剛剛進入新世紀的第二個10年，世界能源消費，已基本完成了從煤炭為主的固體能源，向石油為主體的液體能源的轉化。世界能源消費正全速駛向“能源氣體化”新時期；以天然氣、煤層氣、頁巖氣等為主體的氣體能源，正在世界范圍內全面或部分地替代石油、煤炭等高碳能源。

　　隨著世界最主要經濟體的經濟增長模式，先后從傳統的低端工業制造產業逐步提升，進入以高科技和金融等高端智力密集型服務業為主的新經濟(310358,基金吧)時代；進入新世紀以來，尤其是自2008年以來，伴隨經濟發展低碳排放的呼聲高漲，世界主要經濟體已基本取得共識，世界經濟和中國經濟的快車正在能源“氣化”的軌道上疾馳。

　　反映天然氣“真實價值”的市場化定價機制成為發展方向

　　天然氣時代正在來臨。進入21世紀，世界天然氣應用迅速發展。2000~2007年，全球天然氣消費量年均增速達2.85%，遠高于原油消費量1.49%的年均增速。其中，發展中國家和地區天然氣產量和消費量增長迅猛。國際權威能源機構紛紛預測，大約在2030年前后，天然氣終將超過石油，成為世界“世界首席能源”。

　　由于天然氣不易儲存，也不易運輸，因此天然氣工業發展的全過程，不僅僅是工業化力量驅動之下基于經濟性和便利性的簡單能源替代或技術革新，更貫穿了供需雙方對天然氣能源價值、運輸的服務價值以及定價方法等，從“彼此理解存在巨大差異到獲取談判共識”的激烈博弈過程。天然氣產業鏈實現協調、均衡以及可持續的發展，從經濟后果而言，是一個上游資源方、中游管道或設施輸運方、以及下游終端消費用戶三者之間共同承擔和分攤風險的動態機制的形成過程。制約于天然氣的這些特殊性，目前世界天然氣市場并沒有形成全球統一的定價市場。

　　目前，世界天然氣消費主要集中在三個地區：美國等北美地區、中日韓領銜的東亞地區以及歐盟地區。天然氣價格，一般分為井口價、城市門站價和終端用戶價。在市場結構方面，國外的天然氣市場一般分為壟斷型和競爭型市場兩類。“壟斷型”天然氣市場，多采用“成本加利潤與市場凈回值”相結合的定價方式，“競爭型”天然氣市場，則根據競爭方式、競爭程度以及可替代能源轉換便利性等不同，采用“捆綁式”銷售價格，或完全由市場自由定價。

　　總的來看，在世界范圍內，天然氣能源工業發展和利用歷史悠久，價格體系較為成熟，金融市場制度供給充分的國家，比如美國、加拿大、澳大利亞、新西蘭、阿根廷、英國等實行競爭性定價。其中，美國和英國的天然氣市場甚至分別實現了天然氣期貨市場定價或以遠期價格作為現貨市場的定價基準。而限于資源稟賦，經濟發展水平，規制水平以及地緣因素等局限性，世界大多數國家仍采用政府定價等壟斷性定價機制。然而，隨著全球范圍內低碳經濟浪潮的助推，以及石油等昂貴能源價格長期高位運行，以天然氣和非常規氣體能源為核心的“能源氣體化”已漸成風氣；能夠反映氣體能源“真實價值”的市場化定價機制，成為世界天然氣市場的發展方向。從發展角度看，包括我國在內的很多國家也都在積極探討引入競爭，放開市場，以推動定價機制市場化改革。

　　天然氣定價方式及市場化差距明顯

　　目前，在北美、東亞及歐洲等三大區域性天然氣市場中，定價方式及其市場化差距甚為明顯。

　　北美地區，由于資源稟賦優勢，經濟發展水平和消費水平也較高，天然氣產銷兩旺；市場高度發達，天然氣價格由市場競爭定價，現貨市場參照“交付地點在亨利管道匯集中心(HENRYHUB)的NYMEX主力期貨合約價格”波動。

　　對比而言，由于領土狹小，資源稟賦和地緣均居于劣勢，長期居于液化天然氣(LNG)貿易進口國第一和第二地位的日本、韓國等東亞海島國家，以進口液化天然氣為主，定價方式則基本與原油價格掛鉤。由于資源成本和費用成本較高，20世紀中后期，世界液化天然氣(LNG)市場規模有限。資源嚴重短缺，經濟發展和能源消費水平較高的日本，則成為液化天然氣(LNG)的“積極分子”。早在20世紀70年代中后期，由于兩次席卷工業化國家的所謂“石油危機”的沖擊，西方工業國家逐漸開始采用“以氣代油”的能源替代過程。作為長期的、大宗貿易量的液化天然氣(LNG)第一進口國，日本的“LNG價格公式”迄今仍是世界液化天然氣(LNG)貿易中的“標桿”價格公式。

　　總體上，自2007年以來，兩種相反的力量博弈，決定著世界天然氣價格的走勢：一方面，由于天然氣資源的儲量區與消費區分布“極不均衡”，加之陸地管道天然氣對于運輸管網的依賴，價格話語權被迫分享給管道過境國；尤其是，由于地緣政治、資源國加緊資源控制等因素影響，2008年以來，天然氣資源的壟斷性促使天然氣市場價格上漲迅猛。

　　而另一方面，持續過剩的天然氣供應，或將迫使天然氣價格脫離“與石油價格掛鉤”的定價機制。近年來天然氣開采量急劇增長，超過了消費增長的速度。根據《BP世界能源統計(2009)》統計數據，以2008年為例，全球天然氣消費增長了2.5%，達到30187億立方米的歷史高點；但同期，全球天然氣產量卻增加了3.8%，為30656億立方米這一產量增速高于過去10年平均增長速度，當年已呈現產大于需的局面。

　　與國際供需基本面寬松相背離的，還有緊緊“掛鉤原油”的LNG貿易價格。近年來，隨著原油價格的不斷走高，LNG價格也隨著走高。

　　但也應該看到，進入新世紀的10年來，總體上，國際原油價格長期高位振蕩，以OECD國家原油進口一攬子“到岸價格(CIF)”為例。從2003年的4.89美元/百萬英熱單位，飚升到2008年的16.76美元/百萬英熱單位，及至2009年又暴跌到10.41美元/百萬英熱單位；漲幅高達242.74%，跌幅也達到37.89%。而同一時期，日本LNG“到岸價格(CIF)”分別為4.77美元/百萬英熱單位，12.55美元/百萬英熱單位，以及9.06美元/百萬英熱單位，其漲幅和跌幅范圍分別收縮到163.10%，以及27.81%。氣價波動程度遠遠小于油價的波動幅度，這正是“S曲線定價機制”保障氣價不隨高油價過于劇烈振蕩的結果。

　　“長協”天然氣價格動搖

　　在跨國的天然氣貿易中，歐洲的天然氣貿易價格情況最為復雜，定價公式的形成也極富層次。從氣源來說，除了歐盟地區內部自產沿海天然氣以外，歐洲地區也大量進口俄羅斯管道天然氣。近年來，由于地緣和其他因素的交織，形成了天然氣供應的多次中斷等不確定性能源戰略風險，因此歐盟各國也將天然氣能源的氣源“獲得”的目光進一步向東擴展，甚至瞄向了數千里之遙的中亞和里海各國豐富的天然氣資源。此外，2008年以來，由于中東等地的海外液化天然氣(LNG)供應增加和全球范圍內的天然氣等氣體能源供應過剩，歐盟各國從中東等國進口液化天然氣(LNG)的比例也在迅速提高。進入2010年，由于美國等北美國家開發頁巖氣的創新技術日漸成熟，歐洲一些國家甚至積極開發本國和本地區的非常規天然氣，以謀求從氣源等資源端提高天然氣能源供應的戰略安全。

　　相應地，由于氣體能源的供應更為依賴管道、液化天然氣(LNG)登岸接收站以及調峰儲氣等基礎設施，因此，大規模的多種氣源，也導致天然氣能源經濟性成本高企。在定價基準方面，由于液化天然氣(LNG)價格長期掛鉤國際原油期貨價格，受到后者金融屬性等大宗投機因素的影響，總體上，長期處于高位運行。而來自歐盟區內以及從俄羅斯進口的管道天然氣，一般為經過供需雙方多輪談判激烈博弈后約定的價格。

　　但由于管道天然氣長期供應合同仍以國際原油期貨價格作為主要定價因子，近年來，“長協”天然氣價格條款修改的呼聲也日漸高漲。以德國為例，作為歐盟國家中經濟體規模巨大，發展勢頭穩健，政治經濟影響力不同凡響的國家，德國也是歐盟中最重要的俄氣陸地管道天然氣進口國之一。德俄已簽訂的天然氣貿易長期供應合同中現貨比例僅為15%，定價主要掛靠國際原油期貨價格。但2009年以來，國際天然氣價格與國際原油期貨市場的走勢“背離”趨勢明顯。由于天然氣生產過剩，2010年度在場外和交易所內的天然氣現貨價格均有下降，但與德國天然氣進口商意昂能源集團(E.ON)天然氣長期合同供應成本掛鉤的原油價格已經上升將近80%。德國經濟學家認為，世界天然氣供應基本面的過度寬松，與國際原油市場的高位盤整局面，正在進一步脫節，與原油掛鉤的天然氣長期供應合同的價格劣勢日益明顯。2010年，與原油掛鉤的天然氣長期供應合同價格預計比現貨市場價格高出50%以上，2011年這一差距甚至將擴大至62%。而且可能還會持續幾年。為此，意昂能源集團多次要求俄羅斯天然氣工業公司(“俄氣”)修改定價條款，降低俄德天然氣貿易價格中與國際原油期貨價格“掛鉤”的比例。此外，其他“俄氣”的大型歐洲客戶，包括法國GDFSuez、意大利ENI等，也像德國意昴一樣，在經濟危機期間要求將部分天然氣按照現貨價格銷售。

　　對此,俄羅斯能源專家康斯坦丁·尤米諾夫認為,俄羅斯對歐洲的天然氣出口量的繼續恢復將是緩慢的。與此相比,液化天然氣銷量的增長將更迅速。他說：“俄天然氣工業公司的價格靈活性較低。毫無疑問，用戶保持照付不議合同，并在低價的現貨市場購買額外的天然氣更加劃算。”尤米諾夫表示，俄天然氣工業公司對歐洲大客戶德國和意大利做出合同方面的讓步能夠積極影響2011年對歐洲的出口量。