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全球天然气市场发展受限于地理上的区域分割,天然气国际贸易大多数是通过管线或船运达成交易,地理上的限制与昂贵的运输费用(长途国际管道建设和液化天然气船运费用)都在不同程度上限制了区域之间的贸易往来,使得天然气市场具有明确的区域特性,并形成了4个相互独立的自然天然气定价体系。
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(HenryHub)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?
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