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。
10
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
11
“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
12
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
13
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。
14
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。
15
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，
16
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
17
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
18
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。
19
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
20
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
21
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
22
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
23
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）
24
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。
25
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。
26
（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。
27
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
28
欢迎关注全球金融网微信公众平台
|
