編者按

英國能源研究院（EI）今年發(fā)布的《世界能源統(tǒng)計年鑒》顯示，2023年，全球天然氣產(chǎn)量達到4.05萬億立方米，比2022年高0.3%；全球天然氣總消費量達到4.01萬億立方米，較2022年增長10億立方米，增幅為0.02%。

此外，數(shù)據(jù)顯示，2023年，在全球一次能源消費構成中，天然氣占比為23.3%，排在石油（31.7%）、煤炭（26.47%）之后，是人類社會消費的第三大能源來源。近年來，隨著全球能源轉型的加速推進，作為相對清潔的化石能源，天然氣在能源轉型過程中起到了“橋梁”作用，地位因此不斷提升。

然而，天然氣從多年前一文不值的石油副產(chǎn)品，到如今躍升為國際大宗商品中的“頂流”，歷經(jīng)了漫長的演變過程。眾多市場參與者為確定其價值和價格殫精竭慮。無數(shù)的計算公式，花樣繁多的約束條款，都見證了天然氣在能源版圖上的“逆襲”之路。

本版文字除署名外由 盧雪梅 提供

（作者單位：中國石化石油勘探開發(fā)研究院）

天然氣國際貿(mào)易溯源

天然氣的國際貿(mào)易最早可追溯到1890年，當時一位加拿大商人將加拿大安大略省尼加拉瓜瀑布附近一口井所產(chǎn)的天然氣出口到美國紐約州布法羅市，此后又于1895年將業(yè)務拓展到底特律。銷售價格因年代久遠已不可考，但可以肯定的是，未采用后來極常見的長期合同。

之后由于出口地資源幾近耗竭，安大略省政府有意將資源留作己用，于是在1901年禁止了天然氣對美國出口。20世紀30年代，美國向加拿大和墨西哥都出口過天然氣，但數(shù)據(jù)難尋且數(shù)量不大。

歐洲的天然氣貿(mào)易則始于1946年蘇聯(lián)向波蘭管輸天然氣，但年銷量不超過3.5bcm（bcm為十億立方米）。而加拿大正式向美國出口天然氣則始于1950年，這一年也被認為是現(xiàn)代天然氣國際貿(mào)易的開始。

與石油相比，天然氣國際貿(mào)易的歷史相對較短。1960年~1970年，全球石油貿(mào)易從4.49億噸（525bcm）增至12.63億噸（1448bcm），而天然氣貿(mào)易則從區(qū)區(qū)5.2bcm增至45bcm，其中北美天然氣貿(mào)易占一半以上，歐洲天然氣貿(mào)易占33%，蘇聯(lián)從阿富汗和伊朗進口的天然氣占比為9%左右。1969年，日本已開始從阿拉斯加進口液化天然氣（LNG），是當時全球唯三的LNG貿(mào)易之一（另外兩個是阿爾及利亞的LNG銷往法國和英國），也是太平洋區(qū)域唯一的天然氣國際貿(mào)易行為。

1950年~2010年，天然氣國際貿(mào)易量增長迅猛，管道氣出口貿(mào)易主要發(fā)生在區(qū)域內(nèi)的國家之間，2005年起LNG貿(mào)易異軍突起。1985年~2005年，LNG貿(mào)易量在全球天然氣貿(mào)易總量中占比一直為22%左右；2005年~2010年，LNG貿(mào)易量大增60%，在全球天然氣貿(mào)易總量中占比增至30%，范圍遍及北美、拉美、歐洲、俄羅斯、非洲—中東和亞太等六大區(qū)域。

北美：樞紐競價開創(chuàng)者

北美洲是第一個吃天然氣跨境貿(mào)易“螃蟹”的大洲。早在1907年，紐約就出現(xiàn)了首個裁決和管理天然氣市場價格的公共事業(yè)委員會；1920年，美國有35個州紛紛效仿；1930年，美國聯(lián)邦能源管理委員會成立，管理州際貿(mào)易，其中也包括美國、加拿大、墨西哥之間的國際貿(mào)易，加拿大類似機構則成立于1959年。

美國、加拿大、墨西哥之間的天然氣貿(mào)易基于3個國家天然氣供需情況的變化產(chǎn)生了相應的計算公式，并形成了與油價掛鉤的定價體系。美國是全球首個通過放松上游價格管制、促進管網(wǎng)開放而轉向在天然氣集輸中心（樞紐）現(xiàn)貨定價（市場定價）的國家，受此激勵，美國天然氣產(chǎn)量大增，開始出現(xiàn)供過于求現(xiàn)象，逐漸打破了天然氣與油價的錨定，尤其是以此為基礎定價的進口氣價。1990年，紐約證券交易所根據(jù)亨利中心（Henry Hub）現(xiàn)貨價格為基準確定天然氣期貨價格以來，亨利中心氣價就成為北美重要的氣價基準。

20世紀70年代，美國還開始進出口LNG。根據(jù)1985年發(fā)表的一篇論文提供的數(shù)據(jù)，美國曾與尼日利亞、阿爾及利亞、印尼、馬來西亞、阿根廷、哥倫比亞、厄瓜多爾、委內(nèi)瑞拉、挪威、伊朗等國家的公司就22個LNG項目進行合作，這些項目階段各異，但其中僅有一個與阿爾及利亞相關的項目成功運營。大部分LNG項目未能成功運營的原因在于定價，而阿爾及利亞的LNG價格與美國氣價相比更有競爭力。

北美天然氣價格放松管制后，美國氣價長期在2~3美元/百萬英熱單位徘徊，但這一局面在20世紀90年代末戛然而止。此后，美國氣價一直波動劇烈，2006年初曾超過12美元/百萬英熱單位，2008年該價位重現(xiàn)，直至非常規(guī)天然氣因高氣價刺激加大開發(fā)力度增加了天量供給，才使得氣價再次長期保持在2~3美元/百萬英熱單位，也催生了美國LNG項目的再度繁榮，且此次繁榮以出口為主。

歐洲：群雄逐鹿、殊途同歸

歐洲最初的定價也與其他能源形式存在錨定關系。1959年在荷蘭發(fā)現(xiàn)的格羅寧根大氣田標志著歐洲大陸西北部大規(guī)模天然氣消費的開始，也形成了荷蘭天然氣的壟斷局面和定價體系。由于當時歐洲天然氣市場還未開發(fā)，荷蘭又高度壟斷資源供應，早期定價方式一直未確定，但產(chǎn)生了一系列定價名詞，如格羅寧根原則、重置價值原則、市場價值原則，以及凈回市場價值法等。

凈回市場價值法是指將天然氣和各種能源產(chǎn)品如煤炭、石油或其他客戶正在使用的能源進行比較定價，基本上形成了3種不同的平均凈回值的市場價值，分別對應現(xiàn)有天然氣用戶、新天然氣用戶（如新建的工廠）和現(xiàn)有無用氣能力的用戶（燃燒設備需改造）。

但隨著行業(yè)的發(fā)展，比價邏輯和依據(jù)受到質疑，尤其是歐洲西北部地區(qū)，做完選擇后并沒有多少反悔機會，如改裝了天然氣燃燒裝置就不能再用回原有的能源。然而市場價值定價使得荷蘭政府和關聯(lián)企業(yè)獲得了比成本定價更高的收入，也在提高天然氣用量的同時，最大限度降低了對石油等其他能源產(chǎn)品的依賴。

歐洲大陸氣價定價的不合理性隨著市場的發(fā)展越發(fā)明顯，使得早其十幾年形成的英國樞紐“氣氣競爭”定價方式獲得更多支持。

英國天然氣定價經(jīng)歷了從成本定價向樞紐定價的轉變。20世紀90年代中期，在長期的天然氣成本定價之后，英國天然氣市場逐漸成形，英國天然氣集團（BG）使命完成，遂被私有化，開放了市場，天然氣供應大增。1996年，英國推出了NBP，開創(chuàng)了以虛擬交易樞紐為核心的市場運行和定價機制，并基于此建立了成熟的天然氣市場，形成了具有全球影響力的NBP基準樞紐價格。英國天然氣市場的一個特點是，除了與挪威簽訂大額進口合同，與石油掛鉤從來不是重要的價格形成機制。

2008年后期，以全德進口天然氣均價為代表的與石油掛鉤價格與以NBP為代表的交易中心樞紐價格開始明顯分離，雖然交易中心交易量遠低于前者，但是形成的樞紐價格也同樣遠低于前者，加之市場供應增加且受經(jīng)濟影響需求不振，以樞紐價格為基礎的定價呼聲加大，隨后歐洲交易中心百花齊放，形成了以NBP、TTF（荷蘭天然氣中心）等為代表的西北部樞紐價格。其中NBP價格曾數(shù)次不足與石油掛鉤氣價水平的一半，造成了樞紐價格低于石油掛鉤價格的錯覺。

作為“氣氣競爭”，樞紐價格反映的是天然氣行業(yè)的供求關系，石油掛鉤價格則是替代品之間的競爭，反映的是能源行業(yè)的價格水平，兩者之間沒有絕對可比性。2021年以來，NBP、TTF價格屢破新高，顛覆了大家對長約和現(xiàn)貨價格的認識，紛紛認為與石油掛鉤價格低于樞紐價格，轉而大規(guī)模簽訂與石油掛鉤價格合約。

亞太：天然氣的越洋身價

早在1969年，日本就已從美國阿拉斯加進口LNG。由于缺乏與美國本土連接的天然氣管道，阿拉斯加生產(chǎn)的天然氣只能以LNG形式出口。無論是美國賣家還是日本買家，都欠缺LNG相關的議價經(jīng)驗，也可能是出于這個原因，最初15年，阿拉斯加對日本出口的LNG均以0.52美元/百萬英熱單位計價，合同中唯一與議價有關的條款規(guī)定，“未來如出現(xiàn)其他同等條件下的LNG供應源，包括阿拉斯加、加拿大、澳大利亞、中東，賣方應與買方就LNG價格展開討論，以確定一個雙方均滿意的價格”。

值得注意的是，在20世紀60年代后期簽訂的合同中，從未提及文萊和印尼成為天然氣供應國的可能，但這兩個國家隨后不到十年先后成為新天然氣出口國，而被點名的澳大利亞則在20年后才成為天然氣出口國，加拿大更晚。

1972年，日本與文萊簽訂了新購氣合同，價格低于其從阿拉斯加購買天然氣的價格，為0.486美元/百萬英熱單位。與此前的合同一樣，都未考慮通脹和油價指數(shù)的可能影響，但合同中設置了照付不議條款。在合同最初的5~6年，執(zhí)行這一條款的交易量占比非常低，但在其后的合同期內(nèi)占比則高達97%。

雖然這些合同固定了氣價，但并未持續(xù)太久，1973年~1974年，原油價格暴漲也帶動了LNG價格上漲。1980年，多數(shù)LNG合同定價都開始反映當時日本進口原油的價格，甚至按熱值計算時還超過了油價。1987年，日本進口的LNG價格開始根據(jù)當時進口的20種原油均價為錨制定，也即進口原油混合定價機制（JCC），同時還可調(diào)整價格，保證該定價與其他國家進口LNG價格相比仍有競爭力。JCC這個術語出現(xiàn)的時間雖然較晚，但實操卻可追溯至20世紀70年代中期。

日本接受LNG定價與油價錨定源于20世紀70~80年代（也包括21世紀前10年），日本LNG用戶以電力公司為主，而以東京燃氣公司和大阪燃氣公司為首的城市燃氣公司的LNG需求則占日本進口LNG總量的30%。這些電力公司原本直接用石油發(fā)電，進口LNG是很好的替代品，將LNG價格與原油價格掛鉤在日本幾乎沒有遇到任何阻力，原油價格為LNG提供了“官方”價格基準。

鏈接：JCC的由來

JCC的形成被認為與1979年馬來西亞國家石油公司分別與東京電力公司、東京燃氣公司之間的合同談判（最終于1983年簽訂）有關。馬來西亞方面不希望在合同中采用印尼原油價格指數(shù)定價，想尋求自己的原油定價公式。最初協(xié)議確定的價格明顯高于原油價格，但在交付開始前，雙方重新商定了一個計算公式用于前4年的交付。根據(jù)該公式，50%的LNG進口量與日本進口的原油（包括凝析油）均價掛鉤，另一半則與馬來西亞原油官方售價（OGSP）掛鉤。馬來西亞將這種方式稱為雞尾酒式定價，JCC定價法由此啟動。

1988年開始，日本財務省開始在其所謂的“黃皮書”中每月公布日本清關原油價格的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，這一做法至今仍在其網(wǎng)站上延續(xù)。然而，馬來西亞的合同中并未使用“JCC”一詞，1985年簽署的澳大利亞西北大陸架（NWS）合同也未使用“JCC”一詞，該合同與進口到日本的所有原油在日本的加權平均到岸價格掛鉤。但直到21世紀初，“JCC”一詞才開始在合同中出現(xiàn)。

JCC的LNG進口價格隨原油價格變動的調(diào)整需要系數(shù)。亞洲LNG歷史上最常用的系數(shù)是0.1485，通常被稱為14.85%斜率，最初是被1973年印尼國家石油公司（Pertamina）與日本財團簽訂的第一批長期LNG供應合同所采用。

1986年，韓國從印尼進口LNG前，日本是亞洲唯一的LNG買家。1990年，日本進口了近520億立方米LNG，在全球LNG貿(mào)易中占絕對主導地位（70%以上）。因此，其他亞洲國家進口LNG時別無選擇，只能接受類似于目前在日本合同中使用的原油定價機制，該機制一直持續(xù)到現(xiàn)在。

20世紀80年代末，現(xiàn)貨LNG銷售（現(xiàn)有長期合同之外的銷售）開始出現(xiàn)。最初的現(xiàn)貨交易或是未簽訂合同的LNG，或是現(xiàn)有長期合同中斷/取消造成的產(chǎn)能過剩的產(chǎn)物。有據(jù)可查的首次LNG現(xiàn)貨銷售發(fā)生在1989年，阿爾及利亞向日本出口了3批現(xiàn)貨LNG，1990年又再次出口兩批，且售價似乎大幅低于日本的合同價格。然而，全球LNG現(xiàn)貨貿(mào)易量1999年才100億立方米，所以現(xiàn)貨交易直到21世紀才蓬勃興起。

中國石化成亞太地區(qū)主要LNG現(xiàn)貨貿(mào)易商

中國石化堅持長約與現(xiàn)貨相結合，積極推動LNG貿(mào)易全球布局，在美洲、亞洲、澳大利亞等地區(qū)和國家獲取長約資源。當前，我國是全球最主要的LNG進口市場，而中國石化是亞太地區(qū)主要的LNG現(xiàn)貨貿(mào)易商之一。

經(jīng)過十幾年的發(fā)展，依托集團公司的保供需求，以及與天然氣分公司的密切協(xié)同，聯(lián)合石化初步構建了北京、新加坡、英國三地聯(lián)動、輻射全球主要市場的LNG一體化貿(mào)易網(wǎng)絡，形成了符合經(jīng)濟安全保供和貿(mào)易優(yōu)化增效需求、有中國石化特色的LNG國際貿(mào)易體系，執(zhí)行亞太地區(qū)最大的FOB長約，運營成熟的LNG船隊，已成為亞太市場主要的LNG交易商，在國際天然氣市場具備一定的影響力和品牌優(yōu)勢。此外，聯(lián)合石化還圍繞國內(nèi)保供需求開展了一系列貿(mào)易優(yōu)化，有力保障了集團公司天然氣業(yè)務一體化協(xié)同增效創(chuàng)效。（王 媛）

國際常用的天然氣定價機制

雖然全球天然氣市場正朝著更開放的定價機制方向發(fā)展，但各地仍采用不同的方法來確定氣價，最終表現(xiàn)出明顯的區(qū)域性特征。國際天然氣聯(lián)盟（IGU）將當前全球天然氣定價機制歸納為以下幾種：

石油價格錨定（OPE）：通過一個基礎價格和相關價格上漲條款，將天然氣價格與競爭性燃料價格掛鉤定價。競爭性燃料通常是指原油、汽油、燃料油，有時也可以是煤炭。

氣氣競爭定價（GOG）：是由供需相互作用決定的天然氣對天然氣的競爭定價，交易時間多樣，可為日、月、年或更久。交易在實體中心（如美國的亨利中心）或名義中心（如英國的NBP）進行。如果有更長期的合同，則使用天然氣價格指數(shù)來確定價格?，F(xiàn)貨LNG定價亦屬此類。

雙邊壟斷定價（BIM）：由賣方和買方的討論和協(xié)議決定價格，價格在一段時間內(nèi)固定——通常是一年。可能有書面合同，但通常由政府或國有企業(yè)主導。

最終產(chǎn)品的凈回值定價（NET）：天然氣供應商收到的價格隨買方生產(chǎn)的最終產(chǎn)品的價格變化。通常發(fā)生在天然氣被用于化工廠原料（如氨或甲醇）等場景，且氣價為生產(chǎn)產(chǎn)品的主要可變成本。

服務監(jiān)管成本定價（RCS）：價格由監(jiān)管機構或可能的部委確定或批準，但價格應涵蓋服務成本，包括投資的回收和合理的回報率。

社會和政治管制定價（RSP）：多由某部門根據(jù)特定的政治或社會情況制定的氣價，以應對成本增加或提高收益。

管制低價（RBC）：國家對國民的補貼，氣價低于天然氣生產(chǎn)和運輸?shù)钠骄杀尽?/p>

無價格（NP）：生產(chǎn)的天然氣或燃燒或免費供給居民和工業(yè)。

全球天然氣需求將創(chuàng)歷史新高

本報訊 國際能源署（IEA）近期表示，在氣價正?；谋尘跋?，今明兩年全球天然氣需求將創(chuàng)歷史新高。

國際能源署在《全球天然氣安全評論》中表示，全球天然氣需求將在今年達到4.2萬億立方米的歷史新高，這主要歸功于亞太地區(qū)的天然氣需求增長。其中，亞太地區(qū)天然氣需求增長預計占全球天然氣需求增量的45%，主要增長動力是工業(yè)和能源，對需求增長的貢獻率超過一半。此外，由于價格正?；?，歐洲工業(yè)天然氣需求正在復蘇，也促進了全球天然氣需求的增長，但仍遠低于能源短缺狀況發(fā)生前的水平。

明年全球天然氣需求將再創(chuàng)新高，預計增長2.3%。與今年類似，增長主要由亞洲支撐，僅亞洲就將占全球天然氣需求增量的一半以上。

國際能源署表示，全球天然氣供應仍然緊張，地緣政治的不確定性增加了天然氣市場的波動。國際能源署能源市場及安全主管佐森慶介表示，“供需趨勢之間的平衡是脆弱的，未來仍存在明顯的波動風險”。（李 嵩）

天然氣定價體系的演變

大規(guī)模的國際天然氣貿(mào)易直到20世紀50年代才開始，大幅晚于石油和煤炭。而在20世紀70年代前，天然氣貿(mào)易極具區(qū)域性，如北美的加拿大對美國的天然氣出口，歐洲的荷蘭向其他鄰國出口格羅寧根氣田的天然氣等。

20世紀70年代后，歐洲的天然氣交易更加活躍，但仍具有區(qū)域性特征。蘇聯(lián)的天然氣和阿爾及利亞的LNG進入歐洲后，使得這里的天然氣貿(mào)易開始具有更多國際化特色。而日本從美國阿拉斯加進口LNG則是天然氣貿(mào)易一次重大的全球化進展。20世紀后半葉，管道氣貿(mào)易占據(jù)了主導地位。

21世紀以來，北美、歐洲、獨聯(lián)體和亞洲是全球四大天然氣貿(mào)易區(qū)，貿(mào)易量占全球管道氣進口總量的93%、占全球LNG進口總量的96%。除了個別國家，非洲和南美幾乎沒有大的天然氣交易。20世紀80年代至21世紀初，天然氣貿(mào)易本質上是一種地區(qū)性現(xiàn)象，即相鄰國家之間通過管道進行交易。但隨著全球化的推進，天然氣國際貿(mào)易量大幅增加，LNG在天然氣貿(mào)易總量中的占比開始超過20%。

在此期間，大量天然氣進出口貿(mào)易主要發(fā)生在經(jīng)合組織（OECD）國家之間，這源于多個因素。首先，這些國家擁有天然氣市場，且規(guī)模和潛力相對較大，使得建設大量基礎設施具有商業(yè)可行性。其次，在沒有政府補貼的情況下，這些國家終端消費者支付的價格就涵蓋了天然氣生產(chǎn)和交付成本，有利于天然氣貿(mào)易的自由競爭。而非經(jīng)合組織國家多數(shù)不具備這些條件。隨著全球經(jīng)濟的持續(xù)發(fā)展，有著不同經(jīng)濟制度的國家也先后在天然氣貿(mào)易的定價方面向市場經(jīng)濟過渡。

實際上，天然氣國際貿(mào)易定價一直存在問題，比如經(jīng)濟原則應用混亂、價格不透明等。在北美以外地區(qū)，除了合同相關方，沒人能獲得任何有關價格的信息，政府和監(jiān)管當局不斷干預商業(yè)談判，對此也毫無幫助。北美早期的氣價從監(jiān)管下的“成本+”為基礎開始，在20世紀70年代演變成與石油掛鉤的定價體系，到80年代中期則演變成基于亨利中心現(xiàn)貨或紐約證券交易所期貨的市場定價形式。

歐洲大陸天然氣進口價格主要以石油產(chǎn)品為基礎，并與之掛鉤，如燃料油和汽油。英國對國內(nèi)天然氣采用與成本相關的定價方式，但對挪威的唯一重要進口合同則采用與石油相關的價格。20世紀90年代末，英國天然氣定價開始以國家平衡點（NBP）虛擬中心的現(xiàn)貨價格為基礎。

蘇聯(lián)對西歐的天然氣出口最初有很大一部分是易貨貿(mào)易，即用天然氣出口換取管道和壓縮機，西歐對蘇聯(lián)天然氣項目的投資保證了以軟貨幣和易貨方式對歐洲經(jīng)濟互助委員會成員國的低價天然氣供應。蘇聯(lián)解體、冷戰(zhàn)結束后，俄羅斯不再對這些歐洲國家提供廉價天然氣，但獨聯(lián)體國家之間開始了大規(guī)模的易貨貿(mào)易，并持續(xù)到2005年左右。

日本LNG進口始于固定價格合同（高于原油價格），但后來轉變?yōu)榉从矻NG出口國的原油價格。21世紀初，價格則轉變?yōu)殄^定日本進口原油的均價，日本原油混合物定價（JCC）成為太平洋地區(qū)LNG進口的共同基準。

對于多數(shù)天然氣進口國和出口國來說，選擇油價作為天然氣定價的基準合乎邏輯，因為所有天然氣進口國都使用石油，而且石油進口份額越來越大。多數(shù)情況下，天然氣進口取代了這些國家的原油和石油產(chǎn)品進口，因而形成了一種合乎邏輯的商業(yè)關系。多數(shù)早期的天然氣出口國同時也是原油出口國，因此根據(jù)這種邏輯上的聯(lián)系提出了天然氣應該與原油平價的主張。雙方另一個強有力的論據(jù)是，原油和石油產(chǎn)品的價格雖然不是經(jīng)濟學家所理解的供求關系的產(chǎn)物，但卻不會受到天然氣出口國或進口國的影響，換言之，它是獨立的價格參考，很難被操縱。

20世紀80年代開始，這種定價邏輯在北美出現(xiàn)了問題，并在20世紀90年代和21世紀初逐漸蔓延至其他國家。在一些領域，天然氣成功取代了石油，不斷上漲的油價證實了終端用戶改用天然氣是明智之舉。在市場滲透階段，天然氣在能源平衡過程中不再是石油產(chǎn)品的替代品，而是成為獨立的門類，所占份額很大。

在北美和歐洲，石油用途已回撤至運輸部門和石化部門。最初的價格掛鉤理論（即終端用戶可在石油產(chǎn)品和天然氣之間轉換）開始瓦解。許多國家制定的新環(huán)境條例也禁止石油產(chǎn)品在工業(yè)和發(fā)電領域的應用。緊隨其后的是自由化和競爭，北美稱之為“放松管制”，政府政策和監(jiān)管的結合，加上天然氣供應過剩，使得氣價與油價脫鉤，開始以虛擬和實體樞紐為中心開展天然氣之間的競爭。然而，在北美和英國以外的地區(qū)，多數(shù)天然氣出口國和進口國都忽視了這些趨勢，仍滿足于原有的定價體系，希望在油價持續(xù)上漲時期獲得高額的財務回報。

從天然氣定價的歷史演化過程來看，國際天然氣定價演化可分為3個階段：與成本相關（或以其他方式監(jiān)管）時期，與石油掛鉤時期和市場（以樞紐為基礎）定價時期。這個階段劃分比較契合2000年以前北美和英國的定價發(fā)展，但并不適合其他地區(qū)。對于轉向以樞紐為基礎定價的天然氣行業(yè)來說，打破壟斷，特別是獲得管網(wǎng)權限，引入“氣氣競爭”是極大的利好。另一個有利于所有市場參與者的是，基于樞紐的現(xiàn)貨和期貨定價的體系（美國的亨利中心和英國的NBP）成為行業(yè)價格基準后，所有新天然氣供應，無論來自何處，都有一個統(tǒng)一的定價基礎可依。

全球十大天然氣生產(chǎn)國

根據(jù)英國能源研究院（EI）2024年最新數(shù)據(jù)，2023年，全球天然氣產(chǎn)量略有增加，從2022年的4.04萬億立方米增至4.05萬億立方米。其中，美國天然氣產(chǎn)量增長了4.2%。與此同時，歐盟正尋求2027年前逐步停止從單一國家進口天然氣。歐盟報告顯示，2023年，歐盟成員國進口單一國家的天然氣僅占其需求的14%，而2021年則高達45%。

總體上，全球天然氣需求2023年出現(xiàn)小幅增長，其中中國、北美、非洲和中東等國家和地區(qū)的需求增長基本被其他地區(qū)的下降所抵消。中國將成為世界上最大的LNG進口國，2023年天然氣需求增長7.2%。相比之下，歐洲天然氣消費量下降了6.9%，是1994年以來的最低水平，主要源自可再生能源的快速增長和新增核能的推動。就產(chǎn)量來看，2023年排名前十的天然氣生產(chǎn)國有：

1. 美國：天然氣產(chǎn)量為1.35萬億立方米，已成為全球最大天然氣生產(chǎn)國。在煤炭成本上升、水平鉆井和水力壓裂等開采技術進步的影響下，美國天然氣產(chǎn)量過去10年增加了3500億立方米以上。其中，天然氣產(chǎn)量最高的是阿巴拉契亞地區(qū)，占美國天然氣總產(chǎn)量的29%。但該地區(qū)有限的天然氣管輸能力限制了產(chǎn)量增長，這意味著美國天然氣產(chǎn)量增長潛力巨大。

高企的國際需求和穩(wěn)定的國內(nèi)消費增長，將使美國2050年前保持石油產(chǎn)品和天然氣凈出口國的地位。美國能源信息署（EIA）《2023年能源展望》報告表示，在美國轉向可再生能源發(fā)電的同時，由于國際上LNG需求仍將呈增長態(tài)勢，美國天然氣產(chǎn)量預計將繼續(xù)上升。

美國不僅是全球最大天然氣生產(chǎn)國，而且是最大天然氣消費國。2023年，美國天然氣需求總量為8865億立方米，主要用于家庭供暖和發(fā)電。據(jù)路透社報道，美國2022年上半年增加了對歐洲的LNG出口量，自此成為全球最大LNG出口國。

2. 俄羅斯：天然氣產(chǎn)量為5864億立方米，是全球第二大天然氣出口國和生產(chǎn)國，擁有全球已知最大天然氣儲量。有報道稱，俄羅斯天然氣工業(yè)股份公司的天然氣儲量占全球總量的16.3%。俄羅斯過去的天然氣生產(chǎn)主要集中在西西伯利亞，但近十年投資已轉向亞馬爾、東西伯利亞、遠東和北極近海。

3. 伊朗：天然氣產(chǎn)量為2517億立方米，占全球總產(chǎn)量的6%左右，天然氣儲量在全球排名第二，但天然氣基礎設施落后于美國和俄羅斯。過去十年，伊朗天然氣產(chǎn)量增加了兩倍，是中東最大的天然氣生產(chǎn)國。伊朗和卡塔爾共同擁有世界上最大的天然氣田（伊朗稱之為南帕爾斯，卡塔爾稱之為北部氣田）。伊朗石油部長稱，伊朗計劃5年內(nèi)將產(chǎn)能提高30%，并向氣田投資800億美元。目前，土耳其和伊拉克是伊朗天然氣的主要進口國，土庫曼斯坦和亞美尼亞與伊朗簽訂了交換協(xié)議。

4. 中國：天然氣產(chǎn)量為2343億立方米。2013年以來，中國天然氣產(chǎn)量增長了92.3%，從2013年的1218億立方米增長到2023年的2343億立方米，創(chuàng)下歷史新高。但中國天然氣需求量巨大，仍需要依賴進口，澳大利亞、土庫曼斯坦、美國、馬來西亞、俄羅斯和卡塔爾是中國主要的天然氣供應國。

2022年3月，我國政府發(fā)布了第14個五年計劃（2021~2025），計劃到2025年生產(chǎn)天然氣223億立方英尺/日，這意味著天然氣產(chǎn)量將較2021年高出30億立方英尺/日。

目前，頁巖氣、煤層氣和天然氣水合物等非常規(guī)天然氣產(chǎn)量約占中國天然氣總產(chǎn)量的43%。

5. 加拿大：天然氣產(chǎn)量為1903億立方米，證實天然氣儲量為83萬億立方英尺，西部沉積盆地（WCSB）是加拿大主要天然氣產(chǎn)區(qū)。除了WCSB，紐芬蘭與拉布拉多省和新斯科舍省附近的海上油田、北極地區(qū)和太平洋沿岸也有大量天然氣儲量。

加拿大也是最大的天然氣出口國之一，但基本上完全依賴管道出口，美國是其唯一的貿(mào)易伙伴。2022年，美國99%的天然氣進口來自加拿大。加拿大缺乏LNG基礎設施，不太可能成為滿足歐洲天然氣需求的潛在來源。

根據(jù)加拿大政府的數(shù)據(jù)，2023年天然氣產(chǎn)量有所增加，平均日產(chǎn)179億立方英尺，12月達到188億立方英尺/日的峰值，另有7個月的日產(chǎn)量超過180億立方英尺。

6. 卡塔爾：天然氣產(chǎn)量為1810億立方米，擁有全球第三大證實天然氣儲量，大部分位于與伊朗共享的氣田。截至2023年10月，卡塔爾是全球第三大LNG出口國。近年來，卡塔爾采取措施進一步利用資源，努力提高在國際天然氣市場的地位。有報告稱，卡塔爾能源公司正尋求增加LNG出口量。

7. 澳大利亞：天然氣產(chǎn)量為1517億立方米，2009年以來，該國天然氣產(chǎn)量增加了1130億立方米。澳大利亞幾乎所有天然氣資源都位于西北大陸架，這里是其7個LNG項目的原料來源。隨著更多LNG出口設施投運，該國LNG出口過去十年呈指數(shù)級增長，現(xiàn)在其LNG出口能力在全球位列第二。

8. 挪威：天然氣產(chǎn)量為1166億立方米，是全球第三大天然氣出口國，2023年，挪威占歐盟天然氣供應的30.3%。挪威的天然氣出口與美國的LNG幾乎取代了單一國家在歐洲天然氣市場的地位。

身處環(huán)?！凹毕蠕h”歐洲的挪威仍需要在“要氣候還是要能源”的兩難處境中騰挪。2023年中期，挪威政府為19個油氣開采項目亮了綠燈。今年5月，挪威政府又頒發(fā)了37個新區(qū)塊的開采許可證，并不斷強調(diào)油氣行業(yè)對挪威和歐洲的重要性。

9. 沙特：天然氣產(chǎn)量為1141億立方米，2013年以來一直穩(wěn)步增長，2022年達到創(chuàng)紀錄的1167億立方米，2023年略有下降。有報告稱，沙特天然氣產(chǎn)量增長很大程度上源自獨立天然氣井開發(fā)的增加。

目前，沙特天然氣并不出口，但政府計劃2030年開始出口天然氣。美國能源信息署稱，沙特正致力于到2030年用天然氣和可再生能源發(fā)電取代原油、燃料油和柴油發(fā)電，這可能導致其國內(nèi)天然氣需求增加。2023年底，沙特開始投資LNG市場，沙特阿美收購了MidOcean能源公司股份，而后者將收購4個澳大利亞LNG項目的權益。

10. 阿爾及利亞：天然氣產(chǎn)量為1015億立方米，擁有世界第五大LNG出口能力。2022年，該國近85%的出口用于滿足歐洲的天然氣需求。意大利去年與阿爾及利亞簽署了一項協(xié)議，以增加從該國進口的天然氣量。阿爾及利亞政府預計，未來5年，天然氣產(chǎn)量每年將增長1.4%。