在我国颁布的《天然气利用 政策》中，天然气发电根据情况分别划分至允许类和限制类。综合来看， 天然气发电是好的，但受资源条件、价格等多方面因素制约，从国家战 略角度来看，我国发展天然气发电仍要立足国情，适度发展。
一、天然气供应
我国天然气的生产也可以划分为两个阶段。第一阶段为起步阶段，从1949年到1995年天然气产量由0.112亿立方米增至174亿立方米，年均增长3.8亿立方米，产量增长缓慢。第二阶段从1995年至今，为快速增长阶段，产量从174亿立方米增加到2015年的1271.4亿立方米，年均增长率达到约30%。2016年，中国天然气供应将稳定增长，总量达到2080亿立方米国产气供应量将达1390亿立方米，增长5.5%，低气价将制约煤层气页岩气和煤制气的生产进口量保持较快增长，预计全年进口天然气690亿立方米，增长10.6%，占消费量的比例为33.7%其中，LNG进口2160万吨(约合300亿立方米)，增长11.1%。
二、天然气应用领域
目前人们的环保意识提高，世界需求干净能源的呼声高涨，各国政府也透过立法程序来传达这种趋势，天然气曾被视为最干净的能源之一，再加上1990年中东的波斯湾危机，加深美国及主要石油消耗国家研发替代能源的决心，因此，在还未发现真正的替代能源前，天然气需求量自然会增加。
天然气主要的应用领域有：
1、天然气发电，具有缓解能源紧缺、降低燃煤发电比例，减少环境污染的有效途径，且从经济效益看，天然气发电的单位装机容量所需投资少，建设工期短，上网电价较低，具有较强的竞争力。
2、天然气化工工业，天然气是制造氮肥的最佳原料，具有投资少、成本低、污染少等特点。天然气占氮肥生产原料的比重，世界平均为80%左右 世界上有天然气的主要地区。
3、城市燃气事业，特别是居民生活用燃料。随着人民生活水平的提高及环保意识的增强，大部分城市对天然气的需求明显增加。天然气作为民用燃料的经济效益也大于工业燃料。
4、工业燃料，天然气在工业领域的应用比较广，特别是大工业用户，如钢铁厂、铝厂需要大量的天然气用作燃料，同时还在玻璃、陶瓷等厂家广泛地使用。天然气替代煤炭和燃料油作为工业燃料，能够获得较好的经济、社会和环境效益。按照我国的天然气产业政策，工业燃料是属于天然气利用中的次优先类，仅次于城市燃气。
2016年，天然气在一次能源消费结构中所占比重将达到6.4%。
其中，城市燃气消费量为827亿立方米，增长9.1%;发电用气量约为319亿立方米，增长8.7%;工业燃料用气量为611亿立方米，增长61%;化工用气量293亿立方米，增长3.7%。
三、天然气产业链
从上游到下游，可以分为三类：
1、上游勘探生产业：主要是指对天然气进行勘探、开采和净化，根据 需要有时也进一步进行压缩或液化加工。我国的天然气资源集中垄断于 中石油、中石化和中海油三家。
2、中游运输业：是将天然气由加工厂或净化厂送往下游分销商经营的指定输送点（一般为长距离输送），包括通过长输管网、LNG运输船和CNG运输车等。我国的天然气中游也呈现垄断性，长输管线中石油占垄断地位，中石化、中海油和陕天然气等公司拥有少部分或者区域性的长输管道。
3、下游分销行业：在通过中游输运将上游天然气输送后，一部分直接供给了直供用户，另外一部分销售给城市燃气分销商，然后其通过自建的城市管网、运输车等对城市内的最终用户进行销售。该市场市场化程度较高，主要由各城市燃气公司运营。
四、天然气产业链的投资风险
（1）、上游勘探开发风险来自不确定性。天然气勘探开发的特征之一是存在地质风险和勘探的不确定性，因为人们不能直接看到地下的天然气藏，即使是利用目前最好的地质和地球物理技术也不能保证天然气的大量存在而且能够被开采出来并带来效益。
与石油相比，天然气的运输缺乏灵活性，通常只能用于地区消费，因此即使开发商幸运地发现了具有经济开采价值的天然气藏，但由于对特定市场的依赖，使得它不得不面对来自市场方面的风险：是否能够经济方便的将产出的天然气运到消费地，这也体现了上游生产对中游管输一定程度的依赖。
（2）、在天然气链中，管道公司起着承上启下的作用，一方面它通常要对上游生产商承诺照付不议，另一方面作为天然气货源的组织者要对天然气供应的可靠性向用户负责，因此它承担的风险也比较大。管道投资几乎是一次性完成，但市场的发育却不能同步进行。民用和商业市场的价格承受能力强，但它的发育却比较缓慢（通常为 7～10年）。选择一批包括发电厂在内的大工业用户有利于需求市场的快速启动，但工业和发电市场对价格的承受能力却比较差并受到替代燃料的竞争。
管道投资的风险低于上游勘探开发，但高于城市配送，IEA(国际能源机构)的研究已经证实了这一点。
（3）、相对于上游勘探生产与中游管道运输，终端地方配气公司所承担的风险要小一些，IEA(国际能源机构)在研究报告《监管改革：欧洲天然气》中也认为城市配气的投资风险较小。
首先，地方配气网络的开发投入不必像长输管道那样一次全部完成，这就降低了它的容量扩张的成本和风险。
其次，地方配气公司所服务的用户主要是居民、商店、旅馆、饭店、医院、学校、机关等民用和商业用户，这些用户被称作“被捕获用户”，需求的价格弹性小。这些用户一旦做出使用天然气的决定并购买、安装了相应的燃气设备，它们很难在短期内转而使用其它燃料，即使其他燃料的价格已经变得比天然气便宜。
最后，地方配气公司不像管道公司同时依赖于特定的资源和市场。的确，地方配气公司在它的运营早期也依赖于特定的资源，但它们的资源供应风险要比管道公司低。
（4）、天然气消费量的增加是整个产业链发展的主要动力
我国天然气消费，在西气东输一线竣工之后，开始了高速的增长期。2000-2010年，我国天然气消费以年均16%的速度增长，2010年增速更高达22.73%。我们预计，未来天然气消费让将保持较快的增长。增长的来源主要是：城市化率的提高，以及现有城市的改造，将带动城市燃气的消费量继续走高。
通过前文天然气供应量、应用领域分析、天然气产业链及风险分析，认为天然气行业适合进行投资，但是天然气产业链上游和中游投资风险较高，终端风险低，适合终端投资的主要项目有：
a， LNG终端销售（包括加气站、油改气）；
b， 天然气分布式能源系统；
c， 城镇化然气使用。
“十三五”时期将是我国全面建成小康社会，实现中华民族伟大复兴中国梦的关键时期，能源发展面临前所未有的机遇和挑战，天然气在我国能源革命中占据重要地位。在国家继续深化改革的政策指引下，天然气行业的发展环境将发生显著变化。
随着环保压力增加和技术进步，全球能源消费的低碳化趋势日益明显，天然气将成为全球能源由高碳向低碳转变的重要桥梁，发展速度将明显高于煤炭和石油。BP公司2014年出版的《BP2035世界能源展望》预测，2012-2035年全球能源消费年均增速为1.5%，天然气年均需求量增长速度约为1.9%。至2035年，一次能源消费结构中，天然气将与煤炭、石油趋同，均为26%～27%。从气源供应种类来看，页岩气所占比重将持续增加，2035年页岩气的供应量将满足天然气需求增长量的46%，占世界天然气产量的21%，其中北美有望占到全球页岩气产量的71%。
天然气与液化石油气相比，具有明显优势，天然气置换是提高居民生活质量、促进经济发展、改善城市环境、提高城市品位的需要。天然气与液化石油气相比，更经济：天然气是质优价廉的燃料，使用天然气比液化石油气能在一定程度的节省气费。更安全：天然气的密度比空气轻，在空气中易扩散，不易产生积气，所以天然气相对液化石油气较安全。但两种气体同属可燃气体，有易燃易爆的特性，虽然相对液化石油气更安全，但仍不应掉以轻心。更环保：燃烧时产生二氧化碳少于液化石油气等石化燃料，温室效应较低，所以天然气是一种洁净环保的优质能源。
智研咨询《2016-2022年中国天然气行业市场现状分析及发展趋势研究报告》指出：2015年，天然气探明地质储量仍保持“十二五”以来持续增长态势，新增探明地质储量6772.20亿方，新增探明技术可采储量3754.35亿方， 2个气田新增探明地质储量超过千亿方。至2015年底，剩余技术可采储量51939.45亿方。
2015年全国天然气(不含页岩气、煤层气、二氧化碳气)产量1243.57亿方，较上年下降0.4%。“十二五”期间，我国天然气每年新增探明地质储量连续五年超过5000亿方，累计新增天然气探明地质储量3.92万亿方，较“十一五”增加8193.39亿方，增长27.7%。“十二五”期间，我国天然气总产量为6013.17亿方，较“十一五”增加2230.08亿方，增长54.9%。
全国石油和天然气分别累计采出62亿吨、1.5万亿立方米，剩余可采资源量分别为206亿吨、38.5万亿立方米。按照1111立方米天然气折算1吨石油，天然气剩余可采资源量约为石油的1.7倍，未来我国将进入天然气储量产量快速增长的发展阶段。
天然气在地下的分布是极不均一的，是受相同的地质条件控制呈聚集区或聚集带分布，我国天然气探明储量的分布特征也证明了这一规律。全国天然气探明储量的80%以上分布在鄂尔多斯、四川、塔里木、柴达木和莺一琼五大盆地，其中前三个盆地天然气探明储量超过了5000×108m3，天然气勘探取得较大进展并已形成了一定储量规模的地区主要有：鄂尔多斯盆地上古生界、塔里木盆地库车地区、四川盆地川东地区、柴达木盆地三湖地区和莺歌海盆地，这五大气区基本代表了我国天然气勘探的基本面貌。
1、鄂尔多斯盆地上古生界
自“八五”末期，鄂尔多斯盆地天然气勘探的重点由下古生界转为上古生界，取得了突破性的进展，探明了苏里格、乌审旗、榆林大气田，探明储量大于5000×108m3，形成了一个新的大气区。该区广布型石炭一二叠系海陆交互相含煤层形成了气源充足、储层广布、盖层发育的有利生储盖组合；克拉通背景下的区域性西倾单斜的构造格局提供了稳定的构造环境，形成了大面积分布的层状岩性天然气田。
2、塔里木盆地库车坳陷
该区位于塔里木盆地北部天山山前，属新生代再生前陆盆地。成排成带的前陆逆冲带叠置在侏罗系一三叠系煤系气源岩之上，断层作为天然气向上运移的主要通道，区域分布的第三系厚层膏泥岩形成良好的区域盖层。90年代分别在库车坳陷南斜坡发现了英买7、牙哈、羊塔克等一批中型凝析气田，2000年在前陆逆冲带盐下发现了陆上第一个高丰度整装大气田克拉2气田，该气田储量丰度达59×108m3/km2，主力储层为下白垩统，气柱高度为448m，单井产能大于200×104m3/d，克拉2大气田的探明为“西气东输”工程实施奠定了资源基础。近年来，又在东秋里塔克构造带获得重大进展，发现了迪那1、2中型气田，东秋8井见到良好显示，预示着该区天然气勘探具有广阔的前景。
3、四川盆地川东地区
四川盆地是我国最老的气区，天然气探明储量主要分布于川东地区，占全盆地的50%以上。“八五”期间，川东高陡构造石炭系勘探取得重大进展，探明了8个储量大于100×108m3的大中型气田。天然气藏是在开江印支期古隆起控制下经喜山构造运动在高陡背斜中再分配而形成，储层为上石炭统藻砂屑白云岩、角砾状白云岩夹生物灰岩，气源来自志留系黑色泥岩。1995年在渡口河构造三叠系飞仙关组鲕滩储层获得高产工业气流，打开了川东天然气勘探的新领域，并且相继发现了渡口河、铁山坡、罗家寨、金珠坪等鲕滩气藏。目前，飞仙关组已成为川东地区天然气勘探的重要领域。
4、柴达木盆地三湖地区
三湖地区位于柴达木盆地的中南部，发育有巨厚的咸水湖相夹沼泽相的第四系，最大厚度大于3200m。暗色泥岩、碳质泥岩与砂岩、粉砂岩交互，组成了很好的生储盖组合。该区寒冷的气候条件、高盐度的水体环境以及广泛分布的富含有机质的未成熟烃源岩使其具有生物气形成的得天独厚的地质条件。目前已经探明了3个储量大于400×108m3的气田：台南、涩北一号、涩北二号气田，天然气探明储量占全盆地的91%。
5、莺一琼盆地
莺一琼盆地为一新生代大陆边缘伸展盆地，下第三系属断陷性质、上第三系属坳陷性质，具明显的双层结构。有利烃源岩和有利储气层均分布在上第三系，源岩有机质类型为海相、湖沼相腐殖一偏腐殖型。1990年在琼东南盆地发现崖13-1大气田，成为我国第一个探明储量约1000×108m3的大气田，之后在莺歌海盆地相继发现了东方1-1、乐东22-1、乐东15-1等超压大中型气田。这些超压气田是由于深部热流体活动、天然气在泥拱背斜带聚集而形成的。莺歌海盆地雄厚的生烃物质基础和成群成带的泥拱背斜带预示着该区天然气勘探具有良好的前景。
非常规天然气资源主要为页岩气、煤层气、煤制气等。
页岩气方面，2015年全国页岩气勘查新增探明地质储量4373.79亿方，新增探明技术可采储量1093.45亿方。至2015年底，全国页岩气剩余技术可采储量1303.38亿方。
2015年全国页岩气产量44.71亿方，同比增长258.5%。“十二五”期间，我国页岩气勘查获得重大突破，累计新增探明地质储量5441.29亿方。自2014年正式进入商业开发以来，我国页岩气总产量已达57.18亿方。
煤层气方面，2015年全国煤层气勘查新增探明地质储量26.34亿方，新增探明技术可采储量13.17亿方。至2015年底，全国煤层气剩余技术可采储量3063.41亿方。
2015年全国煤层气产量44.25亿方，同比增长24.75%。“十二五”期间，我国煤层气累计新增探明地质储量3504.89亿方，较“十一五”增加1844.80亿方，增长111.1%。
