[北美LNG出口对整个亚太市场的贡献，不足以从基础上改变昂贵的亚洲LNG价格机制，但供给竞争的增加，会削弱一些边际LNG供应商（比如俄罗斯）的优势。亚洲的LNG贸易尽管不会放弃与石油挂钩的定价机制，但我们也许将看到一种油价指数价格和枢纽价格的混合定价机制的出现，这对包括中国在内的亚太LNG进口国来说无疑是一个好消息]
亚太地区不断增加的需求
得益于页岩气的快速发展，美国天然气价格相对于其他市场极具优势，这也重新塑造了美国天然气市场的样貌——美国正从一个LNG进口国变成一个LNG出口国。
而北美的天然气价格与亚洲油价指数LNG价格之间的差异，已经使得一些亚洲买家跃跃欲试。在2012年1月，两个亚洲买家——印度GAIL和韩国KOGAS，同意从2017年开始按照美国亨利枢纽价格进口美国墨西哥湾沿岸的LNG，总量达到700万吨/年。
参照枢纽价格定价的LNG，同样吸引着作为世界第一大LNG进口国的日本。在今年4月，日本两大商社——三井物产和三菱商事分别宣布，已开始与美国加州能源Sempra公司洽谈在美委托生产LNG并向日本等国出口事宜，目标为年内正式达成协议。如果全面投产，三井物产和三菱商事每年将可各获400万吨LNG。
日本现在签订的油价指数LNG长期协议价格，是按照12%~13%的日本石油进口价格，再加上1~2美元的常数计算的，这也被称为“日本原油鸡尾酒”（JapaneseCrudeCocktail,JCC）。一般来说，当国际石油价格在100美元/桶时，日本的LNG进口价格为13~15美元/mmbtu。
由于日本的LNG进口量占到世界LNG总进口量的1/3，所以日本的LNG长协价格也成为了亚太地区LNG价格的指标。这意味着相比于欧洲9~10美元/mmbtu和北美2.5美元/mmbtu的天然气价格，亚太地区的进口国不得不为进口LNG支付更多的钱。
而随着去年日本大地震及福岛核事故的发生，日本对于LNG的需求增加愈发明显。当前，日本已经关停了其绝大部分的核电站，不得不进口更多LNG来弥补因为核电站关停带来的电力损失。日本财务省4月公布的数据显示，2011/2012财年内日本LNG进口量比上一财年增加18%，达到8320万吨。预计在整个2012/2013财年，日本的LNG进口量将超过9000万吨。
不仅日本会更多地进口LNG，中国对LNG的需求也将扩大。当前，中国有7个LNG进口项目正在建设，到2016年新增接收能力将达到2000万吨。预计到2020年，中国LNG进口量占亚太地区份额将从现在的8%上升至20%。
亚太地区明确的LNG需求增长预期，为美国LNG进入这个地区提供了广阔市场。那么亚洲的LNG价格体系是否会因美国LNG的进入而发生变化？
美国LNG市场的变化
考虑到投资建设LNG进出口设施的时间周期是3~5年，需要较长周期，比如大量在2009~2012年间投产的LNG产能是根据2005年的市场预期决定的，所以考察美国LNG市场变化的一个可行的办法是，重新审视美国能源信息署（EIA）近年来所做的预测。
EIA在2005年的年度能源展望中预测，美国需要在2010年进口700亿立方米天然气来弥补国内产量的不足，这会占到2010年全球LNG市场份额的23%，使美国成为仅次于日本的第二大LNG市场。为了完成计划中的进口量，美国大力发展了国内的再气化能力，这个能力在2002年到2010年之间增长了7倍。
但随着美国天然气产量的稳定增长，上述预期出现了不小变化：在2008年，EIA预计到2010年美国可能只需进口340亿立方米；在2011年度展望中，EIA进一步大幅调低了LNG进口预期；而到了2012年，EIA预测美国在2016年将成为LNG出口国。美国当前共计划建设8个LNG出口项目，进展最快的项目是Cheniere公司的1700万吨/年的SabinePass项目，其中第1、2期将在2015年向欧洲输送700万吨LNG，第3、4期将从2017年开始向亚洲输送700万吨LNG。
美国LNG从进口转向出口的变化原因，主要来自其不断增加的天然气产量——尤其是非常规天然气的产量。到2011年，美国天然气产量已超过1973年的峰值水平，达到了6513亿立方米。尽管有些人认为美国页岩气单井产量递减速度快，所以美国页岩气的总产量也将很快下滑，页岩气只会成为昙花一现的泡沫——不过，来自工业界的实践，并不支持上述看法。
现在，由于过低的天然气价格，很多生产商已放弃单纯生产页岩气，而将钻井力量投入到附加值更高的页岩油（一种和页岩气储藏构造类似的石油资源）和天然气凝析液（天然气中的重氢物质，例如乙烷等，主要用做化工用途）的生产。在这些高附加值碳氢化合物的生产中，页岩气（主要成分为甲烷）往往作为一种伴生气被开采出来。而美国发达的天然气管网和严格的环境法规，使得天然气放空现象越来越少，大量伴生页岩气不得不进入市场销售。而更低的天然气价格对于这些生产商的收入没有太大影响，这就对美国天然气价格构成了持续向下的压力。比如在北达科他州的贝肯（Bakken）地区，销售天然气收入只占到生产商总收入的10%，更多的收入来自石油和天然气凝析液。这些公司根本不在乎天然气的产量多少，天然气对他们来说只是副产品，液态燃料就足以保证公司的盈利。
而天然气的需求提高的话，价格就会上涨；石油价格的下跌，石油的生产也会放缓，这样作为副产品天然气的产量也会下降，这同样会提振天然气价格。
不过，一旦气价上涨，很多原有不盈利的干气（注：甲烷含量在90%以上的天然气）项目又会开始生产，同时考虑到美国页岩气有着丰富的探明储量，所以美国天然气价格依然会在很长时期内保持一个低的均衡价位。
天然气的低价同样为美国LNG出口提供了成本上的优势。以SabinePass出口的LNG为例，购买者支付的价格为115%的亨利枢纽价格，加上2.25~3美元/mmbtu的液化成本以及2~6美元/mmbtu的运输成本。
考虑到当前亨利枢纽的价格为2.5美元/mmbtu，美国出口LNG的价格区间在7~12美元/mmbtu。即使亨利枢纽价格上涨到5美元/mmbtu，美国的LNG出口依然有利可图。除了更便宜的天然气之外，SabinePass项目的建设成本也很低。这个项目是在原有的LNG进口项目上改建的，所以只需要建设液化装置，并不需要对上游天然气开发、运输管道以及储气罐进行投资，Cheniere公司从市场上购买天然气将其液化并出售即可。
从供给层面来看，美国的天然气产量足够供应相当数量的LNG出口，但美国国内有一种担心认为，LNG出口会导致美国天然气价格上涨，美国国内的化工和发电成本优势也将受到波及，这将有损美国经济的竞争力。一些能源研究机构也发布相关报告，讨论LNG出口对国内天然气价格的影响，比如EIA就认为在出口600亿立方米~1200亿立方米/年的情境下，美国天然气价格将会上涨3%~9%，电力价格会上涨1%~3%。
现在唯一获得出口授权的SabinePass项目的出口量为227亿立方米/年（1700万吨/年），这对美国天然气价格的影响微乎其微，但到2020年后美国在理论上将有超过1300亿立方米/年（1亿吨/年）的LNG供给，所以美国国内相关利益集团的反对，也许将是美国LNG大规模出口的主要不确定因素。
讨论亚太市场的新增LNG供给，仅仅关注美国并不行，澳大利亚在其中也扮演着重要的角色。综合考虑亚洲的需求以及美国、澳大利亚的LNG供给预期，在2017年，即便北美每年1500万~2000万吨LNG全部出口到亚洲市场，也只占到亚洲2.3亿吨总需求的6%~9%。届时亚洲市场最大的LNG供给来源将是澳大利亚，而澳大利亚的LNG开发和上游的基础设施都很昂贵，参照北美天然气价格定价无法盈利。
亚洲买家对于供应安全的担心超过对价格的敏感性，这使得亚洲进口国愿意为可信赖的供应支付一个溢价。同时，由于现货价格潜在的长期价格波动性，一些亚洲国家对于完全以现货价格作为一种主流的LNG定价机制仍然存有疑虑。
所以北美LNG出口对整个亚太市场的贡献，不足以从基础上改变昂贵的亚洲LNG价格机制，但供给竞争的增加，会削弱一些边际LNG供应商（比如俄罗斯）的优势。亚洲的LNG贸易尽管不会放弃与石油挂钩的定价机制，但我们也许将看到一种油价指数价格和枢纽价格的混合定价机制的出现，这对包括中国在内的亚太LNG进口国来说无疑是一个好消息。
