上海天然气交易中心的定位与挑战

张卫华++范会晓

天然气交易中心不单纯是一个平台，而应该成为天然气交易解决方案的提供商和市场参与各方的服务商。

2015年甫一开局，首个国家级石油天然气交易中心即获上海市政府正式批复。公开资料显示，该交易中心属国家发改委和新华社战略合作的产物，由新华社牵头，中石油、中石化、中海油、多家城市燃气企业以及相关能源企业共同参与，几乎囊括了天然气产业的上、中、下游最主要的市场参与者。对于这样一个一定程度上表征国家意志、由独立第三方领衔的“混成旅”，业界寄予厚望的同时，也对其下一步面临的挑战持观望态度。

在此之前，国内具备天然气现货交易资格并开展相关交易的，除上海石油交易所之外，还有宁波甬商所、北京石油交易中心等，以上海石油交易所交易相对活跃。国家为何会在这个时点推进上海石油天然气交易中心建设？此外，如舆论所言，天然气交易中心建设面临市场参与主体少、价格管制、基础设施公平开放尚未全面落实、管网互联互通尚不成熟等制约，如何从中国市场的现实出发，充分发挥政府和市场的两手，寻找合适路径，推动交易中心建设？笔者不揣浅陋，试稍作分析。

应时而至的天然气交易中心

近年来，我国天然气市场的快速发展，进口天然气规模不断增长，同时，鉴于天然气“亚洲溢价”以及亚洲尚未建立形成一个广受认可的天然气交易中心的客观情况，建设区域性天然气交易中心引起了广泛关注和讨论。而当我们放眼国际国内能源市场面临的新形势、新变局、新挑战，不难发现，上海石油天然气交易中心获批，其肩负的使命，除把握国际天然气市场难得机遇，对外争夺国际天然气定价权、化解“亚洲溢价”外，对内某种意义上也是在天然气行业现有格局难以实现根本变革的背景下，试图通过边缘突破，为推进行业改革另辟蹊径，其内在逻辑与设立自贸区，具有一定的相似性，即既是一种探索机制，也是一种倒逼机制。

首先，我国天然气市场发展进入平台期。2004年初“西气东输”一线工程的正式商运，开启了中国天然气市场近十年的高速发展期，市场增速持续多年维持在15%以上。2014年，我国天然气表观消费量达到1816亿立方米，同比增长7.4%，成为仅次于美、俄，位列全球第三的天然气消费大国。戏剧性的是，2004年以来，我国天然气市场也经历了由“西一线”建设前期的向沿线省份压指标，到实际运行时供不应求的变化。这种供不应求的格局，持续了整整十年，让“气荒”成为十年来我国天然气市场发展一个最刺眼的关键词。2015年，预期中的“气荒”并未像往年那样如约而至（此前相关机构预测今年冬高峰期间我国天然气供应缺口62亿立方米），除了少数高峰时段，个别区域甚至出现了供大于求的局面。与之前的拧紧阀门限气的情况不同，如何履行与上游气源企业签署的“照付不议”合同，成为下游企业必须面对的“新常态”。这其中既有经济增速放缓导致需求疲软、国际油价下跌导致天然气比价优势削弱、国际天然气市场LNG现货供应充足等综合因素的影响，我国天然气核心市场逐渐趋于饱和、潜在市场开发面临价格机制、能源管理体制等方面的制约日趋明显，才是背后更深层次的原因。

其次，天然气行业发展过程中面临的诸多新情况、新问题，需要着力破解。

一是产业链上下游不平衡。十年来，我国天然气市场上游、中游仍基本维持由“三桶油”主导的基本格局，但下游市场却已经发生了重大变化。以港华燃气、新奥燃气、华润燃气、中国燃气等为代表的跨区域经营的外资企业、民营企业，以及以北京燃气、上海燃气、深圳燃气为代表的地方城市燃气企业，将中国城市燃气市场瓜分殆尽。多数企业均已经在香港或内地上市。与电力、水务等同属公共服务类的行业相比，我国城市燃气行业在引入多元投资方面，步子迈得相对较快。而与此形成鲜明对比的是，行业规划、天然气价格、气量分配等方面，地方政府依然拥有较大的话语权。天然气行业面临一个上下游开放程度不均衡、下游资本多元与政府严格管制不匹配的双重矛盾之中。

二是天然气多层次市场雏形初现。与公众对天然气行业垄断的刻板印象不同的是，我国天然气市场早已不再是铁板一块。从下游市场来看，除管道天然气受管道的自然垄断属性制约，目前基本以特许经营权为依托，实行区域垄断经营外，交通用能（包括CNG汽车、LNG汽车、LNG船舶等）、“非管输”天然气（管道尚未到达，需通过临时LNG撬等设施提供供气服务）市场等有了较快成长，其运行基本遵循市场化逻辑。据统计，截至2014年底，LNG工厂方面，全国已建成投运113座，年产能1600多万吨，另有大量在建或规划项目；LNG加气站方面，目前我国已经建成LNG加气站1000余座，基础设施网络基本构建形成。另据卓创资讯统计，目前我国LNG汽车（包括重卡、乘用车）发展迅速，预计到2015年，中国LNG汽车将达到20.8万辆，到2020年，中国LNG汽车保有量将达到64.5万辆（油价下行预计将会对LNG汽车的发展构成负面影响）。以天然气为燃料的汽车则达到数400余万辆；LNG船舶方面，截至2013年底，全球共有125艘商业化运营的以LNG为燃料的船舶，除22艘运行于挪威沿岸外，余下103艘均运行于中国长江及内江流域；内河船舶LNG加气设施也已经启动。与此同时，国内主要的用气城市，包括上海、南京、深圳、武汉等国内主要城市，均已经建设形成了调峰LNG站，除少数城市依托港口和区位优势，直接进口LNG外，多数城市用于调峰的LNG，均需要在国内采购。天然气“非管输”市场也获得了较快发展，提供相关服务的浙江绿能等企业获得了良好的市场表现。此外，天然气上游市场也开启了一道窄窄的门缝。一方面，以内蒙克旗、新疆庆华等项目为代表的煤制天然气开始陆续投产，截至2014年12月，我国在建和审批通过的项目高达1215亿立方米/年，国内煤制天然气尽管面临环保质疑，经济性检验和设备运行稳定性的考验，但依然逐步成长为天然气上游领域一支不可忽视的力量。未来势必将以管道气、LNG等多种形式进入市场；另一方面，以新奥、广汇、九丰为代表的民企也已经获得或实质性具备LNG进口权限，且不论部分非常规天然气（页岩气、煤层气等）也呈增长态势。endprint

三是天然气在与可替代能源之间的竞争中面临不利局面。天然气面临的双重尴尬在于，一方面，作为清洁能源，它被寄予厚望，政府和公众都希望能够加大天然气替代煤、油等高碳、高污染能源的力度，但由于我国现有的能源价格体系尚未将能源使用过程中的环境成本等负的外部性要素全部纳入能源价格，天然气在与煤炭等能源的竞争过程中，优势原本就不明显。随着这一轮油价暴跌、煤价低迷，部分地区甚至出现了高碳能源“逆替代”现象；另一方面，随着我国天然气进口比例不断攀升（2014年已经达到32.2%），这部分进口天然气价格与国际原油价格直接或间接挂钩，其合同多签署于油价高企之时，调整具有一定的滞后性，导致国内成品油已经连跌十几次，国内天然气市场上的官方声音依然是2015年内实现“存量气”和“增量气”价格接轨。尽管分析认为存量气价第三轮涨幅将有所节制，但“涨”，似乎仍不可避免。“一涨一跌”导致我国天然气市场乃至能源市场的机理失调暴露无遗。

第三，行业政策密集出台，但落地乏力。十八大以来，国家进入能源政策强周期。中央明确提出要推进能源革命。具体到天然气行业，国务院、国家发改委、能源局等围绕油气管网设施公平开放、天然气基础设施建设与运营管理、储气设施建设、天然气稳定供应长效机制等方面，出台了一系列政策，初步形成了我国天然气行业中游、下游领域改革的制度框架。从政策内容本身来看，其基本价值取向与国际天然气行业的整体发展趋势是一致的。但鉴于政策落实缺乏详细的实施细则，同时也缺乏与之匹配的行业环境，多数政策仍停留在纸面上。

概而言之，国家层面对能源改革提出的要求，我国天然气进口话语权的缺失，让各级能源管理部门某种程度上患上了改革焦虑症，这种焦虑有助于改革举措的推出，但有时候也会导致操之过急；而从行业发展面临的形势来看，供求不平衡由供不应求向阶段性供大于求转变，多层次天然气市场雏形初现，对一个开放透明的市场机制提出了需求。回顾十年天然气发展之路，相比较于之前的气源瓶颈，体制机制正在成为我国天然气市场新一轮发展的最大瓶颈。可以说，天然气交易中心建设，是这种改革焦虑、试图突破体制机制和行业现状制约努力的产物之一。

交易中心发展的路径选择

关注天然气价格形成机制的人都熟知美国的亨利中心（Henry Hub，HH）和英国国家平衡点（National Balance Point，NBP）。但是，梳理欧美天然气市场交易的源流，我们会发现，真实的现货交易总是走在“交易中心”的概念以及天然气金融衍生品之前。实际上，无论是美国还是欧洲，都拥有多个区域性天然气现货交易中心（枢纽）——这些中心枢纽，几乎无一例外是多条天然气跨区域管网的交汇点（NBP是一个虚拟的中心）。亨利中心和英国国家平衡点只是因为分别被纽约商品期货交易所（NYMEX）和洲际交易所（ICE）确定为其期货合约的交割点而闻名天下。

如果说欧美天然气交易中心建设走的是一条不断追随市场步伐的道路，则中国选择的是一条由政府主导的道路。纠缠于政府、市场孰优孰劣无助于问题的解决，交易中心参与各方应当正视当前我国政府对于政策资源、经济资源和各种社会资源的强大支配力，充分发挥政府改革的诉求和行政力量，结合行业现有格局和特点，设计合理路径，吸引市场主体参与，做大交易规模，让交易中心真正为市场所接受。

首先，要充分借力交易中心背后强大的政府资源，将交易中心做成一个交易活跃的平台。目前，国内LNG现货市场较为开放，交易也较为活跃，供应与需求直接对接，价格随行就市。为了促进天然气交易中心建设，政府可以采取阶段性政策，明确要求国内LNG交易必须通过交易中心平台公开竞价完成，交易中心给予参与交易的企业一定期限内免手续费等举措，确保不因交易上平台而给买卖双方增加任何额外成本，必要时甚至可以考虑给予通过平台交易的双方一定的激励机制，以吸引国内LNG市场的主要参与方前来交易平台开展交易，此举将有助于改变现有天然气交易相对集中的调峰需求，促进交易中心平台全年交易维持较为活跃的状态。

其次，充分发挥交易中心上下游兼具的股东资源，为股东间的各类交易创造条件。随着我国天然气市场进入新的发展阶段，近两年来已经出现了一些新的交易需求，包括长期协议项下进口LNG异地报关、“液进液出”模式，LNG交易、管道气交割模式等，这些交易能够顺利达成，与交易参与各方的密切配合、务实思维密不可分，但合作尚没有成熟的机制。随着我国天然气市场供求形势变化，部分长协气量将需要进入现货市场以平衡供需，季节性、区域间交易机会将逐渐增多（理论上来说，只要价格合理，需求会被不断挖掘出来），交易中心各股东方应在国家发改委、能源局的指导下，“在商言商”，相互之间形成管网、LNG接收站等基础设施彼此开放的机制，包括管输费用、储罐使用费用的测算、收取，管网尚未互联互通区域的贸易交割便利机制等，逐步研究由流量计价转变为热值计价，为达成交易创造条件，也为未来我国天然气管网等基础设施全面公平开放铺平道路。

第三，不断创新交易模式，努力将交易中心建设成为一个天然气交易解决方案的提供商和市场参与各方的服务商，而非一个单纯的交易平台。随着交易中心交易的活跃和LNG等储存设施不断健全，可以允许并欢迎一部分投机性交易者参与交易，他们可以根据自己对市场的判断，租赁库容，低进高出，承受市场风险，赚取风险收益，并为未来条件成熟时推出做市商制度创造条件。同时，鉴于国际国内市场联系日趋密切，LNG进口权放松管制和国际LNG现货交易比例逐步增长、价格低位运行，将带来国际、国内两个市场套利交易的机会，政府和交易中心应该研究学习新加坡的做法，通过放松管制、开放准入、免税等措施，充分发挥中国市场规模和潜力的优势，吸引国际国内机构前来交易中心开展各类跨市场现货套利交易。还可以研究允许用气规模达一定量的大用户在不违背其与原有供气企业签署的供用气合同的前提下，通过交易中心平台，以市场化的价格采购部分天然气（部分企业用气量价格弹性较大，气价低可能用量会有较大增长空间），未来也可以探索大用户持有的“照付不议”合同量通过交易中心平台进入市场的可能性（如严格履行“照付不议”合同，企业低价转让一部分合同量将能减少部分损失）。积极探索管道气交易、LNG交割，仓单，互换（SWAP）等多样化的交易机制，让可能存在的交易机会尽可能得到挖掘。

第四，要及时与上海国际能源交易中心形成良性互动。根据交易中心现有规划，未来其将开展天然气期货交易。尽管同一个市场可以拥有多个期货交易品种和多个期货交易平台，但鉴于国内能源等大宗商品期货交易仍处于发展初期，资源过度分散将不利于市场培育，交易中心可与上海国际能源交易中心分工合作，交易中心侧重于石油天然气现货，而国际能源交易中心则发挥其背靠期交所的优势，侧重于期货产品的设计和交易，二者形成资源共享、良性互动、相互促进的格局。

上海是各主要天然气长输管线的交汇点，拥有大小两个LNG接收站，未来俄罗斯东气、东海气等气源还将陆续抵沪，长三角管网互联互通条件也最为成熟，同时，上海正在致力于国际金融中心建设，建设天然气交易中心，上海拥有国内乃至亚洲最优越的位置。从这个角度来说，对上海建设成为一个集现货交易和天然气金融衍生品交易于一体的天然气交易中心，我们应该积极乐观。

毫无疑问，交易中心达到其预期目标，需要政府、各股东方按照市场逻辑，长期耐心的培育，尤其需要政府不断放松价格管制和准入管制，现有市场主导者（各股东方）放眼全局和长远，注重市场机制的设计和优化，推进交易中心交易主体多元、交易活跃，真正发挥交易中心平衡供需、发现价格、吸引资源、提升国际定价话语权的作用，并为推进我国天然气行业改革发挥一定的倒逼作用。endprint