当前，不断扩大的液化天然气（LNG）基础设施，全球最繁忙航道之一的战略位置，以及作为其他大宗商品全球贸易中心的声誉，使新加坡成为打造亚洲LNG贸易中心的最佳候选。从2019年起，新加坡LNG公司最初设计停泊6万~26.5万立方米船舶的第二个码头将能够容纳2000~10000立方米的小型船舶，这将为散装船舶提供便利。今年1月份新加坡LNG公司首席执行长John Ng告诉当地媒体：“公司此举是向市场发出信号——我们准备投资开发小型LNG业务。”

东南亚市场需求潜力大

　　新加坡的主要目标市场是LNG需求增长最快的东南亚。由于东南亚地理位置极为分散，能源需求分布在数千个岛屿上，这意味着该地区需要小型LNG船舶、小型LNG再气化终端和散装LNG中心来交付天然气。标准普尔全球普氏资讯分析公司(S&P Global Platts Analytics)称，受油气上游产量下滑以及来自于电力和工业部门天然气消费日益增长的双重驱动，东南亚地区的LNG消费量将从2017年的1080万吨大幅增加至2025年的4000万吨。

小型项目面临的挑战

　　首先，目前东南亚地区只运营着一个小型的LNG再气化终端。短期内其小规模LNG需求都只占其总消费量的一小部分。根据标准普尔全球普氏资讯公司的贸易流软件cFlow显示，2017年该终端从印尼东加里曼丹邦坦(Bontang)LNG出口型工厂接收了近20万吨LNG，为印尼登巴萨200兆瓦的Pesanggrahan发电厂提供燃料。能源研究和咨询集团伍德麦肯兹公司预计到2025年东南亚地区的小规模LNG需求将达到350万~400万吨，占该地区预计消费总量的10%，其中约70%将来自印度尼西亚，其余30%来自菲律宾。伍德麦肯兹公司天然气和电力高级分析师艾迪·萨普特拉（Edi Saptrua）表示：“越南和缅甸已表示有意进入该市场，但目前仍有相当大的不确定性。”
　　第二，相对小而分散的需求规模，需要许多新的小型再气化项目，以及其他相关的支持进口基础设施、气体分配管道和熟练的劳动力来操作新的设施。萨普特拉表示：“现有项目中的发电厂规模范围从小型的大约10兆瓦到大型的约500兆瓦。我们估计，低于40兆瓦的项目将无法实现经济性。”
　　第三，这些项目的融资将面临价格管制的额外挑战，同时，东南亚地区发电原料市场因为受政府补贴的影响，很难将国际LNG价格成本转嫁给下游消费者。全球LNG供应过剩将持续到2020年代的“预言”已经为亚洲新兴市场政府加快能源改革和支持天然气在下游市场的渗透创造了动力。2017年12月29日印度尼西亚发布了新的天然气定价准则，将用于电厂和工业领域的管道天然气价格的贸易利润率限制在7%，以促进国内天然气的使用。印尼能源和矿业部副部长阿尔坎德拉·塔哈尔（Arcandra Tahar）在2月初也表示，政府计划通过放弃天然气领域的非税收性国家收入来降低国内工业领域的天然气价格。据一位印尼高级官员表示，印尼电力公司Perusahaan Listrik Negara（PLN）最近已经与印尼国家石油公司Pertamina签署两份独立的天然气购买协议，将从印尼国油位于Cepu区块的Jambaran Tiung Biru天然气田购入天然气，合约价格分别为7.60美元/百万英热单位和7美元/百万英热单位。

分散式需求亟待聚集

       印尼国油Pertamina天然气战略顾问萨利斯·阿普里利安（Salis Aprilian）表示，尽管面临这些挑战，但是印尼国油和印尼电力公司PLN已承诺在印尼中部和东部以及其他偏远地区建造小型LNG发电厂。从技术上讲，小型LNG项目非常有效，但在商业上不可行。除了PLN使用LNG外，印尼还需要更多的工业来使用LNG。
　　萨普特拉表示：“新加坡是一个良好的开端，展望未来，在偏远地区部署燃气分布式发电和微型电网将增加LNG的消费，而将分散式的需求中心聚集在一起将能更好地促进需求的增长。”