【市场】全球天然气贸易全景和趋势
来源：本站 最后更新：2024-11-07 22:15:18 作者：佚名 浏览：116次
英国能源研究院（EI）今年发布的《世界能源统计年鉴》显示，2023年，全球天然气产量达到4.05万亿立方米，比2022年高0.3%；全球天然气总消费量达到4.01万亿立方米，较2022年增长10亿立方米，增幅为0.02%。
此外，数据显示，2023年，在全球一次能源消费构成中，天然气占比为23.3%，排在石油（31.7%）、煤炭（26.47%）之后，是人类社会消费的第三大能源来源。近年来，随着全球能源转型的加速推进，作为相对清洁的化石能源，天然气在能源转型过程中起到了“桥梁”作用，地位因此不断提升。
然而，天然气从多年前一文不值的石油副产品，到如今跃升为国际大宗商品中的“顶流”，历经了漫长的演变过程。众多市场参与者为确定其价值和价格殚精竭虑。无数的计算公式，花样繁多的约束条款，都见证了天然气在能源版图上的“逆袭”之路。
天然气国际贸易溯源
天然气的国际贸易最早可追溯到1890年，当时一位加拿大商人将加拿大安大略省尼加拉瓜瀑布附近一口井所产的天然气出口到美国纽约州布法罗市，此后又于1895年将业务拓展到底特律。销售价格因年代久远已不可考，但可以肯定的是，未采用后来极常见的长期合同。
之后由于出口地资源几近耗竭，安大略省政府有意将资源留作己用，于是在1901年禁止了天然气对美国出口。20世纪30年代，美国向加拿大和墨西哥都出口过天然气，但数据难寻且数量不大。
欧洲的天然气贸易则始于1946年苏联向波兰管输天然气，但年销量不超过3.5bcm（bcm为十亿立方米）。而加拿大正式向美国出口天然气则始于1950年，这一年也被认为是现代天然气国际贸易的开始。
与石油相比，天然气国际贸易的历史相对较短。1960年~1970年，全球石油贸易从4.49亿吨（525bcm）增至12.63亿吨（1448bcm），而天然气贸易则从区区5.2bcm增至45bcm，其中北美天然气贸易占一半以上，欧洲天然气贸易占33%，苏联从阿富汗和伊朗进口的天然气占比为9%左右。1969年，日本已开始从阿拉斯加进口液化天然气（LNG），是当时全球唯三的LNG贸易之一（另外两个是阿尔及利亚的LNG销往法国和英国），也是太平洋区域唯一的天然气国际贸易行为。
1950年~2010年，天然气国际贸易量增长迅猛，管道气出口贸易主要发生在区域内的国家之间，2005年起LNG贸易异军突起。1985年~2005年，LNG贸易量在全球天然气贸易总量中占比一直为22%左右；2005年~2010年，LNG贸易量大增60%，在全球天然气贸易总量中占比增至30%，范围遍及北美、拉美、欧洲、俄罗斯、非洲—中东和亚太等六大区域。
北美洲是第一个吃天然气跨境贸易“螃蟹”的大洲。早在1907年，纽约就出现了首个裁决和管理天然气市场价格的公共事业委员会；1920年，美国有35个州纷纷效仿；1930年，美国联邦能源管理委员会成立，管理州际贸易，其中也包括美国、加拿大、墨西哥之间的国际贸易，加拿大类似机构则成立于1959年。
美国、加拿大、墨西哥之间的天然气贸易基于3个国家天然气供需情况的变化产生了相应的计算公式，并形成了与油价挂钩的定价体系。美国是全球首个通过放松上游价格管制、促进管网开放而转向在天然气集输中心（枢纽）现货定价（市场定价）的国家，受此激励，美国天然气产量大增，开始出现供过于求现象，逐渐打破了天然气与油价的锚定，尤其是以此为基础定价的进口气价。1990年，纽约证券交易所根据亨利中心（Henry Hub）现货价格为基准确定天然气期货价格以来，亨利中心气价就成为北美重要的气价基准。
20世纪70年代，美国还开始进出口LNG。根据1985年发表的一篇论文提供的数据，美国曾与尼日利亚、阿尔及利亚、印尼、马来西亚、阿根廷、哥伦比亚、厄瓜多尔、委内瑞拉、挪威、伊朗等国家的公司就22个LNG项目进行合作，这些项目阶段各异，但其中仅有一个与阿尔及利亚相关的项目成功运营。大部分LNG项目未能成功运营的原因在于定价，而阿尔及利亚的LNG价格与美国气价相比更有竞争力。
北美天然气价格放松管制后，美国气价长期在2~3美元/百万英热单位徘徊，但这一局面在20世纪90年代末戛然而止。此后，美国气价一直波动剧烈，2006年初曾超过12美元/百万英热单位，2008年该价位重现，直至非常规天然气因高气价刺激加大开发力度增加了天量供给，才使得气价再次长期保持在2~3美元/百万英热单位，也催生了美国LNG项目的再度繁荣，且此次繁荣以出口为主。
欧洲最初的定价也与其他能源形式存在锚定关系。1959年在荷兰发现的格罗宁根大气田标志着欧洲大陆西北部大规模天然气消费的开始，也形成了荷兰天然气的垄断局面和定价体系。由于当时欧洲天然气市场还未开发，荷兰又高度垄断资源供应，早期定价方式一直未确定，但产生了一系列定价名词，如格罗宁根原则、重置价值原则、市场价值原则，以及净回市场价值法等。
净回市场价值法是指将天然气和各种能源产品如煤炭、石油或其他客户正在使用的能源进行比较定价，基本上形成了3种不同的平均净回值的市场价值，分别对应现有天然气用户、新天然气用户（如新建的工厂）和现有无用气能力的用户（燃烧设备需改造）。
但随着行业的发展，比价逻辑和依据受到质疑，尤其是欧洲西北部地区，做完选择后并没有多少反悔机会，如改装了天然气燃烧装置就不能再用回原有的能源。然而市场价值定价使得荷兰政府和关联企业获得了比成本定价更高的收入，也在提高天然气用量的同时，最大限度降低了对石油等其他能源产品的依赖。
欧洲大陆气价定价的不合理性随着市场的发展越发明显，使得早其十几年形成的英国枢纽“气气竞争”定价方式获得更多支持。
英国天然气定价经历了从成本定价向枢纽定价的转变。20世纪90年代中期，在长期的天然气成本定价之后，英国天然气市场逐渐成形，英国天然气集团（BG）使命完成，遂被私有化，开放了市场，天然气供应大增。1996年，英国推出了NBP，开创了以虚拟交易枢纽为核心的市场运行和定价机制，并基于此建立了成熟的天然气市场，形成了具有全球影响力的NBP基准枢纽价格。英国天然气市场的一个特点是，除了与挪威签订大额进口合同，与石油挂钩从来不是重要的价格形成机制。
2008年后期，以全德进口天然气均价为代表的与石油挂钩价格与以NBP为代表的交易中心枢纽价格开始明显分离，虽然交易中心交易量远低于前者，但是形成的枢纽价格也同样远低于前者，加之市场供应增加且受经济影响需求不振，以枢纽价格为基础的定价呼声加大，随后欧洲交易中心百花齐放，形成了以NBP、TTF（荷兰天然气中心）等为代表的西北部枢纽价格。其中NBP价格曾数次不足与石油挂钩气价水平的一半，造成了枢纽价格低于石油挂钩价格的错觉。
作为“气气竞争”，枢纽价格反映的是天然气行业的供求关系，石油挂钩价格则是替代品之间的竞争，反映的是能源行业的价格水平，两者之间没有绝对可比性。2021年以来，NBP、TTF价格屡破新高，颠覆了大家对长约和现货价格的认识，纷纷认为与石油挂钩价格低于枢纽价格，转而大规模签订与石油挂钩价格合约。
早在1969年，日本就已从美国阿拉斯加进口LNG。由于缺乏与美国本土连接的天然气管道，阿拉斯加生产的天然气只能以LNG形式出口。无论是美国卖家还是日本买家，都欠缺LNG相关的议价经验，也可能是出于这个原因，最初15年，阿拉斯加对日本出口的LNG均以0.52美元/百万英热单位计价，合同中唯一与议价有关的条款规定，“未来如出现其他同等条件下的LNG供应源，包括阿拉斯加、加拿大、澳大利亚、中东，卖方应与买方就LNG价格展开讨论，以确定一个双方均满意的价格”。
值得注意的是，在20世纪60年代后期签订的合同中，从未提及文莱和印尼成为天然气供应国的可能，但这两个国家随后不到十年先后成为新天然气出口国，而被点名的澳大利亚则在20年后才成为天然气出口国，加拿大更晚。
1972年，日本与文莱签订了新购气合同，价格低于其从阿拉斯加购买天然气的价格，为0.486美元/百万英热单位。与此前的合同一样，都未考虑通胀和油价指数的可能影响，但合同中设置了照付不议条款。在合同最初的5~6年，执行这一条款的交易量占比非常低，但在其后的合同期内占比则高达97%。
虽然这些合同固定了气价，但并未持续太久，1973年~1974年，原油价格暴涨也带动了LNG价格上涨。1980年，多数LNG合同定价都开始反映当时日本进口原油的价格，甚至按热值计算时还超过了油价。1987年，日本进口的LNG价格开始根据当时进口的20种原油均价为锚制定，也即进口原油混合定价机制（JCC），同时还可调整价格，保证该定价与其他国家进口LNG价格相比仍有竞争力。JCC这个术语出现的时间虽然较晚，但实操却可追溯至20世纪70年代中期。
日本接受LNG定价与油价锚定源于20世纪70~80年代（也包括21世纪前10年），日本LNG用户以电力公司为主，而以东京燃气公司和大阪燃气公司为首的城市燃气公司的LNG需求则占日本进口LNG总量的30%。这些电力公司原本直接用石油发电，进口LNG是很好的替代品，将LNG价格与原油价格挂钩在日本几乎没有遇到任何阻力，原油价格为LNG提供了“官方”价格基准。
JCC的形成被认为与1979年马来西亚国家石油公司分别与东京电力公司、东京燃气公司之间的合同谈判（最终于1983年签订）有关。马来西亚方面不希望在合同中采用印尼原油价格指数定价，想寻求自己的原油定价公式。最初协议确定的价格明显高于原油价格，但在交付开始前，双方重新商定了一个计算公式用于前4年的交付。根据该公式，50%的LNG进口量与日本进口的原油（包括凝析油）均价挂钩，另一半则与马来西亚原油官方售价（OGSP）挂钩。马来西亚将这种方式称为鸡尾酒式定价，JCC定价法由此启动。
1988年开始，日本财务省开始在其所谓的“黄皮书”中每月公布日本清关原油价格的统计数据，这一做法至今仍在其网站上延续。然而，马来西亚的合同中并未使用“JCC”一词，1985年签署的澳大利亚西北大陆架（NWS）合同也未使用“JCC”一词，该合同与进口到日本的所有原油在日本的加权平均到岸价格挂钩。但直到21世纪初，“JCC”一词才开始在合同中出现。
JCC的LNG进口价格随原油价格变动的调整需要系数。亚洲LNG历史上最常用的系数是0.1485，通常被称为14.85%斜率，最初是被1973年印尼国家石油公司（Pertamina）与日本财团签订的第一批长期LNG供应合同所采用。
1986年，韩国从印尼进口LNG前，日本是亚洲唯一的LNG买家。1990年，日本进口了近520亿立方米LNG，在全球LNG贸易中占绝对主导地位（70%以上）。因此，其他亚洲国家进口LNG时别无选择，只能接受类似于目前在日本合同中使用的原油定价机制，该机制一直持续到现在。
20世纪80年代末，现货LNG销售（现有长期合同之外的销售）开始出现。最初的现货交易或是未签订合同的LNG，或是现有长期合同中断/取消造成的产能过剩的产物。有据可查的首次LNG现货销售发生在1989年，阿尔及利亚向日本出口了3批现货LNG，1990年又再次出口两批，且售价似乎大幅低于日本的合同价格。然而，全球LNG现货贸易量1999年才100亿立方米，所以现货交易直到21世纪才蓬勃兴起。
虽然全球天然气市场正朝着更开放的定价机制方向发展，但各地仍采用不同的方法来确定气价，最终表现出明显的区域性特征。国际天然气联盟（IGU）将当前全球天然气定价机制归纳为以下几种：
石油价格锚定（OPE）：通过一个基础价格和相关价格上涨条款，将天然气价格与竞争性燃料价格挂钩定价。竞争性燃料通常是指原油、汽油、燃料油，有时也可以是煤炭。
气气竞争定价（GOG）：是由供需相互作用决定的天然气对天然气的竞争定价，交易时间多样，可为日、月、年或更久。交易在实体中心（如美国的亨利中心）或名义中心（如英国的NBP）进行。如果有更长期的合同，则使用天然气价格指数来确定价格。现货LNG定价亦属此类。
双边垄断定价（BIM）：由卖方和买方的讨论和协议决定价格，价格在一段时间内固定——通常是一年。可能有书面合同，但通常由政府或国有企业主导。
最终产品的净回值定价（NET）：天然气供应商收到的价格随买方生产的最终产品的价格变化。通常发生在天然气被用于化工厂原料（如氨或甲醇）等场景，且气价为生产产品的主要可变成本。
服务监管成本定价（RCS）：价格由监管机构或可能的部委确定或批准，但价格应涵盖服务成本，包括投资的回收和合理的回报率。
社会和政治管制定价（RSP）：多由某部门根据特定的政治或社会情况制定的气价，以应对成本增加或提高收益。
管制低价（RBC）：国家对国民的补贴，气价低于天然气生产和运输的平均成本。
无价格（NP）：生产的天然气或燃烧或免费供给居民和工业。
大规模的国际天然气贸易直到20世纪50年代才开始，大幅晚于石油和煤炭。而在20世纪70年代前，天然气贸易极具区域性，如北美的加拿大对美国的天然气出口，欧洲的荷兰向其他邻国出口格罗宁根气田的天然气等。
20世纪70年代后，欧洲的天然气交易更加活跃，但仍具有区域性特征。苏联的天然气和阿尔及利亚的LNG进入欧洲后，使得这里的天然气贸易开始具有更多国际化特色。而日本从美国阿拉斯加进口LNG则是天然气贸易一次重大的全球化进展。20世纪后半叶，管道气贸易占据了主导地位。
21世纪以来，北美、欧洲、独联体和亚洲是全球四大天然气贸易区，贸易量占全球管道气进口总量的93%、占全球LNG进口总量的96%。除了个别国家，非洲和南美几乎没有大的天然气交易。20世纪80年代至21世纪初，天然气贸易本质上是一种地区性现象，即相邻国家之间通过管道进行交易。但随着全球化的推进，天然气国际贸易量大幅增加，LNG在天然气贸易总量中的占比开始超过20%。
在此期间，大量天然气进出口贸易主要发生在经合组织（OECD）国家之间，这源于多个因素。首先，这些国家拥有天然气市场，且规模和潜力相对较大，使得建设大量基础设施具有商业可行性。其次，在没有政府补贴的情况下，这些国家终端消费者支付的价格就涵盖了天然气生产和交付成本，有利于天然气贸易的自由竞争。而非经合组织国家多数不具备这些条件。随着全球经济的持续发展，有着不同经济制度的国家也先后在天然气贸易的定价方面向市场经济过渡。
实际上，天然气国际贸易定价一直存在问题，比如经济原则应用混乱、价格不透明等。在北美以外地区，除了合同相关方，没人能获得任何有关价格的信息，政府和监管当局不断干预商业谈判，对此也毫无帮助。北美早期的气价从监管下的“成本+”为基础开始，在20世纪70年代演变成与石油挂钩的定价体系，到80年代中期则演变成基于亨利中心现货或纽约证券交易所期货的市场定价形式。
欧洲大陆天然气进口价格主要以石油产品为基础，并与之挂钩，如燃料油和汽油。英国对国内天然气采用与成本相关的定价方式，但对挪威的唯一重要进口合同则采用与石油相关的价格。20世纪90年代末，英国天然气定价开始以国家平衡点（NBP）虚拟中心的现货价格为基础。
苏联对西欧的天然气出口最初有很大一部分是易货贸易，即用天然气出口换取管道和压缩机，西欧对苏联天然气项目的投资保证了以软货币和易货方式对欧洲经济互助委员会成员国的低价天然气供应。苏联解体、冷战结束后，俄罗斯不再对这些欧洲国家提供廉价天然气，但独联体国家之间开始了大规模的易货贸易，并持续到2005年左右。
日本LNG进口始于固定价格合同（高于原油价格），但后来转变为反映LNG出口国的原油价格。21世纪初，价格则转变为锚定日本进口原油的均价，日本原油混合物定价（JCC）成为太平洋地区LNG进口的共同基准。
对于多数天然气进口国和出口国来说，选择油价作为天然气定价的基准合乎逻辑，因为所有天然气进口国都使用石油，而且石油进口份额越来越大。多数情况下，天然气进口取代了这些国家的原油和石油产品进口，因而形成了一种合乎逻辑的商业关系。多数早期的天然气出口国同时也是原油出口国，因此根据这种逻辑上的联系提出了天然气应该与原油平价的主张。双方另一个强有力的论据是，原油和石油产品的价格虽然不是经济学家所理解的供求关系的产物，但却不会受到天然气出口国或进口国的影响，换言之，它是独立的价格参考，很难被操纵。
20世纪80年代开始，这种定价逻辑在北美出现了问题，并在20世纪90年代和21世纪初逐渐蔓延至其他国家。在一些领域，天然气成功取代了石油，不断上涨的油价证实了终端用户改用天然气是明智之举。在市场渗透阶段，天然气在能源平衡过程中不再是石油产品的替代品，而是成为独立的门类，所占份额很大。
在北美和欧洲，石油用途已回撤至运输部门和石化部门。最初的价格挂钩理论（即终端用户可在石油产品和天然气之间转换）开始瓦解。许多国家制定的新环境条例也禁止石油产品在工业和发电领域的应用。紧随其后的是自由化和竞争，北美称之为“放松管制”，政府政策和监管的结合，加上天然气供应过剩，使得气价与油价脱钩，开始以虚拟和实体枢纽为中心开展天然气之间的竞争。然而，在北美和英国以外的地区，多数天然气出口国和进口国都忽视了这些趋势，仍满足于原有的定价体系，希望在油价持续上涨时期获得高额的财务回报。
从天然气定价的历史演化过程来看，国际天然气定价演化可分为3个阶段：与成本相关（或以其他方式监管）时期，与石油挂钩时期和市场（以枢纽为基础）定价时期。这个阶段划分比较契合2000年以前北美和英国的定价发展，但并不适合其他地区。对于转向以枢纽为基础定价的天然气行业来说，打破垄断，特别是获得管网权限，引入“气气竞争”是极大的利好。另一个有利于所有市场参与者的是，基于枢纽的现货和期货定价的体系（美国的亨利中心和英国的NBP）成为行业价格基准后，所有新天然气供应，无论来自何处，都有一个统一的定价基础可依。
根据英国能源研究院（EI）2024年最新数据，2023年，全球天然气产量略有增加，从2022年的4.04万亿立方米增至4.05万亿立方米。其中，美国天然气产量增长了4.2%。与此同时，欧盟正寻求2027年前逐步停止从单一国家进口天然气。欧盟报告显示，2023年，欧盟成员国进口单一国家的天然气仅占其需求的14%，而2021年则高达45%。
总体上，全球天然气需求2023年出现小幅增长，其中中国、北美、非洲和中东等国家和地区的需求增长基本被其他地区的下降所抵消。中国将成为世界上最大的LNG进口国，2023年天然气需求增长7.2%。相比之下，欧洲天然气消费量下降了6.9%，是1994年以来的最低水平，主要源自可再生能源的快速增长和新增核能的推动。就产量来看，2023年排名前十的天然气生产国有：
1. 美国：天然气产量为1.35万亿立方米，已成为全球最大天然气生产国。在煤炭成本上升、水平钻井和水力压裂等开采技术进步的影响下，美国天然气产量过去10年增加了3500亿立方米以上。其中，天然气产量最高的是阿巴拉契亚地区，占美国天然气总产量的29%。但该地区有限的天然气管输能力限制了产量增长，这意味着美国天然气产量增长潜力巨大。
高企的国际需求和稳定的国内消费增长，将使美国2050年前保持石油产品和天然气净出口国的地位。美国能源信息署（EIA）《2023年能源展望》报告表示，在美国转向可再生能源发电的同时，由于国际上LNG需求仍将呈增长态势，美国天然气产量预计将继续上升。
美国不仅是全球最大天然气生产国，而且是最大天然气消费国。2023年，美国天然气需求总量为8865亿立方米，主要用于家庭供暖和发电。据路透社报道，美国2022年上半年增加了对欧洲的LNG出口量，自此成为全球最大LNG出口国。
2. 俄罗斯：天然气产量为5864亿立方米，是全球第二大天然气出口国和生产国，拥有全球已知最大天然气储量。有报道称，俄罗斯天然气工业股份公司的天然气储量占全球总量的16.3%。俄罗斯过去的天然气生产主要集中在西西伯利亚，但近十年投资已转向亚马尔、东西伯利亚、远东和北极近海。
3. 伊朗：天然气产量为2517亿立方米，占全球总产量的6%左右，天然气储量在全球排名第二，但天然气基础设施落后于美国和俄罗斯。过去十年，伊朗天然气产量增加了两倍，是中东最大的天然气生产国。伊朗和卡塔尔共同拥有世界上最大的天然气田（伊朗称之为南帕尔斯，卡塔尔称之为北部气田）。伊朗石油部长称，伊朗计划5年内将产能提高30%，并向气田投资800亿美元。目前，土耳其和伊拉克是伊朗天然气的主要进口国，土库曼斯坦和亚美尼亚与伊朗签订了交换协议。
4. 中国：天然气产量为2343亿立方米。2013年以来，中国天然气产量增长了92.3%，从2013年的1218亿立方米增长到2023年的2343亿立方米，创下历史新高。但中国天然气需求量巨大，仍需要依赖进口，澳大利亚、土库曼斯坦、美国、马来西亚、俄罗斯和卡塔尔是中国主要的天然气供应国。
2022年3月，我国政府发布了第14个五年计划（2021~2025），计划到2025年生产天然气223亿立方英尺/日，这意味着天然气产量将较2021年高出30亿立方英尺/日。
目前，页岩气、煤层气和天然气水合物等非常规天然气产量约占中国天然气总产量的43%。
5. 加拿大：天然气产量为1903亿立方米，证实天然气储量为83万亿立方英尺，西部沉积盆地（WCSB）是加拿大主要天然气产区。除了WCSB，纽芬兰与拉布拉多省和新斯科舍省附近的海上油田、北极地区和太平洋沿岸也有大量天然气储量。
加拿大也是最大的天然气出口国之一，但基本上完全依赖管道出口，美国是其唯一的贸易伙伴。2022年，美国99%的天然气进口来自加拿大。加拿大缺乏LNG基础设施，不太可能成为满足欧洲天然气需求的潜在来源。
根据加拿大政府的数据，2023年天然气产量有所增加，平均日产179亿立方英尺，12月达到188亿立方英尺/日的峰值，另有7个月的日产量超过180亿立方英尺。
6. 卡塔尔：天然气产量为1810亿立方米，拥有全球第三大证实天然气储量，大部分位于与伊朗共享的气田。截至2023年10月，卡塔尔是全球第三大LNG出口国。近年来，卡塔尔采取措施进一步利用资源，努力提高在国际天然气市场的地位。有报告称，卡塔尔能源公司正寻求增加LNG出口量。
7. 澳大利亚：天然气产量为1517亿立方米，2009年以来，该国天然气产量增加了1130亿立方米。澳大利亚几乎所有天然气资源都位于西北大陆架，这里是其7个LNG项目的原料来源。随着更多LNG出口设施投运，该国LNG出口过去十年呈指数级增长，现在其LNG出口能力在全球位列第二。
8. 挪威：天然气产量为1166亿立方米，是全球第三大天然气出口国，2023年，挪威占欧盟天然气供应的30.3%。挪威的天然气出口与美国的LNG几乎取代了单一国家在欧洲天然气市场的地位。
身处环保“急先锋”欧洲的挪威仍需要在“要气候还是要能源”的两难处境中腾挪。2023年中期，挪威政府为19个油气开采项目亮了绿灯。今年5月，挪威政府又颁发了37个新区块的开采许可证，并不断强调油气行业对挪威和欧洲的重要性。
9. 沙特：天然气产量为1141亿立方米，2013年以来一直稳步增长，2022年达到创纪录的1167亿立方米，2023年略有下降。有报告称，沙特天然气产量增长很大程度上源自独立天然气井开发的增加。
目前，沙特天然气并不出口，但政府计划2030年开始出口天然气。美国能源信息署称，沙特正致力于到2030年用天然气和可再生能源发电取代原油、燃料油和柴油发电，这可能导致其国内天然气需求增加。2023年底，沙特开始投资LNG市场，沙特阿美收购了MidOcean能源公司股份，而后者将收购4个澳大利亚LNG项目的权益。
10. 阿尔及利亚：天然气产量为1015亿立方米，拥有世界第五大LNG出口能力。2022年，该国近85%的出口用于满足欧洲的天然气需求。意大利去年与阿尔及利亚签署了一项协议，以增加从该国进口的天然气量。阿尔及利亚政府预计，未来5年，天然气产量每年将增长1.4%。
