1.1 全球天然气需求低速稳定增长，LNG供应能力增长迅速
2014年和2015年，全球天然气需求增长放缓，全球天然气消费量分别增长了0.85%和2.7%；预计2035年前，全球天然气需求年均增长1.9%左右。与低速缓慢的天然气需求增长相比，得益于技术进步和成本的降低，全球天然气液化和LNG接收站能力增长迅速。截至2015年底，全球天然气液化能力达到 3.25亿吨/年，较上年增长5.2%。其中，2015年澳大利亚APLNG（煤层气液化）、Gladstone LNG和Queensland Curtis LNG共计3个项目投产，新增产能1980万吨/年。
2016年，全球将有7个百万吨级天然气液化项目计划投产，新增产能超过5000万吨/年。计划及在建LNG项目55个，产能合计超过5亿吨/年。全球规划、设计、在建的总液化能力若全部投产，2020年全球天然气液化能力将接近8亿吨/年；考虑到部分项目将受到需求、竞争力等因素影响可能被延期或取消，2020年全球LNG产能将达到5亿吨/年左右，能源咨询机构FACTS预测为5.24亿吨/年。
1.2 全球LNG贸易快速增长，将超过管道成为最主要的天然气贸易方式
随着天然气液化及LNG汽化设施的快速发展，LNG国际贸易发展迅速。2005-2015年，全球LNG贸易量由1888亿立方米增长至3383亿立方米，年均增长6.0%，明显高于同期天然气贸易量增速。受全球经济增速放缓等因素影响，2012年和2014年全球LNG贸易量出现了小幅下滑。2015年，全球LNG贸易量创历史新高，由上年的3323亿立方米增长至3383亿立方米，同比增长1.8%，LNG贸易量占总贸易量的比重达到32.5%。2010-2015年，世界天然气贸易中LNG的占比提高了2个百分点。
全球LNG贸易量中长期将呈增长趋势。尽管不同研究机构的预测数据有所不同，但总体趋势是一致的。伍德麦肯兹预测，中期受装置投产及美国LNG出口的影响，到2020年全球LNG贸易量预计达到4890亿立方米，年均增长率为7%左右；长期看增速将趋缓，到2025年和2030年，全球LNG贸易量将分别达到5950亿立方米和7090亿立方米，年均增长3%～4%。BP预计，2035年前全球LNG贸易量将超过管道天然气，成为最主要的天然气贸易方式。
1.3 LNG价格快速下降，与管道气价格竞争的局面逐渐形成
受市场供应宽松、需求放缓等因素影响，全球LNG现货价格大幅下跌。2015年，日本、印度的LNG现货价格同比分别下跌46.9%、44.9%。2016年4月份美国亨利中心（Henry Hub）的现货均价为1.91美元/MMBtu（0.45元/立方米），英国国家平衡点（NBP）的现货均价为4.00美元/MMBtu（1.03元/立方米）；5月份日本、印度的LNG现货到岸价格分别为3.48美元/MMBtu（0.83元/立方米）、4.2美元/MMBtu（1.00元/立方米）。LNG价格快速降低，使LNG与管道气相比竞争力快速提升。
1.4 与管道气单一固定的贸易形式相比，LNG交易方式更加灵活多样
管道天然气贸易需要铺设输气管道，很大程度上受制于买卖双方的地理位置、运距等因素，而LNG贸易在供应方、采购方、采购合同等方面都体现出更大的灵活性。管道气一般采用长贸合同、照付不议方式，LNG贸易则存在中期、短期、现货、易货等多种贸易合同形式。2015年1-8月全球新签LNG长贸合同量仅为2700万吨/年，而合同期低于5年的短期LNG合同大幅增加，短期合同占比由前两年的9%提高到2015年的15%。
LNG灵活的贸易方式还使联合采购成为可能。联合采购有助于提高LNG买家联合体的议价能力和买方的市场竞争力，有助于区域内买家之间利用需求季节性差 异进行调剂互补，还有助于目的地条款和转售条款进一步放开，促进LNG合同量的再出口和互换，提升市场的流动性。由于国际LNG市场供应宽松，长贸协议条 款也出现了松动。
2 LNG成为中国多元资本进入天然气能源市场的重要通道
2.1 我国天然气发展潜力仍然较大，LNG已成重要来源
与世界平均水平比，我国天然气消费差距较大。2015年我国人均天然气消费量139立方米，天然气占一次能源消费总量的比重约为5.9%，仅为世界平均水平的1/4，与部分发达国家相比，差距更大。除国产天然气和进口管道气之外，进口LNG已成为我国天然气资源的重要来源。2015年，我国进口天然气达690亿立方米，同比增长10.6%，占消费量的比例为33.7%；其中LNG进口量2160万吨（约300亿立方米），增长11.1%，占天然气总进口量的43.5%。
2.2 高价长贸合同进口LNG价格倒挂，导致进口企业巨额亏损
由于我国大多数进口LNG的长期贸易合同（定价公式）是在高油价时签订的，合同价格在15～17美元/MMBtu（3.75～4.25元/立方米）。高价LNG除了少量“液来液走”通过槽车外销的方式外，大部分进入长输管道，与管道气一起按国家规定的门站价进行出售，导致我国进口LNG长期处于亏损状态，每立方米亏损约1～2元。2011-2015年中国石油进口的LNG平均价格高达17美元/MMbtu（折合4.25元/立方米）。2015年，受国际油价大幅下跌的影响，中国进口天然气价格有所下降，但进口成本仍高于调价后的门站销售价格，进口企业亏损严重。考虑到汽化成本，沿海地区进口的LNG供气成本高于2.6元/立方米，与上海、广东2.18元/立方米的门站价格相比，每立方米亏损额超过0.42元。自2015年11月20日起，国家将非居民用气门站价格下调0.7元/立方米，长贸合同进口LNG重新陷入巨额亏损。与此同时，部分长贸合同陆续进入执行窗口期，高价进口的LNG与市场需求的矛盾日益突出。由于进口LNG与国内天然气销售价格存在倒挂等原因，既有的LNG接收站能力利用率持续降低，从2010年的76%降至2014年48.7%，2015年进一步下降至47.7%。
2.3 LNG现货价格套利空间大，与管道气的比价效应显著
受国际油价下跌的影响，国际LNG现货价格急剧下降。2016年3月份，我国现货LNG到岸价约4.25～4.5美元/MMBtu（1.01～1.07元/立方米），在完税并考虑接卸环节后，成本在1.6～2.0元/立方米，与国内LNG槽车送到价2.5～3.0元/立方米价格相比，有较大的套利空间；甚至与管道气门站价格相比，也存在较大的套利空间。随着我国进口LNG贸易量的不断增大，进口LNG与管道气的比价效应将进一步增强，并将在较大程度上影响我国管道天然气的定价。
2.4 各类资本积极进入LNG业务，市场多元化趋势明显
LNG现货套利空间大、国家鼓励各类资本参与天然气基础设施建设以及LNG接收站第三方公平准入政策的支持，使各类资本纷纷进入LNG接收站业务。与炼 油业务相比，进口LNG业务具有流程短、投资少的特点，更有利于民营企业的进入。华润、新奥、广汇、九丰、哈纳斯等央企和民企正积极进行引进LNG资源谈 判和建设LNG接收站装置。首个民营接收站——东莞九丰LNG接收站已于2012年成功投运（100万吨/年）；新奥能源、广汇能源等企业的LNG接收站及码头项目已获得国家发展与改革委核准，正在建设；距江苏如东LNG只有60千米的启东广汇LNG接收站预计2017年初投运。由于没有高价长贸合同的负担，又具有民营企业运作成本较低、竞争手段灵活等特点，并且借助中国海油、中国石油等传统油气企业先期进入LNG领域的示范作用和奠定的技术、人力基础等，后续建设的这些LNG项目更具有竞争力，成为中国石油、中国海油等传统天然气优势企业在沿海天然气市场新的竞争对手。
3 对我国LNG行业发展的建议
3.1 充分利用全球LNG资源，扩大我国天然气来源
尽管过去十几年，我国天然气消费快速增长，但与世界平均水平比，仍有较大的差距。随着中国城镇化水平的不断提升，城镇气化率将逐步提高，天然气消费增长空间仍然很大。在国内天然气产量快速增长的同时，进口天然气数量也不断增加，并已基本具备管道气、LNG多渠道供应的格局。管道天然气具有供应稳定可靠的优势，作为我国进口天然气的主力在较长一段时间内不会改变。LNG的出现改变了天然气市场的原有格局，增强了市场的灵活性。随着LNG国际贸易量的增加，管道天然气和LNG的竞争将日趋激烈，我们应充分利用全球LNG资源价格低位的大好时机，扩大我国天然气资源的进口来源。随着我国天然气管道、LNG接收站的建设不断推进，我国天然气市场将形成“西气东输、海气登陆、就近供应”局面，LNG将成为我国天然气的重要来源。
3.2 对现有高价LNG长贸资源进行价格复议，通过国际合作降低国内LNG项目风险
借鉴印度Petronet公司经验，建议国内三大国有石油公司联合政府，由政府出面与资源供应商及政府进行价格复议，通过采取价格复议、终止合同、出售 部分长贸合约等可能的措施降低亏损，努力降低进口LNG整体资源池成本。同时，研究国内LNG项目与国际大公司合资合作的可能性，开展资源、液化、市场一 体化合作，实现LNG全球采购、运输和销售，开发国内和国际LNG市场，降低国内LNG项目风险，提高项目竞争力。
3.3 创新市场销售模式，积极推进LNG市场高效开发
在管网相对不发达地区，先期采用快速、灵活、小成本的LNG（小型LNG储罐、杜瓦瓶等）“点供”培育市场，待需求扩大形成规模后，适时建设管道实现点到面的管道天然气稳定供应，有效引导和控制市场发展方向。形成“点供”培育市场、“直供”占领市场、“专供”拓展市场，骨干管网调节巩固市场的供应格局。 天然气在重卡、船舶、公共交通及高端工业用户等领域仍有较大的发展空间。建议通过与城市签署相关战略协议，积极推进城市公交LNG的利用发展；争取在内海、沿海及铁路运输的LNG政策取得突破，通过“气化长江”等重点工程推动LNG船舶燃料业务发展；与汽车制造等相关行业结合，提升重卡、公交等各项以气 代油技术进步，推进LNG作为车用燃料的整体应用。
3.4 统筹考虑调峰效率和效益，积极发挥LNG灵活的调峰作用
我国储气库（尤其是盐穴储气库）具有建设难度大、建设周期长、按规划建成投运的难度较大的特点，因此利用储气库调峰的风险较大。相比之下，我国的LNG接收站具备较好的站基、人员、建设基础，增容难度小。建议在我国沿海地区积极利用LNG项目进行调峰，并积极争取国家的支持，解决分类气价、峰谷气价的问题，同时参照国家支持储气库建设的相关政策支持LNG接收站建设。
天然气发电厂可实现快速开停，能起到快速有效的调峰作用。建议研究以天然气发电进行调峰的优惠气价方案，促进我国天然气发电的发展，提升调峰的效率和效益，实现我国“天上电网、地下管网”的灵活调配供应局面。
LNG供需格局转变，传统贸易套利路径关闭
近两年，伴随着几个LNG进口接收站投产及国际LNG价格走低，国内进口LNG槽批量大幅上升。同时，随着非常规气源LNG项目的增加，且分布逐步向中东部地区延伸，中国LNG资源供应地逐渐分散化。
与此同时，伴随着内陆LNG车用市场逐渐成熟，在中部地区河北、山西、河南等省份逐渐培育起新的LNG消费地，与山东、华东及华南等沿海地区形成我国主要LNG消费地。鉴于此，中国LNG供需格局较之前发生转变，传统贸易路径遭遇阻碍，老牌贸易商市场份额迅速缩水，急需开发新的贸易路径，寻求长久发展之路。
LNG供需格局转变
传统贸易套利路径关闭
自2014年下半年开始，随着国际LNG价格走跌，国内进口LNG槽批量大幅提升，价格优势明显，导致北方国产资源东去、南下受阻。陕西、内蒙—华南， 陕西、内蒙—华东、山东等传统中长远距离LNG贸易套利路径窗口基本长期处于关闭状态。而以往贸易商多是将内蒙、陕西、新疆及山西等北方LNG资源销往至 华东、华南一带赚取贸易利差，但随着中国LNG供需格局的变化，传统的贸易路径已随之改变。
由于原有的贸易路径套利空间不再，已有个别贸易商因业务无法继续开展而选择退出LNG贸易环节，甚至有部分LNG贸易商因行业不景气而转行。
不过也有部分贸易商选择寻找新的贸易途径。河北某LNG运贸企业人士告诉安迅思：“我们2015年前主要是跑内蒙—广西线，自2015年下半年开始华南 地区进口气量大且价格低廉，内蒙的资源很难再流入华南。但由于公司设在河北，如果继续开展华南地区业务，一方面，没有利润；另一方面，人员管理也不方便。 另外，近两年京津冀“煤改气”在加快进程，带动了当地LNG的消费，因此，我们目前已放弃原有的华南市场，重心转移至京津冀一带。”
贸易利润空间进一步缩窄
捆绑下游锁定稳定收益
据上述河北LNG运贸企业人士介绍，“当前，单纯的LNG贸易利润亦仅维持在30元/吨左右。部分LNG运贸一体企业为了维持LNG槽车运营率，LNG 贸易利润甚至低至5-10元/吨。”而据安迅思了解，在2013年之前，LNG贸易利润一般都能达到50-100元/吨。
同时，山东某LNG 贸易商也表示，目前山东省内LNG资源主要以中石化董家口进口LNG为主，陕北、内蒙资源很难流入，即便流入，利润亦非常少。而中石化董家口LNG基本被 新奥能源贸易有限公司和华恒物流有限公司包销，其他贸易商只能从以上两家拿二手资源，而二手贸易利润空间则十分有限。
由此来看，当前LNG贸易商生存环境依旧不容乐观。前两年，一些贸易商为了摆脱贸易困境，选择运贸结合的方式，不过从当前的情况来看，即便是运贸一体化发展的企业，经营利润仍欠佳。
与此同时，随着LNG供应能力大幅提升及供应主体数量不断增加，上游供应商之间的竞争愈演愈烈，一些企业则选择抛开贸易商直面终端的直销模式。因此，单纯的贸易商很容易被替代。鉴于此，有实力的贸易商则选择投资或者捆绑下游用户，以确保稳定业务量。
据安迅思观察，目前全国各地“煤改气”推进进程加快，一部分贸易商企业看好LNG点供板块，给终端建设LNG气化站，通过建站方式向终端企业销售LNG；另有部分有实力的老牌贸易商布局LNG加气站，或是与投资公司合作，共同分担风险。
综合来看，运贸结合的经营模式仍为目前贸易商主要的运营方式，但是在目前LNG行业洗牌的过程中，单一的运贸结合利润有限，将难以取得长远发展。只有在市场上占有一定数量的终端企业用户才是LNG贸易企业长久发展之路。
背景资料
截至2015年底，中国国产LNG产能合计约8913万方/天，较2014年底增加34%；项目数量约172家，较2014年底增加26%。进口LNG接收站13座，接收能力为3860万吨/年， 2014年底我国已投LNG接收站数量则为12个，进口接收能力为3810万吨/年。1 全球LNG与管道气呈现全面竞争态势
1.1 全球天然气需求低速稳定增长，LNG供应能力增长迅速
2014年和2015年，全球天然气需求增长放缓，全球天然气消费量分别增长了0.85%和2.7%；预计2035年前，全球天然气需求年均增长1.9%左右。与低速缓慢的天然气需求增长相比，得益于技术进步和成本的降低，全球天然气液化和LNG接收站能力增长迅速。截至2015年底，全球天然气液化能力达到 3.25亿吨/年，较上年增长5.2%。其中，2015年澳大利亚APLNG（煤层气液化）、Gladstone LNG和Queensland Curtis LNG共计3个项目投产，新增产能1980万吨/年。
2016年，全球将有7个百万吨级天然气液化项目计划投产，新增产能超过5000万吨/年。计划及在建LNG项目55个，产能合计超过5亿吨/年。全球规划、设计、在建的总液化能力若全部投产，2020年全球天然气液化能力将接近8亿吨/年；考虑到部分项目将受到需求、竞争力等因素影响可能被延期或取消，2020年全球LNG产能将达到5亿吨/年左右，能源咨询机构FACTS预测为5.24亿吨/年。
1.2 全球LNG贸易快速增长，将超过管道成为最主要的天然气贸易方式
随着天然气液化及LNG汽化设施的快速发展，LNG国际贸易发展迅速。2005-2015年，全球LNG贸易量由1888亿立方米增长至3383亿立方米，年均增长6.0%，明显高于同期天然气贸易量增速。受全球经济增速放缓等因素影响，2012年和2014年全球LNG贸易量出现了小幅下滑。2015年，全球LNG贸易量创历史新高，由上年的3323亿立方米增长至3383亿立方米，同比增长1.8%，LNG贸易量占总贸易量的比重达到32.5%。2010-2015年，世界天然气贸易中LNG的占比提高了2个百分点。
全球LNG贸易量中长期将呈增长趋势。尽管不同研究机构的预测数据有所不同，但总体趋势是一致的。伍德麦肯兹预测，中期受装置投产及美国LNG出口的影响，到2020年全球LNG贸易量预计达到4890亿立方米，年均增长率为7%左右；长期看增速将趋缓，到2025年和2030年，全球LNG贸易量将分别达到5950亿立方米和7090亿立方米，年均增长3%～4%。BP预计，2035年前全球LNG贸易量将超过管道天然气，成为最主要的天然气贸易方式。
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1.3 LNG价格快速下降，与管道气价格竞争的局面逐渐形成
受市场供应宽松、需求放缓等因素影响，全球LNG现货价格大幅下跌。2015年，日本、印度的LNG现货价格同比分别下跌46.9%、44.9%。2016年4月份美国亨利中心（Henry Hub）的现货均价为1.91美元/MMBtu（0.45元/立方米），英国国家平衡点（NBP）的现货均价为4.00美元/MMBtu（1.03元/立方米）；5月份日本、印度的LNG现货到岸价格分别为3.48美元/MMBtu（0.83元/立方米）、4.2美元/MMBtu（1.00元/立方米）。LNG价格快速降低，使LNG与管道气相比竞争力快速提升。
1.4 与管道气单一固定的贸易形式相比，LNG交易方式更加灵活多样
管道天然气贸易需要铺设输气管道，很大程度上受制于买卖双方的地理位置、运距等因素，而LNG贸易在供应方、采购方、采购合同等方面都体现出更大的灵活性。管道气一般采用长贸合同、照付不议方式，LNG贸易则存在中期、短期、现货、易货等多种贸易合同形式。2015年1-8月全球新签LNG长贸合同量仅为2700万吨/年，而合同期低于5年的短期LNG合同大幅增加，短期合同占比由前两年的9%提高到2015年的15%。
LNG灵活的贸易方式还使联合采购成为可能。联合采购有助于提高LNG买家联合体的议价能力和买方的市场竞争力，有助于区域内买家之间利用需求季节性差 异进行调剂互补，还有助于目的地条款和转售条款进一步放开，促进LNG合同量的再出口和互换，提升市场的流动性。由于国际LNG市场供应宽松，长贸协议条 款也出现了松动。
2 LNG成为中国多元资本进入天然气能源市场的重要通道
2.1 我国天然气发展潜力仍然较大，LNG已成重要来源
与世界平均水平比，我国天然气消费差距较大。2015年我国人均天然气消费量139立方米，天然气占一次能源消费总量的比重约为5.9%，仅为世界平均水平的1/4，与部分发达国家相比，差距更大。除国产天然气和进口管道气之外，进口LNG已成为我国天然气资源的重要来源。2015年，我国进口天然气达690亿立方米，同比增长10.6%，占消费量的比例为33.7%；其中LNG进口量2160万吨（约300亿立方米），增长11.1%，占天然气总进口量的43.5%。
2.2 高价长贸合同进口LNG价格倒挂，导致进口企业巨额亏损
由于我国大多数进口LNG的长期贸易合同（定价公式）是在高油价时签订的，合同价格在15～17美元/MMBtu（3.75～4.25元/立方米）。高价LNG除了少量“液来液走”通过槽车外销的方式外，大部分进入长输管道，与管道气一起按国家规定的门站价进行出售，导致我国进口LNG长期处于亏损状态，每立方米亏损约1～2元。2011-2015年中国石油进口的LNG平均价格高达17美元/MMbtu（折合4.25元/立方米）。2015年，受国际油价大幅下跌的影响，中国进口天然气价格有所下降，但进口成本仍高于调价后的门站销售价格，进口企业亏损严重。考虑到汽化成本，沿海地区进口的LNG供气成本高于2.6元/立方米，与上海、广东2.18元/立方米的门站价格相比，每立方米亏损额超过0.42元。自2015年11月20日起，国家将非居民用气门站价格下调0.7元/立方米，长贸合同进口LNG重新陷入巨额亏损。与此同时，部分长贸合同陆续进入执行窗口期，高价进口的LNG与市场需求的矛盾日益突出。由于进口LNG与国内天然气销售价格存在倒挂等原因，既有的LNG接收站能力利用率持续降低，从2010年的76%降至2014年48.7%，2015年进一步下降至47.7%。
2.3 LNG现货价格套利空间大，与管道气的比价效应显著
受国际油价下跌的影响，国际LNG现货价格急剧下降。2016年3月份，我国现货LNG到岸价约4.25～4.5美元/MMBtu（1.01～1.07元/立方米），在完税并考虑接卸环节后，成本在1.6～2.0元/立方米，与国内LNG槽车送到价2.5～3.0元/立方米价格相比，有较大的套利空间；甚至与管道气门站价格相比，也存在较大的套利空间。随着我国进口LNG贸易量的不断增大，进口LNG与管道气的比价效应将进一步增强，并将在较大程度上影响我国管道天然气的定价。
2.4 各类资本积极进入LNG业务，市场多元化趋势明显
LNG现货套利空间大、国家鼓励各类资本参与天然气基础设施建设以及LNG接收站第三方公平准入政策的支持，使各类资本纷纷进入LNG接收站业务。与炼 油业务相比，进口LNG业务具有流程短、投资少的特点，更有利于民营企业的进入。华润、新奥、广汇、九丰、哈纳斯等央企和民企正积极进行引进LNG资源谈 判和建设LNG接收站装置。首个民营接收站——东莞九丰LNG接收站已于2012年成功投运（100万吨/年）；新奥能源、广汇能源等企业的LNG接收站及码头项目已获得国家发展与改革委核准，正在建设；距江苏如东LNG只有60千米的启东广汇LNG接收站预计2017年初投运。由于没有高价长贸合同的负担，又具有民营企业运作成本较低、竞争手段灵活等特点，并且借助中国海油、中国石油等传统油气企业先期进入LNG领域的示范作用和奠定的技术、人力基础等，后续建设的这些LNG项目更具有竞争力，成为中国石油、中国海油等传统天然气优势企业在沿海天然气市场新的竞争对手。
3 对我国LNG行业发展的建议
3.1 充分利用全球LNG资源，扩大我国天然气来源
尽管过去十几年，我国天然气消费快速增长，但与世界平均水平比，仍有较大的差距。随着中国城镇化水平的不断提升，城镇气化率将逐步提高，天然气消费增长空间仍然很大。在国内天然气产量快速增长的同时，进口天然气数量也不断增加，并已基本具备管道气、LNG多渠道供应的格局。管道天然气具有供应稳定可靠的优势，作为我国进口天然气的主力在较长一段时间内不会改变。LNG的出现改变了天然气市场的原有格局，增强了市场的灵活性。随着LNG国际贸易量的增加，管道天然气和LNG的竞争将日趋激烈，我们应充分利用全球LNG资源价格低位的大好时机，扩大我国天然气资源的进口来源。随着我国天然气管道、LNG接收站的建设不断推进，我国天然气市场将形成“西气东输、海气登陆、就近供应”局面，LNG将成为我国天然气的重要来源。
3.2 对现有高价LNG长贸资源进行价格复议，通过国际合作降低国内LNG项目风险
借鉴印度Petronet公司经验，建议国内三大国有石油公司联合政府，由政府出面与资源供应商及政府进行价格复议，通过采取价格复议、终止合同、出售 部分长贸合约等可能的措施降低亏损，努力降低进口LNG整体资源池成本。同时，研究国内LNG项目与国际大公司合资合作的可能性，开展资源、液化、市场一 体化合作，实现LNG全球采购、运输和销售，开发国内和国际LNG市场，降低国内LNG项目风险，提高项目竞争力。
3.3 创新市场销售模式，积极推进LNG市场高效开发
在管网相对不发达地区，先期采用快速、灵活、小成本的LNG（小型LNG储罐、杜瓦瓶等）“点供”培育市场，待需求扩大形成规模后，适时建设管道实现点到面的管道天然气稳定供应，有效引导和控制市场发展方向。形成“点供”培育市场、“直供”占领市场、“专供”拓展市场，骨干管网调节巩固市场的供应格局。
天然气在重卡、船舶、公共交通及高端工业用户等领域仍有较大的发展空间。建议通过与城市签署相关战略协议，积极推进城市公交LNG的利用发展；争取在内海、沿海及铁路运输的LNG政策取得突破，通过“气化长江”等重点工程推动LNG船舶燃料业务发展；与汽车制造等相关行业结合，提升重卡、公交等各项以气 代油技术进步，推进LNG作为车用燃料的整体应用。
3.4 统筹考虑调峰效率和效益，积极发挥LNG灵活的调峰作用
我国储气库（尤其是盐穴储气库）具有建设难度大、建设周期长、按规划建成投运的难度较大的特点，因此利用储气库调峰的风险较大。相比之下，我国的LNG接收站具备较好的站基、人员、建设基础，增容难度小。建议在我国沿海地区积极利用LNG项目进行调峰，并积极争取国家的支持，解决分类气价、峰谷气价的问题，同时参照国家支持储气库建设的相关政策支持LNG接收站建设。
天然气发电厂可实现快速开停，能起到快速有效的调峰作用。建议研究以天然气发电进行调峰的优惠气价方案，促进我国天然气发电的发展，提升调峰的效率和效益，实现我国“天上电网、地下管网”的灵活调配供应局面。
LNG供需格局转变，传统贸易套利路径关闭
近两年，伴随着几个LNG进口接收站投产及国际LNG价格走低，国内进口LNG槽批量大幅上升。同时，随着非常规气源LNG项目的增加，且分布逐步向中东部地区延伸，中国LNG资源供应地逐渐分散化。
与此同时，伴随着内陆LNG车用市场逐渐成熟，在中部地区河北、山西、河南等省份逐渐培育起新的LNG消费地，与山东、华东及华南等沿海地区形成我国主要LNG消费地。鉴于此，中国LNG供需格局较之前发生转变，传统贸易路径遭遇阻碍，老牌贸易商市场份额迅速缩水，急需开发新的贸易路径，寻求长久发展之路。
LNG供需格局转变
传统贸易套利路径关闭
自2014年下半年开始，随着国际LNG价格走跌，国内进口LNG槽批量大幅提升，价格优势明显，导致北方国产资源东去、南下受阻。陕西、内蒙—华南， 陕西、内蒙—华东、山东等传统中长远距离LNG贸易套利路径窗口基本长期处于关闭状态。而以往贸易商多是将内蒙、陕西、新疆及山西等北方LNG资源销往至 华东、华南一带赚取贸易利差，但随着中国LNG供需格局的变化，传统的贸易路径已随之改变。
安迅思 液化天然气套利分析表单位：元/吨
备注：目标市场送到价与LNG项目出厂成交价的价差，当价差大于等于运费，则套利窗口打开；反之，则关闭。运输方式：槽车运输。
由于原有的贸易路径套利空间不再，已有个别贸易商因业务无法继续开展而选择退出LNG贸易环节，甚至有部分LNG贸易商因行业不景气而转行。
不过也有部分贸易商选择寻找新的贸易途径。河北某LNG运贸企业人士告诉安迅思：“我们2015年前主要是跑内蒙—广西线，自2015年下半年开始华南 地区进口气量大且价格低廉，内蒙的资源很难再流入华南。但由于公司设在河北，如果继续开展华南地区业务，一方面，没有利润；另一方面，人员管理也不方便。 另外，近两年京津冀“煤改气”在加快进程，带动了当地LNG的消费，因此，我们目前已放弃原有的华南市场，重心转移至京津冀一带。”
贸易利润空间进一步缩窄
捆绑下游锁定稳定收益
据上述河北LNG运贸企业人士介绍，“当前，单纯的LNG贸易利润亦仅维持在30元/吨左右。部分LNG运贸一体企业为了维持LNG槽车运营率，LNG 贸易利润甚至低至5-10元/吨。”而据安迅思了解，在2013年之前，LNG贸易利润一般都能达到50-100元/吨。
同时，山东某LNG 贸易商也表示，目前山东省内LNG资源主要以中石化董家口进口LNG为主，陕北、内蒙资源很难流入，即便流入，利润亦非常少。而中石化董家口LNG基本被 新奥能源贸易有限公司和华恒物流有限公司包销，其他贸易商只能从以上两家拿二手资源，而二手贸易利润空间则十分有限。
由此来看，当前LNG贸易商生存环境依旧不容乐观。前两年，一些贸易商为了摆脱贸易困境，选择运贸结合的方式，不过从当前的情况来看，即便是运贸一体化发展的企业，经营利润仍欠佳。
与此同时，随着LNG供应能力大幅提升及供应主体数量不断增加，上游供应商之间的竞争愈演愈烈，一些企业则选择抛开贸易商直面终端的直销模式。因此，单纯的贸易商很容易被替代。鉴于此，有实力的贸易商则选择投资或者捆绑下游用户，以确保稳定业务量。
据安迅思观察，目前全国各地“煤改气”推进进程加快，一部分贸易商企业看好LNG点供板块，给终端建设LNG气化站，通过建站方式向终端企业销售LNG；另有部分有实力的老牌贸易商布局LNG加气站，或是与投资公司合作，共同分担风险。
综合来看，运贸结合的经营模式仍为目前贸易商主要的运营方式，但是在目前LNG行业洗牌的过程中，单一的运贸结合利润有限，将难以取得长远发展。只有在市场上占有一定数量的终端企业用户才是LNG贸易企业长久发展之路。
背景资料
截至2015年底，中国国产LNG产能合计约8913万方/天，较2014年底增加34%；项目数量约172家，较2014年底增加26%。进口LNG接收站13座，接收能力为3860万吨/年， 2014年底我国已投LNG接收站数量则为12个，进口接收能力为3810万吨/年。
