液化天然氣（LNG）項(xiàng)目作為天然氣資源的一種轉(zhuǎn)移 方式，有效地突破了資源的地理距離限制，將資源富余地 區(qū)的氣態(tài)天然氣轉(zhuǎn)化為液態(tài)天然氣輸送到資源缺乏地區(qū)。 但是，近年來(lái)，隨著國(guó)際能源市場(chǎng)供需形勢(shì)的逆轉(zhuǎn)和全球 經(jīng)濟(jì)發(fā)展速度的放緩，LNG同樣面臨供大于求的局面。截 至2017年6月，美國(guó)已批復(fù)LNG出口項(xiàng)目11項(xiàng)，其中在建7項(xiàng)，待建4項(xiàng)；加拿大已批復(fù)LNG出口項(xiàng)目4項(xiàng)，均處于待 建狀態(tài)。北美LNG項(xiàng)目如何進(jìn)展，可通過(guò)分析項(xiàng)目的價(jià)格生存空間進(jìn)行判斷。
LNG項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)模式
在整個(gè)LNG產(chǎn)業(yè)價(jià)值鏈中，LNG的業(yè)務(wù)定位決定著項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)和運(yùn)營(yíng)模式，目前主要石油公司LNG項(xiàng)目的商業(yè)運(yùn)營(yíng)模式主要有兩種：一種是銷售模式，一種是收費(fèi)模式。
1.1 銷售模式
當(dāng)LNG項(xiàng)目采用銷售模式時(shí)，項(xiàng)目公司作為L(zhǎng)NG產(chǎn)業(yè)鏈的運(yùn)營(yíng)主體，與上游原料氣供應(yīng)商簽訂長(zhǎng)期的原料氣采購(gòu)合同，與中游管道公司簽訂長(zhǎng)期“照付不議”的管輸合同，與下游天然氣用戶簽訂期限不等的供應(yīng)合同，同時(shí)根據(jù)自身狀況和LNG銷售合同類型，決定是否委托船運(yùn)公司簽訂長(zhǎng)期運(yùn)輸合同。項(xiàng)目公司負(fù)責(zé)原料氣采購(gòu)、管輸、液化，LNG船運(yùn)、銷售、市場(chǎng)等一系列業(yè)務(wù)，承擔(dān)整個(gè)產(chǎn)業(yè)鏈可能面臨的各類風(fēng)險(xiǎn)，獲取整個(gè)產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的預(yù)期收益。
1.2 收費(fèi)模式
當(dāng)LNG項(xiàng)目采用收費(fèi)模式時(shí)，項(xiàng)目公司僅作為L(zhǎng)NG產(chǎn)業(yè)鏈的一個(gè)環(huán)節(jié)。下游天然氣用戶或者LNG產(chǎn)品銷售商 在資源地市場(chǎng)自行選擇天然氣資源，與上游開(kāi)發(fā)商簽訂長(zhǎng)期的原料氣供應(yīng)合同，自行組織LNG船運(yùn)或者委托LNG 公司代為組織。下游天然氣用戶與LNG公司簽訂液化收費(fèi) 協(xié)議，委托LNG公司液化天然氣。LNG公司僅負(fù)責(zé)天然氣 液化，向委托方收取液化費(fèi)，不參與原料氣采購(gòu)、運(yùn)輸和LNG產(chǎn)品銷售。LNG公司僅承擔(dān)較低的LNG液化業(yè)務(wù)風(fēng) 險(xiǎn)，只要生產(chǎn)線保持一定的運(yùn)營(yíng)負(fù)荷，即可獲得穩(wěn)定的液化業(yè)務(wù)收入。
可見(jiàn)，LNG項(xiàng)目的投資決策首先要確定業(yè)務(wù)定位， LNG公司在不同商務(wù)模式中擔(dān)任不同的角色，承擔(dān)不同的 風(fēng)險(xiǎn)，獲取不同的效益。在液化收費(fèi)模式中，LNG項(xiàng)目的 收益以液化費(fèi)體現(xiàn)，液化企業(yè)的收益基本與上游原料氣價(jià)和下游LNG銷售價(jià)格無(wú)關(guān)。在銷售模式中，LNG項(xiàng)目的 收益由液化產(chǎn)品和原料氣的購(gòu)銷價(jià)差體現(xiàn)，企業(yè)收益不僅與上游原料氣價(jià)相關(guān)，更與下游LNG產(chǎn)品市場(chǎng)價(jià)格相關(guān)， LNG公司作為整個(gè)價(jià)值鏈的主導(dǎo)者，需要擁有較強(qiáng)的運(yùn)營(yíng)銷售能力，企業(yè)效益需要各環(huán)節(jié)共同保障。
LNG項(xiàng)目投資水平分析
不管是銷售模式還是收費(fèi)模式，研判LNG項(xiàng)目的可行 性，首先要關(guān)注項(xiàng)目的建設(shè)投資水平。近年，在建或已投 資決策的LNG項(xiàng)目單位投資指標(biāo)顯示，不同項(xiàng)目的投資水平差異較大，投資水平是決定液化項(xiàng)目獲利能力的首要因素。其次，LNG產(chǎn)品液化方式、建設(shè)地點(diǎn)、建設(shè)管理等都會(huì)對(duì)建設(shè)投資產(chǎn)生影響。
大型LNG項(xiàng)目裝置的建設(shè)基本采用模塊化設(shè)計(jì)，可 以在管廊、工藝等環(huán)節(jié)嚴(yán)格控制建設(shè)成本。模塊化設(shè)計(jì)的 俄羅斯亞馬爾LNG項(xiàng)目位于北極圈內(nèi)，自然環(huán)境惡劣， 缺乏社會(huì)依托，單套裝置能力為550萬(wàn)噸/年，單位建設(shè)投資1424美元/噸。澳大利亞惠特斯通（Wheatstone）項(xiàng)目設(shè)計(jì)規(guī)模890萬(wàn)噸/年，單位建設(shè)投資3258美元/噸；高庚（Gorgon）項(xiàng)目拖延多年，勞工糾紛，成本超支，單位建設(shè)投資達(dá)到3333美元/噸。對(duì)比亞馬爾項(xiàng)目與高庚項(xiàng)目，兩個(gè)項(xiàng)目液化規(guī)模相當(dāng)，后者的建設(shè)投資水平高出150%。莫桑比克CoralFLNG項(xiàng)目液化船的生產(chǎn)規(guī)模330萬(wàn)噸/年，單位投資1853美元/噸（見(jiàn)表1）。
北美原料氣價(jià)格水平分析
北美地區(qū)天然氣資源豐富，原料氣價(jià)格不受政府監(jiān)管，完全由市場(chǎng)供給和需求決定。在美國(guó)，LNG項(xiàng)目原料氣價(jià)格主要掛靠亨利中心（HenryHub）價(jià)格和紐約商業(yè)交易所（NYMEX）天然氣期貨合約價(jià)格，其水平高低受天然氣資源及項(xiàng)目開(kāi)發(fā)進(jìn)程影響。在加拿大，天然氣儲(chǔ)量、生產(chǎn)與交易主要集中在加西部，艾伯塔能源公司（AECO）通過(guò)該省南部大型存儲(chǔ)中心為生產(chǎn)商和購(gòu)買方 提供天然氣交易服務(wù)，原料氣價(jià)格基本與AECO價(jià)格關(guān) 聯(lián)。加拿大對(duì)外天然氣出口只輸往美國(guó)，所以AECO價(jià)格與亨利中心價(jià)格、NYMEX價(jià)格具有緊密的聯(lián)動(dòng)關(guān)系。由 于加拿大天然氣出口目的地唯一、天然氣資源豐富、天然 氣開(kāi)采供應(yīng)成本低、天然氣生產(chǎn)商眾多以及天然氣市場(chǎng)和 管網(wǎng)相對(duì)發(fā)達(dá)等因素，多年來(lái)AECO氣價(jià)一直低于亨利中心氣價(jià)。
近年來(lái)，亨利中心價(jià)格與WTI油價(jià)的關(guān)聯(lián)性較小， 尤其在2009年之后，兩者的價(jià)格相關(guān)性進(jìn)一步減弱（見(jiàn)圖1）。
因此，要建立北美原料氣價(jià)格與油價(jià)的關(guān)系只能從其他方面著手。
通過(guò)2013年1月－2017年10月的亨利中心和AECO天然氣價(jià)格、WTI和布倫特油價(jià)的對(duì)比發(fā)現(xiàn)，AECO天然氣 價(jià)格略低于亨利中心價(jià)格和NYMEX價(jià)格，近年基本維持 在0.6美元/百萬(wàn)英熱單位上下的價(jià)差（見(jiàn)圖2）。
反映原料氣與原油價(jià)格的關(guān)系，可選擇該區(qū)間內(nèi)數(shù) 據(jù)，建立價(jià)格比價(jià)關(guān)系式。那么，北美原油和天然氣、不同天然氣結(jié)算點(diǎn)之間就可形成如下數(shù)據(jù)關(guān)系：亨利中心價(jià)格＝WTI油價(jià)/20AECO價(jià)格＝亨利中心價(jià)格－0.6WTI油價(jià)＝布倫特油價(jià)－5當(dāng)然，如果價(jià)格分析數(shù)據(jù)選擇的時(shí)間區(qū)間不同，各類價(jià)格之間的掛靠系數(shù)或者升貼水大小也不相同。以WTI油價(jià)與布倫特油價(jià)為例，2016－2017年，兩者的貼水約為2美元/桶。近期的數(shù)據(jù)規(guī)律需要綜合新情況判斷，力求較合理地預(yù)判項(xiàng)目未來(lái)運(yùn)營(yíng)情況。
國(guó)際市場(chǎng)LNG產(chǎn)品價(jià)格現(xiàn)狀
2016年，亞太地區(qū)進(jìn)口LNG占世界LNG貿(mào)易總量的70%，主要來(lái)自卡塔爾、澳大利亞、馬來(lái)西亞、印度尼西亞、俄羅斯、巴布亞新幾內(nèi)亞等地，美國(guó)LNG供應(yīng)只占亞太地區(qū)進(jìn)口的0.29%。
4.1 LNG長(zhǎng)貿(mào)合同呈現(xiàn)幾個(gè)新特點(diǎn)
目前，亞太地區(qū)LNG產(chǎn)品長(zhǎng)貿(mào)合同定價(jià)基本以日本一 攬子進(jìn)口原油（JCC）價(jià)格為基準(zhǔn)，部分項(xiàng)目會(huì)參考?xì)怏w出口地的氣價(jià)，例如美國(guó)的亨利中心天然氣價(jià)格，最終形 成一種混合型的定價(jià)公式：
LNG到岸價(jià)格＝A×JCC價(jià)格＋BLNG到岸價(jià)格＝60%×（A×JCC價(jià)格＋B）＋40%×（C×亨利中心價(jià)格＋D）式中A、C分別為掛靠油價(jià)和氣價(jià)的系數(shù)，B、D為常數(shù)項(xiàng)。A、B、C、D的大小由購(gòu)銷雙方根據(jù)市場(chǎng)行情談判確定。
實(shí)際執(zhí)行的合同中，多數(shù)LNG產(chǎn)品長(zhǎng)貿(mào)合同掛靠一定月度區(qū)間的平均油價(jià)，可能是3個(gè)月、6個(gè)月、9個(gè)月或者12個(gè)月。選擇以往月度期內(nèi)的平均油價(jià)作為L(zhǎng)NG產(chǎn)品價(jià)格的基準(zhǔn)油價(jià)可以有效平抑LNG貿(mào)易價(jià)格的波峰和波谷，從而減少價(jià)格上漲過(guò)快造成的下游用戶負(fù)擔(dān)，也可減輕因價(jià)格急速下跌對(duì)上游用戶生產(chǎn)安排的不利影響。近10年，亞太地區(qū)LNG長(zhǎng)貿(mào)合同經(jīng)歷了不同發(fā)展時(shí)期：2008－2012年是LNG長(zhǎng)貿(mào)合同的活躍期，10多項(xiàng)LNG長(zhǎng)貿(mào)合同完成簽訂；2013－2015年是冷凍期，基本沒(méi)有新的長(zhǎng)貿(mào)合同達(dá)成協(xié)議；2016年至今屬于緩慢復(fù)蘇期�；钴S期內(nèi)簽訂的長(zhǎng)貿(mào)合同掛靠JCC油價(jià)的系數(shù)基本在14%以上，最高可達(dá) 16%，常數(shù)項(xiàng)在0.4～0.74美元/百萬(wàn)英熱單位之間；復(fù)蘇期內(nèi)掛靠系數(shù)下降到11%～12%，常數(shù)項(xiàng)大小因項(xiàng)目情況各不相同。2016年起的復(fù)蘇期呈現(xiàn)如下新特點(diǎn)。
（１）合同價(jià)格水平明顯降低。2016年后簽訂的LNG長(zhǎng) 貿(mào)合同，在JCC油價(jià)40～80美元/桶條件下，對(duì)應(yīng)掛靠系數(shù)相對(duì)于活躍期價(jià)格公式的系數(shù)下降了1/3（見(jiàn)圖3）。
（２）合同期限進(jìn)一步縮短。2016年以來(lái)，亞太地區(qū) 簽訂了多項(xiàng)5～15年的長(zhǎng)貿(mào)合同，很多LNG購(gòu)買方只接受5 年的短期合同。相對(duì)于活躍期內(nèi)動(dòng)輒20年、25年的長(zhǎng)期合 同，現(xiàn)階段購(gòu)買方對(duì)10年期以上的長(zhǎng)貿(mào)合同缺乏興趣。
（３）價(jià)格公式掛靠類型多樣化。除了傳統(tǒng)做法，例如亞太采用掛靠JCC油價(jià)定價(jià)公式，北美出口LNG采用的和JCC油價(jià)混合定價(jià)公式，另外，歐洲市場(chǎng)開(kāi)始直接掛靠布倫特油價(jià)，北美市場(chǎng)開(kāi)始直接掛靠亨利中心氣價(jià)或者同時(shí)簽訂兩種價(jià)格公式，交付時(shí)以價(jià)低者為準(zhǔn)，即，LNG到岸價(jià)格＝A×亨利中心價(jià)格＋B，或者LNG到岸價(jià)格＝C×JCC。原料氣價(jià)格開(kāi)始在LNG長(zhǎng)貿(mào)合同中發(fā)揮作用，資源地
原料氣價(jià)格一定程度上決定著LNG產(chǎn)品的價(jià)格。
4.2 未來(lái)5年LNG到岸價(jià)格掛靠系數(shù)預(yù)期
根據(jù)IHS等相關(guān)機(jī)構(gòu)的預(yù)測(cè)，未來(lái)5～7年全球LNG產(chǎn)能將激增50%，達(dá)到4億噸/年以上；同期全球LNG需求增量最多1億～1.2億噸，未來(lái)LNG市場(chǎng)供需必將影響長(zhǎng)貿(mào)合 同的議價(jià)能力。
2017年，中東、遠(yuǎn)東和澳大利亞3個(gè)主要產(chǎn)區(qū)的LNG離岸價(jià)格下降較大，基本在4美元/百萬(wàn)英熱單位的水平（見(jiàn)圖4），中國(guó)、日本、韓國(guó)和中國(guó)臺(tái)灣地區(qū)LNG到岸價(jià)格在5.2～8.3美元/百萬(wàn)英熱單位之間。綜合原有活躍期簽訂的高價(jià)長(zhǎng)貿(mào)合同和現(xiàn)有低價(jià)現(xiàn)貨情況，對(duì)應(yīng)JCC油價(jià)估算LNG到岸價(jià)格的掛靠系數(shù)在9%～15%之間。結(jié)合LNG貿(mào)易公司對(duì)亞太地區(qū)潛在LNG購(gòu)買方的需求調(diào)研結(jié)果，預(yù)計(jì)未來(lái)5年，LNG長(zhǎng)貿(mào)合同到岸價(jià)格掛靠JCC油價(jià)的系數(shù)在10%～12%之間；短期內(nèi)，亞太地區(qū)用戶樂(lè)意接受的LNG 長(zhǎng)貿(mào)合同價(jià)格，到岸價(jià)格公式JCC油價(jià)掛靠系數(shù)為11.5%。
4.3 海運(yùn)里程影響北美不同地區(qū)LNG項(xiàng)目
LNG的海運(yùn)費(fèi)與國(guó)際市場(chǎng)供需形勢(shì)和LNG運(yùn)輸船保有量相關(guān)。加拿大西海岸距離日本的海運(yùn)里程約7286海里，LNG船運(yùn)費(fèi)1.1美元/百萬(wàn)英熱單位；美國(guó)墨西哥灣距離日本的海運(yùn)里程在17000海里以上，LNG船運(yùn)費(fèi)達(dá)3.5美元/百萬(wàn)英熱單位。僅看海運(yùn)成本，相對(duì)美國(guó)東海岸和墨西哥灣地區(qū)的LNG項(xiàng)目，加拿大、美國(guó)西海岸的項(xiàng)目競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)明顯。亞太地區(qū)LNG產(chǎn)品的主要供應(yīng)來(lái)源地澳大利亞、中東等地的運(yùn)輸成本低廉，美國(guó)墨西哥灣的LNG產(chǎn)品競(jìng)爭(zhēng)力仍然較弱。北美LNG項(xiàng)目所處地理位置及其面對(duì)的銷售市場(chǎng)，是此類項(xiàng)目投資決策的一個(gè)關(guān)鍵因素（見(jiàn)表2）。
LNG項(xiàng)目?jī)r(jià)格生存空間分析
在全球LNG供需形勢(shì)影響下，北美地區(qū)原料氣價(jià)格走勢(shì)、主要消費(fèi)地LNG長(zhǎng)貿(mào)價(jià)格接受水平、資源國(guó)財(cái)稅政策以及LNG項(xiàng)目建成投產(chǎn)后擬采用的運(yùn)營(yíng)模式共同決定著該地區(qū)LNG項(xiàng)目的發(fā)展。如果新建LNG項(xiàng)目采取收費(fèi)模式運(yùn)營(yíng)，純加工廠屬性的LNG項(xiàng)目首先需要滿足項(xiàng)目投資者所要求的最低投資回報(bào)。在北美地區(qū)，液化加工廠項(xiàng)目與油氣輸送管道同樣屬于政府管制類的壟斷行業(yè)，投資者回報(bào)水平被固定在較低標(biāo)準(zhǔn)。目前，加拿大和美國(guó)受管制天然氣資產(chǎn)投資回報(bào)率在5%～7%之間，LNG項(xiàng)目與天然氣管輸、燃?xì)夥⻊?wù)項(xiàng)目投資回報(bào)率類似，即應(yīng)在6%左右，否則將無(wú)法吸引投資者青睞。
5.1 LNG項(xiàng)目的基準(zhǔn)成本估算
氣源成本、LNG工廠投資水平確定后，結(jié)合LNG液化工程可能的運(yùn)營(yíng)成本、資源國(guó)財(cái)稅政策和投資者期望的收益水平，即可確定LNG項(xiàng)目的靜態(tài)基準(zhǔn)成本，只有LNG 產(chǎn)品在市場(chǎng)上的價(jià)格大于項(xiàng)目的靜態(tài)基準(zhǔn)成本時(shí)，項(xiàng)目才具備生存的空間。
假設(shè)某LNG項(xiàng)目采用獨(dú)立的收費(fèi)模式，銷售業(yè)務(wù)在液 化廠之外運(yùn)作，模擬分析北美地區(qū)LNG項(xiàng)目的價(jià)格生存空 間，具體參數(shù)如下：（1）生產(chǎn)規(guī)模1000萬(wàn)噸/年，生產(chǎn)期30 年，由于規(guī)模大、運(yùn)營(yíng)期長(zhǎng)，單位產(chǎn)量建設(shè)投資可以保持較低水平，約0.75美元/百萬(wàn)英熱單位；（2）原料氣采購(gòu)成本按上述北美原料氣與油價(jià)的比價(jià)關(guān)系計(jì)算；（3）北美內(nèi)陸省份的氣田至沿海LNG廠的運(yùn)費(fèi)為0.75美元/百萬(wàn)英熱單位；（4）LNG廠液化運(yùn)行成本0.6美元/百萬(wàn)英熱單位；（5）在6%基準(zhǔn)收益率下，LNG廠投資的單位回報(bào)（液化費(fèi)收入）約 2.5美元/百萬(wàn)英熱單位；（6）前往亞太地區(qū)的海運(yùn)費(fèi)為1美元/百萬(wàn)英熱單位；（7）LNG到岸銷售價(jià)格按照與JCC油價(jià)掛靠系數(shù)11.5%考慮。
根據(jù)項(xiàng)目基準(zhǔn)成本和最低投資回報(bào)測(cè)算，如果未來(lái)油價(jià)無(wú)法達(dá)到70美元/桶以上，或者LNG到岸銷售價(jià)格無(wú)法達(dá)到11.5%以上的JCC油價(jià)掛靠系數(shù)，那么此類液化項(xiàng)目不具備市場(chǎng)生存的空間，從而無(wú)法讓投資者做出相應(yīng)的投資決策（見(jiàn)表3）。
如果2025年后國(guó)際市場(chǎng)布倫特油價(jià)保持70美元/桶的水平，則LNG液化項(xiàng)目對(duì)應(yīng)的基準(zhǔn)成本和回報(bào)要求如圖5所示，其中液化費(fèi)由單位投資、工廠單位運(yùn)行成本、投資者最低回報(bào)下液化廠應(yīng)收液化費(fèi)收入構(gòu)成。 如果項(xiàng)目選擇銷售模式，液化廠不單獨(dú)收取液化費(fèi)， 液化廠運(yùn)行成本和折舊全部納入項(xiàng)目運(yùn)行總成本，那么該項(xiàng)目的收益高低完全依賴于項(xiàng)目經(jīng)營(yíng)的整體效益實(shí)現(xiàn)結(jié) 果。液化項(xiàng)目的投資風(fēng)險(xiǎn)全部依賴于LNG產(chǎn)品價(jià)格，投資者無(wú)法首先收取固定回報(bào)收益。
5.2 北美LNG項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的決定因素
綜上所述分析，目前北美地區(qū)LNG項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性取決 于以下幾個(gè)方面。
一是天然氣原料氣的價(jià)格能否維持在2～3美元/百萬(wàn) 英熱單位水平。北美地區(qū)天然氣資源豐富，尤其是美國(guó)頁(yè) 巖氣的大規(guī)模低成本開(kāi)采，使美國(guó)由天然氣進(jìn)口國(guó)轉(zhuǎn)變?yōu)?出口國(guó)，加上加拿大豐富的非常規(guī)天然氣資源儲(chǔ)量，該地 區(qū)天然氣長(zhǎng)期穩(wěn)定的低價(jià)格具有堅(jiān)固的資源基礎(chǔ)。但是投 資者對(duì)投資回報(bào)的考慮影響著資源開(kāi)發(fā)的整體部署和節(jié)奏，從而影響原料氣的價(jià)格。
二是LNG項(xiàng)目距離氣源地的遠(yuǎn)近。北美地區(qū)天然氣管網(wǎng)發(fā)達(dá)，天然氣運(yùn)輸基本不存在障礙，但是新建管道受聯(lián)邦政府和州政府法律法規(guī)以及原住民訴求等外部條件約束。當(dāng)資源地距離主干管網(wǎng)較遠(yuǎn)時(shí)，上游開(kāi)發(fā)項(xiàng)目需新建短途管道，再經(jīng)干線管網(wǎng)輸送至沿海港口區(qū)域的LNG工廠。氣源地至液化廠的距離遠(yuǎn)近一定程度上影響著LNG產(chǎn)品成本。
三是LNG項(xiàng)目建設(shè)投資水平和投資者要求的最低收益水平。澳大利亞等地的很多LNG項(xiàng)目因?yàn)閯诠ぜm紛、 政府行政批文、建設(shè)施工管理等多方面原因，造成陸基項(xiàng)目建設(shè)投資遠(yuǎn)超海上浮式LNG項(xiàng)目造價(jià)。因此，優(yōu)化設(shè) 計(jì)、良好的建設(shè)項(xiàng)目管理和風(fēng)險(xiǎn)預(yù)期及規(guī)避，都是項(xiàng)目建 設(shè)過(guò)程應(yīng)該重視的問(wèn)題，成本投資控制得好，可使項(xiàng)目的 獲利空間進(jìn)一步加大。除建設(shè)投資以外，液化費(fèi)水平還受 投資者對(duì)項(xiàng)目的回報(bào)期望影響，如果LNG項(xiàng)目不能帶來(lái) 類似行業(yè)市場(chǎng)的平均回報(bào)率，投資者就會(huì)放棄此類項(xiàng)目轉(zhuǎn)向其他行業(yè)。
四是項(xiàng)目不同類型運(yùn)營(yíng)模式的稅費(fèi)負(fù)擔(dān)。美國(guó)與加拿 大的法律體系健全，市場(chǎng)規(guī)則完善，財(cái)稅制度透明，政府管理規(guī)范。LNG項(xiàng)目是單純的液化加工企業(yè)，還是液化銷售一體化的企業(yè)，決定著其適用的稅率水平。
五是LNG產(chǎn)品的實(shí)現(xiàn)價(jià)格。LNG項(xiàng)目是否可行、能否生存，最重要的影響因素是LNG市場(chǎng)行情，LNG銷售 實(shí)現(xiàn)價(jià)格最終決定著項(xiàng)目命運(yùn)。原則上，LNG項(xiàng)目在做出 最終投資決策之時(shí)，應(yīng)該與潛在購(gòu)買方就銷售協(xié)議相關(guān)內(nèi) 容達(dá)成共識(shí)，基本落實(shí)銷售價(jià)格公式。從目前市場(chǎng)情況來(lái) 看，11%左右的JCC油價(jià)掛靠系數(shù)使北美很多LNG項(xiàng)目擱置，只有JCC油價(jià)掛靠系數(shù)恢復(fù)到12%以上，此類項(xiàng)目才 能迎來(lái)發(fā)展的春天。
（本文轉(zhuǎn)自《國(guó)際石油經(jīng)濟(jì)》2018 vol.26 No.2）
China
English
