总结来自国际天然气联盟(IGU)公开的信息，这4个自然形成的天然气定价体系的特点是：
一、北美与英国：不同气源之间的竞争定价
北美(美国、加拿大)和英国实行不同气源之间的竞争定价。这3国政府以往都在一定水平上对井口价格进行干预，但随着天然气市场与监管政策的发展，供应端出现了充足并富有竞争力的多元供应，用户能够在众多供应商中自由选择，管输系统四通八达并实现了非歧视性的“第三方准入”。在此基础上，天然气作为商品的短期贸易在很大程度上庖代了长期合同。在北美形成了以亨利枢纽(Henry Hub)为核心的定价系统，在英国定价系统中也形成了一个虚拟平衡点(NBP)。尽管采用相同的商品定价机制，但北美与英国的天然气市场还是相互独立的。
二、欧洲大陆：与油价挂钩的定价政策
欧洲大陆采用的是与油价挂钩的定价政策来开展天然气贸易。这一模式源于荷兰在1962年针对格罗宁根(Groningen)超大气田天然气生产采取的国内天然气定价政策。该政策将天然气价格调整与3种石油燃料(柴油、高硫和低硫重质燃油)的市场价格按照百分比挂钩，然后根据“传递要素”进行调整来分担风险。这一模式随后被出口合同所采用，进而影响东北亚的LNG定价。欧盟虽然出台了多个天然气法令来建立统一的天然气市场，但由于国与国之间、企业与企业之间、管道与管道之间的分割，至今还没有做到像美国那样的自由准入和具有市场流动性。
三、东北亚：与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩的定价
东北亚(日本、韩国、中国台湾、中国大陆)的LNG贸易定价体系源自日本。由于日本当年引进LNG主要是为了替代原油发电，因此在长期合同中采用了与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩的定价公式。虽然这一定价方式已经不契合日本和亚太其他国家的市场现状，但目前尚无供需双方都能接受的其他方式，只能通过设定JCC封顶价格和封底价格的方式来规避风险。
四、俄罗斯与中亚地区：双边垄断的定价模式
俄罗斯与中亚地区采用双边垄断(垄断出口和垄断进口)的定价模式，通常采用政府间谈判来确定供应给非欧盟用户的天然气价格。
由于4大区域市场之间并没有相互交易及竞争的关系存在，故各区域市场的价格有极明显的差异。目前随着全球天然气开采区域与天然气消费区域的变化，以上形成的天然气价格模式已经开始变革。
消费市场由被动式向主动式转换
源于北美的“页岩气革命”，使得从美国南部到加拿大都确认到了丰富的储量，而且低成本开采技术让这一地区天然气的供应量转瞬之间扩大。这带来了天然气供应市场与消费市场价格的两极分化。
美国已是全球第一大天然气生产国，其产量的大幅上升直接导致市场供应充分。欧洲北海地区的天然气生产也为欧盟国家提供了大量的本土供应，为其在与俄罗斯的谈判中提供了议价筹码。
另外，页岩气的大发展不仅促使原本出口到美国的LNG转向其他市场，美国自身也将成为天然气出口国，并通过LNG的形式向东亚国家出口。2012年和2013年，韩国、印度和日本的公司分别获得从美国进口LNG的合同。尽管这些合同的贸易量不大，但都是采取美国亨利交易枢纽(Henry Hub)的市场价格定价，这将对传统的东亚天然气定价机制产生冲击。
若不考虑贸易壁垒等因素，单从价格来讲，北美和亚洲之间的天然气存在巨大的套利空间，这也是北美天然气出口亚洲的主要驱动因素。
可以说，天然气市场“亚洲溢价”折射出亚洲天然气进口国在国际天然气定价权中缺乏话语权的现状。
天然气供应市场与天然气消费市场在价格上的博弈，其话语权是争取来的。那么亚洲的天然气话语权如何争取？
中国天然气价格机制
首先，中国地处中亚和东北亚之间，是连接中东、中亚和东北亚消费市场的唯一陆上通道，区位优势将为中国建立东亚天然气交易枢纽贡献一大有利因素。第二，中国是东亚唯一具有自产气、PNG进口和LNG进口的天然气消费大国。2012年中国天然气消费量1438亿立方米，高出日本271亿立方米，位居世界第四，但中国的增长潜力要远大于日本。按照中国天然气发展的中远期规划，2015年中国天然气消费将达到2600亿立方米，2020年达到3500亿立方米，2030年达到5000亿立方米。具有形成枢纽价格的市场基础。第三，中国是目前东亚天然气消费大国中唯一具有PNG进口的国家，即具有中亚、中缅、中俄等跨国天然气管道。这使得来自境外的天然气，有可能在中国的沿海港口通过LNG的形式再出口至日本和韩国，将中国变成真正意义上的东北亚天然气枢纽。
日本在这方面不仅具备竞争力，而且已经行动。
与JCC挂钩的LNG定价机制的历史地位让日本在东亚天然气定价上仍占据主导地位，现有的东亚LNG现货价格指数也主要反映运往日本和韩国的LNG供需情况，为LNG期货合同的推出奠定了交易基础。目前日本天然气进口量远远超过中国，且全部来自LNG。随着LNG现货和中短期交易比例的大幅上升、各区域市场间的流动性加强和亚太市场LNG供应源增多，在国际天然气价格逐渐与原油价格脱钩，天然气交易向标准化、金融化方向发展的趋势下，日本已经先行一步，今年5月，日本政府宣布，将于两年内于东京商品交易所(TOCOM，原名东京工业品交易所)推出全球第一份LNG期货合同。如果成功，那么日本将成为全球首个LNG期货交易市场。
因此，相比之下，在行动上中国则显得有些迟缓。
之所以中国在天然气话语权上行动显得迟缓，其中的原因与我国终端气价与进口气价倒挂、区域分割、管网设施不完善、国内价格机制扭曲等不利因素有直接关系。
当前我国天然气产业发展遇到的最大矛盾和问题是进口管道气和液化石油气的价格同比大幅上涨，致使进口气价和销售价继续倒挂。“倒挂”的主要原因是国际天然气市场存在“亚洲溢价”，即比正常竞争条件下所确定的市场价格高出来的那部分价格。
目前我国天然气来源为国产天然气、进口LNG、进口管道气，且定价机制呈“三足鼎立”之态。国产天然气基于成本加成原则定价；进口LNG合同价格与原油价格(JCC)挂钩，并通过引入S曲线等封顶机制，规避一定的市场风险；进口管道天然气来自前苏联加盟共和国，其定价方法被国际天然气联盟描述为“双边垄断”的政府谈判价，具有很大的不确定性。这三种定价机制都没有与其他能源挂钩，而进口气与国产气的价差也造成了一系列的市场衔接问题。
因此，将中国的情况与欧洲大陆和英美市场相比，我国的天然气价格改革的理想状态可以从两大方面着手：促进天然气产业链向竞争性结构演变和形成天然气与其他替代能源间在用户处的合理比价关系。目前，国情使改革选择了后者，从不同能源间的竞争切入天然气价格形成机制的改革成为现实选项。
在这方面，我们可以参考欧洲大陆天然气的定价体制。欧洲大陆市场跟中国有很多相似之处。欧洲大陆从天然气市场起步阶段就使气价与整个能源体系挂钩。欧洲的涉外天然气贸易理论表明，净回值价格体系是成熟的，并在一定程度上是契合市场纪律的，它能够代表天然气在能源市场中的替代价值，也能体现天然气买卖双方的利益，因此获得国际市场的支持。中国在进口天然气时，依据国内市场建立自身的净回值价格体系具备一定的国际基础，并存在被国际市场接受的可能性。
