美国天然气面临产能过剩， 2020 年有望成为全球第二大 LNG 出口国。 在页岩气的推动下， 美国天然气产量迅速增长，由供需缺口逐步转向供需宽松。 预计到 2020 年美国天然气过剩产能达到 1000 亿立方米， 2035 年增加到 2300 亿立方米。亚太将是美国天然气出口最主要的市场。 美国能源部已批准建立多个液化天然气出口项目，若按规划投产， 2020 年前投产的LNG出口能力超过 6000 万吨，美国有望成为全球第二大 LNG 出口国。
亚太现货 LNG 进口经济性测算：亚太地区现货价格走低，进口气价格优势凸显。 目前亚太地区 LNG 现货到岸价为 5.5 美元/MBtu，即 1.3 元/方，亚太进口 LNG 含税（率 11%）、含接驳费（ 0.3 元/方）成本约 1.7 元/方。与各省门站价相比，除西北地区外，其他城市均有价格优势，尤其是华南和华东地区，价差为 0.3-0.5 元/方； 与华东地区工业用气价相比， 平均价差为1.85 元/方；与华东地区 LNG 零售价相比， 平均价差为 2.4 元/方。
气源 LNG 进口经济性测算（按长贸合约）：高于门站价，低于工业和零售价。 根据近年亚太国家与美国签订的 LNG 长贸合同情况，到岸价格=现货价格*1.15+固定费用（出口方设施投资费用） +海运运费。经测算， LNG 长贸合同到岸价为 7.5-8 美元/MBtu，与亚太现货到岸价相比并无优势。进口气加税（率 11%）、加接驳费（ 0.3 元/方）后成本约为2.4 元/方。与各省门站价比，无价格优势。但与工业用气和交通用气相比有价格优势：与华东地区工业用气价相比， 平均价差为 1.15 元/方；与华东地区 LNG零售价相比， 平均价差为 1.7 元/方。
气源 LNG 进口经济性测算（按理论最低价格测算）。 仅考虑气源成本和运输成本，不考虑公式中的固定费用，进口 LNG 到岸价为 5 美元/MBtu，约 1.2 元/方。近日被广泛转载的美国联邦能源管理委员会估算的 LNG 到岸价 1.2 元/方， 与理论最低价格基本一致，但低于目前实际执行的 LNG 长贸合同，主要是没考虑长贸公式中出口商为了覆盖投资成本的固定费用一项。 按照 LNG 理论最低价格， 含税、含接驳费成本约 1元/方。与各省门站价比，价差为 0.35-0.6 元/方；与华东地区工业用气平均价差为 1.95 元/方；与华东地区 LNG零售价平均价差为 2.5 元/方。
LNG 贸易有望成为新的蓝海市场。 未来美国和主导天然气供给增长，而需求仍集中在亚洲，亚太市场将是生产商国竞争的重点。 LNG若要抢占亚太市场，需要继续提升价格竞争力。亚洲 LNG 价格将在二者的竞争中均衡，并对我国本土市场产生冲击。国家持续推进天然气价格和管道， LNG 进口有望成为新的蓝海市场，发展空间巨大。投资
煤改气政策持续推进，国内天然气市场重返高增长； 进口气与国产气价格相比优势明显，未来我国 LNG 进口将快速增长。关注积极布局天然气贸易的新奥股份（新奥集团上游平台， LNG 贸易航母蓄势待发）、广汇能源（接收站率先投产） 和中天能源（ 布局 LNG 贸易全产业链）。风险提示： 政策风险，LNG接收站项目进度不及预期。
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