詹姆士.亨德森（James Henderson）对供应前景进行了叙述：无论是在建或自2015年开始投产的新一轮美国和澳洲LNG项目的规模都是空前的。他描述了2010年代早期需求的迅速增长及石油和LNG价格的上涨如何促使美国和澳洲项目达成最终投资决策（FIDs），而在接下来几年里需求预期和价格又是如何下滑。尽管这两国的项目一旦完成后的边际成本都很低，但在价格恢复到$10/MMBtu之前，澳洲项目的投资回报会很低。2016年夏天美国在欧洲的LNG销售能承担其边际成本，但只能够承担每年固定的LNG设施使用费的一部分。
在更多元的LNG供应格局方面，亨德森讲述Cameroon项目（于2015年达成FID）和Tangguh扩建项目（2016年）如何成为少数持续推进的案例，赤道几内亚的Fortuna项目可能在2016年加入这个行列。到2020年，资源饱和可能促使特立尼达、印度尼西亚和马来西亚的产量下降 ，而在阿尔及利亚和埃及，更迫切的问题是低价格引发当地需求暴涨，而其天然气市场改革缓慢。除亚马尔LNG项目外，制裁和高成本将抑制俄罗斯的LNG项目，而伊朗在2020年之前，大部分时间里可能会专注于国内市场以及通过管道向邻国出口天然气。东非因欠缺成熟的油气工业而错过了将其2000年早期的重大发现予以变现的窗口期，加拿大同样因其产气区和液化厂之间距离较远、多级的审批流程以及包括第一民族（First Nation）土著的权利而错失良机。而卡塔尔无意取消其North Field气田开采禁令，可认为到2030年其都会保持当前的产量。
总括而言，就算供应方在成本、投资及法律框架和探明储量上占据最大优势，市场重新平衡的时机仍尤为关键，因为在这之上的价格才有望支撑FID的水平。
亚洲一直主导着LNG市场的需求侧。霍华德.罗杰斯 （HowardRogers ） 讨论了亚洲目前和潜在LNG进口国的需求趋势。2025年前主要的驱动力是：日本核能项目重启的节奏及利用程度，以及中国用约1150 亿立方天然气部分替代煤炭的政策实施速度。印度方面，需要建立作为价格和需求中心的天然气市场架构，以便通过已扩建的设施来刺激新供应。目前，天然气市场结构的不确定性让该国未来的LNG需求量难以评估。
在整个2020年代，资源成熟及国内产量下降的国家在LNG进口增长上都会有很大的潜力。不过总体上，只有少数国家对天然气的角色有明确的政策；在很多情况下，温室气体排放目标是通过可再生能源的增长和改善能源效率来达成的，以此促进继续降低煤炭消费量。不管怎样，天然气在亚洲的主要机遇是，充当改善因燃烧煤炭和生物质能而导致的微尘污染的角色，微粒污染对群众健康的危害已日趋严重。或许之前信誉、投资框架以及监管会让一些国家否决LNG进口项目，但现在浮式储存和再气化装置（FSRUs）的出现成为这些问题的解决者。
阿努克·欧诺瑞（Anouk Honoré）表示，欧洲市场的天然气需求在2000年代中后期下跌，且需求有可能在2020年代才会适当恢复，因为煤炭和核电站的退役速度比可再生能源的建设速度快。欧洲本土的天然气产量将持续下降，因此进口需求将上升。欧洲拥有约1.54 亿吨/年的LNG进口能力；这个能力在2015年只使用了24%，还有更多的设施在建造中。就此而言，欧洲的独特情况让它能够真正地吸纳其他区域的LNG过剩量，尽管我们预计俄罗斯会捍卫其30%的市场占有率。若亚洲LNG的需求增长处于确认区间的低位，欧洲枢纽气价将下滑到市场出清的水平，其中一个反馈机制将会是美国LNG，尤其是拥有较高边际成本的供应将部分终止。
再看南美洲的情况，阿努克·欧诺瑞描述，管道交易对整合各国天然气市场的作用有限，时常无法完成计划或合约的出口量。供应可靠性和一定程度的地缘政治压力使各国转而寻求LNG来弥补管道供应的不足，第一批进口发生在2008年。乌拉圭和哥伦比亚在其接收站建成后将加入到LNG进口国（阿根廷、巴西和智利）行列中。该地区在2015年进口了1100万吨的LNG，并预计在2030年增加到约1500万吨，但倘若玻利维亚的管道合同没有续约，那么这个数字将达到2300万吨。而且每年巴西水电供应量的波动会让这个数字再增加2600万吨。由于有限的的地下储气库，LNG将提供大部分的灵活供应量，给其他LNG进口市场带来短期的影响。
尽管压缩天然气（CNG）在一些地区已被运用于私家车和公共汽车，但其是否能在这个领域尤其在电动汽车日益发展的形势下继续增长是一个备受争议的话题。克里斯（Chris Le Fevre） 认为，在公路卡车和水上交通工具领域，LNG比CNG有更大的潜力。尽管LNG的成本优势随区域天然气价格的不同而变动，而且这个优势自2014年油价下跌后就被侵蚀，但当原油相对天然气价格上涨时，将会恢复此优势。同样重要的是，相比成品油，拥在SOx 和NOx 排放方面，LNG更具优势。虽然尚处于起步阶段，LNG在交通工具领域（陆路和水上）的需求量 能在2030年将增加到2500万吨/年至5000万吨/年之间。
布莱恩·宋赫斯特（Brian Songhurst）评估了浮式液化装置（FLNG）的发展。澳洲近期许多项目中出现成本超支和工程超期的问题，这显示了油气行业降低成本的必要性（尤其是在当前2016年LNG到港价低迷的情况下）。过去十年见证了浮式再气化单元（FSRUs）的辉煌，约18套装置已投入使用。虽然浮式液化装置（FLNG）上的加工设备比FSRUs上的复杂，也因此带来了巨大的挑战，但马国油（PETRONAS） Kanowit装置预计于2016年在马来西亚海域启动，标示着FLNG时代即将到来。目前有七个装置在建造中，其中五个将对外出租。虽然现在讨论这些船只的成本是否与美国墨西哥湾陆上液化工厂的成本相当还为之过早，但相比陆上加工厂因偏远位置存在的劳工短缺和设施挑战，FLNG较短的建造时间和“可控”的造船厂环境是有吸引力的。
乔纳森·斯特恩（Jonathan Stern）陈述了LNG历史性定价机制存在差异的根本原因，并记述了2011到2014年早期因与原油挂钩及福岛地震后供应趋紧，导致LNG现货市场的出现，LNG价格达到了$15–18/MMBtu，大大高于当时欧洲气价枢纽价格的水平。到2016年，原油价格的下跌和市场供应的好转（及需求的慢速增长），真正地缩小了欧洲和亚洲的LNG价差。在高油价以及亚洲合同LNG价格时期，按照亨利港基价（加上LNG设施使用费、加工费和运输成本）长期采购美国LNG被视为一个具吸引力的选择。无论如何，这个方案在2016年，当LNG现货（通过套利与欧洲枢纽价挂钩） 提供一个较低的价格时显得比较乏力。从逻辑上来讲，尽管亚洲定价最终将创造亚洲天然气和LNG枢纽中心，但根据在北美和欧洲的经验这很可能耗时五年，甚至可能是十年。
假如政府和监管部门按照标准设立亚洲天然气枢纽中心，该枢纽最理想的地理位置似乎是：
· 新加坡，作为一个虚拟的LNG区域枢纽；
· 上海，作为拥有多元供应源（当地生产、管道进口和LNG）的天然气中心；
· 日本，作为一个LNG枢纽。
这些标准包括：有权使用管道和LNG接受站的第三方准入、价格发现机制的形成、大量的买卖方参与者及期货市场的发展。到2020年代早期的这段时期里，由于存在大量的LNG现货，市场将见证与石油挂钩的LNG长期合同模式的终结，但这个过程会是“顺利过渡”，还是“合约灾难”，拭目以待。
最后，安妮索菲·柯尔博（Anne Sophie Corbeau）强调LNG世界正经历一次“大重组”，这不只是在规模的膨胀上、区域发展和商业模式的改变，长期合同的主导地位也将改变。她认为LNG业务正接近一个“转折点”，即LNG市场将更进一步商品化，在这个点上，将无法回归传统的长期合同模式。现有的长期合同将不被（或只有部分）续约；新项目是否在没有长期合同情况下进行开发，将取决于LNG短期交易是否成为常态、借贷方对拥有可靠现货价格基准以及低成本项目的支持程度。这将加强LNG在国际天然贸易灵活化发展上的角色，并对天然气业务进一步全球化做出重大贡献。
