LNG現貨貿易的風險分析及應對

程笛

摘 要：為落實天然氣發電的天然氣供應，降低天然氣價格，通過 LNG 現貨貿易方式，積極探索海外采購 LNG 的經驗。本文論述了現貨貿易背景，研究確定了商務構架和貿易流程，分析了主要風險因素，提出了主要風險的應對措施。

關鍵詞：現貨貿易;商務構架;貿易流程;風險分析;風險應對

國家在“十三五”期間將大力發展天然氣產業，逐步把天然氣產業培育成主體能源之一。計劃到2020年，天然氣在一次能源消費占比將達10%;規劃到2030年，天然氣在一次能源消費中的比重將達到15%左右，燃氣發電用氣占天然氣總消費量的約20%;燃氣發電將成為我國天然氣利用的主要方向之一，也是國內電力企業產業發展的重要領域和利潤增長點。為保障氣源供應、降低氣價，電力公司通過LNG現貨貿易方式，積極探索海外采購LNG的經驗。

1 背景

2018年，中國宏觀經濟形勢穩中有進，多項環保政策助力天然氣市場蓬勃發展。中國天然氣產量1603億m3，增速為8.3%;天然氣進口量約1260億m3，增速為32%，對外依存度45%;天然氣消費量2803億m3，增量首次突破400億m3，增速為18%。全國天然氣供需總體偏緊，季節性供需矛盾有所好轉。天然氣價格市場化步伐進一步加快，多地上調終端用氣價格，燃氣發電用氣價格進一步提高。

國內某電力企業將燃氣發電和天然氣利用業務作為新興戰略產業和新的利潤增長點加以重點培育。進一步推動氣電產業發展，預計天然氣發電裝機規模和天然氣用氣量將有大幅度增加。

為了獲得經濟、可靠的氣源，提高燃機的用氣保障，國內某電力企業自2011年起嘗試進入國內頁巖氣勘探和參股投資海外上游氣田，以及參與國內LNG接收站投資建設和國際LNG長協、現貨貿易，并成立了天然氣供應服務專業公司，培育自身供氣保障能力。但受國內天然氣管網和儲氣等基礎設施能力不足，以及市場機制不健全、監管體系不完善等因素影響，預計在今后相當長時間內，燃氣電站供氣保障壓力巨大，是否獲得經濟可靠氣源供應是制約燃氣產業快速發展的主要因素之一。因此，建立專業團隊，培育國際LNG采購能力，從事國際LNG長協和現貨貿易，是保障氣源供應、平抑氣價的必然選擇。

2 商務構架及貿易流程

2.1 商務構架

從事LNG現貨貿易的國內買家通常與多家國際賣家分別簽訂長期有效的主合同，主合同約定雙方權利義務的一些基本條款。待實際貿易發生時，雙方再簽單船貨物的確認函，明確所交易LNG的價格、數量、供貨時間、供貨質量、裝載港、卸載港、LNG船型等關鍵條款。買賣雙方在交貨前30-60天前簽訂確認函，一般買方向賣方提供與貨物等值的信用擔保，待確認函簽訂后生效，與主合同一起作為單船交易貿易合同，買賣雙方嚴格執行主合同和確認函，進行單船貨物交易。貨物到港卸貨驗收合格后，一般在7-15日內向賣方支付貨款。在簽訂確認函之前，買家與接收站公司先簽訂接收站窗口期（一般30天至45天）租賃協議和窗口期確認函，與終端用戶或供應方簽訂購銷合同，提前3-7天簽訂確定當日或當周量價確認單。LNG現貨貿易商務構架如圖1所示：

2.2 貿易流程

LNG現貨貿易從簽訂商務合同到貨物到港卸貨銷售一般經過如圖2所示流程。簽訂商務合同（包括與國際賣家簽訂的貨物確認函、與接收站公司簽訂的窗口期租賃確認函、與終端用戶和供應方簽訂的當日或周量價確認單）、裝船發貨、貨物進港、一關三檢、靠岸卸貨、驗收、進庫儲存、提貨銷售、貨款結算等環節。

3 主要風險分析及應對

由于LNG低溫易燃、易爆液體、難儲運的特點，LNG國際現貨貿易一般是全產業鏈的貿易，包括從上游氣源采購、船運、到中游游的接收儲運和下游銷售全過程，從氣源采購到下游銷售完成各環節環環相扣、緊密銜接，整個LNG交易過程由采購、船運、儲運、銷售合同群有機組成。根據行業特點和慣例，LNG國際貿易風險也是通過合同群由上游向下游傳遞。對單船貿易來說，買家通過商務合同，把上游賣家的貿易風險、背靠背盡可能地向給船運方、接收站公司、儲運方和銷售方傳遞。

3.1 主要風險分析

LNG國際現貨貿易風險主要包括：市場價格風險、照付不議風險、接收儲運風險、不可抗力風險和匯率變動風險等。

3.1.1 市場價格風險

指上游采購價格和下游銷售價格風險，單船LNG國際現貨貿易從采購到銷售一般2-3月完成，上游采購價格和下游的銷售隨著季節和市場供需關系波動較大，買家承擔較大的價格風險。

3.1.2 照付不議風險

主要是指買家未按合同約定的采購量接收或交付合同各方，買家承擔相應違約責任，向合同方支付違約的費用。

3.1.3 接收儲運風險

主要指一關三檢批復、進港靠岸卸貨和接收站接收風險，以及接收站儲存和槽車運輸風險。

3.1.4 不可抗力風險

主要指買賣雙方無法預見、無法預防、無法避免和無法控制的事件造成合同不能履行或不能按期履行的風險，包括戰爭、動亂、地震以及第三方儲運設施意外事故等風險。

3.1.5 匯率變動風險

LNG國際采購用美元結算，國內銷售人民幣結算，存在美元兌人民幣匯率變動風險，尤其是在美元升值區間，若短期匯率發生較大變動，會引起很大匯率風險。

3.2 主要風險應對

LNG國際現貨貿易產業鏈條長、需要資金額度大、專業性強，買家需要具備國際商法、財務資信、接收站通道、下游市場銷售以及合同管控等專業能力，通過確定合理商務構架和貿易流程，簽訂全產業鏈相關合同，并加強過程管控，嚴控風險，才能實現LNG現貨貿易的順利執行，創造合理的利潤。經分析研究，對主要風險制定如下具體應對措施。

3.2.1 市場價格風險

市場價格風險主要通過控制采購價格，提前預測盈利，合理確定銷售模式等措施規避。一是研究普氏日本/韓國指數（PlattsJKM）歷史數據，參照普氏日本/韓國指數（PlattsJKM）和談判情況，確定上游采購價格;二是研究長協到岸價、現貨到岸價和接收站銷售價格歷史數據，分析預測現貨貿易盈利情況，如圖3所示;三是根據盈利情況預測，結合自身銷售能力，合理確定下游銷售模式，如：自主銷售模式、委托銷售模式和“量價均鎖定”的躉售模式、“鎖量不鎖價”的躉售模式等。

3.2.2 照付不議風險

照付不議風險是LNG國際現貨貿易主要風險之一，長協采購貿易的風險一般通過合同由買家背靠背從上游采購傳遞到下游用戶，但現貨貿易，每天銷售價格和量隨行就市，照付不議風險較難規避。在現貨貿易具體實施時，買家應采取如下應對措施：一是在簽訂上游采購合同前，同步鎖定下游用戶，并簽訂購銷合同;二是合理確定下游銷售模式，并通過合同約定傳遞到合同方，減少或規避照付不議風險。

3.2.3 接收儲運風險

在合同中明確合同各方的責任，規避接收儲運風險。一關三檢批復由買方承擔，進港靠岸卸貨風險按責任由買方或賣方承擔，接收站接收風險背靠背向接收站公司傳遞，儲存風險通過接收站租賃協議傳遞給接收站公司，槽車運輸風險一般采取供應方、終端用戶提貨或通過運輸協議向第三方傳遞。

3.2.4 不可抗力風險

由于LNG產業鏈特征以及有別于其他貿易的交付方式，買賣雙方均要求將上下游設施作為不可抗力的免責因素，因此上下游設施的風險在合同中約定。同時，買方應通過合同背靠背將不可抗力風險向中游接收站和下游用戶傳遞。

3.2.5 匯率變動風險

為規避匯率變動風險，買家應具有充足財務資信和貿易資金，按上游采購合同及時支付采購款。同時應加大下游市場銷售力度，盡可能縮短銷售周期。

4結論

電力企業立足自身燃機用氣需求和發展需要，積極參與國際LNG現貨貿易，積累了海外LNG采購經驗，具備了LNG國際貿易和風險防控能力，為本企業燃機用氣保障、平抑氣價進行了有益探索，提高了燃機電站的用氣保障和經濟運行。

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