一、在国内主要立足三 大盆地，加大万亿立方米级资源规模区的勘探力度。主攻鄂尔多斯、四川、塔里木 3 大盆地及8 大重点领域，保持未来5 ～10年天然气储量稳定增长。加快3500 m 以深海相页岩气技术攻关，实现产量跨越发展。3 500 m 以浅海相页岩气技术可采资源量仅占11% ，目前其有效开发技术基本成熟配套，2020年有望上产至200亿立方米。3 500 m 以深海相、过渡相—湖沼相煤系和湖相页岩气技术可采资源量占比近90% ，突破后可保证页岩气进一步大规模上产与长期稳产。
二、在油气藏开采上，要尊重气藏生产规律，控制大气田采气速度（一般小于3%）与产量规模。常规大气田一般为边底水构造气藏，开发指标必须尊重生产规律，否则将对采收率和稳产时间造成严重影响，如典型气藏克拉2 、克深、龙王庙等。
三、加强技术与管理创新，提高非常规天然气开发效益。一是理念革命，保持同行成本最低，树立生命线意识；二是成本革命，设定综合投资上限，树立成本红线意识；三是科技革命，探索低成本新技术，树立效益底线意识。
四、对于外部市场，我们要依托“一带一路”战略，以中亚—俄罗斯、中东等地区天然气资源大国为主体，综合利用国际气源，逐步构建中国主导的天然气新型市场。“一带一路”形成的政治、经济、基础建设合作等方面的有利保障，为天然气产业合作发展提供了新的机遇。应在已有合作基础上，采用多种方式，扩大合作规模和深度。同时依托人民币国际化进程，逐步建立东亚天然气国际交易市场和定价机制，提升中国在国际天然气交易中的主动权。发挥好市场主导作用，充分利用国际竞争来保障国家利益。
五、做为日渐兴起的储气库建设，要拓展建库新理念，快速有效增强调峰保供能力。一是择机转化优质大气田中后期生产方式，淡季降低采气速度，部署新井，提升高峰期供气水平；后期择机转为调峰气田，如克拉2 等优质气田。二是废弃矿井低成本快速建库，如金坛等20口废弃老腔、榆林神木煤矿采空区。三是启动含水层储气库工作，引进外来资本和技术，合作开发，如江苏白驹。
六、LNG在国际间迅速兴起，构建LNG多元化的国际供应体系和全方位的沿海接收体系。加强在中东、俄罗斯、澳大利亚、美洲、非洲等多元天然气国际合作，优化LNG长贸合同和现货合同组合，扩大LNG贸易总量；同时加快沿海LNG接收站全方位规划和投产，增强接收能力。
七、非常规一直做为常规天然气的有益补充，增加非常规等低品位天然气资源开发政策补贴，保障天然气持续上产。延续并完善页岩气和煤层气开发补贴政策，同时落实致密气的财政补贴，保障当前经济技术条件下的规模上产。建议实行差别化税费政策，加大对深层、深水天然气资源开发利用的财税优惠力度。
八、发挥天然气管网作用，为目前弃风、弃光、弃水电提供解决新途径。全国弃风、弃光、弃水电1 100亿kwh ，可制取氢气275亿立方米，相当于替代110亿立方米的天然气制氢生产线。
九、加强天然气多途径综合利用，优化天然气消费结构。加强天然气发电、城镇燃气、工业燃气、交通燃气等的升级利用，大力发展天然气分布式能源和天然气热电联产，提高利用效率。
十、建立长效机制，重点解决北方冬季“气荒”问题。努力保障天然气在北方清洁能源占比20% ～25% ，尤其重视对北方六省市的充足供应，确保3 天以上应急储气能力。
由于中国天然气需求量的不断增加，中国天然气产业还有很长的路要走，在全方位的各种努力下，这个问题将很快被解决。
