LNG中长期购销合同机制及主要条款的近期变化
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南方能源观察
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孙晔 合伙人，张嘉 高级律师
英国史密夫斐尔律师事务所驻北京代表处
自2002年广东大鹏接收站签署中国第一个LNG采购长协以来，在相当长的时间内，中国的LNG买家主要集中在中海油、中石油、中石化三家国有石油公司。早期的LNG接收站建设和LNG采购是通过中外合资模式进行的。例如，广东大鹏接收站是中海油牵头的中外合资项目，股东包括中海油（33%）、BP（30%）以及粤港地区的8家电力和燃气公司；江苏LNG接收站是中石油牵头的中外合资项目，股东包括中石油（55%），新加坡金鹰集团（35%）和江苏省政府（10%）。后续的LNG接收站多以国有石油公司（作为牵头方）与所在地区的国有燃气/电力企业合资的形式进行开发和运营。三家采购安排的重心在于保障国内的天然气供应安全，且都依赖于自建接收站来保障LNG的接收。
从2010年开始，越来越多的市场参与方加入了国际LNG采购的尝试和探索当中，其中主要的新兴买家来自于三大石油公司传统的天然气客户——国有大型发电集团、区域性能源企业、国有和民营的城市燃气企业等。这些新兴买家的采购动机在于越过三大国有石油公司，直接在国际市场参与原料采购。但受制于我国的接收站建设审批体系以及新接收站的建设周期，绝大多数新兴买家在近期内不具备自建接收站的条件，而需要依赖三大石油公司的接收站来保障LNG的接收安排，这在很大程度上阻碍了新兴买家直接参与国际采购的步伐。我们会在本文的下半部分详细介绍第三方LNG接收站的使用安排。
三大国有石油公司与新兴买家构成了中国LNG买家的两大群体。由于商业动机、商业需求和外部限制的区别，两大群体在LNG中长协采购安排谈判中的侧重点有所差异，与国际卖家的互动也有所不同。
自2015年下半年开始，国际油价的持续低位、中国和世界经济增速整体放缓、俄罗斯管道天然气供应安排的预期等因素，共同影响了中国的天然气供求结构，使得中国LNG采购整体上趋于从卖方市场转变为买方市场。在这一转换过程中，我们观察到了几点显著的变化：
三大国有石油公司减少或停滞了新的LNG中长期采购安排的接洽，并且更积极的寻求通过现货贸易模式销售已有长协下需要照付不议的LNG采购量。
在LNG现货价格更具吸引力的情况下，新兴买家对于LNG中长协采购价格的预期增加了买卖双方在中长协价格谈判过程中的博弈和不确定性；在前一阶段（2014年-2016年）签署的HOA鲜有实质性的进展。
一些新兴买家有意愿尝试通过招标模式进行LNG的中长期采购，以希冀在LNG采购安排上取得更强的主动权；而国际LNG卖家也越来越愿意配合这种招标形式。
受新兴买家的意愿和商业需求的影响，LNG中长期采购安排中的几个关键方面的谈判互动发生了值得关注的变化。
在传统的国际LNG业务实践中， 无论是从卖家还是买家角度，均以至少20年的长期购销合同作为基础，以短期、现货交易作为补充。这一安排的基本市场逻辑在于，天然气（相对于原油和其他矿产资源）无法在开采后进行大规模储存，同时无论是天然气管道还是LNG液化站的建设都需要巨额投资，通常都涉及项目融资，因此天然气的开发尤其是LNG液化项目都需要绑定下游LNG买家的长期采购，作为上、中游开发的经济可行性基础。同时，LNG接收站也是一项投资额巨大的基建设施，也需要长期稳定的LNG采购安排来保证其经济可行性。
然而，随着全球LNG整体交易量的不断增大，LNG现货市场的流动性日渐增加，气田、管道、液化站的开发对于下游长协买家的依赖程度有一定降低。同时为了贸易的灵活性，越来越多的LNG卖方采取LNG“资源池”销售策略（详见如下第3部分），并且由其设立独立的贸易公司协调LNG全球购销，消化了部分直接来源于LNG液化项目的长协量。再加上近年新入市的LNG液化项目显著减少，长期购销合同（20-25年）在市场中所占的整体比重有所下降。虽然市场存在上述变化，但是一定数量和比例的长期购销安排仍然是上游气田开发、中游管道建设、LNG液化站、LNG接收站项目开发的可行性基础。
在中国市场上，自2002年广东大鹏接收站签署第一个LNG采购长协以来，中国三大国有石油公司主导的LNG中长期采购均以至少20年的长期购销安排作为LNG接收站项目开发的基础荷载（base load），并附以少量的现货贸易作为调剂。
在新兴买家探索LNG采购伊始，受国际卖家主导，相关的LNG长协采购安排仍然以20-25年为谈判基础。但2015年年末以来，能源供求关系转变和市场需求预期的变化导致新兴买家采取更加谨慎的态度。一方面，各新兴买家前期签署的20-25年的LNG采购框架协议（HOA）鲜有最终落地的公开报道；另一方面，在有意愿继续进行中长期LNG采购接洽的新兴买家之间，对于合同期限的需求产生了分化：一部分新兴买家采取较为保守的策略，希望以小量、中期合同（1mtpa以下，10-15年）作为采购谈判的基础；而另一部分新兴买家看涨中长期的天然气价格，希望利用目前市场的低价窗口期锁定长期价格。
保证供应的稳定性与“资源池”供货
在传统LNG长协中，卖方通常依赖于单一固定的LNG来源供货（一个或多个特定的天然气田和一个固定的液化出口设施）。在这种情况下，卖家的供应能力受单一的LNG来源限制，比如（i）当买方希望补量、增量时，该单一LNG来源的生产能力可能无法满足相关要求，（ii）在该供货来源发生事故或故障时，卖方必须主张“不可抗力”事件，进而免除供货义务。
而另一类“资源池”（portfolio）供货安排则不依赖于单一的天然气田和液化设施，卖家可以从多个货源地（甚至通过LNG现货采购）进行供货，买家也不对货源地进行限制。拥有真正意义上LNG资源池的国际卖家数量非常有限（例如大型国际石油公司BP，Shell等），但越来越多的国际卖家（甚至包括仅拥有一处LNG资源的企业）希望按照“资源池”模式进行供货，以最大化供应安排的灵活性。
基于卖家主张的“资源池”供货安排，以及相对较小的合同总量，新兴买家正在要求更强的供货保障。这体现在：
如果买方需要在某一年度进行补量或增量（包括Make Up, Make Good, UQT, FM Restoration等），卖方有义务进行供应，而不能以无额外供应能力拒绝供货；
对于卖方可以主张不可抗力的情形加以限定，包括对可主张不可抗力的设施的范围予以缩窄（比如排除上油气田和管道），或对时间加以限定（比如限制在90天计划已经排期的范围内）。
在近期新兴买家主导的中长期LNG采购谈判中，在这一问题上买方通常采取较为强势的立场。但卖方对这一类要求大多尚表示抵触，这一问题也成为谈判的胶着点。
合同量机制的近期趋势
在LNG的中长期采购合同中，关于“合同量”的机制通常较为复杂，也是谈判的难点和重点。
在传统上，“合同量”机制的核心在于通过各种调节机制，在给予双方一定灵活性的基础上，保障整个供应期间合同采购量的稳定性和确定性。从买卖双方的商业需求行看，合同量的相关机制一方面保障买方需要的供应稳定性，另一方面也保证卖方长期收入的确定性和LNG液化项目的可融资性。
LNG中长协中常见的基本概念和调量机制包括如下几个方面：
照付不议与补提（ Take or Pay – Make Up）—— 买方承诺每年购买一最低数量的LNG；如果实际采购量不足这一最低数量，则就短缺部分（通常按照是否够整船为分界）买家仍然需要支付货款（Take or Pay）；就买家已经支付货款但尚未提货的部分，买家日后可以进行免费补提（Make Up）。 补提时是否需要调价是一个经常需要谈判的商业点。
下浮灵活性和回提（DQT/DFQ – Make Good）—— 在双方商定的年合同量（ACQ）的基础上，买方每年有一定的灵活性进行减量（DQT/DFQ），从而减少照付不议机制下的最低采购数量。每年减量的数量/比例上限和累计减量的数量/比例上限是经常需要谈判的商业点。另外，有些卖家也可能基于技术或运营等理由要求卖家的下浮灵活性。在买家（或卖家）行使减量的灵活性后，可能有权利（或有义务）在后续年度将减去的量加入到年度合同量中（Make Good）；回提的指定权、强制性、比例等也是经常需要谈判的商业点。
上浮灵活性和额外量（UQT/UFQ - Excess Gas）—— 在双方商定的年合同量的基础上，买方有一定的灵活性在某一年度增加采购量（UQT/UFQ），用以应对可能的市场需求上涨。另一方面，一些绑定特定供货来源的合同会要求卖家在有余量（Excess Gas）的时候应当优先询问买方的购买意向。上浮灵活性和额外量的比例、上限、强制性等是经常需要谈判的商业点。
渐增期（Ramp Up Period）—— 考虑到买卖双方新建设施的调试期，以及买方下游市场的成长期，在供货期伊始，双方可能无法按照预定的稳产期年合同量进行供货，因此需要设定一段供货量逐步增加的时间段。
不可抗力回调 （FM Restoration）—— 受不可抗力影响，LNG购销可能中断。在不可抗力事由消失后，一些合同可能规定相关受影响的合同量需要在日后进行补足。这一点取决于双方的商业需求，也是经常需要谈判的商业点。
在近期由新兴买家主导的中长期采购中，在合同量的机制上有如下趋势：
对于“减量”的灵活性（例如下浮灵活性、渐增期）等要求增大，包括年度的灵活性以及累计的灵活性。一些新兴买家甚至要求在一定的时间段内年合同量在一上限范围由买家自行决定，而没有其他限制；或者在一定时间段内不设年合同量机制，卖方须按照买方的即期通知安排供货。这些非典型的要求通常有特定的背景，并且基于某些特定的外部条件和局限。在目前的市场环境下，部分国际卖家愿意考虑和配合新兴买家的相关需求。
对于“补量”的相关安排（例如回提、不可抗力回调等）相对弱化。买家出于自身需求特点，在前期“减量”后，并没有天然的“补量”的需求。而在传统的长期采购安排安排中，“补量”机制的主要意图是保证卖方的收入确定性。在目前新兴买家占主导优势的情况下，补量安排的强制性存在一定程度的弱化。这对于以“资源池”作为供应模式的卖家更易于接受。
买卖双方就合同期限、供应方式以及量的灵活性的谈判，在更深层次上反映着双方各自希望利用短期市场价格的波动实现套利的可能性。
定价与价格回顾
LNG中长协通常用价格公式来确定整个合同期内的价格计算方法。
在中国市场的LNG中长协中，传统的价格公式通常绑定日本到岸原油现货价格指数（JCC），辅以一定的调整系数和常量；一些合同可能在不同油价区间段设定不同的系数和常量，另外一些合同还会设定封顶价和封底价。JCC的定价模式承继于日本市场的LNG采购的定价传统，其基本逻辑是用替代能源的市场价格确定合理的天然气价格。
在北美页岩气革命后，北美由天然气进口市场转变成为了天然气出口市场。在从北美供货的中长期LNG购销安排中，价格公式通常会绑定北美天然气现货价格指数（美国Henry Hub / 加拿大AECO），辅以一定的调整系数和常量，反映卖方的毛利（margin）、液化成本和运输成本。Henry Hub / AECO定价模式的基本逻辑是卖家长期按照成本加成的价格销售产品，不承担市场价格变化风险。在实践中，也有中长期合同谈判采用JCC + Henry Hub混合价格公式进行定价的情况，这一混合模式下两个组份的权重和各自的调整系数与常量是需要谈判的重点商业问题。
近期，市场上有关于使用北亚地区LNG现货价格指数（例如Platts公布的JKM指数）作为中长协价格公式基础的讨论，但笔者尚未接触到中国买家采用这一定价基础进行中长协采购的实例。随着中国的LNG采购量和整体天然气消费量的日益增长，日后可能会逐步形成以中国市场（或者亚洲市场）为中心的天然气/LNG的现货/期货价格指数，届时中国买家进行中长协LNG采购的定价模式可能会发生根本性的转变。
近期的LNG中长协一般都会辅以价格回顾（price review）机制，在特定条件下重新修订价格公式。价格回顾机制是合同谈判的重点与难点。该机制的初衷在于，在中长期合同的执行过程中，按照既定价格公式计算出的价格与市场价格偏离太远，导致买方和卖方没有继续执行合同的意愿；如果双方能够就公式的调整达成一致，那么双方还可以继续维持合同的执行。由于价格公式的调整涉及到买卖双方的根本商业利益，这是执行当中最容易出现争议的部分。为了避免争议以及为价格回顾过程提供更大的确定性，一个完善的价格回顾条款应当尽可能清晰的规定如下几个方面的问题：
价格回顾的触发条件——固定时间段还是特定条件；
价格回顾讨论的流程和时间表；
价格回顾的参考范围——时间、合同期限、合同量、目标市场；是否还需要考虑满足条件的样本量是否足够大，是否能获得相关样本？
公式调整的范围——全部敞开修改，还是锁定特定组份或设置范围？
调整后公式的生效时间—— 临时价格的确定，差额和利息的计算；
双方不能就价格回顾达成一致的后果——如果涉及争议解决程序，则需要确定仲裁庭/专家的裁定方式。
如果能对以上几个方面进行清晰的界定，则相应条款的确定性和可执行性将会大大增加。
价格公式所选取的指数与价格回顾机制有一定的关联性。在我们的观察中，以JCC为定价基础的中长协更倾向于包含价格回顾机制，在逻辑上也更需要价格回顾——这是因为JCC定价的基础逻辑是现货市场的替代能源定价，当LNG/天然气与石油的供求关系对比发生变化（比如原油价格上涨，但天然气价格下跌），那么以JCC定价的中长协LNG价格与市场价就会发生大幅偏离。买卖双方都承担着的LNG/天然气与石油的价格逆向波动的巨大市场风险，因此双方有同等的商业动机来引入价格回顾机制。相对而言，绑定北美Henry Hub / AECO指数的定价模式的基础逻辑是“成本加成”，卖家不承担市场波动风险；这种定价模式下，卖方没有足够的动力引入价格回顾机制，而更希望价格公式在整个合同期内保持稳定。