天然氣為何沒有像石油一樣形成世界性的市場？

01-08

國際石油市場在70年代就形成了世界性的統一油價，並且隨著市場的發展衍生出了期貨市場等現貨市場以外的市場。然而，即使到今天，世界天然氣市場還是分為北美、歐洲和東亞三個區域性市場，定價機制也大為不同（市場定價、油價掛鉤+長期協議、政府定價+長期協議）為什麼兩種應用類似的能源在市場化方面會出現如此巨大的差異？

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全球天然氣市場發展受限於地理上的區域分割，天然氣國際貿易大多數是通過管線或船運達成交易，地理上的限制與昂貴的運輸費用(長途國際管道建設和液化天然氣船運費用)都在不同程度上限制了區域之間的貿易往來，使得天然氣市場具有明確的區域特性，並形成了4個相互獨立的自然天然氣定價體系。

總結來自國際天然氣聯盟(IGU)公開的信息，這4個自然形成的天然氣定價體系的特點是：

一、北美與英國：不同氣源之間的競爭定價

北美(美國、加拿大)和英國實行不同氣源之間的競爭定價。這3國政府以往都在一定水平上對井口價格進行干預，但隨著天然氣市場與監管政策的發展，供應端出現了充足並富有競爭力的多元供應，用戶能夠在眾多供應商中自由選擇，管輸系統四通八達並實現了非歧視性的「第三方准入」。在此基礎上，天然氣作為商品的短期貿易在很大程度上庖代了長期合同。在北美形成了以亨利樞紐(Henry Hub)為核心的定價系統，在英國定價系統中也形成了一個虛擬平衡點(NBP)。儘管採用相同的商品定價機制，但北美與英國的天然氣市場還是相互獨立的。

二、歐洲大陸：與油價掛鉤的定價政策

歐洲大陸採用的是與油價掛鉤的定價政策來開展天然氣貿易。這一模式源於荷蘭在1962年針對格羅寧根(Groningen)超大氣田天然氣生產採取的國內天然氣定價政策。該政策將天然氣價格調整與3種石油燃料(柴油、高硫和低硫重質燃油)的市場價格按照百分比掛鉤，然後根據「傳遞要素」進行調整來分擔風險。這一模式隨後被出口合同所採用，進而影響東北亞的LNG定價。歐盟雖然出台了多個天然氣法令來建立統一的天然氣市場，但由於國與國之間、企業與企業之間、管道與管道之間的分割，至今還沒有做到像美國那樣的自由准入和具有市場流動性。

三、東北亞：與日本進口原油加權平均價格(JCC)掛鉤的定價

東北亞(日本、韓國、中國台灣、中國大陸)的LNG貿易定價體系源自日本。由於日本當年引進LNG主要是為了替代原油發電，因此在長期合同中採用了與日本進口原油加權平均價格(JCC)掛鉤的定價公式。雖然這一定價方式已經不契合日本和亞太其他國家的市場現狀，但目前尚無供需雙方都能接受的其他方式，只能通過設定JCC封頂價格和封底價格的方式來規避風險。

四、俄羅斯與中亞地區：雙邊壟斷的定價模式

俄羅斯與中亞地區採用雙邊壟斷(壟斷出口和壟斷進口)的定價模式，通常採用政府間談判來確定供應給非歐盟用戶的天然氣價格。

由於4大區域市場之間並沒有相互交易及競爭的關係存在，故各區域市場的價格有極明顯的差異。目前隨著全球天然氣開採區域與天然氣消費區域的變化，以上形成的天然氣價格模式已經開始變革。

消費市場由被動式向主動式轉換

源於北美的「頁岩氣革命」，使得從美國南部到加拿大都確認到了豐富的儲量，而且低成本開採技術讓這一地區天然氣的供應量轉瞬之間擴大。這帶來了天然氣供應市場與消費市場價格的兩極分化。

美國已是全球第一大天然氣生產國，其產量的大幅上升直接導致市場供應充分。歐洲北海地區的天然氣生產也為歐盟國家提供了大量的本土供應，為其在與俄羅斯的談判中提供了議價籌碼。

另外，頁岩氣的大發展不僅促使原本出口到美國的LNG轉向其他市場，美國自身也將成為天然氣出口國，並通過LNG的形式向東亞國家出口。2012年和2013年，韓國、印度和日本的公司分別獲得從美國進口LNG的合同。儘管這些合同的貿易量不大，但都是採取美國亨利交易樞紐(HenryHub)的市場價格定價，這將對傳統的東亞天然氣定價機制產生衝擊。

若不考慮貿易壁壘等因素，單從價格來講，北美和亞洲之間的天然氣存在巨大的套利空間，這也是北美天然氣出口亞洲的主要驅動因素。

可以說，天然氣市場「亞洲溢價」折射出亞洲天然氣進口國在國際天然氣定價權中缺乏話語權的現狀。

天然氣供應市場與天然氣消費市場在價格上的博弈，其話語權是爭取來的。那麼亞洲的天然氣話語權如何爭取？

　中國天然氣價格機制

首先，中國地處中亞和東北亞之間，是連接中東、中亞和東北亞消費市場的唯一陸上通道，區位優勢將為中國建立東亞天然氣交易樞紐貢獻一大有利因素。第二、中國是東亞唯一具有自產氣、PNG進口和LNG進口的天然氣消費大國。2012年中國天然氣消費量1438億立方米，高出日本271億立方米，位居世界第四，但中國的增長潛力要遠大於日本。按照中國天然氣發展的中遠期規劃，2015年中國天然氣消費將達到2600億立方米，2020年達到3500億立方米，2030年達到5000億立方米。具有形成樞紐價格的市場基礎。第三，中國是目前東亞天然氣消費大國中唯一具有PNG進口的國家，即具有中亞、中緬、中俄等跨國天然氣管道。這使得來自境外的天然氣，有可能在中國的沿海港口通過LNG的形式再出口至日本和韓國，將中國變成真正意義上的東北亞天然氣樞紐。

日本在這方面不僅具備競爭力，而且已經行動。

與JCC掛鉤的LNG定價機制的歷史地位讓日本在東亞天然氣定價上仍佔據主導地位，現有的東亞LNG現貨價格指數也主要反映運往日本和韓國的LNG供需情況，為LNG期貨合同的推出奠定了交易基礎。目前日本天然氣進口量遠遠超過中國，且全部來自LNG。隨著LNG現貨和中短期交易比例的大幅上升、各區域市場間的流動性加強和亞太市場LNG供應源增多，在國際天然氣價格逐漸與原油價格脫鉤，天然氣交易向標準化、金融化方向發展的趨勢下，日本已經先行一步，今年5月，日本政府宣布，將於兩年內於東京商品交易所(TOCOM，原名東京工業品交易所)推出全球第一份LNG期貨合同。如果成功，那麼日本將成為全球首個LNG期貨交易市場。

因此，相比之下，在行動上中國則顯得有些遲緩。

之所以中國在天然氣話語權上行動顯得遲緩，其中的原因與我國終端氣價與進口氣價倒掛、區域分割、管網設施不完善、國內價格機制扭曲等不利因素有直接關係。

當前我國天然氣產業發展遇到的最大矛盾和問題是進口管道氣和液化石油氣的價格同比大幅上漲，致使進口氣價和銷售價繼續倒掛。「倒掛」的主要原因是國際天然氣市場存在「亞洲溢價」，即比正常競爭條件下所確定的市場價格高出來的那部分價格。

目前我國天然氣來源為國產天然氣、進口LNG、進口管道氣，且定價機制呈「三足鼎立」之態。國產天然氣基於成本加成原則定價；進口LNG合同價格與原油價格(JCC)掛鉤，並通過引入S曲線等封頂機制，規避一定的市場風險；進口管道天然氣來自前蘇聯加盟共和國，其定價方法被國際天然氣聯盟描述為「雙邊壟斷」的政府談判價，具有很大的不確定性。這三種定價機制都沒有與其他能源掛鉤，而進口氣與國產氣的價差也造成了一系列的市場銜接問題。

因此，將中國的情況與歐洲大陸和英美市場相比，我國的天然氣價格改革的理想狀態可以從兩大方面著手：促進天然氣產業鏈向競爭性結構演變和形成天然氣與其他替代能源間在用戶處的合理比價關係。目前，國情使改革選擇了後者，從不同能源間的競爭切入天然氣價格形成機制的改革成為現實選項。

在這方面，我們可以參考歐洲大陸天然氣的定價體制。歐洲大陸市場跟中國有很多相似之處。歐洲大陸從天然氣市場起步階段就使氣價與整個能源體系掛鉤。歐洲的涉外天然氣貿易理論表明，凈回值價格體系是成熟的，並在一定程度上是契合市場紀律的，它能夠代表天然氣在能源市場中的替代價值，也能體現天然氣買賣雙方的利益，因此獲得國際市場的支持。中國在進口天然氣時，依據國內市場建立自身的凈回值價格體系具備一定的國際基礎，並存在被國際市場接受的可能性。

天然氣是有世界市場的.

實際上1964年的時候第一個國際LNG貿易達成.最初的時候LNG船和液化能力可能都非常弱.

但是隨著時間推移,技術的進步.相信未來會越來越壯大.雖然未必像油一樣龐大.但是按增長來講會比油快很多.

天然氣看起來分成一個一個區域市場.但是實際上還是通過海運聯通的.LNG是個邊際調節的供應.一個區域緊張的時候.其他船貨會轉賣去價格高的地方.就像前幾年日本掃貨.美國就把自己的船貨甩賣到亞洲地區.今年亞洲價格太低.美國就提高了一些自用的比例.最後轉貼圖兩張.

天然氣變油如果大普及就和石油差不多了，

根本原因是天然氣本身不容易儲存和運輸的性質，因為它不像煤、油等大宗商品那樣可以用火車、貨車或輪船靈活從產地運到市場，只能通過輸氣管道運輸或者建造耗資巨大的液化廠後以液體形式運輸。輸氣管道當然就受制於天然地理限制，不可能越洋（技術要求和成本限制太高），即使是液化後，也大大受限於液化廠規模及特製液化天然氣運輸船規模和成本的限制。因而，天然氣終歸還是無法形成世界性市場。

天然氣市場發展最開始依賴於管道，LNG的出現增加了天然氣市場的流動性。但天然氣市場仍以管道氣為主。北美和歐洲的管道系統健全，基本實現鄰國管道互通。而東亞各國之間並沒有很發達的管道系統。此外LNG價格較氣態的天然氣增加了液化成本，這個成本較高。再加上東亞地區對天然氣的一些硬性需求也造成了亞洲LNG高於歐洲和北美。繼續學習

LNG只屬於能源，有氣田，液化廠，運輸公司，接收站，銷售轉運很多環節。

LNG可以用輪船，汽車，火車，甚至空中運輸。

石油不僅僅是能源，還是化工原料，是戰略物資。市場的巨大需求不是lng能比的。