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原文标题：亚太液化天然气长约价格复议条款策略分析及展望
文/沈灵 中国石油国际事业有限公司，《国际石油经济》2024年第10期
天然气作为清洁能源在未来能源体系中占据重要位置，液化天然气（Liquefied Natural Gas，LNG）的物理特性使得其调峰功能显著。2022年开始的乌克兰危机导致全球买方对LNG区域性供应紧张局面有所担忧，因此采购策略向LNG中长期合同倾斜。加之随着中国天然气进口开放，近年来越来越多的中国买方纷纷与国际供应商签署LNG采购长约，其中不乏已开始执行并将于未来数年进入价格复议期的合同。价格复议可以相当程度调整或重新分配买卖双方的价值比例，应得到足够重视。
1.1 近期全球LNG市场及长约概况
受新冠病毒疫情及乌克兰危机等因素影响，全球天然气市场剧烈波动，主要体现为气价飙升、波动性加剧以及区域间贸易流向转变。具体表现为：全球天然气贸易流向发生了从俄罗斯供应欧洲、北美供应亚洲，到俄罗斯供应亚洲、北美供应欧洲的流向变化；LNG受欧洲买方追捧，在贸易格局中地位提升；LNG受到需求拉动，卖方市场显现，供应国开发天然气项目动力增强；价格因素或将抑制未来天然气消费需求。全球LNG贸易流向重构，对能源安全与能源转型的担忧急剧上升。欧洲取代亚洲成为LNG资源净回值较高的市场，来自美国墨西哥湾的LNG资源大量从亚洲转售至欧洲，导致亚洲国家进口LNG规模缩减，高企的LNG价格也让本不富裕的亚洲新兴市场国家望而却步。由于对未来LNG供应安全的担忧，市场再次重视签署LNG采购长约，未来LNG长约比例将有所提升。
LNG国际市场买方采购LNG主要分为现货、串货、约货3种形式。其中现货指交货窗口期距当前约18个月以内的船货，一般单船采购；串货（Strip）指交货窗口期距当前约24个月以内的船货，一般载货量4～24船不等；约货包括短、中、长约，期限3～30年不等。尽管现货贸易占LNG国际贸易量的比例已逐渐提升至30%左右，但LNG项目高投资、长周期的性质决定了LNG长约贸易在相当一段时期内仍将占主导地位。2022年全球签订LNG长约货物量合计达7170万吨，2023年全球签订LNG长约货物量合计逾6800万吨，欧洲买方在经历管道气断供冲击后重新选择LNG长约锁定资源，2023年多家欧洲买方与供应商签署了为期10年或以上LNG长约。
传统LNG长约期限为20年左右，且数量灵活性有限。在强买方市场环境下，卖方不得不接受更加灵活的合同货物量条款；根据买方的需求，越来越多的定制化条款应运而生；灵活性方案主要集中在合同目的地、合同LNG数量、LNG价格3方面。新液化项目因融资银行对于未来还款额确定性的要求很可能不接受具有一定调整空间的合同LNG数量条款。
1.2 全球LNG市场定价机制
全球天然气市场价格按照流动性从高到低依次为北美、欧洲、亚太市场。随着各市场间跨市贸易活动的增加以及LNG贸易物流的发展，各地区的定价机制正在向流动性变强发展（见图1）。
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页岩气革命之后，北美地区产气量迅速攀升，区内供应足以满足区内需求，该区域已形成了流动性强的气-气充分竞争的价格透明市场，以亨利交易中心（HenryHub）价格指数为代表。因其交易量相对最大、流动性最好，被美国切尼尔能源公司率先采用作为出口LNG长约价格基准，也成为北美出口LNG长约主流挂钩介质。北美出口LNG长约价格公式通常形式为：PLNG=A×B+C
其中，A为考虑加工、管输等损耗的系数；B为挂钩介质，主流为亨利交易中心价格指数，近年来也有如美国Waha、加拿大Aeco等新价格指数被采用；C为液化加工费率（在离岸长约项下），在到岸长约项下，除了液化加工费外还有国际运输费率。
欧洲是全球第二大天然气消费区域，区内管网系统发达，天然气进口来源包括管道气（挪威、俄罗斯等）和LNG。与之相对应，区内价格既有气-气竞争的交易中心价格（具有英国NBP、荷兰TTF等诸多流动性较好的交易中心价格指数），又有挂钩油价的LNG短期、中期、长期合同价格。这些交易中心价格及交易机制是完全市场化的、透明的，LNG约货合同价格则是各公司的商业信息，没有官方监管机构统计发布。
亚太市场因政府管制、区域联动难度较大等诸多历史原因，目前尚未形成充分气-气竞争的透明市场，尚未出现成熟的可比肩北美的高流动性的天然气价格指数，约货采购的LNG价格依然挂钩油价。传统日本买方青睐的日本JCC油价已开始被流动性更好的布伦特油价取代。亚太LNG长约价格公式通常形式为：PLNG=A×Bn+C
其中，A为挂钩油价的斜率，Bn为一段时间内的油价均值，C为常数。买卖双方在商谈LNG长约时确定斜率A和常数C，体现了谈判当期市场基本面、双方对未来基本面的观点以及相应议价地位。在分析合同价格时，为便于比较两个合同经济性，可按照某一固定油价将C折合为百分比形式，并入斜率A中。
亚太LNG长约价格复议条款设置的初衷，是便于买卖双方合理管理挂钩油价的LNG长约项下合同价格波动风险。由于购销标的物为天然气，而价格公式挂钩介质为原油，为了避免长期合同执行过程中出现油气比价关系明显脱离当时天然气市场情况，保护买卖双方利益，特给予双方友好协商修订合同价格以体现公允油气比价关系的权利。近年来逐渐成为另一主流合同形式的北美LNG出口项目长约，则通常不设置价格复议机制，其合同定价基于“原料气+处理环节损耗+液化费率”的成本传递模式。这保障了LNG项目方（通常也是卖方）在投产后获得较为稳定的现金流入，其投资回报率已基本通过核算的液化费回收，卖方不承担任何价格调降的风险。相应地，卖方也放弃了获取国际LNG市场价格波动带来的潜在收益，而买方承担合同价高于市场价风险的同时，相应获得了合同价低于市场价的盈利空间。国际天然气价格指数、挂钩油价的LNG价格、代表LNG现货的亚太地区日韩基准估价（JKM）价格指数自2010年起经历了一系列剧烈波动及变化（见图2）。布伦特原油价格自2013年的110美元/桶跌至2016年初的30美元/桶水平，2021年开始强劲反弹走高至130美元/桶，对应13%斜率的LNG价格分别为14.3美元/百万英热单位、3.9美元/百万英热单位、16.9美元/百万英热单位，对应同期的LNG现货价格水平为15.5美元/百万英热单位、5美元/百万英热单位、50美元/百万英热单位。这期间13%斜率的LNG价格波动范围是3.9～16.9美元/百万英热单位，波动幅度大，与同期LNG现货价格的差最大时高达40美元/百万英热单位。由于LNG长约价格对买方经济性影响巨大，价格复议可以有效避免长期合同执行过程中出现油气比价关系明显脱离当时的天然气市场实际情况，长约价格复议的必要性不言而喻。根据咨询机构数据库统计的亚太LNG挂钩油价长约数据，近5年其斜率波动幅度高达29%（鉴于数据敏感和保密要求，不便列举长约斜率的绝对值），这也可说明长约价格复议的必要性。虽然长约LNG价格是以油气比价关系及当期市场环境为基础，但最终谈定价格受制于诸多因素，并不单纯是市场价格的反映（后文详述）。价格复议条款基于买卖双方长期合作关系需要保持“整体公平”（Overall Fairness）的原则设计，通常包含3方面要素，即复议的触发条件、复议价格的参照标准、复议实施或争议解决。1）触发条件，即达到触发条件后可要求启动价格复议。触发条件分为时间、事件和价格3类。时间触发是指按照合同规定的时间自动启动或一方宣布启动，一般固定间隔进行，例如每5年复议一次，这种时间触发条款多见于亚太LNG长约。事件触发是指发生了买卖双方任何一方无法预测且无法干预的事件导致市场重大变化，则任何一方有权发起价格复议。价格触发是指当合同价格超出合同所规定的参照价格范围，则一方可以要求启动复议。2）参照标准，即调整合同价格时可参考的市场及其所发生的变化。条款通常规定了调整合同价格参照的市场以及合同标准，具体条款表述各有不同。一些合同规定了复议后价格不能超过原合同价的一定比例，或者对改变挂钩介质、斜率、常数、S曲线的油价转换点做了一定限制。3）复议实施或争议解决，即复议各环节的时间点要求及谈判未达成一致的情况下如何解决争议。条款通常规定了可供买卖双方协商谈判的时间窗口，以及在该时间窗口内双方需要完成的友好协商义务。当双方在价格复议上难以达成一致时，解决方式通常包括：双方商议同意将合同限制的价格复议谈判期适当延长；根据合同诉诸仲裁或专家解决机制；直接终止合同。值得一提的是，亚太LNG长约价格复议条款与欧洲市场同类型合同在3个方面存在显著差异。一是触发条件，亚太LNG长约通常采用固定间隔开启复议窗口的机制，时间间隔是启动谈判的硬条件，而相对弱化市场变化可赋予买卖双方发起复议的权利。二是争议解决，亚太LNG长约条款通常规定了买卖双方必须在一段时间内经合理努力友好协商，尽量就价格调整达成一致，在实际操作中亚太买方也会尽量避免将争议诉诸仲裁，欧洲买方为了维护自身经济利益则更加直接和激进。三是参照标准，亚太LNG长约多数会较详细地设定可供参考的合同期限、市场地、合同LNG数量等标准（也有少数用语比较模糊的合同），欧洲合同则倾向采用更为泛化、简洁的描述，一些合同甚至使用“将合同价格调整至买方在终端市场销售天然气具备市场竞争力”的类似语言，解读空间较大。简洁的条款是一把双刃剑，虽然在谈判阶段能给予双方较大谈判空间，但一旦无法达成一致，诉诸第三方争议解决机制时，那么可凭借的依据就相对欠缺，仲裁结果取决于仲裁员或专家主观判断，不确定性较大，因此条款规定的颗粒度需要审慎考量。需要说明的是，并非所有合同价格复议窗口开启后都必然选择立即启动谈判。以图３为例，假设图示为统计测算的时间段（E至H期间）参考合同的斜率走势。若合同价格复议窗口于时间点G开启，参考过去某段时间长约价格，那么无论是取时间段E—F、时间段F—G、时间段E—G，斜率皆为上升趋势，如果买方据此提出降价诉求，很难以市场走势作为依据自圆其说。买方需要测算各时间段长约加权平均斜率，对比自身合同斜率及签署合同时期的市场环境，谨慎决策是否“逆势”启动价格复议，或者等待更加有利于己方的市场环境开展工作。一旦确认要发起价格复议，就需要全面解读合同条款，初步评估市场价格水平，研究策略，形成初步方案，准备好开展工作的人力资源。合同双方需要重视合同规定的发送价格复议通知函时间点，可参考的失败案例是某亚太大型采购商曾经未在合同规定时限内发送启动复议通知函而错失价格复议权利。在准备阶段就应全面审视双方的优劣势对比，厘清并评估可使用的谈判筹码及其权重，确定己方必须守住的价格底线。价格复议谈判的实质与其说是围绕市场公允价格水平的事实性辩论，不如说是围绕利益在合同双方如何重新分配的经济性博弈。提出上述观点有两方面的原因：一是亚太LNG市场长约价格属于各公司的商业机密，并没有市场化、透明化的机构统计数据库，因此在基于价格复议条款选取参考合同，测算一定参考时期内实际市场达成的价格水平时，买卖双方使用的是各自维护的合同数据库，在分析处理数据时都尽量采用支持己方诉求的筛选及评估方式，客观上无法做到绝对地以事实为依据进行市场价格评估。二是复议谈判阶段通常历时3～6个月不等，在有限的时间内双方共同目标是达成双方都相对满意的共识，拘泥于事实性辩论会将宝贵的谈判时间浪费在技术性细节上，对于合同双方着眼长远、完成合同执行帮助甚微。既然是经济性博弈，在策略层面应当有所聚焦，最直接的就是对合同价格进行调整，这是最显著的调整合同双方经济利益的方式。除调整S曲线合同价格公式的斜率外，价格条款还可以改动挂钩介质、油价计价期，S曲线合同公式可以尝试斜率不变，调整拐点。根据伍德麦肯兹数据库信息，2015—2019年期间亚太地区累计实现25例价格复议达成一致案例，复议结果基本都是将原合同价格朝着市场水平方向进行一定程度调整，多数低于复议前的价格，但高于同期市场价格水平，整体斜率均值下降0.7个百分点。合同签署时双方对未来的判断和所处谈判地位不同，价格复议之后的新价格水平既受制于市场变化又取决于双方的谈判能力和地位。用于说明市场变化的参考合同加权均价测算是支撑己方调整价格诉求的论据，其他供考虑的谈判筹码还有双方长期商业关系、买方的国内市场地位、利用市场环境营造舆论压力。利用双方长期商业关系是指利用除复议的长约以外合同双方及其母公司在油气或新能源上游投资领域合作、贸易运输领域合作、下游市场销售终端合作等，来说明双方长期利益扭抱绑定，需要互相让利，这种谈判多见于大型综合性国有油气公司、国际综合性油气公司之间的价格谈判。这种情况由于涉及子公司较多，利益链条盘根错节，因此一般会将工作层谈判诉诸高层会谈以提高效率，迅速缩小双方分歧。利用买方的国内市场地位是指为换取降价，买方同时适当扩大采购量，使用时需要综合考虑本企业的价格承受力以及谈判前确定的价格底线，例如城市燃气企业、电力公司、民营LNG贸易公司可以研究如何更好运用此类筹码。利用市场环境营造舆论压力需要综合考虑谈判期内合同相关方同步开展的其他贸易（例如LNG营销、其他LNG长约价格复议等）或投资活动，以及国家层面的合作氛围等，借力借势营造利于己方的舆论环境，由此促使对方让步，实现目的。当直接调价谈判陷入僵局后，为了实现合同价值的调整，还可以在技术层面通过变通手段间接实现。双方可考虑改变影响合同价值的关键条款，主要包括合同期限条款、合同LNG数量条款、目的地条款、货源地条款等。合同期限条款调整是指在原有长约规定范围内延长或缩短合同期，由此调整合同对双方的整体盈利或亏损金额，从而实现价值调整。调整合同LNG数量可以实现的方式较多，合同灵活性价值也体现在此，主要方式包括：一是直接增加或减少采购量，即增加或减少基础合同LNG数量，如上文所述，这种方式通常会与合同价格调整打包成一揽子解决方案。在采用该方式前买方应完成远期需求量测算，是否有容纳增量或减量空间，同时应兼顾调整后合同价格与LNG现货价格相比的经济性。二是额外赋予某一方合同LNG数量上浮或下浮权利，这是对合同价值间接调整最大的手段，通常可以谈成的调整范围也相对较为有限。三是调整不同月份的供货比例，通常表现为由全年均衡供应调整为冬季倾斜供应。亚太天然气市场冬夏峰谷价差明显，从目前亚太LNG现货标杆指数日韩基准（JKM）价格来看，峰谷价格差15%，通过增多高价值的冬季货物也能实现卖方对买方的让利。目的地和货源地条款分别对买方和卖方价值更大。调整目的地对买方来说相当于实现了长约项下的转售，买方可以在不同价位市场地域间优先在高价市场地域接货，实现更好销售收益。调整货源地对买方意义相对有限，但对于以资源池运作为基础的卖方则蕴含巨大潜在优化价值，因此是每个卖方在调整合同条款时首选的调整策略。在不违反商业保密原则下，可参考案例为：某欧洲供应商与印度买方于2017年开始价格复议，双方同意价格公式由13.6%JCC油价+常数变为12.5%～13%布伦特油价+常数，增加买方指定目的港权力，同时将挂钩指数由9个月日本JCC油价均价改为3个月布伦特油价均价，但合同期延长3年，货源地改为资源池供货。还有某国际油气公司与印度买方、某中东供应商与印度买方的价格复议案例，双方同样通过一定让步，实现了利益平衡和双赢局面。该阶段工作重点在于将达成一致的方案落实为合同文本，即如何修改价格公式，同时为下一次价格复议初步拟定安排。若难以达成一致且内部综合评估允许，可以选择使用合同规定的争议解决机制，一般为诉诸仲裁或专家解决争议。在选择第三方争议解决前，需要提前寻求具备相关经验的国际律师事务所，根据合同的管辖、法律等相关条款确定提交仲裁的口径及方案。由于仲裁程序耗时较长，且结果不确定性相对较高，企业内部应充分做好人员、资金等准备。截至目前，中国三大石油公司LNG长约价格复议合同LNG数量将近2500万吨/年，尚未针对合同价格复议提起仲裁。亚太天然气市场与欧洲市场相似，都是管道气和LNG竞争市场，不同之处在于发展阶段。如前文所述，欧洲天然气市场化改革较早，形成了诸多成熟、充分竞争、价格透明的市场化交易中心，同时保有LNG约货的供应形式。这使得欧洲LNG长约价格复议条款表述倾向于向更加市场化的方向调整，买方不再唯油价马首是瞻，更多地以市场地销售终端价格及其经济效益指导双方复议谈判。欧洲市场的现状可以为当前亚太市场提供一定参考借鉴，笔者认为未来亚太LNG长约价格复议或将有以下变化特点。目前亚太买方在新签LNG长约时已有相当多数量选择挂钩亚太LNG现货价格指数JKM，随着这种趋势持续，合同双方在未来价格复议谈判时会更加重视直接挂钩气价的定价方式。着眼更长远的未来，当亚太地区或者中国市场形成了流动性强、价格透明且具备代表性的交易中心价格后，选择LNG长约挂钩该交易中心气价也是很好的选择。随着市场参与者增多、交易量提升、流动性增强，买方的市场议价地位将进一步提升，一些创新性的更改定价机制或将出现，例如以买方销售端价格（公开透明、非可操纵的）净回至LNG接货点的价格确定LNG长约价格。虽然依照目前亚太LNG长约合同条款，更改合同灵活性并不是合同书面允许的，但随着越来越多复议谈判启动，在实际操作中合同双方调整灵活性的行为会最终影响未来复议条款书写，例如条款可以明确规定双方可商议对除调整合同价格以外条款的修改。在买方市场环境下签署的亚太LNG长约，其价格复议中调整价格原则也会出现一些对买方更为有利的表述，例如“维持买方在签署合同时获取的较其他买方的折让”。虽然尚无中国买方进行LNG长约价格复议仲裁案例，但日本和韩国买方对复议仲裁并不陌生。随着中国取代日本成为亚太第一大LNG进口国，市场地位稳步提升，买方参与者数量不断增多，市场经验逐步积累，势必产生价格复议无法达成一致最终启动国际仲裁的情况，这也代表着市场发展以及买方成熟度的提升。基于上述分析，对于亚太LNG长约市场的中国参与者在开展价格复议方面提出以下两点启示。3.2.1 靠前谋划、系统组织、整合资源、动态施策价格复议对于各企业来说是一项长期性、系统性工程，需要靠前谋划、系统组织、整合资源、动态施策。要组建长期专业的复议工作团队，制定规范化价格复议工作流程开展此项工作。在能力建设方面，要提升合同灵活性条款的价值测算能力，为谈判提供有力支撑；不断完善新签合同的价格复议条款，抓住合同条款为己方谈判创造优势地位。3.2.2 加强合作，共同加速推动天然气市场化进程着眼短中期，中国诸家买方需加强互学互鉴，分享和传递经验，协调步调，共同在国际舞台上凝聚力量，增强在价格复议中的谈判优势。放眼中长期，党的十八届三中全会审议通过的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》指出，“使市场在资源配置中起决定性作用”，建议中国买方在政府层面统筹协调下，积极推动天然气市场化，发挥合力，利用买方市场地位，以建立国家级的联合体为切入点，推动建立以中国市场为核心的天然气交易中心价格，为未来中国买方采购议价奠定有利基础。
来源:能源情报
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