液化天然气贸易套期保值与价格风险浅析

周钰迪

( 中国国际石油化工联合有限责任公司）

1 全球天然气贸易简述

1.1 液化天然气（LNG）贸易量占比逐年提高，中国需求成为主要推动力量

相较于传统化石能源，天然气具有低碳、清洁的特性，在绿色低碳经济转型中扮演了越来越重要的角色，已经成为仅次于石油、煤炭的第三大能源，且占比不断提高。需求的扩大带动了天然气国际贸易的蓬勃发展，据bp公司统计，2020年全球天然气贸易量高达9401亿立方米，比2010年增加2025亿立方米，10年间年均增长率达到2.5%，远高于原油和成品油贸易1.6%的年均增幅。其中，LNG贸易量由2010年的3024亿立方米增加至2020年的4879亿立方米，年均增幅高达4.9%，超越了天然气贸易中的管道气，成为最重要的贸易方式。

尽管中国受国产气快速增长和持续的新冠肺炎疫情等因素影响，天然气进口增速有所回落，但2020年全年进口量仍达到1404亿立方米，比上年增长3.6%，其中LNG进口维持了快速增长的势头，增速达11.5%，是世界需求增长的主要推动力量。

1.2 衍生品市场机制逐步完善，为套期保值提供基础

伴随着天然气实货贸易的发展，天然气期货等金融衍生品工具应运而生。虽然相对原油期货，市场中的天然气相关衍生品仍缺乏流动性，但是随着天然气实货市场的发展，尤其是现货贸易的逐渐繁荣，天然气衍生品市场机制逐步健全并得以完善，并形成了三大天然气衍生品市场。即以美国亨利中心（Henry Hub）期货为代表的美洲天然气衍生品市场；以荷兰产权转移设施期货（Title Transfer Facility，简称TTF）期货和英国国家平衡点（National Balancing Point，简称NBP）期货为代表的欧洲天然气衍生品市场；以东北亚日韩基准（Japan Korea Marker，简称JKM）期货为代表的亚洲天然气衍生品市场。三大市场吸引着天然气上游开采商、贸易商、终端用户及投机者积极参与，市场规模逐渐扩大。以东北亚日韩基准（JKM）期货为例，2016年以来未平仓合约数量（Open Interest）以每年超过100%的增速迅速扩张（见图1），逐渐成为市场中价格发现、风险管理和资产配置的重要工具。

图1 东北亚日韩基准（JKM）期货合约未平仓量变化趋势

2 天然气季节因素与跨期风险

2.1 需求量和供给量的季节性

需求方面，天然气的需求具有明显的季节特点，天然气需求的高峰通常出现在一年中较冷的时段，并在气温回暖后急剧下降；在最热的夏季，随着气温升高，用电量的增加也会引起天然气需求量增加。极端天气也会刺激天然气的需求，即冬季的气温越低，天然气需求量越大，夏季正相反，气温越高，需求量越大。目前，天然气的主要需求市场北美、欧洲和东亚都在北半球，总体而言，需求通常在北半球的冬季即每年11月至次年4月达到峰值，随后逐渐减少，在夏季的7月至9月逐渐增加。

供给方面，虽然主要天然气生产商会根据需求调整产量规模，并通过库存等方式平抑需求供给矛盾，但是操作空间有限；同时，长期LNG合同的“照付不议”条款使得市场供给稳定性得到一定保证。

2.2 价格的季节性

需求和供给的错配推动天然气价格呈现明显的季节性涨跌。从历史趋势来看，天然气价格通常在秋冬季达到全年价格的峰值，入春后逐渐下降，并从夏季开始再次升高（见图2）。另外，飓风等突发极端天气对价格有拉升作用。

图2 美国亨利中心（Henry Hub）期货历史价格

远期价格方面，与原油等其他能源产品相比，天然气的价格季节性周期波动是其主要特点，以亨利中心为例，远期价格曲线整体呈下行趋势，但价格曲线局部上下波动，并以周期的形式重复出现，一般情况下，12月合约是当年合约价格的峰值，6月合约则为当年合约价格的最低点，6月与12月之间的合约价差反映市场供需背离平衡点的程度（见图3）。

图3 天然气和原油期货远期价格曲线对比（2022年3月1日收盘价）

天然气价格的季节属性使得天然气期货月差价格波动异常活跃，且非常容易受到天气、地缘政治等因素影响。据统计，天然气价格月差波动率通常高达15%以上，远高于原油等其他能源产品。2022年1月27日，受美国天然气库存数据低于预期影响，亨利中心天然气期货2月合约暴涨47%，收于6.27美元/百万英热单位，使得2月与3月合约价差从0.24美元/百万英热单位暴涨至1.98美元/百万英热单位。

在LNG现货贸易中，贸易商经常面临因采购和销售计价期不一致而出现的跨期计价风险，如果不进行套期保值操作，在特定市场条件下就可能面临大幅亏损。因此，管理好跨期价差风险是LNG现货贸易的关键。

天然气跨期保值的基本原理是在金融衍生品市场同时买入和卖出数量相等，计价月份不同的合约。当现货端出现亏损时，衍生品端的盈利可以起到抵消或弥补的效果。从而在“现”与“期”之间、近期和远期之间建立一种对冲机制，以使价格风险得以控制。

2.3 天然气跨期风险保值案例

2021年8月，A公司从B公司买入350万百万英热单位11月装货的LNG实货，计价公式为日韩基准12月全月均价+0.10美元/百万英热单位。经过与潜在买家商谈，拟将该笔实货卖给C公司，但是买方要求使用日韩基准11月全月均价计价，经商议计价公式为日韩基准11月全月均价+0.5美元/百万英热单位，该实货的品质、交货期等均符合买方要求。面对因实货计价期不同而带来的跨期风险，A公司有两个方案。

方案一：A公司决定不进行保值操作，即不交易金融衍生品，由于冬季需求旺盛导致价格上涨，最终日韩基准11月全月平均价格为32.82美元/百万英热单位，12月全月平均价格为36.59美元/百万英热单位，实货端实际亏损1179.5万美元（见表1）。

表1 天然气跨期风险无保值盈亏测算

方案二：A公司决定进行保值操作，并于9月1日执行金融衍生品操作，以20.4美元/百万英热单位的价格买入350万百万英热单位12月日韩基准价格掉期，同时以20.15美元/百万英热单位的价格卖出350万百万英热单位的11月日韩基准价格掉期。通过套期保值操作，实货端亏损1179.5万美元，衍生品端盈利1232万美元，实现综合盈利52.5万美元（见表2）。

表2 天然气跨期风险套期保值盈亏测算

经过比较，方案二通过套期保值操作，有效控制了跨期风险，规避了因跨期价格波动导致的潜在亏损，实现了较好的贸易收益。

3 跨区交易与基差风险

3.1 天然气的区域性市场特点

需求的扩张带动了天然气国际贸易的蓬勃发展，特别是液化天然气技术的发展使得天然气贸易不再受管道固定基础设施的束缚，为国际天然气贸易带来了更大的地理灵活性，首次出现了类似于原油的全球天然气贸易市场。但与原油相比，天然气的消费依然具有明显的本地化特点，当前全球近3/4的天然气消费在生产国当地市场完成，国际贸易仅占生产量的1/4，虽然这一比例逐年上涨，但仍远低于原油的出口量占比。

受制于液化天然气出口设施不足，以及区域间市场套期工具缺失，在当前天然气国际贸易中，区域内贸易仍占主要地位。2020年，卡塔尔出口天然气1279亿立方米，其中718亿立方米出口至中国、日本、韩国等东亚和东南亚地区；澳大利亚出口天然气1062亿立方米，全部出口至东亚及东南亚地区；美国天然气出口量为1375亿立方米，其中761亿立方米通过管线的方式出口至加拿大和墨西哥，韩国是美国最大的域外出口目的国，但仅为80亿立方米。北美、欧洲和亚太三个主要的区域性天然气市场间联动不强，区域间市场动态平衡较差，距离形成统一的全球市场仍存在一定的差距（见图4）。

图4 2020年天然气贸易流向分布

3.2 天然气区域定价与基差风险

天然气的区域贸易特征推动了北美、欧洲和亚太三个主要区域市场的形成，各个市场又形成了不同的市场定价体系。在亚太地区，日本将LNG合约价与日本一揽子原油进口价格（Japan crude cocktail，简称JCC）挂钩，并采用净回值的方法，参考等量热值原油叠加运输、通货膨胀等其他因素，作为LNG长期贸易协议的定价方式。这样的定价方法与日本国内的能源消费模式相关，因为LNG作为原油的替代产品主要运用于电力、燃气等公共事业部门，这种价格模式可以将价格风险向终端用户转移。由于进口量较大和进口模式成熟，日本的LNG到岸价格反应了亚太地区的总体水平，并影响了区域内韩国、印度和中国的天然气进口定价。2009年2月普氏开始评估前往日本和韩国的LNG到岸价格，形成“日韩基准”（JKM）估价，后将前往中国大陆和中国台湾的现货也纳入评估对象，评估范围为交易日后第三、第四、第五、第六个半月交割的船货，标准货量为13.5万到17.5万立方米。日韩基准估价是东北亚地区液化天然气现货到岸价乃至亚洲液化天然气现货交易的重要价格基准，也影响到亚洲燃料油、低硫原油价格变动。

在欧洲地区，天然气市场起步较早且较为成熟，形成了供求关系决定的市场价格机制。当前欧洲的天然气交易大多为虚拟中心交易为主，在发展过程中逐步形成了荷兰产权转移设施（TTF）、英国国家平衡点（NBP）、德国接口设施（Net Connect Germany，简称NCG）和燃气平衡设施（Gaspool Balancing Services，简称GPL）、比利时泽布吕赫交易中心（Zeebrugge，简称ZEE）等多个天然气交易中心及价格，目前交易最活跃、最具代表性的是英国NBP和荷兰TTF。NBP是欧洲历史最悠久的天然气交易中心，英国天然气供给来源多样，包括自产气、来自挪威和欧洲大陆的管道气、来自全球各地的进口LNG等。1996年，英国政府为了优化国内天然气市场供需平衡，设立了天然气交易中心“国家平衡点”（NBP），1997年，伦敦国际交易所发布了首份基于NBP价格的天然气期货合约。但是，随着近年来英国天然气产量下降、欧洲天然气供应来源多样化、欧洲大陆加强天然气管网建设，加之欧盟积极推动建立统一的天然气交易市场，NBP市场地位逐渐下降，TTF天然气价格在多个区域性价格基准中脱颖而出，成为欧洲最重要的天然气价格基准。

在北美地区，天然气贸易起始于20世纪50年代，逐步发展出现了实体的天然气交易中心。1990年美国亨利中心天然气期货在纽约交易所上市，已经成为全球交易量第三大的商品期货合约产品。由于美国天然气管道系统较为完善，买卖双方能在短时间内迅速匹配，短期合约逐渐增多，且短期合约一般集中在1年以内。经过30年的发展，亨利中心天然气期货合约已经具备较好的价格发现功能，在北美十多个天然气交易中心交易的现货天然气价格大多挂靠亨利中心期货合约，并以亨利中心期货价格加减贴水的形式进行计价。页岩油气革命以来，美国在墨西哥湾建设了大量天然气液化出口终端，贸易条款一般为船上交货（FOB）且无目的港限制，美国对欧洲和亚洲等其他区域市场的LNG出口量正快速上升。

在价格联动上，受美国页岩气革命以及欧洲、亚洲需求上升等因素影响，自2008年以来，亨利中心天然气价格和日韩基准价格、荷兰TTF价格之间急剧分化并持续至今（见图5）。价格的持续分化促使欧洲和亚洲天然气进口商重新审视现有定价结构，进一步提高价格的透明程度，也促进了美国LNG出口基础设施的加速建设，以便更好地满足跨区贸易需求；另一方面，价格分化意味着更多的贸易空间，使得更多贸易商，特别是长期合同持有者积极参与到跨区LNG贸易中，加速了全球天然气市场的形成。

图5 2018－2021年天然气主要基准价格变化

在LNG跨区贸易中，贸易商必须解决实货的采购和销售计价标准不一致的问题，例如将美国LNG出口至亚洲，实货采购计价基准一般是亨利中心天然气价格，而实货的销售计价基准一般是日韩基准估价，如果不进行套期保值操作，就会面临亨利中心价格与日韩基准价格之间的基差风险，在特定市场条件下可能会面临大幅亏损。2021年9月以来，受新冠肺炎疫情、地缘政治等因素影响，以“TTF价格-亨利中心价格”为代表的欧美价差和以“日韩基准价格-亨利中心价格”为代表的亚美价差波动率持续走高。特别是2022年3月以来受俄乌冲突影响，出于对俄罗斯能源被制裁的担忧，欧洲市场天然气供给端预期趋紧，欧洲市场LNG价格持续走高，TTF对亨利中心的天然气价差一度突破62美元/百万英热单位，达到历史最高水平。作为跨区域套利的执行者，贸易商面临着空前的跨区基差风险，管理好基差风险是液化天然气跨区贸易的关键。

天然气的基差风险保值是通过在不同市场买入、卖出固定数量的期货或掉期等金融衍生品以对冲实货的采购端和销售端计价标准不同的价格波动风险。当不同计价标准的波动使得实货端出现盈亏波动时，衍生品端的盈亏可以对其进行抵消或弥补，从而对不同计价标准进行对冲，实现基差风险保值。

3.3 天然气基差风险保值案例

2021年8月，A公司从B公司买入350万百万英热单位11月装货的LNG实货，计价公式为TTF首行12月全月均价+1.7美元/百万英热单位，经过与潜在买家商谈，拟将该笔实货卖给C公司，经商议计价公式为日韩基准12月全月均价+0.5美元/百万英热单位，该船货的品质、交货期等均符合买方要求。面对采购端和销售端实货计价基准不同而导致的基差风险，A公司有两个方案。

方案一：A公司决定不进行保值操作，即不交易金融衍生品，12月日韩基准全月平均价格为36.59美元/百万英热单位，12月TTF首行全月平均价格为35.83美元/百万英热单位，实货端实际亏损119万美元（见表3）。

表3 天然气基差风险无保值盈亏测算

方案二：A公司决定进行保值操作，并在9月1日执行金融衍生品操作，以17.42美元/百万英热单位的价格买入350万百万英热单位12月TTF掉期，同时以20.4美元/百万英热单位的价格卖出350万百万英热单位的12月日韩基准首行掉期。通过套期保值操作，实货端亏损119万美元，衍生品端实现盈利742万美元，实现综合盈利623万美元（见表4）。

表4 天然气基差风险套期保值盈亏测算

经过比较，方案二通过套期保值操作，有效控制了基差风险，规避了因不同计价基准波动导致的潜在亏损，实现了较好的贸易收益。

4 贸易方式与货损风险

4.1 LNG贸易运输与货损风险

货损风险是LNG贸易中不容忽视的一大风险因素。在干散货以及原油运输中，由于货物不易挥发，货损风险几乎可以忽略不计。但对于LNG来说，由于其易挥发的物理特性，同时跨区贸易运距较长，经过一段时间的运输后，到港货量相较于装港货量可能会出现较大损失。

LNG船舶运输是LNG国际贸易运输的主要方式，是贸易活动开展的基础。截至2021年全球共有LNG运输船只639艘，总运力达到9520万立方米。LNG船舶根据液货舱围护系统的不同主要分为自撑型和薄膜型两种，不同的构型都旨在通过结构设计使得液化天然气运输船上的储罐能够有效地起到巨大的保温瓶的作用，以便在储存过程中保持液体状态，尽量减少蒸发，但是日蒸发率仍高达0.1%～0.15%。如果按照美国墨西哥湾至亚太航线计算，经过巴拿马运河的航程需要25天，经过好望角的航程则需要40天，因此蒸发率达到2.5%～6%，考虑到卸港滞期等因素，通常蒸发率要达到5%～10%。

根据国际液化天然气进口国联盟组织（International Group of Liquefied Natural Gas Importers，GIIGNL）统计，2020年全球签订的LNG贸易长期合同中全部采用船上交货（FOB）、目的港船上交货（DES）作为协议的贸易术语。其中船上交货是指，当货物在指定装运港越过船舷即完成交货义务，买方承担此后货物损失甚至消失在内的全部风险，通常双方按照装货港提单量进行结算，在船上交货条件下，采购方可以根据市场变动，通过控制船只灵活选择贸易流向，最大化贸易利润，但是采购方需要具有租船能力，并承担相应风险。对于目的港船上交货，按此术语成交，卖方负责将货物运送到目的港，并承担货物到港前的一切费用及风险，双方通常按照卸港量进行结算，在目的港船上交货合同中，卖方可以通过目的港限制直接将货物运输到消费市场，减少货物转卖，维护自身商业利益，但是要承担租船义务以及过程中的货损风险。在跨区贸易中，当采购和销售的贸易术语不同，贸易商就要承担其中暴露的风险，特别是在采购使用船上交货贸易术语而销售采用目的港船上交货贸易术语的条件下，贸易商需要承担运输过程中的货损风险，如果不进行保值操作，就会面临采购、销售货量不等带来的绝对值价格变动风险，且价格上涨越多，潜在亏损越大。

在LNG跨区贸易中，贸易商需要考虑采购端和销售端结算贸易术语不同而导致的货损风险，并通过衍生品操作对冲货损风险。当采购贸易方式为船上交货，销售贸易方式为目的港船上交货时，可以买入预估货损量的衍生品，当价格上涨时，衍生品端的收益可以抵消或部分弥补实货端的亏损。

4.2 天然气货损风险保值案例

2021年8月，A公司从B公司买入350万百万英热单位11月装货的LNG实货，船上交货，计价公式为日韩基准12月全月均价+0.10（美元/百万英热单位），经过与潜在买家商谈，以到岸船上交货（DES）的方式拟卖给C公司，经商议计价公式为日韩基准12月全月均价+3.3（美元/百万英热单位），运费为2美元/百万英热单位，该实货的品质、交货期等均符合买方要求。面对因贸易术语不同而带来的货损风险，A公司有两个方案。

方案一：A公司决定不进行保值操作，即不交易金融衍生品，12月交货后由于卸港出现滞期，出现货损25万百万英热单位。实货端实际亏损527.25万美元（见表5）。

表5 天然气货损风险无保值盈亏测算

方案二：A公司决定进行保值操作，并在9月1日执行金融衍生品操作，以20.4美元/百万英热单位的价格买入25万百万英热单位12月日韩基准价格掉期，通过套期保值操作，实货端亏损527.25万美元，衍生品端盈利404.75万美元，实现综合亏损122.5万美元，减亏404.75万美元（见表6）。

表6 天然气货损风险套期保值盈亏测算

经过比较，方案二通过套期保值操作，规避了货损导致的亏损扩大风险，实现了较好的保值效果。

5 结语

天然气需求的扩张推动了天然气贸易的蓬勃发展，也促进了天然气衍生品市场的优化和完善，天然气衍生品逐渐成为价格发现、风险管理和资产配置的重要工具。当前，受天然气季节性供需不平衡、LNG进出口终端设施不足以及天然气自然挥发等因素的影响，天然气市场呈现出了价格波动周期性较强、市场全球化程度较低、长距离运输货损量大等特点，使得参与LNG跨区贸易的企业面临较大的市场风险，包括跨期风险、基差风险和货损风险。

中国企业在参与天然气国际贸易时，要重点关注和审视贸易中存在的市场风险问题，合理使用金融衍生品对冲价格波动，规避跨期风险、基差风险和货损风险，及时锁定贸易利润，实现经营目标。

另一方面，套期保值虽然可以通过交易金融衍生品规避价格波动风险，并提前锁定盈亏，但同时，进行套期保值操作就意味着放弃了潜在的风险收益，在特定市场环境下，也可能存在单边衍生品亏损的情况。事实上，在实际业务中，衍生品端亏损，实货端盈利的情况十分常见，这是因为衍生品套期保值本身就是风险管理而非风险投机的工具。因此企业应将金融衍生品业务盈亏与实货盈亏进行综合评判，客观评估套期保值效果，防止片面强调金融衍生品业务单边盈利导致投机行为。

在套期保值操作中，企业也要注重各类衍生风险，在对品种计价规则深入研究的基础上，做好盘位头寸的动态监控和逐日盯市，并持续关注保证金的资金管理和交易对手的信用风险。