如果说石油是现实主义国际政治中的权力象征，那么未来天然气很可能也具有类似的特质。

时至今日，化石能源仍在延续其辉煌，但石油已不再是一统天下。天然气的迅猛发展让化石能源呈现出煤炭、石油和天然气三足鼎立的局面。液化天然气(LNG)打破了国际天然气市场区域分割的局面。与上世纪70年代全球石油现货市场的起步类似，如今LNG的发展将大大增加天然气在全球范围的流动性，挑战管道天然气的封闭式供应格局和现有的天然气定价机制。

一旦天然气可以同石油一样在全球范围内流动自如，那么天然气的消费市场和使用范围将呈现出跃进式的增长，天然气也将成为国际现货交易和期货交易中的重要标的。天然气贸易机制和定价机制之争也将成为国际政治博弈的新项目。

东亚市场是未来最重要的天然气消费市场之一，由于自身产量有限，东亚国家也将成为最大的进口方，定价问题也就随之而来。目前东亚市场的天然气价格远高于其他市场价格，“东亚溢价”较石油领域更甚。

建立东亚天然气交易市场对于东亚国家参与国际天然气贸易规则制定和定价机制建设都具有重大意义。中国和日本都有意建立以本国为交割地的东亚天然气现货和期货市场。但目前美国已经与日本达成LNG长期出口协议，更有消息称LNG贸易将纳入美国主导的跨太平洋伙伴关系协议(TPP)谈判。如得到美国的全力支持，那么中国将在东亚LNG期货市场建设上落后于日本。是奋起直追，还是寻求与日本的合作，将考验中国决策者的智慧。

全球天然气市场和定价机制

目前全球天然气市场主要分为北美、欧洲和亚太三大市场。

其中以美国为首的北美天然气市场(美国、加拿大、墨西哥)2012年消费量达到9065亿立方米，占全球天然气消费总量的27.5%;以德法为代表的欧盟27国天然气消费量达到4439亿立方米，占全球消费总量的13.4%;以中日韩为代表的亚太国家天然气消费量达到6250亿立方米，占全球消费总量的18.8%，其中中日韩合计3160亿立方米，占全球消费总量的9.3%。

2012年全球天然气贸易量为10334亿立方米，其中管道天然气(PNG)贸易7055亿立方米，LNG贸易3279亿立方米，分别占全球天然气贸易的68.3%和31.7%。北美市场和欧洲市场以PNG贸易为主，亚太市场则以LNG贸易为主。2012年中日韩三国的LNG进口量为1884.8亿立方米，占全球LNG进口总量的57.4%。

根据消费国和资源国的地理位置及交易范围，将全球LNG市场分为大西洋(5.84,-0.40,-6.41%)和太平洋两大交易圈。大西洋周边国家(如特立尼达和多巴哥、尼日利亚)生产的LNG主要销往美国和欧洲市场，太平洋周边国家(如澳大利亚、马来西亚和印度尼西亚)主要出口至以中日韩为代表的亚太市场。中东的卡塔尔是世界第一大LNG出口国，其主要出口市场也是东亚国家，2012年出口到中日印韩四国LNG占其总出口量的60%。

需要特别指出的是美国。页岩气的大发展不仅促使原本出口到美国的LNG转向其他市场，美国自身也将成为天然气出口国，并通过LNG的形式向东亚国家出口。2012年和2013年，韩国、印度和日本的公司分别获得从美国进口LNG的合同。尽管这两项合同的贸易量不大，但都是采取美国亨利交易枢纽(Henry Hub)的市场价格定价，这将对传统的东亚天然气定价机制产生冲击。

全球天然气定价机制主要分为枢纽定价和与石油挂钩的长期协议定价(也称“长协价”)两种。目前北美和英国主要采取竞争性的市场定价，主要价格基准分别有亨利枢纽价格(HH)和国家平衡点价格(NBP)。欧洲大陆则混合采取与石油挂钩的长协价和枢纽定价两种机制，而在东亚市场，与石油挂钩的长协价则占据显著的主导地位。

北美的天然气价格不与油价挂钩，基本由市场供需决定，管道气和LNG之间的“气—气”竞争是天然气定价的主要决定因素之一。亨利枢纽是北美最为重要的天然气交易中心，其交易价格也是北美市场的基准价格。在LNG进口价格方面，北美期货市场的天然气价格是LNG进口价格的标准，美国现有进口终端站的LNG价格一般与亨利枢纽价挂钩，再加上一个适当的基础差价。

早在1990年，纽约商品交易所(NYMEX)就推出了亨利枢纽价的天然气期货交易，2012年该天然气期货交易量达到约1800万份，约合5万亿立方米的天然气。目前亨利枢纽价格基本维持在3.5美元/百万英热单位($/MMBtu)，约合0.77元/立方米，处于全球天然气价格最低水平。

在欧洲市场，2011年以前超过70%的天然气采用长协定价，一般与国际油价或油品的价格挂钩联动。但2011年后，欧洲约有42%的天然气供应已经采用现货市场定价，预计2014年这一比例将增至50%以上。采用市场价格定价的地区主要为西北欧市场，包括英国、荷兰、比利时等国，也因此形成了英国NBP、比利时ZeebrugGE和荷兰TTF等多个枢纽价格。

其中，NBP成为衡量欧洲天然气价格的指标，英国伦敦国际石油交易所(IPE)也于1997年推出了NBP天然气期货交易，2012年伦敦洲际交易所(ICE)的天然气交易量达到747万份(约合6300亿立方米)。目前欧洲LNG进口价格在10~12$/MMBtu(约合1.32~1.76元/立方米)间徘徊。

亚太地区的东亚市场则主要采用与石油挂钩的长期协议价格，其中最具代表性的是与“日本清关原油价格”(JCC)挂钩的定价机制。JCC价格还对LNG定价制定了上下限，以免石油价格剧烈波动而使买卖双方利益受损。

韩国和中国从澳大利亚进口的LNG均采用类似的定价模式，只是原油价格斜率和常数有所不同。这种机制逐渐主导了东亚的天然气定价，同时根据JCC价格制定的LNG价格也成为全球最高的LNG价格，2012年日本LNG平均进口价格为16~17$/MMBtu(约合3.52~3.74元/立方米)间，相对欧美市场的溢价非常明显。

即使采取与油价挂钩的长协定价方式，亚太市场仍出现了多个LNG现货交易指数，例如普氏能源推出的JKM(反映运往日本和韩国的LNG)价格，安迅思(ICIS)推出的亚太LNG现货价格指数，2012年4月ICIS还和芝加哥商品交易所(CME)及Tradition经纪公司合作推出全球首个LNG掉期清算业务，但截至目前，全球仍未出现LNG期货交易市场。

中日建立东亚天然气交易市场的优劣势比较

在国际天然气价格逐渐与油价脱钩，天然气交易向标准化、金融化方向发展的趋势下，日本已经先行一步，欲成为全球LNG期货市场首个吃螃蟹者。今年5月，日本政府宣布，将于两年内于东京商品交易所(TOCOM，原名东京工业品交易所)推出全球第一份LNG期货合同。如果成功，那么日本将成为全球首个LNG期货交易市场。

而相比之下，同样具有建立东亚天然气交易市场意愿的中国则显得有些迟缓。终端气价与进口气价倒挂、区域分割、管网设施不完善、国内价格机制扭曲等不利因素都成为阻碍中国建立天然气期货市场、参与东亚天然气定价机制建设的不利因素。下面本文就将对中日两国制定东亚天然气定价机制和建立东亚天然气期货市场的优劣势进行比较。

日本LNG期货市场建设优势明显

日本是目前天然气第一大进口国，2012年天然气进口量为1188亿立方米，且全部依赖LNG进口，最主要的三个进口来源国分别为澳大利亚、卡塔尔和马来西亚三国，占其LNG进口总量的53%。而中国2012年天然气进口量为414亿立方米，PNG和LNG几乎各占一半，PNG略多，为214亿立方米，主要通过“中国—中亚”管道从土库曼斯坦和哈萨克斯坦进口，LNG进口也主要来自卡塔尔、澳大利亚和马来西亚，进口形式较日本更为多元。

日本的优势在于：第一，目前日本天然气进口量远远超过中国，且全部来自LNG，而随着LNG现货和中短期交易比例的大幅上升、各区域市场间的流动性加强和亚太市场LNG供应源增多，LNG在定价上较PNG更容易与石油价格脱钩，建立起竞争性市场价格;第二，与JCC挂钩的LNG定价机制的历史地位让日本在东亚天然气定价上仍占据主导地位，现有的东亚LNG现货价格指数也主要反映运往日本和韩国的LNG供需情况，为LNG期货合同的推出奠定了交易基础。

第三，具有较为成熟透明的国内天然气定价和调节机制，国内国际市场和上下游价格疏导较为通畅，企业具有较好的成本回收和利润保障机制。以日本燃气价格制定为例，日本在核定气价的基础上给予公司投资合理的利润回报，并要求不能对同一性质的用户采取歧视性价格。这为国际性天然气交易市场的建立提供了国内市场支撑。

第四，拥有世界一流的大宗商品交易场所，金融市场发达。日本东京商品交易所推出的原油期货交易同NYMEX的西得克萨斯州中质原油(WTI)期货合约、ICE的布伦特原油期货合约以及新加坡交易所(SGX)的迪拜酸性原油期货合约并称全球四大原油期货合约。这为日本推出LNG期货合约创造了交易条件，日本在推出LNG期货合约的计划中还有意与新加坡进行合作，而中国则不具备这样的条件。

第五，获得美国的支持。美国已经完成从LNG进口国向出口国的转变，并已经同日本和韩国签订LNG出口协定。更有消息称美国将把天然气贸易纳入TPP谈判。而中国并未参与TPP谈判，如果美国和日本成功在TPP范围内达成天然气贸易一系列协定，那么具有全球最成熟有效的天然气现货和期货交易市场的美国将从经验、机制建设和物理供应上给予日本实质性帮助，中国在东亚天然气交易市场和定价机制上的地位将被边缘化。

但日本也有劣势。第一，对外依存度过大，议价方面处于弱势。日本天然气对外依存度几乎达到100%，因福岛核事故和核电站的大量关停，日本的天然气进口量又大幅上涨，开始出现贸易赤字。这使日本在目前仍以卖方市场占优的天然气贸易中议价筹码不足，难以获得廉价的合同;第二，进口形式单一，难以形成多种气源间的竞争。枢纽价格形成的一个前提条件是交易市场能够汇集各种气源，在物理供应形成自产气、PNG和LNG间的“气-气”竞争，而日本却高度依赖LNG进口，难以形成反映多种气源供需关系的交易市场，综合定价机制自然会存在缺陷。

第三，自身几乎不产气，缺乏对冲国际天然气价格波动、拉低国际贸易价格的有力武器。北美和欧洲市场均具有一定的天然气自产能力，尤其是北美市场。美国已是全球第一大天然气生产国，其产量的大幅上升直接导致市场供应充分，交易活跃，并向其他市场流动。欧洲北海地区的天然气生产也为欧盟国家提供了大量的本土供应，为其在与俄罗斯的谈判中提供了议价筹码。日本对海外供应的高度依赖是导致与JCC价格挂钩的天然气定价居高不下的根本原因，不利于东亚获得合理的天然气价格水平。

市场化改革滞后成中国最大制约

而反观中国，其优势在于：第一，消费市场庞大，增长前景看好，国际吸引力足。2012年中国天然气消费量1438亿立方米，仅高出日本271亿立方米，位居世界第四，但中国的增长潜力要远大于日本。按照中国天然气发展的中远期规划，2015年中国天然气消费将达到2600亿立方米，2020年达到3500亿立方米，2030年达到5000亿立方米，届时中国将成为仅次于美国的世界第二大天然气消费市场，市场分量远超过日本。

第二，自产气规模较大，而且具有较好的增产潜力，能够有效对冲国际天然气价格波动，这是中国较日本最大的优势。2012年，中国天然气产量为1072亿立方米，世界排名第七。而且中国还具有较大的资源潜力待挖掘，常规气、煤层气和页岩气等资源如能实现有效开发，预计中国2015年的天然气产量将达到1850亿立方米，2020年达到2000亿立方米，2030年2500亿立方米。尽管消费缺口仍在增大，但仍是平抑东亚天然气价格波动的有力筹码。

第三，供应形式多元，能够形成有效的“气-气”竞争市场。如前所述，形成枢纽市场价格的一个基本前提是能够汇集各种气源，而中国是目前东亚天然气消费大国中唯一具有PNG进口的国家，即“中国—中亚”天然气管道，未来中国还将建设中缅和中俄天然气管道。中国也是东亚唯一具有自产气、PNG进口和LNG进口的天然气消费大国，因此具有形成枢纽价格的市场基础。

第四，中国地处中亚和东北亚之间，是连接中东、中亚和东北亚消费市场的唯一陆上通道，区位优势将为中国建立东亚天然气交易枢纽贡献一大有利因素。目前中国已建成西气东输一线和二线，并与“中国—中亚”天然气管道衔接，将中亚和中国西部的天然气输送至东部沿海地区。未来如果中亚天然气供应充足，可考虑在上海等东部港口，通过LNG的形式再出口至日本和韩国，届时中国将可在东部地区建立真正意义上的东北亚天然气枢纽。

尽管诸多优势，但中国的劣势也非常明显：第一，国内天然气价格扭曲，价格机制未理顺，国际国内价格不能形成有效疏导，这是中国建成东亚天然气交易中心和参与定价机制建设的最大障碍。目前中国天然气以政府定价为主，属于静态管理，不能有效反映真实的供求关系和资源稀缺程度，阻碍了天然气市场的快速发展。

根据这种定价机制，政府基于企业的生产成本或进口成本，再考虑企业的合理利润来核定天然气井口价或进口价，加上净化费、气化费、管输费和城市配送费等，最终形成终端价格，其本质为供应推动型的成本加成法。但在目前供应来源和形式日渐多元的情况下，政府很难再进行有效的价格核定，目前已经出现天然气进口价格与终端价格倒挂的现象(LNG进口价和终端消费价的价差最为明显)，增加了企业的经营风险，在很大程度上打击了企业的进口积极性。

如果价格不能理顺，那么国内企业的生产积极性将下降，自身增产能力受到削弱，同时还会阻碍天然气的进口，建成国际性天然气贸易中心就无从谈起。目前中俄天然气合作迟迟达不成协议，中俄天然气管线一直未能动工修建，价格分歧就是最主要的因素。目前在广东、广西推行的与燃料油和液化石油气(LPG)等可替代能源价格挂钩，以上海市场价格为计价基点的净回值法定价，与成本加成定价并无本质性区别，且计价基准点价格并非真正由市场决定。因此，中国的天然气定价机制仍需进行进一步的市场化改革。

第二，天然气行业垄断严重，市场未能有效开放。中国天然气行业同石油行业一样，主要为三大石油公司所垄断，而且是上下游一体化的垂直型垄断，难以形成有效的市场化交易。而市场化改革的前提就是管道运输与上下游分开。目前中国天然气管道运输也牢牢地掌握在三大石油公司手中，其他生产企业即使有生产能力也会因缺乏运输能力而被三大石油公司卡住脖子，而消费者也没有选择供应源的权利，只能被动接受供应，因此难以形成具有气源竞争型的市场。

第三，缺乏天然气现货交易市场和国际性的大宗商品交易市场，尤其是在油气领域，金融市场也不够发达。由于油气领域的高度垄断性，中国尚未形成有效的天然气现货交易市场，期货交易更无从谈起。中国一直呼吁建立原油期货市场，但原油进口一直被几大国有石油公司垄断，没有其他参与者，市场容量不够，交易不活跃，就不可能形成有效的市场价格，天然气领域面临同样的问题。而在国际大宗商品交易领域，中国也几无任何话语权，投资主体单一、经验匮乏、金融市场不够成熟和发达都将成为中国建立东亚天然气交易市场的障碍。

前景展望和情境模拟

综合来看，中国和日本在建立东亚天然气交易中心和主导东亚天然气定价机制方面各有千秋，优劣势均较为明显。日本作为世界第一大LNG进口国，在建立东亚LNG期货市场上占有先机，而中国则凭借气源多元化的特点在建立东亚天然气枢纽上占优。

按照合作与竞争的不同关系，我们可以对未来东亚天然气交易市场和定价机制的建设进行展望和情境模拟，

情景一：中日之间展开激烈的竞争。目前日本已锁定多个LNG进口来源，积极寻求美国的支持，并计划两年内推出首个LNG期货合约。在LNG交易方面，日本优势较为明显，但中国未来的LNG需求量也会增长迅速，2012年中国LNG进口约1440万吨(约合195.8亿立方米)，目前仍有1440万吨的LNG进口终端正在建设中。中国可能会与日本形成激烈的竞争，抢夺LNG进口源，最严重的情况可能会互相拆台，中国阻挠日本LNG期货市场的建立。如果真如此，那将不可避免地抬高东亚LNG进口价格，这对两国而言都将是巨大的损失。

情景二：中日之间展开有效的合作。中国具有自产气和管道气的优势，具备建立东亚天然气枢纽的物理基础。如果中国对内进行有效的天然气市场化改革，对外开放天然气领域，引进包括日本在内的投资者和交易商;统一LNG液化、储存和运输标准，在中国东部沿海，如上海建立天然气枢纽，通过中国境内管网将中亚、俄罗斯甚至中东的天然气运抵东部沿海，再通过LNG转运至东北亚消费国;联合建立包括LNG在内的天然气现货和期货交易市场，以此市场价格作为LNG长协谈判的价格基准，共同维护天然气供应安全，那么不仅将给中日两国带来巨大的好处，还将为整个东亚天然气消费市场做出重要贡献。

情景三：各起炉灶，自己单干。中日两国各自发挥自己的优势，日本先行建立LNG期货市场，锁定LNG供应，建立LNG东亚指导价格，减少供应风险。而中国则加强自身产能建设，对内继续进行天然气市场化改革，理顺价格机制，对外加强从中亚和俄罗斯的PNG进口，在长协价格谈判中尽力维护自己的利益。

在以上三种情境中，我们当然乐于看见第二种情景的发生，当然现实的情况还可能是三种情景的交叉。将天然气合作视为推动东亚合作的三个突破口之一，并呼吁将上海建设成为东亚天然气枢纽，同包括日本在内的东亚消费国合作构建东亚乃至东亚的交易市场和定价机制。

囿于现实中的政治氛围，中日未必能像我们所期望的那样合作。但建立东亚天然气市场和定价机制的紧迫性会一直存在，面对日本的先行一步，中国该如何行动，是奋起直追，还是寻求与日本的合作，将考验中国决策者的智慧。