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天然气资源供给存在不确定性
从进口的角度分析，管道气方面，“十三五”期间，中亚天然气管道ABCD线、中俄东线天然气管道和中缅天然气管道的全面投产，将使我国管道气的进口能力增至1350亿立方米/年，且大大提升我国管道天然气进口渠道的多元化水平。但与此对应的是，2014年天然气进口量达到595亿立方米，对外依存度已达32.4%。事实上，我国对外依存过高的风险已初步显现。在缅甸，一是中缅管道的上游开发情况明显不及预期，120亿立方米的年输送量存在极大的不确定性。二是缅甸“民地武”和政府军导致的内战不断升级，也将成为该国油气工业发展的潜在风险。在俄罗斯，尽管西方各国对俄罗斯的制裁使俄罗斯考虑将更多的天然气出口转向包括我国在内的东北亚地区，但这也增大了中俄管道上游资源的经营风险。进口液化天然气(LNG)方面，根据各公司已经参与的项目或签署的协议，2020年长期贸易合同数量将近5000万吨，但受市场需求疲软、投资成本上升等因素影响，个别项目已经面临推迟甚至取消的风险，如加拿大西北太平洋(601099,股吧)项目。
从国内生产的角度分析，2000年至2013年我国天然气产量年均增长70亿立方米，照此推算2020年产量仅1700亿立方米，远低于规划中2450亿立方米的目标。在国内常规天然气生产保持平稳、难以大幅增长的情况下，要实现国内天然气供应能力增长更多地依靠非常规天然气和煤制气。页岩气方面，尽管涪陵页岩气田取得了较大成绩，但总体看，低油价下我国页岩气的生产前景并不乐观：2014年，国家能源局将2020年的页岩气的规划目标产量下调了一半，第三轮页岩气招标也迟迟没有进展，民营企业参与热情逐渐冷却，观望情绪浓厚。煤制气方面，巨额投资和较长的成本回收期本身就充满较大的不确定性，加上技术、地理条件、水资源和环境保护等因素约束，未来发展存在变数。
储运设施配套难以满足供需形势
管道建设方面，根据中石油有关专家测算，要实现3600亿立方米的消费量规划目标，我国配套建设各类输气管道(含支线)应达到15.3万千米，需要在2013年管道长度的基础上新增7.5万千米，年均增长1.1万千米;但2004-2013年我国年均管道新增建设仅5000~6000千米，建设能力难以保障规划目标;即使将年均新增长度提升至8000千米，2020年也仅能实现建设目标的87.5%，从管道与市场规模的匹配看，有超过10%的需求量无法完成输配。
天然气储备方面，“调峰能力”不足是制约我国天然气市场发展的长期问题。根据我国天然气季节消费的市场特点，“储存-消费”比例应保持在15%左右才相对合理，即2020年我国天然气的储备能力应达到570亿立方米。考虑到沿海20多座LNG接收站可调峰能力约为130亿立方米，那么2020年我国需要地下储气库有效工作气量440亿立方米/年。
根据目前地下储气库建设进展以及形式有效工作气量的规模，预计2020年我国地下储气库可形成的有效工作气量为300亿立方米/年，缺口约为140亿立方米。根据天然气用气波动走势，地下储气库在季节调峰中起削峰填谷的作用，影响两倍的市场需求。基于此，预计地下储气库有效工作气量的缺口将影响280亿立方米的市场需求。
价格问题制约天然气市场发展
在国际市场，2014年全球LNG价格大幅波动，全年走势呈现“一季度冲高后大幅暴跌，三季度中幅反弹后持续走低”的波动态势，主要原因包括：一是全球天然气市场需求不足;二是新建LNG项目冲击市场;三是下半年国际油价大跌;四是季节因素。从整体上看，全球LNG市场已逐渐成为“买方市场”，LNG价格走低将对我国的天然气市场发展带来较大不确定性因素。尽管LNG市场价格走低短期内有益于我国进口，但从中期看，我国LNG进口长期合同大都挂钩国际原油价格，如果天然气市场长期“供大于求”，而国际油价回归高位波动，将造成LNG长期合同价格高于现货价格的市场倒挂，冲击我国已签署的大量进口天然气。
在国内市场，增量气门站价由于挂钩按替代能源价格原则，2015年将低于存量气，使多数进口LNG和管道气继续处于亏损。此外，2014年以来国内天然气价格连续上调的同时，国际原油和煤炭等可替代资源价格均出现大幅下跌，部分工业用气行业市场开发陷入困难，进而影响天然气消费增长。
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