LNG供应链概述（原创）

 

一、LNG供应链的演变

15年前，所有LNG供应链都是一体化的传统模式。供成方是由一些大型跨国油气公司(IOC)和国家油气公司(NOC)组成的大型综合上游集团，从事从天然气的生产、液化到运输的垒部业务。购买方则大多是由政府控制的信誉良好的天然气或电力公用事业公司(SGU)组成的大型下游集团，主要分布在亚洲和西欧。LNG购销合同期限一般为20年或更长，突行到岸交货(CIF)和严格的“照付不议”(Take or Pay)购销模式，合同价格与原油或燃料油相关联，但确定了最低价格以保护天然气液化厂的投资者免受价格崩溃的威胁，购销合同的买方至少是由两家买主组成的联合体，这是为了提供多元化的购买渠道以确保每个天然气液化厂的LNG能够销售出去。这种合同对灭实双方都适宜，对买方来说，可以以稳定的价格，保持长期稳定的LNG供应。对卖方来说，最低价格有利于保证长期、低风险的投资同报。当时的合同相对简单，放贷风险低，项目也容易筹措到资金和获得保险。

上世纪90年代，出现了不是完全一体化的LNG供应链，出现了操作LNG运输外从液化厂码头以离岸价(FOB)购买LNG的相对独市的购买集团。这变化给一些长期买主尤其是日本和韩国，在LNG供应管理方面提供了更多的灵活件，也给LNG购买国提供了直接分享运输利益的机会，扩展了他们在建造LNG运输轮船方面的统治地位，增加了他们对与LNG供应链有关的运输轮船长期租赁业务的影响。这种相对独立的船运公司的股权，通常涉及上游和下游两个集团的参与者。

此后，LNG市场经过演化，FOB合同和传统的CIF合同开始并存，但除此之外的其他条款仍然与长期，“照付不议”、合同类似。在日本，JCC(Japanese Crude Cocktail)公司的油价成为LNG的标准参考价。在有些合同中，最低价由较为合理的原油定价公式所取代，减缓了LNG价格在高油价时的上涨和低油价时的下跌，从而提供了一个更加稳定的LNG合同定价机制。由于天然气供应和价格在欧洲的竞争更强，亚洲的LNG交付价格依然高于欧洲。

在这一时期，日本和韩国的LNG买主，也开始以小股份非操作者的形式参股到LNG供应链中(如液化厂和气田项目)。这既提高了其LNG的供应安全，他们也从中获得了有价值的关于LNG供应方面的复杂的技术知识和操作知识。国际油公司也认识到，在新兴的解除管制的欧洲天然气市场，参股供应链中和天然气贸易业务相关联的LNG运输和汽化环节有极大的获利空间。

20世纪90年代，随着一些新的LNG项目的建设，供应链中传统位置上参与者们相互交叉参股的现象越来越普遍。这一趋势在过去几年里不断扩大，而且似乎还将继续下去。例如，中国海洋石油总公司已经同时住中国大陆的汽化终端、澳大利亚和印度尼西亚的天然气液化项目以及将为中国汽化终端承运LNG的船运公司三个项目中参股。

二、非一体化供应链

上世纪90年代后期以来，传统的LNG供应链已经变得更加支离破碎。下游行业的自由化、短期合同、易货买卖、在最近很多台同中取消目的地条款等等，使LNG市场更加灵活。世界范围内大量的LNG接收终端的建立也开辟了新的长期和短期市场。国际石油公司和一些造船厂己经看到，在特定的LNG供应链中，拥有合同约定以外的船运能力非常有利，这能够让他们随时调度运输能力，抓住机会在不同的时间把LNG供应到不同的市场。这也进一步导致国际石油公司住既没有合约，也没有确定目的地的情况下购买LNG，这就是所谓的LNG商务模式。存些上游市场，被不同合资公司持有的气田联合起来投资建设收取处理费的天然气液化厂，其中，液化厂和气田不是一体化操作(例如在特立尼达和埃及)，这样就有可能在LNG供应链的上游出现备种错综复杂的情况。

涉及多个气田，每个气田都有几个股东(经常包括国家天然气公司)，不同的气田又可能隶属于不同的财税体制，如产量分成合同和矿税制合同。由于政府在产量分成合同中占有税收的主要份额(一般为70%～90%)，他们通常只愿意LNG的收入自始至终流回到气田开发者那里，而不是回到天然气液化厂，因为天然气液化厂可能从免税期获利或者可能提高某些指标影响政府获利。

涉及多条供气管线，不同的管线可能归截然不同的股东所有，管输费构成和征税条件也可能各不相同。

涉及一个或多个液化厂，每个厂部有多条生产线，每条线又由不同的股东以固定的同收率投资建设，一旦回收完成也许就要归还给政府所有，液化厂按议定的费率收取每个供气方天然气液化处理费和LNG装载费。

同样，如果LNG进口和汽化终端实行自由进网政策，在LNG供应链下游也可能出现当种情况。几个不同的公司可以按市场行情各自买断LNG接收终端一定份额的汽化处理能力，这样他们就可以从不同的供应链中获得LNG，并把汽化的LNG通过他们购买的输送能力交付给不同的买主。进口和汽化终端也可以按收费方式运作，收取每一位汽化能力买断者LNG按收和汽化处理费。LNG供应链下游正是在朝着这个非一体化横武的方向发展。但存过去的两三年中，有迹象表明，为了获得更多投资以建设新的世口和汽化终端、汽化终端自由进网政策在走回头路。

三、终端自由进网政策

在解除管制的自由化的北美和西欧LNG销售市场，LNG供应链的下游端在一定程度上已经开始实行更具限制性的合同条款。这些条款针对的主要是气体管道输送系统和配送网络的自由进网政策。在新建的LNG汽化终端，可以通过谈判自由进网的政策也被取消。

2002年12月，美国联邦能源法规委员会议定，计划在路易斯安那州Hackberry建设的LNG进口终端不必遵守自由进网政策。“Hackberry决议”(Hackberry DeciSion)鼓励在美国申请建设新的接收终端，而建设开发商没有义务按市场行情向第三方提供处理能力。要保证汽化项目的股东有足够长的时间控制大部分甚至全部汽化厂的处理能力，能够让他们实实在在地投资井从风险投资中获利，自由进网政策的取消已经被证明是获得资本投资建设这样终端的关键。在西欧的法国和英国，2004年新开发建设的进口和汽化终端项目也已经被批准取消自由进网政策。

最近建设和规划的LNG供应链，至少部分地解除了一体化。这种变化或演变是LNG供需国家多无化的体现，传统的高信用度买主垄断的格局已不复存在。

处在上游端的国家，例如尼日利亚、埃及、也门、赤道几内亚、秘鲁、玻利维亚、特立尼达、委内瑞拉、伊朗和安哥拉等，已经对筹资、保险、供应安全和财税稳定等提出了挑战。处在下游端的国家，例如印度、中国、土耳其和墨西哥等同样对筹资和保险提出了挑战，并且担心卖方财税制度和合同条款的长期稳定性。

由于对缺乏经睑和标准操作规范的担心，也引发了对操作可靠性和操作安垒的顾虑。LNG市场的日益多元化使LNG质量特别是天然气凝析液(NGL)含量问题成为一个众所关注的问题。相对亚洲和大部分西欧国家，美国和英国的管道天然气规范规定了更低的热值和沃泊指数(WobbeIndeX)。阿拉斯加，阿尔及利亚和特立尼达的天然气液化厂产出的LNG符合这个更低的NGL含量的规定，而中东、尼日利业和亚洲的大部分液化厂生产的LNG却达不到这个标准。这就要求在供应链的某个环节上再投资，来清除NGL或者用惰性气体(通常是氨气)来稀释汽化了的LNG，这个投资很可能就是在英国和美国的进口终端。不过，从这里也可以看出在合同框架中LNG质量规范的重要性。

多元化、非一体化和解除管制，使建立在新原则下的LNG供应链的合同框架更加复杂。在LNG供应链的上游端，需要大量的资本投入到诸如气田井发和液化厂的建设中，这样的项目无论是一体化还是非一体化投资，都要按照无追索权或者有限追索权的原则大量借债筹资。在发展中国家或地区，借债筹资通常要涉及商业银行贷款，出口信用担保和贷款，有时还有债券。这样的工程项目筹资给合同框架带来了另外一个层面的复杂性，并对担保、保险等合同提出了更加严格的要求，以保证出借人的借贷安全。

由于这样的项目债务筹资额巨大，上游税率很高，所以项目债务利息可以从税款中抵扣的规定，可能埘液化项目整体效益产生巨大影响。政府对贷款协定的批准也因此经常是工程项目批准过程的重要组成部分。

四、天然气合成油（GTL）

除了上述LNG供应链的发展演变，在过去五年里，天然气合成油(gas—to-liquids)技术也已经日趋成熟，一些真正具有实质性规模的商业性GTL厂正在建设之中。尤其是在卡塔尔，正在进行的项口至少有4个。在传统的LNG产区，现在投资于大规模GTL厂的大量资本注定会影响未来的LNG行业，并且在极大程度上可能是正面的影响。GTL和LNG把天然气处理以后销售到两个截然不同但互相补充的市场：LNG主要把天然气供应到发电市场，GTL主要是把合成石油产品(中间馏分油、石脑油和润滑油)供应到运输燃料市场。

大型国际GTL项目，例如正在卡塔尔建设的项目，需要同LNG供应链上游部分一样复杂的合同框架。有些供应链的LNG盈亏平衡点的交付价格，在过去15年里已经逐渐下降到3美元/百万英热以下，这是依靠经济规模、技术进步和操作方法改进取得的。对刚刚起步的GTL工业同样也有类似的期望，一些重要的投资者最初努力想通过找到效果更好和能耗更低的催化剂，把GTL厂的投资成本降到2万美元/桶/日以下。如果成功，再加上操作效率提高，GTL厂即使是在较低的原油和石油产品价格情况下(比如10—15美元/桶的原油价格)也可获利。

把LNG和GTL发展战略结合起来考虑，公司和国家应该有能力不断降低市场风险，以更有利的条件筹措到资金。只有当GTL处理过程有实质性的成本下降和技术突破，当GTL创造了真正的绩效记录时，它才能成为资本投资建设新厂可选择的把遥远的天然气货币化的方案，并成为LNG的真正竞争对手。要成为这样的竞争对手，GTL还必须取得比LNG更高的投资回报。

在原油价格持续走高，在主要石油市场中请建设新的原油加工能力的批准受限的情况下，从中长期看，GTL投资可以达到这样一全较高的回报率。尽管如此，在未来10年，GTL仍将具有比LNG更高的投资风险特征，GTL仍然处于一个补充性的地位而不是竞争地位。

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