随着中国成为世界第一大LNG进口国，改善“亚洲溢价”的窗口期已经到来。
相对于北美和欧洲市场，亚洲市场的国际液化天然气价格水平总体偏高。这种“亚洲溢价”不仅给相关国家造成国民收入损失，而且带来“成本推动型”通货膨胀以及产业竞争力削弱等诸多问题。
业内专家普遍认为，长期以来，全球的液化天然气缺乏一个独立价格，“亚洲溢价”非常突出，行业发展面临挑战。近些年，随着天然气进口贸易量的加大，对中国来说，改善天然气“亚洲溢价”的机遇已经到来。
不合理的定价机制
为什么亚洲国家一直遭遇天然气“亚洲溢价”？
施训鹏：天然气“亚洲溢价”问题主要以LNG进口为主。当前，全球天然气贸易主要有三大市场：亚洲、欧洲和美国。北美与英国采用市场化程度较高的“气对气”定价；欧洲大陆曾采用天然气与油价挂钩的方式，但正在逐步转向“气对气”定价；日本采用与原油进口平均价格挂钩的方式，部分地区仍采用垄断定价。
由于市场定价机制的不同，在国际油价飙升时期，三大市场的天然气价格差异明显，亚洲市场的天然气价格明显高于欧洲和美国。这种价格差异被称为“亚洲溢价”。
刘满平：影响亚洲天然气价格形成的主要因素涉及能源安全、地理、政治、LNG贸易和定价方式、供应成本等多种因素。这些因素彼此之间相互交织，进而造成“亚洲溢价”的长期存在。2018年，美国亨利交易中心（Henry Hub）、英国均衡点（NBP）LNG现货全年均价每百万英热单位分别为3.16 美元、8.05美元；而东北亚地区LNG进口均价为每百万英热单位9.41美元，美、欧、亚三地市场价格比为1∶2.5∶3。
除定价机制外，从供需方面看，北美、欧洲和亚洲三个天然气市场的供需形势有所差异，导致不同市场天然气价格存在差异。页岩气革命以来，北美市场天然气生产能力大幅提升，供应情况持续宽松，美国本地天然气价格下降较快；欧洲市场由于经济增长整体放慢，在过去的十年间，天然气消费需求处于缓慢增长态势。
相比之下，亚洲市场的天然气消费增速最为强劲。为满足不断增长的天然气需求，亚洲的天然气消费国不得不支付高溢价来获取供应保障。这种出于对能源供应安全的担心，使亚洲地区天然气进口国愿意支付的额外价格，形成了“能源安全溢价”。
“亚洲溢价”给包括中国在内的亚洲国家带来怎样的损失和不利影响？
刘满平：由于“亚洲溢价”的存在，相对于北美和欧洲市场，亚洲市场LNG价格水平总体偏高。“亚洲溢价”不仅给相关国家造成国民收入损失，而且带来“成本推动型”通货膨胀以及产业竞争力削弱等诸多问题。
张爱东：绝大部分的中国国有石油企业在和上游资源方签署长期LNG贸易合约时会采用和原油价格挂钩的定价方式。长期协议给中国的企业带来巨大的价格压力，目的地条款、照付不议规则让企业无法灵活调整进口量，从而降低了企业对LNG接收站的投资意愿，对市场的长期发展更是造成了不利影响。
供需变局带来新机遇
当前的国际天然气市场发生了怎样的变化？“亚洲溢价”的影响又有怎样的变化？
张爱东：中国的天然气消费近年来保持强劲增长。2018年，中国全年天然气进口量为1254亿立方米，比上年增长31.7%，高于2017年的24.7%；天然气对外依存度45.3%；进口来源覆盖亚太、中东及北美等25个国家。随着中国在天然气贸易中地位的提升，国际天然气市场格局发生了变化。
刘满平：对全球天然气消费大国中国而言，2018年已超过日本成为全球第一大天然气进口国，天然气对外依存度超过45%，受“亚洲溢价”的影响更为巨大和深远。
当前的天然气市场形势如何？现在是否迎来一个改善“亚洲溢价”的机遇期？
张爱东：当前的市场形势是随着全球LNG供给的增加，LNG现货价格与原油价格的强关联已经开始松动。根据普氏的观察，目前LNG价格和原油价格走势已经出现背离，亚洲价格和原油价格挂钩的相关度已经从以往的10%左右跌至8%。
随着未来澳大利亚、美国的LNG液化生产线不断投产，市场的供给量将会进一步增加，尤其美方提供的供应合同将不再包括“目的地条款”等限制条款。
刘满平：当前，确实迎来了改善“亚洲溢价”的机遇期。因此，中国应采取措施积极应对。2014年以来，国际LNG市场从卖方市场逐步转变为买方市场，供需整体宽松，现货和短期合同贸易量比重不断增大。中国应利用好这个机遇，多措并举，有效消除“亚洲溢价”带来的影响。但考虑到贸易限制、液化及运输成本等因素，“亚洲溢价”问题短期内难以消除。其溢价程度主要取决于全球LNG市场的供需形势。
王永中：低油气价格的市场环境确实为建立天然气枢纽价格提供了有利的时间窗口。在国际油气价格处于高位的时期，卖家担心利益受损，往往不愿意接受新的定价机制。而在油气价格较低的时期，即便修改定价机制，合同价格可能变化不大，因此更容易被买卖双方所接受。
亚洲国家已有所动
为消除天然气“亚洲溢价”，中国做了哪些尝试？
张爱东：亚洲各国欲通过市场化改革等机制实现天然气市场的公开和透明化，并在此基础之上加强联系和合作。为了改善目前的天然气价格和合约体系，中国已经开始了自己的尝试。市场化改革在中国的落地，就是上海、重庆两个天然气交易中心的建设。
付少华：目前，国内制定LNG价格所遵循的基准是国内接收站的价格。因为中海油拥有最多的国内LNG接收站，所以一般情况下会以中海油的接收站价格为准。这一基准价格每周都会调整，还会随着市场供求关系出现波动。
去年，上海石油天然气交易中心与中海油合作推出了接收站窗口期开放的相关产品，下游企业可以自行组合购买接收站的窗口期产品，并且45天内可以在中海油全国范围内的接收站选择如何接卸。
在中国之外，其他亚洲国家做了哪些有益的探索？
罗佐县：日本是天然气进口大国，进口气价一直与原油价格挂钩，长期承受高气价的困扰。近日，壳牌与日本公用事业公司签署长约天然气合同，向其出售天然气，并同意采取与煤价挂钩的气价定价机制，受到市场高度关注。
与石油和天然气相比，煤炭对各国而言普遍具有可获得性强和价格低廉的优势。气价与煤价挂钩机制若得以推广，意味着日本从国际市场获得天然气资源的成本将在一定程度上有所下降。
施训鹏：很多研究成果认为，造成“亚洲溢价”的主要原因是亚洲缺少自己的天然气基准价格。因此，目前中国、新加坡和日本都在努力建立天然气交易中心，试图形成亚洲基准价格。
亚洲国家消除天然气“亚洲溢价”的可行之道在何方？
王永中：加强区域内国家之间的协调沟通，推动建立联合议价机制。一个关键因素是如何协调亚洲国家之间的利益冲突和地缘政治矛盾。目前，中、日、韩三国难以寻求到一种共同的利益协调机制，致使亚洲统一的区域性管道运输网络、区域性交易中心、定价机制改革均难以形成。而且，能源供应安全问题持续突出，使得供应不确定性的阴影始终笼罩在亚洲国家的心头。
虽然寻求更多元化的外部供应、需求放缓等因素有助于减少“亚洲溢价”，然而，这并非釜底抽薪之策。消除天然气“亚洲溢价”的关键仍在于亚洲国家消除分歧，早日建立如欧美市场一样的统一天然气市场。
消除溢价的中国策略
就中国而言，未来可以采取哪些措施来消除天然气“亚洲溢价”？
刘满平：首先，加强国内外资源开发利用，增强资源保障能力。目前国产气与进口气相比仍有较大的成本优势，因此，应立足国内，加大国内资源的勘探开发力度，确保国内天然气供给的主导地位，不仅可以提高天然气供应安全保障程度，还有利于解决“亚洲溢价”问题。
其次，利用好国外资源市场，鼓励和扶持国内企业到海外去参与天然气上游勘探和开发，充分利用国外油气资源，建立长期稳定的海外天然气供应基地。
再次，通过构建多元化的进口格局，抓住当下全球LNG买方市场的机遇，尽可能从多个国家、多个渠道、多个项目，采用多种方式进口天然气，降低对单一地区LNG的依赖度。
再有，探索新的定价和贸易方式。
罗佐县：中国正在大力培育天然气主体能源地位，但这一进程正在受到对外依存度快速增长并由此导致价格上行风险的制约。中国不妨借鉴日本的做法。一方面强化国内能源供给侧改革，大力推进能源多元化，向国际天然气市场传递积极务实客观的信号；另一方面稳步推进天然气消费，不搞“大跃进”，在签订天然气贸易合约时优化定价公式，力争将煤炭与电力作为确定气价的挂钩能源，以争取更好的贸易条件。
业内专家普遍认为，推进天然气贸易的人民币计价和结算是中国提升天然气定价话语权的一条重要途径。对此，专家有什么看法？
王永中：事实上，天然气人民币的计价、结算和中国天然气定价权的提升，是相辅相成、相互促进的。这种相互促进的正反馈机制，不仅能促进人民币的国际化，也能吸引投资者与中国进行天然气贸易。若中国建立了市场化的定价机制和完善的天然气交易平台，便可有效地利用天然气人民币来提升在定价领域的话语权。
中国可利用自身需求量大的优势对每年大量进口的天然气用人民币计价和结算。同时，可利用其亚洲天然气管道的枢纽地位，如作为中亚和俄罗斯向韩、日供应天然气的中转站，建设以中国为核心的东亚管道运输网络，且发挥自身非常规天然气供应能力，推动过境气乃至出口气以人民币计价和结算。
推动人民币在天然气贸易中的计价和结算，中国需要做好以下几方面工作。首先，要建设一个体量较大的人民币在岸和离岸市场。鉴于中国的经济规模和天然气需求量，建设一个大规模的人民币市场不是难事。其次，要推进外汇体制改革，建立发达的离岸人民币金融市场。人民币自由兑换是开展以人民币计价和结算的天然气交易所必须具备的条件之一。要允许外资参与中国国内的商品期货交易，并在外汇管理上提供相应的便利。再次，推动建立发达的、多层次的离岸人民币金融市场，特别是推进离岸人民币债券市场的发展。中国需要为天然气出口国通过天然气贸易顺差获得的人民币提供多途径的投资和保值增值渠道。人民币回流机制的拓展和健全，可以提升外国天然气出口商使用人民币计价和结算的积极性，实现天然气人民币运行机制的可持续性。
