亚洲市场有望平衡供需，进口溢价初现解决良机
——访国家发改委价格监测中心研究员刘满平
1. 天然气亚洲溢价的成因是什么？
答：2018年，美国亨利港现货全年均价为3.16 美元/百万英热单位，英国NBP年均价为8.05美元/百万英热单位，东北亚地区LNG进口均价为9.41美元/百万英热单位，美欧亚三地价格比为1∶2.5∶3。
LNG亚洲溢价始于上世纪90年代，造成这一现象的具体成因主要有三个：一是天然气市场本身特点。全球天然气市场并不是一个统一的市场，区域分割特点明显。北美、欧洲、亚太三个主要市场的供需形势有所不同，导致各个市场之间存在价格差异。二是定价机制的不同。北美和英国采用市场化程度较高的“气对气”定价，欧洲大陆正从与油价挂钩的定价方式转向“气对气”定价，而亚太地区主要采用与原油进口平均价格挂钩的方式，使得该地区LNG价格成为全球最高的价格。三是由于亚洲国家普遍存在一定的能源安全担忧，国内产量增长难以满足旺盛的市场需求，因此愿意支付一定的额外价格来保障供应安全，形成“能源安全溢价”。
综上可以看出，影响亚洲LNG价格形成的主要因素涉及能源安全、地理、政治、LNG贸易和定价方式、供应成本等多种因素，这些因素彼此之间相互交织，进而造成亚洲溢价的长期存在。
2. 跨越全球三大天然气市场的LNG贸易迅速发展，是否会对亚洲溢价产生影响？
答：这是肯定的，因为供求关系是一个区域价格形成的重要因素。亚洲溢价之所以出现，很大部分原因是中日韩三个主要国家的天然气消费需求增长较快，三个国家中，仅中国生产天然气，但产量增速跟不上消费量的增速，对外依存度持续升高。日本、韩国则完全依赖进口，这种格局势必导致供给方在制定价格时具有强势地位。
不过，美国近年页岩气产量爆发式增长，并于2016年成为天然气净出口国，有利于促进全球天然气市场一体化程度的提高，亚洲地区天然气需求将得到满足，LNG亚洲价格将会下降，不断地向美国LNG基本价格靠拢，天然气亚洲溢价会不断缩减甚至持平。
美俄LNG出口量的增长，势必会改变全球天然气贸易格局，亚洲和欧洲的供应紧张局面将得到极大缓解。尤其是亚洲，其天然气需求诱人的增长前景已经吸引西非、拉美、中东等地众多的油气供应商聚集，再加上该地区天然气产量增加、管道天然气进口量增长以及天然气利用效率提高，亚洲市场LNG供应商将面临激烈的竞争，届时亚洲天然气市场将出现供需平衡，这将为解决亚洲溢价和建立合理的天然气定价方式带来良机。
3. 近年来，LNG贸易合同期缩短趋势明显，导致这一现象的原因是什么？
答：从近10年全球LNG贸易历程看，LNG合同期的确有明显的缩短趋势。2008年签订LNG供应合同的平均期限为18年左右，而2017年时只有7年。资料显示，2010年以来LNG短期和现货贸易量在全球LNG贸易中的占比已由约1/5增至目前的近1/3。
造成LNG贸易合同期缩短的主要原因有三。一是2014年开始国际LNG市场从卖方市场逐步转变为买方市场。目前全球共有3.4亿吨/年的LNG供应能力，产能利用率约78%，市场供需整体宽松，买方选择条件较宽松、承诺期较短的合同的概率增大。二是国际油价下跌，主要国家和地区的能源价格包括LNG在内的气价走低。与此同时，亚太地区的价格与欧洲等区域价格差距不断缩小，与北美市场之间的流动性不断增强，导致现货贸易量比重不断增大。三是浮式LNG技术成功应用，不仅扩展了LNG的生产范围，增强了供应能力，还使得LNG贸易短合同大规模推广成为可能。
4. 中国是否有可能通过建立天然气期货市场而逐渐成为亚洲天然气定价中心？
答：要想成为亚洲天然气定价中心，建立天然气期货市场只是前提条件之一。目前，亚洲的日本、新加坡、马来西亚、印度等国正在展开亚洲天然气定价中心的争夺。与这些国家相比，虽然我国在区位、天然气基础设施等内在基础或硬性条件上具有明显优势，但在天然气市场化改革、现货与期货市场建设等软性条件上还有一定的差距，需要进一步完善。首先需从上中下游推动天然气全产业链市场化改革，培育多元化的市场竞争主体。其次要进一步推进天然气价格市场化，建立科学合理的天然气价格形成机制。再次要加快天然气交易中心建设，推进天然气现货和期货市场体系建设。最后，推进天然气贸易的人民币计价与结算。另外还要增强国际合作意识，以开放的心态加大国内天然气交易市场的对外开放程度。
打造亚洲能源安全共同体，构建全面开放的保障体系
中国石油勘探开发研究院首席技术专家-陆家亮
近年来，全球天然气供需均实现大幅增长，供需宽松逐渐收窄，天然气贸易量快速增长，价格整体呈上升走势。2018年全球天然气贸易量约为1.21万亿立方米，比上年增长7.1%，较上年增速加快。其中，管道气贸易量为7710亿立方米，比上年增长4.1%；LNG贸易量为3.24亿吨，比上年增加10%。LNG进口增量主要来自亚洲和欧洲，出口增量主要来自美国和澳大利亚。
中国天然气消费继续保持强劲增长，2018年天然气进口量持续高速增长，继2017年LNG进口量超越韩国成为全球第二大LNG进口国之后，2018年又超过日本成为全球第一大天然气进口国，全年天然气进口量为1254亿立方米，比上年增长31.7%，高于2017年的24.7%，对外依存度已超过45%。进一步加大国内天然气勘探开发力度，有效抑制对外依存度过快增长，构建全面开放条件下的天然气安全保障体系，增强国际天然气市场话语权，成为当务之急。
国家能源局在2017年年中提出了“将天然气培育成我国现代清洁能源体系的主体能源”的定位，以及“到2030年力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到15%左右”的规划，中国天然气产业已进入发展黄金期，而天然气消费需求增长势头可能会延续到2050年前后，最大消费量有望突破7000亿立方米。未来天然气进口量特别是LNG进口仍将较快增长，亚洲溢价的存在将使我国遭受巨大经济损失。为此，建议采取以下对策，从根本上解决天然气亚洲溢价问题。
1、在“一带一路”倡议下，积极推动东北亚地区中、日、韩、俄等国天然气生产、输配、消费之间的互联互通，基础设施及信息共享，打造亚洲能源供需安全命运共同体，增强国际天然气市场话语权，建立共同的亚洲溢价应对机制。东北亚LNG进口企业要加强有效沟通和密切配合，采取联合采购的方式，避免多头竞价。同时，探索建立区域联合供应和应急机制，利用不同公司、不同国家和地区之间的资源组合与冬夏需求互补，通过灵活串货，实现资源优化配置。
2、以上海石油天然气交易中心为基础，充分发挥其西气东输、川气东送、东海自产气、进口LNG等多种气源互联互通的地域优势，加快完善天然气供需、天然气储备、统一基础设施以及天然气期货等形成天然气枢纽价格的基本条件，创建新的亚洲天然气价格体系。
3、积极推进天然气人民币体系建设。依托与中东、中亚、俄罗斯和非洲的天然气贸易合作，加快推进人民币结算功能，建立人民币结算的天然气价格体系，加强多方战略合作，在“一带一路”经济一体化发展的基础上制定定价机制，争取主导亚太地区天然气贸易规则。
4、持续实施进口多元化战略。要尽可能从多个国家、多个渠道、多个项目，采用多种方式进口天然气。特别是要抓住当下LNG买方市场的机遇，推进现有LNG合同的优化，包括调整定价方式、明确价格复议机制和放宽目的地限制等。对于新签的LNG合同，应采取长贸合同保基础、现货和短贸合同保稳定的思路，从进口来源多元化、减少供应风险和降低成本等角度出发，积极探索和尝试新的LNG定价和贸易方式。积极参与出口国天然气勘探开发项目、LNG液化项目的投资，依托上中下游一体化，在下游天然气溢价中实现风险对冲。
5、多气并举，提高国内天然气供应能力。确保国内天然气供给的主导地位，不仅可以提高天然气供应安全保障程度，而且就目前状况看，与进口气相比，国产气仍有较大的成本优势，做大国产气利好于解决溢价问题。开展的主要工作包括几个方面：常规气（含致密气）立足鄂尔多斯、四川、塔里木三大盆地，老区提高储量动用率和采收率，新区加强产能建设；全面推进川渝地区海相页岩气开发，实现页岩气规模效益上产；有序推进煤层气建产，鄂尔多斯和沁水盆地已开发老区实现规模效益开发，加快蜀南、准噶尔、二连盆地等煤层气勘探评价；加快大唐克旗、伊犁庆华、内蒙古汇能和伊犁新天等煤制气项目建设，同时加快开展煤炭地下气化攻关，力争五年内取得突破；积极探索天然气水合物资源开发利用，夯实长远供气基础。
强化市场意识力降成本 向贸易商转型势在必行
天然气亚洲溢价解决不易，在现行条件下，我国天然气供应商应如何应对溢价带来的风险？
挑战丨有大需求无话语权 三大矛盾亟待解决
作为全球最大的天然气进口国和世界第二大LNG买家，我国并没有获得与之相符的市场地位，在定价方面缺乏话语权。
究其原因，三大矛盾不容忽视：国内产量增速跑不赢需求增速、市场机制完善程度赶不上天然气发展速度、贸易能力提升速度低于基础设施建设力度。
近几年，国内天然气勘探开发亮点频现。2018年，我国天然气产量1573亿立方米，创历史新高。但面对更加强势的消费增速，进口量快速增长之势仍难减缓。数据显示，近10年来，我国天然气消费年均增速10%以上，而产量增速仅为6.7%。2018年，我国天然气对外依存度升至45.3%，较前一年增长6个百分点。
与此同时，我国市场化机制仍有亟待完善的地方。国内当前的天然气价格无法反映供需关系的变化，重重管制的终端价格很大程度上压制了生产商开发本土天然气资源的积极性等。建立与天然气市场发展匹配的市场化机制迫在眉睫。
而部分企业对贸易能力的重视并未完全到位，令很多进口商、贸易商充当采购商的角色，在议价能力、寻求更多国外稳定气源的积极性上都有所欠缺，距离真正的国际贸易商仍有一定差距。
外部丨供需两侧共同发力 油气改革加快步伐
当前，我国天然气产业正处于“高速增长期”“能源革命适应期”“改革过渡期”三期叠加阶段，如何应对亚洲溢价等问题关乎产业发展前景。
对此，中国石油规划总院天然气规划研究所副所长陈进殿建议要从供给侧和需求侧共同发力，加大改革创新力度，把市场短板转化为市场优势，实现更大的跨越。
在供给侧方面，加大国内天然气勘探开发力度是关键。《中国天然气发展报告（2018）》指出，我国常规天然气（含致密气）资源剩余技术可采储量3.9万亿立方米，其大部分资源的开发成本相对于道口气等仍具有明显的价格优势。因此，加大国内勘探开发力度，将增强整体的天然气供应能力，有利于提升国际贸易中的谈判能力，从而压缩亚洲溢价的水平。
加快发展有合理冗余度的管网等基础设施亦不容忽视。近几年，我国油气管网建设节奏明显放缓，天然气管网负荷过高过满，对冬季调峰的调度能力保障不足，只能通过大量进口LNG现货进行补充。“天然气管网应当有合理的冗余度，增强调峰供应的弹性，也能与LNG价格进行竞争，有助于抑制亚洲溢价。”业内人士指出。
需求侧方面，陈进殿建议加快建设覆盖全产业链的两大机制：一是预测预警机制，包括数据信息、技术方法和日常运行程序等；二是有序用气机制，包括用户分级分类、用气特性分析、应急预案、用气调节、监管机制等。此外，在综合性调峰机制建设中，可以探索建立激励用户主动参与调峰的交易市场。
内部丨积极转变市场理念 着力提升创效能力
发展争在朝夕，落实难在方寸。
应对亚洲溢价，离不开国家层面的战略引航、方向把控，也离不开各个企业的具体实践。
理念的转变最为重要。过去，油气企业特别是国有企业往往借助基础设施的便利占领市场，管网铺向哪里，市场就开发到哪里。国家管网公司成立后，油气销售市场很可能面临“大洗牌”。对此，陈进殿表示，天然气供应企业应进一步强化市场意识和成本意识，应对传统意义上的市场占有率论重新认识和辩证认识。市场竞争的核心是盈利能力的提升，需通过降低成本拓展市场。
此外，从采购商向贸易商转型也是必然之举。“我们过去更重视强调基础设施能力的提升，在天然气产供储销体系里没有贸易的影子。而贸易又是极为重要的一环，要向具备很强的议价能力、有能力获取引进更多有竞争力的进口气源的贸易商转型，能够对冲亚洲溢价带来的风险。”陈进殿说。
就目前全球天然气市场发展走势来看，技术创新的重要性要远高于获取资源。
在刚结束的国际石油技术大会上，集团公司领导对天然气市场发展格局做出判断，认为随着全球天然气产量的不断提升与基础设施的完善，供给侧竞争将加剧，对全球天然气贸易格局产生重大影响。而作为油气企业，用技术进步应对能源格局变化产生的影响是最佳策略。在“技术经济时代”，资源型企业也要秉承技术为王战略，掌握发展主动权。
