据统计，全球2/3至3/4的液化天然气（LNG）被运往亚洲市场，亚洲市场在全球LNG市场格局中居于主导地位，其定价机制变化对未来LNG定价至关重要。

在过去的25年里，北美的天然气价格以市场中心基准为主导。2008年后，欧洲大陆天然气市场由与原油价格相挂钩转向市场价格。而亚洲LNG长期合同目前主要基于日本原油综合指数（JCC）定价机制，LNG价格与进口至日本的原油价格平均值相挂钩。

虽然亚洲LNG各进口国家的市场基础不一样，但LNG与原油价格相挂钩的定价机制逐渐失去市场逻辑性。2011年至2014年，受福岛地震等因素影响，亚洲LNG进口量大幅增长，现货市场价格远超当时欧洲气价枢纽的价格水平。无法预计的需求增长让签订了长期合同的企业转而寻求现货和短期合同。2014年至今年年初，受原油价格下跌、市场供应好转及需求缓慢回暖等因素影响，亚洲与欧洲LNG的价差逐渐缩小。在此期间，亚洲的LNG企业不得不考虑包括现货指数和不同市场中心基准在内的定价机制。

同一时期，大量从美国进口LNG的合同被签订，这造成亚洲买方所签订的20年合同价格，是亨利中心基准价（HenryHub）的1.15倍再加上液化、运输费用的总和。尽管这个合同看起来与JCC的定价机制相比更具吸引力，但当亨利中心基准价上升而原油价格下降时，获利将大幅减少，甚至会出现逆转。这突显出亚洲LNG买方重视价格形成而不是价格水平，更重视国家市场的供求基本面而非欧美市场的基准价格。

虽然亚洲天然气市场存在较大的价格差异，但相关规划较为丰富，LNG市场前景广阔。如果政府或监管部门按照标准要在亚洲建立天然气枢纽中心，这些标准应包括：管道和LNG接受站的第三方准入机制、价格发现机制、大量买卖方参与及未来期货市场的发展。

基于这些标准，在亚洲建立天然气枢纽中心最理想的地区应是中国上海、新加坡和日本三地。上海作为中亚天然气向东输送的终点，拥有管道进口和LNG多元化供应渠道等优势，但在市场准入机制方面有所欠缺。中国应该主动寻求能源合作，实现资源多元化发展。

然而，在亚洲没必要采取相同的定价机制，上海的基准价格应是国内、国际天然气价格及燃料油、液化天然气等竞争性燃油价格的动态体现。新加坡应在东南亚开发区域价格。

2014年开始，全球LNG供应过剩形势日趋明显，将建立一个体量更大、更流动的短期交易市场。这将促使亚洲LNG长期合同价格发生剧烈变化，并在长期合同中使用现货指数，并最终形成枢纽中心。根据北美和欧洲经验，这很可能需要五年至十年的过渡期。这段时间内，以市场基准价格、现货和传统JCC定价机制为基础的长期和短期合同混合定价机制将会形成。

但这又会造成另一个问题，即是否可以在不引发合同中断或诉讼纠纷的情况下实现这种过渡。事实上，实现LNG终端和管道的自由接入，将允许更多的参与者进入市场，却会削弱与JCC长期合同下已建立起来的公用设施。

从这一点看，已建立起来的公共设施公司将被迫提供更低的价格，以阻止他们的用户转向新的市场参与者，同时合同要求继续以JCC关联的价格对最低量照付不议。这种发展的结果是造成严峻的经济困难，并可能会被买方提出诉讼。这在没有长期天然气合同诉讼文化或传统的地区将是革命性的，但在北美和欧洲市场，它已成为变革的催化剂。买方希望，当他们面临这些风险时，大量的长期合同将到期以便他们能够重新谈判合同的数量和价格条款，以确保“平稳过渡”到新的合同。未来要慎重考虑合同因素，针对现货、短期、灵活期限等不同形式的合同有的放矢。