现行的天然气价格政策初步建立了反映市场供求关系和资源稀缺程度的价格动态调整机制，为理顺天然气与可替代能源比价关系、最终形成由市场决定的天然气价格形成机制打下了基础。然而，全面推进我国天然气价格改革仍需要协调好供给与需求、价格与成本、价格与承受力、价格与交叉补贴、天然气与油、煤价的比价五个关系，做好五个平衡，尽量避免天然气供应过剩、能源逆替代等现象发生。
　　目前，我国天然气价格实行的是以净回值法为基础的政府指导价政策，如果价格定得过低，供应者会缺乏生产或进口积极性而减少投资，导致天然气市场供给不足；如果价格定得过高，消费者会难以承受而选择替代能源，导致天然气市场需求不足。所以，我国全面深化天然气价格改革，需要协调好供给与需求、价格与成本、价格与消费者承受力、价格与行业交叉补贴、天然气与油、煤价的比价五个关系，做好供应与需求、边际成本与价格、可承受力与价格、交叉补贴与价格、替代效应与价格五个平衡，尽量避免天然气供应过剩、价格过高、有效需求不足、价格机制扭曲、能源逆替代现象发生。
　　——协调天然气供需关系，平衡市场供求格局，避免供应过剩
　　综合比较我国天然气市场需求和供给预测结果，可以发现，在现有的价格机制和价格政策下，自2017年起我国将出现天然气供过于求的现象，2017年天然气供应量将超过市场需求量100亿立方米左右，2020年供应量将超过市场需求量200亿立方米左右。
　　——协调天然气价格和成本关系，平衡边际成本与价格水平，避免价格过高
　　由国内天然气生产环节成本、输送至省(市)门站成本以及外部环境影响成本构成的全生命周期成本(以下简称全成本)和进口气价(成本)与净回值法确定的省(市)门站价格(以下简称门站价)比较结果显示，门站价比成本高约0.6～1.25元/立方米。总体上看，这种门站价水平比成本高20%～40%左右，天然气价格具有一定的下调空间。
　　从国内天然气全成本与门站价比较看，天然气加权平均全成本约1.7元/立方米，而全国平均门站价为2.95元/立方米，门站价比全成本高1.25元/立方米；常规气全成本约1.1～1.7元/立方米，而产气大省陕西省门站价为2.48元/立方米，门站价高1.0元/立方米左右；目前涪陵页岩气全成本约1.8元/立方米，而重庆市门站价为2.78元/立方米，门站价高约1.0元/立方米。从进口气价与门站价比较看，上海市、广东省等主要进口省份的平均门站价为3.25元/立方米，而2013年进口LNG到岸均价约2.35元/立方米，门站价高约0.9元/立方米。
　　——协调天然气价格和消费者承受力关系，平衡可承受能力与价格水平，避免有效需求不足
　　天然气价格持续上涨，造成了下游产业燃料或原料成本明显上升，用气企业对天然气的可承受能力普遍下降，导致有效需求萎缩。2014年上半年，一些用气企业生产经营受成本上涨等问题困扰，纷纷下调生产负荷。多数化肥、化工用气企业减负荷或关停，LNG生产企业产能利用率降至50%左右，中小工业用气量也比预期下降。
　　1.统计数据显示，终端用户价格承受力差异较大
　　(1)城市燃气价格承受力。各地居民生活用气、商业用气、LNG重卡可承受的气价分别在2.64～9.27元/立方米、4.28～4.91元/立方米和5.0～5.46元/立方米左右。
　　(2)工业燃料用气价格承受力。天然气在工业领域主要应用于工业窑炉和工业锅炉，工业燃料用气价格承受力在2.33～4.96元/立方米左右。
　　(3)发电用气价格承受力。各地的调峰电价为0.3250～0.6773元/千瓦时。发电的燃料成本占运行总成本的比重在70%左右。假设调峰电厂平均年发电小时数为3500小时，即燃气发电可承受价格在0.73～2.50元/立方米左右。
　　2.统计数据显示，终端用户价格敏感程度不同
　　(1)工业用气价格敏感性。全国的工业用气均价约3.7元/立方米，天然气一般工业用户的长期和短期的需求价格弹性系数分别约为0.2和0.7。从短期来看(2015年需求量为611亿立方米)，工业气价若每立方米分别下调0.5元和1.0元，工业用气量会分别增加约16亿立方米和33亿立方米；从中长期来看(2020年需求量为1683亿立方米)，工业气价若每立方米分别下降0.5元和1.0元，工业用气量会分别增加约160亿立方米和320亿立方米。
　　(2)发电用气价格敏感性。全国的发电用气均价约3.7元/立方米，发电天然气短期价格弹性系数均值约0.4，长期价格弹性系数均值约1.46。从短期来看(2015年预测需求量为524亿立方米)，发电气价若每立方米分别下调0.5元和1.0元，发电用气量会分别增加约28亿立方米和56亿立方米；从中长期来看(2020年预测需求量为976亿立方米)，发电气价若每立方米分别下降0.5元和1.0元，发电用气量会分别增加约190亿立方米和380亿立方米。
　　(3)居民用气价格敏感性。全国的居民用气均价约2.5元/立方米，居民天然气短期价格弹性系数均值约－0.1、长期价格弹性系数均值约－0.5。从短期来看(2015年预测需求量为325亿立方米)，居民气价若每立方米分别上调0.5元和1.0元，居民用气量会分别减少约6.5亿立方米和13亿立方米；从中长期来看(2020年预测需求量为504亿立方米)，居民气价若每立方米分别上调0.5元和1.0元，居民用气量会分别减少约50亿立方米和100亿立方米。研究结果表明，居民收入增加会提高对天然气的需求，当居民可支配收入增加2000元/年时，需求增加率可达11%～12%。因此，随着居民收入的不断提高，适当调高居民用气价格不会影响居民用气需求量。
　　——协调天然气价格和交叉补贴关系，平衡交叉补贴与实际市场价格，避免价格机制扭曲
　　交叉补贴造成的价格机制扭曲现象广泛存在于气、电、水等资源性产品价格中。通常情况是，同工业和商业用户相比，居民用水、电、气的供给成本更高，但价格却更低，违背了基本的经济逻辑。而国际通行的做法，是对低收入家庭实施补贴，确保其基本的水、电、气消费。资源价格扭曲，既严重制约了资源产业本身的健康发展，又影响了相关产业的竞争力，不利于调整产业结构。另一方面，低价不能充分反映资源的稀缺性，造成一些用户过度使用资源，不利于提高效率和节约利用、形成资源节约型社会。
　　居民用气价格与工业用气、热力用气价格之间存在交叉补贴现象。从世界各主要消费国工业用户与居民用户天然气零售价格比较看，除中国外，其他国家的工业用户气价均低于居民用户气价，比如：工业用户气价与居民用户气价相比，欧盟和OECD国家平均约是1:2，美国、荷兰约是1:2.5，加拿大约是1:4。气价反映了不同用户真实的成本构成，用气量越多，气价应越低。实际调研数据显示，目前我国居民生活用气价格普遍比各省门站价低1元/立方米左右，这部分燃气成本却通过行政手段提高其他用气部门的价格转嫁给了工业、热力等用户，而热力用户却在集中采暖季节(每年的11月至次年的3月)由国家对其进行财政补贴。不同消费部门之间的交叉补贴，严重扭曲了天然气市场价格。
　　——协调天然气与成品油、煤炭价格的比价关系，平衡替代效应与价格水平，避免能源逆替代现象发生
　　人类能源从“肮脏能源”到“清洁能源”、从“低密度能源”到“高密度能源”、从“黑色能源”到“绿色能源”发展，应该是人类文明发展中的基本规律。但是，由于煤炭价格相对便宜，煤炭成为近40年世界上消费量增长最快的化石燃料，2013年占全球一次能源消费的比重为30.1%，是1970年以来的最高水平。相比而言，这种情况我国更为突出，由于天然气价格持续上涨，与天然气相比，煤炭、柴油具有一定的价格优势，导致目前“煤改气”和气代油、煤的工程进展缓慢。因此，只有切实理顺天然气与柴油、煤炭等可替代能源的比价关系，才能避免能源逆替代现象的发生。