LNG现货贸易的风险分析及应对

2019-10-21程笛

中国化工贸易·下旬刊 2019年9期

程笛

摘要：为落实天然气发电的天然气供应，降低天然气价格，通过 LNG 现货贸易方式，积极探索海外采购 LNG 的经验。本文论述了现货贸易背景，研究确定了商务构架和贸易流程，分析了主要风险因素，提出了主要风险的应对措施。

关键词：现货贸易;商务构架;贸易流程;风险分析;风险应对

国家在“十三五”期间将大力发展天然气产业，逐步把天然气产业培育成主体能源之一。计划到2020年，天然气在一次能源消费占比将达10%;规划到2030年，天然气在一次能源消费中的比重将达到15%左右，燃气发电用气占天然气总消费量的约20%;燃气发电将成为我国天然气利用的主要方向之一，也是国内电力企业产业发展的重要领域和利润增长点。为保障气源供应、降低气价，电力公司通过LNG现货贸易方式，积极探索海外采购LNG的经验。

1 背景

2018年，中国宏观经济形势稳中有进，多项环保政策助力天然气市场蓬勃发展。中国天然气产量1603亿m3，增速为8.3%;天然气进口量约1260亿m3，增速为32%，对外依存度45%;天然气消费量2803亿m3，增量首次突破400亿m3，增速为18%。全国天然气供需总体偏紧，季节性供需矛盾有所好转。天然气价格市场化步伐进一步加快，多地上调终端用气价格，燃气发电用气价格进一步提高。

国内某电力企业将燃气发电和天然气利用业务作为新兴战略产业和新的利润增长点加以重点培育。进一步推动气电产业发展，預计天然气发电装机规模和天然气用气量将有大幅度增加。

为了获得经济、可靠的气源，提高燃机的用气保障，国内某电力企业自2011年起尝试进入国内页岩气勘探和参股投资海外上游气田，以及参与国内LNG接收站投资建设和国际LNG长协、现货贸易，并成立了天然气供应服务专业公司，培育自身供气保障能力。但受国内天然气管网和储气等基础设施能力不足，以及市场机制不健全、监管体系不完善等因素影响，预计在今后相当长时间内，燃气电站供气保障压力巨大，是否获得经济可靠气源供应是制约燃气产业快速发展的主要因素之一。因此，建立专业团队，培育国际LNG采购能力，从事国际LNG长协和现货贸易，是保障气源供应、平抑气价的必然选择。

2 商务构架及贸易流程

2.1 商务构架

从事LNG现货贸易的国内买家通常与多家国际卖家分别签订长期有效的主合同，主合同约定双方权利义务的一些基本条款。待实际贸易发生时，双方再签单船货物的确认函，明确所交易LNG的价格、数量、供货时间、供货质量、装载港、卸载港、LNG船型等关键条款。买卖双方在交货前30-60天前签订确认函，一般买方向卖方提供与货物等值的信用担保，待确认函签订后生效，与主合同一起作为单船交易贸易合同，买卖双方严格执行主合同和确认函，进行单船货物交易。货物到港卸货验收合格后，一般在7-15日内向卖方支付货款。在签订确认函之前，买家与接收站公司先签订接收站窗口期（一般30天至45天）租赁协议和窗口期确认函，与终端用户或供应方签订购销合同，提前3-7天签订确定当日或当周量价确认单。LNG现货贸易商务构架如图1所示：

2.2 贸易流程

LNG现货贸易从签订商务合同到货物到港卸货销售一般经过如图2所示流程。签订商务合同（包括与国际卖家签订的货物确认函、与接收站公司签订的窗口期租赁确认函、与终端用户和供应方签订的当日或周量价确认单）、装船发货、货物进港、一关三检、靠岸卸货、验收、进库储存、提货销售、货款结算等环节。

3 主要风险分析及应对

由于LNG低温易燃、易爆液体、难储运的特点，LNG国际现货贸易一般是全产业链的贸易，包括从上游气源采购、船运、到中游游的接收储运和下游销售全过程，从气源采购到下游销售完成各环节环环相扣、紧密衔接，整个LNG交易过程由采购、船运、储运、销售合同群有机组成。根据行业特点和惯例，LNG国际贸易风险也是通过合同群由上游向下游传递。对单船贸易来说，买家通过商务合同，把上游卖家的贸易风险、背靠背尽可能地向给船运方、接收站公司、储运方和销售方传递。

3.1 主要风险分析

LNG国际现货贸易风险主要包括：市场价格风险、照付不议风险、接收储运风险、不可抗力风险和汇率变动风险等。

3.1.1 市场价格风险

指上游采购价格和下游销售价格风险，单船LNG国际现货贸易从采购到销售一般2-3月完成，上游采购价格和下游的销售随着季节和市场供需关系波动较大，买家承担较大的价格风险。

3.1.2 照付不议风险

主要是指买家未按合同约定的采购量接收或交付合同各方，买家承担相应违约责任，向合同方支付违约的费用。

3.1.3 接收储运风险

主要指一关三检批复、进港靠岸卸货和接收站接收风险，以及接收站储存和槽车运输风险。

3.1.4 不可抗力风险

主要指买卖双方无法预见、无法预防、无法避免和无法控制的事件造成合同不能履行或不能按期履行的风险，包括战争、动乱、地震以及第三方储运设施意外事故等风险。

3.1.5 汇率变动风险

LNG国际采购用美元结算，国内销售人民币结算，存在美元兑人民币汇率变动风险，尤其是在美元升值区间，若短期汇率发生较大变动，会引起很大汇率风险。

3.2 主要风险应对

LNG国际现货贸易产业链条长、需要资金额度大、专业性强，买家需要具备国际商法、财务资信、接收站通道、下游市场销售以及合同管控等专业能力，通过确定合理商务构架和贸易流程，签订全产业链相关合同，并加强过程管控，严控风险，才能实现LNG现货贸易的顺利执行，创造合理的利润。经分析研究，对主要风险制定如下具体应对措施。

3.2.1 市场价格风险

市场价格风险主要通过控制采购价格，提前预测盈利，合理确定销售模式等措施规避。一是研究普氏日本/韩国指数（PlattsJKM）历史数据，参照普氏日本/韩国指数（PlattsJKM）和谈判情况，确定上游采购价格;二是研究长协到岸价、现货到岸价和接收站销售价格历史数据，分析预测现货贸易盈利情况，如图3所示;三是根据盈利情况预测，结合自身销售能力，合理确定下游销售模式，如：自主销售模式、委托销售模式和“量价均锁定”的趸售模式、“锁量不锁价”的趸售模式等。

3.2.2 照付不议风险

照付不议风险是LNG国际现货贸易主要风险之一，长协采购贸易的风险一般通过合同由买家背靠背从上游采购传递到下游用户，但现货贸易，每天销售价格和量随行就市，照付不议风险较难规避。在现货贸易具体实施时，买家应采取如下应对措施：一是在签订上游采购合同前，同步锁定下游用户，并签订购销合同;二是合理确定下游销售模式，并通过合同约定传递到合同方，减少或规避照付不议风险。

3.2.3 接收储运风险

在合同中明确合同各方的责任，规避接收储运风险。一关三检批复由买方承担，进港靠岸卸货风险按责任由买方或卖方承担，接收站接收风险背靠背向接收站公司传递，储存风险通过接收站租赁协议传递给接收站公司，槽车运输风险一般采取供应方、终端用户提货或通过运输协议向第三方传递。

3.2.4 不可抗力风险

由于LNG产业链特征以及有别于其他贸易的交付方式，买卖双方均要求将上下游设施作为不可抗力的免责因素，因此上下游设施的风险在合同中约定。同时，买方应通过合同背靠背将不可抗力风险向中游接收站和下游用户传递。

3.2.5 汇率变动风险

为规避汇率变动风险，買家应具有充足财务资信和贸易资金，按上游采购合同及时支付采购款。同时应加大下游市场销售力度，尽可能缩短销售周期。

4结论

电力企业立足自身燃机用气需求和发展需要，积极参与国际LNG现货贸易，积累了海外LNG采购经验，具备了LNG国际贸易和风险防控能力，为本企业燃机用气保障、平抑气价进行了有益探索，提高了燃机电站的用气保障和经济运行。

参考文献：

[1]国家发展和改革委员会，国家能源局.能源发展“十三五”规划[Z].2016.

[2]国家发展和改革委员会，国家能源局.天然气发展“十三五”规划[Z].2016.

[3]中国石油集团经济技术研究院.2018年国内外油气行业发展报告[M].北京：石油工业出版社，2018.