全球天然气市场的发展现状与定价机制

地理上的限制和运费高低使得世界各地的价格体系具有明显的区域特性

A 全球天然气供需概况

　　截至2014年年底，全球天然气探明储量187万亿立方米，足以保证54.1年的生产需要，相比2013年探明储量增加0.3%。2014年探明储量增长主要来自俄罗斯（4000亿立方米）、阿塞拜疆（3000亿立方米）和美国（2000亿立方米）。2014年全球天然气产量为3123.7亿立方米，相比2013年增加1.6%。全球天然气生产地集中在北美、欧洲、亚洲和中东地区，从国家来看，北美地区主要集中在美国和加拿大；欧洲主要集中在挪威；中东地区的天然气生产国主要有伊朗、卡塔尔和沙特阿拉伯；非洲地区天然气产量较高的国家有阿尔及利亚，2014年的天然气产量为83.3亿立方米；亚洲地区主要为中国、印度尼西亚和马来西亚，2014年天然气产量分别为134.5亿、73.4亿和66.4亿立方米。

从全球各地的天然气消费量来看，欧洲、北美和亚太地区是主要的消费地，而最近几年，北美、中东和亚太地区消费量逐年增加。2014年，世界天然气产量增长1.6%，而2014年天然气消费量仅增长0.4%，产量增长是天然气消费量增长的四倍。除北美洲之外，世界其他区域的天然气产量增长均低于平均水平。美国（+6.1%）达到历史最大生产增量，而俄罗斯则经历了历史最大降幅（-4.3%）。除北美和中东之外，世界其他地区的天然气消费量增长均低于平均水平，美国（+2.9%）是消费增量最大的国家，而欧洲则经历了历史最大降幅（-11.6%）。

图为全球各地区天然气产量（10亿立方米）

从生产和消费量来看，美国天然气产量最近几年逐渐超过消费量；欧洲基本自给自足，而由于区域分配不平衡有一些进出口；中东国家产量大于消费从各国家的进出口量来看，北美洲地区加拿大为净出口，墨西哥为净流入，而美国进出口量均较大。欧洲地区英国、法国、德国、意大利、西班牙、土耳其等国家均净进口，荷兰和挪威为净出口，挪威以管道液化气输出为主。欧亚地区俄罗斯为净出口，以管道天然气为主，乌克兰净进口。中东地区也为净出口，以出口液化天然气为主。亚洲地区中国、日本和韩国均净进口，日本和韩国只能进口液化天然气，而中国还有进口管道天然气。

图为2004—2014年各地区天然气消费量（10亿立方米）

B 全球天然气价格体系

　　由于全球天然气生产和消费的区域分割，天然气国际贸易多数是通过管线或船运来运输的。地理上的限制和运费的高低使得世界各地形成了具有明显区域特性的天然气价格体系，主要有四种代表性的价格，分别为美国亨利交易中心价格、德国平均进口到岸价、英国NBP天然气价格和日本液化天然气价格。从定价机制来看，北美与英国采用市场定价，欧洲大陆采用天然气与油价挂钩的方式，日本液化气采用与原油进口平均价格挂钩的方式，部分地区仍采用垄断定价。

美国长久以来就是天然气的生产和消费大国，其国内有广泛和深入的天然气物流和贸易基础。美国亨利中心拥有一些天然气贸易的硬件设备，该地区拥有连接16个州的天然气管道系统，可以将这些地区的天然气输送出去，这些管道输送系统横穿美国东海岸、墨西哥湾和中西部地区，直至加拿大边境。同时，美国亨利中心也是NYMEX天然气期货合约的交割地，由于期货交易和持仓的发展，NYMEX天然气期货价格已成为天然气的基准价格，并且NYMEX为了满足市场需求，针对亨利中心与美国和加拿大进口天然气的价格关系推出了一系列互换合约，这些合约在芝商所的ClearPort交易平台上交易。美国亨利交易中心的天然气价格是美国天然气价格的代表。由于美国页岩气的发展和市场化的需求，美国的天然气定价是相对市场化的，为竞争性体制。英国也采用市场化定价，形成了NBP平衡点指数价格。

图为各地天然气现货价格（美元/百万英热单位）

欧洲采用与油价挂钩的定价政策来开展天然气贸易。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。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。

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和地区的市场现状，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。

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。

从世界各地长期的天然气价格走势来看，亚洲地区的天然气价格普遍高于其他地方的价格，而美国的天然气价格在2004年之后不断下滑，由于页岩气革命，美国的天然气逐渐自给自足并且可以出口。

C 我国的天然气定价机制　

　　从1987年至今，我国的天然气价格改革使天然气定价逐渐从政府完全主导向市场化定价转变。

2011年年底，国家发改委发出通知，决定自2011年12月26日起，在广东、广西两省开展天然气价格形成机制改革试点。通知指出，我国天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管输费进行管理。在广东、广西先行试点，主要是探索建立反映市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制，逐步理顺天然气与可替代能源的比价关系，然后向全国推广。

2014年8月12日，国家发改委公布，自9月1日起将非居民用存量天然气门站价格每立方米提高0.4元，同时明确全面放开进口液化天然气和非常规天然气价格。

2015年2月28日，国家发改委公布，自4月1日起将存量气和增量气门站价格并轨；4月1日起各省增量气最高门站价格降低0.44元/立方米，存量气最高门站价格提高0.04元/立方米。存量气和增量气的并轨有助于未来的天然气价格市场化。

在广西、广东两省的天然气价格改革试点文件中，将天然气定价方式改革为市场净回值法，选取上海市场（中心市场）为计价基准点，并建立中心市场门站价格与可替代能源价格挂钩机制。中心市场天然气门站价格按照略低于等热值可替代能源的原则确定。可替代能源品种选择燃料油和液化石油气（LPG），权重分别为60%和40%。等热值可替代能源价格按照燃料油和液化石油气单位热值价格加权平均计算。同时，为保持天然气与可替代能源的竞争优势，鼓励用户合理使用天然气，天然气价格按可替代能源价格的90%计算。中心市场门站价格计算公式为：P天然气=K×(α×P燃料油×H天然气/H燃料油+β×PLPG×H天然气/HLPG)×1+R），其中P天然气为中心市场门站价格（单位：元/立方米）；K为折价系数，暂定0.9；α、β为燃料油和液化石油气的权重，分别为60%和40%；P燃料油、PLPG为计价周期内海关统计进口燃料油和液化石油气的价格(单位：元/千克）；H燃料油、HLPG、H天然气为燃料油、液化石油气和天然气的净热值，分别取10000千卡/千克、12000千卡/千克和8000千卡/立方米；R为天然气增值税，目前为13%。

从上海中心门站的价格计算方式可以看到天然气价格与液化石油气、燃料油价格挂钩，参考了欧洲的价格定价方式，不过调整时间较慢，最近为半年调整一次，未来天然气定价将如何调整仍需等待政策的指引直至完全市场化。