原创 | 天然气出口大国的困境：为何澳洲价格反而比中国贵数倍？
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本篇共7813字｜预计阅读时长8分钟
前
言
众所周知，澳大利亚是一个资源大国。除了丰富的矿产资源之外，澳大利亚是世界上排名前列的天然气资源大国，其液化天然气（LNG）出口量仅次于卡塔尔位居世界第二，多年持续不断的LNG出口给澳大利亚带来了赚钱的机会。
但是，懔冬将至，澳大利亚居民突然发现，燃气账单上列出的天然气单价竟然比出口到中国和日本的价格还要高！
下图是一张典型的2017年5月份澳大利亚维州居民燃气账单，单价是0.028079澳元/MJ，换算为含税价约33.98澳元/GJ（不含管输服务费）。
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我们再来看中国广东省深圳市居民管道燃气价格公示表（图2）。自2006年以25年长期协议价从澳大利亚进口液化天然气，深圳市的居民燃气价格一直保持在约3.5人民币/立方米左右（含燃气公司服务费和税费），这个价格长期基本不变。按照标准天然气热值36兆焦耳每立方米和汇率5.12换算，深圳居民天然气价格大约是18.98澳币/ GJ。
同样是来自澳大利亚的天然气，深圳居民的天然气价格只有澳大利亚的55%。
（点击图片放大查看）
这个数字其实不够震撼，在气价高涨的时候，这个比例甚至达到了33％。
再对比另一个LNG进口大国日本的情况。根据能源经济与金融分析研究所（Institute for Energy Economics and Financial Analysis）2016年的一份调查，澳大利亚居民燃气的费用要比日本居民使用澳洲天然气贵出大约65%，而众所周知日本是全世界生活成本最昂贵的地区。
澳大利亚国内气价比出口目的国的气价高，惊奇不惊奇？
不惊奇。如果再加上燃气公司管输服务费（维州约22澳币/月），澳大利亚的居民用气成本就高不可攀了，大概是中国居民的3－8倍。
意外不意外？
其实不应该太意外。早在2014年9月澳洲工人联盟（AWU）发起“Reserve Our Gas”抗议运动时，该联盟负责人就指出，如果不对贪婪的天然气巨头加以管制，而任由其大量出口，未来3年国内的天然气单价将显著上涨，严重损害本国的经济和就业。如今3年过去，正如该运动所揭露的那样，在国际天然气市场价格不断走低的同时，澳大利亚国内的天然气价格上涨了60%多。令人绝望是，在这个寒冷的冬天，澳大利亚天然气仍然源源不断的以远高于出口价销售给国内。
我们应该还记得这个新闻：“茅台酒在美国市场价更低 华人买整箱带回国送礼” ——2012年美国市面上的茅台酒仍比中国大陆国内卖到近3000元人民币的375ml的飞天茅台，在洛杉矶只卖160美元，便宜一半多，让人感叹“国酒”在外国卖得比国内还便宜。
现在澳大利亚的天然气销售市场也面临着这种尴尬的局面：国际市场油气价格疲软，澳洲国内的天然气售价却不断升高。
茅台酒不是必需品可以不喝，但是如果天然气持续高价而且供应紧张，除了影响居民用气价格，还极大影响依赖天然气作为生产资料的企业成本，除此之外还间接影响已经高涨的电力价格。
更重要的是这种蝴蝶效应可能导致全社会成本整体飙升。举例来说，燃气价格每上升5澳币/GJ，对于一家依赖于天然气作为能源的干洗店来说，每年的成本大概会上升2500澳币（假设年用气量为500GJ）。是的，你可能要支付昂贵的干洗费用，再也吃不到便宜的比萨了。
联邦储备银行公布的最新官方数据表明，澳大利亚家庭在一季度的债务相当于其年可支配收入的190%，创下历史新高，标普穆迪均下调了澳洲几乎所有金融机构的信用评级，可以说澳大利亚一只脚正在踏进经济衰退的泥潭，此时国内天然气乃至电力价格的显著上升会不会成为压垮澳大利亚经济的最后几根稻草？
本文从澳大利亚天然气市场和多年的能源政策进行分析，解读一个天然气资源大国出口和内销气价离谱倒挂的背后真相，并且尝试从非官方层面提出合理的解决方案。
阅读导航
一、 澳大利亚丰富的天然气储量和供应
二、 出口和内销价格背道而驰
三、 失败的长期能源战略
四、天然气价格上涨已无法避免
一
澳大利亚丰富的天然气储量和供应
1
储量
澳大利亚主要有三种天然气（NG）资源：
西北地区的常规天然气、东部地区的煤层气和尚未开发商用的页岩气，后两者缺陷是产量不稳定。
这三类天然气加起来技术上可采储量大约为23万亿立方米，居亚太地区首位。已探明储量中一半为页岩气，常规天然气和煤层气各占1/4。
2017年2月，澳大利亚Origin Energy公司宣布，与其合作伙伴猎鹰油气公司（Falcon Oil & Gas）在澳洲北部的Beetaloo盆地发现超级页岩气田，其地质储量达到14万亿立方米，约合820亿桶油当量（110亿吨）。换算成油当量，这一储量相当于大庆油田58年来已探明石油储量的1.8倍。类似这样的气田在澳洲并非罕见，可以说澳大利亚的国民几乎就是“在天然气海洋里游泳”。
2
供应
澳大利亚的地理位置靠近世界三大天然气进口大国（日本，中国，韩国），天然气资源丰富，加上政治稳定，政府重视，故吸引了众多石油天然气巨头在此投资建设LNG项目。
为了便于国际运输，气态的天然气一般通过液化厂终端生产液化天然气，再通过专业的LNG运输船舶供应下游客户。2016年澳洲出口的天然气中，有48%运往日本，30%运往中国，其余的主要运往韩国和印度等地。
澳大利亚目前共有16个LNG生产项目，3个已建成运营：
西北大陆架（NorthWest Shelf LNG）
普鲁托项目一期（PlutoT1）
达尔文项目（Darwin LNG）
7个LNG项目在建：
Wheatston项目
高更Gorgon一期项目（一说已建成运营）
Prelude FLNG项目
昆士兰柯蒂斯LNG项目(QCLNG，APLNG)
Ichthys依稀LNG项目
Gladstone
另有6个LNG项目在FEED（前期工程设计）和规划阶段：
Browse
Bonaparte
Arrow
Fisherman Landing
Pilbara
Great Sunrise
从产能上来说，在运营项目的产能为2400万吨/年，在建项目为6150万吨/年，而在规划（含扩建）项目为4020万吨/年。
这意味着2017年底若所有在建项目能够如期投产，将使澳大利亚超越卡塔尔成为世界上第一大液化天然气出口国。
到2018年，若在建项目全部投产后，产能将达到8550万吨/年，占当年全球LNG贸易的25%，而2013年这个比例仅有9.3%。据咨询公司埃森哲一份研报指出，2020年LNG出口工业将为澳大利亚的国内生产总值（GDP）贡献420亿美元。
到2030年，如果目前在FEED和规划阶段项目全部投产以后，澳洲LNG的整体产能将达到1.3亿吨/年。
然而，和巨大的出口量相比，内销的天然气数量却非常不成比例。例如：澳大利亚两大主要大天然气产区中，昆州80％的天然气产量用于出口；西澳2006年开始实施内销天然气限令后，仍有85%的产量用于出口。
综上所述，澳大利亚天然气储量异常丰富，产量非常可观，出口量极其庞大，相比之下内销气量非常不成比例。
但是澳大利亚国内天然气市场的供应量就是价格上涨的原因吗？
国际国内天然气价格的定价机制究竟是怎样的？
二
出口和内销价格背道而驰
1
出口价格机制
对澳大利亚来说，天然气主要以LNG形式出口。1989年，澳大利亚首个LNG项目即西北大陆架LNG项目投产标志着澳洲LNG出口工业的开端。
LNG国际贸易可以分为长协和现货两种形式。
1. 长协
国际LNG长期合同贸易（长协）系指LNG液化终端项目与下游客户签订一个长达5年以上乃至数十年的LNG供货协议，约定合理的LNG计价模式－－目前亚洲普遍采用LNG进口大国日本的定价模式，其特点是与布伦特原油价格挂钩。
同时，下游客户一般会与下下游大客户（城市燃气和电厂等）谈定“照付不议”协议。最后LNG通过船运到达下游客户的LNG接收站。
例如：中国第一个LNG项目——广东大鹏LNG选定了澳大利亚西北大陆架天然气项目为供气商，并签订了长达25年，平均每年供气370万吨的合同。自2006年05月26日首船液化天然气抵达大鹏LNG接收站，至2017年5月2日已经累计安全接载了800船LNG，累计进口LNG超5300万吨，为珠江三角洲的能源安全供应提供了坚实的保障。
2. 现货
根据国际LNG进口商组织的定义，LNG现货贸易（现货）指在一年以内交付的单船LNG交易。
现货一般操作如下：
首先，双方通常先签订一个长期有效的主合同，将LNG现货贸易的各项通用商务条款锁定。
在实际交货前30-60日再签订一个单船货物确认函，以进一步确认所交易LNG的价格、数量、供货时间、质量、装载港、卸载港、LNG船等个性化条款。
全球LNG国际现货贸易的优点是：与长协相比，LNG现货交易谈判时间短，货源多样化；其缺点主要是价格波动存在巨大风险，对买卖双方的船期安排、罐容管理要求高。现货仅适于满足应急需求。
2
国际市场LNG价格下降趋势
由于近年国际油价创下新低，加之LNG供应过快和经济衰退导致的需求过剩等原因，国际天然气价格下降趋势明显。
2016年初三大天然气交易中心（美国亨利中心、欧洲NPB和日本）月度均价显示三大交易中心的均价为2.52、4.66和6.09美元/百万英热单位，较2015年分别下降4%、29%和29%。（图3），国际LNG市场价格的长期下降对于建设成本高昂的澳大利亚LNG项目打击巨大。
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3
澳大利亚国内天然气销售机制
下图是澳大利亚国内天然气管输示意图，天然气经过生产商、处理厂、管输、分销商、零售商等几个环节，最终到达天然气终端用户。
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除了一些小的生产商如Beach, Strike和Lakes Oil之外，国内天然气生产两大巨头是Santos和Origin，管输公司巨头包括拥有15000公里输气管道的APA集团。这些“精明”的公司早已对出口市场和国内市场建立了精确的价格分析模型，以便“两头吃”。
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然而，澳大利亚国内天然气长协批发价格是以保密合同的形式固定下来的，一般合同期限为五年以上。
目前国内市场上的“价格”仅有现货价格，例如燃气电厂会在现货市场上采购天然气用于发电，这种现货价格就形成了天然气批发价，而天然气销售公司则很倾向于采用这个价格作为“市场成本价”。
这是国内天然气市场最令人诟病的地方——表面上，在天然气终端零售市场是充分竞争的，价格上涨也是合理的，事实上不要忘了面包的价格取决于面粉售价，国内天然气市场供应量上仅有很小一部分来自于现货。
尽管近年国际市场天然气价格不断走低，但是非常有趣的是，这似乎一点也不妨碍澳大利亚国内的天然气销售价格不断上涨：
2014年东北亚天然气现货价格最高是约18美元/GJ，如今只有大约6美元/GJ。
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而同一时期澳大利亚东海岸天然气现货批发价格从4澳币/GJ，经历一年多的低迷后于2016年冬季报复性上涨到约10澳币/GJ。根据澳洲能源局AER的数据显示，2017年7月部分地区价格已经超过10澳币/GJ，即将达到11澳币/GJ。
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从以上分析不难判断，澳大利亚内销天然气的价格取决于：国内长期协议价，国内现货市场价，出口现货价格，出口供求关系，管输成本，分销商运营成本等因素，当然最重要的因素就是目前还不透明的天然气价格定价权。
三
失败的长期能源战略
1. 关于各州内销天然气控制的历史和现状
尽管部分有识人士早在2009年就警告政府国内将出现天然气供应短缺问题，昆州政府一直在为天然气出口大开绿灯。
当时的昆州政府在工党安娜.布莱（Anna Bligh）领导下，竟然拒绝了将其中一定比率的天然气产量用于内需的提议。非常荒谬的是，由于产量不足昆州竟然要从国内（维州和南澳）现货市场上采购常规天然气弥补LNG出口。目前，昆州的气价还在不断攀升。
新州的情况也不容乐观，由于法令限制开采，新州95%的天然气供应都来自其他州。
维州和新州一样限制开采。维州2016年计划推出新的法律，禁止在维州使用水力压裂法（fracking）开采天然气，并提交至议会。虽然尚未召开讨论会，但这项新法律已得到各党派的支持。这将导致供应进一步减少。
南澳的天然气产量不大，南澳的天然气用户是澳大利亚另一价格上涨受害群体。
我们也看到并非所有的州都陷入内销价格上涨的被动局面。在2006年天然气价格快速上涨时，西澳政府就规定必须保留15%的产量供该州商业和居民家庭消费用。其工业用气价格从2008年最高价约16澳币/GJ下降到目前的10澳币/GJ，降幅明显。从价格控制方面看来，西澳取得了一定的成果，而且价格还在持续下降。
2. 长期国家能源政策的失败
目前天然气内销价格不断上涨，与出口价格相比背道而驰，很大一部分原因是长久以来失败的国家能源政策所导致的。
虽然政府和天然气销售商可以找到各种借口撇清国内气价高涨的责任，把国内市场的气价合理性寄希望于市场的自动调节，但是市场自动调节的基础在于天然气市场是透明且开放的，这个说法似乎站不住脚。而且更重要的是，没有依据表明目前国内天然气市场价格的合理性。从西澳政府的实践经验来看，国内气价也并非不可控。
能源投资分析师罗伯逊（Bruce Robertson）告诉媒体：“澳洲一直非常愚蠢的允许能源巨头任意挖掘属于澳洲人民的资源并卖到海外。天然气生产商一方面限制澳洲的国内天然气供应，另一方面把价格保持在远高于海外市场同类价格的水平供应给国内市场” 。
“对抗这一问题的第一步就是明确披露信息。请注意运输和液化的高成本（据权威测算，目前天然气的运输价格为0.75美元/GJ，液化成本为1.5美元/GJ，两项成本合计约2.96澳币/GJ），所以澳洲天然气比日本贵是绝对没有道理的——日本是全世界成本最高的市场之一。”他说，“澳洲消费者有权质问国内的天然气市场究竟发生了什么事。”
日本的贸易公平委员会正在审查长协合同中的目的地条款，试图解除合约中关于不允许将LNG货物转售给第三方的不合理条款；美国对目前天然气价格波动风险的解决方式是：在液化终端旁边建设接收终端，如果国际上其他市场气价低，则采购液化天然气再以高价售出。美国人仅仅依靠这种“二道贩子”的手段，一进一出就能产生收益。
相对于中国、日本、美国未雨绸缪的天然气供应战略，澳大利亚的能源政策显然太乐观了。
本文并非试图挑战国家能源政策的制定者，但是显然澳大利亚国民的期望应该是一致的，即澳大利亚国内天然气市场需要一个“合理”且“长期稳定”的天然气价格。
事实上，目前澳大利亚这个天然气供给大国自身“气短”的现象本质上是政府和行业监管机构早期预警和估计严重不足。
正是由于不注重能源供应的长远规划和对市场的高瞻远瞩，才导致目前澳大利亚国内天然气价格居高不下，放松警惕容易发生事故，但是事故一旦发生修补起来就困难了。
四
天然气价格上涨已无法避免
据媒体报道，天然气销售公司已经上调了2017/2018财年的售价。例如新州天然气价格将上涨6.6%，与此同时电价预计涨幅更是达到20％。
尽管联邦政府和部分州政府已经采取了紧急行动，但是我们仍然有理由相信，天然气价格上涨恐怕已经无法避免，真正缓解恐怕要等到三五年之后了。
最近联邦和各州政府的行动归纳如下：
行动一：联邦政府自7月1日开始实施《澳洲国内天然气安全机制》
目前的经济大环境完全不允许国内外气价倒挂这种情况持续，读者也可以自行脑补一下假如这种情况发生在美国，特朗普政府会怎么行动。
为保证澳洲本国居民和企业拥有充足的天然气，遏止因国内天然气短缺而出现价格暴涨的局面，联邦政府总理特恩布尔决定颁布最新的《澳洲国内油气保护机制》（Australia Domestic Gas Security Mechanism），赋予政府管理天然气公司出口的权利，以达到保护国内天然气市场的目的。严重情况下，澳洲天然气出口商有可能会被勒令限制出口量，以确保国内天然气供应充足。新机制将于2017年7月1日正式实施。
行动二：维州拟建设LNG接收站
据The Age 2017年6月5日报道，维州政府目前正在和能源巨头公司AGL进行密切商讨，在墨尔本附近建立海上液化天然气进口码头，地点可能选在西码头。这个进口码头将加强东海岸天然气供应网，也能够帮助维州、新州以及南澳从美国或者西澳获得低价的液化天然气。据悉，维州政府已经通过快速立法获得了环境和规划许可官员的认可，进口码头的建造预计花费2亿澳元至3亿澳元，最后需要联邦政府确定这个计划是否能够实行。
新州和昆州政府尚没有针对缓解天然气短缺的政策出台，而目前新州和昆州的燃气价格是全国最高的。
冰冻三尺非一日之寒，试图引进“临时抱佛脚”的新政策快速解决澳大利亚国内天然气价格过高的问题并不容易。
”1
首先，出口LNG的长协合同限制了国内供应量。
联邦政府《澳洲国内油气保护机制》限制天然气出口表面上是符合逻辑的，但是实际上因为出口市场的需求体量巨大，且大部分项目的出口数量都受现有合同制约。而据澳新银行一份2015年的分析报告，2020年澳大利亚的天然气总产量必须增加50%才能满足预期出口需求。
2
其次，供需矛盾短期无法缓解。
从澳大利亚基础建设的经验来看，没有3-5年的时间周期恐怕难以完成既定目标，计划对国内市场新增加的供应量需要较长时间才能真正到位，而且澳大利亚天然气项目建设成本经常超预算，这就给国内供应出了难题。例如，雪佛龙公司旗下Gorgon项目原计划投资370亿澳币，历经数年延误、成本超支和劳工纠纷之后，投资追加到540亿澳币才重新启动。
2
近年为了解决发电厂日益严重的污染问题，澳大利亚政府关闭了若干个采用燃煤作为燃料的电厂，并建议使用清洁能源，这有可能会加剧澳大利亚国内天然气短缺的问题。下图说明了电价和气价的高度正相关性。
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3
但上述原因还不是最糟糕的，由于澳大利亚大部分天煤层气田的产量无法达到预期，只能通过采购市场上的现货气源来满足合同约定的交货条件。例如昆士兰州中北部Gladstone附近的3家大型液化天然气厂生产的煤层气产量不及预期，成本也较预期的要高，导致LNG项目运营商不得不向南澳和维州的传统天然供应商进行采购，以履行出口合约。这进一步加剧了供需矛盾。
3
再次，国际市场价格波动，竞争加大。
目前国际天然气价格持续走低，据世界银行预测，价格短期内还有进一步下降的风险，加上美国特朗普政府上台后积极推动更为廉价的页岩气LNG出口，中美经济合作百日计划就包括了液化天然气出口合作，这对澳洲目前正在建设中的LNG项目无异是沉重打击。
如果政府突然对现天然气商业项目实施行政干预，可能导致在先期项目开发中投入大量资金的海外公司达不到盈利预期而撤资。新的LNG项目也可能也会因为该机制增加预算成本导致流产，这个做法反过来会减少国内市场的供应量。
事实上，政府无法对现有LNG项目及其出口合同进行太多干预。如果用行政权力强行对现有出口合同施加影响力，意味着商业合同违约会上升到更加严重的“主权”层面上，破坏澳大利亚与多个国家长期以来的友好合作，引发更大问题。
然而可以预见的是，即便国际气价回升，天然气生产销售商会更倾向于出口而不会考虑优先供给国内市场
总而言之如果政府不出重拳好好管理天然气这个国计民生的资源，游戏规则始终有利于天然气卖家而不是天然气消费者。
7月1日生效的新机制是否能顺利实施，让我们拭目以待。
结语
笔者认为，想缓解澳大利亚国内的天然气困局短期内不大现实，关键是下一个3至5年布局。
从以下几个方面入手，可能有助于解决国内气价“合理”和“稳定”的问题：
1. 目前澳大利亚国内天然气市场最严重的问题是成本和定价不透明
政府应该将天然气作为国计民生的大事，根据成本制定长期供气的价格机制，引导市场逐步透明和合理。中国政府已于2017年7月出台将天然气供气公司利润限制在一定合理比例的政策。虽然体制不同，但类似的良性政策完全值得借鉴。价格的“合理”还包括对冬季用气高峰的调峰成本的战略考量，避免出现到夏季就跌价，一到冬季价格就爆涨的情况。
2. 针对市场价格反应滞后的问题
长远规划还应该包括牵头建设足够的天然气存储和运输能力，这样在适当时候用以平衡出口和内销价格到一个合理水平。事实上，美国的“液化站+接收站”模式就通过这种狡猾的手段实现了套利。维州政府建设LNG接收站的议案不但可以平衡东海岸各州供需，而且还能平衡国际和国内供需，值得肯定和推广。
3. 平衡各方利益
例如：下游天然气客户（城市燃气批发商和燃气电厂等）参与天然气项目投资来降低风险。
4. 审核各州政府关于天然气开发限制的政策是否合理，在颁布禁令的同时是否有替代性项目弥补缺口
最终结果如何，除了取决于澳大利亚政府对能源市场的决策和实施能力之外，还取决于施政稳定性以及利益相关各方的博弈。如果不能攘外的同时安抚国内的天然气需求，保证合理的价格，并且长期稳定的实施正确的能源战略，澳大利亚天然气进口价格和内销价格长期倒挂的现象将很难解决。
本文信息来源：
The Australian Energy Market Operator (AEMO) http://www.ameo.com.au
世界银行大宗商品数据（http://databank.worldbank.org/data/home.aspx）
Grattan Institute 2014 （https://grattan.edu.au/publications/reports/）
Resource and Energy 2017（www.industry.gov.au/oce）
http://news.com.au
澳洲LNG项目数据来自南方能源观察2015年版 《澳洲LNG，黎明抑或黄昏？》作者 郭强
作者简介
凌云（Leon Ling）
从事石油天然气行业采购工作逾十五年，业余涉猎甚广，财务、金融、IT信息、电商、中国传统文化、吟诗写歌……不务正业。2014年作为微软高级顾问，承担某世界500强公司采购系统开发。2015年移民澳洲，成为澳图集团联合创始人。现为澳洲某大型政府基建项目采购负责人。
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广东大鹏液化天然气有限公司牛军锋先生和于州先生对本文亦有贡献，在此一并感谢！
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