对我国构建天然气交易中心的战略思考

童晓光 郑 炯 方 波

1.中国石油大学（北京） 2.中国石油天然气勘探开发公司

随着我国国民经济的发展，对能源的需求量越来越大，特别是天然气。自1993年以来，我国天然气消费量在能源总消费量中的比重逐渐加大。2013年我国天然气表观消费量为1 676×108m3，位居全球第三。据《天然气发展“十二五”规划》（以下简称《规划》）预测，2015年我国天然气需求量将达2 300×108m3，进口量较2013年将翻一番，达到935×108m3，天然气对外依存度将超过35%。天然气供给的稳定性和经济性对保障我国能源安全非常重要。其中，“经济性”指的是天然气供给价格，体现在亚太天然气进口溢价降低、天然气定价话语权争夺、购销价格倒挂难题破解等方面；“稳定性”指的是天然气供应量能够满足常规市场需求，并灵活应对突发性需求变化。构建天然气交易中心，有利于搭建市场化交易平台，建立实时反映供需的气价机制，从而保障天然气供给的“经济性”和“稳定性”，推进我国能源安全建设，增强我国在亚太乃至全球天然气市场的定价话语权。

所谓天然气交易中心，在实体层面，是各种来源（本国生产气、进口管道气和进口LNG）的天然气进行实物交易的场所；在金融层面，是天然气期货合约电子化交易的平台。因此，天然气交易中心一般由现货市场和期货市场组成（如图1所示），两者的主要区别体现在交割期限［1］，前者一般在一周内，合同由交易双方直接谈判达成，价格取决于市场短期供需；后者交割期限较长，交易双方同意按照协定的价格、数量和质量在未来某个时点完成交割。这种金融期货市场与实物现货市场相结合的方式，不但可以让天然气定价更加合理，而且也能帮助交易商回避与分散供求风险和价格风险。本文所提天然气交易中心为实体现货市场和金融期货市场的结合，也可统称为天然气交易市场。

图1 天然气交易市场结构示意图

当前，《规划》提出要“研究”建立国家级天然气交易市场。然而，国内针对现货交易［2］、期货交易［3］、市场结构［4］、定价机制［5］等方面的研究较为零散，对我国争建天然气交易中心竞争力的分析也比较缺乏；国外针对欧美市场经验［1，6］、定价机制［7－9］等的研究比较充分，但仍需结合我国的具体实践。本文针对天然气现货和期货市场的构建，系统梳理了构建的必要性，并借鉴欧美国家市场发展经验，归纳出我国构建天然气交易中心的条件，分析自身优劣势和外部竞争力，从而理清战略选项，并提出阶段性实施路径。

1 构建我国天然气交易中心的必要性

我国进口LNG挂钩日本清关原油价格（Japan Crude Cocktail，缩写为JCC），国产气定价采用市场净回值法。一方面，前者因挂靠油价而价格高企，后者因刚实现与可替代能源挂钩而尚不完善，内外气价失衡又导致进口LNG购销价格倒挂；另一方面，天然气交易因采取中长期合同而难以适应供需形势变化。因此，我国构建天然气交易中心的必要性主要体现在价格和供需两个方面，用价格反映供需，以供需形成价格，以此共同促进天然气市场良性运转。

1.1 价格方面的必要性

1.1.1 降低亚太天然气进口溢价

北美、西欧和亚太地区是全球主要的区域性天然气消费市场。对比上述三地气价（如图2所示）发现，2013年1—7月三者气价平均值分别为3.71、10.74、16.63美元／106Btu（Btu代表英热单位，1Btu≈1 055 J，下同），亚太市场相对北美市场的溢价明显，价差倍数从2010年的2.5倍扩大为2012年的6倍。同时，亚太地区的气价也因油价走高而不断攀升，2012年环比上涨1.72美元／106Btu，而欧美气价则基本上没有上升（美国亨利中心气价2012年较2011年下降1.25美元／106Btu，英国 NBP气价仅上升0.075美元／106Btu）。因此，2013年我国进口的245×108m3LNG［10］需多支付进口额 15.77 亿美元（仅计算2012年亚太进口气价上涨造成的支付金额增加值，未考虑通货膨胀的因素），即每吨LNG多支付进口额约100美元，对天然气市场的经济性产生了不利影响。

亚太市场的天然气进口溢价可以通过构建天然气交易中心来降低甚至消除。因为现货交易形成的价格体现了市场对天然气价值的公允判断，期货交易形成的价格体现了市场对天然气价值的中长期预测，两者相互作用，共同决定天然气贸易价格和市场走势，形成我国乃至亚太地区的天然气基准价格。因此，天然气交易中心的构建对于传递价格信号，引导价格回归，降低进口溢价，并获得天然气定价主动权具有重要的作用和意义。

图2 北美、西欧和亚太三大区域市场的天然气价格变化图

1.1.2 推进国内定价机制改革

我国不同来源的天然气采用不同的定价机制。其中，国产气采用净回值法挂钩燃料油和液化石油气，进口LNG挂靠JCC价格，进口管道气采用“双边垄断”的政府谈判价［8］。不同的定价机制导致国产气价与进口气价衔接不畅，需要深化市场化定价机制改革，理顺我国的天然气价格体系。

欧洲传统气价定价机制与原油价格挂钩，随着各国交易中心（如英国NBP、荷兰TTF、德国NCG和Gaspool、比利时Zeebrugge等）的设立，天然气用户、经销商和进口商发现，现货气价对供求变动反应灵敏，更能反映市场价值，更加符合自身利益，最终形成了与油价挂钩定价为主、现货气价挂钩为辅的混合定价机制［7，11－12］，近 5年 与 气 价 挂 钩 的 天 然 气 消 费 比 重 从16%增加到47%［8－9］（如图3所示）。可以说，天然气交易中心的建立和发展，是欧洲定价机制改革的催化剂。天然气交易中心的构建，也将有利于我国深入推进天然气定价机制改革，建立不同来源的天然气价格相互关联、有效联动的统一定价机制。

图3 北美、西欧和亚太三大区域市场与气价挂钩的天然气消费比例图

1.1.3 破解LNG购销价格倒挂难题

进口LNG气化进入管网后需按管道气价格统一销售，而国内管道气销售价格低于LNG进口价格，因此部分地区面临LNG销售价格低于进口价格的问题，即LNG购销价格倒挂。以江苏省为例，天然气门站价格存量部分为11.1美元／106Btu，增量部分为15.1美元／106Btu；而 Wood Mackenzie的数据则显示，2013年江苏如东接收站从卡塔尔进口LNG价格为18.8美元／106Btu，即每销售1×106Btu天然气就要亏损2.3～7.7美元。LNG购销价格倒挂问题的本质就在于进口气与国产气定价机制迥异。因此，有必要考虑构建天然气交易中心，引导亚太地区天然气进口价格与气价挂钩，并推动构建反映市场供需的天然气定价机制，理顺进口气与国产气的价格关系，破解LNG购销价格倒挂难题。

1.2 供需方面的必要性

1.2.1 反映常规情况下的市场需求

当前我国LNG液化厂产能过度建设，项目集中上马，供给未能真实反映市场需求。据ICIS数据库的资料，截至2013年5月，我国已建成投运的天然气液化厂超过50座，总液化能力达2 300×104m3／d，另外尚有在建天然气液化厂60多座，新增LNG产能为4 000×104m3／d。天然气液化厂的过度建设态势一方面会导致原料供应不足，另一方面也加剧了LNG市场的竞争，造成国内天然气液化厂运营效率较低。2012年多数企业的开工率都不足70%，LNG产量排名前十企业的生产负荷平均仅为45%。天然气交易中心的构建，能使天然气供应商与终端消费者根据期货价格预测未来供需状态，从而引导天然气生产与进口，调节终端消费需求，稳定市场供需平衡，引导企业有序生产。

1.2.2 满足特殊情况下的需求变化

我国天然气交易采用每年一签的中长期交易合同，供气量固定且有最大供气量限制，已经无法适应市场的快速发展和用户的急剧增长，无法适应不同季节、不同气候、不同供给状况下的突发性需求变化。而构建天然气交易中心、开展灵活便捷的现货交易则有助于解决这个问题，满足气候变化（夏冬季）、自然灾害、替代燃料紧张等状况下的特殊需求，促进资源有效配置，保障能源安全供给；另外，构建天然气交易中心还有助于促进政府、天然气生产和运输企业、城市燃气公司和大型工业用户等市场主体参与储气库的投资，为灵活调峰提供基础设施保障。

除了价格和供需两个主要方面之外，构建天然气交易中心还有利于促进全社会认识天然气的价值，增加天然气贸易量与使用量，减少温室气体与SO2、粉尘等大气污染物的排放量。在等热值条件下，燃烧天然气排放的CO2、SO2和粉尘分别是燃烧煤排放量的57%、1／700、1／1478，这有助于完成我国提出的“到2020年单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%～45%”的能源强度目标，也有助于降低大气中总悬浮微粒和SO2对人体健康和生态环境造成的危害；另外，《规划》还提出了优化能源结构的主体目标，即“天然气占一次能源消费比重提高到7.5%”。天然气交易中心的构建能够促进天然气市场发展，助推我国能源结构优化调整，建立起以气为主的清洁能源消费体系。

2 构建区域性天然气交易中心竞争力分析

为争取天然气定价话语权、抢占地区性基准价格建立的先机，亚太主要港口城市纷纷提出在2014—2020年间构建天然气交易中心：新加坡将打造全球天然气贸易中心作为其未来5年的发展战略；日本政府提出2014年以前在东京商品交易所推出全球第一份LNG期货合同；马来西亚投资13亿美元修建边加兰LNG终端，目标直指2020年建成亚洲LNG交易中心。紧迫的外部形势倒逼着我国加速推进天然气交易中心的构建工作。笔者总结了相关研究［1，6，13］，认为构建天然气交易中心需要满足内在基础、硬性条件、软性条件3个方面的要求（如表1所示），其中内在基础包括成熟的天然气现货和期货交易平台、充沛的天然气供给量；硬性条件包括良好的港口和国际交通位置、完备的基础设施、国际天然气能源与金融公司；软性条件包括自由开放的市场结构和健全的法律监管体系。对照这3个方面的条件，笔者从内部自身优劣势和外部国家竞争力两个角度分析了我国构建区域性天然气交易中心的可行性。

表1 构建天然气交易中心的条件表

2.1 我国自身的优劣势

2.1.1 整体满足内在基础要求

2.1.1.1 现货与期货市场已开始起步

我国天然气现货竞买交易已处于起步阶段，最早于2010年12月17日在上海石油交易所（SPEX）推出。2012年至今，SPEX先后4次推出天然气现货交易（如表2所示），首日交易量从不足4 000t上升到11.18×104t，交易规模发展迅速；同时，天然气现货交易正积极探索运输模式拓展，由槽车运输发展到通过中石油长输管线交收，交收地域也由长江三角洲地区（以下简称为长三角）延伸到了用气紧张的珠江三角洲地区（以下简称为珠三角），交易模式不断升级。

表2 上海石油交易所天然气现货交易情况表

我国天然气期货市场虽尚未形成，但已呈现出萌芽态势。2013年8月22日上海自由贸易区设立，开始推进转口离岸业务和大宗商品流通，为天然气交易提供了平台支持；2013年11月22日，上海国际能源交易中心揭牌成立，业务范围包括组织天然气等能源类衍生品上市交易、结算和交割，有利于推动能源期货市场建设，发挥其风险管理、价格发现、供需调节等功能，标志着天然气期货交易迈出了关键一步。

2.1.1.2 充沛且快速增长的天然气供给量

我国天然气供给主要来源于国产天然气、进口管道气和进口LNG这3个部分。根据BP全球能源数据［10］（如图4所示），我国天然气总供给量已由2008年的847×108m3增加到2013年的1 661×108m3，复合年增长率达到14.4%。根据IEA的预测［1］，2015年我国国产气、进口管道气和进口LNG将分别达到1 700×108、450×108、450×108m3，总供给量为2 600×108m3，较2010年翻了一番，能够满足政府提出的2015年“2 300×108m3消费量”的目标；另一方面，我国还有非常规天然气发展潜力，预计2020年国内煤层气和页岩气产量将达到400×108m3，占国产气的15.4%［14］。充沛且快速增长的天然气供给量为交易中心的构建奠定了坚实的内在基础。

图4 我国天然气供给量变化及2015年预测图

2.1.2 基本满足硬性条件

2.1.2.1 上海的区位优势明显

天然气交易中心构建的部分硬性条件为良好的港口和国际交通位置，以及国际能源与金融公司。而上海在这些方面的优势十分突出，主要集中体现在以下5个方面：①上海地理区位得天独厚，航运可辐射全球主要LNG市场，是亚太地区重要的港口城市；②上海正致力于建设国际金融中心，金融市场配套齐全，金融人才资源和管理经验丰富，有助于构建金融期货市场；③上海LNG接收站设施完备，洋山深水港附近的接收站便于国际买家交割，五号沟LNG站便于国内买家交割；④上海是国内唯一能够实现西气东输、川气东送、进口LNG互联互通的城市，天然气输运便捷；⑤上海市场环境良好，能源消费集中，所处长三角地区是重要的重化工业基地。上海的上述区位优势将在很大程度上推动天然气交易中心的建设和发展。

2.1.2.2 储气库是基础设施中的短板

储气库容量不足和储备体系不健全是我国天然气基础设施建设中的短板。从储气库容量的角度来看，2013年我国储气库容量仅为全球总容量的0.2%，储气能力为全球总能力的0.3%，而美国这两项数据分别达到29.8%和29.7%（据 Wood Mackenzie Gas Tool数据库的资料）。《规划》也提出“目前储气库工作气量仅占消费量的1.7%，远低于世界12%的平均水平”，储气库容量建设需要加速推进；从储备体系的角度来看，当前我国所建储气库主要为战略意义上的储气库且多位于西部地区，离用户较远而无法发挥调峰的作用，调峰型和商业型储气库严重缺乏，天然气储备体系亟待建立和完善。

我国天然气市场的其他基础设施较为完备，LNG接收站方面，当前我国共有接收站7个，在建9个，拟建8个（据 Wood Mackenzie LNG Tool数据库的资料）；跨国管道方面，我国初步构建了西北方向的中哈油气管道和中亚天然气管道、东北方向的中俄原油管道、西南方向的中缅油气管道及海上四大油气进口通道，从原来单一依赖马六甲海峡，逐渐发展到海运与陆地管道进口并存、四大油气战略通道并举的多元化供气格局；国内管道方面，目前已建成以西气东输、川气东送、西气东输二线（西段）、陕京线、忠武线和永唐秦管道为骨干，兰银线、淮武线、冀宁线为联络线的国家级基干管网，全国性供气管网基本形成。由此可以看出，除储气库外，我国天然气基础设施条件良好，能够基本满足交易中心构建的硬性条件。

2.1.3 软性条件较为不足

2.1.3.1 市场化结构改革尚未到位

借鉴欧美国家的经验，天然气交易中心的构建几乎都伴随着合同模式、定价方式的转型。现阶段，我国开始了市场化进程，但仍未到位：天然气定价机制改革方面，我国于2013年6月开始采用“市场净回值法”计算天然气价格，初步实现了从政府管制下的“成本加成法”到与可替代能源（燃料油和液化石油气）挂钩的定价机制的转变，并将价格管理由出厂环节调整为门站环节，但不足之处在于门站价格调整频率为每年一次，无法快速有效地反映市场波动和供需变化，同时未将天然气在发电领域真正的竞争产品——煤炭的价格考虑进去，天然气价格改革仍未到位［15］；合同模式方面，SPEX推出LNG现货竞买，但成交量比较有限。市场化改革还需要在顺应我国天然气市场现有格局和发展阶段的基础上继续深入和推进。

2.1.3.2 法律监管体系还不健全

现阶段我国尚未出台相关天然气法律，市场监管权力也分散在不同的政府部门和机构之间，并未形成独立的天然气监管机构，需要学习借鉴欧美国家的发展经验。美国联邦政府于1938年出台了第一部天然气法规《天然气法案》，随后出台了《天然气政策法（1978）》《436号法令（1985）》《放开天然气井口价法案（1989）》《636号法令（1992）》等，逐步推进了天然气市场的发展；美国联邦电力委员会FPC（1938）和联邦能源管理委员会FERC（1978）的设立，在很大程度上确保了市场规范有序。英国于1982年颁布的《石油与天然气企业法案》迈出了市场化改革的第一步，之后天然气市场的发展无一不是在《天然气法案（1986）》《90：10条例（1990）》《天然气法案（1995）》《管网准则（1996）》等法律法规和天然气供应办公室（Ofgas，1986）、英国天然气和电力市场办公室（Ofgem，2000）等机构的监管下向前推进。可以说，天然气交易市场的建立和发展全都伴随着法律法规的健全及其对市场的规范，这是天然气市场发展的软性条件要求。

2.2 外部国家竞争力

在明确了我国的内在优劣势之后，再放眼亚太地区争建天然气交易中心的主要国家（新加坡、日本和马来西亚），对各国相对优劣势进行比较。根据下述的7项条件（如表3所示），对亚太四国进行打分，分值共分4个等级：“＋＋＋”表示竞争优势明显，“＋”表示具有一定的优势，“－”表示具有一定的劣势，“－－－”表示存在明显劣势，分别以8、6、4、2分来表示。通过权重（Delphi法确定）计算并绘制气泡图（如图5所示），图5中横坐标表示硬性条件符合程度，纵坐标表示软性条件符合程度，气泡大小表征内在基础要求满足程度，气泡越大越符合天然气市场构建的内在要求，后发优势越明显。以下仅简述得分靠前的3个竞争者。

表3 亚太四国构建天然气交易中心竞争力分析表

图5 亚太四国构建天然气交易中心竞争力分析图

2.2.1 新加坡软性条件突出，中长期竞争力受限

新加坡的软性条件优势突出，自由开放的市场化结构良好，2001年出台的《天然气法》明确了输配和销售分离，规定新加坡能源市场监管局（EMA）负责监管、新加坡贸易和工业部（MTI）负责能源定价，2008年颁布的《燃气管网准则》进一步明确了燃气管网第三方准入的具体管理框架；新加坡硬性方面基础设施建设不足，仅有一条跨国天然气管道（从马来西亚进口管道气）和一个LNG接收站（裕廊岛LNG接收终端），LNG接收站2014年扩建后依然仅有900×104t的容量（折合125.1×108m3），略高于其国内市场规模（100×108m3），用于天然气贸易的能力有限；新加坡内在基础方面劣势明显，市场规模小且产量、需求量、气化能力、储气能力等方面均弱于中国和日本，中长期竞争力受到较大限制。

2.2.2 日本仅定位于建设LNG期货市场

现阶段，日本政府提出计划于2014年推出LNG期货交易，运用期货市场交易形成LNG长期虚拟价格。日本仅定位于金融期货市场有利于其扬长避短：优势主要集中在天然气进口量大，为全球最大的LNG买家，且自福岛事件后LNG进口量继续大幅提升，与JCC挂钩的LNG定价机制让日本在亚太地区天然气定价中占据主动地位，金融市场发展成熟使其拥有良好的大宗商品交易所；不足之处在于天然气需求量几乎全部依靠进口，缺乏自产气使其无法对冲国际天然气价格波动，对外议价能力缺乏，同时垄断的电力市场在一定程度上将阻碍新进入者，改革进程缓慢。

2.2.3 我国后发优势突出

尽管新加坡在软性条件方面略胜一筹，但我国也拥有自己的比较优势，主要体现以下3个方面：①供给方面，新加坡和日本的天然气对外依存度几乎达到100%，而我国拥有国产气、进口管道气和进口LNG等多元化气源；②储气能力方面，根据 Wood Mackenzie Global Gas数据库的资料，当前日本储气能力最强（2013年为216×108m3），而2015年我国就将超过日本达到480×108m3，增长潜力巨大；③LNG接收站和管道建设等方面，我国也远远超过亚太地区的其他国家。充沛的天然气供给量、现货期货交易平台、LNG接收站、国际国内管网等是构建天然气交易中心的重要内在基础和硬性条件，将在中长期给我国带来强劲的后发优势，还必将随着市场结构、监管体系等软性环境的改善而进一步展现出惊人的爆发力。

3 构建我国天然气交易中心的战略选择与实施路径

必要性是交易中心构建的内因，外部紧迫性则是外因，内外因素都在推动着我国将构建天然气交易中心提上议事日程。我国具备天然气供给量充沛、现货期货市场已起步、上海区位优势突显等优势，但也存在着市场化改革尚未到位和法律监管体系还不健全的短板。笔者运用SWOT分析框架总结我国构建天然气交易中心的优势、劣势、机会和挑战（如表4所示），从而提出SO（利用机会、发挥优势）、WO（利用机会、规避劣势）、ST（发挥优势、减小威胁）、WT（规避劣势、减小威胁）4条发展战略。

静态的战略选项需要结合动态的天然气市场化演进过程。总结欧美国家的发展经验后认为，天然气交易市场的发展伴随着市场结构、合同模式、定价方式和监管机构的演进。一般来说，随着市场化结构的演进，定价方式将从政府管制（成本加成法）过渡到与油价挂钩（净回值法），再逐步过渡到与气价挂钩；合同模式将以“长期合同—短期合同—现货交易—期货交易”为发展过程（某些过程也可能几种合同模式共存）；管理机构转变过程体现为“政府—监管机构—竞争主导”。我国天然气交易中心的构建也将伴随市场化过程，不同阶段需要完成不同的市场化改革任务。笔者将4条发展战略与市场结构的阶段化演进过程相结合，归纳提出了我国构建天然气交易中心的实施路径，如图6所示。

表4 我国构建天然气交易中心的SWOT分析及战略选择表

图6 我国构建天然气交易中心的阶段性实施路径图

3.1 依托供给格局，逐步推进天然气交易中心构建

交易中心的构建需要依托供给格局和天然气交易的地域特征，从上海入手搭建天然气现货和期货交易市场，然后在天然气富集区多点开花，遵循“做大现货交易—启动期货交易—加强地区联动—筹划国家级交易中心”的实施路径：①以2010年上海首推天然气现货竞买交易为窗口，以季节性调峰为切入点，推进现货交易市场发展，该过程将贯穿于整个市场化发展进程中；②以2013年上海国际能源交易中心揭牌成立为契机，推进期货交易试点，协同发展现货市场与期货市场，随着期货市场的建立和发展，合同模式将逐步向现货和期货合同转变；③依托我国天然气供给格局和资源禀赋，促进其他具备条件的区域市场发展，如资源基础好、产量高、输供气基础设施相对完善、天然气交易制度成熟的川渝天然气市场，以塔里木、克拉玛依、吐哈油气田为核心的新疆天然气市场，以涩北气田为核心的青海天然气市场，以苏里格气田、靖边气田等为核心的陕甘宁天然气市场，以大庆油田、庆深气田为核心的东北天然气市场，以中原油田和河南油田为核心的河南天然气市场等［2］，协调跨地区天然气交易，推进双边乃至多边天然气交易；④在《规划》“研究建立国家级天然气交易市场”的基础上，以2016年“十三五”开局之年为起点，筹划推进国家级天然气交易中心的构建。

3.2 借鉴国外经验，加强市场化改革与监管体系设立

以2013年6月天然气价格改革政策和2010年上海石油交易所天然气现货竞买交易为起点，推进市场化改革进程，借鉴欧美国家市场演进经验，推动定价机制从与油品挂钩过渡到与气价挂钩，合同期限从长期过渡到短期，合同模式发展到现货合同和期货合同，该过程需要确保市场结构、合同模式、定价机制的平稳过渡，且契合我国天然气市场发展的现有格局和演进过程；在监管体系方面，2014年《市场监管工作要点》拉开了市场监管规范化的序幕，建议构建以《天然气法》为核心的法律体系，让天然气现货和期货市场在法律框架内稳步发展，建议建立专门的天然气交易监管机构（单设或与电力部门合设），统筹制定生产、运输、销售、消费等方面的规章制度，协调天然气交易各环节的供给、需求、运输、配给关系，建立市场准入、定价机制、费用计算等方面的产业标准，对天然气市场进行统一监管。

3.3 顺应政策预期，大力推进储备体系建设

以2011年《规划》提出“抓紧建设储气工程设施，力争到‘十二五’末能保障天然气调峰应急需求”为契机，推动各利益相关方协同建设天然气储备体系：①政府部门有必要加大投资，在进口通道和重要城市建设战略或应急储气库；②天然气生产与供应企业、大型工业用户和城市燃气公司建设商业型季节储气库和调峰储气库；③第三方出资建设商业型储备设施。通过储备体系的建设，一方面扩大天然气储气容量，增强天然气储气能力；另一方面从整体上推进战略型、季节型、调峰型和商业型储备库协调联动，为天然气交易市场的发展奠定重要的硬性基础。

3.4 发挥比较优势，形成区域性利益共同体

构建区域性利益共同体，需要做好以下3个方面的工作：①需要发挥我国的特有优势，如多元化的天然气来源、海陆并举的战略管网通道、充沛且快速增长的天然气供给量等；②需要强化国际合作意识，着眼于亚太整体区域性交易市场的构建，发挥各个国家的比较优势，如日本定位于LNG期货市场并重在制定虚拟价格，新加坡发挥实体枢纽的作用；③还需积极参与日本、印度主导的液化天然气进口国集团（LNGIG）等组织，发挥全球LNG最大进口区域的地缘优势，共同搭建区域性利益共同体。2014—2020年是日本、新加坡、马来西亚纷纷推出天然气交易市场的时间窗口期，区域性利益共同体的构建工作若在这个阶段推出，将有利于我国天然气交易中心的准确定位和优势突显，也有利于区域性天然气交易中心的整体筹划、协调推进。

4 结论与建议

构建天然气交易中心在降低溢价、调节供需、优化能源结构等方面具有重要意义。我国基本符合构建区域性天然气交易中心的内在基础和硬性条件，但市场结构和监管体系等软性条件比较欠缺。通过必要性分析、竞争力分析、SWOT分析和市场化演进过程分析，提出了战略选项和实施路径。结论和建议如下：

1）亚太地区天然气交易活跃，2018年就将超过北美成为全球第一大天然气消费区域，天然气交易中心的构建对于所属国家保障国家能源安全、争夺定价机制话语权、优先形成地区基准价格、促进市场平稳有序等都具有重大意义，引发新加坡、日本、马来西亚等国竞相争建，我国有必要梳理优势与不足，以区域性视野明确定位，尽早整体筹划。

2）我国相对于北美的天然气进口溢价已从2010年的2.5倍上升到2012年的6倍，气价走高造成2013年多支付天然气进口金额15.77亿美元，对国民经济发展造成了一定压力；交易中心的构建除了可以保障天然气供给的安全性和经济性外，还能推进气价形成机制改革、破解LNG购销价格倒挂难题、消除液化天然气厂过度建设、优化调整能源结构，对于规范我国天然气市场具有重大意义。因此有必要将天然气交易中心的构建工作提上议事日程并加速推进。

3）我国常规和非常规天然气供给量充沛且快速增长，现货与期货市场已开始起步，上海具有5大明显的区位优势，LNG接收站建设快速推进，需求、供气、储气、气化等方面的能力将远超亚太地区其他国家，在构建交易中心的内在基础和硬性条件方面优势突出，并将在中长期发挥出巨大的后发优势。

4）我国现阶段需要依托供给格局和资源禀赋，按照“现货交易—期货交易—地区联动—国家级交易中心”4个阶段，逐步推进天然气交易中心的构建。在此过程中，不仅需要在硬性条件方面“强身健体”，推动各利益相关方加强战略型、商业型、调峰型联动的储备体系建设；而且更需要在软性条件方面“修身养性”，加强以《天然气法》为核心的法律法规体系建设，推进合同模式、定价方式等方面的市场结构改革。以“软硬兼备”为基础，在2014—2020年间加强区域性利益协调，以整体视野推进区域性天然气交易市场的构建。

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