现在由于受到低油价的冲击，给我国天然气市场带来了严重的危机和挑战，整个行业都处于低迷的状态。如何能找到对策来应对目前情况，我国天然气市场究竟路在何方?
天然气作为清洁高效的化石能源，长期以来得到了政府的高度重视和支持，相关企业也不遗余力地推动天然气业务的大发展。在当前加强大气污染防治和应对气候变化的双重背景下，我国政府更是提出了十分积极的发展目标。《天然气发展“十二五”规划》提出2015年天然气消费量达到2300亿立方米;2014年出台的《能源行业加强大气污染防治工作方案》提出2015年天然气消费比重达到7%，2017年提高到9%以上;同年发布的《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》和《国家应对气候变化规划(2014—2020年)》又提出2020年天然气占一次能源消费比重达到10%以上，利用量达到3600亿立方米。
我国人均天然气消费量和天然气占一次能源的比重均为全球平均水平的1/4，可以说，无论是从当前治理环境的紧迫性来看，还是从兑现我国政府向国际社会做出的碳排放承诺来看，天然气发展目标非常适宜。
但实际情况并不如预期般乐观。由于经济增速换挡、气价上调、煤炭价格下挫及其他替代能源的快速发展，2014年我国天然气消费增速结束了连续十几年两位数增长历史，增速大幅回落至8.6%，创2002年以来的新低。根据国家发改委统计数据，2015年一季度全国天然气消费增速同比仅增长4.8%，4月份甚至同比下跌5.9%。估计2015年天然气消费量能达到2000亿立方米就不错了，与“十二五”规划的2300亿立方米目标相去甚远。
目前看来，实现“十三五”规划目标的挑战和困难极大。2020年天然气消费量要达到3600亿立方米，意味着未来5年年均需求增量不能低于300亿立方米;而2000—2014年我国天然气消费量从245亿立方米增至1800亿立方米，年均增量仅为110亿立方米，即便在增量最大的2011年也仅为230亿立方米。如果“十三五”期间没有强有力的政策支持，2020年全国天然气需求连3000亿立方米都很难实现。特别是受经济下行压力加大的影响，整个能源行业都不景气，煤炭市场持续萎靡，电力需求陷入低谷，天然气行业又怎能独善其身?
与需求疲弱相对应的，则是我国天然气资源供应能力的严重过剩，粗略估算年富余量至少在100亿立方米以上，特别是最近几年大量照付不议的长贸进口合同陆续进入窗口期，将进一步加剧资源过剩的局面。
进口管道气方面，已投产的中亚天然气管道A、B、C线合计设计输气能力550亿立方米/年，中亚天然气管道D线境外段也已经在2014年开工，计划2016年通气，设计输气能力300亿立方米/年。中俄东线天然气管道也已签署购销协议，计划2018年建成，设计输气能力380亿立方米/年。加上中缅天然气管道，2020年我国进口天然气管道合计输气能力将高达1350亿立方米，甚至超过2014年国内天然气产量。
进口液化天然气(LNG)方面，截至2014年年底我国已有11座LNG接收站建成投产，合计能力4080万吨/年，另有近2000万吨/年的产能在建。尽管去年我国LNG进口量仅为1985万吨，但石油石化三大企业签署的协议LNG进口总量已经超过4200万吨/年。最近几年，我国将有大量的进口LNG协议进入窗口期，除了2014年开始执行的PNGLNG(200万吨/年)和QCLNG(360万吨/年)外，还包括BGPortfolio(500万吨/年)、APLNG(760万吨/年)、GorgonLNG(225万吨/年)和ShellPortfolio(200万吨/年)等。
此外，我们还需特别警惕国际现货LNG对国内天然气市场的冲击。当前全球LNG市场资源严重过剩，国际上游贸易企业已经把中国作为“泄洪”的主要对象之一。它们一方面通过与油价挂钩的方式以超过12美元/MMBtu的价格向我们销售长贸资源，另一方面又以7~8美元/MMBtu的现货价格冲击国内天然气市场。这将严重扰乱我国天然气市场秩序，导致夏季上游气田大规模限产，并进一步拉大天然气管网冬夏峰谷差，对管网正常生产运行造成巨大冲击。我国对天然气进出口没有特殊管制，国家有关部门正推动管网设施公平开放，并将LNG接收站也列为开放对象之一。然而，美国所有新建LNG接收站都不受第三方开放条款支配，欧洲新建LNG接收站也大多获得了第三方开放豁免。
综上所述，当前我国天然气市场正面临着前所未有的危机和挑战，上下游相关企业也对未来发展的方向感到迷茫。建议国家明确天然气在能源战略中的定位，加大政策支持力度，深化改革，通过市场化机制引导天然气产业的健康持续发展。
首先，应明确新时期天然气在我国能源系统中的战略地位，力求天然气在能源结构目标的实现。
我国以煤炭为主的能源结构短期内不会改变，这使得未来减排形势依然严峻。分析比对各类能源的发展，唯有天然气是优化我国能源结构、防治环境污染、改善大气环境的现实能源。而从我国天然气利用领域看，传统的如城市燃气、工业燃料、化工用气，甚至新兴的交通领域用气等市场规模都不足以完全消化今后的过剩资源。国外经验表明，天然气市场发展进入稳定期以后，发电将成为促进天然气需求增长的主要动力。目前我国电源结构中，煤炭发电占60%以上;而气电在环保和效能方面大大优于煤炭，同时气电可以为风电、光伏发电等可再生能源调峰。截至2014年年底，我国燃气发电装机容量5567万千瓦，仅占全国发电装机总量的4%，远低于燃煤发电62%的装机比重，也远低于美国(40%)、英国(36%)、日本(28%)、韩国(21%)等主要国家天然气发电装机水平。燃气发电装机容量5000万千瓦，运行时数达到3000小时，即可消费天然气约300亿立方米。有关机构预测2020年我国发电装机总需求在20亿千瓦左右，“十三五”期间新增约6.5亿千瓦。因此，天然气发电是能否实现我国能源结构目标的关键。
其次，必须通过行业的自身努力，以及政府配套的产业刺激政策，提高天然气与相关能源的经济竞争力。
天然气在我国能源市场始终扮演着替代者的角色，替代目标以煤炭和石油产品为主。市场经济条件下，价格竞争力是能否实现替代的关键。但是，国内煤炭价格已经从2010年1000元/吨的高位降至目前的400元/吨;Brent原油价格也从2014年6月的115美元/桶降至目前的65美元/桶;反之，国内天然气门站价格则连续多年上调，累计涨幅超过50%。目前我国天然气价格已经相当于等热值煤炭价格的3至4倍，气电成本是煤电的近2倍，天然气相对成品油的经济性优势也被大幅削弱甚至丧失。企业用气意愿大幅下降，甚至出现逆向使用煤炭替代天然气的现象。这也是近期我国天然气需求增长大幅放缓的重要原因。近年来美国天然气生产和消费市场之所以快速发展，价格优势是关键。
提高天然气价格竞争力，对供气企业而言，必须采取切实措施降低生产和供应成本。包括鼓励技术和管理创新，用科技进步带动产量增长和成本下降;提高内部市场化运作机制，控制高成本的非常规气和煤制气产量;加强天然气贸易的灵活性，提高对外议价能力。对政府来讲，一是通过财政税收手段尽可能降低天然气价格中的含税比例;二是对包括煤炭在内的化石能源征收环境税或碳税，使不同类型能源的终端销售价格能够充分体现其外部成本;三是加快电力行业的市场化改革，包括给予天然气发电业务一定的财政补贴，鼓励天然气供应企业参与电力业务等。
最后，应继续深化天然气市场化改革。
21世纪以来，随着天然气产业的快速发展，我国积极推进天然气市场化改革，取得了一定的成效，但仍存在许多与市场经济要求不相适应的问题，突出体现为天然气市场碎片化管理和产业链分散运营模式所带来的种种弊端。中央政府主要管理长输管道的成本核算和门站价格，却忽视了对合同履行情况和配售气环节的监管;省内配气管网和城市燃气管网受益于特许经营制度，在地方政府的保护下旱涝保收，自身缺乏开发市场的动力，也妨碍其他企业的公平竞争。在此背景下，即便上游企业下调供应价格，由于中间管输环节众多，下游用户也未必能享受到多少好处。
深化天然气市场改革，一是要推动网运分离，加强对输配气成本的监管，将其控制在合理的区间;二是要推动市场公平开放，允许下游用户自由选择供应商;三是放开门站价格管制，实现能够真正反映市场供需的价格机制。
