国际液化天然气市场区域溢价研究

摘   要：天然气作为最清洁的化石能源之一，在保障能源安全、促进能源低碳转型等方面具有不可替代的重要作用。在国际能源大宗商品贸易领域经常出现的区域溢价现象，在国际液化天然气（LNG）市场也同样存在。文章首先界定国际LNG市场区域溢价的概念，指出不能将不同区域天然气市场价格差异简单等同于区域溢价，并提出具体测算国际LNG市场区域溢价的2种口径。通过分析主要进口国家和地区的到岸进口价格发现，2011—2021年为亚洲溢价、2022年为欧洲溢价、2023年重回亚洲溢价，中国大陆多数时期对欧洲溢价，但溢价情况好于东北亚及东南亚等国家和地区。区域溢价主要源于供需格局、运输成本、资源结构等方面因素，不能将区域计价简单视为出口方的价格歧视，预计未来较长时期内国际LNG市场将以亚洲对欧洲溢价为主。建议从提高国内天然气供应能力、做强做优国际贸易、加强全产业链国际合作等方面，保障我国天然气供应安全，平抑LNG进口成本波动。

关键词：液化天然气 区域溢价 影响因素 趋势研判

长期以来，区域溢价问题特别是亚洲溢价，在国际原油贸易中受到高度关注，国际液化天然气（LNG）贸易发展晚于国际原油贸易，但区域溢价现象在国际LNG市场同样存在。2023年，我国LNG进口量达7 132万吨，同比增长12.6%，再次超越日本成为全球最大LNG进口国。我国LNG进口量将在未来较长时间内保持增长，研究国际LNG市场的区域溢价问题对我国企业管控进口成本具有重要意义。

目前，针对国际LNG市场区域溢价的相关研究不多，且缺少关于具体溢价水平的定量测算。同时，对国际LNG市场区域溢价的认识存在2个方面误区，一是容易将不同区域市场的天然气价格差异简单视为区域溢价，二是容易将区域计价的主要原因简单归因于出口方的价格歧视。

本文在界定区域溢价概念的基础上，定量测算亚洲、欧洲等主要进口区域的溢价水平，分析区域溢价主要原因并提出相关建议。

1 国际LNG市场区域溢价概念界定

北美、欧洲、亚太三大区域的主流天然气价格水平及走势差异较大，主要表现为：北美HH天然气价格长期处于低位，亚太JKM价格与欧洲TTF价格均对北美HH价格呈溢价状态，亚太JKM价格波动性及价格水平长期高于欧洲TTF价格。但俄乌冲突爆发以来，由于欧洲需大量进口LNG以替代俄罗斯管道气，欧洲TTF价格在绝大多数时间对亚太JKM价格呈溢价状态且溢价较为明显，欧洲TTF价格引领亚太JKM价格走势（见图1）。

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。

鉴于以上多方面差异，要较为准确、定量地分析国际LNG市场的区域溢价，需要对相关价格数据使用统一、可比的测算口径。整体来看，可以从以下2种口径分析区域溢价。

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

考虑到数据的可得性和分析的直观性，本文采用口径1，即主要进口国家和地区LNG的DES价格，分析国际LNG市场的区域溢价。在测算中，主要使用标普全球统计的LNG历史进口价格（年平均DES价格，不含相关进口税费）及进口数量数据（因标普全球暂未更新2023年中国大陆LNG进口价格，本文根据中国海关总署统计的2023年中国大陆LNG进口金额和进口量数据，折算2023年中国大陆LNG进口均价）。国际LNG市场主要进口区域包括东北亚、东南亚、南亚、西欧、南欧等，因缺乏英国、法国的LNG历史进口价格数据（未发布相关数据），本文选择东北亚（日本、韩国、中国台湾和中国大陆）、东南亚（泰国）、南亚（印度）、南欧（西班牙和意大利）进行比较测算。

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）。

为便于横向比较，选择数据较为完整的2011—2023年，比较东北亚、东南亚、南亚和南欧的区域间LNG溢价情况，其中东北亚、南欧的进口价格为相关国家和地区的加权平均进口价格，东南亚的进口价格为泰国的历史进口价格，南亚的进口价格为印度的历史进口价格（见图3）。分析发现，一是从亚洲与欧洲比较来看，亚洲市场在相当长时间内对欧洲市场存在溢价，但2022年因俄乌冲突出现反转，2023年重回亚洲对欧洲溢价；二是南亚有紧邻中东资源产地的突出优势，其LNG进口价格低于东北亚和东南亚；三是虽然东南亚比东北亚距离中东、澳大利亚等传统的LNG资源产地更近，但东南亚市场在多数时间内对东北亚市场存在溢价（仅2016年和2020年例外），这可能与泰国的LNG进口中现货资源占比较高有关。

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。

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。

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。

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。

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。

以位于美国墨西哥湾的出口项目Sabine Pass LNG为例，基于LNG船型装载量17.4万立方米、航速18节、日蒸发率0.1%、船舶日租金10万美元、装货卸货时间各2天、富余时间预留3天、装卸港费用50万美元、HH均价3美元/百万英热单位等条件，且不考虑巴拿马运河额外等待时间、燃油费（因在总运费中占比较低）以及可能产生的船舶运力闲置成本（因实际运力安排无法预判），测算往返1个航次的单位运费发现，到东北亚、东南亚、南亚的单位运费比到西欧、南欧的单位运费平均高1~2美元/百万英热单位。

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

从区域溢价的未来趋势看，预计国际LNG市场在未来多数时间内仍将以亚洲溢价为主。主要原因在于：一是未来欧洲LNG进口需求逐步下降，二是美国资源在未来国际LNG市场供应中的占比越来越高。这2个方面因素共同影响未来国际LNG市场的供需格局和运输成本，导致亚洲主要进口国家和地区的LNG进口成本将在未来多数时间内高于欧洲国家。

欧洲正在引领全球能源转型，计划减少化石能源消费并提升可再生能源比重；而亚洲新兴经济体较多，未来经济发展在很大程度上仍需要化石能源的保障。具体到LNG，根据标普全球数据，预计欧洲的LNG进口需求整体处于下降趋势，亚洲的进口需求仍将持续上涨或至少在2035年之前保持增长（见图6）。在基准情景和经济低迷情景下，欧洲LNG进口需求平稳下降，亚洲LNG进口需求持续上涨；在能源转型加速情景下，欧洲LNG进口需求快速下降，亚洲LNG进口需求在2030—2035年达峰。未来全球LNG需求增量仍主要来源于亚洲地区，因而在未来多数时间内出现亚洲对欧洲溢价的可能性较大。

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）。

从2016年美国本土出口第一船LNG以来，美国的LNG供应快速增长，并于2023年超过卡塔尔、澳大利亚成为全球第一大LNG出口国。同时，美国约占目前全球建设和规划LNG出口项目总产能的40%，是未来较长时间内全球最主要的LNG供应增长来源。根据标普全球数据，在基准情景下，美国的LNG供给量将于2025年前后超过1.0亿吨、2028年前后超过1.5亿吨，并长期保持全球第一大LNG出口国地位，在全球LNG供给中的占比将长期保持在25%以上；在经济低迷情景和能源转型加速情景下，美国LNG供给量约为基准情景的50%~67%，在全球LNG供给中的占比为20%~25%（见图8）。美国LNG供给占比的提升叠加欧洲进口需求的逐步减少，意味着美国资源将更多地流向亚洲市场，而美国资源到亚洲市场的运输成本远高于到欧洲市场，构成了未来亚洲LNG市场对欧洲溢价的重要原因。

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

随着我国经济的发展和能源低碳转型的推进，预计我国将在未来较长时期内保持全球第一大LNG进口国地位；而国际LNG市场预计在未来多数时间内仍将主要为亚洲溢价，这对我国管控LNG进口成本提出了更高要求。虽然部分溢价是保障供应、改善民生和促进能源转型不可避免的成本，但我国企业可以通过多种方式在保障资源稳定供应的同时，积极主动地应对LNG亚洲溢价，平抑整体进口成本波动。

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。

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。

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。