液化天然氣（LNG）市場自2000年開始在其基本面上經歷了顯著的變化。在價格起伏不定的同時，LNG現貨和短期交易崛起，而美國作為“靈活目的地”供應方出現，這僅僅是行業多重變化其中的兩個層面。大量的供應，如澳洲和美國多個項目的LNG正涌向市場。牛津能源研究院（OIES）和阿卜杜拉國王石油研究中心（KAPSARC）在2016年9月推出了《LNG市場的過渡：大重組》一書。牛津能源論壇的這個課題囊括了書中多個章節。
詹姆士•亨德森（James Henderson）對供應前景進行了敘述：無論是在建或自2015年開始投產的新一輪美國和澳洲LNG項目的規模都是空前的。他描述了2010年代早期需求的迅速增長及石油和LNG價格的上漲如何促使美國和澳洲項目達成最終投資決策（FIDs），而在接下來幾年里需求預期和價格又是如何下滑。盡管這兩國的項目一旦完成后的邊際成本都很低，但在價格恢復到$10/MMBtu之前，澳洲項目的投資回報會很低。2016年夏天美國在歐洲的LNG銷售能承擔其邊際成本，但只能夠承擔每年固定的LNG設施使用費的一部分。
在更多元的LNG供應格局方面，亨德森講述Cameroon項目（于2015年達成FID）和Tangguh擴建項目（2016年）如何成為少數持續推進的案例，赤道幾內亞的Fortuna項目可能在2016年加入這個行列。到2020年，資源飽和可能促使特立尼達、印度尼西亞和馬來西亞的產量下降 ，而在阿爾及利亞和埃及，更迫切的問題是低價格引發當地需求暴漲，而其天然氣市場改革緩慢。除亞馬爾LNG項目外，制裁和高成本將抑制俄羅斯的LNG項目，而伊朗在2020年之前，大部分時間里可能會專注于國內市場以及通過管道向鄰國出口天然氣。東非因欠缺成熟的油氣工業而錯過了將其2000年早期的重大發現予以變現的窗口期，加拿大同樣因其產氣區和液化廠之間距離較遠、多級的審批流程以及包括第一民族（First Nation）土著的權利而錯失良機。而卡塔爾無意取消其North Field氣田開采禁令，可認為到2030年其都會保持當前的產量。
總括而言，就算供應方在成本、投資及法律框架和探明儲量上占據最大優勢，市場重新平衡的時機仍尤為關鍵，因為在這之上的價格才有望支撐FID的水平。
亞洲一直主導著LNG市場的需求側。霍華德•羅杰斯 （HowardRogers ） 討論了亞洲目前和潛在LNG進口國的需求趨勢。2025年前主要的驅動力是：日本核能項目重啟的節奏及利用程度，以及中國用約1150 億立方天然氣部分替代煤炭的政策實施速度。印度方面，需要建立作為價格和需求中心的天然氣市場架構，以便通過已擴建的設施來刺激新供應。目前，天然氣市場結構的不確定性讓該國未來的LNG需求量難以評估。
在整個2020年代，資源成熟及國內產量下降的國家在LNG進口增長上都會有很大的潛力。不過總體上，只有少數國家對天然氣的角色有明確的政策；在很多情況下，溫室氣體排放目標是通過可再生能源的增長和改善能源效率來達成的，以此促進繼續降低煤炭消費量。不管怎樣，天然氣在亞洲的主要機遇是，充當改善因燃燒煤炭和生物質能而導致的微塵污染的角色，微粒污染對群眾健康的危害已日趨嚴重。或許之前信譽、投資框架以及監管會讓一些國家否決LNG進口項目，但現在浮式儲存和再氣化裝置（FSRUs）的出現成為這些問題的解決者。
阿努克•歐諾瑞（Anouk Honoré）表示，歐洲市場的天然氣需求在2000年代中后期下跌，且需求有可能在2020年代才會適當恢復，因為煤炭和核電站的退役速度比可再生能源的建設速度快。歐洲本土的天然氣產量將持續下降，因此進口需求將上升。歐洲擁有約1.54 億噸/年的LNG進口能力；這個能力在2015年只使用了24%，還有更多的設施在建造中。就此而言，歐洲的獨特情況讓它能夠真正地吸納其他區域的LNG過剩量，盡管我們預計俄羅斯會捍衛其30%的市場占有率。若亞洲LNG的需求增長處于確認區間的低位，歐洲樞紐氣價將下滑到市場出清的水平，其中一個反饋機制將會是美國LNG，尤其是擁有較高邊際成本的供應將部分終止。
再看南美洲的情況，阿努克•歐諾瑞描述，管道交易對整合各國天然氣市場的作用有限，時常無法完成計劃或合約的出口量。供應可靠性和一定程度的地緣政治壓力使各國轉而尋求LNG來彌補管道供應的不足，第一批進口發生在2008年。烏拉圭和哥倫比亞在其接收站建成后將加入到LNG進口國（阿根廷、巴西和智利）行列中。該地區在2015年進口了1100萬噸的LNG，并預計在2030年增加到約1500萬噸，但倘若玻利維亞的管道合同沒有續約，那么這個數字將達到2300萬噸。而且每年巴西水電供應量的波動會讓這個數字再增加2600萬噸。由于有限的的地下儲氣庫，LNG將提供大部分的靈活供應量，給其他LNG進口市場帶來短期的影響。
盡管壓縮天然氣（CNG）在一些地區已被運用于私家車和公共汽車，但其是否能在這個領域尤其在電動汽車日益發展的形勢下繼續增長是一個備受爭議的話題。克里斯（Chris Le Fevre） 認為，在公路卡車和水上交通工具領域，LNG比CNG有更大的潛力。盡管LNG的成本優勢隨區域天然氣價格的不同而變動，而且這個優勢自2014年油價下跌后就被侵蝕，但當原油相對天然氣價格上漲時，將會恢復此優勢。同樣重要的是，相比成品油，擁在SOx 和NOx 排放方面，LNG更具優勢。雖然尚處于起步階段，LNG在交通工具領域（陸路和水上）的需求量 能在2030年將增加到2500萬噸/年至5000萬噸/年之間。
布萊恩•宋赫斯特（Brian Songhurst）評估了浮式液化裝置（FLNG）的發展。澳洲近期許多項目中出現成本超支和工程超期的問題，這顯示了油氣行業降低成本的必要性（尤其是在當前2016年LNG到港價低迷的情況下）。過去十年見證了浮式再氣化單元（FSRUs）的輝煌，約18套裝置已投入使用。雖然浮式液化裝置（FLNG）上的加工設備比FSRUs上的復雜，也因此帶來了巨大的挑戰，但馬國油（PETRONAS） Kanowit裝置預計于2016年在馬來西亞海域啟動，標示著FLNG時代即將到來。目前有七個裝置在建造中，其中五個將對外出租。雖然現在討論這些船只的成本是否與美國墨西哥灣陸上液化工廠的成本相當還為之過早，但相比陸上加工廠因偏遠位置存在的勞工短缺和設施挑戰，FLNG較短的建造時間和“可控”的造船廠環境是有吸引力的。
喬納森•斯特恩（Jonathan Stern）陳述了LNG歷史性定價機制存在差異的根本原因，并記述了2011到2014年早期因與原油掛鉤及福島地震后供應趨緊，導致LNG現貨市場的出現，LNG價格達到了$15–18/MMBtu，大大高于當時歐洲氣價樞紐價格的水平。到2016年，原油價格的下跌和市場供應的好轉（及需求的慢速增長），真正地縮小了歐洲和亞洲的LNG價差。在高油價以及亞洲合同LNG價格時期，按照亨利港基價（加上LNG設施使用費、加工費和運輸成本）長期采購美國LNG被視為一個具吸引力的選擇。無論如何，這個方案在2016年，當LNG現貨（通過套利與歐洲樞紐價掛鉤） 提供一個較低的價格時顯得比較乏力。從邏輯上來講，盡管亞洲定價最終將創造亞洲天然氣和LNG樞紐中心，但根據在北美和歐洲的經驗這很可能耗時五年，甚至可能是十年。
假如政府和監管部門按照標準設立亞洲天然氣樞紐中心，該樞紐最理想的地理位置似乎是：
˙ 新加坡，作為一個虛擬的LNG區域樞紐；
˙ 上海，作為擁有多元供應源（當地生產、管道進口和LNG）的天然氣中心；
˙ 日本，作為一個LNG樞紐。
這些標準包括：有權使用管道和LNG接受站的第三方準入、價格發現機制的形成、大量的買賣方參與者及期貨市場的發展。到2020年代早期的這段時期里，由于存在大量的LNG現貨，市場將見證與石油掛鉤的LNG長期合同模式的終結，但這個過程會是“順利過渡”，還是“合約災難”，拭目以待。
最后，安妮索菲•柯爾博（Anne Sophie Corbeau）強調LNG世界正經歷一次“大重組”，這不只是在規模的膨脹上、區域發展和商業模式的改變，長期合同的主導地位也將改變。她認為LNG業務正接近一個“轉折點”，即LNG市場將更進一步商品化，在這個點上，將無法回歸傳統的長期合同模式。現有的長期合同將不被（或只有部分）續約；新項目是否在沒有長期合同情況下進行開發，將取決于LNG短期交易是否成為常態、借貸方對擁有可靠現貨價格基準以及低成本項目的支持程度。這將加強LNG在國際天然貿易靈活化發展上的角色，并對天然氣業務進一步全球化做出重大貢獻。