據介紹，目前世界上除我國及少數國家外，普遍采用天然氣能量計量與計價方式進行貿易交接與結算，計量單位多為英熱單位(Btu)和千瓦小時（kW·h)。
天然氣采用體積計價受溫度和壓力影響較大，所以在計量上需要注明參比條件。但據記者了解，目前國內外采用的天然氣體積參比條件并不統—，我國國內天然氣生產、經營管理及使用部門采用的計量參比條件也不統一。例如，中石油采用20℃、101.325kPa為天然氣體積（m3）計量參比條件，而城鎮燃氣（包括天然氣）設計、經營管理部門卻采用0℃、101.325kPa為體積計量參比條件。這就使得天然氣在交易結算時協調麻煩，又極易產生誤差。
“由于我國現行天然氣定價主要按體積，又未規定所定價的1m3氣體發熱量，由此帶來的天然氣作為燃料在核心價值上的扭曲和貿易糾紛仍然存在。例如，當天然氣年銷售量為1億立方米，平均門站供氣價格為2.30元/ m3時，發熱量相差5％就意味著0.115億元的價差。” 西安石油大學高級工程師王遇冬指出。
與此同時，我國進口LNG交接和結算都按能量計量，進口管道氣也直接或間接按能量計價。天然氣按體積和按能量兩種計量與計價方式的同時存在，加大了進口氣與國產氣進入主干輸氣管網混合后銷售的協調難度。
目前我國多氣源、多類型和多路徑聯網的多元化供氣格局已經形成。“不同來源的天然氣單位體積發熱量差別較大，混合進入管網輸送與銷售，勢必影響管道氣的技術指標，也會使供需雙方因氣質特別是發熱量等關鍵參數波動過大引起交接和結算上的爭議。”王遇冬指出。
例如，上海來自西氣東輸一線的管道氣高位發熱量約為38.7MJ/m3，來自西氣東輸二線的管道氣高位發熱量約為39.6MJ/m3，而來自國外的LNG高位發熱量（按氣體單位體積計）約為38.6-42.5MJ/m3，其最高值與最低值相差約9.5% 。
因此，在我國實施天然氣能量計量與計價的必要性日益突出。“天然氣儲備體系的建設在政策上也要求，在實行全面聯通天然氣網絡和儲備體系的同時，加快改變天然氣計價方式，由按量計價改為按熱值計價，進而解決不同來源天然氣由于品質不同而入網難的問題。”中國石油大學（北京）工商管理學院董秀成說。
王遇冬指出，目前我國已基本具備實施天然氣能量計量的技術條件，整體技術水平在不斷提高，可初步滿足能量計量的應用要求。
據悉，中石油2007年已在西氣東輸一線管道和川渝天然氣管網，選擇一些具有代表性的A級計量站(大于等于5×104m3/h)進行天然氣能量計量技術現場試驗。試驗表明，這些站點高位發熱量測定的不確定度均在0.1％左右，達到國家標準《天然氣計量系統技術要求》(GB/T 18603—2001）對A級計量站的準確度要求。這標志著我國天然氣長距離輸送管道計量站已基本達到能量計量體系應用的要求。
2009年8月，國家標準《天然氣能量的測定》（GB/T 22723—2008）正式實施，標志著我國開展天然氣能量計量將有標準可依, 為我國天然氣計量方式與國際慣例接軌提供了技術支持。
