建议构建东北亚天然气交易中心
──访全国政协委员、新奥集团董事局主席王玉锁
中国电力报 中国电力新闻网记者 徐秋玲
我国还有更大的天然气消费规模和最大的天然气增量的市场潜力。
中国电力报：您今年主要关注什么问题？
王玉锁：2014年下半年以来，国际天然气价格大幅下跌。然而，由于我国大多数天然气进口合约是在油价高位时签订的，只有少数企业分享到了低价带来的好处。其根本原因是亚洲地区没有建立天然气交易中心，也没有形成代表亚洲的天然气基准价格。天然气贸易价格被动参考油价，且合同条款缺乏灵活性。
由此，我们认为我国政府应利用此次低油价和LNG市场供需相对宽松的大好环境，筹建东北亚天然气交易中心，形成可以反映本地区天然气供需水平的天然气价格指数，改变企业在国际天然气市场博弈中的被动地位，提高话语权，形成有国际影响力的天然气“亚洲价格”。
中国电力报：我国构建东北亚天然气交易中心具有什么优势，存在哪些问题？
王玉锁：在优势方面，我国不仅具备自产七成左右天然气的能力，而且拥有七大陆路天然气进口通道和27个LNG接收站等基础设施，加上目前在建的接收站接收能力达7800万吨/年，基本满足管道气与LNG的竞争条件。我国还有更大的天然气消费规模和最大的天然气增量的市场潜力。
另外，上海具备筹建东北亚天然气交易中心的天然条件和硬件基础设施。一是上海处于东南亚、中亚和东北亚的地理中心，航运可辐射到中东、东南亚、东北亚以及未来的北美四大天然气交易市场。二是上海距离日、韩较近，在LNG转口贸易上相对具有优势。三是上海还拥有成熟的天然气城市管网，并连接西气东输、川气东送等天然气主干管道。四是上海及周边拥有洋山LNG、五号沟LNG等7座LNG接收站，接收能力总计约2000万吨/年，约占全国总接收能力的25%。综合来看，气源丰富、输运便捷、优越的地理位置以及完备的硬件设施是上海成为东北亚天然气交易中心的基础。
但也要看到，我们在“软”制度、“硬”设施等方面还有不足。制度层面，我国天然气体制改革没有到位，市场化改革进程较慢，天然气价格至今未完全实现市场化。另外，国内天然气价格偏高是我国天然气消费市场发展不起来的主要原因。基础设施层面，天然气主干管线、管网系统还不完善，没有实现第三方准入。城市燃气应急储气设施建设与能力不足，存在供气安全风险等。
中国电力报：对此，您有哪些建议？
王玉锁：建议一，加快天然气体制改革，推进天然气市场化建设，还原天然气的商品属性并实现市场定价，从而形成本地区天然气价格指数。
针对此方面，具体有三点：第一，加快国内天然气改革，放松对天然气行业的管制，包括基础设施互联互通和第三方准入，分离管输与终端销售，让市场在天然气上下游资源配置中发挥基础性作用。
第二，放开上游生产环节的准入限制，消除非国有资本进入天然气上中游领域的壁垒，鼓励社会资本参与投资天然气上下游基础设施建设，培育一批新型市场参与者。
将具备条件的LNG接收站纳入国家天然气储备体系，提高本地区天然气供给安全。
第三，在上海石油交易所、上海石油天然气交易中心、上海国际能源交易中心的基础上，整合成一套拥有广泛参与度的能源金融交易平台，创生出一系列天然气金融衍生产品。以国际经验来看，成熟的金融市场体系和丰富的场外衍生品市场是国际天然气市场发展的必要条件之一。
建议二，加强区域合作，促进东北亚各地区天然气管网及海上通道互联互通，提升区域内天然气市场的流动性。 首先，战略上，我国可以首先联合韩国等国家和地区成立天然气互联互济建设基金，投资建设“设施共享和LNG跨区转售”来强化区域间联通与贸易，实现中国和韩国等地区的天然气市场一体化。可预见，未来日本也将参与进来。所以，中国从俄罗斯、中亚等地区进口的管道气可以在中国沿海通过“管道气/LNG互换”转售至日本、韩国等地。
其次，空间布局上，建立与“一带一路”战略相呼应的多元化、多层次交易市场体系，形成东北亚天然气交易中心（上海）、欧亚天然气交易中心（里海/新疆）等区域关联市场，以及场外现货（OTC）、区域现货和城市零售市场相互支撑、相互联通的交易架构，通过价格发现和风险对冲功能充分发挥各地区资源优势，维护地区利益，提升域内天然气供给安全。
廖红兴