刚刚进入新世纪的第二个10年，世界能源消费，已基本完成了从煤炭为主的固体能源，向石油为主体的液体能源的转化。世界能源消费正全速驶向“能源气体化”新时期；以天然气、煤层气、页岩气等为主体的气体能源，正在世界范围内全面或部分地替代石油、煤炭等高碳能源。
　　随着世界最主要经济体的经济增长模式，先后从传统的低端工业制造产业逐步提升，进入以高科技和金融等高端智力密集型服务业为主的新经济(310358,基金吧)时代；进入新世纪以来，尤其是自2008年以来，伴随经济发展低碳排放的呼声高涨，世界主要经济体已基本取得共识，世界经济和中国经济的快车正在能源“气化”的轨道上疾驰。
　　反映天然气“真实价值”的市场化定价机制成为发展方向
　　天然气时代正在来临。进入21世纪，世界天然气应用迅速发展。2000~2007年，全球天然气消费量年均增速达2.85%，远高于原油消费量1.49%的年均增速。其中，发展中国家和地区天然气产量和消费量增长迅猛。国际权威能源机构纷纷预测，大约在2030年前后，天然气终将超过石油，成为世界“世界首席能源”。
　　由于天然气不易储存，也不易运输，因此天然气工业发展的全过程，不仅仅是工业化力量驱动之下基于经济性和便利性的简单能源替代或技术革新，更贯穿了供需双方对天然气能源价值、运输的服务价值以及定价方法等，从“彼此理解存在巨大差异到获取谈判共识”的激烈博弈过程。天然气产业链实现协调、均衡以及可持续的发展，从经济后果而言，是一个上游资源方、中游管道或设施输运方、以及下游终端消费用户三者之间共同承担和分摊风险的动态机制的形成过程。制约于天然气的这些特殊性，目前世界天然气市场并没有形成全球统一的定价市场。
　　目前，世界天然气消费主要集中在三个地区：美国等北美地区、中日韩领衔的东亚地区以及欧盟地区。天然气价格，一般分为井口价、城市门站价和终端用户价。在市场结构方面，国外的天然气市场一般分为垄断型和竞争型市场两类。“垄断型”天然气市场，多采用“成本加利润与市场净回值”相结合的定价方式，“竞争型”天然气市场，则根据竞争方式、竞争程度以及可替代能源转换便利性等不同，采用“捆绑式”销售价格，或完全由市场自由定价。
　　总的来看，在世界范围内，天然气能源工业发展和利用历史悠久，价格体系较为成熟，金融市场制度供给充分的国家，比如美国、加拿大、澳大利亚、新西兰、阿根廷、英国等实行竞争性定价。其中，美国和英国的天然气市场甚至分别实现了天然气期货市场定价或以远期价格作为现货市场的定价基准。而限于资源禀赋，经济发展水平，规制水平以及地缘因素等局限性，世界大多数国家仍采用政府定价等垄断性定价机制。然而，随着全球范围内低碳经济浪潮的助推，以及石油等昂贵能源价格长期高位运行，以天然气和非常规气体能源为核心的“能源气体化”已渐成风气；能够反映气体能源“真实价值”的市场化定价机制，成为世界天然气市场的发展方向。从发展角度看，包括我国在内的很多国家也都在积极探讨引入竞争，放开市场，以推动定价机制市场化改革。
　　天然气定价方式及市场化差距明显
　　目前，在北美、东亚及欧洲等三大区域性天然气市场中，定价方式及其市场化差距甚为明显。
　　北美地区，由于资源禀赋优势，经济发展水平和消费水平也较高，天然气产销两旺；市场高度发达，天然气价格由市场竞争定价，现货市场参照“交付地点在亨利管道汇集中心(HENRYHUB)的NYMEX主力期货合约价格”波动。
　　对比而言，由于领土狭小，资源禀赋和地缘均居于劣势，长期居于液化天然气(LNG)贸易进口国第一和第二地位的日本、韩国等东亚海岛国家，以进口液化天然气为主，定价方式则基本与原油价格挂钩。由于资源成本和费用成本较高，20世纪中后期，世界液化天然气(LNG)市场规模有限。资源严重短缺，经济发展和能源消费水平较高的日本，则成为液化天然气(LNG)的“积极分子”。早在20世纪70年代中后期，由于两次席卷工业化国家的所谓“石油危机”的冲击，西方工业国家逐渐开始采用“以气代油”的能源替代过程。作为长期的、大宗贸易量的液化天然气(LNG)第一进口国，日本的“LNG价格公式”迄今仍是世界液化天然气(LNG)贸易中的“标杆”价格公式。
　　总体上，自2007年以来，两种相反的力量博弈，决定着世界天然气价格的走势：一方面，由于天然气资源的储量区与消费区分布“极不均衡”，加之陆地管道天然气对于运输管网的依赖，价格话语权被迫分享给管道过境国；尤其是，由于地缘政治、资源国加紧资源控制等因素影响，2008年以来，天然气资源的垄断性促使天然气市场价格上涨迅猛。
　　而另一方面，持续过剩的天然气供应，或将迫使天然气价格脱离“与石油价格挂钩”的定价机制。近年来天然气开采量急剧增长，超过了消费增长的速度。根据《BP世界能源统计(2009)》统计数据，以2008年为例，全球天然气消费增长了2.5%，达到30187亿立方米的历史高点；但同期，全球天然气产量却增加了3.8%，为30656亿立方米这一产量增速高于过去10年平均增长速度，当年已呈现产大于需的局面。
　　与国际供需基本面宽松相背离的，还有紧紧“挂钩原油”的LNG贸易价格。近年来，随着原油价格的不断走高，LNG价格也随着走高。
　　但也应该看到，进入新世纪的10年来，总体上，国际原油价格长期高位振荡，以OECD国家原油进口一揽子“到岸价格(CIF)”为例。从2003年的4.89美元/百万英热单位，飚升到2008年的16.76美元/百万英热单位，及至2009年又暴跌到10.41美元/百万英热单位；涨幅高达242.74%，跌幅也达到37.89%。而同一时期，日本LNG“到岸价格(CIF)”分别为4.77美元/百万英热单位，12.55美元/百万英热单位，以及9.06美元/百万英热单位，其涨幅和跌幅范围分别收缩到163.10%，以及27.81%。气价波动程度远远小于油价的波动幅度，这正是“S曲线定价机制”保障气价不随高油价过于剧烈振荡的结果。
　　“长协”天然气价格动摇
　　在跨国的天然气贸易中，欧洲的天然气贸易价格情况最为复杂，定价公式的形成也极富层次。从气源来说，除了欧盟地区内部自产沿海天然气以外，欧洲地区也大量进口俄罗斯管道天然气。近年来，由于地缘和其他因素的交织，形成了天然气供应的多次中断等不确定性能源战略风险，因此欧盟各国也将天然气能源的气源“获得”的目光进一步向东扩展，甚至瞄向了数千里之遥的中亚和里海各国丰富的天然气资源。此外，2008年以来，由于中东等地的海外液化天然气(LNG)供应增加和全球范围内的天然气等气体能源供应过剩，欧盟各国从中东等国进口液化天然气(LNG)的比例也在迅速提高。进入2010年，由于美国等北美国家开发页岩气的创新技术日渐成熟，欧洲一些国家甚至积极开发本国和本地区的非常规天然气，以谋求从气源等资源端提高天然气能源供应的战略安全。
　　相应地，由于气体能源的供应更为依赖管道、液化天然气(LNG)登岸接收站以及调峰储气等基础设施，因此，大规模的多种气源，也导致天然气能源经济性成本高企。在定价基准方面，由于液化天然气(LNG)价格长期挂钩国际原油期货价格，受到后者金融属性等大宗投机因素的影响，总体上，长期处于高位运行。而来自欧盟区内以及从俄罗斯进口的管道天然气，一般为经过供需双方多轮谈判激烈博弈后约定的价格。
　　但由于管道天然气长期供应合同仍以国际原油期货价格作为主要定价因子，近年来，“长协”天然气价格条款修改的呼声也日渐高涨。以德国为例，作为欧盟国家中经济体规模巨大，发展势头稳健，政治经济影响力不同凡响的国家，德国也是欧盟中最重要的俄气陆地管道天然气进口国之一。德俄已签订的天然气贸易长期供应合同中现货比例仅为15%，定价主要挂靠国际原油期货价格。但2009年以来，国际天然气价格与国际原油期货市场的走势“背离”趋势明显。由于天然气生产过剩，2010年度在场外和交易所内的天然气现货价格均有下降，但与德国天然气进口商意昂能源集团(E.ON)天然气长期合同供应成本挂钩的原油价格已经上升将近80%。德国经济学家认为，世界天然气供应基本面的过度宽松，与国际原油市场的高位盘整局面，正在进一步脱节，与原油挂钩的天然气长期供应合同的价格劣势日益明显。2010年，与原油挂钩的天然气长期供应合同价格预计比现货市场价格高出50%以上，2011年这一差距甚至将扩大至62%。而且可能还会持续几年。为此，意昂能源集团多次要求俄罗斯天然气工业公司(“俄气”)修改定价条款，降低俄德天然气贸易价格中与国际原油期货价格“挂钩”的比例。此外，其他“俄气”的大型欧洲客户，包括法国GDFSuez、意大利ENI等，也像德国意昴一样，在经济危机期间要求将部分天然气按照现货价格销售。
　　对此,俄罗斯能源专家康斯坦丁·尤米诺夫认为,俄罗斯对欧洲的天然气出口量的继续恢复将是缓慢的。与此相比,液化天然气销量的增长将更迅速。他说：“俄天然气工业公司的价格灵活性较低。毫无疑问，用户保持照付不议合同，并在低价的现货市场购买额外的天然气更加划算。”尤米诺夫表示，俄天然气工业公司对欧洲大客户德国和意大利做出合同方面的让步能够积极影响2011年对欧洲的出口量。