中国天然气化工产业资源利用的前景分析.doc

　天然气化工产业资源利用的前景分析

天然气组成以气态低分子烃为主(主要成分是甲烷，同时也含有非烃气体)，相对密度0.65，比空气轻，具有无色、无味(天然气公司皆遵照政府规定添加臭剂，例如四氢噻吩)、无毒、可燃的特性。天然气的爆炸极限为5%-15%。
　　天然气燃烧后生成二氧化碳和水，产生的温室气体是煤炭燃烧的1/2，石油的2/3。由于天然气热值高，燃烧产物对环境污染少，是未来世界普遍采用的清洁能源。世界能源结构逐步发生变化，各国政府也通过立法程序来传达这种趋势，发展天然气工业已经成为世界各国改善环境和维持经济可持续发展的最佳选择。
　　1　天然气资源概况
　　1.1　国外
　　世界天然气可采储量约137亿t石油当量，和石油资源相当，储采比高达70：1。2006年世界天然气的产量28653亿m3，比2005年增长3.1%，1996-2006年世界天然气产量年均增长率为2.5%。1996-2006年世界天然气产量变化趋势如图1所示。
　　2006年世界天然气的消费量28508亿m3，比2005年增长2.5%，1996-2006年世界天然气消费量年均增长率为2.4%。1996-2006年世界天然气消费量变化趋势如图2所示。

　　在全球范围内天然气取代石油的步伐正日益加快，未来10年内，世界天然气消费年均增长率约为3.9%，在亚洲发展中国家天然气的消费年均增长率会更高，天然气将成为21世纪消费量增长速度最快的能源。预计2010年天然气在全球一次能源消费结构中的份额将超过煤炭，2020年有望超过石油成为世界第一能源。
　　1.2　国内
　　我国的天然气资源量约为3.8×1013m3，预测到2020年我国每年将新增1839亿m3的可采储量。《中国中长期能源战略》将能源优质化作为我国能源发展战略的主攻方向，将天然气开发作为我国一次能源开发的重点。
　　2007年，我国天然气产量为666.1亿m3，比2006年增长13.7%，占世界天然气总产量的2%，1996-2006年我国天然气产量年均增长率约为11.3%。1996-2007年我国天然气产量变化如图3所示。
　　2006年我国天然气消费量约为556亿m3，比2005年增长21.7%，占世界消费总量的1.9%，天然气在我国一次能源消费中的比例约为3%左右，1996-2006年我国天然气消费量年均增长率约为12.0%。1996-2006年我国天然气消费量变化如图4所示。
　　随着我国经济的持续增长，天然气输送干线网络工程的投入运营，我国天然气年均需求增长消费增长率保持在15%左右。预计2010年我国天然气市场需求将达到1400亿m3，天然气在我国一次能源消费中的比例将会上升到7%左右。2020年天然气消费量达到2000亿m3，天然气在我国一次能源消费中的比例将会上升到10%左右。
　　2　我国天然气产业政策
　　我国能源消费结构以煤炭为主，煤炭在一次能源消费中的比例约为70%，煤炭消费是造成烟煤型大气污染的主要原因，也是温室气体的主要来源，我国以煤为主的能源消费结构对环境造成了较大的压力。因此，合理利用天然气，提高天然气在我国能源消费结构中的比例有利于建设环境友好型社会。
　　2007年8月30日国家出台新的天然气产业政策，综合考虑天然气利用的社会效益、环保效益、经济效益和天然气产地合理需要等方面的因素，根据天然气下游用户的用气特点，天然气利用分为优先类、允许类、限制类和禁止类。
　　2.1　优先类
　　我国天然气资源要优先用于城市燃气，其中主要包括：
　　(1)城镇(尤其是大中城市)居民炊事、生活热水等用气；
　　(2)公共服务设施(机场、政府机关、职工食堂、幼儿园、学校、宾馆、酒店、餐饮业、商场、写字楼等)用气；
　　(3)天然气汽车(尤其是双燃料汽车)；
　　(4)分布式热电联产、热电冷联产用户。
　　2.2　允许类
　　2.2.1　城市燃气
　　(1)集中式采暖用气(中心城区的中心地带)；
　　(2)分户式采暖用气；
　　(3)中央空调。
　　2.2.2　工业燃料
　　(1)建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中以天然气替代油、液化石油气项目；
　　(2)建材、机屯、轻纺、石化、冶金等工业领域中环境效益和经济效益较好的天然气替代煤气项目；
　　(3)建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中可中断的用户。
　　2.2.3　天然气发电
　　重要用电负荷中心且天然气供应充足的地区，建设利用天然气调峰发电项目。
　　2.2.4　天然气化工
　　(1)对用气量不大、经济效益较好的天然气制氢项目：
　　(2)以不宜外输或者上述优先类、允许类用户无法消纳的天然气生产氮肥项目。
　　2.3　限制类
　　2.3.1　天然气发电
　　非重要用电负荷中心建设利用天然气发电项目。
　　2.3.2　天然气化工
　　(1)已建的合成氨厂以天然气为原料的扩建项目，合成氨厂煤改气项目；
　　(2)以甲烷为原料，一次产品包括乙炔、氯甲烷等的碳—化工项目；
　　(3)除允许类中规定的氮肥项目以外的新建以天然气为原料的合成氨项目。
　　2.4　禁止类
　　2.4.1　天然气发电
　　陕、蒙、晋、皖等13个大型煤炭基地所在地区建设基本负荷燃气发电项目。
　　2.4.2　天然气化工
　　(1)新建或扩建天然气制甲醇项目；
　　(2)以天然气代煤制甲醇项目；
　　(3)以大中型气田所产天然气为原料建设LNG项目。
　　2.5　小结
　　综上所述，在未来几年内，我国(尤其是能源相对匮乏，经济较为发达的地区)天然气利用顺序依次是：
　　重点满足城市民用和商用燃气消费；

　　城市工业锅炉、窑炉天然气替代油、煤；
　　在交通和发电等领域进行天然气代油；
　　在天然气价格承受能力较高的地区建设调峰负荷中心，工业园区热电联产和分布式冷热电三联供等天然气发电项目；
　　天然气化工。
　　对于目前已经建设的用气项目维持供气现状，特别是国家批准建设的化肥项目，要确保长期稳定供应。在天然气供应严重短缺而又有条件的地方，可实施煤代气项目改造。对在建或已核准的用气项目，若供需双方已签署长期供用气合同，按合同执行。
　　3　我国天然气产业现状
　　3.1　消费
　　随着“西气东输”工程的启动、海上天然气登陆和沿海地区LNG进口，我国天然气工业将进入一个快速发展时期，国内原先零星的天然气消费市场迅速成长。目前，我国天然气利用领域主要包括城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。在过去的10年内，我国天然气的消费结构变化如表1所示。
在1996-2006年期间，随着我国城市化进程的加快和环境保护力度的提高，我国天然气消费结构逐渐由化工和工业燃料为主向多元化消费结构转变，其中城市燃气消费发展尤为迅速。
　　此外，我国天然气消费存在地区差异化现象：在东部经济较为发达的沿海地区(特别是珠江三角洲、长江三角洲和环渤海地区)，天然气消费以城市燃气和发电为主；在西部等油气田周边地区，天然气消费主要以化学工业为主。
　　3.1.1　城市燃气
　　一方面，我国大气污染属于煤烟型污染，以粉尘和酸雨危害最大。2006年我国废气中二氧化硫排放量为2588.8万t，比2005年增加了1.5%；烟尘排放量1088.8万t，比2005年减少了7.9%；工业粉尘排放量为808.4万t，比2005年减少了11.3%。目前，我国大气污染物排放总量仍然较高，环境治理的形势依然较为严峻。
　　19亿m3的天然气(以川气为例)可以替代300多万t的原煤，减少排放二氧化硫3.6万t，每增加10亿m3天然气消费(以上海市为例)，GDP能耗将下降0.4个百分点。因此，逐步推广天然气在我国城市燃气中的使用可以有效缓解环境污染压力。
　　随着燃料空调技术的成熟和应用，以及国家《大气污染防治法》对高污染燃料的限制使用，鼓励使用天然气等清洁能源，大部分城市对天然气的需求(特别是居民生活用燃料)明显增加。此外，随着“西气东输”工程的建成，人造煤气和液化石油气在城市燃气中的比重将逐步减少。
　　国家在天然气发展总体规划中，计划在2010年通天然气城市增加到290个，到21世纪中叶全国76%的城市将用上天然气，天然气将逐步成为城市燃气市场的主要燃料。
　　另一方面，2006年我国民用汽车保有量达到4985万辆(包括三轮汽车和低速汽车1399万辆)，比2005年增长15.2%。其中，私人轿车保有量1149万辆，增长33.5%。随着机动车数量的迅速增加，我国大中城市机动车排气污染问题日益突出。以天然气代替汽车用油，具有价格低、污染少、安全等优点。
　　3.1.2　工业燃料
　　天然气替代煤炭和燃料油作为工业燃料能够获得较好的经济、社会和环境效益。天然气的工业燃料用户能承受的气价如表2所示。
　　3.1.3　天然气发电
　　天然气发电是缓解区域能源紧缺、降低燃煤发电比例，减少环境污染的有效途径。
　　近年来，我国天然气工业下游产业的发电事业也获得了较大的发展，燃气轮机联合循环发电是目前工业应用中效率最高的发电技术(可以接近60%)，以燃气轮机为核心的热电联产系统的总热效率能够达到80%，而超临界、超超临界燃煤火力发电机组效率最高才达41.9%-45.3%。
　　国内外发电厂的运行经验表明，当电网遭遇意外事故，甚至出现大面积停电的情况下，燃气轮机由于启动性能优于常规汽轮机组(结构紧凑，起停性能好)，可以保证区域内的供电。按照我国目前电力行业的发展情况，为了提高用电负荷中心电网运行的机动性和安全性，占电网总容量15%-20%的燃气轮机机组作为应急备用和负荷调峰机组是必要的。
　　装机容量500MW燃用天然气发电厂和燃煤电厂对环境的影响如表3所示。
　　天然气发电的二氧化硫年排放量仅为燃煤电厂的1/4000，二氧化碳排放量仅为燃煤电厂的一半，基本不产生灰渣，用水量和占地面积分别为燃煤电厂的33%和54%。
　　4　天然气化工
　　世界天然气化工从20世纪20年代至今一直保持稳定发展，近20多年发展速度加快，20世纪70年代世界约5%左右的天然气资源用作化工原料，20世纪80年代上升到约10%。近年由于天然气产量大幅增加，此比例重新回落至5%左右(不包括我国)，中东、东欧、拉丁美洲、东南亚等地区均在8%-11%范围。
　　目前世界石油资源日趋紧缺，油价不断刷新高位价格记录，而天然气的储量和产量增长均超过石油，为此天然气化工利用受到许多国家和地区的重视。
　　4.1　产品链
　　天然气通过净化分离和裂解、蒸汽转化、氧化、氯化、硫化、硝化、脱氢等反应，可制成合成氨、甲醇及其加工产品(甲醛、醋酸等)、乙烯、乙炔、二氯甲烷、四氯化碳、二硫化碳、硝基甲烷等。
　　典型的天然气化工产品链有4条。
　　(1)合成氨产品链。产品包括合成氨、尿素等如图5所示。
(2)氢氰酸产品链。产品包括氢氰酸、氰化钠、草甘膦、蛋氨酸等，如图6所示。
　　(3)乙炔化工产品链。产品包括以乙炔为原料的PVC、BDO、醋酸乙烯，以及乙炔尾气生产的甲醇、醋酸产品等，如图7所示。
(4)以大型甲醇为龙头的醋酸、MTO、MTP、二甲醚产品等，如图8所示。
　　4.2　天然气化工利用消费结构
　　以美国和西欧地区为例，天然气化工利用的消费结构如表4所示。
天然气化工产品的产量以合成氨为最，其次是甲醇。全世界约有85%的合成氨(世界天然气占氮肥生产原料的平均比例为80%左右)、90%的甲醇以天然气为原料。以天然气为原料的合成氨和甲醇生产在许多国家所占比例较高，如表5所示。
　目前，国外天然气化工利用是以资源产地为龙头，跨国公司在天然气产地建大型装置，以低气价和高技术支撑低成本，在世界市场上进行垄断性竞争。
　　4.3　我国天然气化工现状
　　我国天然气化工起步于20世纪60年代，目前已经形成一定规模，主要用于生产合成氨和甲醇。2005年天然气化工消费量为150亿m3，占天然气总消费量的30%，远高于国外。
　2005年全国合成氨产量4596万t，其中20%以天然气为原料生产，其天然气消费量约110亿m3。甲醇产量为535.6万t，其中30%是以天然气为原料，消费天然气约25亿m3。2006年.中海油海南60万t／a天然气甲醇装置建成投产，成为国内最大的生产装置。
　　天然气乙炔也是天然气下游用户之一，乙炔化工是国内化学工业中一个传统的高耗能行业，由于我国缺油、少气、相对富煤的特殊能源结构，使我国具备了乙炔化工衍生物产能适度增长的客观条件。目前，国内PVC、醋酸乙烯、1，4—丁二醇和氯丁橡胶等产品仍以乙炔路线为主，乙炔化工在我国化学工业仍占有一席之地。
　　我国其他天然气化工产品所占份额相对较小。例如，以天然气为原料的炭黑等均只有年产几万吨的水平；以天然气为原料的氢氰酸、硝基甲烷、二硫化碳等，其生产能力每年仅数万t。
　　天然气输送成本较高，从20世纪90年代末到21世纪初，我国对天然气迅速从买方市场转入卖方市场。基于我国的现状以及天然气的价格的不断上涨.近年来一些企业进行了“气改煤头”的原料路线调整。例如，2004年齐鲁石化第一化肥厂生产用原料由天然气改为原煤(原料转换后年产合成氨10万t、尿素17万t、甲醇2万t)；四川泸天化股份有限公司装置也进行了“气改煤”改造。
　　综上所述，我国天然气化工利用的现状可以概括为：
　　(1)化肥是最大的天然气化工用户，有相当的产业规模，生产水平较高，2006年我国合成氨产量中的19%来自气头生产装置。
　　(2)天然气制甲醇工业已有较大的生产规模，2006年我国甲醇产量中的28.6%来自气头生产装置。
　　(3)天然气生产精细化工品种很多，但规模较小，高附加值产品甚少，尚未真正形成天然气化工深加工产品系列。
　　总之，我国天然气化工与国外相比尚有诸多差距(例如，生产装置规模小、工艺落后、能耗高)。
　　未来我国天然气化工发展的重点是对现有碳—化工技术不断改进完善，加快天然气新应用领域开发(例如，天然气制乙烯技术)。使其具有与石油原料竞争的能力。此外，我国天然气化工的发展，还面临投资以及产业结构调整等诸多因素的制约，许多问题有赖于国家经济总体实力的发展。
　　5　LNG及其冷能利用
　　5.1　天然气液化具有以下优点
　　5.1.1　优越的环保性能
　　现有我国城市污染源主要来自大量烧煤和车辆排放的尾气所造成的。天然气在液化前经过严格的预净化，LNG中的杂质含量远远低于压缩天然气(CNG，Compressed Natmal Gas)，为汽车尾气或作为燃料使用时排放满足更加严格的标准(例如，“欧Ⅱ”和“欧Ⅲ”)创造了条件。
　5.1.2　便于进行经济、安全、可靠的运输
　　LNG密度是标准状态下甲烷的625倍，即1 m3LNG可气化成标准状态625m3天然气。以一台35m3的标准LNG槽车为例，可运输标准状态21000m3天然气，克服了长途铺设管线耗资大、覆盖地区有限、无储存和调峰能力等缺点。采用专门的LNG槽车、轮船可以对气田经液化后天然气进行长距离运输到销售地，节省大量输气管道投资，方便可靠，风险性小，适应性强。
　　LNG的燃点高、爆炸极限高，与空气相比更轻，所以稍有泄漏立即向上扩散，不致造成积聚而引起爆炸。同时也由于LNG具有低温、轻质、易蒸发的特性，可防止被人窃取或变卖造成损失。
　　5.1.3　有利于城市负荷的平衡调节
　　民用气量冬用多、夏用少，或者因用气的电厂、化工厂检修或者液化天然气厂本身进行技术改造，甚至是输气管网出现故障等，都会造成定期或不定期的供气的不平衡。
　　天然气液化克服了长途铺设管线覆盖地区有限，且不具备储存和调峰能力的缺点。建设液化天然气储罐能起到削峰填谷的作用，用于解决城市管网的调峰难题。
　　在美国、日本、欧洲已建成投产100多座LNG调峰装置，比地面高压储气罐和地下储气库建设节省土地、资金、工期，而且方便、灵活，不受地质条件限制。
　　5.1.4　可作为优质的车用燃料
　　与汽车烧汽油相比，LNG具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、降低运输成本等优点。
　　与CNG汽车相比，CNG体积能量密度约为汽油的26%，LNG体积能量密度约为汽油的72%，因而使用LNG的汽车行程远，可大大减少汽车加气站的建设数量。同时，LNG储存效率高，车装钢瓶压力小、重量轻、数量小，建站不受供气管网的限制等优越之处。
　　5.1.5　生产过程，释放出的冷量可回收利用
　　LNG经简单的气化装置就可重新变成气态使用，可将LNG汽化时产生的冷量，用作冷藏、冷冻、低温破碎、温差发电等相关工业项目。
　　5.2　我国LNG产业
　　由于天然气的产地往往不在工业或人口集中地区，除了铺设管道进行天然气的输运以外，主要采用液化技术对天然气进行贮存和远距离运输。在常温下，天然气通常经过脱水、脱硫和脱酸性气体的净化处理后，采取膨胀制冷工艺(或外部冷源)转变为-162℃的液化天然气(LNG)。
　　目前，LNG在我国已经成为发展迅速的新兴工业。21世纪初期，上海建成了我国第一座LNG调峰工厂。2001年11月，我国第一座商业运营的LNG工厂在河南濮阳建成投产。2006年我国共有投入商业运营的LNG工厂6座，总规模214万m3/d(见表6)。
　　国内在建并拟于2009年投产的LNG工厂有重庆民生股份5万m3/d，重庆建南油田30万m3/d和苏州天然气管网公司7万m3/d。
　　预计2008-2010年我国LNG工厂进入建设投产的高峰，总规模将达到772万m3/d，届时国内投产的LNG工厂总规模将达到986万m3/d。
　　目前，天然气的液化、储存技术已逐步成为一项重大的先进技术。与发达国家采用的先进天然气混合制冷剂液化技术相比，我国现普遍采用的移植于空气液化分离的技术，能耗要高出国外先进技术25%。跨国公司在这一技术领域处于垄断地位，国内已建成的几个天然气液化厂引进的都是国外技术和设备。其中，上海液化天然气事故调峰站、河南中原油田濮阳天然气液化厂均采用法国索菲燃气公司的技术设备；新疆的吐哈油田天然气液化厂采用了德国林德公司的技术设备；海南福山气田天然气液化厂采用了加拿大PROPAK公司的技术设备；内蒙古鄂尔多斯、四川达州天然气液化厂采用了美国BV公司技术设备。
　　5.3　LNG冷能利用
　　5.3.1　世界LNG冷能利用概况
　　LNG冷能利用主要是在将高压低温的LNG变为常压常温的天然气时，依靠LNG与周围环境(例如，空气和海水)之间存在的温度和压力差，将LNG蕴含的低温能量通过直接或间接的方式传递给受冷介质，用于替代机械能或改变受冷介质的物理属性。冷能的利用不仅要看其能量回收的数量，也要注意冷能品位的利用，在经济合理的情况下，要符合温度对口、梯级利用的总能系统原则。
　　世界各国已经对LNG冷能利用展开了广泛的研究，可以分为直接和间接利用。LNG直接利用有冷能发电、深冷空气分离、冷冻仓库、制造液态CO2(干冰)、汽车冷藏、汽车空调、海水淡化、空调制冷以及低温养殖和栽培等。
　　LNG冷能间接利用产业包括经空分后的液氮、液氧、液氩来低温粉碎、冷冻干燥、低温干燥、低温医疗、水和污染物处理以及冷冻食品保存等。
　　5.3.2　我国冷能资源
　　目前，国内LNG产量尚不能满足消费市场的快速增长需要，供不应求的矛盾日趋明显。国内供需状况决定了我国LNG消费在很大程度上要依赖进口解决。我国进口LNG一方面可以优化天然气使用结构，缓解我国天然气供需矛盾，另一方面广开气源，弥补日益增大的供应缺口。
　　在作为燃料或化工原料之前，LNG首先必须在相应的LNG接收站通过热交换器气化为常温气体，然后再通过当地的天然气管网输运到下游用户。以年进口600万t LNG为例，LNG气化热约830-860 kJ/kg，其中气化潜热约508.6kJ/kg，气态天然气从储存温度复温到环境温度的显热约321-351kJ/kg，600万t LNG蕴含的冷能约5×1012 kJ/kg，约折合14TW/h能量，接近1台300MW的发电机组的年发电量。若按照0.6元/kWh工业用电标准计算，600万t/a LNG的冷能价值约8.4亿元。因此，LNG从气源地输运到终端用户的过程中，大量高品位冷能没有有效的回收加以利用，会造成资金和能源的浪费。
　　近年来，中国石油和中国海油等国有能源公司积极推进进口LNG，随着我国“十一五”期间能源结构调整力度的加大，以及国家对进口LNG贸易的鼓励，预计2010年我国LNG年进口总量将超过3000万t，沿海地区将建成5-8个大型LNG接收站。在未来15年间我国沿海将建成十几个LNG接收站，届时每年将有数千万吨LNG携带数十亿元价值的冷能到岸。
　　6　发展我国天然气产业建议
　　(1)大力开展天然气勘探开发工作，提高我国天然气的供气安全。在天然气产业的上游领域，我国应该大力开展勘探开发工作，区域战略要立足中部、发展西部、加强海上、深化东部。首先勘探开发中部四川盆地和鄂尔多斯盆地的天然气，充分利用其距经济发达地区较近的地理优势，降低气价；其次海上天然气可就近向陆上供气。确保国产天然气成为消费的主体气源，提高我国天然气的供给保障能力和供气安全。
　　(2)积极引用和推广天然气城市化进程。在天然气产业的下游领域，我国现代城市的建设应该走“城市生态化”道路，用国际化的视野和战略思维去构建美丽的城市。目前，发达的国家和地区已经进入清洁能源时代，我国可以根据不同城市发展的情况，在有条件的城市积极引用和推广天然气的使用。鼓励天然气替代石油，积极开发经济型小排量家用天然气轿车，家庭供应和空调燃料天然气化，以及城市民用燃料天然气化，高效利用宝贵的天然气资源。在推进城市天然气应用的进程中，可以借鉴韩国促进城市燃气事业发展的经验，加大政策支持和鼓励，加大对城市天然气管网等基础设施的资金投入，完善城市燃气供给管网建设。
　　(3)天然气产业的发展应兼顾区域差异。首先，我国天然气产业(特别是天然气化工)的发展在严格遵守国家天然气产业政策的基础上，要兼顾我国经济发展的区域差异。建议对经济发展相对落后的地区(尤其是天然气气源地)给予一定的政策扶持，鼓励当地发展对经济有明显带动作用的天然气产业；给予天然气综合利用和深加工以减免税负和金融信贷支持，对西部城镇居民的天然气消费给予适当价格倾斜。在我国西部等欠发达地区充分利用天然气这种宝贵资源缩小我国经济发展的区域不平衡，在西部崛起的过程中避免环境污染，走可持续发展的道路，实现社会的和谐发展。
　　其次，天然气气田的可利用性和经济效益与其规模和丰度有密切关系。我国气田规模和丰度都相对偏小，其中一些中小气田的天然气并不适宜进入管网输运。对于这些天然气资源建议考虑如何高效地就地转化为民用燃料和工业原(燃)料，结合当地的经济发展需求和产业特点，适时的发展天然气相关下游产业，推动当地的经济发展。
　　(4)天然气价格的制定兼顾区域差异。未来几年，国家将会深化天然气价格改革的力度，以市场为导向，完善天然气价格机制，逐步明确天然气价格和可替代能源价格的关系，充分发挥天然气价格在调节供需关系中的杠杆作用。
　　天然气在我国属于相对稀缺的能源资源，始终要坚持高效、节约、合理利用原则。对于经济较为落后的地区，特别是气源地，建议对用气价格给予适当的优惠政策，促进当地经济的发展和人民生活水平的提高。对于我国经济发展较快的东部地区，具有较强的天然气价格承受能力，建议遵循市场规律，推进天然气产业国际化进程，通过价格、税收等市场调节手段引导市场科学消费，建立符合我国国情的天然气消费结构，杜绝国内天然气项目规划建设只顾眼前利益一哄而上的局面。
　　(5)天然气调峰机制
　　随着天然气的普遍应用，天然气供应已经成为国家能源安全中越来越重要的组成部分。从我国天然气的长远发展战略出发，注重天然气供气系统的平衡调度，制定切实有效的应急预案，提高天然气的调峰能力，应该在城市管线建设中进行一些地下气库和LNG调峰站的布局建设，确保天然气供应的安全性和稳定性。例如，我国东部地区的中小型气田在开采后期可以作为理想的地下储气库。