据了解，现在潜在的价格改革方案（包括市场上传闻的）有多种，“加权平均法”、“一气一价”、“区域定价”、“挂钩原油等可替代能源”和“上下游联动”等模式，但各种模式各有优缺点。

      上游企业主张加权平均定价，其具体定价办法是：进口天然气按到岸完税价加国内管输费确定，按照进口到岸完税价+合理利润+国内管输费的原则定价；在进口气和国产气的管道连接点实行加权平均的到区门站价格，进口气价格和国产气出厂价格根据其供气量和管输路径进行加权平均，得到管道连接点的综合门站价；门站销售价格根据不同来源进口气价格和国产气出厂价格、来气点到基准点的管输费和进气量加权平均确定。目前的陕京输气管道就是采取这样的定价模式。此方案得到了参与油气开发和管道运输的上、中游公司的普遍认同，中石油即倾向于这种定价办法。加权平均看起来是与国际价格对接挂钩，但鉴于多气源管道联网后很难区分用户使用的气源和管道运输路径，操作很复杂，实际上做不到，而且无法照顾不同地区的不同价格承受能力。

      “一气一价”的定价模式，是指不同气源采取不同价格，不考虑国内气和国外气价格衔接问题，国内气仍然可以按照成本加利润的方法定价，并有可能上调气价。此模式的最大优点是操作最方便，其次是可以打破下游配气的区域垄断，有利于合理划分上、中、下游各方利益。但是随着国内输气管道的大规模建设和中亚输气管道、缅甸输气管道和东部沿海LNG 资源的引进，横跨东西、纵贯南北的全国天然气运输网络将在2010 年后形成，我国将形成多气源（国产陆气、国产海洋气、进口管道气、进口LNG）、多管线联合供气的格局。输气管道联网后，同一管网中多种气源将共存，这给“一气一价”的想法带来了挑战。不同气源的天然气成本不同，因此多种气源产生的多种价格将产生混乱，况且用户使用天然气的气源地和管输路径很难区分，即便能够清楚了解气源地，在费用的征收上也会存在问题。再加上，国内天然气价格终归要与国际接轨，采用“一气一价”定价模式的话，未来国内天然气价格势必需要连年上调，这样的调价，无论对于石油企业还是发改委而言，难度都是相当大。

      “区域定价”是政府指导天然气定价，气价与输送距离相挂钩，运输的距离越远，价格越高。这种方式也是世界其他国家常用的做法。这种方案，总体上体现了市场定价原则，但不是完全市场化。同时考虑了东西部不同的地区经济发展状况对天然气价格的不同承受能力，有利于资源优化配置。但是在这种定价模式下，西部的天然气价会明显低于中部和东部，东部些化工企业有可能会借此时机迁往西部，这样会带来一系列社会问题和生态环境危机。再加上，管输费由发改委按照管道项目成本收益核定，将会使政府和企业在管输成本上出现信息不对称。

      “挂钩原油等可替代能源”的模式是简化天然气价格分类，将目前分类出厂结构气价归并，统一到区门站价，并实现与原油等可替代能源的挂钩联动，天然气出厂基准价每个季度左右根据国际原油价格变化由国家发改委调整一次。由于原油价格及其波动是全球性的，其价格指标的选取方便、公开和公正，因此将可替代燃料选取以原油为主，实现了一定程度的市场化，挂钩的原油指标可以参考现在成品油调价的国际三地原油加权平均（布伦特、迪拜、辛塔）确定。但是，原油价格波动剧烈，容易受到地缘政治、投机等因素影响，我国天然气价格如果主要挂钩原油，势必随着原油价格波动而变化，而且这一波动有时是剧烈的，不利于稳定市场的建立。届时，天然气极有可能像原油一样被投机者操纵。另外，我国目前的天然气进口比例还没有成品油那样达到半壁江山，只有不到6%的进口比例，采取主要与国际油价挂钩也不恰当。