建立区域性天然气交易中心
天然气市场的不断发展对传统的与油价挂钩的天然气定价机制提出了质疑和挑战。随着能源转型和“页岩气革命”的爆发，“气对气”枢纽定价机制逐渐成为区域和国际天然气定价的必然，而建立天然气交易中心（枢纽）是形成可靠的天然气价格和枢纽定价机制的前提。然而，世界天然气资源分布的不均匀性、供需结构不平衡及地缘政治经济的复杂性等，使天然气市场可能在很长一段时间内难以实现全球一体化，而是呈现出区域性特点。目前，亚洲天然气市场面临的“亚洲溢价”问题一直是业界、学界关注的焦点问题之一。“亚洲溢价”存在的一个重要原因在于亚洲至今仍未建立和形成一个区域性的天然气交易中心（枢纽）。为此，中国、日本、韩国及新加坡等国家都在着力打造天然气区域交易中心。建立亚洲区域性天然气交易中心乃至形成新的定价机制，将成为亚洲地区未来天然气市场发展的方向。
一 国际天然气交易中心经验借鉴
（一）国际成熟的天然气交易中心
所谓天然气交易中心，即为国产天然气、进口管道气和液化天然气（LNG）提供实物交易的场所，也是为天然气期货合约提供电子化交易的平台。一般来说，天然气交易中心由现货市场和期货市场组成。现货市场一般由合同双方直接达成协议，交易价格取决于市场的短期供需；期货市场因交割期限较长，交易双方一般会按照约定的协议价格，在未来约定的某个时间完成交割。这种实体现货市场与金融期货市场的充分结合，构成了天然气交易市场。继美国之后，加拿大、英国及西欧部分国家也逐步建立了天然气交易市场。北美是建立天然气交易市场最多的地区，其次是西欧。
目前，全球天然气交易中心主要分为两种类型，即以美国亨利枢纽（Henry Hub）为代表的实体天然气交易中心和以英国国家平衡点（NBP）为代表的虚拟天然气交易中心。这两种模式的天然气交易中心的形成有其各自的特点与形成机理。
1.美国亨利枢纽（Henry Hub）
美国亨利枢纽是世界上建立时间最早、规模最大的天然气交易中心，属于实体天然气交易中心模式，是以天然气管网中一个具体地点的价格为依据确定提供给其他地点的天然气价格的交易中心。1989年末，纽约商业交易所（New York Mercantile Exchange，NYMEX）选择美国亨利枢纽（Henry Hub）作为天然气期货合同的交割地点；第二年4月，NYMEX天然气期货合同开始启动交易；同年6月，NYMEX天然气期货合同的第一单在Henry Hub完成现货交割。目前，在Henry Hub进行天然气交易的参与者主要包括天然气生产商、管道公司、区域分销商、独立交易商、大型终端用户等超过200家法人交易主体。经过近30年的发展，亨利港指数已然成为国际天然气交易市场的最重要指数之一。美国能源信息署（EIA）数据显示，截至2017年12月，Henry Hub的天然气现货价格为2.81美元/百万英热单位，是全球天然气定价最低的交易中心。
Henry Hub的形成与美国逐步放开的天然气市场管制有着密不可分的联系。进一步说，美国Henry Hub形成的过程也是美国竞争性天然气市场自由化的过程。针对竞争性天然气市场的形成过程，美国主要采取了以下几个方面的措施。
第一，出台《1978年天然气政策法案》（NGPA），让天然气市场发挥应有的功能。1978年，美国出台了《1978年天然气政策法案》，通过解除价格管制和设立新的天然气市场监管机构（联邦能源管理委员会，FERC），令天然气市场发挥应有的功能。为了避免天然气遭遇石油价格波动的冲击，该法案鼓励民营企业投资国内天然气的生产，逐步放开管制天然气上游井口价和州际管道输送价，进而提高天然气供给的安全性。该法案的另一个主要目标在于建立全国性单一天然气市场，允许生产商和参与主体通过供需平衡等方式决定天然气井口价格。新的监管制度实施后，美国天然气市场不仅竞争性得到了增强，其天然气基础设施的使用效率也在不断提高。
第二，管道基础设施不断完善，加速市场竞争。亨利枢纽是路易斯安那州南部的一个实体贸易中心，现已发展成美国规模最大的天然气交易中心。亨利枢纽于1989年由雪佛龙旗下的Sabine管道公司设立；1990年，因Henry Hub处于有利的位置和拥有良好的流动性，NYMEX选择该地的报价作为其天然气合同价格的定价依据。到目前为止，Henry Hub天然气现货价格已成为整个北美市场贸易区设置天然气价格的基准。[1]
第三，极具竞争力的开采技术推动了页岩气生产和“页岩气革命”。自2004年以来，解除管制后的美国天然气市场因受到积极价格信号的影响，页岩气生产速度大大提高。页岩气钻探和压裂技术的发展使许多企业采用这些技术并进行大面积的勘探。
第四，研发补贴和环境政策等配套政策是促进美国天然气市场和交易中心迅速发展的另一个重要因素。天然气市场的发展和自由竞争性的实现不仅得益于直接管制市场的监管制度，更受益于各项配套政策，如研发补贴和环境政策等。从供应侧看，美国1980年颁布的《原油暴利税法》中所规定的税收减免政策等一系列经济激励政策，进一步提高了美国页岩气的开采量。从需求侧看，天然气可以更大程度上替代煤炭和石油这一竞争优势是推动天然气需求不断扩大的主要因素。例如，美国1990年出台的《清洁空气法修正案》要求实施燃料排放标准，这在很大程度上提升了天然气相对于其他燃料的竞争力。
综合而言，美国亨利枢纽的形成是美国天然气行业国内外政策综合作用的结果。美国国内方面主要包括对天然气行业的逐步放松管制、天然气行业体制改革、不断提高的天然气勘探技术和稳健的生产供给能力；国际方面主要包括不断完善的天然气管网建设、不断扩大的天然气国际贸易、能源转型和“页岩气革命”。
2.英国国家平衡点（NBP）
英国国家平衡点于1996年正式挂牌，是欧洲最大且流动性最强的天然气交易中心。目前，NBP被英国洲际交易所（Intercontinental Exchange，ICE）指定为天然气期货交割地，其天然气价格被认为是欧洲天然气现货市场的风向标。NBP自成立以来，对英国的天然气供需平衡、稳定能源供给发挥了重要作用。与美国Henry Hub的实体模式不同，NBP是一个虚拟的点或者交易位置，是基于《天然气网络规程》（Network Code）的相关规定而建立起来的，其建立的目的在于促进天然气市场供需结构的平衡。
NBP另一个突出的特点是机制灵活。NBP的主管部门英国国家电力供应公司（National Grid Transco）要求所有参与使用运输系统的托运商保证通过管网的天然气总量保持不变，以确保高效安全地履行天然气运输合同。一旦不平衡总量超过规定标准并造成运输系统不平衡，管道经营者就必须输入或输出一定数量的天然气，以使整个管道系统重新恢复平衡，同时，为了恢复管道系统平衡而支出的成本由造成不平衡的托运商承担，不遵守管网准则的托运商要为超过允许误差水平的天然气付款。NBP的交易规则规定通过竞标方式确定的平衡气价高于一般性生产企业的售气价格，但又低于用户的购气价格，这会给违规的托运商带来实际的经济损失，因而可以有效防止托运商的故意违规行为。
NBP的形成也离不开天然气领域的市场化改革和政策推进。英国1980～2002年的天然气市场化改革促成了20世纪90年代在电力部门发起的“向天然气冲刺”政策，英国天然气政策的演进主要依赖于以下条件：第一，市场化和私有化。1986年英国《天然气法案》的实施加速了英国天然气公司的私有化进程，强化了第三方准入网络、建立天然气管理机构及供气格局。在第三方准入协议背景下，英国私有化天然气公司被迫放弃现存天然气供应合同的部分内容、拆解公司业务给独立子公司，以为竞争者进入市场提供空间。之后，英国颁布的《天然气法案》《天然气管网准则》及2002年新建立的结算机制，为英国天然气市场化及高效运营提供了良好的环境。第二，强化竞争标志着天然气市场化进程进入最终阶段。1995年英国《天然气法》引入了零售竞争，即将天然气市场引入包括零售市场在内的充分竞争中，并在零售竞争中建立健全的供应商选择机制。该机制建立了一种新的且可以用于确定管道运营商、批发公司或运输商及零售公司的授权系统。第三，制定保证天然气供给安全的法规和条例。尤其是2007年以后，针对天然气供给安全，英国先后制定了《燃料安全法》、天然气与电力的国家应急计划、运输网络计划准则等，根据监管机构的批准，明确安全边际及其中的不确定性。第四，“向天然气冲刺”政策和透明且开放使用权原则加大了天然气的消费力度和勘探力度。英国石油公司（BP）的数据显示，截至2016年，英国已探明天然气储存量为2000亿立方米[2]。
综合以上两种模式可以看出，美国亨利枢纽（Henry Hub）的交易规则是以输气管道的开放准入作为市场定价的基础，而基于市场的定价源于市场自由化条件下的5～10年内的长期合同。此种交易规则简便易行。英国NBP的交易规则是基于市场管理建设和适应市场需求发展的结果，这促进了交易市场的良性竞争，完善并创建了规范化的NBP，标准化合同对英国天然气交易中心的成功运作起到了关键作用。
（二）国际天然气交易中心的形成条件
从国际能源署（IEA）的相关研究和国际成熟的天然气交易中心的发展经验来看，一个天然气市场是否具备建成区域性天然气交易中心的基本条件，主要基于以下六项基本指标。
第一，天然气行业的放松管制及市场监管。政府放松管制，不过度介入天然气行业，是天然气交易中心成立的前提条件。以美国为例。从美国天然气市场形成的国际经验来看，Henry Hub形成的一个重要条件是美国逐步放松的政府管制和严格的市场监管。20世纪70年代，为了解决美国天然气供给短缺问题，美国国会于1978年颁布了《1978年天然气政策法案》。作为美国国家能源法规的一部分，该法案主要包括三个目标，即：建立国家一体化天然气市场、平衡天然气市场的供需结构及允许天然气井口价格由市场决定。另外，该法案特别明确的一项标准是要开始逐步放开对天然气市场的管制，尤其是价格管制。合理的天然气法规政策在保护消费者利益的同时，也为生产者提供激励。长期来看，放松对天然气市场及价格的管制不仅鼓励了竞争，更激励了生产者，增加了天然气供给量，将天然气价格维持在了相对较低的水平上。
第二，管道输送（管输）与终端销售业务分离。管道输送服务与天然气销售分开，即管道公司不再介入天然气商品的销售，或者以捆绑的价格提供销售服务。任何用户都可以自由地选择天然气的销售商、管道运营商以及天然气的储存商。美国天然气市场监管机构联邦能源管理委员会于1985年和1992年分别出台了第436号法令和第636号法令，要求拆分管道输送和销售业务（包括州际管道），允许第三方自愿介入。管输与终端销售业务的分离促成了新天然气销售模式的形成，也标志着美国天然气跨入了市场化阶段。这两个法令确保了其他天然气供应商可以享受与以往管道运输公司和销售机构一样的服务。这不仅削弱了管道运输公司的市场地位，更促进了天然气销售企业之间的竞争。对于这一改革，中国在《天然气发展“十三五”规划》中明确指出，推动天然气管网运输和销售分离，大力推进天然气基础设施向第三方市场主体开放。
第三，天然气定价日益趋向于市场定价。2014年，国际天然气联盟（IGU）发布的报告显示，全球天然气交易中的43%是基于竞争性天然气定价，即“气对气”定价（gas-on-gas pricing），不再与石油（原油）价格直接挂钩，天然气定价更多是基于天然气供应方之间的竞争以及基于枢纽或现货市场的定价。目前，全球天然气价格正在转向由竞争性天然气市场决定的价格，北美地区的天然气几乎全部是竞争性定价，而欧洲地区的天然气一半以上是竞争性定价。随着天然气市场化的深入推进，天然气枢纽是天然气定价机制中的重要因素之一，其核心功能是在天然气系统内提供实物联系和进行竞争性定价。天然气枢纽打破了天然气定价与石油（原油）价格挂钩的机制，其形成带动了竞争性定价的出现，成为市场化定价的重要中间载体。
第四，天然气管网等基础设施的完备性。完善的基础设施是确保天然气供需平衡和实现天然气市场化的重要前提。从天然气市场化的国际经验来看，天然气供需具有“准实时平衡”特征，市场交易也呈现出明显的区域性，这对天然气管网等基础设施具有很强的依赖性，对其发展的完备性也有很高的要求。1993～1998年，美国天然气管网的覆盖范围内共建立了36个天然气交易中心。到2003年，其中的13个交易中心却因交易的基础条件不够完备而被迫关闭。以LNG市场的发展为例。随着近年来LNG生产技术的进步，虽然天然气交易对管网建设的依赖程度有所下降，但管网建设对天然气终端市场和接收站来说仍十分重要。所以，完善且开放的天然气输送网络、连接国内和国外天然气供应商的开放性输气渠道网络等完备性基础设施是建立天然气交易中心的基本必要条件。
第五，市场参与主体的多元化。市场参与主体的多元化是建立竞争性天然气市场的前提。一个有竞争力的天然气市场必须拥有一定规模的参与者，如美国和欧洲天然气市场就是典型的竞争性天然气市场。不论是天然气勘探开发、储存运输、批发零售，还是交易中心，竞争性天然气市场/交易中心的各个环节都体现出了多元化主体参与及充分竞争的特性。具体来说，即：市场主体的数量超过临界规模，数量众多的市场主体参与天然气上游和中游的业务竞争，进而可以为消费者提供多元化服务，也可以向投资者寻求更多的融资。
第六，金融市场体系和外汇管理体制的开放程度是实现天然气对外自由贸易的重要部分。一般来说，天然气交易中心是天然气市场自由化改革的直接产物。以欧洲天然气交易中心为例。近年来，欧洲天然气现货贸易迅速发展，占天然气总贸易的比重持续增长，欧洲天然气定价机制也从以与原油价格挂钩为主逐步转向以市场定价为主，这与欧洲/欧盟拥有发达的金融市场体系和外汇管理体制有着密不可分的联系。
二 亚洲区域性天然气市场的现状
长久以来，随着天然气市场的不断成熟和发展壮大，全球天然气市场主要由三大区域性市场组成，即北美市场、欧洲市场和亚洲市场。但是，随着北美及欧洲天然气市场的扩张、现货贸易的发展以及天然气定价趋于市场化，亚洲天然气市场越发呈现出实际发展状态与理想需求不平衡的趋势，而“亚洲溢价”问题也是长期困扰亚洲各国及学界的重要问题。在天然气市场发展的过程中，随着新供应商的不断涌现和市场化定价趋势的日渐明显，亚洲地区建立区域性天然气交易中心的条件也日趋成熟，尤其是新加坡、日本、中国等国家都在争相创立区域性天然气交易中心。为了争取天然气定价话语权、抢占地区性基准价格先机，亚洲国家纷纷提出了建立天然气交易中心的战略计划。其中，新加坡将打造全球天然气贸易中心作为其未来的重要发展战略；日本政府积极支持与鼓励个体和企业等各类市场主体共同参与上游进口天然气市场的竞争，同时也在积极调整能源消费市场的结构；中国在加速推进天然气交易中心的构建。
（一）亚洲地区最具潜力的天然气交易中心
在全球主要的天然气区域市场中，相较于北美和欧洲地区，具有强大市场发展潜力的亚洲地区至今仍未形成一个区域性天然气交易中心。为此，中国、日本、韩国及新加坡等国家都在着力打造天然气区域交易中心。从欧美地区形成天然气交易中心的国际经验来看，形成天然气交易中心的两个重要的着力点在于对天然气行业产业链各个环节的管制和具备成熟的金融市场体系。美国亨利枢纽和英国国家平衡点这两个天然气交易中心的构建成功以及所形成的天然气市场定价机制都离不开以上两大着力点的综合作用。综合而言，亚洲地区目前最具潜力的天然气交易中心主要存在于中国、日本和新加坡，相较于亚洲其他国家和地区，这三个国家构建区域性天然气交易中心的可能性更大。
1.新加坡交易所（SGX）
从天然气交易中心形成的国际经验来看，新加坡是着手建立亚洲区域性天然气交易中心的国家中极具竞争力的一个。新加坡构建区域性天然气交易中心的优势主要包括以下三点。
第一，为了建立亚洲地区真正具有主导作用的天然气交易中心，新加坡交易所推出了价格指数SLlnG[3]，即Singapore Sling和North Asia Sling。Singapore Sling指数是在新加坡液化天然气离岸价（FOB）价格基础上形成的，开始于2015年10月；North Asia Sling指数开始于2016年9月，是在向中国、日本、韩国等国家供应LNG的基础上形成的。2016年，新加坡交易所推出了与Singapore Sling挂钩的天然气期货和现货，目前正在计划以North Asia Sling为基准定价的类似项目。
第二，拥有发达的金融体系、优良的投资环境和自由化的天然气市场。新加坡的“轻资产优势”[4]是推动其构建区域性天然气交易中心的重要因素。不论是美国亨利枢纽，还是英国国家平衡点，在全球形成的天然气市场化定价机制中，都离不开对天然气市场逐步放松监管和成熟的金融市场体系这两大要素。相较于中、日、韩等国，新加坡所具有的竞争力优势在于其国际化的资本市场和大宗商品市场。虽然新加坡天然气市场的规模较小且硬件条件存在一些不足，但其“轻资产运营”模式为新加坡天然气交易中心的构建提供了极大的动力。为了实现天然气市场化及自由化，2001年，新加坡通过了《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）介入监管。另外，新加坡正在扩建的裕廊LNG接收站在实现所有权和运营权分离的同时，也将成为亚洲首个开放的LNG接收站，而这一接收站的建成会在一定程度上动摇天然气定价与原油价格挂钩的计价方式，天然气定价方式将更加趋向市场化。
第三，独特的地理位置和经济发展史。BP数据显示，2016年，亚洲LNG消费量占全球天然气总供应量的70%以上。新加坡作为全球航运枢纽，拥有得天独厚的地理优势和市场竞争优势。从新加坡的天然气贸易网络结构看，新加坡液化天然气进口主要来源于澳大利亚、马来西亚、卡塔尔、阿尔及利亚及几内亚等国家；同时，在亚洲地区，由于占据优越的地理位置，新加坡作为亚洲LNG贸易路线的中心，也作为亚洲地区的天然气贸易枢纽，将LNG运往日本、韩国等国。
第四，不断完善的天然气基础设施推动天然气交易中心的构建进程。到目前为止，新加坡拥有一个具有接收、存储、装载和再气化完备功能的液化天然气终端[5]，具备一根跨国天然气管道，未来将建设拥有更大的液化天然气存储容量的储气库，争取未来扩容后的LNG接收能力达到1100万吨/年，建成LNG灌装生产线。在此基础上，未来新加坡将有很大规模的LNG和管道气用于贸易，进而使新加坡拥有“气对气”竞争的条件。
综合而言，新加坡建立亚洲主导的天然气交易中心的优势主要在于其发达的金融市场体系、良好的投资环境、自由化的天然气市场、得天独厚的地理位置及对外贸易局势。另外，新加坡政府也在努力将新加坡打造成全球大宗商品贸易中心，通过“全球交易商项目”给予新加坡交易柜台的交易商税收优惠。在此条件下，新加坡天然气贸易所需要的金融服务等能够在更大程度上得到满足。
当然，新加坡在构建区域性天然气交易中心方面也存在许多不足或短板。新加坡国内天然气市场规模十分有限。新加坡不产天然气、国内需求有限（2016年共进口管道气和LNG 129亿立方米[6]）及管网等基础设施不足，是制约新加坡构建区域性天然气交易中心的重要影响因素。
2.日本场外交易公司（JOE）
日本是亚洲天然气消费领头国，拥有发达的液化天然气基础设施，建立亚洲区域性天然气交易中心是日本一直在探讨的事情。同时，日本经济产业省也从政策视角和液化天然气市场发展战略方面分析了日本设立天然气交易中心的意愿。根据日本液化天然气市场发展战略，日本将于2020年之前在本国建成国际天然气交易中心，且向第三方开放液化天然气终端。就日本天然气交易中心的设立进程而言，2014年，日本在日本场外交易公司（JOE）推出了无本金交割远期液化天然气交易，其定价指数以Daily Pricing Index为基础，不断发展天然气业务。
对于日本而言，其设立亚洲区域性乃至全球性天然气交易中心的优势在于：第一，强大的天然气消费能力。BP数据显示，日本一直是亚洲天然气消费第一大国，庞大的天然气交易规模优势成为日本构建天然气交易中心的比较优势。第二，发达的天然气基础设施。截至目前，日本已经拥有功能各异的液化天然气终端30个以上，未来规划将建立更多的液化天然气和管道天然气基础设施。不断完善的天然气基础设施和努力开放第三方液化天然气终端是构建天然气交易中心的基本条件。第三，不断推进国内天然气价格机制改革。从定价机制看，日本天然气交易一般采用LNG价格与原油清关价格（JCC）挂钩的定价方式。为了应对国际天然气贸易定价机制的缺陷问题，日本大力推进国内天然气和电力改革，以定价机制改革降低发电成本，同时，通过能源金融手段，为天然气用户提供价格保障。
但是，日本在构建天然气交易中心方面的缺陷也十分明显。第一，能源供应或是天然气供给安全对于日本构建区域性天然气交易中心来说是不小的挑战。能源安全正日益成为国家衡量能源发展方式和路径的首要考虑因素之一。但日本国内资源和能源极度匮乏，其进口依存度近乎100%。鉴于此，日本也在不断调整本国的能源政策，提升本国的能源安全。第二，日本天然气对外开放程度十分有限。虽然日本天然气消费程度高、规模大且基础设施较为成熟，但是开放程度相比之下仍十分有限，其开放的价格层面也只限于国内市场。到目前为止，日本仍缺乏具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，在很大程度上仍是国际价格的被动接受者。第三，区位条件和地缘政治问题成为障碍因素。作为亚洲岛国，日本所处的地理位置决定了日本单一LNG的进口来源。同时，也因复杂的地缘政治因素，日本与亚洲其他国家联合起来进口天然气的可能性相对较低。
3.中国上海石油天然气交易中心
上海石油天然气交易中心2015年成立，旨在进行国有企业的管道天然气和液化天然气的现货交易。为了提高天然气定价的透明度、自由化及市场化程度，国家发展和改革委员会（以下简称“国家发改委”）建议所有的批发商在交易所进行天然气交易。2016年11月26日，上海石油天然气交易中心正式运行，并推出了中国华南LNG交易价格指数、中国LNG出厂价格全国指数和中国LNG出厂价格分省指数。中国华南LNG交易价格指数是将国内LNG销售价格与国产管道气、进口LNG和进口原油等价格挂钩，同时考虑华南地区的燃料油、LPG、柴油、电力等替代能源的价格，综合测算形成的，主要反映无成交情况下华南地区LNG的市场评估价值。在天然气产业基础设施方面，目前中国具有功能各异的液化天然气终端十多个，而且正在大规模建设更多便利的液化天然气和管道气基础设施，以逐步为第三方开放液化天然气终端。由此可以看出，中国正在努力推动区域性天然气交易中心的构建，同时也在推动国内天然气市场化改革。
中国在成立天然气交易中心方面也存在其他亚洲国家无法比拟的优势。第一，中国具有现货市场所需要的流动性和供应量。从本国天然气的需求角度看，中国是亚洲地区最有发展前景的天然气消费国。BP数据显示，2016年，中国天然气消费量为2103亿立方米，占全球天然气总消费的比重为5.9%。中国也是亚洲地区天然气消费量最大及消费量增长最快的国家。随着中国向清洁能源经济转型，中国对天然气的需求仍会不断扩大。第二，中国具有很强的天然气生产能力。第三，天然气供给来源多元化。中国不仅具有很强的天然气生产能力，进口气来源也更加多元化。第四，基本具备“气对气”竞争的基础设施条件。
（二）成立亚洲天然气交易中心的必要性
目前，亚洲地区的天然气价格仍是最高的，溢价明显，天然气价格一般会随着石油价格的波动而不断波动。相较之下，欧美气价则相对低廉且平稳。BP数据显示，2016年，亚洲天然气平均价格［与日本原油清关价格（JCC）挂钩］为6.94美元/百万英热单位，美国亨利枢纽天然气价格为2.46美元/百万英热单位，英国国家平衡点天然价格为4.69美元/百万英热单位。由此可以看出，亚洲进口LNG价格与原油价格挂钩，而国产气，如中国，其价格多采用市场净回值定价法，加之天然气交易多因签订中长期合同而难以适应供需形势的变化，导致亚洲地区的天然气价格偏高，或者说“亚洲溢价”现象明显。为了构建亚洲区域性天然气交易中心，明确其必要性十分必要。
第一，市场化定价可以降低“亚洲溢价”[7]。
相较于目前欧美自由化程度较高的天然气市场，亚洲地区对天然气的需求价格弹性仍弱于欧美地区，具体的定价情况详见图6-1。图6-1展示了中国、日本、韩国、新加坡及美国的天然气价格，从图中可以看出，美国亨利枢纽的天然气现货市场定价是最低的，中国、新加坡、韩国和日本的天然气价格和美国的较大差距。官方数据显示，2017年，美国天然气平均现货价格为2.74美元/百万英热单位，中国LNG进口平均价格为6.54美元/百万英热单位，新加坡LNG平均价格为7.24美元/百万英热单位，而亚洲地区天然气平均价格为7.02美元/百万英热单位。[8]亚洲地区的天然气平均价格较美国亨利枢纽天然气定价高出近4.3美元/百万英热单位。尤其是2017年以来，美国天然气价格基本保持稳定状态，而亚洲地区的天然气价格因与油价等因素挂钩却不断上涨，导致亚洲地区“溢价”现象更为明显。
亚洲天然气市场的进口溢价可以通过构建区域性天然气交易中心得以降低乃至消除。现货市场形成的交易价格是根据国际市场需求及现实天然气价值而做出的公允判断，期货市场形成的交易价格体现了市场对天然气价值与中长期预测。现货市场和期货市场即期与中长期预测的相互作用，共同决定了天然气贸易价格和市场走势，形成了中国乃至亚洲地区的天然气基准价格。因此，亚洲区域性天然气交易中心的构建对于平衡天然气市场价格、降低天然气进口溢价及获得天然气定价主动权具有重要的作用和意义。
图6-1 各地天然气价格
第二，推进亚洲地区天然气定价机制改革。
就亚洲地区而言，因为亚洲国家天然气具有高度对外依赖性，所以基本上亚洲国家的天然气价格和定价都处于相对被动的状态，甚至被天然气输出国进行价格垄断。例如，中国不同来源的天然气采用不同的定价机制，国产气采用市场净回值定价法，与燃料油和液化石油气价格挂钩，进口LNG价格则与日本原油清关价格（JCC）挂钩，进口管道气则更加依赖于政府谈判定价。[9]日本需要的所有天然气几乎都来源于进口，为了保证本国天然气供给的稳定性和安全性，日本与天然气输出国一般都会签订长期供应合同，天然气价格一直与原油价格挂钩。亚洲地区不同的天然气定价机制导致天然气本国定价与进口价直接衔接不畅。
欧洲天然气交易中心的建立和发展是推动欧洲天然气定价机制改革的催化剂。欧洲传统的天然气定价机制也是与原油价格挂钩，但随着欧洲各国天然气交易中心的设立，如英国国家平衡点、荷兰天然气交易中心（TTF）、德国NCG和GPL等，各国天然气定价更加能够反映其市场供求变动情况及市场需求。近些年来，欧洲天然气价格与原油价格挂钩的长期合同受到越来越多的竞争性定价的挑战，形成了与油价挂钩和与现货气价挂钩的混合定价机制。数据显示，近年来欧洲天然气价格与现货气价挂钩的消费比重已经达到50%左右，且比重仍在不断提高。可以说，欧洲天然气交易中心的构建和发展是欧洲天然气定价机制改革的核心要素，也是重要的推动力。因此，构建天然气交易中心可以在很大程度上深入推进天然气定价机制改革，将不同来源的天然气价格进行关联，进而形成有效联动的统一定价机制。
第三，有效解决中国天然气行业面临的购销价格倒挂难题。
所谓购销价格倒挂，主要是指国内管道气销售价格低于LNG进口价格。进口LNG经过气化后进入管网，且按照管道气价格统一销售，因销售价格低于进口价格，导致LNG购销价格倒挂。产生LNG购销价格倒挂问题的根本原因在于进口气定价与国产气定价之间存在差异。鉴于此，构建亚洲区域性天然气交易中心，引导亚洲地区天然气进口价格与现货气价挂钩，进而推动天然气定价与市场供需结构挂钩，理顺进口气与国产气的价格关系，可以破解LNG购销价格倒挂问题。
第四，充分反映国际天然气市场需求，调整消费需求，维持供需平衡。
随着能源逐渐向清洁化转型和“页岩气革命”的爆发，世界对构建充分反映天然气供需结构的天然气交易中心的呼声不断增强，这一方面需要反映市场化及自由化的天然气定价，另一方面需要强化参与主体间的竞争力，提高天然气市场的运营效率。同时，天然气交易中心的构建可以促使天然气供应商与终端消费者根据现货或期货市场价格预估未来天然气的供需状态，进而引导天然气的生产与进口，充分调节终端消费需求，维持市场供需平衡。再者，长期交易合同的签署模式和供气稳定性程度已然不能很好地满足当下全球或者亚洲市场对天然气快速增长的需求和用户的急剧增长。因输气国或供气方供气不稳定，所以无法保证天然气进口国的天然气稳定供给，无法满足天然气进口国如中国在不同季节、不同气候及不同状态下的突发性需求变化。鉴于此，构建亚洲区域性天然气交易中心，一方面可以推动政府及参与的企业等市场主体参与储气库的投资，充分保证天然气供给基础设施建设，进而实现灵活调峰；另一方面可以助推亚洲的能源结构优化调整，建立起以气为主的清洁能源消费体系，深入调整能源供需平衡结构，进而充分保证天然气的供给。
（三）亚洲天然气市场存在的问题
第一，天然气市场过度依赖于LNG进口贸易，缺乏“气对气”竞争。亚洲地区是全球天然气主要消费区域，除了中国具备天然气生产能力外，日本、韩国、新加坡等国家几乎全部依赖于天然气进口，尤其是对LNG的进口贸易。同时，对LNG进口的长期依赖导致天然气价格及市场缺乏灵活性，进而导致“气对气”竞争缺失，不能反映LNG供求情况的真实性。
第二，天然气定价模式的单一性是“亚洲溢价”问题产生的原因之一。历史因素和路径依赖决定了亚洲进口天然气尤其是LNG计价模式的单一性。亚洲对LNG的进口始于20世纪60年代。日本在进口LNG之初，以固定价格从文莱和美国阿拉斯加进口LNG，价格固定在0.5美元/百万英热单位。但20世纪70年代石油危机爆发后，油价暴涨。为了保障能源供给的安全性和充足性，日本与LNG供应商商定进口LNG价格要与日本原油清关价格（JCC）挂钩。虽然日本天然气定价公式几经变更，但与日本原油清关价格挂钩的总模式一直延续至今。随着能源消费向清洁能源的逐渐转型和天然气应用的普及，日本天然气定价模式逐渐成为亚洲国家进口LNG共同采用的定价方式。[10]但是存在的问题在于，随着天然气市场发展的日益成熟，自由竞争的天然气市场化定价模式越来越成为主流，而与原油价格挂钩的定价方式日趋脱离天然气供需的基本面。另外，签订天然气长期供应协议和目的地条款也制约了市场的灵活性。
第三，亚洲天然气消费市场的严格管控抑制了成熟的区域性天然气市场的形成。相较于中国，尽管日本天然气市场相对成熟，但其局限也十分明显，即日本对天然气市场存在众多的管制。一方面，日本一直将本国的能源安全因素放在首位，通过国有企业、政府及财团等控制天然气产业。尽管日本的天然气市场经过多年改革，但仍未从本质上进行改变。另一方面，亚洲各国天然气的对外依赖程度与其市场开放程度不匹配。以中国和日本为例。中国和日本是亚洲地区天然气消费大国，也是全球主要天然气进口国。尽管两国的天然气市场气源在外，市场规模不小，基础设施不断完善，但国内市场发展环节仍十分薄弱。天然气开放程度有限和对天然气价格的严格管控抑制了天然气竞争性市场的发展以及天然气金融交易平台和金融衍生产品的发展。具体的发展情况可参见表6-1。
表6-1 世界主要国家和地区天然气市场情况
第四，复杂的地缘政治使亚洲国家间进行天然气合作的概率大大降低。事实上，亚洲区域性天然气交易中心的形成、发展和成熟壮大与亚洲各国的团结协作密不可分。由于各种历史因素和复杂的地缘政治因素，亚洲国家在进口天然气方面的合作困难重重。尽管亚洲国家天然气进口量占世界LNG总进口量的70%左右，但相比于欧美地区，亚洲国家的组织性、团结性和价值观一致性较低。这也是亚洲地区至今未能建立一个具有组织性、协调性和权威性的区域乃至全球能源/天然气代表机构，更不能就各国的立场及利益安全等方面达成一致意见的原因。亚洲各国天然气市场合作不顺利的另一个重要因素在于美俄等因各自的利益给亚洲国家造成的阻碍。随着“页岩气革命”的爆发，美国正逐渐加大对世界各国天然气的出口，其中包括对中国、日本等亚洲国家的出口。另外，俄罗斯围绕东北亚地区的天然气管道建设也在一定程度上加大了亚洲国家之间的天然气市场竞争。
综上所述，亚洲地区建立区域性天然气交易中心未来仍会面临较大的挑战，但是，建立区域性天然气交易中心的必要性和需求性又表明了亚洲地区建立区域性天然气交易中心的必然性。
三 构建区域性天然气交易中心：中国是否最佳选择？
（一）中国天然气市场现状
自2006年起，中国成为天然气净进口国，天然气的进口不断增长，对外依存度也在不断提高。BP数据显示，2016年中国共进口管道气和LNG 723亿立方米，较2015年增长了近21.7个百分点。在中国进口的天然气中，2016年进口管道气380亿立方米，较2015年增长了13%，LNG较2015年增长了33%。从中国天然气进口占世界的份额来看，2016年中国进口管道气和LNG总量占世界的比重为6.7%，中国天然气的消费需求和进口程度随着中国宏观经济的稳中向好和环保政策的影响，将会呈现出快速增长的趋势。而从中国进口LNG的情况来看，中国对LNG的进口呈现出不断增长的趋势。另外，随着能源转型和“页岩气革命”的爆发，LNG定价整体呈现出相对下降的局面。虽然中国LNG定价较美国亨利枢纽定价要高，但中国天然气市场改革对未来LNG市场化定价起到了良好的推动作用。具体详见图6-2。
图6-2 中国LNG进口量与价格
从天然气市场的消费情况来看，目前中国的天然气消费正呈现出快速增长的态势。BP数据显示，中国2005～2016年的天然气消费平均增速为11.5%，是目前东亚地区天然气消费增速最大的国家。相比之下，2017年中国天然气消费量约为2352亿立方米，同比增长17%，占一次能源消费总量的7%。从天然气消费增量来看，2017年中国天然气消费量较2016年增加了超过340亿立方米，刷新了中国天然气消费增量的历史（具体详见图6-3）。另外，从2017年中国冬季部分地区出现的“气荒”现象和天然气限供情况来看，若未来中国天然气供给充足，那么中国的天然气消费市场会继续扩大。而从天然气用途来看，天然气在各行业的普及率在不断提高。随着环保政策的不断强化和宏观经济的稳中向好，天然气在工业、城市燃气及交通运输和仓储等领域的消费量也在快速增长。根据国家统计局的数据，截至2015年，中国工业领域的天然气消费占比约为64%，民众生活消费天然气占比为19%，交通运输和仓储领域的天然气消费占比为12.3%，这三大领域占据天然气消费的主要部分。同时，随着国家环保政策、“煤改气”政策的实施以及天然气价格的下降，中国全国的天然气消费量会呈现出快速增长的趋势。
图6-3 中国2010～2017年天然气消费量与消费年增速
中国天然气市场的生产及勘探能力也在不断提升。天然气生产方面，2016年，中国生产天然气1384亿立方米，较2015年增长1.4%，BP数据显示，中国2005～2015年天然气生产量平均增速高达10.3%，而2016年天然气生产量占全球天然气生产总量的比重为3.9%，是仅次于美国、俄罗斯、伊朗、卡塔尔和加拿大的世界第六大天然气生产国。从目前中国天然气可探明储量来看，截至2016年，中国天然气探明储量为5.4万亿立方米，居世界第九位，占世界总探明储量的2.9%。同时，中国天然气勘探技术也在不断提高。尤其是自2008年以来，中国海洋深层天然气勘探开发技术已取得实质性突破，发现并建成了一批大型气田，致密砂岩气、页岩气等非常规天然气勘探与开发技术也取得了重大突破。中国页岩气开发技术的不断提升，可能会降低中国未来天然气的成本。
中国天然气管网建设日益完善。2004年时，中国油气管道总里程还不足3万公里，但截至2016年底，中国油气管道总里程已达到11.64万公里，其中天然气管道6.8万公里。也就是说，中国在过去的十余年间，天然气管网建设发展迅速。到目前为止，中国已经形成了由西气东输一线和二线、陕京线、川气东送管道为主干线的贯穿东西南北乃至海外的庞大供气网络，主要呈现出“西气东输、海气登陆、就近外供”的供气格局，这也为中国在亚洲（尤其是东北亚地区）形成较为完善的区域性天然气管网打下了坚实的基础。2017年7月12日，国家发改委、国家能源局发布了《中长期油气管网规划》。规划指出，到2020年，中国油气管网规模将达到16.9万公里；到2025年，中国油气管网规模预计将达到24万公里。
国家政府政策大力支持。为了尽快实现向清洁能源的转型，2017年6月23日，国家十三部委联合发布了《加快推进天然气利用的意见》，坚决遵循国家在《能源发展“十三五”规划》和《天然气发展“十三五”规划》中的有关精神，明确指出，要加快推进天然气发展，提高天然气在一次能源消费中的比重，把天然气发展为中国的主体能源之一。该《意见》的发布不仅凸显了国家对天然气行业的重视力度，更体现出了国家对天然气行业体制改革的决心。十九大报告中也明确表达了加快生态文明体制改革、建设美丽中国的思想，指出建立健全绿色低碳循环发展的经济发展体系、构建市场导向的绿色技术创新体系、壮大节能环保产业及清洁能源产业等是推动生态文明建设的重要因素。
（二）中国构建区域性天然气交易中心的可行性
对于中国来说，构建区域性天然气交易中心或将其发展为成熟的天然气交易中心需要满足三方面的要求，即内在条件、外部配备条件及软实力。内在条件主要包括拥有成熟的天然气现货和期货市场、充足的天然气供给；外部配备条件主要包括完善的基础设施、占据优势的国际地理位置及国际天然气能源与金融公司；软实力主要包括自由开放的金融市场及健全的法律法规等。对于中国构建区域性天然气交易中心的可行性，主要从内部自身优势和对外竞争力两个层面分析。
1.内在自身优势
第一，整体基本条件正在满足。
首先，上海石油天然气交易中心的成立标志着中国天然气市场向国际化迈进了一大步。上海石油天然气交易中心于2015年3月在上海自由贸易区注册成立，于2016年11月26日正式运行。该交易中心的成立和运行不仅是中国能源或天然气现货交易市场发展的里程碑，也是推动中国快速形成更具亚洲区域代表性和影响力的交易价格或天然气定价体系的重要抓手。上海石油天然气交易中心的主要优点包括：通过现代化的交易系统和交易模式设计，用尽可能的市场化模式保障上下游企业的平稳运营和用气需求；实现更加公平、公正且透明化的交易环境，为天然气参与主体和用户等创造一个供需便利、交易自由且风险可控的完整天然气采购体系；逐步实现天然气市场的灵活性和流动性；妥善解决管道气与LNG长期存在的热值差问题、液态气与气态气之间的流通转换问题，进而有效实现与国际天然气市场的对接。
其次，快速增长的天然气供给量。中国天然气供给主要来源于国产天然气、进口管道气和LNG。就国产天然气而言，BP数据显示，中国天然气生产量从2005年的510亿立方米增长到2016年的1384亿立方米，共增长了171%，年平均增长率高达10.3%。2016年，中国国产天然气份额居世界第六位。而就天然气进口情况而言，中国2016年进口管道气和LNG较2015年增长了21.7%，进口天然气总量为723亿立方米。从中国天然气进口依赖程度看，中国对天然气的进口依赖程度约为34.2%[11]，相较于日本、新加坡等亚洲其他国家，中国国产天然气能力及总供给速度正处于快速增长态势，这为中国天然气交易中心的发展及国际化进程打下了坚实的基础。
第二，外部配备条件不断完善。
首先，天然气基础设施不断完善，储运和协同保障能力进一步提高。截至目前，中国建成了西气东输三线东段、港清三线、广西液化天然气接收站、陕京四线等天然气管网，中俄东线、文23储气库等重大工程加快建设。跨国管道方面，中国已投入使用或正在建设中的中哈管道、中亚天然气管道、中俄管道和中缅油气管道等形成了中国天然气多元化供气格局。截至2016年底，中国已建成投产天然气管道6.8万公里，干线管网总输气能力超过2800亿立方米/年；累计建成投产地下储气库18座，总工作气量64亿立方米；累计建成投产液化天然气接收站13座，总接收能力5130万吨/年。在中亚管线进口气量不足或供给不充分的突发情况下，中国石油天然气股份有限公司、中国石油化工集团公司及中国海洋石油总公司通过增供和串换等方式实现互相扶持。[12]
其次，国际地理位置的优势和金融环境的不断优化为天然气交易中心的构建和发展提供了良好的硬性条件。一方面，上海石油天然气交易中心地处上海，地理位置得天独厚，航运范围可覆盖或辐射到全球主要的LNG市场，如美国、欧洲等地区，是亚洲乃至亚太地区重要的天然气枢纽城市；另一方面，上海的金融环境更有利于天然气市场化发展。一直以来，上海致力于建设国际金融中心，金融市场配套齐全，金融人才资源和管理经验丰富，有助于构建金融期货市场；上海LNG接收站设备较为完善，便于国际买家和国内买家交割。同时，上海是目前国内唯一一个能够实现西气东输、川气东送及进口LNG互联互通的城市，天然气运输十分便捷，其良好的环境及绝佳的地理区位优势在很大程度上推动着天然气交易中心的发展和运行。[13]
第三，软实力不断增强。
首先，市场化改革不断深入。自2016年开始，天然气市场化改革已取得积极进展，特别是在天然气规划、上游准入、天然气管网改革、高效利用、市场化定价和市场监管方面，政府相继出台了一系列政策，为油气行业体制改革方案的顺利出台奠定了坚实的基础。2017年11月，上海石油天然气交易中心正式开展竞价交易。竞价交易委托函明确表示，进入交易中心的天然气价格将由市场形成。虽然此次竞价设置了价格上限，但其定价仍会体现出有涨有跌的竞价局面，交易市场能在很大程度上及时反映出真实的市场供需结构，为市场参与者提供更为准确的决策信息。具体来说，天然气竞价是国内天然气市场化改革的一次重要尝试，在反映了市场供需结构的同时，也实现了不同区域资源要素的优化配置，从而可以更有效地打破局部失衡局势。
其次，多政策多措施确保民生用气。中国天然气规划体系的不断完善促进天然气交易体制快速改革。十八大以来，中国秉承“管住中间，放开两头”的整体改革思路，坚持改革与监管并重，在推进天然气价格市场化改革的同时，也实现了对管网和基础设施开放建设的一系列监管。目前来看，天然气价格改革要领先于体制改革，交易中心建设和发展、竞争性价格的开放程度及管输配气等制度框架已基本建立。同时，政策体系不断完善。2016年以来，《能源发展“十三五”规划》、《天然气发展“十三五”规划》、《页岩气发展规划（2016～2020年）》及十三部委联合印发的《加快推进天然气利用的意见》等政策举措的联合出台在很大程度上完善了天然气改革发展机制。
最后，上中下游改革推进了市场化进程。上游领域在市场资源配置中发挥着决定性作用。国土资源部、国家能源局及地方政府联合积极推进油气资源勘探开采机制改革，努力开展页岩气示范区建设，深入探索页岩气勘探开采新机制和合作开发模式，扩大和推进页岩气开发规模和进程。中游管输价格控制、成本监管等有效降低了天然气价格成本。国家发改委2016年8月出台了《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》，整顿规范供气环节及收费行为，降低用户用气成本；2017年6月出台了《关于加强配气价格监管的指导意见》，进一步指导地方加强配气价格监管，降低偏高的配气价格。[14]推进下游天然气利用和价格市场化。2016年，国家发改委发布了《关于明确储气设施相关价格政策的通知》，明确放开储气服务价格和储气设施天然气购销价格；发布了加快推进天然气利用的政策，积极引导天然气在民用燃气、工业燃气及交通运输等重要领域的引领和应用。
2.对外竞争力
第一，中国具备较强的天然气生产能力。
BP数据显示，2016年，中国天然气生产量为1384亿立方米，占全球天然气总生产量的3.9%，年均增长率为10.3%，居世界第五位，自产能力达到65.8%。从未来天然气的探明储量看，2016年，中国天然气探明储量5.4万亿立方米，居世界第八位[15]，占全球天然气总探明储量的2.6%，年均增长率高达11.7%，增长率居世界第一位。相比于亚洲其他国家，如日本、韩国、新加坡及印度等对天然气的需求几乎完全依赖进口，中国具备较强的天然气生产能力和未来发展潜力。
第二，中国天然气贸易区位优势明显。
从亚洲区域乃至全球区域看，中国设立天然气交易中心具备绝佳的地理区位优势。首先，中国地处中亚天然气供应和东北亚天然气消费枢纽位置，在中亚和东北亚区域通过管道进行天然气交易具备绝对优势。目前，随着中亚天然气管道、中缅油气管道和中俄天然气管道等管道设施的完工或相继竣工，中国将具备2000亿立方米/年的进口输气能力。[16]就管道天然气贸易而言，中国与哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦和土库曼斯坦等中亚国家都有合作。BP数据显示，2016年，中国分别从这三个中亚国家进口管道天然气4亿立方米、43亿立方米和294亿立方米，这是中国天然气进口消费的主要部分，具体如图6-4所示。其次，良好的基础设施和与周边国家的互联互通可以成为亚洲国家进口管道气的载体。中国为日本、韩国等亚洲主要天然气消费国提供管道气进口来源，是重要的载体。随着世界能源向清洁化转型，亚洲国家如日本、韩国、新加坡等消费天然气的能力也在不断提升。值得一提的是，日本、韩国等国家因地理位置的限制，只能进口LNG，而进口来源也相对受到限制。中国作为重要的中间载体，将来可以为亚洲国家提供相对充足的管道气。根据协议，未来30年内，土库曼斯坦逐渐增加对中国的供气量，预计到2020年可达每年650亿立方米以上。同时，若中俄天然气管道东西线建成，俄罗斯将向中国每年输出约380亿立方米天然气。也就是说，中国未来会有强大的供气能力为亚洲其他国家提供天然气支持。最后，优越的地理位置决定了中国具备便利的交易体系和日益低廉的交易成本。天然气本身的属性决定了其较高的运输成本和储存成本，所以天然气交易中心的选择更为严格，选择余地也更少。根据国际经验，一般来说，天然气交易中心需要具备接收、存储、装载和再气化能力，即具备管道、自然储备库和海上气体输入交汇处等功能，然后在此基础上形成交易体系。与日本、韩国、新加坡等亚洲国家相比，中国具备更大的天然气市场、交易规模以及日益完备的基础设施，这使中国有更大的概率在亚洲地区建设成区域性乃至全球性天然气交易中心。
图6-4 中国天然气贸易结构
第三，消费能力。BP数据表明，截至2016年底，中国是世界上最大的能源消费国，中国能源消耗占全球的比重为23%。近些年来，中国天然气表观消费量增长强劲，2016年天然气消费量达到2103亿立方米，年平均消费增长7.7%。从中国天然气消费供需情况来看，中国已逐渐成为世界能源消费增长最重要的贡献国。同时，随着中国经济结构和能源向清洁化转型，中国对能源及天然气的需求绝对值仍在稳步提升。根据《BP 2035世界能源展望》，中国天然气消费量在2035年预计会翻一番，其在能源消费中的占比将达到11%。中国能源结构的调整和天然气在中国能源中重要地位的不断凸显，强化了中国天然气市场的对外竞争力。
第四，政府的强力支持和监督是天然气交易中心健康运行的重要保障。政府发挥着调节市场和监管市场健康运行的作用。欧美国家天然气交易中心发展的经验表明，天然气交易市场的发展往往伴随着市场结构、合同模式、定价方式和监管机构的演进。一般来说，从天然气市场化改革到市场化定价方式的确定，中间必不可少的重要环节在于政府管制和政府政策的支持。市场化定价从与原油价格挂钩逐步演进过渡到与气价挂钩，而合同模式从“长期合同”逐渐发展为“短期合同—现货交易—期货交易”模式，这些都与政府的力量密不可分。同时，发达国家天然气市场化改革的经验表明，尽管市场是实现天然气行业体制改革和资源有效配置的主要力量，但市场运行中一定程度的“失灵”会直接导致资源的浪费和不公平配置。政府适当的调节和监管是修正市场制度缺陷的有力手段。政府的监管作用还在于对天然气价格的适当保护和控制，以防止天然气价格的过度涨跌导致其丧失竞争优势。政府政策对天然气市场的开放具有推动作用。相比于煤炭和石油开放市场的形成，天然气开放市场的形成更需要政府制定相应的政策加以推动。建立监管制度、设立独立的监管机构几乎成为欧美等发达国家通行的体制特征。
（三）中国构建区域性天然气交易中心的实施路径
截至目前，中国已建立上海石油天然气交易中心，这是中国天然气市场化改革的重大突破。天然气交易中心的建立离不开内外部因素的共同推动作用。从内部因素来看，中国具备充足的天然气供给能力和日益强大的生产能力、不断完善的天然气基础设施、绝佳的国际地理区位优势、已经起步发展的天然气现货和期货市场及强有力的政府监管和政府政策；从外部因素来看，中国不断开放的金融市场环境和日益健全的法律法规推动中国天然气更加趋向市场化。虽然中国已就建立区域性天然气交易中心做出许多努力，但与欧美已存在的成熟的天然气交易中心相比，中国仍需要进一步完善机制体制及发展战略。对于天然气交易中心及市场的发展，中国应该保持“改革持续推进、突破关键环节、保证政策及配套措施同步推进”的原则，按照上中下游领域协调发展的方式，稳步向前推进。
第一，天然气行业放松管制。国际经验表明，有竞争力的天然气市场需要一套贯穿各个市场基本要素的核心监管措施。从天然气本身的属性及天然气的地域分布来看，开放的天然气市场无法自然形成，需要政府制定相应的政策及一定程度的监管措施加以推动。而对于天然气管道的建设和管理，政府需要建立监管制度，特别是对管输价格、技术标准和公平开放程度实行监管。针对中国的具体情况，中国天然气产业仍处于改革发展阶段，解决好天然气管道的建设和管理问题且促进适度竞争和监管制度建设会对天然气交易中心的建设起到积极的推动作用。
第二，竞争性天然气定价体系的制定。中国天然气市场的巨大供需规模、迅猛发展及大宗商品交易发展的经验表明，中国天然气行业的体制改革及政策调整成为中国乃至全球天然气行业发展的必然。拥有竞争性的天然气定价体系是中国构建和发展区域性天然气交易中心的重要一环。目前，中国正在着力进行天然气市场化定价改革。从北美及欧洲的经验来看，进口管道天然气和LNG的价格可以基于一个反映接收地区或国家的供需情况的天然气指数。只有形成流动、透明和广泛使用的天然气枢纽所需要的参与方、基础设施和制度全部到位，相关天然气指数才有可能存在。对于中国来说，天然气指数的形成仍需要政策的支持和时间过渡。对于天然气指数，基于竞争燃料的价格确定天然气终端用户价格是长期可持续的做法。这对于中国而言，不仅要受到全球供需情况的推动，而且要与市场的其他参与主体展开激烈的竞争。同时，美国亨利枢纽的价格竞争也是对中国天然气竞争性定价体系改革的重要挑战。但是对于中国来说，只有允许这个市场进一步市场化和竞争化，缩小进口天然气价格与终端用户价格之间的差距，才能更加深入地促进区域性天然气交易中心的发展壮大。
第三，突破管输瓶颈，深化天然气管网监管改革。首先，重点推进天然气管网建设运营体制改革，明确管网的功能和定位，逐步建立公平、以供需为导向且可靠灵活的天然气输送网络。其次，尽可能实现管网互联互通及向第三方提供接入服务，为培育竞争性市场创造条件。在输气和LNG接收站完备的情况下，逐步推行长输管网和LNG接收站的“第三方准备”以及许可证管理制度，允许任何有条件、有资质的天然气业务企业和LNG接收站经营者签订运输或代储合同。最后，深化监管领域改革，分阶段逐步建立完善天然气体制专业化监管体系及加强监督管理能力。虽然世界发达国家的天然气发展阶段不同，但拥有独立的监管机构及监管政策是一致的。成立独立的监管机构、明确监管责任、完善监管职能、强化监管能力建设等，可以为天然气管网建设提供良好的保障和依托。