LNG进口产业链及商业模式

LNG进口产业链及商业模式分析，包括LNG资源进口的特点、天然气市场较为成熟的国家引进LNG的商业模式、对引进LNG商务模式的思考和建议三部分。

LNG进口产业链及商业模式

• LNG资源进口的特点
  • 一是LNG的进口涉及到整个LNG产业链
    • 上游的气田开发及液化厂的建设需要以落实卖家为前提
    • 运输船的建造和运营需要确定资源点和接收点
    • 接收终端的建设需要资源的锁定和确定的市场范围
    • 下游电厂、城市燃气、工业用气等需要落实资源后方可配套建设
  • 二是LNG进口需要大量的专用资产
    • 资源方需要建设液化厂
    • 资源引进方需要建设接收站和管线
    • 资源使用方需要建设终端使用设施如电厂等
    • 专用资产一般具有投资大、投资同步性高的特点
  • 三是LNG进口贸易“点对点贸易以及长期合同为主”的特点
    • 按照交易成本理论，LNG这种产业链特征以及贸易需要大量的专用资产特点，实施“一体化”组织是最为有效地，但是考虑到跨国交易以及整个产业链的投资巨大，需要不同的公司分担，“一体化”组织则以不同公司间点对点的长期合同特点进行体现。
  • 四是LNG进口合同的“照付不议”
    • 是天然气供应的国际惯例和规则
    • 指的是在市场变化情况下，付费不得变更，用户用气未达到此量，仍须按照此量付款；供气方供气未达到此量，要对用户作相应补偿。如果用户在年度内提取的天然气量小于当年合同量，可以再一定期限内补提。
    • 本质是将上游的资源方的投资开发风险向中游的接收站LNG进口方和用户传递的过程，要求上中下游共同克服生产、运输、接收和使用的风险，这也是由LNG产业链及LNG进口贸易的特性决定的。
• 天然气市场较为成熟的国家引进LNG的商业模式
  • 日本引进LNG的商业模式分析
    • 以燃气公司和电力公司为主体进行资源购销和中下游一体化投资运营管理。燃气公司投资建设和运营LNG接收站、高压管网、中低压输配管网，与资源方签订资源购销协议（SPA）由国外进口LNG，与消费终端签订天然气销售协议（GSA）向天然气消费终端销售天然气。电力公司投资建设和运营LNG接收站、高压管网和燃气电厂，由国外进口LNG向居民和企业销售电力。
    • 该模式下由燃气公司或者电力公司与资源方签订长期的“照付不议”资源购买协议，进口LNG价格上与日本一揽子原油价格（JCC）挂钩。由于其在下游处于区域性的垄断地位，可以顺价销售天然气，转移其照付不议风险和价格风险。
  • 韩国引进LNG的商业模式
    • 由韩国天然气公司负责，并由此公司建设和运营全国的LNG接收站、长输管线。按照下游用户（城市燃气公司、燃气电厂、单独供应的大工业用户等）每年定期报送的用气需求进口LNG，并经LNG接收站接收、存储、气化和外输，向下游城市燃气公司、燃气电厂、大工业用户销售天然气
    • 韩国引进LNG的进口端，除了2006年经政府特批由SK和光阳钢铁公司合作投资建设并投产的光阳LNG接收站（该站进口的LNG仅限于自用，不得向第三方销售）外，由韩国天然气公司垄断经营，在引进的LNG价格上，LNG进口价格和JCC价格挂钩。但是在销售端除了大的工业用户，韩国天然气公司垄断经营到城市燃气和电厂，再由城市燃气和电厂向终端用户销售燃气和电力。
  • 欧洲引进LNG的商业模式
    • 改革前：进口端与日本类似，销售端与韩国类似。
    • 改革后：2008年后开启，主要目的是实现天然气领域的市场化。主要体现为接收站及管线向第三方开放（在实际实施中，许多接收站均争取到了一定期限的开放豁免权）。
    • 改革后，天然气进口企业和天然气运输、存储企业实行财务独立核算、产权剥离；运输、存储企业只提供运输、存储服务，不得买卖天然气；接收站需要向第三方开放。天然气公司或者第三方公司从资源方购买LNG，通过与基础设施公司签订服务合同，获取LNG的存储、气化及外输的能力，销售端与燃气购买用户签订天然气销售协议。
    • 进口价格出现两种形式：一是与该国内替代能源（如石油）价格挂钩的定价机制，另一种与欧洲各个国家内的天然气交易枢纽（如英国的NBP、荷兰的TTF、德国的NGC、意大利的PSV）价格挂钩机制，目前与天然气交易枢纽挂钩的占比已经超过50%。
  • 中国引进LNG的商务模式分析
    • 资源市场一体化模式
      • 初期阶段中国第一批LNG项目，油公司作为LNG供销和流传的中间环节，作为中游基础设施建设的主要投资者，与其他资本联合成立项目公司。项目公司作为主体负责LNG接收站、管线建设和运营，与上游资源供应方签订“照付不议”的长期液化天然气供应合同（GSC），即由项目公司在进行接收站运营的同时实施LNG采购和销售。
    • 加工与贸易组合模式
      • 主要体现在第二批的LNG接收站建设上，亚太地区LNG消费需求激增。该模式下，油公司作为贸易主体与上游资源方签订长期照付不议的资源采购合同（SPA），与下游天然气用户（燃气公司、燃气电厂及工业用户）签订多样的天然气销售合同（GSC），完成资源的采购和销售。同时与接收站项目公司签订委托加工服务合同、与船东公司签订运输协议，完成LNG的“资源方-海运-LNG接收站气化管输-用户”的物流路径安排。
    • 新形势下中国引进LNG资源商务模式
      • 用户建设接收站+直接获取资源模式
        • 类似于日本LNG资源引进商务模式，中国天然气用户如大型城市燃气公司或电力公司，对相关基础设施如LNG接收站、长输管线等进行投资和运营，获得LNG储存、气化、管输等能力；同时与LNG资源方直接签订长期资源供应合同。
        • 如图，由于用户直接和资源供应商签订买卖合同，减少了贸易环节，同时资源市场直接对接、资源和市场均同步锁定。在资源对接上，LNG在LNG装船（FOB）或者卸船（CIF）点交接。天然气用户承担船运（FOB）、接收、气化、管输风险和长期照付不议风险。
      • 第三方委托加工模式
        • 类似于欧洲天然气改革后的进口模式，也是在中国实施《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》框架下的商务模式，第三方以委托形式，委托建设经营管理LNG接收站、输气管线的基础设施公司（如接收站项目公司）提供LNG接收、存储、汽化、管输天然气服务。同时直接与资源供应商签订资源供应合同（SPA），与燃气购买用户签订天然气销售协议（GSA）。
      • 天然气现货贸易
        • 风险主要体现在现货交易市场的实效、船运的安排、接收站开放窗口以及富裕的存储能力是否协调一致。
• 对引进LNG商务模式的思考和建议
  • 中国LNG进口存在的问题
    • 资源获取方面
      • 购买主体存在由国有资本、民营资本及国外资本单独或联合产生的多种资本形式主体。多主体的购买者势必会引起中国资本之间的购买竞争，不利于中国LNG的进口价格水平谈判，整体会使中国社会福利得到较大损失。
    • 基础设施建设方面
      • 可能会出现产能过剩的情况
    • 价格机制方面。
      • 中国进口LNG价格机制与日本一揽子原油价格（JCC）挂钩，未体现进口LNG与中国天然气市场或者与天然气替代能源之间的关系。
      • 日本LNG价格机制设计是未来引进LNG替代其国内的石油使用，整体分散其国家的能源风险。韩国也使用与日本一揽子JCC挂钩，但是可以通过KOGAS的垄断进口，控制其国家整体的价格进口水平。欧洲国家的LNG进口虽然向第三方开放，但其价格一般与其国内的交易枢纽价格挂钩或者与其国内的替代能源价格挂钩。
      • 中国目前的风险在于中国目前的风险在于，也要求进口主体多元化、要求接收站向第三方开放，但是在价格机制上做不到引进价格与天然气市场或者替代能源挂钩。
    • 中国国内天然气市场发展问题
      • 贸易链条为“资源供应上-中间商-天然气用户”，中间贸易链条越短，越利于天然气市场的发展。目前成立了负责全国天然气市场的总买总卖的国家管网公司，增加了天然气市场的贸易环节，同时该环节又是垄断环节，不利于天然气市场的发展。
      • 天然气配气环节以城市燃气专营权方式进行，但专营权的范围尚不明确，许多城市的专营权的范围太广，一直覆盖到商用气和工业用气，此环节的垄断不利于市场发展。