摘要：本文研究总结了国内外天然气产业发展特点，分析了欧美、国内、广东天然气交易模式及天然气交易模式发展的影响因素。
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广东天然气市场交易模式发展趋势研究
&&&&&&本期共收录文章20篇
　　摘要：本文研究总结了国内外天然气产业发展特点，分析了欧美、国内、广东天然气交易模式及天然气交易模式发展的影响因素。 中国论文网 /2/view-4370572.htm　　关键词：天然气；市场交易；交易模式；发展趋势 　　中图分类号： F407.22 文献标识码： A 文章编号： 　　概述 　　全球天然气产业近年发展迅速，国内天然气供应和需求逐年保持快速增长。在形成进口LNG、陆上自产天然气、进口管道天然气及海上天然气多点供应的格局下，国内天然气管道的互联互通的工作也在逐步推进。可以明确的是，中国天然气市场正在由传统垄断开发销售的模式，步向市场开放及现代化监管的新时期。 　　研究总结了国外天然气产业发展特点和经验，特别是对天然气交易模式的了解和学习，阐述交易模式的发展特点和诱因。结合国内天然气行业特点，从政策监管和导向、天然气价格改革历程及市场需求变化，围绕定价、管网发展和开放、政府天然气政策三个方面，总结发展过程中影响交易模式发展的客观条件。 　　研究针对广东天然气市场发展趋势，通过对当前天然气价格政策、管网互联互通进展、政府导向与监管以及国内已有的创新交易模式进行梳理，分析可能的天然气交易模式，为预判市场商务模式走向，掌握市场先机建立理论基础。 　　研究对发展已久的欧美天然气市场进行阐述和分析。其销售模式由最初的气田开采、单一管网、简单的用户构成，到今天相对开放的天然气管网、用户多气源选择、政府完善的监管体系，而且仍在不断完善和提升，逐步形成一个管网开放、多气源入网竞争的市场化交易平台。从整个发展过程中可以看出，天然气交易模式取决于市场需求、管网开放程度及政府的政策监管与引导。 　　天然气价格是否具有竞争力，这是用户考虑的最直接的商务因素。买卖双方在考略天然气价格的侧重各有不同，但基本因素如下图所示： 　　 　　相当一段时间国内国产天然气主要采用成本加成定价，实行政府指导定价，而进口天然气实行市场定价。即以生产经营各环节成本加核定利润确定天然气价格。其中，出厂价和管输价格实行政府指导价，两者相加是城市门站价。终端消费价格，则是城市门站价加上地方配气费，由地方政府审批。 　　为更好的实现国内天然气产业市场化发展，政府部门从政策引导和监管入手，逐步改变“一气一价”、“一线一价”、“分类气价”等定价模式，改变调价不定期问题，明确国产陆上气出厂价格与国际油价挂钩，鼓励天然气资源的优化配置。 　　国内天然气价格改革于2011年底开始在广东、广西启动试点，最大的不同在于采用市场净回值定价方法，即是以天然气市场价值为基础确定终端销售价、门站价格以及出厂价格。 　　值得注意的是，国内天然气定价政策对进口LNG价格并未涉及，依然是按照市场化运作进口。而液化天然气的定价具有其自身特点： 　　定价单位以能量单位(美元/百万英热单位)计价； 　　定价采用能源替代法，与替代能源挂钩，以天然气市场价值为基础定价，而不是以成本加合理利润方式进行； 　　贸易具有长期性，签订照付不议合同，价格和气量在一定幅度范围内调整。 　　由于国内天然气定价机制与进口LNG定价机制，包括统一计价单位、核定入网条件、气源热值不同等客观因素仍存在不确定性，势必在国内形成两种不同的天然气价格。这将可能造成两种趋势：一是按照LNG的定价机制，对LNG按天然气市场价值定价销售；二是LNG的价格与国内天然气价格一致，使LNG经营企业出现亏损或微利，这样，天然气资源供应商势必会积极采取措施，推动提高国内天然气价格，以弥补因LNG进口造成的价格损失。目前各大石油公司利用自身陆上气源，平衡进口陆上气及LNG价格的策略，可见一斑。 　　综合近年来国内相关政府部门对天然气市场进行管理的过程，可以梳理出以下几点原则：
　　结合国家能源改革方向，适应天然气在国家能源结构改革中的功能定位； 　　重视市场调节因素，强化政府监管机制，垄断行业控制暴利，竞争行业控制垄断； 　　促进天然气资源有效供给，鼓励进口能源弥补国内能源供应不足，综合供气成本，提高天然气与替代能源的竞争力； 　　鼓励天然气资源和市场优化配置，提高天然气使用效益，促进节能减排； 　　规范天然气市场秩序，强化供气、输配和用气各方责任； 　　虽然我国天然气未完全按天然气市场价值来定价，天然气价格偏离其市场价值，但从近年实施的相关规划及政策上看，政府部门已经朝着市场化的方向，根据我国国情，逐步摸索并优化对国内天然气产业的引导和监管机制。 　　由于我国天然气长输管道建设起步较晚，在管网规模、布局、管道技术水平等方面都要落后于欧美先进国家。为突破这个“瓶颈”，国家正加快输气管网的建设速度，总体目标是以现在的已有的骨干输气管道为枢纽干线，兴建一批必要的复线和重点联络线，加快中转枢纽和战略储备设施建设，逐步形成全国输气骨干管网和重点区域网络。未来我国将形成多气源、多管线相互调剂、联合供气的统一格局——南至广东、广西与中缅跨国管道连接，北至黑龙江、新疆与俄罗斯、土库曼斯坦等跨国管道相连，形成国产气管线、进口气管线和沿海LNG管道互相连通，相互交织的天然气全国性管网。 　　 　　从目前国内管道建设走势来看，全国性天然气管道大联网已是大势所趋。而且我国也具备实现整合联网的一些有利条件。目前形成了一些区域性管网结构，虽然整体而言仍处于初级阶段而且主要管道干线集中控制在几个国家控股油气大公司手中。但这也有利于国家通过加强行政监督力量以实现对这几家油气公司的统一协调和监管，最终实现全国联网。 　　所以从长远发展来看，我国实现管网全国联通是可行的。关键在于政府如何进行协调监管，制定可行的发展规划，如何通过政策引导，理顺不同气源的天然气价格，促进企业间整合联网，打破垄断，实现全国性天然气有效供应机制。 　　 　　 欧美天然气交易模式简析 　　国际天然气交易模式的发展及现状 　　随着全球石油和煤等传统一次能源的储量逐渐减少，天然气作为一种新兴的清洁能源变得越发重要，其交易模式从最初比较的单一的垂直模式发展到今天具有多样性的竞争模式。 　　天然气交易一般是指在批发市场环节中的再销售和零售市场中的供应及销售。到目前为止，天然气交易主要有四大模式，分别是垂直集中模式、生产竞争模式、管道开放模式和零售竞争模式。 　　垂直集中模式是最为传统的天然气产业结构，既生产、运输和分销等环节全部由一家燃气公司控制。在这种体制下，燃气公司在市场中占垄断地位，对终端用户拥有绝对的特许经营权。由于缺乏竞争，垂直集中模式效率低下，灵活性小，同时还需要严格的监管体系。 　　生产竞争模式较前一种模式略有进步，该模式把生产环节从整个产业链中分离出来，同时引入竞争，使生产更为高效。油气开采商把生产出来的产品直接卖给燃气公司，再由燃气公司向终端用户分销。油气开采商和燃气公司之间的交易产生了天然气批发市场，使天然气具备可交易性。在英国燃气走向私有化之前，这种模式一直被沿用。由于燃气公司可以利用其强大的市场力量阻止廉价天然气直接总开采商输送到终端用户，于是政府考虑继续开放管道的使用权，引入更多竞争，也就产生了第三种天然气交易模式，既管道开放模式。 　　管道开放模式向第三方开放管道输配的使用权，燃气公司的角色也从原来单一的向终端用户送气转变为即向用户供气，又向有资历的第三方提供管道输配能力的双重功能，使一些大型终端用户可以直接从开采商那里买到较为便宜的资源。至此，原先的燃气公司被拆分成管道公司和若干个燃气公司。管道开放模式提高了天然气批发市场的效率，使产业链中个环节受益匪浅。美国从年经历了该模式的发展。
　　零售竞争模式将天然气的生产、运输和销售等环节完全分离，同时放宽对天然气市场的立法管制。该模式促进大型开采商进入天然气批发环节并购买天然气，再利用开放的管道和输配能力向下游销售。开采商的进入拉低了了零售利润，使终端用户享受较低的气价。 　　世界上第一个完整的天然气产业体系于20世纪20/30年代首先形成于美国。但全球的天然气贸易的兴起时间在二战以及二战后，其时中东、北非等地相继发现了许多大气田、特大气田，大批大油田的开发也提供了巨大储量的伴生气气源。 　　1975年，前苏联建成第一条“联盟”输气管道全长3641公里。接着又陆续建成东气西输的巨型管廊，将天然气输往欧洲国家和地区。1981年，世界第一条跨洲、跨海输气管道建成，即阿尔及利亚到意大利的跨地中海管道，年输气120亿立方米。同时，欧洲、北美国家兴起天然气管道网络建设高潮。到80年代末，美国的天然气高、中压管线全长15.6万英里，地方配气公司的天然气输气管线全长46.8万英里，基本上形成了覆盖全国的完善的输气管网。在输气管道建设以及配套储气设施逐步完善的背景下，天然气的跨国贸易越来越频繁，主要由俄罗斯、加拿大、北非、中东流向欧洲、美国和东亚地区。 　　从20世纪70年代开始，世界天然气液化技术产业发展迅猛。一方面，天然气液化生产线能力不断增大；另一方面，液化天然气船的运载能力也在不断提高。1980年，LNG贸易量达到313亿立方米，比1970年的贸易量增长了12倍。90年代中后期，LNG产业成为天然气产业中的重要支柱，其发展也更为成熟。2010年，世界LNG贸易量约为2800亿立方米，占世界天然气总消耗量的9%。 　　20世纪80年代末期，美国几家金融机构开始提供一些比较简单的天然气金融合约，开始了美国金融天然气市场的探索。纽约商品交易所、伦敦国际石油交易所分别于1990年4月、1997年1月开始首次天然气期货合同交易。目前，世界上主要的天然气期货和期权交易都在美国和英国。 　　国际管道气交易模式 　　长期合同模式 　　20世纪50年代中期，美国和欧洲开始出现远距离的天然气交易，即时欧洲也得以从俄罗斯、阿尔及利亚和挪威和荷兰进口天然气。到70年代，供气管网的迅速发展使远距离的天然气交易迅速扩大。鉴于天然气气田的开发和管道的建设都需要巨额的资本投入，为保护交易中的双方利益，初期的管道天然气交易都采取长期合同模式。 　　长期合同的主要特征是：1）合同期限为20～25年；2）买方有义务对一个最低气量“照付不议”；3）卖方有义务供应天然气；4）交易价格与竞争能源的价格相关联。长期合同中有“照付不议”条款适合控制风险，并保证投资收益。在没有参考气价的情况下，气价与同它竞争的能源价格指数挂钩，通过指数公式可以得到与市场价格大致相符的天然气价格，因而可以保证其销路。同时，用于运输的投资可以分期摊销，而且不会有输量下降的风险。 　　早期的长期合同中，天然气价格一般采用净值回推法计算的，即在终端市场与天然气竞争的能源的平均价格减去天然气运输和配送成本。通过这种方式计算出来的结果与天然气经销商愿意支付给生产商的最高购买价是一致的。典型的管道天然气定价公式为： 　　P＝P1＋a(G－G1)＋B(F－F1) 　　P(P1)—从生产商购买天然气的月度价格（1表示合同执行的初始日期）； 　　G/F/B —取暖油G，重质燃料油F和原油B的3个月、6个月或9个月的平均价（使用平均数来限制油价升高或降低的影响）； 　　A/B—能量当量系数。 　　在上世纪九十年代，管道气交易占据了世界天然气贸易的80%以上。长期合同是管道气交易的主要模式。 　　现货模式 　　20世纪80年代，随着天然气市场的发展，美国和英国的天然气市场逐渐取消政府管制。以长期合同为主的管道天然气交易模式开始出现变化，因为取消管制后，天然气买卖放开，公开竞争，管道运营商与上游供应商、下游经销商分割，不能在经营管网同时经营天然气的销售业务。但输气管网的经营者仍受到监督，强制引入第三方准入制度。天然气市场改革的结果是减弱了市场的长期可预见性，将以前20～25年的合同期限缩短到10年之内。美国和英国的情况都是如此。但在取消管制的市场上，长期销售合同并没有完全消失，只是合同期限变短了，价格与现货市场价挂钩。同时，保留一定的长期运输合同使得人们能够对未来输气管网的投资需求做出规划，在一定程度上提供了过去独家经营者主导市场所具有的长期可预见性。
　　资源供给量的增加和用户群体的多样化发展催生了天然气现货交易和现货交易市场。天然气现货交易是指以固定气量和价格进行的30天以内（最长不超过３个月）的短期交易。交易可以通过经纪人或不通过经纪人，由交易双方直接谈判达成，之后双方签订一份简短的天然气现货交易合同，或者是书面形式迅速确认。 　　天然气现货交易的主要特点是：合同履约期短，合同与交易谈判及其确认简单，天然气价格取决于市场的短期供需状况。实行天然气现货交易可以满足天然气用户长期合同供气量的不足或特定时间和特殊市场条件下的特殊需求，应对突发事件，增加供气保障的安全性和灵活性，发现天然气的即时市场价值。 　　随着天然气现货交易量的增加和天然气管道的发展，北美和西欧以输气管道枢纽为核心逐渐发展建立了大量天然气市场中心或交易中心，进行规范的天然气现货交易。其中，美国路易斯安那州的HENRY HUB和英国NBP是全球天然气市场最知名的两个天然气市场中心，其天然气现货交易价格已成为北美地区和英国乃至西欧天然气交易价格的参考基准，并成为进口管道气和LNG的定价依据之一。在美国的天然气交易市场，现货参考价都是在多条管道汇集的交易中心报出的，其中最著名的是得克萨斯的HENRY HUB。尽管天然气是独立定价的，但是天然气与石油市场价格之间却确实存在着联系。如果气价偏离同等热值石油产品价格，能源之间相互替代的“弹力”就会把它拉回到石油产品价格的范围内。 　　 　　期货与期权交易模式 　　同其他普通商品一样，天然气现货市场出现后，也诞生了一种避免天然气价格大幅度波动和规避价格风险的金融工具，即套期交易。主要的套期交易方式包括商品交易所提出的期货、期权交易以及通过中间商(银行、贸易公司和销售商等)进行的金融交易。天然气期货合同是一种可交易的文件，它要求买卖双方在某一时期在预定的地点买入或卖出约定的气量。期货合同规定，合同到期时，可以进行天然气实物交割，也可以而且更多的是卖出或买入期货合同，以冲销其在期货市场的仓位。 　　1990年8月，纽约商业期货交易所（NYMEX）推出了第一个标准化金融天然气合约，该合约以天然气期货合约的形式，交货地点在美国路易斯安那州的HENRY HUB集输中心。这标志着美国天然气期货交易的开始。纽约商业期货交易所天然气期货合约一经推出，就在天然气市场参与者中相当受欢迎。而伦敦国际石油交易所（IPE）于1997年1月开始天然气期货合同交易。 　　期货和期权以标准合同的形式交易，这使得经营者们可以控制价格风险。这也是这种交易的一个基本功能。标准合同的特征是：1）合同期限相对较短，从1个月、18个月到18 个月以上（美国）不等；2）在某些情况下，“让与”条款（允许将多余的天然气在现货市场上转售给第三方）会取代“照付不议”条款；3）气价取决于供需平衡状况，而不是竞争能源的价格；4）天然气运输由专门的管理者负责（不负责销售），运输费率受到专门机构的监管。 　　 　　国际LNG交易模式 　　传统LNG交易模式及其特点 　　传统的LNG交易模式基本上都采取照付不议(Take Or Pay)的长期合同, 其特点为：合同期限长、交易数量大 　　对于资源供应方而言，天然气开发项目在初始阶段供气设施造价高，风险高，项目的实施完全依赖于长期合同；而对于购买方而言，接收、气化、分输和利用等下游设施的建设也面临相同的问题，尤其是在市场供不应求时，必须首先考虑气源供应的安全性和可靠性，同样需要签订长期的LNG合同来确保供应链的稳定。因此，绝大部分项目都是采用二十年以上的长期合同,合同数量也比较大, 以求取得规模效益。 　　
　　设立严格的照付不议合同条款 　　照付不议条款可以确保买卖双方分别获得稳定的资源供应、资金回报。传统的LNG 贸易合同条款比较严格，合同气量中可下浮气量比率非常低,通常只有5%，而照付不议系数往往达到100% ，买方承担了巨大的价格和气量风险。 　　 　　多为目的港贸易、离船价结算 　　传统的LNG交易多采用离船交货目的港(DES)方式结算，规定卖方在合同规定的目的港船上提供货物给买方，买方不得自行向第三方转卖过剩的LNG，也不得与第三方进行货物互换。 　　价格与原油价格直接挂钩 　　采用与原油价格直接挂钩、按等热值计算的定价公式，其价格随原油价格波动而波动。 　　 　　新兴LNG交易模式及其特点 　　自从本世纪初以来，国际LNG 贸易市场已从当初的单一长期双边合同发展成为一个更加灵活、对市场信息反应更灵敏的体系。首先，全球LNG 交易市场的关联更加密切，原本相对独立的亚太地区、欧洲、北美3个LNG交易市场，由于LNG产业的发展相互间开始产生关联。其次，中、短期贸易增长迅速，离岸价贸易增多。而且，交易模式进一步多元化，不断推出的符合市场需求的LNG新兴贸易方式使得LNG贸易呈多元化趋势。交易的合同条款也更加灵活，各种有利于保障交易双方利益的LNG 交易合同条款不断涌现，降低了交易风险，对市场的推动作用显而易见。新兴LNG 交易模式主要包括LNG互换交易、现货交易等。 　　 　　互换与转卖交易方式 　　互换交易通常是指气量交换，一般不考虑价格因素。互换交易有两种情况：一是为了缩短船运距离与另一方交换货物，双方均减少船运成本并释放出船运能力；二是满足交易双方互补需求。比如一方照付不议量过度存在过剩，而另一方此时LNG需求量大，存在供需缺口。这种交易可消除两家在需求时间上的差异，增加市场灵活性。而转卖交易则是一方因合同量过大或通过转卖可以获取一定的经济效益等因素而实施的一种商业行为。 　　现货与短期交易模式 　　现货贸易主要是为了解决卖方的短期富余量和买方的短期需求缺量。世界LNG 现货贸易市场自1999年后出现繁荣景象，贸易量已从1997年的1.5%上升到2011年的25%。现货贸易促进了市场进一步发展。 　　LNG 交易定价机制 　　国际LNG 价格通常以单位热值计价（美元/MMBtu），FOB贸易对应FOB价格，DES贸易对应Ex-ship贸易价格。 　　定价特点 　　LNG贸易价格通常与竞争燃料价格挂钩，并通过定价公式来定期调整。国际LNG 贸易区域性较强，分为美国、欧洲和亚洲三个LNG 市场，每个市场都有自己的定价方法和特点。 　　在美国，LNG的竞争能源是管道天然气，其价格主要参考该地区的长期管道天然气合同以及Henry Hub现货天然气合同价格。美国天然气价格波动频繁，波动幅度较大。 　　在欧洲，LNG价格通常参考其他竞争燃料价格，例如，低硫民用燃料油、汽油等。在一些新的贸易合同中，也开始引入了其他指数（如电力库指数），以反映天然气在新领域的竞争。同时，由于短期合同的增长，现货市场天然气价格也成为影响贸易合同价格的主要因素。
　　在亚洲，除部分印尼出口的LNG价格与印尼原油出口价格（ICP）挂钩外，其他LNG多与日本进口原油综合价格（JCC）挂钩。 　　定价公式的发展与比较 　　进口LNG以日本为代表，韩国和我国台湾地区以及其他欧洲国家进口LNG基本遵循日本方式。经过几十年的演变，LNG进口价格公式从早期单一与原油直接挂钩的公式发展到直线价格公式、S曲线价格公式等。 　　早期价格公式 　　 年，日本LNG价格与原油价格直接挂钩，按等热值计算，调价公式比较简单。基本形式如下： 　　P = A•P0 　　P—— LNG 价格，美分/ MMBTU； 　　A——单位换算常数，即：将美元/桶单位换算为USD/MMBtu，当1桶原油高热值取5.81MMBtu时，A为0.172 　　P0——原油价格，美元/桶。 　　在合同中还规定了公式适用的油价范围，如果油价超出此范围，则另行谈判调整。 　　直线价格公式 　　1986年以来，发展了直线价格公式，LNG价格不再100%与原油价格挂钩，但挂钩幅度通常比较高，公式中的常数部分由谈判确定。基本形式如下： 　　P =A•P0 + B 　　式中： 　　PLNG ——LNG价格，USD/MMBTU； 　　A ——系数，等于与原油挂钩比例和单位换算的乘积； 　　P0——原油价格，美元/桶； 　　B ——常数，由谈判确定。 　　在合同中也规定了公式适用的油价范围，如果油价超出此范围，则另行谈判调整。初期应资源方的要求，为了体现LNG比原油清洁高效的附加价值，日本进口LNG 平均到岸价一般比进口原油平均到岸价高10%~15%。LNG合同金额巨大，因此，如何确定买卖双方均能接受的B值成为谈判的焦点。 　　（3）S 曲线价格公式 　　20世纪90年代以来，为了避免国际油价剧烈波动对LNG价格的影响，买卖双方希望LNG价格相对稳定。澳大利亚—日本LNG 项目开始采用S 曲线价格公式。 　　P =A•P0 + B + S 　　式中： 　　P——LNG价格，美分/ MMBTU； 　　P0——日本进口原油平均到岸价，美元/桶； 　　A ——系数，同直线公式； 　　B ——常数，由谈判确定； 　　S ——当油价过高或过低时的曲线部分。 　　在合同中也规定了公式适用油价范围，如果油价超出此范围，则另行谈判调整。这一价格曲线能有效保护合同各方免受油价高幅震荡带来的影响。按照此公式，当油价过低时，LNG价格高于直线公式价格，保护卖方的利益；当油价过高时，LNG价格低于直线公式价格，保护买方利益；当油价在中间幅度时，LNG价格同直线价格公式。具体的合同谈判的焦点是油价区段的划分和调价常数的确定。2000年许多欧洲合同也都采用了这个模式。 　　由于直线价格公式与S 曲线价格公式相对来说更能满足买卖双方对减少价格波动的要求，因此，目前LNG贸易普遍采用这两种形式。在传统贸易中，价格公式在合同期限内往往是固定不变的，但是在新的贸易合同中已经出现了3~5年重新回顾价格公式的实例，以降低价格风险。同时，由于近几年来原油价格波动剧烈，买卖双方也开始采取各种途径来减少LNG价格对油价的影响，包括降低与原油挂钩的比例，挂钩指数不再单纯地限制在石油产品上，而选用电力库指数等。 　　在天然气管道开放性方面，美国政府多管齐下，将天然气产业的管输业务与销售业务彻底分开，管道运营商的业务只局限于提供专业管输服务，下游的销售市场形成了竞争性的市场结构。大终端用户可以直接向生产商购买，并且要求管道运营商提供管输服务，所以美国出现了专业的经销商。 　　因为天然气管网互联互通，交易途径多样化，交易方式也日趋多样化并更加灵活。天然气现货市场发展迅速，短期合约大量取代长期合约，零售网络也逐渐形成。对于天然气行业的每一步改革，美国政府都以法律修改为先导。除颁布规范价格管理的法律法规，美国政府扮演的是一个监管的角色，并且根据市场的需求逐渐放松管理，以及及时修改法律。
　　除此以外，美国设立了专门的价格管理机构。这种机构的存在目的是为了平衡各方面的集团利益，给企业们提供一个良好、稳定的成长环境，确保政府的目标顺利实现。在美国，能源部是一个明确的石油天然气工业主管部门，主要负责制定石油天然气工业发展战略、国家石油安全战略、油气资源开发和利用政策，制定石油市场规则。 　　同时还有高效的监督机制，实现价格审批和成本监控一体化。美国以价格管理为中心，将价格管理机构与市场进入、运行规章等管理机构合并，建立综合管理机构。同时克服或者环节因为上下游定价机制不一致，下游价格调整滞后带来的矛盾和问题。 　　欧洲具有成熟的期货市场，目前有数个流通性很强的天然气期货合约，比如说英国天然气期货合约、荷兰TTF天然气期货合约等。其中，英国天然气期货始于1997年7月，其合约包括日合约、月合约、季度合约以及半年合约。这当中最受欢迎的当属月合约，它是连续的单日合约，每次都会在前9、10、或11个合约月份中挂出。 　　天然气期货价格受到很多因素的影响，包括现货价格、天然气市场平均库存、供需关系、季节变化。对天然气开发技术进步的估计，储藏成本等。期货价格是集市场多方面信息，对现货市场未来交易价格的一个很好的预估和指导。这种金融期货市场与实物现货市场相结合的方式，不但可以让天然气产品的定价更加合理，也能帮助交易商通过金融工具规避价格波动风险。 　　除常规天然气商务模式多样化，非常规天然气供应量的改变也将促进交易的变化。长期以来，北美的天然气进出口主要是美国和加拿大之间的管道气贸易。近年来，由于美国大力开发页岩气，非常规天然气产量迅速提高，从而使从加拿大进口的管道天然气量逐年减少。加拿大的天然气产能严重过剩，许多天然气公司不得不关闭部分天然气井，导致大量工人失业。加拿大的天然气生产商正在全球范围内为其过剩产能寻找买家。 　　美国页岩气的发展也将影响北美液化天然气（LNG）的进口。由于当前美国天然气市场处于供过于求和高库存的状态，北美发展LNG的空间已经缩小，这迫使一些LNG出口商将出口目标从美国转移到欧洲和亚太市场。因此，今后将有更多的LNG进入欧洲和亚太地区，并可能导致现货价格降低和长期合同发生变化。目前LNG长期合同定价与石油挂钩，未来随着LNG供应的进一步宽松，可能会有更多用户转向现货市场，并促使LNG价格降低。 　　国内天然气市场交易模式现状 　　中国传统的天然气交易模式 　　中国天然气市场交易模式是将气源（接收站）、管线建设与营运相分离，建立起天然气供应商、天然气输配商、天然气销售商３个层次的发展模式，最终实现区域性、全国性天然气管道的整合联网和专业化经营。 　　中国传统的天然气交易模式 　　 　　天然气供应商层次：是指能够提供天然气气源的大气田的经营者、进口管道天然气的进口商、进口LNG 的接收站营运商。目前，进口管道气和气田开发主要由国家石油公司来负责，而LNG 接收站则较多地采取合资的方式来经营。我国天然气市场中的气源大致可以分为国产、进口管道气、进口液化天然气３种。 　　天然气资源集中垄断于中石油、中石化和中海油三家大石油公司，他们是国内天然气的主要生产商和供应商，并相继进入LNG进口领域，开始建设和运营东南沿海地区的LNG项目。 　　据息旺能源预测，2012年中国天然气产量为1077.39亿立方米，天然气进口量为425.93亿立方米。我国天然气供应大都倾向于签订长期销售合同形式，如中石油进口中亚气、缅甸气，分别与下游客户签订了气量销售合同；进口LNG也大多与下游用户签订了照付不议合同。
　　天然气输配商层次：是指通过长管运输网、LNG运输船和LNG槽车等，并使将气源输送至下游经销商的营运商。其主要职责是将各种气源（气田、陆上进口气、LNG 接收站气）进行加工处理，注入输气干线，安全、稳定地向区域性输配管网或大型工业用户、电厂供气。其用户主要为区域性城市燃气或大型工业企业、电厂，其经营和价格应受国家调控。我国的天然气中游也呈现出垄断性，中石油、中石化和中海油等大型国企仍具绝对优势。 　　据息旺能源统计，截至2012年底，中国已投产或部分投产的重要大型天然气管线干线全长在22079公里以上，设计总输气能力超过1434.5亿方/年；其中，中石油旗下的管线全长约17745公里，设计总输气能力约1179.5亿方/年；中石化旗下的管线全长约3098公里，设计总输气能力超过150亿方/年；中海油旗下的管线全长1236公里，设计总输气能力超过105亿方/年。目前国内主要石油公司铺设的输气管道相互割裂，管网之间各自为政，管道运输服务不向第三方开放。 　　天然气销售商：是指经营区域性输配管网（城市管网）的地方燃气输配公司。这类营运商应当由具有燃气经营资格的企业来组成。其主要职责是负责在本区域内将天然气安全、便捷地供应至终端客户。为了提高天然气资源的配置效率和保证国家能源供应安全，我国政府一直对天然气行业的市场结构和价格进行控制，城市管道燃气实行区域专营的政策。 　　国家建设部2004年3月颁布了《市政公用事业特许经营管理办法》，并于日起正式实施，包括城市供水、供气、供热、污水处理、垃圾处理及公共交通等直接关系社会公共利益和涉及有限公共资源配置的行业，无论是已经从事这些行业经营活动的企业还是新设立企业，在建项目和新建项目都依法实施特许经营。在我国特许经营权年限大多为30年左右，特许经营的模式保证了燃气企业在该区域内的行业垄断地位。 　　现货天然气交易模式 　　随着我国天然气市场的快速发展和用户群体与数量的急剧增加，传统的交易方式已难以适应供用双方在资源、市场和季节等条件变化而引发的天然气供需形势变化。为此，便诞生了天然气现货交易和现货交易市场，以增加用气保障度和灵活性并发现天然气的市场价值。 　　2010年，上海石油交易所成功推出LNG现货交易平台。这是中国首次采用市场化方式解决天然气动态调峰需求，是对中国天然气市场化改革的积极探索。截至目前，LNG现货交易的来源和交割地只是国内少数几个液化厂，参与交易的供应商和购买者只是几个少数LNG生产商和华东地区为主的燃气经营企业，并且配送只有公路运输方式。 　　通过交易所竞买的方式获得天然气，打破了现有天然气完全由上、中游生产进口、管道运输，并向下游用户销售的格局，促使上、中、下游的分离，逐步形成天然气生产商、储运商、贸易商和天然气用户新的市场格局，走出了国内天然气交易模式创新的第一步。 　　 影响天然气交易模式发展的因素分析 　　近年来进口合同项下的天然气开始大量进入中国市场，且以远高于中国国内价格的国际市场价格购入，而国内价格却一直没有放开另一个重要因素是天然气管道的开放性。天然气管网的互联互通是促进天然气交易模式变化的重要基础。回顾欧美天然气产业的发展历程，已由最初气田生产、单一管道输送、管道联网的传统模式，发展到今天在政府监管下，交易开放、供应灵活、商务模式多样的市场化运作。 　　定价机制的模式 　　根据当前研究中了解到的信息，全球尚未形成统一的天然气定价机制，其模式可梳理为以下几种： 　　1. 多种气源竞争定价：根据开放的自由市场贸易来定价； 　　2. 油价指数挂钩定价：根据长期供应合同中与油价挂钩的公式来定价；
　　3. 双边垄断定价：前苏联、中欧和东欧跨国贸易中最常见的定价机制； 　　4. 从终端使用替代能源价格逆推定价：卖方获得的价格反映产品的使用价值； 　　5. 监管(服务成本)定价：允许卖方收回成本并获得合理回报的定价方式； 　　6. 监管(社会/政治)定价：价格由政府确定，考虑买方的支付能力、卖方的成本以及政府的收入要求； 　　7. 监管(低于成本)定价：政府确定低于成本的价格来补贴买方，但是可能会补偿卖方的差价； 　　8. 没有价格：低于成本但没有差价补偿 　　在这八种价格体系中，前三种在跨国天然气贸易中经常使用，后五种则多为天然气本土消费，定价通常低于市场价格。 　　 　　全球四个相互独立的天然气定价体系 　　北美与英国、欧洲大陆、东北亚和前苏联地区的天然气定价模式影响着全球大部分天然气贸易。 　　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。这三国政府以往都在一定程度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取代了长期合同。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。 　　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三种石油燃料(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。 　　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。这一定价方式已经不符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。 　　前苏联地区：双边垄断的定价模式 　　前苏联地区采用双边垄断(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。
　　近两年LNG供应过剩对国际天然气定价体系造成冲击 　　自2005年以来，国际LNG市场经历了三个不同阶段。第一阶段从2005年8月到2006年3月。这期间，一系列事件——美国“卡特里娜”飓风、英国从净出口国变为净进口国、西班牙水电短缺、欧洲大陆寒流以及亚洲市场需求等，使得LNG奇货可居，各地价格涨声一片。 　　第二个阶段从2006年春季到2009年年中。其间大西洋盆地市场LNG供应短缺的情况有所缓解，但是亚洲市场因为印尼的供应问题和日本7座核电站的关闭仍然存在严重短缺。油价在2008年上半年连破新高，拉高了与其挂钩的合同气价，但随后油价暴跌。亚洲的LNG合同价格由于采用类似“S曲线”这样的封顶机制而没有遭受高油价的冲击，但现货价格一度暴涨。 　　第三个阶段从2009年中期至今。全球经济衰退、北美页岩气的大规模开发、天然气液化能力的大幅提高等因素缓解了此前LNG资源的短缺状况，并造成了大量的剩余。原来为美国市场准备的LNG被销往亚洲与欧洲市场。 　　全球天然气供应过剩使原本相互独立的英美、欧洲和亚太三大天然气市场体系间建立了价格互动。北美疲软的气价造成中东LNG降价，并通过欧洲的LNG接收站以及英国与欧洲大陆的管道连接而波及北欧，这为与油价挂钩的长期合同和双边垄断性合同交易都带来了价格竞争，并影响了俄罗斯的天然气出口。卡塔尔向欧洲出口了大量LNG，2009年其供应英国和比利时的LNG数量比2008年增加了近5倍，并部分取代了欧洲大陆的管道天然气供应，俄罗斯输送到德国东部边境的天然气价格在2008年6月到2009年中下跌了25%。这使俄罗斯蒙受了很大的损失，并被迫就一些合同进行重新谈判。这也成为俄罗斯与欧盟之间严重摩擦的源头。俄罗斯通过减少对乌克兰的天然气供应来提高价格，乌克兰则截留途经该国的中转气，此举严重影响了欧盟的供气安全。这促使欧盟试图通过纳布科(Nabucco)管道采购里海的天然气来实现天然气供应多元化，并与俄罗斯通过南流(South Stream)管道绕开乌克兰的方案形成竞争。 　　 　　新的全球天然气价格互动体系正在形成 　　新的LNG贸易模式出现 　　与将气源和用户通过长期合同绑在一起的传统贸易模式相比，近期 LNG市场出现了两个的变化。一是LNG供应项目的股东可以把自己的份额气卖给自己选择的客户，而不是所有的股东都通过合资公司绑在一起卖；二是客户不再受固定终点站条款限制，也可以把自己的气卖给别人而从中获得更大的价值。 　　然而，在LNG长期贸易合同上，由于亚洲主要的进口市场还未自由化，终端用户无法将天然气商品竞争引入传统的合同价格体系，亚洲也没有类似亨利交汇点的商品价格指标，其他市场的价格并不能反映亚洲市场的情况，目前亚洲客户只能维持与油价指数挂钩的定价，但可以对定价公式作一些调整。在欧洲的某些LNG贸易模式中，英国虚拟平衡点或电网竞争价格等一些商品市场的指标已被引入LNG合同价格的调整机制。 　　 　　相互影响的区域天然气系统正在形成 　　中东、欧洲、俄罗斯—中亚、亚洲这四个地区的气价可以通过卡塔尔LNG资源走向形成联动。卡塔尔可以给欧洲供气，也可以给亚洲供气。卡塔尔销往欧洲的LNG可以挤压欧洲的气价，反过来也会挤压俄罗斯与中亚的气价，使中亚的天然气往中国走，这样就形成了一个互相影响的区域天然气系统。在理论上，可以将这四个地区整体比作北美，而将卡塔尔比作美国的亨利交汇点，再使用基础差价的定价理论体系，测算各国际贸易点的天然气动态平衡价格。这个“净回值”理论模型值得研究。 　　 　　北美天然气市场与其他市场可能出现联动 　　页岩气革命使得很多本来要销往美国的LNG被转卖到欧洲，挤压了欧洲的气价。但中短期内通过美国出口来直接影响欧洲气价的可能性较小，美国仍将在今后较长的时间内游离于国际天然气定价体系之外。
　　关于天然气定价机制的分析 　　通过总结，可以看出欧美天然气产业的蓬勃发展有几处相似之处：都有发达的、相对开放的天然气管输网络、通过有效的市场化运作产生的有竞争力的天然气价格以及政府在行业发展过程中的监管和引导。中国目前有三种来源的天然气，即国产天然气、进口LNG、进口管道气，尚没有形成统一的市场与定价机制。 　　将中国的情况与欧洲大陆和英美市场相比，欧洲大陆市场跟中国有更多相似之处。首先是本土资源的缺乏导致依赖进口，欧盟的天然气进口比例已超过60%，大部分来自俄罗斯；其次是目前欧洲内部的管网尚没有完全联网，因而缺少流动性，无法实现像英美市场那样的不同气源之间的竞争。 　　通过从其他替代能源的价值倒推的“净回值”定价方法，欧洲大陆从天然气市场起步阶段就使气价与整个能源体系挂钩。这不但充分体现天然气买卖双方的利益，保证了本土资源的有效开发，也使进口的天然气具有一定的竞争力。据此对我国进口天然气价格体系的形成，可整理出以下几种观点： 　　 　　我国天然气产业的重要方向应该是理顺天然气价格与其他可替代能源的比价关系，引导天然气资源合理配置，推动天然气与其他能源的合理竞争。目前我国天然气进口价格采用JCC比价方式，与国内能源市场现状有差距，进口价格过高导致天然气竞争力下降，不利于天然气产业的健康发展，探索新的天然气进口模式是必要的，也有利于体现天然气相对于替代能源在环境保护与向低碳转型方面的优势。 　　净回值价格体系将天然气价格与竞争性能源——煤、石油产品和电力等紧密联系起来，避免单纯与油价挂钩而造成的价格虚高，可保证天然气在能源市场的合理竞争。欧洲的涉外天然气贸易实践表明，净回值价格体系是成熟的，并在一定程度上是符合市场规律的，它能够代表天然气在能源市场中的替代价值，也能体现天然气买卖双方的利益，因此得到国际市场的支持。中国在进口天然气时，依据国内市场建立自身的净回值价格体系具备一定的基础，并存在被国际市场接受的可能性。 　　 　　在目前油价较高的背景下，亚太地区的LNG贸易要实现净回值价格体系尚有一定难度。当前可通过对JCC油价指数挂钩公式的调整，例如改变斜率、改变常数、油价封顶等方法，降低LNG的采购成本；同时在LNG采购合同条款中，争取转卖LNG到其他目标市场的灵活性。 　　 　　国内天然气管网的开放性将是下一个主要目标 　　天然气的市场开发必须以管输网络为基础。其管网的发展程度决定了市场需求的开发的程度、贸易模式的多样性，也决定了行业的发展速度。作为回报率不高、回收期较长的工程建设项目，当前三大国有石油公司的管网建设，保障了持续、大量的投资，但也形成了自然垄断。目前国内天然气行业已经初具规模，如何保持市场竞争活力并实现规模和范围经济效应，是当前主要的问题。 　　目前国内的天然气价格偏离市场价值。国产天然气基于成本加成原则定价；进口LNG合同价格与原油价格(JCC)挂钩，并通过引入S曲线等机制，规避一定的市场风险；进口管道天然气来自前苏联加盟共和国，其定价方法被国际天然气联盟描述为“双边垄断”的政府谈判价，具有很大的不确定性。 　　从美国天然气管网的运营经验看。其政府部门多管齐下，将天然气产业的管输业务与销售业务彻底分开，管道运营商的业务只局限于提供专业管输服务，下游的销售形成了市场化的竞争结构。大终端用户可以直接向生产商购买，并且要求管道运营商提供管输服务，所以美国出现了专业的经销商。 　　正是因为市场化交易的多样化，交易模式也更灵活。天然气现货市场发展迅速，短期合约大量取代长期合约，零售网络也逐渐形成。美国还颁布了规范价格管理的法律法规。美国政府扮演的是一个监管的角色，并且根据市场的需求逐渐放松管理，以及及时修改法律。对于天然气行业的每一步改革，美国政府都已法律修改为先导。
　　除此以外，美国设立了专门的价格管理机构。这种机构的存在目的是为了平衡各方面的集团利益，给企业们提供一个良好、稳定的成长环境，确保政府的目标顺利实现。在美国，能源部是一个明确的石油天然气工业主管部门，主要负责制定石油天然气工业发展战略、国家石油安全战略、油气资源开发和利用政策，制定石油市场规则。 　　同时还有高效的监督机制，实现价格审批和成本监控一体化。美国以价格管理为中心，将价格管理机构与市场进入、运行规章等管理机构合并，建立综合管理机构。同时克服或者环节因为上下游定价机制不一致，下游价格调整滞后带来的矛盾和问题。 　　欧洲具有成熟的期货市场，其天然气行业及管网特点也更类似于我国国情。目前在管网开放的基础上，欧洲有数个流通性很强的天然气期货合约，比如说英国天然气期货合约、荷兰TTF天然气期货合约等。其中，英国天然气期货始于1997年7月，其合约包括日合约、月合约、季度合约以及半年合约。 　　天然气期货价格受到很多因素的影响，包括现货价格、天然气市场平均库存、供需关系、季节变化。对天然气开发技术进步的估计，储藏成本等。 　　期货价格集市场多方面信息，对现货市场未来交易价格是一个很好的预估和指导。这种金融期货市场与实物现货市场相结合的交易模式，不但可以让天然气产品的定价更加合理，也能帮助交易商通过金融工具规避价格波动风险。 　　 　　政府在国内天然气贸易中的监管与引导 　　正是有了天然气管网的开放性，突破了天然气供应的范围限制，使市场需求的多样性通过商务模式的创新和发展得以满足。行业监管通过市场化运作，以协会、委员会等专业团体的形式，即充分了解行业运作特点，同时按照不断完善的法律法规体系，实现行业市场化的发展。 　　回顾研究中提到的欧美天然气产业的市场化进程，政府监管和引导一直起着至关重要的作用。在政府引导下，在天然气产业各环节引入竞争，建立天然气上游开发和管网准入机制。避免因长期垄断型的经营，缺乏竞争压力，导致天然气成本和价格过高，行业服务效率和质量低下。 　　当前国内的天然气定价机制都没有与其他能源挂钩，而进口气与国产气的价差也造成了一系列的市场衔接问题。这些不同的定价模式对我国天然气市场的监管和健康发展带来了很大的挑战，迫切需要从政府层面制定政策，尽快理顺我国天然气定价机制，建立一个国产气和进口气之间、天然气与其他能源之间，可以互相关联、有序联动的定价体系。 　　为天然气行业制定的专门法律法规是政府实施监管的重要依据。近期出台的《天然气利用“十二五”规划》是政府引导国内天然气行业健康发展的重要“指南”。《规划》对常规和非常规天然气发展都做出了明确的指引。 　　当前的国内天然气产业正由生产竞争模式逐渐步入管道开放模式。政府应以支持资源的勘探开发和基础设施建设、鼓励天然气使用作为行业发展的基本目标，同时制定必要的法律法规，保证稳定的投资环境和维护公平的市场竞争秩序。通过引导并鼓励上游市场开放的相关政策，根据国内各地区现实条件，协调产业各环节经营和投资者的利益，建立符合市场规律的天然气定价规则。 　　 广东天然气交易模式发展分析 　　广东省具备实现突破天然气传统商务模式的环境基础。作为经济发达的省份，广东对能源的需求和依赖程度始终高于国内绝大部分城市，预计广东省天然气消费年消费量到2020年为600亿立方米。这也促使广东对能源市场的市场化运作积累了相当经验。例如进口液化石油气产业，它的上游采购到省内生产储备再到下游市场销售，已经在广东发展多年，体系已基本市场化运作。在新的政策形式下，相对成熟、丰富的的市场运作经验，使广东更容易接受符合清洁能源发展需要的创新商务模式。
　　在国内天然气管网互联互通的大形势下，广东较高的价格承受能力形成了多气源入粤的竞争局面。广东天然气气源有海上天然气、西二线、川气东送、进口LNG等。为此，广东地区多条管线“串联”协同供气的态势正逐步显现。 　　在全国范围内，设立省融资平台控股、参股的省级天然气管网公司，统一省内干线输气管线的建设和运营，正成为普遍做法，广东也不例外。各个陆上、海上及进口天然气气源都将进入广东省天然气管网公司的输气网络。 　　这从某种意义上打破了石油公司自建石油天然气管网的传统。在形成相对开放的管网基础上，多气源的供应能为用户更安全、稳定的用气条件。进一步要考略的将是天然气的价格竞争力。由于广东气源供应较为成熟，在形成全省联网的天然气供应后，进口LNG将于陆上气及海上气直接竞争。但目前的天然气政策并未涉及进口LNG，其依然按照市场化运作，面临国际LNG市场的价格波动。 　　日作为天然气价格改革试点，广东确定了2.74元/立方米的省门站价。此前，使用进口LNG的珠三角诸多燃气电厂、化工企业的平均购气价格在4.5元－5元/立方米之间。执行新的门站价后，加上“合理”的省内管输、配气成本，从满足市场需求的角度，在增加气源的同时，陆上管道天然气的价格竞争力也十分明显。 　　多气源进入管网，难以区分气源所在地和管输路径，“一气一价”的定价模式显然难以实施，加权平均法相应而生并多被提及。加权平均，简单理解就是将国产气和进口气价格的折中，上调国产气价格，下调进口气价格。两种天然气加权平均后，由国家发改委确定区域门站价格，不同地区门站价格不同。 　　如在政府引导和监管下，优化进口和自产天然气的市场定价，将能更好配置天然气资源，提高管网和储备设施利用效率。通过总结和借鉴上海天然气交易所的模式和经验，在总体气源、气量有所保障的前提下，广东省内天然气交易也有望突破传统的销售模式，转向更符合市场需要、灵活的市场供应，例如现货、中短期和期货交易。 　　2012年底颁布的《天然气发展“十二五”规划》提出，要完善天然气价格形成机制，研究建立上中下游价格联动机制。2013年国内天然气价格改革试点有望推进，对于门站价采用市场净回值法，下游采取上下游联动机制。天然气价格改革的试点在十二五中期，就有进一步扩大或推向全国的可能。 　　总体说来，如果想要实现天然气工业的健康发展、商务模式的突破和创兴，必须要实现天然气价格机制、管网开放机制和行业管理机制的完善。在提高管线运营水平的同时，最大限度减少竞争性市场的消极因素。并且灵活引入定价机制和符合国情及市场规律的法律法规，在公平、公开、透明的竞争机制下，提升天然气产业的运作规范化，有效促进行业市场化发展，使所有参与者收益。
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