天然气人民币如何落地

在全球天然气供给宽松、美国从天然气净进口国向净出口国转变，以及俄罗斯、中亚和新兴天然气生产国的油气出口重心东移等一系列历史性契机面前，东北亚地区天然气的供给保障能力和定价话语权都有了很大的提高，这也为中国设立东北亚区域性乃至全球性的天然气交易中心创造了难得的历史机遇。

中国应抓住机遇，充分发挥政府职能，完善顶层设计，并创新贸易形式和交易体制，抓住时机建立中国（首先服务于中国市场、中国的交易模式、中国的定价结算体系）天然气交易中心，进而使之辐射亚太乃至全球。如此一来，既可以通过定价和交易体系的中国化提升中国在全球能源市场上包括定价和结算在内的话语权，又可以为解决天然气贸易中“供需两方面缺乏稳定性”和价格的地区差异等问题创造条件，同时也可以为人民币国际化提供一个优质的载体。

中国应充分发挥自身的区位优势，特别是中国具有天然气资源国内外多元供应、运输便利以及较大的天然气市场容量等优势，应该有设计、有步骤、有效率地扩大市场空间，增强天然气市场的流动性和灵活性，加速首先实现东北亚地区互联互通继而推动建立有世界影响力的天然气交易中心设想的实现。在气源供应侧，中国应该实现多线、多形式输入，同时也应该实现多点、多途径向外输出；在输送管道等基础设施方面，中国既要快速实现与俄罗斯、中亚、南亚各国基础设施的建设和衔接，又要推进与日本、韩国连接管道建设的谈判；在市场规则上，中国应建立完善的区域性贸易规则和运转体制，建立逐步统一而独立于欧美的计价和结算货币体系。中国应通过政府、企业和交易中心的共同努力，争取首先在中国建立能够服务于东北亚地区的天然气交易市场，实现资源互通、市场互补、规则相容、共保安全的共同利益，从而提升作为国际用气买气大户的中国及东北亚地区在全球天然气市场上的影响力，并使中国成为亚洲特别是东北亚连接管道气和液化天然气（LNG）输入、输出的枢纽。

要尽快推动天然气人民币落地，关键在于在中国建立以人民币计价和结算的东北亚区域性乃至全球性的天然气交易中心，而要实现这一核心目标，对外需要加强中国与中亚各国、东北亚地区天然气管道和基础设施的互联互通，大力推动国家间天然气贸易合作，以及离岸人民币市场建设和人民币投融资体系建设；对内则需要加快天然气行业改革，以大力推进国内能源结构转型，加快外汇体制改革，以加快人民币国际化进程，对建立天然气交易中心进行高层制度设计，以推动天然气交易市场和交易中心尽快发挥实质性的重要作用。

一 加快推动东北亚区域性天然气交易中心的建设是构建天然气人民币体系的关键之举

为了使天然气贸易从与国际原油价格挂钩的定价机制中脱离，促进区域LNG交易价格趋向平衡，保障天然气出口国和东北亚、亚洲地区消费者的利益，推进建立起流动性高、灵活、透明的天然气交易中心已经成为东亚各国的共识。而中心如何建立？如何使中心真正发挥作用？从长期来看，最终的解决方案是要进一步引入俄罗斯、中亚等国家的天然气资源，以形成稳定、充沛的供应方，同时加速中国、日本、韩国以及印度等亚洲重要经济体构成的消费方之间的共同行动，而其中最关键的是要建立起一套独立于欧美既成市场的运营体系。

1.油气进口与东北亚共同利益

近10多年来，亚洲天然气消费量增长以中、日、韩拉动为主，三国的天然气消费量占亚洲消费总量的比重超过50%。LNG进口方面，中、日、韩三国更是占到亚洲LNG贸易总量的80%以上。有预测认为，到2020年，中、日、韩三国的天然气消费总量将达5220亿立方米，较2010年增加2650亿立方米，年平均增长7.3%左右，但同期世界平均增长速度只约达1.8%。

在亚洲天然气消费国中，只有中国的天然气自给率能够达到65%左右，而日、韩、印度和新加坡等国家要满足本国的天然气需求基本则依赖进口，并且以LNG进口为主。日本和韩国天然气资源贫乏，是传统的天然气进口大国。日本的天然气对外依存度超过96%，韩国更是高达99%。日本和韩国的LNG进口量位居全球前两位。为了满足迅速增长的天然气需求，中国的天然气进口量也在快速增长，自2006年开始进口LNG以来，中国目前也形成了一定规模的进口量。随着东北亚三国，特别是中国天然气消费的快速增长和天然气贸易的活跃，在可预见的将来，亚洲尤其是东北亚地区将成为全球最主要的区域性天然气交易市场。

然而，亚洲地区传统的天然气定价模式一定程度上导致了“亚洲溢价”现象的出现，该定价模式亟待打破。由于亚太地区的天然气进口以LNG为主，并且进口LNG主要为长期合同，因此定价普遍采用的是与进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的定价公式，这就导致价格和市场缺乏灵活性，天然气贸易由此产生了较为严重“亚洲溢价”现象。尽管在全球天然气供给宽松的格局下，亚太与欧洲、北美的价差有所收窄，但价格差异依然存在，东亚国家的天然气进口成本普遍被抬高。

除了传统的定价机制因素外，中、日、韩三国的天然气进口来源也有较高的重合度，这三大天然气进口国对资源的争夺在一定程度上抑制了其定价话语权的提升。东北亚三国进口天然气的来源主要集中在中东、北非的卡塔尔、也门、马来西亚、澳大利亚、印度尼西亚等国家以及俄罗斯，相互重合度非常高。此外，美国也是预期的LNG进口来源国，经美国政府批准，日本和韩国已经开始从美国进口LNG。2017年中美“百日计划”中也提出，美国将对华出口天然气。为了减少因中、日、韩三国争夺天然气资源而引发的相互抬价问题，实现从竞争到合作的转变，东北亚地区亟待建立一个共同的天然气交易中心。

在建立东北亚区域性天然气交易中心方面，不仅消费国存在广泛的共同利益，俄罗斯作为重要的天然气生产国也存在非常重要的积极因素。以往俄罗斯以欧洲为主要的天然气出口市场，其大约70%的天然气出口销往欧洲市场。乌克兰危机之后，俄罗斯受到美欧的制裁，俄罗斯一直试图开拓新的天然气出口市场。而且，与乌克兰的交恶也使俄罗斯希望找到绕开乌克兰的天然气出口市场。东北亚地区拥有庞大的天然气消费量，无疑是俄罗斯渴望的最为稳定的出口目标。

天然气价格与国际原油价格挂钩在亚洲造成的天然气溢价问题，不仅给亚洲各国带来了沉重的经济负担，也影响了亚洲各国的经济竞争力。当前，全球天然气供给相对宽松，天然气已经逐渐脱离石油贸易体制而成为一种相对独立的能源商品种类。北美“页岩气革命”使美国和加拿大的页岩气探明储量不断增加，部分原来向北美出口的LNG转向了日本和韩国，尽管贸易量不大，但定价标准都参考了美国亨利枢纽（Henry Hub）的价格。同时，东北亚地区从卡塔尔、澳大利亚等国家进口的LNG量也越来越大。这些交易都对传统的东北亚地区天然气定价机制产生了冲击。在这样的背景下，东北亚地区尤其是中、日、韩三国迫切需要改变现有的天然气定价机制，通过加快形成区域性的天然气交易市场、建立交易中心，构建有中国特色的天然气交易市场运行模式及价格形成机制，以满足国内市场和东北亚市场的天然气需求。

2.中国建立天然气交易中心的优势

中国天然气市场具有容量大、国产气和进口气源多元化、天然气基础设施较为完善等有利因素；同时，中国拥有优质港口和重要的地理位置，具有较大规模的天然气储备设施和完善的天然气集散、加工产业链，建立天然气现货和期货交易平台的需要十分强烈，因此中国建立辐射东北亚地区的天然气交易中心具有得天独厚的优势。

随着中国天然气四大进口来源（西南有中缅油气管道、西北有中国-中亚天然气管道、东北有中俄天然气管道和东部沿海LNG进口）进口量的逐渐增加，以及中国国内多种气源的成功开发，中国的天然气供应能力得到了大规模提升，这些资源基础和供应条件对于中国建立区域性天然气交易中心十分有利。同时，随着国内天然气行业改革的逐渐深入、管网建设和跨境管网等硬件设施的日益完善，以及沿海LNG接受点的丰富，中国已经能够做到天然气的灵活调配，有足够的能力保障区域性天然气交易中心的气量交割。

有关材料显示，可以预测中国2020年、2030年天然气需求量可以分别达到3500亿立方米和5000亿立方米。对于中国本国产天然气量，2020年，国内常规天然气供应能力可以达到2000亿立方米，2030年有望达到2400亿立方米，再加上页岩气、煤层气和煤制气等非常规天然气，国内天然气供给量在2020年和2030年分别有望达到2600亿立方米和3700亿立方米。而对于从国外进口的天然气以及中俄东线供气购销合同的供应量，到2020年，中国引进管道气和LNG的总量可能会超过1400亿立方米。按此推算，中国的天然气交易市场将因大量盈余的出现而形成供大于求的局面。这将为东北亚区域性天然气交易中心创造良好的供给保障，确保交易中心的连续交易。

此外，中国陆续推出天然气行业改革政策，营造市场竞争环境。最近中国政府出台了一系列改革政策，如《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》以及《油气管网设施公平开放监管办法》等，充分显示了政府逐步理顺天然气价格体系的决心，同时，这些改革措施也力图促进并实现天然气基础设施的开放和社会共享。这也是在中国建立天然气交易中心的必要条件。

鉴于中国在天然气消费量、本国天然气生产能力以及输气管网和储运设施等方面具有的优势条件，在中国建立天然气交易中心开展现货和期货贸易的条件已日趋成熟。中国和同为东北亚地区主要天然气消费国的日、韩两国与天然气主要供应方的俄罗斯、中亚地区之间可以从双边天然气现货交易起步，之后逐步建立辐射东北亚进而影响全球的天然气交易中心，以促进中国天然气市场基准价格的形成，并将以人民币计价和结算的贸易机制逐步推广开来。

在操作层面，上海市于2015年1月设立了上海石油天然气交易中心。部分放开价格的天然气将投入现货交易，国家天然气价格改革也明确以上海石油天然气交易中心的价格为计价基准点。从长远来看，未来可以考虑在上海或深圳等具备条件的地点设立中国天然气交易中心，形成东北亚地区天然气价格。中国天然气交易中心未来要成为与美国亨利枢纽和英国国家平衡点（NBP）同样重要的、具有亚太区域特点的天然气交易中心。

然而，建立东北亚区域性天然气交易中心需要处理错综复杂的利益问题，是一项长期而艰巨的任务。第一，各国之间要建立天然气对话协商机制，在天然气贸易方面寻求更多的合作。第二，要在交易中心管辖的供应点和需求国之间建立管网互联、管网储备设施高效率共享、调配灵活的天然气基础设施，以保障在天然气交易的过程中各个环节顺畅完成。第三，各参与国应以市场化为主要的调整机制，推动各自内部天然气行业的跟进和改革，促进天然气与替代能源之间在价格等方面关系的平衡，使天然气现货贸易和期货贸易能准确地反映市场供求关系、资源价值与生态价值。此外，建立以人民币计价和结算的天然气交易中心，还要求中国推进外汇体制改革和离岸人民币市场建设。

二 建立东北亚天然气交流合作的对话机制

油气作为战略性资源，不仅具有商品属性，还具有较强的政治属性。东北亚区域性天然气交易中心的建立离不开区域内的交流合作，而这一合作容易受到区域内政治的影响，甚至被一些大国所左右。

1.地缘政治现状及潜在阻力

以中、日、韩为主体的东北亚地区是一个经济活力充足的区域，区域内在历史上、文化上和经济上联系密切，是全球油气需求和进口都十分活跃的地区，同时，地区各国也都面临着相似的问题，如怎样实现天然气长期、稳定、安全、经济的供应等。从长远来看，深化东北亚地区的交流合作有助于加强区域内天然气供给安全保障体系，也有助于增强整个东北亚地区天然气市场的弹性，提升这一区域在全球天然气市场的话语权和主动权。但是，这一地区地缘关系错综复杂，同时也是大国角力之地。

一方面，东北亚地区国家间政治互信不足，经济利益难以协调。在此区域内存在军事不稳定因素，如朝鲜半岛问题，中日、俄日、韩日都存在的领土争端等。因此，在此区域内建立天然气交易市场既有符合中、日、韩等国家的共同安全和利益方面的优势，具有良好的前景，但同时也存在负面因素，即国家之间若想在政治、国家利益、经济利益等方面取得共识，必将共同付出艰苦的努力。

另一方面，还应该考虑到，在中国建立一个试图代表东北亚共同利益并会影响全球油气市场的天然气交易中心，必然会遭到以美国为代表的天然气出口国甚至石油出口国的阻挠。因为中国天然气交易中心必然会推广以人民币为计价和结算货币的交易体系，天然气人民币体系必然被认为会威胁到美元的主导地位和经济利益。这是对美元权威的一个严重挑战，因为此举可能会削弱美国对日本和韩国这两个盟友的影响力，直接冲击美国的外交利益，这也是美国所不乐意看到的。美国必然会为了维护其核心利益，通过经济、外交甚或军事手段，阻挠这个不受美国控制的天然气交易市场的建立。因此，美国会通过插手此区域内的国际事务，使中国处于更为复杂的东北亚、南亚国际关系中。此外，天然气出口国基于自身利益的考量，可能也不希望中国通过建立东北亚区域性天然气交易中心而获得天然气交易的定价权，也必然会通过经济及国际政治手段向中国施加压力。政治和经济因素交织，将形成多方面的阻挠势力，对中国建立东北亚区域性天然气交易中心以及该区域内的能源合作产生不利影响。

东北亚地区各国之间存在复杂的地缘政治关系，各国之间开展天然气贸易合作既有必要性，同时也存在深刻的复杂性。目前，东北亚地区已经建立起各种层次的多边合作机制，其中包括能源方面在内，比如东盟与中日韩（10+3）领导人会议、东亚峰会、亚洲太平洋经济合作组织、亚太能源研究中心、亚洲天然气市场论坛、东北亚天然气与管道论坛等。但是，从实际效果来看，这些政府性质的合作机制议题过于广泛，也偏重宏观，很难达成实质性的合作，而民间性质的合作机制则能力受限，较难满足各国油气合作高层次、大规模的要求。

当前，在东北亚地区内作为主要经济体的中、日、韩、俄四国之间缺乏有效的天然气合作沟通机制，迫切需要构建四国可以共同遵循的运作规则。东北亚天然气与管道论坛是1997年由中国、日本、韩国、俄罗斯和蒙古五国的相关机构联合发起的民间组织，是聚焦东北亚天然气合作的专业性论坛，但目前来看其影响仍然有限。10多年来，该论坛在成员之间的信息交流合作等方面取得了一些进展，也已努力实现促进建立东北亚地区天然气合作机制，但目前面临着经费不足的现实，甚至难以正常开展活动，而且讨论形成的成果也缺乏实际执行的机制。总体上看，东北亚地区天然气合作机制与运作规则的缺乏致使一些具有共同需求、互利多赢的交流合作因缺少有效的沟通而难以开展或者久议不决。

2.谋求多项双方合作

在多边合作机制难以建立的背景下，中国有必要将中俄能源合作委员会机制的经验引申到中国与其他国家之间，同时也可以推广中国与中亚一些国家在油气能源领域全面战略合作的经验，第一步首先尝试在中日、中韩之间建立两国间以天然气为主要内容的能源合作机制和组织，力争初步达成合作机制，再继续扩大合作成果，建立辐射整个东北亚地区的中国与各国之间多边能源合作机制或组织。在共同目标已确立的前提下，各国政府应充分发挥作用，通过多层次沟通谈判形成共同的发展战略。国家之间往往是可以摒弃其他因素而谋求实现共同利益的。在维护各方利益和遵循国际规则（建立新的东北亚规则）的前提下，东北亚地区各国政府可以尝试建立天然气投资、贸易、基础设施建设等作为主要内容的合作框架体系，以增强各国在能源合作政策方面的沟通。

中国与包括俄罗斯、中亚、日本、韩国在内的国家和地区为了促进能源进一步合作而建立以中国为主导的服务于东北亚地区的天然气交易中心，也应充分考虑各方利益，以实现互利共赢为目标才能达成合作共识。总体上看，俄罗斯和中亚地区与中、日、韩三国的能源贸易互补性很强，相互合作潜力巨大。俄罗斯和中亚地区加强与中、日、韩三国的合作可以为其油气寻找到稳定的市场，而中、日、韩三国则可以更好地保障其油气供应安全，并保证交易市场的连续性。但是，在这一合作机制中，中国要考虑俄罗斯对天然气价格的诉求，并对中国主导地位的发挥对俄罗斯的能源外交可能带来的消极影响以及俄罗斯对天然气过境中国存在的担忧等问题予以充分考虑；同时，也要考虑日本、韩国对中国主导地位的发挥所存在的排斥心理和担心。总之，中国可以倡导各方谋求利益和诉求的最大公约数，在可能的范围内谋求各方更深层次的合作。建立区域性天然气交易中心、扩大东北亚地区的天然气合作是国家间正常而常见的利益妥协和交换，国际关系中不存在任何理所应当和毫无阻力的体制变革，必然需要努力才能达成。

在此过程中，中国还应重视与可能存在的阻力方保持必要的沟通，并加强金融和军事手段，对相关油气贸易参与方提供一定的金融支持和安全保障。美国超强的军事实力对美元的霸权地位构成了强有力的支撑，但中国还缺乏强大的军事力量。中国政府目前尚未建立某种强力机制推动天然气人民币体系的建设，而这一过程在合理条件逐渐具备的前提下也应是由点带面、迅速推广开来的；同时在此过程中，中国需要与美国等利益方保持必要的沟通，回应它们的关切和可能存在的顾虑。

三 实现东北亚地区天然气基础设施互联互通

要想有效降低油气运输及交易成本，就必须有完善的基础设施，因此，在东北亚地区建设跨境油气基础设施以及这些设施互联互通是促进东北亚区域性天然气交易市场形成的重要前提，同时也必须继续建设和完善中国国内的天然气管道和LNG储运设施，并扩大油气勘探和开发，进行贸易模式创新。

最近几年来，中国非常重视天然气管网等基础设施的建设，目前已经为实现亚太地区天然气期货市场的库存和交割奠定了比较好的硬件基础。中国已经拥有10万公里以上的输气主干管网，在陆地部分已经具备西北、东北和西南三个重要的管道天然气进口来源。同时，中国沿海各港口LNG接收站的投资增长显著，接收能力也快速提升。

应进一步推动东北亚地区各国跨境天然气输送管网的建设，从各国政府层面到国有企业、民间企业，在统一设计规划的前提下，注重市场作用效益优先，实现多种方式合作开展输气管线及LNG设施建设和共享。

1.俄罗斯能源出口向东发展

事实上，20世纪90年代，中、日、韩、俄、蒙等国家的有关组织曾经提出建设东北亚天然气管网的设想，并初步描画了俄中、俄蒙中、俄中韩、俄日等多条管道路径的蓝图。随着东亚各国对天然气需求的不断增长，以及作为天然气供给国的俄罗斯迫于经济制裁和国际环境压力，逐步开始实施能源出口向东发展的政策，中国与俄罗斯在石油和天然气贸易方面的合作取得了积极进展。以目前的情况来看，东北亚地区以中、俄、韩为主要构成的管网建设已拥有现实基础。

俄罗斯西伯利亚地区的能源产业获得了快速且大规模的发展，在目前的国际形势下，这已经成为俄罗斯确保其在东北亚的战略地位、稳定天然气出口和保证国内经济稳定发展、提振经济增长的重要手段。目前，俄罗斯已经出台了有关2030年前俄罗斯东部经济和能源战略发展的政策文件，其中包括《2030年前俄罗斯能源战略》《东部天然气规划》《2025年前远东和贝加尔湖地区经济社会发展战略》《西伯利亚2020年前经济社会发展战略》《2030年前东西伯利亚和远东能源综合体发展战略》《东西伯利亚和远东地区炼油能力发展计划》等。这些文件都对俄罗斯与中国、日本、韩国和其他东北亚国家加强能源资源供应合作的政策意向进行了较为详细的阐述。这些政策目标若想实现，俄罗斯必须加强与东北亚主要国家中国、日本、韩国的互利合作。

2014年5月，历经20年的漫长谈判后，中国石油天然气集团公司与俄罗斯天然气工业股份公司在两国元首的共同见证下于上海签署了《中俄东线供气购销合同》，从2018年起，俄罗斯将通过中俄天然气管道东线向中国供气，输气量逐年增长，在未来30年内最终达到每年380亿立方米。有媒体报道说，这份合同直到普京总统离开中国前的最后一刻才敲定，个中困难与博弈可见一斑。该合同的签署成为重新勾画东北亚能源合作格局以及世界天然气市场格局的重要里程碑。2014年9月初，国务院副总理张高丽与俄罗斯总统普京共同出席了在雅库茨克举行的中俄东线天然气管道俄境内段“西伯利亚力量”管道开工仪式。

在中俄天然气管道建设取得显著进展后，下一步是如何推进韩国、日本与中俄天然气管道的衔接问题。但是，由于韩国和日本与中俄没有陆地接壤，加上东北亚地区地缘政治关系复杂，因此管道衔接迟迟未有显著进展。

2.俄韩天然气合作

以俄罗斯和韩国的天然气管道建设为例，尽管两国就建设输气管线进行了长时间且深入的双边谈判，但韩国由于受本国消费体量限制而进口气量有限，其在与俄的能源外交中并未占据重要的地位，因此谈判一直未能取得实质性进展。

海舟在《对开展中俄韩天然气合作的战略思考》^[1]一文中披露，其实俄韩曾经讨论过两种从符拉迪沃斯托克修建管道向韩国供气的方案：第一种方案是直接修建海底管道到韩国，但可行性微乎其微，原因在于，其一是项目的经济性问题；其二是进口国单一。第二种方案是通过陆路修建过境朝鲜的管道向韩国供气，其路径是最为便捷的通道。但实施该项目存在不少现实障碍：一是朝韩之间的关系紧张，韩国并不太希望管道过境朝鲜；二是来自美日的反对，美日不愿意看到朝鲜半岛局势正常化，限制朝鲜参与地区经济合作，同时也担心俄罗斯在朝鲜半岛的影响力上升。现实中围绕该项目的工作已经搁浅。

3.中俄韩天然气合作

根据海舟的论文可以总结出，中俄韩天然气合作有以下两种可能性模式。

第一种模式：俄罗斯将天然气过境中国后再销售给韩国，即俄与韩签署天然气购销合同，俄中韩签署管道过境中国的协议。事实上，中俄签署东线管道供气购销合同后，俄向中国供气的价格已经敲定，俄韩今后确定的天然气价格对中俄天然气合作不会产生任何影响。但是这一模式也存在明显的不足：近年来，俄罗斯推崇的天然气出口策略是尽量避开过境国直接向目标市场供气，而过境中国向韩国供气增加了第三国，这是俄罗斯所不愿意接受的。

第二种模式：俄罗斯将天然气销售给中国，中国修建管道后将天然气销售给韩国。这一模式的优点是俄方只负责在中俄边境交气，不负责过境管道建设，其对增加过境国的顾虑可以消除。对于俄罗斯而言，这一模式的不利因素是俄无法利用天然气在东北亚地区施展能源外交，天然气只能作为普通商品销售，失去了其政治属性。但是总体上看，这一模式的经济性更强，阻力相对较小，是相对可行的方案。

4.俄日天然气合作

在俄日天然气管道建设方面，2014年9月，俄日曾提出建设一条连接俄罗斯萨哈林与日本北海道的天然气管道。俄日双方至今并未签订实质性的天然气合作协议。由于俄日之间存在领土争端，且乌克兰危机后，日本追随欧美对俄进行制裁，因此俄日天然气管道建设近期难以取得有效进展。未来俄日之间的管道天然气贸易可能通过两国间的跨境天然气管道输送，也可能通过中国修建海上管道输送。

总体上看，韩国和日本与中俄天然气管道基础设施的互联互通存在多种模式，最终采取哪种模式还存在诸多的变数。各国目前尽管对天然气管道的具体走向和过境地点存在分歧，但总体而言，对于在东北亚地区与俄罗斯和中亚地区实现管网的互联互通已经成为共识。不论采取哪种模式，俄罗斯扩大向东北亚出口天然气、进一步扩大在亚太地区的市场份额、增加天然气出口收入等目标的实现都将得到保障，同时也必将推动俄罗斯东西伯利亚和远东（包括萨哈林）地区天然气产业的发展，进一步提高俄罗斯现有管道基础设施的管输效率和经济效益，并带动俄远东地区和俄罗斯全国的经济发展，这些都符合俄罗斯的战略利益诉求。

四 推动国内天然气行业的相关改革

近期，中国国家发展和改革委员会等13个部门联合印发的《加快推进天然气利用的意见》明确指出，“支持天然气交易中心有序建设和运营，鼓励天然气市场化交易”。但是从目前来看，天然气交易中心的建设仍面临一些重要问题，如政策和制度不配套等。要建立辐射东北亚的区域性天然气交易中心，其他成员国也应在市场化导向下，同期推动本国国内天然气行业的改革，使天然气价格与市场供求关系形成良性互动。

1.国内政策瓶颈

受天然气产业政策及环境执法偏软等影响，国内天然气生产量和消费量与世界平均水平相比仍然偏少，这是中国天然气交易中心建设的制约因素。而为了实现东北亚区域性或全球性天然气交易中心的建设目标，必须拥有可观的、对世界油气市场有较大影响力的交易量，这样才能准确反映市场供求关系，使交易价格能够代表区域性或全球性的基准定价。中国要将国内潜在的天然气市场、资源和地理优势转化为现实生产力和竞争力仍面临不少政策制约。

目前，国内政策的制约可以归纳为三点：（1）存在勘探开采领域天然气勘探开发能力不足、进口市场主体较为集中的问题，在目前的机制下，供需双方参与交易中心市场交易的动力不足；（2）在产业链中游，中国天然气管道仍存在严重的垄断现象，同时天然气储备与消费规模不匹配；（3）在消费端，目前的天然气价格机制和供应价格不能满足消费需求，监管体制也待健全，调峰问题亟待解决。这些不利因素影响了中国天然气利用规模的扩大。

价格问题已经成为国内天然气行业改革的重点课题，从正确传导价格信号、稳定市场供应的角度来看，天然气定价机制必须在更大程度上实现市场化定价。

2.加强顶层设计

对此，中国应当把交易市场的建立作为天然气行业改革的顶层设计，理顺体制机制，打通行业运行的“肠梗阻”，推进市场化改革，提升行业效率，扩大国内天然气的利用规模，促进中国的能源结构向低碳化转型。

第一，应该推进尽早实现交易主体多元化和天然气管道向第三方公平开放。在全球天然气进口来源众多的背景下，天然气进口权应该逐步放开，激发国有企业和民营企业的积极性。

第二，应该进一步完善国内天然气定价机制，使市场充分发挥配置资源的决定性作用。在实现上游经营主体多元化和基础设施向第三方公平开放的前提下，让供求市场决定气源和销售价格，同时科学压缩输配气站等中间环节的成本，加强地方天然气输配价格监管，强化监审制度和运行体系，加强社会监督。

第三，实行更加严格的环保政策，理顺天然气与可替代能源的比价关系。在环保标准偏低、环保执法相对偏轻的情况下，相对清洁的天然气的碳排放强度低于煤炭和石油。只有实行更加严格的环保政策，提高环保标准，并加大对高污染高排放企业的处罚和征税力度，将不同化石能源的负外部性内部化，才能使天然气的生态价值得到体现，扩大天然气的利用规模。以发电为例，如果煤电加强脱硫脱硝等处理，其成本就和天然气发电大致相当。除了加大环保执法力度外，还要通过财税政策等经济手段积极引导天然气的开发利用。13个部门联合印发的《加快推进天然气利用的意见》就提出，“要完善天然气发电价格机制”，“有条件的地方可积极采取财政补贴等措施疏导天然气发电价格矛盾”。

此外，在天然气产业政策上，中国还需要加强与日本、韩国和俄罗斯等国家的沟通对话，使各国形成相对统一、更加开放和市场化的天然气产业政策。

五 推动外汇体制改革和资本项目开放，推行人民币计价和结算

在目前中国资本项目尚未完全开放的条件下，要建立以人民币计价和结算的天然气交易中心，中国还需要逐步实现资本项目开放，使开展以人民币计价和结算的天然气交易具备外汇管制方面的条件。同时，天然气人民币体系的实施还会形成较大规模的人民币流出，如何实现天然气人民币的回流也是体系设计必须考虑的问题。如果没有顺畅的天然气人民币回流机制，天然气出口国持有人民币的意愿就会非常低，这一体系的实施就会变得不可持续。因此，中国还必须通过贸易和资本项下实现人民币回流，并建立相对发达的离岸人民币市场，以为境外人民币持有者拓展保值增值的渠道，从而提升其持有人民币的意愿，推动天然气贸易的人民币计价和结算。

1.人民币跨境结算

目前，中国在贸易项下已经实行人民币的自由兑换，即在真实贸易的情况均可以自由兑换人民币，但资本项下的人民币自由兑换还存在一定的管制。要建立以人民币计价和结算的区域性天然气交易中心，中国今后需要开展天然气期货及相关衍生品的交易，但在资本项下还实行一定管制的情况下，境外投资者无法自由和灵活地参与这一市场的交易。因此，在短期内中国资本项目尚不会完全开放的情况下，中国要探索相关的制度设计，确保境外投资者能够较为顺畅地参与中国主导的天然气交易中心进行交易。

对此，目前国内已经开始进行一系列的研究和尝试。中国人民银行在其2015年7月发布的《做好境内原油期货交易跨境结算管理工作的公告》中明确提出，境内原油期货交易以人民币计价、结算。该公告还明确提出，境外交易者、境外经纪机构均可直接使用外汇作为保证金，外汇保证金结汇后方可用于境内原油期货资金结算。该措施旨在鼓励境外投资者在石油贸易中以人民币计价和结算。

中国人民银行为了控制外汇流动性风险还做出了规定，要求境内原油期货交易盈亏结算、缴纳手续费、交割货款或补充结算资金缺口等需要结汇、购汇的，都必须按外汇管理的有关规定通过存管银行办理，同时还要求存管银行必须将有关账户信息以及跨境人民币资金收支信息及时、准确、完整地报送人民币跨境收付信息管理系统（RCPMIS）。中国人民银行还要求期货交易所按月向其报送基本情况、资金流出及流入等相关业务信息，其中包括从事境内原油期货交易业务的境外交易者、境外经纪机构。

这一系列监管政策的出台既为境外交易者提供了较大的便利，同时也可实施相应的监管措施，控制外汇流动性风险。这一系列监管举措使人民币逐步具备了金融商品计价能力。而在建立天然气交易中心的过程中，监管政策设计中也可以参考上述外汇管理政策。

2.人民币回流

在人民币回流机制问题上，一方面，中国要借助中国与油气出口国贸易互补性强的特点，扩大对油气出口国的出口规模，从而通过贸易项下实现天然气人民币的回流。中国在制造业和工程承包等领域拥有显著优势，可通过扩大工业制成品出口、基础设施承包工程合作等方式实现部分人民币回流。

另一方面，中国还需要扩大资本项目的开放，给予境外人民币持有者更多投资中国资本市场的机会。目前，中国实施的人民币外商直接投资（RFDI）、人民币合格境外机构投资者（RQFII）等制度给予了境外投资者使用人民币投资国内资本市场的机会，但是这些开放的举措仍然比较有限，对境外投资者的主体资格、投资额度都有比较严格的审批。未来中国可以尝试逐步扩大境外投资主体的范围，投资额度也可逐步扩大。中国还可以筹建国际板市场，引进与中国贸易关系密切的油气出口国企业到中国发行以人民币计价的股票。

此外，在全面放开资本项目管制的条件尚不成熟的情况下，人民币国际化又需要实现全面兑换，因此建立离岸人民币中心对于解决该难题具有特殊的意义。通过跨境贸易等形式，在境外存在的人民币头寸可以汇集到离岸人民币中心，并以某种投融资形式与中国资本市场建立联系，形成回流循环。目前已经形成了香港、伦敦等离岸人民币中心。截至2017年8月末，香港人民币存款总计5327.53亿元。未来，中国可在油气出口国的金融中心建立离岸人民币中心，发展离岸人民币金融业务。中国可通过大力发展离岸人民币贷款、债券等市场，特别是通过进一步拓宽境外发行人民币债券的渠道，使境外人民币持有者获得更多保值增值的渠道。中国财政部应加大在离岸人民币市场发行国债的规模，为境外人民币投资者提供安全性和流动性好的资产，同时也为离岸人民币债券市场创造无风险利率曲线，为离岸人民币债券市场定价提供参考。

六 结论

随着人民币国际化程度的加深，以及天然气在中国和全球能源消费中所占比重的不断提高，天然气正在成为全球最主要的大宗商品之一。中国应该利用当前全球天然气供给相对宽松、俄罗斯油气出口重心东移、美国由天然气净进口国向净出口国转变等历史契机，发挥中国强大的买方市场地位和独特的地理区位优势，建立东北亚区域性天然气交易中心。

当然，天然气人民币的实施不会一帆风顺、一蹴而就，在拥有机遇的同时也会面临诸多挑战。从国际层面看，中国要加大与日本、韩国以及俄罗斯等相关参与国的沟通协调，求同存异，扩大共识，通过寻求共同利益，使中国在建立区域性天然气交易中心问题上赢得相关国家的支持。同时，中国还要推进与日本、韩国和俄罗斯等国家的天然气管道等基础设施的互联互通，降低天然气贸易成本，更好地保障中日韩三国天然气的安全稳定供应。在此过程中，中国要考虑各相关方的诉求，寻求阻力最小的管道建设路径。

从国内层面看，中国应当积极推进天然气行业改革，推动天然气勘探开发和进口权的开放以及天然气管道向第三方公平开放，并促进天然气价格的市场化改革，理顺天然气定价机制。同时，中国还应加大环保执法力度，为天然气的开发利用创造良好的宏观环境。此外，中国还要推动资本项目开放和离岸人民币市场建设，为天然气人民币创造顺畅的回流机制。中国还要做好天然气人民币体系的规划编制和创新交易合约的设计，为早日建立以人民币为计价和结算货币的东北亚区域性天然气交易中心铺平道路；天然气人民币还必将加速人民币国际化进程，使天然气人民币体系成为中国作为负责任大国发挥全球经济牵引和治理等重大作用的重要支撑。