2017年11月28日零时起，河北省发改委启动天然气需求侧管理机制，全省进入Ⅱ级预警状态（橙色）。这意味着河北省天然气供需缺口超过10%，对经济社会正常运行产生较大影响，为严重紧张状态预警。截至发稿，橙色预警仍未解除。
此后，气荒向全国蔓延。2017年12月8日，北京紧急重启华能北京燃煤热电厂，在实现无煤发电半年多后，重新启用备用燃煤机组。12月7日，武汉近300家工商业用气户被停供。12月12日，湖南全省进入天然气黄色预警状态，全省供需缺口达10%－20%。
管道天然气供应紧张推动了LNG（液化天然气）价格不断飙升，大宗商品定价平台卓创咨讯综合山东、江苏、浙江等省加权平均计算的LNG标杆价从供暖季开始的不足5000元一吨一路上涨至超过万元。
面对近年来最严重的气荒，中国政府及中石油集团紧急派出特使赴中国最大进口气源国土库曼斯坦协商谈判，至12月27日，土库曼斯坦日供气达到1亿立方米，已经恢复至正常水平。
国内各地也纷纷采取“保民压非”（保证民用气压缩非民用气）措施，优先保障社会影响最大的居民用气。中国燃气协会理事长助理迟国敬在12月20日召开的中国油气改革高峰论坛上表示，全国有22个省区保民压非，近期这个指标可能难以缓解。
新年以来，随着中亚气恢复供应，各地供应形势有所缓解。湖南省经信委1月4日发布消息，民生用气基本得到保障，工商企业继续实施错峰用气。1月5日，武汉多家天然气公司调整居民用户购气量，从每月150立方米增至220立方米，但全市天然气供求关系仍整体偏紧。
LNG价格也开始下跌，卓创资讯的标杆价格显示，LNG价格自2017年12月22日达到10064元/吨的顶点后便一路回调，至1月4日已降至5753元/吨。
但亦有熟悉天然气市场的专家在中亚天然气恢复正常供应时对《财经》记者表示，元旦之后形势将会缓解，但如遇寒冷天气，还可能再次紧张。
气荒背后，是天然气需求不断上涨。相比便宜的煤炭，天然气是能源“细粮”，随着中国公众对环境保护重视度日益提高，以及中国政府加入巴黎协定，做出2030年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降60%－65%的承诺，天然气在中国能源消费中的比重不断提高已是大势所趋。根据国家能源局的规划，到2020年，天然气消费将占到能源总消费的10%；到2030年，争取提高到15%，成为主体能源之一。
但要实现这个目标，国内天然气产业的各个环节都需要加速改革。
气荒仍将持续
在目前的供求缺口和调峰能力下，冬季气荒，很可能是未来五年的常态
业内普遍预计，2017年全国天然气消费增长将超过330亿方，全年天然气消费预计超过2400亿方，而供暖季天然气缺口将达到110亿方左右。
回顾历史，冬季气荒保供的新闻并不鲜见，但2017年由于天然气消费增速上升，且居民2017年集中煤改气，导致冬天煤改气地区多地居民因煤改气设施不完善、气源不足等原因无法按时供暖，因而引发了全国关注。进入冬季用气高峰时期，为保证居民用气，多地工业用户被限供停供，涉及范围之广也前所未有。
而冬季气荒，很可能是未来五年的常态。
“国内天然气‘气荒’近五年内难以解决。”中石油经济技术研究院天然气市场高级经济师徐博在2017年11月底的中国天然气行业市场化发展大会上说。
根据2016年底颁布的《能源发展“十三五”规划》，到2020年，天然气消费占比的预期性目标为10%，2015年，这一比例为5.9%。根据该规划，到2020年，能源消费总量控制在50亿吨标煤以内，若以50亿吨上限测算，届时天然气消费将超过3700亿立方米（一吨标煤折合约750立方米天然气）。
天然气的供应主要包括国内自采气源、进口管道气以及进口LNG。为应对紧张的供需形势，基本垄断了上游资源的“三桶油”气公司2017年已经提速增产，1月－11月，国内生产天然气1338亿立方米，同比增长10.5%，而2016年这一增速仅为1.5%。
2016年底公布的《天然气“十三五”规划》提出的目标是，到2020年，国内天然气综合保供能力达到3600亿立方米以上，其中国内天然气产量达到2070亿立方米。业内人士预计，国内自采天然气产量如果能够维持每年10%左右的增长就已经比较乐观。
进口方面，2017年1月－11月进口天然气817亿立方米，同比增长28.9%。在自产天然气增长相对可预期的情况下，未来主要的增长将依赖进口，天然气的对外依存度将不断加大。2017年前11个月，天然气对外依存度达到38%。
天然气进口主要包括管道气和海上LNG。在管道气方面，目前主要依靠中亚管道以及中缅管道进口天然气，中俄管道东线预计将在2020年投产。徐博预测，到2020年，中亚管道气乐观估计，年进口可达到400亿立方米，中缅预计40亿立方米，中俄管道如能如期投产，第一年预计只有数十亿方气的供应。综合下来，2020年管道气进口总量预计能达到约500亿立方米。
据此测算，据3600亿立方米的规划目标还有超过1000亿立方米的缺口，需要进口LNG填补。而2016年，海关总署数据显示，中国进口LNG总量为2606万吨，约合380亿立方米天然气。在国内自产及进口管道气没有大的增长前提下，LNG进口还需成倍增长。
普氏能源最新的统计数据显示，2017年中国LNG进口数据为3789万吨，超越韩国成为全球第二大LNG进口国，2017年LNG进口量同比增长高达45.4%。据此推算，LNG进口折合天然气约550亿立方米，将超过管道气进口气量。
未来，管道气进口气量基本可以预期，且管道气进口涉及复杂的地缘政治与外交博弈，未来依然将依靠中石油代表国家进行管道气进口贸易。
而在LNG进口方面，LNG接收站建设与海外贸易都已经放开，政策上对资质并无限制，目前为止，以中海油为代表的“三桶油”（指三大国有石油公司）占据了绝大部分LNG进口份额，2016年，“三桶油”进口的LNG占中国LNG进口总量的98%。而随着市场需求近几年不断增长，以及其余玩家能力不断提升，新的玩家已经开始进入LNG市场。
2012年6月，东莞九丰LNG接收站投入运营，成为首个成功运行的民营LNG接收站，但其接收能力并不大，仅为30万吨/年。2017年6月，广汇能源建设的启东LNG接收站迎来首艘LNG运输船，该接收站一期设计产能为60万吨/年。新奥舟山LNG接收站将在2018年6月投产，一期项目接受能力达300万吨/年。
“三桶油”之外的第二梯队进入LNG市场，扩大了天然气来源，正在改变中国气源的供应结构。长期关注油气领域的思亚能源咨询公司执行总裁李遥预测，到2020年，LNG的第二梯队接收能力将占16%，到2030年将达到三分之一，成为不容小觑的势力。而2016年这一比例仅为2%。
而对于2017年冬季出现的供应紧缺现象，一位熟悉天然气供需的专家分析认为，天然气供需总量的缺口并不大，但是在高峰日的缺口矛盾突出，导致产生区域性“气荒”。测算的数据显示，12月日均平衡数据来看，缺口量为2000万方/日，相比日均8.15亿方的供应量，缺口仅为2.4%，其实并不突出。然而在负荷高峰日，缺口可能达到7900万方/日，而高峰日的供应能力提升之后约为8.56亿方，缺口占比达到9.2%。
该专家认为，北方省份大多数城市日调峰能力不足，加上煤改气加大的波动性，导致在高峰日供应能力严重不足，不得不启动应急预案。
储气库瓶颈
即使进口能够大幅增加，储气设施缺乏的瓶颈若不缓解，气荒仍难避免
天然气消费具备强烈的季节特征，在供暖季为全年的消费高峰。以河北省为例，在今冬供暖季需求上调至82亿立方米之后，其全年天然气消费预计总量为100亿立方米。
徐博告诉《财经》记者，当前中国储气设施的实际工作气量约为80亿方。若按照2017年预计2400亿立方米的消费量测算，储气量仅占年消费气量的3.3%。
根据国际天然气联盟（IGU）的经验，一旦天然气对外依存度达到30%，则地下储气库工作气量刚需消费量将超过12%。当前世界供气调峰应急储备能力平均约为10%，其中发达国家和地区在17%到27%之间。
相比天然气成熟市场，中国储气库的容量严重不足。一位中石油专家对《财经》记者表示，管道和气源都不是制约当前天然气供应的瓶颈，储气设施不足才是，如果有丰富的储气设施，在淡季可以进口更多的管道气和LNG，冬季自然就可以弥补缺口。
不过受困于价格机制，把储气设施的短板补上并不容易。
储气库主要包括枯竭油气田、盐穴和含水层三类，国内主要以枯竭油气田作为储气库，即把开采完毕的油气田改造为储气库。然而这类储气库要投入工作，必须注入约占其总容量一半左右的气量作为垫底气，这部分气在正常工作时将永远不会被开采出来，因此，一个枯竭油气田改造建成的储气库，其工作容量仅为总容量的一半左右。
储气库本身也投资不菲。以中石油新疆呼图壁储气库为例，其总容量约为80亿立方米，工作气量约为40亿立方米，总的建设费用约为110亿元人民币，而这还不包括需要注入约40亿方垫底气的气价成本。发改委价格检测中心研究员刘满平在天然气行业市场化发展论坛上表示，当前工作气量单位储存空间投资额高达3元－6元/立方米。
此外，一个储气库从建成到完全投入运营，还需要大约5个至6个采气－注气循环，才能利用其全部容量。
如此高昂的投资，储气设施供气却没有任何的价格激励措施，在供气时的价格与其他气源无异，这让投资建设储气库毫无吸引力可言。
而储气设施建设，主要是为了满足居民冬季供暖需求。但居民供暖价格受各地政府指导价限制，并未放开，以北京为例，居民用气实行阶梯气价，第一档为2.28元每立方米，显著低于3元－6元/立方米储气库的建设成本，相当于每卖一方气，就要亏损0.7元－3.7元。