LNG进⼝产业链及商业模式，LNG贸易必读⼀、 LNG资源进⼝的特点 1. LNG的进⼝涉及到整个LNG产业链
在lng进⼝环节体现了整个上、中、下游的整个产业链的配合联动。如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、⼯业⽤⽓等则需要落实资源后⽅ 可配套建设，LNG进⼝需要真个产业链的联动，如果任⼀环节出现问题，则会给其他环节带来
没见过这么变态的挂机游戏！
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2. LNG进⼝需要⼤量的专⽤资产
在LNG产业中，⼀旦确定交易伙伴，交易伙伴间需要按照特点⽣产流程建设专⽤资产，资源⽅
需要建设液化⼚，⽽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实施如 电⼚等，这些专⽤资产⼀般具有投资⼤、投资同步性⾼的特点。
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3. 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的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
织是最为有效的，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 军品论坛
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。
4. LNG进⼝合同的“照付不议”
所谓“照付不议”，是天然⽓供应的国际惯例和规则，就是指在市场变化情况下，付费不得变更，
⽤户⽤⽓未达到此量，仍须按此量付款；供⽓⽅供⽓未达到此量时，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，可以在⼀定期限内进⾏补提。“照付不议”的本
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、接收和使⽤的风险问题，这也是由LNG产业链及LNG进⼝贸易的特
性决定的。
⼆、天然⽓市场较为成熟的国家引进LNG的商务模式
1. ⽇本引进LNG的商务模式分析
⽇本LNG进⼝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，如图1所⽰。
不同的区域由不同的燃⽓公司和电⼒公司负责国内的天然⽓或者天然⽓电⼒的市场，不同区域间燃⽓
公司和电⼒公司不相互竞争，在国内区域市场上呈现⾼度的中下游垄断特点。⽽在对外购买资源时，则表现出多个燃⽓公司和电⼒公司组成资源购买团队，由资源购买团队向资源⽅进⾏谈判，以获取最⼤的优惠。⽽单个接收站则⼜对应了多个资源供应点，分散了资源供应风险。
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。
2. 韩国引进LNG的商务模式
依照韩国政府有关规定，韩国进⼝LNG由韩国天然⽓公司负责，并且由该公司建设和运营全国的LNG接收站、长输管线。韩国天然⽓公司按照下游⽤户(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，由国外进⼝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，如图2所⽰。
远程定向强声扩音系统韩国引进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进⼝价格与JCC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。
与⽇本的燃⽓公司⼀样，由韩国天然⽓公司与资源⽅签订长期的“照付不议”资源购买协议，价格上与JCC挂钩。由于其在进⼝环节的垄断地位，可以顺价销售天然⽓，转移其照付不议风险和价格风险。
3. 欧洲引进LNG的商务模式
以2008年欧盟各国基本完成天然⽓市场改⾰为界限，欧洲引进LNG 商务模式以分为两种。改⾰前，欧洲引进LNG的模式进⼝端与⽇本类似、销售端与韩国类似，也是以垄断为基础的商务模式，⼤的LNG进⼝商垄断了⼀个区域的LNG进⼝权，其与资源⽅签订长期的照付不议协议，在销售端通过垄断转嫁其照付不议风险。但是⾃欧洲的天然⽓市场发展成熟以及基础设施配套建设基本完备后，欧洲开启了天然⽓市场改⾰，改⾰的主要⽬的是天然⽓领域实现市场化。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)，改⾰后的欧洲引进LNG的商务模式见图3。
改⾰后，天然⽓购买(进⼝) 企业与天然⽓运输、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。预期结果
由于欧洲的天然⽓市场已经发展成熟已经具备完善的基础设施，天然⽓消费稳定，上游的照付不议风险可以由成熟的市场环境分散。在进⼝价格上，在欧洲出现两种形式，⼀种与该国内替代能源(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和意⼤利的PSV)价格挂钩的定价机制，⽬前与天然⽓交易枢纽挂钩的占⽐已经超过50 %。
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三、中国引进LNG的商务模式分析
1. 资源市场⼀体化模式
资源市场⼀体化模式以中国第⼀批LNG项⽬最为典型。该模式的市场背景为：国际市场上，贸易主体⾃由度较低，LNG卖⽅最终投资决策需要以具体⽤⽓市场落实为前提；国内市场上，天然⽓市场尚处于初期阶段。
该模式下油公司作为LNG供销和流转的中间环节，作为中游基础设施建设主要投资者，与其他资本联合成⽴项⽬公司(如图4所⽰)。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(SPA)，同时与下游⽤户(城市燃⽓公司、燃⽓电⼚及⼯业⽤户)签订“照付不议”的长期天然⽓销售合同(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。
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商务上，长期照付不议风险⽆缝传递。资源采购合同、LNG运输合同、天然⽓销售合同、购电合同和融资合同等重⼤商务安排同步落实，产供销各环节照付不议责任、义务环环相扣、紧密衔接，形成完整的商务链。这种以项⽬公司为贸易主体对上下游均采⽤“长期照付不议”合同的商务架构使得照付不议风险以及价格风险由上游⽆缝传递到下游，减少了项⽬公司的市场风险。
该模式的确定符合LNG产业的特点和当时的市场环境。资源到市场的“点对点”供应，确保了资源和市场的长期稳定。照付不议风险和价格风险⽆缝传递到⽤户，另外项⽬公司有多⽅参股，分散了风险。
2. 加⼯与贸易组合模式
硕岩无石笑声高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，当时随时世界LNG 产业的不断发展，亚太地区LNG消费需求激增，LNG国际市场出现供不应求的局⾯。中国国内LNG清洁能源战略地位的不断提升，国际资源市场与国内市场均出现供不应求的局⾯为加⼯与贸易组合模式发展提供了契机。
该种模式下，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)，完成资源的采购与销售。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— 海LNG接收站⽓化管输— 海⽤户”的物流路径安排(如图5所⽰)。
商务上，油公司在国际市场上根据市场环境和议价条件与上游资源供应商达成了LNG长期照付不议资源供应协议；LNG 项⽬公司提供接收站服务；同时油公司在市场销售安排中可以根据市场需要在合同期、合同量等⽅⾯作出灵活安排，以满⾜⽤户的不同需求。但油公司需要承担较⼤的资源购销风险，油公司作为资源统⼀购买者和市场统⼀调配者，不但要承受资源的照付不议风险、价格风险，购买的资源是否为市场所接受的风险。
该模式需要⼀定的市场条件⽀持。⾸先在资源采购上对贸易主体的风险承担能⼒具有很⼤的要求；其次本模式要求贸易主体能获得LNG接收、⽓化、管输能⼒；最后在资源进⼝⽅⾯需要⼀定的政策保护或者在市场开拓上需要具备⼀定的市场地位。
3. 新形势下中国引进LNG资源商务模式
a 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。⽬前新奥燃⽓集团在LNG国际市场上获得的资源供应合同和在建的接收站说明⼤型的天然⽓⽤户已经开始了LNG进⼝。
如图6，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、资源与市场均同步锁定。在资源交接上，LNG在LNG装船(FOB)或卸船(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。
b 第三⽅委托加⼯模式
该模式类似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，委托建设经营管理的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)，如图7所⽰。
如果第三⽅为天然⽓贸易商，其需要承担照付不议的风险，也需要承担市场风险和价格风险。
如果第三⽅为天然⽓的使⽤⽅(如燃⽓公司及燃⽓电⼚)，由于⽤户和LNG资源⽅直接签订长期资源供应合同，需要承担照付不议风险，LNG权益交接可以在LNG装船(FOB)或卸船(CIF)点进⾏交接。船运风险由天然⽓⽤户⽅和第三⽅承担部分接收、⽓化及管输风险。
c LNG现货贸易
随着世界范围内LNG产能的建设，在⼀定时期内世界LNG会呈现供⼤于求的趋势，为LNG现货贸易带来了资源基础。未来随着中国接收站、管线的进⼀步开放，以及国家对资源进⼝管理的调整，现货贸易将在⼀定程度上促进天然⽓资源的供应。
LNG现货引进模式，主要受国际上现货交易市场，船运市场，接收站接收、存储及再汽化能⼒，管输能⼒等⼏⽅⾯的影响。⽬前中国进⾏的LNG现货贸易主要由LNG长期进⼝商操作，主要基于其对国际LNG市场贸易规则熟悉，国内有LNG接受、存储、汽化及管输能⼒作为保障。未来在资源市场、船运市场以及国内接收站和管线能⼒交易机制完善情况下，中国未来LNG现货引进模式类似第三⽅委托加⼯模式，但是其在“资源— 船运— 接收— 储存— 汽化— 管输”整个链条上，需要有很强的时效操作和基础设施能⼒统筹安排。
总之，现货引进的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能否协调⼀致。
四、对引进LNG商务模式的思考与建议
1. 中国LNG进⼝存在的问题
(1)在资源获取⽅⾯，随着LNG接收站的第三⽅开放，以及接收站投资审批门槛的下降，未来中国资源
获取或者开发的主体多样化，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。中国的LNG进⼝既不像⽇本各个项⽬间在进⼝LNG谈判时有统筹安排，也不像韩国模式由韩国天然⽓公司垄断执⾏，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。
(2)在基础设施建设上，基础设施的投资有可能出现产能过剩的情况。2013年《国务院关于取消和下放⼀批⾏政审批项⽬等事项的决定》下发，中国商务部将取消对⽯油、天然⽓、煤层⽓对外合作合同的审批⼯作。国家发改委也降低了向投资⽅发放'路条'的条件，⽽不再对资⾦、资源、资质等有很⾼要求，随着中国民营资本对基础设施建设投资节奏的加快，新的形势下会出现LNG进⼝产能的过剩情况。
(3)价格机制问题。中国进⼝LNG的价格机制为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。
韩国与⽇本类似，尽管其也使⽤与⽇本⼀揽⼦JCC挂钩，但是其可以通过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进⼝尽管向第三⽅开放，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。
(4)中国国内天然⽓市场发展问题。在资源贸易市场上，主要贸易链条为“资源供应商”—“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；各个贸易环节的竞争程度越⾼越利于天然⽓市场的发展。⽽⽬前中国许多省份成⽴了负责全省天然⽓市场的总买总卖的省级管⽹公司，这⽆疑增加了各省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。
另⼀⽅⾯，中国⽬前天然⽓配⽓环节往往以城市燃⽓专营权的⽅式进⾏，这种垄断模式在⼀定程度上能够促进中国民⽤燃⽓的发展，但是⽬前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，此环节的垄断也不利于中国天然⽓市场的发展。
2. 引进LNG商务模式的建议
(1)在形成体现中国天然⽓市场的价格机制前，加强对LNG进⼝环节的监管。
LNG的引进最终是为天然⽓市场服务的，如果LNG的引进价格能够与中国国内天然⽓市场价格挂钩，保证了资源与市场的联动，可以降低风险。如果在未形成国内有效的价格机制，则应该通过其他途径降低风险，如加强进⼝环节的监管，从监管⾓度统筹安排进⼝，增强中国LNG进⼝时的谈判砝码，避免天然⽓进⼝的社会福利损失。在现货贸易进⼝⽅⾯明确要求LNG现货贸易与基础设施能⼒统筹安排相⼀致，同时完善天然⽓基础设施富裕能⼒的交易机制。
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