陳 蕊 祁鵬飛 張曉宇 李春霞

1.中國(guó)石油經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院 2.中國(guó)海洋石油集團(tuán)有限公司

“十四五”期間，我國(guó)天然氣需求將保持年均增速6.0%的快速增長(zhǎng)，LNG進(jìn)口能力和進(jìn)口規(guī)模也將超過(guò)1.9×108t/a和7 900×104t/a，進(jìn)口LNG在我國(guó)天然氣供應(yīng)體系中的作用日益突出。但是，與歐美國(guó)家相比，我國(guó)LNG進(jìn)口存在明顯溢價(jià)，貿(mào)易定價(jià)話語(yǔ)權(quán)掌握在國(guó)際供應(yīng)商手中，我國(guó)進(jìn)口企業(yè)承受著較大的資源成本壓力。為此，筆者分析了全球LNG貿(mào)易定價(jià)的歷史演變規(guī)律，總結(jié)了2020年新簽LNG合約的定價(jià)趨勢(shì)，對(duì)比了我國(guó)LNG長(zhǎng)協(xié)定價(jià)方式及存在問(wèn)題，進(jìn)而提出了我國(guó)LNG進(jìn)口定價(jià)和降低資源采購(gòu)成本的相關(guān)建議。

1 全球LNG貿(mào)易定價(jià)演變規(guī)律

1964年，英國(guó)從阿爾及利亞進(jìn)口一批LNG燃料[1]，LNG貿(mào)易正式登上歷史舞臺(tái)。經(jīng)過(guò)50多年的蓬勃發(fā)展，全球LNG年貿(mào)易量已經(jīng)突破3.6×108t，參與國(guó)家超過(guò)50個(gè)。LNG貿(mào)易合同分為現(xiàn)貨合同、短期合同（2～5年）和中長(zhǎng)期合同（5年以上，簡(jiǎn)稱(chēng)“長(zhǎng)協(xié)”），定價(jià)機(jī)制經(jīng)歷了從固定價(jià)格到與油價(jià)掛鉤[2-3]（Oil Price Linked），并逐步出現(xiàn)氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)[4]（Gas-Gas Competition）的演變過(guò)程。與油價(jià)掛鉤是指LNG交易價(jià)格掛靠原油、成品油、燃料油等油品價(jià)格指數(shù)，氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)則是指掛靠實(shí)體交易樞紐（如美國(guó)Henry Hub）和虛擬交易樞紐（如英國(guó)NBP、荷蘭TTF）現(xiàn)貨價(jià)格，或者成熟的期貨價(jià)格（如美國(guó)NYMEX），以及其他現(xiàn)貨價(jià)格指數(shù)（如Platts JKM）。現(xiàn)貨貿(mào)易定價(jià)主要為氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)，買(mǎi)賣(mài)雙方參考市場(chǎng)成交價(jià)，互相詢價(jià)議價(jià)來(lái)確定交易價(jià)格，受短期市場(chǎng)供需影響較大。短期合同和長(zhǎng)協(xié)定價(jià)通常為與油價(jià)掛鉤和氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)兩種方式。

1.1 定價(jià)機(jī)制從單一向多元化轉(zhuǎn)變

LNG貿(mào)易定價(jià)機(jī)制的形成并非一蹴而就，而是經(jīng)過(guò)了漫長(zhǎng)的演變過(guò)程，才從最初單一的定價(jià)方式，發(fā)展為現(xiàn)在豐富多樣的定價(jià)選擇。國(guó)際能源市場(chǎng)的變遷、天然氣市場(chǎng)格局的重塑、LNG貿(mào)易規(guī)模的擴(kuò)大、行業(yè)參與者的增多，都是推動(dòng)定價(jià)機(jī)制不斷完善的重要因素。可以將LNG貿(mào)易定價(jià)機(jī)制演變歷程（圖1）劃分為3個(gè)階段，即以固定價(jià)格為主的萌芽階段、與油價(jià)掛鉤為主的發(fā)展階段和多種方式并存的創(chuàng)新階段。

圖1 LNG貿(mào)易定價(jià)機(jī)制演變歷程圖

第一階段：20世紀(jì)60年代，以固定價(jià)格為主的萌芽階段。歐洲是最早開(kāi)始LNG貿(mào)易的地區(qū)，早于北美和亞洲市場(chǎng)。此時(shí)，LNG作為新的國(guó)際貿(mào)易產(chǎn)品，缺乏市場(chǎng)普遍認(rèn)可的定價(jià)原則和錨定基準(zhǔn)，買(mǎi)賣(mài)雙方只能通過(guò)談判確定一個(gè)固定價(jià)格。買(mǎi)方報(bào)價(jià)參照本國(guó)的天然氣售價(jià)和終端用氣成本，賣(mài)方則是參照上游生產(chǎn)成本、液化費(fèi)用以及船運(yùn)費(fèi)用等，最終價(jià)格取決于雙方的談判力量。1964年，英國(guó)以固定價(jià)格從阿爾及利亞進(jìn)口LNG。1969年，日本與阿拉斯加基奈項(xiàng)目簽訂15年期合約，按照0.52美元/MMBtu（1 MMBtu= 1.055 GJ，下同）的固定價(jià)格進(jìn)口LNG，并且沒(méi)有約定指數(shù)化和通貨膨脹調(diào)整條款。這也是亞洲第一次進(jìn)口LNG，若以熱值計(jì)算，合同價(jià)格明顯高于當(dāng)時(shí)的原油價(jià)格。

第二階段：20世紀(jì)70年代—21世紀(jì)初，與油價(jià)掛鉤為主的發(fā)展階段。由于LNG是在各個(gè)生產(chǎn)部門(mén)替代其他燃料，考慮到競(jìng)爭(zhēng)力和經(jīng)濟(jì)性等因素，LNG貿(mào)易形成了與競(jìng)爭(zhēng)燃料和下游產(chǎn)品價(jià)格掛鉤的定價(jià)機(jī)制，包括掛靠原油、汽油、燃料油、鋼鐵等。例如，1973年，第一次石油危機(jī)爆發(fā)，日本財(cái)團(tuán)協(xié)商決定將與油價(jià)掛鉤的方法引入定價(jià)機(jī)制，以替代發(fā)電部門(mén)的原油消費(fèi)。1981年初，挪威與歐洲大陸簽訂合同，定價(jià)指數(shù)包括OPEC和北海原油價(jià)格、重質(zhì)和輕質(zhì)燃料油價(jià)格。1985年，日本與澳大利亞西北大陸架液化天然氣公司簽署合同，定價(jià)指數(shù)為日本進(jìn)口原油的平均到岸價(jià)。此后一段時(shí)間，全球絕大多數(shù)的LNG貿(mào)易都與油價(jià)掛鉤，只有非常少量的氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)定價(jià)。根據(jù)國(guó)際天然氣聯(lián)盟（IGU）統(tǒng)計(jì)，2005年與油價(jià)掛鉤的LNG貿(mào)易量占全球貿(mào)易總量的87%，氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)方式僅占13%。隨著能源市場(chǎng)和通貨膨脹的不斷變化，長(zhǎng)協(xié)定價(jià)公式趨于復(fù)雜化，引入了經(jīng)濟(jì)指標(biāo)和S曲線等變量。

第三階段：2010年至今，多種方式并存的創(chuàng)新階段。隨著天然氣市場(chǎng)趨于獨(dú)立，與石油市場(chǎng)的相關(guān)性減弱，現(xiàn)貨貿(mào)易份額不斷上升，LNG貿(mào)易定價(jià)逐漸擺脫對(duì)油價(jià)的依賴(lài)，呈現(xiàn)與油價(jià)掛鉤方式和氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)方式并重的局面。2019年，與油價(jià)掛鉤占比降至59%，氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)占比增至41%。除此之外，市場(chǎng)上還出現(xiàn)了與其他氣價(jià)掛鉤、混合指數(shù)、與其他競(jìng)爭(zhēng)燃料掛鉤等新型定價(jià)機(jī)制。比如，美國(guó)自從實(shí)現(xiàn)LNG出口規(guī)?；詠?lái)，基本采用與紐約商品交易所Henry Hub天然氣價(jià)格掛鉤的定價(jià)方式；2019年，東京燃?xì)馀c殼牌簽訂了一份與煤炭?jī)r(jià)格掛鉤的混合定價(jià)長(zhǎng)協(xié)[5]；同年，道達(dá)爾公司簽署了全球第一份與Platts JKM價(jià)格掛鉤的LNG長(zhǎng)協(xié)[6]，這些為L(zhǎng)NG價(jià)格條款提供了新的范本和模式。除此之外，“碳中和”LNG已經(jīng)成為天然氣行業(yè)低碳減排的重要方式，對(duì)LNG貿(mào)易定價(jià)提出新的要求。截至2020年底，全球交付至少8船“碳中和”LNG，目的地集中在中國(guó)、日本、新加坡和韓國(guó)。新加坡Pavilion能源公司在2020年11月[7]和2021年2月[8]接連簽署附有溫室氣體排放報(bào)表的LNG進(jìn)口長(zhǎng)協(xié)，“碳中和”產(chǎn)品的“綠色溢價(jià)”成為交易價(jià)格的重要組成部分，直接影響未來(lái)LNG貿(mào)易定價(jià)機(jī)制。為了匹配日益成熟的天然氣市場(chǎng)和應(yīng)對(duì)氣候變化，LNG行業(yè)參與者還將提出更加創(chuàng)新多樣和反映本地市場(chǎng)供需的定價(jià)機(jī)制。

1.2 定價(jià)機(jī)制區(qū)域特點(diǎn)明顯

全球LNG市場(chǎng)尚未形成統(tǒng)一的定價(jià)體系，歐洲、北美和亞洲三大市場(chǎng)的長(zhǎng)協(xié)定價(jià)具有明顯的區(qū)域特點(diǎn)（圖2），與原油市場(chǎng)的貿(mào)易定價(jià)體系存在很大區(qū)別。分地區(qū)來(lái)看，與油價(jià)掛鉤的LNG貿(mào)易主要分布在亞太地區(qū)（特別是中國(guó)、日本、韓國(guó)、印度）以及西班牙、土耳其、法國(guó)和意大利等歐洲地區(qū)。氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)的LNG貿(mào)易主要分布在北美地區(qū)和英國(guó)、比利時(shí)、荷蘭等歐洲地區(qū)。美國(guó)的LNG出口已完全實(shí)現(xiàn)氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)，歐洲LNG進(jìn)口中的氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)占比也已超過(guò)60%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過(guò)與油價(jià)掛鉤方式，而亞太地區(qū)仍然以與油價(jià)掛鉤為主。實(shí)際上，這是由三大天然氣區(qū)域市場(chǎng)的發(fā)展階段決定的（圖3）。

圖2 三大市場(chǎng)LNG貿(mào)易定價(jià)機(jī)制圖

圖3 三大市場(chǎng)LNG貿(mào)易定價(jià)發(fā)展圖

在歐洲地區(qū)，1996 年英國(guó)率先完成天然氣市場(chǎng)化改革，建立起了國(guó)家虛擬平衡點(diǎn)（NBP），并逐步發(fā)展為區(qū)域基準(zhǔn)價(jià)格[9]。1998年、2003年和2007年，歐洲大陸分別進(jìn)行了3次市場(chǎng)改革，出臺(tái)多道法令以建立統(tǒng)一的天然氣市場(chǎng)，推動(dòng)各國(guó)天然氣管道的互聯(lián)互通和市場(chǎng)融合，出現(xiàn)了供需相對(duì)平衡的區(qū)域以及區(qū)域性的天然氣價(jià)格，打造出荷蘭TTF、德國(guó)GPL等十余個(gè)天然氣交易樞紐，LNG貿(mào)易進(jìn)入掛靠樞紐氣價(jià)的氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)時(shí)代[10]。2019年，歐洲LNG進(jìn)口中與油價(jià)掛鉤占比32%，氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)占比68%。隨著歷史合約到期，歐洲更加側(cè)重簽署氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)長(zhǎng)協(xié)，使用與油價(jià)掛鉤定價(jià)的LNG合同量還將進(jìn)一步下降。

在北美地區(qū)，美國(guó)自20世紀(jì)70年代開(kāi)始自由化改革，天然氣市場(chǎng)出現(xiàn)充足并富有競(jìng)爭(zhēng)力的多元供應(yīng)，管輸系統(tǒng)四通八達(dá)并實(shí)現(xiàn)了非歧視性的“第三方準(zhǔn)入”，氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)的市場(chǎng)環(huán)境逐步建立[11]。此時(shí)，原油平價(jià)定價(jià)的進(jìn)口LNG價(jià)格明顯高于國(guó)內(nèi)氣價(jià)，LNG貿(mào)易被美國(guó)政府強(qiáng)制叫停。直到貿(mào)易價(jià)格改為與美國(guó)本土氣價(jià)掛鉤，LNG進(jìn)口才得以恢復(fù)。頁(yè)巖氣革命后，美國(guó)從LNG凈進(jìn)口國(guó)變?yōu)閮舫隹趪?guó)，并且形成了以亨利樞紐（Henry Hub）為核心的定價(jià)體系。未來(lái)，加拿大LNG出口定價(jià)也將同樣采取氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)，掛靠AECO、Westcoast Station 2等樞紐價(jià)格[12]。2019年，北美LNG出口中氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)占比100%。

對(duì)于亞洲地區(qū)，日本采用與本國(guó)進(jìn)口原油加權(quán)平均價(jià)格（JCC）掛鉤的方式，對(duì)整個(gè)東北亞（日本、韓國(guó)、中國(guó)大陸、中國(guó)臺(tái)灣）地區(qū)的LNG貿(mào)易定價(jià)體系產(chǎn)生深遠(yuǎn)影響。亞太地區(qū)的天然氣行業(yè)發(fā)展稍微滯后于歐美地區(qū)，還處于市場(chǎng)化改革過(guò)程中，未形成反映本地市場(chǎng)供需的基準(zhǔn)價(jià)格，LNG長(zhǎng)協(xié)與油價(jià)掛鉤占比較高。2019年，亞太地區(qū)與JCC價(jià)格掛鉤的LNG進(jìn)口占比超過(guò)70%，與Henry Hub、JKM、煤炭?jī)r(jià)格掛鉤的比重相對(duì)較低。

1.3 定價(jià)機(jī)制具有較強(qiáng)互補(bǔ)性

不同的定價(jià)機(jī)制各有優(yōu)劣，氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)和與油價(jià)掛鉤具有明顯的互補(bǔ)性。根據(jù)東北亞已簽LNG長(zhǎng)貿(mào)來(lái)看，采用氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)方式定價(jià)的LNG資源基本來(lái)自美國(guó)，定價(jià)公式為1.15×Henry Hub價(jià)格＋常數(shù)，而與油價(jià)掛鉤定價(jià)大多掛靠日本原油清關(guān)價(jià)格（JCC），定價(jià)公式[13]為斜率×JCC價(jià)格＋常數(shù)（斜率介于10%～15%）。選取各項(xiàng)參數(shù)的平均值，測(cè)算2016—2020年?yáng)|北亞LNG長(zhǎng)貿(mào)到岸價(jià)（圖4）發(fā)現(xiàn)[14]，與油價(jià)掛鉤的長(zhǎng)貿(mào)價(jià)格波動(dòng)十分劇烈，與國(guó)際油價(jià)走勢(shì)緊密相關(guān)，價(jià)格方差為4.04；而氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)的長(zhǎng)貿(mào)價(jià)格更為穩(wěn)定，基本保持在7～9美元/MMBtu的區(qū)間水平，價(jià)格方差僅為0.36。另外，無(wú)論采用何種定價(jià)機(jī)制，都不能保證LNG進(jìn)口價(jià)格始終處于較低水平。高油價(jià)下，氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)的長(zhǎng)貿(mào)價(jià)格更低；低油價(jià)下，與油價(jià)掛鉤的長(zhǎng)貿(mào)價(jià)格更低。2017年12月—2020年3月，JCC價(jià)格維持在60美元/桶（1桶＝0.159 m3，下同）以上，與油價(jià)掛鉤的長(zhǎng)貿(mào)價(jià)格（相對(duì)滯后3個(gè)月）也一直高于氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)的長(zhǎng)貿(mào)價(jià)格。2020年4月，新冠肺炎疫情導(dǎo)致JCC價(jià)格暴跌，與油價(jià)掛鉤的長(zhǎng)貿(mào)價(jià)格也迅速下滑，從7月開(kāi)始低于氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)的長(zhǎng)貿(mào)價(jià)格。因此，氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)比與油價(jià)掛鉤更為穩(wěn)定，但不能分享油價(jià)下降時(shí)的價(jià)格紅利；與油價(jià)掛鉤比氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)更為成熟，但需要承擔(dān)油價(jià)上漲時(shí)的價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)。

圖4 東北亞LNG長(zhǎng)貿(mào)價(jià)格測(cè)算圖

1.4 貿(mào)易定價(jià)存在“亞洲溢價(jià)”

2020年，新冠肺炎疫情突如其來(lái)，給國(guó)際油氣市場(chǎng)帶來(lái)強(qiáng)烈沖擊，全球天然氣價(jià)格創(chuàng)下十年新低。由于市場(chǎng)結(jié)構(gòu)和定價(jià)機(jī)制不同，三大市場(chǎng)的現(xiàn)貨和長(zhǎng)協(xié)價(jià)格存在明顯差異，并且亞洲市場(chǎng)價(jià)格長(zhǎng)期高于歐洲和北美市場(chǎng)。

從現(xiàn)貨市場(chǎng)看，全球天然氣現(xiàn)貨價(jià)格整體承壓下行[15]，美國(guó)Henry Hub現(xiàn)貨價(jià)格最低，歐洲TTF現(xiàn)貨價(jià)格次之，以中日韓三國(guó)及中國(guó)臺(tái)灣地區(qū)為代表的東北亞LNG現(xiàn)貨價(jià)格最高（圖5）。2020年，美國(guó)Henry Hub現(xiàn)貨均價(jià)2.03美元/MMBtu，歐洲TTF現(xiàn)貨均價(jià)3.18美元/MMBtu，東北亞LNG現(xiàn)貨均價(jià)3.82美元/MMBtu，分別同比下降20.7%、30.0%和36.2%，三大市場(chǎng)比價(jià)關(guān)系為1∶1.6∶1.9。

圖5 2011—2020年三大市場(chǎng)價(jià)格走勢(shì)圖

對(duì)于長(zhǎng)貿(mào)價(jià)格，天然氣市場(chǎng)也一直存在“亞洲溢價(jià)”問(wèn)題，即以卡塔爾、澳大利亞為主的產(chǎn)氣國(guó)對(duì)其出口到亞洲的天然氣定價(jià)比其出口到歐洲的天然氣定價(jià)高。以卡塔爾RasGas液化項(xiàng)目為例，按照與油價(jià)掛鉤的長(zhǎng)協(xié)定價(jià)公式估算其出口至中國(guó)、日本、韓國(guó)等亞洲國(guó)家，法國(guó)、意大利、西班牙等歐洲國(guó)家的到岸價(jià)格（DES），如圖6所示。對(duì)比發(fā)現(xiàn)，2016年至今，亞太國(guó)家的到岸價(jià)明顯高于歐洲國(guó)家[16]。2020年，卡塔爾出口到中國(guó)、日本、韓國(guó)的LNG到岸均價(jià)為7.93美元/MMBtu，如果扣除約1.1美元/MMBtu的運(yùn)費(fèi), 離岸價(jià)為6.83美元/MMBtu；出口到法國(guó)、意大利、西班牙的LNG到岸均價(jià)為6.22美元/MMBtu，如果扣除約1美元/MMBtu的運(yùn)費(fèi), 離岸價(jià)為5.22美元/MMBtu。因此，亞洲國(guó)家進(jìn)口卡塔爾LNG離岸價(jià)顯著高于歐洲國(guó)家，存在1～2美元/MMBtu的溢價(jià)?！皝喼抟鐑r(jià)”是東北亞進(jìn)口LNG面臨的長(zhǎng)期問(wèn)題，一方面是由于與JCC價(jià)格掛鉤，原油溢價(jià)聯(lián)動(dòng)LNG溢價(jià)，另一方面是亞洲市場(chǎng)高度依賴(lài)LNG進(jìn)口，資源缺乏靈活性，市場(chǎng)定價(jià)權(quán)較弱。

圖6 各國(guó)進(jìn)口卡塔爾LNG到岸價(jià)格測(cè)算圖

2 全球LNG貿(mào)易定價(jià)新趨勢(shì)

2.1 與油價(jià)掛鉤回歸主導(dǎo)地位

隨著天然氣市場(chǎng)的成熟發(fā)展和各地交易樞紐、期貨中心建設(shè)，全球LNG貿(mào)易定價(jià)方式的選擇趨于靈活，更加反映當(dāng)年的油氣市場(chǎng)形勢(shì)。2020年，全球新簽LNG長(zhǎng)協(xié)的定價(jià)機(jī)制發(fā)生重大變化：①與油價(jià)掛鉤占比大幅提升[17]，從2019年的45.6%增至80.3%，改變了氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)占比不斷上升的趨勢(shì)。這說(shuō)明LNG貿(mào)易定價(jià)與國(guó)際油價(jià)無(wú)法完全脫鉤，特別是油價(jià)處于相對(duì)低位時(shí)，簽署掛靠油價(jià)的長(zhǎng)協(xié)可以獲取額外收益。2015—2017年與油價(jià)掛鉤占比增加，均是如此。②與JCC價(jià)格掛鉤的新簽合同量為0，這種情況在近十年首次出現(xiàn)。實(shí)際上，JCC價(jià)格僅能代表日本原油進(jìn)口價(jià)格水平，相對(duì)Brent價(jià)格存在1～2個(gè)月的波動(dòng)滯后期，還包含運(yùn)費(fèi)等溢價(jià)風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)其他亞洲國(guó)家的借鑒意義較弱。各個(gè)國(guó)家正在打破固有傳統(tǒng)，嘗試選擇新的油價(jià)參考標(biāo)準(zhǔn)。2020年，中石化、新奧能源[18]、佛燃能源、申能、廣東能源以及新加坡Pavilion Energy公司，新簽LNG長(zhǎng)協(xié)都是與Brent價(jià)格掛鉤。③JKM價(jià)格被納入長(zhǎng)協(xié)定價(jià)公式。2020年，日本三菱與澳大利亞桑托斯簽署150×104t/a合同[19]，成為繼2019年道達(dá)爾之后全球第二個(gè)選擇JKM定價(jià)的公司。雖然都是氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)，但是JKM與Henry Hub和TTF的形成機(jī)制不同，尚不能作為亞洲市場(chǎng)的價(jià)格標(biāo)桿，在LNG貿(mào)易定價(jià)中的實(shí)際作用有待驗(yàn)證。這兩筆JKM定價(jià)長(zhǎng)協(xié)都是資源池項(xiàng)目，一定程度上能夠分散價(jià)格劇烈波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)。

2.2 與油價(jià)掛鉤斜率繼續(xù)下降

全球LNG市場(chǎng)供應(yīng)寬松，新冠肺炎疫情加劇油氣需求收縮，LNG長(zhǎng)協(xié)定價(jià)與油價(jià)掛鉤斜率繼續(xù)下滑（圖7）。2020年與油價(jià)掛鉤的最低斜率為10.1%，波動(dòng)范圍從原來(lái)的13%～14%降至10%～11%，平均斜率由上年的11.1%降至10.6%。具體來(lái)看，卡塔爾出口至中東和尼日利亞出口至歐洲的掛鉤斜率均降至10.8%，資源池項(xiàng)目的掛鉤斜率降至10.3%。我國(guó)新簽的掛鉤斜率最低為10.19%，是中石化與Qatar Gas簽署的100×104t/a合約[20],另外，我國(guó)民營(yíng)企業(yè)和城燃公司新簽長(zhǎng)協(xié)的掛鉤斜率也處于較低水平。

圖7 全球新簽LNG長(zhǎng)協(xié)定價(jià)指數(shù)圖

2.3 出現(xiàn)動(dòng)態(tài)混合S曲線

S曲線能適當(dāng)緩解價(jià)格波動(dòng)[21]，通過(guò)設(shè)定價(jià)格上限和下限保護(hù)買(mǎi)賣(mài)雙方。一般而言，當(dāng)油價(jià)保持在60美元/桶（1桶＝158.98 L，下同）時(shí)，S曲線拐點(diǎn)通常在40美元/桶和80美元/桶附近。由于油價(jià)下跌轉(zhuǎn)為買(mǎi)方市場(chǎng)，過(guò)去5年?yáng)|北亞地區(qū)簽署的LNG長(zhǎng)協(xié)極少包含S曲線。隨著本輪油價(jià)和氣價(jià)大幅波動(dòng)，S曲線重新引起市場(chǎng)關(guān)注，并且出現(xiàn)混合油氣價(jià)格指數(shù)的定價(jià)結(jié)構(gòu)，改變?cè)泄潭ǖ恼埸c(diǎn)系數(shù)。2020年4月，新加坡Pavilion Energy的子公司發(fā)出招標(biāo)公告，提出進(jìn)口價(jià)格與油價(jià)掛鉤、LNG現(xiàn)貨價(jià)格（加減常數(shù)項(xiàng)）作為天花板和地板價(jià)格的定價(jià)公式（S1曲線）。另一東南亞買(mǎi)家提出將LNG進(jìn)口價(jià)格與JKM掛鉤，但增加與油價(jià)掛鉤的天花板和地板價(jià)格（S2曲線）。

對(duì)比發(fā)現(xiàn)，這兩種S曲線對(duì)買(mǎi)賣(mài)雙方的保護(hù)重點(diǎn)不同，如圖8、9所示。S1曲線能夠在低氣價(jià)時(shí)保護(hù)買(mǎi)方利益，避免因與油價(jià)掛鉤導(dǎo)致LNG長(zhǎng)協(xié)價(jià)格過(guò)高、與LNG現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格脫節(jié)；高氣價(jià)時(shí)保護(hù)賣(mài)方利益，彌補(bǔ)賣(mài)方在LNG資源緊缺時(shí)的供應(yīng)成本增加。相反，S2曲線能夠在低氣價(jià)時(shí)保護(hù)賣(mài)方利益，目的是維持液化設(shè)施運(yùn)行的基本開(kāi)支；高氣價(jià)時(shí)保護(hù)買(mǎi)方利益，發(fā)揮長(zhǎng)協(xié)資源量?jī)r(jià)穩(wěn)定的優(yōu)勢(shì)。不同情景下的保護(hù)程度取決于系數(shù)，由雙方談判協(xié)商確定。

3 我國(guó)LNG進(jìn)口定價(jià)模式及存在問(wèn)題

3.1 我國(guó)LNG進(jìn)口定價(jià)模式

自2006年6月廣東大鵬LNG接收站進(jìn)口我國(guó)第一船LNG以來(lái)，我國(guó)國(guó)家石油公司、城燃企業(yè)和貿(mào)易公司相繼簽署進(jìn)口合同，目前我國(guó)在執(zhí)行LNG長(zhǎng)協(xié)超過(guò)5 800×104t/a。我國(guó)LNG進(jìn)口定價(jià)既包括與油價(jià)掛鉤，也包括氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)，定價(jià)公式分為直線掛鉤、S曲線掛鉤及與氣價(jià)掛鉤共3種類(lèi)型。

3.1.1 直線掛鉤公式

直線掛鉤是我國(guó)最主要的定價(jià)方式，占在執(zhí)行合同60%以上。隨著國(guó)際LNG市場(chǎng)供需寬松，買(mǎi)家話語(yǔ)權(quán)提升，掛鉤斜率不斷下降，常數(shù)項(xiàng)也被取消，公式轉(zhuǎn)向“斜率×原油價(jià)格”。

3.1.2 S曲線掛鉤公式

我國(guó)采用S曲線掛鉤公式的在執(zhí)行合同，簽約時(shí)間大多數(shù)在2013年后，這與簽約時(shí)的天然氣市場(chǎng)形勢(shì)有關(guān)。當(dāng)時(shí)國(guó)際LNG供應(yīng)偏緊、賣(mài)方話語(yǔ)權(quán)較大，掛鉤初始斜率較高，高/低油價(jià)情景與正常油價(jià)情景斜率相差不到4%，對(duì)買(mǎi)方保護(hù)力度弱。

3.1.3 與氣價(jià)掛鉤公式

2013年我國(guó)與美國(guó)簽署第一份氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)定價(jià)的LNG長(zhǎng)協(xié)。2020年11月，佛燃能源與美國(guó)切尼爾能源公司簽署“關(guān)鍵條款協(xié)議”[22]，LNG定價(jià)同樣與Henry Hub價(jià)格掛鉤。隨著全球LNG市場(chǎng)流動(dòng)性增強(qiáng)，氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)定價(jià)的LNG長(zhǎng)協(xié)有望快速發(fā)展。

3.2 我國(guó)LNG進(jìn)口定價(jià)存在的問(wèn)題

3.2.1 與油價(jià)掛鉤占比高，不具備氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)市場(chǎng)條件

2021年我國(guó)在執(zhí)行LNG進(jìn)口長(zhǎng)協(xié)中，與油價(jià)掛鉤占比超過(guò)90%，遠(yuǎn)高于國(guó)際平均水平。其中，與Brent價(jià)格掛鉤占比14.9%，與JCC價(jià)格掛鉤占比76.6%。這一方面是鑒于當(dāng)時(shí)市場(chǎng)形勢(shì)，我國(guó)進(jìn)口初期簽署的長(zhǎng)協(xié)基本與JCC價(jià)格掛鉤，另一方面是亞洲缺乏區(qū)域性的交易中心，沒(méi)有形成代表本地市場(chǎng)的基準(zhǔn)價(jià)格，尚不具備與氣價(jià)掛鉤的條件。與油價(jià)掛鉤的弊端在于：LNG長(zhǎng)協(xié)價(jià)格隨石油市場(chǎng)波動(dòng)，有時(shí)會(huì)明顯偏離天然氣市場(chǎng)自身的價(jià)格，并且還存在價(jià)格滯后，不利于進(jìn)口商控制資源采購(gòu)成本和安排接收站的窗口期。顯然，掛靠JCC價(jià)格的定價(jià)方式已經(jīng)不能滿足進(jìn)口需求，市場(chǎng)上也出現(xiàn)了與Henry Hub、JKM、煤炭?jī)r(jià)格掛鉤的方式，但貿(mào)易規(guī)模相對(duì)較小。

3.2.2 高價(jià)進(jìn)口資源集中，受多重因素影響

我國(guó)LNG進(jìn)口資源來(lái)自二十多個(gè)國(guó)家，進(jìn)口成本差別較大，高價(jià)氣源集中在卡塔爾、澳大利亞和巴布亞新幾內(nèi)亞等國(guó)。根據(jù)海關(guān)總署統(tǒng)計(jì)，2019年，我國(guó)LNG平均進(jìn)口成本9.19美元/MMBtu，其中有三個(gè)資源國(guó)的進(jìn)口成本高于平均水平，分別是卡塔爾（10.42美元/MMBtu）、澳大利亞（9.22美元/MMBtu）和巴布亞新幾內(nèi)亞（10.26美元/MMBtu）。2020年，來(lái)自上述國(guó)家的資源成本再次高于平均水平（6.75美元/MMBtu），依次為7.72美元/MMBtu、6.96美元/MMBtu和7.26美元/MMBtu。我國(guó)從這三個(gè)國(guó)家的LNG進(jìn)口量占比超過(guò)60%，不僅說(shuō)明我國(guó)LNG進(jìn)口集中度高，而且高價(jià)資源也非常集中。當(dāng)然，與油價(jià)掛鉤斜率高、運(yùn)距遠(yuǎn)運(yùn)費(fèi)高、船運(yùn)市場(chǎng)波動(dòng)等因素共同造成了該部分資源成本高企。

3.2.3 價(jià)格復(fù)議周期長(zhǎng)，定價(jià)公式難以調(diào)整

我國(guó)LNG長(zhǎng)協(xié)的復(fù)議周期較長(zhǎng)，不定期復(fù)議的觸發(fā)機(jī)制也不完善，強(qiáng)制執(zhí)行復(fù)議的難度較大，不利于根據(jù)市場(chǎng)變化及時(shí)調(diào)整定價(jià)公式。通常，我國(guó)價(jià)格復(fù)議會(huì)在首次交付之日起的5～10年后進(jìn)行，遠(yuǎn)遠(yuǎn)長(zhǎng)于歐洲的3年復(fù)議期[23]。進(jìn)口企業(yè)想要進(jìn)行額外復(fù)議的可能性不大，必須等待下一個(gè)時(shí)間窗口。甚至部分合同限制了復(fù)議次數(shù)，只能修訂1次定價(jià)公式。即便貿(mào)易合同中包含“經(jīng)濟(jì)環(huán)境變化”等臨時(shí)復(fù)議機(jī)制，觸發(fā)難度也大于歐洲合同中的“買(mǎi)方市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)環(huán)境的重大變化”。例如合同約定，只有當(dāng)整個(gè)亞太地區(qū)的經(jīng)濟(jì)環(huán)境發(fā)生變化才有可能觸發(fā)復(fù)議，而不僅僅是本國(guó)的經(jīng)濟(jì)變化。而歐洲進(jìn)口商所在國(guó)家的經(jīng)濟(jì)發(fā)生較大波動(dòng)，就能觸發(fā)復(fù)議機(jī)制，并且配有完善的價(jià)格仲裁保障機(jī)制。

4 相關(guān)建議

4.1 合理選擇定價(jià)機(jī)制

無(wú)論是與油價(jià)掛鉤還是氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)，單一的定價(jià)機(jī)制都不能規(guī)避所有市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)。在油氣市場(chǎng)化改革完成之前，我國(guó)LNG進(jìn)口要堅(jiān)持“短期靈活”和“長(zhǎng)期穩(wěn)定”的原則，積極探索氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)的定價(jià)方式，但不能完全與油價(jià)脫鉤。首先，除JCC價(jià)格外，未來(lái)新簽長(zhǎng)協(xié)可以考慮與Brent價(jià)格掛鉤，避免運(yùn)力緊張和原油溢價(jià)導(dǎo)致的進(jìn)口成本增加。其次，積極嘗試氣—?dú)飧?jìng)爭(zhēng)或者多種指數(shù)混合定價(jià)的價(jià)格機(jī)制，降低國(guó)際油價(jià)波動(dòng)帶來(lái)的貿(mào)易價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)?；旌现笖?shù)能夠使LNG進(jìn)口價(jià)格穩(wěn)定在合理區(qū)間，納入氣價(jià)也能增強(qiáng)長(zhǎng)協(xié)價(jià)格與天然氣市場(chǎng)的相關(guān)性。另外，在對(duì)未來(lái)全球LNG市場(chǎng)合理預(yù)測(cè)的基礎(chǔ)上，選擇一種S曲線以規(guī)避市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)。對(duì)于傳統(tǒng)S曲線，要努力降低固定拐點(diǎn)，提高掛鉤斜率折扣；對(duì)于動(dòng)態(tài)混合S曲線，也要設(shè)定雙方權(quán)責(zé)對(duì)等的天花板/地板價(jià)格系數(shù)。

4.2 優(yōu)化價(jià)格復(fù)議機(jī)制

為了合同長(zhǎng)期順暢執(zhí)行，避免出現(xiàn)提請(qǐng)復(fù)議難和復(fù)議效果不及預(yù)期的狀況，建議參照全球新簽合約及亞洲已復(fù)議合約，縮短合同復(fù)議期，完善價(jià)格復(fù)議條款。在買(mǎi)方市場(chǎng)下，我國(guó)進(jìn)口企業(yè)要主動(dòng)與供應(yīng)商溝通談判，利用價(jià)格復(fù)議契機(jī)，優(yōu)化LNG進(jìn)口定價(jià)條款：①要降低掛鉤斜率，避免油價(jià)回升給LNG進(jìn)口成本帶來(lái)壓力。若短期內(nèi)無(wú)法調(diào)整價(jià)格公式，可參照其他國(guó)家做法爭(zhēng)取以較低的固定價(jià)格進(jìn)口天然氣。例如巴基斯坦在供應(yīng)商拒絕終止和復(fù)議合約后，于2020年4月向瑞士貢沃集團(tuán)（Gunvor Group）意大利Eni集團(tuán)提出，將LNG進(jìn)口浮動(dòng)價(jià)格轉(zhuǎn)為4.0～4.5美元/MMBtu的固定到岸價(jià)，在未來(lái)6～24個(gè)月執(zhí)行[24]。②應(yīng)堅(jiān)持市場(chǎng)平價(jià)原則，爭(zhēng)取我國(guó)進(jìn)口均價(jià)與東北亞進(jìn)口均價(jià)保持一致，或者進(jìn)口資源的離岸價(jià)與歐洲市場(chǎng)保持一致。

4.3 加快天然氣交易中心建設(shè)

積極推進(jìn)亞洲天然氣交易中心建設(shè)意義重大，只有形成國(guó)際認(rèn)可的區(qū)域基準(zhǔn)價(jià)格，將亞洲市場(chǎng)的氣價(jià)納入定價(jià)公式，才能從根本上解決亞洲LNG進(jìn)口溢價(jià)問(wèn)題。目前，我國(guó)上海、重慶、深圳、浙江、海南等地成立了天然氣交易中心，但是交易規(guī)模和交易方式與國(guó)外相比還有差距，交易中心的價(jià)格發(fā)現(xiàn)功能還有待挖掘。我國(guó)交易中心建設(shè)需要結(jié)合實(shí)際國(guó)情，建議國(guó)家加大對(duì)交易中心的支持力度，跟進(jìn)配套相關(guān)的財(cái)政政策，重點(diǎn)培育地區(qū)消費(fèi)集中、交割資源豐富、管網(wǎng)建設(shè)相對(duì)發(fā)達(dá)、互聯(lián)互通程度較高的地區(qū)，將其發(fā)展成為中國(guó)乃至亞洲地區(qū)的價(jià)格標(biāo)桿。同時(shí)，加快推出天然氣期貨產(chǎn)品，讓金融市場(chǎng)服務(wù)于天然氣行業(yè)發(fā)展。

4.4 建立風(fēng)險(xiǎn)對(duì)沖機(jī)制

LNG現(xiàn)貨價(jià)格不僅具有明顯的季節(jié)周期性，也極易受突發(fā)事件、替代能源、船運(yùn)市場(chǎng)等外部因素影響，出現(xiàn)不可預(yù)見(jiàn)的短期劇烈波動(dòng)。LNG長(zhǎng)協(xié)定價(jià)與油價(jià)掛鉤比例仍然較高，特別是東北亞地區(qū)進(jìn)口LNG長(zhǎng)協(xié)價(jià)格與JCC價(jià)格相關(guān)性超過(guò)90%，國(guó)際油價(jià)變化能夠在3～6個(gè)月內(nèi)傳導(dǎo)到LNG市場(chǎng)。因此，不論是現(xiàn)貨還是長(zhǎng)協(xié)，LNG進(jìn)口價(jià)格都存在較多不確定因素。建議跟蹤關(guān)注國(guó)際重點(diǎn)事件，提前做好應(yīng)對(duì)預(yù)案，建立風(fēng)險(xiǎn)對(duì)沖機(jī)制，合理運(yùn)用期貨等金融衍生工具，控制LNG進(jìn)口資源總體成本。