截至2014年年底，全球天然氣探明儲量187萬億立方米，足以保證54.1年的生產(chǎn)需要，相比2013年探明儲量增加0.3%。2014年探明儲量增長主要來自俄羅斯（4000億立方米）、阿塞拜疆（3000億立方米）和美國（2000億立方米）。2014年全球天然氣產(chǎn)量為3123.7億立方米，相比2013年增加1.6%。全球天然氣生產(chǎn)地集中在北美、歐洲、亞洲和中東地區(qū)，從國家來看，北美地區(qū)主要集中在美國和加拿大；歐洲主要集中在挪威；中東地區(qū)的天然氣生產(chǎn)國主要有伊朗、卡塔爾和沙特阿拉伯；非洲地區(qū)天然氣產(chǎn)量較高的國家有阿爾及利亞，2014年的天然氣產(chǎn)量為83.3億立方米；亞洲地區(qū)主要為中國、印度尼西亞和馬來西亞，2014年天然氣產(chǎn)量分別為134.5億、73.4億和66.4億立方米。

從全球各地的天然氣消費(fèi)量來看，歐洲、北美和亞太地區(qū)是主要的消費(fèi)地，而最近幾年，北美、中東和亞太地區(qū)消費(fèi)量逐年增加。2014年，世界天然氣產(chǎn)量增長1.6%，而2014年天然氣消費(fèi)量僅增長0.4%，產(chǎn)量增長是天然氣消費(fèi)量增長的四倍。除北美洲之外，世界其他區(qū)域的天然氣產(chǎn)量增長均低于平均水平。美國（+6.1%）達(dá)到歷史最大生產(chǎn)增量，而俄羅斯則經(jīng)歷了歷史最大降幅（-4.3%）。除北美和中東之外，世界其他地區(qū)的天然氣消費(fèi)量增長均低于平均水平，美國（+2.9%）是消費(fèi)增量最大的國家，而歐洲則經(jīng)歷了歷史最大降幅（-11.6%）。

圖為全球各地區(qū)天然氣產(chǎn)量（10億立方米）

從生產(chǎn)和消費(fèi)量來看，美國天然氣產(chǎn)量最近幾年逐漸超過消費(fèi)量；歐洲基本自給自足，而由于區(qū)域分配不平衡有一些進(jìn)出口；中東國家產(chǎn)量大于消費(fèi)從各國家的進(jìn)出口量來看，北美洲地區(qū)加拿大為凈出口，墨西哥為凈流入，而美國進(jìn)出口量均較大。歐洲地區(qū)英國、法國、德國、意大利、西班牙、土耳其等國家均凈進(jìn)口，荷蘭和挪威為凈出口，挪威以管道液化氣輸出為主。歐亞地區(qū)俄羅斯為凈出口，以管道天然氣為主，烏克蘭凈進(jìn)口。中東地區(qū)也為凈出口，以出口液化天然氣為主。亞洲地區(qū)中國、日本和韓國均凈進(jìn)口，日本和韓國只能進(jìn)口液化天然氣，而中國還有進(jìn)口管道天然氣。

B 全球天然氣價格體系

由于全球天然氣生產(chǎn)和消費(fèi)的區(qū)域分割，天然氣國際貿(mào)易多數(shù)是通過管線或船運(yùn)來運(yùn)輸?shù)?。地理上的限制和運(yùn)費(fèi)的高低使得世界各地形成了具有明顯區(qū)域特性的天然氣價格體系，主要有四種代表性的價格，分別為美國亨利交易中心價格、德國平均進(jìn)口到岸價、英國NBP天然氣價格和日本液化天然氣價格。從定價機(jī)制來看，北美與英國采用市場定價，歐洲大陸采用天然氣與油價掛鉤的方式，日本液化氣采用與原油進(jìn)口平均價格掛鉤的方式，部分地區(qū)仍采用壟斷定價。

美國長久以來就是天然氣的生產(chǎn)和消費(fèi)大國，其國內(nèi)有廣泛和深入的天然氣物流和貿(mào)易基礎(chǔ)。美國亨利中心擁有一些天然氣貿(mào)易的硬件設(shè)備，該地區(qū)擁有連接16個州的天然氣管道系統(tǒng)，可以將這些地區(qū)的天然氣輸送出去，這些管道輸送系統(tǒng)橫穿美國東海岸、墨西哥灣和中西部地區(qū)，直至加拿大邊境。同時，美國亨利中心也是NYMEX天然氣期貨合約的交割地，由于期貨交易和持倉的發(fā)展，NYMEX天然氣期貨價格已成為天然氣的基準(zhǔn)價格，并且NYMEX為了滿足市場需求，針對亨利中心與美國和加拿大進(jìn)口天然氣的價格關(guān)系推出了一系列互換合約，這些合約在芝商所的ClearPort交易平臺上交易。美國亨利交易中心的天然氣價格是美國天然氣價格的代表。由于美國頁巖氣的發(fā)展和市場化的需求，美國的天然氣定價是相對市場化的，為競爭性體制。英國也采用市場化定價，形成了NBP平衡點(diǎn)指數(shù)價格。

歐洲采用與油價掛鉤的定價政策來開展天然氣貿(mào)易。該政策將天然氣價格調(diào)整與3種石油燃料(柴油、高硫和低硫重質(zhì)燃油)的市場價格按照百分比掛鉤，然后根據(jù)“傳遞要素”進(jìn)行調(diào)整來分擔(dān)風(fēng)險。歐盟雖然出臺了多個天然氣法令來建立統(tǒng)一的天然氣市場，但由于國與國之間、企業(yè)與企業(yè)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準(zhǔn)入和具有市場流動性。

東北亞(日本、韓國、中國臺灣、中國大陸)的LNG貿(mào)易定價體系源自日本。由于日本當(dāng)年引進(jìn)LNG主要是為了替代原油發(fā)電，因此在長期合同中采用了與日本進(jìn)口原油加權(quán)平均價格(JCC)掛鉤的定價公式。雖然這一定價方式已經(jīng)不契合日本和亞太其他國家和地區(qū)的市場現(xiàn)狀，但目前尚無供需雙方都能接受的其他方式，只能通過設(shè)定JCC封頂價格和封底價格的方式來規(guī)避風(fēng)險。

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

從世界各地長期的天然氣價格走勢來看，亞洲地區(qū)的天然氣價格普遍高于其他地方的價格，而美國的天然氣價格在2004年之后不斷下滑，由于頁巖氣革命，美國的天然氣逐漸自給自足并且可以出口。

C 我國的天然氣定價機(jī)制

從1987年至今，我國的天然氣價格改革使天然氣定價逐漸從政府完全主導(dǎo)向市場化定價轉(zhuǎn)變。

2011年年底，國家發(fā)改委發(fā)出通知，決定自2011年12月26日起，在廣東、廣西兩省開展天然氣價格形成機(jī)制改革試點(diǎn)。通知指出，我國天然氣價格改革的最終目標(biāo)是放開天然氣出廠價格，由市場競爭形成，政府只對具有自然壟斷性質(zhì)的天然氣管輸費(fèi)進(jìn)行管理。在廣東、廣西先行試點(diǎn)，主要是探索建立反映市場供求和資源稀缺程度的價格動態(tài)調(diào)整機(jī)制，逐步理順天然氣與可替代能源的比價關(guān)系，然后向全國推廣。

2014年8月12日，國家發(fā)改委公布，自9月1日起將非居民用存量天然氣門站價格每立方米提高0.4元，同時明確全面放開進(jìn)口液化天然氣和非常規(guī)天然氣價格。

2015年2月28日，國家發(fā)改委公布，自4月1日起將存量氣和增量氣門站價格并軌；4月1日起各省增量氣最高門站價格降低0.44元/立方米，存量氣最高門站價格提高0.04元/立方米。存量氣和增量氣的并軌有助于未來的天然氣價格市場化。

在廣西、廣東兩省的天然氣價格改革試點(diǎn)文件中，將天然氣定價方式改革為市場凈回值法，選取上海市場（中心市場）為計價基準(zhǔn)點(diǎn)，并建立中心市場門站價格與可替代能源價格掛鉤機(jī)制。中心市場天然氣門站價格按照略低于等熱值可替代能源的原則確定?？商娲茉雌贩N選擇燃料油和液化石油氣（LPG），權(quán)重分別為60%和40%。等熱值可替代能源價格按照燃料油和液化石油氣單位熱值價格加權(quán)平均計算。同時，為保持天然氣與可替代能源的競爭優(yōu)勢，鼓勵用戶合理使用天然氣，天然氣價格按可替代能源價格的90%計算。中心市場門站價格計算公式為：P天然氣=K×(α×P燃料油×H天然氣/H燃料油+β×PLPG×H天然氣/HLPG)×1+R），其中P天然氣為中心市場門站價格（單位：元/立方米）；K為折價系數(shù)，暫定0.9；α、β為燃料油和液化石油氣的權(quán)重，分別為60%和40%；P燃料油、PLPG為計價周期內(nèi)海關(guān)統(tǒng)計進(jìn)口燃料油和液化石油氣的價格(單位：元/千克）；H燃料油、HLPG、H天然氣為燃料油、液化石油氣和天然氣的凈熱值，分別取10000千卡/千克、12000千卡/千克和8000千卡/立方米；R為天然氣增值稅，目前為13%。

從上海中心門站的價格計算方式可以看到天然氣價格與液化石油氣、燃料油價格掛鉤，參考了歐洲的價格定價方式，不過調(diào)整時間較慢，最近為半年調(diào)整一次，未來天然氣定價將如何調(diào)整仍需等待政策的指引直至完全市場化。 來源：和訊網(wǎng)