4月5日，日本第二大液化天然气（LNG）进口商——东京燃气公司与荷兰皇家壳牌公司签订了一份与煤炭价格挂钩的LNG长约合同。长期以来，LNG价格与原油价格挂钩，与煤价挂钩的定价模式在世界上属于首例。这份合同的特点是，不限制气源地，可从皇家壳牌所属的世界任何一处液化基地调货，年均供货50万吨，合同期为10年（2020年4月至2030年3月）。表面上看，这是东京燃气试图通过脱钩油价来稳定气价和保障供给的个案，实际上却是日本LNG国际市场战略发生重大转变的战略举措。

今年是日本进口LNG50周年。50年来，日本已成为全球最大的LNG进口国，约占全球LNG贸易量的1/3，但长期受困于一个以固定长约合同为主的封闭僵化的交易市场，一直缺失市场话语权和议价权。在当前国际市场供给相对宽松缓和的新形势下，日本试图通过重构交易规则、重塑定价机制、重厘市场定位等政策举措，摆脱与LNG进口大国不相称的地位，力争到2025年左右，将日本打造成世界最大的LNG交易中心和定价中心。

在全球LNG供应充足、需求旺盛的形势下，日本试图通过重构交易规则、重塑定价机制、重厘市场定位等政策举措，来摆脱与LNG进口大国不相称的地位，获得更多的市场话语权和议价权。”

新动向：废除目的地条款、修改照付不议、取消利润分成

2014年国际石油价格暴跌以来，LNG现货市场价格随之下跌，LNG价格相对处于低位。近年来，全球LNG市场供需两旺，供给大于需求，买方市场的特征越来越明显。在此背景下，2016年5月，日本发布了“LNG市场战略”，宣告日本LNG能源政策将从过去重视“长期稳定”“确保进口”的保供原则，转变为强调“灵活性”“透明性”的市场化原则。2017年6月，日本公平贸易委员会发表了日本企业LNG市场交易实态调查报告，认定签订带有“目的地限制”“照付不议”等格式条款的LNG合同，违反了日本反垄断法。这份报告，对日本企业进口LNG及利益相关方签约行为，具有一定的强制约束力。

废除目的地限制条款。LNG合同一般有目的地限制条款，规定LNG必须被运送至长期供应合同中所规定的目的地，禁止转运给他国。日本公平贸易委员会裁定，日本进口LNG供应合同目的地限制条款，违背了市场自由竞争的原则，违反了反垄断法。日本公平贸易委员会认为，对于DES（到岸价）合同而言，卖方因买方的目的地变更，确实会增加风险和成本，变更目的地要求买方进行经济补偿，具有一定的合理性；但对于FOB（离岸价）合同而言，卖方设定目的地条款不具有任何合理性。

修改“照付不议”条款。所谓“照付不议”，指的是买方必须按照合同约定的产品价格和数量，稳定地向卖方购买产品，除合同约定的特殊情况外，不能随意变更或者终止合同。此条款的实质，就是卖方将买家捆绑在一起，分担其投资风险。日本公平贸易委员会认为，以此条款来降低大规模项目的投资风险，虽然具有一定的必要性和合理性，但是项目方在偿还银行贷款、收回初期投资之后，仍继续单方要求执行照付不议条款，是滥用资源优越地位的做法，与反垄断法相抵触。

取消“利润分成”条款。“利润分成”是专门针对买方转售行为所设定的条款，指的是在可变更目的地的长约合同中，规定买方转售所取得的利益必须分配给卖方的义务，一般按利润的50%分配，而且转售行为须事先征得卖方同意。日本公平贸易委员会认为，此条款或贻误商机或泄露商业机密，实质上限制了日本买方转售，妨碍了LNG交易的公平自由竞争。对于DES合同，由于抵目的地之前LNG的所有权和风险尚未让渡给买方，利润分成尚有一定的合理成分，但对于FOB合同，LNG的所有权和风险已在交货港全面转移给买方，利润分成不具有任何合理性。

针对上述固定格式条款，日本公平贸易委员会要求日本企业，不仅对于新签合同或续签合同，而且对于既有合同，都必须予以纠正或废除有关限制自由竞争、与反垄断法相抵触的条款。与此同时，日本政府积极利用G7、G20、“东盟10+1”等国际多边合作框架以及双边外交，进行游说，联合欧盟、韩国、印度和中国等消费大国，呼吁撤销或减缓目的地限制等条款。

2018年10月，日本与欧盟发布了天然气市场的联合研究报告，提出将共同建立一个具有流动性、灵活性、透明性的全球LNG市场，还为此制定了LNG合同示范性标准文本，提出只要满足一定条件，买方拥有变更目的地的权利。

在这份报告中，双方提出，目的地条款存续的合理性仅限于以下三种情形：1.运输船与码头不可接驳；2.买方不愿支付追加费用；3.船期不符。除此之外，卖方不得无故拒绝买方要求变更目的地的诉求。

日本推定价多元化，建设LNG贸易和定价中心

目前，日本进口LNG合同中，长约合同占8成，中短约合同占1成，现货合同占1成。作为全球最大的LNG买家，日本JERA公司率先表示，不再签订带有目的地限制的合同，并且在2030年前后，将现有长约合同缩减一半以上。

东京燃气也表示，若卖家不同意修改条款，将不再续约。正是在这一背景下，最近马来西亚、阿联酋等LNG出口大国，已相继修改条款后与日方续了新约，成效初显。

亚洲是全球LNG最大市场，2018年占全球LNG需求的76%，但并未形成像美国的HH、英国的NBP、荷兰的TTF那样国际公认的天然气交易中心和标杆价格指数。长期以来，亚洲LNG价格与原油价格指数挂钩，一直高于北美和欧洲市场。LNG定价机制不透明、与油价挂钩、天然气市场化程度不高，是推高LNG“亚洲溢价”的元凶。为此，日本积极推动LNG市场定价机制的透明性和多元化，力求摆脱对全球LNG贸易发展造成的束缚。

大量进口来自澳大利亚和美国的天然气。2018年，日本LNG进口总量为8285万吨，减少了从东南亚、中东等传统出口大国的进口，转而大幅增加从澳大利亚和美国的进口。2018年全年，日本从澳进口2870万吨LNG，占其进口总量的34.6%，澳大利亚成为日本最大的LNG进口国。美国页岩革命给整个LNG行业带来的，不仅仅是供给数量的增加，更重要的是商业模式的改变。

美国出口的LNG，不受目的地限制，价格也不与油价挂钩，转售灵活，气价有较强的竞争性。2016年以来，美国出口LNG，2017年首船抵达日本，当年日本从美国进口了95万吨LNG。2018年，日本从美国进口的LNG为249万吨，尽管仅占总进口量的3%，但未来增长潜力巨大。增加从美国进口LNG，不仅有利于日本减轻日美贸易摩擦的压力，还意味着引入了美国天然气市场HH的定价方式，对于改变长期不公正的LNG市场定价机制具有重要的战略意义。

鼓励创建基于日本交易市场的各类交易价格指数。日本的JLC价格指数一定程度上被亚洲各国所采用，但JLC价格指数与石油价格挂钩，是以日本全国平均原油进口价格JCC指标为基础加权计算得出的，而且JLC以包括长约合同在内的日本LNG到岸价均值为指标，并非现货价格指数。近年来，国际市场短约和现货交易明显增加，2018年全球LNG现货交易量扩大至7870万吨，占总交易量的25%。从国际市场看，即使是长约合同，也出现了采用美国天然气价格指标或者混合指标的合同，LNG合同形式日趋多样化。

基于日韩LNG进口均价为指标的PlattsJKM定价，目前已经越来越多地用于亚洲的LNG价格基准，2017年在中日韩三国进口量中的占有率达59.5%，在日韩两国进口量中的占有率达44.0%。日本政府积极鼓励，创建反映日本LNG市场实际供求的交易价格指数体系，包括与煤炭价格挂钩的定价方式等，并提供资金支持。正是在这种情况下，日本企业积极采取多种定价机制，来减少对JCC定价机制的依赖，但目前日本与石油价格挂钩的定价方式仍占据LNG合同主流。2017年，日本4年以下的短约和现货交易量为1200万吨，仅占全年总进口量的15%。到2025年，日本与石油价格挂钩的定价方式仍占7成以上。因此，LNG价格受制于原油价格的定价机制至少在2025年之前还难以改变。

建立和完善价格风险防范机制。过去，日本电力和燃气公司利用只赚不赔的“总成本法”以及“燃料价格调整制度”，向消费者转嫁燃料价格变动风险。2022年燃气公司实行管网分开，总成本法机制退出历史舞台之后，电力和燃气公司过去惯用的风险控制机制将失灵，燃料价格变动风险将由公司自行承担。面对新的形势，日本企业非常迫切需要通过管理采购量、采购价格和价格对冲等方式，创建流动性更高的LNG市场。

全球石油、煤炭市场的对冲机制发达成熟，LNG市场则缺乏规则，且流动性差，没有任何对冲的手段或工具。早在2014年9月，日本东京商品交易所（TOCOM）就设立了场外交易市场JOE（JapanOTCExchange），在全球率先开启了LNG期货交易市场，创建了与原油价格脱钩，纯粹反映日本LNG市场实际供求关系的DESJapan价格指数。通过几年的努力，DESJapan价格指数已被市场广泛接纳，2017年市场份额已达到31.3%。随着LNG现货交易的扩大，JOE市场又基于DESJapan和PlattsJKM的定价基准，于2017年4月开启了LNG掉期交易，对于防范价格波动风险提供了一种有效的对冲和风险管理工具。

福岛事故发生之后，受原油价格居高不下的影响，日本不得不进口与油价挂钩的高价LNG，用气电弥补核电停运所造成的电力缺口，2011年国际贸易收支由上年的6.6万亿日元盈余迅速转为2.6万亿日元赤字，其后赤字规模不断扩大，深受油价挂钩机制之苦。因此，前述出现的与煤价挂钩的LNG合同绝非偶然，日本希望借多样化和分散化的价格机制，来防范市场价格风险。

与煤价挂钩的LNG定价方式本身也具有一定的合理性和可行性。煤价格指数与北美、英国等与油价脱钩的天然气定价有类似之处，均根据本地市场供求关系定价。天然气市场价格比煤高，但比原油低；气价高，燃煤发电就会增加，气价低，燃气发电就会增加。天然气虽比煤清洁，但煤比天然气市场流动性好，在亚洲区域市场，特别是发电领域更是很多国家不可或缺的主力能源。

正是在美国页岩革命推动全球天然气市场格局变动的背景下，日本试图利用这一战略机遇，对LNG国际市场战略进行再定位，推动LNG进口定价多元化和分散化，努力缩小亚洲溢价空间，形成以日本区域枢纽中心为基准的定价机制，构建与北美、欧洲相抗衡的亚洲天然气消费市场。

LNG将过剩近2000万吨，日本与第三国贸易时代来临

2018年10月，日本在其主导的第七届“LNG产消大会”上，宣称将掀起一场“液化天然气革命”，开启日本市场战略3.0版。日本市场战略1.0版，指的是通过国际贸易保障天然气供给，2.0版是通过参与上游投资保障气源和气价。面对中国等新兴国家天然气市场需求急增，日本LNG进口量在全球占比将有所下降，为继续保持和维持自身的市场地位和全球影响力，日本将积极向第三国输出LNG及其相关技术装备和基础设施，开展LNG产业链从上游到下游的市场开发。日本市场战略3.0版，就是以开拓第三方市场为重心，继续确保日本LNG市场的供给和价格稳定。

向第三方开放基础设施。由于接收站的第三方准入是LNG现货贸易的前提，开放接收和贮存的LNG基础设施，还是提高交易流动性和实现交易枢纽的关键。因此，各国纷纷制定新的规则，充分利用现有或新建的接收储罐容量进行市场交易，向第三方开放基础设施，以提高LNG市场的活跃度。

目前，日本拥有36座LNG接收站，193个储罐，容量为1922.8200千升。日本希望，利用其现有的基础设施，成为美国和俄罗斯进军亚洲LNG市场的中继基地，甚至动起脑子利用中美贸易摩擦做中美LNG的中间生意。向第三方开放基础设施，作为交货场所进行现货或期货交易等多种多样的交易，甚至可直接利用储罐进行交易。与此同时，利用枯竭的尾矿开发地下贮存设施，与国内天然气管网相接，可以大大提高日本整体LNG的市场供需调节能力，促进交易规模的扩大。

此外，国际海事组织决定从2020年开始加强对海洋航行船舶的排放管制，受此影响LNG燃料动力船舶预计会大幅增加，日本利用接收站集中于大港口和海运贸易通道的关键节点优势，已提前布局建设燃料补给船基地，借机扩大海运领域的LNG消费。从LNG交易体量来看，拥有大规模接收基地的需求地区才有可能逐步形成公认的价格指标体系。因此，日本鼓励各类主体参与市场，鼓励交易主体之间相互融通，鼓励创新发展商业模式，并立法禁止无故拒绝第三方利用LNG基地设施的行为，力争成为国际LNG加注和服务基地。

支持国内LNG企业走出去扩大产能。近年来，“浮式储存及再气化装置”（FSRU）在小型和季节性市场受到热棒，相比传统的同等规模的陆基储存再气化设施，投资少，工期短，见效快，使用灵活方便，利用旧船改造则成本更低。对于造船业发达的日本来说，FSRU是一个新兴市场。2018年，三菱商事和三井物产分别取得了孟加拉国和巴基斯坦的FSRU项目，日企参与印尼与斯里兰卡的FSRU项目也正在商洽中。目前，越来越多的LNG市场参与者进入了液化、船运、再气化和分销等各产业链细分环节，包括罐式集装箱运输等LNG小型储运设施。

日本“代加工”液化模式无需全产业链投入，无目的地条款，其简单的离岸价格模型和成本加成的商业模式，将进一步推动LNG定价市场化。日本石油天然气与金属矿产资源机构（JOGMEC）、国际协力银行（JBIC）和日本贸易保险（NEXI），是为日本资源型企业走出去提供投资、融资、保险的三驾马车。过去，日本对LNG项目融资的前提条件是：日本企业拥有该项目资产权益，并确保日本回购所产天然气，是基于长约合同为主模式的策略。面对新形势，日本将不再拘泥于本国企业是否在天然气上游投资拥有资产权益，只要参与第三国LNG项目，包括液化项目或接收站项目，政府均可提供资金支持。日本政府希望，能借此政策创造出年5000万吨规模的市场需求。为此，作为前期铺垫，日本政府宣布为亚洲国家提供100亿美元资金，支持各国建设LNG相关基础设施建设，并在5年内培训500个专业人才。

转售第三方市场。2018年，中国天然气进口总量虽然超过日本，但日本LNG进口量仍居全球第一。随着可再生能源大规模发展和核电重启以及节电的成效，2030年日本LNG国内需求量预计将减少到6200万~6900万吨，电力和天然气市场的自由化带来LNG市场价格竞争更趋激烈，日本发电市场LNG需求将更具不确定性。另一方面，2020年美国LNG出口能力将扩大到7115万吨，日本单与美国就签订了占其产量24%的进口合同，达到1700多万吨。预计到2020年，日本的LNG长约合同采购量将超过实际需求，出现1900万吨左右的供给过剩。

因此，日本考虑将从美国购进的LNG，直接横跨大西洋转售给欧洲国家，JERA公司与法国电力公司合资组建LNG事业部，拟利用法电的15个LNG接收站从事欧洲转售业务。东京燃气也与英国最大的天然气和电力公司森特理克及德国的莱茵集团签订了合作协议，共同开展LNG转售欧洲的调期交易。

此外，日本还拟将过剩的LNG转售给东南亚、韩国以及中国等其他国家。2016年9月，日本首次将LNG成功转卖给韩国。2017年中国遭遇“气荒”之时曾得到日本供货，今年1月，日本静冈燃气又与中国大连一家企业签订了1600吨/年的LNG供给合同。或许有一天日本真的会成为中国LNG进口的重要来源国。

长约合同、目的地限制、与原油价格挂钩，是亚洲区域LNG贸易的三大特征。以全球最大的买家身份为依托，日本正在积极努力，试图改变束缚全球LNG贸易发展的这三大商业惯例，构建更加灵活的交易方式和更加透明的价格机制，从对卖方有利的合同条款变更为对买方有利的合同条款，打好长约、中短约以及现货买卖的组合拳，提高LNG的全球市场竞争力，为完成自身在全球LNG贸易中角色的转变，即从最大进口商转型为最大转口贸易商，创造条件。与此同时，日本正在加快亚洲LNG定价中心建设，与新加坡和上海的天然气交易所展开竞争。当前，全球LNG贸易合同渐渐向“更短”“更小”“更灵活”、“更多元”的方向发展，对LNG国际市场战略的再定位，将开启日本与第三国LNG贸易的新时代。（文/周杰国际清洁能源论坛（澳门）秘书长、武汉新能源研究院研究员）