天然氣價格預測

A. 天然氣目前的供需趨勢如何

為了預測天然氣的供需情況，分析家首先要了解過去，才能確定天然氣的生產、消費以及未來的開發遠景。

消費

1996年，天然氣的消費佔到了美國總的能源需求的24%，其總消費量達到了21.9×1012ft3（623×109m3）（表10.1）。這幾乎與1972年的消費量相當，當時的天然氣消費量創下了歷史最高紀錄。

居民用氣的高峰出現在20世紀70年代，然後，由於建築物布局的改變、設施效率的提高以及用戶在70年代後期到80年代初期對天然氣價格的反映等因素，此後的用氣量較為平穩。從那以後，在獨門獨戶中的天然氣加熱系統又被重新起用，導致民用天然氣需求量的增加。在民用領域中，近70%的天然氣被用於產生熱量。同樣，在商用領域，約55%的天然氣用於產生熱量。

表10.2當前的天然氣供應

資料來源：GRI 1998年的原始數據（由於四捨五入，故上述數據不能相加合計）。

目前的資源量

美國的天然氣預測儲量為 167 × 1012ft3（4.7×1012m3），佔世界總儲量的3.3%。天然氣資源量的評價需要計算每個天然氣藏中的資源量。為了確定「探明儲量」，天然氣必須可以用目前的技術手段經濟合理地開采出來。

在整個20世紀60年代，天然氣的探明儲量穩步增加，並在70年代緩慢地下降。當時由生產商進行的勘探開發活動都被削減了。這種情況直到井口天然氣價格被解禁時才發生了改變，從那以後，探明儲量就穩定了。 目前，美國的天然氣年產量超過了年探明儲量，換言之，每年所使用的天然氣多於所找到的天然氣。然而，探明儲量將可提供在當前的開采水平上8年的天然氣產量。1996年天然氣的發現總量超過了12×1012ft3（340×109m3），這超過了1996年以前發現總量的12%。

靠近美國海岸線的海域據信含有大量的可採石油與天然氣，探明的儲量到1995年達到了約34.8 × 1012ft3（986×109m3 ），達到了美國總儲量的20%以上。1996年，1/3的天然氣發現是在得克薩斯和墨西哥灣海域，深水區域的海上鑽井技術已得到了迅速的發展。人們認識到，大量的成功得益於將天然氣集中輸往陸上處理工廠和輸送管道的發達，海上的生產將依然是非常昂貴的。

在阿拉斯加，直到20世紀60年代後期才有了石油與天然氣的重大發現，在Prudhoe灣發現了一個大型油田。該油田的天然氣探明儲量在1995年估算為9.5×1012ft3（270×109m3）。然而，當地所產出的絕大部分天然氣又被回注入地下，用於保持油田內油井的壓力。天然氣公司正在探討鋪設一條管道將采出的天然氣向南輸送的可能性。

B. 天然氣氣價預計在什麼時候調整

近日，有關於氣價消息在網上一度引起了市民的熱議，不少地區的市民紛紛前往氣站搶購。但是現在有消息傳出氣價不會在六月份作出調賬，而氣價預計8月底調整，讓市民有充足時間購氣。

通知一出，綿陽市民「聞風而動」，紛紛搶購天然氣。今天(5.31)上午，記者走訪了城區多家燃氣公司營業廳，看到不少市民打著遮陽傘排著長隊等待購氣。在四川天新燃氣園藝東街營業廳，長長的隊伍排到了馬路上。

「我排了一個多小時了，裡面只有兩個營業員在收錢來不贏。沒辦法，聽說天然氣馬上要漲價了，我把今年的氣都買完。」李阿姨說。

在長虹大道綿陽燃氣集團綜合營業大廳，這里也排了100多人的隊伍。但是記者從工作人員口中得知，目前一階氣價仍然是1.98每方。「我們還沒有接到任何漲價的文件和通知，或者綿陽發改委出台相關文件。居民們以為燃氣會漲價就來排隊了，很多都是把今年的氣買完，1.98元每方可以買400多方。」某工作人員透露。

C. 我想知道一個城鎮的天然氣用氣量怎麼預測 《城鎮燃氣設計規范》沒看懂

一般用用氣指標法計算，根據各用戶的數量和相對應的用氣指標（耗熱定額）結合用氣不均勻系數來計算年、高日、高時用氣量。

D. 天然氣價格回落那些人虧大了

從去年12月起，LNG（液化天然氣）市場報價從6558.33元/噸一路上漲，到去年12月25日，直接刷新紀錄高點8477.78元/噸，其間漲幅接近30%，但此後一周，這個報價出現高位跳水，至1月4日市場報價回落至5500元/噸，跌幅超過33%。

「如此快的跌幅，一下子套牢了不少投機資金。」一名天然氣下游企業人士稱。

在業內人士看來，隨著國家相關部門針對今年天然氣供應短缺現象進行了周密部署，加之各大石油公司加強管網互聯互通與積極擴大LNG倉儲運輸產能，即便今年再度出現天然氣供應短缺，相關部門也有能力有效化解風險。

國家能源局原副局長張玉清在近期舉行的論壇上指出，未來一段時間全球LNG供過於求將加劇，因此國內天然氣供應完全有保障。

投機資本「各顯神通」

21世紀經濟報道記者多方了解到，從去年10月起，國內LNG市場開始風雲突變，大量投機資本紛紛湧入各顯神通。

究其原因，去年9月住建部等四部門印發了《關於推進北方採暖地區城鎮清潔供暖的指導意見》，重點推進京津冀及周邊地區「2+26」城市「煤改氣」「煤改電」及可再生能源供暖工作，全面取消散煤取暖。

「投機資本因此嗅到了賺錢的機會。」上述天然氣下游企業負責人分析說，一方面是冬季採暖季來臨導致天然氣需求驟增，另一方面北方不少地區液化天然氣企業開工率在20%-40%之間，供應有所不足。有機構甚至預測，2017年冬天供暖季的天然氣供應總缺口高達105億立方米，即每日國內天然氣供應缺口約在8000萬立方米。

這迅速點燃了投機資本的炒作熱情。

他回憶說，最初不少天然氣下游企業四處托關系，在南方地區向中石油、中海油等天然氣供應商采購LNG，然後運到北方地區待價而沽。當時北方地區天然氣供應短缺，令LNG一天一個價。

百川資訊數據顯示，從去年9月起，北方地區LNG累計漲幅超過100%，甚至去年11月底華北地區數家大型LNG企業一天內將LNG報價上調逾20%的現象。

「據我所知，當時不少游資還在四處尋找天然氣下游企業，向後者提供資金代為囤積LNG待漲而沽，有時只需囤積天然氣4-5天，就能收獲逾30%的價差收益。」一家國內民間LNG貿易商羅剛（化名）介紹。更有甚者，不少投資機構乾脆跑到新加坡直接斥巨資買漲天然氣期貨。

究其原因，受到國內天然氣供應短缺影響，去年12月下旬新加坡地區天然氣現貨報價一度創下2015年以來最高值10.26美元/百萬英熱單位（mmBtu），較6個月前翻了一倍，與此對應的是，LNG期貨價格則徘徊在約8美元/百萬英熱單位，存在至少2美元的價差套利空間。

與此同時，一些投機資本則在境外航運定價交易市場投機買漲LNG船運費，押注中國天然氣進口大增將令相關航運費用飆漲。

據船舶經紀商Clarkson和Fearnley數據顯示，去年12月裝載量16萬立方米的LNG船運費一度沖上80000美元，較8個月前漲幅超過150%。

這導致國內LNG價格持續上漲，去年12月25日，國內LNG報價觸及歷史高點8477.78元/噸。北方地區部分企業甚至開出9500元/噸的報價，甚至山東與江蘇地區部分LNG企業出廠價格直接沖上萬元大關。

被迫止損離場

在羅剛看來，觸發過去一周LNG價格大幅回落的最大驅動力，一是監管大棒「降臨」，二是投機資本低估了相關部門協調各方資源提升天然氣供應的能力。

去年12月18日國家發改委發言人孟瑋又指出，要立即開展天然氣市場價格專項監督檢查，重點檢查捏造、散布漲價信息等擾亂市場秩序行為，堅決查處惡意囤積、哄抬價格，以及經營者達成壟斷協議、濫用市場支配地位等違法行為。

兩天後，發改委價格監督檢查與反壟斷局就開始對中石油天然氣銷售大慶分公司等17家企業涉嫌違反反壟斷法問題開展調查。

「這對投機資本起到相當大的威懾力。」上述天然氣下游企業負責人回憶說。從去年12月下旬起，部分嗅覺靈敏的游資開始要求LNG企業迅速拋售囤積的LNG庫存，盡快回籠資金退出市場。不過，部分投機機構則選擇留守。

「沒想到的是，過去一周國內LNG供需關系發生明顯變化。」羅剛指出，一方面發改委積極推進各大石油公司加強管網互聯互通，激發天然氣供應潛能，另一方面石油公司積極加大海外天然氣采購力度彌補國內天然氣缺口，甚至出現裝載LNG的運船從巴西轉道前往中國的狀況，由此有效緩解了國內天然氣供應缺口。

更重要的是，在相關部門指導下，大型石油公司提供的LNG報價低於市場價。即便市場報價超過8000元/噸，他們的報價依然在4500元/噸-5100元/噸之間。隨著低價天然氣供應持續增加，LNG市場報價不可避免地大幅回落。

記者多方了解到，在過去一周國內LNG價格大跌逾30%的壓力下，不少投資機構紛紛對境外LNG期貨進行止損。

一位曾參與買漲海外LNG期貨的投資機構負責人透露，由於國內資本的LNG期貨平均持倉成本約在7-8美元/百萬英熱單位（mmBtu），如今平倉離場將面臨逾15%的損失。

「更糟糕的是，不少委託天然氣下游企業在7000元/噸囤積LNG待漲的游資，損失幅度將超過20%。」他直言。如今他身邊不少投資機構也開始打起退堂鼓，避免LNG市場價格「牆倒眾人推」，遭遇更高幅度的損失。

E. 油氣產能開發項目收益預測

對油氣產能開發項目進行收益預測，就是估算油氣產出以後的銷售收入扣除成本和費用、繳納各種稅金後的實際收益。

(一)銷售收入、營業收入

產品銷售收入是項目銷售產品(提供勞務)所取得的收入。其年銷售收入為：

年銷售收入＝年油氣產量×油氣商品率×銷售價格

油氣商品率按照項目要求，參照本油氣田或相似油氣田的統計資料確定。

營業收入為管道輸油氣所取得的收入，其年營業收入為：

年營業收入＝年輸油氣量×輸油氣收費標准

我國石油天然氣的價格預測歷來是個難題，這主要取決於我國油氣流通體制。自新中國成立以來，我國油氣流通體制的變革大致經歷了三個重要階段。第一階段：20世紀50～70年代，這期間國家對原油及石油產品實行統購統銷和計劃供應的管理體制；第二階段：80年代，按照對外開放，對內搞活的方針，油氣流通體制開始由完全的計劃統配向以計劃分配為主、市場調節為輔的管理體制過渡，原油產量包幹部分實行平價銷售，增產和節約部分議價銷售；第三階段：90年代，根據建立社會主義市場經濟體制的需要，正式減少指令性計劃的油品種，大部分石油產品價格放開，除大慶、遼河、勝利三個油田外，其他油田的原油也放開經營，允許部分原油價格隨市場浮動；1994年5月起為穩定市場，加強宏觀調控，取消了價格雙軌機制，改為國家統一定價，確定合理的地方差價和批零差價，對原油和成品油價格實行國家管制，出口由原國家計劃委員會、原國家經濟貿易委員會和原中國石油天然氣法公司三個部門協調配額。以上可以看出，我國石油價格受政策變動影響大，因此，在技術經濟評價中應同時考慮市場變動和國家政策導向，如果缺乏足夠的政策依據，計算價格應以現行價格為准。

(二)銷售稅金及附加

銷售稅金及附加包括增值稅(或營業稅)、城市維護建設稅、教育費附加、資源稅。

1.增值稅

是以商品生產、流通和勞務服務各個環節的增值額為課稅對象的一種稅。所謂增值額是指企業或個人在生產經營過程中新創造的那部分價值。它的基本特點是：以應稅產品的銷售額為計稅依據，同時又准許從稅額中扣除已稅部分的稅額，以其餘額為應納稅額。其具體計算方法採取「價外稅、價內扣」的辦法處理。其計算公式如下：

應納稅額＝當期銷項稅額-當期進項稅額

(1)銷項稅

油氣工業技術經濟評價方法及應用（第3版）

據有關的規定，在現今階段，原油增值稅率為17%，天然氣增值稅率為13%。油田內部生產的自用產品、內部調撥材料和設備、提供的勞務以及產品銷售過程中所發生的費用，免交增值稅。

(2)進項稅

原油、天然氣是一種不可再生的資源，油氣田企業始終圍繞不斷尋找資源、開采資源，循環進行生產經營。在尋找資源、開發資源過程中消耗的外購材料、動力等所支付的進項稅，都應該予以扣除。特別是為緩解原油、天然氣產量遞減所進行的各種油田維護、井下作業等，是屬於措施性工作，其消耗的材料、動力等本身就構成採油采氣成本的一部分，其進項稅更應扣除。為簡化計算，現劃分為三個檔次對「進項稅」進行扣除：

第一類：材料費、燃料費、動力費按100%的比例從費用中扣除進項稅；

第二類：修理費、油田維護費、熱采費、輕烴回收費按50%的比例從費用中扣除進項稅；

第三類：井下作業費、注水注氣費、測井試井費、油氣處理費按30%的比例從費用中扣除進項稅。

2.營業稅

根據國家有關規定，管道運輸企業營業稅率為5%，即

應納營業稅額＝營業額×稅率

3.城市維護建設稅

由現行流轉稅額附加徵收改為以銷售收入為計稅依據；改變現行不太合理的稅率結構，城市維護建設稅稅率市區為0.6%，縣、鎮為0.4%，市區、縣、鎮以外為0.2%。此稅暫不實施，暫以增值稅、營業稅稅額為計稅依據，按原稅率計征。

4.教育費附加

據有關規定，教育費附加以增值稅、營業稅為計算基礎，稅率為3%，分別與增值稅等同時繳納。

5.資源稅

據國家有關規定，資源稅的應納稅額，按照應稅產品的課稅數量和規定的單位稅額計算。應納稅額計算公式為：

應納稅額＝課稅數量×單位稅額

課稅數量為實際產量和自用量。其中開采原油過程中用於加熱、修井的原油免稅，油氣在儲存集輸過程中的損耗免稅。

(三)利潤及其分配

利潤是銷售收入中除去成本和費用以及銷售稅金及附加之後所得的部分，是評價油氣田的主要指標之一。利潤除去上交企業所得稅後餘下的稅後利潤可以再分配。

1.企業所得稅

根據國家有關規定，國家對一切生產、經營所得和其他所得，一律按33%統一稅率徵收企業所得稅。其應交稅額為：

應納稅額＝應納稅所得額×稅率

應納稅所得額，應為生產經營收入減去成本和費用，彌補上年度虧損等之後的企業留利總額。

企業繳納所得稅後不再繳納能源交通建設基金、預算調節基金和調節稅。

優惠稅收政策及地方收取的稅費，按項目所在地區有關的規定執行。

2.稅後利潤

企業繳納所得稅後的利潤，除國家另有規定者外，按照下列順序分配：

(a)被沒收的財物損失，支付各項稅收的滯納金和罰款。

(b)彌補企業以前的年度虧損。

(c)提取法定盈餘公積金。法定盈餘公積金按照稅後利潤扣除前兩項後的10%提取，盈餘公積金已達注冊資金的50%時可不再提取。

(d)提取公益金。

(e)向投資者分配利潤。

股份有限公司提取公益金後，按照下列順序分配：

(a)支付優先股股利。

(b)提取任意盈餘公積金。

(c)支付普通股股利。

企業發生的年度虧損，可以用下一年度的利潤彌補；下一年度利潤不足彌補的，可以在5年內用所得稅前利潤延續彌補；延續5年未彌補完虧損時，用所得稅後的利潤彌補。

盈餘公積金中用於彌補虧損或者用於轉增資本金，但轉增資本金後，企業的法定盈餘公積金一般不低於注冊資金的25%。

公益金主要用於企業的職工集體福利設施支出；為簡化計算，公益金和盈餘公積金按稅後利潤的15%計算。

思考題

1.什麼是沉沒成本、遞延資產、固定成本、可變成本、固定資產折舊、增值稅、企業所得稅、利潤?

2.固定資產投資由幾部分構成?

3.投資預備費用包括哪些？如何估算?

4.等額償還本金和利息之還款方式與等額還本、利息照付之還款方式在年度還本、付息額上有何不同?

5.投資估算的方法有哪些?

6.油氣田開採的成本和費用指什麼？包括哪幾項具體的成本和費用?

7.成本和費用、經營成本和費用之間有何關系？總成本、固定成本、可變成本之間有何關系?

8.在油氣田內哪些固定資產要計提折舊？哪些固定資產不計提折舊?

9.固定資產折舊有幾種方法?

10.什麼是「價外稅、價內扣」的納稅方法？其計算公式是什麼?

11.什麼是稅前利潤和稅後利潤？利潤如何分配?

F. 液化天然氣的預測分析

全球液化天然氣供需預測分析 液化天然氣歷來是一種細分市場產品。它的消費量目前正以每年10%的速度增長。
由於歐洲和北美地區的天然氣儲量已接近或僅略高於生產峰值水平，加上天然氣資源匱乏的亞洲國家的需求迅速上升，液化天然氣的需求正經歷著爆炸式增長。預計到2010年至2011年，液化天然氣的行業規模將比2004年增長一倍。
面對繁榮的行業前景，全球范圍內都在加大液化天然氣的生產力度。過去幾年中，計劃沿美國海岸建設的再氣化終端(將液化天然氣轉回氣態)已超過50個。2002年底，全球有135艘液化天然氣運輸船舶，到2009年時將增加近2倍。
但如果與全球大型能源企業的高管交談，便會發現他們對液化天然氣市場未來最擔憂的問題――供應。在擬議的美國項目中，預計只有6到8個能在2016年之前建成。去年，許多船舶都難以找到貨源。PFC能源咨詢公司預計，2012年的全球供應將比預測低28%。
由於天然氣企業受到生產延期和成本上升的困擾，供應一直存在問題。項目開發通常無法預測，因其特殊性質，液化天然氣項目通常難以在基礎設施薄弱的地區開展。此外，高漲的鋼鐵和水泥等基礎建築物資價格，已經推升了開發成本。
這使得人們擔憂，液化天然氣可能失去其價格優勢。此外，還存在一種風險，即供應不足將促使政策制定者尋求氣變油或煤炭氣化等其他選擇。 但分析人士表示，液化天然氣短期內幾乎沒有替代品。目前有跡象顯示，供應狀況正在改善，而且變得更具靈活性。即使將生產延期因素考慮在內，預計全球液化天然氣的產能到2010年也將增長50%。目前運輸船舶的裝運量已有所提高，表明生產正在趕上基礎設施的建設步伐。
未來供應的關鍵在於，隨著卡達供應的天然氣越來越多，市場如何作出回應。僅卡達在2010年之前增加的液化天然氣產量，就將是目前美國使用量的5倍。
PFC能源咨詢公司的加布里埃爾·韋恩表示：「這些國家確實在改變液化天然氣市場的規模。卡達將成為監控這些市場需求的風向標。問題在於，供應大幅增加是將影響市場活力？還是美國和歐洲會支持這種水平的增長，同時仍為更長時期開發留出空間？

G. 天然氣市場前景預測是什麼

（1）未來世界天然氣市場供需可能趨緊。
一是雖然天然氣資源並不缺乏，但有部分資源因買家不落實而不能進入市場，供應的相對減少將促使市場趨於緊張；二是天然氣需求仍保持強勁增長勢頭；三是德國、瑞士、義大利等國的棄核政策將增加對天然氣的需求。未來全球天然氣價格總體將呈現穩步上漲態勢。隨著市場趨緊，氣價和油價之間的聯系在一段時間內將得以維持。只有美國是例外，受地區市場特點影響，北美地區天然氣現貨價格將保持平穩增長。
預計到2015年，世界天然氣消費量將達到3.5萬億立方米左右，年均增長超過3%。80%以上的需求增長來自非OECD國家。中東將成為未來產量增長的主要來源，佔世界天然氣增量的40%以上。卡達、沙烏地阿拉伯、伊朗和伊拉克是最主要的生產國，但其產量中僅有約1/3可供出口。俄羅斯和土庫曼約占增量的10%。非洲地區天然氣產量增長主要來自阿爾及利亞和奈及利亞。 OECD產量增長主要來自北美和澳大利亞。
（2）發展中國家和資源國天然氣消費快速增長，進一步改變世界天然氣消費格局。
1998—2008年世界天然氣消費經歷了連續11年的增長，2008年突破3萬億立方米大關，達到3.02萬億立方米。2009年，受國際金融危機等因素影響，世界天然氣消費下降至2.94萬億立方米。2010年，全球天然氣消費量為3.17萬億立方米，增長7.4%，是1984年以來增幅最大的一年。中國天然氣消費增長了21.8%，至1070億立方米，首次突破千億立方米大關。
綜合國際能源機構、美國能源信息署等多家機構預測結果，2030年世界天然氣需求將達到4.5萬億～4.6萬億立方米。亞太和中東地區是未來世界天然氣需求增長最快的地區，佔世界需求增量的50%以上。近年來，中國、印度、墨西哥等國的天然氣消費量快速增長。2004—2010年，中國天然氣消費量年均增長18%，2010年已經成為全球第四大消費國。同時，近年來資源國的天然氣消費也快速增長，2004—2010年，伊朗、沙烏地阿拉伯天然氣消費量分別年均增長8%和4%。
（3）非常規天然氣快速發展，天然氣市場格局將發生重大變化。
目前，世界天然氣消費以北美、歐洲和亞太三大市場為主。長期以來，三大市場相對獨立。從發展趨勢看，北美非常規天然氣快速發展正在改變北美地區的天然氣供需態勢。2008年，美國非常規天然氣產量3027億立方米，首次超過常規氣產量，占天然氣產量的52%左右。非常規天然氣將使美國天然氣市場從供應緊張轉為需求不足、供應過剩，進而通過LNG出口的局面。這將對世界天然氣市場格局產生重大影響，使面向美國市場的LNG生產轉向亞歐市場。
世界天然氣貿易快速發展，區域間流動性增強。隨著跨國管道和LNG快速發展，天然氣貿易量呈現快速增長態勢。2003—2010年貿易量由5813億立方米增長至9752億立方米，占消費量的比重由22.3%提高至30.7%。其中，管道氣貿易量由4300億立方米增至6776億立方米。LNG貿易發展更為迅速，由1513億立方米增至2976億立方米，增長近一倍。未來20年，全球天然氣跨區貿易將繼續快速增長。特別是隨著中亞天然氣管道建設和未來中俄天然氣管道建設，歐洲和亞太消費國將共同競爭中亞、俄羅斯的天然氣資源和中東的LNG資源。世界天然氣市場將形成北美市場相對獨立、亞歐市場聯系更加緊密的市場新格局。
（4）天然氣發電是未來消費增長的重要驅動力。
天然氣利用主要有兩種模式：一是北美及歐洲發達國家平衡利用的模式，以工業、發電和城市燃氣三大類為主，基本是三分天下；二是非洲、中東和東南亞等發展中國家以工業和發電為主的模式。天然氣消費的30%～40%用於發電，發電是這些國家主要的天然氣利用模式。
據美國能源信息署預測，世界大多數地區天然氣消費增長的主要驅動力是發電需求，預計2006—2030年期間，全球發電用氣的年均增長率將為2.1%，天然氣發電用氣在天然氣消費結構中的比重將從31%上升到35%。北美、歐洲市場處於成熟期，未來天然氣消費增長主要靠工業和發電拉動。亞太市場處於快速發展期，未來天然氣消費增長靠工業、發電和民用消費拉動。

H. 2020年一月天然氣跌到歷史最低價是買入的最好時機嗎

趨勢很關鍵，當趨勢沒有逆轉的時候，他可能還會沿著原有趨勢繼續行進。也就是我們常說的勢不可擋，順勢而為。

I. 怎麼預測現貨天然氣的價格走勢

在天然氣價格沒有突破前一段時間的底部或頂部時，天然氣投資者千萬不能過早斷定大勢或小趨勢已經出現了變化。在市場看漲的情況下。

天然氣的價格下跌不久就將反彈，並且下跌的幅度也不會很大，形成位於底部之上的雙重底或多重底。但一旦天然氣價格跌破原有的底部，就表示在出現一些重要反彈之前，原油價格將要下跌至更低點。

如果有不懂的還是去問一下老,.師 ó 46-2562-990會好一點

J. 目前，國家發改委正在研究天然氣價格政策及天然氣利用政策，將有計劃地提高天然氣價格，加快與國際接軌。

目前，國家發改委正在研究天然氣價格政策及天然氣利用政策，將有計劃地提高天然氣價格，加快與國際接軌。
中國石油大學（北京）的石油天然氣工程就已經很好了，好多國外的留學生都來中國這所大學求學，而且好多留學生還是中東那些國家的首腦級人物的子女，希望你選擇中國石油大學（北京），如果你是想出國，你可以咨詢一下石油大學出國留學的好多學生，我是石油大學的畢業的一名學生！希望能採納我的建議sbv