摘要：碳中和LNG是天然气行业应对能源转型的创新之举，伴随着多船碳中和LNG交易的探索性开展，其作为绿色转型的抓手为国际石油公司所青睐。在重点分析了碳中和LNG贸易的发展趋势、特点以及面临挑战的基础上，对中国参与碳中和LNG贸易提出对应建议。研究认为，碳中和LNG具有一定的市场增长潜力，贸易价格将主要受碳价和LNG市场供需影响，但是目前还存在碳排放量难监测、碳减排认证不完善、价格传导不顺畅等实际问题。建议企业积极关注全球碳中和LNG的发展趋势，利用市场化的手段降低碳中和LNG进口成本，中国政府部门加快完善碳市场体系，支持碳中和LNG贸易发展。
0 引言
“碳中和LNG”是指在LNG上游开采、处理、液化、运输、再气化以及最终使用中排放的CO2以生态碳汇、可再生能源发电、碳捕捉等方式抵消，从而实现LNG价值链的零碳排。作为一种新兴的LNG贸易模式，碳中和LNG能够使重点用能行业更快地实现清洁生产和低碳排放目标，也有利于提高天然气在未来能源结构中的占比，具有十分广阔的发展前景。本文分析了全球碳中和LNG贸易的特点和发展趋势，总结了贸易中存在的薄弱环节和面临挑战，对中国企业参与碳中和LNG进口提出建议。
1 特点及发展趋势
1.1 碳中和LNG在全球LNG现货贸易中占比低，2025年有望达10%～15%
2019年6月，荷兰皇家壳牌集团（简称壳牌）宣布与东京瓦斯株式会社（简称东京燃气）和韩国GS能源达成全球首批碳中和LNG贸易。截至2021年6月，全球累计完成21船碳中和LNG交易［1］，交易规模约147×104 t（以每船7×104 t计算），均为现货。其中，2021年1月至6月完成13船交易，占全球同期LNG现货贸易的2%。在新签长期合同中，新加坡分别与卡塔尔石油公司［2］、雪佛龙股份有限公司［3］和BP（英国石油公司）［4］签署了碳中和LNG长贸，要求每船LNG提供从井口到目的地的碳排放报告，当然这不是真正意义上的碳中和。2021年4月，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）与壳牌签署全球首份碳中和LNG长贸［5］，协议中每船LNG都将抵销LNG从勘探开发到最终消费产生的CO2排放，实现LNG全生命周期碳中和。
目前壳牌、道达尔能源公司（简称道达尔）、BP、Woodside（伍德赛德石油公司）、JERAGM（JERA Global Markets公司）、Santos（澳大利亚桑托斯公司）等众多公司都在积极参与碳中和LNG贸易。未来LNG贸易将趋于“标签化”，每船货物都会附带碳排放证书和标记是否为“碳中和”产品，贸易环节增加碳排放监测和碳抵消，合同中增加“碳中和”条款，LNG贸易模式正在发生改变［6］。预计2021年，碳中和LNG贸易总量将同比翻两番。2025年，碳中和LNG将占全球LNG现货贸易的10%～15%，中国进口量将达300×104～500×104t，相当于减少CO2排放1 200×104～2 000×104 t，有能力成为中国实现“双碳”目标的重要辅助手段。
1.2 碳中和LNG存在“绿色溢价”，未来将与碳价紧密联动
碳中和LNG要购买生态碳汇或者碳配额指标，贸易价格高于传统LNG，这部分“绿色溢价”是基于抵消项目的投资成本或者碳市场交易价格。一标准船LNG从开采到最终使用共排放22×104～30×104 t二氧化碳当量，CO2抵消成本为7～10美元/t，相当于溢价0.4～0.8美元/MMBtu。若按碳市场交易价格计算，2021年7月中国的全国碳排放权交易市场正式上线，第一周交易均价51元/t，折合溢价0.5～0.7美元/MMBtu；2021年7月欧洲碳市场交易价格始终维持在50欧元/t以上，折合溢价3.7～5美元/MMBtu。据悉，道达尔从澳大利亚Ichthys LNG向我国出口的碳中和LNG溢价约0.75美元/MMBtu。
溢价体现了碳中和LNG在应对气候变化中的特殊价值，不论是利用低碳技术减少上游生产中的碳排放，还是购买碳汇抵消，碳中和费用都会反映到贸易价格。碳中和LNG为提高对替代能源的竞争力，需要与碳交易市场建立互联机制，将溢价幅度缩小至碳价水平以内。若按照中国国内碳市场的0.7美元/MMBtu溢价测算，中国每进口100×104 t碳中和LNG将增加资源成本3 600×104美元（约合2.3×108元人民币）。
1.3 碳中和LNG市场集中度高，最终交易价格取决于市场供需
碳中和LNG资源掌握在国际大石油公司手中，壳牌是最早供应碳中和LNG的公司，占目前全球交易量的40%。主要是因为碳中和LNG的贸易环节复杂，对供应商的资金实力、运营能力、低碳技术、商业声誉要求较高，国际大石油公司具有先发优势。进口国主要集中在中国、日本、韩国、新加坡、印度等亚洲国家，欧洲国家参与较少。具体买家来自各国的主要LNG进口商，包括中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）、台湾中油股份有限公司、东京燃气、韩国GS能源和新加坡Pavilion Energy等。中国进口的碳中和LNG全部为中国海油和中国石油采购。日本和韩国的风能及光能有限，在实现碳中和目标过程中还需要碳中和LNG。2021年3月，以东京燃气为主导的15家日本公司成立碳中和LNG采购联盟［7］，东京燃气负责国际资源采购，再分销给化工、汽车、城市燃气等下游用户，希望扩大碳中和LNG的利用范围，提高与国际供应商的议价能力。
碳中和LNG的集中度高于传统市场，谁能主导议价权尤其重要。买卖双方对“绿色溢价”的承担比例，取决于LNG市场供需形势。当前市场还处于培育期，供应商可能承担大部分的碳抵消成本。随着碳市场成熟和低碳技术发展，预计碳中和费用会有所下降，参与者将根据LNG生命周期的碳排放比例，共同承担溢价。如果LNG市场和碳配额偏紧，碳中和LNG也将有涨价风险。
2 碳中和LNG贸易面临的挑战
碳中和LNG出现时间短、贸易规模小、发展不完善，参与公司更多出于履行社会责任、塑造企业形象、抢占市场先机等目的。在实际交易中，存在碳排放量难监测、碳减排认证不完善、价格传导不顺畅等问题。
2.1 碳排放监测难，尚未形成统一的计量报告标准
在整个LNG价值链中，CO2排放集中在上游开发和最终使用。具体看，上游开发占比为13%～20%，液化和运输占比为1%～4%，气化过程占比为0%～3%，最终使用占比为75%～85%。90%的碳中和LNG交易都会抵消各个环节的碳排放，不过JERAGM向印度出口的碳中和LNG仅抵消了下游使用LNG所产生的排放量，不包含生产、液化、运输、气化相关的CO2排放。
《温室气体议定书》（GGP）将LNG的碳排放划分为三个范畴，一是燃烧LNG产生的直接排放，二是外购电力对应发电用气产生的间接排放，三是生产运输等环节的间接排放［8］。但在实际操作中，LNG行业尚未对碳排放的计量、报告标准达成共识，涉及到的环节和部门很多，监测过程较为复杂，可能出现重复计算、漏算和各环节边界不清等问题。同时，LNG贸易商对上游或下游业务没有控制权，他们很难监测所有环节的碳排放，反而是一体化LNG供应商能更好地进行全流程监测。
2.2 碳减排认证不完善，碳信用额能否计入减排指标存在不确定性
全球有10个以上的自愿碳减排认证机制，碳中和LNG可以从不同机制中选择项目抵消碳排放。国际上使用较多的是核证碳标准（VCS）、联合国清洁发展机制（CDM）和黄金认证减排标准（Gold Standard）［9］等。中国海油进口的碳中和LNG是通过VCS标准的青海和新疆植树项目、河北固原风电项目，REDD+（通过减少砍伐森林和减缓森林退化而降低温室气体排放，"+"的含义是增加碳汇）标准的津巴布韦造林项目进行碳排放抵消。
有些减排机制的交易规模较小，各个国家对不同机制的认可程度不一，购买的碳信用额能否计入减排和额外减排指标还存在不确定性。不同抵消项目的碳价差别较大，具体取决于项目的投资成本。已完成的碳中和LNG均通过国际碳市场进行，没有在中国交易所购买碳信用额。同时，全国碳市场刚刚启动，碳交易体系及相关法律法规还不完善，实际交易中还存在挑战［10］。为了保障能源进口与碳减排目标的一致性，中国碳市场还要不断完善交易机制，加强与其他碳减排认证机制的联系，解决国际碳减排互认问题。
2.3 价格传导机制不畅，下游市场积极性不高
企业从国际市场采购碳中和LNG一定存在溢价，价格明显高于传统的LNG产品，但是涨幅能否传导至下游用户是企业开展碳中和业务的担忧之一。目前来看，中国提出“双碳”目标的时间不久，具体实施路径还在制定，碳排放权交易机制处于顶层设计和初步发展阶段，碳中和产品与中国碳交易市场还未建立有效的联动关系，下游用户对碳中和LNG的敏感性和购买意愿不强，对溢价的承受能力和意愿有限。
2020年9月，中国首批碳中和LNG在上海石油天然气交易中心进行线上竞拍。计划竞拍的碳中和LNG资源13×104 t，实际成交量为计划量的一半（6.8×104 t），成交均价3 027元/t。对比去年同期LNG出厂和出站价，此次竞拍价格与普通LNG无异。尽管交易中心延后了竞拍时间、降低了摘单量门槛，但最终成交不甚理想，交投不足，缺少溢价。国内市场对碳中和LNG的接受度较低，碳中和概念对碳配额充裕的终端用户的经济意义不大，短期内“绿色溢价”难以完全传导至下游。
3 参与碳中和LNG贸易的建议
“十四五”期间，碳中和LNG将成为新的国际天然气贸易形式，这不仅是能源转型背景下刺激天然气需求的重要路径，也与中国“双碳”目标协调统一。随着天然气市场竞争日趋激烈，越来越多市场主体在积极谋划进口LNG［11］。中国企业应积极关注全球碳中和LNG的发展趋势，着手布局资源进口，利用市场化的手段降低碳中和LNG进口成本，让其成为天然气业务新的增长点。同时，中国也要加快全国碳市场交易体系的建设，出台相关法律法规，明确交易规则，以税收优惠和金融支持等方式鼓励碳中和LNG贸易的发展。
3.1 关注碳中和LNG发展趋势，做好进口准备
中国是碳中和LNG的重点目标市场，油气公司要积极承担绿色低碳的企业社会责任，将发展碳中和LNG作为拓宽天然气市场的良好契机。建议企业要提高对国际LNG市场和碳交易市场的研判能力，及时跟踪全球碳中和LNG贸易进展和最新趋势，熟悉掌握碳中和LNG的贸易规则，与主要的国际资源供应商建立密切联系，对碳监测和碳排放数据的准确性和完整性提出严格要求，有序规划现货进口和新签长约比重，为参与碳中和LNG提前做好准备。
3.2 运用市场化手段，降低碳中和LNG进口成本
成本是限制碳中和LNG市场发展的主要因素，而这与碳价和碳抵消费用密切相关。建议企业尽快开展碳减排机制的相关研究，了解不同机制的碳抵消项目分布及抵消成本。企业要主动成为碳交易市场的参与者，助推中国形成具有国际影响力的碳价格，增强对碳中和LNG的定价权，同时要利用绿色金融投资生态碳汇项目，降低碳中和LNG的“绿色溢价”和综合进口成本，提高碳中和LNG在替代燃料中的价格竞争力。
3.3 完善碳交易市场体系，鼓励支持碳中和LNG贸易发展
碳市场的建设直接影响中国“双碳”目标的实现和碳中和LNG的发展前景。建议加快推进碳市场和碳交易体系的建设，吸纳更多行业和更多企业参与交易。出台有关管理条例和法律法规，完善交易机制和交易规则，加强对监测、报告和核准机制、碳配额分配机制的监督评估。推动CCER（国家核证自愿减排量）自愿减排机制和碳配额交易的协同发展，开展国际间碳减排互认机制的研究。充分调动能源企业参与碳减排的积极性，通过税收优惠和金融支持等政策，鼓励上游企业和下游用户购买碳中和LNG产品，逐步理顺碳中和贸易中的价格传导机制。
