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中国天然气价格机制
首先,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。第二、中国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。2012年中国天然气消费量1438亿立方米,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。具有形成枢纽价格的市场基础。第三,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,即具有中亚、中缅、中俄等跨国天然气管道。这使得来自境外的天然气,有可能在中国的沿海港口通过LNG的形式再出口至日本和韩国,将中国变成真正意义上的东北亚天然气枢纽。
日本在这方面不仅具备竞争力,而且已经行动。
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。目前日本天然气进口量远远超过中国,且全部来自LNG。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,在国际天然气价格逐渐与原油价格脱钩,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,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。
因此,相比之下,在行动上中国则显得有些迟缓。
之所以中国在天然气话语权上行动显得迟缓,其中的原因与我国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有直接关系。
当前我国天然气产业发展遇到的最大矛盾和问题是进口管道气和液化石油气的价格同比大幅上涨,致使进口气价和销售价继续倒挂。“倒挂”的主要原因是国际天然气市场存在“亚洲溢价”,即比正常竞争条件下所确定的市场价格高出来的那部分价格。
目前我国天然气来源为国产天然气、进口LNG、进口管道气,且定价机制呈“三足鼎立”之态。国产天然气基于成本加成原则定价;进口LNG合同价格与原油价格(JCC)挂钩,并通过引入S曲线等封顶机制,规避一定的市场风险;进口管道天然气来自前苏联加盟共和国,其定价方法被国际天然气联盟描述为“双边垄断”的政府谈判价,具有很大的不确定性。这三种定价机制都没有与其他能源挂钩,而进口气与国产气的价差也造成了一系列的市场衔接问题。
因此,将中国的情况与欧洲大陆和英美市场相比,我国的天然气价格改革的理想状态可以从两大方面着手:促进天然气产业链向竞争性结构演变和形成天然气与其他替代能源间在用户处的合理比价关系。目前,国情使改革选择了后者,从不同能源间的竞争切入天然气价格形成机制的改革成为现实选项。
在这方面,我们可以参考欧洲大陆天然气的定价体制。欧洲大陆市场跟中国有很多相似之处。欧洲大陆从天然气市场起步阶段就使气价与整个能源体系挂钩。欧洲的涉外天然气贸易理论表明,净回值价格体系是成熟的,并在一定程度上是契合市场纪律的,它能够代表天然气在能源市场中的替代价值,也能体现天然气买卖双方的利益,因此获得国际市场的支持。中国在进口天然气时,依据国内市场建立自身的净回值价格体系具备一定的国际基础,并存在被国际市场接受的可能性。
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