2004年~2030年是我国天然气管道的快速发展期。业内最新统计数据显示，截至2012年底，我国天然气管道长度约为6.23万公里，长输管道接近4.7万公里。十二五期间，国家重点建设西气东输二线东段、东北管网、中缅线以及西气东输三线、陕四线等管线。而且，随着西部煤制气、进口气、沿海LNG(液化天然气)项目的进一步实施，西气东输四线(五线)、沿海LNG上岸管线相继实施，环渤海、珠三角、长三角、东北地区以及中西部地区的部分省份将形成区域性管网(具体见表1)。
业内人士认为，我国天然气管网的建设需求仍然十分强劲，但是国内的相关建设能力还满足不了这种需求。此外，在近年来天然气管线建设方面也出现了一系列瓶颈问题亟须解决。
天然气管道建设需求将持续旺盛
2014年1月8日，国土资源部相关负责人表示，2013年全年我国天然气产量为1209亿立方米，其中常规天然气产量为1177亿立方米，净增105亿立方米，同比增长9.8%，为连续3年保持在1000亿立方米以上;煤层气和页岩气分别超过30亿立方米和2亿立方米。随着我国新型城镇化有序推进，对天然气的需求量也将日益增加(2020年我国天然气供应情况见表2)。业内人士分析称，未来我国天然气管线的需求将主要来自以下几个方面。
城镇燃气输配管网发展空间广阔。近年来，我国天然气气化人口或已经达到2亿人，输配管道长度为25.6万公里。预计2015年城镇燃气输配管网将达到43万公里~45万公里;2020年将达到60万公里左右。目前，美国输配管道已达到160万公里。可见我国输配管道仍有巨大的提升空间。作为天然气产业链的储运环节，我国的储运能力远远不能满足天然气市场的需求，因此无论是管网还是城镇燃气输配基础设施的建设均将成为未来基础设施建设中的重点。
页岩气建设规模将继续提升。国家发展改革委发布的《页岩气发展规划(2011年~2015年)》指出，到2015年，基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价，初步实现规模化生产;力争2020年产量可达到600亿立方米~1000亿立方米。预计2015年及以后，天然气管网将可以覆盖所有开发的页岩气区块，页岩气管道与天然气一样，可采取多种形式建设，比如自建、合建、代输、统销。
煤层气管道建设待加强。煤层气以气体产品为主，液体产品为辅，以管道输送为主，就近利用余气外输。作为区域性管网的组成部分，煤层气管道连接煤层气气田与中心城市以及管道，因此是国家鼓励的管道项目建设。国家能源局发布的《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用十二五规划》称，到2015年要新增探明地质储量1万亿立方米，产量达到300亿立方米，建成沁水、鄂尔多斯东缘两大基地。以沁水盆地为例，国家计划在十二五期间鄂尔多斯盆地东缘和豫北要建设13条煤层气管道，输气管道总长是2054公里，设计年输气能力为120亿立方米。目前，该项目建设一部分进入西气东输管道，一部分建设进入河南的管线，一部分考虑建设进入山西的管网，一部分建设LNG项目，一部分就近利用。但是目前，我国除了集输管线和就近供应小管线外，投产及在建的煤层气管道仅有5条。分别为：端氏-晋城-博爱煤层气管道、韩城-澄城煤层气输气管道、太原-和顺-长治煤层气(天然气)输气管道工程、山西吕梁煤层气(天然气)管道项目、山西港华煤层气90万立方米液化工程。
煤制气管道建设以新疆、内蒙古为中心。《煤炭深加工示范项目规划》在全国确定了包括鄂尔多斯300万吨煤制二甲醚项目在内的15个示范项目，并且明确了坚持升级示范与传统煤化工结构调整相结合;坚持发展与总量控制、节能减排相结合;坚持提高能效与提高产品质量相结合;坚持单项技术发展与系统优化集成相结合四项基本原则。我国旨在打造两大煤制天然气生产基地，一个是新疆，一个是内蒙古。目前，国家已经核准了大唐克什克腾旗、大唐阜新、汇能伊金霍洛旗、新疆庆华等4项工程，规模为151亿立方米/年。大唐煤制气进京管道和伊犁煤制气管道相继建成，未来新疆煤制气项目的建成将推动西气东输四线等管道的建设。按照新疆十二五规划，到2015年，将建成煤制气项目12个，产能700亿立方米;到2020年煤制气项目将达到20个，产能接近1200亿立方米。预计这将需要新建三条输气管道，才能满足需求。
进口天然气管道建设提速。随着中亚气、缅甸气等天然气进口项目的实施，我国进口管道天然气大幅度增加，预计2015年进口管道气将达到500亿立方米~600亿立方米。基于此，2015年前我国须建成西气东输二线、西气东输三线、中缅天然气管道。而且，近期中俄天然气谈判也迎来了新转机，中石油与俄罗斯天然气工业股份公司在近几个月加快了谈判进程。未来，若双方达成协议，那么我国须再建西气东输管线或东北天然气南下的管道。
天然气管网发展面临的问题
近期，政府加大环保力度。相关环保政策要求加快发展天然气产业，提高天然气在我国一次能源消费结构中的比例，显著减少温室气体和细颗粒物(PM2.5)等污染物的排放。目前，天然气在我国能源消费中的比重仅为5.3%，按照《能源发展十二五规划》，预计到2015年，天然气也仅占到一次能源消费量的7.3%，远低于全球24%的平均水平(2020年~2050年我国能源消耗和一次能源构成估计见表3)。
然而，我国天然气产业的发展和管网建设面临着不少瓶颈，制约着天然气占一次能源消费比重的提升。
资源和市场东西相隔致输气成本较高。我国天然气消费市场主要分布在东部，而资源主要集中在西部，必须通过长输管道将资源与市场联接起来。因此，出现长输管道调运能力不足。西气东输一线、陕京线系统等基干管道调运能力已经于近年达产，而在建管道投产需要一定时间，干线调运能力不能满足市场增长的需要。例如，在2011年相关干线建成投产后，西气东输二线到2012年才向珠三角地区供气。另外，长输管道输气成本相对较高。相关资料显示，西气东输一线的管输费为0.84元/立方米，西气东输二线的管输费已超过1元/立方米以上。
管道建设与油田开发不协调。油气田产能建设是连续性的，而管道建设往往待预测可供应量达到一定规模时才考虑建设，并且往往需要2年~3年才能建成投产。因此，油气田的建设和输送管道的建设，二者存在阶段性的矛盾。长输管线建成之前，油气田方面只能依靠周边销售，不能供应到东部市场的消费中心，这会抑制产能的发挥。长输管道建成后，往往出现市场的快速增长和管输量短期达产，但油田的建设又跟不上管道建设的步伐。
地下储气库有效工作储量不足。就我国目前的情况来看，发展天然气最大的瓶颈是影响到安全生产运行的地下储气库调峰设施。从资料数据来看，按照天然气消费量8%~12%来考虑调峰需求，近年我国调峰能力最低应为100亿立方米，而目前我国地下储气库有效的工作储量只有21亿立方米，仅占天然气消费量的2%，调峰设施能力严重不足。而美国天然气消费量目前是6800亿立方米，地下储气库有效工作气量达到1920亿立方米，占比高达28%。十二五期间，在地下储气库建设方面，濮阳油田、华北油田、辽河油田和川渝气区、新疆油田将形成建设的重点，预计2015年可形成100亿立方米的有效工作储量，2020年可形成300亿立方米。随着我国天然气的全面发展，对地下储气库等调峰设施的需求将更为迫切。
LNG接收站输送能力须提升。目前，国家已批准或在建的LNG接收站有14座，其中中海油8座、中石油4座、中石化2座。2015年，预计LNG接收站的能力将接近4000万吨/年，而进口LNG量将接近3000万吨。预计2020年接收站将增至20座，以平均接收能力350万吨/年来计算，2020年接收能力或将超过7000万吨，折合天然气为950亿立方米。LNG的外输管线建设将推动沿海天然气管网逐步形成。近来来，我国投产的LNG接收站有深圳大鹏、福建莆田、上海、江苏、大连，基本分布于东部沿海地区，接收站设计总能力为1600万吨/年，仍不能满足市场需求。
支线建设须要加快加强。在国家的支持和相关企业的努力下，我国基干管道建设步伐较快，基干管网不断完善。然而，连接长输管道与用户的支线(最后一公里管线)建设相对较慢，不能即时满足用气需求。而且，干线管网与区域管网在时间、能力上的协调与匹配也是影响销量的因素。
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