据介绍，目前世界上除我国及少数国家外，普遍采用天然气能量计量与计价方式进行贸易交接与结算，计量单位多为英热单位(Btu)和千瓦小时（kW·h)。
天然气采用体积计价受温度和压力影响较大，所以在计量上需要注明参比条件。但据记者了解，目前国内外采用的天然气体积参比条件并不统—，我国国内天然气生产、经营管理及使用部门采用的计量参比条件也不统一。例如，中石油采用20℃、101.325kPa为天然气体积（m3）计量参比条件，而城镇燃气（包括天然气）设计、经营管理部门却采用0℃、101.325kPa为体积计量参比条件。这就使得天然气在交易结算时协调麻烦，又极易产生误差。
“由于我国现行天然气定价主要按体积，又未规定所定价的1m3气体发热量，由此带来的天然气作为燃料在核心价值上的扭曲和贸易纠纷仍然存在。例如，当天然气年销售量为1亿立方米，平均门站供气价格为2.30元/ m3时，发热量相差5％就意味着0.115亿元的价差。” 西安石油大学高级工程师王遇冬指出。
与此同时，我国进口LNG交接和结算都按能量计量，进口管道气也直接或间接按能量计价。天然气按体积和按能量两种计量与计价方式的同时存在，加大了进口气与国产气进入主干输气管网混合后销售的协调难度。
目前我国多气源、多类型和多路径联网的多元化供气格局已经形成。“不同来源的天然气单位体积发热量差别较大，混合进入管网输送与销售，势必影响管道气的技术指标，也会使供需双方因气质特别是发热量等关键参数波动过大引起交接和结算上的争议。”王遇冬指出。
例如，上海来自西气东输一线的管道气高位发热量约为38.7MJ/m3，来自西气东输二线的管道气高位发热量约为39.6MJ/m3，而来自国外的LNG高位发热量（按气体单位体积计）约为38.6-42.5MJ/m3，其最高值与最低值相差约9.5% 。
因此，在我国实施天然气能量计量与计价的必要性日益突出。“天然气储备体系的建设在政策上也要求，在实行全面联通天然气网络和储备体系的同时，加快改变天然气计价方式，由按量计价改为按热值计价，进而解决不同来源天然气由于品质不同而入网难的问题。”中国石油大学（北京）工商管理学院董秀成说。
王遇冬指出，目前我国已基本具备实施天然气能量计量的技术条件，整体技术水平在不断提高，可初步满足能量计量的应用要求。
据悉，中石油2007年已在西气东输一线管道和川渝天然气管网，选择一些具有代表性的A级计量站(大于等于5×104m3/h)进行天然气能量计量技术现场试验。试验表明，这些站点高位发热量测定的不确定度均在0.1％左右，达到国家标准《天然气计量系统技术要求》(GB/T 18603—2001）对A级计量站的准确度要求。这标志着我国天然气长距离输送管道计量站已基本达到能量计量体系应用的要求。
2009年8月，国家标准《天然气能量的测定》（GB/T 22723—2008）正式实施，标志着我国开展天然气能量计量将有标准可依, 为我国天然气计量方式与国际惯例接轨提供了技术支持。
