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。 在页岩气革命的推动下， 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（增值税率 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。

北美气源 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=北美现货价格*1.15+固定费用（出口方设施投资费用） +海运运费。经测算，北美 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。北美进口气加税（增值税率 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。

北美气源 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，北美进口 LNG 到岸价为 5 美元/MBtu，约 1.2 元/方。近日被媒体广泛转载的美国联邦能源管理委员会估算的北美 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。 按照北美 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。 未来美国和澳大利亚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。北美 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走向均衡，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改革， LNG 进口有望成为新的蓝海市场，发展空间巨大。投资建议

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。建议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。