淺談進口LNG采購成本影響因素及優(yōu)化策略

董思旸

（中國石油化工股份有限公司天然氣分公司 北京 100029）

一、全球進口LNG成本定價方式

全球LNG定價機制演變過程，本文大致劃分為三個階段，即以固定價格為主、以原油價格掛鉤為主及以多種定價方式共存三個階段。

（一）以固定價格為主階段

20世紀60年代，歐洲市場早于北美和亞洲市場開展LNG貿(mào)易。英國于1964年自阿爾及利亞以固定價格進口LNG，此時的LNG作為新興國際貿(mào)易產(chǎn)品，市場上對其缺乏普遍認可和錨定基準，買賣雙方只能通過談判方式商定一個固定價格。買方參照本國的天然氣銷售價格及終端用氣成本進行報價，賣方售價則依據(jù)上游生產(chǎn)成本、液化加工費用及船只運費等，最終成交價格為雙方的談判博弈結(jié)果。

（二）以原油價格掛鉤為主階段

從20世紀70年代到21世紀初，考慮到經(jīng)濟、產(chǎn)品競爭力等因素，LNG貿(mào)易形成了與競爭性燃料和下游產(chǎn)品（包括原油、鋼材、燃料油、汽油等）價格掛鉤的定價機制。1985年，日本與澳大利亞西北大陸架液化天然氣公司簽訂了進口液化天然氣合同，價格指數(shù)為日本進口原油的平均到岸價格。從那時起，世界上大部分液化天然氣貿(mào)易均與原油價格掛鉤。根據(jù)國際天然氣聯(lián)盟的統(tǒng)計，2006年與原油價格掛鉤的液化天然氣貿(mào)易占總貿(mào)易的86%。

（三）以多種定價方式共存階段

2010年以來，隨著天然氣的使用越來越廣泛，貿(mào)易的不斷發(fā)展和完善，天然氣市場與石油市場的相關(guān)性減弱，現(xiàn)貨貿(mào)易份額不斷上升，LNG貿(mào)易定價逐漸擺脫了對石油價格的依賴，呈現(xiàn)與油價掛鉤方式和現(xiàn)貨競爭定價模式并重的局面?，F(xiàn)貨競爭性定價是指天然氣價格與實體交易中心（如美國的亨利中心）、虛擬交易中心（如荷蘭天然氣價格指數(shù)）及其他現(xiàn)貨價格指數(shù)（如日本原油價格指數(shù)）相關(guān)。

二、中石化進口LNG成本定價方式

（一）簽訂長約LNG資源，穩(wěn)定天然氣供應

為積極響應國家清潔能源發(fā)展戰(zhàn)略，2009年中石化與巴布亞新幾內(nèi)亞液化天然氣有限公司，簽訂合同期20年、200萬噸/年的長期液化天然氣采購合同，貨源為巴布亞新幾內(nèi)亞PNGLNG項目。2011—2012年與澳大利亞太平洋液化天然氣有限公司簽訂合同期20年、760萬噸/年的LNG采購合同，貨源為澳大利亞APLNG項目，該兩種長協(xié)資源均與日本原油價格指數(shù)掛鉤。

（二）中短約、現(xiàn)貨合理搭配，資源結(jié)構(gòu)多樣化

在新增資源采購方面中石化充分考慮對供氣資源的綜合評估，分散供貨風險，優(yōu)化運輸結(jié)構(gòu)。結(jié)合近期簽訂的美國維吉、卡塔爾、俄羅斯諾瓦泰克等項目各自優(yōu)勢，最終形成大洋洲、北美、中東、中亞等多渠道供應的資源池，達到資源的多元化、風險最小化、利益最大化的目的。在加快開展長約資源談判的同時，大力推進簽署風險可控的中短期、現(xiàn)貨合約，在合約價格結(jié)構(gòu)、延長年限方面爭取靈活性。定價方式也逐步由單一與日本原油價格指數(shù)掛鉤的傳統(tǒng)模式，向與美國亨利樞紐氣價、布倫特原油、普氏日韓標桿指數(shù)、荷蘭天然氣價格指數(shù)掛鉤的定價模式演變，分散價格波動風險。

三、進口LNG采購成本主要影響因素

（一）采購價格對成本影響

1.長協(xié)資源

中石化簽訂的長協(xié)資源，均與日本原油價格指數(shù)（縮寫為JCC，下同）掛鉤。日本原油價格指數(shù)受全球原油供需基本面影響，與國際油價呈正相關(guān)。目前全球原油價格主要是以布倫特原油（縮寫為Brent，下同）作為原油價格的風向標，故下面以2021年為例分析Brent原油價格變動趨勢。

2021年，在全球新冠肺炎疫情好轉(zhuǎn)、石油需求偏低、煉油毛利明顯好轉(zhuǎn)等因素的支撐下，國際油價整體呈現(xiàn)逐季走高態(tài)勢，四個季度均價分別為61.325美元/桶、69.085美元/桶、73.235美元/桶和79.66美元/桶，全年布倫特均價為70.95美元/桶，同比增長64.2%。布倫特全年最低價為1月4日的51.09美元/桶，最高價為10月26日的86.40美元/桶，也是2018年10月以來最高水平。由于國際油價與中石化長協(xié)資源采購成本呈正相關(guān)，隨著國際油價不斷攀升，中石化長協(xié)資源成本也隨之升高。與油價掛鉤的弊端在于長協(xié)資源成本隨石油市場波動，有時會明顯偏離天然氣市場價格，不利于進口企業(yè)控制資源采購成本。

2.現(xiàn)貨資源

2009年2月，標普全球普氏能源推出LNG市場基于現(xiàn)貨交易價格的日本—韓國LNG標桿（JKM）。由于日韓兩國占全球LNG進口量的份額較大，JKM逐漸成為衡量全球特別是亞太地區(qū)LNG現(xiàn)貨價格走勢的關(guān)鍵參考。中石化目前簽訂的現(xiàn)貨資源目前絕大部分均與JKM掛鉤。故下面以2021年為例，分析JKM價格變動趨勢。

2021年，在歐洲能源危機、部分LNG出口項目故障等因素的影響下，國際現(xiàn)貨LNG價格呈現(xiàn)單邊大幅上漲走勢。東北亞現(xiàn)貨LNG價格指數(shù)普氏JKM全年均價15.034美元/MMBtu，同比大漲292%。JKM全年最低價為3月3日的5.563美元/MMBtu，最高價為10月6日的56.326美元/MMBtu，創(chuàng)下歷史最高。因中石化占比約70%的現(xiàn)貨資源均與JKM掛鉤，故與JKM掛鉤的現(xiàn)貨價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、船運市場等外部因素影響，出現(xiàn)不可預見的短期劇烈波動。

（二）匯率波動對成本影響

從進口LNG貿(mào)易訂立單船采購合同至裝船發(fā)貨及之后的議付，歷時近20—30天。在該時間段內(nèi)，如果匯率發(fā)生變動會對進口LNG采購成本造成較大程度的影響，進而波及企業(yè)利潤。當外匯匯率上漲時，進口貨物支付既定的外匯將需要更多的人民幣，買方企業(yè)將承受匯兌損失，采購成本也隨之增加。根據(jù)測算，JKM于15美元/MMBtu水平時，匯率由6.45每增加0.1美元，預計將增加現(xiàn)貨采購成本約84元/噸。

（三）海運航線對成本影響

因進口LNG運費包含于買方支付至賣方的進口貨款中，故航運費是進口LNG成本的組成部分，海運航線的選擇對進口成本至關(guān)重要。根據(jù)進口資源來源劃分，中石化海上進口LNG主要來自澳大利亞、巴布亞新幾內(nèi)亞、卡塔爾、美國、馬來西亞及印度尼西亞。除澳大利亞海運航線相對安全外，卡塔爾因地處中東腹地，航線需經(jīng)霍爾木茲海峽和馬六甲海峽，巴布亞新幾內(nèi)亞則需要經(jīng)過索馬里海域等咽喉要道，風險較高。美國至中國LNG船運費則表現(xiàn)出較為明顯的季節(jié)性波峰波谷走勢，2020年冬季受極寒天氣和巴拿馬運河擁堵影響，經(jīng)巴拿馬運河和蘇伊士運河運費最高至7.3美元/MMBtu和8.2美元/MMBtu（約合1.76元/方和1.98元/方）。同時長距離的海運航線在大幅度增加LNG運輸成本的同時，極端天氣和海上交通事故風險概率增加。因此，選擇合理航線避開運費波峰，是有效降低采購成本的重要手段之一。

（四）儲配設(shè)施對成本影響

一方面，因天然氣價格明顯存在季節(jié)特性，夏季相比冬季進口價格較低，故進口企業(yè)可充分利用天然氣儲氣設(shè)施通過“夏儲冬采”以降低進口成本。目前，我國儲氣基礎(chǔ)設(shè)施存在建設(shè)滯后、儲備能力不足等問題，嚴重制約了企業(yè)“穩(wěn)量降本”目標的實現(xiàn)。另一方面，由于儲氣能力建設(shè)不足，2017年、2020年的極寒冬季均發(fā)生了蔓延全國的“氣荒”。嚴重的“氣荒”導致三大石油企業(yè)為履行天然氣保供責任，冬季高價購買進口LNG，受居民氣價格尚未完全放開，天然氣剛性需求不充分等因素影響，無法實現(xiàn)將進口采購資源成本完全順價銷售至國內(nèi)用戶，造成了企業(yè)進口即虧損的局面。

（五）合同條款對成本影響

1.價格回顧條款設(shè)置

LNG長貿(mào)合同的復議周期較長，不定期復議的觸發(fā)機制也不完善，強制執(zhí)行復議的難度較大，不利于根據(jù)市場變化及時調(diào)整定價公式。中石化簽訂的APLNG及PNG項目，價格復議在首次交付之日起的5—10年后進行，遠遠超過歐洲的三年復議期。進口企業(yè)想要進行額外復議的可能性不大，必須等待下一個時間窗口。即便貿(mào)易合同中包含“經(jīng)濟環(huán)境變化”等臨時復議機制，觸發(fā)難度也大于歐洲合同中的“買方市場經(jīng)濟環(huán)境的重大變化”。例如合同規(guī)定，只有當整個亞太地區(qū)的經(jīng)濟環(huán)境發(fā)生變化時，才能引發(fā)重新復議機制，而不僅僅是該國的經(jīng)濟變化。因此，如果價格審查條款設(shè)置不當，買方將承受高昂的成本壓力，增加商業(yè)風險。

2.照付不議條款設(shè)置

按照國際貿(mào)易規(guī)則，在國外簽訂的進口LNG長協(xié)資源是照付不議模式，買方承諾每年購買最低數(shù)量的LNG。如果實際采購量達不到最低數(shù)量，則就短缺部分買家仍然需要支付貨款。目前中石化簽訂的長協(xié)資源均包含照付不議條款，該種模式下協(xié)議一旦簽訂，雙方違約的成本都會非常高。為此在合同談判時，應結(jié)合本企業(yè)的承受能力，在能力承受的范圍內(nèi)設(shè)置照付不議條款。否則一旦違約需向?qū)Ψ街Ц墩崭恫蛔h價款時，將會對企業(yè)造成非常被動的后果。

（六）國際局勢對成本影響

“頁巖革命”使美國成為全球LNG供給的重要來源。2019年5月，國務院關(guān)稅稅則委員會決定對美國LNG關(guān)稅提升到25%。但2020年后，我國暫免了對美國LNG加征25%的進口關(guān)稅，但中美貿(mào)易關(guān)系未來仍存在較大的不確定性。因進口LNG為免關(guān)稅貨物，故中美政治關(guān)系影響是導致企業(yè)進口LNG成本上漲的潛在因素。

四、主要應對策略

（一）優(yōu)化定價機制選擇，規(guī)避市場風險

無論是與油價掛鉤還是采用現(xiàn)貨價格指數(shù)，單一的定價機制都不能規(guī)避所有市場風險。進口企業(yè)應堅持“短期靈活”和“長期穩(wěn)定”的原則，未來新簽長協(xié)資源時應考慮與多種價格指數(shù)掛鉤，避免運力緊張和原油溢價導致的進口成本增加，降低國際油價波動帶來的貿(mào)易價格風險。除JCC價格外，中石化在新簽長協(xié)資源時應采取分散計價的采購模式，采購價格與固定價、布倫特原油（Brent）、普氏日韓標桿指數(shù)（JKM）、美國亨利樞紐天然氣價格（HH）及荷蘭天然氣價格指數(shù)（TTF）掛鉤，避免將雞蛋放入同一個籃子，分散價格波動風險。目標建立要以中長期協(xié)議為基礎(chǔ)，并以短期及現(xiàn)貨資源合理搭配進口LNG資源池，降低進口成本，實現(xiàn)LNG資源來源和貿(mào)易方式多元化，保障供應安全。

（二）建立風險對沖機制，開展套期保值

對于進口LNG而言，國際油價、現(xiàn)貨價格極易受突發(fā)事件、替代能源、船運市場等外部因素影響，出現(xiàn)不可預見的價格波動。隨著天然氣市場日趨完善，進口企業(yè)應通過建立套期保值體系，采取鎖住實貨一頭，另一端利用期貨衍生品工具進行對沖的手段使利潤更加穩(wěn)定。中石化堅持套期保值、防控風險原則開展套期保值業(yè)務，同時密切跟蹤關(guān)注國際重點事件，緊盯油價、現(xiàn)貨LNG價格走勢，制定天然氣年度（或階段性）套期保值計劃及具體保值業(yè)務操作方案，建立風險對沖機制并定期開展套期保值有效性測試，嚴格風險指標設(shè)定和動態(tài)監(jiān)控，降低實貨價格風險敞口，控制LNG進口資源總體成本，促進經(jīng)營目標實現(xiàn)。

（三）推動人民幣跨境結(jié)算，降低匯率風險

隨著多邊貿(mào)易的不斷發(fā)展，國際貿(mào)易結(jié)算貨幣的選擇，對匯率風險和交易成本的降低及經(jīng)濟效益的提高，越來越被貿(mào)易企業(yè)所重視。2020年12月31日，人民銀行會同發(fā)展改革委等國家部委聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于進一步優(yōu)化跨境人民幣政策支持穩(wěn)外貿(mào)穩(wěn)外資的通知》，為進一步貫徹落實國資委關(guān)于推動央企人民幣跨境使用工作部署，中石化天然氣分公司抓住人民幣跨境結(jié)算政策的有利時機，推動諾瓦泰克項目的人民幣結(jié)算落地實施。該項目約定年合同量為100萬噸，隨著業(yè)務發(fā)展經(jīng)營量有望于2030年達到1500萬噸，貨款約定由人民幣結(jié)算，有效避免結(jié)售匯環(huán)節(jié)出現(xiàn)匯率波動風險，降低匯兌成本。

（四）落實進口返稅政策，促進降本增效

為完善能源產(chǎn)供儲銷體系，支持天然氣進口利用，2021年4月30日，財政部、海關(guān)總署、國家稅務總局發(fā)布《關(guān)于“十四五”期間能源資源勘探開發(fā)利用進口稅收政策的通知》《關(guān)于“十四五”期間能源資源勘探開發(fā)利用進口稅收政策管理辦法的通知》。該政策中長貿(mào)氣合同項下的進口天然氣，進口環(huán)節(jié)增值稅按固定比例70%返還，其他天然氣按倒掛比例返還。與原“十三五”期間的進口返稅政策相比，提升了長貿(mào)氣的返稅比例，一定程度上減輕了進口企業(yè)經(jīng)營壓力。中石化積極推進返稅進程，提升結(jié)關(guān)進度，縮短材料提交時間，提升材料審核效率，切實做到返稅金額應收盡收，應返盡返。

（五）完善產(chǎn)供儲銷體系，發(fā)揮調(diào)峰作用

儲氣基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)滯后、儲備能力不足等問題成為制約我國天然氣安全穩(wěn)定供應和行業(yè)健康發(fā)展的突出短板。中石化不斷推進儲氣能力建設(shè)，2021年全年新建山東LNG接收站二期工程、金壇儲氣庫、文96儲氣庫、黃場儲氣庫等新增儲氣能力4.23億方。與此同時加快推進天津LNG接收站二期工程建設(shè)，屆時天津LNG接收站將成為國內(nèi)首座雙碼頭運行的接收站，為華北地區(qū)天然氣保供打下堅實基礎(chǔ)。除自有設(shè)施外，還充分利用國家管網(wǎng)“公平開放”第三方LNG接收站窗口期加大資源籌措力度，為采暖季保供做足充分保障。

（六）優(yōu)化價格復議機制，完善合同條款

為了合同長期順暢執(zhí)行，避免出現(xiàn)提請復議難和復議效果不及預期的狀況，建議參照全球新簽合約及亞洲已復議合約，縮短合同復議期，完善價格復議條款。在買方市場下，進口企業(yè)要主動與供應商溝通談判，利用價格復議契機，優(yōu)化LNG進口定價條款：（1）要降低掛鉤斜率，避免油價反彈給LNG進口成本帶來壓力。如果無法在短期內(nèi)調(diào)整價格公式，可以參考其他國家以較低固定價格進口天然氣的做法。（2）應堅持市場平價原則，爭取我國進口資源的離岸價與歐洲市場保持一致。

五、結(jié)論與啟示

2021年是中石化集團公司領(lǐng)先發(fā)展方略實施元年。2022年全球疫情形勢趨于好轉(zhuǎn)，石油需求持續(xù)復蘇，美國接連推出大規(guī)模財政刺激措施，再度推高全球通脹預期，導致包括原油在內(nèi)的大宗商品價格大幅上漲，進口LNG資源采購成本持續(xù)走高。因此通過豐富定價機制選擇、建立風險對沖機制、推動人民幣跨境結(jié)算、完善產(chǎn)供儲銷體系、優(yōu)化價格復議機制等優(yōu)化策略降低天然氣進口成本，有利于激發(fā)天然氣進口企業(yè)的活力，緩解企業(yè)經(jīng)營壓力，最終提升我國能源轉(zhuǎn)型的速度和質(zhì)量。