权威部门的知情人士指出，“十三五”能源规划在油气领域仍将按照此前出台的《能源发展战略行动计划2014-2020》(下称《行动计划》)总体框架制定，总基调不会发生变化。同时，今后可能会针对天然气出台类似新能源汽车的特别支持政策，让改革更有效果。
由于雾霾的肆虐，天然气作为清洁能源被寄予厚望，人们希望其接替石油和煤炭，与核电等其他清洁能源一同改变中国的能源结构。“气化全中国”是当前能源改革最迫切也最现实的路径。
中国天然气大发展面临的主要困难包括：工业用气量难上升；天然气价格未完全实现市场化。究其本质，还是在于天然气体制改革没有突破，计划经济色彩依然浓厚。国务院研究室综合司副司长、经济学与公共政策学者范必将能源行业现行体制称为“多重体制亚型复合体”，认为改革远未到位。
相比之下，美国天然气产业在1938年至1973年进入约35年的高速发展期，这一时期除消费快速增长外，基础设施建设、法律及监管体系建设均快速发展，从而为20世纪70年代开始的天然气市场化改革奠定了基础。而此时的中国正处于相似阶段。
习近平主席已就能源生产和消费革命提出顶层设计，“要还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。”也只有如此，中国才能赢在全球能源转型的拐点。
《能源大转型》作者、哈佛大学贝尔弗中心国际理事会成员罗伯特·海夫纳三世(Robert A.HefnerⅢ)曾指出，纵观文明发展史，每个时代的主流燃料都存在自身的局限性。每种燃料的退出，并非因为被耗尽，而是因为导致了过高的社会成本。煤炭和石油即被自身的高碳属性所局限。他认为，美国面对的挑战是人类文明史上最大的挑战之一——创建一种能源系统，为全球经济发展提供燃料，同时避免经济和地缘战略风险，避免污染与全球变暖。
这同样是中国所面临的挑战。天然气清洁、储量丰富且分散，因此大量普及后可改变中国的能源结构，同时可改变全球在石油时代所形成的地缘政治格局——大量资源集聚在政治并不稳定的国家和地区。
IHS公司副董事长丹尼尔·耶金博士(Daniel Yergin)在日前召开的2015年国际油气发展研讨会上向全球能源巨头预测，全球将会以巴黎气候大会为标志，转向一个新的低碳能源时代和经济模式当中。到2040年，天然气会赢得竞争的胜利，成为全球最重要的能源。
如果中国能源能够在巨大的环保压力下成功实现以天然气为主的清洁化转型，则可能赢在全球能源转型的拐点。但前提是回归能源的商品属性，让市场来决定天然气“胜出”。虽然中国在“十三五”尚难实现这一目标，但这应会成为未来的改革方向。
因此，《行动计划》提出大力发展天然气，明确了坚持“节约、清洁、安全”的战略方针；提出到2020年，基本形成统一开放竞争有序的现代能源市场体系。该文件于2015年6月由国务院办公厅印发，被能源界视为由“十二五”向“十三五”的过渡性文件。
影响“十二五”目标实现的重要因素是用气量始终低迷，但用气量低迷是现象而非本质问题，体制改革不到位始终是根本症结。只有让市场发挥决定性作用，包括天然气定价机制和基础设施准入等市场条件的构建，天然气才可能迎来快速发展。
此前的一系列价改已奠定了一定基础。2011年12月，国家发改委在广东、广西启动了天然气价格形成机制改革试点，将此前以成本加成法为主的定价方法改为市场净回值法。
2013年6月出台的《关于调整天然气价格的通知》进一步规定，国产陆上常规天然气、进口管道气价格实行门站价，供需双方可在国家规定的最高上限门站价范围内协商确定具体价格，门站价通过净回值法测算中心市场与上海市门站价格，并按可替代能源价格85%的水平结合管输费确定各省具体门站价。
2015年4月1日起实施的《理顺非居民用天然气价格的通知》将存量气和增量气价格实行了并轨。
价格并轨结束了双轨制，进一步削弱了天然气定价机制中的计划经济色彩，使未来的价格市场化改革更易于操作。同时也完成了未来完全市场化定价的必要步骤——按照政府在2015年10月发布的《关于推进价格机制改革的若干意见》，水、石油、天然气、电力、交通运输等领域价格改革将进一步推进。到2017年，竞争性领域和环节价格将基本放开。
发展天然气，此前并无类似新能源汽车行业的特别政策，一直靠经济发展需求和环保需求来驱动，甚至还受到不同方面甚至油气行业内部的约束。在此情况下，上述知情人士表示，今后可能会出台针对天然气的特别支持政策，让改革更有效果。
前途虽光明，道路却十分曲折。《行动计划》提出加快常规天然气增储上产，尽快突破非常规天然气发展瓶颈，促进天然气储量产量快速增长。并将2020年天然气占一次能源消费比重定在10%以上。但上述人士对此指出，这个数字未必与“十三五”天然气规划完全一致。
事实上，由于规划目标数据也是依据调研数据估算得出，因此误差必然存在；且规划并非法律法规，并无严格约束力。有能源行业人士甚至戏称，行业发展规划已经越来越等同于“愿景”。
据中石油规划总院估算，如按2020年天然气占一次能源消费比重定在10%以上计算，折合实物天然气量将约为3600亿立方米(热值按9310大卡/立方米计算)；而2015年天然气消费量大约为1900亿立方米。因此，“十三五”期间年均需增加340亿立方米才能实现规划目标。
而以中国目前的体制、产能和基础设施条件而言，这几乎是“不可能完成的任务”。据美国能源信息署(EIA)数据，美国在1945年-1970年天然气快速发展阶段年均增量也仅为约200亿立方米。2015年美国天然气消费量更是上升到约795.8亿立方英尺/日，约为8220亿立方米/年。
天然气消费量始终低迷，使价格改革等一系列措施难以实现目标。据国务院发展研究中心数据，2014年中国天然气消费量为1761亿立方米，同比仅增8.9%，增速在近十年来首次跌至两位数以下。该年度中国天然气主要消费领域包括：工业燃料(672.9亿立方米，占比38.2%)、城市燃气(571.4亿立方米，占比32.5%)、燃气发电(258.7亿立方米，占比14.7%)、天然气化工(257.9亿立方米，占比14.6%)。
因此，工业用气和居民用气是消费量的两大支柱。工业燃料和城市燃气占消费结构的70.7%。
其中居民用气日益成为大头。住房和城乡建设部预测，2020年中国气化人口将达4.7亿，城镇气化率将达60%。但居民用气价格却最低，存在严重价格扭曲。上文提到近年曾实行三次气价改革，且成功实现存量气和增量气价格并轨，但改革计划色彩浓厚，并非市场自发形成——突出表现就是从未触及居民用气，且民用气始终保持最低价。
虽然2014年国家发改委发布过《建立健全居民生活用气阶梯价格制度的指导意见》，对全国居民用气实行阶梯气价政策，但交叉补贴仍然存在。
发达市场经济国家基本采用民用气高价、工业燃气低价的定价原则，“谁消费谁买单，谁消费多谁多付钱。”2013年经合组织(OECD)国家居民气价是工业气价的1.5倍-2倍，美国居民气价则是工业气价的2.5倍。
尽管燃气发电也曾被寄予厚望，多位专家表示，此事短期前景不乐观。中国在西气东输管道建成后开始上马大型天然气发电项目，但迄今发展缓慢。
国家发改委在2014年底印发了《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》，设定了气电价格联动机制和天然气发电上网标杆电价，规定最高电价较当地燃煤标杆电价超出额不得多于0.35元/千瓦时。
但在电力消费需求不足的“新常态”下，这一电价显然不具现实意义。2014年全国燃气发电装机容量约5600万千瓦，但也仅为电力总装机的4%，且主要分布在价格承受力高的东南沿海。
消费量难增长的根本原因在于体制僵化。天然气体制改革是气化中国甚至能源清洁化革命的核心。但迄今的改革均未触及体制。《行动计划》中的目标定价和涨(降)价数额均无严格依凭，仅由政府推动而非市场自发，因此距离理顺天然气体制仍有相当距离。
多位专家指出，天然气行业应首先在顶层设计上建立总体政策架构、指定监管机构、构建监管体系，对市场化改革提供保障和推动力量。美国在天然气快速发展时期，很大程度上即受益于政府和指定监管机构的推动。
例如，美国国会《1978天然气政策法》明确了新的天然气定价机制；联邦能源监管委员会(FERC)在1985年颁布“436号法令”，允许洲际管道公司向第三方开放，构建非歧视性管输平台，并由FERC监管管输价格；FERC还在1992年颁布“636号法令”，彻底分拆了管道公司的运输和销售业务，构建了竞争性的天然气交易市场。
范必指出，中国也应在全产业链同时进行改革。即：上中下游各环节同步进行市场化改革，并从企业、市场、政府三个维度推进改革。否则，滞后的环节如存在强势既得利益集团，则会对已市场化的环节施加逆向影响，让改革开倒车。具体而言，天然气行业上游应废除审批登记制度，让各类投资主体公平进入，让各种常规和非常规天然气矿权都能得以自由流转。
中国对天然气资源的勘探开采与石油一样实行国家一级审批登记制度，企业须经国务院批准，由国土资源部审批并颁发油气勘探开发许可证和采矿许可证。仅页岩气作为独立矿种，实行矿权招投标制度。而全球大部分国家的常规油气均早已实行招投标制度。
在中游，则应实行网运分开，剥离三大石油公司的天然气骨干管网业务，合并后成立一个独立的、股权多元化的天然气管网公司。
中石油在2015年12月24日公告，拟以全资子公司中油管道为平台整合旗下管道业务，东部管道、管道联合、西北联合二家公司将全部被置入该平台公司。整合完成后，中石油对中油管道的持股比例为72.26%，宝钢股份、新华人寿、雅戈尔等持股比例将分别为3.52%、3.46%、1.32%。业内人士分析，中石油此举意在建立独立统一的管道公司，新公司仍由中石油控股，难以做到管道所有权与天然气所有权分离、管道运输业务与天然气销售业务分离，从而无法成为完全独立的管道公司。
管道公司独立后，则可实现第三方准入。独立后的管道公司不再从事天然气交易业务，并会无任何歧视地向所有用户服务开放。此时，由于上游气源已经放开，因此三大公司以外的天然气提供商(所有制上包括民营和外资进口气，气源类型上包括常规和非常规气)均可享受管输服务。
与此同时，LNG接收站、储气库等相关设施也应允许非国有企业修建和参股，从而实现全套天然气基础设施的市场化运营。
市场化改革的核心是建立市场发现价格的机制，而中国天然气价格目前仍由国家发改委制定。资深能源专家陈卫东指出，价格放开应和产业链改革同步进行，然后是提高天然气消费量。
国际能源署(IEA)就天然气市场化发展曾指出三个必经阶段。首先是行业垄断阶段；其次是垄断的逐渐解除阶段，管网的输送和销售功能分离，放开第三方准入，终端用户和上游供应商可以自由对接；第三阶段则可实行全面市场化，价格由市场发现，政府仅制定管输价格，产业链各环节均有大量独立企业自由交易。
同样进入天然气快速发展期的中国，无疑也应遵循上述步骤和方向。正如一位接近决策层的专家所说：只有解决体制问题，才能释放投资主体的积极性，在改革中找到红利。