天然气资源范文10篇

天然气资源范文篇1

一、油、气资源开发状况

我市境内石油天然气储量丰富，是陕甘宁油气田和鄂尔多斯气田的主储区。石油预测储量6亿吨，探明储量3亿吨，含油面积2300平方公里，主要分布在定边、靖边、横山和子洲四县。天然气预测储量4.18万亿立方米，探明储量7474亿立方米，主要分布在靖边、横山、榆阳、子洲、米脂、绥德等地，是迄今我国陆上探明的最大整装气田。石油、天然气资源分别占全省总量的43.4%、99.9%。

我市油、气工业发展起步较晚。上世纪90年代初，我市学习借鉴延安的经验和作法，与区外投资者合作，开始了自主开发石油的尝试。1999年，按照国家有关法规和《国务院办公厅转发国家经贸委等部门关于清理整顿小炼油厂和规范原油成品油流通秩序意见的通知》(国办发〔1999〕38号，以下简称:国办发38号文件)精神，我市对石油行业进行了清理整顿，由各县钻采公司为主体，对招商引资引进的联营开采单位进行了整合重组，出资近13亿元有偿回收了2405口油井，规范了石油生产经营秩序。2003年，各县钻采公司相继并入延长油矿管理局，取得合法开采主体地位，2005年石油企业的省内重组工作完成，由陕西省延长石油工业集团公司实行紧密型管理。目前在我市从事油气资源开采的中油股份公司长庆油田分公司、中石化和延长石油工业集团公司，境内石油、天然气资源探、采矿权绝大部分被中石油所登记，中石化、延长石油工业集团公司只占很少一部分。

截至2005年底，我市境内大约有油井5500～6000口，原油年生产能力为600万吨，其中：延长石油工业集团公司有油井3464口（横山326口、靖边1917口、定边867口、子洲354口），原油年生产能力为100万吨（横山10万吨、靖边40万吨、定边45万吨、子洲5万吨）。长庆油田公司到底有多少油井，调查组不清楚，要求长庆油田公司提供准确数字时，该公司以商业机密为由，拒绝提供，原油年生产能力为500万吨；打注水井708口，铺设输油管道约3800公里。建成年加工原油150万吨的××炼油厂一处。据不完全统计，境内有气井195口，天然气年生产能力为75亿立方米，均属长庆油田公司，建成天然气集气站34处，净化厂2处，年净化天然气40亿立方米，建成并开通了“靖—西”、“陕—京”、“长—宁”、“长—呼”和“西气东输”五条天然气外输干线和市内支线，铺设输气管道3500余公里。目前建成的以天然气为原料的转化企业有××天然气化工有限责任公司和长庆甲醇厂,甲醇年生产能力分别为43万吨和10万吨，年用气5.2亿立方米。境内城市气化用气0.8亿立方米,年就地转化利用天然气仅占年生产能力的7%。大规模的油、气资源的开发，推进了××由资源大市向经济强市目标快速迈进。2005年，全市年生产总值达到335亿元，人均1180美元，财政收入达到67亿元，其中：石油生产、加工转化和销售实现税收18.2亿元,占财政总收入的27.2%；天然气实现税收5.3亿元，占财政总收入的8%。石油工业已成为我市经济发展的支柱产业和财政收入的主要来源，较有力地带动了相关产业的发展，促进了城乡基础设施建设，增强了工业反哺农业的能力，为城乡劳动力提供了大量就业机会，为退耕还林还草，实现山川秀美提供了物质保证，为我市社会稳定和加快脱贫致富步伐发挥了积极的作用。

二、存在的问题

1、后备资源馈乏，地方石油开发缺乏后劲。

一是根据1994年4月13日，陕西省人民政府同原中国石油天然气总公司签订了《关于开发陕北石油资源的协议》（简称4.13协议），委托定边、靖边各100平方公里的石油开采区块已经全部利用，基本没有开发空间。

二是根据《陕北石油开采秩序整顿汇报会会议纪要》（国土资源发［2000］205号）文件精神，本着尊重历史，照顾现实，互谅互让，共同发展的原则，协商解决开采区域和界限方面的矛盾问题，按照国家经贸委、国土资源部《印发“关于陕北地区石油开采秩序情况调查的报告”的通知》(国经贸石化［1999］1239号)规定，划清各自的勘查、开采范围后，依法办理变更登记手续。但是到目前为止，安塞平桥以北、靖边县城以南3500平方公里的合作开采区，长庆油田公司与延长石油工业集团公司的勘探、开采范围尚未划定，双方为争夺开采区块经常发生冲突。如果区块界线问题再不解决，地方石油工业的发展必将走上末路。

近几年，长庆油田公司与地方发生大小集体械斗事件不下百余次，经常组织“棒棒队”阻断交通、殴打人员、破坏设施，严重影响到当地群众的安危和社会的稳定。2006年3月18日，长庆油田公司与延长石油工业集团公司靖边采油厂发生大规模的械斗事件，长庆油田公司组织人员700多人，出动车辆百余辆，打伤靖边采油厂员工8人，砸毁车辆52辆，造成直接经济损失700余万元，在社会上形成了恶劣影响。

2、资源开发国家缺乏综合规划，各种资源难以有序开发。

我市丰富的地下资源集中到北部，并且多种资源相互重叠，各种资源矿权审批相互牵制。长庆油田公司登记了我市境内几乎所有区域的油、气探、采矿权。近年来，长庆油田公司油田开采的进度很快，油气井和输油气管网到处密布，造成了我市在该区域内的煤炭和岩盐等资源开采等到其开采结束方可进行；即使在长庆油田公司未开采的区域，我市要取得煤炭和岩盐的探、采矿权，也必须征得其同意，这严重制约着我市煤炭和岩盐的开发。

3、中、省和地方利益分配不公，地方收益太少。

一是管道营业税分配不合理。

按照国际惯例，天然气的管道营业税在出口征收，资源产地和销售地各得一半，但是，我市输送到了xx、xx和银川等地天然气的管道营业税，均由对方收取。我市每年大约外输天然气70亿立方米，按照每方收取管道营业税0.01元计算，仅此一项我市财政损失7000万元。

二是税费起征标准和分配不合理。

长庆油田公司在我市从事石油开发，只有增值税和资源税参与中央与地方分配，其他规费一律上缴中、省。在原油增值税征收时，国家允许与固定资产投资抵扣，实际征收的增值税仅为6%左右。而且两税由长庆油田公司统一在西安交纳，按照中央与地方75%和25%的比例分配，地方收益部分西北五省再分配，我市每吨原油收益大约45元左右，与延长石油工业集团公司上缴我市的税费相比，每吨原油我市少收入550多元。按照长庆油田公司年产500万吨原油规模计算，我市财政年少收27.75亿元。三是我市在延长石油工业集团中所占的股份不合理。根据陕发［2005］28号文件精神，全省石油企业重组完成后，我市在延长石油工业集团公司只有5%股份，这与我市近年的投入相比极不公平，仅××炼油厂我市通过直接投资和税金返还累计注入资金达15亿元，也不止5%股份，这直接关系到今后我市石油生产的收益。四是原油价格不合理。今年以来，原油价格持续上扬，截至3月底，中石油确定的中质2号原油中准价前期含税同口径剔除运费和统管费后达到4083元，延安炼油厂为3300元，而××炼油厂仅为2920元，较中石油低1163元，较延安炼油厂低380元，价格差距直接影响着我市地方财政的收入，按照我市年产100万吨原油的规模，每吨平均按少收利税300元计算，年少收3亿元。

4、输油气管道用地补偿不到位，加重了地方负担。

据不完全统计，我市境内埋设输油管道3800公里，天然气输气管线3500余公里，埋设管道占地大约22万亩（含管道两侧限制区用地）。一是埋设管道时以临时占地仅补偿一年的土地收益，但是，一旦埋设了管道，主管道两侧15米、支管道两侧5米的地面内不得有永久性建筑物及道路、桥梁等基础设施建设，不得开挖、采石、放炮等作业，这样就限制了这些土地的使用权和收益权，影响了我市土地利用的整体规划。二是油气管道安全责任属地管理，国家没有安排专项经费，客观上加重了地方负担。三是油气属于易燃易爆物，给当地安全带来隐患。

5、生态破坏和环境污染严重，突发性环境污染应急预案机制尚未建立。

随着大规模的石油、天然气的开发，使我市本来脆弱的植被受到破坏、有限的耕地进一步减少、地下水位的不断下降，整个生态环境受到严重影响。我市境内的靖边、横山等县长庆油田公司的天然气管线已经蜘蛛网状，给当地群众正常的生产生活带来不便。仅靖边县由于油气开发破坏植被7万多亩，弃土覆盖植被3万余亩；长期占用土地27400亩，其中耕地17200亩；长庆采油三厂钻井时打穿裂隙，地下水渗漏，造成新城乡黑龙村石场组出现山体裂缝；大理河、周河和芦河上游均受到含油废水的污染，大理河油类超标1004倍，周河超标9倍，芦河超标54倍。小河乡群众人畜饮水水源受到含油废水、岩屑等的污染，已经不能饮用，6000多村民需要到数里外买水吃，目前已经引起了国家环保总局的高度重视。就目前我市处理突发环境污染事件的能力来看，无论人员素质、装备配置、监测技术、防护手段都不具备处理突发应急事件的能力。一旦发生原油和天然气泄漏等较大突发污染事故，将束手无策。

6、城市气化和工业用气指标审批难度大，制约着我市能源化工基地建设进程。我市是天然气的重要产地，年外输量达到近70亿立方米，但是，目前我市榆阳、神木、横山、靖边、定边和子洲等县区城市气化用气指标正式得到国家批准的只有××市区和靖边县，年用气量仅为2110万立方米，其他县均未得到正式批准，而呼和浩特、银川和天然气管道沿途一些城市等早在几年前已经实现城市气化，出现了“灯下黑”的现象。××天然气化工有限责任公司是国家试气而批准立项建设的天然气化工厂，现年用气量为5.2亿立方米，技改工程用气4亿立方米的指标得不到批准，无法开工建设。

7、地方监管出现盲区，造成有些税费流失。首先是国家对一些中省企业在一定意义上赋予了制定行业规划和代表国家理财的双重职能，致使这些企业游离于地方管理之外，形成了一个“小社会”，地方对其生产经营情况没有知情权。其次是地方一些职能部门上下级之间责任划分不明确，部门之间职能交叉，形成谁也不过问的“空白区”，最终导致一些本应该在我市缴纳的税费流失。

出现上述问题的主要原因：一是国家对矿产资源配置实行无偿划拨或变相无偿划拨，未实现市场化，缺乏竞争机制，行政干预企业的微观经济，这是资源开发中出现各种矛盾和问题的根源，也是产生腐败和商业贿赂的温床；二是国家登记矿权时，仅进行行政审批，对不同矿产资源矿权重叠的区块，未从综合开发矿产资源的角度考虑，制定整体规划，导致现在油气资源的开采制约了其他资源的开发；三是国家矿产资源立法注重普遍性，忽视特殊性，实行一刀切，无地方性法规，地方在执行法律时困难；四是中央和地方利益分配不公，中央财政、中央企业利益至高无上，忽视了资源产地及当地群众利益，引发了各类矛盾凸现，影响了构建和谐社会的进程；五是地方发展中急功近利，科学的发展观贯彻落实不够。

三、对策及建议

如何破解我市资源开发中诸多矛盾和问题，进一步加快地方经济发展步伐，走可持续发展之路，特提出以下几点对策和建议：

1、进一步明确资源开发的指导思想。一要树立科学的发展观，确定合理适度的开发规模，却不可无限制的过度开发，应通过法律和制度来制止掠夺性开采；二要树立正确的政绩观，在考核经济发展指标时，不能单纯追求gdp和财政收入的增长，应把经济增长速度同资源消耗、环境污染等一并考核；三是要加快经济结构调整，切实转变资源开发中产业结构单一、“一业独大”的状况，培育新的经济增长点，未雨绸缪，避免重蹈甘肃白银、辽宁阜新和我省铜川“矿竭城衰”的覆辙。

2、处理好油气资源各开采主体之间的关系。一是根据国土资发［2000］205号文件精神，本着尊重历史，照顾现实，互谅互让，共同发展的原则，协商划定区块界线，巩固和稳定已开采区块；二是鉴于长庆方面区块面积过大，只登记不开采的现状，以国家统一规划为前提，在评估资源开采区块价值的基础上，引入竞争机制，采取招标、拍卖等形式，实现资源开采权的合理流转，有效配置资源，达到国家和资源产地互利共赢的目标，同时也有利于解决资源区块争端，做大做强石油工业。

3、处理好中省企业利益与地方利益之间的关系。一是在资源税费方面，尽可能向资源富集的贫困地区倾斜，促进贫困地区经济发展，加快脱贫致富步伐。建议取消对长庆油田允许固定资产抵扣营业额的照顾性政策，并要与延长石油工业集团公司一样，除向中央交纳资源税和增值税外，还应向地方交纳地方性税费。在争取上述各项税费政策的同时，对资源输出型和高耗能企业还应积极争取提高各类政策性收费标准和与中、省部门的分成比例，不断壮大地方财力。二是延长石油工业集团公司应实行原油价格市场化，实现和国内原油价格接轨，避免地方税费流失。三是应借鉴新疆库尔勒鄯善县的办法，将“靖-京”、“靖-宁”、“靖-沪”等管道营业税按50%返还我市。四是提高石油和天然气资源税的单位税额，执行石油为8-30元／吨，天然气为2-15元／千立方米的上限标准。五是资源开采造成采空和塌陷等地质灾害，其治理所需费用巨大，因此应积极向中、省争取开征城镇土地使用税和生态环境补偿费。六是在天然气管道建设和保护方面，赋予了地方政府对本行政区域内管道设施的保护义务，但天然气开采企业却没有相应的保护经费投入，义务和利益极不对等，钱让长庆方面赚了，但责任却留给地方，建议积极与长庆方面协商争取天然气管道保护费和增加管道占地补偿费。

4、加强监管，切实保障资源的有序开发。一是严格审核审批。长庆方面委托或雇用其他公司和个人从事开采或辅助开采作业的，应委托市一级建设、工商、石化、水务、土地、环保、税务等职能部门要对这些开采单位进行相关资质审核，并纳入行业管理之中；二是统计部门依据《统计法》有关规定，把长庆方面的投资建设纳入国家规定的基本建设管理程序，并对其固定资产投入、生产经营和完成地区生产总值按属地管理进行统计，以便为地方政府决策提供可靠的参考依据。三是据长庆方面讲，目前内蒙古自治区政府已停止审批井位，他们在内蒙古的天然气开采已全部停了下来，内蒙以此与长庆据理力争，着力维护地方和广大群众利益，我市也应采取相应措施，严格把关，提高准入条件。

5、加大环保投入，加强环境保护。一是要增加环保投入，设立环保基金，成立环保基金会，加大对市内重点开采区的污染防治力度，大力发展循环经济和清洁生产，建设低投入、高产出，低消耗、少排放，能循环、可持续的资源节约型和环境友好型社会。二是严格环境保护执法，树立节约资源和保护环境也是发展的理念，积极推行并严格执行环境影响评价、污染物排放总量控制、环境目标考核和责任追究制度，从事后治理向事前保护转变，切实改变先污染、后治理，边污染、边治理的状况。三是以环境的承载能力划定重点开发区、限制开发区和禁止开发区等功能区。

天然气资源范文篇2

一、中国油气资源前景堪忧

目前我国石油资源量约为1040亿吨，天然气资源量约54万亿立方米；石油最终可采资源量135亿—160亿吨，天然气最终可采资源量10万亿－12万亿立方米。

按2002年人口统计，我国人均石油剩余可采储量1.87吨，人均天然气剩余可采储量1552立方米，分别相当于世界人均水平的7.8%和6%。

(一)油气资源日益紧缺

(二)资源潜力仍然较大

(三)未来保障任务艰巨

二、我国油气资源面临的问题

在目前我国经济快速发展的过程中，油气资源勘探和开发面临五大问题：

l、后备可采储量不足

2、风险勘查投入不足

3、缺乏供给保障机制，很难适应市场变化

4、科技总体水平不高，不能满足增储上产需要

5、环境问题严重，尚未得到充分重视

三、中国致力于解决油气供需不平衡矛盾的措施

1、油气的大力勘探、开发

2、积极开展国际合作，增强我国油气进口的安全性

3、加快建立国家石油储备体系，保障国家石油安全

正文：

一、中国油气资源前景堪忧

国际权威机构近日公布的预测数字显示，中国目前石油需求增长将占同期世界石油需求增长的1／3。据国务院发展研究中心市场经济研究所介绍，中国石油市场是世界需求量增长最快的市场(国家)之一，2000年中国的原油净进口量为5983万吨，2002年为6941万吨，成品油进口2034万吨；据海关统计，2003年1-10月，我国进口原油7415万吨，成品油2374万吨。预计2004年中国将取代日本，成为仅次于美国的第二大石油消费国。近年中国经济保持持续高速增长，由于经济增长速度与石油消费量之间呈高度正向相关关系，预计今后几年中国石油消费量将继续保持较高增长态势。比较保守地估计，2010年中国原油的需求量将达到3亿吨，原油需求缺口达到1亿吨，2020年需求量达到3.8亿吨，缺口达到1.6亿吨。

但是目前中国人均石油开采储量只有2.6吨，是世界平均值的1／10，这意味着中国石油消费对国际市场的依赖程度将越来越大。更有人预测，到2010年，中国原油进口依存度将逼近50%。

(一)油气资源日益紧缺

目前我国石油资源量约为1072.7亿吨，其中约71.61%分布在陆上，约22.93%分布在海洋。

表1第三次全国油气资源评价石油资源状况

单位：亿吨、%总计可采储量=可转化资源量+已探明资源量

我国目前已发现500多个油田，其中大庆油田、胜利油田、辽河油田、克拉玛依油田、四川油田、华北油田、大港油田、中原油田、吉林油田、河南油田、长庆油田、江汉油田、江苏油田、青海油田、塔里木油田、吐哈油田、玉门油田、滇黔桂石油勘探局、冀东油田等油田产量、储量较为可观。

但是，在我国已发现的油田中，除大庆、胜利等主要油田外，其他油气田单位面积储量普遍较小，低品位油田居多，而且埋藏较深、类型复杂、品质较差、工艺技术要求高。在剩余可采储量中，优质资源不足，低渗或特低渗油、稠油和埋深大于3500米的超过50%，而且主要分布在西北和东部地区。随着勘探开发的不断深入，剩余石油资源中质量差、难开采的比重将越来越大。

总的看，勘探难度逐渐增大，隐蔽、复杂油气藏已成为勘探主要对象，地表及地质条件复杂的地区正成为勘探的重点目标区。老油田已进入高含水、高采出阶段，综合含水率高于80%，平均采出程度大于65%，原油产量呈递减趋势，开发难度越来越大，开采工艺要求越来越高。

截至2002年年底，石油累计探明可采储量63.95亿吨，其中剩余可采储量24.28亿吨，居世界第12位，人均石油剩余可采储量1.87吨，相当于世界人均水平的7.8%，仍属“贫油大国”。

2002年7月31日，中国石油商务网最新天然气资源评价，我国常规天然气资源量为55.16万亿立方米：根据第三次天然气资源评价，我国常规天然气资源地区分布如下：

表2我国常规天然气资源地区分布单位：万亿立方米，%

截止2002年底，我国天然气累计探明可采储量2.56万亿立方米，其中剩余可采储量2.02万亿立方米，居世界第17位，人均天然气剩余可采储量1552立方米，仅相当于世界人均水平的5%，属于名副其实的“贫气大国”。

(二)资源潜力仍然较大

从总体上看，我国油气资源仍有很大潜力可挖。截至2002年，我国石油待发现可采资源量约为71亿～96亿吨，平均探明率43.4%，其中，东部地区平均探明率超过60%，中西部地区和海域低于30%，均低于73%的世界平均探明率：天然气待发现可采资源量7.4万亿～9.4万亿立方米，平均探明率23.3%，远远低于60.5%的世界平均探明率。由此可以看出，我国油气资源探明率较低，整体上处于勘探的早中期阶段。

另外，由于中国油气开采和勘探技术条件的限制，我国一些埋藏较深、类型复杂、工艺技术要求较高和自然条件较差，以及一些深海油气田的开采、勘探还相当有限，基本处于开发的早中期阶段。随着相关技术的日益成熟和进步，我国油气资源的开发可望取得较大的进展。

(三)未来保障任务艰巨

根据中国经济的高增长率和能源消费弹性系数预测，到2010年，我国原油消费总量将达到3亿到>.2亿吨，届时中国原油的进口依存度将逼近50%。我国的油气资源保障将面临很大压力。

我国经济的持续快速发展，决定了我国油气资源的需求将与日俱增。预测到2010年，2020年石油需求量将分别达到3亿吨、3.8亿吨，天然气需求量也将分别达到1200亿立方米、2000亿立方米。如果同期我国油气资源得不到重大的发现，国内石油生产能力只能保持在1.8亿～2亿吨之间，缺口分别为1亿-1.2亿吨、1.8亿-2亿吨：国内天然气生产能力大约为1000亿立方米、1500亿-1600亿立方米，缺口分别为200亿立方米、400亿-500亿立方米。可以预测，2010年国内石油、天然气产量对需求的保障程度分别为57%、83%左右；2020年为50%、78%左右。2020年到本世纪中叶，供需缺口还将继续加大。为了保障我国经济健康、快速发展，我国油气资源勘探工作的压力很大，提高油气资源保障能力的任务十分艰巨。

二、我国油气资源面临五大问题

在目前我国经济快速发展的过程中，油气资源勘探和开发面临诸多问题。

1.后备可采储量不足

我国油气资源的后备可采储量少，特别是优质石油可采储量不足，缺乏战略接替区，西部和海相碳酸盐岩等区域的勘查一直未能取得战略性突破，后备可采储量不足已成为制约进一步增加油气产量和满足需求的主要矛盾。

2、风险勘查投入不足

基础性、公益性的油气前期地质工作具有探索性强、周期长、风险大的特点，作为一种相对独立的国家公共事业，主要应由政府出资，其成果提供全行业、全社会使用。近年来，国家对这项工作投入少，缺乏有效的机制，发现性调查评价工作力度不够，基础地质理论研究长期没有取得重大突破。

3.缺乏供给保障机制，很难适应市场变化

目前我国尚未建立起完善的油气资源安全供给保障机制，油气的资源储备和原油及成品油储备，还缺乏统一规划和布局。我国部级油气资源战略储备体系刚刚开始建设，进口安全机制和特殊情况下的石油供应应急机制还不完善。

4.科技总体水平不高，不能满足增储上产需要

尽管我国在陆相生油、滚动勘探开发及大型非均质砂岩油田开采技术等方面处于国际领先水平，但我国油气资源勘探开发总体科技水平还不能适应当前增储上产的需要。随着油气资源勘探开发难度的加大，对科技水平的要求越来越高，一系列关键理论和技术，如海相碳酸盐岩成藏理论和深水钻探，山地地震、难动用储量开发技术等亟待突破。

5.环境问题严重，尚未得到充分重视

油气资源的勘探开发、油气长距离输送以及油气加工过程等都会对环境带来破坏和影响，有的还非常严重，致使土质严重酸碱化、水质和空气污染，影响了局部地区的土壤和生态环境。但油气资源勘探开发引起的环境问题尚未引起各方面的高度重视，在勘探开发中有效地保护生态环境的意识还有待进一步加强。

三、中国致力于解决油气供需不平衡矛盾的措施

1.油气的大力勘探、开发

最近几年，我国加大了对西部油气资源的勘探、开发力度，在西部的塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、川西北等地区已经取得了很好的发现。由于我国海上油气勘探、开发力度的逐渐进步，近期在东海、南海等地也有较大规模的资源发现。今后5至10年内，我国油气勘探将集中力量重点对三大战略区——鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地南部地区——和两大战略后备区——塔里木盆地、柴达木盆地——进行勘探。

另外，我国对进入后期开采阶段老油气田进行进一步技术更新改造，进一步延长了其开采年限。

我国在西部塔里木地区蕴藏着丰富的天然气资源，为了解决东部特别是长江三角洲地区对油气资源的迫切需求，国家投资建设了东西跨度长达4200公里的西气东输工程，建成以后向长江三角洲的年输气量为100亿立方米，稳定供气30年，另外考虑沿途用气20亿立方米，总计年供气120亿立方米，这在很大程度上缓解了我国东部地区油气资源供应紧张的状况。

2.积极开展国际合作，增强我国油气进口的安全性

积极实行“走出去”的战略，利用我们的技术、资金到非洲、南美等国家去开发石油。目前中国对海外石油资源的利用，除了由政府指定的企业在国际市场上进行期货及现货贸易外，也包括在勘探、开采等领域与外方进行合作。中国和国外很多合作项目都采取“份额油”的方式，即中国在当地的石油建设项目中参股或投资，每年从该项目的石油产量中分取一定的份额。这样做有利的一面是，由于中国拿到手的是实物，石油进口量不至于受价格波动太大。中国石油海外石油开采量已达1900万吨，其中份额油约占900万吨。中石油己在海外签订合同项目26个，其中有勘探开发项目22个，管道项目两个，炼油和化工项目各1个，项目分布在四大洲的12个国家，初步形成海外发展的三大战略区，即中东及北非地区、中亚及俄罗斯地区和南美地区。中海油也在2002年斥资12亿美元收购了澳大利亚和印度尼西亚的三块石油天然气田，中石化则以5.58亿美元购买西班牙瑞普索公司在印度尼西亚5个海上油田的部分石油资产。中海油这一跨国资产并购将为其带来每年4000万桶，约500万吨原油的份额。这5个油田共有超过1亿吨的总探明储量，中海油在其中拥有的探明储量约为5000万吨，并将操作其中3个油田的生产。经过这次并购，中海油现在已经成为印尼最大的海上石油生产商。

非洲是世界各国竟相开发的地区，西非地区石油钻井成功率高达35%，远高于10%的世界平均水平。专家预测，未来5年内，非洲探明储量将至少增加150亿桶。国际市场上新增加的来自海湾以外的石油中，将至少有四分之一产于非洲国家，我国各大石油公司也在加紧非洲地区石油开发。

虽然非洲石油的储量不足中东地区的1／6，但其石油含硫量低，很适合加工成汽车燃油，目前西非各国企业基本实现了直接投资的对外开放。除非洲最大的产油国尼日利亚，其余产油国都不是石油输出国组织的成员。尽管这些国家政局不稳，但新探明的主要石油储存都位于深海区域，远离冲突地区。且这些国家彼此有摩擦，联合抵制石油供应的情况不太可能发生。中国国家主席2004年初的非洲之行，就中国在非洲地区开发石油资源展开了诸多讨论，在中国开发非洲石油资源方面写下了重要的一笔。

石油不但是关系到国计民生的重要消费品，同时也是一个国家重要的战略物资，保障石油的充分供给对一个国家的经济发展和国家安全都具有十分重要的意义。但是当今国际石油市场受到国际政治、军事以及地理位置等诸多因素的影响，使石油进口国的石油供应具有很大的不确定性，石油进口的安全性受到很大挑战。我国是世界石油进口大国，进口安全性意义重大。在扩大购油渠道，保证进口安全方面，我国大力开展和平外交，发展与世界各国的友好关系，积极争取从俄罗斯和中亚产油国通过陆地管道进口石油，使我国的石油进口渠道多元化，降低和分散风险，从而更安全。俄罗斯和哈萨克斯坦是新兴的石油和天然气资源大国，中国同两国在石油和天然气方面的积极合作对保障中国的石油供应安全具有重要的意义。目前，我国已经同哈萨克斯坦和俄罗斯达成有关修建石油、天然气输送管道，向我国出口能源的协议，这在一定程度上改变了我国石油进口严重依赖中东地区的局面，增强了我国石油进口的安全性。

3.加快建立国家石油储备体系，保障国家石油安全

石油储备是稳定供求关系、平抑市场价格、应对突发事件、保障国家石油安全的重要手段。目前，我国尚未建立石油储备体系，现有原油、成品油储罐多属生产和流通的配套设施，难以发挥储备功能，一旦遇到突发事件，处境将十分被动。有关资料表明，中国现有的石油储备只够维持7天的时间。另外，国外研究机构普遍认为，未来20年国际油价呈上涨趋势。及早建立我国石油储备体系，可以减少经济代价，有利于我国在国际政治、经济角逐中处于主动地位。

“十五”期间，我国将按照国家储备与企业储备相结合、以国家储备为主的方针，统一规划、分批建设国家石油储备基地。“十五”期间，国家原油储备目标800万立方米、地下储气量11.4亿立方米。

天然气资源范文篇3

自国家作出西部大开发的重大战略决策以来，西起塔里木东抵上海的“西气东输”天然气管道工程成了燃气行业最热门的话题之一，引起国内外广泛关注；它是西部大开发的标志性工程，序曲工程，是贯彻落实西部大开发战略的重要举措。该项工程将于2001年开工，2003年建成送气。它的建成对于加快新疆以及我国西部地区具有重大意义，将促进我国能源结构的调整，有效地治理大气污染。

广东地区(尤其是深圳市)经济增长较快，能源需求量较大，然而省内能源匿乏，能源自给率仅为10％；同时南海天然气在数量和时间上均难以满足需求。因此，1999年底国家正式批准广东LNG试点工程总体项目一期工程立项，各项筹建工作正紧锣密鼓地进行，目前，己进入了LNG接收站和输气干线的招商阶段。

深圳市早在1986年就开始为迎接南海天然气而积极准备，规划做了一轮又一轮，方案讨论了一次又一次，随着MG项目的启动，深圳天然气梦真要成为现实了。

越来越多的迹象表明：的天然气正伴随着21世纪的钟声向我们走来。

一、天然气资源情况

我国有丰富的天然气资源。全国第二轮资源评价结果认为：我国有38×1012米3(38万亿米3)的天然气资源量，其中陆上30×1012米3，海域8×1012米3，主要分布在中西部地区和近海海域(约占全国天然气资源总量的80％)。至今累计探明了2．3×1012米3的天然气储量，探明率仅为5．8％。“八五”以来的近十年间，我国探明天然气储量年均以1200×108米3以上的速度增长；年产气量平均以10％以上速度增长。1999年全国天然气生产量为252亿米3，预计2000年生产天然气300亿米3，到2005年可达到400—450亿米3,到2010年将达到700—800亿米3。

全球天然气探明储量比过去20年增长了一倍，截止到2000年1月1日，世界天然气探明储量为5146万亿立方英尺(145万亿米3)，前苏联、中东、亚太地区的天然气探明储量都呈上升趋势，仅俄罗斯和中亚三国就拥有剩余可采的天然气储量达58×1012米3，每年可向我国提供数百亿米3的天然气资源。

进口LNG有着广泛的资源基础，1998年全球LNG进出口贸易量达8249万吨(1130亿米3)，主要出口国包括印度尼西亚、澳大利亚、文莱、卡塔尔等，LNG出口能力合计达1亿吨以上。由于LNG贸易属于买方市场，资源供大于求，中国进口LNG将有多个来源可供选择。在2000—2005年间，亚太地区的马来西亚、澳大利亚和印尼都有新增LNG供应能力的项目，此外，还将涌现阿曼和也门两个LNG新出口国。我国天然气进口在2005年将达到50—120亿米3、2010年达到210—260亿米3，2020年达到537—1037亿米3，进口天然气届时将成为中国天然气市场的重要组成部分。

二、我国近中期利用天然气项目

目前我国累计探明天然气储量主要分布在中西部地区和近海海域，天然气开发利用受到地区性的限制，：到目前为止建成输气管线只有13000多公里，且主要以地区性干线为主，如陕一京输气管线和崖13-1一香港输气管线等。为满足我国经济发达、能源短缺的东部及东南沿海地区的需求，今后十年内我国将新建六项天然气利用工程，形成六个区域性输气管网。计划建设的这六项工程分别是：

1)已经开工的涩北一西宁一兰州管道

管线全长950公里，年输气能力，20亿米3,计划2001年10月建成。国家已将该项工程列为重点工程项目实施。

2)重庆忠县一武汉管道

主管线全长703公里，管径700mm，年输气能力30亿米3，计划2002年建成，主要供湖北、湖南省用气，中远期部分供江西省。

3)新疆轮南一上海管道

管线全长4200公里，管径1500mm两条。管线计划2003年建成，2005年一期规模达产，供气量在2003年、2004年、2005年分别为42亿米3、74亿米3、108亿米3，2010年达到199亿米3。

4)陕北一北京复线

在已建成的陕京管线上，增建加压站，提高输气压力，将原输气能力由20亿米3／年，增加到30亿米3／年。供应河北、山东两省，保证对北京的供气量。管线计划2002年建成。

5)俄罗斯一东北一华北一华东管道

管线全长4091公里，其中中国境内2131公里。规划从俄罗斯进口300亿米3／年，中国境内利用200亿米3／年，其中，东北地区100亿米3／年；环渤海地区l00亿米3／年。输送到韩国100亿米3／年。

6)引进LNG和利用海上油气资源的管道

包括广东LNG项目，渤西南气田向胶东半岛供气，东海春晓气田向浙江供气，南海气田向海南和广西供气。

待这六项工程建成后，将把这些管道所在区域性管网连接起来，形成产、运、储、配、销五位一体，横穿西东、纵贯南北的天然气输送，这样全国的天然气利用程度也将从现在的百分之二左右，提高到百分之七以上。

三、广东LNG工程项目

广东LNG工程项目包括：接收站和输气干线项目(以下简称站线项目)，以及燃气电厂、城市燃气、独立等用气项目。

1、项目规模

一期工程规模年进口300万吨LNG，接收站站址位于深圳秤头角，通过输气干线，向惠州和深圳前湾2个新建燃气电厂，深圳3个现有燃油改燃气电厂，深圳、广州、佛山和东莞4个城市燃气，以及香港电灯集团有限公司新建燃气电厂和香港中华煤气有限公司供气，目标是2005年投产。

二期工程，新增年进口200万吨LNG，引入南海天然气15亿米3／年，实现近海天然气和进口LNG两种资源互补，除增加向已有项目供气外，输气干线延伸向珠江三角洲的惠州、肇庆、江门、中出和珠海等城市供气，计划2008年投产。

LNG接收站也分两期建设。一期工程设置两座13．5万米3储罐，

二期再增加一座约10万米3的储罐。接收站配备高压开架式海水气化器，并设高压浸没燃烧式气化器作调峰和备用。气化能力：一期1200米3／小时LNG；二期2000米3／小时LNG。接收站港址内建可停靠13．6万米3LNG运输船的专用泊位一个，栈桥长450米，停泊水域设计水深为—13．2米。主泊位旁建一工作船泊位。

该项目的输气干线一期主干线起自秤头角接收站出站端，经坪山、东莞、广州，到达佛山，全长215．4公里，年输气量约为40亿米3。一期还包括两条支干线，坪山惠州电厂支干线长32．6公里，坪山至前湾电厂、美视电厂支干线共长78．8公里。二期主干线起自珠海市的横琴岛，经珠海、中山、江门、鹤山市，最终到达佛山，全长181．7公里，年总输气量82亿米3，包括南海15亿米3天然气。

2、投资

接收站和输气干线一期投资约51亿元人民币；二期投资21亿元人民币。资本金30％由参股各方自有资金注入。资本金以外部分的融资方案在可研阶段确定。

3、股份

本项目为中外合资项目，项目发起方包括：中国内地发起方、中国香港发起方和外商合作伙伴。参股比例中，中国内地发起方占64％，香港发起方占6％，外商合作伙伴参股30％。在中国内地发起方中，中国海洋石油总公司占33％，深圳市投资管理公司占14％，广东省电力集团公司占6％，广州市煤气公司占6％，东芜市燃料工业总公司占2．5％，佛山市燃气总公司占2．5％。香港发起方中，香港电灯公司和中华煤气公司各占3％的股份。

4、用户

广东LNG工程项目其供气范围覆盖珠江三角洲和香港地区，用户包括以下四大方面：1、珠江三角洲九个城市的燃气供应，包括民用和工业用户。一期覆盖深圳市、东莞市、广州市和佛山市，二期增加惠州市、肇庆市、江门市、中出市和珠海市。本项目将供气至各城市门站。2、新建电厂经可行性研究和广东省电力供应情况确定，本项目将供气至电厂；3、油改气电厂，一期包括深圳南山电厂、美视电厂、月亮湾电厂，本项目将供气至电厂；二期项目包括佛山得胜电厂和沙口电厂，初步考虑由城市燃气管网供气。4、香港用户，包括香港电灯集团有限公司(以下简称港灯)电厂用气和香港中华煤气有限公司(以下简称中华煤气)的城市燃气。

5、下阶段工作计划

广东LNG工程项目，在完成接收站和输气干线项目外商合作伙伴选择后，将进行一期工程有关用气项目和站线项目可行性研究，进一步落实天然气市场，落实项目建设条件；竞争性选择LNG资源，谈判签定上游购气及运输原则协议；下游售气原则协议和融资原则协议，并且探讨国家试点政策支持。目标是2002年一季度向国家上报总体项目可行性研究报告。目前已进入了接收站和输气干线项目外商合作伙伴选择阶段，已有27家外商取得了标书，将于近期开标。

四、深圳市天然气利用的准备

深圳市目前采用液化石油气管道供气，经过二十年的建设，已实现了全市东西大联网，考虑到天然气即将到来，液化石油气场站、管网如何适应天然气的需要，如何衔接等，我们早在1996年就委托有关设计院做好了至2010年天然气的规划工作。

1、规划指标

用气人口

根据《深圳市城市总体规划》(1996—2010)以及深圳特区2010年规划功能分区资料，预测2010年深圳市用气人口如下：

2010年深圳市用气人口预测表单位:万人

耗热定额

通过随机抽样调查，考虑到深圳市的地理位置，生活水平以及特殊的人口组成，我们确定2010年深圳市的居民耗热定额为：

户籍人口：人均耗热定额3135．0兆焦／人·年

暂住人口：人均耗热定额2926．0兆焦／人·年

气化率

2010年深圳市(特区内外)全部气化，居民气化率100％，其中管道气和钢瓶气的气化率如下表：

气化率一览表

供气规模

根据用气人口、耗热定额、气化率、工业及公福用户以及燃气空调、燃气汽车的，确定2010年的供气规模为：天然气77448万米3／年，折算为民用户数为153万户。

2、输配系统

天然气输配系统由城市门站、城市高压管网、高中压调压站、中压管网及庭院管网组成。其工艺流程为：

城市门站2座：坪山门站西丽门站

门站区占地1公顷，地下管束储气区占地面积3．3公顷，坪山门站的设计压力为7．0MPa，西丽门站的设计压力为3．5MPa，最大小时供气能力为37．6万米3／小时。

门站的工艺流程为：长输管线的来气，进入城市门站后，用气低谷时，部分经过滤后送往地下管束区进行储存，部分经过滤、调压到1．6MPa计量出站，送往城市高压管网。用气高峰时，来气和储存在地下管束的天然气一起，经调压、计量后，送往城市高压管网。

高中压调压站20个：分南山、罗湖、盐田、布吉、坪山、沙井6个组团。包括南油、松坪山、华侨城、西乡；梅林、清水河、罗芳；沙头角、盐田；龙华、布吉西、布吉、横岗；龙岗北、龙岗东、坪山、葵涌、大鹏、沙井、松岗等20个高中压调压站。

高中压调压站占地面积为3250米3，设计压力为1．6MPa，工艺．流程为：来自高压管网的天然气，以不小于1．6MPa的压力进入各调压站，在调压站内进行过滤、调压稳压至0．3MPa，计量后出站供应各类用户。

压力级制

经对高—中—低压三级供气系统及高—中压二级系统技术比较，确定深圳市的压力级制为高中压两级系统，即高压管网输气，中压管网配气。

从秤头角接收站出来的输气干线压力为7．0MPa，进入坪山门站后以3．5MPa的压力进入西丽门站，坪山门站与西丽门站分别调压至1．6MPa进入城市燃气高压管网。高压管网的供气压力为1．6MPa，中压管网供气压力为0．3MPa，通过庭院管网小区地下式调压箱或楼栋挂墙式调压箱后以0．1MPa的压力进入楼栋或用户调压器。

管网系统

天然气高压管网全长242公里，具体走向详见“深圳市天然气门站、调压站、用气组团分布图”，管径选择DN600。

深圳市液化石油气管道供气起步于1982年，在“全面规划、分区建设，逐步联网”的管道气建设原则指导下，充分考虑了将来天然气的转换，管网按天然气的设计要求进行建设，通过近二十年的不断完善，经历了小区中央气化站建设，区域性气化站建设，气化站联网供气三个阶段，已建中压管网1200公里，其中市政管400公里，配气管800公里，实现了东西大联网，各区均有一个或几个主干环网，其它干管相互成环，中压次干管成枝状布置。中压主干管以各调压站为中心，形成相对独立的供气区。为天然气转换奠定了良好基础，这种小区气化模式为东南沿海地区做好天然气转换工作提供了借鉴并得到国际煤联的高度评价。至2010年，中压主干线将达到1418公里，中压次干线达到992公里。

3、调峰与事故应急日调峰

根据供气规模和储气系数，2010年日调峰用气量为110万米3。由于高压气源的优势，深圳市采用了高—中压天然气供应系统，利用城市高压管网储气是比较理想的储气方式。通过对城市高压管网储气、高压球罐储气，管束储气及加压管束储气等方案进行技术经济比较，利用高压管线和城市门站不加压管束联合储气的输储气方案较为合理。其中，高压管线规划242公里，门站管束18公里，储气能力可达到110万米3。满足日调峰用气量的需求。

以上方案并没有考虑广东LNG长输干线的储气量，而利用长输管线末段储气来调节城市日不均匀用气是目前各种储气方式中最为经济的。如果在与供气方签署供气协议时，能够争取到利用长输管线的部分储气量，门站可以不建储气设施，将大大减少工程投资。

季节调峰

深圳市季节储气系数为5％，2010年总储气规模为6000万米3。经对深圳市地质情况的调查，深圳不具备建造地下储气库的条件，因此季节调峰储气量必须由LNG接收站解决。

事故应急

由于深圳市拥有工艺、设备先进的罗芳、梅林、南油等区域气化站。因此，计划将原有的区域性气化站保留气化能力，增设混气装置，生产代用天然气，做为事故备用气源。

罗芳气化站平面图

4、转换工程

液化石油气与天然气上的不可互换性，决定了今后深圳市使用天然气，必然要进行天然气与液化石油气的转换工作，因此，天然气与液化石油气转换工程在整个深圳市天然气中具有重要的地位，并应给予重视。

转换原则

深圳市天然气转换工程应符合下列基本原则：

a尽可能采用先进工艺和技术，同时考虑经济合理。

b转换周期及区域划分与天然气供气计划协调一致。

c转换工作按照从气源点由近及远，分区分期转换。区域的划分考虑管网所涉及的供气情况，人力及财力等因素。各区域内置换时，遵循压力顺序，由高到低逐级转换。

d置换要做到安全可靠。每次实施前要精心制订切实可行的计划，并预先做好用户的宣传咨询工作，做好各项安全措施，在实施中逐一落实。

e在分区域转换中，要保持转换区与邻区的管网安全断开，置换完后要严格检查，防止泄漏。

f输配系统(包含管道、阀门、调压器及表、灶具)均应满足天然气压力级制的要求。

g在安全地点设置放散点。置换中在放散点取天然气样品检验，当气体成份基本上与天然气成份相符时即为合格。

由于目前深圳市燃气管网输送的是气态液化石油气，输配系统为中压一级管网系统，管材为无缝钢管和PE管，楼栋调压器或用户调压器后为镀锌钢管和少量铝塑复合管，因此置换工作包括中压管网改造及用户改造两部分。

管网改造

采用分区置换的原则，将全市特区内的罗湖、福田、盐田、南山及特区外的宝安；龙岗六个行政区划分为20个转换区，各区界限管道上设置分断阀门，相互不供气。(1999年深圳市政府为民办十件实事之一是将全市所有的国产阀门更换为进口直埋闸板阀。利用这一机会，我们有目的地对管网进行改造，适当地在各转换区

之间增设了分断阀门。)

转换工作按从气源点由近及远，压力级制由高至低，分区分期转换。转换区与其它区分隔后，将转换区内的液化石油气降至低压并放散燃烧，增设小区地下式调压箱或楼栋挂墙式调压箱后再输入天然气进行置换，当气体符合天然气成份要求时，停止放散，中压管网升压至0．3MPa，经小区地下式调压箱或楼栋挂墙式调压箱调压至0．1MPa进入楼栋调压器或用户调压器。

用户改造

为不影响用户供气，对转换区内的居民用户每户发放一个液化石油气钢瓶作为过渡气源，而对于工商用户则采用临时瓶组供气。由于深圳市楼栋及用户调压器全部采用进口设备，入口压力范围为0．025MPa—0．1MPa，因此只需将出口压力调至2000Pa即可，而不需更换。流量表除少部分工商用户使用国产大流量表外，绝大部分均采用进口设备，且按天然气参数设计选型，也不需更换，这样大大地节省了转换费用。故转换时只需集中力量对燃气器具进行改造或更换。用户改造时必须做好摸底调查、实施方案及组织机构等工作，制订好各项安全措施，做好用户的咨询、宣传工作，确保置换工作顺利进行。

5、深圳市天然气利用工程进度

为加快深圳市城市天然气利用工程进度，我们做了大量的前期准备工作，制定了深圳市城市天然气利用工程总进度表：

机构设置与规划审批2000．1．3l—2001．8．16

项目资金2000．7．31—2002．5．31

城市燃气市场研究2000．7．3—2001．12．7

工程研究2000．10．23—2002．8．23

全市城市燃气项目可研2001．3．12—2002．4．5

施工建设2002．1．14—2005．11．6

五、结论

新世纪来临之际，随着“西气东输”及广东LNG等工程的启动，天然气正在到来，天然气的利用将会进入一个新的阶段，我们正积极做好技术准备，迎接天然气时代的到来。

[1]深圳市规划国土局等主编，深圳市燃气专项总体规划(1996—2010)

[2]赖元楷，积极推动广东珠三角地区天然气转换计划的实施，广东燃气，2000(1)；3—8

[3]赖元楷，借西气东输工程东风推动广东LNG工程顺利进行，广东燃气，2000(3)；14—15

天然气资源范文篇4

一、油、气资源开发状况

我市境内石油天然气储量丰富，是陕甘宁油气田和鄂尔多斯气田的主储区。石油预测储量6亿吨，探明储量3亿吨，含油面积2300平方公里，主要分布在定边、靖边、横山和子洲四县。天然气预测储量4.18万亿立方米，探明储量7474亿立方米，主要分布在靖边、横山、榆阳、子洲、米脂、绥德等地，是迄今我国陆上探明的最大整装气田。石油、天然气资源分别占全省总量的43.4%、99.9%。

我市油、气工业发展起步较晚。上世纪90年代初，我市学习借鉴延安的经验和作法，与区外投资者合作，开始了自主开发石油的尝试。1999年，按照国家有关法规和《国务院办公厅转发国家经贸委等部门关于清理整顿小炼油厂和规范原油成品油流通秩序意见的通知》(国办发〔1999〕38号，以下简称:国办发38号文件)精神，我市对石油行业进行了清理整顿，由各县钻采公司为主体，对招商引资引进的联营开采单位进行了整合重组，出资近13亿元有偿回收了2405口油井，规范了石油生产经营秩序。2003年，各县钻采公司相继并入延长油矿管理局，取得合法开采主体地位，2005年石油企业的省内重组工作完成，由陕西省延长石油工业集团公司实行紧密型管理。目前在我市从事油气资源开采的中油股份公司长庆油田分公司、中石化和延长石油工业集团公司，境内石油、天然气资源探、采矿权绝大部分被中石油所登记，中石化、延长石油工业集团公司只占很少一部分。

截至2005年底，我市境内大约有油井5500～6000口，原油年生产能力为600万吨，其中：延长石油工业集团公司有油井3464口（横山326口、靖边1917口、定边867口、子洲354口），原油年生产能力为100万吨（横山10万吨、靖边40万吨、定边45万吨、子洲5万吨）。长庆油田公司到底有多少油井，调查组不清楚，要求长庆油田公司提供准确数字时，该公司以商业机密为由，拒绝提供，原油年生产能力为500万吨；打注水井708口，铺设输油管道约3800公里。建成年加工原油150万吨的××炼油厂一处。据不完全统计，境内有气井195口，天然气年生产能力为75亿立方米，均属长庆油田公司，建成天然气集气站34处，净化厂2处，年净化天然气40亿立方米，建成并开通了“靖—西”、“陕—京”、“长—宁”、“长—呼”和“西气东输”五条天然气外输干线和市内支线，铺设输气管道3500余公里。目前建成的以天然气为原料的转化企业有××天然气化工有限责任公司和长庆甲醇厂,甲醇年生产能力分别为43万吨和10万吨，年用气5.2亿立方米。境内城市气化用气0.8亿立方米,年就地转化利用天然气仅占年生产能力的7%。大规模的油、气资源的开发，推进了××由资源大市向经济强市目标快速迈进。2005年，全市年生产总值达到335亿元，人均1180美元，财政收入达到67亿元，其中：石油生产、加工转化和销售实现税收18.2亿元,占财政总收入的27.2%；天然气实现税收5.3亿元，占财政总收入的8%。石油工业已成为我市经济发展的支柱产业和财政收入的主要来源，较有力地带动了相关产业的发展，促进了城乡基础设施建设，增强了工业反哺农业的能力，为城乡劳动力提供了大量就业机会，为退耕还林还草，实现山川秀美提供了物质保证，为我市社会稳定和加快脱贫致富步伐发挥了积极的作用。

二、存在的问题

1、后备资源馈乏，地方石油开发缺乏后劲。

一是根据1994年4月13日，陕西省人民政府同原中国石油天然气总公司签订了《关于开发陕北石油资源的协议》（简称4.13协议），委托定边、靖边各100平方公里的石油开采区块已经全部利用，基本没有开发空间。

二是根据《陕北石油开采秩序整顿汇报会会议纪要》（国土资源发［2000］205号）文件精神，本着尊重历史，照顾现实，互谅互让，共同发展的原则，协商解决开采区域和界限方面的矛盾问题，按照国家经贸委、国土资源部《印发“关于陕北地区石油开采秩序情况调查的报告”的通知》(国经贸石化［1999］1239号)规定，划清各自的勘查、开采范围后，依法办理变更登记手续。但是到目前为止，安塞平桥以北、靖边县城以南3500平方公里的合作开采区，长庆油田公司与延长石油工业集团公司的勘探、开采范围尚未划定，双方为争夺开采区块经常发生冲突。如果区块界线问题再不解决，地方石油工业的发展必将走上末路。

近几年，长庆油田公司与地方发生大小集体械斗事件不下百余次，经常组织“棒棒队”阻断交通、殴打人员、破坏设施，严重影响到当地群众的安危和社会的稳定。2006年3月18日，长庆油田公司与延长石油工业集团公司靖边采油厂发生大规模的械斗事件，长庆油田公司组织人员700多人，出动车辆百余辆，打伤靖边采油厂员工8人，砸毁车辆52辆，造成直接经济损失700余万元，在社会上形成了恶劣影响。

2、资源开发国家缺乏综合规划，各种资源难以有序开发。

我市丰富的地下资源集中到北部，并且多种资源相互重叠，各种资源矿权审批相互牵制。长庆油田公司登记了我市境内几乎所有区域的油、气探、采矿权。近年来，长庆油田公司油田开采的进度很快，油气井和输油气管网到处密布，造成了我市在该区域内的煤炭和岩盐等资源开采等到其开采结束方可进行；即使在长庆油田公司未开采的区域，我市要取得煤炭和岩盐的探、采矿权，也必须征得其同意，这严重制约着我市煤炭和岩盐的开发。

3、中、省和地方利益分配不公，地方收益太少。

一是管道营业税分配不合理。

按照国际惯例，天然气的管道营业税在出口征收，资源产地和销售地各得一半，但是，我市输送到了xx、xx和银川等地天然气的管道营业税，均由对方收取。我市每年大约外输天然气70亿立方米，按照每方收取管道营业税0.01元计算，仅此一项我市财政损失7000万元。

二是税费起征标准和分配不合理。

长庆油田公司在我市从事石油开发，只有增值税和资源税参与中央与地方分配，其他规费一律上缴中、省。在原油增值税征收时，国家允许与固定资产投资抵扣，实际征收的增值税仅为6%左右。而且两税由长庆油田公司统一在西安交纳，按照中央与地方75%和25%的比例分配，地方收益部分西北五省再分配，我市每吨原油收益大约45元左右，与延长石油工业集团公司上缴我市的税费相比，每吨原油我市少收入550多元。按照长庆油田公司年产500万吨原油规模计算，我市财政年少收27.75亿元。三是我市在延长石油工业集团中所占的股份不合理。根据陕发［2005］28号文件精神，全省石油企业重组完成后，我市在延长石油工业集团公司只有5%股份，这与我市近年的投入相比极不公平，仅××炼油厂我市通过直接投资和税金返还累计注入资金达15亿元，也不止5%股份，这直接关系到今后我市石油生产的收益。四是原油价格不合理。今年以来，原油价格持续上扬，截至3月底，中石油确定的中质2号原油中准价前期含税同口径剔除运费和统管费后达到4083元，延安炼油厂为3300元，而××炼油厂仅为2920元，较中石油低1163元，较延安炼油厂低380元，价格差距直接影响着我市地方财政的收入，按照我市年产100万吨原油的规模，每吨平均按少收利税300元计算，年少收3亿元。

4、输油气管道用地补偿不到位，加重了地方负担。

据不完全统计，我市境内埋设输油管道3800公里，天然气输气管线3500余公里，埋设管道占地大约22万亩（含管道两侧限制区用地）。一是埋设管道时以临时占地仅补偿一年的土地收益，但是，一旦埋设了管道，主管道两侧15米、支管道两侧5米的地面内不得有永久性建筑物及道路、桥梁等基础设施建设，不得开挖、采石、放炮等作业，这样就限制了这些土地的使用权和收益权，影响了我市土地利用的整体规划。二是油气管道安全责任属地管理，国家没有安排专项经费，客观上加重了地方负担。三是油气属于易燃易爆物，给当地安全带来隐患。

5、生态破坏和环境污染严重，突发性环境污染应急预案机制尚未建立。

随着大规模的石油、天然气的开发，使我市本来脆弱的植被受到破坏、有限的耕地进一步减少、地下水位的不断下降，整个生态环境受到严重影响。我市境内的靖边、横山等县长庆油田公司的天然气管线已经蜘蛛网状，给当地群众正常的生产生活带来不便。仅靖边县由于油气开发破坏植被7万多亩，弃土覆盖植被3万余亩；长期占用土地27400亩，其中耕地17200亩；长庆采油三厂钻井时打穿裂隙，地下水渗漏，造成新城乡黑龙村石场组出现山体裂缝；大理河、周河和芦河上游均受到含油废水的污染，大理河油类超标1004倍，周河超标9倍，芦河超标54倍。小河乡群众人畜饮水水源受到含油废水、岩屑等的污染，已经不能饮用，6000多村民需要到数里外买水吃，目前已经引起了国家环保总局的高度重视。就目前我市处理突发环境污染事件的能力来看，无论人员素质、装备配置、监测技术、防护手段都不具备处理突发应急事件的能力。一旦发生原油和天然气泄漏等较大突发污染事故，将束手无策。

6、城市气化和工业用气指标审批难度大，制约着我市能源化工基地建设进程。我市是天然气的重要产地，年外输量达到近70亿立方米，但是，目前我市榆阳、神木、横山、靖边、定边和子洲等县区城市气化用气指标正式得到国家批准的只有××市区和靖边县，年用气量仅为2110万立方米，其他县均未得到正式批准，而呼和浩特、银川和天然气管道沿途一些城市等早在几年前已经实现城市气化，出现了“灯下黑”的现象。××天然气化工有限责任公司是国家试气而批准立项建设的天然气化工厂，现年用气量为5.2亿立方米，技改工程用气4亿立方米的指标得不到批准，无法开工建设。

7、地方监管出现盲区，造成有些税费流失。首先是国家对一些中省企业在一定意义上赋予了制定行业规划和代表国家理财的双重职能，致使这些企业游离于地方管理之外，形成了一个“小社会”，地方对其生产经营情况没有知情权。其次是地方一些职能部门上下级之间责任划分不明确，部门之间职能交叉，形成谁也不过问的“空白区”，最终导致一些本应该在我市缴纳的税费流失。

出现上述问题的主要原因：一是国家对矿产资源配置实行无偿划拨或变相无偿划拨，未实现市场化，缺乏竞争机制，行政干预企业的微观经济，这是资源开发中出现各种矛盾和问题的根源，也是产生腐败和商业贿赂的温床；二是国家登记矿权时，仅进行行政审批，对不同矿产资源矿权重叠的区块，未从综合开发矿产资源的角度考虑，制定整体规划，导致现在油气资源的开采制约了其他资源的开发；三是国家矿产资源立法注重普遍性，忽视特殊性，实行一刀切，无地方性法规，地方在执行法律时困难；四是中央和地方利益分配不公，中央财政、中央企业利益至高无上，忽视了资源产地及当地群众利益，引发了各类矛盾凸现，影响了构建和谐社会的进程；五是地方发展中急功近利，科学的发展观贯彻落实不够。

三、对策及建议

如何破解我市资源开发中诸多矛盾和问题，进一步加快地方经济发展步伐，走可持续发展之路，特提出以下几点对策和建议：

1、进一步明确资源开发的指导思想。一要树立科学的发展观，确定合理适度的开发规模，却不可无限制的过度开发，应通过法律和制度来制止掠夺性开采；二要树立正确的政绩观，在考核经济发展指标时，不能单纯追求gdp和财政收入的增长，应把经济增长速度同资源消耗、环境污染等一并考核；三是要加快经济结构调整，切实转变资源开发中产业结构单一、“一业独大”的状况，培育新的经济增长点，未雨绸缪，避免重蹈甘肃白银、辽宁阜新和我省铜川“矿竭城衰”的覆辙。

2、处理好油气资源各开采主体之间的关系。一是根据国土资发［2000］205号文件精神，本着尊重历史，照顾现实，互谅互让，共同发展的原则，协商划定区块界线，巩固和稳定已开采区块；二是鉴于长庆方面区块面积过大，只登记不开采的现状，以国家统一规划为前提，在评估资源开采区块价值的基础上，引入竞争机制，采取招标、拍卖等形式，实现资源开采权的合理流转，有效配置资源，达到国家和资源产地互利共赢的目标，同时也有利于解决资源区块争端，做大做强石油工业。

3、处理好中省企业利益与地方利益之间的关系。一是在资源税费方面，尽可能向资源富集的贫困地区倾斜，促进贫困地区经济发展，加快脱贫致富步伐。建议取消对长庆油田允许固定资产抵扣营业额的照顾性政策，并要与延长石油工业集团公司一样，除向中央交纳资源税和增值税外，还应向地方交纳地方性税费。在争取上述各项税费政策的同时，对资源输出型和高耗能企业还应积极争取提高各类政策性收费标准和与中、省部门的分成比例，不断壮大地方财力。二是延长石油工业集团公司应实行原油价格市场化，实现和国内原油价格接轨，避免地方税费流失。三是应借鉴新疆库尔勒鄯善县的办法，将“靖-京”、“靖-宁”、“靖-沪”等管道营业税按50%返还我市。四是提高石油和天然气资源税的单位税额，执行石油为8-30元／吨，天然气为2-15元／千立方米的上限标准。五是资源开采造成采空和塌陷等地质灾害，其治理所需费用巨大，因此应积极向中、省争取开征城镇土地使用税和生态环境补偿费。六是在天然气管道建设和保护方面，赋予了地方政府对本行政区域内管道设施的保护义务，但天然气开采企业却没有相应的保护经费投入，义务和利益极不对等，钱让长庆方面赚了，但责任却留给地方，建议积极与长庆方面协商争取天然气管道保护费和增加管道占地补偿费。

4、加强监管，切实保障资源的有序开发。一是严格审核审批。长庆方面委托或雇用其他公司和个人从事开采或辅助开采作业的，应委托市一级建设、工商、石化、水务、土地、环保、税务等职能部门要对这些开采单位进行相关资质审核，并纳入行业管理之中；二是统计部门依据《统计法》有关规定，把长庆方面的投资建设纳入国家规定的基本建设管理程序，并对其固定资产投入、生产经营和完成地区生产总值按属地管理进行统计，以便为地方政府决策提供可靠的参考依据。三是据长庆方面讲，目前内蒙古自治区政府已停止审批井位，他们在内蒙古的天然气开采已全部停了下来，内蒙以此与长庆据理力争，着力维护地方和广大群众利益，我市也应采取相应措施，严格把关，提高准入条件。

5、加大环保投入，加强环境保护。一是要增加环保投入，设立环保基金，成立环保基金会，加大对市内重点开采区的污染防治力度，大力发展循环经济和清洁生产，建设低投入、高产出，低消耗、少排放，能循环、可持续的资源节约型和环境友好型社会。二是严格环境保护执法，树立节约资源和保护环境也是发展的理念，积极推行并严格执行环境影响评价、污染物排放总量控制、环境目标考核和责任追究制度，从事后治理向事前保护转变，切实改变先污染、后治理，边污染、边治理的状况。三是以环境的承载能力划定重点开发区、限制开发区和禁止开发区等功能区。

天然气资源范文篇5

一、油、气资源开发状况

我市境内石油天然气储量丰富，是陕甘宁油气田和鄂尔多斯气田的主储区。石油预测储量6亿吨，探明储量3亿吨，含油面积2300平方公里，主要分布在定边、靖边、横山和子洲四县。天然气预测储量4.18万亿立方米，探明储量7474亿立方米，主要分布在靖边、横山、榆阳、子洲、米脂、绥德等地，是迄今我国陆上探明的最大整装气田。石油、天然气资源分别占全省总量的43.4%、99.9%。

我市油、气工业发展起步较晚。上世纪90年代初，我市学习借鉴延安的经验和作法，与区外投资者合作，开始了自主开发石油的尝试。1999年，按照国家有关法规和《国务院办公厅转发国家经贸委等部门关于清理整顿小炼油厂和规范原油成品油流通秩序意见的通知》(国办发〔1999〕38号，以下简称:国办发38号文件)精神，我市对石油行业进行了清理整顿，由各县钻采公司为主体，对招商引资引进的联营开采单位进行了整合重组，出资近13亿元有偿回收了2405口油井，规范了石油生产经营秩序。2003年，各县钻采公司相继并入延长油矿管理局，取得合法开采主体地位，2005年石油企业的省内重组工作完成，由陕西省延长石油工业集团公司实行紧密型管理。目前在我市从事油气资源开采的中油股份公司长庆油田分公司、中石化和延长石油工业集团公司，境内石油、天然气资源探、采矿权绝大部分被中石油所登记，中石化、延长石油工业集团公司只占很少一部分。

截至2005年底，我市境内大约有油井5500～6000口，原油年生产能力为600万吨，其中：延长石油工业集团公司有油井3464口（横山326口、靖边1917口、定边867口、子洲354口），原油年生产能力为100万吨（横山10万吨、靖边40万吨、定边45万吨、子洲5万吨）。长庆油田公司到底有多少油井，调查组不清楚，要求长庆油田公司提供准确数字时，该公司以商业机密为由，拒绝提供，原油年生产能力为500万吨；打注水井708口，铺设输油管道约3800公里。建成年加工原油150万吨的××炼油厂一处。据不完全统计，境内有气井195口，天然气年生产能力为75亿立方米，均属长庆油田公司，建成天然气集气站34处，净化厂2处，年净化天然气40亿立方米，建成并开通了“靖—西”、“陕—京”、“长—宁”、“长—呼”和“西气东输”五条天然气外输干线和市内支线，铺设输气管道3500余公里。目前建成的以天然气为原料的转化企业有××天然气化工有限责任公司和长庆甲醇厂,甲醇年生产能力分别为43万吨和10万吨，年用气5.2亿立方米。境内城市气化用气0.8亿立方米,年就地转化利用天然气仅占年生产能力的7%。大规模的油、气资源的开发，推进了××由资源大市向经济强市目标快速迈进。2005年，全市年生产总值达到335亿元，人均1180美元，财政收入达到67亿元，其中：石油生产、加工转化和销售实现税收18.2亿元,占财政总收入的27.2%；天然气实现税收5.3亿元，占财政总收入的8%。石油工业已成为我市经济发展的支柱产业和财政收入的主要来源，较有力地带动了相关产业的发展，促进了城乡基础设施建设，增强了工业反哺农业的能力，为城乡劳动力提供了大量就业机会，为退耕还林还草，实现山川秀美提供了物质保证，为我市社会稳定和加快脱贫致富步伐发挥了积极的作用。

二、存在的问题

1、后备资源馈乏，地方石油开发缺乏后劲。

一是根据1994年4月13日，陕西省人民政府同原中国石油天然气总公司签订了《关于开发陕北石油资源的协议》（简称4.13协议），委托定边、靖边各100平方公里的石油开采区块已经全部利用，基本没有开发空间。

二是根据《陕北石油开采秩序整顿汇报会会议纪要》（国土资源发［2000］205号）文件精神，本着尊重历史，照顾现实，互谅互让，共同发展的原则，协商解决开采区域和界限方面的矛盾问题，按照国家经贸委、国土资源部《印发“关于陕北地区石油开采秩序情况调查的报告”的通知》(国经贸石化［1999］1239号)规定，划清各自的勘查、开采范围后，依法办理变更登记手续。但是到目前为止，安塞平桥以北、靖边县城以南3500平方公里的合作开采区，长庆油田公司与延长石油工业集团公司的勘探、开采范围尚未划定，双方为争夺开采区块经常发生冲突。如果区块界线问题再不解决，地方石油工业的发展必将走上末路。

近几年，长庆油田公司与地方发生大小集体械斗事件不下百余次，经常组织“棒棒队”阻断交通、殴打人员、破坏设施，严重影响到当地群众的安危和社会的稳定。2006年3月18日，长庆油田公司与延长石油工业集团公司靖边采油厂发生大规模的械斗事件，长庆油田公司组织人员700多人，出动车辆百余辆，打伤靖边采油厂员工8人，砸毁车辆52辆，造成直接经济损失700余万元，在社会上形成了恶劣影响。

2、资源开发国家缺乏综合规划，各种资源难以有序开发。

我市丰富的地下资源集中到北部，并且多种资源相互重叠，各种资源矿权审批相互牵制。长庆油田公司登记了我市境内几乎所有区域的油、气探、采矿权。近年来，长庆油田公司油田开采的进度很快，油气井和输油气管网到处密布，造成了我市在该区域内的煤炭和岩盐等资源开采等到其开采结束方可进行；即使在长庆油田公司未开采的区域，我市要取得煤炭和岩盐的探、采矿权，也必须征得其同意，这严重制约着我市煤炭和岩盐的开发。

3、中、省和地方利益分配不公，地方收益太少。

一是管道营业税分配不合理。

按照国际惯例，天然气的管道营业税在出口征收，资源产地和销售地各得一半，但是，我市输送到了xx、xx和银川等地天然气的管道营业税，均由对方收取。我市每年大约外输天然气70亿立方米，按照每方收取管道营业税0.01元计算，仅此一项我市财政损失7000万元。

二是税费起征标准和分配不合理。

长庆油田公司在我市从事石油开发，只有增值税和资源税参与中央与地方分配，其他规费一律上缴中、省。在原油增值税征收时，国家允许与固定资产投资抵扣，实际征收的增值税仅为6%左右。而且两税由长庆油田公司统一在西安交纳，按照中央与地方75%和25%的比例分配，地方收益部分西北五省再分配，我市每吨原油收益大约45元左右，与延长石油工业集团公司上缴我市的税费相比，每吨原油我市少收入550多元。按照长庆油田公司年产500万吨原油规模计算，我市财政年少收27.75亿元。三是我市在延长石油工业集团中所占的股份不合理。根据陕发［2005］28号文件精神，全省石油企业重组完成后，我市在延长石油工业集团公司只有5%股份，这与我市近年的投入相比极不公平，仅××炼油厂我市通过直接投资和税金返还累计注入资金达15亿元，也不止5%股份，这直接关系到今后我市石油生产的收益。四是原油价格不合理。今年以来，原油价格持续上扬，截至3月底，中石油确定的中质2号原油中准价前期含税同口径剔除运费和统管费后达到4083元，延安炼油厂为3300元，而××炼油厂仅为2920元，较中石油低1163元，较延安炼油厂低380元，价格差距直接影响着我市地方财政的收入，按照我市年产100万吨原油的规模，每吨平均按少收利税300元计算，年少收3亿元。

4、输油气管道用地补偿不到位，加重了地方负担。

据不完全统计，我市境内埋设输油管道3800公里，天然气输气管线3500余公里，埋设管道占地大约22万亩（含管道两侧限制区用地）。一是埋设管道时以临时占地仅补偿一年的土地收益，但是，一旦埋设了管道，主管道两侧15米、支管道两侧5米的地面内不得有永久性建筑物及道路、桥梁等基础设施建设，不得开挖、采石、放炮等作业，这样就限制了这些土地的使用权和收益权，影响了我市土地利用的整体规划。二是油气管道安全责任属地管理，国家没有安排专项经费，客观上加重了地方负担。三是油气属于易燃易爆物，给当地安全带来隐患。

5、生态破坏和环境污染严重，突发性环境污染应急预案机制尚未建立。

随着大规模的石油、天然气的开发，使我市本来脆弱的植被受到破坏、有限的耕地进一步减少、地下水位的不断下降，整个生态环境受到严重影响。我市境内的靖边、横山等县长庆油田公司的天然气管线已经蜘蛛网状，给当地群众正常的生产生活带来不便。仅靖边县由于油气开发破坏植被7万多亩，弃土覆盖植被3万余亩；长期占用土地27400亩，其中耕地17200亩；长庆采油三厂钻井时打穿裂隙，地下水渗漏，造成新城乡黑龙村石场组出现山体裂缝；大理河、周河和芦河上游均受到含油废水的污染，大理河油类超标1004倍，周河超标9倍，芦河超标54倍。小河乡群众人畜饮水水源受到含油废水、岩屑等的污染，已经不能饮用，6000多村民需要到数里外买水吃，目前已经引起了国家环保总局的高度重视。就目前我市处理突发环境污染事件的能力来看，无论人员素质、装备配置、监测技术、防护手段都不具备处理突发应急事件的能力。一旦发生原油和天然气泄漏等较大突发污染事故，将束手无策。

6、城市气化和工业用气指标审批难度大，制约着我市能源化工基地建设进程。我市是天然气的重要产地，年外输量达到近70亿立方米，但是，目前我市榆阳、神木、横山、靖边、定边和子洲等县区城市气化用气指标正式得到国家批准的只有××市区和靖边县，年用气量仅为2110万立方米，其他县均未得到正式批准，而呼和浩特、银川和天然气管道沿途一些城市等早在几年前已经实现城市气化，出现了“灯下黑”的现象。××天然气化工有限责任公司是国家试气而批准立项建设的天然气化工厂，现年用气量为5.2亿立方米，技改工程用气4亿立方米的指标得不到批准，无法开工建设。

7、地方监管出现盲区，造成有些税费流失。首先是国家对一些中省企业在一定意义上赋予了制定行业规划和代表国家理财的双重职能，致使这些企业游离于地方管理之外，形成了一个“小社会”，地方对其生产经营情况没有知情权。其次是地方一些职能部门上下级之间责任划分不明确，部门之间职能交叉，形成谁也不过问的“空白区”，最终导致一些本应该在我市缴纳的税费流失。

出现上述问题的主要原因：一是国家对矿产资源配置实行无偿划拨或变相无偿划拨，未实现市场化，缺乏竞争机制，行政干预企业的微观经济，这是资源开发中出现各种矛盾和问题的根源，也是产生腐败和商业贿赂的温床；二是国家登记矿权时，仅进行行政审批，对不同矿产资源矿权重叠的区块，未从综合开发矿产资源的角度考虑，制定整体规划，导致现在油气资源的开采制约了其他资源的开发；三是国家矿产资源立法注重普遍性，忽视特殊性，实行一刀切，无地方性法规，地方在执行法律时困难；四是中央和地方利益分配不公，中央财政、中央企业利益至高无上，忽视了资源产地及当地群众利益，引发了各类矛盾凸现，影响了构建和谐社会的进程；五是地方发展中急功近利，科学的发展观贯彻落实不够。

三、对策及建议

如何破解我市资源开发中诸多矛盾和问题，进一步加快地方经济发展步伐，走可持续发展之路，特提出以下几点对策和建议：

1、进一步明确资源开发的指导思想。一要树立科学的发展观，确定合理适度的开发规模，却不可无限制的过度开发，应通过法律和制度来制止掠夺性开采；二要树立正确的政绩观，在考核经济发展指标时，不能单纯追求gdp和财政收入的增长，应把经济增长速度同资源消耗、环境污染等一并考核；三是要加快经济结构调整，切实转变资源开发中产业结构单一、“一业独大”的状况，培育新的经济增长点，未雨绸缪，避免重蹈甘肃白银、辽宁阜新和我省铜川“矿竭城衰”的覆辙。

2、处理好油气资源各开采主体之间的关系。一是根据国土资发［2000］205号文件精神，本着尊重历史，照顾现实，互谅互让，共同发展的原则，协商划定区块界线，巩固和稳定已开采区块；二是鉴于长庆方面区块面积过大，只登记不开采的现状，以国家统一规划为前提，在评估资源开采区块价值的基础上，引入竞争机制，采取招标、拍卖等形式，实现资源开采权的合理流转，有效配置资源，达到国家和资源产地互利共赢的目标，同时也有利于解决资源区块争端，做大做强石油工业。

3、处理好中省企业利益与地方利益之间的关系。一是在资源税费方面，尽可能向资源富集的贫困地区倾斜，促进贫困地区经济发展，加快脱贫致富步伐。建议取消对长庆油田允许固定资产抵扣营业额的照顾性政策，并要与延长石油工业集团公司一样，除向中央交纳资源税和增值税外，还应向地方交纳地方性税费。在争取上述各项税费政策的同时，对资源输出型和高耗能企业还应积极争取提高各类政策性收费标准和与中、省部门的分成比例，不断壮大地方财力。二是延长石油工业集团公司应实行原油价格市场化，实现和国内原油价格接轨，避免地方税费流失。三是应借鉴新疆库尔勒鄯善县的办法，将“靖-京”、“靖-宁”、“靖-沪”等管道营业税按50%返还我市。四是提高石油和天然气资源税的单位税额，执行石油为8-30元／吨，天然气为2-15元／千立方米的上限标准。五是资源开采造成采空和塌陷等地质灾害，其治理所需费用巨大，因此应积极向中、省争取开征城镇土地使用税和生态环境补偿费。六是在天然气管道建设和保护方面，赋予了地方政府对本行政区域内管道设施的保护义务，但天然气开采企业却没有相应的保护经费投入，义务和利益极不对等，钱让长庆方面赚了，但责任却留给地方，建议积极与长庆方面协商争取天然气管道保护费和增加管道占地补偿费。

4、加强监管，切实保障资源的有序开发。一是严格审核审批。长庆方面委托或雇用其他公司和个人从事开采或辅助开采作业的，应委托市一级建设、工商、石化、水务、土地、环保、税务等职能部门要对这些开采单位进行相关资质审核，并纳入行业管理之中；二是统计部门依据《统计法》有关规定，把长庆方面的投资建设纳入国家规定的基本建设管理程序，并对其固定资产投入、生产经营和完成地区生产总值按属地管理进行统计，以便为地方政府决策提供可靠的参考依据。三是据长庆方面讲，目前内蒙古自治区政府已停止审批井位，他们在内蒙古的天然气开采已全部停了下来，内蒙以此与长庆据理力争，着力维护地方和广大群众利益，我市也应采取相应措施，严格把关，提高准入条件。

5、加大环保投入，加强环境保护。一是要增加环保投入，设立环保基金，成立环保基金会，加大对市内重点开采区的污染防治力度，大力发展循环经济和清洁生产，建设低投入、高产出，低消耗、少排放，能循环、可持续的资源节约型和环境友好型社会。二是严格环境保护执法，树立节约资源和保护环境也是发展的理念，积极推行并严格执行环境影响评价、污染物排放总量控制、环境目标考核和责任追究制度，从事后治理向事前保护转变，切实改变先污染、后治理，边污染、边治理的状况。三是以环境的承载能力划定重点开发区、限制开发区和禁止开发区等功能区。

天然气资源范文篇6

海洋天然气目标市场

油气区域／油气田目标市场用途

琼东南盆地崖城香港、海南发电、化肥

莺歌海盆地乐东朱江三角洲地区／广西发电、化肥、工业／民用

东方海南、广西／广东发电、化肥、工业／民用

珠江口盆地文昌9区珠江三角洲地区发电、工业／民用

西湖凹陷／丽水区块平湖及周边上海、长江三角洲地区工业／民用

丽水温州发电、工业／民用

渤海海域锦州锦西化肥、民用

渤西天津发电、工业／民用

渤中／渤南烟台、青岛／大连发电、工业／民用

目前中国海油在辽东湾北部、渤海湾西部、海南岛近海、东海西湖凹陷已建立了天然气生产基地。辽东湾北部JZ20—2气田，于1992年8月投产，目前年产天然气3．8亿方。渤海湾西部渤西油田群，于1998年投产，目前年产天然气1亿方。海南岛近海的崖13—1气田，于1996年1月投产，目前年产天然气36亿方。东海西湖凹陷的平湖气田，于1998年11月投产，目前年产天然气4亿方。

1999年，中国海油原油、天然气产量全面超额完成国家计划，取得良好的经济效益，共生产原油1617万吨，完成国家计划的108％，天然气生产43．9亿方，完成国家计划的129％，油当量达到2056万吨，全年实现原油销售收入159亿元，天然气销售收入27．03亿元。中国海油全年实现经营利润27．5亿元，人均效益处于全国先进地位。

加强海洋天然气的勘探开发是中国海油早在1998年就制定的加快海洋石油发展的“六大发展战略”之一，力争到2015年中国近海天然气年产量达到200亿方，为此，在2010年以前需新增探明天然气地质储量3773亿方。今后15年海洋天然气增储上产的主要区域是东海西湖凹陷、琼东南盆地及茸歌海盆地。

2000年是中国海油资产重组、机制改革后的第一年，也是海洋石油开发的第一个“海洋天然气年”，在“海洋天然气年”中，中国海油将会有一系列的重大举措推动和加快海洋天然气的勘探开发。一是经过近三年的筹建，海洋石油化学公司已于近日正式成立，这标志着位于茸歌海盆地的东方气田的开发进入了到计时，预计到2004年东方气田每年将向海南提供天然气16亿方，用于化肥工业和发电。随着科技投入的增加和钻探技术的提高，莺歌海大气区不断有新的发现，东方和乐东气田的联合开发将实现向海南、广西或广东提供天然气34亿方。二是位于渤海湾中部和南部的渤南油气田群也将在近期全面启动，预计在三年内实现向出东胶东半岛供气。三是配合国家“西气东输”工程，优先开发东海天然气的战略部署，加快东海天然气的勘探开发。开发东海天然气是“海洋天然气年”的重头戏，中国海油决定要把东海天然气的勘探作为今年的工作重点，加大投入，加大勘探工作量，争取尽快获得重要发现。

天然气资源范文篇7

海洋天然气目标市场

油气区域／油气田目标市场用途琼东南盆地崖城香港、海南发电、化肥莺歌海盆地乐东朱江三角洲地区／广西发电、化肥、工业／民用东方海南、广西／广东发电、化肥、工业／民用珠江口盆地文昌9区珠江三角洲地区发电、工业／民用西湖凹陷／丽水区块平湖及周边上海、长江三角洲地区工业／民用丽水温州发电、工业／民用渤海海域锦州锦西化肥、民用渤西天津发电、工业／民用渤中／渤南烟台、青岛／大连发电、工业／民用

目前中国海油在辽东湾北部、渤海湾西部、海南岛近海、东海西湖凹陷已建立了天然气生产基地。辽东湾北部JZ20—2气田，于1992年8月投产，目前年产天然气3．8亿方。渤海湾西部渤西油田群，于1998年投产，目前年产天然气1亿方。海南岛近海的崖13—1气田，于1996年1月投产，目前年产天然气36亿方。东海西湖凹陷的平湖气田，于1998年11月投产，目前年产天然气4亿方。

1999年，中国海油原油、天然气产量全面超额完成国家计划，取得良好的经济效益，共生产原油1617万吨，完成国家计划的108％，天然气生产43．9亿方，完成国家计划的129％，油当量达到2056万吨，全年实现原油销售收入159亿元，天然气销售收入27．03亿元。中国海油全年实现经营利润27．5亿元，人均效益处于全国先进地位。

加强海洋天然气的勘探开发是中国海油早在1998年就制定的加快海洋石油发展的“六大发展战略”之一，力争到2015年中国近海天然气年产量达到200亿方，为此，在2010年以前需新增探明天然气地质储量3773亿方。今后15年海洋天然气增储上产的主要区域是东海西湖凹陷、琼东南盆地及茸歌海盆地。

2000年是中国海油资产重组、机制改革后的第一年，也是海洋石油开发的第一个“海洋天然气年”，在“海洋天然气年”中，中国海油将会有一系列的重大举措推动和加快海洋天然气的勘探开发。一是经过近三年的筹建，海洋石油化学公司已于近日正式成立，这标志着位于茸歌海盆地的东方气田的开发进入了到计时，预计到2004年东方气田每年将向海南提供天然气16亿方，用于化肥工业和发电。随着科技投入的增加和钻探技术的提高，莺歌海大气区不断有新的发现，东方和乐东气田的联合开发将实现向海南、广西或广东提供天然气34亿方。二是位于渤海湾中部和南部的渤南油气田群也将在近期全面启动，预计在三年内实现向出东胶东半岛供气。三是配合国家“西气东输”工程，优先开发东海天然气的战略部署，加快东海天然气的勘探开发。开发东海天然气是“海洋天然气年”的重头戏，中国海油决定要把东海天然气的勘探作为今年的工作重点，加大投入，加大勘探工作量，争取尽快获得重要发现。

天然气资源范文篇8

海洋天然气目标市场

油气区域／油气田目标市场用途

琼东南盆地崖城香港、海南发电、化肥

莺歌海盆地乐东朱江三角洲地区／广西发电、化肥、工业／民用

东方海南、广西／广东发电、化肥、工业／民用

珠江口盆地文昌9区珠江三角洲地区发电、工业／民用

西湖凹陷／丽水区块平湖及周边上海、长江三角洲地区工业／民用

丽水温州发电、工业／民用

渤海海域锦州锦西化肥、民用

渤西天津发电、工业／民用

渤中／渤南烟台、青岛／大连发电、工业／民用

目前中国海油在辽东湾北部、渤海湾西部、海南岛近海、东海西湖凹陷已建立了天然气生产基地。辽东湾北部JZ20—2气田，于1992年8月投产，目前年产天然气3．8亿方。渤海湾西部渤西油田群，于1998年投产，目前年产天然气1亿方。海南岛近海的崖13—1气田，于1996年1月投产，目前年产天然气36亿方。东海西湖凹陷的平湖气田，于1998年11月投产，目前年产天然气4亿方。

1999年，中国海油原油、天然气产量全面超额完成国家计划，取得良好的经济效益，共生产原油1617万吨，完成国家计划的108％，天然气生产43．9亿方，完成国家计划的129％，油当量达到2056万吨，全年实现原油销售收入159亿元，天然气销售收入27．03亿元。中国海油全年实现经营利润27．5亿元，人均效益处于全国先进地位。

天然气资源范文篇9

关键词：低碳经济；天然气行业；分布式能源；道路气化

由于世界经济正向着“低碳经济”的方向发展，因此，低消耗、低排放成为了低碳经济发展的基础模式。低碳经济具有以下两种特征：首先是能源消费的减少以及碳排放量的下降，也就是清洁化的能源结构；其次是单位产出不断减少对能源的消耗，也就是不断提升的能源利用率。作为天然气的低碳能源具有清洁性以及高效性，相比煤炭能源、石油能源等来说，其在燃烧阶段对CO2的产生大约为煤的40%，并且会产生少量的SO2，因此，有着十分广阔的发展空间。

1低碳经济

全球气候变暖虽然看起来是环境问题，然而实质上是能源发展与经济发展在优势地位上的竞争。首先，以往的矿物能源在当今世界依然处于主要地位，煤炭、石油等资源的需求量十分庞大，各国为了使自身的能源能够得到安全的保障，纷纷开始了激烈的竞争。此外，由于通过与大量公开模型的结合能够得知，一旦全球温度达到了2~3℃，那么气候就会造成GDP出现3%的损失，发展中国家会出现更大的损失；另外通过与斯恩特在英国作出的报道能够得知，如果经济按照目前的形式增长，那么排放温室气体可能会导致温度上升5~6℃，导致GDP出现5%~10%的损失。所以，为了使全球气候变暖的趋势得到减缓，就需要从根本上通过对经济增长模式的转变，来使高碳能源消费转变为低碳能源消费，使经济社会的发展能够具有长期性和可持续性[1]。低碳经济具有低能耗、低排放的特点，其实质是对能源的利用效率进行提升，并对清洁能源的结构进行创建，将技术、制度的创新以及发展观的转变作为核心。低碳经济的发展包含生产模式、生活方式等方面。发达国家之所以提出低碳经济，是为了积极应对经济、环境等方面的挑战而对国家战略以及政策措施所进行的调整，目的是为了在工业化之后实现对全新发展机遇的抓取，以此来使低碳经济能够实现对竞争优势的创新[2]。

2天然气产业在陕西的发展现状

2.1天然气储量产量大幅上升

我国的陕西省有着大量的石油资源和天然气资源，陕北地区集中了大量的油气资源。根据统计能够得知，陕西省有11.7×104亿m3的天然气资源，探明地质中存储的天然气含量达到了3.66×104亿m3，排在全国第三的位置。陕西省天然气在2012年达到了1.17×104亿m3的新增储量和78.6亿m3的新增产能量，天然气年产量达到了311亿m3。相比上一年高了16.5%。虽然天然气在陕西省的开发得到了长期的发展，然而在开发程度方面仍然较为落后。陕西省目前主要集中于开发纯天然气藏和伴生气这两种天然气，然而针对开发前景十分巨大、储量丰富的非常规天然气，却还没有得到成熟的开发，也没有形成规模效益。由于陕西省对天然气的不断开发，未来陕西省的天然气产量将出现跨越式增长。

2.2天然气消费不断增长

陕西省的天然气产量在2018年达到了444.48亿m3，相比上一年增长了4.2%。气量销售增长幅度在全国位居首位，比全国平均增幅还高，并且有着较快的发展速度。城市燃气、工业、发电以及化工领域全年的用气结构分别为990亿m3、910亿m3、620亿m3、250亿m3。陕西省天然气年消费总量在2018年达到了105亿m3，增长速度在全国位居前列，达到了10.6%的能源总消费量，相比全国平均水平更高，比世界平均水平更低。通过对天然气的广泛使用，对潜在天然气资源的充分挖掘，能够使节能减排在陕西省得到重要的保障，并且做到了与陕西能源实际供需情况的结合。所以，随着中国新常态的经济发展，天然气行业的发展将迎来全新的机遇。

3天然气产业应该如何发展

3.1天然气供应系统

针对目前天然气在我国陕西省的供应结构，天然气主要的“西气东输、海气登陆等”发展框架基本已经形成，因此，需要做好对国外和海外、常规和非常规等各种资源在国外供应系统的发展[3]。城市需要以节能减排、低碳交易为原则，对天然气项目进行交易，从总量入手对切实可行的减排规划或课题进行项目研究，制定明确的优惠政策和激励机制，通过各种渠道向低碳经济方向倾斜，给予天然气产业强有力的支持。在贯彻低碳经济的政策中，发挥市场经济及碳交易的作用，将减排的经济效益通过可行措施的实施，回馈城市天然气，确保天然气事业健康发展。

3.2天然气储备系统

由于天然气资源这一产业链有着十分复杂的开发消费、生产消费以及运输消费，因此，如果其中任何一个环节出现问题，都会直接导致天然气无法正常供应。因此，陕西省必须要通过对太燃气储备能力的极大提升，来使天然气产业链能够实现对突发事故的应对。同时，还能使存储瓶颈得到突破。为使采购能力更加灵活，陕西省需要通过与国际市场供求形势的结合，使买方市场对天然气资源的采购和储存实现对成本的降低，使资源对成本的消费得到减少。

3.3天然气输配系统

陕西省需要进行统筹规划，通过对干线管网中心的建设来对天然气进行统一的调度，以此来为天然气在中游的输送提供承上启下的网络平台和交易平台。同时，陕西省还需要做好对LNG水陆车槽运的适当发展，对多轨并行的管网输送和水陆车槽运的建立，以此来使输配系统在中下游能够实现对天然气的优化互补。

3.4天然气利用系统

陕西省通过对汽车加气服务的大力开发，对城市燃气业务积极发展，使燃气在发电领域得到适度的发展，通过对天然气利用系统的打造，使经济结构符合需求的调整。目前，气价不断上涨，根据我国国情来说，天然气市场需要将高效率作为应对高气价的关键，也就是燃料在居民、工商业以及汽车领域的使用；并且天然气发电需要通过与冷热电联供或限于调峰的结合；化工领域对天然气原料的使用，需要通过与地域条件的结合，对其进行严格的控制；由于天然气和煤在中国的比价比国际市场更高，因此，在条件充足的情况下，对用煤气化—合成气路线的产品的采用最为适宜，例如甲醇、合成氨、氢气等，通常来说天然气并不适宜用作原料。此外，区域性高效能源站也是天然气未来高效利用的主要发展目标[4]。

4结语

由于天然气这一低碳能源具有清洁性以及高效性的优点，因此获得了巨大的发展空间。针对陕西目前的天然气行业现状来说，需要通过对天然气供应系统的发展、天然气储备系统的建设、天然气输配系统的优化以及对天然气利用系统的发展，来为天然气领域的发展提供全新的发展空间。

参考文献

[1]李雷，张榆，李良.低碳经济对陕西天然气行业影响思考[J].山西建筑，2015（24）：185-186.

[2]陈宇平.浅析低碳经济对天然气产业的影响[J].现代经济信息，2015（3）：378-379.

[3]杨恩源.低碳经济对中国天然气行业的影响[J].能源研究与信息，2011，27（2）：63-68.

天然气资源范文篇10

近年来，全球天然气经济一体化的发展态势愈演愈烈。国内天然气正逐步呈现全国联网的一体化市场生产经营新格局。同时，由于国内天然气资源的不足，大量引进国外气源，保障国内供应，平衡供需等补充和调峰气源也呈现快速建设与成长。但从天然气总资源量和总市场需求量看，仍与我国政治、经济和社会发展极不相适应，“气贫、气紧、气短、气荒”现象频发。天然气供应和调峰能力的不足，已成为影响我国经济和社会发展的瓶颈问题之一。当前，国内天然气企业如何有效应对资源与市场形势的变化、如何在全国大联网下保持快速发展势头？如何利用现有的企业管理资源和经验来提升企业的整体效益与管理水平？这些问题是我国天然气企业在市场营销管理方面必须面对和解决的。

2国内天然气企业存在的主要问题

当前，国内天然气市场虽然有着广阔的前景和发展潜力，但天然气企业在生产经营过程中也存在一些问题和弊端，影响和制约了天然气经济的快速发展。

2.1天然气资源有限性日趋突出

天然气企业上产和增产难度增大。在现有的地质理论认识范围内，国内常规天然气资源逐渐萎缩，高含硫、页岩气等非常规气资源从勘探、开发、生产、净化等难度与成本增大，且目前仍未形成规模上产和增产，难以满足国内市场的旺盛需求。

2.2存在不符合市场规律的主观经营理念

首先存在两个方面的不当认识；一是天然气企业是国有和相对垄断生产经营的企业，不需要建立市场营销业务和管理体系；二是天然气营销管理是无专业的泛泛之谈，任何人都可以干或不干。其次，缺乏清晰明确的营销战略目标。企业长期以来一直靠政府的宏观调控与扶持，生产经营活动听从和依赖国家、地方政府的安排与指挥，自己没能站在适应市场需求与平衡角度制定出明确的企业发展战略目标，企业领导还是沿用行政事业单位的管理方式经营与管理企业。这种经营理念和行为状态严重地束缚了企业领导者的创新能力和开拓精神，淡薄的市场竞争意识，削弱了管理者的责任感和生存危机感。对市场需求与平衡能力评估也不到位，没有形成有效统一的市场应对与保障体系和方法。另外，国内天然气价格长期偏低与国际脱轨，除了与国内消费能力有关外，还与国家市场管控与布局有关。天然气价格不完全市场化，价格结构复杂多元化，导致天然气营销均衡性差，企业、政府、用户、区域等经济发展矛盾与协调难度大[1]。在相同资源量的情况下，多产一方天然气的成本和价值与多卖一方天然气成本和价值是不可比拟的。

2.3天然气计划指标化管理较强，市场合同化管理不足

国内三大石油企业下属的天然气企业基本上是20世纪计划经济时代的产物。在国家和政府扶持下，多数成为长期垄断和拥有大量资源与资金的国有企业。多数时期生产经营管理意识都是注重资源的勘探、开发与生产，而不太注重资源的市场营销管理。全力确保国家和上级下达的天然气产量任务完成，而不太注重企业、市场和社会效益的协调发展。忽视市场对天然气资源的需求规律和变化研究与应对，造成企业面对市场和需求问题总显得很被动。企业靠指令性计划经营，市场化经营喊口号。企业管理仍是计划经济模式，领导者的意旨为主，不是市场规律为主。重计划，轻市场规律,导致市场与计划的符合率不高，甚至背离，引发市场、区域、用户、政府之间的矛盾与协调难度[2]。面对着市场化的竞争与挑战，我国天然气企业改变传统的计划经营模式为市场化经营模式已迫在眉睫。

2.4营销业务单一，营销方法单调

市场适应和创新能力较差。缺乏市场化竞争意识，企业依赖性强。长期以来受到行业自然垄断地位的影响，员工养成了行业优越感，管理层也缺乏科学的管理创新理念，套路陈旧。由于企业没有市场竞争的压力和动力，以市场为主的营销管理不受重视，更不会研究市场变化和营销方法。销售人员或是坐等客户上门或是盲目乱跑市场，营销方法单一又缺乏统一调度，容易造成用户发展与工程、服务等部门的协调不力。因此，探讨设计适合天然气企业快速发展的市场营销管理是当务之急。

3天然气企业市场营销业务管理构建与特性

3.1业务管理类型构建

在当前国内天然气大联网的趋使下，国内天然气企业面临的不仅是一个潜力无限的全球市场，同时也是竞争更为残酷的区域市场。企业要生存与发展就必须拥有及时响应和快速传递市场信息的能力。在巨大的市场需求推动下，天然气行业的市场化管理呼之欲出。结合当前全球天然气工业发展和管理趋势，在全球天然气资源日趋紧缺的市场氛围下，天然气供不应求是长期和永恒的话题[3]。那么在区域经济的可持续发展经济形势要求下，稳住市场和造福社会，促进发展，在重视天然气资源深度挖掘开采的同时，还必须重视市场营销管理，构建起科学合理的市场营销业务类型和管理体系，才能更好地适应市场化的生存和发展的挑战。因此，天然气市场营销的主要管理理念应以市场与效益为先导，以营销规划为目标，市场开发为前提，生产保供为基础，客户集群为主体，营销计划（合同）为蓝图，管道运销为手段，销售收款为目的，分析决策为支撑的天然气营销管理新模式。该模式横向上推动天然气营销业务间的相互闭环驱动，形成了业务流与价值流。纵向上依据天然气企业管理体制，形成纵向的营销管理流、数据流与信息流。此模式构建的营销业务类型具体应分为9个方面。

3.2业务管理类型的特性

上述天然气企业市场营销业务管理闭环管理模式，体现出了9大业务类型间的相互依存，相互推动，相互制约的闭环管理特性，每项业务的管理特性,具体体现在以下9个方面:

1）客户管理是指对天然气的客户及群体的管理，其具体管理对象可分为：一是市场潜在客户，二是已批未用户，三是已批用气户，四是注销客户等；针对4类客户管理的业务类型可以分为：用户档案，用户结构、用户价格，用户评价以及用户综合信息分类等报表管理。主要的管理特性体现在4个方面：一是客户管理是市场化营销管理的基础和中心；二是不但基于用户管理等基础静态信息的管理；三是基于客户与供方发生的供用关系生成的动态数据信息管理[4]。

2）营销规划是指依据天然气资源量、区域市场、市场需求量、市场价格、管道等供输能力结合的对未来市场销售进行预见性规划。主要的业务类型分为：一是依据产量区块规划、管道规划的市场规划；二是依据产量的规划编制销量规划；三是依据用户的分布做好量的配置规划。

3）市场开发是指对未用气的区域进行市场调研、用户勘查和用气需求核实等：主要业务类型分为：市场开发的年月度计划，来文函件与批文件，开发报表等，潜在用户的需求开发与管理。

4）合同（计划）管理是与用气客户进行供用气相关事宜商定的具体法律效力的合同。其主要业务类型分为：合同文本制定与签订管理，合同报表的编制与管理[4]。

5）监控管理是按照用气户的计划量、合同量、用气量进行动态的组合分析与监控。对用气户日常用气动态其主要业务类型分为：计划监控、合同监控、用量监控、气款回收监控等管理与报表编制。这是对市场化营销下各类产、运、销情况，结合实际的销售动态进行按市场、按规划、按合同、按计划等的综合指导的多时间维度的管理。主要用以指导日常的产、运、销变化情况的应对与处理。

6）价格管理是指依据国家制定的天然气价格政策，依据用气户用气性质细化的价格与信息管理。其主要业务类型分为：价格文件，定价机制，推价方式，价各分类，价格执行与结算方式及其相关报表编制与管理。是天然气的实际结算价格，并按结构分配管理，同时遵循在保供和保安的前提下，气流向高价位和优质行业。并逐步推行天然气的统一市场价和市场阶梯价机制[5]。

7）货款管理是指依据用气户按照一定的结算期所支付的气款额度与票据信息管理。其主要业务类型分为：气款催缴方式，收款与欠款追缴，收款报表编制与管理。是在天然气得到用户安全、平稳的消费时所支付的天然气货款。目前的先款后货，日预付天然气欠款的有效方式。

8）报表管理是指依据日常业务类型，按照一定的统计方法，编制出相关业务的日、月、年度等业务报表。其主要业务类型分为：计划报表、合同报表、气量报表、合同报表、气款报表、监控报表、定制报表、综合报表等分析类型年月度报表编制与管理。是对所有市场化营销管理活动的一个综合反映，报表的结果是直接反应我们的营销活动存在的问题。

9）分析决策管理是指依据业务管理类型、特点、数据规模以及业务信息量，运用一些数理统计方法、技术经济模型与分析算法对相关业务进行多维度的综合图表分析。并依此归纳总结出其中的营销业务辅助管理决策信息。其主要方法分为：一是根据计划、合同、价格、销售等多种业务并发的业务数据信息，从多业务、多维度角度编制横向营销业务指标综合分析图表；二是针对日、月、年及历年的营销业务数据信息的进行纵向对比与趋势图表分析；三是结合前两类分析图表与数理统计方法、模型进行天然气营销业务管理的预决策信息分析与图表展现。四是利用现有信息系统等信息化先进手段，进行营销管理活动相关静动态数据信息与管理信息的查询。

4结束语