2015/05/27

亚洲液化天然气:新加坡的路在何方,应该承担何种角色?

2014年年中以来,亚洲液化天然气市场经历了油价下滑、因新项目投入运行所致的供给增加以及需求疲软;具体而言,投入运行的新项目位于巴布亚新几内亚及澳大利亚东海岸(尽管其所增加的供给部分被某些既定来源的供给削减而抵消)。尽管需求形势部分归咎于季节性因素,亚洲市场的长期结构性变化似乎也起了一定作用。

本文从全新的角度考察了以上趋势对买家和卖家在长期合同价格谈判中的影响,以及对这些新的合同项下的价格审核及灵活性安排的可能启示。我们考虑建立亚洲液化天然气交易中心的持续努力可能发挥何种作用,特别是新加坡在此方面所做的工作。此外,我们还相应考察了中国的“一带一路”计划以及处于萌芽期的亚洲基础设施投资银行(“亚投行”)的发展是否会重新促进在东盟地区内全面铺设天然气管道的工作,以及是否会为新加坡带来加强其中心建设计划以及地区领导力的机会。

亚洲液化天然气定价的新范式?

2014年,虽然向中国供应的液化天然气的增长低于预期,而且南韩进口量与2013年相比有所下降,亚洲液化天然气进口总量实际上仍然略增至1.82亿吨,约占全球液化天然气交易量的75%。[1]  尽管人们开始对国际能源署所称的“天然气黄金年代”提出质疑,人们仍然普遍认为,在亚洲逐步减少碳密集度更高的燃料的过程中,天然气是帮助其满足不断增长的能源需求的能源组合的重要组成部分。因此,人们预计,向亚洲供应的液化天然气仍将继续大幅度增长(占总供给的绝大多数份额)。

但是最近几年,人们大量关注所谓的“亚洲溢价”——亚洲买家在长期合同项下支付的更高价格(相对于西方市场而言),此类长期合同的价格传统上与石油挂钩,而且其条款往往会严格限制向其所规定的基本港口之外的其他港口的转运及转售,以此来限制目的地。在这段时间内,亚洲买家越来越不愿意执行新的与油价挂钩的长期交易。定价已成为导致买卖双方关系紧张的关键因素。将天然气冷冻至液态并用特定用途船只运输,基本上是一种高资本密集型的服务(相比之下,液化天然气的接收及重新气化的资本密集度较低)。与大规模的陆基项目相比,液化天然气的浮式生产和其他小规模生产方式以及浮式储存与再气化装置,部署更快捷而且更廉价,因此可能成为解决方案的一部分;但是,它们很可能无法成为主流。

如果亚洲对液化天然气的预期需求变为现实,而且同样重要的是新的液化天然气项目获得批准以满足以上需求,那么最重要的是找到前行之路,借此才能协调以下两者之间的关系:亚洲买家对低价天然气的渴望;卖家需要获得以足以支撑其重大资本投资的价格长期销售天然气的保障。

与亨利中心挂钩——灵丹妙药?

美国作为液化天然气的潜在重要出口国的时代的来临,为与石油挂钩的定价提供了真正的替代方案。和在与石油挂钩的现行安排下亚洲买家业已习惯的方案相比,美国来源的供给的倡议者提供了与美国亨利中心天然气价格挂钩的定价以及更大程度的灵活性。[2]  按照近期的亨利中心价格水平,与亨利中心挂钩的液化天然气似乎相对便宜。

作为化解液化天然气价格僵局的办法,某些新的美国来源供给所提供的此种灵活性不容小觑(条件是此种灵活性能为亚洲码头的买家认可)。但是,油价近期的下跌说明,与亨利中心挂钩的价格不能视为灵丹妙药。忽然之间,至少在短期内,与石油挂钩的定价似乎重现魅力(当然,考虑到不同合同所采用的模型的斜率与常量的多样性,这只是一个程度问题),并且让亚洲买家陷入某种两难境地。

油价下跌凸显了与亨利中心挂钩无法保证相对较低的液化天然气价格的困局。姑且不论亨利中心定价与油价的相关性,亨利中心定价也是美国天然气市场的函数。它会随该市场的供给与需求压力而波动,易于受以下因素的影响:结构性变化(包括液化天然气出口项目的即将投产);季节性需求的起伏波动;以及诸如2014年1月的极地涡旋之类的事件所致的需求高峰。除因美国墨西哥湾区液化天然气项目即将投产所致的增量需求这种有限例外之外,以上任何因素都无法反映亚洲市场的基本面。

一个亚洲交易中心(或多个中心)以及相关天然气或液化天然气价格指数?

对液化天然气“亚洲溢价”的关注带来了对以下问题的同等重视:是否有可能以及如何在亚洲建设一个或多个开放且富有竞争力的液化天然气或天然气交易中心。事实上,建设此类中心的工作已在多个方面展开。

尽管新加坡与日本的类似举措之间不无激烈竞争(日本于2014年末启动了场外交易的液化天然气期货市场),国际能源署仍然强调将这个城市国家作为主要候选者,指出新加坡对其电力与天然气市场所采取的自由市场策略是“新加坡能源政策的基石”。[3]  2013年,多用户的新加坡液化天然气码头在裕廊岛正式开放,它是一个可自由进出的码头,最初的吞吐量为每年350万吨,以后将扩大至每年600万吨,第二个码头将于2014年建成。第4座天然气罐以及额外的再气化设施的建设工作已在进行中,其目的为到2017年将新加坡天然气码头的吞吐量提高至每年900万吨。如此高的吞吐量远超英国天然气集团每年特许销售的天然气总量300万吨(新加坡能源市场管理局另行规划了每年100万吨需求,正在进行招标),促进了储存及二次加载服务的提供;此外,如此大的吞吐量将提高进出新加坡的实际运量。在金融方面(建设交易中心所需的另一个要素),新加坡已表明,它正在与新加坡交易所及其他利益相关方合作开发一个液化天然气价格市场。

但是,该地区每个潜在的天然气/液化天然气交易中心的倡议者,包括新加坡,为实现自己的梦想需要克服诸多重大挑战。倡议者基本上无法控制的一个重要因素是流动性以及灵活性——换言之,即为市场中可促进交易的液化天然气的可用现货量。国际能源署估计,2011年仅有8%-10%的液化天然气(或1%的全球天然气产量)为真正的现货交易(尽管与美国墨西哥湾区的新增供给相关的目的地灵活性的改善可能有助于逐渐改变这种状况)。具体就新加坡而言,另外一项挑战为其国内天然气市场参与者的规模及数量相对有限。但是,我们在下文中将考虑新加坡与其东盟邻国合作应对这些挑战的可能机会。

当然,尽管面临挑战,但是凭借作为世界最大的石油交易中心之一的地位以及业已建成的大宗商品交易综合性基础设施,新加坡实现自己目标的能力不能轻易否认。毫无疑问,部分由于完善的激励措施如新加坡的“全球交易者计划”,据估计截至2014年9月,已有约25家液化天然气公司在新加坡成立。[4] 但是,向亚洲天然气/液化天然气交易中心的转变不可能一蹴而就(国际能源署估计,中心的建设很可能需要10年),并且不会为价格僵局提供短期解决办法。

从最终投资决定(FID)到首次生产液化天然气,大规模的液化天然气项目通常需要大约15年(有时更长时间)建成。在长期内情况可能是,亚洲及全球液化天然气市场的流动性(以及中心)发展到一定程度,足以使得项目倡议者凭借市场支持开展工作。但是,至少在中期内,长期基准合同仍然是对项目做出最终投资决定所需的一揽子参考资料的重要部分。在未来的中心建设及制定天然气/液化天然气指数价格的期间,采取“观望”策略并暂停合同磋商并不符合买卖双方的利益。这种策略的风险在于,短期内需求面“崩盘”(会损害卖家的利益),接下来是长期内供给紧缩(原因为,当前为回应预期需求增长而计划的项目的最终投资决定推迟或取消)以及随后的价格“暴涨”(会损害买家的利益)——以上后果与亚洲买家目前所寻求实现的目标截然相反。

那么,液化天然气的卖家及亚洲买家的路在何方?

液化天然气长期买卖协议的相关性以及液化天然气产业的较长提前期以及资本密集性意味着,(至少在这个时候)买家和买家之间多少有点共生关系。“天然气的黄金年代”轨迹在价格僵局之下如要持续下去,双方需要在其长期合同的谈判中相互协作并富有创意。就此而论,谈判双方可运用两套重要工具——价格及灵活性。

价格

如上所述,与石油挂钩及与亨利中心挂钩是买家及卖家普遍可用的选项(至少在中期内)。美国项目自然利用与亨利中心挂钩的供给打头阵。但是,与石油挂钩在某种程度上仍然是占主导地位的价格机制。

在流动性非常强的市场上与现货价格挂钩的吸引力(而高油价推高了与石油挂钩的合同中的亚洲溢价),已经使得买家对与亨利中心挂钩的替代方案产生了浓厚兴趣。但是,与石油挂钩不一定意味着“昂贵”,而与亨利中心挂钩也不一定“便宜”(无论以绝对价值还是相对价值而论)。

当然,双方会对未来的石油及亨利中心价格水平产生各自的(可能大相径庭的)看法,这将影响他们对价格磋商的策略。现在尚不清楚油价的下跌是否有利于人们重新偏向将价格与石油挂钩,并缩小买家和卖家之间的分歧(如果买家认为油价下跌是结构性的并且将在长期内持续,因此较大的与石油挂钩的斜率是可接受的,就会发生这种情况)还是加剧他们之间的分歧(如果油价下跌被视为是暂时的,可能就会发生这种情况)。

但是,即使存在大相径庭的看法,谈判双方仍有工具可用来缩小(并有希望消除)分歧。例如,引入s-曲线有助于让买家和卖家对其液化天然气价格位于既定油价区间内表示满意。许多交易业已在价格同时与石油及亨利中心挂钩的基础上完成,而且更多交易必定会效仿这种做法。当然,双方也可探讨斜率与常量的诸多组合。

价格审核

价格审核机制,通常是在最有利的情况下达成的长期合同所规定的价格机制的重要组成部分,在目前环境下显得更加重要。选定一个可接受的机制可能证明是一方或双方对以初始价格为基础继续开展工作拥有充分信心的决定性因素。

价格审核条款没有标准的形式这种说法不过是老生常谈,但每个此类条款至少应规定(i)触发事件(何时可进行价格审核);(ii)价格审核的框架(可审核/替换价格的哪些方面以及如何对价格进行调整);以及(iii)如果双方无法达成一致(关于专家裁决或纠纷解决、终止合同的选择权、在价格不变的情况下继续执行合同,等等)会发生什么。双方必须仔细考虑这三方面的拟议条款(以及体现这三个方面的合同草拟过程)的影响。但是,每个方面都代表着创造性以及达成交易的机会。

无论采用何种机制,作为一般原则,双方都应提防约定以开放的“情势变更”条款表示的价格审核条款,此等条款准许为应对情势变更采取大范围或无约束的价格审核与调整,特别是如果此审核或调整范围与关于最终应由仲裁裁决的事项的规定相结合时。尽管价格审核条款往往出于善意(有时却用作逃避应预先进行的艰苦谈判的手段),欧洲经验却表明,此类规定可能导致仲裁所做出的价格调整裁决(在高度对抗而非合作的程序中)有时候会将数十亿美元价值转向一方或另一方。亚洲的价格审核传统上是合作的(当然是不好诉讼的)。但是,正在进行中的诸多程序的性质表明,这种情况正在发生变化。与此同时,英国法院(亚洲液化天然气买卖协议往往规定适用英国法律)却显示出更愿意承认并强制执行“善意”类型的义务,而此类义务常常包括在价格审核条款中。

如果因情势变更而触发了价格审核,最好通过参考客观性测试来对该变更进行评估(例如,如果参考指数的变化超出了约定范围,即使该测试允许短期波动不触发价格审核,也应参考该测试进行评估)。为防止不断进行审核的可能性,应考虑用基于时间的触发条件取代或补充情势变更(例如仅准许在合同的十周年后进行审核,或者在合同期限内审核不得超过两次)。

同样地,双方应界定价格的哪些方面应接受审核以及用于此类审核的相关基准。例如,是某指数的使用抑或指数的计算,还是指数自身有待审核,或者应接受审核的只是特定斜率或常量?是参考“可比销售”进行评估吗?如果是,哪些条件使得销售成为“可比的”(执行时间、地域、双方的性质、合同期限,等等),以及考虑到多数长期合同的机密性,双方如何才能找出此类信息?

亚洲长期液化天然气合同定价的第三种可能性(如上所述,前两种分别为与石油挂钩及与亨利中心挂钩)可通过价格审核机制在合同得到反映。换言之,考虑到中期内一个或多个液化天然气交易中心(以及参考价格)的可能发展,价格审核机制可能会开创通过参考合适的“亚洲中心”价格调整价格的可能性,而该参考价格可能会在合同签订之后才得以形成。

如果双方选择明确将参考未来“亚洲中心”价格纳入合同,双方显然有必要保持小心谨慎,因为在订立合同时该参考价格的性质(当然)无法真正确定。保守选项是在合同中纳入一项简单的义务,即双方可经一方向另一方发出通知,磋商并考虑是否应对合同价格进行修订,以在该价格中考虑到或利用合同期限内可能形成的任何“亚洲中心”价格。该条款可明确规定,双方无义务就价格变更达成一致。它还可规定相关中心价格必须以既定的流动性水平为基础,或者在磋商义务适用之前业已使用既定时间。诸如此类的安排可能会令价格审核机制更加全面。

灵活性

如上面所指出,在达成一致意见时,价格(以及价格审核)并非唯一决定因素。买家和卖家均应重视灵活性,尽管对灵活性的评价可能会因双方的情况而异。

正如上文所指,与亨利中心挂钩的美国墨西哥湾区船上交货(FOB)合同获得了非常多的关注(尽管,在许多情况下,此类合同的买家为或渴望成为投资组合的参与者——其目的地灵活性能在多大程度上反映在最终买家身上,仍然有待观察)。 

但是,这种关注与其说与缺少目的地限制条款有关,不如说与“灵活性”有关。灵活性还使得有必要规定相关方能在多大程度上修订诸如目的地、装载来源、交付窗口期、船只及数量(货物及每年的承付款项)之类的事项。特别的是,如果对底线价格存在争议,双方不应忽略以上事项的增量变动,以帮助消除价值差异。

跨东盟天然气管道的新促进因素以及其是否为新加坡带来机会?

在前文中我们指出,新加坡在探索将自己建成液化天然气交易中心的过程中需要克服的两大挑战为,液化天然气市场的全球流动性与灵活性以及新加坡国内市场规模相对较小(事实上,就其所能控制的方面而言,它正在采取措施)。正如上文所指,新加坡液化天然气码头不断增长的巨大储存能力,可促进中心的发展,而就此而言本地市场的规模并非重要因素——相反,新加坡更应重视通过储存及二次装载(以及卸货)服务来提高液化天然气的吞吐量以及交易量。

但是在这一方面,新加坡(以及东盟地区)是否存在另外的机会?专注于液化天然气的工作是否可能与在东盟各国之间全面建成相互连接的天然气管道的工作相结合,以便利用东盟这个范围更广的地区内的天然气及液化天然气供给与需求以及储存与码头基础设施?

这当然是一个雄心勃勃的计划。东盟内部全面的管道连接并非一个新颖的理念。跨东盟天然气管道项目 [5]早在1999年即已公布,而2002年签署的一份谅解备忘录正式确定了该项目。但是,其进展缓慢——相对而言,该地区内天然气进出口能力的发展形势喜人,而管道连接已停滞不前(存在许多跨国的管道,但这些管道通常只连接两个国家)。谅解备忘录的第3条(跨境问题)承认,需要克服诸多重大挑战——重要例子包括,对非歧视性的接入与使用作出安排,过境权与管辖权、税收与收费以及技术规范。此外,马来西亚和印尼对天然气给予了高额补贴——某些东盟辖区之间的此类(不平等的)市场干预是跨东盟天然气管道项目面临的另一障碍,如果希望建设基于地区内的连接与贸易的中心,需要消除此障碍。

在注意到跨东盟天然气管道项目所面临的重大挑战的同时,国际能源署也承认存在将该项目与新加坡建立液化天然气交易中心的工作相结合的机会。它指出,将由新加坡推动的中心与跨东盟天然气管道项目结合以及因此而产生的“跨东盟天然气管道”天然气参考价格,就其本身而言,有助于终结不同东盟国家内的不同价格(补贴)体系(如上文所指,此类体系已变为跨东盟天然气管道项目的障碍,并导致了内部及东盟地区内的交易低效)。[6]

跨东盟天然气管道项目面临的另一个重大挑战是其资金来源。就此而言,中国的方案以及由中国牵头处于萌芽期的亚投行可能代表着重要的动向。中国的方案中的一个关键要点为中国向东南亚基础设施进行资本与技术投资,以改善资源的流动和市场的一体化,并提高该地区投资与贸易的效率。

现在已有57个国家作为创始成员国加入亚投行(包括诸如澳大利亚及英国之类的国家),亚投行的势头正在蒸蒸日上。

我们无法忽视跨东盟天然气管道项目的上述挑战。当然,更简单的办法是专注于单个国家的发展(包括一个仅仅或主要基于新加坡自身供给与需求以及再出口能力的液化天然气交易中心)。但是,跨东盟天然气管道项目所带来的机遇无疑更大(无论是对区域中心的发展,还是就对东盟地区的经济发展与一体化的更广泛影响而言)。此外,如果希望将东盟地区建成一个具有强大经济实力、充满活力以及凝聚力的区域经济体,这些挑战正好是必须更广泛地予以应对的挑战。

以下哪种方式可能为跨东盟天然气管道项目带来新的动力:是通过直接来自亚投行的1000亿美元预期专款资金,还是(可能性更大的)间接通过亚投行的成立以及中国更为广泛的方案向东盟各国及进入该地区的投资者注入的信心?我们必须再次指出,作为领先的全球金融中心以及东盟地区的投资门户,新加坡拥有足够的实力将中国的方案作为自己的中心建设计划的一部分。


[1] 《英国天然气集团全球液化天然气市场展望2014/15》 (http://www.bg-group.com/assets/files/cms/BG_LNG_Outlook_2014_15.pdf)

[2] 美国来源的液化天然气的另一个独特而重要的特征为其供应链的非捆绑性(事实上,正是此特性促成了与亨利中心价格的挂钩以及供给的灵活性)。其上游、管道、液化以及运输的所有组成部分都是独立且透明的,使得买家有能力选择其所希望参与的价值链部分。

[3] 见《在亚洲建设一个天然气交易中心》(国际能源署,2013c)。国际能源署随后在《在日益全球化的液化天然气市场中亚洲对天然气的探寻》(国际能源署,2014c)肯定了自己的结论。

[4] 《新加坡国际企业发展局:新加坡作为石油中心面临更多机遇而非挑战》,《商业时报》,(Andrea Soh),2014年9月30日。

[5] 跨东盟天然气管道项目旨在将东盟内部的现有管道连接在一起,形成一个将泰国、印尼、马来西亚、缅甸以及菲律宾的天然气储量与东盟其他国家相连的一体化网络。谅解备忘录确认了以下意向:项目将促进东盟地区内的能源供给安全并加强经济合作。

[6] http://www.iea.org/ieaenergy/issue7/a-pipeline-alternative-to-asian-lng.html (具体而言是“新加坡的机遇”部分),以及《在亚洲建设一个天然气交易中心》(国际能源署, 2013c)。

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