1)抓住油气市场有利时机，增加LNG供应的灵活性
在全球油气供应相对宽松的影响下，国际油价自2014年下半年下跌以来一直处于较低水平，即使欧佩克联合俄罗斯等产油国采取联合减产保价措施，目前油价也仅恢复到60~70美元/桶。
2017年1–10月，我国的LNG现货到岸价平均只有6美元/百万英热单位(约合1.38元/立方米，不含税)，完税并考虑装卸环节后的成本约2.3元/立方米，几乎与中亚管道气的终端成本相当，而同期国内的LNG槽车到价为2.7~3.1元/立方米，LNG现货几乎是最经济的天然气供应来源，如果我们能在此时增加LNG现货进口并与一定的初期设施相配合，既能抵消一部分采暖期进口气价上涨带来的成本增加也可能对于缓解高峰期“气荒”有一定帮助。因此，我国今后在签订LNG供应协议时，不应只从长期稳定供应的角度出发，采用照付不议的长期协议，而应采取长期协议保基础，现货和短期协议保稳定的思路，以增强LNG供应的灵活性为根本目的。
可以从国家层面进行统筹安排，将三桶油和民营公司的LNG进口统一到同一平台上，三桶油具有技术和经济优势，承受市场波动的能力强，可以长期协议为主，辅以现货和短期协议，从基本层面保障国家天然气消费需求，民营公司的经济实力较弱，但灵活性更强，调峰者的角色。另外，从目前全球的LNG产能规划和需求趋势来看，未来5年全球供应宽松，买方在LNG贸易中的话语权会增加。
作为全球第二大LNG进口国，我国应该利用好这几年的时间，尽快与LNG供应商重议长期协议中的某些条款，如定价方式、目的地规定、合同期限等，增加买方在LNG贸易中的灵活性。如日本自2016年便开始与卡塔尔就增强LNG长期协议的灵活性讨价还价，希望增加价格的波动范围并允许向第三方转售。还在探索将美国的HenryHub气价引入LNG定价机制中，以期降低LNG进口价格。日本的这些做法也值得我们借鉴。
2)创新天然气供应模式，培育LNG消费市场
天然气在我国能源转型中扮演着极其重要的角色，但我国的天然气市场起步晚，基础设施差，限制了天然气在一些领域的应用。
相比管道气而言，LNG的灵活性更高，而且目前的成本也与管道气相差无几，因此，可以考虑在天然气管网无法到达或是建管道不具经济性的地区布局分布式LNG供应，通过局部点供来培育天然气消费市场，待形成一定规模后再接入全国市场。另外，LNG的运输和储存都比管道气方便，可以考虑在管道气无法满足消费需求的地区附近建LNG储存设施，利用LNG进行调峰。
除此之外，LNG作为交通运输领域燃料正在被更多的消费者认可，比燃油更加环保，是节能减排的主要替代方案之一。国际海事组织(IMO)已经宣布将自2020年1月1日起执行新的船舶燃料标准，将排放控制区之外的船用燃料含硫上限从3.5%降至0.5%，排放控制区内的含硫上限为0.1%。我国是国际海事组织成员国，而且在沿海有3个排放控制区，用LNG代替船用燃油是达成新规定的措施之一，也为我国LNG行业的发展提供了一个新的潜在领域。
3)发挥国家统筹优势，完善LNG市场布局
我国LNG行业自2010年开始步入快速发展轨道，期间LNG接收站和LNG厂等相关配套设施也大步跟进。
截至2017年底，我国已建成LNG接收站17座(截至目前，达到20座)，年LNG总接受能力超过800亿立方米，但当年只接收了约500亿立方米LNG，利用率仅为60%，2014–2016年更低，只有50%左右。根据费氏全球能源咨询公司(FGE)预测，到2020年，我国的LNG接收能力将超过1000亿立方米/年，利用率为55%~60%;到2030年，将再新增约500亿立方米/年的LNG接收能力，利用率在56%左右。若据此数据来看，我国的LNG接收站存在产能过剩的风险。
截至2017年底，我国投产LNG厂数量已超过180座，总气化能力接近700亿立方米/年，但当年的LNG厂开工率不到60%，2015年和2016年时更低，均不足50%，而美国目前的LNG厂开工率为80%。就此来看，我国的LNG接收站和LNG厂都有产能过剩的风险，需要从国家层面加强统筹规划，将更多的资金和技术引向LNG其他配套领域，完善整个LNG市场布局。
4)加强国际合作，建立更加合理的LNG价格机制
亚洲地区的中、日、韩三国是全球LNG进口量最大的3个国家，2017年的LNG进口量之和约占全球LNG贸易量的56%，再加上印度、巴基斯坦等新兴LNG进口国，整个亚洲在LNG贸易中的占比超过了70%。虽然拥有如此庞大的市场，但亚洲地区并未在全球LNG贸易中受到“优待”，反倒是要承受比欧美更高的气价，也就是我们所说的亚洲溢价。这一现象可能由两方面因素导致，即进口来源单一和价格机制。
LNG进口来源地的高度集中是造成亚洲地区LNG价格畸高的一个重要因素。以中、日、韩三巨头为例，中国2017年的LNG进口来源国共有17个之多，但澳大利亚在中国众多的进口来源国中一枝独秀，占比高达45%，是第二位卡塔尔的2倍还多;日本和韩国也有类似的情况，它们2017年的LNG来源国分别是17个和16个，但主力来源国也集中在2个，分别是澳大利亚和马来西亚以及卡塔尔和澳大利亚。相比之下，欧洲4国的情况要好很多，其中法国和西班牙的分散性最好，其2017年的LNG进口来源国分别有8个和10个，主力来源国数量都是4个，土耳其和英国相对集中一些，但也比中、日、韩3国略好。
此前的很多文献中将消费国没有定价权归结为亚洲地区LNG溢价的主要原因，笔者认为这种观点有待商榷，实际上亚洲溢价的症结不在于定价权，而在于定价机制。
目前全球天然气市场的定价机制有3种，即美国和英国的竞争性定价机制(也称枢纽定价)、欧洲的净回值定价机制(参照终端市场的油品定气价)以及亚洲地区与原油价格挂钩的定价机制。除美国因国内页岩气革命导致天然气供过于求使得气价长期低迷这一特例外，无论是采用竞争性定价的英国还是采用净回值定价的欧洲其他国家，长期以来并未出现很大的气价偏差，究其原因主要是这些国家的天然气市场比较成熟，相互之间又有一定的相似性和流动性，无论采用何种方式定价，最终体现的都是整个地区对天然气价值的认可程度。那么为什么偏偏亚洲地区选择了与原油价格挂钩的气价呢，这可能与该区的天然气市场结构有关。
亚洲地区天然气市场整体起步晚于欧美，且各国市场之间相互独立，彼此之间没有相似性和流动性，消费量差异很大，采用竞争竞价没有基准枢纽价格作参考，采用欧洲的净回值定价又很难在区域范围内找到一种公认的终端油品来做净回值，相对而言原油价格却具有全球性，可以作为天然气定价参考。相信最初决定采用与原油挂钩的天然气定价机制应该也是买卖双方协商的结果，根本出发点是避免任何一方“操纵”气价，从定价权来说对供需双方都是相对公平的。
因此，要减少甚至消除亚洲溢价，亚洲各国之间必须在天然气方面加强交流与合作，打破天然气市场壁垒，建立被各国认可的枢纽价格或确定为多数国家所接受的终端替代品来计算净回值，进而采用与欧美相似的天然气定价机制。
