呂淼 編譯整理

2022年10月5日，國際燃氣聯盟（IGU）發布了2022年版《天然氣批發價格調查報告》（以下簡稱《報告》），在自2005年以來開展的14次調查結果的基礎上，對覆蓋全球98%天然氣消費市場的天然氣定價機制的變化趨勢、價格水平等進行了分析。根據《報告》內容，筆者認為全球天然氣定價機制呈現出以下六大特征。

一、全球天然氣定價機制分為9種模式

IGU認為，盡管全球天然氣市場正朝著更加開放的定價機制方向發展，但世界各地仍使用不同的定價機制來確定天然氣價格，天然氣價格具有明顯的區域性特征。

當今全球天然氣定價模式仍可分為9類（與10年前基本一致）。其中與油價掛鉤（OPE)、氣—氣競爭（GOG）、雙邊壟斷（BIM）、終端產品凈回值（NET）可以廣義上描述為“市場”定價，其中OPE和GOG為主流定價機制?；诜粘杀荆≧CS）、基于社會與政治（RSP）、低于成本價格（RBC）、無定價（NP）可以廣義上描述為“受監管”定價。此外，還有一種就是未知的定價模式（NK）。（見表1）

表1 全球天然氣定價機制名稱及含義

二、2021年全球天然氣總消費量約4.2萬億立方米，以“市場”定價方式占比最大

IGU從天然氣消費國的角度對調查結果進行了分析，即各國的消費量來自國產氣（國內自產氣由本國消費，不包括出口部分）、進口管道氣、進口液化天然氣，這三者之和為天然氣總消費量。根據《報告》數據，2021年全球天然氣消費量約4.2萬億立方米。

（1）市場定價方式下的天然氣消費量約為3萬億立方米，占比72%

采用GOG定價機制的天然氣消費量約為2.05萬億立方米，占比49%且居于首位。該定價機制主要在北美、歐洲、原蘇聯地區和亞太地區使用較多，覆蓋的國家和地區超過61個。（見圖1）

采用OPE定價機制的天然氣消費量為7970億立方米，占比19%，居于第二位。該定價機制主要在亞太和歐洲地區使用較多，覆蓋的國家和地區超過50個。

采用BIM定價機制的天然氣消費量為1380億立方米，占比3%，該定價機制主要在中東國家和部分原蘇聯地區使用較多，覆蓋的國家和地區超過24個。

采用NET定價機制的天然氣消費量為140億立方米，占比約1%。

（2）受監管定價方式下的天然氣消費量約為1.2萬億立方米，占比28%

采用RCS定價機制的天然氣消費量約為3650億立方米，該定價機制主要在原蘇聯地區、亞洲、非洲和拉丁美洲使用較多，包括俄羅斯、阿塞拜疆、中國、孟加拉國、埃及、尼日利亞、阿根廷等14個國家。

采用RSP定價機制的天然氣消費量約為5890億立方米，該定價機制主要在中東地區、原蘇聯地區、拉丁美洲和亞太地區使用較多，包括伊朗、沙特阿拉伯、阿聯酋、阿曼、俄羅斯、烏克蘭、玻利維亞、秘魯和印度尼西亞等23個國家。

采用RBC定價機制的天然氣消費量約為2200億立方米，該定價機制主要在原蘇聯地區、非洲和拉丁美洲地區使用較多，包括哈薩克斯坦，土庫曼斯坦、烏茲別克斯坦、阿爾及利亞和委內瑞拉等15個國家。

圖1 2021年全球天然氣定價機制構成

（3）“市場”定價機制的總比例逐步上升而“受監管”定價機制的比例下降

自2005年到2021年，“市場”定價機制的總比例從2005年的62%上升到2021年的72%，與之對應的是，“受監管”定價機制的比例從2005年的38%下降到2021年的28%。其中，OPE下降了5個百分點，GOG上升了18個百分點，BIM下降了2.5個百分點，RCS上升了8個百分點，RSP上升了3個百分點，RBC下降了20個百分點。就絕對量而言，OPE增加了約1000億立方米，GOG增加了11500億立方米，BIM和NET也略有下降;受監管類別的總量增加了超過1000億立方米。

整體來看，從“受監管”定價機制轉向“市場”定價機制的市場份額增加，主要原因為，一是近年來俄羅斯天然氣工業股份公司（Gazprom）逐步向電力部門和大型工業企業銷售天然氣，其國內獨立生產商開始相互競爭；二是2014年，中國國內天然氣定價機制從基于服務成本定價方式轉換為與油價掛鉤的方式。2015年，部分與油價掛鉤的天然氣定價又轉換為氣—氣競爭方式；三是2020年，馬來西亞國內天然氣定價機制從基于服務成本定價方式轉換為與油價掛鉤的方式；四是從2014年開始，印度國內天然氣定價機制從基于政治與社會的定價機制轉換為氣—氣競爭定價方式；五是近年來，部分天然氣產量較高的國家和地區本土天然氣產量減少，同時又大量進口液化天然氣，而液化天然氣的定價普遍采用氣—氣競爭或者與油價掛鉤的方式。

三、2021年全球天然氣總進口量占天然氣消費量29%，氣—氣競爭（GOG）占比56%、與油價掛鉤（OPE）占比39%、雙邊壟斷（BIM）占比5%

2021年全球天然氣總進口量（管道氣+LNG）約為1.2萬億立方米，占天然氣消費量的29%。進口天然氣的定價方式主要有GOG、OPE和BIM三種。其中，采用GOG定價的天然氣消費量占比最大，約為56%，其次是OPE占比39%，最小的是BIM占比5%。（見表2）

2021年全球管道氣進口量為7100億立方米，占總消費比例約為17%。其中，GOG定價占比63%，消費量合計4450億立方米，多為歐洲（以德國、意大利、法國、荷蘭和英國為主），烏克蘭以及北美地區采用。OPE定價占比28%，消費量合計約1970億立方米，主要為歐洲（土耳其為主）、亞洲（中國、泰國、新加坡和馬來西亞）、拉丁美洲（巴西和阿根廷）以及俄羅斯、伊朗和突尼斯等國家。采用BIM定價的進口管道氣占比5%，消費量合計約680億立方米，主要是在原蘇聯地區和中東地區。（見表2）

表2 全球各地區天然氣進口總量定價機制分類（單位：10億立方米）

2021年全球進口LNG約5150億立方米，在總消費占比約為12%。其中，OPE定價占比54%，消費量2740億立方米，其余46%（2300億立方米）采用GOG定價機制。采用OPE定價的LNG進口量主要分布于亞太地區（日本、韓國、中國、印度和巴基斯坦），歐洲（西班牙、土耳其、法國、葡萄牙、意大利和波蘭）。采用GOG定價的LNG進口量主要分布于美國、英國、比利時、法國和荷蘭等國家，得益于這些國家的自產天然氣多采用該方式。此外，中國、日本、印度、韓國、土耳其、西班牙、阿根廷和巴西等國家進口的現貨和短協也采用該方式。（見圖2）

圖2 全球管道氣與LNG貿易定價機制構成

四、2021年采用與油價掛鉤定價機制的天然氣價格水平最高，約為氣—氣競爭定價機制的1.5倍，是其他定價機制下天然氣價格的3—4倍

2021年的最高價格仍出現在“市場”價格類別中，OPE價格水平為8.84美元/百萬英熱單位；受全球現貨價格上漲影響，GOG類別的天然氣價格水平相對于2021年有所抬升，為6.24美元/百萬英熱單位；BIM、NET類別的價格水平介于3-3.5美元/百萬英熱單位；在“受監管”的價格類別中，可以看到RCS類別的價格最高，接近2.8美元/百萬英熱單位，RSP價格水平次之約2.6美元/百萬英熱單位，RBC價格水平最低為1.49美元/百萬英熱單位。（見圖3）

圖3 2021年全球不同天然氣定價機制下的價格水平

通過《報告》還可以看出，采用不同定價機制的天然氣價格走勢各異?！笆袌觥眱r格類別中，OPE和GOG表現較為突出。隨著油價的上漲，OPE價格從2005年的5.47美元/百萬英熱單位大幅上漲至2013年的接近于11美元/百萬英熱單位，2014年一直保持在這一水平，2015年下降至約8美元/百萬英熱單位，2016年下降至6美元/百萬英熱單位。隨著油價回升，2017年OPE價格也回升至6.58美元/百萬英熱單位，2018年回升至7.59美元/百萬英熱單位，2019年小幅下降至7.40美元/百萬英熱單位，2020年進一步回升至6.12美元/百萬英熱單位。（見圖4）

2005年GOG價格價格水平遠高于采用其他定價機制的氣價水平，大致為8.10美元/百萬英熱單位。受北美頁巖氣突破引起天然氣價格下跌的影響，2013年GOG價格下跌至3.04美元/百萬英熱單位。此后，在歐洲樞紐價格上漲的推動下，2018年GOG價格漲至4.36/百萬英熱單位。2019年，隨著現貨價格暴跌至2013年以來的最低水平，GOG價格大幅下跌，隨后又在2020年下跌至2.80美元/百萬英熱單位，成為有記錄以來的最低水平。

2021年OPE和GOG類別的價格都出現了上漲，主要原因是出油價上漲，主要GOG市場的現貨價格大幅上漲。

整體上看，自2005年以來，“市場”類別的天然氣價格水平的變化明顯擴大?！笆鼙O管”類別價格也呈現普遍上漲態勢，但是仍普遍低于“市場”類別價格（特別是遠低于與油價掛鉤的價格），只是在2012年的時候RCS的價格稍高于GOG價格。此外，自2005年到2015年，全球天然氣價格出現了趨同的趨勢，但隨著價格進入較低時期，這一趨勢有所停滯，然后在2021年急劇背離。

圖4 2005年至2021年全球不同天然氣定價機制下的價格趨勢

五、2005年至2021年全球所有地區的天然氣價格都呈現上漲趨勢，2021年歐洲地區天然氣批發價格最高

2005年至2021年，全球天然氣平均價格由4.47美元/百萬英熱單位上升至5.54美元/百萬英熱單位，略低于10年前（2013年）的5.58美元/百萬英熱單位的全球最高平均價格水平。所有地區的天然氣價格都呈現上漲趨勢。除了歐洲、亞太和北美地區以外，拉丁美洲的平均價格翻番，達到5美元/百萬英熱單位；非洲地區和中東地區的天然氣價格水平始終較低，2021年仍維持在2—3美元/百萬英熱單位；由于俄羅斯國內管制氣價格自2013年持續回落，原蘇聯地區的平均價格增長僅30%左右，接近2美元/百萬英熱單位。

就2021年來看，歐洲成為天然氣批發價格最高的地區，這是歐洲天然氣價格自2013年以來首次超過亞太地區。（見圖5）

圖5 2005年至2021年全球各地區天然氣價格水平

一是全球天然氣批發價格最高的地區集中在歐洲，主要包括波蘭、意大利、奧地利、德國、匈牙利、荷蘭、比利時、捷克等嚴重依賴進口液化天然氣的歐盟成員國，平均價格超過13美元/百萬英熱單位。其中，波蘭的天然氣價格最高，達到16美元/百萬英熱單位，捷克的天然氣價格最低也達到13美元/百萬英熱單位。

二是包括新加坡、韓國、日本、中國、泰國、印尼、印度和澳大利亞在內的亞太國家的天然氣批發價格也處于較高的位置，但是普遍低于12美元/百萬英熱單位。其中，新加坡的天然氣價格最高，達到12.5美元/百萬英熱單位，印度的天然氣價格最低達到6美元/百萬英熱單位，中國的天然氣價格處于8.5美元/百萬英熱單位左右的水平。

三是北美天然氣價格繼續維持低位，2021年美國亨利港現貨均價為3.8美元/百萬英熱單位，較10年前上升38%；加拿大AECO現貨均價為2.9美元/百萬英熱單位，較10年前上升28%。

四是采用“受監管”定價機制的國家和地區的天然氣價格最低，主要分布在中東、非洲和原蘇聯地區。

六、全球各地天然氣定價機制存在顯著差異

根據IGU的《報告》數據，全球各地區的天然氣定價機制存在較大差異。歐洲天然氣定價以GOG和OPE為主，2021年該地區的天然氣消費量為5700億立方米，其中，GOG占比為77%，包括荷蘭和英國的自產天然氣和西北歐國家及地中海地區的進口管道氣，還有就是英國、法國、意大利、比利時和荷蘭進口的液化天然氣；OPE占23%，主要是歐洲部分國家的進口管道氣。（見圖6）

圖6 2021年全球分地區天然氣定價機制

北美地區天然氣定價以GOG為主，占比超過99%，2021年該地區的天然氣消費量1.1萬億立方米。亞太地區天然氣定價以OPE為主，占比超過63%，GOG占比24%，2021年該地區的天然氣消費量達到9280億立方米，主要包括中國、日本、韓國、中國臺灣地區以及印尼、新加坡、泰國和馬來西亞進口的LNG和中國、印度國內生產及進口的管道氣、LNG。拉丁美洲地區天然氣定價以GOG和OPE為主，分別占比29%和26%。2021年該地區的天然氣消費量約為1600億立方米。主要包括巴西、阿根廷、哥倫比亞和秘魯國內生產以及智利、波多黎各、牙買加、巴拿馬和多米尼加共和國進口LNG。原蘇聯地區天然氣定價以RCS和GOG為主，其中RCS占比最大，約占比36%（較之以往有了較大幅度的下降，跟10年前相比下降14個百分點），GOG占比次之約為33%，2021年該地區的天然氣消費量約為7000億立方米，絕大多數為俄羅斯國產氣。

國際燃氣聯盟（International Gas Union，簡稱IGU）于1931年在瑞士韋威注冊登記。在全球80多個國家擁有150多個成員，代表著90%的全球天然氣市場和天然氣價值鏈的各個環節，從天然氣的勘探和生產、低碳和零碳天然氣和技術，到運輸、管道和液化天然氣，以及天然氣的分銷和使用。

IGU作為全球最具影響力、最高效和獨立的非贏利行業組織以及天然氣產業在全球的代言人，其使命是提倡天然氣作為可持續全球能源系統的一部分，積極地推動全球天然氣產業政策、技術的進步。

IGU舉辦的系列會議包括世界燃氣大會（WGC）、LNG系列會議、國際天然氣研討會（IGRC）。其中，世界燃氣大會（WGC）是每3年舉行一次的標志性活動，是全球燃氣行業的“奧林匹克”盛會。

2022年5月27日，在韓國大邱舉行的第28屆世界燃氣大會（WGC2022）期間，北京燃氣集團董事長李雅蘭正式就任IGU2022—2025任期主席。這是IGU歷史上第一次由中國人擔任主席。

編輯 黃燕華

審核 馮潔