中華石化網訊 如果說石油是現實主義國際政治中的權力象征，那么未來天然氣很可能也具有類似的特質。
時至今日，化石能源仍在延續其輝煌，但石油已不再是一統天下。天然氣的迅猛發展讓化石能源呈現出煤炭、石油和天然氣三足鼎立的局面。液化天然氣（LNG）打破了國際天然氣市場區域分割的局面。與上世紀70年代全球石油現貨市場的起步類似，如今LNG的發展將大大增加天然氣在全球范圍的流動性，挑戰管道天然氣的封閉式供應格局和現有的天然氣定價機制。
一旦天然氣可以同石油一樣在全球范圍內流動自如，那么天然氣的消費市場和使用范圍將呈現出躍進式的增長，天然氣也將成為國際現貨交易和期貨交易中的重要標的。天然氣貿易機制和定價機制之爭也將成為國際政治博弈的新項目。
東亞市場是未來最重要的天然氣消費市場之一，由于自身產量有限，東亞國家也將成為最大的進口方，定價問題也就隨之而來。目前東亞市場的天然氣價格遠高于其他市場價格，“東亞溢價”較石油領域更甚。
建立東亞天然氣交易市場對于東亞國家參與國際天然氣貿易規則制定和定價機制建設都具有重大意義。中國和日本都有意建立以本國為交割地的東亞天然氣現貨和期貨市場。但目前美國已經與日本達成LNG長期出口協議，更有消息稱LNG貿易將納入美國主導的跨太平洋伙伴關系協議（TPP）談判。如得到美國的全力支持，那么中國將在東亞LNG期貨市場建設上落后于日本。是奮起直追，還是尋求與日本的合作，將考驗中國決策者的智慧。
全球天然氣市場和定價機制
目前全球天然氣市場主要分為北美、歐洲和亞太三大市場。
其中以美國為首的北美天然氣市場（美國、加拿大、墨西哥）2012年消費量達到9065億立方米，占全球天然氣消費總量的27.5%；以德法為代表的歐盟27國天然氣消費量達到4439億立方米，占全球消費總量的13.4%；以中日韓為代表的亞太國家天然氣消費量達到6250億立方米，占全球消費總量的18.8%，其中中日韓合計3160億立方米，占全球消費總量的9.3%。
2012年全球天然氣貿易量為10334億立方米，其中管道天然氣（PNG）貿易7055億立方米，LNG貿易3279億立方米，分別占全球天然氣貿易的68.3%和31.7%。北美市場和歐洲市場以PNG貿易為主，亞太市場則以LNG貿易為主。2012年中日韓三國的LNG進口量為1884.8億立方米，占全球LNG進口總量的57.4%。
根據消費國和資源國的地理位置及交易范圍，將全球LNG市場分為大西洋和太平洋兩大交易圈。大西洋周邊國家（如特立尼達和多巴哥、尼日利亞）生產的LNG主要銷往美國和歐洲市場，太平洋周邊國家（如澳大利亞、馬來西亞和印度尼西亞）主要出口至以中日韓為代表的亞太市場。中東的卡塔爾是世界第一大LNG出口國，其主要出口市場也是東亞國家，2012年出口到中日印韓四國LNG占其總出口量的60%。
需要特別指出的是美國。頁巖氣的大發展不僅促使原本出口到美國的LNG轉向其他市場，美國自身也將成為天然氣出口國，并通過LNG的形式向東亞國家出口。2012年和2013年，韓國、印度和日本的公司分別獲得從美國進口LNG的合同。盡管這兩項合同的貿易量不大，但都是采取美國亨利交易樞紐（HenryHub）的市場價格定價，這將對傳統的東亞天然氣定價機制產生沖擊。
全球天然氣定價機制主要分為樞紐定價和與石油掛鉤的長期協議定價（也稱“長協價”）兩種。目前北美和英國主要采取競爭性的市場定價，主要價格基準分別有亨利樞紐價格（HH）和國家平衡點價格（NBP）。歐洲大陸則混合采取與石油掛鉤的長協價和樞紐定價兩種機制，而在東亞市場，與石油掛鉤的長協價則占據顯著的主導地位。
北美的天然氣價格不與油價掛鉤，基本由市場供需決定，管道氣和LNG之間的“氣—氣”競爭是天然氣定價的主要決定因素之一。亨利樞紐是北美最為重要的天然氣交易中心，其交易價格也是北美市場的基準價格。在LNG進口價格方面，北美期貨市場的天然氣價格是LNG進口價格的標準，美國現有進口終端站的LNG價格一般與亨利樞紐價掛鉤，再加上一個適當的基礎差價。
早在1990年，紐約商品交易所（NYMEX）就推出了亨利樞紐價的天然氣期貨交易，2012年該天然氣期貨交易量達到約1800萬份，約合5萬億立方米的天然氣。目前亨利樞紐價格基本維持在3.5美元/百萬英熱單位（$/MMBtu），約合0.77元/立方米，處于全球天然氣價格最低水平。
在歐洲市場，2011年以前超過70%的天然氣采用長協定價，一般與國際油價或油品的價格掛鉤聯動。但2011年后，歐洲約有42%的天然氣供應已經采用現貨市場定價，預計2014年這一比例將增至50%以上。采用市場價格定價的地區主要為西北歐市場，包括英國、荷蘭、比利時等國，也因此形成了英國NBP、比利時Zeebrugge和荷蘭TTF等多個樞紐價格。
其中，NBP成為衡量歐洲天然氣價格的指標，英國倫敦國際石油交易所（IPE）也于1997年推出了NBP天然氣期貨交易，2012年倫敦洲際交易所（ICE）的天然氣交易量達到747萬份（約合6300億立方米）。目前歐洲LNG進口價格在10~12$/MMBtu（約合1.32~1.76元/立方米）間徘徊。
亞太地區的東亞市場則主要采用與石油掛鉤的長期協議價格，其中最具代表性的是與“日本清關原油價格”（JCC）掛鉤的定價機制。JCC價格還對LNG定價制定了上下限，以免石油價格劇烈波動而使買賣雙方利益受損。
韓國和中國從澳大利亞進口的LNG均采用類似的定價模式，只是原油價格斜率和常數有所不同。這種機制逐漸主導了東亞的天然氣定價，同時根據JCC價格制定的LNG價格也成為全球最高的LNG價格，2012年日本LNG平均進口價格為16~17$/MMBtu（約合3.52~3.74元/立方米）間，相對歐美市場的溢價非常明顯。
即使采取與油價掛鉤的長協定價方式，亞太市場仍出現了多個LNG現貨交易指數，例如普氏能源推出的JKM（反映運往日本和韓國的LNG）價格，安迅思（ICIS）推出的亞太LNG現貨價格指數，2012年4月ICIS還和芝加哥商品交易所（CME）及Tradition經紀公司合作推出全球首個LNG掉期清算業務，但截至目前，全球仍未出現LNG期貨交易市場。
中日建立東亞天然氣
交易市場的優劣勢比較
在國際天然氣價格逐漸與油價脫鉤，天然氣交易向標準化、金融化方向發展的趨勢下，日本已經先行一步，欲成為全球LNG期貨市場首個吃螃蟹者。今年5月，日本政府宣布，將于兩年內于東京商品交易所（TOCOM，原名東京工業品交易所）推出全球第一份LNG期貨合同。如果成功，那么日本將成為全球首個LNG期貨交易市場。
而相比之下，同樣具有建立東亞天然氣交易市場意愿的中國則顯得有些遲緩。終端氣價與進口氣價倒掛、區域分割、管網設施不完善、國內價格機制扭曲等不利因素都成為阻礙中國建立天然氣期貨市場、參與東亞天然氣定價機制建設的不利因素。下面本文就將對中日兩國制定東亞天然氣定價機制和建立東亞天然氣期貨市場的優劣勢進行比較。
日本LNG期貨市場建設優勢明顯
日本是目前天然氣第一大進口國，2012年天然氣進口量為1188億立方米，且全部依賴LNG進口，最主要的三個進口來源國分別為澳大利亞、卡塔爾和馬來西亞三國，占其LNG進口總量的53%。而中國2012年天然氣進口量為414億立方米，PNG和LNG幾乎各占一半，PNG略多，為214億立方米，主要通過“中國—中亞”管道從土庫曼斯坦和哈薩克斯坦進口，LNG進口也主要來自卡塔爾、澳大利亞和馬來西亞，進口形式較日本更為多元。
日本的優勢在于：第一，目前日本天然氣進口量遠遠超過中國，且全部來自LNG，而隨著LNG現貨和中短期交易比例的大幅上升、各區域市場間的流動性加強和亞太市場LNG供應源增多，LNG在定價上較PNG更容易與石油價格脫鉤，建立起競爭性市場價格；第二，與JCC掛鉤的LNG定價機制的歷史地位讓日本在東亞天然氣定價上仍占據主導地位，現有的東亞LNG現貨價格指數也主要反映運往日本和韓國的LNG供需情況，為LNG期貨合同的推出奠定了交易基礎。
第三，具有較為成熟透明的國內天然氣定價和調節機制，國內國際市場和上下游價格疏導較為通暢，企業具有較好的成本回收和利潤保障機制。以日本燃氣價格制定為例，日本在核定氣價的基礎上給予公司投資合理的利潤回報，并要求不能對同一性質的用戶采取歧視性價格。這為國際性天然氣交易市場的建立提供了國內市場支撐。
第四，擁有世界一流的大宗商品交易場所，金融市場發達。日本東京商品交易所推出的原油期貨交易同NYMEX的西得克薩斯州中質原油（WTI）期貨合約、ICE的布倫特原油期貨合約以及新加坡交易所（SGX）的迪拜酸性原油期貨合約并稱全球四大原油期貨合約。這為日本推出LNG期貨合約創造了交易條件，日本在推出LNG期貨合約的計劃中還有意與新加坡進行合作，而中國則不具備這樣的條件。
第五，獲得美國的支持。美國已經完成從LNG進口國向出口國的轉變，并已經同日本和韓國簽訂LNG出口協定。更有消息稱美國將把天然氣貿易納入TPP談判。而中國并未參與TPP談判，如果美國和日本成功在TPP范圍內達成天然氣貿易一系列協定，那么具有全球最成熟有效的天然氣現貨和期貨交易市場的美國將從經驗、機制建設和物理供應上給予日本實質性幫助，中國在東亞天然氣交易市場和定價機制上的地位將被邊緣化。
但日本也有劣勢。第一，對外依存度過大，議價方面處于弱勢。日本天然氣對外依存度幾乎達到100%，因福島核事故和核電站的大量關停，日本的天然氣進口量又大幅上漲，開始出現貿易赤字。這使日本在目前仍以賣方市場占優的天然氣貿易中議價籌碼不足，難以獲得廉價的合同；第二，進口形式單一，難以形成多種氣源間的競爭。樞紐價格形成的一個前提條件是交易市場能夠匯集各種氣源，在物理供應形成自產氣、PNG和LNG間的“氣-氣”競爭，而日本卻高度依賴LNG進口，難以形成反映多種氣源供需關系的交易市場，綜合定價機制自然會存在缺陷。
第三，自身幾乎不產氣，缺乏對沖國際天然氣價格波動、拉低國際貿易價格的有力武器。北美和歐洲市場均具有一定的天然氣自產能力，尤其是北美市場。美國已是全球第一大天然氣生產國，其產量的大幅上升直接導致市場供應充分，交易活躍，并向其他市場流動。歐洲北海地區的天然氣生產也為歐盟國家提供了大量的本土供應，為其在與俄羅斯的談判中提供了議價籌碼。日本對海外供應的高度依賴是導致與JCC價格掛鉤的天然氣定價居高不下的根本原因，不利于東亞獲得合理的天然氣價格水平。
市場化改革滯后成中國最大制約
而反觀中國，其優勢在于：第一，消費市場龐大，增長前景看好，國際吸引力足。2012年中國天然氣消費量1438億立方米，僅高出日本271億立方米，位居世界第四，但中國的增長潛力要遠大于日本。按照中國天然氣發展的中遠期規劃，2015年中國天然氣消費將達到2600億立方米，2020年達到3500億立方米，2030年達到5000億立方米，屆時中國將成為僅次于美國的世界第二大天然氣消費市場，市場分量遠超過日本。
第二，自產氣規模較大，而且具有較好的增產潛力，能夠有效對沖國際天然氣價格波動，這是中國較日本最大的優勢。2012年，中國天然氣產量為1072億立方米，世界排名第七。而且中國還具有較大的資源潛力待挖掘，常規氣、煤層氣和頁巖氣等資源如能實現有效開發，預計中國2015年的天然氣產量將達到1850億立方米，2020年達到2000億立方米，2030年2500億立方米。盡管消費缺口仍在增大，但仍是平抑東亞天然氣價格波動的有力籌碼。
第三，供應形式多元，能夠形成有效的“氣-氣”競爭市場。如前所述，形成樞紐市場價格的一個基本前提是能夠匯集各種氣源，而中國是目前東亞天然氣消費大國中唯一具有PNG進口的國家，即“中國—中亞”天然氣管道，未來中國還將建設中緬和中俄天然氣管道。中國也是東亞唯一具有自產氣、PNG進口和LNG進口的天然氣消費大國，因此具有形成樞紐價格的市場基礎。
第四，中國地處中亞和東北亞之間，是連接中東、中亞和東北亞消費市場的唯一陸上通道，區位優勢將為中國建立東亞天然氣交易樞紐貢獻一大有利因素。目前中國已建成西氣東輸一線和二線，并與“中國—中亞”天然氣管道銜接，將中亞和中國西部的天然氣輸送至東部沿海地區。未來如果中亞天然氣供應充足，可考慮在上海等東部港口，通過LNG的形式再出口至日本和韓國，屆時中國將可在東部地區建立真正意義上的東北亞天然氣樞紐。
盡管諸多優勢，但中國的劣勢也非常明顯：第一，國內天然氣價格扭曲，價格機制未理順，國際國內價格不能形成有效疏導，這是中國建成東亞天然氣交易中心和參與定價機制建設的最大障礙。目前中國天然氣以政府定價為主，屬于靜態管理，不能有效反映真實的供求關系和資源稀缺程度，阻礙了天然氣市場的快速發展。
根據這種定價機制，政府基于企業的生產成本或進口成本，再考慮企業的合理利潤來核定天然氣井口價或進口價，加上凈化費、氣化費、管輸費和城市配送費等，最終形成終端價格，其本質為供應推動型的成本加成法。但在目前供應來源和形式日漸多元的情況下，政府很難再進行有效的價格核定，目前已經出現天然氣進口價格與終端價格倒掛的現象（LNG進口價和終端消費價的價差最為明顯），增加了企業的經營風險，在很大程度上打擊了企業的進口積極性。
如果價格不能理順，那么國內企業的生產積極性將下降，自身增產能力受到削弱，同時還會阻礙天然氣的進口，建成國際性天然氣貿易中心就無從談起。目前中俄天然氣合作遲遲達不成協議，中俄天然氣管線一直未能動工修建，價格分歧就是最主要的因素。目前在廣東、廣西推行的與燃料油和液化石油氣（LPG）等可替代能源價格掛鉤，以上海市場價格為計價基點的凈回值法定價，與成本加成定價并無本質性區別，且計價基準點價格并非真正由市場決定。因此，中國的天然氣定價機制仍需進行進一步的市場化改革。
第二，天然氣行業壟斷嚴重，市場未能有效開放。中國天然氣行業同石油行業一樣，主要為三大石油公司所壟斷，而且是上下游一體化的垂直型壟斷，難以形成有效的市場化交易。而市場化改革的前提就是管道運輸與上下游分開。目前中國天然氣管道運輸也牢牢地掌握在三大石油公司手中，其他生產企業即使有生產能力也會因缺乏運輸能力而被三大石油公司卡住脖子，而消費者也沒有選擇供應源的權利，只能被動接受供應，因此難以形成具有氣源競爭型的市場。
第三，缺乏天然氣現貨交易市場和國際性的大宗商品交易市場，尤其是在油氣領域，金融市場也不夠發達。由于油氣領域的高度壟斷性，中國尚未形成有效的天然氣現貨交易市場，期貨交易更無從談起。中國一直呼吁建立原油期貨市場，但原油進口一直被幾大國有石油公司壟斷，沒有其他參與者，市場容量不夠，交易不活躍，就不可能形成有效的市場價格，天然氣領域面臨同樣的問題。而在國際大宗商品交易領域，中國也幾無任何話語權，投資主體單一、經驗匱乏、金融市場不夠成熟和發達都將成為中國建立東亞天然氣交易市場的障礙。
前景展望和情境模擬
綜合來看，中國和日本在建立東亞天然氣交易中心和主導東亞天然氣定價機制方面各有千秋，優劣勢均較為明顯。日本作為世界第一大LNG進口國，在建立東亞LNG期貨市場上占有先機，而中國則憑借氣源多元化的特點在建立東亞天然氣樞紐上占優。
按照合作與競爭的不同關系，我們可以對未來東亞天然氣交易市場和定價機制的建設進行展望和情境模擬，
情景一：中日之間展開激烈的競爭。目前日本已鎖定多個LNG進口來源，積極尋求美國的支持，并計劃兩年內推出首個LNG期貨合約。在LNG交易方面，日本優勢較為明顯，但中國未來的LNG需求量也會增長迅速，2012年中國LNG進口約1440萬噸（約合195.8億立方米），目前仍有1440萬噸的LNG進口終端正在建設中。中國可能會與日本形成激烈的競爭，搶奪LNG進口源，最嚴重的情況可能會互相拆臺，中國阻撓日本LNG期貨市場的建立。如果真如此，那將不可避免地抬高東亞LNG進口價格，這對兩國而言都將是巨大的損失。
情景二：中日之間展開有效的合作。中國具有自產氣和管道氣的優勢，具備建立東亞天然氣樞紐的物理基礎。如果中國對內進行有效的天然氣市場化改革，對外開放天然氣領域，引進包括日本在內的投資者和交易商；統一LNG液化、儲存和運輸標準，在中國東部沿海，如上海建立天然氣樞紐，通過中國境內管網將中亞、俄羅斯甚至中東的天然氣運抵東部沿海，再通過LNG轉運至東北亞消費國；聯合建立包括LNG在內的天然氣現貨和期貨交易市場，以此市場價格作為LNG長協談判的價格基準，共同維護天然氣供應安全，那么不僅將給中日兩國帶來巨大的好處，還將為整個東亞天然氣消費市場做出重要貢獻。
情景三：各起爐灶，自己單干。中日兩國各自發揮自己的優勢，日本先行建立LNG期貨市場，鎖定LNG供應，建立LNG東亞指導價格，減少供應風險。而中國則加強自身產能建設，對內繼續進行天然氣市場化改革，理順價格機制，對外加強從中亞和俄羅斯的PNG進口，在長協價格談判中盡力維護自己的利益。
在以上三種情境中，我們當然樂于看見第二種情景的發生，當然現實的情況還可能是三種情景的交叉。第一財經研究院曾在《重拾東亞意識》一文將天然氣合作視為推動東亞合作的三個突破口之一，并呼吁將上海建設成為東亞天然氣樞紐，同包括日本在內的東亞消費國合作構建東亞乃至東亞的交易市場和定價機制。
囿于現實中的政治氛圍，中日未必能像我們所期望的那樣合作。但建立東亞天然氣市場和定價機制的緊迫性會一直存在，面對日本的先行一步，中國該如何行動，是奮起直追，還是尋求與日本的合作，將考驗中國決策者的智慧。
（作者為第一財經研究院研究員）
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