全球LNG貿易定價演變規律與新趨勢及相關啟示

陳 蕊 祁鵬飛 張曉宇 李春霞

1.中國石油經濟技術研究院 2.中國海洋石油集團有限公司

“十四五”期間，我國天然氣需求將保持年均增速6.0%的快速增長，LNG進口能力和進口規模也將超過1.9×108t/a和7 900×104t/a，進口LNG在我國天然氣供應體系中的作用日益突出。但是，與歐美國家相比，我國LNG進口存在明顯溢價，貿易定價話語權掌握在國際供應商手中，我國進口企業承受著較大的資源成本壓力。為此，筆者分析了全球LNG貿易定價的歷史演變規律，總結了2020年新簽LNG合約的定價趨勢，對比了我國LNG長協定價方式及存在問題，進而提出了我國LNG進口定價和降低資源采購成本的相關建議。

1 全球LNG貿易定價演變規律

1964年，英國從阿爾及利亞進口一批LNG燃料[1]，LNG貿易正式登上歷史舞臺。經過50多年的蓬勃發展，全球LNG年貿易量已經突破3.6×108t，參與國家超過50個。LNG貿易合同分為現貨合同、短期合同（2～5年）和中長期合同（5年以上，簡稱“長協”），定價機制經歷了從固定價格到與油價掛鉤[2-3]（Oil Price Linked），并逐步出現氣—氣競爭[4]（Gas-Gas Competition）的演變過程。與油價掛鉤是指LNG交易價格掛靠原油、成品油、燃料油等油品價格指數，氣—氣競爭則是指掛靠實體交易樞紐（如美國Henry Hub）和虛擬交易樞紐（如英國NBP、荷蘭TTF）現貨價格，或者成熟的期貨價格（如美國NYMEX），以及其他現貨價格指數（如Platts JKM）。現貨貿易定價主要為氣—氣競爭，買賣雙方參考市場成交價，互相詢價議價來確定交易價格，受短期市場供需影響較大。短期合同和長協定價通常為與油價掛鉤和氣—氣競爭兩種方式。

1.1 定價機制從單一向多元化轉變

LNG貿易定價機制的形成并非一蹴而就，而是經過了漫長的演變過程，才從最初單一的定價方式，發展為現在豐富多樣的定價選擇。國際能源市場的變遷、天然氣市場格局的重塑、LNG貿易規模的擴大、行業參與者的增多，都是推動定價機制不斷完善的重要因素。可以將LNG貿易定價機制演變歷程（圖1）劃分為3個階段，即以固定價格為主的萌芽階段、與油價掛鉤為主的發展階段和多種方式并存的創新階段。

圖1 LNG貿易定價機制演變歷程圖

第一階段：20世紀60年代，以固定價格為主的萌芽階段。歐洲是最早開始LNG貿易的地區，早于北美和亞洲市場。此時，LNG作為新的國際貿易產品，缺乏市場普遍認可的定價原則和錨定基準，買賣雙方只能通過談判確定一個固定價格。買方報價參照本國的天然氣售價和終端用氣成本，賣方則是參照上游生產成本、液化費用以及船運費用等，最終價格取決于雙方的談判力量。1964年，英國以固定價格從阿爾及利亞進口LNG。1969年，日本與阿拉斯加基奈項目簽訂15年期合約，按照0.52美元/MMBtu（1 MMBtu= 1.055 GJ，下同）的固定價格進口LNG，并且沒有約定指數化和通貨膨脹調整條款。這也是亞洲第一次進口LNG，若以熱值計算，合同價格明顯高于當時的原油價格。

第二階段：20世紀70年代—21世紀初，與油價掛鉤為主的發展階段。由于LNG是在各個生產部門替代其他燃料，考慮到競爭力和經濟性等因素，LNG貿易形成了與競爭燃料和下游產品價格掛鉤的定價機制，包括掛靠原油、汽油、燃料油、鋼鐵等。例如，1973年，第一次石油危機爆發，日本財團協商決定將與油價掛鉤的方法引入定價機制，以替代發電部門的原油消費。1981年初，挪威與歐洲大陸簽訂合同，定價指數包括OPEC和北海原油價格、重質和輕質燃料油價格。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，定價指數為日本進口原油的平均到岸價。此后一段時間，全球絕大多數的LNG貿易都與油價掛鉤，只有非常少量的氣—氣競爭定價。根據國際天然氣聯盟（IGU）統計，2005年與油價掛鉤的LNG貿易量占全球貿易總量的87%，氣—氣競爭方式僅占13%。隨著能源市場和通貨膨脹的不斷變化，長協定價公式趨于復雜化，引入了經濟指標和S曲線等變量。

第三階段：2010年至今，多種方式并存的創新階段。隨著天然氣市場趨于獨立，與石油市場的相關性減弱，現貨貿易份額不斷上升，LNG貿易定價逐漸擺脫對油價的依賴，呈現與油價掛鉤方式和氣—氣競爭方式并重的局面。2019年，與油價掛鉤占比降至59%，氣—氣競爭占比增至41%。除此之外，市場上還出現了與其他氣價掛鉤、混合指數、與其他競爭燃料掛鉤等新型定價機制。比如，美國自從實現LNG出口規模化以來，基本采用與紐約商品交易所Henry Hub天然氣價格掛鉤的定價方式；2019年，東京燃氣與殼牌簽訂了一份與煤炭價格掛鉤的混合定價長協[5]；同年，道達爾公司簽署了全球第一份與Platts JKM價格掛鉤的LNG長協[6]，這些為LNG價格條款提供了新的范本和模式。除此之外，“碳中和”LNG已經成為天然氣行業低碳減排的重要方式，對LNG貿易定價提出新的要求。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、日本、新加坡和韓國。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表的LNG進口長協，“碳中和”產品的“綠色溢價”成為交易價格的重要組成部分，直接影響未來LNG貿易定價機制。為了匹配日益成熟的天然氣市場和應對氣候變化，LNG行業參與者還將提出更加創新多樣和反映本地市場供需的定價機制。

1.2 定價機制區域特點明顯

全球LNG市場尚未形成統一的定價體系，歐洲、北美和亞洲三大市場的長協定價具有明顯的區域特點（圖2），與原油市場的貿易定價體系存在很大區別。分地區來看，與油價掛鉤的LNG貿易主要分布在亞太地區（特別是中國、日本、韓國、印度）以及西班牙、土耳其、法國和意大利等歐洲地區。氣—氣競爭的LNG貿易主要分布在北美地區和英國、比利時、荷蘭等歐洲地區。美國的LNG出口已完全實現氣—氣競爭，歐洲LNG進口中的氣—氣競爭占比也已超過60%，遠遠超過與油價掛鉤方式，而亞太地區仍然以與油價掛鉤為主。實際上，這是由三大天然氣區域市場的發展階段決定的（圖3）。

圖2 三大市場LNG貿易定價機制圖

圖3 三大市場LNG貿易定價發展圖

在歐洲地區，1996 年英國率先完成天然氣市場化改革，建立起了國家虛擬平衡點（NBP），并逐步發展為區域基準價格[9]。1998年、2003年和2007年，歐洲大陸分別進行了3次市場改革，出臺多道法令以建立統一的天然氣市場，推動各國天然氣管道的互聯互通和市場融合，出現了供需相對平衡的區域以及區域性的天然氣價格，打造出荷蘭TTF、德國GPL等十余個天然氣交易樞紐，LNG貿易進入掛靠樞紐氣價的氣—氣競爭時代[10]。2019年，歐洲LNG進口中與油價掛鉤占比32%，氣—氣競爭占比68%。隨著歷史合約到期，歐洲更加側重簽署氣—氣競爭長協，使用與油價掛鉤定價的LNG合同量還將進一步下降。

在北美地區，美國自20世紀70年代開始自由化改革，天然氣市場出現充足并富有競爭力的多元供應，管輸系統四通八達并實現了非歧視性的“第三方準入”，氣—氣競爭的市場環境逐步建立[11]。此時，原油平價定價的進口LNG價格明顯高于國內氣價，LNG貿易被美國政府強制叫停。直到貿易價格改為與美國本土氣價掛鉤，LNG進口才得以恢復。頁巖氣革命后，美國從LNG凈進口國變為凈出口國，并且形成了以亨利樞紐（Henry Hub）為核心的定價體系。未來，加拿大LNG出口定價也將同樣采取氣—氣競爭，掛靠AECO、Westcoast Station 2等樞紐價格[12]。2019年，北美LNG出口中氣—氣競爭占比100%。

對于亞洲地區，日本采用與本國進口原油加權平均價格（JCC）掛鉤的方式，對整個東北亞（日本、韓國、中國大陸、中國臺灣）地區的LNG貿易定價體系產生深遠影響。亞太地區的天然氣行業發展稍微滯后于歐美地區，還處于市場化改革過程中，未形成反映本地市場供需的基準價格，LNG長協與油價掛鉤占比較高。2019年，亞太地區與JCC價格掛鉤的LNG進口占比超過70%，與Henry Hub、JKM、煤炭價格掛鉤的比重相對較低。

1.3 定價機制具有較強互補性

不同的定價機制各有優劣，氣—氣競爭和與油價掛鉤具有明顯的互補性。根據東北亞已簽LNG長貿來看，采用氣—氣競爭方式定價的LNG資源基本來自美國，定價公式為1.15×Henry Hub價格＋常數，而與油價掛鉤定價大多掛靠日本原油清關價格（JCC），定價公式[13]為斜率×JCC價格＋常數（斜率介于10%～15%）。選取各項參數的平均值，測算2016—2020年東北亞LNG長貿到岸價（圖4）發現[14]，與油價掛鉤的長貿價格波動十分劇烈，與國際油價走勢緊密相關，價格方差為4.04；而氣—氣競爭的長貿價格更為穩定，基本保持在7～9美元/MMBtu的區間水平，價格方差僅為0.36。另外，無論采用何種定價機制，都不能保證LNG進口價格始終處于較低水平。高油價下，氣—氣競爭的長貿價格更低；低油價下，與油價掛鉤的長貿價格更低。2017年12月—2020年3月，JCC價格維持在60美元/桶（1桶＝0.159 m3，下同）以上，與油價掛鉤的長貿價格（相對滯后3個月）也一直高于氣—氣競爭的長貿價格。2020年4月，新冠肺炎疫情導致JCC價格暴跌，與油價掛鉤的長貿價格也迅速下滑，從7月開始低于氣—氣競爭的長貿價格。因此，氣—氣競爭比與油價掛鉤更為穩定，但不能分享油價下降時的價格紅利；與油價掛鉤比氣—氣競爭更為成熟，但需要承擔油價上漲時的價格風險。

圖4 東北亞LNG長貿價格測算圖

1.4 貿易定價存在“亞洲溢價”

2020年，新冠肺炎疫情突如其來，給國際油氣市場帶來強烈沖擊，全球天然氣價格創下十年新低。由于市場結構和定價機制不同，三大市場的現貨和長協價格存在明顯差異，并且亞洲市場價格長期高于歐洲和北美市場。

從現貨市場看，全球天然氣現貨價格整體承壓下行[15]，美國Henry Hub現貨價格最低，歐洲TTF現貨價格次之，以中日韓三國及中國臺灣地區為代表的東北亞LNG現貨價格最高（圖5）。2020年，美國Henry Hub現貨均價2.03美元/MMBtu，歐洲TTF現貨均價3.18美元/MMBtu，東北亞LNG現貨均價3.82美元/MMBtu，分別同比下降20.7%、30.0%和36.2%，三大市場比價關系為1∶1.6∶1.9。

圖5 2011—2020年三大市場價格走勢圖

對于長貿價格，天然氣市場也一直存在“亞洲溢價”問題，即以卡塔爾、澳大利亞為主的產氣國對其出口到亞洲的天然氣定價比其出口到歐洲的天然氣定價高。以卡塔爾RasGas液化項目為例，按照與油價掛鉤的長協定價公式估算其出口至中國、日本、韓國等亞洲國家，法國、意大利、西班牙等歐洲國家的到岸價格（DES），如圖6所示。對比發現，2016年至今，亞太國家的到岸價明顯高于歐洲國家[16]。2020年，卡塔爾出口到中國、日本、韓國的LNG到岸均價為7.93美元/MMBtu，如果扣除約1.1美元/MMBtu的運費, 離岸價為6.83美元/MMBtu；出口到法國、意大利、西班牙的LNG到岸均價為6.22美元/MMBtu，如果扣除約1美元/MMBtu的運費, 離岸價為5.22美元/MMBtu。因此，亞洲國家進口卡塔爾LNG離岸價顯著高于歐洲國家，存在1～2美元/MMBtu的溢價。“亞洲溢價”是東北亞進口LNG面臨的長期問題，一方面是由于與JCC價格掛鉤，原油溢價聯動LNG溢價，另一方面是亞洲市場高度依賴LNG進口，資源缺乏靈活性，市場定價權較弱。

圖6 各國進口卡塔爾LNG到岸價格測算圖

2 全球LNG貿易定價新趨勢

2.1 與油價掛鉤回歸主導地位

隨著天然氣市場的成熟發展和各地交易樞紐、期貨中心建設，全球LNG貿易定價方式的選擇趨于靈活，更加反映當年的油氣市場形勢。2020年，全球新簽LNG長協的定價機制發生重大變化：①與油價掛鉤占比大幅提升[17]，從2019年的45.6%增至80.3%，改變了氣—氣競爭占比不斷上升的趨勢。這說明LNG貿易定價與國際油價無法完全脫鉤，特別是油價處于相對低位時，簽署掛靠油價的長協可以獲取額外收益。2015—2017年與油價掛鉤占比增加，均是如此。②與JCC價格掛鉤的新簽合同量為0，這種情況在近十年首次出現。實際上，JCC價格僅能代表日本原油進口價格水平，相對Brent價格存在1～2個月的波動滯后期，還包含運費等溢價風險，對其他亞洲國家的借鑒意義較弱。各個國家正在打破固有傳統，嘗試選擇新的油價參考標準。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長協都是與Brent價格掛鉤。③JKM價格被納入長協定價公式。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年道達爾之后全球第二個選擇JKM定價的公司。雖然都是氣—氣競爭，但是JKM與Henry Hub和TTF的形成機制不同，尚不能作為亞洲市場的價格標桿，在LNG貿易定價中的實際作用有待驗證。這兩筆JKM定價長協都是資源池項目，一定程度上能夠分散價格劇烈波動的風險。

2.2 與油價掛鉤斜率繼續下降

全球LNG市場供應寬松，新冠肺炎疫情加劇油氣需求收縮，LNG長協定價與油價掛鉤斜率繼續下滑（圖7）。2020年與油價掛鉤的最低斜率為10.1%，波動范圍從原來的13%～14%降至10%～11%，平均斜率由上年的11.1%降至10.6%。具體來看，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%，資源池項目的掛鉤斜率降至10.3%。我國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，我國民營企業和城燃公司新簽長協的掛鉤斜率也處于較低水平。

圖7 全球新簽LNG長協定價指數圖

2.3 出現動態混合S曲線

S曲線能適當緩解價格波動[21]，通過設定價格上限和下限保護買賣雙方。一般而言，當油價保持在60美元/桶（1桶＝158.98 L，下同）時，S曲線拐點通常在40美元/桶和80美元/桶附近。由于油價下跌轉為買方市場，過去5年東北亞地區簽署的LNG長協極少包含S曲線。隨著本輪油價和氣價大幅波動，S曲線重新引起市場關注，并且出現混合油氣價格指數的定價結構，改變原有固定的折點系數。2020年4月，新加坡Pavilion Energy的子公司發出招標公告，提出進口價格與油價掛鉤、LNG現貨價格（加減常數項）作為天花板和地板價格的定價公式（S1曲線）。另一東南亞買家提出將LNG進口價格與JKM掛鉤，但增加與油價掛鉤的天花板和地板價格（S2曲線）。

對比發現，這兩種S曲線對買賣雙方的保護重點不同，如圖8、9所示。S1曲線能夠在低氣價時保護買方利益，避免因與油價掛鉤導致LNG長協價格過高、與LNG現貨市場價格脫節；高氣價時保護賣方利益，彌補賣方在LNG資源緊缺時的供應成本增加。相反，S2曲線能夠在低氣價時保護賣方利益，目的是維持液化設施運行的基本開支；高氣價時保護買方利益，發揮長協資源量價穩定的優勢。不同情景下的保護程度取決于系數，由雙方談判協商確定。

3 我國LNG進口定價模式及存在問題

3.1 我國LNG進口定價模式

自2006年6月廣東大鵬LNG接收站進口我國第一船LNG以來，我國國家石油公司、城燃企業和貿易公司相繼簽署進口合同，目前我國在執行LNG長協超過5 800×104t/a。我國LNG進口定價既包括與油價掛鉤，也包括氣—氣競爭，定價公式分為直線掛鉤、S曲線掛鉤及與氣價掛鉤共3種類型。

3.1.1 直線掛鉤公式

直線掛鉤是我國最主要的定價方式，占在執行合同60%以上。隨著國際LNG市場供需寬松，買家話語權提升，掛鉤斜率不斷下降，常數項也被取消，公式轉向“斜率×原油價格”。

3.1.2 S曲線掛鉤公式

我國采用S曲線掛鉤公式的在執行合同，簽約時間大多數在2013年后，這與簽約時的天然氣市場形勢有關。當時國際LNG供應偏緊、賣方話語權較大，掛鉤初始斜率較高，高/低油價情景與正常油價情景斜率相差不到4%，對買方保護力度弱。

3.1.3 與氣價掛鉤公式

2013年我國與美國簽署第一份氣—氣競爭定價的LNG長協。2020年11月，佛燃能源與美國切尼爾能源公司簽署“關鍵條款協議”[22]，LNG定價同樣與Henry Hub價格掛鉤。隨著全球LNG市場流動性增強，氣—氣競爭定價的LNG長協有望快速發展。

3.2 我國LNG進口定價存在的問題

3.2.1 與油價掛鉤占比高，不具備氣—氣競爭市場條件

2021年我國在執行LNG進口長協中，與油價掛鉤占比超過90%，遠高于國際平均水平。其中，與Brent價格掛鉤占比14.9%，與JCC價格掛鉤占比76.6%。這一方面是鑒于當時市場形勢，我國進口初期簽署的長協基本與JCC價格掛鉤，另一方面是亞洲缺乏區域性的交易中心，沒有形成代表本地市場的基準價格，尚不具備與氣價掛鉤的條件。與油價掛鉤的弊端在于：LNG長協價格隨石油市場波動，有時會明顯偏離天然氣市場自身的價格，并且還存在價格滯后，不利于進口商控制資源采購成本和安排接收站的窗口期。顯然，掛靠JCC價格的定價方式已經不能滿足進口需求，市場上也出現了與Henry Hub、JKM、煤炭價格掛鉤的方式，但貿易規模相對較小。

3.2.2 高價進口資源集中，受多重因素影響

我國LNG進口資源來自二十多個國家，進口成本差別較大，高價氣源集中在卡塔爾、澳大利亞和巴布亞新幾內亞等國。根據海關總署統計，2019年，我國LNG平均進口成本9.19美元/MMBtu，其中有三個資源國的進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）和巴布亞新幾內亞（10.26美元/MMBtu）。2020年，來自上述國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。我國從這三個國家的LNG進口量占比超過60%，不僅說明我國LNG進口集中度高，而且高價資源也非常集中。當然，與油價掛鉤斜率高、運距遠運費高、船運市場波動等因素共同造成了該部分資源成本高企。

3.2.3 價格復議周期長，定價公式難以調整

我國LNG長協的復議周期較長，不定期復議的觸發機制也不完善，強制執行復議的難度較大，不利于根據市場變化及時調整定價公式。通常，我國價格復議會在首次交付之日起的5～10年后進行，遠遠長于歐洲的3年復議期[23]。進口企業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。甚至部分合同限制了復議次數，只能修訂1次定價公式。即便貿易合同中包含“經濟環境變化”等臨時復議機制，觸發難度也大于歐洲合同中的“買方市場經濟環境的重大變化”。例如合同約定，只有當整個亞太地區的經濟環境發生變化才有可能觸發復議，而不僅僅是本國的經濟變化。而歐洲進口商所在國家的經濟發生較大波動，就能觸發復議機制，并且配有完善的價格仲裁保障機制。

4 相關建議

4.1 合理選擇定價機制

無論是與油價掛鉤還是氣—氣競爭，單一的定價機制都不能規避所有市場風險。在油氣市場化改革完成之前，我國LNG進口要堅持“短期靈活”和“長期穩定”的原則，積極探索氣—氣競爭的定價方式，但不能完全與油價脫鉤。首先，除JCC價格外，未來新簽長協可以考慮與Brent價格掛鉤，避免運力緊張和原油溢價導致的進口成本增加。其次，積極嘗試氣—氣競爭或者多種指數混合定價的價格機制，降低國際油價波動帶來的貿易價格風險。混合指數能夠使LNG進口價格穩定在合理區間，納入氣價也能增強長協價格與天然氣市場的相關性。另外，在對未來全球LNG市場合理預測的基礎上，選擇一種S曲線以規避市場風險。對于傳統S曲線，要努力降低固定拐點，提高掛鉤斜率折扣；對于動態混合S曲線，也要設定雙方權責對等的天花板/地板價格系數。

4.2 優化價格復議機制

為了合同長期順暢執行，避免出現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，我國進口企業要主動與供應商溝通談判，利用價格復議契機，優化LNG進口定價條款：①要降低掛鉤斜率，避免油價回升給LNG進口成本帶來壓力。若短期內無法調整價格公式，可參照其他國家做法爭取以較低的固定價格進口天然氣。例如巴基斯坦在供應商拒絕終止和復議合約后，于2020年4月向瑞士貢沃集團（Gunvor Group）意大利Eni集團提出，將LNG進口浮動價格轉為4.0～4.5美元/MMBtu的固定到岸價，在未來6～24個月執行[24]。②應堅持市場平價原則，爭取我國進口均價與東北亞進口均價保持一致，或者進口資源的離岸價與歐洲市場保持一致。

4.3 加快天然氣交易中心建設

積極推進亞洲天然氣交易中心建設意義重大，只有形成國際認可的區域基準價格，將亞洲市場的氣價納入定價公式，才能從根本上解決亞洲LNG進口溢價問題。目前，我國上海、重慶、深圳、浙江、海南等地成立了天然氣交易中心，但是交易規模和交易方式與國外相比還有差距，交易中心的價格發現功能還有待挖掘。我國交易中心建設需要結合實際國情，建議國家加大對交易中心的支持力度，跟進配套相關的財政政策，重點培育地區消費集中、交割資源豐富、管網建設相對發達、互聯互通程度較高的地區，將其發展成為中國乃至亞洲地區的價格標桿。同時，加快推出天然氣期貨產品，讓金融市場服務于天然氣行業發展。

4.4 建立風險對沖機制

LNG現貨價格不僅具有明顯的季節周期性，也極易受突發事件、替代能源、船運市場等外部因素影響，出現不可預見的短期劇烈波動。LNG長協定價與油價掛鉤比例仍然較高，特別是東北亞地區進口LNG長協價格與JCC價格相關性超過90%，國際油價變化能夠在3～6個月內傳導到LNG市場。因此，不論是現貨還是長協，LNG進口價格都存在較多不確定因素。建議跟蹤關注國際重點事件，提前做好應對預案，建立風險對沖機制，合理運用期貨等金融衍生工具，控制LNG進口資源總體成本。