以五大发展理念引领中国天然气供需协调发展
近年来我国政府十分重视生态文明建设，秉承绿色发展理念，大力发展清洁能源。2016年《政府工作报告》指出，今后五年，单位国内生产总值能耗、二氧化碳排放量分别下降15%、18%。能源资源开发利用效率大幅提高，生态环境质量总体改善。特别是治理大气雾霾取得明显进展，地级及以上城市空气质量优良天数比例超过80%。我们要持之以恒，建设天蓝、地绿、水清的美丽中国。2016年重点工作之一是要加大环境治理力度，推动绿色发展取得新突破。重拳治理大气雾霾，增加天然气供应，完善风能、太阳能、生物质能等发展扶持政策，提高清洁能源比重。
天然气清洁、高效、优质、低碳的能源属性，使得大力发展天然气成为雾霾治理、绿色发展和生态文明建设的必然之举。在全球经济发展疲软的局势下，我国的经济发展进入新常态。2014年是一个能源市场发生巨大变化的年份，能源需求和供给均呈结构性变化，这标志着能源市场上某些构成元素正在进行新一轮调整。这些变化对于价格、能源结构以及碳排放都有深远影响。
一 我国天然气供需结构
（一）我国天然气供应特点分析
1.我国天然气供应量快速增长
我国供气来源多元化，主要包括国产气和进口气两部分。国产气主要有常规天然气、页岩气和煤层气等，进口气主要有进口LNG和进口管输气。
近年来，我国天然气供应量稳步增加，国产气、进口管输气、进口LNG都呈上涨趋势。进口管输气增长速度迅猛，从2010年的35.3亿立方米增至2014年的313亿立方米，增长了7.87倍，2012年管输气反超LNG的进口量（见图1）。
图1 我国各类天然气2010～2014年供应量
2.国产天然气产量逐年增长，全球产量占比不断上升
从图2中可以看出，根据BP英国石油公司统计，中国天然气产量呈现逐年上升趋势，在全球产量中的占比也是逐年提高，但是增长率波动较大。2014年我国天然气产量约为1345亿立方米，较2013年增长7.69%，较上一年增速有所减缓，占全球天然气总产量的3.89%。据国家发改委运行快报统计，2015年我国天然气产量为1350亿立方米。
图2 中国2010～2014年天然气产量及占比
3.天然气对外依存度逐年升高
与国产气产量不断上升相对应，进口天然气也增长迅猛，进口量占我国天然气消费量的比重从2010年的不足15%跨越到2014年的31.48%（见图3）。从图1中可得知，这一现象源自2011年管道气的大幅增长。这一方面体现出我国天然气国际化程度不断提高，另一方面也表明我国对外来天然气的依赖程度日益提高。
图3 我国天然气对外依存度
（二）我国天然气需求特点分析
2014年以来，我国能源需求方面也经历了惊人的变化。中国经济结构转型进入新常态，经济增长的重心从能源密集型行业转移，导致能源消费需求增速跌至近十年以来的最低点。
1.我国天然气消费增速创历史新低，但消费增速和消费量都仍位于世界前列
2014年，我国天然气消费量为1855亿立方米，同比增长8.61%，在过去的五年里涨幅创新低（见图4）。但是与世界天然气消费0.4%的增速相比，我国的消费增速还处于高位。我国天然气消费14%的平均增速也远高于世界天然气消费2.4%的平均增速。
我国的天然气消费量占亚太地区天然气消费量的27.3%，占世界天然气消费总量的5.4%，位列第三，仅次于美国和俄罗斯。美国天然气消费量为7594亿立方米，占世界天然气消费总量的22.7%，位居第一；俄罗斯以4092亿立方米的消费量占世界天然气消费总量的12%，排名第二。英国石油公司（BP）预测，中国将在21世纪20年代中期超过俄罗斯成为第二大天然气消费国。
图4 2010～2014年我国天然气消费量及增速
2.天然气在我国一次能源消费中占比仍然偏低
在化石能源中，消费量增长最快的是天然气（8.6%），其次是石油（3.3%），再次是煤炭（0.1%）。但是天然气在我国能源消费结构中的占比仍然偏低。根据BP统计数据，2014年中国天然气消费占一次能源比重约5.6%，与2010年4.0%的比重相比提高了1.6个百分点，却远低于世界天然气占一次能源消费23.7%的比重（见图5）。
从图5可以看出，2010～2014年，我国能源消费结构中，原油比重持平，天然气、核能和水力发电比重提高，原煤比重下降，再生能源比重大幅提升。
图5 2010～2014年我国一次能源消费结构及与世界对比
3.我国天然气消费结构持续优化，工业用气占比仍最大，城市用气比重加大
天然气发展早期，受资源分布不均衡和储运设施不完善等因素影响，我国天然气呈现就近消费和消费结构单一、粗放的特点。随着城镇化发展和环保压力的加大，我国天然气需求不断加大；加上西气东输等国内主干管网和中亚、中缅等跨国管线的建成，我国天然气消费从生产区的就近粗放式消费转变为全国范围的多元化消费。从早期的主要应用于化工和工业领域拓展到城市用气、发电、供热和交通运输等多个领域。天然气消费区域也从天然气生产区及其周边区域扩展到天然气资源贫乏但是经济发达的中东部地区，有利于天然气资源的有效利用，对于提高天然气在我国一次能源消费结构中的比重起到促进作用。
到2014年，化工和工业用气比重减少，城市用气和发电发展迅速。有些天然气化工企业甚至暂停生产，川渝地区时常出现天然气化工用户和工业用户要求临时减停供气量的要求，2014年日停减量最高达18.7万立方米。2014年我国工业用气需求增速进一步放缓，即使如此，工业用气仍是我国天然气消费大户，在天然气消费结构中的占比约32%（见图6）。
图6 天然气消费结构
（三）天然气供需结构由紧转松
2014年我国天然气供需保持紧平衡并向宽松发展，天然气供应量约为1929亿立方米，消费量为1855亿立方米，供应剩余74亿立方米（见图7）。中俄供气协议的签订，不仅缓解了我国天然气供需缺口，还大大促进了天然气供应量的增加。中国的天然气供需结构发生大的变化，从卖方市场转向买方市场，供需处于宽松状态；天然气自给率持续下降，对外依存度不断提高。
图7 2010～2014年中国天然气供应概况
二 我国天然气供应能力不断加强
供应安全是指能源的供给持续、稳定，目前我国天然气供应安全有基本的保障，主要有以下几个方面：一是稳定充足的天然气气源是天然气供应安全的基本保障；二是管网、储气库和LNG接收站等基础设施是有效衔接天然气上下游的“枢纽”，是将能源从生产区输向消费区、从生产者手里运到消费者手里的重要工具。
以下从气源和基础设施两个维度来分析我国天然气供应能力。
（一）我国天然气资源较丰富
1.我国天然气储量丰富
我国天然气资源虽与伊朗、俄罗斯世界天然气储量大国无法匹及，但是也不算贫乏，并且勘探开发形势持续向好，同时新增探明地质储量稳定增加。国土资源部发布的《2015年中国矿产资源报告》显示，截至2014年底，全国天然气（包括常规天然气、页岩气和煤层气）地质资源储量为238.8万亿立方米，可采资源量为75.9万亿立方米。常规天然气地质资源量为68万亿立方米，可采资源量为40万亿立方米，探明地质储量为4.9万亿立方米，探明率7.2%。全国天然气、页岩气和煤层气新增探明地质储量总量达11108亿立方米，创历史最高水平，呈快速增长态势，尤其是随着对地质规律认识的提高和我国非常规油气勘查及开采技术的不断创新，页岩气、煤层气等非常规油气资源新增储量取得突破性进展，达1670亿立方米，占能源类气体新增储量总量的15%。
2.天然气探明增速加快
据《2015年中国矿产资源报告》，截至2014年底，天然气新增探明地质储量9438亿立方米，连续第12年超过5000亿立方米，新增探明地质储量超过千亿立方米的气田5个，分别为中国石油长庆神木气田、中国石油塔里木克拉苏气田、陕西延长延安气田、中国海油湛江陵水17-2气田和中国海油宁波22-1气田。全国煤层气累计钻井超过1.3万口（其中2014年新增超过1000口，进尺122.2万米）。2014年全国新增探明地质储量602亿立方米，累计探明地质储量6266亿立方米。页岩气累计勘查投入超过230亿元，钻井780口，形成生产能力13亿立方米。2014年全国页岩气新增探明地质储量1068亿立方米，为2011年设定新矿种后首次提交探明地质储量。新探明气田为中国石化勘探涪陵页岩气田（见表1）。
表1 2014年油气储量
BP公布数据，2014年底，全球天然气探明储量为187.1万亿立方米，同比增长0.8%，可以保证约54年的生产需要。其中，中东地区探明储量排名第一，年储量79.8万亿立方米，占世界总探明储量的42.7%，与往年基本持平。其次是欧洲和欧亚地区探明储量58万亿立方米，在2013年储量明显下降后又回升至2012年的水平，占世界总探明储量的31%。再次是美洲地区，北美洲和中南美洲合计19.8万亿立方米，占世界总探明储量的10.6%，北美洲探明储量持续增长，中南美持平。亚太地区、非洲地区探明储量持平，分别为15.3万亿立方米、14.2万亿立方米，占世界总探明储量的8.2%和7.6%。我国探明储量为3.5万亿立方米，占亚太地区总探明储量的22.6%，占世界总探明储量的1.8%（见表2）。
表2 2012～2014年世界天然气探明储量、份额和储采比地区分布
（二）我国天然气进口气源多元化
1.天然气进口气源格局逐步形成
我国进口天然气包括管道天然气和LNG两部分。2006年我国开始进口LNG，2009年底开始进口管道天然气，但从2012年起，管道气超过LNG进口量。未来俄罗斯天然气将输入，LNG与管输气的差距将越拉越大。
从格局上看，中俄天然气合作实现历史性突破后，中国四大天然气进口通道格局已形成，包括中亚管道天然气、中缅管道天然气、中俄管道天然气以及沿海进口液化天然气。这意味着我国天然气进口东北、西北、西南及海上四大战略通道基本成型，天然气进口多元化的战略布局完成，有助于实现我国国产天然气、进口管道气、进口LNG的多品种、多渠道、多来源、有竞争的供应格局。
表3 2013～2014年中国天然气贸易——进口
2.我国管道天然气进口气源
《BP世界能源统计年鉴（2015）》数据显示，2014年，我国管道天然气进口量为313亿立方米，占世界总进口量的4.7%，较2013年增长14.6%（见表4）。我国主要从土库曼斯坦、缅甸、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦进口管道天然气，供应最多的国家是土库曼斯坦（占2014年管道天然气进口量的93.41%）。
表4 2014年管道天然气进口量
3.我国LNG进口气源
《BP世界能源统计年鉴（2015）》数据显示，我国LNG进口总量为275亿立方米。进口主要来自世界17个国家，如图8所示，卡塔尔供应量最大，其次是澳大利亚和马来西亚。进口总量较2013年增长10.6%，占世界天然气总进口量的8.1%。
图8 2014年液化天然气（LNG）进口量
（三）我国天然气管网建设发展迅速
天然气产业上、中、下游高度一体化的自有特点，决定了只有把基础设施建设好才能实现天然气有效供应的衔接。天然气基础设施建设应当以市场为导向，形成覆盖全国主要生产和消费市场、连通LNG接收站和地下储气库的天然气管网。
1.我国天然气管网建设逐步完善
中国天然气管网等基础设施建设起步晚、布局分散，天然气生产、运输、接收、储存和配送系统很不完善，但近几年管网建设发展迅速。截止到2015年，我国天然气主干管道长度超过8.4万公里，天然气基干管网构架建成，我国天然气“西气东输、北气南下、海气登陆”的供气格局形成（见表5）。
表5 我国天然气管网等储运设施建设基本情况
2.我国天然气管网建设发展迅速
“十二五”时期，我国天然气管网建设迎来快速发展。2015年底，形成西气东输、川气东送和陕京线等管道为骨干的国内基干管网；另外，包括中国—中亚天然气管道、中缅天然气管道、中俄天然气管道以及海上进口通道在内的四大天然气跨国管线建成。
我国国内基干管网由陕京线（陕京一线、陕京二线、陕京三线、陕京四线）、西气东输（西气东输一线、西气东输二线、西气东输三线）、川气东送等主干线和冀宁线、淮武线、兰银线、中贵线等联络线组成，干线管网总输气能力超过2000亿立方米/年。近十年，中国天然气管道长度年均增长约0.5万公里。进入2015年，中国天然气管网建设快速发展（见表6）。
表6 2015年中国管网建设概况
2015年1月，陕京三线天然气管道工程全线建成投产。该工程全长1066公里，设计输量为300亿立方米/年。2015年2月，陕京四线北京军都山隧道全线贯通。陕京四线全长1274.5公里，年输气能力为250亿立方米。2015年3月，鄂尔多斯—安平—沧州输气管道工程（鄂安沧管道）项目总长2422公里，输气能力为300亿立方米/年。新粤浙管道项目即中国石化新疆煤制天然气外输管道工程，全长8280公里，年输气能力为300亿立方米。2015年4月25日，西气东输三线东段隧道主体工程全面完工。西气东输三线工程全长7378公里，设计输量为300亿立方米/年。2014年8月西气东输三线西段全线贯通，中段预计将于2016年底建成投产。
未来中国将重点建设以西气东输三线、西气东输四线、西气东输五线、陕京四线、新粤浙管道、鄂安沧管道、中俄天然气管道东线等为主的主干管网和以地区联络线为主的联络管道，全面建成更加合理完善的全国性管网系统，实现国产气与进口气、常规气与非常规气等不同属地及不同气源间的连通。
我国天然气跨国主干管道又被称为“中国四大能源进口通道”，包括一条海上通道（如经马六甲海峡、中国南海运往中国的LNG通道）和三条陆上通道——西北（中国—中亚）通道、西南（中—缅）通道、东北（中—俄）通道。通道都是油气兼备。
西北方向有中亚—中国管线，它有四条支线，起点都在土库曼斯坦，经过乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦抵达中国边境霍尔果斯，或者经过乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦抵达中国边境乌恰。2016年后这条丝绸之路的天然气最高可达年输气850亿立方米。从土库曼斯坦进入中国后，管道最远抵达上海，管线长6000公里以上，可称世界最长的管线。
西南方向的中缅管线正在修建中，从中东和非洲经由印度洋到达缅甸上岸，通过900公里的输油管线，经由771公里从曼德勒到达中国边境瑞丽，从瑞丽再直达昆明。沿原油管线建有输气管线，直达贵州和广西，全长2806公里，年输气120亿立方米。中缅天然气管道干线全长2520公里，其中，缅甸段793公里，国内段1727公里。通过中贵线，中缅天然气管道和西气东输系统连接在一起，同时也沟通了新疆气区、长庆气区和四川气区联络的通道，使我国油气管网格局基本形成。
东北方向有中俄东线，中俄双方于2014年5月签署了《中俄东线天然气购销合同》，合同期限为30年。双方约定，2018年俄罗斯开始通过中俄东线向中国供气，供气量逐年增长，最终达到每年380亿立方米。2015年6月29日，中俄东线天然气管道中国段开工，标志着“中国四大能源进口通道”战略拼图的全面完成，加快了全国基础性骨干管网的建成。按照规划，中俄东线天然气管道将向东北、环渤海和长三角区域供气，将有效缓解东北地区天然气短缺的局面，还将优化京津冀地区能源结构，对改善京津冀地区大气污染现状，进而促进长江三角洲地区的能源结构调整，都将产生积极而深远的影响。
3.LNG接收站规模化发展
LNG接收站是LNG远洋贸易的终端设备，也是陆上天然气供应的气源。它接收并储存海外天然气运输船运来的液化天然气，气化后供用户使用，实际上是天然气液态运输与气态管道输送的交接点，主要承担液化天然气的接收、储气和气化供气工作。LNG接收站通常由专用码头、卸船系统、储存系统、气化系统、生产控制、安全保护系统以及管道输送等多个系统共同构成[1]。
2006年6月28日，广东大鹏LNG接收站项目一期工程正式投产，标志着中国规模化进口时代的到来。近些年，LNG接收站的建设已成规模化发展。截至2014年底，中国已运行的LNG接收站有11座，接收规模达到3660万吨/年；已获核准正在建设的LNG项目有7个，规模合计2100万吨/年；已获得国家发改委同意开展工程前期工作待核准的LNG项目有4个，规模合计1160万吨/年（见表7）[2]。2015年全年未投产新的接收站项目，投产LNG接收站及中转站接收能力共计4095万吨/年。2015年，LNG接收站及中转站接收总量为1967万吨，整体利用率48%[3]。
表7 中国LNG接收站建设情况（截至2014年底）
4.地下储气库加紧建设
配套建设地下储气库。天然气的地下储存是管道输送系统的重要组成部分，对城市用气季节调峰和国家战略储备起到至关重要的作用，加强天然气储气库建设要与管道建设紧密联系在一起，这是安全平稳供气、天然气行业快速健康发展的有力保障。
1999年，随着陕京线的建设，我国第一座调峰储气库——大张坨储气库在天津市大港区以南独流减河内开工建设，2000年投产，主要承担京津冀地区天然气“错峰填谷”任务，保障京津冀地区冬季调峰及安全平稳供气。2005年，西气东输沿线的金坛储气库开工，为长三角地区调峰保供。2011年第一批商业储气库开建，并与2013～2014年陆续投入运行。为满足全国八大地区不断增长的天然气市场需求，在不断建设管网的同时，在管网沿线也因地制宜地建成不少储气库。
截止到2014年，全国已建成地下储气库25座。2014年调峰量为30亿立方米，占天然气消费量的1.7%，距世界平均水平10%有较大差距。目前国内储气库运营商只有中国石油和中国石化两家，其中，中国石油已建成24座，中国石化建成1座。
三 我国天然气供需中存在的问题及隐患
（一）我国天然气资源分布不均衡
我国天然气资源储量丰富，但受地质条件限制，天然气资源分布极不均衡，呈聚集区或聚集带分布。2015年，我国常规天然气地质资源量为90.3万亿立方米，可采资源量为50.1万亿立方米，其中，致密气地质资源量为22.9万亿立方米、可采资源量为11.3万亿立方米[4]。大型含油气盆地是我国天然气资源的主要集中地，鄂尔多斯、四川、塔里木、柴达木、珠江口、琼东南、东海陆架、莺歌海、松辽9个盆地的天然气资源量、储量和产量贡献超过全国的80%[5]。
其中，中西部地区盆地天然气地质资源量较高（见图9），2014年，鄂尔多斯、塔里木、四川三大盆地天然气地质资源量约占当年全国天然气地质资源总量的60%（2014年全国天然气地质资源量为68万亿立方米[6]）。
图9 2014年中国主要盆地天然气资源量
经济发达的东南内陆地区天然气贫乏，典型代表就是长江三角洲、珠江三角洲，这使得生产和消费形成距离差，资源和市场“东西相隔”，必须通过长输管道将资源与市场连接起来，这造成长输管道调运能力不足，输气成本高。
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。
（二）天然气开发难度大
天然气分布区域地理条件差、地质结构复杂和成藏类型多，勘探开发难度大，资源量转化为探明储量的程度较低。地质、勘探、开发、生产和储运等领域都面临着一系列理论与技术难题。
例如，我国煤层气开发以引进技术为主，所掌握的核心技术与国外先进企业相比仍然有差距，尤其是我国煤层具有低孔、低渗、低压、低饱和度的特点，排采技术已成为提高单井产量的瓶颈。我国页岩气勘探开发需依赖国外油气服务商费用高昂的技术服务，自身缺乏勘探开发的核心技术和关键设备。通过技术攻关项目，较快、较好地解决非常规天然气、深层气、岩性气、致密气勘探开发技术，降低勘探开发成本，将成为“十三五”天然气供给侧改革的重大任务。
《能源发展战略行动计划（2014～2020年）》提出，到2020年国产常规气达到1850亿立方米，页岩气产量力争超过300亿立方米，煤层气产量力争达到300亿立方米。非常规天然气供应目标实现难度较大，主要原因是页岩气开发面临巨大的前期投资和困难的地质地理条件限制，以及水资源和环境污染的约束；煤层气开发面临着矿权重叠制约、单井规模小、投资回收期长等因素制约。页岩气和煤层气预计实现规模400亿～600亿立方米。
煤制气项目已获得国家路条的有50多个，规划产能2500亿立方米/年左右，由于建设过程中环境约束和水资源约束越来越严厉，预计实现规模300亿～500亿立方米/年，远远达不到规划产能。
（三）天然气储采比有所下降
储采比又称回采率或回采比，是指年末剩余储量除以当年产量得出的比率，即按当前生产水平可开采的年数。如表2所示，世界各地区的储采比中，中东地区储采比最高，可开采年数超过100年；非洲地区（69.8年）和欧洲和欧亚地区（57.9年）也相对较高，这些地区可开采年数都在50年以上，生产稳定；中南美地区（43.8年）储采比较高是由于其开采技术滞后导致年产量低；亚太地区（28.7年）储采比相对较低但仍能满足较长时间的生产需要；北美地区（12.8年）储采比较低是由于其开采技术先进导致年产量高。
BP数据显示，近年来我国天然气探明储量持平，但储采比呈下降趋势。2014年我国天然气储量为3.5万亿立方米，与往年相比持平；2014年我国天然气储采比为25.7，而世界储采比为54.1，我国天然气可开采年数约为26年，与往年相比，大幅下降（见图10）。随着低碳经济的发展，以及能源结构调整和空气清洁计划实施的需要，我国应进一步加强内陆气田和海域国产天然气的勘探，提高储采比，降低对海外天然气的依存度。
图10 我国天然气探明储量和储采比变化
（四）天然气基础设施建设不完善
1.天然气基础设施建设无法满足需求
尽管我国天然气管网建设取得了长足进步，但由于起步较晚，气源不断增加与储运设施不足的矛盾、管道快速发展与储气能力滞后的矛盾日益突出。气源分布不平衡更加剧了这一矛盾。
天然气管网建设不足。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。2015年城镇燃气输配管网达到43万～45万公里；预计2020年将达到约60万公里。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。
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，近年来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%。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。
2.管道建设与油田开发不协调
油气改革趋势必将形成“管住中间，放开两头”的格局，其中管网公司的组建路径和监管将是重点。破除中游垄断，实现管网独立，建立竞争性的网运格局，是实现我国天然气产业市场化不可避免的重点环节。
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实施，并且往往需要2～3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。
2014年，《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》（国能监管〔2014〕84号）和《天然气基础设施建设与运营管理办法》（发展改革委令第8号）是最具历史意义和标志性的两项政策。它们不仅打破了我国长期形成的天然气管网设施进入壁垒，要求实行无歧视第三方准入，更重要的是意味着国家可能会改变我国现行上中游一体化运行的天然气行业体制，逐步将天然气管道与上游生产分离，实行独立经营。因为在20世纪80年代初，美国天然气工业放松管制就是从放开管道第三方准入开始的。不放开输气管道进入，天然气产业链上的其他体制机制改革，包括实行上游领域竞争、放开出厂价格和规范并管制管输价格等都很难推出和实施。2014年底，新奥集团成功利用中国石油江苏LNG接收站进口了一船现货LNG，尝到了油气管网基础设施第三方进入的好处。
（五）天然气需求增速降低
目前我国天然气消费主要集中在工业、城市燃气、发电与供热、化工和交通运输等方面。受多方面因素影响，这几类消费需求都存在隐患。
1.工业用气需求减少
工业企业的生存与环境治理之间存在协调发展的问题。加强分散燃煤锅炉治理、实施工业锅炉煤改气，是解决当前大气环境污染问题最快速有效的途径，政府也一再强调要加强这方面的治理。但是，由于这类用气替代的是煤炭，通常天然气价格承受能力非常低，实施起来难度非常大，地方政府在面临企业生存、百姓就业与环境治理的两难问题时，一般会倾向于前者。在环境容许范围内，通过搬迁和异地新建等办法引导企业在城市外围的产业聚集区发展，集中建设燃煤锅炉或热电联产项目，通过脱硫、脱硝、除尘等手段达到环境排放要求，此举势必会减少对天然气的需求。
2.发电行业用气需求增速放缓
发电行业作为天然气利用的重要支撑，存在来自其他能源的竞争，而且需求增速在放缓。与经济增长放缓相对应，中国电力消费高速增长时代正在成为历史，2014年呈现自1998年以来的最低增速，同比仅增加3.8%，6000千瓦及以上规模发电设备平均利用时间仅为4286小时，负荷率为1978年以来的最低水平；2015年以来电力供应持续宽松，一季度用电同比仅微增0.8%。随着煤炭清洁发电技术的进步，国家要缓解煤炭产能过剩压力，天然气发电市场将面临被挤压的局面。超低排放的煤电氮氧化物、硫化物已经可以与燃气机组比肩，东部地区已不再排斥燃煤电厂建设。此外，更加清洁的可再生能源如风电、光电成本不断下降，竞争力越来越强，到2020年风电成本有可能低于气电，天然气发电项目的经济性面临非常大的不确定性。近两年，大多数投资项目处于观望状态，预计“十三五”期间新建项目将非常有限，并且已建成项目也不可避免地要面临电价和热价能否有效疏导的问题。
3.传统化工行业天然气利用呈持续萎缩态势
合成氨、甲醇的生产是传统用气行业，受国内外宏观经济和盲目建设影响，产能严重过剩，装置长期低负荷运行。尽管国际上这两个行业大多数以天然气为原料，但在国内则以煤为主导，近几年煤炭价格长期处于低水平，以天然气为原料的装置面临巨大的经营压力，亏损面不断扩大，很多企业谋求改为以煤为原料的工艺路线或寻求转产。如果国家没有特殊政策扶持，到2020年大部分企业将改变原料路线或转产，不再需要天然气。
（六）天然气定价不合理
1.天然气定价机制市场化程度不够
天然气的定价主要采用与替代燃料挂钩、以市场净回值定价为主的垄断性市场定价政策，竞争性市场定价主要在美国、加拿大、英国等地实行。我国过去主要采用国家调控下的成本加成法，2013年以后才开始在全国范围内采用净回值法定价。我国的天然气定价机制经过多年的发展，目前已经形成了以市场净回值倒推法为基础，挂钩进口燃料油和进口液化气的价格体系，市场机制还不是非常灵活。
我国天然气价格包括出厂价格、管输价格和终端用户价格。我国海上天然气实行市场定价，陆上天然气生产流通各环节的价格均由政府管制。陆上天然气价格实行“分级管理”，其中，出厂基准价和管道运价由国家发改委制定，采用成本加成法定价，终端销售价格由省级物价部门制定。
2013年6月，国家发改委区分存量气和增量气调整了天然气价格。2014年8月12日，国家发改委出台了《国家发展改革委关于调整非居民用存量天然气价格的通知》，决定自9月1日起，在保持增量气门站价不变的情况下，适当提高非居民用存量天然气价格：非居民用存量气最高门站价每1000立方米提高400元，广东、广西存量气最高门站价按与全国水平衔接的原则适当提高，化肥用气企业暂不调价，需承担冬季调峰责任；居民生活用气、学校教学、学生生活用气、养老福利机构用气等（不含集中供热）门站价暂不调整，方案实施后新增居民用气门站价按调整后的存量气门站价政策执行；进一步落实放开进口LNG气源价格和页岩气、煤层气、煤制气出厂价格政策。
此次非居民用存量气价格的调整是继2011年广东和广西实施天然气价改试点、在2013年天然气价格机制改革的基础上提出的，基本完成了中国天然气定价机制由“成本加成法”向“市场净回值法”的过渡。但对于业界关心的天然气门站价调价周期、峰谷气价等问题仍未涉及。
2.居民用户保供要求高，定价偏低
居民生活和采暖用气在天然气利用政策中属于优先类，也是冬季用气高峰时首先保供的对象。目前居民生活用气供气成本高而价格低，大量交叉补贴严重影响了大工业用户、发电用气用户的发展，从国家相关政策看，居民用气交叉补贴问题近两年恐怕难以全面解决；采暖用气仅限于冬季，加大了调峰保供的压力，并且采暖用气也需要大量的政府补贴。在现有气价结构下，这两方面用气规模的快速扩张不利于市场健康发展。
按照国外经验，成熟市场终端用户定价考虑了不同用户的配气成本，居民用户价格最高，工业和发电大用户价格较低。而我国居民用气价格最低，其次是工业和商业用气，车用气价格最高。同时，资源地终端用户价格远低于资源匮乏地区的价格。这种不合理现象持续影响着天然气市场的发展。因此，深化居民用气价格改革，全面实行居民生活用气阶梯价格，在理顺价格水平的基础上建立起科学合理的价格机制，是下一步我国天然气产业价格改革的重要任务。
（七）天然气消费对外依存度逐年提高
预计中国到2035年将超过欧洲，成为世界上最大的能源进口国，而其进口依存度从15%升至23%。中国的能源结构继续演变，煤炭的主导地位从当前的68%降至2035年的51%，天然气的比重翻倍至12%；石油比重保持不变，约为18%。中国化石燃料产量继续增长，天然气（+200%）和煤炭（+19%）的增量，超过石油的减量（-3%）。
天然气将成为增长最快的化石燃料（+1.9%每年），越来越多地用于发电（+2.3%每年），实现从煤炭到天然气的转换。液化天然气贸易将迅速增长，超过管道天然气贸易量。天然气依存度从略低于30%（40亿立方英尺/日）升至超过40%（240亿立方英尺/日）。
四 践行五大发展理念，推进我国天然气供给侧结构改革
习近平总书记指出，实现“十三五”发展目标，破解发展难题，必须牢固树立“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念，加强供给侧结构改革，去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板。绿色、低碳是我国能源革命的方向，天然气在我国能源改革中的地位举足轻重，将为我国能源结构调整做出巨大贡献。
五大发展理念，为我们谋划新思路、推动天然气新发展提供了行动指南。结合我国天然气供需现状，加快天然气供给侧结构性改革，促进天然气开发和利用健康有序发展，为天然气消费走出低谷、天然气供应格局稳定创造有利条件。
（一）加大创新力度，驱动天然气产业发展
新常态下，必须加大创新支持力度，让创新成为天然气产业发展的强劲引擎。
1.进一步推动天然气行业技术理论创新
随着“中国陆相生油”这一崭新理论的提出，为在我国陆相盆地中找到大量石油提供了依据。1941年，潘钟祥在美国石油地质学家协会会议上宣读了《中国陕北和四川白垩系陆相生油》这篇划时代论文。1955年以来，人们在新疆准噶尔盆地找到了克拉玛依油田，并陆续在酒泉、柴达木、塔里木、四川、鄂尔多斯等盆地找到了油气田，这为我国石油和天然气的发展提供了资源保障，并对我国的能源结构产生深远影响。
致密砂岩气概念和理论的形成与完善，促进了我国致密砂岩气的勘探开发。中国致密砂岩气藏经济开发难度大，有低孔低渗、裂缝性、局部含水饱和度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等地质特征。经过30年来的努力，我国已经形成了裂缝性致密砂岩气藏保护屏蔽暂堵技术系列、气体钻井及全过程欠平衡完井保护技术系列，以及最新的气体钻水平井开发致密砂岩气藏技术等，极大地推进了四川盆地新场、洛带、八角场、邛西和鄂尔多斯盆地榆林、大牛地等一批致密砂岩气田的勘测开发进程。煤成气、煤层气概念和理论的提出及完善，推动了中国煤层气开发利用产业。页岩气概念和理论，帮助世界和中国突破寻找天然气田的局限。
高温高压天然气成藏理论实现创新，并在高温高压地层压力预监测、钻前预测和钻后评价等核心技术上取得突破，攻克了高温高压气田的开发难题。位于南海西北部的莺琼盆地3000米中深层天然气资源丰富，是典型的高温高压盆地，这是中国首次在海上成功开发高温高压天然气。2015年2月，中国“海洋石油981”钻井平台在南海北部深水区发现首个自营深水气田“陵水17-2”号，探明储量规模超千亿立方米。此次发现的陵水17-2气田，其构造位于南海琼东南盆地深水区的陵水凹陷，平均作业水深1500米，为超深水气田。这标志着在南海开发油气田所面临的高温、高压和深水这三大世界级难题被攻克。
2.进一步推动制度创新
制度创新是有效推动行业发展的制度保障，包括完善矿权管理制度，深化矿权制度改革，促进天然气勘探开发投入和技术进步。
天然气资源的勘探开发实行国家一级审批登记制度，从事天然气勘探开采的企业，须经国务院批准，由国土资源部审批并颁发油气勘探开发许可证和采矿许可证。我国现行油气矿权管理制度是从计划经济时代逐步演变过来的。1996年修订的《矿产资源法》和1998年出台的《矿产资源勘查区块登记管理办法》《矿产资源开采登记管理办法》《探矿权采矿权转让管理办法》3个配套管理办法，以及我国《对外合作开采海洋石油资源条例》《对外合作开采陆上石油资源条例》，共同构成了现行的油气矿权管理基本制度体系。现有油气矿权相对集中在三大国有石油公司。
随着能源体制改革的不断深化，油气矿权管理制度有一些不太适应形势发展之处，一是准入制度不完善。目前国内仅有三大石油公司具有勘探开采资质，其他资本进入存在法律障碍。虽然国家出台了《关于鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》，但目前放宽油气勘探开发准入的法律法规尚不健全，准入条件不明确，同时也影响了油气矿权的优化配置。二是油气矿权与固体矿权重叠给生产带来安全隐患。如一个盆地，可能有好几百家企业申请此区域不同矿种的勘探开采，主探和兼探相互干扰，管理界限模糊，给生产带来隐患。三是勘探开采投入不足。2014年全国未完成最低勘探投入的油气矿权面积为90多万平方千米，占当年参检油气矿权总面积的1/3以上。四是矿权监管薄弱。缺少必要的监管力量和执法监督。
我国矿权制度应当重点完善矿权管理法律法规；推进市场化配置和加强矿业权监管；始终坚持天然气矿权国家一级管理制度；逐步放宽对天然气勘探开采资质的条件限制，明确准入条件；天然气矿权市场化配置必须同步加强政府监管。
3.进一步加大政策扶持方面的创新力度
提高非常规天然气政策扶持力度，促进非常规天然气勘探开采技术的提升和产量的提高。目前，虽然我国非常规天然气的开发初见成效，但是同等产量下我国煤层气、页岩气开发投资成本远高于常规天然气，勘探期的煤层气、页岩气项目基本上都处于亏损状态。资源特性和较高的技术要求，决定了这些资源的勘探开发存在诸多难题，虽然国家出台了补贴标准为0.4元/立方米的扶持政策，但开发企业不一定能实现成本回馈或实现盈利，开发企业对未来的盈利预期依然存在巨大的不确定性。
政府进一步的政策调整和支持可以激发开发企业的积极性。如实行财政补贴、优化增值税减免政策，由“先征后返”改为“即征即返”，增值税退税部分免征企业所得税，或可以将扶持政策时限延长。
（二）统筹上中下游，协调天然气产业链平衡发展
天然气发展具有上、中、下游高度一体化的特点，因此天然气产业的健康发展，必然要求上游的勘探开发、中游的管线建设、下游的市场开发协调进行。季节性的“气荒”暴露了我国天然气产业发展中的供需不平衡。天然气产业链的协调发展是解决供需失衡的根本途径。
天然气产业链的上、中、下游互为前提、相互促进。没有资源的勘探开发，就没有天然气产业链；没有管道的建设，资源就到不了用户终端；没有市场的需求，就没有资源的开发。资源的勘探开发会驱动天然气管道的建设和市场利用的开发；天然气管道的建设会促进资源的开采和市场的开发；天然气市场的开发也会加快天然气资源的开发和管道的建设。
白兰君在《全面协调，快速发展——论天然气产业链协调发展》中提出天然气产业链协调发展的“木桶理论”，用以解释天然气产业链产、输、配、销各环节之间的关系。他将天然气产业链的各个环节比喻成组成木桶的底板和木板，木桶能不能盛水、盛多少水，除了看最短板之外，还要看这个木桶是否有坚实的底板以及木板之间是否有缝隙，结合是否紧密。
1.资源是基础
资源基础就是木桶底板，没有木桶底板木桶就没法盛水；同样，天然气产业链的存在也取决于资源这一基础条件，上游能力是产业链能力大小的决定因素，天然气中下游必须与上游协调发展。
资源的稳定供应是我国天然气产业链健康持续发展的前提。“富煤、缺油、少气”的资源状况决定了我国成为天然气净进口国，天然气资源对外依存度高，在我国一次能源中的比重偏低。随着技术进步和投入加大，“十一五”“十二五”期间对天然气资源勘探开发和管网建设力度加大，天然气在我国能源消费结构中的占比增速最快。“十三五”期间，加快开发致密气、煤层气、页岩气等非常规天然气，研究探索深层气、水溶气、天然气水合物等新型非常规天然气开发可行性，比以往任何时期都更具战略性。
我国天然气储运设施的建设和市场的开发必须迎合我国天然气资源分布不均衡、严重依赖进口等特点。由于我国天然气资源分布不均衡，多分布在经济欠发达的西部等地区，加上国产气源不足，多依靠国外进口LNG和管输气补给，尤其是出现冬季供气严重紧缺，而夏季又过剩的现象，我国应在拓展国外进口天然气项目的同时，加快长输管线、LNG接收站和地下储气库的建设，加快从天然气生产区伸向各个消费区的主干管网和区域支线的建设，并与国外长输管线、接收站、储气库和用户终端相连，构建一张四通八达、调度错峰能力强的天然气管网。
2.管道是纽带、市场是标尺
木桶底板的大小以盛水量为依据，即天然气的开采必须以管网等基础设施的储运能力为标尺、以市场需求为度量，天然气上游发展须以中下游为导向。
由于天然气产业高度一体化和天然气不易储存的特征，天然气的开采是根据市场需求来保证供应的，气田生产必须保证产销的稳定性，简单来说就是先确定好市场需求量，然后铺设好管道，再通过管道将天然气输送到用户终端。而市场需求的确定必须考虑天然气价格的变化。如果用户向天然气生产企业提出100亿立方米的意愿需求或现实需求量，天然气生产企业如按照此量来安排生产保证供应，当天然气价格上涨或替代能源价格下降时，用户的有效需求将会减少，天然气生产能力将产生过剩，所以天然气需求量的确定不是简单的用气项目用气量的相加，而应当考虑价格的变化。2014年以前，原油和石油价格飞涨、天然气清洁燃烧且价格低廉的优势导致天然气需求旺盛，但是我国天然气价格是由政府定价的，没有反映市场竞争，这种旺盛需求反映了对天然气合理价格不具承受力的虚火。2014年以来我国原油和石油价格从原来的100美元一桶降到30美元一桶，煤炭价格双双“跳井”，国内天然气失去其价格优势；加上经济发展疲软致使工业燃料需求下降，天然气消费增速创历史新低。因此，天然气生产企业开采或进口天然气资源时，应当以天然气管网、接收站和储气库等储运设施的能力为标尺，以天然气市场需求为度量，并将天然气及其替代能源的价格对天然气需求量的影响考虑在内。
天然气产业发展早期是以提高天然气供应量为主来发展天然气工业的，这种“供应推动”的粗放式发展已经不符合我国从资源驱动、投资驱动转向创新驱动的精细化经济发展模式。在加大天然气资源勘探开采的投入时，要加强下游市场用户的需求侧管理，制订好的生产销售计划，并建立连接气田、管网、接收站、储气库和用户终端的立体调峰系统。
木板之间要结合紧密，避免短板的出现，否则将会影响整个木桶的盛水量，即天然气中下游之间也需要协调发展。天然气管道等储运设施的建设应当与气田的规模相适应，否则将影响管输企业的经济效益，或者无法保障开发和市场的需要。合理的用户结构在给生产企业带来经济效益的同时，也为天然气市场调峰能力的提升提供保障，如那些拥有多气源和调峰措施的工业用户可以有效应对市场波动，保证天然气产业链的健康发展。
（三）提升供应能力、增加利用，落实绿色发展理念
1.提高天然气供应能力
提高天然气供应能力是供给侧结构性改革的重点内容。扩大天然气在能源生产结构中的比重、提高天然气产量和供应量，成为能源领域、气候领域和国际社会的基本共识。“面对环保的压力，我国大力发展天然气的愿景没有改变。”国家能源局油气司副司长杨雷表示，虽然现在天然气产业形势不乐观，但只是阶段性的，未来产业前景仍是光明的。
2016年1月4日，中共中央政治局常委、国务院副总理张高丽主持召开大气污染防治工作座谈会时表示，党中央、国务院高度重视大气污染防治工作。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》在绿色发展部分明确提出积极开发天然气、煤层气、页岩气。按照《国家应对气候变化规划（2014～2020年）》，加快发展天然气勘探开发，实现2020年天然气在我国一次能源中的比重达到10%以上的宏伟目标。
《能源发展战略行动计划（2014～2020）》中强调，按照陆地与海域并举、常规与非常规并重的原则，加快常规天然气增储上产，尽快突破非常规天然气发展瓶颈，促进天然气储量产量快速增长。
加快常规天然气勘探开发。以四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和南海为重点，加强西部低品位、东部深层、海域深水三大领域科技攻关，加大勘探开发力度，力争获得大突破、大发现，努力建设8个年产量百亿立方米级以上的大型天然气生产基地。到2020年，累计新增常规天然气探明地质储量5.5万亿立方米，年产常规天然气1850亿立方米。
重点突破页岩气和煤层气开发。加强页岩气地质调查研究，加快“工厂化”“成套化”技术研发和应用，探索形成先进适用的页岩气勘探开发技术模式和商业模式，培育自主创新和装备制造能力。着力提高四川长宁—威远、重庆涪陵、云南昭通、陕西延安等国家级示范区储量和产量规模，同时争取在湘鄂、云贵和苏皖等地区实现突破。到2020年，页岩气产量力争超过300亿立方米。以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘为重点，加大支持力度，加快煤层气勘探开采步伐。到2020年，煤层气产量力争达到300亿立方米。
《能源发展战略行动计划（2014～2020）》中要求加快天然气管网和储气设施建设。按照西气东输、北气南下、海气登陆的供气格局，加快天然气管道及储气设施建设，形成进口通道、主要生产区和消费区相连接的全国天然气主干管网。到2020年，天然气主干管道里程达到12万公里以上。
BP《2015世界能源展望》指出，中国的能源结构继续演变，煤炭的主导地位从当前的68%降至2035年的51%，天然气的比重翻倍至12%。
2.增加天然气利用
天然气是清洁、低碳的化石能源，碳排放系数约为0.4226。增加天然气消费，提高天然气在能源消费中的比重，可以显著减少温室气体排放。气候大会呼吁重视可再生能源、低碳能源的利用，天然气成为能源结构改革的新兴力量。
《能源发展战略行动计划（2014～2020）》坚持增加供应与提高能效相结合，在加强供气设施建设、扩大天然气进口的同时，有序拓展天然气城镇燃气应用。争取到2020年，天然气在一次能源消费中的比重提高到10%以上。实施气化城市民生工程。新增天然气应优先保障居民生活和替代分散燃煤，组织实施城镇居民用能清洁化计划，到2020年，城镇居民基本用上天然气。稳步发展天然气交通运输。结合国家天然气发展规划布局，制定天然气交通发展中长期规划，加快天然气加气站设施建设，以城市出租车、公交车为重点，积极有序发展液化天然气汽车和压缩天然气汽车，稳妥发展天然气家庭轿车、城际客车、重型卡车和轮船。适度发展天然气发电。在京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染重点防控区，有序发展天然气调峰电站，结合热负荷需求适度发展燃气—蒸汽联合循环热电联产。
（四）加强对外合作，形成开放型天然气产业格局
1.对外合作开发，突破技术限制
对外合作开发为天然气发展做出巨大贡献。近些年，随着改革开放的不断发展，我国天然气开发行业“走出去”与“引进来”的对外合作项目屡见不鲜。2006年，中石油、道尔达签订合同合作勘探和生产鄂尔多斯盆地的苏里格气田的天然气。2006年，中石油、壳牌公司勘探生产鄂尔多斯盆地的长北天然气田。2007年，为了安全生产，利用雪佛龙先进的开采高含硫天然气的技术，中石油、雪佛龙公司签订合同合作开发四川天然气，为期30年。川东北天然气开发生产区是我国陆上最大的天然气对外合作项目。此前中石油受技术限制无法保证安全开采，过去几年间，该气田曾发生无数起严重的生产事故。2010年，中石化与挪威国家石油公司合作开发巴西等地的油气资源。2011年，中石油、壳牌公司合作开发长庆油田长北区块。2012年，中海油将南海9个区块对外开放，对外国公司进行招标，合作开发南海天然气资源。2012年，中石油、印度达成在保持缅甸、叙利亚、苏丹的现有合作关系的基础上，共同在全球范围内开采油气资源的协议。2015年，中石化、俄罗斯石油公司签署《共同开发鲁斯科耶油气田和尤鲁勃切诺—托霍姆油气田合作框架协议》。2009年以来我国页岩气勘探开发探索中，外国石油公司、外国石油工程公司也发挥着重要推动作用。2013年，“一带一路”发展战略的提出，使得中国与沿线国家在石油、天然气合作上取得丰硕成果。国际型、开放型天然气产业格局基本形成。
2013年5月15日下发《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》，商务部取消对石油、天然气、煤层气对外合作合同的审批工作。这将为项目合作提供便利，提高企业对外合作的积极性，进而扩大合作规模。2013年，中国国家主席习近平在哈萨克斯坦纳扎尔巴耶夫大学演讲时提出“一带一路”合作发展的理念和倡议。“一带一路”是指“丝绸之路经济带”和“21世纪海上丝绸之路”，依靠中国与有关国家既有的双多边机制，借助既有的、行之有效的区域合作平台，旨在借用古代“丝绸之路”的历史符号，高举和平发展的旗帜，主动地发展与沿线国家的经济合作伙伴关系，将推动中国与沿线国家发展能源合作，为中国提供安全可靠的油气进口来源，为沿线国家优势互补、开放发展带来新机遇。
但是2014年以来我国天然气对外合作开发进一步推进放缓甚至受阻。油价下跌使得天然气产业的对外合作开发出现了停滞。2014年壳牌公司宣布退出石楼北区块煤层气合作开发。2015年部分外资公司宣布退出部分页岩气合作项目，部分外国公司放慢了煤层气合作开发项目步伐。落实十八届五中全会精神和开放发展理念，从构建开放型天然气产业的新高度出发，需要大幅度提升天然气领域对外合作水平，吸引和鼓励跨国石油公司对中国天然气产业的投资回升，为天然气产业供给侧改革增添活力和推动力。
2.推进天然气进口贸易，确保供气安全
进口天然气是推进供给侧结构性改革的重要途径。我国国产天然气气量短缺，需要大量进口天然气补充。2015年进口天然气约614亿立方米，约占天然气消费量的1/3，为天然气供气安全、煤改气、价格改革及雾霾治理做出重大贡献。
经过“十一五”“十二五”期间的探索、发展，已经初步形成了LNG和管道输送并举的多元化天然气进口格局。随着中缅、中亚、中俄等天然气长输管线建成投产，天然气进口结构将进一步优化。“一带一路”发展战略将带动沿线各国天然气贸易的繁荣。未来5年，想要加强天然气贸易，基建建设必将先行，构建区域性的天然气管网，包括中国东北连接俄罗斯东部的天然气管道、中亚天然气生产国连接南亚消费国的天然气管道、中东地区连接东南亚的横跨多国的天然气管道，以及开辟除了马六甲海峡等传统运输通道外新的海陆联运航线，保证中国天然气进口通道更加多元化，提高我国天然气进口通道的运输能力。2014年以来以及未来很长一段时间内，国际低油价导致低气价，进口天然气的到岸价格下降，进口天然气获得价格优势，提高了进口天然气的竞争力，有利于增加低碳能源供应，推动能源供给侧改革。
（五）合作开发、集体共享，实现天然气产业的共享发展
1.引入民营、社会资本推动天然气开发利用
2014年以来的国际油价暴跌，沉重打击了“三桶油”和国外原有合作方投资天然气的积极性。引进和鼓励包括更多的外国资本、国内民营资本、社会资本在内的非公有制经济投资主体和新兴油企分享天然气资源勘探开发机会，将极大地促进天然气产业开发利用的繁荣发展。
2014年3月，中石油董事长称，将在新疆试点与民营资本、社会资本联合勘探开发上游天然气资源。2015年7月7日国土资源部发布新疆石油天然气区块开发招标公告，以新疆为试点的油气资源勘探开发领域混合所有制正式拉开序幕，克拉玛依油田、塔里木油田和吐哈油田三大油田的部分区块的开发引入地方国有资本及民营资本。总结新疆石油天然气区块开发招标基本经验，吸引、鼓励新兴与非公油企参与天然气勘探开发投资。鼓励天然气企业技术创新，降低天然气勘探开发成本，推动部分天然气资源实现商业开发，转变成有效天然气供应能力。
2.拓展天然气资源共享人群
我国天然气市场仍有很大潜力，如世界人均用气量是我国人均用气量的4倍。我国的天然气利用率和普及率都偏低。发挥市场在天然气资源配置上的决定性作用，开发中小型城市、新兴城镇和资源地天然气市场，培育天然气需求新兴领域和新的增长点，促进天然气在全国统一市场中合理配置、合理流动，让更多的地区和人民共享天然气利用带来的便利，扭转近年来出现的天然气消费增长减缓趋势，刺激天然气需求和天然气消费健康有序增长。抓住国际油价、国际气价较低的有利时机，加大共享国外天然气资源的工作力度，鼓励投资海外天然气开发，推进“一带一路”天然气合作开发，加快天然气采购合同谈判、签订步伐，通过增量天然气合同，摊薄、降低进口天然气的平均成本。
五 未来能源改革展望
经济学原理告诉我们，供需矛盾不能只从需求侧或供给侧单方面找原因，应该从供需协调中探索可行之路。有需求、有市场才能有生产、有供应。供需协调发展才能确保我国天然气产业健康发展。我国天然气产业发展除了应在供应侧如陆上资源开发、海外资源进口方面推进外，也应该看到需求侧，我国天然气市场发育滞后，在很多应用领域缺乏经济性竞争优势。
日前，国务院批转国家发展改革委《关于2016年深化经济体制改革重点工作的意见》（以下简称《意见》），提出10个领域50项年度经济体制改革重点任务，涉及国企混改、重点行业改革、价格改革、国际产能合作等能源相关领域。提出推进国有企业混合所有制改革，在电力、石油、天然气等重点领域，选择一批国有企业开展混合所有制改革试点示范，推动集团公司整体上市；加快推进重点行业改革，出台深化石油天然气体制改革的若干意见及配套政策；深入推进价格改革，择机理顺居民用天然气门站价格，完善天然气管道运输价格机制；完善“一带一路”和国际产能合作体制，务实推进中蒙俄等六大国际经济合作走廊建设，加强与相关国家发展战略对接。在国家宏观引导下，稳步推动上述有关天然气供需的改革，“十三五”时期天然气行业将获得长足发展。