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中国在20_年成为全球第一大LNG进口国后，预计LNG进口需求将继续保持增长，中美两国的LNG贸易空间较大，近期中国企业也加大了对美国LNG资源长期合作的谈判和签约力度。对此，笔者对有关谈判组织和合同条款提出如下建议，为中国企业的美国LNG长期合同谈判提供参考。

关于谈判组织

开展充分尽职调查和准备

当前，美国正在推进或规划的LNG项目少数为棕地项目（Brownfield Project），即将原规划的进口接收设施改为出口液化设施，可使用现有泊位、储罐等设施，多数为绿地项目（Greenfield Project），即进行全新的设计、选址、施工、建设和运营。在长期合同谈判前或谈判期间，建议组织人员并聘请第三方咨询机构对美国LNG项目、卖方合同主体等开展充分的尽职调查，包括企业资信、谈判团队、运营团队、履约能力、合规记录、项目设计等，尽可能选择可靠性高、履约能力强的长期合作伙伴。

组织专业顾问和团队

LNG长期合同条款复杂、专业性强、谈判周期长、任务繁重，需要由企业内部熟悉商务、执行、运输、法律等各方面专业人员组成谈判团队，谈判团队负责人需要对长期合同条款有较为深入的理解，具备较丰富的谈判经验和较好的内外部沟通协调能力。积极发挥法律顾问、商务顾问等外部咨询顾问在信息获取、市场分析、策略研究、文本审核等方面的专业优势，结合谈判目标制定并把握好谈判策略和谈判节奏。

进行综合评价和决策

从项目可靠性和稳定性、价格竞争力、条款平衡性等各方面对所洽谈的美国LNG长期合同进行综合评价，结合敏感性分析、情景分析等方法评估项目风险和收益。美国LNG长期合同期限长、金额大，通常涉及企业重大决策，应根据内部管理制度和有关证券交易法律法规（针对上市公司或其子公司），履行有关审批决策程序。

关于合同条款

建议在美国LNG长期合同谈判中，注意平衡好长期合同资源及合同条款的对等性、中立性、灵活性和前瞻性。

对等性

买卖双方权利和义务的对等性是长期合同谈判和长期合作应把握的基本原则，特别是买方提货不足和卖方交货失败相关责任条款、供应来源和相应不可抗力条款等。合理把握价格条款和非价格条款的平衡，综合评估价格条款的竞争力和非价格条款的价值。

中立性

针对长期合同的适用法律、仲裁机构及有关规范，建议中国企业坚持中立性原则。例如，适用法律建议采用英国法，不采用纽约法，即便二者同属英美法系；仲裁规则选择国际商会仲裁规则（Arbitration Rules of the ICC），仲裁地选在第三国（例如新加坡或者英国伦敦）；有关货物接卸、计量检验规范选择国际标准等。

灵活性

美国LNG长期合同资源到达中国的运距长、运输成本高，但也有可优化串换至南美、欧洲和亚太的灵活性。建议中国企业对美国LNG长期合同谈判优先选择装运港船上交货（FOB）方式（这也是当前美国LNG长期合同的主流交货方式），这一方面有利于根据资源组合情况进行统筹优化，提高船舶利用率和资源配置效率，实现更好的经济效益；另一方面也有利于在极端市场情况下，灵活调整货物流向，规避不利贸易关系的潜在风险。

前瞻性

在未来20年的长期合同期限中，国际国内天然气供求形势受碳达峰碳中和目标、地缘政治、经贸关系、科技进步等多重因素影响，天然气行业可能发生巨大变化，基于当前市场预期做出评价的长期合同资源，在未来可能面临很大的不确定性。建议在未来的长期合同谈判中，争取从合同的可执行性和风险管控方面做出前瞻性安排，例如增加亨利中心计价规则或其他相关指标发生重大变化时的调整机制（价格调整、数量调整等）。

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切尼尔公司早期长期合同梳理

根据美国证券交易委员会（SEC）对上市公司信息披露的有关要求，切尼尔能源公司早期LNG

长期合同均需向市场披露，美国后续LNG项目的长期合同大多也以切尼尔能源公司早期长期合同为参照。

20_－20_年，切尼尔公司向市场披露的LNG长期合同共有16份，均为20年期限的装运港船上交货（FOB）合同，早期买方多数来自欧洲（主要是西欧），少数来自亚洲（见表2）。

美国LNG长期合同结构

切尼尔能源公司早期披露的16份LNG长期合同由正文和附件两大部分构成，其正文均包含26章内容。以此为基础，后续美国LNG项目结合各自特点对相关条款进行调整，但总体合同结构基本一致（见表3）。

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LNG国际贸易始于1964年，来自阿尔及利亚的全球首个LNG项目阿尔泽（Arzew）LNG于当年10月通过“甲烷公主”号（Methane Princess）LNG船向英国BG公司交付了首船商业气，卸货港在英国坎维岛（Canvey Island）。长期以来，全球最主要的LNG出口国分布于北非、西非、东南亚、中东和澳洲等地，近年来美国、俄罗斯的出口量增长较快；全球最主要的LNG进口国分布于欧洲、东北亚的日本和韩国等，近年来中国、印度以及部分东南亚、南美国家的LNG进口量增长较快。

美国LNG国际贸易发展历程

对美国而言，其LNG贸易发展历程可粗略分为3个阶段（见图1）。

第一个阶段大致为1969－1996年，此阶段美国LNG进出口量较为平衡，但总体表现为净出口。其标志性事件为1969年阿拉斯加州的基奈（Kenai）LNG项目投产，该项目是美国第一个、全球第二个LNG项目，两个主要长期合同买方为日本东京电力（TEPCO）公司和东京燃气（Tokyo Gas）公司。

第二个阶段大致为1997－20_年，此阶段美国本土LNG进口量快速增长，总体表现为净进口。其中，20_年净进口量创历史最高，达到1600万吨。当前作为LNG出口项目的萨宾帕斯（Sabine Pass）LNG、卡梅伦（Cameron）LNG、弗里波特（Freeport）LNG、科夫波因特（Cove Point）LNG、埃尔巴岛（Elba Island）LNG等项目，在此阶段均为LNG进口设施。

第三个阶段大致为20_年至今，随着美国本土页岩油气革命的成功，美国天然气产量快速增长，并在短短几年内成为全球主要LNG出口国之一。其标志性事件为20_年2月美国本土第一个出口项目萨宾帕斯LNG第一条生产线投产，以及20_年美国成为仅次于澳大利亚、卡塔尔的全球第3大LNG出口国。

未来美国LNG出口增长前景较好。根据埃信华迈（IHS Markit）公司预测，20_年美国可能成为全球第一大LNG出口国；到2025年美国可能成为全球第一个LNG年出口量超过1亿吨的国家。

美国LNG长期合同范畴界定

目前，国际LNG市场并没有对“美国LNG长期合同”的确切定义，其含义相对宽泛。在当前美国LNG出口量快速增长，亚洲及欧洲买方积极洽谈美国LNG资源的背景下，本文对拟分析的美国LNG长期合同进行如下界定（见表1）。

一是前期的美国LNG进口长期合同，因美国已从LNG进口国转变为出口国，分析前期美国相关LNG进口长期合同已无实际意义，因此不纳入本文研究的长期合同范畴。

二是前期的非美国本土出口长期合同，即阿拉斯加州基奈LNG项目前期相关长期合同，因其长期合同量小，早已终止，且与美国本土的LNG出口长期合同差异较大，因此不纳入本文研究的长期合同范畴。

三是非成本加成定价（Cost-plus Pricing）的美国出口长期合同，即Tellurian公司Driftwood LNG项目相关长期合同（其买方包括Vitol、Gunvor和Shell三家公司），因其计价均与东北亚现货价格指数JKM和欧洲的TTF天然气价格挂钩，并通过扣除运费反推离岸价格（FOB），这并非当前美国主流的LNG出口长期合同，因此不纳入本文研究的长期合同范畴。

四是液化代加工模式（Tolling模式）的美国出口长期合同，即卡梅伦LNG、弗里波特LNG等项目前期与客户签署的液化代加工协议（LTA，Liquefaction Tolling Agreement或TSA，Terminal Service Agreement），因客户负责上游原料气的采购、运输并从液化厂提货，液化厂只负责提供液化代加工服务，并收取液化加工费，在该模式下合同双方的权利义务与LNG购销协议（SPA）有显着差异，且不再是当前美国主流出口模式，因此液化代加工模式不纳入本文研究的长期合同范畴。

综上，本文聚焦的“美国LNG长期合同”可定义为：美国本土（特别是墨西哥湾区域）出口项目签署的以“项目融资＋成本加成＋亨利中心（Henry Hub）计价”为特点的LNG购销协议（交货方式为以装运港船上交货即FOB为主）。以美国切尼尔能源（Cheniere Energy）公司的萨宾帕斯LNG、科珀斯克里斯蒂（Corpus Christi）LNG两个项目所签长期合同为代表，近年来维吉公司（Venture Global）、源运公司（Energy Transfer）、Next Decade公司等所签长期合同均属此范畴。

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亚洲传统LNG进口国（特别是日本、韩国）的LNG长期合同主要特点是，与油价挂钩计价，且点对点供应。相比于亚太地区传统的LNG长期合同，美国LNG长期合同出现较晚，其执行时间也仅6年左右，在多个方面都有其自身特点。

关于先决条件

除术语定义、保密条款等部分条款外，美国LNG长期合同主要条款的生效取决于先决条件（Conditions Precedent）是否被满足或被免除（satisfied or waived）。这些先决条件可能包括政府审批、银行融资、最终投资决定、设计采购施工（EPC）合同签署及开工通知等。

美国本土的LNG出口项目在施工建设前，需要完成复杂且漫长的联邦政府、州政府和地方政府层面的许可或审批，总审批数量多达数十项，还需要广泛征求利益相关方及公众意见，总耗时可能长达数年。美国LNG长期合同先决条件可能涉及的最主要的政府审批，包括美国联邦能源监管委员会（FERC）的审批和美国能源部的出口许可（DOE Export Authorization）。其中，联邦能源监管委员会主要审批出口设施的选址、建设和运营，以及审查工程设计和环境影响等；美国能源部的出口许可包括向已签自贸协定国家（FTA Countries）的出口许可，向未签自贸协定国家的出口许可。

银行融资一般是出口项目在签署了足够合同量（一般为项目总产能的70%以上）的长期合同后，与银行就项目融资达成协议。最终投资决定（FID）一般是出口项目在完成长期合同签署和银行融资后，就项目投资做出最终决定。签署设计采购施工（EPC）合同及开工通知（NTP，Notice to Proceed）指项目开发商与承包商就出口项目的设计、采购、施工、调试等达成协议，向承包商发出正式的开工通知。

对以上先决条件，长期合同通常会约定最后期限（Long stop Date），若在最后期限前相关先决条件未被满足或未被免除，则长期合同无效。

关于合同期限

与项目的设计寿命和贷款银行的要求相关联，美国LNG出口项目在做出最终投资决定之前签署的长期合同，其合同期限一般较长，通常为20年。在做出最终投资决定之后，或者在项目投产之后，美国LNG出口项目可签订期限较短的合同。例如10年以上20年以内的合同，甚至对于超出设计产能的产量还可以签署期限更短的中短期合约。

在最终投资决定之前或之后签署长期合同，买方获得的权利有所不同。在最终投资决定之前签署的长期合同且合同量超过一定数量（例如100万吨/年以上），有利于推动项目融资和最终投资决定，相应的买方成为基石买方（Foundation Customer）。与其他买方相比，基石买方在特定情况下享有优先权利，例如在出口项目发生不可抗力时，项目优先保障对基石买方的供应；在商定年度交货计划时，项目也优先满足基石买方的窗口期需求。

美国新建出口项目的LNG长期合同，其开始交货时间通常与商业投产时间（DFCD，Date of First Commercial Delivery或COD，Commercial Operations Date）关联，即根据项目建设进度按照窗口期缩窄机制（Window Narrowing Mechanism）确定开始交货时间，这与其他地区的新建项目类似。

在满足一定条件的前提下，美国LNG长期合同期限可以适当延长。例如，一个期限为20年的合同在第17合同年结束前，买卖双方可以商定将合同期延长10年（即总合同期为30年）。延长合同需要满足的条件主要包括两个方面，一是所有提出延长合同期的买方，其总合同量达到一定规模，例如达到一条或多条生产线的产能规模；二是卖方在延长的合同期内，能够获得所有相应政府许可和审批。

关于合同数量

与亚太地区传统LNG长期合同相同的是，美国LNG长期合同数量与项目设计产能有关，单个长期合同的合同数量可能小于100万吨/年，也可能多达400万～500万吨/年，但多数长期合同的合同数量在100万～200万吨/年。与亚太地区传统LNG长期合同不同的是，美国LNG长期合同的合同量灵活性及调整机制不同。

第一，针对调整后的年度合同量，美国LNG长期合同通常无买方合同量少提的灵活性（DQT，Downward Quantity Tolerance），因而也没有与之对应的补提合同量（Make-good Quantity）。

第二，在出口项目因不可抗力导致停产的情况下，美国LNG长期合同的买卖双方通常直接免除提货和供货义务，不再执行传统LNG长期合同下在后续年度补足不可抗力影响量的机制。

第三，对每船货量（装运港船上交货模式即FOB下的装货量或目的港船上交货即DES下的卸货量）的规定，美国的LNG合同是按单船方式（Cargo-by-cargo）比照约定货量（Scheduled Cargo Quantity）确定双方是否正常履行交货和接货义务；而传统LNG长期合同下的每船货量按整船量（Full Cargo Lot）装卸，并通常按全年总货量确定双方是否正常履行交货和接货义务。正是由于该差异，美国LNG长期合同装卸量的溢短装（Operational Tolerance）通常仅为±2%，而传统LNG长期合同的溢短装通常为±5%。

关于合同价格

成本加成定价模式

美国LNG长期合同主要采用成本加成定价模式，即卖方收取成本及合理加工收益，不承担市场价格波动风险。

在装运港船上交货模式（FOB）下，FOB离岸价＝115%×亨利中心期货价格（HH）＋液化费，其中115%HH包括原料气成本（即100%HH）及管输和燃料损耗（约15%HH）。在价格谈判中，买卖双方主要就液化费（Liquefaction Fee或Fixed Facility Charge）水平进行谈判。

从液化费绝对水平来看，早期液化费较高，一般为～美元/百万英热单位；随着技术进步和规模效应的实现，该费用逐步降至～美元/百万英热单位。近3年来，由于维吉公司小型模块化技术的冲击，以及美国墨西哥湾出口项目竞争的加剧，液化费已降至美元/百万英热单位以下。近期，由于欧洲、亚洲企业竞争美国LNG长期合同资源，液化费重新呈上涨趋势。

从液化费成本构成来看，液化费分为资本成本（Capex）和运营成本（Opex）两部分。其中，资本成本主要包括与前期规划研究、土地获取、审批办理、前端工程设计、项目融资、项目管理、设计采购施工（EPC）等相关的成本，运营成本主要包括人员工资、维修及备件成本、码头拖轮费用等。运营成本需随美国消费者价格指数（CPI）浮动，在当前美国新签的长期合同中，运营成本占液化费的比重一般在16%～20%。

与亨利中心（Henry Hub）期货价格挂钩

美国LNG长期合同价格与亨利中心期货价格挂钩。亨利中心期货是在纽约商业交易所（NYMEX，现属于芝加哥商品交易所集团）上市的天然气期货产品，可交易本年及未来12年的各月合约，其交割方式为实物交割，交割地点为路易斯安那州亨利港。美国LNG长期合同的亨利中心期货价格通常为相应月份合约的最终结算价，即该合约在退出日当天（即交割月前一月的倒数第3个工作日）美国东部时间14:00～14:30的加权平均价格。

无价格复议机制

美国LNG长期合同通常无价格复议（Price Review）机制。为保证长期合同价格在合同期内能随着最新市场情况进行调整，亚太地区传统LNG长期合同通常设置定期的（例如每5年一次）价格复议机制（尽管实际谈判难度大，成功案例少）。由于美国LNG长期合同采用成本加成定价模式，生产商获取固定加工收益而不承担市场价格波动风险，因此美国LNG长期合同目前均无价格复议机制。

关于照付不议

在亚太地区传统LNG长期合同下，针对买方接货短缺的合同量（Shortfall Quantity），买方需履行照付不议（Take or Pay）义务，即仍按原合同金额付款，并在后期补提相应的合同量（Make-up Quantity）。在美国LNG长期合同下，针对买方接货短缺的合同量，买方仍按原合同金额付款；但卖方需努力在市场上销售该部分资源（Mitigation Sale），并将销售所得扣除相关成本（例如营销成本）返还买方（如果有超出原合同金额的收益，则由卖方保留，买方不参与收益分配）。在该模式下，相应的合同量不再适用后期补提的机制，这与国际LNG现货贸易机制相同。

美国LNG长期合同赋予买方在一定条件下取消提货的权利，即买方可在一定日期之前通知卖方取消提货（假设提货月为M月，通常需要在M-2月或者M-3月之前），但买方需要支付取消提货费用。

在装运港船上交货方式下，取消提货的费用一般等于液化费，即买方支付液化费保障项目的加工收益后，可提前取消提货。20_年，新冠肺炎疫情导致国际LNG市场供过于求，亚太LNG现货价格处于历史最低水平，美国LNG长期合同买方的提货成本高于采购现货的成本，因而大量美国长期合同资源被取消。

关于合规要求

美国能源部授予美国LNG项目的出口许可，通常明确规定LNG资源的去向及相关要求。美国LNG出口项目在与客户的LNG长期合同中，通常会同样要求客户严格遵守相关规定。

例如，20_年10月16日，美国能源部授予切尼尔公司科珀斯克里斯蒂项目自贸协定国家（FTA）出口许可（DOE/FE Order No. 3164），并明确要求将以下条款列入与买方的LNG购销协议中：“客户或买方确认并同意其购买的该LNG仅向满足以下条件的国家转售或交易，即在美国能源部化石能源办公室于20_年10月16日颁发的第3164号许可中涵盖的国家；和/或买方书面同意将其直接或间接的LNG转售或交易限制在上述国家。客户或买方进一步承诺，一旦所出口的LNG实际完成交货，将向切尼尔公司提交能确认最终目的国的报告；将在任何该LNG转售合同中加入必要条件，以确保切尼尔公司能够知晓实际的出口目的国。”

又如，20_年5月12日，美国能源部授予切尼尔公司科珀斯克里斯蒂项目非自贸协定国家出口许可（DOE/FE Order No. 3638），其中明文规定，该LNG可以被出口至“未与美国签署（要求享有天然气贸易国民待遇的）自贸协定的国家，当前拥有或未来将开发进口LNG的能力，同时美国法律或政策未禁止与其开展贸易。”

综上，美国LNG长期合同对买方的合规要求，一是买方要遵守美国能源部授予该项目出口许可的相关规定，即LNG资源仅出口至已签自由贸易协定的国家或未被美国法律、政策禁止的未签自由贸易协定的国家；二是如果买方转售资源，也需确保其下家遵守相关出口规定；三是买方在卸货完成后，需向LNG出口项目报告该资源的最终卸货目的港；四是如果买方或买方的下家违反相关出口许可，可能要承担因LNG项目出口许可被暂停或撤销的相关责任。

美国LNG长期合同通常还要求买方遵守美国联邦能源监管委员会、美国财政部海外资产控制办公室（OFAC）等相关部门的合规要求。