我国应着力打造亚太地区天然气定价中心

□ 刘满平

我国应着力打造亚太地区天然气定价中心

□ 刘满平

目前我国已具有竞争亚太地区天然气定价中心的良好基础，只要策略得当，完全可以早日打造成亚太地区天然气定价中心。

我国基本形成多渠道、多元化的天然气供应格局，又是庞大的天然气消费市场，市场参与主体急剧增长。李晓东 供图

天然气定价中心是一个实体或虚拟交易平台，通过大量交易发现现货与期货市场价格，并吸引区域内天然气交易以此价格作为基准价格。受制于产业特点，全球天然气市场具有比较明显的区域特征，形成了北美、欧洲和亚太地区三大市场。北美、欧洲天然气市场发展已处于成熟阶段，分别形成以美国亨利枢纽（HH）和英国国家平衡点（NBP）的价格为代表的基准价格，只有亚太地区没有建立区域性天然气交易市场或交易平台，也没有形成区域性定价中心，从而让包括我国在内的国家或地区缺少对国际天然气交易定价的话语权和主动权。

打造亚太地区天然气定价中心具有重要的经济和政治意义

打造亚太地区天然气定价中心有利于我国在天然气国际贸易中避免“亚洲溢价”，减少利益损失。作为世界最大能源消费国、第三大天然气消费国，我国在世界天然气市场中的地位和作用举足轻重，然而在定价方面还不具备实质的话语权，或者说定价权缺失，导致我国在天然气国际贸易中遭遇“亚洲溢价”，即天然气出口国将同一品质的天然气出口到包括我国的离岸价格要比出口到欧美国家的价格高，从而导致大量外汇损失，企业利益受损。例如，2013年全球液化天然气（LNG）市场淡季，价格下跌，但我国两个重要的LNG进口来源国印尼和卡塔尔，相继提高对中国LNG出口的到岸价，涨幅甚至超过70%。

打造亚太地区天然气定价中心有利于提高我国在国际上的议价能力，维护能源利益。随着天然气在全球能源产业中所占比重不断提高，其重要性、战略性不断增强，部分天然气出口国将天然气作为一种外交手段使用。正因如此，为争取天然气定价话语权，部分亚太国家和地区纷纷提出构建天然气交易中心：日本拟建全球首个LNG期货市场，以改变亚洲LNG定价机制。新加坡利用其金融中心、航运中心、油气交易中心地位，积极建设LNG接收站，希望成为亚洲天然气贸易枢纽。马来西亚投资13亿美元修建边加兰LNG终端，目标直指2020年建成亚洲LNG交易中心。印度与日本谋求建立LNG进口国集团，构建进口国国际话语权。作为亚太地区最大的天然气消费国，如能在亚太地区天然气定价中心之争中赢得先机，将有利于我国作为全球天然气需求方的利益最大化，进一步提高我国在国际上的议价能力，对我国能源供应安全具有重要战略意义。

我国具备竞争亚太地区天然气定价中心的良好基础

综观北美、欧洲两大天然气定价中心形成的历史经验，可以发现，全球天然气定价中心的形成都需要经过市场长期培育及诸多客观因素共同影响而形成，既包括本地区天然气产业发展情况及区位资源条件，也包括市场环境、金融推手、政策环境、基础设施等因素。与日本、新加坡等相比，目前我国已具有竞争亚太地区天然气定价中心的良好基础。

我国具有良好的港口和国际交通位置，是亚太地区建立天然气定价中心条件最好的国家。世界上主要天然气定价中心大都是在资源储量较为丰富和交通运输便利的区域中发展起来的。从区位上看，我国北接中亚—俄罗斯等世界级天然气资源区，南邻澳大利亚、马来西亚等LNG供应国，东临日、韩等资源贫乏的主要消费区，地理位置优越。此外，在亚太地区只有我国同时大规模生产天然气，又大量进口管道天然气和LNG。而上海是西气东输一线、二线、川气东送等重要管道天然气的交汇处，既接收东海天然气，还大量进口LNG，而且上海是国际金融中心和国际航运中心，所处长三角地区也是我国产业最密集、能源消费最集中、经济总量增长最快的区域，对天然气需求的增长也十分迅猛，是建立亚太地区天然气交易枢纽和定价中心的首选地点。

我国基本形成多渠道、多元化的天然气供应格局，又是庞大的天然气消费市场，市场参与主体急剧增长。天然气定价中心必须要有充足的天然气来源才能形成市场交易。我国不仅拥有雄厚的国产气，还形成了进口多渠道、多元化的供应格局，且持续快速增长，拥有良好的“气—气竞争”条件。不像日本、韩国、新加坡等因缺乏资源而单纯依靠进口，难以形成多种气源间的竞争。国内天然气产量2013年就超过亚太地区最大天然气出口国澳大利亚和马来西亚产量的总和，目前在世界各国产量中排在第6位。需求上，2000年以来我国天然气消费量年均增长10%以上，目前天然气消费量居世界第3位。市场庞大，参与天然气现货市场的企业数量也逐渐增多。上游供气企业既有中国石油、中国石化、中国海油这样的国企，也有众多煤层气、煤制气、页岩气等生产企业。下游城市燃气公司、工业用户等企业数量猛增，用天然气作为原料和能源的关联企业数量也急剧增长，形成了中央企业、地方国企、民营企业和外资企业共存的多元化格局。

我国国内天然气输送管网初具规模，互联互通取得进展，接收站、储气库建设逐步加快，天然气基础设施相对完善。天然气定价中心形成一般都以完善的天然气基础设施为前提条件，需要具备遍布全国的运输管网、地下储气库、液化和压缩天然气工厂及港口LNG接收终端，保证天然气的接收、储存、转化和运输高效运行，为天然气现货交易创造良好的客观条件。截至2016年，我国累计建成天然气管网7.43万公里，天然气城市配气管网和区域管网43.46万公里，基本形成以陕京线、西气东输、川气东送等为主干线，以淮武线、兰银线为联络线的全国性管网系统。同时，国家出台多项支持接收站设施、储气库建设的政策文件，不到10年的时间就投产12座进口LNG接收站，接收能力达4680万吨/年。国内天然气管网储运设施的逐步完善将有助于推动不同气源、不同管道之间的互相竞争，为形成真正的天然气市场价格奠定良好基础，进而推动天然气定价中心的形成。

我国天然气市场化改革加速且向纵深推进，具备市场化雏形。近年来，我国天然气市场化改革步伐加快，取得了较大进展，市场化程度不断提高。2016年国家推出一系列放松天然气价格管制举措，例如，放开直供用户用气、储气和化肥用气价格，出台管输价格独立核算及成本监审办法，西气东输供福建省天然气门站价格已启动由供需双方协商确定等。中国石油、中国石化、中国海油公开油气管网基础设施相关信息，上海石油天然气交易中心日成交规模日益扩大，重庆石油天然气交易中心批准成立，预示着国内天然气市场化改革将进一步向纵深推进。

不过，我们也要认识到，与日本、新加坡等竞争对手相比，虽然我国在区位、天然气基础设施等内在基础或硬性条件上具有明显优势，但在天然气市场化改革、现货与期货市场建设等软性条件上，还有一定的差距，制约我国成为亚太地区天然气定价中心。具体表现在：天然气定价仍以政府指导价为主，政府干预程度依然较高；天然气上游生产环节仍由三大公司垄断，制约了大量市场参与者的进入；天然气管输与销售业务未分离，第三方准入机制尚未建立；金融市场不够完善成熟，没有天然气衍生工具供金融机构参与交易，再加上外汇和资本管制、人民币自由兑换限制，使得国内外金融机构难以在天然气交易中发挥重要作用。

快改革，打造亚太地区天然气定价中心

国内天然气管网储运设施逐步完善。图为甬台温天然气输气管道工程建设现场。李晓东 供图

我国作为全球重要的天然气生产与消费国之一，既有相当的资源基础，也拥有广阔的市场，只要策略得当，完全可以打造成亚太地区天然气定价中心。

建立科学合理的天然气价格形成机制是基本前提。天然气定价中心形成的一个基本前提是该区域天然气定价规则或机制是否科学合理，基准价格是否得到贸易双方普遍认可。为此，应按照“放开两头、管住中间”的总体价格改革思路，进一步深化天然气价格改革，推动建立天然气价格市场化形成机制。短期内，兼顾多方利益，在用气数量和价格等方面完善居民用气阶梯价格制度；鼓励天然气用气量季节差异较大的地区，研究推行天然气季节差价和可中断气价等差别性气价政策，完善天然气价格体系，提高天然气利用效率；完善价格动态调整机制，缩短固定调价周期，设定调价触发条件，真正实现天然气价格与可替代能源的价格联动；全面梳理天然气各环节价格，减少中间供气环节，加强长输管网以及城市配气管网成本监审，整顿规范收费行为，降低过高的省内管道运输价格和配气价格，进一步降低天然气运输和配送成本。长期来看，择机放开非居民用气价格，在妥善处理交叉补贴的基础上，在条件具备时及时放开居民用气价格，实现居民和非居民用气定价机制并轨，由市场供求调节天然气价格；选择具有多气源、初步形成气源竞争的地区试点放开气源价格，再逐步扩大至其他省市区。

推进天然气市场化改革，培育市场竞争主体是核心关键。加快推动天然气体制改革，从上、中、下游推动天然气全产业链市场化改革，形成各市场主体平等参与、公平竞争的多元化竞争格局，为形成由市场决定的价格机制创造必要的体制环境。上游勘探开发环节，废除勘探开发的登记制度，实行招标制度，向所有油气企业开放，降低市场准入门槛；改变资源区块（包括陆上和海上）管理办法，实行探矿权退出机制，对“占而不勘”的区块强制收回并公开招标。中游储运环节，推动天然气管网业务独立运营和公平开放，加快实现管网互联互通，促进“气”畅其流。取消民营资本投资天然气基础设施建设的股权限制，鼓励独立第三方投资建设管道和储气设施。下游销售和应用领域，允许更多的企业从事天然气进口业务，鼓励上游企业与终端大用户直接签署供应采购合同，鼓励点供等非管网形式的竞争性供应，逐步推动城市燃气管网的特许经营制度向经营许可制度转变。

加快天然气交易中心建设，推进天然气现货和期货市场体系建设是重要支撑。天然气定价中心的形成离不开金融支持，离不开交易市场体系。目前，国际上较成熟的欧、美天然气交易，都是由期货市场和现货市场共同组成的，现货市场是根基，期货市场是高端避险工具，两者相辅相成，共同决定天然气买卖价格和市场走势。因此，我国应以建立一个能够反映中国乃至亚太地区天然气市场供需关系和资源稀缺程度的开放、竞争、规范、有序的现代天然气交易中心为目标，逐步建设天然气现货和期货交易体系。以上海、重庆石油天然气交易中心为依托，推动天然气交易平台建设及交易合约标准化，提高天然气现货贸易交易履约率和交易量。适当扩大天然气现货交易品种和相关金融产品，积极培育天然气现货交易市场。减免手续费用，鼓励各类交易主体通过交易平台自主进行现货及中远期交易。适时出台相关的天然气金融产品，尝试建立天然气期货产品、天然气掉期产品、天然气期权产品及天然气信托产品等。建立天然气期货交易市场，并继续推动现货市场的改革，为国内能源公司规避风险、增加流动性提供更多的选择。

加强国际合作，积极参与和构建国际能源治理机制是必由之路。要想成为亚太地区天然气定价中心，必须增强国际合作意识，持开放的心态，不能关起门来“自娱自乐”。天然气市场开放程度越高，市场参与主体越多元化，定价中心才能更易形成，通过竞争形成的基准价格才会被国际社会认可，天然气供应也会更加安全。加大国内天然气交易市场对外开放程度，推进交易市场主体结构多元化，同时加强与国际主要天然气交易中心、期货交易所的沟通与合作，建立良好的互动协作机制，提高基准价格在国际市场的知名度和影响力。择机与亚太地区相关国家和地区开展国际合作，建立有效协调的对话机制，发挥各国的比较优势，取长补短。例如，日本定位于LNG期货市场并重在制定虚拟价格，新加坡发挥实体枢纽的作用。根据自身实际情况，积极参与和构建国际能源治理机制。首先，可适当参与日本、印度主导的液化天然气进口国集团（LNGIG）等组织，发挥全球LNG最大进口区域的地缘优势，共同搭建区域性利益共同体。其次，适时开展与国际能源署（IEA）、能源宪章条约（ECT）、石油输出国组织、天然气输出国论坛等组织的对话与合作，发出“中国声音”。最后，待条件成熟后，可以考虑发起组建天然气输入国组织等国际能源组织，构建新的国际能源治理机制。

（作者单位：国家发展和改革委员会）