2020年之前，全球LNG市场供应充足，2020年以后，市场供应存在不确定性。面对市场竞争，LNG交易方式将变得更加灵活。

1 短期内市场供应充足

澳大利亚2017年出口5578万吨LNG，占其名义液化能力的91%，加上在建的2660万吨/年液化能力，业界普遍认为，澳大利亚在2018年底或2019年初有望超过卡塔尔，成为全球最大LNG出口国。美国现有液化项目和在建液化项目合计6670万吨/年，另有超过6000万吨/年的项目获得批准许可，若进展顺利，美国有望在2022年左右成为全球LNG出口量最大的国家。俄罗斯亚马尔项目第2、第3条生产线正在紧锣密鼓建设当中，俄液化能力有望在2020年左右达到2730万吨/年；俄罗斯还有港口LNG、维索茨克LNG等3个LNG项目建设的可能性极大，加上可能建设的远东LNG等6个项目，合计能力接近8260万吨/年。

2 长期供应存在不确定因素

澳大利亚2017年初受热浪袭击，加之煤电关停、可再生能源发展缓慢，国内天然气需求一度高涨而面临缺气威胁。卡塔尔联盟垄断不利于LNG出口，有可能使LNG液化项目投资缩减。美国受建设成本、液化成本和运输成本的限制，LNG运至亚洲市场的价格竞争力和买方的进口经济性并不显著，美国本土与亚洲市场的季节性大致重合，将可能加剧旺季价格高涨和淡季销售难度。俄罗斯LNG项目多位于北极和沿海大陆架，面临西方制裁带来的融资以及设备购买等问题，其价格竞争力也有待观察。

继2011－2015年的LNG项目投资大潮后，近年做出最终投资决定的新增LNG项目凤毛麟角。LNG项目一般需要四至五年才能投产，新增供给预计要在2020年后才会出现。

3 亚洲LNG需求有望放缓

随着中亚天然气管道气量提升和LNG合同增量减少，中国LNG进口的增长势头有望在2018年放缓。日本核电重启的进程或将加快，已有4台核电机组宣布计划在2018年重启，面对高度不确定的国内需求，日本LNG进口商正等待有利时机。尽管韩国新政府积极释放“弃核摈煤”信号，但从先期已获批的煤、核电厂的装机容量来看，韩国至少在2020年前很难迎来天然气需求突增。印度国内气价水平较低，本土产量又在复苏，LNG对于印度来说显得昂贵，2017年印度LNG进口增速已大幅放缓至2%，而2016年这一数据为27%。

4 欧洲天然气市场多气源竞争加剧

欧洲近年极寒天气频现，煤价反弹高企，法国等国核电厂减产或退役，这些因素将提振地区气电用气需求；同时，北海等传统欧洲油气产区进入稳产后期，减少对俄罗斯管道气的依赖也将进一步提升欧洲地区LNG进口量。中国石油集团经济技术研究院预计，2018年欧洲天然气需求增加7%，增速较2017年上升1个百分点。从俄罗斯进口的管道气、传统的中东与非洲LNG以及美国LNG将在欧洲地区形成激烈竞争。

5 LNG新合同面临竞争新趋势

2017年延续过去4年趋势，新签合同数量持续下降。市场买方较少，大多是现有市场和新兴市场的终端用户，且签定的多是对目的地灵活性要求较高的采购合同。2018年市场宽松、定价指数较低和目的地灵活性较高的情况还会持续。预计2018年新项目获批较少，合同签约主要为二次、三次交易，即LNG巨头们（特别是拥有美国LNG的供应商）会重新签订目的地灵活的供应合同，小批量短期合同在2018年有可能进一步增多。随着市场逐渐宽松，买方会更挑剔，条件较宽松、承诺期较短的合同增加了买方的选择性。

6 现有LNG合同将面临巨大压力

近期，一些进口市场的天然气需求增速放缓超预期，尤其是东北亚市场。为了应对过剩供应，有的公司已在国际市场出售LNG或相互转售，并一直与供应商谈判推迟合同扩量，要对一些组合合同实行下限量。

对于LNG过剩供应，现有长期合同用户的反应大致可分两类：一类要谋求重新谈判定价，另一类履行合同承诺对转销要求不高。当前现货价格上升，缓解了买方的紧迫需求，一旦现货价格下降，如果油价继续坚挺，将会导致新一轮的价格争议。