天然气是否已成为全球性商品？
天然气是否像石油一样是全球性商品？这个问题经常被人提及，答案通常是“尚未”。但当今市场的变化似乎深刻且具有变革性。液化天然气（LNG）贸易正在迅速扩张，将此前分散的市场连接起来。短期买卖 LNG 的市场日益增长，带来了更高的灵活性和流动性。进入壁垒降低，促使更多国家进口 LNG。天然气价格正越来越多地依据自身条件确定，削弱了与石油之间长达数十年的历史联系。
从大多数指标来看，天然气比以往任何时候都更具全球性，并且每天都在变得更加全球化。但现在就称其为全球性商品还为时过早。市场正在发生转型，但向全球市场过渡的过程缓慢、不均衡且不规则。除非亚洲发生更深刻的变化，否则全球市场仍将遥不可及。
什么是全球市场？
在全球市场中，冲击会引发全球性的连锁反应。美国天然气产量上升应同时降低美国和日本的天然气价格；英国的寒潮应推高阿根廷和泰国的天然气价格；巴西的干旱应使印度和波兰购买天然气的成本更高。这就是石油市场的运作方式：委内瑞拉的罢工、利比亚或尼日利亚遭受袭击、对伊朗实施制裁、美国石油产量激增——所有这些事件都会影响全球价格，尽管其具体影响可能因地区而异。
但天然气并非石油。石油是一种全球性商品；而天然气仍由区域和本地力量主导。全球消费的天然气中仅有 30% 跨境流动；石油的这一比例则超过 70%。石油市场灵活敏捷；天然气市场则僵化，依赖昂贵的基础设施，且通常通过长期合同进行交易。石油价格在全球基本一致，仅加上运输成本和反映质量差异的差价。相比之下，天然气价格参差不齐：在不同区域内部及之间各不相同，甚至在一国之内也因供应商而异。此外，石油价格往往同向变动，而天然气价格却不然：一个价格上涨，另一个可能下跌。石油价格反向变动是罕见的例外；而在天然气领域，这却是常态。
为什么会这样？首先，运输天然气的成本高于运输石油，尤其是长距离运输，而当天然气需要冷却转化为液化天然气（LNG）时，成本更是高昂。因此，进出口天然气的国家较少（且很少同时进出口）。其次，天然气传统上通过固定来源和目的地的长期合同进行交易——这意味着流向需求市场的天然气量有限。第三，天然气价格历史上一直与石油挂钩，实际上反映的是石油的稀缺性而非天然气的稀缺性，因而未能传递有意义的贸易或投资信号。在这样的市场中，冲击难以引发全球性的共振。
我们是否更接近目标了？
然而，市场正在发生变化。出口 LNG 仍然资本密集，但进口 LNG 已变得更为简便和经济，这主要得益于能够将 LNG 转化为气体的船舶（浮式储存再气化装置，FSRU）。这些设施更容易获得许可，且前期资本投入较少。2006 年，有 17 个国家进口 LNG；如今这一数字已增至 39 个并仍在增长，部分原因在于 FSRU 的应用。此外，单一管道逐渐形成了区域网络，将各国紧密联系在一起。虽然运输天然气依然昂贵，但拥有相关基础设施的国家越来越多。
长期合同仍然至关重要，尤其对于新的 LNG 项目而言。但近年来，市场趋向于短期合同。单看这一点，至少在衡量流动性方面意义不大。关键在于灵活性。举例来说：一份持有 20 年期合同的买方可能在现货市场上转售该批 LNG。这批 LNG 具有灵活性，能够应对冲击。现在设想这批货物随后以短期形式转售——例如签订五年合同。在这种情况下，这批货量将从现货市场消失，很可能不再可供转售。因此，短期合同并不必然增强流动性；甚至可能削弱它。这一切取决于天然气的来源及其此前的交易状态。
目的地灵活性也是如此。目的地灵活性即重新定向 LNG 的权利，在大西洋盆地已成为过去二十年的合同惯例，并适用于从中东出售的大部分 LNG（但非全部）。来自美国的 LNG 也越来越多地具备目的地灵活性。但合同灵活性仅赋予买方重新定向 LNG 船货的选择权，并不意味着船货一定会被改道。而且灵活性并非固定不变。近年来，随着某些国家的产量下降（如埃及、也门、特立尼达），市场上具备目的地灵活性的 LNG 大幅减少。净数量比总数量更重要。
事实上，LNG 的短期和现货市场在 2010 年代初增长，但随后停滞在总量的不到 30%（数据截至 2016 年；我们目前尚无 2017 年的公开数据）。此外，这一数字既包括短期合同（少于四到五年），也包括现货交易，因此它并非衡量可立即响应冲击的 LNG 数量的完美指标。即使经过这一增长，短期 LNG 交易量仍仅占全球天然气贸易总额的不到 10%，占全球天然气消费总量的不到 3%。
如此小的体量——即便增长——能否促成天然气的全球市场？这完全取决于定价机制。历史上，北美以外国际交易的天然气价格大多与石油挂钩。但连接石油与天然气的公式各不相同，因此相同的油价在不同合同中会产生不同的天然气价格。在这样的市场中，不可能存在统一的价格或对冲击的统一价格反应。充其量，天然气价格对石油冲击的反应可能相似。
在过去十年中，这一定价体系有所演变。2016 年，全球约 45% 的天然气价格基于市场原则确定，且不参考石油（业内称为“气对气”竞争）。这一比例高于 2005 年的 31%。但对于国际交易的天然气，石油指数化仍占交易量的 49%，低于 2005 年的 63%。这种转变主要发生在欧洲，那里的价格已与石油脱钩，尽管并未完全或均匀脱钩。在亚洲，石油指数化仍占主导地位。直到今天，日本进口 LNG 的价格仍紧密追踪油价。
换言之，市场仍然是不同价格和不同定价机制的拼凑体。在大多数国家，天然气价格反映了多种定价机制，并表现出显著差异。例如，2017 年 12 月，日本从尼日利亚进口的 LNG 价格比从卡塔尔进口的高出 30%。在韩国，最便宜与最贵之间的价差为 40%。这些价差在大多数主要市场中普遍存在，掩盖了真正全球性市场的不存在。
也没有证据表明今天的价格相关性比过去更高。2017 年下半年，英国天然气价格上涨了 70%，而美国下降了 7%，日本下降了 2%。区域内也不 uniform。同期，德国边境价格上涨了 19%，法国下降了 6%，挪威出口价格上涨了 28%。加拿大出口价格上涨了 18%，而亨利枢纽（Henry Hub）价格下跌。在亚洲，泰国进口价格上涨了 13%，而日本价格下跌。价格朝不同方向变动，幅度也不同——而且比过去更加明显。
换句话说，如果仅从物理指标来看——液化天然气（LNG）的运输量、进出口天然气的国家数量、贸易联系的复杂程度、以及长期合同之外交易的 LNG 规模——我们似乎拥有一个更全球化的市场。但如果从价格角度来看——价格是否同步变动；冲击是否在全球范围内产生共振——则并不存在全球市场。事实上，2017 年的价格相关性达到了近二十年来最低水平之一。这并非一个全球市场。
需要发生什么？
人们通常将 LNG 现货市场视为判断全球市场是否会形成的晴雨表。这是有道理的：全球市场需要一个活跃且流动性充足的现货市场。但为了使冲击能够产生全球性共振，我们不仅需要现货市场来传导冲击，还需要价格反映实时基本面。
现货市场通过套利缩小了价格差异，但并未消除它们。不透明度在这方面起到了作用：LNG 市场仍然缺乏透明度，尤其是在定价方面。尽管出现了新的金融工具和更高的流动性，但上述价格差异依然令人震惊。当然，不透明度是盈利的——它是最极致的价格歧视，即在完全相同的时间向同一市场销售相同产品时收取高出 30% 至 40% 的费用。在一个运作良好的市场中，这些价差及其带来的利润应大幅缩减。但这需要建立一套新的天然气定价体系。
在实践中，这意味着更多采用“气对气”（gas-on-gas）定价。北美、英国和欧洲大陆向我们展示了向具有“气对气”定价的流动性市场过渡的过程漫长而痛苦。这需要实验和迭代，并需要强有力的政府支持。既得利益者会从变革中受损。这种转变通常发生在供过于求的情况下，促使客户寻求更有利的条款。它需要下游竞争，使终端用户能够绕过现有主要参与者以达成自己的交易。它需要由强大监管机构确保管道开放且公平的接入。这一过程往往涉及冗长且充满争议的诉讼或仲裁。即便如此，整个过程仍需数年才能完成。
亚洲很少具备这些条件（即使在欧洲，内部市场也尚未在所有地区实现如此高水平的流动性）。亚洲的自由化进程参差不齐，保障供应的迫切愿望与追求更开放市场的意愿经常发生冲突。各国政府希望获得自由化的好处，却不愿承担其成本。随着北美和欧洲市场的自由化，既得利益者损失了数十亿美元、英镑和欧元。亚洲政府是否会以同样的力度打击本国冠军企业？监管机构是否会因既得利益者限制网络接入而对其处以罚款？政府是否会冒着干预商业纠纷所带来的外交后果的风险？
转型是破坏性和无序的，需要强有力的政府引导才能完成。除非亚洲政府，特别是那些政府，展现出类似的意愿去扰乱其国内天然气和能源市场，否则全球天然气市场仍将遥不可及。