2000年以后中国天然气消费量开始大幅增长，但是直到2005年后国内需求量才明显超出产量，开始需要大量建设管道和LNG接收站。高油价和因烧煤来推动经济快速增长导致的环境问题，使像天然气这样的清洁优质能源需求量增加。
中国管道气在得到了缅甸和中亚的进口保障后，去年更是签署了东西伯利亚气进口协议，以及同一系列的国外LNG供应商展开合作让中国正迅速与国际天然气供应对接。随着中国能源需求量的增加，其进口规模的大小将影响到区域甚至全球贸易动态。
然而，分散和不均衡的价格监管体系造成了天然气生产商和经销商之间的一些分歧，这对鼓励更多的投资用于天然气生产和基础设施建设构成了挑战，而且并不能提高不同地区间天然气市场准入性和连通性。
天然气进口需求越来越大，而国内天然气生产地、管道、LNG接收站相对于天然气消费中心分布范围较广，这要求政策制定者选择一种能更好的反映市场基本面的定价方式来替代传统的天然气成本加成的定价方式。
从井口成本加成价到城市门站基准定价
这种净回值计价法于2011年开始试行，并于2013年在全国范围内针对非居民用气采用省门站定价法进行天然气定价，基本上结束了存在了50多年的井口成本加成出厂价的定价模式，并使天然气价格与其替代品价格(LPG和燃料油价格)挂钩，让市场力量发挥比政府决策更大的作用。
它为每一个省份，所有使用陆上管道天然气供应的非居民用户建立了一个单一的城市最高限价体系。完全不同于之前的成本加成定价系统，这种新系统的定价点从井口移到了下游的城市门站。
这种改革形成了四种天然气出厂定价方式： 1、居民用户开始采用按终端阶梯定价(这个过程应在2015年底前完成)，但对陆上天然气的供应仍采用成本加成出厂价的定价模式。 2、非居民部分用气的陆上天然气供应(包括通过管道输送的国内产天然气和进口天然气)应用城市门站净回值法来定价。 3、进口LNG的出厂价是由每个进口省份的LNG进口价和再气化成本决定的。由于签署LNG合同的时间差异和合同定价方式中的滞后效应，即使LNG通过相同的接收站进口，价格也会产生较大变化。 4、对于非常规天然气(页岩气、煤层气、煤制气)和大型工业燃气用户，天然气价格直接由批发商和最终用户确定。
直面天然气定价的挑战
然而，对于非居民用天然气的城市门站净回值定价方式，透明度以及频繁的价格审计机制的缺乏仍然是市场化的一个关键障碍。这个过程还增加了持有与油价挂钩LNG 合同(定期进行价格调整)的天然气进口商的不可预测性和价格风险，并不能有效降低价格来鼓励消费者的需求。
由于缺乏恰到好处的执行，目前的净回值定价系统没有有效地反映替代能源的价格变化。目前城市门站天然气最高限价相对于原油价格走势(不定期价格调整)采用年度修订滞后的方式，来适应管道气进口合同中价格调整滞后的现象。
此外，国家发改委的定价在很大程度上取决于消费者的承受能力，而不是市场基本面的调整。例如，不同资源的热值和存储成本仍有待融入到定价机制中，这需要解决天然气需求的季节性波动以及不同资源间的热含量差别。区域间资源禀赋的巨大差异还要求定价机制参考更多的替代燃料(如煤炭)价格，以反映不同燃料在电力部门的竞争。
最重要的是，净回值定价法甚至在某种程度上阻碍了天然气行业以及气价改革的发展，出厂价和管输费捆绑在一起，阻碍了第三方准入和中游运营的独立性。这促使发改委在2015年二月份宣布一项试点计划，允许大型工业用户绕过城市门站监管部门，直接与天然气供应商洽谈，使他们获得更便宜的天然气。但该机制仅仅能在有限范围内实现，毕竟控制大部分天然气供应的“三桶油”在市场价格谈判中占据主动权。
天然气价格对油价下跌的调整趋缓
由于中国绝大多数的天然气进口合同价格都与油价挂钩，自2014年6月以来布伦特原油价格的大幅下降意味着中国天然气进口费用在未来几年很可能远低于此前预期。然而，较低的进口价格可能不足以刺激中国消费需求显著增长。在2014年，需求增长放缓到了8.6%，这是过去十年来最低的数字。另外还有一些潜在因素：国内经济增长减速，油价下跌，冬季天气变暖，水力发电受追捧，还有国内相对较高的气价都导致天然气需求增长减缓。
天然气是优质燃料，经济增速的放缓制约了天然气行业投资，导致其消费增长的减缓，如今天然气面临着更多方面的挑战。相对较低的原油价格缩小了成品油和天然气在运输行业中的价差。此外，核电的快速发展，水力发电、燃煤发电到沿海消费大的城市的长输技术发展，对天然气发电都是一种严峻的挑战。以油价为标杆的天然气城市门站净回值定价法，在过去三年中没能够做到迅速调整，来应对油价的暴跌(如上文所述)，也造成天然气需求的减少。
针对整个经济放缓的大环境，煤炭价格的不断下跌，不够灵活的定价政策，有限的用户议价空间，油气价套利空间的萎缩，天然气需求对较低进口价格将产生有限的反映，除非天然气供应商在城市门站净回值法进行价格调整实现之前采取自愿措施，降低批发价格。或者价格监管部门采取更频繁改变城市门站基准价格(以反映油价变动)的行动，并促进管道和LNG接收站的第三方准入。由于管道进口净回值价的不经常调整(与LNG合同相比有较长的滞后时间)，以及从内陆到沿海地区的固定传输成本较高，在城市门站定价的沿海地区，LNG进口具备了与管输天然气进口竞争的实力，或较之便宜。
然而，因为管道的规模，管道天然气进口很难被取代，而油价的任何重大的反弹都可能把LNG进口放在一个较管道天然气进口不利的位置。现货LNG来供应国内市场已变得比小规模的国内陆上LNG厂更有竞争力(陆上小型LNG市场得益于城市门站价格建立在管输天然气价格的基础上 )。
中国需要增大天然气利用
除了增加市场化定价，可及性和交货速度将促进天然气在中国的使用。除了上海，几个天然气交易平台正在建立创造更多的供给流动性。在此阶段，天然气市场的成长受到缺乏第三方准入和供应商利用交易平台的意愿，较低的油价环境有望降低天然气进口费用，并帮助中国吸收大量已签约的管输气和LNG进口。
然而，即使有较低的进口价格，价格传递以及新市场的开发仍需要一定的时间。最终第三方准入如提速，终端用户将有机会进行谈判以获取更好的供应交易。已有国企石油公司开始向非国企燃气分销商和电力部门出租其一部分LNG设施。
尽管如此，国家石油公司的兴趣在于保护其传统的沿海市场，而非国有石油公司的进口价格可能削弱国家石油公司天然气进口价格，他们之间保持着微妙的关系。应明确监管规定如何让第三方准入LNG接收站的使用，以平衡国家石油公司、第三方以及消费者之间的利益，这是很有必要的。
如果目前净回值定价模式实施步伐和天然气管道连通速度加快，各省天然气价格可能更好的反映各地天然气供应成本的差异，但这必须建立在第三方准入和存储气规则以及收费已受到有效监管的基础上。到时候，中国天然气定价机制可能会逐渐转移到枢纽定价机制上来(至少在其一部分天然气供应上实现，通过跨区域交易来促成)，以便让天然气运输到具有最高的需求区域和消费能力较强的地区。在一些依赖多气源和不同供应成本的区域开发天然气价格竞争模式，将是推动需求可持续发展的动力，这对改善环境质量，经济再平衡，能源多样化政策的发展都是至关重要的。
