摘要：在總結日本、韓國以及歐洲引進LNG商務模式的基礎上，分析了我國現存的“資源市場一體化”和“加工與貿易組合”的LNG進口商務模式，并根據發展的新形勢，認為我國進口LNG的商務模式將會多樣化，還將存在“用戶建設接收站直接獲取資源”和“第三方委托加工”的商務模式，并從資源獲取、基礎設施投資建設、價格機制以及市場發展的角度提出了我國引進LNG的風險及其建議。

關鍵詞：LNG 資源引進 商務模式 市場 資源

引言

當今隨著國際資源市場供需關系變化、中國政府市場化的改革力度的加強、天然氣利用基礎設施更加完善、天然氣市場主體更加多樣，LNG國際市場、天然氣國內市場及國內天然氣的政策環境在發生著深刻變化，新形勢下LNG資源引入的商務模式需要進行總結分析。

LNG資源進口的特點

1.1 LNG的進口涉及到整個LNG產業鏈

在LNG進口環節體現了整個上、中、下游的整個產業鏈的配合聯動。如上游的氣田開發及液化廠的建設需要以落實賣家為前提，運輸船的建造和運營需要確定資源點和接收點，接收終端的建設需要資源的鎖定和確定的市場范圍，下游電廠、城市燃氣、工業用氣等則需要落實資源后方可配套建設，LNG進口需要真個產業鏈的聯動，如果任一環節出現問題，則會給其他環節帶來巨大風險。

1.2 LNG進口需要大量的專用資產

在LNG產業中，一旦確定交易伙伴，交易伙伴間需要按照特點生產流程建設專用資產，資源方需要建設液化廠，而資源引進方需要建設接收站和管線，資源使用方需要建設終端使用實施如電廠等，這些專用資產一般具有投資大、投資同步性高的特點。

1.3 LNG 進口貿易“點對點貿易以及長期合同為主”的特點

按照交易成本理論，LNG 的這種產業鏈特征以及貿易需要大量的專用資產特點，實施“一體化”組織是最為有效的[1]，但是考慮到跨國交易以及整個產業鏈的投資巨大，需要不同的公司分擔，“一體 化組織”則以不同公司間點對點的長期合同特點進行體現。

1.4 LNG 進口合同的“照付不議”

所謂“照付不議”，是天然氣供應的國際慣例和 規則，就是指在市場變化情況下，付費不得變更，用戶用氣未達到此量，仍須按此量付款;供氣方供氣未達到此量時，要對用戶作相應補償。如果用戶在年度內提取的天然氣量小于當年合同量，可以在一定期限內進行補提。“照付不議”的本質是將上游 的資源方的投資開發風險向中游的接收站LNG進口方和用戶傳遞的過程，要求上中下游共同克服生產、運輸、接收和使用的風險問題，這也是由LNG產業鏈及LNG進口貿易的特性決定的。

天然氣市場較為成熟的國家引進LNG的商務模式

2.1 日本引進LNG的商務模式分析

日本LNG進口以燃氣公司和電力公司為主體進行資源購銷和中下游一體化投資運營管理。燃氣公司投資建設和運營LNG接收站、高壓管網、中低壓輸配管網，與資源方簽訂資源購銷協議(SPA)由國外進口LNG，與消費終端簽訂天然氣銷售協議(GSA)向天然氣消費終端銷售天然氣。電力公司投資建設和運營LNG接收站、高壓管網和燃氣電廠，由國外進口LNG向居民和企業銷售電力，如圖1所示。

不同的區域由不同的燃氣公司和電力公司負責國內的天然氣或者天然氣電力的市場，不同區域間燃氣公司和電力公司不相互競爭，在國內區域市場上呈現高度的中下游壟斷特點。而在對外購買資源時，則表現出多個燃氣公司和電力公司組成資源購買團隊，由資源購買團隊向資源方進行談判，以獲取最大的優惠。而單個接收站則又對應了多個資源供應點，分散了資源供應風險。

該模式下由燃氣公司或者電力公司與資源方簽訂長期的“照付不議”資源購買協議，進口 LNG 價格上與日本一攬子原油價格(JCC)掛鉤。由于其在下 游處于區域性的壟斷地位，可以順價銷售天然氣，轉移其照付不議風險和價格風險。

2.2 韓國引進LNG的商務模式

依照韓國政府有關規定，韓國進口LNG由韓國天然氣公司負責，并且由該公司建設和運營全國的LNG 接收站、長輸管線。韓國天然氣公司按照下游用戶(城市燃氣公司、燃氣電廠、單獨供應的大工業 用戶等)每年定期報送的用氣需求，由國外進口LNG，并經 LNG 接收站接收、存儲、氣化和外輸，向下游城市燃氣公司、燃氣電廠、大工業用戶銷售天然氣[2]，如圖2所示。

韓國引進LNG的進口端，除了2006年經政府特批由SK和光陽鋼鐵公司合作投資建設并投產的光陽LNG接收站(該站進口的LNG僅限于自用，不得向第三方銷售)外，由韓國天然氣公司壟斷經營，在引進的LNG價格上，LNG進口價格與JCC掛鉤。但是在銷售端除了大的工業用戶，韓國天然氣公司壟斷經營到城市燃氣和電廠，再由城市燃氣和電廠向終端用戶銷售燃氣和電力。

與日本的燃氣公司一樣，由韓國天然氣公司與資源方簽訂長期的“照付不議”資源購買協議，價格上與JCC掛鉤。由于其在進口環節的壟斷地位，可 以順價銷售天然氣，轉移其照付不議風險和價格風險。

2.3 歐洲引進LNG的商務模式

以2008年歐盟各國基本完成天然氣市場改革為界限，歐洲引進LNG商務模式以分為兩種。改革前，歐洲引進LNG的模式進口端與日本類似、銷售端與韓國類似，也是以壟斷為基礎的商務模式，大的LNG進口商壟斷了一個區域的LNG進口權，其與資源方簽訂長期的照付不議協議，在銷售端通過壟斷轉嫁其照付不議風險。但是自歐洲的天然氣市場發展成熟以及基礎設施配套建設基本完備后，歐洲開啟了天然氣市場改革，改革的主要目的是天然氣領域實現市場化。主要體現為接收站及管線向第三方開放(在實際實施中，許多接收站均爭取到了一定 期限的開放豁免權)，改革后的歐洲引進LNG的商務 模式見圖3。

改革后，天然氣購買(進口)企業與天然氣運輸、存儲企業實行財務獨立核算、產權剝離;運輸、存儲企業只提供運輸、存儲服務，不得買賣天然氣;接收站需要向第三方開放。天然氣公司或者第三方公司從資源方購買 LNG，通過與基礎設施公司簽訂服務合同，獲取LNG的存儲、氣化及外輸的能力，銷售端與燃氣購買用戶簽訂天然氣銷售協議。由于歐洲的天然氣市場已經發展成熟已經具備完善的基礎設施，天然氣消費穩定，上游的照付不議風險可以由成熟的市場環境分散。在進口價格上，在歐洲出現兩種形式，一種與該國內替代能源(如石油)價格掛鉤的定價機制，另一種與歐洲各個國家內的天然氣交易樞紐(如英國的NBP、荷蘭的TTF、德國的NGC和意大利的PSV)價格掛鉤的定價機制，目前與天然氣交易樞紐掛鉤的占比已經超過50%。

中國引進LNG的商務模式分析

3.1 資源市場一體化模式

資源市場一體化模式以中國第一批LNG項目最為典型。該模式的市場背景為：國際市場上，貿易主體自由度較低，LNG賣方最終投資決策需要以具體用氣市場落實為前提;國內市場上，天然氣市場尚處于初期階段。

該模式下油公司作為LNG供銷和流轉的中間環節，作為中游基礎設施建設主要投資者，與其他資本聯合成立項目公司(如圖4所示)。項目公司作為主 體負責LNG接收站、管線建設和運營，與上游資源供應方簽訂“照付不議”的長期液化天然氣供應合同(SPA)，同時與下游用戶(城市燃氣公司、燃氣電廠及工業用戶)簽訂“照付不議”的長期天然氣銷售 合同(GSC)，即由項目公司在進行接收站運營的同時實施LNG采購和銷售。

商務上，長期照付不議風險無縫傳遞。資源采購合同、LNG運輸合同、天然氣銷售合同、購電合同和融資合同等重大商務安排同步落實，產供銷各環節照付不議責任、義務環環相扣、緊密銜接，形成完整的商務鏈。這種以項目公司為貿易主體對上下游均采用“長期照付不議”合同的商務架構使得照付不議風險以及價格風險由上游無縫傳遞到下游，減少了項目公司的市場風險。

該模式的確定符合LNG產業的特點和當時的市場環境。資源到市場的“點對點”供應，確保了資源和市場的長期穩定。照付不議風險和價格風險無縫傳遞到用戶，另外項目公司有多方參股，分散了風險。

3.2 加工與貿易組合模式

加工與貿易組合模式主要體現在第二批的LNG接 收站建設上，當時隨時世界LNG產業的不斷發展，亞太地區LNG消費需求激增，LNG國際市場出現供不應求的局面。中國國內LNG清潔能源戰略地位的不斷提升，國際資源市場與國內市場均出現供不應求的局面為加工與貿易組合模式發展提供了契機。

該種模式下，油公司作為貿易主體與上游資源方簽訂長期照付不議的資源采購合同(SPA)，與下游天然氣用戶(燃氣公司、燃氣電廠及工業用戶)簽訂 多樣的天然氣銷售合同(GSC)，完成資源的采購與銷售。同時與接收站項目公司簽訂委托加工服務合同、與船東公司簽訂運輸協議，完成LNG的“資源方—海運—海LNG接收站氣化管輸—海用戶”的物流路徑安排(如圖5所示)。

商務上，油公司在國際市場上根據市場環境和議價條件與上游資源供應商達成了LNG長期照付不議資源供應協議;LNG 項目公司提供接收站服務;同時油公司在市場銷售安排中可以根據市場需要在合同期、合同量等方面作出靈活安排，以滿足用戶的不同需求。但油公司需要承擔較大的資源購銷風險，油公司作為資源統一購買者和市場統一調配者，不但要承受資源的照付不議風險、價格風險，購買的資源是否為市場所接受的風險。

該模式需要一定的市場條件支持。首先在資源采購上對貿易主體的風險承擔能力具有很大的要求;其次本模式要求貿易主體能獲得LNG接收、氣化、管輸能力;最后在資源進口方面需要一定的政策保護或者在市場開拓上需要具備一定的市場地位。

3.3 新形勢下中國引進LNG資源商務模式

(1)用戶建設接收站+直接獲取資源模式類似于日本LNG資源引進商務模式，中國天然氣用戶如大型城市燃氣公司或電力公司，對相關基礎設施如LNG接收站、長輸管線等進行投資和運營，獲得LNG儲存、氣化、管輸等能力;同時與LNG資源方直接簽訂長期資源供應合同。目前新奧燃氣集團在LNG國際市場上獲得的資源供應合同和在建的接收站說明大型的天然氣用戶已經開始了LNG進口。

如圖6，由于用戶直接和資源供應商簽訂買賣合同，減少了貿易環節，同時資源市場直接對接、資源與市場均同步鎖定。在資源交接上，LNG在LNG裝船(FOB)或卸船(CIF)點交接。天然氣用戶承擔船運(FOB)、接收、氣化、管輸風險和長期照付不議風險。

(2)第三方委托加工模式該模式類似歐洲天然氣改革后的進口模式，也是在中國實施《油氣管網設施公平開放監管辦法(試行)》框架下的商務模式，第三方以委托形式，委托 建設經營管理的LNG接收站、輸氣管線的基礎設施公司(如接收站項目公司)提供LNG接收、存儲、汽 化、管輸天然氣服務。同時直接與資源供應商簽訂資源供應合同(SPA)，與燃氣購買用戶簽訂天然氣銷售協議(GSA)，如圖7所示。

如果第三方為天然氣貿易商，其需要承擔照付不議的風險，也需要承擔市場風險和價格風險。如果第三方為天然氣的使用方(如燃氣公司及燃氣電廠)，由于用戶和 LNG 資源方直接簽訂長期資源供應合同，需要承擔照付不議風險，LNG 權益交接可以在LNG裝船(FOB)或卸船(CIF)點進行交接。船運風險由天然氣用戶方和第三方承擔部分接收、氣化及管輸風險。

(3)LNG現貨貿易隨著世界范圍內LNG產能的建設，在一定時期內世界LNG會呈現供大于求的趨勢，為LNG現貨貿易帶來了資源基礎。未來隨著中國接收站、管線的進一步開放，以及國家對資源進口管理的調整，現貨貿易將在一定程度上促進天然氣資源的供應。

LNG 現貨引進模式，主要受國際上現貨交易市場，船運市場，接收站接收、存儲及再汽化能力，管輸能力等幾方面的影響。目前中國進行的LNG現貨貿易主要由LNG長期進口商操作，主要基于其對國際LNG市場貿易規則熟悉，國內有LNG接受、存儲、汽化及管輸能力作為保障。未來在資源市場、船運市場以及國內接收站和管線能力交易機制完善情況下，中國未來LNG現貨引進模式類似第三方委托加工模式，但是其在“資源—船運—接收—儲存—汽化—管輸”整個鏈條上，需要有很強的時效操作和基礎設施能力統籌安排。

總之，現貨引進的風險主要體現在現貨交易市場的實效、船運的安排、接收站開放窗口以及富裕的存儲能力能否協調一致。

對引進LNG商務模式的思考與建議

4.1 中國LNG進口存在的問題

(1)在資源獲取方面，隨著LNG接收站的第三方開放，以及接收站投資審批門檻的下降，未來中國資源獲取或者開發的主體多樣化，購買主體存在由國有資本、民營資本及國外資本單獨或聯合產生的多種資本形式主體。中國的LNG進口既不像日本各個項目間在進口LNG談判時有統籌安排，也不像韓國模式由韓國天然氣公司壟斷執行，多主體的購買者勢必會引起中國資本之間的購買競爭，不利于中國LNG的進口價格水平談判，整體會使中國社會福利得到較大損失。

(2)在基礎設施建設上，基礎設施的投資有可能出現產能過剩的情況。2013年《國務院關于取消和下 放一批行政審批項目等事項的決定》下發，中國商務 部將取消對石油、天然氣、煤層氣對外合作合同的審批工作。國家發改委也降低了向投資方發放"路條"的條件，而不再對資金、資源、資質等有很高要求，隨著中國民營資本對基礎設施建設投資節奏的加快，新的形勢下會出現 LNG 進口產能的過剩情況。

(3)價格機制問題。中國進口LNG的價格機制為與日本一攬子原油價格(JCC)掛鉤，未體現進口LNG與中國天然氣市場或者與天然氣替代能源之間的關系。日本LNG價格機制設計是未來引進LNG替代其國內的石油使用，整體分散其國家的能源風險。韓國與日本類似，盡管其也使用與日本一攬子JCC掛鉤，但是其可以通過KOGAS 的壟斷進口，控制其國家整體的價格進口水平。歐洲國家的LNG進口盡管向第三方開放，但其價格一般與其國內的交易樞紐價格掛鉤或者與其國內的替代能源價格掛鉤。中國目前的風險在于也要求進口主體多元化、要求接收站向第三方開放，但是在價格機制上做不到引進價格與天然氣市場或者替代能源掛鉤。

(4)中國國內天然氣市場發展問題。在資源貿易市場上，主要貿易鏈條為“資源供應商”—“中間商”—“天然氣用戶”，中間貿易鏈條越短，越利于天然氣市場的發展;各個貿易環節的競爭程度越高越利于天然氣市場的發展。而目前中國許多省份成立了負責全省天然氣市場的總買總賣的省級管網公司，這無疑增加了各省天然氣市場的貿易環節，同時該環節又是壟斷環節，不利于天然氣市場的發展。另一方面，中國目前天然氣配氣環節往往以城市燃氣專營權的方式進行，這種壟斷模式在一定程度上能夠促進中國民用燃氣的發展，但是目前專營權的范圍尚不明確，許多城市的專營權的范圍太廣，一直覆蓋到商用氣和工業用氣，此環節的壟斷也不利于中國天然氣市場的發展。

4.2 引進LNG商務模式的建議

(1) 在形成體現中國天然氣市場的價格機制前，加強對LNG進口環節的監管。LNG的引進最終是為天然氣市場服務的，如果LNG的引進價格能夠與中國國內天然氣市場價格掛鉤，保證了資源與市場的聯動，可以降低風險。如果在未形成國內有效的價格機制，則應該通過其他途徑降低風險，如加強進口環節的監管，從監管角度統籌安排進口，增強中國LNG進口時的談判砝碼，避免天然氣進口的社會福利損失。在現貨貿易進口方面明確要求LNG現貨貿易與基礎設施能力統籌安排相一致，同時完善天然氣基礎設施富裕能力的交易機制。

(2)根據中國天然氣市場發展有節奏地審批LNG接收站的投資建設。隨著中國經濟由高速發展轉向中高速發展，天然氣的需求增速也隨之調整，從長期看，天然氣消費還有巨大的發展空間，但是短期內需求增速下降。為了提高投資效率以及LNG接收站的利用率，應該根據天然氣需求增速調整投資節奏。

(3)持續理順天然氣價格機制。中國天然氣價格機制從原來的“ 一氣一價” 到目前的“ 市場凈回值”，反映了中國天然氣市場發展，但其天然氣市場尚處于高速發展階段，基礎設施建設還不夠完善，距離建立成熟的市場價格體制還尚有很大空間。主要原因是，盡管在資源供應端形成了多元化的局面，但是在市場銷售端還存在區域壟斷現象，基礎設施還有待發展，市場參與者數量還不夠，市場供需反應機制還存在地方行政干涉的現象。在此情況下，需要進一步理順行政、市場與價格關系，建設成反映我國天然氣市場價值的市場機制。

(4)明確省級管網以及城市配氣管網的定位。目前中國天然氣市場產業鏈中，在供應端已經呈現多氣源、多主體的供應，國家主干管網以及LNG接收站作為國家基礎設施監管的重點，已經要求向第三方開放。在此情況下，省級管網以及城市配氣網的總買總賣成了影響我國天然氣市場發展的重要環節，國家應該明確省級管網以及配氣管網的定位，以及要求其向第三方開放并不再總買總賣，真正實現我國天然氣全產業鏈的市場化發展。