一、 日本、南韓、中國及台灣等亞洲主要 LNG 進口國，供應來源多為印尼、馬來西亞及卡達，惟此等地區未來供應有限。過去幾年對亞洲的 LNG 買家來說，澳洲一直是個穩定、可靠的供應來源，近年來，美國頁岩氣盛產，北美 LNG 出口計畫已成為亞洲買家熱衷的對象，雖然目前北美 LNG 出口計畫多位於墨西哥灣區，航程較遠，且須經由巴拿馬運河，故運費較高；另加拿大亦富饒頁岩氣，以船運來看，加拿大到亞洲的航程更短，具海運的優勢，惟其氣田多位於落磯山脈以東，天然氣管輸距離較遠，且又須建造碼頭、儲槽及相關液化設施，天然氣成本較高；此外，毗鄰印度洋的莫三比克、坦尚尼亞等東非國家相繼發現儲量 可觀的油氣資源，東非亦成為天然氣出口新貴。這些新興 LNG 供應計畫若均能付之實施，則未來全球LNG 的供應將可不虞匱乏。 二、 除了 LNG 船舶外，目前正方興未艾的，正是所謂的海上浮動式儲存及氣化設施(Floating Storage and Regasification Unit，FSRU)。FSRU 具有資本支出較低、施工期較短的優勢，相較於傳統陸上型液化天然氣接收站，FSRU 的工期只要 2 至 3 年(不含環評及報部程序)，而且 FSRU 均在造船廠建造，完工後再以拖 船運送至現場，現場施工的部分較少，故不容易遭遇圍廠抗爭的情況，而其缺點為營運規模較小，年營運量多在三百萬公噸以下。由於目前國內的核能政策不明，若未來政府決定全面禁核，而本公司又須在短時間增建燃氣機組，以補電力系統備轉的不足，若陸上接收站在時程上已緩不濟急，則 FSRU 或許是天然氣供應的一種值得考慮的選項。 三、 如何採購"價廉"和"可持續的"LNG，已成為亞洲 LNG 進口國一項重大課題。亞洲國家進口 LNG 主要用於發電，而合理的能源價格是經濟健全發展的關鍵因素，LNG 市場競爭越激烈，進口路徑越多元化，越能降低發電成本。過去亞洲地區 LNG 訂價機制大多與油價連動，未來美國 LNG 加入亞洲市場供應後，引進Henry Hub 指數連動價格，甚至出現油價連動和 Hub 指數連動的混合訂價機制。然而，因美國 LNG 所採 Henry Hub 指數連動的價格機制須加計運價及液化費用，而自 2014 年下半年原油價格大幅下滑之後，造成亞洲地區與油價連動的 LNG 訂價機制已經不見得會高於 Henry Hub 指數連動之美國 LNG 價格，故有關未來本公司所簽之 LNG 長約應採何種價格機制，仍應視簽約時之原油價格及 Henry Hub 氣價走勢而定。 四、 亞洲地區傳統 LNG 進口國家為日本、南韓及台灣，其中日本及韓國均已逐步推動其國內天然氣市場之自由化。反觀目前我國天然氣市場仍由中油公司壟斷經營，國內的天然氣價格雖由政府核定，但其訂價基本上係採成本加成法，在市場無競爭機制的情況下，中油公司並無誘因致力於降低成本，價格結構亦無法透明化。從亞洲各國實例與發展趨勢，本公司為國內天然氣最大用戶，用氣量佔全台用氣量 60%，為降低天然氣成本，自行興建接收站及自行購氣確有其必要。雖然經濟部已於 2014 年 8 月推薦第三座液化天然氣接收站由中油興建及營運，但同時亦已同意本公司可自行進口天然氣自用，並將成立天然氣營運績效管控小組，以監督中油之天然氣營運。為掌控天然氣營運自主權，以降低本公司之天然氣成本，在未能掌控自有天然氣接收站之前，本公司應積極與中油公司洽商利用其現有接收站之代卸輸儲事宜，為自行進口 LNG 預做準備，未來本公司在大潭電廠以外的地區新建燃氣機組時，亦應考量自建接收站，以確保營運自主權。