2017年入冬以来，LNG价格持续上扬至历史新高，华北等地出现“气荒”。不仅国内，中国的天然气需求已推动现货LNG价格较2017年低点上涨逾80%，至10美元/百万英热单位(mmBtu)以上，创2015年1月以来最高。现货LNG价格远远高于与布兰特原油价格挂钩的LNG价格,后者目前约8美元/mmBtu。气荒之下，作为全球最大LNG消费国的日本也成为中国的LNG进口来源。
截至11月底，中国进口LNG累计3313万吨，同比增加48.4%,11月进口量达406万吨。同比暴增53%，一跃超过韩国，成为仅次于日本之后的全球第二大进口国。路透社的航运数据显示，自12月1日，可搭载15万立方米LNG的运输船NeoEnergy每天都在进行天然气转口贸易，将LNG从日本清水港拉载至中国天津港外的CapeAnn号浮式储存和再气化装置。
从最大进口商到中间离，日本在全球天然气贸易中的转变无疑令人注目，而其天然气交易与产业政策亦有值得借鉴之处。
从气源地的进口与选择来看，日本气源主要来自澳大利亚、马来西亚、中东、俄岁斯等30--40个国家，其中从澳大利亚进口的LNG份额最多，日本财务省公布的航运数据显示，这比例正持续增长，从2014年的21%在2017年1--10月上升至近30%。而马来西亚的交货量较上年同期上涨20%，至110万吨左右，成为第二大供应国。与此同时，由于地缘政治的因素，来自中东地区，尤其卡塔余的进口量同比下滑34%至778489吨，该国在日本气源结构中的占比也由2014年的18%下降至2017年的12%。
此外，由于日本天然气供应完全依靠进口，安全供给成为该国进行天然气贸易的首要考虑因素。单纯作为买方很容易处于不利地位，但如果投资上游产业，除了有相对稳定的气源供应，同时也有助于稳定气价。因此，目前日本的一些燃气公司如东京燃气、大阪燃气在澳大利亚，美国、加拿大等地皆投资了油气上游产业。此前采访日本燃气协会国际部副部长吉田聪时，他亦表示日本天然气发展的最大挑战，在于能否掌握油气的生产，在他看来，从能源安全考虑，资源进口的多元化对日本有利，而掌握上游业务则有利于稳定气价。
从定价机制看，日本天然气进口定价机制与美国、欧洲存在明显的差异。东亚区域内的天然气管道连通性较弱，作为买方导致区域内的天然气价格以长期合同为主导，并以油价挂钩为主，以日本原油综合价格JCC作为日本原油进口的加权平均价。这使得日本LNG进口价格高于欧美天然气定价中心价格，日本海关公布的数据显示,10月原油价格为54.765美元/桶，同比上涨21.2%，涨幅比上月上涨6.3%根据长期LNG合同与JCC原油价格挂钩的机制，这段时期油价的波动将在一段时间之后体现在液化天然气价格上。
由于国际天然气贸易定价机制的缺陷，日本积极建立天然气贸易枢纽，意欲降低天然气交易中的东亚溢价，在天然气定价权中享有一席之地。日本政府通过每年举办LNG高氧论坛，积极与LNG生产国与消费国就市场问题进行淘通并通过发展能源金融手段，如在东京商品交易所(TOCOM)实施全球首个液化天然气期货交易来稳定价格，提高交易的灵活性。在其国内，日本则推进国内天然气和电力改革，并于2017年4月开放了大然气居民用户市场，具体措施包括取消或放宽液化大然气合同中的限制性条款;建立适当的价格发现机制，形成长期和短期的价格指数;开放充足的基础设施，促进LNG终端和管网的第三方使用。
据日本能源经济研究所预计,2018年全球液化天然气将新增需求1480万吨，其中约40%，即60万吨的LNG新增需求将来自中国。伴随中国天然气进对外依存度增大，在全球天然气市场贸易中，日本的应对措施或许能有所借鉴。
