全球LNG贸易定价演变规律与新趋势及相关启示

陈 蕊 祁鹏飞 张晓宇 李春霞

1.中国石油经济技术研究院 2.中国海洋石油集团有限公司

“十四五”期间，我国天然气需求将保持年均增速6.0%的快速增长，LNG进口能力和进口规模也将超过1.9×108t/a和7 900×104t/a，进口LNG在我国天然气供应体系中的作用日益突出。但是，与欧美国家相比，我国LNG进口存在明显溢价，贸易定价话语权掌握在国际供应商手中，我国进口企业承受着较大的资源成本压力。为此，笔者分析了全球LNG贸易定价的历史演变规律，总结了2020年新签LNG合约的定价趋势，对比了我国LNG长协定价方式及存在问题，进而提出了我国LNG进口定价和降低资源采购成本的相关建议。

1 全球LNG贸易定价演变规律

1964年，英国从阿尔及利亚进口一批LNG燃料[1]，LNG贸易正式登上历史舞台。经过50多年的蓬勃发展，全球LNG年贸易量已经突破3.6×108t，参与国家超过50个。LNG贸易合同分为现货合同、短期合同（2～5年）和中长期合同（5年以上，简称“长协”），定价机制经历了从固定价格到与油价挂钩[2-3]（Oil Price Linked），并逐步出现气—气竞争[4]（Gas-Gas Competition）的演变过程。与油价挂钩是指LNG交易价格挂靠原油、成品油、燃料油等油品价格指数，气—气竞争则是指挂靠实体交易枢纽（如美国Henry Hub）和虚拟交易枢纽（如英国NBP、荷兰TTF）现货价格，或者成熟的期货价格（如美国NYMEX），以及其他现货价格指数（如Platts JKM）。现货贸易定价主要为气—气竞争，买卖双方参考市场成交价，互相询价议价来确定交易价格，受短期市场供需影响较大。短期合同和长协定价通常为与油价挂钩和气—气竞争两种方式。

1.1 定价机制从单一向多元化转变

LNG贸易定价机制的形成并非一蹴而就，而是经过了漫长的演变过程，才从最初单一的定价方式，发展为现在丰富多样的定价选择。国际能源市场的变迁、天然气市场格局的重塑、LNG贸易规模的扩大、行业参与者的增多，都是推动定价机制不断完善的重要因素。可以将LNG贸易定价机制演变历程（图1）划分为3个阶段，即以固定价格为主的萌芽阶段、与油价挂钩为主的发展阶段和多种方式并存的创新阶段。

图1 LNG贸易定价机制演变历程图

第一阶段：20世纪60年代，以固定价格为主的萌芽阶段。欧洲是最早开始LNG贸易的地区，早于北美和亚洲市场。此时，LNG作为新的国际贸易产品，缺乏市场普遍认可的定价原则和锚定基准，买卖双方只能通过谈判确定一个固定价格。买方报价参照本国的天然气售价和终端用气成本，卖方则是参照上游生产成本、液化费用以及船运费用等，最终价格取决于双方的谈判力量。1964年，英国以固定价格从阿尔及利亚进口LNG。1969年，日本与阿拉斯加基奈项目签订15年期合约，按照0.52美元/MMBtu（1 MMBtu= 1.055 GJ，下同）的固定价格进口LNG，并且没有约定指数化和通货膨胀调整条款。这也是亚洲第一次进口LNG，若以热值计算，合同价格明显高于当时的原油价格。

第二阶段：20世纪70年代—21世纪初，与油价挂钩为主的发展阶段。由于LNG是在各个生产部门替代其他燃料，考虑到竞争力和经济性等因素，LNG贸易形成了与竞争燃料和下游产品价格挂钩的定价机制，包括挂靠原油、汽油、燃料油、钢铁等。例如，1973年，第一次石油危机爆发，日本财团协商决定将与油价挂钩的方法引入定价机制，以替代发电部门的原油消费。1981年初，挪威与欧洲大陆签订合同，定价指数包括OPEC和北海原油价格、重质和轻质燃料油价格。1985年，日本与澳大利亚西北大陆架液化天然气公司签署合同，定价指数为日本进口原油的平均到岸价。此后一段时间，全球绝大多数的LNG贸易都与油价挂钩，只有非常少量的气—气竞争定价。根据国际天然气联盟（IGU）统计，2005年与油价挂钩的LNG贸易量占全球贸易总量的87%，气—气竞争方式仅占13%。随着能源市场和通货膨胀的不断变化，长协定价公式趋于复杂化，引入了经济指标和S曲线等变量。

第三阶段：2010年至今，多种方式并存的创新阶段。随着天然气市场趋于独立，与石油市场的相关性减弱，现货贸易份额不断上升，LNG贸易定价逐渐摆脱对油价的依赖，呈现与油价挂钩方式和气—气竞争方式并重的局面。2019年，与油价挂钩占比降至59%，气—气竞争占比增至41%。除此之外，市场上还出现了与其他气价挂钩、混合指数、与其他竞争燃料挂钩等新型定价机制。比如，美国自从实现LNG出口规模化以来，基本采用与纽约商品交易所Henry Hub天然气价格挂钩的定价方式；2019年，东京燃气与壳牌签订了一份与煤炭价格挂钩的混合定价长协[5]；同年，道达尔公司签署了全球第一份与Platts JKM价格挂钩的LNG长协[6]，这些为LNG价格条款提供了新的范本和模式。除此之外，“碳中和”LNG已经成为天然气行业低碳减排的重要方式，对LNG贸易定价提出新的要求。截至2020年底，全球交付至少8船“碳中和”LNG，目的地集中在中国、日本、新加坡和韩国。新加坡Pavilion能源公司在2020年11月[7]和2021年2月[8]接连签署附有温室气体排放报表的LNG进口长协，“碳中和”产品的“绿色溢价”成为交易价格的重要组成部分，直接影响未来LNG贸易定价机制。为了匹配日益成熟的天然气市场和应对气候变化，LNG行业参与者还将提出更加创新多样和反映本地市场供需的定价机制。

1.2 定价机制区域特点明显

全球LNG市场尚未形成统一的定价体系，欧洲、北美和亚洲三大市场的长协定价具有明显的区域特点（图2），与原油市场的贸易定价体系存在很大区别。分地区来看，与油价挂钩的LNG贸易主要分布在亚太地区（特别是中国、日本、韩国、印度）以及西班牙、土耳其、法国和意大利等欧洲地区。气—气竞争的LNG贸易主要分布在北美地区和英国、比利时、荷兰等欧洲地区。美国的LNG出口已完全实现气—气竞争，欧洲LNG进口中的气—气竞争占比也已超过60%，远远超过与油价挂钩方式，而亚太地区仍然以与油价挂钩为主。实际上，这是由三大天然气区域市场的发展阶段决定的（图3）。

图2 三大市场LNG贸易定价机制图

图3 三大市场LNG贸易定价发展图

在欧洲地区，1996 年英国率先完成天然气市场化改革，建立起了国家虚拟平衡点（NBP），并逐步发展为区域基准价格[9]。1998年、2003年和2007年，欧洲大陆分别进行了3次市场改革，出台多道法令以建立统一的天然气市场，推动各国天然气管道的互联互通和市场融合，出现了供需相对平衡的区域以及区域性的天然气价格，打造出荷兰TTF、德国GPL等十余个天然气交易枢纽，LNG贸易进入挂靠枢纽气价的气—气竞争时代[10]。2019年，欧洲LNG进口中与油价挂钩占比32%，气—气竞争占比68%。随着历史合约到期，欧洲更加侧重签署气—气竞争长协，使用与油价挂钩定价的LNG合同量还将进一步下降。

在北美地区，美国自20世纪70年代开始自由化改革，天然气市场出现充足并富有竞争力的多元供应，管输系统四通八达并实现了非歧视性的“第三方准入”，气—气竞争的市场环境逐步建立[11]。此时，原油平价定价的进口LNG价格明显高于国内气价，LNG贸易被美国政府强制叫停。直到贸易价格改为与美国本土气价挂钩，LNG进口才得以恢复。页岩气革命后，美国从LNG净进口国变为净出口国，并且形成了以亨利枢纽（Henry Hub）为核心的定价体系。未来，加拿大LNG出口定价也将同样采取气—气竞争，挂靠AECO、Westcoast Station 2等枢纽价格[12]。2019年，北美LNG出口中气—气竞争占比100%。

对于亚洲地区，日本采用与本国进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的方式，对整个东北亚（日本、韩国、中国大陆、中国台湾）地区的LNG贸易定价体系产生深远影响。亚太地区的天然气行业发展稍微滞后于欧美地区，还处于市场化改革过程中，未形成反映本地市场供需的基准价格，LNG长协与油价挂钩占比较高。2019年，亚太地区与JCC价格挂钩的LNG进口占比超过70%，与Henry Hub、JKM、煤炭价格挂钩的比重相对较低。

1.3 定价机制具有较强互补性

不同的定价机制各有优劣，气—气竞争和与油价挂钩具有明显的互补性。根据东北亚已签LNG长贸来看，采用气—气竞争方式定价的LNG资源基本来自美国，定价公式为1.15×Henry Hub价格＋常数，而与油价挂钩定价大多挂靠日本原油清关价格（JCC），定价公式[13]为斜率×JCC价格＋常数（斜率介于10%～15%）。选取各项参数的平均值，测算2016—2020年东北亚LNG长贸到岸价（图4）发现[14]，与油价挂钩的长贸价格波动十分剧烈，与国际油价走势紧密相关，价格方差为4.04；而气—气竞争的长贸价格更为稳定，基本保持在7～9美元/MMBtu的区间水平，价格方差仅为0.36。另外，无论采用何种定价机制，都不能保证LNG进口价格始终处于较低水平。高油价下，气—气竞争的长贸价格更低；低油价下，与油价挂钩的长贸价格更低。2017年12月—2020年3月，JCC价格维持在60美元/桶（1桶＝0.159 m3，下同）以上，与油价挂钩的长贸价格（相对滞后3个月）也一直高于气—气竞争的长贸价格。2020年4月，新冠肺炎疫情导致JCC价格暴跌，与油价挂钩的长贸价格也迅速下滑，从7月开始低于气—气竞争的长贸价格。因此，气—气竞争比与油价挂钩更为稳定，但不能分享油价下降时的价格红利；与油价挂钩比气—气竞争更为成熟，但需要承担油价上涨时的价格风险。

图4 东北亚LNG长贸价格测算图

1.4 贸易定价存在“亚洲溢价”

2020年，新冠肺炎疫情突如其来，给国际油气市场带来强烈冲击，全球天然气价格创下十年新低。由于市场结构和定价机制不同，三大市场的现货和长协价格存在明显差异，并且亚洲市场价格长期高于欧洲和北美市场。

从现货市场看，全球天然气现货价格整体承压下行[15]，美国Henry Hub现货价格最低，欧洲TTF现货价格次之，以中日韩三国及中国台湾地区为代表的东北亚LNG现货价格最高（图5）。2020年，美国Henry Hub现货均价2.03美元/MMBtu，欧洲TTF现货均价3.18美元/MMBtu，东北亚LNG现货均价3.82美元/MMBtu，分别同比下降20.7%、30.0%和36.2%，三大市场比价关系为1∶1.6∶1.9。

图5 2011—2020年三大市场价格走势图

对于长贸价格，天然气市场也一直存在“亚洲溢价”问题，即以卡塔尔、澳大利亚为主的产气国对其出口到亚洲的天然气定价比其出口到欧洲的天然气定价高。以卡塔尔RasGas液化项目为例，按照与油价挂钩的长协定价公式估算其出口至中国、日本、韩国等亚洲国家，法国、意大利、西班牙等欧洲国家的到岸价格（DES），如图6所示。对比发现，2016年至今，亚太国家的到岸价明显高于欧洲国家[16]。2020年，卡塔尔出口到中国、日本、韩国的LNG到岸均价为7.93美元/MMBtu，如果扣除约1.1美元/MMBtu的运费, 离岸价为6.83美元/MMBtu；出口到法国、意大利、西班牙的LNG到岸均价为6.22美元/MMBtu，如果扣除约1美元/MMBtu的运费, 离岸价为5.22美元/MMBtu。因此，亚洲国家进口卡塔尔LNG离岸价显著高于欧洲国家，存在1～2美元/MMBtu的溢价。“亚洲溢价”是东北亚进口LNG面临的长期问题，一方面是由于与JCC价格挂钩，原油溢价联动LNG溢价，另一方面是亚洲市场高度依赖LNG进口，资源缺乏灵活性，市场定价权较弱。

图6 各国进口卡塔尔LNG到岸价格测算图

2 全球LNG贸易定价新趋势

2.1 与油价挂钩回归主导地位

随着天然气市场的成熟发展和各地交易枢纽、期货中心建设，全球LNG贸易定价方式的选择趋于灵活，更加反映当年的油气市场形势。2020年，全球新签LNG长协的定价机制发生重大变化：①与油价挂钩占比大幅提升[17]，从2019年的45.6%增至80.3%，改变了气—气竞争占比不断上升的趋势。这说明LNG贸易定价与国际油价无法完全脱钩，特别是油价处于相对低位时，签署挂靠油价的长协可以获取额外收益。2015—2017年与油价挂钩占比增加，均是如此。②与JCC价格挂钩的新签合同量为0，这种情况在近十年首次出现。实际上，JCC价格仅能代表日本原油进口价格水平，相对Brent价格存在1～2个月的波动滞后期，还包含运费等溢价风险，对其他亚洲国家的借鉴意义较弱。各个国家正在打破固有传统，尝试选择新的油价参考标准。2020年，中石化、新奥能源[18]、佛燃能源、申能、广东能源以及新加坡Pavilion Energy公司，新签LNG长协都是与Brent价格挂钩。③JKM价格被纳入长协定价公式。2020年，日本三菱与澳大利亚桑托斯签署150×104t/a合同[19]，成为继2019年道达尔之后全球第二个选择JKM定价的公司。虽然都是气—气竞争，但是JKM与Henry Hub和TTF的形成机制不同，尚不能作为亚洲市场的价格标杆，在LNG贸易定价中的实际作用有待验证。这两笔JKM定价长协都是资源池项目，一定程度上能够分散价格剧烈波动的风险。

2.2 与油价挂钩斜率继续下降

全球LNG市场供应宽松，新冠肺炎疫情加剧油气需求收缩，LNG长协定价与油价挂钩斜率继续下滑（图7）。2020年与油价挂钩的最低斜率为10.1%，波动范围从原来的13%～14%降至10%～11%，平均斜率由上年的11.1%降至10.6%。具体来看，卡塔尔出口至中东和尼日利亚出口至欧洲的挂钩斜率均降至10.8%，资源池项目的挂钩斜率降至10.3%。我国新签的挂钩斜率最低为10.19%，是中石化与Qatar Gas签署的100×104t/a合约[20],另外，我国民营企业和城燃公司新签长协的挂钩斜率也处于较低水平。

图7 全球新签LNG长协定价指数图

2.3 出现动态混合S曲线

S曲线能适当缓解价格波动[21]，通过设定价格上限和下限保护买卖双方。一般而言，当油价保持在60美元/桶（1桶＝158.98 L，下同）时，S曲线拐点通常在40美元/桶和80美元/桶附近。由于油价下跌转为买方市场，过去5年东北亚地区签署的LNG长协极少包含S曲线。随着本轮油价和气价大幅波动，S曲线重新引起市场关注，并且出现混合油气价格指数的定价结构，改变原有固定的折点系数。2020年4月，新加坡Pavilion Energy的子公司发出招标公告，提出进口价格与油价挂钩、LNG现货价格（加减常数项）作为天花板和地板价格的定价公式（S1曲线）。另一东南亚买家提出将LNG进口价格与JKM挂钩，但增加与油价挂钩的天花板和地板价格（S2曲线）。

对比发现，这两种S曲线对买卖双方的保护重点不同，如图8、9所示。S1曲线能够在低气价时保护买方利益，避免因与油价挂钩导致LNG长协价格过高、与LNG现货市场价格脱节；高气价时保护卖方利益，弥补卖方在LNG资源紧缺时的供应成本增加。相反，S2曲线能够在低气价时保护卖方利益，目的是维持液化设施运行的基本开支；高气价时保护买方利益，发挥长协资源量价稳定的优势。不同情景下的保护程度取决于系数，由双方谈判协商确定。

3 我国LNG进口定价模式及存在问题

3.1 我国LNG进口定价模式

自2006年6月广东大鹏LNG接收站进口我国第一船LNG以来，我国国家石油公司、城燃企业和贸易公司相继签署进口合同，目前我国在执行LNG长协超过5 800×104t/a。我国LNG进口定价既包括与油价挂钩，也包括气—气竞争，定价公式分为直线挂钩、S曲线挂钩及与气价挂钩共3种类型。

3.1.1 直线挂钩公式

直线挂钩是我国最主要的定价方式，占在执行合同60%以上。随着国际LNG市场供需宽松，买家话语权提升，挂钩斜率不断下降，常数项也被取消，公式转向“斜率×原油价格”。

3.1.2 S曲线挂钩公式

我国采用S曲线挂钩公式的在执行合同，签约时间大多数在2013年后，这与签约时的天然气市场形势有关。当时国际LNG供应偏紧、卖方话语权较大，挂钩初始斜率较高，高/低油价情景与正常油价情景斜率相差不到4%，对买方保护力度弱。

3.1.3 与气价挂钩公式

2013年我国与美国签署第一份气—气竞争定价的LNG长协。2020年11月，佛燃能源与美国切尼尔能源公司签署“关键条款协议”[22]，LNG定价同样与Henry Hub价格挂钩。随着全球LNG市场流动性增强，气—气竞争定价的LNG长协有望快速发展。

3.2 我国LNG进口定价存在的问题

3.2.1 与油价挂钩占比高，不具备气—气竞争市场条件

2021年我国在执行LNG进口长协中，与油价挂钩占比超过90%，远高于国际平均水平。其中，与Brent价格挂钩占比14.9%，与JCC价格挂钩占比76.6%。这一方面是鉴于当时市场形势，我国进口初期签署的长协基本与JCC价格挂钩，另一方面是亚洲缺乏区域性的交易中心，没有形成代表本地市场的基准价格，尚不具备与气价挂钩的条件。与油价挂钩的弊端在于：LNG长协价格随石油市场波动，有时会明显偏离天然气市场自身的价格，并且还存在价格滞后，不利于进口商控制资源采购成本和安排接收站的窗口期。显然，挂靠JCC价格的定价方式已经不能满足进口需求，市场上也出现了与Henry Hub、JKM、煤炭价格挂钩的方式，但贸易规模相对较小。

3.2.2 高价进口资源集中，受多重因素影响

我国LNG进口资源来自二十多个国家，进口成本差别较大，高价气源集中在卡塔尔、澳大利亚和巴布亚新几内亚等国。根据海关总署统计，2019年，我国LNG平均进口成本9.19美元/MMBtu，其中有三个资源国的进口成本高于平均水平，分别是卡塔尔（10.42美元/MMBtu）、澳大利亚（9.22美元/MMBtu）和巴布亚新几内亚（10.26美元/MMBtu）。2020年，来自上述国家的资源成本再次高于平均水平（6.75美元/MMBtu），依次为7.72美元/MMBtu、6.96美元/MMBtu和7.26美元/MMBtu。我国从这三个国家的LNG进口量占比超过60%，不仅说明我国LNG进口集中度高，而且高价资源也非常集中。当然，与油价挂钩斜率高、运距远运费高、船运市场波动等因素共同造成了该部分资源成本高企。

3.2.3 价格复议周期长，定价公式难以调整

我国LNG长协的复议周期较长，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。通常，我国价格复议会在首次交付之日起的5～10年后进行，远远长于欧洲的3年复议期[23]。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。甚至部分合同限制了复议次数，只能修订1次定价公式。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”。例如合同约定，只有当整个亚太地区的经济环境发生变化才有可能触发复议，而不仅仅是本国的经济变化。而欧洲进口商所在国家的经济发生较大波动，就能触发复议机制，并且配有完善的价格仲裁保障机制。

4 相关建议

4.1 合理选择定价机制

无论是与油价挂钩还是气—气竞争，单一的定价机制都不能规避所有市场风险。在油气市场化改革完成之前，我国LNG进口要坚持“短期灵活”和“长期稳定”的原则，积极探索气—气竞争的定价方式，但不能完全与油价脱钩。首先，除JCC价格外，未来新签长协可以考虑与Brent价格挂钩，避免运力紧张和原油溢价导致的进口成本增加。其次，积极尝试气—气竞争或者多种指数混合定价的价格机制，降低国际油价波动带来的贸易价格风险。混合指数能够使LNG进口价格稳定在合理区间，纳入气价也能增强长协价格与天然气市场的相关性。另外，在对未来全球LNG市场合理预测的基础上，选择一种S曲线以规避市场风险。对于传统S曲线，要努力降低固定拐点，提高挂钩斜率折扣；对于动态混合S曲线，也要设定双方权责对等的天花板/地板价格系数。

4.2 优化价格复议机制

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，我国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，避免油价回升给LNG进口成本带来压力。若短期内无法调整价格公式，可参照其他国家做法争取以较低的固定价格进口天然气。例如巴基斯坦在供应商拒绝终止和复议合约后，于2020年4月向瑞士贡沃集团（Gunvor Group）意大利Eni集团提出，将LNG进口浮动价格转为4.0～4.5美元/MMBtu的固定到岸价，在未来6～24个月执行[24]。②应坚持市场平价原则，争取我国进口均价与东北亚进口均价保持一致，或者进口资源的离岸价与欧洲市场保持一致。

4.3 加快天然气交易中心建设

积极推进亚洲天然气交易中心建设意义重大，只有形成国际认可的区域基准价格，将亚洲市场的气价纳入定价公式，才能从根本上解决亚洲LNG进口溢价问题。目前，我国上海、重庆、深圳、浙江、海南等地成立了天然气交易中心，但是交易规模和交易方式与国外相比还有差距，交易中心的价格发现功能还有待挖掘。我国交易中心建设需要结合实际国情，建议国家加大对交易中心的支持力度，跟进配套相关的财政政策，重点培育地区消费集中、交割资源丰富、管网建设相对发达、互联互通程度较高的地区，将其发展成为中国乃至亚洲地区的价格标杆。同时，加快推出天然气期货产品，让金融市场服务于天然气行业发展。

4.4 建立风险对冲机制

LNG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。LNG长协定价与油价挂钩比例仍然较高，特别是东北亚地区进口LNG长协价格与JCC价格相关性超过90%，国际油价变化能够在3～6个月内传导到LNG市场。因此，不论是现货还是长协，LNG进口价格都存在较多不确定因素。建议跟踪关注国际重点事件，提前做好应对预案，建立风险对冲机制，合理运用期货等金融衍生工具，控制LNG进口资源总体成本。