(一)政治風險及對策

對于大型能源類投資貿易項目，美國外國投資委員會(CFIUS)和能源部(DOE)等已有非常嚴格的限制規定。而自2018年以來，中美貿易摩擦不斷。在一定階段，擴大對美包括液化天然氣在內的能源進口、以減少中國對美順差，曾經是中美雙方為加強合作、緩和矛盾而達成的共識之一。但是，隨著貿易摩擦的升級，一方面，美國政府對中國的投資貿易行為進行了更為嚴格的限制;另一方面，我國對美國能源的進口政策也存在較強的策略性和波動性。

2017年底，中美雙方企業簽訂大量能源投資項目，截至目前很多都處于前期協議階段、并無實質性進展，受到兩國大的政治、經濟貿易環境影響較大。對此，我們認為，企業的經營決策必須以國際國內的政治環境為前提。特別是在當前貿易摩擦懸而未決的階段，我國的天然氣進口主體以國有大型能源企業為主，盡管從美國進口液化天然氣有利于多元化我國的天然氣供應結構，但是，我們的液化天然氣進口必須符合國家的整體利益、必須與國家的要求保持高度一致，否則，將面臨巨大的風險。必要的時候，對美天然氣進口業務還可以成為解決中美貿易摩擦的重要手段。此外，對于在貿易沖突過程中，國家加征25%關稅問題，要及時掌握政策走向，合理調整船期，規避關稅風險。同時，要積極尋找中東、澳大利亞、俄羅斯等地的替代氣源，以滿足國內用能旺季時期的保供要求。

(二)價格風險及對策

進口液化天然氣的價格風險主要有兩個方面：

1美國液化天然氣的競爭力。

一是定價方式的不同帶來的市場風險。美國出口液化天然氣的定價方式和傳統的定價方式不同，美國液化天然氣的FOB價格一般在HenryHub(亨利樞紐)價格的基礎上浮動一定比例、再加上固定費用。雖然近年來美國天然價格低廉、穩定在3美元左右，但長期來看，其價格仍然有較大的波動性;傳統的液化天然氣主購銷長期合同一般都在5年以上、甚至長達20年，HenryHub的定價權又掌握在美國手中，這些價格不確定性無疑需要慎重對待。此外，由于傳統的亞太液化天然氣價格和原油掛鉤，而這個價格和HenryHub價格的變化雖然長期趨勢基本一致，但在局部時段還是有波動差異的，這種差異既會帶來一定額外收益，也會帶來一定的操作風險。

二是運距問題。目前，我國液化天然氣主要進口地是澳大利亞、卡塔爾、東南亞等。在運距上，美國液化天然氣相比澳大利亞有天然的劣勢,澳大利亞東部到廣州港的距離約為墨西哥灣到廣州港距離的1/3。根據有關數據顯示，2017年中國液化天然氣進口均價約為7.44美元/百萬英熱單位，美國為8.06美元/百萬英熱單位、澳大利亞為6.91美元/百萬英熱單位。這在市場緊張的時候并不重要，但市場寬松時會有較大風險。

對此，要根據目標市場的運行特征，選擇最有利于己方的計價公式和參照標準，風險盡量由己方控制。此外，要采用天然氣期貨等工具，對沖市場波動風險。在這里，運距的問題在天然氣相對緊缺時期其實并不重要，這時天然氣需求的價格彈性很低;當然，在市場寬松時期，對美國氣源的成本要求必須要對其他國家的氣源有競爭力。

2.國內的天然氣銷售價格機制。

我國目前的天然氣銷售價格機制主要分為三類，即門站銷售價格、大客戶直供和市場化定價，其中，管道氣主要采用門站銷售價格，液化天然氣原則上市場化定價。大客戶直供尚未大規模推廣。門站基準價格是國家對每個省制定的天然氣銷售指導價格，供需雙方可以基準門站價格為基礎，在上浮20%、下浮不限的范圍內協商確定具體各省的門站價格(福建試點改革除外)。三桶油等以此基礎價格將天然氣銷售給各地燃氣公司，后續的分銷到居民及工商業的銷售價格由各級物價部門因地制宜制定、往往會有最高限價。

目前看，此種方式還是國內主流的天然氣銷售價格形成機制。根據國家有關規定，液化天然氣價格、煤層氣價格等由市場形成，但若液化天然氣進入長輸天然氣管道，則需執行政府指導下的門站價格。近年來，為降低實體經濟成本，國家在持續調低門站價格。因此，如果進入長輸管道銷售、參照門站銷售價格機制執行價格，根據已經發生的情況，進口美國液化天然氣的成本是很難滿足這個要求的。

一旦進口的液化天然氣在銷售不暢或者出現“保供”需求而必須進入管道銷售的時候，這對于企業經營而言是較大的風險，需要嚴格控制成本。對此，如果美國氣源競爭力相對較弱，為避免虧損，目標市場要盡量選擇高價區和市場化程度較高的區域，這些區域主要是東南沿海。一是我國的能源消費價格一般呈現東高西低、南高北低的分布走向。這些區域(除海南外)的門站價格在2元/立方米左右，相對其他區域較高。二是這些區域天然氣市場化程度較高，交通運輸及工業用氣量較大，價格承受能力較強，天然氣進口液來液走的模式更為普遍。否則，關稅增加帶來的成本增長更難消化。

(三)合同履約風險及對策

眾所周知，在頁巖氣革命之前，美國其實是一個傳統的天然氣進口大國，墨西哥灣存在較多的液化天然氣進口接收終端。而在近幾年，情況發生了逆轉性的變化：美國要建設大量的出口液化天然氣終端來滿足其出口要求。那么，美國就需要建設大量新的或者改造原有的液化天然氣終端。

在真正進行投資建設之前，投資方主要先行確定市場才能獲得開工許可，也就是說出口液化天然氣建設項目需要先行鎖定客戶，往往會把某一出口設施的大部分能力以長協的形式預售給買家。天然氣買家為了保障穩定供應也愿意鎖定這些出口能力。但是，此類購銷協議一般是“照付不議”(take-or-pay)的，一旦后期市場出現波動，這種“照付不議”的費用會成為買方的沉沒成本，會給買方帶來巨大的負擔。對此，在簽訂此類合同的過程中，一定要鎖定好下游市場的需求，并且盡量降低“照付不議”的固定成本。同時，要在合同中明確貿易沖突帶來的不可抗力因素帶來的損益承擔問題。此外，一個客觀存在趨勢是，隨著美國液化天然氣出口終端的增加和建造成本的變化，固定價格存在一定的溢價空間。

(四)投資風險及對策

除了前文提到的政治風險，對美的液化天然氣投資還存在一些具體的經營風險。

一是市場普遍預期到中國龐大的清潔能源需求和美國迫切的出口意愿，各國能源企業均在兜售潛在的投資項目，很多還聲稱要想拿到出口能力則需進行項目投資。這些項目風險各異，真正好的項目往往要價高，而且好的項目往往不會來兜售。

二是液化天然氣項目產業鏈投資金額巨大、回報周期長。以普通的液化天然氣運輸船為例，一艘船的造價就在2億美元左右，而航運市場價格的波動性還比較大。

三是液化天然氣項目成為近期投資的熱點，國內外很多企業都在積極推進，可以預見，3-5年后，大量新項目投產，不排除到時候的市場出現反轉、供應階段性過剩的可能性。對此，如果貿易摩擦問題得到妥善解決，在國家允許的前提下，對美液化天然氣投資必須進行科學的可行性研究論證，要進行嚴謹的調查研究，盡量以股權方式參與投資。

(五)物流風險及對策

雖然進口液化天然氣可以通過DES方式交貨，但是在進口美國液化天然氣方面還存在以下風險因素值得考量：一是從墨西哥灣或者美國東海岸出來的液化天然氣一般要通過巴拿馬運河，在進口業務過程中要充分考慮巴拿馬運河的通過能力及時間周期問題。二是國內的液化天然氣接收終端窗口期往往難以協調，這些接收終端主要為“三桶油”控制，特別是在旺季，很難有窗口期分配給其他用戶。對于初步涉入液化天然氣貿易的企業，安全性是第一位考慮的，寧可犧牲一定的利潤空間及操控性，也應優先選擇DES作為交貨方式以降低運行風險。此外，要盡可能平衡好國外貨源和國內接貨窗口期的匹配工作。

(六)匯率風險及對策

匯率風險是國際貿易普遍的關鍵性問題。在進口液化天然氣方面主要有兩個方面的考慮。一是液化天然氣的貨值很高，人民幣對美元的匯率變動對進口成本及到岸的價格競爭力影響很大。二是在液化天然氣終端綠地投資項目中，匯率因素也被認為是影響投資建設成本的關鍵因素之一。特別是在當前，我國與美國之間的貿易摩擦仍在持續，匯率的走向仍不明朗，人民幣對美元的波動幅度有加大的趨勢，其對液化天然氣貿易投資仍然是巨大的風險。

2018年6月份以來，在中美貿易摩擦背景之下，人民幣對美元匯率從6.4左右快速貶值到6.9左右。因此，要準確評估匯率波動風險、做好運營成本的敏感性測試，并合理通過金融市場工具規避匯率波動風險。

(七)國內政策風險及對策

我國需要大規模進口液化天然氣的出發點在于國內對清潔能源需求不斷增長、國內天然氣產量及供給能力又不足。但是，這個基本情況是建立在國內非常規天然氣開發進展遲緩的背景之下的。美國頁巖氣革命也就是近十年的事情。我國是公認的世界上頁巖氣儲量最大的國家之一。只要未來國家持續加大投入、國內地質資源信息共享充分、頁巖氣開采關鍵技術取得突破，那么我國的頁巖氣開發也必將迎來爆發式增長。在這種情況下，不遠萬里進口液化天然氣就顯得沒有必要了。雖然短期內這種情況發生的概率較小，但確實是海外液化天然氣投資貿易項目最大的長期潛在風險。

總之，根據液化天然氣貿易發展的長期趨勢，現貨交易、資源池方式(非項目對項目)的比重越來越高，長達20-30年鎖定期的長約合同趨于減少。國際液化天然氣貿易定價、交貨的方式和機制越來越靈活。因此，在對美液化天然氣貿易中，長約期限不宜過長、數量不宜過大，最好采用現貨長約結合的方式以規避長期投資風險。