一是相关政策难以落实。国家出台的天然气相关政策，往往“重实体轻程序”，多是提出工作目标及内容，缺少具体的操作指引，导致不少规定流于形式。比如《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》规定，油气管网设施运营者在有剩余能力的情况下应向其他市场主体开放油气管网相关业务，但由于油气管网经营者通常也经营天然气业务，在缺少剩余能力客观评判标准及国家强有力监管的情况下，基于竞争考虑，管道经营者往往不会轻易让第三方天然气入网。
二是产业链不同环节发展不均衡。天然气经营者往往热衷于投资规模小、见效快的气源采购及下游销售业务，而勘探、开采等领域的参与者往往数量较少，主要为几家大型国有企业及其参与经营的中外合资、合作企业。虽然一些民营资本已经进入非常规天然气开采领域，但是常规天然气开采的大门依旧未向民企敞开，在缺少充分竞争的情况下，广泛存在着占而不勘、勘而不采等问题。
三是价格市场化程度不高。在很长的一段时间里，与石油一样，天然气被视为战略资源，相关业务长期由国有企业经营，尚未形成市场化的定价机制，管输费等依旧捆绑在天然气销售价格中。近期，在天然气价格形成方面，我国也做了一些尝试，比如建立了北京石油交易中心、宁波大宗商品交易所、上海石油天然气交易中心等平台。值得注意的是，目前仅有为数不多的卖方和买方在上述平台开展相关业务，交易量尽管很大，但是参与主体却过于单一，这将很难形成公允的交易价格。
都按照我国谈到的到20年，天然冰气占每次能源开发使用比重是什么达成10%上文的指标，日常任务或者艰难，还需进一大步推进原有法律法规或者开始关联探求，其主要建立如下所述：首先，细化相关规定。国家出台的天然气管理措施能否落实到位，在很大程度上决定着我国天然气改革步伐。针对天然气基础设施建设、管网运营等关键问题，建议出台并细化配套性规定，尤其是相关程序及标准，明确参与者的责、权、利，同时赋予监管部门职权，使相关措施更具操作性。比如，近期出台的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，明确了天然气输气管道独立定价，并提出管输费按照准许收益率按管道负荷率不低于75%取得税后全投资收益率8%的原则确定，在一定程度上实现了设施运营的独立性和使用的公平性，将有助于调动第三方参与的积极性。下一步，建议向着管网独立运营的方向努力，并实现现有管网的互联互通以及相关信息公开，营造更加公平和高效的管网利用环境。
其次，拓宽天然气来源。目前，我国陆上气源主要由中石油和中石化开采，海上气源则主要由中海油开采，但从总体上讲，在天然气开采领域，少数企业垄断经营特征明显。通过开采天然气，可以增加本土气源供给，缓解对外依存度过高的问题。故建议放宽民营资本准入，除允许民营资本开采非常规天然气外，也应开放常规天然气开采的市场准入，允许民营资本以独资或者合伙形式进入，进一步挖掘天然气开采潜力。
还有探索价格市场化的形成机制。欧美等国家天然气市场化机制起步较早，在天然气现货交易的基础上，又发展了期货等金融衍生品交易，形成天然气现货交易、期货交易、场外衍生品交易等多元化的交易体系，促进了天然气资源的优化配置。打造天然气交易平台将有助于推动形成公允的交易价格。为此，建议简化天然气交易经营牌照审批手续，落实配套性金融支持政策，鼓励有实力的单位参与打造天然气交易平台，同时调动上下游企业积极参与平台交易，推动形成更加公允的交易价格。
