川气东送引总投资626.76亿元，是我国继西气东输工程后又一项天然气远距离管网输送工程。该工程西起四川达州普光气田，跨越四川、重庆、湖北、江西、安徽、江苏、浙江、上海6省2市，管道总长2170公里，年输送天然气120亿立方米，相当于2009年中国天然气消费量的1/7，全部达产后预计为中石化增加销售收入200亿元。

由于国际油价长期居高不下，全球对更清洁的能源——天然气的需求增长强劲。21世纪是天然气世纪。中国经济的持续 发展 和能源政策的进一步调整，极大地促进了中国天然气产业的发展。目前，在世界能源消费结构中，石油占39.7%，天然气占23.2%，但是，天然气在中国能源消费结构中所占比例仅为2.5%左右，远低于世界平均水平和亚洲平均水平10.1%。所以，中国已将天然气开发和利用作为21世纪初能源结构优化和石油工业产业升级的重点，在2010年左右，使天然气的能源消费比重提高到5.3%左右。2020年达到12%左右。届时，天然气的应用在中国将有可能接近或超过石油，中国能源结构将实现向“高效、经济、洁净、安全”合理转变的目标。

“十一五”期间将是中国天然气产业，也是中国石化天然气产业发展的关键时期。在“十一五”期间我国天然气的市场建设和价格体制将进一步完善，逐步实现与国际接轨。另外，随着天然气输配管网的建设完善，天然气进一步由产地向经济发达地区转移，并向民用、燃气发电、工业等领域倾斜，天然气消费结构将发生变化，从而实现消费结构合理化和资源配置最优化。

但是，中国天然气市场的发展仍然面临一些制约因素。由于天然气发展上、中、下游高度一体化的特点，管网建设还没有形成相应的规模，缺乏连接产气区与用气区之间的管网和保障用气安全和调峰的地下气库群。就目前的情况看，天然气难以储存的物理特性决定了产量一般就是销售量和消费量。因此天然气产业的健康发展，必然要求上游的开发、中游的管线、下游的工业和民用用户建设基本同步地进行。世界天然气工业的发展历史证明，天然气工业是一个系统工程，其中天然气的销售和利用又是天然气工业中的一个十分重要的环节，其在很大程度上左右着天然气的勘探、开发、运输等环节。实践表明，气田开发在编制开发方案的同时，还必须同步规划管道建设和天然气市场的开发。没有准备好市场，气田不能投入开发，长输气管道也不能开工建设。

2022年9月22日，“川气东送”控制性工程威（远）江（津）线长江隧道工程在历经307天施工后顺利贯通。10月，川气东送二线天然气管道工程川渝鄂段项目日前取得国家发改委（能源局）核准批复，标志着这一国家“十四五”规划的重大能源基础设施工程即将进入建设施工阶段。

2022年10月，川气东送二线天然气管道工程川渝鄂段项目近日取得国家发改委（能源局）核准批复，标志着这一国家“十四五”规划的重大能源基础设施工程即将进入建设施工阶段。

2023年9月15日，国家管网集团旗下川气东送二线天然气管道工程开建。

2024年12月6日，记者从国家管网集团西南管道公司在江津举行的媒体公众开放活动中获悉，川气东送二线工程建设正驶入“快车道”，未来建成投用后，将新增年管输能力250亿方。

川气东送管道工程西起达州普光首站，东至上海末站，是继西气东输管线之后又一条贯穿我国东西部地区的管道大动脉。管道途经四川、重庆、湖北、安徽、浙江、上海等四省二市，设计输量120亿立方米/a，设计输气压力为10.0MPa，管径为1016mm，钢管材质为X70，全长2206Km，其中普光～宜昌山区段约800km，宜昌～上海平原段约1206km。沿线设输气站场19座，阀室74座。工程于2007年3月25日开工，目前工程进展情况良好，预计2009年6月30日全线通气投产。

备受关注的川气东送工程已于2007年8月底正式开工，该项工程是继西气东输工程之后我国天然气管网建设历程中的又一标志性事件。管线建成后将横贯中国西部地区的四川和重庆、中部地区的湖北、江西和安徽以及东部长三角地区的江苏、浙江和上海等八个省市，成为名副其实的跨区域绿色能源通道。

根据规划，川气东送工程建设主要包括三大部分：一是气田产能建设工程，将部署开发井81口，配套建设地面集输和公用工程，预计到2010年底建成净化气120亿立方米的生产能力；二是天然气净化厂工程，主要针对普光气田高含量硫化氢、二氧化碳以及天然气外输净化处理，建成后年产净化天然气120亿立方米，生产硫磺283万吨，将成为世界上最大的天然气净化厂之一；三是川气东送管道工程，管道全长2390千米，其中干线管道西起四川普光，东至上海，全长1700千米，

根据国家核准的方案，川气东送工程气量做如下分配：在合理供应川渝用气的前提下，主要供应地为江苏、浙江和上海，兼顾沿线的湖北、安徽及江西等省份。项目以普光气田为主供气源，气田外围构造及通南巴等气田为上产和接替资源。

2022年9月22日，“川气东送”控制性工程威（远）江（津）线长江隧道工程在经历307天艰辛鏖战后顺利贯通。

川气东送二线川渝鄂段项目，全长1576公里，设计年输气量达200亿立方米，包括1条干线和12条支干线，计划于今年12月开工建设，预计2024年建成投产。干线起自威远/泸县首站，终至潜江压气站，长约1145公里；12条支线长约431公里。

2022年10月，二线川渝鄂段项目取得国家发改委（能源局）核准批复，即将进入建设施工阶段。

“川气东送”管道主干线起自四川达州市宣汉县境内的普光气田首站，自西向东途经重庆市、湖北省、安徽省，浙江省、江苏省，止于上海末站，主干线路全长约 1702公里，管径为1016mm，设计输量120亿立方米/年，设计压力10MPa。

按国家发改委对“川气东送”项目的要求，普光气田的天然气除了将一部分天然气留用川渝地区外，主供苏、浙、沪三省（市），兼供湖北、安徽、江西三省。随着工业化、城市化、现代化进程的加快，沿线目标市场特别是江、浙、沪地区的经济增长速度多年来高于全国平均水平，发展势头比较强劲。但经济增长依靠投资拉动的因素偏高，高投入、高消耗、高排放现象突出，能源供需缺口逐年拉大，经济发展中能源制约和环境压力亦趋凸现。天然气的利用，将促进能源结构的优化，产业结构的调整，改善日益恶化的大气环境。

由于川气东送项目各目标市场的经济发展不同，天然气管网及其它基础设施建设不同，天然气使用的实际情况不同，导致各目标市场的天然气消费结构也各不相同。随着各省市主干管线的建设投产，管网的形成，各目标市场将形成多气源格局，且分别由不同的公司向其供应管道天然气或其它燃气。

1 加大普光及其外围气田的勘探开发力度

资源是整个川气东送工程持续发展的基础。今后一段时期，应加快普光气田、通南巴气田以及元坝气田的发展步伐，加大人才、资金、设备等生产要素投入力度，加强地质基础理论和勘探开发技术研究力度，力求发现更多的天然气储量；加强生产现场管理，科学设计开发方案，增强天然气持续稳定供给能力。总的看，确保普光及其外围气田增储上产是当前乃至今后一段时期整个川气东送工程建设的重中之重。

2 加强天然气需求侧管理 天然气作为清洁能源，和石油一样具有不可再生性，因此在加强生产投入、确保供给的条件下，必须加强川气东送工程沿线的天然气需求侧管理，确保有限的资源能够用在最需要的地方和领域。具体而言，对川气东送工程的天然气需求必须统筹规划，优化用气结构。

当前的需求侧管理应该重点关注的是科学安排用气项目，在优先保证城市居民生活、公共服务设施以及热电联产的用气需求的前提下，政府和企业应加强调研和论证，切实处理好天然气的区域分配问题，处理好天然气民用和工业用的关系，鼓励用气企业使用先进的技术和设备。同时，政府应加快资源价格的改革力度，逐步理顺国内天然气价格形成机制，尽快与国际接轨，通过价格改革发挥天然气资源最大的经济效益。

（1）、管道敷设距离较长，水土流失总量大。川气东送管线总长2206km，距离较长，导致因工程建设新增水土流失总量较大。

（2）、跨区域多，地形地貌复杂。川气东送管线跨越4省2市53个县区，穿越地貌类型包括山区、丘陵、平原、沼泽和水网等。由于管道开挖扰动及回填，破坏沿线基本农田耕层土壤结构，并对周边环境产生影响；丘陵段开挖面及弃土弃渣极易造成新的水土流失；管道经过山地、沟谷和河道时，由于开挖，破坏了坡体支撑，极易引起崩塌、滑坡等重力侵蚀，堆积在沿线的弃土弃渣，易受暴雨洪水冲刷，淤积下游河道。管线多次穿越大、中型河流、公路和铁路，易于留下水土流失隐患。

（3）、水土流失成线状、带状分布。项目实施的建设区（作业带、站场、阀室、临时道路和阴极保护站等）一般只有10m－28m，加上直接影响区（建设区以外由于建设活动而造成的水土流失及其直接危害的范围）为水土保持防治的责任范围，其总体呈线装布置。

（4）、施工临时道路和伴行道路的修建带来水土流失。由于管道路由多为偏远地区，交通十分不便，必须修建临时便道以满足施工装备和材料进场需要。此外，为长输管道运行期的巡查、维护、和抢修而修建的伴行道路也产生水土流失。

（5）、建设周期长。川气东送管线建设工期可能长达28个月，其长时间的建设过程对水土流失的治理带来很大的难度。

一、长输管道存在的问题

长输管道建设项目投资规模大、结构复杂、建设期和经营期长，面临着多种因素的影响，因而必须满足许多特定的条件。对于一条经济可行的管道而言，一端有天然气资源，另一端有市场只是一个必要条件，但不是充分条件。最重要的衡量标准是管道项目的经济价值，也就是说，是否能够保证项目具有合理投资回报的经济可行性，而这种投资回报应足以补偿其承担的风险。长输管道特有的风险源于两种因素的结合：a.前期投资数额巨大，而且一旦管道铺设完成，这笔投资就不可改变地与特定项目捆在一起；b.输气成本在天然气市场价值中占很大比例。除了像成本超支或工期拖延这些能源行业或其他大规模投资项目的常见风险外，长输管道存在一些特有的风险，这些风险若得不到正确处理，将危及项目的可行性。长输管道投资存在的问题：

（1）储量问题：充足的天然气储量是投资新管道项目的必要条件。管道固定资产的摊销期可以长达20年或更长，为了保证大型管道经济可行，在做出投资决策之前，必须落实可靠的供气基地，其探明天然气储量至少应相当于20年的合同消费量。

（2）需求问题：建设长输管道的最重要的先决条件是管道沿线或终端有足够大的市场需求，可以吸纳管道输送的大量天然气，而且所支付的气价可以保证对输气管道和天然气生产的投资能够获得合理回报。如果市场规模不够大，如果用户无法承受天然气的市场价格，或者天然气需求量不够高或天然气不具备价格优势，那么输气管道都将无法生存下去。长输管道输气量巨大，输送能力的设计要满足一定时期的预期需求。因此存在实际需求低于预期需求或者需求增长速度低于预期值的风险，它们可能对管道的经济性造成消极影响。天然气作为一种一次性能源，主要用作燃料和原料，可替代品包括煤炭、成品油、液化石油气和电力等。对其目标市场的研究必然要综合考虑各目标市场整体能源的供需情况。能源是可替代的，替代就有竞争。天然气进入竞争激烈的能源市场，必然要遇到煤炭、成品油、液化石油气和电力等替代能源的激烈竞争，因此，总是存在因天然气竞争力不足而无法落实预期需求的风险。另外，与包括石油行业在内的其他行业的投资不同，某一管道的天然气需求一般与特定的地区相关，而该地区需求的下降很难由其他地区的需求来弥补。

（3）价格问题：天然气属于《中华人民共和国价格法》所规定的13种规制商品之一，天然气的定价权在国家计委和各级地方政府的物价局(城市天然气配气)。国务院价格主管部门制定基准价格和浮动幅度，具体由供需双方在浮动幅度范围内协商确定。若天然气井口价格需要调整，则由企业申报，政府按照成本加合理利润，并且兼顾用户承受能力的原则进行核定。以政府定价为主的价格管理方式缺乏灵活性，供需双方没有协商的机制，价格不能及时地反映市场的实际供求状况，难以发挥鼓励企业生产和引导消费的作用。管道运输价格水平是根据国家计委、建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数》进行测算的。由于项目评价期比较长，测算出的数据难以反映未来的实际情况，这使得以项目经济评价来确定管输价格不够客观。另外，在天然气市场上存在不同类型的用户，不同类型的用户在供气连续性与可靠性、对价格的承受能力、需求弹性以及自身用气的均衡性方面表现出较大差异。这要求管输定价方法能够适应这种差异，以扩大管输需求，提高管输利用率。只有管输利用率提高了，用户的平均管输价格水平才能降下来，我国目前的管输定价方法还不能适应这种要求。

（4）政策和监管问题：世界各国的天然气战略都是国家能源战略的重要组成部分，是各国实现可持续发展的关键因素。实践证明，天然气产业的发展与天然气市场的培育、发展都依赖于政策的干预。由于管道投资属于固定资产投资，管道建成后就成了沉没成本，所以管道生存能力很容易因政府干预其技术和经济性能而受影响。

二、目标市场存在的问题

作为中石化规模最大的天然气投资项目，川气东送存在很多风险。在复杂的自然环境和社会环境中，如此大规模的项目势必会遇到许多严峻的挑战，其实施过程也必然充满了来自各个方面的风险干扰和威胁，需要解决的问题除了一般长输管道所具有的问题外，还必须根据“川气东送”目标市场的实际情况考虑其特有的现实问题。

（1）管道建成后，供气量未能达到管道设计的输送能力时，下游市场的培育问题。川气东送管道途径六省市，市场需求潜力大，尤其是华东地区无疑有巨大的天然气需求潜力。当供气量未能达到管道设计的输送能力时，供气量将会明显小于需求量，如何做好下游市场的培育，实现未来供气量达产后的天然气销售利润最大化将是这一时期的重要问题。

（2）供气量达到管道设计的输送能力时，下游市场的培育问题。虽然下游市场天然气需求潜力巨大，供气量可能不能满足市场的需求量，但随着目标市场管网建设不断完善，目标市场的多气源格局将逐渐形成。多家石油公司、燃气供应公司以及海外LNG向目标市场的进入，将对中石化在目标市场中未来所处的地位产生巨大的威胁。因此最终起决定作用的是如何将潜在的需求转变成实际的或具有法律约束力的终端用户购气量、如何减少购气风险和市场风险、如何尽快的占领目标市场、川气东送项目的结构及其在 中国 未来天然气产业中的定位、项目对可能发生的条件变化的应对能力以及未来竞争机制引入的应对能力等是最主要的问题。

（3）区域经济发展不平衡、经济发达程度不一直接导致下游市场需求量与价格不平衡的问题。由于川气东送管道途径多个省市，各省市经济发展不平衡导致各目标市场需求量与价格出现参差不齐的现象，如何在最大限度地控制目标市场的前提下，使天然气销售实现利润最大化是重要的问题之一。

（4）不同用户对天然气的承受价格不同影响天然气销售收益的问题。天然气利用的主要用户有城市燃气用户、 工业 燃料用户、天然气化工用户、天然气发电用户和CNG用户等。由于不同的用户对天然气的承受价格和需求弹性各不相同，所以根据各个用户的特点，采用何种营销策略也是重要的问题之一。

中石化2010年8月31日宣布，总投资626.76亿元的川气东送工程即日起正式运营。中石化发言人黄文生称，该工程每年将给中石化带来人民币200亿元的收入，并预计9~10年后即可实现盈利。不过，由于新“川气”出厂价偏高，沿线供应的各地近日陆续迎来天然气涨价潮。

从“川气东送”起点——中国普光气田获悉，截至22日，普光天然气田已生产天然气超241亿立方米，其中通过“川气东送”管道累计外输天然气逾173亿立方米。

“川气东送”使沿线天然气供应增长逾30%，大大提高了川渝地区和长三角地区天然气供应能力。仅2012年“川气东送”销售70．8亿立方米，实现销售收入约110亿元，超额完成计划。

普光气田位于四川省东北部的达州市宣汉县，是迄今为止中国投产规模最大、丰度最高的特大型整装海相碳酸盐气田，也是世界第二个年产能百亿立方米级特大型超深高含硫气田，天然气资源量达3.8万亿立方米，已探明可采储量高达6000亿立方米以上。

普光气田外输管道——“川气东送”天然气管道工程西起达州普光首站，东抵上海末站，直接造福沿线6省2市逾80个城市2亿多人口和数千家大型工矿企业，2010年3月建成，同年8月31日正式投入商业化运行，是继“西气东输”管线工程之后建成的又一条横贯中国东西部地区的绿色能源管道大动脉。

增加中石化收入

长期以来，天然气业务是中石化事业发展的瓶颈：产业的规模小于中石油，甚至小于中海油，但随着川气东送工程的建成投产，中石化初步形成了四川、鄂尔多斯、松辽南、塔里木、渤海湾等五大天然气生产基地以及川气东送沿线、榆济管道沿线、西北、东北、川西等“两线三区”市场，供气范围覆盖全国17个省市区的一个连带雏形。

而受益于川气东送，上半年中石化天然气产量约56亿立方米，同比增长40.7%。如果按照出厂基准价格1.51元/立方米计算，上半年川气东送就为中石化贡献84亿元销售收入。

引发涨价潮

数据显示，自6月份以来，川气东送途经的四川、重庆、湖北、江西、安徽、江苏、浙江、上海8省市天然气价格相继上调。

6月1日，四川成都将居民用气价格从1.43元/立方米调整到1.89元/立方米，上涨了0.46元/立方米。此后，武汉、合肥、上海等地也调高了天然气的价格。南京市物价局8月31日宣布，9月1日起南京市车用天然气从每立方米3.9元上涨到4.3元。并将在年内开展居民燃气价格上调听证会。

对于价格接连上调，各省市的物价部门解释：除去6月1日发改委上调了天然气出厂价这个原因外，新来的“川气”价格高也是推升气价的原因。上调后川气东送的出厂价格为1.51元每立方米，比中石油西气东输中最高一档气价城市燃气出厂价1.19元每立方米仍高出26.8%。

中石化方面解释称，普光气田是我国首次开发的剧毒、高压、超深的气田，开采成本较高。但业内人士表示，中石化之所以敢要这么高的价，主要是基于对目前国内天然气市场的预判，西气东输已经为国内的天然气市场奠定了很好的市场基础，今后的用气量肯定是供不应求。

川气东送商业运营 气价“涨声”不断

中投顾问能源行业研究员周修杰指出，川气东送工程建成投运，不仅有力推动了中石化天然气业务的发展，还能有效缓解管道沿线及长三角地区天然气供应紧张的局面，改善相关地区能源利用结构，对我国天然气产业的发展意义重大。川气东送投入商业运营后，扩大了中石化在国内天然气市场的份额，国内天然气市场也将出现多气源竞争的格局。由于川气东送的出厂价高于国内其他气源价格，因此涨价成为川气东送投运后的必然结果。在川气东送工程正式商业运营之前，川气东送管道沿线地区纷纷上调了非居民用天然气价格，最晚的南京也已于9月1日开始执行4.3元/立方米的车用天然气新价，每立方米上涨了0.4元。而成都、重庆、湖北、浙江等地早已上调了居民用天然气价格，其他城市如合肥、南京等也表示将在年内完成居民用天然气涨价的听证会等一系列程序，将价格调整到位。不难发现，大多数地区已经提前调整了天然气价格，做好了迎接川气的主要准备工作。

对于东部沿海城市居民来说，随着川气东送的输入，市场上将出现川气东送、西气东输、海上天然气、LNG等多种气源可供选择，天然气市场竞争形势无疑将会加剧。而另一利好消息是川气东送工程将和西气东输工程实现联通。中投顾问能源行业研究员宛学智认为，这将有效平衡各地天然气消费的差异，实现天然气资源的充分利用和互补。

中投顾问发布的《2010-2015年中国天然气工业投资分析及前景预测报告》指出，中石化在天然气领域的发展一直比较落后，在国内三大石油企业中，其天然气业务甚至不如中海油，中石油则以680.97亿立方米(2009年)的天然气年产量几乎垄断国内天然气市场。此次中石化在天然气领域发力，虽不能撼动中石油的垄断地位，但也基本上具备了与其争夺市场的实力，这或将改变国内天然气市场竞争格局。

川气东送工程对于优化我国能源消费结构，促进东中西部地区经济社会协调发展有着积极的意义。

1、川气东送将促进环境友好型社会建设

目前，生态环境压力不断加大已经成为制约中国经济社会发展的主要问题之一。受制于资源条件等因素，中国长期以来形成了以煤为主的能源消费结构，煤炭占一次能源消费总量的比例一直在70%左右。以煤为主的能源消费结构带来了系列的环境和社会问题。煤炭燃烧形成的二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物和烟尘排放约占全国排放总量的90%、72%、60%和70%，受酸雨污染的国土面积已超过1/3，不少煤炭矿区出现了土地荒漠化、地下水位下降等问题，区域经济和社会可持续发展面临严峻的挑战。川气东送工程的实施将在一定程度上缓解这一问题，有利于促进环境友好型社会建设。天然气是重要的优质清洁能源，据测算，燃烧同样热值的天然气所排放的二氧化碳，比煤炭少40%，比石油少25%。2010年，川气东送工程将形成120亿立方米净化气的输送能力，相当于每年提供超过1000万吨标准煤的清洁能源，每年可减少数千万吨的二氧化碳排放。

2 、川气东送工程将为区域天然气提供互联网式的供应

加强管网建设是保障天然气供应安全的重要措施。我国天然气输送管网总体上仍比较薄弱，除京津唐、长江三角洲和川渝地区已经初步形成区域性网络外，全国多数用气地区都是单一管线，天然气供应安全保障程度不够高。川气东送管线是继西气东输之后的又一条输往中东部地区的天然气管道。一方面，该管线的开通将有利于实现中东部地区气源供应多元化，增强资源供应基础；另一方面，川气东送管线通过与西气东输已有管线的相互连接，将有利于形成区域性联网供气的格局，实现更大范围的资源优化配置，此举对提高天然气供应安全保障，增强应对区域天然气供应风险的能力将有着积极的意义。

与此同时，川气东送工程的实施有利于从国内外两种资源的统筹利用方面保障能源安全供应。中东部地区尤其是东部地区经济发展水平相对较高，对清洁能源天然气的需求数量逐年快速递增。随着国际油价持续走高和LNG(液化天然气)需求迅速扩大，国际天然气市场逐渐转变为卖方市场，管道天然气和LNG价格不断走高，明显超出国内市场的价格承受能力，致使引进国外天然气资源的工作面临较大困难。川气东送一定程度上增强了中东部地区自身掌握资源的能力，减轻了资源受制于人的压力，从而能够有效缓解国际油气价格高涨对区域经济发展的影响。

3、 川气东送将优化沿线各地能源消费结构

我国一次性能源消费结构中，天然气的消费比例较小，与发达国家存在较大差距。川气东送工程的实施将在一定程度上改善这一局面。按照国家核准方案的供气要求，当川气东送工程2010年底总供气能力达120亿立方米/年时，供川渝天然气为40亿立方米，其中四川、重庆各20亿立方米；东送的80亿立方米天然气中，上海将获得12亿立方米，浙江15亿立方米，江苏18亿立方米，安徽4亿立方米，湖北6亿立方米，江西2亿立方米，中国石化沿江企业23亿立方米。川气东送工程建成投产初期，天然气在沿线地区能源消费结构中的比重将提高1～2个百分点，每年可替代燃煤约2000多万吨，减少二氧化硫排放24万吨，并减少氮氧化物的排放。

到2006年底，普光气田的探明储量已经达到3561亿立方米，预计2007年底还可再调高一些探明储量，至少增加800亿立方米。随着中国石化油气战略的实施以及资金投入和科技创新力度的加大，2008年普光气田预计新增探明储量将达1000亿立方米，整个气田累计探明储量将增加至5500亿立方米至5800亿立方米。天然气探明储量的增加将为川气东送打下坚实的资源基础。届时，沿线各地省市的天然气消费数量将不断攀升，能源消费结构将不断得到优化。

4 、川气东送将加快西南地区自然资源向经济能源的转化

川气东送工程的经济意义在于它是一条将西南地区资源优势与中东部地区的市场优势有机结合起来的桥梁和纽带，工程建成投产后对缓解能源资源供需矛盾，促进西部与东中部地区优势互补、良性互动和协调发展具有重大的现实意义。一方面，川气东送工程有利于加快川东北地区天然气资源开发，把资源优势转化为现实的发展优势，是西部开发的“亮点”工程。同时，川气东送工程的实施将合理延伸天然气产业链，促进石油企业发展下游产业，从而带动区域经济和社会发展。另一方面，天然气是清洁能源和基础能源，川气东送工程的建成投产将能够增加中东部地区天然气利用量，缓解资源和环境压力，促进经济结构调整和发展方式转变，对中部崛起和东部跨越战略的实施同样大有裨益。

天然气供应紧张来临时加油站前排着的车队长龙正逐步复制到加气站前，长三角等地区的居民也不得不忍受拧紧阀门过日子的生活。去年入冬之后，在中国湖北和湖南等地出现了大面积的天然气供应短缺，天然气供应紧张给工业生产带来巨大风险的同时，也给华中地区的居民带来了恐慌。随着相当于西气东输一期工程的川气东送工程的投运，市场普遍认为，将极大缓解下游的燃气压力。

业内专家普遍认为，天然气具有高热值、低污染等优势，天然气消费会逐步成为主流方向之一。但作为能源消费大国，2009年，中国能源消费折算相当于30.66亿吨标准煤，其中天然气仅占3.9%。在中国快速工业化、城镇化和机动化过程中，如何满足人们对环境质量提高的要求，提供廉价、清洁、可行和方便的各种供应，直接关系到国家的稳定和长治久安。目前，国内比较认可的能源安全状态表述是“清洁、稳定、经济”。而天然气资源恰恰是传统能源中最为清洁的选择。

从市场角度看，我国天然气资源与消费市场逆向分布的特点十分明显，西部地区资源丰富，消费重心则主要集中在东部和中部，阻碍了能源结构调整的步伐。随着经济的发展，长三角等经济发达地区环保压力大、生态空间逼仄，对清洁能源的需求非常强烈。

“普光气田从2003年发现到2010年外输，只用7—8年就形成产能，创造了中国的高速先例。”一位资深业内专家说。不仅如此，投运后的川气东送工程，将形成一个重要的桥梁和纽带，让西部资源与中东部市场对接，对加快我国能源结构调整、拉动沿线相关产业发展及优化产业结构将带来极大促进。

据中国石化初步测算，长输管道横贯8省市，其中东部地区作为经济发达地区，清洁能源的稳定供应是经济高速发展的主要“引擎”之一，作为我国仅次于“西气东输”的第二条能源大动脉，川气东送管道干支线辐射79多座城市、数千家企业、近2亿人口，平稳达产120亿方/年后可使沿线天然气供应量增加29.10%，管道沿线城市清洁能源一次消费结构比例可由目前的3.27%提高到4.23%。年输120亿立方米净化气，相当于减少二氧化碳排放1696.64万吨，减少二氧化硫等有害物质排放79.82万吨。

作为世界最大的能源化工一体化企业之一，中国石化目前拥有2亿吨原油加工能力，几乎占中国全部炼油厂产量的一半。但与此同时，由于去年自产原油仅4200万吨，加上中石油和中海油各600万吨的原油供给，进口率高达75%。正因如此，在国际油价高涨、而国内成品油价格受到控制的时候，中国石化损失巨大。在此背景下，向上游能源开采延伸成为公司战略重要举措。

川气东送的成功运营将在天然气方面打开重大缺口，2009年，中国生产天然气830亿立方米。中国石化只占86亿立方米。若川气东送工程达到稳产120亿立方米/年，将极大增强中国石化在上游方面的话语权。普光气田的发现与开发提升的不仅是中国石化的油气上游业务版块，对于陷入“油气依赖症”的中国高速增长的经济也意义重大。

业内有专家认为，从宏观面来说，川气东送的影响并非仅仅局限于国内，也将可能对处于高度垄断的全球天然气供应格局带来冲击——目前困扰中国三大国有石油公司的艰难的进口LNG谈判，将由此获得较为宽广的价格谈判空间。

与西气东输横贯东西遥相呼应，川气东送工程不仅将加强与东部地区管网连接、为形成覆盖全国的天然气管网创造了良好条件，也将在途经地区实现多气源联网供气的格局。湖北、安徽等地将拥有西气东输、川气东送两条供气管道，上海、浙江等地将拥有西气、川气、液化天然气等多个气源，将使这些地区的供气安全保障度进一步提高。国家能源安全保障由此得到极大增强，有业内人士乐观预计，随着川气东送工程满负荷输气、总量达300亿立方米的西气东输二期工程的投运以及我国从西亚、中亚等周边国家进口量的加大，天然气供应紧张问题或将会得到有效缓解。

目前，根据国家发改委核准政策，川气东送出厂基准气价提高了0.23元/立方米，达到1.51元/立方米，具体气价供需双方可在此基础最高可上下浮动10%。多种气源供应格局的形成，对国内天然气进一步市场化势必带来良好的促进效应。

一、建设方管理要点与经验

1、优化管线路由，减少管线长度

项目部、各项目分部和设计单位在初步设计和整个施工工期，对管道路由进行反复比较和论证，尽量避免穿越林地、大型河流等对当地生态环境有重大影响的地段，选择最合理的路由尽量减少对地面的扰动。据不完全统计，优化后的管线长度缩短了68Km，减少地表扰动面积136公顷。

2、控制施工作业带宽度，减少扰动面积

在管道建设过程中，项目部为了调动参建单位积极参与到水土保持工作的积极性，制定了“少用临时占地，奖励占地补偿”的管理办法，由此发动施工单位积极采取措施，减少作业带宽度，将节省的临时租地费用全部奖励施工单位。通过采取此项措施，作业带平均减少3m～5m带宽，其中林地作业带减少5m～6m带宽.据不完全统计，全线共计减少地表扰动面积325.6公顷。

3 、充分利用先进技术，实行非开挖施工

定向钻为较成熟的非开挖施工技术，对于穿越区的地表几乎没有扰动。在川气东送管道建设过程中为进一步减少扰动面积，加快施工进度，大量增加了定向钻施工距离。据不完全统计，增加定向钻施工13630米，减少了城市周边、林地和河流的扰动。如浙沪分部嘉兴、湖州等地7条河流由开挖穿越改为定向钻施工穿越，避免了对河流和沿岸林地和农田的扰动。

二、设计方管理要点与经验

1结合管道工程特点，强化水土保持专项设计，水土保持应坚持工程措施与生物措施相结合、恢复利用与生态优先相结合、水土保持与地方经济发展相结合的设计原则。

⑴工程措施与生物措施相结合。工程措施以外的植物措施是长期实现水土保持的最佳手段，应该尽量多的合理运用。

⑵恢复利用与生态优先相结合。长输管道穿越平原区、山地丘陵区和水网区，这些地区土地利用以耕地为主，在设计中，始终坚持水保措施主要以恢复原土地利用类型为主。渣场、临时用地除满足堆渣容量、堆渣安全和防治水土流失等要求以外，在生态优先的前提下进行林草种植或形成耕地。

⑶水土保持与地方经济发展相结合。在水保设计中，应最大可能地考虑当地百姓利益，千方百计做到保护耕地、保护水质、修复道路、完善截排水系统、保护当地的文物景观，力争做到施工建设与当地经济和谐发展。对于长输管道工程而言，施工前和施工后地形地貌大不相同，只有根据实际情况，现场勘查设计，才能更切合实际，指导施工。还有一些地质灾害，不良地质现象，只有开挖时才能发现。为确保设计图纸紧密贴合现场实际情况，设计人员在施工期间要深入施工一线，与监理、施工单位进行对接，对原水保施工图纸进行了认真的检查核实，根据现场实际进行补充修改后，提供“点对点”设计图纸，再由施工单位组织施工。

三、施工方管理要点与经验

1生土熟土分别开挖堆防，确保耕地复耕质量。管沟开挖时，土方按照熟土（30cm以上的表面土）、生土（含有碎石或卵石）分开堆放，将生土、熟土分别堆放于管沟两侧，或将生土、熟土堆放于一侧但必须采取隔离措施分开堆放，回填时依次回填。这样可以避免生土中石块等杂质掺入熟土，确保耕地恢复质量。

2加强水土保持临时措施，减少施工期水土流失量。在施工过程中，应加强覆盖、临时排水沟等临时防护措施，防止管道土建工程施工对地表产生的破坏在施工期间永久性水保措施未能及时跟进的空档产生的水土流失。

3妥善处理开挖弃渣，变废为宝产生效益。在黄石长江盾构和山区段隧道穿越等穿越施工过程中，产生了大量的弃渣。施工单位与当地政府和群众紧密联系，结合当地特点，将开挖弃渣作为建筑材料得到极大利用。既减少了弃渣占地，又降低了对环境的影响，减少了水土流失，同时为地方群众创造了经济效益。

4植物措施应加强后期养护，及时补载补种，确保绿化效果。实施植物措施应加强后期养护，确保成活率。但由于受到自然条件和施工时段的制约，一次播种或植草的成活率和保存率相对较低，因此在实施植物措施时发现成活率较低时应及时进行补植补种和长时间的抚育管理，确保绿化效果。

四、监理方管理要点与经验

监理机构应具有水土保持工程监理资质，聘请注册水土保持生态建设监理工程师从事水土保持工程监理工作。在监理过程中，要做好水土保持工程的全过程监理，监督施工单位做好质量控制、进度控制。积极协助现场设计人员做好后续设计工作。

五、监测方管理要点与经验

长输管道建设必须进行水土保持监测。适时的监测有利于正确分析评价水土保持方案的实施效果，并依据监测结果和标准，及时补充和完善相应的水土保持设施，达到方案要求的防治目标，有效防治水土流失。

1、全面调查监测与重点观测相结合，合理布设监测点

全面调查是对整个管道工程的水土保持防治责任范围而言，主要针对施工过程中的水土流失及防治措施的动态变化。重点观测即对特殊地段较长期的连续监测，主要针对侵蚀强度监测，特殊地段及突发事件监测。因此，在布设监测点时，山区、丘陵区、岗地区、开挖穿越区、大中型河流穿越区以及输气站场等重点监测部位要布设监测点或对监测点进行加密。

2、 对建设过程进行全程监测，定期提交监测报告，

水土流失监测时期主要分为工程建设准备期、建设期与运行初期，根据管道工程施工时间，一般要监测几年时间。每年根据当地的气候和水文情况固定监测时间确定监测次数，遇暴雨需加测次数。监测方结合项目和项目区水土流失特点，对主要水土流失部位的水土流失情况及影响水土流失的主要因子进行检测，分析各影响因子对水土流失的作用情况，分析监测部位水土流失随时间的变化情况，定期编制水土保持监测报告并向当地水水行政主管部门和业主，以确认水土流失状况，帮助建设方有效的做好水土保持工作。

川气东送管道水土保持工程在建设方的领导下，在设计、监理、施工和监测方的通力配合下，目前各项工作开展情况良好，根据监测数据显示各项指标均满足《水土保持方案》要求.

2016年7月20日6时30分左右，“川气东送”管道恩施市崔家坝镇水田坝村和公龙坝村干丘包组发生爆炸燃烧。从湖北省恩施土家族苗族自治州恩施市政府办公室获悉，因连日暴雨引发山体滑坡导致恩施市崔家坝镇境内川气东输天然气管道破裂，从而发生爆燃，形成蘑菇云。导致2人死亡，3人受伤。爆炸燃烧原因不详。