石油壹号网消息    天然气交易中心建立主要有两点，一是放松对天然气行业的管制，二是成熟的金融市场体系，只有遵循这两点中国才有可能追上新加坡的脚步。

天然气市场面临的亚洲溢价，已经成为业界、学界关注的焦点问题之一。一个重要原因在于亚洲尚未建设形成一个区域性的天然气交易中心，为此中、日、韩，以及新加坡都着力打造天然气区域交易中心。

在这场竞赛中，只有轻资产的新加坡和重资产的中国，有一较高下的可能性。

日韩的“自我缺陷”

其一，亚洲天然气市场过度依赖LNG贸易，缺乏“气-气”竞争。亚洲主要天然气消费国，除中国自产70%左右的天然气外，日本、韩国、新加坡、印度等几乎不产天然气，国内天然气需求完全依赖进口。

同时，除中国通过管道从土库曼斯坦和缅甸、新加坡通过管道从马来西亚进口部分天然气外，乏有其他跨国管道。严重倚重于进口LNG，而进口LNG长期依赖形成的合同模式，导致其价格、市场缺乏灵活性，加之缺乏管道进口气和国产气，导致“气-气”竞争缺失，气价不能直接反映市场供求。

其二，由于历史路径依赖亚洲进口LNG的计价模式单一。亚洲LNG进口最初始于上世纪60年代，当时日本从文莱和美国阿拉斯加进口部分天然气，执行的是0.5美元/百万英热单位的固定价格。70年代石油危机之后，油价暴涨。出于保障供应的考虑，日本与新增LNG供应商商定了一种与日本进口原油清关价(JCC)挂钩的定价方式。这一方式随着油价的涨跌，几经变更，成为亚洲国家进口LNG共同采用的定价方式。

随着天然气作为一个独立的能源品种日趋成熟，与原油挂钩的定价方式日趋脱离其供求基本面。同时，LNG长期协议和目的地条款也制约了市场的灵活性。

其三，亚洲主要天然气消费国市场均受到严格管制。国际能源署(IEA)相关研究认为，考量一个天然气市场是否具备建成区域性天然气交易中心主要有六项指标：一是政府是否放松管制，不过度介入天然气行业？二是管输与终端销售是否分开？三是大宗贸易价格是否获准放开？四是管网等基础设施是否完备，且对第三方无歧视性开放(Third Party Access，TPA)？五是市场参与者的数量是否足够多？六是金融机构是否介入天然气市场？

所有这些指标均指向政府放松对行业的管制，或是放松管制后的产物。

当我们以这六项指标来衡量亚洲主要天然气消费国，会遗憾地发现，无一可以全部满足。中国自不待言，对于日本和韩国而言，条件也不成熟。尽管日韩两国天然气市场相对成熟，但由于两国的市场局限性明显，显性隐性管制也无所不在。

一方面，天然气在两国能源安全中扮演重要角色，两国均将保障供应放在首要位置予以考量，并通过国有或与政府有着千丝万缕联系的财阀来控制天然气产业，如韩国的韩国天然气公司(KOGAS)就由政府控制，而日本的LNG进口商(七家电力企业，八家燃气企业和数家工业企业)几乎都与政府关系密切，政府有形的手可谓无所不在。日、韩两国尽管经过多年改革，但未有根本改观。

另一方面，两国的天然气市场气源在外，但国内市场与外界基本隔绝，尽管其市场规模不小，基础设施较为成熟，但开放程度有限，日本在大宗贸易价格层面已经放开管制等，影响只及于国内市场。而且，由于两国均未发展形成一套拥有广泛参与度的能源金融交易平台和天然气金融衍生产品，很大程度上导致两国也都是国际价格的被动接受者。唯有新加坡却因其市场规模小、资源匮乏而别辟蹊径，在天然气交易中心建设方面先行一步。

更为令人遗憾的是，区域历史与地缘政治现实也导致亚洲LNG进口国之间的合作障碍重重。相比较于欧盟和北美地区，除东盟外，亚洲共同市场的建设还为时尚早。因此，尽管亚洲各国采购全球超七成的LNG，但亚洲买家并未能像国际石油进口国那样抱团，组建IEA这样的组织，协调立场，维护自身能源供应安全和利益。

2013年日本联手印度试图组建LNG进口国组织，但单从其选择与印度联手即可见一斑——中、韩两国并未获邀，其中既有日本对其二战的侵略历史立场含糊，东亚各国对其心存芥蒂有关，也有地缘政治因素——美国未见得乐于见到日本与中国在天然气等能源领域开展战略合作，尤其是在其由天然气进口国变为出口国的背景下，亚洲LNG进口国联合起来，对其并非福音。

实际上我们看到，美国最早批准的几个LNG出口终端，其主要出口对象即为日、韩、印，中国暂时缺席。另外，更有现实竞争的考虑。日本与中国在东北亚围绕俄罗斯出口天然气管道走向进行了多轮拉锯战。中国与印度之间的竞争也一直被誉为龙象之争。很难想象几国之间能够左手角力，右手言欢。正因为此，迄今为止，亚洲在建设区域天然气交易中心方面，尚无特别建树。

新加坡的“轻资产优势”

熟谙天然气价格形成机制的人，每论及天然气价格必提美国的亨利枢纽中心(Henry Hub，HH)和英国国家平衡点(National Balance Point，NBP)。两国在天然气交易中心建设方面获得成功的关键，主要有两点：一是不断放松对天然气行业产业链各个环节的管制。二是成熟的金融市场体系。前者是基础，后者是平台，缺一则天然气交易中心就难以成功。

以这两点来衡量，在亚洲各国中，新加坡最有可能成为亚洲区域市场的中心。尽管，加入区域天然气交易中心竞争的还有中、日、韩三国，但日韩由于其市场本身固有的局限性，且两国独特的文化(日韩作为体积巨大的经济体，其资本市场和大宗商品市场的国际化程度与其地位极不相称，这其中有市场因素，文化在其中也扮演了微妙的角色)，两国成功的概率都不高。

相比中国，新加坡在天然气交易中心建设方面则遥遥领先，雏形初现。新加坡独特的地理位置和发展史，使得其深谙“轻资产”经营的精髓。从本地天然气市场及硬件条件来看，新加坡的条件实在并无太多夸耀之处。新加坡国内天然气市场规模约100亿立方米左右。新加坡不产天然气，拥有一根跨国天然气管道(用于从马来西亚进口天然气)，一个LNG接收站(预计2014年扩容后接收能力有望达到900万吨)，鉴于其国内市场规模较小，未来将有很大规模的LNG用于贸易(进口管道气和LNG并存也使得新加坡市场拥有“气-气竞争”的条件)。通过建设产能远高于国内市场消纳能力的LNG接收站，有效缓解了新加坡国内市场小、管网等基础设施不足的短板，为做大天然气贸易打下了物质基础。

也许正因为意识到硬件方面的欠缺，新加坡人在软件方面殚精竭虑，一言以蔽之，就是采取市场自由化措施。2001年，新加坡通过《天然气法》，明确输配和销售分离，并由新加坡能源市场监管局(EMA)负责监管；此外，新加坡贸易和工业部(MTI)于近年确立了能源定价权，明确竞争性的能源市场有助于形成合理的能源价格，并给能源基础设施建设和提高能效措施提供价格信号。此两条使得新加坡天然气市场是政府干预最少、最宽松的市场。

在这两条根本性原则的基础上，新加坡天然气市场开放在诸多方面都看齐欧美市场。输配与销售实现分离，而且，正在扩建的裕廊LNG接收站刻意将所有权和运营权分离，成为亚洲首个开放的LNG接收站；天然气批发价格放开，目前仍与原油价格挂钩，待裕廊LNG扩建完成后，不同计价方式的LNG进入储罐，届时将会动摇与油价挂钩的计价方式；而2008年颁布实行的《燃气管网准则》(Gas Network Code)为新加坡的天然气管网运行、管输能力分配、管输系统运营商(Transmission System Operator，TSO)以及托运人的责任确立一个清晰的管理框架，使得燃气管网向第三方无歧视性开放真正成为可能。

新加坡最值得称道的是其良好的金融环境。新加坡充分发挥其地理位置优势，目前已经成为世界最大的原油贸易中心之一。新加坡政府也雄心勃勃，意欲将新加坡打造成为全球大宗商品贸易中心，并通过“全球交易商项目”(Global Traders Programme)，给予在新加坡设立交易柜台的交易商以税收优惠。此举吸引了大量的能源贸易公司入驻。天然气企业自然也纷涌而至。大量的国际能源交易企业汇聚新加坡，天然气贸易所需要的金融服务触手可及。早于2010年，新加坡便推出了LNG掉期交易产品。鉴于其大宗商品贸易基础设施建设已经较为成熟，在其LNG接收站尚未建成之前，新加坡已初具LNG贸易中心规模了。

如果说新加坡建设天然气贸易中心还存在什么短板的话，可能就是其国内市场参与主体相对有限。但如果将天然气衍生品交易纳入视野，或许此短板将不复存在。

“重资产”的后发机会

新加坡尽管先行一步，中国却拥有自己的独特优势。如果说新加坡在建设天然气交易中心方面仿佛一家“轻资产”的公司，则中国就是一家“重资产”的公司，不但资产优质，而且拥有极大的潜力和爆发力。中国完全可以依托自身优势，参与竞争。

首先，中国拥有诸多其他竞争方无法比拟的优势，因为中国现货市场所需要的流动性和供应量极佳，而且国产气、进口气气源来源极为多元，拥有良好的“气-气竞争”的基础设施条件。

其次，中国天然气市场参与主体多元。尽管中国天然气市场仍受到严格管制，但相比较于日、韩、新等国动辄仅有数个天然气市场参与者不同，市场参与主体为数众多。除三大国有油气企业外，中国拥有大量的地方燃气企业，此外，还有大量的LNG液化生产企业等，他们位于天然气产业链的不同位置，但都需要通过交易中心平台来参与市场，管理风险，发现价值。

第三，政府因素。正可谓“成也萧何，败也萧何”。政府管制是中国天然气交易中心建设的重要制约因素，但政府也完全可能成为其最有力的推手。实际上，国家近期正密集推出诸多天然气行业改革政策，包括不久前出台的国家页岩气和煤层气产业政策、天然气价格改革政策、管网开放政策、大气污染防治办法、LNG进口权放开研究等，同时国家在煤制天然气项目建设方面也开始持相对积极的立场。

从产业链角度分析，这一系列政策，同油气管网开放一起，基本构成了天然气产业政策体系：即通过允许各路资本进入页岩气、煤层气开采和投资煤制天然气项目，放开LNG进口权，试图打破进入壁垒，实现天然气上游的气源来源多元化和投资主体多元化。

多元化必然要求中游管网向各种气源开放，正是要解决中游管网由中石油、中石化[微博]垄断导致的入网难问题；下游也试图通过市场净回值法，逐步朝着由市场形成价格的机制过渡，并从宏观政策上为天然气市场拓展开辟空间。

从目前来看，政府已经释放出了一些积极的信号，例如能源局出台了公平开放油气管网的试行办法，这无疑将有力地推进我国天然气行业快速与市场化接轨。

而从交易中心建设来看，相关政策早已初见端倪。如国家在出台天然气价格改革政策时，即明确以上海为计价的基准点，实际上是长远布局，不排除未来国际天然气市场会有一个与亨利枢纽中心和国家平衡点价格并列的上海枢纽中心(Shanghai Hub)价格。

在实践层面，2010年以来，国家发改委、能源局通过上海石油交易所(SPEX)，开展了迎峰度冬、迎峰度夏现货贸易和LNG转输，尽管操作层面更类似于易货贸易，并不实际涉及管网开放，但从法律层面，已经实现了LNG接收站和管网的开放。

与此同时，国家在上海自贸区设立上海能源交易中心，主推原油期货，可以从更广泛意义上视为上海为打造金融中心和大宗商品贸易中心建设、提升中国买家话语权而作出的重要努力，天然气金融衍生品相信会在适当时机推出。

但是，必须清醒地认识到，相关改革政策思路的提出到最终落地，是一个多方博弈的过程，其中既包括国内各相关利益方的博弈，也包括与LNG出口国、其他意欲建设天然气交易中心的国家的博弈等。

此外，中国也需加快金融市场体系建设，为天然气金融衍生品的推出，从而通过金融平台来实现价格发现、风险管理提供可能，缺少任何一环都将拖累天然气交易中心的建设。

鉴于新加坡已经先行一步，留给中国的时间已非常紧迫。