近日，参加了对新加坡和澳大利亚天然气市场的考察，通过实地拜访天然气相关企业和机构，对两国的天然气产业链有了深入了解。

一、对新加坡天然气产业链的认识

（一）国内市场

新加坡天然气发展经历两次大型的变革，一是实现上、中、下游的分拆，政府对各环节实行牌照管理，采取了管住中间、放开两头的模式，天然气输配管网完全由一家国有企业运营；二是从天然气的生产、输送、销售、计量认定、安装维护等方面入手改革天然气市场，形成规整的专业化体系。新加坡天然气国内市场相对垄断，采取政府主导，国有企业控制资源、基础设施及市场、终端用户，各环节由政府颁布牌照准入，政府看重能源供应安全，国有企业在天然气产业链的各个环节发挥了巨大作用。随着全球天然气市场化推进，新加坡采取了逐步放开的方式，在保证能源安全、稳定的前提下，循序渐进地向市场化进行过渡。

从上游资源采购角度看，新加坡有6家天然气进口商，其中，仅兰亭和壳牌两家公司取得了新加坡政府进口LNG准证。

从管网独立和政府监管角度看，新加坡管道天然气由Power Gas公司一家专门负责运营，政府对天然气输配送进行一定程度的管制。同时，为提高天然气市场的竞争性，新加坡政府出台《天然气网络准则》对天然气管输活动进行监管，为提供开放和非歧视性的陆上天然气管网接入机会提供保障。新加坡法律体系非常健全，为市场化奠定基础。同时新加坡政府税收政策有丰富的减免优惠。上下游企业可以通过持有政府办法的承运人（shipper）牌照的11家公司，向管网公司Power Gas进行管输能力预订。

从下游终端市场角度看，共有包括City Gas、兰亭能源的10家企业具有下游分销牌照，可以在特定区域向特定类型用户供应燃气。终端天然气价格主要分为两种，一是天然气城市燃气批发价格与布兰特原油挂钩+一定服务费，由定价委员会组织每季度调整一次，采用上下游价格联动机制，目前用气价格大致约9.5元/方，大用户可享受阶梯气价优惠；二是天然气发电供气价格，由于新加坡的电力市场是开放的，是一个充分竞争的市场，天然气发电供气价格以双边协议的形式。目前，新加坡天然气发电企业有6家。天然气计量方式采取热值计量方式。新加坡政府已逐步放开下游终端用户资源采购权，以每年总消费量10%的比例逐年递增。

（二）国际贸易

从地理位置上看，新加坡的地理位置非常优越。新加坡位于连接太平洋与印度洋的国际水道马六甲海峡，是欧洲、非洲向东航行到东南亚、东亚各港口及大洋洲最短航线的必经之路，海上航运十分繁忙。尽管新加坡LNG市场既没有国内自产气也没有开发成熟的油气管网，储气调峰能力有限，但新加坡拥有的是一个相对竞争和自由化的市场。作为全球航运枢纽和金融中心，借助其得天独厚的地理优势可以使其充分开展国际LNG对外贸易，极大促进新加坡的经济发展。

从国际贸易方面看，新加坡已成为重要的国际LNG贸易中心，全球50多家大型天然气买家、卖家、贸易公司均落户新加坡。例如维多这样的贸易公司，通过资源池管理、风险控制等方式，将贸易敞口风险限定在一定范围内，为买卖双方提供了更灵活的选择，也使得现货交易、纸货交易日益活跃。同时新加坡是世界第3大石油贸易枢纽，世界10大化工枢纽之一，拥有比较完善的炼油、石化产品加工等基础设施。作为新加坡炼化产业集中地的裕廊岛已发展成为一个一体化的世界级化工枢纽，是全球最大的炼油中心之一，也是亚洲最大的烯烃生产中心之一。

二、对澳大利亚天然气产业链的认识

（一）上游资源

澳洲地广人稀，资源储量丰富，地质条件优良，各种矿产资源丰富，是世界重要的矿产资源生产国和出口国，主要出口铁矿石、煤炭、LNG和农牧产品等。政府重视LNG项目发展，吸引了众多国际石油公司进行投资，包括壳牌、雪佛龙、埃克森-美孚和道达尔等。

（二）政府监管机制

澳洲政府将天然气产业链按上、中、下游分拆。上游勘探开发企业不得进入中游管输市场，上游企业可拥有下游零售、炼化业务，但不得出现任何利用已有市场地位设置准入门槛行为。因此，澳大利亚天然气行业较为市场化，2000年左右实现了管网独立。长输管道由独立的管道公司运营，东部市场最大的管道公司为APA公司。政府对于管输价格有一定的监管，管道公司可以设定价格，但是国家会限定收益和进行成本监审。长输管道的管容通常是以长协方式进行预订，政府要求将富余管容进行拍卖，由AEMO（澳大利亚能源市场运营商）举行日前管容二级市场交易。AEMO也运营短期天然气市场交易以及Wallumbilla枢纽交易，但交易量较少，因为传统的大宗交易仍采用传统的线下模式。

（三）定价机制及价格竞争力

澳大利亚出口LNG主要以长协与JCC挂钩为主，少量以现货与JKM价格挂钩。由于西澳大利亚人口较少，为保障国内供应价格平稳，政府要求15%的天然气开采量必须在国内供应，所以天然气价格较低，约0.65-0.83元/方，这对于受到高成本困扰的西澳大利亚LNG项目是一个巨大的挑战。而东部市场人口稠密，消费需求较大，同时由于东部LNG出口和部分州对陆上气田开采的限制，国内天然气价格也从固定价格转向与JKM价格挂钩，约1.3-1.85元/方。

由于澳大利亚LNG出口定价与日本JCC挂钩，因此国际油价上涨将削弱澳大利亚天然气的竞争优势。鉴于日本进口原油合同存在价格滞后性，因此澳大利亚对中日韩等国出口的LNG价格明显高于国际平均价格。由于天然气开采成本高、LNG出口政策多变，导致澳大利亚天然气在价格上相比美国、卡塔尔缺乏竞争力。

（四）未来LNG潜力

当前，LNG已经成为澳大利亚仅次于铁矿石和煤炭的第三大出口商品。据预测，其LNG出口总量2020年将超过8000万吨。近年来，澳大利亚新增天然气产能主要来自西澳大利亚和北领地的新建项目，昆士兰州的出口也略有增长。总部位于阿德莱德的柯蒂斯岛3家液化天然气工厂产能增长了89%，东部昆士兰州主要液化天然气出口商壳牌、桑托斯和Origin均提高了产量，北部达尔文今年还将有新LNG项目投产。

（五）一体化能源公司运营

在澳大利亚，如Origin这样的一体化能源公司既拥有上游开发，又拥有下游配售业务，在资源购销方面，上游对待内外部用户一视同仁，不会滥用市场支配地位，对关联公司降低价格或者优先落实气源。同时，由于大部分上游项目都是由多个公司参股、合作开发，在合资公司和股东单位之间也有严格的防火墙制度，禁止商业信息互换。合资公司对待股东单位和外部用户也须保持一致。

三、对充分发挥天然气交易中心作用的建议

目前在新加坡已有普氏JKM、安迅思EAX等LNG指数，为LNG国际贸易提供价格指导，也有GLX这样的LNG现货交易平台，推动国际LNG线上交易，提高市场效率。澳大利亚在政府的主导下，创建了澳大利亚能源市场运营商（AEMO），实现了天然气短期市场交易、枢纽交易以及管容二级市场交易在线上集中进行，发现澳大利亚国内天然气价格。从新加坡、澳大利亚的天然气体制机制看，虽然各有不同，但其天然气价格机制的形成均是市场定价，由国际国内市场竞争或双边谈判形成，这种体制机制，有效地防范了市场风险，促进了市场供应的稳定。因此，建议充分发挥交易中心公平交易和公开信息的作用，推进天然气价格市场化，促进市场供应稳定。具体建议如下：

1.充分利用国家现有页岩气、进口LNG、煤层气等放开资源，在交易中心完成交易，不断促进天然气国内贸易发展和推动市场流动性，初步形成具有代表性的中国天然气价格指数，特别是产区价格基准。无论是美国HH、英国NBP、荷兰TTF，还是此次调研的澳大利亚Wallumbilla枢纽，无一例外都位于资源地，很大程度反映国产天然气成本和国内供需情况，可降低进口气采购成本。川渝地区作为国内主要的天然气生产和消费区域，与全国其他地区天然气管网互联互通，有利于该地区的价格与其他地区互动，形成以川渝价格为基准的全国天然气价格升贴水体系，直接指导川渝地区常规天然气和页岩气的勘探开发投资决策和生产计划；通过川气东送、忠武线辐射华东市场，影响东部沿海地区LNG进口价格；通过中卫-贵阳联络线和相国寺储气库的调配，可与西气东输系统和西南、华南市场形成价格传导。此外，基准价格波动形成的套利空间，有利于鼓励储气设施建设。目前，重庆石油天然气交易中心已推出川渝天然气现货价格和主力即期现货价格指数，建议上下游企业加大交易量、提高交易频率，海外资源采购部门在开展境外采购业务时主动参考和推广。

2. 加强市场化宣传，交易中心要定期向社会发布市场交易信息，让各地政府和天然气客户逐步适应并接受市场化交易。

3. 发挥交易中心平台优势，打造覆盖国内天然气产、供、储、销全产业链的行业信息中心，提供专业的资讯、咨询服务，为实体经济发展提供科学支撑。

4.管容二级交易在交易平台公开进行。随着国家管网公司成立，我国也即将形成类似于新加坡、澳大利亚的管网独立运行模式。为此，鼓励各方将管容富余能力在公开平台二次交易，可提高管网利用效率以及市场公开透明度。