全球LNG貿(mào)易定價演變規(guī)律與新趨勢及相關啟示

陳 蕊 祁鵬飛 張曉宇 李春霞

1.中國石油經(jīng)濟技術研究院 2.中國海洋石油集團有限公司

“十四五”期間，我國天然氣需求將保持年均增速6.0%的快速增長，LNG進口能力和進口規(guī)模也將超過1.9×108t/a和7 900×104t/a，進口LNG在我國天然氣供應體系中的作用日益突出。但是，與歐美國家相比，我國LNG進口存在明顯溢價，貿(mào)易定價話語權(quán)掌握在國際供應商手中，我國進口企業(yè)承受著較大的資源成本壓力。為此，筆者分析了全球LNG貿(mào)易定價的歷史演變規(guī)律，總結(jié)了2020年新簽LNG合約的定價趨勢，對比了我國LNG長協(xié)定價方式及存在問題，進而提出了我國LNG進口定價和降低資源采購成本的相關建議。

1 全球LNG貿(mào)易定價演變規(guī)律

1964年，英國從阿爾及利亞進口一批LNG燃料[1]，LNG貿(mào)易正式登上歷史舞臺。經(jīng)過50多年的蓬勃發(fā)展，全球LNG年貿(mào)易量已經(jīng)突破3.6×108t，參與國家超過50個。LNG貿(mào)易合同分為現(xiàn)貨合同、短期合同（2～5年）和中長期合同（5年以上，簡稱“長協(xié)”），定價機制經(jīng)歷了從固定價格到與油價掛鉤[2-3]（Oil Price Linked），并逐步出現(xiàn)氣—氣競爭[4]（Gas-Gas Competition）的演變過程。與油價掛鉤是指LNG交易價格掛靠原油、成品油、燃料油等油品價格指數(shù)，氣—氣競爭則是指掛靠實體交易樞紐（如美國Henry Hub）和虛擬交易樞紐（如英國NBP、荷蘭TTF）現(xiàn)貨價格，或者成熟的期貨價格（如美國NYMEX），以及其他現(xiàn)貨價格指數(shù)（如Platts JKM）?，F(xiàn)貨貿(mào)易定價主要為氣—氣競爭，買賣雙方參考市場成交價，互相詢價議價來確定交易價格，受短期市場供需影響較大。短期合同和長協(xié)定價通常為與油價掛鉤和氣—氣競爭兩種方式。

1.1 定價機制從單一向多元化轉(zhuǎn)變

LNG貿(mào)易定價機制的形成并非一蹴而就，而是經(jīng)過了漫長的演變過程，才從最初單一的定價方式，發(fā)展為現(xiàn)在豐富多樣的定價選擇。國際能源市場的變遷、天然氣市場格局的重塑、LNG貿(mào)易規(guī)模的擴大、行業(yè)參與者的增多，都是推動定價機制不斷完善的重要因素?？梢詫NG貿(mào)易定價機制演變歷程（圖1）劃分為3個階段，即以固定價格為主的萌芽階段、與油價掛鉤為主的發(fā)展階段和多種方式并存的創(chuàng)新階段。

圖1 LNG貿(mào)易定價機制演變歷程圖

第一階段：20世紀60年代，以固定價格為主的萌芽階段。歐洲是最早開始LNG貿(mào)易的地區(qū)，早于北美和亞洲市場。此時，LNG作為新的國際貿(mào)易產(chǎn)品，缺乏市場普遍認可的定價原則和錨定基準，買賣雙方只能通過談判確定一個固定價格。買方報價參照本國的天然氣售價和終端用氣成本，賣方則是參照上游生產(chǎn)成本、液化費用以及船運費用等，最終價格取決于雙方的談判力量。1964年，英國以固定價格從阿爾及利亞進口LNG。1969年，日本與阿拉斯加基奈項目簽訂15年期合約，按照0.52美元/MMBtu（1 MMBtu= 1.055 GJ，下同）的固定價格進口LNG，并且沒有約定指數(shù)化和通貨膨脹調(diào)整條款。這也是亞洲第一次進口LNG，若以熱值計算，合同價格明顯高于當時的原油價格。

第二階段：20世紀70年代—21世紀初，與油價掛鉤為主的發(fā)展階段。由于LNG是在各個生產(chǎn)部門替代其他燃料，考慮到競爭力和經(jīng)濟性等因素，LNG貿(mào)易形成了與競爭燃料和下游產(chǎn)品價格掛鉤的定價機制，包括掛靠原油、汽油、燃料油、鋼鐵等。例如，1973年，第一次石油危機爆發(fā)，日本財團協(xié)商決定將與油價掛鉤的方法引入定價機制，以替代發(fā)電部門的原油消費。1981年初，挪威與歐洲大陸簽訂合同，定價指數(shù)包括OPEC和北海原油價格、重質(zhì)和輕質(zhì)燃料油價格。1985年，日本與澳大利亞西北大陸架液化天然氣公司簽署合同，定價指數(shù)為日本進口原油的平均到岸價。此后一段時間，全球絕大多數(shù)的LNG貿(mào)易都與油價掛鉤，只有非常少量的氣—氣競爭定價。根據(jù)國際天然氣聯(lián)盟（IGU）統(tǒng)計，2005年與油價掛鉤的LNG貿(mào)易量占全球貿(mào)易總量的87%，氣—氣競爭方式僅占13%。隨著能源市場和通貨膨脹的不斷變化，長協(xié)定價公式趨于復雜化，引入了經(jīng)濟指標和S曲線等變量。

第三階段：2010年至今，多種方式并存的創(chuàng)新階段。隨著天然氣市場趨于獨立，與石油市場的相關性減弱，現(xiàn)貨貿(mào)易份額不斷上升，LNG貿(mào)易定價逐漸擺脫對油價的依賴，呈現(xiàn)與油價掛鉤方式和氣—氣競爭方式并重的局面。2019年，與油價掛鉤占比降至59%，氣—氣競爭占比增至41%。除此之外，市場上還出現(xiàn)了與其他氣價掛鉤、混合指數(shù)、與其他競爭燃料掛鉤等新型定價機制。比如，美國自從實現(xiàn)LNG出口規(guī)模化以來，基本采用與紐約商品交易所Henry Hub天然氣價格掛鉤的定價方式；2019年，東京燃氣與殼牌簽訂了一份與煤炭價格掛鉤的混合定價長協(xié)[5]；同年，道達爾公司簽署了全球第一份與Platts JKM價格掛鉤的LNG長協(xié)[6]，這些為LNG價格條款提供了新的范本和模式。除此之外，“碳中和”LNG已經(jīng)成為天然氣行業(yè)低碳減排的重要方式，對LNG貿(mào)易定價提出新的要求。截至2020年底，全球交付至少8船“碳中和”LNG，目的地集中在中國、日本、新加坡和韓國。新加坡Pavilion能源公司在2020年11月[7]和2021年2月[8]接連簽署附有溫室氣體排放報表的LNG進口長協(xié)，“碳中和”產(chǎn)品的“綠色溢價”成為交易價格的重要組成部分，直接影響未來LNG貿(mào)易定價機制。為了匹配日益成熟的天然氣市場和應對氣候變化，LNG行業(yè)參與者還將提出更加創(chuàng)新多樣和反映本地市場供需的定價機制。

1.2 定價機制區(qū)域特點明顯

全球LNG市場尚未形成統(tǒng)一的定價體系，歐洲、北美和亞洲三大市場的長協(xié)定價具有明顯的區(qū)域特點（圖2），與原油市場的貿(mào)易定價體系存在很大區(qū)別。分地區(qū)來看，與油價掛鉤的LNG貿(mào)易主要分布在亞太地區(qū)（特別是中國、日本、韓國、印度）以及西班牙、土耳其、法國和意大利等歐洲地區(qū)。氣—氣競爭的LNG貿(mào)易主要分布在北美地區(qū)和英國、比利時、荷蘭等歐洲地區(qū)。美國的LNG出口已完全實現(xiàn)氣—氣競爭，歐洲LNG進口中的氣—氣競爭占比也已超過60%，遠遠超過與油價掛鉤方式，而亞太地區(qū)仍然以與油價掛鉤為主。實際上，這是由三大天然氣區(qū)域市場的發(fā)展階段決定的（圖3）。

圖2 三大市場LNG貿(mào)易定價機制圖

圖3 三大市場LNG貿(mào)易定價發(fā)展圖

在歐洲地區(qū)，1996 年英國率先完成天然氣市場化改革，建立起了國家虛擬平衡點（NBP），并逐步發(fā)展為區(qū)域基準價格[9]。1998年、2003年和2007年，歐洲大陸分別進行了3次市場改革，出臺多道法令以建立統(tǒng)一的天然氣市場，推動各國天然氣管道的互聯(lián)互通和市場融合，出現(xiàn)了供需相對平衡的區(qū)域以及區(qū)域性的天然氣價格，打造出荷蘭TTF、德國GPL等十余個天然氣交易樞紐，LNG貿(mào)易進入掛靠樞紐氣價的氣—氣競爭時代[10]。2019年，歐洲LNG進口中與油價掛鉤占比32%，氣—氣競爭占比68%。隨著歷史合約到期，歐洲更加側(cè)重簽署氣—氣競爭長協(xié)，使用與油價掛鉤定價的LNG合同量還將進一步下降。

在北美地區(qū)，美國自20世紀70年代開始自由化改革，天然氣市場出現(xiàn)充足并富有競爭力的多元供應，管輸系統(tǒng)四通八達并實現(xiàn)了非歧視性的“第三方準入”，氣—氣競爭的市場環(huán)境逐步建立[11]。此時，原油平價定價的進口LNG價格明顯高于國內(nèi)氣價，LNG貿(mào)易被美國政府強制叫停。直到貿(mào)易價格改為與美國本土氣價掛鉤，LNG進口才得以恢復。頁巖氣革命后，美國從LNG凈進口國變?yōu)閮舫隹趪?，并且形成了以亨利樞紐（Henry Hub）為核心的定價體系。未來，加拿大LNG出口定價也將同樣采取氣—氣競爭，掛靠AECO、Westcoast Station 2等樞紐價格[12]。2019年，北美LNG出口中氣—氣競爭占比100%。

對于亞洲地區(qū)，日本采用與本國進口原油加權(quán)平均價格（JCC）掛鉤的方式，對整個東北亞（日本、韓國、中國大陸、中國臺灣）地區(qū)的LNG貿(mào)易定價體系產(chǎn)生深遠影響。亞太地區(qū)的天然氣行業(yè)發(fā)展稍微滯后于歐美地區(qū)，還處于市場化改革過程中，未形成反映本地市場供需的基準價格，LNG長協(xié)與油價掛鉤占比較高。2019年，亞太地區(qū)與JCC價格掛鉤的LNG進口占比超過70%，與Henry Hub、JKM、煤炭價格掛鉤的比重相對較低。

1.3 定價機制具有較強互補性

不同的定價機制各有優(yōu)劣，氣—氣競爭和與油價掛鉤具有明顯的互補性。根據(jù)東北亞已簽LNG長貿(mào)來看，采用氣—氣競爭方式定價的LNG資源基本來自美國，定價公式為1.15×Henry Hub價格＋常數(shù)，而與油價掛鉤定價大多掛靠日本原油清關價格（JCC），定價公式[13]為斜率×JCC價格＋常數(shù)（斜率介于10%～15%）。選取各項參數(shù)的平均值，測算2016—2020年東北亞LNG長貿(mào)到岸價（圖4）發(fā)現(xiàn)[14]，與油價掛鉤的長貿(mào)價格波動十分劇烈，與國際油價走勢緊密相關，價格方差為4.04；而氣—氣競爭的長貿(mào)價格更為穩(wěn)定，基本保持在7～9美元/MMBtu的區(qū)間水平，價格方差僅為0.36。另外，無論采用何種定價機制，都不能保證LNG進口價格始終處于較低水平。高油價下，氣—氣競爭的長貿(mào)價格更低；低油價下，與油價掛鉤的長貿(mào)價格更低。2017年12月—2020年3月，JCC價格維持在60美元/桶（1桶＝0.159 m3，下同）以上，與油價掛鉤的長貿(mào)價格（相對滯后3個月）也一直高于氣—氣競爭的長貿(mào)價格。2020年4月，新冠肺炎疫情導致JCC價格暴跌，與油價掛鉤的長貿(mào)價格也迅速下滑，從7月開始低于氣—氣競爭的長貿(mào)價格。因此，氣—氣競爭比與油價掛鉤更為穩(wěn)定，但不能分享油價下降時的價格紅利；與油價掛鉤比氣—氣競爭更為成熟，但需要承擔油價上漲時的價格風險。

圖4 東北亞LNG長貿(mào)價格測算圖

1.4 貿(mào)易定價存在“亞洲溢價”

2020年，新冠肺炎疫情突如其來，給國際油氣市場帶來強烈沖擊，全球天然氣價格創(chuàng)下十年新低。由于市場結(jié)構(gòu)和定價機制不同，三大市場的現(xiàn)貨和長協(xié)價格存在明顯差異，并且亞洲市場價格長期高于歐洲和北美市場。

從現(xiàn)貨市場看，全球天然氣現(xiàn)貨價格整體承壓下行[15]，美國Henry Hub現(xiàn)貨價格最低，歐洲TTF現(xiàn)貨價格次之，以中日韓三國及中國臺灣地區(qū)為代表的東北亞LNG現(xiàn)貨價格最高（圖5）。2020年，美國Henry Hub現(xiàn)貨均價2.03美元/MMBtu，歐洲TTF現(xiàn)貨均價3.18美元/MMBtu，東北亞LNG現(xiàn)貨均價3.82美元/MMBtu，分別同比下降20.7%、30.0%和36.2%，三大市場比價關系為1∶1.6∶1.9。

圖5 2011—2020年三大市場價格走勢圖

對于長貿(mào)價格，天然氣市場也一直存在“亞洲溢價”問題，即以卡塔爾、澳大利亞為主的產(chǎn)氣國對其出口到亞洲的天然氣定價比其出口到歐洲的天然氣定價高。以卡塔爾RasGas液化項目為例，按照與油價掛鉤的長協(xié)定價公式估算其出口至中國、日本、韓國等亞洲國家，法國、意大利、西班牙等歐洲國家的到岸價格（DES），如圖6所示。對比發(fā)現(xiàn)，2016年至今，亞太國家的到岸價明顯高于歐洲國家[16]。2020年，卡塔爾出口到中國、日本、韓國的LNG到岸均價為7.93美元/MMBtu，如果扣除約1.1美元/MMBtu的運費, 離岸價為6.83美元/MMBtu；出口到法國、意大利、西班牙的LNG到岸均價為6.22美元/MMBtu，如果扣除約1美元/MMBtu的運費, 離岸價為5.22美元/MMBtu。因此，亞洲國家進口卡塔爾LNG離岸價顯著高于歐洲國家，存在1～2美元/MMBtu的溢價?！皝喼抟鐑r”是東北亞進口LNG面臨的長期問題，一方面是由于與JCC價格掛鉤，原油溢價聯(lián)動LNG溢價，另一方面是亞洲市場高度依賴LNG進口，資源缺乏靈活性，市場定價權(quán)較弱。

圖6 各國進口卡塔爾LNG到岸價格測算圖

2 全球LNG貿(mào)易定價新趨勢

2.1 與油價掛鉤回歸主導地位

隨著天然氣市場的成熟發(fā)展和各地交易樞紐、期貨中心建設，全球LNG貿(mào)易定價方式的選擇趨于靈活，更加反映當年的油氣市場形勢。2020年，全球新簽LNG長協(xié)的定價機制發(fā)生重大變化：①與油價掛鉤占比大幅提升[17]，從2019年的45.6%增至80.3%，改變了氣—氣競爭占比不斷上升的趨勢。這說明LNG貿(mào)易定價與國際油價無法完全脫鉤，特別是油價處于相對低位時，簽署掛靠油價的長協(xié)可以獲取額外收益。2015—2017年與油價掛鉤占比增加，均是如此。②與JCC價格掛鉤的新簽合同量為0，這種情況在近十年首次出現(xiàn)。實際上，JCC價格僅能代表日本原油進口價格水平，相對Brent價格存在1～2個月的波動滯后期，還包含運費等溢價風險，對其他亞洲國家的借鑒意義較弱。各個國家正在打破固有傳統(tǒng)，嘗試選擇新的油價參考標準。2020年，中石化、新奧能源[18]、佛燃能源、申能、廣東能源以及新加坡Pavilion Energy公司，新簽LNG長協(xié)都是與Brent價格掛鉤。③JKM價格被納入長協(xié)定價公式。2020年，日本三菱與澳大利亞桑托斯簽署150×104t/a合同[19]，成為繼2019年道達爾之后全球第二個選擇JKM定價的公司。雖然都是氣—氣競爭，但是JKM與Henry Hub和TTF的形成機制不同，尚不能作為亞洲市場的價格標桿，在LNG貿(mào)易定價中的實際作用有待驗證。這兩筆JKM定價長協(xié)都是資源池項目，一定程度上能夠分散價格劇烈波動的風險。

2.2 與油價掛鉤斜率繼續(xù)下降

全球LNG市場供應寬松，新冠肺炎疫情加劇油氣需求收縮，LNG長協(xié)定價與油價掛鉤斜率繼續(xù)下滑（圖7）。2020年與油價掛鉤的最低斜率為10.1%，波動范圍從原來的13%～14%降至10%～11%，平均斜率由上年的11.1%降至10.6%。具體來看，卡塔爾出口至中東和尼日利亞出口至歐洲的掛鉤斜率均降至10.8%，資源池項目的掛鉤斜率降至10.3%。我國新簽的掛鉤斜率最低為10.19%，是中石化與Qatar Gas簽署的100×104t/a合約[20],另外，我國民營企業(yè)和城燃公司新簽長協(xié)的掛鉤斜率也處于較低水平。

圖7 全球新簽LNG長協(xié)定價指數(shù)圖

2.3 出現(xiàn)動態(tài)混合S曲線

S曲線能適當緩解價格波動[21]，通過設定價格上限和下限保護買賣雙方。一般而言，當油價保持在60美元/桶（1桶＝158.98 L，下同）時，S曲線拐點通常在40美元/桶和80美元/桶附近。由于油價下跌轉(zhuǎn)為買方市場，過去5年東北亞地區(qū)簽署的LNG長協(xié)極少包含S曲線。隨著本輪油價和氣價大幅波動，S曲線重新引起市場關注，并且出現(xiàn)混合油氣價格指數(shù)的定價結(jié)構(gòu)，改變原有固定的折點系數(shù)。2020年4月，新加坡Pavilion Energy的子公司發(fā)出招標公告，提出進口價格與油價掛鉤、LNG現(xiàn)貨價格（加減常數(shù)項）作為天花板和地板價格的定價公式（S1曲線）。另一東南亞買家提出將LNG進口價格與JKM掛鉤，但增加與油價掛鉤的天花板和地板價格（S2曲線）。

對比發(fā)現(xiàn)，這兩種S曲線對買賣雙方的保護重點不同，如圖8、9所示。S1曲線能夠在低氣價時保護買方利益，避免因與油價掛鉤導致LNG長協(xié)價格過高、與LNG現(xiàn)貨市場價格脫節(jié)；高氣價時保護賣方利益，彌補賣方在LNG資源緊缺時的供應成本增加。相反，S2曲線能夠在低氣價時保護賣方利益，目的是維持液化設施運行的基本開支；高氣價時保護買方利益，發(fā)揮長協(xié)資源量價穩(wěn)定的優(yōu)勢。不同情景下的保護程度取決于系數(shù)，由雙方談判協(xié)商確定。

3 我國LNG進口定價模式及存在問題

3.1 我國LNG進口定價模式

自2006年6月廣東大鵬LNG接收站進口我國第一船LNG以來，我國國家石油公司、城燃企業(yè)和貿(mào)易公司相繼簽署進口合同，目前我國在執(zhí)行LNG長協(xié)超過5 800×104t/a。我國LNG進口定價既包括與油價掛鉤，也包括氣—氣競爭，定價公式分為直線掛鉤、S曲線掛鉤及與氣價掛鉤共3種類型。

3.1.1 直線掛鉤公式

直線掛鉤是我國最主要的定價方式，占在執(zhí)行合同60%以上。隨著國際LNG市場供需寬松，買家話語權(quán)提升，掛鉤斜率不斷下降，常數(shù)項也被取消，公式轉(zhuǎn)向“斜率×原油價格”。

3.1.2 S曲線掛鉤公式

我國采用S曲線掛鉤公式的在執(zhí)行合同，簽約時間大多數(shù)在2013年后，這與簽約時的天然氣市場形勢有關。當時國際LNG供應偏緊、賣方話語權(quán)較大，掛鉤初始斜率較高，高/低油價情景與正常油價情景斜率相差不到4%，對買方保護力度弱。

3.1.3 與氣價掛鉤公式

2013年我國與美國簽署第一份氣—氣競爭定價的LNG長協(xié)。2020年11月，佛燃能源與美國切尼爾能源公司簽署“關鍵條款協(xié)議”[22]，LNG定價同樣與Henry Hub價格掛鉤。隨著全球LNG市場流動性增強，氣—氣競爭定價的LNG長協(xié)有望快速發(fā)展。

3.2 我國LNG進口定價存在的問題

3.2.1 與油價掛鉤占比高，不具備氣—氣競爭市場條件

2021年我國在執(zhí)行LNG進口長協(xié)中，與油價掛鉤占比超過90%，遠高于國際平均水平。其中，與Brent價格掛鉤占比14.9%，與JCC價格掛鉤占比76.6%。這一方面是鑒于當時市場形勢，我國進口初期簽署的長協(xié)基本與JCC價格掛鉤，另一方面是亞洲缺乏區(qū)域性的交易中心，沒有形成代表本地市場的基準價格，尚不具備與氣價掛鉤的條件。與油價掛鉤的弊端在于：LNG長協(xié)價格隨石油市場波動，有時會明顯偏離天然氣市場自身的價格，并且還存在價格滯后，不利于進口商控制資源采購成本和安排接收站的窗口期。顯然，掛靠JCC價格的定價方式已經(jīng)不能滿足進口需求，市場上也出現(xiàn)了與Henry Hub、JKM、煤炭價格掛鉤的方式，但貿(mào)易規(guī)模相對較小。

3.2.2 高價進口資源集中，受多重因素影響

我國LNG進口資源來自二十多個國家，進口成本差別較大，高價氣源集中在卡塔爾、澳大利亞和巴布亞新幾內(nèi)亞等國。根據(jù)海關總署統(tǒng)計，2019年，我國LNG平均進口成本9.19美元/MMBtu，其中有三個資源國的進口成本高于平均水平，分別是卡塔爾（10.42美元/MMBtu）、澳大利亞（9.22美元/MMBtu）和巴布亞新幾內(nèi)亞（10.26美元/MMBtu）。2020年，來自上述國家的資源成本再次高于平均水平（6.75美元/MMBtu），依次為7.72美元/MMBtu、6.96美元/MMBtu和7.26美元/MMBtu。我國從這三個國家的LNG進口量占比超過60%，不僅說明我國LNG進口集中度高，而且高價資源也非常集中。當然，與油價掛鉤斜率高、運距遠運費高、船運市場波動等因素共同造成了該部分資源成本高企。

3.2.3 價格復議周期長，定價公式難以調(diào)整

我國LNG長協(xié)的復議周期較長，不定期復議的觸發(fā)機制也不完善，強制執(zhí)行復議的難度較大，不利于根據(jù)市場變化及時調(diào)整定價公式。通常，我國價格復議會在首次交付之日起的5～10年后進行，遠遠長于歐洲的3年復議期[23]。進口企業(yè)想要進行額外復議的可能性不大，必須等待下一個時間窗口。甚至部分合同限制了復議次數(shù)，只能修訂1次定價公式。即便貿(mào)易合同中包含“經(jīng)濟環(huán)境變化”等臨時復議機制，觸發(fā)難度也大于歐洲合同中的“買方市場經(jīng)濟環(huán)境的重大變化”。例如合同約定，只有當整個亞太地區(qū)的經(jīng)濟環(huán)境發(fā)生變化才有可能觸發(fā)復議，而不僅僅是本國的經(jīng)濟變化。而歐洲進口商所在國家的經(jīng)濟發(fā)生較大波動，就能觸發(fā)復議機制，并且配有完善的價格仲裁保障機制。

4 相關建議

4.1 合理選擇定價機制

無論是與油價掛鉤還是氣—氣競爭，單一的定價機制都不能規(guī)避所有市場風險。在油氣市場化改革完成之前，我國LNG進口要堅持“短期靈活”和“長期穩(wěn)定”的原則，積極探索氣—氣競爭的定價方式，但不能完全與油價脫鉤。首先，除JCC價格外，未來新簽長協(xié)可以考慮與Brent價格掛鉤，避免運力緊張和原油溢價導致的進口成本增加。其次，積極嘗試氣—氣競爭或者多種指數(shù)混合定價的價格機制，降低國際油價波動帶來的貿(mào)易價格風險?；旌现笖?shù)能夠使LNG進口價格穩(wěn)定在合理區(qū)間，納入氣價也能增強長協(xié)價格與天然氣市場的相關性。另外，在對未來全球LNG市場合理預測的基礎上，選擇一種S曲線以規(guī)避市場風險。對于傳統(tǒng)S曲線，要努力降低固定拐點，提高掛鉤斜率折扣；對于動態(tài)混合S曲線，也要設定雙方權(quán)責對等的天花板/地板價格系數(shù)。

4.2 優(yōu)化價格復議機制

為了合同長期順暢執(zhí)行，避免出現(xiàn)提請復議難和復議效果不及預期的狀況，建議參照全球新簽合約及亞洲已復議合約，縮短合同復議期，完善價格復議條款。在買方市場下，我國進口企業(yè)要主動與供應商溝通談判，利用價格復議契機，優(yōu)化LNG進口定價條款：①要降低掛鉤斜率，避免油價回升給LNG進口成本帶來壓力。若短期內(nèi)無法調(diào)整價格公式，可參照其他國家做法爭取以較低的固定價格進口天然氣。例如巴基斯坦在供應商拒絕終止和復議合約后，于2020年4月向瑞士貢沃集團（Gunvor Group）意大利Eni集團提出，將LNG進口浮動價格轉(zhuǎn)為4.0～4.5美元/MMBtu的固定到岸價，在未來6～24個月執(zhí)行[24]。②應堅持市場平價原則，爭取我國進口均價與東北亞進口均價保持一致，或者進口資源的離岸價與歐洲市場保持一致。

4.3 加快天然氣交易中心建設

積極推進亞洲天然氣交易中心建設意義重大，只有形成國際認可的區(qū)域基準價格，將亞洲市場的氣價納入定價公式，才能從根本上解決亞洲LNG進口溢價問題。目前，我國上海、重慶、深圳、浙江、海南等地成立了天然氣交易中心，但是交易規(guī)模和交易方式與國外相比還有差距，交易中心的價格發(fā)現(xiàn)功能還有待挖掘。我國交易中心建設需要結(jié)合實際國情，建議國家加大對交易中心的支持力度，跟進配套相關的財政政策，重點培育地區(qū)消費集中、交割資源豐富、管網(wǎng)建設相對發(fā)達、互聯(lián)互通程度較高的地區(qū)，將其發(fā)展成為中國乃至亞洲地區(qū)的價格標桿。同時，加快推出天然氣期貨產(chǎn)品，讓金融市場服務于天然氣行業(yè)發(fā)展。

4.4 建立風險對沖機制

LNG現(xiàn)貨價格不僅具有明顯的季節(jié)周期性，也極易受突發(fā)事件、替代能源、船運市場等外部因素影響，出現(xiàn)不可預見的短期劇烈波動。LNG長協(xié)定價與油價掛鉤比例仍然較高，特別是東北亞地區(qū)進口LNG長協(xié)價格與JCC價格相關性超過90%，國際油價變化能夠在3～6個月內(nèi)傳導到LNG市場。因此，不論是現(xiàn)貨還是長協(xié)，LNG進口價格都存在較多不確定因素。建議跟蹤關注國際重點事件，提前做好應對預案，建立風險對沖機制，合理運用期貨等金融衍生工具，控制LNG進口資源總體成本。