天然气工程造价范文篇1

关键词天然气定价机制政策建议天然气资源

随着天然气资源使用面积的不断延展，天然气定价机制的改革难度也不断提升，一旦处理不当，不仅仅会制约天然气产业的发展和进步，还会给予我国现有的能源结构体系造成极大的影响。因此，积极对于国内天然气定价机制进行研究，并且提出有建设性的政策建议，显得尤为必要。

一、国内天然气定价机制存在的弊端

（一）不遵守市场经济定价基本原则

从经济学角度来讲，商品的价格应该是由其价值决定的，并且受到市场供求关系的影响而上下波动。但是我国国内天然气的价格确实受到国家调控的影响，并没有遵循市场紧急产品定价的基本原则。在这样的背景下形成的天然气定价机制是与市场化运作脱节的，是不符合市场经济发展规律的，也难以在供需关系的基础上实现对于价格的调整。

（二）缺乏健全的天然气配套发展链

从当前国内天然气价格模式来看，在单气源，单管道的发展初期，还可以给予用户提供管道末端的运输和销售捆绑式的供气服务。但是，随着上述单一的供应渠道，管道被改变，势必要求天然气生产向天然气消费方向转移，由此价格体系中销售环节的缺失，就难以保证天然气的有效供应。简单来讲，当前没有与天然气产业链相互配套的设施，这已然成为制约天然气行业发展的瓶颈。

（三）政府宏观调控机制难以起作用

现阶段的天然气定价是以成本为基础来进行的，这样的定价方式存在政府宏观调控难以发挥效能的缺陷。具体表现为：政府和天然气企业之间信息部队称，政府难以对于天然气企业的成本进行估算，很可能出现政府政策与企业成本变动不吻合，并且依靠政府行政力量执行的价格政策刚性太强，难以发挥价格在资源配置方面的作用。

二、国内天然气定价机制改革的必要性

随着国内经济发展和社会生活进步，需要消耗越来越多的天然气资源，其牵涉的面积将越发广泛，如果国内天然气定价机制方面存在的问题长期放置，将会给予后期的改革工作造成更大的负面因素。因此，需要积极树立改革意识。这是因为：其一，天然气定价机制的完善，可以促进天然气资源的优化配置，是保证天然气行业健康持续发展的前提和基础。其二，天然气定价机制的改革，有利于实现能源产业协调有序发展，符合建设节约型和环境友好型社会的基本要求。其三，天然气定价机制的调整，有利于促进我国天然气企业市场化运作能力的提升，并且在竞争日益激烈的国际市场上发挥自己的效能。由此可见，国内天然气定价机制的不良现状与天然气未来发展趋势是不吻合的，应该积极采取措施进行改善和调整，而在此过程中，政府和企业都应该发挥其效能。

三、国内天然气定价机制改革的实现途径

坚持具体问题具体分析的基本原则，同样是处理国内天然气定价机制问题的重要原则。对于上述提到的各方面缺陷和不足，积极采取对应的措施予以改善，是很有必要的：

（一）建立天然气市场价格机制

建立健全天然气市场价格机制，就是倡导将天然气看作为其他市场产品一样，积极构建完整的天然气产业链，使得产品的上中下游得以均衡发展和进步，这是促进市场化转变的第一步，也是比较关键的一步。从理论上来讲，天然气产业主要可以归结为天然气生产环节，天然气净化环节，天然气输送环节，天然气配送环节，上述各个环节应该彼此对立，单独计费，由此形成全兴的天然气行业结构，各部分各自发挥效能，使得天然气价格以市场需求为基础去进行波动，并且集中反映了天然气的市场价值，这对于实现天然气资源配置来讲，是至关重要的。

（二）改变天然气计价的方式

改变当前天然计价以成本为基础的做法，积极推进天然气能量计价法的运用。具体来讲，需要积极做好以下几个方面的工作：其一，结合国际上天然气生产销售规范，建立健全天然气能量计价的标准体系，并且积极形成配套的天然气产品质量标准和检测标准，为天然气计价工作的开展提供依据。其二，将天然气热值作为天然气价格的重要考量元素，为后期多气源供气，跨区域供气的市场局面奠定基础，以保证交易流程的顺利进行。其三，进一步研究天然气可替代能源的价格关系，并且在此基础上出台对应的对比关系标准，为实现国内能源结构的优化调整打下基础。

（三）建立健全天然气监管机制

要想改变当前天然气定价机制的局面，更重要的还需要政府积极发挥效能，以建立健全天然气价格监管机制为契机，实现自身在此领域效能的转变。具体来讲，积极做好如下几个方面的工作：其一，正确认识到当前天然气定价机制存在的缺陷，了解造成此局面的原因，积极树立天然气价格机制改革理念，尝试用各种手段去促进调整和改善。其二，不断弱化政府在制定价格方面的效能，避免过多的干预到天然气市场价格定制中去，强调政府价格监督职能的发挥，使得天然气价格定制回归到市场化的局面。其三，政府应该高度重视对于天然气行业的监督和管理，主要表现为：在天然气生产，运营服务价格方面，天然气安全环保技术方面，以保证天然气行业的效能能够切实转变，为促进天然气行业健康发展营造良好的环境。

四、结束语

积极促进天然气定价机制的市场化回归，形成健康合理的天然气定价机制，使得天然气价格成为调整其供需关系的基础，是当前天然气行业发展不得不去思考的问题。结合当前我们面临的问题，无论是政府，还是天然气企业都应该积极融入天然气定价机制改革过程中去，积极发挥主观能动性，争取为促进天然气产业的健康发展做出贡献。

（作者单位为重庆燃气集团股份有限公司）

参考文献

[1]梁励.新课标高中历史教材关于问题情境创设的研究[J].历史教学，2005（06）.

[2]梁励.论历史教学中问题情境的创设[J].课程・教材・教法，2005（05）.

天然气工程造价范文

关键字：环境保护；三同时；煤制天然气；前景；工艺；设施

中图分类号：TF538.6+1文献标识码：A文章编号：

引言

随着当今全球环境的不断恶化，环境问题作为目前最受关注的议题进入了人们的日常生活中，尤其是来冰山融化导致海平面上升侵吞陆地和全国各地雾霾情况严重影响日常出行之后。众所周知，除了日常生活垃圾外，工厂污染是造成环境恶化的罪魁祸首，但是倘若缺失了工厂这一重要角色，未来的生活将与原始社会无异。于是为寻求二者的平衡，科学家们在不断地研究新能源，工厂也加入了环保大军。于是中国随之建立了一项环境管理制度即环境保护三同时制度，要求各工厂在建设项目的同时，防治污染的措施要与主体工程同时设计、二者建设需同时施工、两者要同时进行投产，也就是要保持二者的一致性，并且防止污染的措施的地位要优于主体工程，必须在防止污染的措施获得审批后，主体工程才可获得建设的权利。煤制天然气项目作为工厂化工的一部分，理应遵守这一制度。

一、煤制天然气项目的总工艺路线

煤制天然气工艺流程图

煤制天然气流程：将开采出的原料煤连同空气过滤后的氧气加入到煤气化炉中，接着从气化炉中出来的合成气有两种处理方法：第一种是采用直接法，即将合成气脱硫化处理后再甲烷化，最后进行脱碳处理，得到天然气；第二种称为间接法，是将合成气直接净化后，通过调整H2和CO的比例等一系列的处理使之甲烷化，最后同第一种后续步骤制得天然气。

煤制天然气项目属于现代的煤化工行业，是把开采出来的煤，经过气化工艺等一系列的工艺后合成天然气的项目，此项目的开展降低了对环境的污染。在众多的工艺中，煤气化工艺起决定性作用。一般来说，煤气化技术分三种，分别是Shell气化技术、GSP气化技术和Lurgi碎煤加压气化技术。Lurgi碎煤加压气化技术相比于其他两种技术来说，所需的气化温度相对较低，因此对相应设备的要求相对偏低，因而可以减少设备的投资成本，但是Lurgi技术需要补充的能量则相对较高。此外由于Lurgi碎煤加压气化技术产生的副产品是焦油、粗轻油等副产品价值较高的物质，而前两种的副产品以硫磺为主，故Lurgi碎煤加压气化技术可以产生更高的经济价值。然而由于Lurgi碎煤加压气化技术产生的废水量相对较多且废水中有大量的重污染物质，不能仅靠生化处理达标，所以在环保方面其明显差于Shell气化技术与GSP气化技术。接着是三者的工程造价比较如下图，

不同气化技术煤制天然气工程造价

从上图中不难看出，Shell气化技术所用投资金额最高，其次是GSP气化技术，Lurgi碎煤加压气化技术所需的工程造价最高。故三种气化技术各有优缺点，在选择时一定要具体问题具体分析，选取最有利的方案。

二、基于环保在建设煤制天然气项目时所做的几项准备

为把我国建设成为环境友好型和资源节约型社会，基于环境保护三同时原则，在建设煤制天然气项目时同时建设好基础环保安全措施。

（一）雨水系统及事故水系统。雨水系统是用来收集没有被污染的雨水的，而事故水系统则以收集初期被污染的雨水、消防排水和地面冲刷水为主。为实现清理污水分流的目的，往往生产设备的周围都设有排水的通道，并在排水口处利用电动阀门实现不同种类水的排放。特别针对事故时所排水，工厂常设有三级防控设施：一级防控设施在容易发生事故的地方如罐装区设立防火堤等设施；二级防控设施是在厂区设立废水收集池；三级防控设施是设置蒸发塘，也称缓存池，一般由挡水堤分为两部分，以便事故发生时或检修时灵活调配。

（二）环境污染应急管理指挥系统。煤制天然气行业作为高能耗，高污染，高耗水的煤化工产业，其发展除了会污染宝贵的水资源外，处理不当也对空气、土壤等自然资源造成危害，危及生态，因此建立环境污染应急管理指挥系统不可或缺。建立环境污染应急管理指挥系统首先需要设立应急管理指挥组织，组织内部各司其职、分工明确且联系紧密，遇突发状况时，能第一时间作出决策。其次是信息的及时掌控与报告。安装监控预警系统，以便于第一时间获知情况，同时此系统兼具信息储存功能；紧急状况发生后，应急小组立刻将情况反映给上级有关部门，上级直接给出应急措施并予以实施，然后对环境经一系列检测后将结果交予环境监测部门以寻求解决方案；最后根据其解决方案对环境进行应急救援，确认危机解除，受污染环境基本恢复后，应急指挥中心终止命令，环保局率有关专家组实地考察，并进行事后安全评估工作，总结教训，用于完善应急措施。

三、煤制天然气应用前景

目前来看，我国天然气大部分用在工业、燃气与发电方面。未来我国经济的不断发展，对天然气的需求将继续呈增长势头，特别是我国正实行农村城镇化这一建设，城镇化使小城市不断增加，城市的增加和日常生活水平的不断提高，使之造成的污染问题越来越受重视，尤其是煤的使用和汽车燃料对大气的污染问题。面对环境的不断恶化，使用清洁能源的呼声水涨船高。而天然气，作为清洁能源的代表，则成为需求量最高的产品，因此煤制天然气具有十分广阔的市场前景。然我国目前天然气市场资源紧缺，国外市场价格又昂贵，故要解决这一供应难题，必须要重视发展煤制天然气项目。煤制天然气项目的发展既可以供应国内市场，又可以减少对国外市场的依赖性，并且对于增强我国的自主独立性、实现国家稳定具有战略性的意义。

结语

煤制天然气作为新兴产业，其发展势头强劲，其对环境保护的多方面设想以及对化石资源的替代满足了众多的要求。煤制天然气，相比于传统的化石能源来说，对环境的污染很小。天然气作为汽油等的替代能源越来越受大众青睐，故天然气的市场销路畅通。随着时代的进步与化石能源的逐渐减少，天然气未来必将成为合适的替代能源以供日常生活所需。因此作为一人口大国，中国更应该发展污染小的煤制天然气项目，并做好相应的环境管理工作，为环境保护贡献出一份力量。

参考文献．

[1]钱卫，黄于益．煤制天然气(SNG)技术现状[J1]．转化利用2011,17(1)：26-32

[2]蔺华林，李克健，赵利军,煤制合成天然气现状及其发展[J1]化工时刊．2010,35(9):25―35．

天然气工程造价范文

改革开放以来，北京市城市规模不断扩大，城市建设及经济建设迅速发展，人民生活水平大幅度提高。但是由于环境治理跟不上发展速度，造成能源、交通供需矛盾日趋尖锐，城市环境恶化。

要改善北京市的大气环境，根本措施是要改变燃料结构，积极发展气体燃料。天然气是优质高效能源，污染物排放少，由于用管道输送减少了城市运送燃料、灰渣的车辆，同时也减少了因车辆过多增加的氮氧化物排放量、噪音等污染。

2000年3月，北京市计划委员会批复了北京市燃气集团有限责任公司呈报的《北京市引进陕甘宁天然气市内扩建工程项目建议书》，对2002年以前北京市天然气扩建工程内容作了明确规定。在北京市燃气集团有限责任公司的组织领导下，由北京市煤气热力工程设计院和北京市城市规划设计研究院负责，北京市环境保护科学研究院等单位参加，着手编制了《2002年及“十五”期间北京市天然气发展规划》。对用气负荷、输配气管网、接收站、调压站等工程内容及建设必要性，工程投资及财务分析，相应的环境效益和社会效益等做了重点论述及分析。

1天然气供应现状

北京市燃气事业经过近40年的发展，北京市已经形成完整的“三气”(人工煤气、天然气、液化石油气)输配、供应管理系统。截止1999年底，使用“三气”的居民用户为265万户，城、近郊区居民气化普及率94％以上。两类管道气(人工煤气、天然气)的管网总长度为4413公里。

1.1天然气气源

北京市的天然气目前由华北油田和陕甘宁长庆气田两家供应。

从1987年底开始，华北油田天然气经东线和南线两条输气管线分别输送到北京市的东郊门站和潘家庙门站。目前华北油田平均日供气能力41万立方米。最大日供气80万立方米。1997年9月陕甘宁长庆气田开始向北京市供应天然气，成为北京市第二个天然气气源。

截止到1999年底，天然气购入量75833万立方米。销售量64833万立方米。

1.2天然气输配设施

到1999年底，市内天然气管道总长3277公里，其中超高压和高压管道211公里，中压管道752公里，低压管道2314公里。管网压力级制为四级，超高压(1.6—2.5MPa)，高压(1.0MPa)，中压(0.2—0.4MPa，目前为0.1MPa)，低压(5000Pa，目前为3000Pa)。超高压管道管径为DN700，高压和中压管道管径为DN200—500。

现有天然气调压站319座，其中高中压21座，中低压298座。储罐站两座，总储气能力20万立方米。其中东郊罐站有罐容5000立方米球罐4个，储气能力10万立方米。北郊储罐站有罐容1万立方米球罐2个，储气能力10万立方米。

1.3天然气用户

到1999年底，使用天然气的居民用户1042786户;年末居民家庭使用天然气量为17850万立方米，占天然气年销售量27.5％。

1999年天然气各类用户用气比例为：工业用户5.8％，民用户94.2％，其中居民生活27.5％，公共建筑23.6％，采暖及制冷43.1％。

2天然气发展过程中存在的问题

2.1管网供气可靠性亟待提高

(1)冬夏季负荷差增大，现有输配系统难以承受。根据发展计划，预计北京市的采暖用气量将占年用气量的50％以上，这将大大增加冬夏季负荷差。1999年天然气年供应量为7.6亿立方米时，采暖用气量占年用气量的43.1％，最高日用气量613万立方米，采暖用气量占日用气量30％以上。由于采暖季用气负荷的加大，给输配管网造成了极大的压力，管网输配能力不足的矛盾突出。长输管线需要建设中间加压站，建设调节季峰的地下储气库，市内管网和各级调压站则急需扩建或升压改造。

(2)长输管线单线供气，安全供气保障程度低。北京市的供气主要由陕京天然气管线单线供应，一旦该管线出现事故。华北油田最高只能供应北京天然气100万立方米／日，远远不能满足北京市的用气需求。为了保证安全供气，一方面要建设第二条陕京天然气管线，另一方面则要考虑建设应急气源。

2.2急需制定发展用户的相关政策

按目前的陕甘宁天然气供应北京市规划，到2000年年供气10亿立方米，2002年年供气18亿立方米。如何销售这么多气量，除了大量建设、改造城市输配设施外，最重要的就是大力发展用户。特别是必须发展大型公福用户、常年负荷的工业用户。但在目前的用户发展过程中，燃气价格和投资问题已成为重要的制约因素。

目前的价格及收费政策是居民用气价格最低(1.4元／立方米)，工业，公福用气价格高(1.8—3.0元／立方米)，而且还要根据用气量收取气源费(1200元／立方米)。目前的收费和价格政策不仅加大了用户工程投资和运行费用，使用户难以承担，而且无形中限制了大用户的发展。这种政策也是造成民用、工业用气比例失调、工业用气量减少的原因之一。长此下去不仅会造成输配、调度的困难，降低输配系统利用率，给安全运行带来影响，而且为了调节城市用气不均衡还需扩大储气设施，加大了供气的投资和运行成本。

2.3投资和产权问题

目前燃气的管线投资大体上有三种：政府拨款、公司自筹及用户集资。由于在燃气管线投资上，长期存在责任不明，产权不分的弊病，致使投资者不清楚偌大的投资所带来的具体的经济效益。因此，除市政府必须拨款外，企业和用户对管线投资缺乏积极性。

3天然气用气量预测及用气量分配

3.1供气原则

(1)居民炊事燃气化。有条件的居民用户全部使用管道气，管道暂时达不到的居民用户使用液化石油气。

(2)大型公共建筑、涉外饭店和小区配套公共服务设施(包括茶炉、大灶)全部使用管道气。管道暂时达不到的用户(包括临时建筑、餐饮摊点等)使用液化石油气。

(3)根据工业生产的要求和城市供气调峰的需要，供应部分工业生产用气。特别对全年用气负荷稳定的大型工业用户，给予价格优惠，尽量创造条件，鼓励使用城市燃气。

(4)市区内推广使用燃气采暖。范围包括各类新建建筑、划定的无燃煤区内(包括第一批40片无燃煤区、第二批无燃煤区)的燃煤锅炉改用燃气，以及部分大型燃煤供热厂和集中锅炉房改用燃气。

(5)为提高燃气使用效率、平衡季节差，适当发展一些天然气热电厂。

(6)发展天然气汽车，加速推广天然气汽车的改装和生产，提高天然气汽车的技术和管理水平。

3.2天然气购入量

2000年10亿立方米／年

2001年14亿立方米／年

2002年18亿立方米／年

2005年33—40亿立方米／年(若申奥成功，2005年预计50亿立方米／年)

3.3供气范围

按照《北京市区燃气供应规划》的要求，市区内新增天然气供气范围应沿前三门大街向南扩展，根据实际负荷情况和管网结构情况测算，到2002年市区内供气范围至少要扩展到南三环路附近。具体范围为：市中心区(西起石景山区、东到东三环，南起南苑、北至清河)和清河、北苑、酒仙桥、东坝、定福庄、南苑、丰台、西苑等边缘集团以及亦庄开发区、回龙观开发区、海淀山后等地区。同时还将向通州、黄村、良乡、顺义、沙河等卫星城供气。

3.4天然气发展规划设想

根据有关部门编制的《北京市近期和中长期能源结构调整规划》，预计2010年全市天然气总消费量60亿立方米／年(不包括燕化用气量)。终端天然气消费量不含发电、供热厂、车用等，约为27亿立方米。其它天然气用量属于加工转换投入量，车用气属于替代油品用量。

为实现《北京市近期和中长期能源结构调整规划》提出的目标，满足北京市建设的发展及控制大气污染、改善首都环境的迫切需要，在2000—2010年期间，北京将进一步加大引进天然气的力度。引进的天然气除满足发展居民生活、工业、公福用气外。将主要用于改变以燃煤为主的燃料消费结构。替代采暖用煤，加快实施无燃煤区，并发展一定量天然气汽车，发展热电联产，从而控制大气污染，改善首都的大气质量。

4市区输配管网

4.12002年市区输配管网

按照预测的负荷构成计算，到2002年最高日供气量将达到1578万立方米／日，全网最大小时流量95万立方米／时。届时，天然气将从三个方向进入北京市区输配管网。陕甘宁天然气进京长输管线进行首站及中间站加压后，使衙门口门站日供气能力达到800万立方米；新建地下储气库(市区东南大张蛇气库)供气能力达到700万立方米华北油田(潘家庙门站)日供气能力为80万立方米。

市区需要配套建设的输配管网设施主要包括：新建次渠天然气接收站、衙门口接收站改造、新建j座超高压调压站、2座高中压调压站、新建超高压、高压管道50.5公里、中压干管128.8公里、监控系统及生产配套设施等。

4.22005年市区输配管网

按照2005年供气40亿立方米／年的设想。城市环网的进气点将由目前的三个(衙门口、潘家庙、东郊)扩大为六个(衙门口、潘家庙、东郊、次渠、清河、通县)。根据《“九五”期间北京市区燃气供应调整规划及2010年远景规划》，当天然气供应量达到30亿立方米／年以上时，需要建成超高压管网(沿公路一环)，与超高压环网相配套的超高压站至少需要增设：潘家庙、南苑、亦庄等10个站。改造现存人工煤气高压环网(三环路)为天然气高压网(1.0MPa)，使市区的四级管网输配系统更加完善。

管网运行压力为超高压管网1.6—2.5MPa，高压管网1.0MPa，中压管网0.2—0.4MPa。

5储气与调峰

5.1季调峰

经储气方式比较，推荐气源调节+地下储气库调峰为近期北京市的季节调峰方案。

目前，中国石油天然气集团公司正在天津大港大张蛇建设地下储气库，这是国内第一座用于城市调峰的大型地下储气库。大张坨地下储气库建成后可保证日均调峰气量500万立方米，根据推荐的调峰方案计算结果，能满足北京市2000年、2001年季节调峰的需求，但是，到2002年季节调峰量不足，还应尽快研究扩大其调峰能力。

2005年用气量为40亿立方米时，所需季节调峰量约为12.64乙立方米。

建地下储气库的方案是目前最可行的方案，但是考虑到北京作为首都的特殊地位，并且北京周边地区的地质状况建设地下储气库的难度和风险都比较大，因此也不能排除其他调峰手段，如建调峰气源(液化天然气、轻油裂解等等)、燃气热电厂采用双燃料系统(即冬季烧油、春夏秋季烧天然气)等措施解决季节调峰问题。

5.2日调峰

如果季节调峰按“气源十地下储气库”方案实施，按采暖用气量中40％为集中供热，60％为分散供热(对于分散供热方式，按不利的极端情况考虑)，根据高月高日小时用气量不均匀系数，计算2000—2002年日调峰量分别为92.8万立方米、115.26万立方米、165.06万立方米。根据目前情况，2000年市内日调峰设施总储气容积可达到140万立方米(长输管线70万立方米。东郊10万立方米。北郊20万立方米，小屯20万立方米，南湖渠20万立方米)。另外，市内高压输气管网可承担一部分日调峰量，可以满足2000年和2001年调节日用气不均匀性的需要。2002年若以分散供热为主，即占60％，则现有日调峰设施不能够满足要求，需增建新的日调峰储气设施。

根据各类用户高月高日小时用气变化情况。2005年所需日调峰量为348万立方米。

采取建高压球罐、调峰气源厂、发展缓冲用户等措施满足日调峰需求。

6天然气输配调度网自动化系统

北京市引进陕甘宁天然气市内工程中的天然气输配管网远程管理系统(简称SCADA系统)，目前正在实施过程中。该系统完成后，将实现遥测、遥控、遥调、远程报警、远程流量计量等功能，同时，还具有与北京天然气集输公司(陕甘宁)中心调度室、天然气集输公司(华北油田)中心调度室、地下储气库和上级机关的通讯能力。

7结论和规划实施措施

7.1结论

实现2002年规划，输配系统建设工程包括：新建次渠天然气接收站、衙门口接收站改造、新建3座超高压调压站、2座高中压调压站、新建超高压、高压管道50.5公里、中压干管128.8公里、监控系统及生产配套设施。

实现2005年规划，输配系统建设工程包括：新建天然气接收站三座，建设市区东部及南部超高压管道，超高压调压站10座，将原人工煤气三环高压线改造为天然气高压管网，改造其上的人工煤气调压站为天然气高中压调压站。为发展负荷的需要，还要配套建设一批高中压调压站和相应的高中压管线，监控系统及生产配套设施。

工程完工后，公路一环超高压管网成环，输气能力大大增强，也为今后北京市接收新气源供气创造了条件。华北油田和陕甘宁气田天然气由六个方向向北京市进气，使气量分配均衡，有利于输配管网的调度运行。

7.2规划实施措施及建议

(1)尽快落实向北京供气的新气源。确保2005年购入量达到40亿立方米／年根据目前的工作进展，增加向北京的天然气供应量，可有多种选择方案，如修建陕甘宁—北京的第二条管线，引进俄罗斯天然气、引进液化天然气等。

(2)加大环保力度，制定限制燃煤、鼓励用气的优惠政策继续落实“在市区内新建、扩建、改建的工程项目，一律不准烧煤，必须使用天然气、人工煤气、液化石油气等清洁燃料”的措施，并制定相应的配套措施。例如，征收燃煤排污治理费。做为发展燃气的专项资金，减免四源费等。

(3)解决建设资金问题要完成“十五”期间燃气基础设施建设需要巨的建设资金，据初步估算城市内，(包括到用户)的资，每利用一立方米天然气需4—8元。政府、企业用户应统筹解决

(4)合理确定气价，推进城市燃气价格的改革根据用户用气规模、性质、城市调峰需要，制定不同气价，并协调相关能源(煤、电、油)价格。同时，加强企业管理、降低输配成本和争取优惠政策，尽可能加大国家投资比重，对天然气的建设和经营是十分重要的。

(5)加快建设地下储气库，解决季节调峰问题在北京市区继续寻找储气构造，对目前将要投产的天津大港大张蛇地下储气库，应尽快提高技术管理水平，保证2000年采暖期日供气500万立方米，并争取近期内达到储气6亿立方米的能力，以保证北京市调峰和安全供气的需要。

(6)确保市区输配系统重点工程建设和管网改造2000—2005年完成输配系统的重点工程的建设：①市区(公路一环)2.5MPa超高压管网；②改造三环人工煤气管网和相应的高中压调压站；③市区老管网升压改造；④二环路以内中压管网的建设。

(7)研究居民燃气采暖方式问题建议尽快发展一些不同采暖方式的示范区，编制相应的设计、施工、验收、管理技术规定。为今后发展经济、实用的居民燃气采暖打下基础。

(8)开展燃气热电厂(试点)的建设在市区适当发展用燃气发电、供热制冷的联合供能方式，对节约能源、调节燃气的峰谷差都是十分有利的。建议开展试点工程建设，尽快取得经验。