近年来，随着全球LNG贸易的快速发展，上述局面已经大有改观，尤其是大量美国LNG资源投入市场之后，将有力推动天然气价格、贸易体系、贸易流向和交易模式等方面发生重大改变，全球天然气行业正在走出相对原始的“1.0时代”，迈入具有更强市场活力和更高成熟度的“2.0时代”。
1.0时代：流动性匮乏，独立性不足
与拥有全球性价格体系和贸易体系的石油相比，天然气市场化程度总体偏低。由于天然气早期是油田开发的伴生品，因此其定价机制也长期依附于石油之上。这种始于上世纪70年代的定价模式，至今仍在主导欧洲和亚洲的天然气市场，囊括了现今超过70%的天然气贸易合同。但是，一个大宗商品依附在别的商品之上，说明它的独立性还不强，还不是一个真正意义上的大宗商品。
除此之外，天然气的消费一直具有较为明显的区域性特征。长期以来，天然气在全球各区域的流动性不强。尤其是在大型LNG运输船舶发明之前，天然气传输具有局限性(更多是通过区域管道输送，无法实现远距离跨洋运输)，这也决定了天然气消费以区域内资源利用为主，跨区域资源利用为辅。市场也尚未形成全球性基准价，主要形成亚洲、欧洲和北美三个区域性的天然气定价体系，三个区域市场之间存在明显价差，尤其是“亚洲溢价”现象突出。
很长一段时间以来，天然气作为一种特殊的商品，其特点是不能储存，且天然气设施投资规模巨大，一旦建成就难以改变。尤其是上游的开发设施、管道等建成后，生产出来的产品一旦缺乏终端客户，则潜藏巨大商业风险。这些因素大大增加了天然气开发利用的难度。
为解决上述问题，20世纪70年代能源巨头壳牌公司开创了“照付不议”(takeorpay)的合同模式。这是一种为特定用户量身定做的市场开发模式。该合同模式的核心是买方必须按照买卖双方合同约定的产品价格、数量和质量，持续不间断地从卖方购买产品，除非遇到特殊情况，否则不能随意变更或者终止合同。一般来说，这类合同具有长期性(传统LNG合同的期限都在20年以上)，且有最低价格限制和数量限制，买方在付款义务上具有无条件性和不可撤销性，卖方在照供不误与买方照付不议对等。可以说，“照付不议”合同满足了供需双方对交易稳定性预期的需要，给上游气田开发和下游终端用户消费都提供了重要保障，但这种“排他”性贸易也使得天然气作为一种商品的流动性大大降低。
2.0时代：再市场化之路
第一，天然气市场贸易格局日趋全球化。随着越来越多的国家成为天然气进口国，全球LNG贸易呈现蓬勃发展态势，LNG贸易规模和多样性正在迅速增加。根据IEA预计，全球LNG贸易规模到2025年将达到50%，与管道气平分秋色，2040年预计将达到60%的市场份额。天然气贸易流向也开始发生重大变化。根据国际天然气协会预测，欧洲地区天然气进口量占全球的份额将从63%逐步降低至38%，而亚洲地区天然气进口量所占份额将从36%逐步攀升至58%。可以预见，未来全球天然气贸易将从大西洋盆地转向太平洋盆地，而且这种趋势在2025年后将变得更加明显。随着天然气尤其是LNG资源供应在全球流动性日益增强，地区间的天然气贸易互动将更加频繁。预计过去多年来形成的北美、欧洲和亚太三个区域性天然气价差有望缩小，天然气“亚洲溢价”也有望得到缓解乃至逐步消失。
第二，天然气定价独立性进一步增强。随着天然气市场成熟度的提高，传统与油挂钩的定价模式面临变革。目前亚洲地区新签订LNG进口合同与油价斜率跌至11%~12%，预计未来几年亚洲LNG价格将进一步与油价脱钩。随着亚洲买家议价能力增强，对价格灵活性也开始提出更高要求，很多公司逐步探索在合同中引入现货价、交易中心价等混合定价模式。当前，上海、东京和新加坡三地正在加快推进天然气定价中心建设，通过“气-气竞争”发现价格将是大势所趋。预计该地区具有价格发现功能的天然气定价中心建成后，将进一步增强天然气定价的话语权，同时也将提升全球天然气定价的市场化程度。
第三，天然气市场流动性和灵活性大幅提升。随着全球LNG供应日益充裕，LNG贸易方式和策略正发生重大变化，传统的“照付不议”商业模式开始遭遇挑战。首先是短线交易合同规模不断增大。根据IGU统计，截至目前全球非长期协议的天然气合同已经达到30%，比2010年之前的15%翻了一倍以上;平均合同年限只有7年，比2010年之前的15年大幅缩短;合同规模只有75万吨/年，比2010年之前的150万吨下降了50%。目前LNG现货与短期合同(短于3年)交易市场规模约为7000万吨/年至8000万吨/年，预计到2020年达到1.6亿吨/年，将占到全球LNG销售量的40%。其次是LNG贸易合同限制性条款逐步减少。根据中国石油经济技术研究院的预测，2017年全球新签订的合同中35%没有目的地条款限制，部分亚洲买家(比如日本JERA公司)已经明确表示不再签订带有目的地限制的合同，并且要在2030年前后将现有长协合同缩减一半以上。
第四，天然气市场参与主体日趋多元化。近年来，越来越多的LNG市场参与者进入液化、船运、再汽化和分销业务链条中。这其中第一类是天然气供气公司。包括壳牌、埃克森美孚等全球天然气市场的传统“玩家”，新加入者包括以Cheniere(切尼尔)公司为代表的美国新型LNG供应商。第二类为全球独立石油贸易商。据伍德·麦肯兹统计，2015年在全球6800万吨LNG现货和短期合同中，嘉能可(Glencore)、维多(Vitol)、贡沃(Gunvor)、托克(Trafigura)、来宝(Noble)5大贸易商的LNG贸易量占比接近15%。大型贸易商的加入，为全球LNG市场注入了更多的风险偏好、速度和灵活性。第三类是公用事业公司。近年来欧亚地区的很多公用事业公司不甘做天然气价格的被动接受者，包括韩国天然气公司、日本电力公司以及中国的新奥公司等正在积极参股上游项目，一些公司通过“抱团取暖”，增强与上游卖家的议价能力。还有像ENGIE这样的公用事业公司积极在全球拓展下游市场，与上游天然气供应商形成了更紧密的联系，这将进一步改变全球天然气市场竞争态势。
第五，传统LNG项目商务模式发生颠覆性变革。与此前石油公司集勘探开发、液化、运输一体化的业务模式不同，以Cheniere(切尼尔)公司为代表的美国新型LNG供应商开创了全新的商务模式——“代加工”模式(TollingStructure)。这种商务模式无需全产业链投入、无目的地条款，其简单的离岸价模型和成本加成的基础设施，将进一步推动LNG定价的市场化。2017年Cheniere公司Sabinepass项目中，70%的合同是非长期合同。上游LNG项目建设融资模式也将发生改变，由于缺乏此前“照付不议”长协合同所提供的现金流保证，银行等借贷方将不愿意承担过大的风险，LNG项目建设股权融资比例或将进一步提高。法国兴业银行一位负责人在27届全球天然气大会上表示，在新的LNG合同模式下，上游LNG项目建设者如果想要借贷项目50%的资金，银行等借贷方可能不会答应，他们能接受的融资比例大约在10%左右，其它40~50%的项目资金可能需要依靠股权融资方式获取。石油公司在项目投资决策上将更加谨慎，资本支出大和回报率低的LNG项目将被迫推迟甚至取消，一些小型项目开始进入视野。数据显示，目前全球11%的LNG产能在300万吨以下，3%的产量来自150万吨以下的项目。预计全球在建的9000万吨项目中，8%来自150万吨以下的项目。而经过前期工程设计优化阶段后，14%的项目或将成为中等规模或者小规模的项目，这将会成为一个趋势。
从目前情况看，当前全球天然气市场将很有可能走上一条上世纪90年代石油市场曾经走过的市场化之路。随着天然气行业逐步迈入“2.0时代”，天然气将更加具备独立大宗商品的特性，也可能会逐步形成相对独立的“商业周期”。预计未来全球天然气市场价格的波动性将日益增强，参与者面临的市场风险也会增大。如何适应新的形势变化，积极参与全产业价值链的重塑，并通过多种手段最大可能规避风险、获取收益，成为摆在石油公司以及其他市场参与者面前的重要课题。(来源:《能源评论》 作者:林益楷/作者系能源研究学者)