中国如何面对全球天然气市场？

中国天然气对外依存度越来越高，面对逐渐成形的全球天然气市场，中国应该加强国际合作，同时推进能源市场化改革，深度参与游戏规则的制定。

近期美国页岩气革命，加剧了全球天然气市场化程度。市场力量如供求关系以及价格机制对石油天然气的投资与消费变得非常关键。另一方面，全球能源市场化发展需要相应的“游戏规则”，例如金融市场的套期保值和对冲合约，各种投资条约、贸易协定等，正在逐渐发挥更大的作用。

中国正在成为天然气消费大国，天然气进口增长越来越快，如何从治理的层面评估这些机制对能源市场发展的作用，以及中国如何有效参与或建构这些能源机制变得越来越重要。

比石油更大的风险

从需求侧而言，相比石油，天然气更加具有不可替代性，而且和居民生活息息相关，面对市场失灵的抗风险能力更弱。而从供给侧来看，全球天然气市场相比石油市场却更加不稳定。

首先，相比石油市场而言，全球天然气垄断色彩更加浓烈。

世界石油市场形成之初最典型的特点就是国际石油巨头的绝对垄断，垄断或卡特尔组织的存在控制着能源的价格。相对于全球石油市场，天然气市场很大程度呈现地区性特点，全球化整合程度较低，更易产生垄断。

国际天然气交易主要是双边垄断（卖方垄断和买方垄断）的谈判而非完全竞争，原因在于天然气的跨境贸易主要依赖于管道这样一个单一交通基础设施，少量以LNG形式交易。考虑到天然气较高的基础设施成本和资产专用性，垄断势力控制着从生产者到终端消费者的整个供给链环节。因此，歧视性的垄断价格体系在天然气市场占主导地位。

例如欧洲天然气市场就受制于俄罗斯天然气垄断企业。俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）拥有俄罗斯天然气出口的法定垄断权。这些天然气大部分通过长期合约出口至欧洲，并且根据传统的与石油产品挂钩的净回值系统定价。

在1980年代早期，市场价值原则就被应用在荷兰国有天然气公司气体联合公司（Gasunie）与其客户之间的谈判之中，并且成为欧洲大陆天然气定价的基础，长期协议的供给也被一直沿用到今天。

俄罗斯和前苏联国家输气管道建成后开始向欧洲出口天然气，这种向欧洲出口管道气的合约从1970年代就已经开始，一直持续到今天。合同期限一般为20到25年。合同规定，买方有权利提出每年的购买额（年度合约量，ACQ），但是其必须全额接收，或者在任何情况下，按照照付不议（TOP）的比例支付，这个比例一般在年度合约量的85%左右。

另外，只要在合约年之内完全按照照付不议的数量支付，每月或者每天之中的供给量可以自由调整，企业除去运输成本后以不同的净利润价格向不同市场供给天然气。从本质上讲，这是一种利用垄断势力的歧视性定价体系，由于这种合约和定价模式相对简单，使其在欧洲占主导地位并一直保持到21世纪前十年。

其次，更多的外部性因素困扰全球天然气市场，并且波动着天然气的价格。

以石油为例，国际油价的剧烈波动是外部性主要体现之一，这将对一国的财政和经济状况产生积极或消极的影响。石油市场已经高度全球一体化，一个地区供应的中断通过价格高企传导给所有的消费者。

油价剧烈波动的间接影响也显而易见，对于石油进口国而言，经济下滑很大程度是石油进口成本上升的结果，这在一定程度是由于石油具有刚性需求的特点。有学者观察到，二战后美国经济衰退11次中的10次是由于油价上升的结果。此外，石油价格的上涨石油价格剧烈波动还可能导致投资无法预期，特别是上游项目的投资不足。

天然气的交易更加依赖油气管线以及LNG基础设施，其外部性更加脆弱。从生产商到消费者长途运输过程中，要经历第三方的过境国，生产国与过境国之间的矛盾冲突会造成下游消费国大规模的经济社会问题。

2009年1月俄乌天然气争端导致摩尔多瓦、保加利亚、罗马尼亚、塞尔维亚、波斯尼亚、黑塞等国家天然气供应停止两周，企业和学校以及其他公共机构关闭，深刻地影响了公共生活。

面对这样的市场局面，更需要规范全球天然气市场，但相比石油市场，其难度更加大。

难在哪里？

首先，相比石油天然气的公共属性更加明显。

石油天然气本身作为商品显然不属于公共品，但其背后的战略石油储备制度（Strategic petroleum reserve,SPR）却具有典型的公共品属性。

IEA（国际能源机构）最核心的是两个短期供给管理机制：即1974年建立国家石油储备项目（IEP）和1979年紧急协调应急机制（CRM），即OECD国家90天的应急石油储备以及共享机制。石油价格稳定作为公共品有益于所有经济体。

战略石油储备机制的设计主要为了应对市场供应中断以及价格波动风险，但其战略储备的成本相对集中。一些较小经济体没有建立战略储备的经济实力，却受益于稳定的石油价格。1973年世界石油危机以后，IEA各成员国均相继建立了各自的石油储备体系。目前IEA成员国中，主要的储备来源是企业的商业储备，仅美国和日本等少数国家拥有政府储备，成本和利润考虑是主要原因。

石油供应端闲置生产能力是应对油价波动的机制之一，具有公共品的属性。沙特等国（包括科威特、阿联酋）拥有巨大的石油储备，扮演着协调性生产者角色，并维持欧佩克石油价格平衡。欧佩克组织内各国的石油储备、石油生产能力、投资政策、外汇需求等方面存在着极大差异，贴现率不尽相同。沙特、科威特、阿联酋拥有巨大的石油储备，更关心未来国际石油市场的长期发展，不希望石油的现价高被其他新能源所替代，因此主张增产保持石油价格稳定，并起着欧佩克配额分配纪律约束机制的作用。

相比之下，天然气市场的物流储运更依赖基础设施，这也加剧了天然气的公共属性，而且也使其交易变得更加不透明。

以石油为例，石油市场全球化程度很高，透明程度却不高，原因在于某些产油国产出水平报告往往并不正式，而一些主要消费国数据又往往缺乏准确性。由于各国能源竞争的加剧，大部分国家的能源交易倾向双边交易，一般都涉及保密条款。这就影响了市场交易的透明度，导致市场供求信息不能得到充分反映。

另外，由于能源供应的国家战略性质，大量能源交易背后都有政治因素考量，而非基于企业最优成本测算，这不仅使企业交易的真实价格信号失真，也挤兑了私人或企业的投资行为。

企业投资决策一般基于市场信息判断，这些信息可以由交易双方共同产生，也可以通过第三方独立产生。然而，由于监管失灵或其他原因，第三方独立产生的信息在现实中容易受到各方面利益的影响而丧失其独立性，导致企业的钻探活动或库存等信息的发布可能并不真实，往往直接影响石油天然气的价格。

一般而言，钻探活动与石油天然气价格之间存在相关关系，库存超预期的下降会导致价格升高，而库存超预期的增加会导致价格降低。

在天然气领域，欧亚大陆流行的天然气定价机制，即与石油产品价格挂钩的长期合约以及照付不议，尽管保障了供应商投资的合理收益，却使得价格信号失去意义。相反，作为供应商的俄罗斯天然气工业股份公司面临问题是：它接受的价格信号无从了解欧洲消费者的偏好，这会影响其基本的投资决策，从而可能导致市场失灵。