天然气价格按照产业链关系可以细分为井口价、管输费和配气费。井口价即天然气生产价格，它与管输费合为门站价，门站价格基础上加上城市管网配气价格即为终端用户价格。井口价是天然气价格的基础，决定了天然气价格的整体水平；门站价可细分为配气公司的城市门站价格和长输管道直通用户的门站价格两类价格，在天然气价格体制改革中意义重大；终端用户价又可以分为居民用户气价和非居民用户气价。

气价改革思路是“管住中间，放开两端”。气价改革的整体思路是全面理顺天然气价格，加快放开天然气气源和销售价格，政府只监管具有自然垄断性质的管道运输价格和配气价格。

井口价格完全放开，走向竞争。天然气市场发展一般经历垄断、管道竞争、批发竞争和零售竞争这4个阶段，不同阶段有不同的定价方式。井口价的主要定价方式有成本加成法和替代能源净值回推法，后者逐渐成为主流定价方式。我国井口价格机制改革自2015年后实行净回值法，定价逐渐放开，市场化程度逐步提升。

新的管理办法出台，管输费改革加速。我国管输费定价机制先后经历过距离阶梯化收费，“老线老价、新线新价”和“两部制”试验这几个阶段。2016年10月，新的管输费管理办法出台，规定有效资产收益率只能达到8%，管输价从目前的门站价中分离，明确了天然气管道运输价格的具体性质，调整价格监管对象，由“一线一价”改为“一企一率”，明确新的运输定价方式，由“项目评价”改为“年度核定”，推进价格成本信息的公开，实行年度报送和成本监审。

油气体制改革加速管网独立，储气费剥离。国家实行油气体制改革，先后完成了管网信息公开和运输成本公开，为管网第三方准入奠定基础。此外，国家还于2016年11月发布《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》，规定储气费从管输费剥离实现市场化，鼓励城镇燃气企业建设储气设施。

配气费占比过高，接驳费用提高天然气使用门槛。以广西省天然气终端价格为例，井口价占比35.7%，长输管输费占比26.7%，省内管输费占比11.2%，配气费占比26.4%，配气费在终端用户价格中占比过高。燃气公司接驳业务毛利率高，提高天然气使用门槛，但接驳费作为燃气公司一次性收取的日常维护和维修费用仍有必要。

“煤改气”推动，LNG点供兴起。LNG具有价格优势，LNG仅为管道气价格的60%左右，以10蒸吨的锅炉为例，每年可给终端用户节省燃料开支800万元，点对点服务市场空间巨大，有望成为未来一段时间煤改气的有效过渡手段。但LNG点供存在安全隐患，目前法律规范尚不完善，地方政策影响巨大。

配气价格监管意见出台，天然气价格体制改革全面展开。2017年6月，国家出台《关于加强配气价格监管的指导意见》，要求配气费准许收益率不超过7%，实现对配气环节的管控，配合管输管理办法，是“管住中间”的重要措施。

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