到北京工作已经两年多的崔珍起，能讲一口流利的汉语。作为韩国天然气公社(KOGAS)中国事业团的负责人，他不仅精通汉语，也了解中国人的想法。在天然气领域，他知道中国官方现在最想做的，是把尽可能多的气源集中到中国市场，然后来牵头解决存在已久的“亚洲溢价”问题，从而主导整盘LNG（液化天然气）的东亚棋局。
亚洲溢价，是指中东一些石油输出国对出口到不同地区的原油采用不同计价公式，导致亚洲石油进口国要比欧美国家支付较高价格。亚太地区的LNG采购，价格与原油挂钩，也使得用户长期支付“LNG溢价”。
北美页岩气的成功，相对廉价的LNG如向亚洲出口，则可能给中日韩一个改变的机会。一个旨在研究亚洲溢价应对之策的合作论坛，已在2012年成立。这个由中石油集团牵头的亚洲LNG采购商组织，成员来自四个国家和一个地区（中、日、韩、印、台），他们已签订合作协议，力争在亚洲形成一个类似北美Henry hub的天然气标杆价格。
研究中的具体方案包括：修建贯通中日韩的海底天然气管道，在物理上将三国市场连接；并加强天然气储备设施建设，建立合作储备机制；四国一地区的买家之间要达成共识，今后所有新签订的LNG合同，价格公式一律不再和原油价格挂钩，且要放宽合同的各种条件，使其更具灵活性；最重要的，是在上海期货交易所推出天然气期货，从而建立亚洲的LNG标杆价格。
这场针对LNG亚洲溢价的“合纵”之路上荆棘丛生。尽管市场力量终会主导并解决溢价问题，但这注定是一个缓慢而艰难的过程。
“合纵”应对溢价
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。
中国角色渐重
在此背景下，东京期货交易所计划在一两年内推出全球首个LNG期货合同，以获得亚洲LNG贸易主导权。在亚洲LNG标杆价格方面，上海、东京和新加坡已经展开角逐。
新加坡具有亚洲石油交易中心的基础，增加了成为LNG贸易中心的优势。但新加坡的劣势，在于国内市场规模狭小，且自身并无天然气产量做支撑。
再看东京，其虽拥有日本庞大的市场需求量，却和新加坡一样不生产天然气，缺乏对冲国际天然气价格波动以及在国际贸易中议价的能力。
俄罗斯掌握充足气源，但却未在远东地区形成自己的大规模市场。对其而言，欧洲市场才是根本。因此，俄若不与中日韩合作，俄自身也没有能力形成亚洲地区的天然气标杆价格。
一直以来，俄罗斯在与中国就中俄天然气项目反复磋商之际，也频频向韩、日抛出橄榄枝，目的在于保障出口多元化，并主导亚洲价格。为此，俄建议修建陆上输气管道，经朝鲜输往韩国。被拒绝后，俄又提出将其远东伊尔库斯克的天然气通过管道输送到萨哈林的液化厂，液化后再用船运到韩国、日本。但是，俄始终坚持气价要与油价挂钩，最后未能与两国达成协议。
相比之下，上海是目前中国唯一通过城市管网实现了西气东输、川气东送、进口LNG等多种气源互联互通的城市。崔珍起认为，形成LNG交易中心，需要同时具备大规模市场、大量供应、统一的天然气基础设施、市场平台四大条件，而上海是目前亚洲城市中最符合条件的。中缅天然气管道，以及未来的中俄天然气管道，均可间接为上海的交易平台构成支撑。
中国非常规天然气的开发也被日韩寄予厚望。“中国页岩气的储量比美国还要大，页岩气的开发将会左右整个亚太地区的天然气供给状况。”森川哲男说。
早在2011年，上海就已推出天然气现货交易。2013年底，上海自贸区又成立了上海国际能源交易中心，标志着中国原油、天然气期货交易的推出步伐显著提速。预计年内原油期货合约将被推出，而国际性的LNG期货合约，则可通过复制其模式来发展。
崔珍起认为，上海未来推出的天然气期货若想充分反映亚洲市场情况，需要构建连接中日韩的天然气基础设施，“这是中国下一步需要做的”。
关于构建三国统一基础设施的设想，合作论坛在蒋洁敏主政中石油期间已讨论过，几方均认为有必要修建海底管道，以便形成统一市场。但在蒋身陷囹圄后，中石油再未提及此事。
崔珍起提出，若从山东青岛或威海铺设一条贯穿黄海的海底管道到韩国，则两国的天然气市场就能统一起来。“对韩国来说，如果铺设了这条管道，我们也可以利用这条管道来引入俄罗斯或中亚的气。”崔珍起称。
日本能源经济研究院也认为，东北亚地区应当构建一个有效的管网，且中日在此方面有很大的合作空间。
区域互信困境
中国牵头的东亚LNG“合纵”面临着诸多困难，局面远比预想的复杂。
“合纵”成败的关键，在于中日韩三国政府能否形成共识与互信，并“在商言商”为三国企业合作创造条件。但是，尽管三国研究界和企业界已在经济层面的“合纵”需求上达成了共识，但政治分歧却始终难以解决。
日本基于对LNG的高度依赖，想要另起炉灶，发展本国的LNG期货，从而主导亚洲LNG标杆价格。2013年，日本分别与印度和欧盟签署协议，意图建立LNG进口国多边组织，共同研究如何改革亚洲LNG市场，从而解决溢价问题。
中国却认为，来自俄罗斯的管道气更加稳定可靠，并在与后者就中俄天然气管道等问题进行密集磋商。观察家指出，中石油作为合作论坛的牵头者，优势在于国家石油公司的庞大体量和国内资源的调配能力；但其缺陷，在于缺乏关键性、前瞻性的思路和方案，以及国际影响力。
相较之下，日韩石油企业为应对亚洲溢价，早已采取了一些实际措施。例如在上游对出口国天然气开发、液化项目进行投资，从而可以在下游的溢价中实现风险对冲。而直到近十年，中国企业才逐渐“走出去”，开始效仿外国同行投资海外项目。
在互信方面，中日韩三国在上世纪90年代就已经规划建设连接中亚和日韩的长输跨国管线，但至今未有动静，原因正在于三国政府间缺乏默契与互信。更重要的是，三国政府均难以在商言商，将此视为纯企业层面的项目。大石油公司体制，为三国所共有，共同特点是政府支持与高度集中。
这一体制，无疑成为“合纵”的巨大障碍。中海油首席能源研究员陈卫东认为，三国协同的关键，是三国公司和政府间的关系。此外，公司之间根本的利益如不一致，也很难协同。“如果每家只为了自己的一点短期利益，难以长久。”
这方面最成功的范例，是国际能源署。陈卫东称，“IEA参与国家的意识形态和价格理念完全一致，因此不会就价格谈价格，就国家谈国家，而是着眼于全球的供给平衡——但这是亚洲几个国家无法做到的。”
中日韩三国管网的建设计划，仅仅是“看上去很美”。
日方有学者认为，若要建设亚洲区域性的天然气管网，目前真正在推进的，也就仅仅是中俄天然气管道，中韩、中日的管道还只停留在学术讨论层面。此外，由于中日间涉及海上天然气开发区域的争议，双方在LNG方面的合作意向也从未向两国政府做过政策性建议。
“今后时机成熟后，提出一些建设性的建议，应当是可以的。”中石油经济技术研究院院长孙贤胜说。
在政府间互信与政企间沟通普遍缺位的情况下，亚洲想在短期内建成一个类似于美国Henry hub的天然气中心，显非易事。森川哲男认为，欧美能够形成区域标杆价格，主要得益于它们国内燃气市场的自由化和整个基础设施的中立化。“从政策上讲，这（自由化和中立化）基本要花十年左右；等到燃气产业基本改变，可以和进口价格挂钩时，又需要十年。”
美国变量
中日韩多位专家向《财经》(博客,微博)记者表示，随着全球天然气气源的逐步增加，以及三国现货市场规模的扩大，亚洲溢价将逐渐消失。相对于政治分歧，市场需求或是“东亚棋局”的决定力量。然而，这注定是一个缓慢而艰难的过程。
首先，中国意欲主导棋局，但自身缺陷仍十分明显。中国人民大学国际能源战略研究中心研究员刘旭指出，尽管上海具备成为亚洲Henry hub的潜力，但中国目前进口的LNG也大部分为长协合同，同样不具流动性。
刘旭称，尽管上海作为国内西气东输等大型管道的终端，可获得一定供应，但气量显然不够充足。最重要的是，国内目前能参与交易的生产商只有三大国家石油公司，这使本已很有限的天然气现货被高度集中，更无法在交易中形成基准价格。
中国对原油和天然气进口权的垄断，使得天然气现货市场畸形发展，并使期货市场的建立也失去根基——中国的天然气现货交易中心已成立四年，但年成交量少得可怜，总共只有40万－50万吨，几乎可忽略不计。
接近上海期货交易所的人士透露，目前推出天然气期货面临的直接问题，则是仓储等物流设施紧张。“LNG设施就像春运的火车皮，计划性非常强，灵活性非常差。”该人士比喻称。此外，LNG仓储需要维持零下160摄氏度的温度，这需要很高的成本。
另一重大局限在于人民币尚未完全国际化，这将限制未来基准价格的国际影响力。
被东亚诸国寄予厚望的北美LNG出口，在短期内也有很大的不确定性。如果北美的廉价气无法大量进入亚太，则“合纵”效果将大打折扣。
美国的情况难以令人乐观。尽管业界呼声很高，但迄今为止，美加两国共计仅批准了三个出口项目，包括美国能源部（DOE）2013年5月中旬批准的得克萨斯州弗里波特LNG项目，以及2013年9月批准的得克萨斯州Sabine Pass项目；加拿大则只有不列颠哥伦比亚省的卡提玛特（Kitimat）项目。
美国的天然气出口，需通过能源部和能源监管委员会两个审批机构，前者负责审批出口配额，后者负责审批出口设施的选址和规划。美国能源部允许企业向与美国签订了自由贸易协定（FTA）的国家出口天然气，但要出口到FTA之外的国家，则需要企业到国会游说，以证明出口不会影响美国国家能源安全和国内市场——这是一个非常复杂的博弈过程。
目前，美国与韩国已签订FTA，与日中均未签署。
中美贸易关系不同于日美与韩美，中国进口美国LNG难度更大。多位国际石油公司高管表示，有美国参加的、打破亚洲溢价的亚太天然气市场将逐步形成，但注定前路多艰。
