能源转型背景下日本液化天然气进口商资源经营策略分析

孙齐，公禾，程熙琼，张永峰，杨昕

( 1.中国石油天然气销售分公司；2.中国石油集团经济技术研究院；3.中国石油集团测井有限公司）

1 日本天然气市场基本情况

日本进口液化天然气（LNG）已有超过50年的历史，当前进口量仅次于中国，是世界第二大LNG进口国，天然气消费主要用于发电领域和以居民用气、商业用气为代表的城市燃气领域（见图1）[1]。由于没有跨国输气管道联通，进口LNG成为日本满足国内天然气需求的唯一方式。据日本能源经济研究所（IEEJ）统计，2000年天然气占日本一次能源消费的比重仅为13.7%，2011年福岛核事故以来，日本天然气需求显著提升，2014年消费量达到峰值1248亿立方米，2015年核电站重启，替代了一部分天然气发电。近3年，天然气占日本一次能源消费的比例达到24%～26%[2]。2020年，受新冠肺炎疫情、核电重启和气候变化等因素综合影响，日本LNG进口量降至7482万吨。2021年，日本经济回暖，LNG进口量为7434万吨，约占全球LNG贸易量的20.1%[1]，对外依存度接近100%。

图1 2000-2021年日本分部门天然气消费量

随着日本能源“脱碳”政策的逐步推进，2050年前天然气将在日本的能源转型过程中发挥重要的桥梁作用。2020年10月，日本政府宣布2050年实现碳中和，日本经济产业省宣布要采取措施实现LNG全产业链深度脱碳，全力推动LNG制氢、LNG制氨的技术创新，在制氢原料中，天然气占比为48%[3]。此后，日本陆续发布了《2050碳中和绿色增长战略》《日本能源白皮书2021》和《第六次能源基本计划》。日本政府还规划对发电燃料进行调整：与2019年相比，2030年燃气发电占比将从37%降至20%，煤炭发电占比从32%降至19%，石油发电占比从7%降至2%（见图2）。2030年，日本温室气体排放量将比2013年低46%。

图2 2030年日本发电能源结构

在《第六次能源基本计划》中，日本首次提出拟将合成氨和氢作为燃料，使其在发电领域发挥更大作用，天然气作为生产合成氨和氢的重要原料，将成为日本调整发电能源的核心。日本计划2030年开始全面普及“零碳排放”船舶，2050年船舶燃料全面实现由氢能或氨能替代[4]。

到2050年，日本将建立脱碳、高弹性、可持续的稳定电力供应系统。虽然天然气在日本发电能源中的占比下降，但日本仍是全球LNG进口大国，天然气作为清洁低碳的一次能源仍将占有重要地位。根据日本经济产业省预测数据和当前长期贸易协议数据，预计日本LNG需求量到2025年降至7200万吨，2030年降至6800万吨，2035年降至6600万吨。

2 日本LNG进口贸易特点

日本是当前全球第二大天然气进口国和第二大LNG进口国，其天然气全部以LNG形式进口。日本天然气进口以长期贸易协议为主，以现货作为补充。受福岛核事故影响，日本LNG年进口量骤增，最高增至2014年的8900万吨，之后逐渐降低，2021年进口量为7434万吨[1,5]。

2.1 进口来源多元化保障了日本LNG贸易的安全性

2021年，日本已有16个LNG进口来源国，进口多元化趋势增强，但集中度有所提升，其中来自澳大利亚的进口量居首位。2010年，日本从澳大利亚、卡塔尔、印度尼西亚和马来西亚进口的LNG占总进口量的67.1%。2021年，澳大利亚成为日本进口LNG的最大来源国，占日本LNG总进口量的36.6%，随后依次是马来西亚、卡塔尔和美国，来自这3国的LNG进口量占比为36%（见图3），进口集中度相对较高[1,5]。

图3 2000-2021年日本LNG进口来源国

2.2 以长期贸易协议为主、现货为辅的进口方式保障了日本LNG供应的稳定性和灵活性

LNG贸易协议按期限区分主要包括长期贸易（大于4年）、短期贸易（1～4年）和现货（小于1年），长期贸易协议稳定性好，短期贸易协议和现货灵活性好。受国内资源禀赋影响，日本长期贸易协议的LNG进口量一直维持在较高水平，协议期限为20～30年。2012-2019年长期协议的进口量都在7000万吨/年以上，从2020年开始逐步走低，2021年降至5650万吨/年，占日本年度LNG进口量的76%。

为强化供应的灵活性，2011-2021年日本LNG现货进口规模呈波动上涨的趋势。2011年日本进口LNG现货1109万吨，受福岛核事故影响，2012年后进口量大幅提升，2014年达到历史峰值——1793万吨，此后伴随核电分阶段重启，日本LNG供应紧张的局面得到缓解，2018年LNG现货进口量降至930万吨，为近10年来的最低值。2019年，日本LNG现货进口量出现反弹，2021年增至1783万吨，占LNG进口总量的24%（见图4），占全球LNG现货需求量的14.3%。

图4 2011-2021年日本LNG进口量

由于日本的LNG对外依存度接近100%，预计未来一段时间日本LNG进口仍将保持以长期贸易协议为主的趋势，但为提升贸易的灵活性，协议的年限或将降至15年以内[6]，现货进口仍将成为未来日本LNG进口的重要组成部分。

2.3 多元化混合定价机制改善了日本LNG贸易的经济性

日本的LNG长期贸易协议定价曾以与日本一揽子进口原油价格（JCC）挂钩为主，近年逐步实行多元化混合定价机制以改善资源供应的经济性，主要有JCC、美国亨利中心（Henry Hub）天然气价格、日本LNG平均进口到岸价（JLC）或者挂钩布伦特原油价格等几种定价机制。其中与JCC挂钩定价机制应用范围最广，曾一度在2014年占据日本全部LNG进口量的95%以上[7]。日本经济产业省于2017年5月提出向交易中心定价过渡的“官方政策”。买方对LNG价格灵活性提出的更高要求，推动LNG定价模式转变，以应对天然气需求增长的不确定性[8]。随着亚洲LNG进口话语权的提升和多个进口国的共同努力，LNG定价机制也逐渐向多元化混合定价方向发展。

2018年和2019年，日本签署的LNG协议以与JCC挂钩和混合定价为主，这类定价机制采用“S曲线”，即当石油价格上涨到一定水平时，S曲线会限制价格的升高或降低。2020年，日本在执行LNG进口合约时，JCC挂钩占比仍高达77%以上，Henry Hub气价挂钩占比为16.21%，少量与布伦特原油价格挂钩（0.33%），还有一些混合定价和其他定价模式（见图5）[5]。2019年4月5日，首次出现与煤炭价格挂钩的LNG定价方式。壳牌与日本东京燃气（Tokyo Gas）公司签署了合同期为10年的以煤炭价格指数定价的无约束力LNG供应协议[8]，该定价模式在世界上属于首例。虽然这是东京燃气公司试图通过脱钩油价来稳定气价和保障供给的个案，但实际上标志着日本LNG进口商国际市场战略发生重大转变。日本经济产业省发布的资料显示，预计到2024年JCC合同模式在日本的长期贸易协议中的占比或降至65%左右，Henry Hub天然气价格定价模式总量保持在10%以上[9]。预计未来LNG定价将会出现与新能源价格、电力价格挂钩等更加广泛的定价方式。新的挂钩指数一定程度上反映了亚洲LNG贸易定价的新趋势。

图5 2020年日本LNG进口定价结构

3 日本LNG进口商经营策略调整

在能源转型背景下，日本大型LNG进口商不仅重视上游领域投资和权益产量获取，建立低成本资源优势，还积极推进中游的运输船队建设、下游的市场拓展，以及低碳技术的开发与应用，并不断优化资源供应组合，提升供应链的灵活性和抗风险能力，坚定不移地推进LNG一体化产业链进程。

3.1 强化LNG产业链一体化建设

日本大型LNG进口商都具有较强的产业链整合能力。2021年，日本共有21家LNG进口商，排名前5位进口商的市场份额约占全国的59%[10]。日本LNG进口商主要分为三种类型：一是以日本时代公司（JERA，东京电力和中部电力的合资公司）、关西电力公司等为代表的电力企业燃料采购商，其中日本时代公司拥有天然气、LNG和发电业务，具有较强的国际竞争力，在日本占有36%的市场份额（见图6），资源来源国达12个；二是以东京燃气、大阪燃气为代表的覆盖上中下游业务的天然气贸易公司，进口资源主要用于城市燃气和发电，分别拥有16%和10%的市场份额，资源来源国分别为7个和9个；三是以三菱商事和三井物产株式会社为代表的综合性贸易及投资公司，业务偏重于运输和进出口，总贸易量约占日本的20%左右，从7个国家采购LNG[10]。

图6 2021年日本LNG进口商市场份额分布

日本时代公司可称为日本LNG产业上下游产业链一体化进程发展最为迅速的代表。该公司成立于2015年，整合东京电力公司与中部电力公司的天然气、LNG和发电事业，一跃成为世界最大的LNG进口商。2019年合并完成后，LNG进口量超过3500万吨/年，一度占据日本LNG总进口量的45%。公司建设了一支LNG运输船队，在2018年LNG贸易量就已经达到3500万吨，并积极拓展上游项目参股和海外天然气下游业务，有力提升了日本LNG海外采购议价能力，对日本乃至亚洲区域LNG价格有着举足轻重的影响[11]。2021年，世界最大的氨生产商Yara International ASA公司与日本时代公司联合开展天然气制氨业务，日本时代公司的下游天然气版图已经快速与能源转型有效衔接[12]。

3.2 强化LNG产业链基础条件建设，提升资源掌控力

3.2.1 锚定资源“补短板”——重视上游领域投资和权益产量获取，建立低成本资源优势

日本进口商多年来以小股东身份参与国际天然气液化项目，以追求低成本的权益资源供应和收益回报为目标，通过向上游领域延伸获得低成本权益气产量，对冲长期贸易协议价格条款中的油价风险，降低资源供应成本。日本时代公司在美国和澳大利亚共参与了6个天然气液化项目，权益产能为170万吨/年，加权平均离岸成本为5.9美元/百万英热单位[5,13]，未来将在澳大利亚继续增加上游领域投资，计划至2025年参与勘探开发项目达到10个。三井物产参与了全球11个天然气勘探开发与液化项目，在中东、东南亚、大洋洲、北美、欧洲等地区都有勘探开发权益，将天然气液化项目的加权平均离岸成本控制在3.7美元/百万英热单位。

3.2.2 强化物流“保供应”——重视大规模的自有海运船队建设，为资源安全稳定供应提供保障

LNG船运费经常随季节和市场变化而剧烈波动，影响LNG到岸价格。在2020年底的北半球寒潮期间，全球LNG船运费一度高达17.5万美元/日，是全年运费均值的2.5倍。日本时代公司、东京燃气、大阪燃气和三菱商事4家公司拥有船队规模合计67艘，为增强LNG贸易能力和获得稳定收益，日本时代公司和三菱商事还规划到2030年分别将船队规模扩大至30艘和33艘。日本进口商的运输船队既可优化物流成本、保障本国供应，又可在国际贸易的运输服务中获利。此外，LNG罐式集装箱业务正成为海上运输的重要补充，通过海陆联运将LNG液源直接连接至国内终端用户。

3.2.3 布局终端“创需求”——重视强化下游市场地位提升话语权，吸引上游供应商稳定合作

日本天然气进口商在国内外拥有成熟的燃气发电业务、完善的基础设施和明确的发展规划，其燃气电厂装机容量大，用气需求高，是上游供应商青睐的合作伙伴。以日本时代公司为例，其拥有燃气发电厂51座，装机容量7600万千瓦，发电量占全国的33%[13]。日本时代公司已完成了上游资源采购、发电、燃气与电力批发销售等一系列价值链的深度整合，吸引了25家境外上游资源供应商与其长期稳定合作，实现了业务的整体优化。日本邮船、川崎汽船联合中部电力和丰田公司成立合资企业，该企业利用LNG装卸处理的丰富经验开展LNG加注业务。

3.3 着力拓展海外下游市场，提升供应链应对需求变化的韧性

日本天然气进口商制定“净零”碳排放目标和路线图，开启低碳业务转型布局，天然气仍是中长期主营业务。结合日本政府2020年发布的碳中和目标，日本时代公司、关西电力、三菱商事等进口商已分别制定了近中期经营策略和长期碳减排目标与初步计划。首先，这些进口商将在2030年前关闭或暂停低效燃煤电厂，陆续重启核电，在提升LNG发电效率的同时，逐步引入氨和氢作为燃煤燃气电厂的辅助燃料，以降低碳排放。其次，以LNG和可再生能源为中心，发展清洁能源业务以应对气候变化，并在近中期经营策略上侧重相对环保的LNG业务，提升LNG贸易效率和运作水平。再次，在长期经营策略上，部署开发碳捕集利用与封存（CCUS）技术、分布式电源与储能技术，通过建立氢产业链和碳排放交易体系实现公司全球业务的“净零”碳排放。

以日本时代公司和东京燃气两家大型进口商为例，其已签约LNG供应量均超过各自的国内供应量，其中长期贸易协议占比在65%以上，且在投资的天然气液化项目中，都签订了远超权益产能的长期贸易协议量。为缓解超量供应的压力，日本时代公司着力在欧亚市场开拓贸易与销售渠道，提升供应链应对需求变化的韧性。2018年，日本时代公司与法国电力集团贸易公司（EDF Trading）签署绑定协议，合并资源优化与贸易业务，进入欧洲LNG和管道气市场。东京燃气公司通过在东南亚销售天然气和开展发电业务消纳超量长期贸易协议资源。2020年，日本时代公司和东京燃气的LNG国际贸易量分别占各自进口量的21%和27%，范围覆盖欧、亚两大消费市场10余个国家。日本时代公司在亚洲新兴市场投资运营了11个燃气发电项目，为流转超量长期贸易协议资源建立了渠道。

3.4 优化资源供应组合结构，提升资源供应链的灵活性和抗风险能力

日本天然气进口商在资源供应组合方面采取了三个方面的策略。

第一，构建大规模长期贸易协议组合作为国内供应和国际贸易的基础。2020年，日本时代公司和东京燃气向日本国内供应的LNG数量分别占各自采购量的79%和73%。日本时代公司在澳大利亚参与了4个LNG项目，合计权益年产能仅40万吨[13]，但已签长期贸易协议量达到826万吨/年，计划增至1030万吨/年；在美国弗里波特（Freeport）LNG项目中签订了232万吨/年的长期贸易协议量，超出其权益产能79%[5]。第二，全球化流转超量长期贸易协议资源，开发国际市场，提升供应链灵活性。为改善长期贸易协议资源配置的灵活性，日本时代公司和东京燃气提高目的地灵活的长期贸易协议量。目前，目的地灵活的长期贸易协议量已分别占日本时代公司和东京燃气长期贸易协议量的21%和31%，未来将继续提升。第三，实施LNG合同定价机制与贸易合同构成的多元化策略，提升抗风险能力。为降低长期贸易协议定价与油价挂钩的比例，日本时代公司力推混合定价，计划未来与油价挂钩的合同量降至50%，与欧美气价指数挂钩的合同量升至25%，与亚洲价格指数挂钩的合同量升至25%，同时将长期贸易协议、短期贸易协议和现货的比例逐步分别调整至1/2、1/4和1/4。

随着自2020年起长期贸易协议逐步到期，未来几年，日本的LNG进口资源配置结构将发生重大调整。在日本时代公司等主要进口公司的主导下，与马来西亚的长期贸易协议将逐渐被中短期协议所取代，预计这个趋势将持续至2025年；日本时代公司与九州电力公司已分别与澳大利亚惠斯通（Wheatstone）和依系（Ichthys）项目续签了长期贸易协议[14]，这将使来自澳大利亚的LNG份额有所增长。随着日本企业与卡塔尔LNG项目签订的长期贸易协议到期，预计合约的续签期限或将不再是20～30年。美国成为日本重要的LNG进口来源地，仅2019年日美间LNG协议量就增长了3倍，且全部为长期贸易协议。

4 启示与建议

4.1 建立天然气产业链协同机制，提升天然气价值链

中国大型油气企业海外天然气产业链在权益资源、储存运输、销售渠道、LNG接卸、国际贸易等方面已具备一体化协同发展的基本要素，有能力为价值链提升做出更大贡献。

第一，要对海外天然气项目建立更为科学高效的投资决策机制。基于海外业务发展需求与战略布局，从资源、成本、工程、市场、地缘政治、环保等方面对海外天然气项目开展全生命周期、多情景动态风险评估与战略价值评价，为高效投资决策提供支持。第二，要强化一体化LNG项目的布局规划，改善资源供应组合的韧性。要以获取低成本权益气产量为抓手，结合国内天然气市场改革趋势和国内价格承受能力预期，整体布局全球LNG液化项目。例如，大力推进参与经济性相对较好的新建扩建LNG项目，在产品成本相对较高但战略位置重要的地区保持项目的适度参与，以产业链的一体化协同对冲国际油价和气价突变、国内需求波动等市场风险，达到改善资源供应组合韧性、提升价值链的目标。第三，科学规划进口管道气与LNG的配置关系。结合对国际市场价格、中国不同地域市场需求及市场承受力等因素的研判，科学分析不同来源的管道气和LNG在中国天然气市场的配置关系，探索建立健康、经济、可持续的进口资源组合，实现最佳效益。

4.2 大力推进国际化贸易，择优拓展海外天然气市场利用领域

树立“全球资源为我用，我方资源全球销”的理念，充分考虑海外LNG运回国内市场的竞争力，调整LNG以国内为唯一目标市场的规划，对已签LNG长期贸易协议量中进口成本相对较高且不受目的地条款约束的资源进行全球化运作，减少因国内价格倒挂所导致的亏损。预计2030年，中国已签LNG长期贸易协议量中，将有2670万吨的LNG供应量不受目的地条款约束[15]，将这部分资源实施全球化贸易将有效提升中国天然气企业资源供应链的韧性。同时，加大对全球天然气新兴市场的分析和开拓力度，在南美洲和东南亚等需求快速增长的地区择优拓展发电、化工、商业等具有稳定投资收益的领域，在做法上可考虑与国际大公司或日韩企业合作开拓市场，降低风险，共享海外市场红利。

4.3 在LNG资源供应组合中增配短期贸易协议，提高海外资源供应链应对国内需求变化的灵活性

与长期贸易协议相比，短期贸易协议具有应对需求变化反应快、止损时间短的优势，与现货协议相比则可规避需求高峰现货市场的价格蹿升、临时性船期调配紧张以及海运成本高涨的风险。从中国已签订的LNG贸易协议看，照付不议比例高、合同期限长，期限在1～4年的短期贸易协议量微乎其微。应重视短期贸易协议在资源供应组合中的调节作用，通过增配期限在1～4年的LNG短期贸易协议，改善海外天然气资源供应链刚性突出的缺陷，提高海外资源供应链的整体灵活性，降低应急保供期间的成本。