【中网资讯综合报道】根据国际能源署(IEA)的数据，全球天然气年需求量约3万亿立方米，到2040年将达到5万亿立方米。亚洲的需求居全球之冠，目前年需求量为1.5万亿立方米，到2040年将达到1.6万亿立方米。
LNG价格与原油挂钩，可以保证出口国从天然气开发中获得与原油开发基本相同的收益。以日本为代表的东亚国家，为获得足量而稳定的天然气供应，接受这一价格安排，从而形成了天然气领域的“亚洲溢价”。目前，亚洲天然气价格是北美的5倍。
2013年，北美Henry hub平均价格为3美元/mmbtu(百万英热单位)，欧洲NBP价格约为9美元/mmbtu，现在卖家向中日韩买家提出的到岸价，却高达16美元/mmbtu。
日本能源经济研究所(IEE)的专家森川哲男指出，LNG亚洲溢价是由价格决定方式、市场流动性、供需基本面以及供应成本等方面的不同而产生的。
亚洲LNG的进口国，开始组建合作组织，以解决该问题。其主要办法是，中日韩都在设法积极将北美的LNG引入亚洲，促使北美-亚太天然气市场早日形成。
2013年11月，中海油宣称，其子公司尼克森能源对在加拿大鲁珀特王子港(Prince Rupert)附近的格拉西角(Grassy Point)建造LNG处理厂及出口终端，进行了可行性评估，拟将尼克森能源在附近区块中开采的页岩气出口到亚太市场，该项目被命名为“极光”。
早在2012年1月，韩国天然气公社即与美国切尼尔能源公司(Cheniere)签署了LNG购销原则协议，后者将从2017年起，在20年内从墨西哥湾沿岸的Sabine Pass液化终端每年向前者出口350万吨LNG。
这一出口价格，与美国Henry hub标杆价格挂钩，加上美国到韩国的运输费后，约为9美元-10美元/mmbtu。“相比目前大部分卖家给韩国15美元-16美元/mmbtu的要价，这一价格低了30%，有效规避了亚洲溢价。”崔珍起说。
事实上，LNG亚洲溢价的形成，本身即是市场对供需形势真实反映的结果。目前代表亚洲LNG价格基准的日本JCC价格，即为与原油价格挂钩的进口原油综合价格指数。
LNG作为日本的核心能源，进口量居全球首位。日韩都需要稳定、长期的LNG供应，才促使买卖双方均选择与原油价格挂钩的长协机制，作为最主要的贸易形态。资源国先签长协合同，后开发生产LNG，且严格规定LNG从出口国指定液化厂运出到进口国的指定接收站，中间不得转港转卖，毫无灵活性。
福岛核灾后，日本LNG进口骤增10%，2013年高达8800万吨。进口剧增的同时，日本的能源成本也达到历史高点，财务面临巨大压力。
尽快解决LNG亚洲溢价，日益成为中日韩能源界共同关注的核心话题。
