关键词：液化天然气区域溢价影响因素趋势研判
1国际LNG市场区域溢价概念界定
1.1主要区域天然气价格
1.2区域溢价概念界定
1.2.1不同区域的天然气价格差异不等同于区域溢价
北美、欧洲、亚太三大区域天然气价格的差异，并不能简单视为不同区域的天然气溢价，即“区域价差≠区域溢价”，主要原因是各区域天然气市场存在多方面差异，导致在计算区域溢价时3种价格不能直接比较。
差异1：天然气物理状态不同。HH和TTF为管道气（气态）价格，JKM为LNG（液态）价格。将管道气液化为LNG用于出口，还需产生管输费、燃料费、液化加工费、运费等成本；而将进口的LNG用作管道气销售，可能产生税收、接卸费、气化费、管输费等成本。
差异2：各区域供需形势不同。使用HH的美国已成为全球最大的LNG出口国之一，而较多使用TTF的西欧以及较多使用JKM的东北亚、东南亚和南亚则是最主要的LNG进口地区。因此，考虑到主要天然气进口区域的价格更具可比性，不建议将作为出口国的美国所使用的HH价格纳入比较。
差异3：各价格覆盖范围不同。TTF在欧洲大陆使用较为广泛，该区域大多数天然气长约、现货均以此为参照（或参照各国其他枢纽价格）；JKM虽然在很大程度上可以代表亚太地区LNG现货价格，但中国、日本、韩国等亚太地区主要进口国仍以LNG长约为主，而目前亚太地区LNG长约几乎不与JKM挂钩，即JKM不能代表亚太区域的整体LNG进口价格。
差异4：各资源运输成本不同。以美国墨西哥湾LNG资源销售至欧洲和亚太地区为例，受运输距离、运河通航瓶颈等因素影响，美国LNG资源到亚太的运输成本通常远高于到欧洲的运输成本。因而，即便在美国LNG装运港船上交货（FOB）价格和船舶日租金相同的情况下，美国LNG资源至亚太目的港船上交货（DES）价格仍高于至欧洲的DES价格。
1.2.2国际LNG区域溢价的测算口径
口径1：进口方的DES口径，即分析主要进口国家和地区的DES进口价格。该口径从用户角度比较主要LNG进口方的进口成本，无法剔除不同LNG资源运输成本差异的影响，但可以提供相对直观的区域溢价分析视角。
口径2：出口方的FOB口径，即分析主要出口国家或项目的FOB出口价格。该口径从供货商角度比较主要LNG出口方的供货成本，可以剔除不同LNG资源运输成本差异的影响，便于比较同一个出口方对不同进口方的价格差异。但如果出口方与进口方签署的是DES合同（特别是从资源池供货的DES合同），则需针对不同出口项目至不同到货目的港的多种航线组合进行具体分析，对数据的可得性和颗粒度要求更高。
2国际LNG市场区域溢价水平测算
根据标普全球数据，2000—2004年日本、韩国的LNG进口价格基本维持在5美元/百万英热单位；到2008年，日本、韩国和中国台湾的LNG进口价格上涨至12~15美元/百万英热单位的阶段性高点；随后短期回落至5~10美元/百万英热单位，并在2011—2014年再次冲高至10~15美元/百万英热单位；2015—2021年主要进口国家和地区的LNG价格继续在5~10美元/百万英热单位震荡；2022年受俄乌冲突等因素影响，主要进口国家和地区的进口LNG价格均创历史新高；2023年主要进口国家和地区的LNG进口价格回落至10~15美元/百万英热单位（见图2）。
2.1区域间溢价情况
从溢价水平来看，2011—2023年东北亚比南欧平均溢价1.97美元/百万英热单位，东南亚比南欧平均溢价2.54美元/百万英热单位，东南亚比东北亚平均溢价0.57美元/百万英热单位，南亚比南欧平均溢价0.15美元/百万英热单位；单就2022年来看，南欧比东北亚溢价6.02美元/百万英热单位，比东南亚溢价2.45美元/百万英热单位，比南亚溢价7.48美元/百万英热单位。
2.2东北亚区域内溢价情况
以东北亚为例，分析区域内日本、韩国、中国台湾和中国大陆之间的LNG溢价情况。
一是从2011—2023年价格水平来看，韩国、日本的平均进口价格最高（其中有7年为韩国最高、5年为日本最高），中国台湾的平均进口价格居中，中国大陆的平均进口价格最低（其中有6年为中国大陆最低、6年为中国台湾最低）。在东北亚区域内，可以认为日本、韩国对中国台湾和中国大陆存在溢价。
二是从2011—2023年价格涨跌幅度来看，日本、韩国、中国台湾和中国大陆的进口价格走势基本一致，在价格波动较大的年份表现为同涨同跌，而在价格波动较小的年份涨跌情况不一致（如2013年、2014年和2019年）。中国大陆近几年的LNG进口价格波动程度小于东北亚其他进口国家和地区，可能与中国大陆进口企业根据国际LNG价格情况积极调整采购策略有关（见图4）。
整体来看，2011—2023年中国大陆LNG平均进口价格低于同在东北亚的日本、韩国和中国台湾，低于东南亚的泰国，甚至也略低于南欧的意大利，但高于南亚的印度和南欧的西班牙（见表1）。但如剔除2022年俄乌冲突的影响，可以发现，在2011—2021年及2023年的12年间，中国大陆LNG平均进口价格远高于西班牙、意大利等南欧国家，比西班牙平均高1.18美元/百万英热单位，比意大利平均高0.80美元/百万英热单位。
美元/百万英热单位
重点分析2018—2022年数据发现，2021年中国大陆LNG平均进口价格高于日本、韩国、中国台湾、泰国、印度、西班牙和意大利等国家和地区，但2022年中国大陆的平均进口价格低于上述国家和地区。主要原因在于，2021年及2022年是国际LNG现货价格处于历史高位的2年，中国大陆在2021年大量采购现货资源，中国超过日本成为全球第一大LNG进口国，而中国大陆2022年的现货采购量锐减，帮助中国大陆平抑了LNG整体进口价格波动。
3国际LNG市场区域溢价的影响因素分析
国际LNG市场的区域溢价是受多重因素共同作用的结果，不能将其简单等同于出口方不合理的价格歧视行为，即“区域溢价≠价格歧视”，国际LNG市场的区域溢价有其内在逻辑。
3.1供需格局因素
从供需格局来看，东北亚、东南亚和南亚等亚太地区LNG总进口量长期占全球约70%（最高时占比达75%，其中仅东北亚的进口量就占50%~60%），但LNG总出口量仅占全球的1/3，亚太地区50%以上的LNG需求依赖于区域外市场。巨大的进口需求和极高的对外依存度，使得亚太区域主要进口方的议价能力和需求价格弹性相对较弱，这是亚太区域LNG进口价格长期对欧洲溢价的重要原因。但2022年国际天然气价格创历史新高，东北亚、东南亚和南亚的LNG总进口量占全球比重下降8.67%，而西欧、南欧大量进口LNG以替代俄罗斯管道气，其LNG总进口量占全球比重上涨10.23%，成为2022年欧洲对亚洲溢价的重要原因。2023年，由于全球天然气及LNG供需形势改善，加上欧洲天然气库存高、气候温和等因素，东北亚、东南亚的LNG进口价格对欧洲重回溢价。
从具体国家和地区对进口LNG的依存度来看，根据能源研究所发布的《世界能源统计年鉴》，日本、韩国、中国台湾的对外依存度处于95%~100%，天然气需求几乎完全通过进口LNG来满足；泰国的LNG对外依存度虽整体不高但增长较快，从2011年的不到3%增加至2022年的近26%（见图5）。中国大陆除进口LNG外，还有大量的中亚、俄罗斯管道气进口，自身天然气产量较大并始终保持较快增长，同时煤炭等多元化资源也较为丰富，使得中国大陆在面对较高的国际LNG价格时有更大的调节空间。受俄乌冲突影响，欧洲国家需大量进口LNG，西班牙LNG对外依存度从2021年的不足60%飙升至2022年的超过87%，意大利LNG对外依存度从2021年的略超13%提高到2022年的近22%，导致这2个国家的LNG进口价格远超东北亚、东南亚和南亚。
3.2运输成本因素
由于运输距离不同，即使出口方与各进口方的FOB合同价格相同，不同区域进口方的DES价格也可能存在较大差异。从出口项目的地理位置分布来看，便于同时向亚太区域和欧洲出口的LNG项目主要分布于美国墨西哥湾、中东、俄罗斯北部、东非等区域，但这些区域到欧洲的运输成本整体上低于到亚太区域（特别是东北亚）的运输成本，这是东北亚的LNG进口价格长期对欧洲存在溢价的重要原因之一。
3.3资源结构因素
传统上，亚太地区LNG长期合同价格主要与油价挂钩（如JCC日本原油清关价格、Brent油价等），而LNG现货合同价格主要与现货价格挂钩（如JKM价格），不同进口商的长期合同与现货的比重各不相同，进而由于油价、LNG现货价格走势的不同导致进口商的整体进口成本出现差异。
假设亚太区域不同进口国家和地区的3家进口商A、B、C，其LNG长期合同量与现货资源量的比重分别为9:1、7:3、5:5，3家进口商的长期合同DES价格均为15%的Brent价格，现货资源DES价格均为JKM价格，且长期合同、现货资源均为全年均匀到货。经测算，3家进口商的整体进口成本存在较大差异（见表2）。受疫情影响，2020年LNG现货资源价格低于长期合同价格，现货在资源结构中占比越高，相应进口商的整体进口成本越低；而后伴随2021年供应形势紧张及2022年俄乌冲突的影响，LNG现货资源价格远高于长期合同价格，现货在资源结构中占比越高，相应进口商的整体进口成本越高（2023年与此类似）。
影响国际LNG市场区域溢价水平的其他因素主要包括地缘政治事件、项目生产故障和不可抗力（如地震、罢工等）、重大资源发现、重大气候变化、重大科技突破、替代能源供应情况（如水电、核电、风电等）等因素。这些因素通过影响国际LNG市场的供需格局和贸易流向，导致不同进口国家和地区的需求形势、运输成本、资源结构发生变化，进而影响区域溢价水平。
4国际LNG市场区域溢价趋势研判
4.1需求方面，欧洲需求逐步下降，亚洲仍为未来最主要的LNG进口区域
欧洲、亚太的天然气消费趋势同样能够佐证以上观点。根据《bp世界能源展望》，在新动力情景（2050年全球碳排放比2019年减少30%）、快速转型情景（2050年全球碳排放比2019年减少75%）和净零情景（2050年全球碳排放比2019年减少95%以上）3种情景下，欧洲的天然气消费总量均呈下降趋势，而亚太的天然气消费总量将持续增长或至少在2035年之前保持增长（见图7）。
4.2供给方面，美国LNG资源占比提升，亚洲进口资源的运输成本整体上涨
需要特别说明的是，以上趋势研判未考虑可能对国际LNG市场产生较大影响的其他因素。如，水力压裂技术和水平钻井技术助力美国页岩油气革命成功，使美国从LNG的净进口国成为举足轻重的LNG出口国；又如，俄乌冲突导致欧洲大量进口LNG以替代大幅减少的俄罗斯管道气供应等。
5结论和建议
5.1加大勘探开发和增储上产力度
近年来，我国油气企业持续加强国内天然气勘探开发力度，在陆上超深层、深水、页岩气、煤层气等领域不断取得重大突破，截至2023年已连续7年实现天然气年增产超100亿立方米。在我国天然气对外依存度不断提高的背景下，加大国内天然气勘探开发和增储上产力度对保障国家能源安全具有战略意义。不断提升国内天然气资源供应，也有利于提高天然气自给能力、缓解LNG进口压力，尽可能避免在国际市场价格高企时大量采购LNG，平抑LNG的整体进口成本波动。
5.2做强做优LNG国际贸易
做强做优LNG国际贸易，有利于不断提升保障国内天然气供应、优化进口成本的能力。一是持续提升对全球LNG资源的优化配置能力，从LNG的进口大国向贸易强国转变，将我国在国际LNG市场的角色从以采购为主向更大程度的“采购+贸易”转变，避免采购时受到国际市场挤兑的不利影响。二是重视对FOB离岸资源的获取和对船舶运力的掌控，FOB离岸资源由买方负责船舶调度、货物运输和卸货安排，在掌握货物目的地灵活性、提高买方对供应链的掌控能力等方面具有巨大优势，有利于买方把握市场时机，在全球资源优化中降低成本、创造效益。
5.3深化天然气全产业链国际合作
建议持续深化天然气全产业链的一体化国际合作，除传统的资源采购合作外，积极将合作领域向上游气田、液化厂和下游接收站、销售市场等延伸。一方面与全球合作伙伴实现收益共享、风险共担，有利于平抑LNG进口成本、减少价格剧烈波动对进口方经营活动的不利影响；另一方面，有利于带动国内企业在对外投资、工程技术、装备制造等方面的国际合作，并推进国内市场的高水平对外开放，助力天然气行业的高质量发展。