市场化改革滞后成中国最大制约

　　而反观中国，其优势在于：第一，消费市场庞大，增长前景看好，国际吸引力足。2012年中国天然气消费量1438亿立方米，仅高出日本271亿立方米，位居世界第四，但中国的增长潜力要远大于日本。按照中国天然气发展的中远期规划，2015年中国天然气消费将达到2600亿立方米，2020年达到3500亿立方米，2030年达到5000亿立方米，届时中国将成为仅次于美国的世界第二大天然气消费市场，市场分量远超过日本。

　　第二，自产气规模较大，而且具有较好的增产潜力，能够有效对冲国际天然气价格波动，这是中国较日本最大的优势。2012年，中国天然气产量为 1072亿立方米，世界排名第七。而且中国还具有较大的资源潜力待挖掘，常规气、煤层气和页岩气等资源如能实现有效开发，预计中国2015年的天然气产量将达到1850亿立方米，2020年达到2000亿立方米，2030年2500亿立方米。尽管消费缺口仍在增大，但仍是平抑东亚天然气价格波动的有力筹码。

　　第三，供应形式多元，能够形成有效的“气-气”竞争市场。如前所述，形成枢纽市场价格的一个基本前提是能够汇集各种气源，而中国是目前东亚天然气消费大国中唯一具有PNG进口的国家，即“中国—中亚”天然气管道，未来中国还将建设中缅和中俄天然气管道。中国也是东亚唯一具有自产气、PNG进口和 LNG进口的天然气消费大国，因此具有形成枢纽价格的市场基础。

　　第四，中国地处中亚和东北亚之间，是连接中东、中亚和东北亚消费市场的唯一陆上通道，区位优势将为中国建立东亚天然气交易枢纽贡献一大有利因素。目前中国已建成西气东输一线和二线，并与“中国—中亚”天然气管道衔接，将中亚和中国西部的天然气输送至东部沿海地区。未来如果中亚天然气供应充足，可考虑在上海等东部港口，通过LNG的形式再出口至日本和韩国，届时中国将可在东部地区建立真正意义上的东北亚天然气枢纽。

　　尽管诸多优势，但中国的劣势也非常明显：第一，国内天然气价格扭曲，价格机制未理顺，国际国内价格不能形成有效疏导，这是中国建成东亚天然气交易中心和参与定价机制建设的最大障碍。目前中国天然气以政府定价为主，属于静态管理，不能有效反映真实的供求关系和资源稀缺程度，阻碍了天然气市场的快速发展。

　　根据这种定价机制，政府基于企业的生产成本或进口成本，再考虑企业的合理利润来核定天然气井口价或进口价，加上净化费、气化费、管输费和城市配送费等，最终形成终端价格，其本质为供应推动型的成本加成法。但在目前供应来源和形式日渐多元的情况下，政府很难再进行有效的价格核定，目前已经出现天然气进口价格与终端价格倒挂的现象(LNG进口价和终端消费价的价差最为明显)，增加了企业的经营风险，在很大程度上打击了企业的进口积极性。

　　如果价格不能理顺，那么国内企业的生产积极性将下降，自身增产能力受到削弱，同时还会阻碍天然气的进口，建成国际性天然气贸易中心就无从谈起。目前中俄天然气合作迟迟达不成协议，中俄天然气管线一直未能动工修建，价格分歧就是最主要的因素。目前在广东、广西推行的与燃料油和液化石油气(LPG)等可替代能源价格挂钩，以上海市场价格为计价基点的净回值法定价，与成本加成定价并无本质性区别，且计价基准点价格并非真正由市场决定。因此，中国的天然气定价机制仍需进行进一步的市场化改革。

　　第二，天然气行业垄断严重，市场未能有效开放。中国天然气行业同石油行业一样，主要为三大石油公司所垄断，而且是上下游一体化的垂直型垄断，难以形成有效的市场化交易。而市场化改革的前提就是管道运输与上下游分开。目前中国天然气管道运输也牢牢地掌握在三大石油公司手中，其他生产企业即使有生产能力也会因缺乏运输能力而被三大石油公司卡住脖子，而消费者也没有选择供应源的权利，只能被动接受供应，因此难以形成具有气源竞争型的市场。

　　第三，缺乏天然气现货交易市场和国际性的大宗商品交易市场，尤其是在油气领域，金融市场也不够发达。由于油气领域的高度垄断性，中国尚未形成有效的天然气现货交易市场，期货交易更无从谈起。中国一直呼吁建立原油期货市场，但原油进口一直被几大国有石油公司垄断，没有其他参与者，市场容量不够，交易不活跃，就不可能形成有效的市场价格，天然气领域面临同样的问题。而在国际大宗商品交易领域，中国也几无任何话语权，投资主体单一、经验匮乏、金融市场不够成熟和发达都将成为中国建立东亚天然气交易市场的障碍。

　　前景展望和情境模拟

　　综合来看，中国和日本在建立东亚天然气交易中心和主导东亚天然气定价机制方面各有千秋，优劣势均较为明显。日本作为世界第一大LNG进口国，在建立东亚LNG期货市场上占有先机，而中国则凭借气源多元化的特点在建立东亚天然气枢纽上占优。

　　按照合作与竞争的不同关系，我们可以对未来东亚天然气交易市场和定价机制的建设进行展望和情境模拟，

　　情景一：中日之间展开激烈的竞争。目前日本已锁定多个LNG进口来源，积极寻求美国的支持，并计划两年内推出首个LNG期货合约。在LNG交易方面，日本优势较为明显，但中国未来的LNG需求量也会增长迅速，2012年中国LNG进口约1440万吨(约合195.8亿立方米)，目前仍有1440 万吨的LNG进口终端正在建设中。中国可能会与日本形成激烈的竞争，抢夺LNG进口源，最严重的情况可能会互相拆台，中国阻挠日本LNG期货市场的建立。如果真如此，那将不可避免地抬高东亚LNG进口价格，这对两国而言都将是巨大的损失。

　　情景二：中日之间展开有效的合作。中国具有自产气和管道气的优势，具备建立东亚天然气枢纽的物理基础。如果中国对内进行有效的天然气市场化改革，对外开放天然气领域，引进包括日本在内的投资者和交易商;统一LNG液化、储存和运输标准，在中国东部沿海，如上海建立天然气枢纽，通过中国境内管网将中亚、俄罗斯甚至中东的天然气运抵东部沿海，再通过LNG转运至东北亚消费国;联合建立包括LNG在内的天然气现货和期货交易市场，以此市场价格作为LNG长协谈判的价格基准，共同维护天然气供应安全，那么不仅将给中日两国带来巨大的好处，还将为整个东亚天然气消费市场做出重要贡献。

　　情景三：各起炉灶，自己单干。中日两国各自发挥自己的优势，日本先行建立LNG期货市场，锁定LNG供应，建立LNG东亚指导价格，减少供应风险。而中国则加强自身产能建设，对内继续进行天然气市场化改革，理顺价格机制，对外加强从中亚和俄罗斯的PNG进口，在长协价格谈判中尽力维护自己的利益。

　　在以上三种情境中，我们当然乐于看见第二种情景的发生，当然现实的情况还可能是三种情景的交叉。第一财经研究院曾在《重拾东亚意识》一文将天然气合作视为推动东亚合作的三个突破口之一，并呼吁将上海建设成为东亚天然气枢纽，同包括日本在内的东亚消费国合作构建东亚乃至东亚的交易市场和定价机制。

　　囿于现实中的政治氛围，中日未必能像我们所期望的那样合作。但建立东亚天然气市场和定价机制的紧迫性会一直存在，面对日本的先行一步，中国该如何行动，是奋起直追，还是寻求与日本的合作，将考验中国决策者的智慧。