截至2014年年底，全球天然氣探明儲量187萬億立方米，足以保證54.1年的生產需要，相比2013年探明儲量增加0.3%。2014年探明儲量增長主要來自俄羅斯（4000億立方米）、阿塞拜疆（3000億立方米）和美國（2000億立方米）。2014年全球天然氣產量為3123.7億立方米，相比2013年增加1.6%。全球天然氣生產地集中在北美、歐洲、亞洲和中東地區，從國家來看，北美地區主要集中在美國和加拿大；歐洲主要集中在挪威；中東地區的天然氣生產國主要有伊朗、卡塔爾和沙特阿拉伯；非洲地區天然氣產量較高的國家有阿爾及利亞，2014年的天然氣產量為83.3億立方米；亞洲地區主要為中國、印度尼西亞和馬來西亞，2014年天然氣產量分別為134.5億、73.4億和66.4億立方米。

從全球各地的天然氣消費量來看，歐洲、北美和亞太地區是主要的消費地，而最近幾年，北美、中東和亞太地區消費量逐年增加。2014年，世界天然氣產量增長1.6%，而2014年天然氣消費量僅增長0.4%，產量增長是天然氣消費量增長的四倍。除北美洲之外，世界其他區域的天然氣產量增長均低于平均水平。美國（+6.1%）達到歷史最大生產增量，而俄羅斯則經歷了歷史最大降幅（-4.3%）。除北美和中東之外，世界其他地區的天然氣消費量增長均低于平均水平，美國（+2.9%）是消費增量最大的國家，而歐洲則經歷了歷史最大降幅（-11.6%）。

圖為全球各地區天然氣產量（10億立方米）

從生產和消費量來看，美國天然氣產量最近幾年逐漸超過消費量；歐洲基本自給自足，而由于區域分配不平衡有一些進出口；中東國家產量大于消費從各國家的進出口量來看，北美洲地區加拿大為凈出口，墨西哥為凈流入，而美國進出口量均較大。歐洲地區英國、法國、德國、意大利、西班牙、土耳其等國家均凈進口，荷蘭和挪威為凈出口，挪威以管道液化氣輸出為主。歐亞地區俄羅斯為凈出口，以管道天然氣為主，烏克蘭凈進口。中東地區也為凈出口，以出口液化天然氣為主。亞洲地區中國、日本和韓國均凈進口，日本和韓國只能進口液化天然氣，而中國還有進口管道天然氣。

B 全球天然氣價格體系

由于全球天然氣生產和消費的區域分割，天然氣國際貿易多數是通過管線或船運來運輸的。地理上的限制和運費的高低使得世界各地形成了具有明顯區域特性的天然氣價格體系，主要有四種代表性的價格，分別為美國亨利交易中心價格、德國平均進口到岸價、英國NBP天然氣價格和日本液化天然氣價格。從定價機制來看，北美與英國采用市場定價，歐洲大陸采用天然氣與油價掛鉤的方式，日本液化氣采用與原油進口平均價格掛鉤的方式，部分地區仍采用壟斷定價。

美國長久以來就是天然氣的生產和消費大國，其國內有廣泛和深入的天然氣物流和貿易基礎。美國亨利中心擁有一些天然氣貿易的硬件設備，該地區擁有連接16個州的天然氣管道系統，可以將這些地區的天然氣輸送出去，這些管道輸送系統橫穿美國東海岸、墨西哥灣和中西部地區，直至加拿大邊境。同時，美國亨利中心也是NYMEX天然氣期貨合約的交割地，由于期貨交易和持倉的發展，NYMEX天然氣期貨價格已成為天然氣的基準價格，并且NYMEX為了滿足市場需求，針對亨利中心與美國和加拿大進口天然氣的價格關系推出了一系列互換合約，這些合約在芝商所的ClearPort交易平臺上交易。美國亨利交易中心的天然氣價格是美國天然氣價格的代表。由于美國頁巖氣的發展和市場化的需求，美國的天然氣定價是相對市場化的，為競爭性體制。英國也采用市場化定價，形成了NBP平衡點指數價格。

歐洲采用與油價掛鉤的定價政策來開展天然氣貿易。該政策將天然氣價格調整與3種石油燃料(柴油、高硫和低硫重質燃油)的市場價格按照百分比掛鉤，然后根據“傳遞要素”進行調整來分擔風險。歐盟雖然出臺了多個天然氣法令來建立統一的天然氣市場，但由于國與國之間、企業與企業之間、管道與管道之間的分割，至今還沒有做到像美國那樣的自由準入和具有市場流動性。

東北亞(日本、韓國、中國臺灣、中國大陸)的LNG貿易定價體系源自日本。由于日本當年引進LNG主要是為了替代原油發電，因此在長期合同中采用了與日本進口原油加權平均價格(JCC)掛鉤的定價公式。雖然這一定價方式已經不契合日本和亞太其他國家和地區的市場現狀，但目前尚無供需雙方都能接受的其他方式，只能通過設定JCC封頂價格和封底價格的方式來規避風險。

俄羅斯與中亞地區采用雙邊壟斷(壟斷出口和壟斷進口)的定價模式，通常采用政府間談判來確定供應給非歐盟用戶的天然氣價格。

從世界各地長期的天然氣價格走勢來看，亞洲地區的天然氣價格普遍高于其他地方的價格，而美國的天然氣價格在2004年之后不斷下滑，由于頁巖氣革命，美國的天然氣逐漸自給自足并且可以出口。

C 我國的天然氣定價機制

從1987年至今，我國的天然氣價格改革使天然氣定價逐漸從政府完全主導向市場化定價轉變。

2011年年底，國家發改委發出通知，決定自2011年12月26日起，在廣東、廣西兩省開展天然氣價格形成機制改革試點。通知指出，我國天然氣價格改革的最終目標是放開天然氣出廠價格，由市場競爭形成，政府只對具有自然壟斷性質的天然氣管輸費進行管理。在廣東、廣西先行試點，主要是探索建立反映市場供求和資源稀缺程度的價格動態調整機制，逐步理順天然氣與可替代能源的比價關系，然后向全國推廣。

2014年8月12日，國家發改委公布，自9月1日起將非居民用存量天然氣門站價格每立方米提高0.4元，同時明確全面放開進口液化天然氣和非常規天然氣價格。

2015年2月28日，國家發改委公布，自4月1日起將存量氣和增量氣門站價格并軌；4月1日起各省增量氣最高門站價格降低0.44元/立方米，存量氣最高門站價格提高0.04元/立方米。存量氣和增量氣的并軌有助于未來的天然氣價格市場化。

在廣西、廣東兩省的天然氣價格改革試點文件中，將天然氣定價方式改革為市場凈回值法，選取上海市場（中心市場）為計價基準點，并建立中心市場門站價格與可替代能源價格掛鉤機制。中心市場天然氣門站價格按照略低于等熱值可替代能源的原則確定。可替代能源品種選擇燃料油和液化石油氣（LPG），權重分別為60%和40%。等熱值可替代能源價格按照燃料油和液化石油氣單位熱值價格加權平均計算。同時，為保持天然氣與可替代能源的競爭優勢，鼓勵用戶合理使用天然氣，天然氣價格按可替代能源價格的90%計算。中心市場門站價格計算公式為：P天然氣=K×(α×P燃料油×H天然氣/H燃料油+β×PLPG×H天然氣/HLPG)×1+R），其中P天然氣為中心市場門站價格（單位：元/立方米）；K為折價系數，暫定0.9；α、β為燃料油和液化石油氣的權重，分別為60%和40%；P燃料油、PLPG為計價周期內海關統計進口燃料油和液化石油氣的價格(單位：元/千克）；H燃料油、HLPG、H天然氣為燃料油、液化石油氣和天然氣的凈熱值，分別取10000千卡/千克、12000千卡/千克和8000千卡/立方米；R為天然氣增值稅，目前為13%。

從上海中心門站的價格計算方式可以看到天然氣價格與液化石油氣、燃料油價格掛鉤，參考了歐洲的價格定價方式，不過調整時間較慢，最近為半年調整一次，未來天然氣定價將如何調整仍需等待政策的指引直至完全市場化。 來源：和訊網