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。