天然氣價格市場化是中國能源價格體制改革的重要內容之一。由于發展相對滯后和在能源消費中的占比太小，天然氣價格改革遇到的障礙比石油和電力價格改革要少。
政府有關部門確定的天然氣價格改革過渡目標是對天然氣門站價格實行動態調整，根據可替代能源價格變化情況每年調整一次，并逐步過渡到每半年或者按季度調整。最終目標是放開天然氣價格，由市場競爭形成，政府只對具有自然壟斷性質的天然氣管道運輸價格進行管理。這個過渡期有多長還沒有明確的時間表。
按照現行改革思路和已經采取的步驟，2015年天然氣價格改革的主要舉措將是把存量氣和增量氣門站價格并軌，并明確價格動態調整的機制。
這里價格管制的適用對象是國產陸上天然氣和進口管道天然氣，這兩部分氣量占國內天然氣消費總量的比重近幾年大概接近百分之八十。其他氣源價格原則上是放開的，只是在進入管網時會受到一定制約。
按照現行的定價公式，增量天然氣門站價格的計價基準點是上海市場，以特定時段燃料油和液化石油氣的熱值價格為基礎，賦予不同的權重和折價系數而得。
根據2011年推出價格機制以來的實際執行情況，如果2015年的并軌調價在上半年內推出、參照2014年全年相關替代品的價格且折扣系數不作調整，預計增量氣的門站價格可能會下降8%左右，但存量氣會上升7%左右。
增量氣價格下調會促進增量需求，存量氣價格上調將進一步擴大主要供應商國產氣的利潤(國內陸產氣和進口管道氣的比例也在8：2左右)。這比單邊上調對消費者和單邊下調對主要生產供應商產生的沖擊都要溫和。
當然，這種估算僅僅是基于一系列的假定條件。如果并軌推遲到下半年并且把今年上半年替代品的價格變動考慮進去，或者調整折價系數，結論可能就有很大的不同。
并軌同時需要明確定價機制要不要調整、調價周期設多長。按照原來的設想，先是每年調整一次，再過渡到半年或每季度一次。但這種以年度為周期的過渡過于漫長，不適應市場變化也不適應新的改革形勢，應該直接進入季度性甚至月度的調整，縮短過渡期。另外，價格制定的參考因素除了燃料油和液化石油氣，還可考慮其他可量化的指標如國內天然氣生產的平均利潤率、其他替代能源價格(汽油、柴油和煤炭)等情況。
國內天然氣生產量比進口管道氣要多得多，這兩年從價格上調中獲益不少。但人們只見到銷售進口管道氣虧損的說明，卻不了解國產氣從價格上調中的獲益程度。天然氣也不像石油那樣征收特別收益金，因而對漲價合理性的認知程度不足。明確納入國產氣效益指標會使定價機制更趨合理。
過去數月國內汽柴油價格在原油價格大跌的帶動下大幅下降，預計未來一段時間也難以大幅反彈。雖然政府部門三次上調了成品油消費稅，但天然氣價格的相對優勢還是被削弱，對天然氣在交通領域的應用產生了一定程度的影響。以高額補貼為支撐的電動汽車推廣不具有可持續性，在我國以煤為主的發電結構難以迅速改變的情況下，推廣電動汽車對改善整體大氣環境和減少排放也沒有實質幫助。而各種壓縮天然氣和液化天然氣車船等替代性交通運輸工具的發展是現實、可行、有效的減排手段。保持天然氣的競爭性并不意味著要刻意壓低天然氣價格，而更應該是通過價格機制體現其與其他能源對環境和生態不同的損害程度和貢獻程度。
一旦門站價格機制確定下來，各地也需要及時明確各地終端用戶氣價與門站價的聯動機制，保證價格變動能夠按時傳遞出去。要逐漸減少終端用戶的分類和交叉補貼。
成品油定價機制自2013年3月起將調價周期從22個工作日減少到10個工作日后帶來了積極的效果，但煉廠在去年下半年以來市場突變的情況下還是無所適從。我們應當認識到天然氣價格機制無論如何設計也同樣會有其局限性。政府相關部門一方面得為這個過渡性體制付出細致、周全和繁雜的努力，另一方面還不能深陷這種細節管理而忽略了價格市場化所需要的其他方面的準備工作。天然氣價格改革一小部分在天然氣價格上，更多的則是在天然氣價格之外。
如何讓市場在天然氣定價中起決定性作用？只有比較充分競爭的環境才會形成合理的市場價格，才會有資源配置效率的改善。我國天然氣市場長期以來只有少數生產商，加上管制性的低價政策，使得供應嚴重不足，進而導致政府管理模式上的以供定需。為了保供，現在只有落實氣源才能發展天然氣利用項目。表面上看起來供需平衡沒有短缺，實際上是因為需求被抑制了。這和要加快發展天然氣這種相對清潔能源來應對嚴重大氣環境污染的取向背道而馳。中國不缺天然氣資源，無論是常規的還是非常規的，國際上也不缺天然氣資源，其核心還是體制問題，還是價格機制問題。
2014年是天然氣政策出臺的密集年份，其中包括管網設施公平開放、基礎設施建設運營、居民階梯氣價、儲氣庫建設、大氣污染防治、能源發展行動計劃、穩定供應長效機制等等。雖然有的實施上有困難，尚待可操作的細節，但大方向上它們都將對天然氣市場大發展產生正面影響。不過還需要增加更多市場開放措施，鼓勵各種力量投身天然氣市場，“市場之手”才能發揮作用。
頁巖氣市場進一步開放。頁巖氣被認定為新的礦種，為傳統油氣公司之外的企業參與勘探開發排除了一個制度障礙，但2012年底第二批招投標之后就沒有新的動靜。相關部門應加快組織潛在資源區塊，向更多企業敞開大門。總結二期招標項目實施情況，增加激勵措施。鑒于大部分有利區塊可能已經被傳統企業登記完畢，對勘探開發投入不足的區塊必須收回重新公開招標。同時應適當放寬限制，使地方政府有積極性支持非常規資源的開發。
增加國內常規油氣勘探開發牌照。考慮到國內常規油氣市場的規模和開發程度，在現有四家的基礎上增發15-20家以上的新牌照。對占而不勘和少勘的常規區塊予以收回并在新獲牌照企業間進行招投標，同時將原有采集的地質資料作為公共性信息資源向新進入者和研究機構開放。修改油氣區塊管理規則，提高勘探開發投入標準。將來應進一步合并常規和非常規油氣資源區塊的招投標和管理標準，以便對油氣資源進行統籌開發。
解決煤炭和煤層氣開發的礦權重疊問題，統一煤層氣和煤炭礦業權的設置。利用煤炭需求疲軟的時機，縮短過渡期，所有煤炭開發必須以先開采煤層氣并充分利用為前提，而不僅僅是在煤炭遠景區實施“先采氣，后采煤”的辦法。創新機制鼓勵煤層氣技術發展。過去煤層氣開采技術發展緩慢，部分原因也是受制于對外合作的獨家壟斷。激勵更多投資者加入煤層氣開發很有必要。
擴大天然氣進口渠道。允許更多的企業從事天然氣和液化天然氣進口工作，沿海接收站岸線資源分配優先向新進入者傾斜，適當調整過去只有簽訂長協才能批接收站項目的條件，積極支持內陸邊境地區的管道和液化天然氣項目。
加速推進天然氣管網、儲氣庫等基礎設施建設，強化基礎設施的互通互聯。推動管網運行的獨立化，細化對現有管網的價格管制和開放。取消民營資本和地方企業對投資燃氣基礎設施建設的股權限制。加密國家跨區域主干網，以多種投資和經營模式吸引民資的參與，明確投資回報模式。要求燃氣經營企業必須配備相應的儲氣能力。
禁止上游企業借資源優勢介入城市燃氣實行上下一體化經營，削弱市場競爭。同時，也要根據上游開放進度有序推進大用戶直供氣。城市燃氣管網的特許經營制度不得限制非管網競爭性供應，如槽車液化天然氣等。
對居民天然氣價格的管制要逐步放松。縮短調價周期，逐漸減少并最終結束居民用戶和非居民用戶的交叉補貼。加快推行居民階梯氣價制度，獲得的額外收入可以用于補助最低收入階層的基本用氣需求。
實行按熱值價格計量。現行計價公式已采用熱值價格為基礎，因此有必要改變以體積為計價標準的辦法，解決不同來源天然氣因品質不同造成的入網難問題，實現與國際計量方法的接軌，促進資源流動和貿易流通。
建立定期公開的天然氣行業相關信息統計和發布制度。為投資者進入天然氣市場提供信息支持。除了常規的官方產量和貿易統計，還包括基礎資源數據、資源區塊、公開招投標、儲氣庫建設、儲氣量變動、管網規劃、天然氣車船登記注冊數量、天然氣發電和分布式能源項目、煤改氣規劃等等。公開的權威數據的缺乏影響了投資者對天然氣市場的參與。
只有當天然氣市場上下各個環節都有眾多的參與者，資源來源多元化，需求多樣化，管網基礎設施系統化規模化，輸送管制清晰化，政府才能放開天然氣價格控制。這些準備工作不能等到現行定價機制完善完成之后再開始，必須同步推進，盡早創造出價格市場化的條件。天然氣市價格場化起步雖晚，但其完全有領先于其他主要能源品種市場化的潛力。
