浅谈进口LNG采购成本影响因素及优化策略

董思旸

（中国石油化工股份有限公司天然气分公司 北京 100029）

一、全球进口LNG成本定价方式

全球LNG定价机制演变过程，本文大致划分为三个阶段，即以固定价格为主、以原油价格挂钩为主及以多种定价方式共存三个阶段。

（一）以固定价格为主阶段

20世纪60年代，欧洲市场早于北美和亚洲市场开展LNG贸易。英国于1964年自阿尔及利亚以固定价格进口LNG，此时的LNG作为新兴国际贸易产品，市场上对其缺乏普遍认可和锚定基准，买卖双方只能通过谈判方式商定一个固定价格。买方参照本国的天然气销售价格及终端用气成本进行报价，卖方售价则依据上游生产成本、液化加工费用及船只运费等，最终成交价格为双方的谈判博弈结果。

（二）以原油价格挂钩为主阶段

从20世纪70年代到21世纪初，考虑到经济、产品竞争力等因素，LNG贸易形成了与竞争性燃料和下游产品（包括原油、钢材、燃料油、汽油等）价格挂钩的定价机制。1985年，日本与澳大利亚西北大陆架液化天然气公司签订了进口液化天然气合同，价格指数为日本进口原油的平均到岸价格。从那时起，世界上大部分液化天然气贸易均与原油价格挂钩。根据国际天然气联盟的统计，2006年与原油价格挂钩的液化天然气贸易占总贸易的86%。

（三）以多种定价方式共存阶段

2010年以来，随着天然气的使用越来越广泛，贸易的不断发展和完善，天然气市场与石油市场的相关性减弱，现货贸易份额不断上升，LNG贸易定价逐渐摆脱了对石油价格的依赖，呈现与油价挂钩方式和现货竞争定价模式并重的局面。现货竞争性定价是指天然气价格与实体交易中心（如美国的亨利中心）、虚拟交易中心（如荷兰天然气价格指数）及其他现货价格指数（如日本原油价格指数）相关。

二、中石化进口LNG成本定价方式

（一）签订长约LNG资源，稳定天然气供应

为积极响应国家清洁能源发展战略，2009年中石化与巴布亚新几内亚液化天然气有限公司，签订合同期20年、200万吨/年的长期液化天然气采购合同，货源为巴布亚新几内亚PNGLNG项目。2011—2012年与澳大利亚太平洋液化天然气有限公司签订合同期20年、760万吨/年的LNG采购合同，货源为澳大利亚APLNG项目，该两种长协资源均与日本原油价格指数挂钩。

（二）中短约、现货合理搭配，资源结构多样化

在新增资源采购方面中石化充分考虑对供气资源的综合评估，分散供货风险，优化运输结构。结合近期签订的美国维吉、卡塔尔、俄罗斯诺瓦泰克等项目各自优势，最终形成大洋洲、北美、中东、中亚等多渠道供应的资源池，达到资源的多元化、风险最小化、利益最大化的目的。在加快开展长约资源谈判的同时，大力推进签署风险可控的中短期、现货合约，在合约价格结构、延长年限方面争取灵活性。定价方式也逐步由单一与日本原油价格指数挂钩的传统模式，向与美国亨利枢纽气价、布伦特原油、普氏日韩标杆指数、荷兰天然气价格指数挂钩的定价模式演变，分散价格波动风险。

三、进口LNG采购成本主要影响因素

（一）采购价格对成本影响

1.长协资源

中石化签订的长协资源，均与日本原油价格指数（缩写为JCC，下同）挂钩。日本原油价格指数受全球原油供需基本面影响，与国际油价呈正相关。目前全球原油价格主要是以布伦特原油（缩写为Brent，下同）作为原油价格的风向标，故下面以2021年为例分析Brent原油价格变动趋势。

2021年，在全球新冠肺炎疫情好转、石油需求偏低、炼油毛利明显好转等因素的支撑下，国际油价整体呈现逐季走高态势，四个季度均价分别为61.325美元/桶、69.085美元/桶、73.235美元/桶和79.66美元/桶，全年布伦特均价为70.95美元/桶，同比增长64.2%。布伦特全年最低价为1月4日的51.09美元/桶，最高价为10月26日的86.40美元/桶，也是2018年10月以来最高水平。由于国际油价与中石化长协资源采购成本呈正相关，随着国际油价不断攀升，中石化长协资源成本也随之升高。与油价挂钩的弊端在于长协资源成本随石油市场波动，有时会明显偏离天然气市场价格，不利于进口企业控制资源采购成本。

2.现货资源

2009年2月，标普全球普氏能源推出LNG市场基于现货交易价格的日本—韩国LNG标杆（JKM）。由于日韩两国占全球LNG进口量的份额较大，JKM逐渐成为衡量全球特别是亚太地区LNG现货价格走势的关键参考。中石化目前签订的现货资源目前绝大部分均与JKM挂钩。故下面以2021年为例，分析JKM价格变动趋势。

2021年，在欧洲能源危机、部分LNG出口项目故障等因素的影响下，国际现货LNG价格呈现单边大幅上涨走势。东北亚现货LNG价格指数普氏JKM全年均价15.034美元/MMBtu，同比大涨292%。JKM全年最低价为3月3日的5.563美元/MMBtu，最高价为10月6日的56.326美元/MMBtu，创下历史最高。因中石化占比约70%的现货资源均与JKM挂钩，故与JKM挂钩的现货价格不仅具有明显的季节周期性，也极易受突发事件、替代能源、船运市场等外部因素影响，出现不可预见的短期剧烈波动。

（二）汇率波动对成本影响

从进口LNG贸易订立单船采购合同至装船发货及之后的议付，历时近20—30天。在该时间段内，如果汇率发生变动会对进口LNG采购成本造成较大程度的影响，进而波及企业利润。当外汇汇率上涨时，进口货物支付既定的外汇将需要更多的人民币，买方企业将承受汇兑损失，采购成本也随之增加。根据测算，JKM于15美元/MMBtu水平时，汇率由6.45每增加0.1美元，预计将增加现货采购成本约84元/吨。

（三）海运航线对成本影响

因进口LNG运费包含于买方支付至卖方的进口货款中，故航运费是进口LNG成本的组成部分，海运航线的选择对进口成本至关重要。根据进口资源来源划分，中石化海上进口LNG主要来自澳大利亚、巴布亚新几内亚、卡塔尔、美国、马来西亚及印度尼西亚。除澳大利亚海运航线相对安全外，卡塔尔因地处中东腹地，航线需经霍尔木兹海峡和马六甲海峡，巴布亚新几内亚则需要经过索马里海域等咽喉要道，风险较高。美国至中国LNG船运费则表现出较为明显的季节性波峰波谷走势，2020年冬季受极寒天气和巴拿马运河拥堵影响，经巴拿马运河和苏伊士运河运费最高至7.3美元/MMBtu和8.2美元/MMBtu（约合1.76元/方和1.98元/方）。同时长距离的海运航线在大幅度增加LNG运输成本的同时，极端天气和海上交通事故风险概率增加。因此，选择合理航线避开运费波峰，是有效降低采购成本的重要手段之一。

（四）储配设施对成本影响

一方面，因天然气价格明显存在季节特性，夏季相比冬季进口价格较低，故进口企业可充分利用天然气储气设施通过“夏储冬采”以降低进口成本。目前，我国储气基础设施存在建设滞后、储备能力不足等问题，严重制约了企业“稳量降本”目标的实现。另一方面，由于储气能力建设不足，2017年、2020年的极寒冬季均发生了蔓延全国的“气荒”。严重的“气荒”导致三大石油企业为履行天然气保供责任，冬季高价购买进口LNG，受居民气价格尚未完全放开，天然气刚性需求不充分等因素影响，无法实现将进口采购资源成本完全顺价销售至国内用户，造成了企业进口即亏损的局面。

（五）合同条款对成本影响

1.价格回顾条款设置

LNG长贸合同的复议周期较长，不定期复议的触发机制也不完善，强制执行复议的难度较大，不利于根据市场变化及时调整定价公式。中石化签订的APLNG及PNG项目，价格复议在首次交付之日起的5—10年后进行，远远超过欧洲的三年复议期。进口企业想要进行额外复议的可能性不大，必须等待下一个时间窗口。即便贸易合同中包含“经济环境变化”等临时复议机制，触发难度也大于欧洲合同中的“买方市场经济环境的重大变化”。例如合同规定，只有当整个亚太地区的经济环境发生变化时，才能引发重新复议机制，而不仅仅是该国的经济变化。因此，如果价格审查条款设置不当，买方将承受高昂的成本压力，增加商业风险。

2.照付不议条款设置

按照国际贸易规则，在国外签订的进口LNG长协资源是照付不议模式，买方承诺每年购买最低数量的LNG。如果实际采购量达不到最低数量，则就短缺部分买家仍然需要支付货款。目前中石化签订的长协资源均包含照付不议条款，该种模式下协议一旦签订，双方违约的成本都会非常高。为此在合同谈判时，应结合本企业的承受能力，在能力承受的范围内设置照付不议条款。否则一旦违约需向对方支付照付不议价款时，将会对企业造成非常被动的后果。

（六）国际局势对成本影响

“页岩革命”使美国成为全球LNG供给的重要来源。2019年5月，国务院关税税则委员会决定对美国LNG关税提升到25%。但2020年后，我国暂免了对美国LNG加征25%的进口关税，但中美贸易关系未来仍存在较大的不确定性。因进口LNG为免关税货物，故中美政治关系影响是导致企业进口LNG成本上涨的潜在因素。

四、主要应对策略

（一）优化定价机制选择，规避市场风险

无论是与油价挂钩还是采用现货价格指数，单一的定价机制都不能规避所有市场风险。进口企业应坚持“短期灵活”和“长期稳定”的原则，未来新签长协资源时应考虑与多种价格指数挂钩，避免运力紧张和原油溢价导致的进口成本增加，降低国际油价波动带来的贸易价格风险。除JCC价格外，中石化在新签长协资源时应采取分散计价的采购模式，采购价格与固定价、布伦特原油（Brent）、普氏日韩标杆指数（JKM）、美国亨利枢纽天然气价格（HH）及荷兰天然气价格指数（TTF）挂钩，避免将鸡蛋放入同一个篮子，分散价格波动风险。目标建立要以中长期协议为基础，并以短期及现货资源合理搭配进口LNG资源池，降低进口成本，实现LNG资源来源和贸易方式多元化，保障供应安全。

（二）建立风险对冲机制，开展套期保值

对于进口LNG而言，国际油价、现货价格极易受突发事件、替代能源、船运市场等外部因素影响，出现不可预见的价格波动。随着天然气市场日趋完善，进口企业应通过建立套期保值体系，采取锁住实货一头，另一端利用期货衍生品工具进行对冲的手段使利润更加稳定。中石化坚持套期保值、防控风险原则开展套期保值业务，同时密切跟踪关注国际重点事件，紧盯油价、现货LNG价格走势，制定天然气年度（或阶段性）套期保值计划及具体保值业务操作方案，建立风险对冲机制并定期开展套期保值有效性测试，严格风险指标设定和动态监控，降低实货价格风险敞口，控制LNG进口资源总体成本，促进经营目标实现。

（三）推动人民币跨境结算，降低汇率风险

随着多边贸易的不断发展，国际贸易结算货币的选择，对汇率风险和交易成本的降低及经济效益的提高，越来越被贸易企业所重视。2020年12月31日，人民银行会同发展改革委等国家部委联合发布《关于进一步优化跨境人民币政策支持稳外贸稳外资的通知》，为进一步贯彻落实国资委关于推动央企人民币跨境使用工作部署，中石化天然气分公司抓住人民币跨境结算政策的有利时机，推动诺瓦泰克项目的人民币结算落地实施。该项目约定年合同量为100万吨，随着业务发展经营量有望于2030年达到1500万吨，货款约定由人民币结算，有效避免结售汇环节出现汇率波动风险，降低汇兑成本。

（四）落实进口返税政策，促进降本增效

为完善能源产供储销体系，支持天然气进口利用，2021年4月30日，财政部、海关总署、国家税务总局发布《关于“十四五”期间能源资源勘探开发利用进口税收政策的通知》《关于“十四五”期间能源资源勘探开发利用进口税收政策管理办法的通知》。该政策中长贸气合同项下的进口天然气，进口环节增值税按固定比例70%返还，其他天然气按倒挂比例返还。与原“十三五”期间的进口返税政策相比，提升了长贸气的返税比例，一定程度上减轻了进口企业经营压力。中石化积极推进返税进程，提升结关进度，缩短材料提交时间，提升材料审核效率，切实做到返税金额应收尽收，应返尽返。

（五）完善产供储销体系，发挥调峰作用

储气基础设施建设滞后、储备能力不足等问题成为制约我国天然气安全稳定供应和行业健康发展的突出短板。中石化不断推进储气能力建设，2021年全年新建山东LNG接收站二期工程、金坛储气库、文96储气库、黄场储气库等新增储气能力4.23亿方。与此同时加快推进天津LNG接收站二期工程建设，届时天津LNG接收站将成为国内首座双码头运行的接收站，为华北地区天然气保供打下坚实基础。除自有设施外，还充分利用国家管网“公平开放”第三方LNG接收站窗口期加大资源筹措力度，为采暖季保供做足充分保障。

（六）优化价格复议机制，完善合同条款

为了合同长期顺畅执行，避免出现提请复议难和复议效果不及预期的状况，建议参照全球新签合约及亚洲已复议合约，缩短合同复议期，完善价格复议条款。在买方市场下，进口企业要主动与供应商沟通谈判，利用价格复议契机，优化LNG进口定价条款：（1）要降低挂钩斜率，避免油价反弹给LNG进口成本带来压力。如果无法在短期内调整价格公式，可以参考其他国家以较低固定价格进口天然气的做法。（2）应坚持市场平价原则，争取我国进口资源的离岸价与欧洲市场保持一致。

五、结论与启示

2021年是中石化集团公司领先发展方略实施元年。2022年全球疫情形势趋于好转，石油需求持续复苏，美国接连推出大规模财政刺激措施，再度推高全球通胀预期，导致包括原油在内的大宗商品价格大幅上涨，进口LNG资源采购成本持续走高。因此通过丰富定价机制选择、建立风险对冲机制、推动人民币跨境结算、完善产供储销体系、优化价格复议机制等优化策略降低天然气进口成本，有利于激发天然气进口企业的活力，缓解企业经营压力，最终提升我国能源转型的速度和质量。