2017年，我国天然气消费量约2300亿立方米，比上年增长16%；天然气进口量超过900亿立方米，比上年增长约24%，对外依存度已达39%，未来还可能继续攀升。这对国内天然气市场供应安全提出了严峻挑战，一旦国际市场和进口环节有任何风吹草动，都可能引起国内市场的连锁反应。以欧洲地区为例，2006年以来俄罗斯多次中断对西欧的供气，造成大面积供气紧张，迫使欧盟制定能源应急计划，还出台了天然气供应安全条例和标准。因此，随着我国天然气广泛的利用和大量进口，其战略属性不断增强，对供应安全问题的要求越来越高。

管网和储气库等基础设施建设相对滞后于天然气生产和消费需求增长，形成明显的短板制约。

      目前，我国天然气需求侧的利用领域开发和消费市场启动已基本完成，天然气在未来一次能源结构中的主体地位也日渐明朗，预计到2020年和2030年的占比分别达到10%和15%，相应年需求量约为3300亿立方米和6000亿立方米左右。同期，国内天然气产量预计能达到1800亿立方米和3000亿立方米左右，对外依存度接近50%，供给侧将进一步趋紧，不排除频繁出现供应紧张的可能。因此，有必要将天然气的发展模式从市场主导转向资源约束，即以资源的可供性和产业链各环节的匹配性约束市场发展，相应工作重心也从需求侧回归供给侧，着力解决好供给主体多元化、多气源协同保障、产业链均衡匹配问题。学习借鉴欧盟经验，制定国家天然气供应安全条例和标准，依法推进天然气安全平稳发展。

      天然气勘探开发需要持续、不间断地投入工作量。在2014年以来的这一轮国际低油价周期里，美国的页岩气开发始终保持一定规模的钻探工作量，并采用了“只钻井、不完井”的策略（DUC，Drilled But Uncompleted Wells），形成大量的该类“井库存”，使页岩气产量持续增长，资源接续能力、市场适应性及整体竞争优势进一步增强。我国的天然气资源禀赋远不如美国，按照规划要在2020~2030年期间实现6%左右的年均产量增长，必须持续加大对天然气勘探开发的投入，研究制定更加周密的增储上产、技术攻关计划。在页岩气开发方面，加快推进矿权开放，创新投资形式，吸引社会资本参与，并制定更加优惠的财政补贴或税费减免政策。

      在可以预见的未来，我国大量进口天然气已难以避免。其中，跨境长输管道，因其相对安全、稳定并能够远距离、大规模输送，一般被视为天然气进口的主要方式，但也存在着地缘政治、恐怖袭击、政策法律、地质灾害等方面的风险。相比而言，LNG贸易完全市场化运作，更具开放性、灵活性，但现货价格波动大。我们可以把管道气的规模化、稳定性与LNG的市场化、灵活性结合起来，从战略上打造东部西部协同、海上陆上互补的天然气进口保障体系。目前，我国LNG进口量和接收站建设规模，与未来天然气消费规模还很不匹配。今后一个时期，应充分利用国际LNG市场总体供应宽松的有利时机，加大进口力度，并采取长短贸相结合的方式，合理配置进口资源。

      这几年，国内对油气管道独立的讨论比较多，国家在深化油气体制改革的意见中也明确要分步实施独立。由于这只“靴子”迟迟不落地，已对管道的投资建设造成不利影响。2016~2017年国内年增天然气主干管道里程仅3000多公里，不及“十二五”期间年均水平的40%。鉴于我国天然气管道发展的阶段性，在石油公司内部实行管道经营权独立，配合实施混合所有制改革，有利于继续调动其投资建设的积极性，主动做好资源、储运、销售的协调，承担调峰储备和保供的责任，同时国家加强监管，强制公开透明，保障第三方准入权益。如果采取彻底的所有权独立，即成立独立的天然气管道公司，则必须解决好谁投资、谁协调、谁监管、谁保供的问题。

      气价改革是必须要过的一道坎。主要是完善市场化的气价形成机制，进一步发挥好国内天然气交易中心的作用，建立上下游价格联动或传导机制，特别是改革非居民用气与居民用气的价格双轨制，实行价格并轨，化解交叉补贴，避免燃气企业寻租谋利，促进产业链各环节利益共享、风险共担、协同发展。为保障民生，可借鉴其它公共事业做法，成立天然气专项补助基金，精准帮困，定向给困难户、供热企业等终端用户发放补贴；探索建立调峰气价机制，试行峰谷、季节、气量差价，创新储气经营方式，允许开展“储气交易”，提高储气库建设的投资吸引力。