气荒问政

■ 冯跃威专栏

要解决年复一年的“气荒”问题，中国可以借用为北美天然气市场定价的天然气金融工程工具，包括天然气期货、期货期权和天然气金融期货等。

2009年初冬的一场暴雪，南方数省天然气供给就出现了缺口，部分城市的缺口高达40%。2010年的冬天，武汉天然气缺口达到了25%～30%，“石油城”山东东营市也发生了“气荒”，公交系统一度停运。2012年冬天，“气荒”又如期而至，且随着紧张程度的增加，液化天然气价格随即飙升。尽管国家发改委出台了“限工业、保民用”等相关政策，但随着2013年超级寒流和雾霾天气的到来，“气荒”治理更加艰难！

解决气荒的根源在于天然气定价机制。

长期以来，国内的天然气定价机制可以定性为成本定价。而实际操作中，又变成了上、中游国家定价，下游地方定价。地方天然气定价又不均衡，有些地方定价过高，进而形成了一定程度上的区域性垄断。金融危机过后，国家发改委一直在探索天然气定价改革方案，试图缩小国内天然气价格与国际价格的巨大反差。

天然气“十二五”发展规划明确提出，要建立“反映资源稀缺程度和市场供求变化的天然气价格形成机制”。

由于天然气是非市场化定价，使国有油企背负着过多的经营压力和社会责任。以中亚天然气为例，2012年1—2月，西气东输二线进口中亚天然气到达新疆霍尔果斯口岸价为每立方米2.46元，再加上至少每立方米1元的管输费，到达北京的门站价就要每立方米3.5元（不包括税）。而北京民用气价仅是每立方米2.05元，每立方米最少亏损1.5元，这一差价已由石油公司承担。可是，2012年度中亚天然气管道进口天然气不会少于500亿立方米，所以，国有油企为此最少要亏损500多亿元人民币。

在供应方面，因为国内价格的倒挂，使得与俄罗斯管输气的谈判久谈不决，已有的长协合同也受到了质疑。随着WTI价格持续高位运行，特别是非美洲地区使用与原油挂靠的定价模式已使长协合同显出了在天然气定价上的“缺陷”，因此，澳大利亚反复提出了涨价要求。

在消费方面，由于国内大量的补贴，不仅刺激了天然气高耗能中小化工产业的发展，而且激发了汽车消费市场“油改气”的“创新”浪潮。通常，这种改进可以使单车节省30%～40%燃料费的支出。所以，一时间，以环境保护为由头的“天然气汽车革命”几乎燃遍了祖国大地。

一方面，国企为此长期亏损，并造成国家税收的流失和不公平的补贴；另一方面，用这种倒挂的价格也很难获得国际天然气资源。所以，一旦未来实现了“十二五”规划中的要求，使天然气实现使用价值和所需要支付的环境成本后，极有可能造成目前已改装双燃料汽车装备投资的沉没成本或各项维护费用的增加，甚至导致改装企业出现沉没成本。而那些利用石油公司提供的天然气补贴上马的、以天然气为原料或燃料的公司在面对天然气价格的市场化时，经营亏损和倒闭的风险也将大大增加。

与中国不同，美国纽约商品交易所（NYMEX）推出的为北美天然气市场定价的天然气金融工程工具，包括天然气期货、期货期权和天然气金融期货等交易工具已经很好地服务了北美的天然气供需市场的定价、避险和资产配置。为实现这一目标，NYMEX仅在天然气就推出了近210个被标准化后的天然气金融交易工具。

由于天然气产业链远低于原油产业链的长度，所以，NYMEX倍加呵护其天然气交易系统。更为重要的是，它们推出的这些市场化的天然气金融交易工具同样可以解决我们目前所遇到的上述困境和问题。

天然气价格与国际接轨会有风险。不过，改革有风险，不改革风险会更大。当然，改革的前提应是避险，所以，在没有给市场各方提供避险场所和工具的时候，改革只会改变风险敞口的朝向而不是风险本身！