美國液化天然氣長期合同風(fēng)險分析及應(yīng)對策略

張春寶，熊森泰

( 中國國際石油化工聯(lián)合有限責(zé)任公司天然氣貿(mào)易中心）

近年來，美國液化天然氣（LNG）出口維持高速增長，美國成為全球主要LNG出口國之一，且未來LNG出口增長潛力巨大。受碳達峰、碳中和政策和近期俄烏局勢的影響，亞洲及歐洲企業(yè)加大美國LNG長期合同的談判和簽約力度。受益于較大的新增產(chǎn)能和規(guī)劃產(chǎn)能，美國LNG資源成為市場競爭的熱點。與亞太地區(qū)掛鉤油價的傳統(tǒng)長期合同相比，美國LNG長期合同有其自身特點。本文分析美國LNG長期合同資源的主要風(fēng)險，提出針對性的應(yīng)對策略建議，為中國企業(yè)引進美國LNG資源提供參考。

1 美國液化天然氣出口現(xiàn)狀及未來前景

1.1 美國液化天然氣出口現(xiàn)狀

2016年，隨著薩賓帕斯（Sabine Pass）第一條LNG生產(chǎn)線投產(chǎn)，美國本土開始向全球出口LNG資源，此后每年出口量保持快速增長，2021年美國成為僅次于澳大利亞、卡塔爾的全球第三大LNG出口國。截至2022年2月，美國已投產(chǎn)LNG出口項目7個，總產(chǎn)能超過9000萬噸/年（見表1）。其中，5個項目位于美國墨西哥灣區(qū)域，2個項目位于美國東海岸區(qū)域。

表1 美國本土已投產(chǎn)LNG項目

根據(jù)美國能源部統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2016－2021年美國累計向42個國家和地區(qū)出口LNG資源3025船，計2755.3億立方米，其中向亞洲和歐洲的出口量最大（見表2）。

表2 2016－2021年美國LNG出口情況

分國家和地區(qū)來看，進口美國LNG的前十大國家主要集中在東亞和歐洲等地區(qū)，其中前三大進口國均為東亞國家，分別為韓國、日本和中國（見表3）。

表3 2016－2021年進口美國LNG前十大國家

1.2 美國LNG長期合同簽約情況

截至2022年4月，美國已投產(chǎn)、建設(shè)中和規(guī)劃中的LNG項目已簽10年及以上長期合同50余份，包括液化服務(wù)協(xié)議和購銷協(xié)議，主要為離岸價（FOB）交貨，總合同量超過1.1億噸/年（見表4）。簽約企業(yè)包括殼牌、道達爾、bp等國際石油公司，日韓、歐洲、印度終端用戶和貿(mào)易企業(yè)，以及維多（Vitol）、貢渥（Gunvor）等貿(mào)易商，近年來中國企業(yè)的談判和簽約力度逐步加大。

表4 美國LNG項目10年以上長期合同的合同量

1.3 美國LNG遠期出口前景

根據(jù)美國能源部信息，截至2022年2月下旬，美國能源部已收到美國本土48州提交的LNG長期出口申請超過80份（部分出口項目因生產(chǎn)線較多，分批提交多份申請），包括已審批、審批中及少量已撤回的申請。

根據(jù)美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會（Federal Energy Regulatory Commission）信息，截至2022年2月中旬，美國已批準但尚未開工建設(shè)的LNG項目共有13個（包括美國本土12個和阿拉斯加州1個）（見圖1），總規(guī)劃產(chǎn)能為224.2億立方英尺/日（約1.8億噸/年）。

圖1 美國已批準但尚未開工建設(shè)的LNG項目

圖1中的項目具體情況是：1和2為美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會已批準且處于建設(shè)中的LNG項目，其中1為位于路易斯安那州的卡爾克蘇帕斯（Calcasieu Pass）LNG項目，由Venture Global公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為1000萬噸/年，2為位于得克薩斯州的戈爾登帕斯（Golden Pass）LNG項目，現(xiàn)由?？松梨诤涂ㄋ柲茉垂荆≦atar Energy）共同開發(fā)，總產(chǎn)能約為1560萬噸/年，該項目原由?？松梨谌Y所有，目前由卡塔爾能源公司（Qatar Energy）和?？松梨诜謩e持股70%和30%。A－M為美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會已批準但尚未開工建設(shè)的LNG項目，其中A為位于路易斯安那州的萊克查爾斯（Lake Charles）LNG項目，由美國能源運輸公司（Energy Transfer）開發(fā)，總產(chǎn)能約為1500萬噸/年；B為位于路易斯安那州的馬格諾利亞（Magnolia）LNG項目，總產(chǎn)能約為800萬噸/年，該項目經(jīng)過股權(quán)變更，現(xiàn)由Glenfarne公司開發(fā)；C為位于路易斯安那州的卡梅倫（Cameron）LNG第4、第5條生產(chǎn)線，由Sempra公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為1000萬噸/年；D為位于路易斯安那州的德里夫特伍德（Driftwood）LNG項目，由Tellurian公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為2800萬噸/年；E為位于得克薩斯州的阿瑟港（Port Arthur）LNG項目第1、第2條生產(chǎn)線，由Sempra公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為1300萬噸/年；F為位于得克薩斯州的弗里波特（Freeport）LNG項目第4條生產(chǎn)線，由弗里波特（Freeport）公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為500萬噸/年；G為位于密西西比州的格爾夫（Gulf）LNG項目，由Kinder Morgan公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為1000萬噸/年；H為位于佛羅里達州的伊格爾（Eagle）LNG小型項目，由Eagle LNG公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為90萬噸/年；I為位于路易斯安那州的普拉克明斯（Plaquemines）LNG項目，由Venture Global公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為2300萬噸/年；J為位于得克薩斯州的得克薩斯（Texas）LNG項目，由Glenfarne公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為400萬噸/年；K為位于得克薩斯州的里奧格蘭德（Rio Grande）LNG項目，由NextDecade公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為2500萬噸/年；L為位于得克薩斯州的科珀斯克里斯蒂（Corpus Christi）LNG項目第三期，由切尼爾（Cheniere）公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為1300萬噸/年；M為位于阿拉斯加州的阿拉斯加（Alaska）LNG項目，由Alaska Gasline公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為1800萬噸/年。MC為美國海運管理局/海岸警衛(wèi)隊管轄的Delfin LNG項目，該項目已獲批準，尚未開工建設(shè)，由Delfin Midstream公司開發(fā)，總產(chǎn)能約為1200萬噸/年。

埃信華邁（IHS Markit）咨詢公司預(yù)測，到2025年，美國可能成為全球第一個LNG出口量超過1億噸/年的國家。從全球范圍來看，未來LNG出口增量主要來自美國、卡塔爾、俄羅斯、非洲等地，進口增量主要來自中國、印度、東南亞等地，中美兩國在LNG貿(mào)易領(lǐng)域有廣闊的合作空間。受俄烏局勢影響，歐洲對俄羅斯天然氣的進口可能大幅下降，歐洲與美國的LNG資源長期合同合作迅速升溫，預(yù)計歐洲未來將大幅增加美國LNG資源的進口。

2 美國LNG長期合同資源風(fēng)險分析

2.1 遠期資源儲量不確定性風(fēng)險

從美國天然氣儲量和產(chǎn)量來看，根據(jù)《bp世界能源統(tǒng)計年鑒2021》，2020年美國天然氣探明儲量為12.6萬億立方米，天然氣產(chǎn)量為9146億立方米，天然氣儲采比為13.8年。如果考慮加拿大、墨西哥的天然氣儲量和產(chǎn)量，北美地區(qū)天然氣儲采比為13.7年。根據(jù)美國能源信息署（EIA）統(tǒng)計數(shù)據(jù)，美國2020年天然氣（濕氣）儲量約為13.4萬億立方米，天然氣產(chǎn)量約為1.0萬億立方米，天然氣儲采比為13.1年（見表5）。

表5 美國天然氣儲采比

隨著美國LNG出口項目的增加，未來美國是否有足夠的天然氣儲量長期保證生產(chǎn)和出口，這一點存在較大的不確定性。特別是2022年3月，美國與歐盟發(fā)布聯(lián)合申明，美國將在2022年向歐盟提供至少150億立方米的額外天然氣資源，歐盟將爭取至少在2030年前確保額外約500億立方米/年來自美國的天然氣供應(yīng)。歐洲未來可能大量進口美國LNG以替代俄羅斯管道氣資源。如果美國天然氣儲量和產(chǎn)量無法持續(xù)增長，或者增長速度無法滿足大量LNG項目的出口需求，則出口項目將與美國國內(nèi)市場爭搶天然氣資源，這將導(dǎo)致亨利樞紐（Henry Hub）天然氣期貨價格快速上漲。

2.2 長期合同經(jīng)濟性不確定風(fēng)險

2.2.1 與中國國內(nèi)銷售價格對比

目前，中國天然氣銷售主要分為管道氣銷售和液體銷售兩大類，其中管道氣銷售價格在很大程度上受政府管制，即以門站價格為基準，在一定范圍內(nèi)浮動。結(jié)合中國天然氣用戶承受能力，在未來中國天然氣價格市場化改革完成前，如果美國長期合同到岸價格在10美元/百萬英熱單位以上（部分工業(yè)企業(yè)的價格承受能力可能稍高），則美國LNG長期合同的中國買方將面臨較大的價格倒掛壓力。

2.2.2 與傳統(tǒng)長期合同價格對比

從美國LNG長期合同與傳統(tǒng)長期合同的價格對比來看，二者的價差變化主要取決于亨利樞紐天然氣期貨價格與原油價格的波動情況。從2016年至今，該價差呈現(xiàn)一定的周期性波動特征。2016－2017年，該價差為正，傳統(tǒng)長期合同更有經(jīng)濟性。2018年二季度至2020年上半年，該價差為負，美國長期合同更有經(jīng)濟性。2020年下半年至2021年一季度，該價差為正，傳統(tǒng)長期合同更有經(jīng)濟性。2021年二、三季度，該價差再次轉(zhuǎn)負，美國長期合同更有經(jīng)濟性。從2022年開始，隨著油價大幅上漲，美國長期合同的經(jīng)濟性更加明顯（見圖2）。

圖2 2016年至今美國LNG長期合同與傳統(tǒng)長期合同的歷史價差

基于亨利樞紐天然氣期貨價格在3～5美元/百萬英熱單位、液化費在2～2.5美元/百萬英熱單位、運費在2～2.5美元/百萬英熱單位，測算美國LNG長期合同到東北亞的價格，并假設(shè)未來傳統(tǒng)長期合同對應(yīng)的油價斜率在11%～13%，比較美國長期合同與傳統(tǒng)長期合同的經(jīng)濟性，可以得出以下經(jīng)驗判斷。

當(dāng)油價低于57美元/桶時，傳統(tǒng)長期合同一般更有經(jīng)濟性；當(dāng)油價高于98美元/桶時，美國長期合同一般更有經(jīng)濟性；當(dāng)油價位于57～98美元/桶時，二者的經(jīng)濟性取決于具體液化費、運費和亨利樞紐天然氣價格水平（見圖3）。

圖3 美國LNG長期合同與傳統(tǒng)長期合同價格比較

2.3 亨利樞紐天然氣計價及價格上漲風(fēng)險

2.3.1 亨利樞紐天然氣期貨價格與最終結(jié)算價的問題

根據(jù)長期合同條款，亨利樞紐天然氣期貨價格合約取退出日的最終結(jié)算價。雖然長期合同供貨商多以亨利樞紐天然氣期貨為實貨交割為由，解釋其被市場操縱的可能性很小，但考慮到紐約商業(yè)交易所（NYMEX）WTI原油價格同為實貨交割，仍在2020年出現(xiàn)負價格的極端情況，未來不排除存在亨利樞紐最終結(jié)算價被擠兌的可能性。

分析亨利樞紐天然氣期貨2016年1月至2022年4月共76組月度數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)最終結(jié)算價有52.6%比重高于月均價，有65.8%的比重高于退出日前5日均價；最終結(jié)算價平均比月均價高0.091美元/百萬英熱單位，比退出日前5日均價高0.1美元/百萬英熱單位（見表6）。

表6 2016年1月至2022年4月亨利樞紐天然氣最終結(jié)算價與月均價/前5日均價價差

需要注意的是，從2021年5月至2022年4月，最終結(jié)算價始終高于月均價，平均比月均價高0.482美元/百萬英熱單位（見表7）。

表7 2021年5月至2022年4月亨利樞紐天然氣最終結(jié)算價與月均價/前5日均價價差

特別是2022年2月合約（2022年1月27日退出），其最終結(jié)算價為6.265美元/百萬英熱單位，比月均價高2.133美元/百萬英熱單位（上漲51.6%），比退出日前5日均價高2.282美元/百萬英熱單位（上漲57.3%）。對此，有機構(gòu)表示，這是典型的大宗商品空頭被擠壓的信號。因此，需高度關(guān)注未來亨利樞紐天然氣期貨最終結(jié)算價被擠兌的風(fēng)險。

2.3.2 液化費每年隨美國居民消費價格指數(shù)浮動的影響

根據(jù)長期合同條款，液化費的一部分（即運營成本）需隨美國居民消費價格指數(shù)（CPI）浮動，即液化費每年將略有上漲（假設(shè)在合同期內(nèi)，美國不出現(xiàn)通貨緊縮）。假設(shè)初始液化費為2美元/百萬英熱單位且其中的18%每年隨美國CPI浮動，如果20年合同期的平均CPI為2.0%，則實際平均液化費為2.077美元/百萬英熱單位（見表8）。與無CPI浮動相比，如果長期合同量為100萬噸/年，相當(dāng)于每年的合同金額增加400萬美元；按合同期20年簡單加總，相當(dāng)于總合同金額增加8000萬美元。

表8 CPI對美國長期合同液化費的影響測算

2.3.3 未來亨利樞紐天然氣期貨價格大幅上漲的風(fēng)險

目前，與日韓基準價格（JKM）、荷蘭天然氣期貨價格（TTF）相比，亨利樞紐天然氣期貨價格整體波動較小，這是美國LNG長期合同資源的重要優(yōu)點之一。由于成本加成定價模式下美國LNG長期合同賣方并沒有平抑亨利樞紐天然氣期貨價格的動力，雖然該價格目前主要體現(xiàn)美國國內(nèi)天然氣的供求關(guān)系，但隨著美國LNG出口的增長，亨利樞紐天然氣期貨價格將越來越多地反映國際天然氣供求形勢，其長期走勢可能呈與歐洲TTF價格及亞太JKM價格貼近的趨勢。

如果未來美國國內(nèi)天然氣供求形勢緊張，加上受貨幣政策、金融資本的影響，不排除亨利樞紐天然氣期貨價格快速上漲并維持在較高水平，對此長期合同買方只能被動接受。另一種情況是，隨著碳達峰、碳中和政策的推進，如果相關(guān)綠色能源快速取得技術(shù)突破和成本優(yōu)勢，各國對天然氣的需求可能在未來一定時間被較快替代，亨利樞紐天然氣期貨成交量可能在一定程度上萎縮，從而很可能因非供求因素影響而出現(xiàn)大漲大跌，這對長期合同計價也極為不利。

2.4 運輸瓶頸及運輸成本管控風(fēng)險

從美國墨西哥灣出口的LNG項目至東北亞的運輸成本管控風(fēng)險主要表現(xiàn)在以下兩個方面：一是航行時間問題。在正常情況下，巴拿馬運河需提前81天預(yù)定通行窗口，未提前預(yù)定也可排隊通行，但可能面臨較長的等待時間（冬季等待時間可能長達10余天），這將導(dǎo)致無法趕上卸貨時間的問題。二是成本問題。通過巴拿馬運河需繳納運河通航費（目前為單程45萬美元），如果等待通過，還將產(chǎn)生額外蒸發(fā)氣成本，繞航好望角不涉及運河費用，但總航行時間更長，單位運輸成本更高（見表9）。

表9 美國墨西哥灣至西北歐、東北亞單程航行時間

從美國墨西哥灣至東北亞的運費水平較高，通過巴拿馬運河且不考慮等待時間的單位運費可達2美元/百萬英熱單位，繞航好望角的單位運費更高，可能超過3美元/百萬英熱單位。由于運輸成本占總到岸成本的20%以上，因此對運輸成本的管控非常重要。

2.5 合規(guī)風(fēng)險及政治風(fēng)險

根據(jù)長期合同條款，買方需確保自身及買方的下家均遵守有關(guān)出口許可，如果買方的下家違反規(guī)定，則買方可能需承擔(dān)有關(guān)貿(mào)易合規(guī)的責(zé)任。由于近年來中美經(jīng)貿(mào)關(guān)系較為緊張，簽署20年的美國長期合同可能在未來面臨較大的政治風(fēng)險。如果未來美國政府對向中國企業(yè)出口能源設(shè)限，或者在極端情況下，美國通過立法或行政等手段加征稅收、干預(yù)亨利樞紐天然氣期貨計價等，那么買方將面臨資源保供、業(yè)務(wù)合規(guī)等多方面的不確定性風(fēng)險。

3 美國LNG長期合同風(fēng)險應(yīng)對策略

3.1 優(yōu)先選擇離岸價提貨方式

提貨方式上，盡量選擇離岸價提貨方式，通過全球資源的統(tǒng)籌配置和優(yōu)化串換，靈活調(diào)整資源到貨安排，降低進口資源整體到岸成本，提高經(jīng)濟性。充分利用離岸價資源無目的港限制的靈活性，規(guī)避特殊情況下可能出現(xiàn)的政治風(fēng)險及合規(guī)風(fēng)險。

在運力安排上，一是運力安排要有適當(dāng)富余，具備在特殊市場情況下臨時調(diào)整運輸方案的額外運力；二是在長期合同談判中，爭取將巴拿馬運河擁堵、故障等情況納入不可抗力條款，從而在提貨窗口期調(diào)整、滯期費計算等方面減輕因巴拿馬運河通行問題給買方造成的提貨壓力和額外成本。

3.2 多種手段管控價格風(fēng)險

在計價方式上，一是探討使用亨利樞紐天然氣期貨的月均價（或其他均價，例如退出日前5日均價等）計價；二是根據(jù)業(yè)務(wù)需要，利用金融衍生品工具自行將亨利樞紐天然氣期貨價格轉(zhuǎn)為月均價，或提前鎖定未來一定期限內(nèi)的亨利樞紐天然氣期貨價格；三是積極爭取與油價掛鉤，或與其他指數(shù)（例如亞太日韓基準價格或中國國內(nèi)天然氣價格）掛鉤的計價方式。

在數(shù)值水平上，一是根據(jù)美國LNG出口項目的技術(shù)進步、競爭形勢和項目投資構(gòu)成，爭取降低初始液化費水平并盡可能降低液化費與居民消費價格指數(shù)掛鉤的比例；二是爭取降低取消提貨所應(yīng)支付的費用（Cancellation Fee），例如爭取取消提貨僅需支付液化費的資本成本部分，無需支付運營成本。

在敞口風(fēng)險上，一是在美國LNG長期合同談判時充分考慮中國國內(nèi)市場價格承受能力，并通過與中國國內(nèi)客戶簽署與亨利樞紐天然氣期貨價格掛鉤的銷售合同的方式實現(xiàn)順價銷售，規(guī)避進口價格與中國國內(nèi)銷售價格倒掛的風(fēng)險；二是在長期合同談判中，考慮對長期合同價格設(shè)置封頂價機制，例如固定數(shù)值的封頂價，或者與傳統(tǒng)長期合同價格、LNG現(xiàn)貨價格掛鉤的封頂價機制；三是在預(yù)計亨利樞紐天然氣期貨價格高漲導(dǎo)致資源缺乏經(jīng)濟性時，充分利用取消提貨條款及時止損。

3.3 適當(dāng)縮短長期合同期限

爭取適當(dāng)縮短美國LNG長期合同期限，并探討“15+5”或者“10+10”的合同期限結(jié)構(gòu)，即合同期限為15年或者10年，在滿足一定條件的前提下，買方有權(quán)按原合同條款延期5年或者10年。

3.4 適當(dāng)控制以亨利樞紐天然氣期貨計價的合同數(shù)量

一是適當(dāng)控制美國LNG長期合同資源總量，避免美國LNG長期合同在總資源組合中占比過大，防止未來亨利樞紐天然氣期貨價格大幅上漲風(fēng)險；二是在美國LNG長期合同中使用油價掛鉤、混合計價等其他計價方式，適當(dāng)控制以亨利樞紐天然氣期貨計價的合同數(shù)量。

3.5 管控履約風(fēng)險和政治風(fēng)險

在履約風(fēng)險管控方面，做好LNG出口項目、賣方合同主體的盡職調(diào)查，包括企業(yè)資信、談判團隊、運營團隊、履約能力、合規(guī)記錄、項目設(shè)計等，盡可能選擇可靠性高、履約能力強的長期合作伙伴。

在政治風(fēng)險管控方面，除通過離岸價提貨方式靈活調(diào)整資源目的港外，在長期合同談判中，也要爭取將加征關(guān)稅、貿(mào)易制裁等事件作為不可抗力，盡可能減小買方在極端情況下的合同義務(wù)。