2004年西气东输投运以来，中国天然气产业快速发展，目前已基本形成气源多元化、管道网络化的供应格局，天然气消费市场遍及31个省(自治区、直辖市)。但与中国推动能源生产和消费革命的战略要求相比，天然气发展仍存在着一些制约因素：战略定位有待进一步凝聚共识，对天然气利用清洁性的质疑急需澄清;矿业权制度有待完善，勘查开采投入不足;基础设施建设滞后，保供压力较大;市场机制不健全，监管体系不完善;科技创新能力不足，装备自主化水平有待提高。
战略地位需要认清
天然气在中国能源中的战略定位决定了整个天然气行业的发展方向，事关各地大气污染防治和清洁取暖等行动能否有效落实。目前，将天然气发展成为中国主体能源之一的战略定位已基本达成共识，但仍存在部分不同声音，主要表现在两个方面。一是认为中国天然气资源禀赋较差，不具备作为主体能源的资源基础，“富煤贫油少气”的观念仍然根深蒂固，没有跟上“页岩革命引发基础理论和工程技术创新，大幅增加世界天然气可采资源”的革命性变革。二是认为世界能源正在由“油气时代”向可再生能源转变，天然气与可再生能源相比，虽然清洁但仍是含碳的化石能源，只是过渡能源或补充能源，发展潜力有限，没有认识到未来天然气具备成长为世界第一大能源的基础和潜力，且天然气具有调节灵活、响应迅速的优点，可与可再生能源发展形成良性互补。
在认识到天然气是绿色低碳高效能源的同时，社会公众对天然气的清洁性仍存在部分质疑，主要体现在两个方面。一是认为天然气仍是含碳能源，虽然燃烧几乎不产生二氧化硫(SO2)和颗粒物，但仍然会排放二氧化碳(CO2)等;二是认为天然气燃烧排放的氮氧化物和水汽量与煤炭相比更多，反而会加速雾霾的形成。这些片面甚至错误的声音干扰了对天然气发展的战略定位，也对大气污染防治和北方地区冬季清洁取暖工作产生了一定的困扰。为消除公众疑虑，便于各地抓紧开展各项工作，全面澄清天然气利用的清洁性非常必要和紧迫。
多因素制约勘探开发
资源品质下降、技术创新不足及勘查开采体制不完善，制约了天然气勘探开发。
资源品质整体变差。全国油气资源动态评价(2015)结果表明，全国待探明天然气地质资源量80万亿立方米，88%的资源分布在四川、鄂尔多斯、塔里木、松辽、柴达木、东海、琼东南、莺歌海、珠江口9大盆地，超过35%的资源分布在低渗储层，25%为致密气，20%以上位于海域深水。勘探对象日趋复杂，勘探开发成本较高。
理论技术创新力度不够。虽然近年来中国天然气勘探开发理论及技术装备创新取得很大进展，但复杂地质条件下的天然气成藏理论还有待进一步完善，陆上深层、火山岩等气藏勘探开发核心技术尚需加大攻关力度，海洋深水气藏开发理论与技术装备仍比较落后，规模效益开发页岩气、煤层气的关键技术体系尚未形成。
勘查开采体制机制有待完善。尽管中国已初步构建了一套较为完整的油气勘查开采体制，但油气矿业权高度集中在少数大型国有油气企业，油气矿业权流转和退出机制不健全，社会资本进入难，还未形成多元化的、充分有序竞争的现代油气勘查开采体制机制，一定程度上制约了油气资源的充分开发利用，不利于激活资源潜力。
勘查开采投入不足。近年来，受资源禀赋较差、国际油价低位徘徊、理论技术创新力度不够和勘查开采体制不完善等因素影响，全国油气勘查投资大幅减少，从2013年最高值786亿元降到2016年的528亿元，降幅达33%，有38%的勘查区块投入未达到法定标准;油气开发投入下降更明显，从2013年的峰值2876亿元降到2016年的1333亿元，降幅高达54%。
基础设施与保供压力
基础设施能力不足。一是与欧美发达国家相比，中国天然气管道和地下储气库建设仍存在较大差距。截至2016年底，中国每万平方千米陆地面积对应的管道里程约70千米，仅相当于美国的12%。地下储气库形成工作气量64亿立方米，仅占消费量的3.1%，远低于世界10%的平均水平。二是天然气利用“最后一公里”建设存在短板。全国尚有超过20%的地级行政单位、约30%的县级行政单位没有接通管道气。三是随着中国城镇化发展加速、环保意识提高，人口密集区、规划区、自然保护区越来越多，管道建设与城乡规划的矛盾时有发生，基础设施选线选址难度越来越大。地方政府出于地方利益和管道保护压力对国家重大战略性基础设施建设项目支持力度不足，或将项目推进与地方利益过度捆绑，影响了部分重点项目的按期投运。
保供压力较大。一是天然气季节性峰谷差逐年增大。随着大气污染防治、清洁取暖工作的深入推进，华北等地“煤改气”需求进一步增加，冬季用气峰值持续走高，保供压力较大。二是天然气冬季进口通道存在一定风险。2016年冬季西北通道沿线中亚国家超额下载气量造成国内供气量不足，海上LNG进口通道冬季易受气象影响，LNG船舶无法按时靠岸。三是不同企业间基础设施互联互通程度不够，制约了天然气资源优化配置和灵活调运。四是储气调峰责任落实程度不够，辅助服务机制尚未建立。地下储气库工作气量和各城市应急储气能力均严重不足，供气企业与城镇燃气经营企业在日调峰责任上存在推诿扯皮现象。
市场机制与监管体系存在缺陷
市场机制不健全。一是竞争性环节尚未实现市场化定价。目前天然气销售门站价格为政府基准定价，包括出厂价(进口采购气价)和管输费，这种将两者绑定到一起的定价模式不利于管网设施的第三方公平准入;季节性气价和调峰价格还未全面推广，不能及时反映天然气价格与供需关系变化;居民、非居民用气“交叉补贴”问题突出，严重降低了天然气在工业领域的竞争力，抑制了天然气在发电、交通、工业燃料等领域的大规模利用。作为国内外既有的成熟机制，全国范围内的大用户直供直销体系建立才刚刚起步，全面推广的呼声日益强烈。二是交易平台建设仍处于较低水平。虽然目前已有上海石油天然气交易中心，重庆石油天然气交易中心正在加快筹建，但现有交易中心的交易规则、会员覆盖和交易量等与国际一流水平相比仍存在较大差距，短期难以取代政府基准定价成为新的价格基准。三是LNG、CNG储配站已成为北方地区冬季清洁取暖和气化农村的重要方式之一，取得了很好的实践。但各地政府对以上发展方式与燃气企业特许经营权之间的关系理解不统一，未来如何规范发展亟须给予明确。
监管体系不完善。一是监管工作机制尚未理顺、职责不清。中国能源行业监督管理职责相对分散，相关部门之间、中央政府部门与地方政府部门之间存在政策目标差异和步调不同步等问题，工作协调难度较大。二是监管工作界面不明，监管效率偏低、效力偏弱。法律法规缺失，问题处理依据不足，监管工作缺乏应有的强力支撑，一定程度上影响了监管的效力。三是监管主体、监管手段单一，难以满足“放管服”改革的需要，政府监管部门主要依靠行政性的强制手段，政府以外其他社会群体的同业监审作用没有得到有效释放。具体到监管事项上，部分省份省内天然气管道、城镇燃气配气管网等中间环节过多，拦截收费、强制服务、层层加价，终端用户没有得到改革红利;城镇燃气企业接口费、开户费等服务性收费较高，甚至成为部分燃气企业的主要利润来源;天然气基础设施第三方公平准入落实程度不高。
