“亞洲溢價(jià)”與提升中國天然氣定價(jià)權
當前，亞洲國家在天然氣價(jià)格談判領(lǐng)域總體上處于弱勢，定價(jià)話(huà)語(yǔ)權嚴重缺乏，致使“亞洲溢價(jià)”現象長(cháng)期存在，亞洲國家被迫長(cháng)期支付較高的天然氣進(jìn)口成本。作為一個(gè)現實(shí)的天然氣需求大國和潛在的天然氣供應大國，中國需要借助能源消費轉型、能源體制改革和人民幣國際化加快推進(jìn)的契機，提升中國乃至亞洲的天然氣定價(jià)話(huà)語(yǔ)權，壓縮“亞洲溢價(jià)”。在梳理了全球三個(gè)主要天然氣市場(chǎng)的特點(diǎn)和定價(jià)機制，以及目前亞洲所存在的溢價(jià)現象的基礎上，本文對定價(jià)權的內涵做了界定，認為定價(jià)權的獲得必須具備兩大條件：一是市場(chǎng)化定價(jià)機制，這是基礎，以準確反映市場(chǎng)的供需結構，構建一個(gè)被廣泛認可的定價(jià)機制和交易市場(chǎng)；二是國家應當以適當的角色參與到市場(chǎng)交易中，并且依據規則，利用自身天然氣需求量和潛在供應量影響市場(chǎng)，以促進(jìn)市場(chǎng)高效運行并充分反映供需關(guān)系。為了滿(mǎn)足這兩個(gè)條件，中國應當把握當前低油氣價(jià)格的機遇期，建立區域性天然氣交易中心，發(fā)揮供應潛力，增加油氣產(chǎn)量，開(kāi)展國際化協(xié)調，推進(jìn)天然氣以人民幣計價(jià)和結算，以助推中國天然氣定價(jià)權的提升。
一 全球天然氣市場(chǎng)的分割狀況
全球天然氣市場(chǎng)存在區域分割的顯著(zhù)特點(diǎn)。北美、歐洲、亞太三個(gè)主要市場(chǎng)各自的特點(diǎn)不盡相同，供需形勢有所差異。北美生產(chǎn)天然氣的能力大幅提升，歐洲天然氣需求整體下行，亞太雖然增速可觀(guān)，但內部存在分化，中國、印度需求增長(cháng)強勁，而日本、韓國卻表現低迷。這種供需格局的差異造成各個(gè)市場(chǎng)之間存在價(jià)格差距。目前，全球市場(chǎng)采用三種不同的定價(jià)機制，北美與英國采用市場(chǎng)化程度較高的“氣對氣”定價(jià)；歐洲大陸的定價(jià)機制由油氣掛鉤逐步向“氣對氣的轉變”，亞洲液化天然氣采用與進(jìn)口原油加權平均價(jià)格（JCC）掛鉤的方式。天然氣在不同區域供需關(guān)系的差異和定價(jià)機制的不同明顯體現出世界天然氣市場(chǎng)的地域分化特征，導致亞太地區在天然氣定價(jià)中的話(huà)語(yǔ)權嚴重不足，致使“亞洲溢價(jià)”即亞洲的天然氣價(jià)格顯著(zhù)高于北美和歐洲的現象長(cháng)期存在。
（一）供需關(guān)系差異
近年來(lái)，受全球經(jīng)濟增長(cháng)低迷和大宗商品價(jià)格大幅下跌影響，全球天然氣消費和生產(chǎn)的增長(cháng)速度趨緩。根據英國石油公司（BP）發(fā)布的《世界能源統計年鑒（2017）》，2016年，全球天然氣消費量為35429億立方米，比上年增長(cháng)近1.5%，而全球天然氣生產(chǎn)量與上年基本持平，增速僅為0.3%。在世界三個(gè)主要天然氣消費地區中，2016年，北美地區天然氣消費量為9680億立方米，同比增長(cháng)0.5%，而其2005～2015年復合增長(cháng)率為2.1%，略低于世界平均水平；歐洲地區天然氣消費量為10299億立方米，同比增長(cháng)2.0%，但是其過(guò)去10年復合增長(cháng)率為-0.8%，處于緩慢負增長(cháng)態(tài)勢；亞太地區天然氣消費量為7225億立方米，同比增長(cháng)3.0%，增速最為強勁，但仍明顯低于其2005～2015年復合增長(cháng)率（5.6%）。值得注意的是，2016年，中國天然氣需求的表現十分突出，增速達8.0%，遠高于亞太地區的平均值，明顯高于全球主要天然氣消費國。因此，亞太地區仍然是世界天然氣消費的增長(cháng)引擎，而中國則在其中扮演著(zhù)重要的消費驅動(dòng)者角色。
雖然天然氣總體需求增長(cháng)不快，但是天然氣貿易方興未艾，增長(cháng)迅速。2016年，天然氣總體貿易增長(cháng)近4.8%，高于需求增速。其中，液化天然氣貿易增長(cháng)最為迅猛，達6.2%，高于天然氣貿易增速的平均水平，并且全球天然氣貿易量達到創(chuàng )紀錄的2.58億噸。從美國到澳大利亞，LNG供應不斷增長(cháng)，LNG在不同的國家找到了新的市場(chǎng)。LNG作為清潔能源，越來(lái)越受到埃及、巴基斯坦、牙買(mǎi)加等新興市場(chǎng)的歡迎，中國LNG進(jìn)口量2016年也大幅上升了近35%，同比增長(cháng)690萬(wàn)噸。需要指出的是，2016年，亞洲的LNG市場(chǎng)需求出現分化，在中國、印度需求增長(cháng)強勁的同時(shí)，韓國與日本的LNG進(jìn)口出現下降，分別同比下降了0.4%和9.2%。事實(shí)上，阻礙亞洲天然氣貿易尤其是LNG貿易的最大因素是天然氣定價(jià)中的價(jià)格歧視現象，即所謂的“亞洲溢價(jià)”，這一現象反映出亞洲國家作為較大的天然氣消費國卻無(wú)法很好地參與全球天然氣價(jià)格制定的窘境?？傮w上看，隨著(zhù)《巴黎協(xié)定》的達成和能源消費結構的轉變，全球LNG需求快速增長(cháng)的勢頭還會(huì )持續，預計未來(lái)LNG貿易仍有較大的增長(cháng)空間，中國將充當更為重要的需求方。
（二）價(jià)格差異
天然氣以管道或海運為主的運輸方式、全球天然氣生產(chǎn)地和消費地并不完全一致以及缺乏全球性的基準價(jià)格導致天然氣區域貿易中存在市場(chǎng)分割和價(jià)格差異。目前，全球天然氣市場(chǎng)可以分為北美、歐洲和亞太三大區域市場(chǎng)，與之對應，全球主要有三種相對具有代表性的天然氣價(jià)格，分別為美國亨利樞紐價(jià)格、英國國家平衡點(diǎn)天然氣價(jià)格和日本液化天然氣價(jià)格。
縱觀(guān)1984年至2016年的世界主要天然氣價(jià)格走勢（見(jiàn)圖4-1）可以較為明顯地發(fā)現，第一，以日本為代表的亞洲市場(chǎng)的天然氣價(jià)格遠高于同期美國、歐洲市場(chǎng)的價(jià)格。2016年，日本LNG進(jìn)口價(jià)格為6.94美元/百萬(wàn)英熱單位，而同期美國亨利樞紐（Henry Hub）價(jià)格僅為2.46美元/百萬(wàn)英熱單位，英國NBP天然氣價(jià)格為4.69美元/百萬(wàn)英熱單位，日本價(jià)格相比于美國、英國分別高出約182%、48%，溢價(jià)程度之高令人咋舌。筆者發(fā)現，1984年至2016年，日本LNG到岸價(jià)格較德國進(jìn)口價(jià)格高出了約33%，較英國NBP天然氣價(jià)格高出了約55%，較美國Henry Hub價(jià)格高出了約89%。
第二，亞洲與北美、歐洲的這種天然氣價(jià)格差異長(cháng)期存在。20世紀80年代，天然氣貿易剛剛興起，日本LNG進(jìn)口價(jià)格比德國進(jìn)口價(jià)格高出約1美元/百萬(wàn)英熱單位。在2004年以前，這一價(jià)格差異水平幾乎一直保持著(zhù)。在當時(shí)較低的天然氣價(jià)格背景下，這一價(jià)格差異已經(jīng)高出同期北美、歐洲市場(chǎng)的50%以上。2010年福島核電站事故后，日本關(guān)停核電站并大量進(jìn)口天然氣作為替代能源，導致這一價(jià)格差異被持續放大。2010年至今，日本LNG進(jìn)口價(jià)格平均高出同期英國NBP天然氣價(jià)格70%，而與已經(jīng)發(fā)生“頁(yè)巖氣革命”的北美市場(chǎng)相比，日本LNG進(jìn)口價(jià)格平均高出185%左右。目前，亞洲與北美、歐洲的天然氣價(jià)格差異仍然非常大。
第三，在“頁(yè)巖氣革命”的影響下，歐洲與北美市場(chǎng)的天然氣價(jià)格近些年來(lái)也出現了一定的差異。在2010年以前，歐洲市場(chǎng)的天然氣價(jià)格與北美市場(chǎng)并未存在顯著(zhù)差異，但此后二者的價(jià)格卻出現了分化。2016年，美國Henry Hub價(jià)格約為2.46美元/百萬(wàn)英熱單位，而英國NBP天然氣價(jià)格達4.69美元/百萬(wàn)英熱單位，幾乎是美國價(jià)格的兩倍?！绊?yè)巖氣革命”以來(lái)，美國的天然氣供應情況持續寬松，帶動(dòng)全球天然氣價(jià)格下行，而美國本土是天然氣價(jià)格下降最快的地區，從而導致長(cháng)期以來(lái)價(jià)格水平接近的北美、歐洲市場(chǎng)出現了分化。
圖4-1 世界主要天然氣價(jià)格走勢
（三）定價(jià)機制差異
大宗商品的定價(jià)機制包括在國際貿易市場(chǎng)中買(mǎi)賣(mài)雙方所確立的基準價(jià)格和通過(guò)國際定價(jià)規則所形成的價(jià)格。由于期貨市場(chǎng)具有商品價(jià)格發(fā)現功能和回避商品價(jià)格風(fēng)險功能，因此期貨市場(chǎng)被世界各國普遍接受為大宗商品定價(jià)的核心，也成為制定國際大宗商品價(jià)格最主要的依據。天然氣價(jià)格在全球三個(gè)主要天然氣消費地區形成，但這三個(gè)市場(chǎng)的定價(jià)機制存在明顯的差異。
一般而言，天然氣的定價(jià)方式主要有“氣對氣”定價(jià)、油價(jià)聯(lián)動(dòng)、政府管制定價(jià)、雙向壟斷定價(jià)、市場(chǎng)凈回值定價(jià)法。具體而言，“氣對氣”定價(jià)直接由供需雙方進(jìn)行協(xié)商，是高度市場(chǎng)化且應用范圍最廣的一種模式。油價(jià)聯(lián)動(dòng)是指天然氣價(jià)格與原油價(jià)格掛鉤，是目前亞洲國家所廣泛采用的定價(jià)方式。政府管制定價(jià)是指政府直接按某種公式或方法進(jìn)行定價(jià)。雙向壟斷定價(jià)是指市場(chǎng)壟斷主體以談判的方式商定價(jià)格，以長(cháng)期協(xié)議的形式確定價(jià)格。市場(chǎng)凈回值定價(jià)法是指在政府一定的管制價(jià)格下，市場(chǎng)主體在價(jià)格范圍內進(jìn)行價(jià)格協(xié)商。
從定價(jià)機制來(lái)看，北美與英國采用市場(chǎng)化程度較高的“氣對氣”定價(jià)；歐洲大陸曾采用天然氣與油價(jià)掛鉤的方式，但正在逐步轉向“氣對氣”定價(jià)；日本液化天然氣采用與進(jìn)口原油加權平均價(jià)格掛鉤的方式，亞洲部分地區仍采用壟斷定價(jià)。
1.北美市場(chǎng)
北美市場(chǎng)主要以美國、加拿大為代表。北美市場(chǎng)天然氣供應充足，已經(jīng)建設完成完備的輸運管網(wǎng)，形成了對全區域天然氣的有效供應。北美天然氣主要采取市場(chǎng)化的“氣對氣”定價(jià)模式，建立天然氣生產(chǎn)者與消費者的直接聯(lián)系，構建完全開(kāi)放的市場(chǎng)。根據國際天然氣聯(lián)盟（IGU）的數據，2010年，北美市場(chǎng)天然氣交易合約所占數量幾乎為100%，遠高于同期歐洲和日本的水平。在實(shí)際交易過(guò)程中，交易雙方主要通過(guò)短期合同進(jìn)行現貨交易，交易價(jià)格直接通過(guò)交易中心眾多買(mǎi)賣(mài)雙方的競爭確定。北美的天然氣交易價(jià)格以美國亨利樞紐的交易價(jià)格為基準。亨利樞紐是北美最為重要的天然氣交易中心，是美國9條州際管道、4條州內管道的交互點(diǎn)，自身天然氣流通量巨大，因此可以扮演北美天然氣交易中樞的角色。由于該地區美國、加拿大的天然氣供應都較為充足，而且2010年以來(lái)的“頁(yè)巖氣革命”使美國的天然氣生產(chǎn)能力大幅提升，因此北美市場(chǎng)的天然氣價(jià)格水平為全球最低水平。
2.歐洲市場(chǎng)
歐洲雖然自身也生產(chǎn)一定的天然氣，但其天然氣產(chǎn)量遠遠滿(mǎn)足不了自身的需求，因此需要從外部大量進(jìn)口。歐洲的天然氣進(jìn)口主要來(lái)自管道天然氣，約有3/4通過(guò)歐亞大陸的管道進(jìn)口，其余則以L(fǎng)NG的形式進(jìn)口。2011年以前，歐洲市場(chǎng)長(cháng)期采用油氣聯(lián)動(dòng)的定價(jià)模式，將天然氣價(jià)格與反映外部市場(chǎng)環(huán)境變化的原油價(jià)格掛鉤，使天然氣價(jià)格可以隨著(zhù)外部市場(chǎng)環(huán)境的變化而相應調整。在實(shí)際交易過(guò)程中，交易雙方通過(guò)長(cháng)期合同進(jìn)行交易。但在2011年以后，歐洲天然氣的定價(jià)模式逐步轉為市場(chǎng)化的“氣對氣”定價(jià)，有40%以上的天然氣供應已經(jīng)通過(guò)現貨進(jìn)行交易，到2015年已經(jīng)超過(guò)50%，在部分地區則達到了70%，因此形成了英國NBP、比利時(shí)Zeebrugge和荷蘭TTF等多個(gè)樞紐價(jià)格。其中，英國NBP扮演著(zhù)歐洲天然氣交易樞紐的角色，其依托于英國的金融中心地位，進(jìn)行大量的天然氣期貨、現貨交易，而比利時(shí)Zeebrugge和荷蘭TTF作為重要的天然氣交易中心，其地位近些年來(lái)也有所上升。
3.亞洲市場(chǎng)
亞洲市場(chǎng)較為分散，主要的代表國是日本和韓國。由于這兩個(gè)國家經(jīng)濟體量大，對天然氣的需求大，而本國并不生產(chǎn)天然氣，天然氣幾乎完全需要進(jìn)口，并且特殊的地理和政治因素造成兩國都難以使用管道運輸天然氣，因此LNG成為日本、韓國主要的天然氣獲取方式。
以日本這一代表性國家為例，其進(jìn)口的LNG定價(jià)機制經(jīng)歷了成本加成定價(jià)方法（1995年以前）、與中東國家石油銷(xiāo)售價(jià)掛鉤定價(jià)、與“日本原油清關(guān)價(jià)格”（JCC）指數關(guān)聯(lián)定價(jià)等幾個(gè)階段。目前，日本市場(chǎng)仍然采用油氣聯(lián)動(dòng)的定價(jià)方式進(jìn)行天然氣交易，LNG價(jià)格與JCC指數掛鉤。其他亞洲國家如韓國和中國從澳大利亞進(jìn)口的LNG也采用類(lèi)似的油氣聯(lián)動(dòng)定價(jià)方式。這種機制幾乎主導了東亞的天然氣定價(jià)。但是，這種油氣聯(lián)動(dòng)的定價(jià)機制使以JCC指數為基礎的LNG價(jià)格成為全球最高的LNG價(jià)格。亞洲市場(chǎng)與北美、歐洲市場(chǎng)長(cháng)期存在的價(jià)差被稱(chēng)為“亞洲溢價(jià)”。
二 “亞洲溢價(jià)”與亞洲天然氣定價(jià)權的缺失
定價(jià)權是天然氣市場(chǎng)化的結果。要提升天然氣定價(jià)話(huà)語(yǔ)權，一要構建市場(chǎng)規則，二要運用自身的供給和需求體量影響市場(chǎng)價(jià)格。目前，造成亞洲國家在天然氣定價(jià)領(lǐng)域缺乏話(huà)語(yǔ)權的原因主要有：一是亞洲市場(chǎng)彼此分割，沒(méi)有統一的市場(chǎng)化定價(jià)規則，無(wú)法正確反映亞洲的供求關(guān)系，在天然氣定價(jià)規則層面缺乏話(huà)語(yǔ)權；二是亞洲主要天然氣需求國各自為政，無(wú)法發(fā)揮出需求方體量大的優(yōu)勢，難以在需求側發(fā)力影響價(jià)格，而且未形成足夠的供應能力影響價(jià)格。這二者共同作用導致亞洲在天然氣談判領(lǐng)域處于整體弱勢地位，致使“亞洲溢價(jià)”現象長(cháng)期存在。
（一）何為天然氣定價(jià)權
由于市場(chǎng)定價(jià)機制不同，三大市場(chǎng)天然氣價(jià)格差異明顯，天然氣在亞洲市場(chǎng)的價(jià)格明顯高于歐洲和美國。這種價(jià)格差異被稱(chēng)為“亞洲溢價(jià)”。部分分析人士指出，造成這種溢價(jià)現象的主要原因是亞洲缺乏定價(jià)權，他們將“亞洲溢價(jià)”歸咎于買(mǎi)家沒(méi)有定價(jià)權，甚至認為這是歐美主導的市場(chǎng)蓄意抬高價(jià)格以損害亞洲的利益。事實(shí)上，這種觀(guān)點(diǎn)并不符合經(jīng)濟學(xué)邏輯。這種觀(guān)點(diǎn)將定價(jià)權視作控制市場(chǎng)、決定價(jià)格的力量，假設一國可以決定價(jià)格，這種邏輯是與市場(chǎng)化背道而馳的。無(wú)論是英國還是美國，其定價(jià)權均建立在市場(chǎng)化的基礎之上，通過(guò)市場(chǎng)規則盡可能讓本地區的市場(chǎng)反映供求關(guān)系，并且以其生產(chǎn)量或者需求量影響市場(chǎng)，價(jià)格并不是一國說(shuō)了算。如果一種定價(jià)機制確實(shí)反映了供求關(guān)系，那么那些作為定價(jià)機制的基準價(jià)格本身就是公平的市場(chǎng)價(jià)格，不存在對買(mǎi)方不公平的問(wèn)題。即便存在溢價(jià)，那也可能是區域市場(chǎng)供求影響的結果，而非所謂的定價(jià)權缺失。
事實(shí)上，筆者認為，定價(jià)權應當具有更多更豐富的含義，應當將其視作影響市場(chǎng)的力量，而非單純的決定、控制價(jià)格的能力。也就是說(shuō)，一國可以在制定本地區價(jià)格形成規則上具有一定的話(huà)語(yǔ)權，甚至主導本地區價(jià)格形成規則的建立，這是定價(jià)權的一種表現。更關(guān)鍵的是，一國如何以天然氣的生產(chǎn)量或者需求量影響這一價(jià)格的能力才是更為廣義的話(huà)語(yǔ)權。
總而言之，定價(jià)權是天然氣價(jià)格市場(chǎng)化的結果。鑒于中國天然氣市場(chǎng)規模巨大，只要中國構建好競爭性的市場(chǎng)機制，中國天然氣價(jià)格自然會(huì )成為亞太地區重要的基準價(jià)格，這對中國甚至東亞地區的天然氣貿易有指導作用。因此，要提升天然氣定價(jià)話(huà)語(yǔ)權，其一在于構建市場(chǎng)規則，其二在于運用自身的供給與需求影響價(jià)格的能力。
（二）亞洲天然氣定價(jià)權缺失的根本成因：定價(jià)機制
亞洲天然氣定價(jià)機制以日本為主，各國的結算價(jià)格以日本到岸價(jià)格作為參考，并且亞洲沒(méi)有一個(gè)統一的可供市場(chǎng)上的供需雙方進(jìn)行交易的交易中心。第一，以日本到岸價(jià)格為主要參考價(jià)格本身也會(huì )帶來(lái)“溢價(jià)”，這是因為日本的能源依賴(lài)程度更高，而且福島核電站事故以后，日本關(guān)停核電站，由于核電站在日本發(fā)電中占比近22%，因此日本必須大量進(jìn)口天然氣以滿(mǎn)足其發(fā)電需要，這進(jìn)一步推高了日本LNG進(jìn)口價(jià)格。這導致亞太天然氣市場(chǎng)總是處于賣(mài)方市場(chǎng)，價(jià)格始終居高不下。[1]因此，目前以日本為中心的亞洲天然氣定價(jià)機制并不可取，這一機制使亞洲其他國家“被溢價(jià)”。事實(shí)上，應當選擇一個(gè)適當的國家作為亞洲區域定價(jià)的核心，建立類(lèi)似于美國Henry Hub、英國NBP的交易樞紐，而中國就是十分合適的定價(jià)中心國。
第二，目前日本這種油氣聯(lián)動(dòng)的定價(jià)機制不利于天然氣價(jià)格的理順。東亞地區國家內缺乏替代能源，原油依賴(lài)程度極高。2015年，中國石油的對外依存度高達65%，日本、韓國則完全依賴(lài)進(jìn)口，原油的情況相對于天然氣更加嚴重，而目前亞洲這種天然氣價(jià)格與石油價(jià)格掛鉤的定價(jià)機制并不可取。這一油氣聯(lián)動(dòng)的定價(jià)機制基本上不能反映中國以及其他亞洲國家天然氣市場(chǎng)的基本面，一定程度上導致了亞洲市場(chǎng)天然氣價(jià)格高企，因此，亞洲地區應建立起市場(chǎng)基準價(jià)格，以更好地反映市場(chǎng)基本面的情況。[2]歐洲天然氣定價(jià)機制從油氣聯(lián)動(dòng)向目前的“氣對氣”定價(jià)模式轉變的經(jīng)驗值得亞洲國家借鑒。
第三，亞洲地區缺乏本地區的天然氣期貨和現貨交易平臺。各消費國天然氣市場(chǎng)之間相對獨立，市場(chǎng)流動(dòng)性很低，沒(méi)有一個(gè)能夠反映本地區供求關(guān)系的參考價(jià)格。雖然中國、新加坡都試圖建立自己的天然氣交易中心，形成自己的天然氣價(jià)格，但是由于受到本國天然氣定價(jià)非市場(chǎng)化的拖累，外國投資者往往不愿意在這些國家的交易中心進(jìn)行交易。市場(chǎng)化程度不高和各自為政，導致這些國家的天然氣交易價(jià)格難以變?yōu)榛鶞蕛r(jià)格，并且很難比日本價(jià)格更好地反映市場(chǎng)供求關(guān)系。
（三）亞洲天然氣定價(jià)權缺失的具體原因
1.能源需求價(jià)格彈性低
由于亞洲主要國家的能源需求價(jià)格彈性普遍低于歐美國家，因此中東等油氣供應方可以采取一定的價(jià)格歧視定價(jià)策略，從而形成“亞洲溢價(jià)”。[3]從天然氣消費量來(lái)看，中、日、韓三個(gè)亞洲主要天然氣消費國的消費需求增長(cháng)較快（見(jiàn)圖4-2），2016年天然氣消費量分別達2103億立方米、1112億立方米、455億立方米，三國天然氣消費總量占全球天然氣消費總量的份額合計為10.3%，占亞洲地區天然氣消費總量的一半左右。與如此巨額的消費量不相匹配的是，三國的天然氣產(chǎn)量很低，其中僅中國生產(chǎn)天然氣。2016年，中國的天然氣產(chǎn)量約為1246億立方米，而日、韓的產(chǎn)量幾乎為零。中國2016年天然氣的對外依存度為40%，而日、韓則完全依賴(lài)外部供應。需求的高速擴張與內部供應的不足導致了較高的對外依存度和較低的能源需求價(jià)格彈性，如此高的對外依存度勢必導致油氣供給方在制定價(jià)格時(shí)具有強勢地位，并針對亞洲這一低能源需求價(jià)格彈性的市場(chǎng)實(shí)施三級價(jià)格歧視策略。這導致出口到亞洲地區的天然氣價(jià)格長(cháng)期居高不下，形成了所謂的“亞洲溢價(jià)”。
圖4-2 中國、日本、韓國天然氣消費量
2.以L(fǎng)NG為主的天然氣貿易模式
歐洲市場(chǎng)的天然氣供應往往以管道運輸為主，而在亞洲市場(chǎng)，除了中國可以從中亞、俄羅斯獲取管道天然氣以外，日本、韓國都必須依賴(lài)于LNG交易的形式。而LNG運輸成本較高，一般而言高出管道運輸30%左右，運輸成本的高企也推動(dòng)了最終天然氣價(jià)格的高昂。日、韓等國家因受地理和政治因素限制，難以使用管道運輸。俄羅斯曾提議向韓國、日本建設天然氣管道，但通往韓國的管道途經(jīng)朝鮮，這是韓國所不能接受的；通往日本的管道為海底管道，不僅建設成本高昂，而且途經(jīng)日俄的爭議領(lǐng)土，這造成日俄管道也難以建設。此外，美國與俄羅斯的關(guān)系也影響著(zhù)日韓與俄羅斯的合作。反觀(guān)天然氣供應穩定且價(jià)格相對較低的歐洲市場(chǎng)，其主要依靠管道運輸，成本低廉，并且更易于與資源國進(jìn)行長(cháng)期協(xié)定的談判，保證供應安全和可以接受的交易價(jià)格，從而規避了LNG供應帶來(lái)的不確定性和高成本。
3.能源安全溢價(jià)
由于亞洲國家普遍存在一定的能源安全擔憂(yōu)，因此它們往往愿意支付一定的額外價(jià)格來(lái)保證供應安全，這就形成了所謂的“能源安全溢價(jià)”。日本、韓國的能源供應高度依賴(lài)進(jìn)口，一旦能源供應發(fā)生問(wèn)題，就會(huì )嚴重影響其經(jīng)濟甚至社會(huì )穩定。更為重要的是，亞洲的地緣政治形勢不容樂(lè )觀(guān)，如朝鮮半島核問(wèn)題、中日韓的領(lǐng)土爭端、錯綜復雜的南海問(wèn)題等，一旦發(fā)生嚴重事端，日韓等國的能源供應渠道就有可能被切斷。而亞洲國家普遍缺少足夠的能源儲備，難以有效應對能源供應中斷所造成的負面沖擊。為了緩解不確定性問(wèn)題，保證能源安全供應，亞洲國家被迫支付一筆“安全溢價(jià)”。
4.管制的能源市場(chǎng)價(jià)格
亞洲國家的能源市場(chǎng)普遍存在濃重的政府管制色彩，各國對進(jìn)口價(jià)格不敏感，并且往往將價(jià)格風(fēng)險轉移給消費者，缺乏降低進(jìn)口價(jià)格的動(dòng)力。例如，日本LNG進(jìn)口企業(yè)多數為政府經(jīng)營(yíng)的電力、供氣公用事業(yè)公司，并且日本政府在國內實(shí)施以成本加成定價(jià)為主的政府管制定價(jià)，LNG進(jìn)口企業(yè)無(wú)論進(jìn)口成本多高，總可以獲取一部分收益，而這對日本社會(huì )卻造成了福利損失。中國的天然氣定價(jià)機制也存在類(lèi)似的情況，即便在市場(chǎng)凈回值定價(jià)法之下，政府指導價(jià)規定了可以議價(jià)的范圍，企業(yè)也沒(méi)有動(dòng)力與供應商協(xié)商價(jià)格。顯然，這種管制的市場(chǎng)價(jià)格削弱了進(jìn)口商消除“亞洲溢價(jià)”的積極性。
三 中國的議價(jià)地位與國內天然氣定價(jià)機制
（一）中國在天然氣定價(jià)中的尷尬地位
目前，中國在亞洲天然氣定價(jià)機制中的地位仍然十分尷尬，雖然國內建立了天然氣交易中心，但價(jià)格仍然主要參照日本，溢價(jià)現象也長(cháng)期存在。此外，作為世界上主要的天然氣消費國，中國缺乏與供應國議價(jià)的能力，尤其是在LNG領(lǐng)域。相對于管道天然氣，中國在LNG上的議價(jià)能力更為薄弱。在當前低油價(jià)的情況下，全球天然氣供給較為寬松，進(jìn)口LNG溢價(jià)問(wèn)題雖然得到了一定程度的緩解，但仍然明顯存在。造成這一現象的原因是多方面的，其中一個(gè)重要原因是，中國的天然氣定價(jià)機制市場(chǎng)化程度較低，價(jià)格難以反映國內天然氣的供需狀況。在非市場(chǎng)化的成本加成定價(jià)機制下，中國政府難以依靠市場(chǎng)機制約束天然氣生產(chǎn)成本的不合理上升，而只有在市場(chǎng)凈回值定價(jià)法之下，才能形成以中心市場(chǎng)為基準的全國性天然氣統一市場(chǎng)價(jià)格，并通過(guò)建立樞紐市場(chǎng)形成中心價(jià)格，推動(dòng)天然氣價(jià)格下降。[4]此外，中國的天然氣定價(jià)機制錯綜復雜，無(wú)法適應天然氣國際定價(jià)的發(fā)展，導致中國難以建立起一個(gè)市場(chǎng)化的國際天然氣國際交易中心。
（二）中國的天然氣定價(jià)機制：市場(chǎng)化程度低
目前，中國仍然對天然氣實(shí)施一定程度的價(jià)格管制，在天然氣的生產(chǎn)、運輸、配送環(huán)節中均實(shí)行國家指導價(jià)。中國國內的天然氣定價(jià)涉及三個(gè)部分，即出廠(chǎng)價(jià)、門(mén)站價(jià)、零售價(jià)。具體的定價(jià)方法為：門(mén)站價(jià)=出廠(chǎng)價(jià)+管道運輸價(jià)，零售價(jià)=門(mén)站價(jià)+配氣價(jià)，其中出廠(chǎng)價(jià)、管道運輸價(jià)、門(mén)站價(jià)均由國家發(fā)展和改革委員會(huì )（以下簡(jiǎn)稱(chēng)“國家發(fā)改委”）統一管理，配氣價(jià)則由省級價(jià)格主管部門(mén)管理。另外，中國對工業(yè)用氣、居民用氣等實(shí)行不同的價(jià)格，工業(yè)用氣的氣價(jià)相對于居民用氣更為昂貴。
中國國內的天然氣資源可以大致分為國產(chǎn)陸上氣、國產(chǎn)海上氣、進(jìn)口LNG和進(jìn)口管道氣。這四類(lèi)資源采取的也是不同的定價(jià)方法。國產(chǎn)陸上氣是中國天然氣市場(chǎng)的主要部分，在2011年以前采用政府管制定價(jià)模式，并且定價(jià)公式為成本加成法，即綜合考慮天然氣開(kāi)采、運輸成本等因素，在總成本的基礎之上按一定的利潤比例制定銷(xiāo)售價(jià)格，保證天然氣企業(yè)在各環(huán)節的一定利潤空間，維持企業(yè)生存。2011年，中國開(kāi)始在廣東、廣西試點(diǎn)采用市場(chǎng)凈回值定價(jià)法進(jìn)行天然氣定價(jià)，一定程度上反映天然氣市場(chǎng)的供求關(guān)系，并且賦予市場(chǎng)一定的自主權。在市場(chǎng)凈回值定價(jià)法下，天然氣門(mén)站及以上價(jià)格由國家價(jià)格主管部門(mén)管理，門(mén)站價(jià)格不再分類(lèi)，在實(shí)行統一政府指導價(jià)的同時(shí)，供需雙方可在不超過(guò)價(jià)格范圍的條件下協(xié)商確定具體價(jià)格，但這一定價(jià)方法仍然保留了一定的政府管制色彩。2013年7月起，市場(chǎng)凈回值定價(jià)法在全國范圍內使用。此外，這一定價(jià)機制還保留了雙軌制特征，即將天然氣消費分為存量氣和增量氣，增量氣以市場(chǎng)凈回值定價(jià)法定價(jià)，存量氣則仍然以管制定價(jià)。2015年2月，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于理順?lè )蔷用裼锰烊粴鈨r(jià)格的通知》，宣布自2015年4月起，中國天然氣存量氣與增量氣價(jià)格正式并軌，國產(chǎn)陸上氣全部采用市場(chǎng)凈回值定價(jià)法確定門(mén)站價(jià)。2015年11月，國家發(fā)改委根據《中共中央 國務(wù)院關(guān)于推進(jìn)價(jià)格機制改革的若干意見(jiàn)》，決定降低非居民用天然氣門(mén)站價(jià)格，將非居民用氣由最高門(mén)站價(jià)格管理改為基準門(mén)站價(jià)格管理。降低后的最高門(mén)站價(jià)格水平作為基準門(mén)站價(jià)格，供需雙方可以基準門(mén)站價(jià)格為基礎，在上浮20%、下浮不限的范圍內協(xié)商確定具體門(mén)站價(jià)格。相對于國產(chǎn)陸上氣，國產(chǎn)海上氣價(jià)格的市場(chǎng)化程度較高，由供需雙方自主協(xié)商確定。然而，目前國產(chǎn)海上氣產(chǎn)量較少，占國產(chǎn)氣的比重較低，不具有系統重要性，難以顯著(zhù)提升國產(chǎn)氣的市場(chǎng)化定價(jià)程度。不過(guò)，隨著(zhù)未來(lái)海上天然氣資源的不斷被勘探和產(chǎn)量的不斷增加，國產(chǎn)海上氣在中國天然氣供給中的地位將日益重要，市場(chǎng)化程度高的國產(chǎn)海上氣將有力提升中國天然氣定價(jià)機制的市場(chǎng)化程度。
進(jìn)口天然氣的定價(jià)模式與國產(chǎn)氣迥然不同，其中進(jìn)口LNG已基本實(shí)現市場(chǎng)化定價(jià)。中國主要從澳大利亞、中東等國家或地區進(jìn)口LNG，進(jìn)口價(jià)格主要采用與油價(jià)掛鉤的方式確定，同樣受到日本LNG到岸價(jià)格的影響，而終端銷(xiāo)售價(jià)格由供需雙方協(xié)商確定。中國進(jìn)口管道氣主要來(lái)自中亞國家和俄羅斯，進(jìn)口價(jià)格采用雙邊壟斷定價(jià)模式，直接由雙方政府談判確定，并由主要供應商簽訂長(cháng)期協(xié)議。進(jìn)口后，管道氣納入國產(chǎn)陸上氣體系，輸往各地定價(jià)銷(xiāo)售。由于各地的定價(jià)與進(jìn)口管道氣價(jià)格存在差異，這就可能導致進(jìn)口管道氣呈現出“價(jià)格倒掛”，即進(jìn)口管道氣價(jià)格有可能高于國內天然氣價(jià)格從而產(chǎn)生虧損。目前，虧損部分由管道氣進(jìn)口商承擔。不過(guò)，進(jìn)口管道氣的“價(jià)格倒掛”現象也不是絕對的，其可能與國內偏高的管道運輸成本密切相關(guān)，若降低管道運輸成本，進(jìn)口管道氣的“價(jià)格倒掛”現象則可能會(huì )得到消除。
事實(shí)上，不論是進(jìn)口氣還是國產(chǎn)氣，最終都要進(jìn)入國內各地區的銷(xiāo)售渠道，均受到政府指導定價(jià)方式的限制，總體上均不屬于競爭性的定價(jià)機制。因此，中國各個(gè)階段的天然氣定價(jià)機制中均不同程度地存在著(zhù)政府監管，政府對天然氣價(jià)格的監管體現在天然氣的生產(chǎn)、運輸、配氣等各個(gè)環(huán)節。
四 消除“亞洲溢價(jià)”與中國的策略選擇
定價(jià)權的強弱及其歸屬是天然氣市場(chǎng)化的結果。鑒于中國天然氣市場(chǎng)規模巨大，其需求空間和供給潛力是其他亞洲國家所無(wú)法比擬的，只要中國能建立起供求雙方充分競爭的天然氣市場(chǎng)機制，中國的天然氣市場(chǎng)價(jià)格自然會(huì )成為亞太地區的重要基準價(jià)格，并對東亞地區的天然氣價(jià)格走勢產(chǎn)生風(fēng)向標作用。提升中國天然氣定價(jià)話(huà)語(yǔ)權必須滿(mǎn)足兩大前提條件，一是構建充分競爭的市場(chǎng)競爭機制，二是運用自身巨大的供給和需求體量對區域乃至全球的交易價(jià)格施加影響。因此，中國需要建立反映本地區市場(chǎng)供求關(guān)系的天然氣交易市場(chǎng)，這個(gè)市場(chǎng)應能發(fā)現天然氣的真實(shí)價(jià)格。真實(shí)的價(jià)格有利于減少價(jià)格“扭曲”，避免效率損失，從而使天然氣被合理利用。這種公平合理的天然氣價(jià)格應該由供給和需求的基本面決定，而不是賣(mài)方或者買(mǎi)方左右價(jià)格的非市場(chǎng)能力。如果這個(gè)市場(chǎng)是可信且相關(guān)的，那價(jià)格自然能夠被認可。此外，天然氣定價(jià)權的提升根本上仍取決于基于市場(chǎng)規模的議價(jià)能力。因此，充分利用自身巨大的天然氣消費需求以及非常規天然氣、可燃冰的潛在儲量，對東亞乃至全球的天然氣市場(chǎng)施加影響，是中國的必然選擇。
（一）把握油氣價(jià)格低的戰略機遇期
低油氣價(jià)格的市場(chǎng)環(huán)境為建立天然氣樞紐價(jià)格提供了有利的時(shí)間窗口。在油氣價(jià)格處于高位的時(shí)期，賣(mài)家由于擔心利益受損，往往不愿意接受新的定價(jià)機制，而在油氣價(jià)格較低的時(shí)期，即便修改定價(jià)機制，合同價(jià)格也可能變化不大，更容易被買(mǎi)賣(mài)雙方接受。
從2015年開(kāi)始，全球LNG市場(chǎng)迎來(lái)了一輪供應增長(cháng)大潮，并將持續到2020年左右，未來(lái)數年，低氣價(jià)狀態(tài)繼續維持將是一個(gè)大概率事件。根據目前的規劃項目進(jìn)度，預計到2020年，全球年度天然氣液化能力將接近8億噸；若1/3的項目能按時(shí)按量投產(chǎn)，2020年全球年度天然氣液化能力將達4.4億噸。隨著(zhù)全球LNG供給的趨于寬松，賣(mài)家對消費市場(chǎng)的爭奪將日益激烈。除了中東、澳大利亞、東南亞等傳統的LNG供應方之外，受益于“頁(yè)巖氣革命”的美國也在積極推動(dòng)LNG出口。美國“頁(yè)巖氣革命”急劇提高了北美天然氣的市場(chǎng)供應量，改變了大西洋兩岸乃至全球的天然氣貿易格局。從理論上講，北美和全球天然氣供應上升所帶來(lái)的價(jià)格下降效應會(huì )外溢至亞太地區。在這一市場(chǎng)供需環(huán)境下，天然氣買(mǎi)家的話(huà)語(yǔ)權將會(huì )得到明顯提升。目前，亞太地區天然氣需求的誘人增長(cháng)前景已吸引西非、拉美、北海和北美等地區的油氣供應商在此聚集。中東也不愿意放棄天然氣需求增長(cháng)旺盛的亞洲市場(chǎng)。因此，以中國為代表的亞太地區在提升定價(jià)權方面越來(lái)越有優(yōu)勢。
（二）建立天然氣市場(chǎng)化定價(jià)機制
“亞洲溢價(jià)”的具體成因涉及能源安全、地理、政治等多個(gè)維度，并且這些因素彼此之間往往相互交織，從而形成了一個(gè)解不開(kāi)的死結，進(jìn)而造成“亞洲溢價(jià)”現象長(cháng)期存在。而造成“亞洲溢價(jià)”的根源仍然是亞洲能源供應的不確定性，這致使亞洲國家普遍愿意支付安全溢價(jià)以規避不確定性。供應國也借機采取價(jià)格歧視策略，向亞洲買(mǎi)家索要高價(jià)，由此形成了一種有利于供應商、高度差異化的天然氣均衡價(jià)格狀態(tài)。顯然，“亞洲溢價(jià)”現象對于亞洲地區的能源需求國而言無(wú)疑是巨大的福利損失。依靠供需兩端的體量?jì)?yōu)勢，中國可以在消除天然氣的“亞洲溢價(jià)”、提升亞洲地區的天然氣定價(jià)話(huà)語(yǔ)權上發(fā)揮重要作用。
要盡快實(shí)現天然氣的市場(chǎng)化定價(jià)，即“氣對氣”定價(jià)機制。要想促使亞洲各國均參考中國的天然氣價(jià)格，必須讓中國的價(jià)格盡可能地反映天然氣市場(chǎng)的供求狀況。目前，日本的天然氣價(jià)格仍參考JCC，實(shí)行油氣聯(lián)動(dòng)的定價(jià)機制，并且日本油氣對外依賴(lài)程度很高，其價(jià)格水平事實(shí)上不能反映亞洲天然氣市場(chǎng)的實(shí)際供求狀況，造成了較高的溢價(jià)。亞洲現行以日本為參考的天然氣價(jià)格體系事實(shí)上給亞洲國家帶來(lái)了不必要的天然氣溢價(jià)和額外的天然氣進(jìn)口支出。相比于歐美已經(jīng)運作成熟的美國亨利樞紐、英國NBP，亞洲仍然缺乏統一、活躍的天然氣交易中心。一個(gè)統一、活躍的天然氣交易中心可以發(fā)揮基準價(jià)格的作用，并通過(guò)市場(chǎng)競爭和金融服務(wù)降低不確定性，削減“亞洲溢價(jià)”。以歐美國家的成熟經(jīng)驗來(lái)看，天然氣交易中心應當建立在天然氣管網(wǎng)樞紐（美國亨利樞紐）或金融高度發(fā)達的地區（英國NBP）。事實(shí)上，上海完全有條件扮演天然氣交易中心的角色，其具有諸多便利條件，具體體現在：其一，上海是在岸人民幣金融中心和亞洲金融中心；其二，上海處于“西氣東輸”“川氣東送”多個(gè)管網(wǎng)的節點(diǎn)上，是中國天然氣的重要交易中心；其三，上海是港口城市，具有天然的LNG接駁條件。
2015年7月1日，中國上海石油天然氣交易中心開(kāi)始試運行，開(kāi)展LNG和管道天然氣交易。該交易中心計劃發(fā)揮平臺資源優(yōu)勢，利用交易中心平臺產(chǎn)生的價(jià)格編制和發(fā)布中國天然氣價(jià)格指數、中國LNG價(jià)格指數、中國LNG運輸價(jià)格指數、中國天然氣消費景氣指數等一系列指數產(chǎn)品，并力圖使這些價(jià)格指數成為今后中國乃至亞太地區油氣貿易合同的定價(jià)基準。不過(guò)，上海石油天然氣交易中心目前仍處于建設發(fā)展之中，與期望的目標尚有不短的距離。該交易中心面臨的挑戰主要有：（1）交易中心的交易功能仍然不夠健全，目前不具備形成天然氣中國價(jià)格的必要條件；（2）培育天然氣基準樞紐的一個(gè)基礎條件是成為多個(gè)重要骨干管網(wǎng)的交匯地，或者是管道運輸能力充足的主要市場(chǎng)，[5]在這方面，上海也面臨著(zhù)亞洲其他城市（如新加坡）的競爭。
（三）增強天然氣供應能力
第一，加大非常規天然氣的開(kāi)發(fā)。根據國際能源署（IEA）的數據，中國的煤層氣儲量豐富，位居世界第三，僅次于俄羅斯、加拿大，并且全部?jì)α颗c國內常規天然氣相當。目前，中國各級政府已制定多項優(yōu)惠政策鼓勵開(kāi)發(fā)煤層氣，在可預見(jiàn)的未來(lái)，中國將形成巨大的非常規天然氣供應量。同時(shí)，中國頁(yè)巖氣儲藏量大，盡管在頁(yè)巖氣開(kāi)采上面臨著(zhù)地質(zhì)、水源和技術(shù)等方面的諸多障礙，但是具有廣闊的發(fā)展前景。此外，中國的天然氣水合物（可燃冰）資源豐富，發(fā)展潛力大。2017年5月，中國成功試采可燃冰，計劃在2030年前實(shí)現可燃冰的商業(yè)化開(kāi)采?？扇急粌H清潔高效，而且在中國儲量巨大，一旦其實(shí)現大規模商業(yè)化開(kāi)采，無(wú)疑將迅速增加中國天然氣的產(chǎn)量，顯著(zhù)增強中國的天然氣供應能力，甚至對其他國家形成出口。因此，中國加快煤層氣、頁(yè)巖氣和可燃冰的開(kāi)發(fā)速度將增強亞洲整體的天然氣供應能力，進(jìn)一步削減天然氣供應的不確定性，有利于提升亞洲國家與外國天然氣供應商的談判能力，從而壓縮“亞洲溢價(jià)”的水平。
第二，加大管道運輸的建設力度，可考慮與亞洲國家協(xié)調建立以中國為中心的管道運輸網(wǎng)絡(luò )。目前，日、韓等國因為在天然氣管道建設上面臨著(zhù)難以克服的障礙，所以主要采用LNG的運輸形式，不僅成本較高，而且不確定性巨大。當前，中亞、俄羅斯已與中國建設完成多條重要的天然氣管道，中國國內的天然氣網(wǎng)絡(luò )覆蓋面較廣，“西氣東輸”“川氣東送”等工程已建設完成。因此，可以考慮建設以中國為中心的東亞管道運輸網(wǎng)絡(luò )，將中國作為中亞、俄羅斯向韓國、日本供應天然氣的中轉站，這既可以消除管道經(jīng)過(guò)朝鮮對韓國造成的不確定性，又避免了從俄羅斯直接輸往日本的天然氣必須經(jīng)過(guò)日俄爭議領(lǐng)土的窘境。當然，這一構想必須建立在各國增強戰略互信、克服諸多矛盾且協(xié)商一致的基礎之上。
第三，拓展天然氣的進(jìn)口渠道，實(shí)現多元化進(jìn)口。除了卡塔爾、俄羅斯等傳統的天然氣出口國外，目前美國、澳大利亞等亞太區域內國家也開(kāi)始在天然氣供應上發(fā)揮越來(lái)越大的作用。根據IEA的預測數據，2020年，美國的天然氣出口能力將達到2000億立方米。同時(shí)，美國的LNG產(chǎn)能近年來(lái)也實(shí)現了迅猛增長(cháng)，截至2014年底，美國已批準43個(gè)LNG出口項目。此外，莫桑比克等東非國家陸續發(fā)現大量天然氣資源，并制訂了LNG出口計劃。對于亞洲國家而言，這無(wú)疑是一個(gè)實(shí)現進(jìn)口渠道多元化的難得機遇，將有助于削減“亞洲溢價(jià)”。中國應充分利用油氣價(jià)格低這一難得的市場(chǎng)契機，繼續完善現有進(jìn)口通道，并開(kāi)辟新的進(jìn)口通道，推動(dòng)供給來(lái)源多元化。目前，亞洲國家中已有部分國家開(kāi)始從美國進(jìn)口LNG。例如，韓國三星工程建設公司與美國德州天然氣公司簽訂了供氣協(xié)議，韓國將從美國進(jìn)口約200萬(wàn)噸LNG，這有利于韓國減少對俄羅斯和中東國家LNG的進(jìn)口依賴(lài)度。同時(shí)，中國應繼續鼓勵國內企業(yè)“走出去”，積極參與海外資源開(kāi)發(fā)，建設中亞、俄羅斯、澳大利亞、卡塔爾、加拿大等穩定可靠的天然氣供應基地。在配套基礎設施建設方面，中國在持續優(yōu)化天然氣配送管網(wǎng)的同時(shí)，也應加快儲氣庫設施的建設節奏，加大建設規模，提高應急儲備調峰能力。
（四）加強區域內國家之間的協(xié)調溝通
要消除天然氣價(jià)格“亞洲溢價(jià)”現象，一個(gè)關(guān)鍵問(wèn)題是如何協(xié)調亞洲國家之間的利益沖突和地緣政治矛盾。目前，中、日、韓三國難以尋求一種共同的利益協(xié)調機制，致使亞洲統一的區域性管道運輸網(wǎng)絡(luò )、區域性交易中心、區域性定價(jià)機制均難以形成，同時(shí)，能源供應安全問(wèn)題持續突出也使供應不確定性的陰影始終籠罩在亞洲國家的心頭。雖然尋求多元化的外部供應、需求放緩等因素有助于削減“亞洲溢價(jià)”，但是這并非釜底抽薪之策，關(guān)鍵仍在于亞洲國家消除分歧，早日建立起如歐美市場(chǎng)一樣的統一天然氣交易市場(chǎng)。
毋庸諱言，要使某一個(gè)國家的天然氣價(jià)格得到區域內其他國家的認可并接受為基準價(jià)格絕非易事。中國要提升自身在天然氣定價(jià)領(lǐng)域的話(huà)語(yǔ)權，促使國內的天然氣價(jià)格成為區域基準價(jià)格，必須具備兩個(gè)基礎性條件：第一，市場(chǎng)化定價(jià)機制是基礎，并且這一機制應能準確反映市場(chǎng)的供求關(guān)系，如果中國價(jià)格無(wú)法充分反映市場(chǎng)的供求狀況，那么這一價(jià)格將仍然與目前的日本價(jià)格一樣，既可能存在過(guò)高的溢價(jià)，又無(wú)法得到區域內國家的認可和使用；第二，在擁有一個(gè)受到廣泛認可的定價(jià)機制和交易市場(chǎng)后，中國應依據市場(chǎng)規則，利用本國巨大的天然氣需求量和潛在供應量的優(yōu)勢，參與區域性天然氣市場(chǎng)交易，對天然氣市場(chǎng)施加影響，以確保天然氣市場(chǎng)能實(shí)現高效運行并且充分反映供求關(guān)系的變動(dòng)狀況。以上兩個(gè)條件缺一不可。
五 天然氣人民幣與提升中國天然氣定價(jià)話(huà)語(yǔ)權
如前所述，實(shí)行市場(chǎng)化定價(jià)機制和利用自身的供需體量對市場(chǎng)施加影響是中國提升天然氣定價(jià)話(huà)語(yǔ)權的兩個(gè)必要條件。在當前人民幣國際化進(jìn)程有所遲滯的情形下，推進(jìn)天然氣貿易的人民幣計價(jià)和結算無(wú)疑是中國提升天然氣定價(jià)話(huà)語(yǔ)權的一條重要途徑。天然氣人民幣是指在天然氣貿易中以人民幣進(jìn)行計價(jià)和結算。相對于石油美元，天然氣人民幣更需要依托于中國自身的規模優(yōu)勢。事實(shí)上，天然氣以人民幣計價(jià)和結算與定價(jià)權提升是相輔相成、互相促進(jìn)的。如果使用人民幣計價(jià)和結算天然氣，那么人民幣的自由流動(dòng)或國際化就可以促進(jìn)中國的天然氣交易。另外，由于中國天然氣的貿易體量巨大，因此可以吸引投資者用人民幣計價(jià)和結算天然氣，這將助推人民幣國際化。這種相互促進(jìn)的正反饋機制不僅能促進(jìn)人民幣在國際上廣泛使用，也會(huì )吸引投資者到中國進(jìn)行天然氣交易。
若中國建立起市場(chǎng)化的定價(jià)機制和完善的天然氣交易平臺，中國則可有效利用天然氣人民幣提升其在定價(jià)領(lǐng)域的話(huà)語(yǔ)權。中國可利用自身需求量大的優(yōu)勢，對每年進(jìn)口的大量天然氣使用人民幣進(jìn)行計價(jià)和結算。同時(shí)，中國可利用其位于亞洲天然氣管道樞紐的地位，如作為中亞、俄羅斯向韓國、日本供應天然氣的中轉站，建設以中國為中心的東亞管道運輸網(wǎng)絡(luò )，并且發(fā)揮自身非常規天然氣的供應能力，推動(dòng)過(guò)境氣乃至出口氣以人民幣計價(jià)和結算。顯然，這兩者的結合可顯著(zhù)增大可用人民幣進(jìn)行計價(jià)和結算的天然氣貿易量，大大助推人民幣國際化，促進(jìn)天然氣貿易與人民幣計價(jià)和結算掛鉤。在這一過(guò)程中，中國在亞洲天然氣貿易中的權重將明顯增大，在亞洲天然氣定價(jià)領(lǐng)域的話(huà)語(yǔ)權將得到提升，中國天然氣市場(chǎng)的地位將進(jìn)一步增強。因此，構建天然氣人民幣體系對于中國提升天然氣定價(jià)話(huà)語(yǔ)權而言是一個(gè)十分重要的戰略選擇。
要推動(dòng)在天然氣貿易中以人民幣計價(jià)和結算，中國需要做好以下幾個(gè)方面的工作：首先，要建設一個(gè)體量巨大的人民幣在岸和離岸市場(chǎng)。鑒于中國的經(jīng)濟規模和天然氣需求量，建設一個(gè)大規模的人民幣市場(chǎng)并不是難事。其次，要推進(jìn)外匯體制改革。人民幣自由兌換是開(kāi)展以人民幣計價(jià)和結算的天然氣貿易所必須具備的條件之一。要允許外資參與中國國內的商品期貨交易，并在外匯管理上為其提供相應的便利。最后，要推動(dòng)建立發(fā)達的、多層次的離岸人民幣金融市場(chǎng)，特別是推進(jìn)離岸人民幣債券市場(chǎng)的發(fā)展。中國需要為天然氣出口國通過(guò)天然氣貿易順差獲得的人民幣提供多途徑的投資和保值增值渠道。人民幣回流機制的拓展和健全可以提升外國天然氣出口商使用人民幣進(jìn)行計價(jià)和結算的積極性，進(jìn)而可以實(shí)現天然氣人民幣運行機制的可持續性。
目前，中國在促進(jìn)天然氣人民幣的計價(jià)和結算方面仍面臨著(zhù)諸多困難與障礙。首先，天然氣人民幣的計價(jià)和結算要求中國建設一個(gè)龐大和活躍的天然氣交易市場(chǎng)，這將對國內天然氣市場(chǎng)、產(chǎn)業(yè)的已有利益構成較大的沖擊。其次，未來(lái)全球天然氣市場(chǎng)區域分割的狀況將繼續維持，北美、歐洲和亞太三個(gè)市場(chǎng)相對獨立，區域內的天然氣各自結算，因此，天然氣人民幣的計價(jià)和結算規模受到中國和亞洲天然氣貿易規模的限制。最后，打破現有的交易結算格局困難重重，市場(chǎng)的慣性力量很強大，要說(shuō)服投資者使用人民幣而非美元進(jìn)行計價(jià)和結算、前往中國交易并非易事，這需要大量的努力，尤其是時(shí)間。在短期內，這恐怕難以取得實(shí)效。
從長(cháng)期角度看，中國在天然氣定價(jià)方面的話(huà)語(yǔ)權將處于上升態(tài)勢，天然氣人民幣的計價(jià)和結算是提升中國的談判能力的重要助推劑。然而，天然氣人民幣的計價(jià)和結算在短期內存在較大的不確定性，需要滿(mǎn)足諸多條件，短期內恐怕難獲成功。要實(shí)現天然氣人民幣的計價(jià)和結算，一個(gè)基本的前提條件是建立一個(gè)市場(chǎng)化的天然氣定價(jià)機制和交易中心，實(shí)現天然氣市場(chǎng)化定價(jià)是推進(jìn)天然氣貿易以人民幣計價(jià)和結算的第一步。因此，盡快推動(dòng)中國國內的天然氣價(jià)格機制改革是當務(wù)之急，在此基礎之上，還要建立可以反映市場(chǎng)供求關(guān)系的國際天然氣交易市場(chǎng)。唯有如此，中國才有機會(huì )真正實(shí)施天然氣人民幣的計價(jià)和結算，才能充分實(shí)現天然氣人民幣的計價(jià)和結算與天然氣定價(jià)權話(huà)語(yǔ)提升。