建立我国天然气期货市场势在必行
凌芸+郭焦锋
[摘要] 亚洲各国对亚太地区天然气定价中心地位的争夺日趋激烈,我国亟须通过建立期货市场形成真实反映供需的天然气定价体系。建议推出以华东地区作为主要交割地的LNG期货市场,以此作为切入点,建立由国际平台、净价交易和保税交割组成的LNG期货交易系统,培育广泛的市场交易主体,奠定LNG等天然气期货的良好市场基础,以取得亚太天然气定价中心地位。
[关键词] 天然气期货 天然气基准价 天然气定价中心 话语权
[中图分类号] F206 [文献标识码] A [文章编号] 1004-6623(2017)02-0049-05
美国新一届政府执政后,正逐步解除其国内化石能源生产限制,进一步放开油气矿业权,高举“页岩革命”大旗,大力发展石油和天然气及相关产业,降低能源成本,促进制造业回归,并提升美国在国际油气价格和能源治理上的控制权。而与由美国等国主导的国际石油市场不同,目前世界形成了北美、欧洲和亚太三大相对独立的天然气市场,日本、韩国、新加坡等国正寻求建立天然气交易中心以形成亚太地区的价格基准,争夺亚太天然气定价权的竞争日趋白热化。面对国际新形势,我国要充分利用第一大能源消费国、油气进口大国的地位,除主动构建双边多边合作与协调机制外,应尽快推出LNG等天然气期货,形成真实反映供需的天然气定价体系,建成在国际上具有一定影响力的亚太地区天然气基准价格形成机制,提升我国在国际天然气的市场地位和价格话语权,形成强大的软实力和硬实力,保障开放条件下的國家能源安全。
一、我国建立天然气期货市场的基础条件
(一)市场规模巨大且供应来源多元化,“气气竞争”的市场格局即将形成
一是在能源结构中的占比大幅提升。2015年中国天然气产量为1350亿立方米,消费量为1931亿立方米,分别位居全球第6位和第3位。预计到2020年和2030年,天然气占中国一次能源消费的比重将分别达到10%和15%左右,成为继煤炭、石油之后的第三大主体能源。二是供应来源已实现多元化。2015年我国净进口天然气614亿立方米,其中进口液化天然气占42%、管道气占58%,除国产气外,还有来自中亚的进口管道气以及来自中东、澳大利亚、东南亚等国的液化天然气。多元化的气源可促使不同成本的天然气资源实现“气气竞争”,形成一个反映我国乃至亚太地区总体供需状况的天然气市场。而且,我国天然气基础设施发展较快,天然气管道(截至2015年底全国长输管道里程约6.4万公里)和LNG接收站布局广泛,较为丰富的储运设施为推出天然气期货提供了实物交割的基础。
(二)现货交易平台逐步建立,期货交易积极筹备当中
现货交易方面,为应对天然气调峰,2010年上海石油交易所①开始进行LNG现货竞买交易。2015年1月上海石油天然气交易中心成立,并于2016年11月正式运行管道天然气和LNG的现货挂牌及竞价交易。上海周边的宁波大宗商品交易所也于2014年推出LNG中远期现货合约交易。此外,在“互联网+”政策的引领下,一批由民营企业投资建设的液化天然气电商平台相继成立,采用与淘宝类似的交易方式,对液化天然气贸易环节进行补充。现货市场电子化交易平台的蓬勃发展为期货交易奠定了基础。
期货交易方面,上海国际能源交易中心于2013年11月在中国(上海)自由贸易试验区注册成立。上海国际能源交易中心是经中国证监会批准,由上海期货交易所出资设立的面向全球投资者的国际性交易场所。成立以来,上海国际能源交易中心一直在推动液化天然气和天然气的期货交易,原油期货的制度设计和市场运作模式,尤其是境外投资者的准入和监管、外币资金的划拨和汇兑、国际化的交易和结算平台建设等方面的设计,为建立一个国际化的天然气期货市场奠定了坚实基础。期货和现货交易相辅相成,未来上海国际能源交易中心的液化天然气和天然气期货有望成为继美国亨利港天然气期货合约和英国天然气期货合约之后的全球第三大天然气期货合约,形成亚洲天然气定价的重要参考基准。
(三)天然气市场化改革政策逐步落地,推出天然气期货不存在明显的政策障碍
近年来我国天然气市场化改革稳步推进,在价格形成机制、市场准入、基础设施第三方公平准入等方面均有了突破性进展,这大大提高了开展天然气期货的可行性。
在价格形成机制改革方面,按“管住中间、放开两端”原则,2015年3月非居民用气实现了存量气与增量气的价格并轨,并放开直供用户价格。2016年8月出台的《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》,从监管对象、定价方法、价格信息公布等方面进一步调整和完善现行天然气管道运输价格管理办法,同时对天然气管道运输成本监审做了详细规定。这不仅为第三方公开准入提供了缴费标准,也为期货交割环节的管输费设计提供了重要参考依据。天然气价格的逐步市场化,为天然气期货提供了交易基础。
在管网设施第三方公平准入方面,2014年2月出台的《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》规定,油气管网设施运营企业在油气管网设施有剩余能力的情况下,应向第三方市场主体平等开放管网设施,提供输送、储存、气化、液化和压缩等服务,按签订合同的先后次序向新增用户公平、无歧视地开放使用油气管网设施。通过独立公平的管道使用来鼓励上游多元化主体建设。管网设施的第三方准入政策为实现天然气实物交割提供了可能。
二、建立天然气期货市场的
必要性和主要障碍
(一)建立天然气期货市场是取得亚太天然气定价中心地位,形成我国天然气市场化价格体系的必由之路
因物理特性等方面的限制以及对管道输送的依赖,长期以来世界形成了北美、欧洲和亚太三大相对独立的天然气市场。其中,在美国、英国分别形成了具有国际影响力的亨利港(Henry Hub)和国家平衡点(NBP)两大现货天然气基准价格体系,芝加哥商品交易所(CME)和洲际交易所(ICE)基于这两个现货市场推出了相应的期货品种并取得了巨大成功,使得这两个市场的期货价格和现货价格一并成为北美和欧洲天然气市场的价格基准,进而成为全球天然气的定价基础。
亚太地区长期缺乏天然气期货或现货定价中心,贸易方式以长期协议为主,价格主要挂钩油价。具体来说,管道气进口价格以挂钩原油或燃料油价格为主,根据贸易双方谈判的具体情况有所不同;液化天然气(LNG)进口价格通常与“日本一揽子进口原油价格”(JCC)挂钩。随着天然气市场的不断发展,与国际油价挂钩的天然气价格机制已不能真正反映天然气市场自身供求状况的变化,不利于进口国天然气行业的可持续发展。期货或现货定价中心的缺乏使得亚太地区至今仍未形成权威性基准价格,天然气进口缺乏议价能力,从而形成“亚洲溢价”。
近年来亚太天然气市场与油价脱钩的呼声越来越高,且贸易双方逐渐采用灵活度更高的现货贸易取代一部分长期协议。因此各国纷纷寻求建立天然气交易中心以形成天然气市场的价格基准,比如新加坡正力图推出新加坡鸡尾酒交易指数(SLInG);日本场外交易公司(JOE)于2014年推出液化天然气无本金交割远期合约,并于2015年7月完成首批交易;在2015年的G7能源部长会议上,日本提出了在日本创建液化天然气市场的构想,试图使日本在国际需求日渐高涨的液化天然气国际交易中成为价格形成和交易量的核心市场;韩国也在积极寻求各方合作,建立东北亚液化天然气期货交易中心。日本、韩国、新加坡等国对亚太地区天然气定价权的竞争日趋白热化。因此,适时推出中国LNG等天然气期货,利用我国天然气生产、消费和进口总量大以及期货流动性强、透明度高的特点,增大我国天然气价格的国际影响力,有助于在我国形成亚洲天然气定价中心,增强我国在国际天然气市场的价格话语权。
(二)建立天然氣期货市场亟待解决四方面问题
一是管道气尚未完全市场化,短期内建立统一的天然气市场存在难度。期货交易需要现货市场价格全面放开,而我国目前仅放开液化天然气价格,管道气中的直供用户部分允许买卖双方协商价格,但居民用气和非直供用户用气依然由政府定价,且居民用气价格低于工业用气,形成交叉补贴,市场尚未形成统一的反映供需关系和符合经济规律的天然气价格体系。目前管道气价格的不完全市场化意味着短期内将液化天然气与管道气同时进行期货交易的难度较大。
二是内陆储气库建设明显滞后,内陆期货交割难度较大。充足的内陆储气能力不仅可增强我国应急调峰能力,还可为期货交割提供仓储和调度的便利。当前,世界调峰应急储备能力的平均水平为10%,部分发达国家和地区可达17%~27%,而我国仅为5%左右。目前我国天然气存储设施多为沿海地区的LNG接收站,内陆储气建设明显滞后。除地质条件要求高、技术水平参差不齐以及投资大、周期长等客观因素外,管理体制、运营机制等方面的因素也制约着储气库的持续投资建设。第一,部分储气库前期以商业库存进行建设,而建成后又多承担国家应急保供职能,政企不分导致企业建设的储气库难以实现商业化运营和体现应有的商业价值。第二,当前储气库尚未形成相对独立的商业环节,在现有商业模式下储气库难以作为一种服务性产品在市场上交易。第三,现行法规标准不完备导致对各种资本参与储气库建设不能形成有效激励,投资者收益不能得到有效保障,储气库建设投资不足。较为匮乏的内陆储气设施,增加了天然气期货内陆地区交割的难度。
三是液化天然气基础设施主要由三大石油公司经营,协调难度较大,第三方公平准入效用未能发挥。目前我国LNG接收站多由三大国有石油公司经营,实行进口、储存、气化等环节的一体化运营模式,难以拿出供第三方使用的库容。因此,交易机构在设计期货交割环节时需要与三大石油公司的天然气管网、LNG接收站协调,以确保可行的、足够期货交割的管网输送能力和接收站储存能力。较少的参与主体和较强的生产计划性导致第三方公平准入的政策不能真正发挥效用。
四是天然气国内外市场使用的计量计价方式不统一,实体企业在实物交割时将承担计量方式转换可能造成的损失。国际天然气贸易合同普遍以热值计量计价,而长期以来国内管道天然气销售和运输采用体积或质量计量计价,液化天然气的贸易多采用质量计量计价,由于不同气源的热值、气化率不尽相同,几种计量计价方式的转换可能使买方或卖方发生损失。进口企业、国外企业若在天然气期货市场进行实物交割,将承担其以热值计量购买的天然气转换成体积或质量计价时发生损失的风险,从而限制交易者在天然气期货市场的实物交割活动。此外,国内不同管网所输天然气可能因来源不同导致热值不同,如果不能统一以热值进行计价,将影响国内管网的互联互通。计价单位的不同最终导致天然气市场的分割,无法形成统一的交易市场。
三、建立我国天然气期货市场的政策建议
(一)建立以华东地区作为主要交割地的LNG期货市场,以此为切入点建立我国天然气期货市场
由于目前液化天然气价格已完全市场化,且华东地区地处东亚天然气消费集中地的中心,尤其是华东地区拥有发达的天然气城镇管网,并连接西气东输、川气东送等天然气主干管道,同时该地区目前拥有洋山、五号沟、江苏、宁波、福建、青岛6座LNG接收站,接收能力超过1500万吨/年,约占全国总接收能力的近40%,此外广汇启东LNG、新奥舟山LNG、温州LNG等一批在建或已批接收站将在“十三五”期间陆续建成投产。华东地区是目前我国集“气源广、消费大、经济强”多种优势于一体的地区。因此建议,在地理位置、气源、基础设施以及政策方面具有“可充分交易、可方便交割”优势的上海市,尽快建立LNG期货市场,形成华东地区LNG基准价格,并以华东六省一市作为主要交割地,其他地区价格可通过区域间交割升贴水的形式逐渐推广。在交割环节上,可借鉴欧美期货市场的交割经验同步完善现货交易平台,实现期货与现货的对接。同时,在加快推进管道气价格市场化改革的基础上,力争在“十三五”期间将液化天然气期货扩展至管道天然气期货,以形成我国天然气期货市场乃至亚太天然气期货市场。
建立由国际平台、净价交易和保税交割组成的LNG期货交易系统。由具有丰富经验的上海国际能源交易中心具体运作LNG期货品种,交易标的为LNG标准品(以百万英热单位计量计价),以美元为计价货币(报价不含关税、增值税的净价交易),参与主体包括境内和境外投资者,交割方式为保税交割(保税LNG专用接收站),建立公平规范的LNG期货市场交易平台,在交易规则、交易程序和交易范围上逐步与国际接轨,逐步形成我国天然气期货市场。健全天然气市场信用体系,建立守信激励和失信惩戒机制,加强对失信主体的惩戒和约束。
培育广泛的市场交易主体,奠定LNG等天然气期货的良好市场基础。境内投资者包括境内期货公司和境内非期货公司。鼓励天然气产业上中下游企业、相关产业客户、金融机构等国内期货投资者参与市场交易,逐步丰富市场参与者。生产环节参与期货市场主体方面,推进上游领域参与主体逐步多元化。除中国石油、中国石化和中国海油外,鼓励延长石油等国有企业、一些参与天然气勘查开采的民营企业以及石化油服、长城钻探、杰瑞等油田服务主体参与。消费环节参与期货市场主体方面,促进更多民营资本进入天然气期货市场。除三大国有石油公司外,鼓励电厂、工业等大用户以及省级管网公司、城市燃气公司(目前国内城市燃气公司超过200家)、小型LNG工厂等企业参与,形成由国内天然气生产商、管道公司、地方配送公司、燃气公司、终端大用户以及金融机构等组成的多层次的天然气期货市场参与主体结构。对于境外投资者,可作为交易所境外特殊非经纪参与者、交易所境外特殊经纪参与者代理境外投资者参与LNG期货,以境内期货公司直接代理境外投资者、境外中介机构通过转委托方式和境外中介机构通过特定方式参与LNG期货。
(二)继续加大基础设施建设,制定并执行第三方公平准入的相关实施细则
继续加大基础设施建设,增强各地储气能力。建议“十三五”期间加大天然气基础设施建设力度,在保证管道与接收站的持续建设的基础上,增加内陆储气能力。除在政府部门主导下进行勘探选址、提高技术支持力度外,还应深化体制机制改革,推动储气设施市场化运营。基于“谁受益谁投资、谁专业谁运营、谁享受服务谁付费”的原则推进市场体系的顶层设计,着眼于市场运营机制、加强市场监管,统筹协调,提高基础设施建设方的投资积极性。
制定第三方公平准入的相关实施细则并强制执行,加快落实管道运价管理办法。在销售和运输业务一体化的背景下,管网企业出于保护自身天然气销售份额的目的,通常不具备向市场第三方竞争者开放管输业务的积极性,仅依赖政策鼓励难以引入第三方参与者。以英美为例,美国联邦能源監管委员会1992年颁布636号法令,英国1996年颁布《天然气管网法则》(Network Code),强制第三方准入,剥离管道公司捆绑的销售和运输业务,要求其为所有的天然气生产商提供同等质量、开放的运输服务,为后续天然气交易中心(Henry Hub,NBP等)的顺利运行奠定了基础。唯有政府实行强制的管网设施第三方准入政策,并配套相应的操作流程办法,才能实现真正的市场竞争。建议借鉴国外成功经验,尽快制定第三方准入的相关实施细则并强制执行,明确“谁可以申请、如何申请、怎样收费”,核实并披露各级天然气管网、储气设施的剩余输送能力和储气能力。加快落实管道运价管理办法,研究制定气化费等其他费用标准及监管办法,完善天然气基础设施向第三方开放的制度基础和监管基础。
(三)推进现行天然气计量计价向热值计量计价转变
加快制定天然气体积或质量计量向热值计量转变的相关办法,尽早实现国产气与进口气、管道天然气和液化天然气在计量方式上的并轨,一方面有利于更好落实基础设施第三方准入政策,推进管网互联互通,提高民营进口商、LNG接收站和管道运营商的参与积极性,另一方面也可借此打通国际与国内的市场,使市场参与者在一个公平开放的环境下进行交易,为未来形成国际性天然气市场和价格体系奠定技术基础。