中国如何面对全球天然气市场？

徐斌

中国天然气对外依存度越来越高，面对逐渐成形的全球天然气市场，中国应该加强国际合作，同时推进能源市场化改革，深度参与游戏规则的制定。

近期美国页岩气革命，加剧了全球天然气市场化程度。市场力量如供求关系以及价格机制对石油天然气的投资与消费变得非常关键。另一方面，全球能源市场化发展需要相应的“游戏规则”，例如金融市场的套期保值和对冲合约，各种投资条约、贸易协定等，正在逐渐发挥更大的作用。

中国正在成为天然气消费大国，天然气进口增长越来越快，如何从治理的层面评估这些机制对能源市场发展的作用，以及中国如何有效参与或建构这些能源机制变得越来越重要。

比石油更大的风险

从需求侧而言，相比石油，天然气更加具有不可替代性，而且和居民生活息息相关，面对市场失灵的抗风险能力更弱。而从供给侧来看，全球天然气市场相比石油市场却更加不稳定。

首先，相比石油市场而言，全球天然气垄断色彩更加浓烈。

世界石油市场形成之初最典型的特点就是国际石油巨头的绝对垄断，垄断或卡特尔组织的存在控制着能源的价格。相对于全球石油市场，天然气市场很大程度呈现地区性特点，全球化整合程度较低，更易产生垄断。

国际天然气交易主要是双边垄断（卖方垄断和买方垄断）的谈判而非完全竞争，原因在于天然气的跨境贸易主要依赖于管道这样一个单一交通基础设施，少量以LNG形式交易。考虑到天然气较高的基础设施成本和资产专用性，垄断势力控制着从生产者到终端消费者的整个供给链环节。因此，歧视性的垄断价格体系在天然气市场占主导地位。

例如欧洲天然气市场就受制于俄罗斯天然气垄断企业。俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）拥有俄罗斯天然气出口的法定垄断权。这些天然气大部分通过长期合约出口至欧洲，并且根据传统的与石油产品挂钩的净回值系统定价。

在1980年代早期，市场价值原则就被应用在荷兰国有天然气公司气体联合公司（Gasunie）与其客户之间的谈判之中，并且成为欧洲大陆天然气定价的基础，长期协议的供给也被一直沿用到今天。

俄罗斯和前苏联国家输气管道建成后开始向欧洲出口天然气，这种向欧洲出口管道气的合约从1970年代就已经开始，一直持续到今天。合同期限一般为20到25年。合同规定，买方有权利提出每年的购买额（年度合约量，ACQ），但是其必须全额接收，或者在任何情况下，按照照付不议（TOP）的比例支付，这个比例一般在年度合约量的85%左右。

另外，只要在合约年之内完全按照照付不议的数量支付，每月或者每天之中的供给量可以自由调整，企业除去运输成本后以不同的净利润价格向不同市场供给天然气。从本质上讲，这是一种利用垄断势力的歧视性定价体系，由于这种合约和定价模式相对简单，使其在欧洲占主导地位并一直保持到21世纪前十年。

其次，更多的外部性因素困扰全球天然气市场，并且波动着天然气的价格。

以石油为例，国际油价的剧烈波动是外部性主要体现之一，这将对一国的财政和经济状况产生积极或消极的影响。石油市场已经高度全球一体化，一个地区供应的中断通过价格高企传导给所有的消费者。

油价剧烈波动的间接影响也显而易见，对于石油进口国而言，经济下滑很大程度是石油进口成本上升的结果，这在一定程度是由于石油具有刚性需求的特点。有学者观察到，二战后美国经济衰退11次中的10次是由于油价上升的结果。此外，石油价格的上涨石油价格剧烈波动还可能导致投资无法预期，特别是上游项目的投资不足。

天然气的交易更加依赖油气管线以及LNG基础设施，其外部性更加脆弱。从生产商到消费者长途运输过程中，要经历第三方的过境国，生产国与过境国之间的矛盾冲突会造成下游消费国大规模的经济社会问题。

2009年1月俄乌天然气争端导致摩尔多瓦、保加利亚、罗马尼亚、塞尔维亚、波斯尼亚、黑塞等国家天然气供应停止两周，企业和学校以及其他公共机构关闭，深刻地影响了公共生活。

面对这样的市场局面，更需要规范全球天然气市场，但相比石油市场，其难度更加大。

难在哪里？

首先，相比石油天然气的公共属性更加明显。

石油天然气本身作为商品显然不属于公共品，但其背后的战略石油储备制度（Strategic petroleum reserve，SPR）却具有典型的公共品属性。

IEA（国际能源机构）最核心的是两个短期供给管理机制：即1974年建立国家石油储备项目（IEP）和1979年紧急协调应急机制（CRM），即OECD国家90天的应急石油储备以及共享机制。 石油价格稳定作为公共品有益于所有经济体。

战略石油储备机制的设计主要为了应对市场供应中断以及价格波动风险，但其战略储备的成本相对集中。一些较小经济体没有建立战略储备的经济实力，却受益于稳定的石油价格。 1973年世界石油危机以后，IEA各成员国均相继建立了各自的石油储备体系。目前IEA成员国中，主要的储备来源是企业的商业储备，仅美国和日本等少数国家拥有政府储备，成本和利润考虑是主要原因。

石油供应端闲置生产能力是应对油价波动的机制之一，具有公共品的属性。沙特等国（包括科威特、阿联酋）拥有巨大的石油储备，扮演着协调性生产者角色，并维持欧佩克石油价格平衡。欧佩克组织内各国的石油储备、石油生产能力、投资政策、外汇需求等方面存在着极大差异，贴现率不尽相同。沙特、科威特、阿联酋拥有巨大的石油储备，更关心未来国际石油市场的长期发展，不希望石油的现价高被其他新能源所替代，因此主张增产保持石油价格稳定，并起着欧佩克配额分配纪律约束机制的作用。

相比之下，天然气市场的物流储运更依赖基础设施，这也加剧了天然气的公共属性，而且也使其交易变得更加不透明。

以石油为例，石油市场全球化程度很高，透明程度却不高，原因在于某些产油国产出水平报告往往并不正式，而一些主要消费国数据又往往缺乏准确性。由于各国能源竞争的加剧，大部分国家的能源交易倾向双边交易，一般都涉及保密条款。这就影响了市场交易的透明度，导致市场供求信息不能得到充分反映。

另外，由于能源供应的国家战略性质，大量能源交易背后都有政治因素考量， 而非基于企业最优成本测算，这不仅使企业交易的真实价格信号失真，也挤兑了私人或企业的投资行为。

企业投资决策一般基于市场信息判断，这些信息可以由交易双方共同产生，也可以通过第三方独立产生。然而，由于监管失灵或其他原因，第三方独立产生的信息在现实中容易受到各方面利益的影响而丧失其独立性，导致企业的钻探活动或库存等信息的发布可能并不真实，往往直接影响石油天然气的价格。

一般而言，钻探活动与石油天然气价格之间存在相关关系，库存超预期的下降会导致价格升高，而库存超预期的增加会导致价格降低。

在天然气领域，欧亚大陆流行的天然气定价机制，即与石油产品价格挂钩的长期合约以及照付不议，尽管保障了供应商投资的合理收益，却使得价格信号失去意义。相反，作为供应商的俄罗斯天然气工业股份公司面临问题是：它接受的价格信号无从了解欧洲消费者的偏好，这会影响其基本的投资决策，从而可能导致市场失灵。

全球治理的尝试

市场失灵的问题并不归因于行为体自身的缺陷，而是归因于体系结构和制度的匮乏。市场失灵的纠正是可能的，所需要的是集体行动，而不一定是国家干预行为。

在石油市场垄断和不完全竞争条件下，要解决全球和区域层面市场失灵的问题，买卖双方国家的公共政策往往受到局限。因此，人们认为，建立一个对应的机制以对冲对方的市场势力变成了次优的选择。

1960年欧佩克建立可以看做是一个直接的应对七姐妹垄断地位的机制反应，1974建立的国际能源机构（IEA），就是一个试图增加需求方市场势力的例子。

IEA主要包括国际能源纲领协议，信息和情报系统。IEP和CRM这两个机制设计过程对石油市场产生了巨大的影响，开启了世界原油市场自由化的时代。

欧佩克国家从此以“石油禁运”作为政治武器不再可能，能源消费国有效避免了石油中断的风险。更为重要的是，由于市场参与者人数众多，操纵市场成本高昂，因此，在充分竞争条件下保证了原油市场价格的总体稳定。总体上，IEA在应对全球市场供应中断以及价格波动风险，纠正市场失灵的过程中扮演着重要的角色。

另一个重要的例子是期货市场的对冲合约。尽管石油天然气期货种类非常丰富，但都有两个基本功能：一是价格发现，对边际价格的变动即时显示；二是风险规避，即允许公司在限定的时间内对冲价格风险，给予市场投资者低交易费用的投资机会。从1978年纽约商业交易所（NYMEX）推出第一个成功的石油期货合约，经过近30年发展，目前形成纽约、伦敦、东京和新加坡四大交易所。

期货价格已成为一个国家原油价格变化的预先指标和石油市场的基准价。交易所公开竞价交易形成了市场对未来供需关系的信号，并向世界各地实时公布交易行情，石油交易商可以随时得到价格信息。

目前全球石油消费的三大区域北美、欧洲和亚太，其中北美和欧洲都已形成了非常权威的价格基准，即北美地区的WTI和欧洲地区的布伦特，亚太地区则普遍以迪拜和阿曼原油均价作为原油贸易的价格基准。

近年来，基于交易中心的枢纽定价机制在天然气市场也在急速发展。在美国和英国，天然气市场价格由枢纽交易中心决定（特别是现货市场），分别是亨利港和NBP。在亚洲，LNG合约是基于原油价格的指数（尽管现货市场也在发展）。欧洲大陆国家的天然气贸易按照传统，通过与石油产品价格挂钩的长期合约交易。因此，由于不同区域的价格形成机制存在显著不同，2012年国际贸易中的天然气价格，亚洲比美国相同产品的价格高5倍，比欧洲的价格高3倍。

但这种情况正在发生急剧转变。北美地区可能正在经历“天然气供给过剩”，美国页岩气革命使2010年至2012年亨利港天然气拉至非常低的价格。欧洲始于2009年的与石油挂钩的定价机制正在转向基于枢纽定价机制。 至2013年，欧洲天然气销售的大部分将给予枢纽价格而非石油价格。这已经被除俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）和阿尔及利亚索纳查契（Sonatrach）公司以外的卖方所接受。

在这种背景下，俄罗斯天然气工业股份公司被迫放下垄断企业身段。2012年，俄罗斯天然气工业股份公司同意降低长期合约基价而非承认枢纽价格指数，并与许多客户达成协议，将减少其长期合约基价的7-10%，照付不议水平将下降至约60%。

其次，机制设计主要是为了信息沟通和交流，增加透明度和互信程度，从而起到降低交易费用的作用。

第三，制度设计是为市场交易建立有约束力的规则与标准，这些机制可以有效解决歧视性定价以及油气管线争端、海洋运输、环境破坏等外部性问题导致的市场失灵风险。

中国的选择

目前，中国已经与周边石油天然气生产国与消费国建立了相应的协调机制，如中亚油气管线已经建立中亚区域合作能源协调委员会（CAREC），正在围绕多样化的能源资源供应这一目标开展实质性项目合作。

中缅油气管线的协调机制是否可以在中国-东盟自由贸易区（CAFTA）协定框架？这是需要深入研究的问题。自2008年美国高调介入《跨太平洋战略经济伙伴协定》（TPP），有可能改变亚太地区的自由贸易格局，中国应积极参与谈判进程，以在规则竞争的层面上占据主动。

交易中心定价对价格具有重要的参考价值，中国要加快建立上海作为枢纽交易中心建设的步伐。全球石油天然气生产与消费的错配，以及欧美主导油气价格，导致亚洲溢价现象突出。由于亚太地区原油贸易缺乏一个能反映本地区供需关系的价格基准，亚洲的原油参照中东的现货评估价格。这种基于现货市场的价格体系受北美市场的影响越来越大，不能很好地反映亚太地区的市场现状。

中国作为全球第二大石油消费国，却没有相对独立的原油和成品油价格形成机制，国内原油和成品油定价不得不被动、单向参考国际市场价格，这样的价格难以真实反映中国国内石油市场的供需现状。因此，建设中国的原油期货市场，就有可能形成一个能为生产方和消费方共同接受的价格基准，促进公平的国际原油贸易秩序形成。

亚太天然气市场仍然以长期合同定价方式为主，但也正在呈现出欧洲大陆那种混合定价机制的特征。从趋势上看，未来的很长一段时间，天然气的长期合同定价方式与交易中心定价方式将同时存在并且相互作用。交易中心定价的天然气规模增长，将扩大长期合同的灵活性，从而使得两种定价方式之间的差距变得越来越小。

因此，亚太地区以及中国的石油天然气的消费增长，交易定价中心的定价机制的供给十分关键。此外，上海合作组织（SOC）框架下推进法律或规则层面的能源机制安排，是中国当前优先应当考虑的步骤之一。

最后，需要推进中国能源市场化改革，有助于中国成为融入全球能源治理体系的重要角色。中国的能源价格与国际市场的接轨是时间问题，中国能源市场化有助于中国尽快融入全球能源的市场治理体系中，成为全球能源市场的维护者。

（作者系中国石油大学（北京）能源战略研究院副教授）