天然气贸易机制面临变革

　　国际LNG现货贸易规模和占比增加，将有助于建立一个更加透明的定价机制，原有的主要与原油挂钩的定价方法将面临调整压力。其中最为关键的是美国的LNG出口。因为来自美国市场的LNG价格直接基于美国亨利中心的天然气价格，再加3美元左右的液化成本以及相应的运输成本。

　　亚洲买家究竟在多大程度上对不与原油挂钩的长期LNG购销协议感兴趣，还有待时间检验。原有的价格机制已运行多年，且基本满足了其对稳定的LNG供应的需求，亚洲买家需要克服对新机制的心理接受问题。不过，根据美国最早批准的两个LNG出口项目，其签约方分别为印度天然气公司（GAIL），日本大阪燃气、中部电力，韩国天然气（KOGAS）。可见，低价天然气的吸引力还是巨大的。

　　尽管在目前的市场形势下，降低价格可能性较小，但若现货LNG价格低于长期协议价格，买家则会提出重新谈判长期协议价格的诉求。2020年前，全球LNG市场是否能够彻底抛弃与原油挂钩的定价机制，目前来看还存在诸多争议。若2020年美国确实有近7000万吨/年LNG投放市场，而这部分资源的价格又与亨利中心气价挂钩，那么出口亚洲的LNG继续享受高溢价的时代就将终结。

　　中国的挑战和机遇

　　与同为近邻的日本和韩国相比，中国是国际LNG市场的后来者。2006年，深圳大鹏LNG接收站正式建成投运，中国才接收了第一船进口LNG，但增长迅速。根据统计，2012年，中国LNG进口量达到1480万吨，2013年预计将达到1700万吨，仅次于日本和韩国，全球排名第三。2020年前，中国对国际LNG的需求仍呈增长态势。中国应该把握全球LNG市场趋势，从自身着手，提升天然气供应保障能力，优化能源结构。

　　放开LNG进口权管制，并针对进口LNG优先开放管网。尽管国家放开LNG曾一度成为热门话题，但迄今为止尚未下发正式通知。而包括新奥、广汇则已经先行一步，分别计划在浙江、江苏开建LNG接收站。与三大国有能源企业不同，民企机制相对灵活，更适应未来现货规模日趋增长的国际LNG市场。国家应尽快明确民企进口LNG权限，且可以考虑更灵活的机制。如允许民企在国际市场采购的LNG通过中海油、中石油等企业现有LNG接收站进入管网，并参照上海石油交易所业已开展的现货贸易模式，即电子平台上进行LNG贸易，并在长输管网到达的区域进行气态交付，进入全国市场。此举不仅有助于缓解高峰期间全国天然气市场的紧张局面，也可以增加参与主体，促进国内天然气市场发育。

　　以更加开放的姿态，加大国际合作。国际合作包括两方面：一方面是与拓宽与资源方的合作，增加资源来源的多元化，合同形式的多元化，价格机制的多元化。同时，应不失时机，抓住国际LNG市场的走势，在进口自中亚（未来将包括俄罗斯）的管道气和LNG之间找到合理的平衡；另一方面是加强与LNG进口国的合作。日本已联手印度等LNG进口国组建成立了LNG进口国集团。中国应在多边机制的基础上，联合韩国及我国台湾地区等一道，共同参与，推动国际LNG贸易体系的变革。

　　加快国内天然气市场乃至能源市场的改革，建立多层次的市场体系。国内天然气市场面临诸多挑战。如环境压力要求加快“煤改气”，但天然气与煤炭等能源的比价关系决定了天然气市场拓展并无明显优势；国内气源不足，国际资源价格高企，进口企业亏损严重，“气荒”成为绕不过去的坎，价格管制使得问题更复杂、严峻；中国LNG进口量持续攀升，日趋成为国际LNG市场的重要买家，但却是一个被动的价格和市场规则的接受者。唯有理顺天然气与可替代能源之间的比价关系，逐步放松价格管制，建立包括LNG期货、天然气贸易中心等在内的多层次天然气市场，形成国内市场与国际市场的良性互动，中国的天然气乃至能源供应安全才能真正获得保障。