據統計，全球2/3至3/4的液化天然氣（LNG）被運往亞洲市場，亞洲市場在全球LNG市場格局中居于主導地位，其定價機制變化對未來LNG定價至關重要。

在過去的25年里，北美的天然氣價格以市場中心基準為主導。2008年后，歐洲大陸天然氣市場由與原油價格相掛鉤轉向市場價格。而亞洲LNG長期合同目前主要基于日本原油綜合指數（JCC）定價機制，LNG價格與進口至日本的原油價格平均值相掛鉤。

雖然亞洲LNG各進口國家的市場基礎不一樣，但LNG與原油價格相掛鉤的定價機制逐漸失去市場邏輯性。2011年至2014年，受福島地震等因素影響，亞洲LNG進口量大幅增長，現貨市場價格遠超當時歐洲氣價樞紐的價格水平。無法預計的需求增長讓簽訂了長期合同的企業轉而尋求現貨和短期合同。2014年至今年年初，受原油價格下跌、市場供應好轉及需求緩慢回暖等因素影響，亞洲與歐洲LNG的價差逐漸縮小。在此期間，亞洲的LNG企業不得不考慮包括現貨指數和不同市場中心基準在內的定價機制。

同一時期，大量從美國進口LNG的合同被簽訂，這造成亞洲買方所簽訂的20年合同價格，是亨利中心基準價（Henry Hub）的1.15倍再加上液化、運輸費用的總和。盡管這個合同看起來與JCC的定價機制相比更具吸引力，但當亨利中心基準價上升而原油價格下降時，獲利將大幅減少，甚至會出現逆轉。這突顯出亞洲LNG買方重視價格形成而不是價格水平，更重視國家市場的供求基本面而非歐美市場的基準價格。

雖然亞洲天然氣市場存在較大的價格差異，但相關規劃較為豐富，LNG市場前景廣闊。如果政府或監管部門按照標準要在亞洲建立天然氣樞紐中心，這些標準應包括：管道和LNG接受站的第三方準入機制、價格發現機制、大量買賣方參與及未來期貨市場的發展。

基于這些標準，在亞洲建立天然氣樞紐中心最理想的地區應是中國上海、新加坡和日本三地。上海作為中亞天然氣向東輸送的終點，擁有管道進口和LNG多元化供應渠道等優勢，但在市場準入機制方面有所欠缺。中國應該主動尋求能源合作，實現資源多元化發展。

然而，在亞洲沒必要采取相同的定價機制，上海的基準價格應是國內、國際天然氣價格及燃料油、液化天然氣等競爭性燃油價格的動態體現。新加坡應在東南亞開發區域價格。

2014年開始，全球LNG供應過剩形勢日趨明顯，將建立一個體量更大、更流動的短期交易市場。這將促使亞洲LNG長期合同價格發生劇烈變化，并在長期合同中使用現貨指數，并最終形成樞紐中心。根據北美和歐洲經驗，這很可能需要五年至十年的過渡期。這段時間內，以市場基準價格、現貨和傳統JCC定價機制為基礎的長期和短期合同混合定價機制將會形成。

但這又會造成另一個問題，即是否可以在不引發合同中斷或訴訟糾紛的情況下實現這種過渡。事實上，實現LNG終端和管道的自由接入，將允許更多的參與者進入市場，卻會削弱與JCC長期合同下已建立起來的公用設施。

從這一點看，已建立起來的公共設施公司將被迫提供更低的價格，以阻止他們的用戶轉向新的市場參與者，同時合同要求繼續以JCC關聯的價格對最低量照付不議。這種發展的結果是造成嚴峻的經濟困難，并可能會被買方提出訴訟。這在沒有長期天然氣合同訴訟文化或傳統的地區將是革命性的，但在北美和歐洲市場，它已成為變革的催化劑。買方希望，當他們面臨這些風險時，大量的長期合同將到期以便他們能夠重新談判合同的數量和價格條款，以確保“平穩過渡”到新的合同。未來要慎重考慮合同因素，針對現貨、短期、靈活期限等不同形式的合同有的放矢。

（喬納森·斯特恩為牛津大學能源研究院（OIES）特聘研究員，本報記者莊臣采寫）