全球液化天然氣(LNG)貿易快速發展，成為世界上發展最快最大宗的國際貿易商品之一。截至到2017 年全球LNG 貿易量15 年內增長了40%，在世界天然氣貿易量中的比例從22%增加至34%，同時LNG貿易量中現貨和短期貿易量逐年有所增加。LNG 在我國成為國家分布式能源和LNG 汽車重要發展方向，另一方面也是我國特別是北方地區天然氣調峰保供的主導方式。2017 年中國液化天然氣LNG 進口量超越韓國，成為全球第二大LNG進口國，全年LNG 進口總量為3789萬噸，進口量增速為48.4% ，占2017 年天然氣消費總量的22.03%，而2017 年管道進口天然氣僅占全年總消費量的17.84%。根據國際能源署2018 預測，在2017-2023 年間，中國全球天然氣消費增長貢獻率為37%，并將在2019 年進口量超過日本，成為世界最大的天然氣進口國。到2030 年天然氣在中國一次能源消費結構中所占比重將上升到15%。因此，中國LNG 產業面臨著從供應到需求，從價格到市場等多方面的風險。

一、LNG 貿易供應風險

(一)氣源生產風險

2017 年中國從18 個國家進口LNG 總量為3901 萬噸，主要來源國是澳大利亞(1782 萬噸)、卡塔爾(769 萬噸)、馬來西亞(421 萬噸)、印度尼西亞(314 萬噸)和巴布亞新幾內亞(203 萬噸)，均超過200 萬噸的進口規模。我國進口的管道天然氣和LNG 進口(澳大利亞除外)主要來源于北半球，而計劃年進口400 萬噸LNG 的俄羅斯亞馬爾項目則地處俄羅斯北極圈內，受地理環境的影響，天然氣產量規律呈現冬季天然氣自然產量下降同時消費量季節性增強供需緊張的趨勢。我國從陸上管道天然氣最大進口國土庫曼斯坦，2017 年進口天然氣占全國管道天然氣進口量的80.5%。2017 年因設備故障和管線下氣消費增加等影響，中亞地區來氣量減少對我國天然氣市場穩定造成一定程度影響。

(二)海運航線風險

2017 年，全世界共有275 條國家與國家之間的LNG 貿易路線，較2012 年的168 條增加了63%，相比2007 年90 條則增加了205%。2017年全球LNG 海運量高達2.92 億噸，同比增長9%。較2000 年增長180%以上。根據進口規模，我國海上進口LNG 的來源國主要是澳大利亞、卡特爾、馬來西亞、印度尼西亞和巴布亞新幾內亞。除澳大利亞海運航向相對安全外，卡塔爾地處中東腹地，航線經過霍爾木茲海峽和馬六甲海峽，非洲的安哥拉和巴布亞新幾內亞則需要經過索馬里海域等咽喉，地緣政治風險、恐怖襲擊和海盜風險較高。同時長距離的海運航線在大幅度增加LNG 運輸成本的同時，極端天氣和海上交通事故風險概率增加。

(三)國別貿易風險

2017 年我國進口LNG 總量達到3809.4 萬噸，未來進口國際LNG主要增量是通過海外一體化合作項目進行有效補充，分別是俄羅斯亞馬爾項目、美國LNG 項目和加拿大液化天然氣項目。美國LNG 進口受中美貿易關系影響出現了貿易間斷，2017 年中國進口美國LNG 占美國出口量的15%，而2018 年6 月和9 月份中國間斷美國LNG 進口,2018 年1-10 月，中國進口僅占美國總出口量的9.8%。受俄羅斯投資環境、加拿大政治法律結構的影響都將對LNG 項目的穩定供應帶來國別政治和貿易風險。

二、LNG 貿易需求風險

(一)氣氣競爭風險

目前，我國天然氣“西氣東輸、北氣南輸、海氣登陸”的供應格局已經形成。陸地管道天然氣進口主要包括西北方向的中亞天然氣ABC三條管道，西南地區的中緬天然氣管道和東北地區的中俄管道東線工程，同時國內開發的非常規頁巖氣、煤層氣和煤制氣，以及管道天然氣液化工廠補充，導致海上運輸進口液化天然氣存在大量氣氣競爭風險。隨著我國國家骨干管網的快速完善和管道互聯互通，“點到點”槽車運輸LNG 等方式市場不斷成熟彌補了天然氣市場不足，從而形成包括區內國產天然氣、長輸管道管輸天然氣、區內的LNG、煤制氣以及非常規天然氣等多元化的供應格局，這些將對進口LNG 帶來較大的長期競爭壓力。

(二)風險替換風險

居民燃氣、季節供暖制冷和燃氣汽車等不同消費對象具備差異化用氣規模特點和消費變動規律。市場總體用氣量的大小決定天然氣的消費規模，天然氣行業特點和居民生活用氣模式差異，終端用氣量會產生季節性波動，其中燃氣需求特別是供暖季節性明顯。居民和采暖用氣主要受氣溫變化影響，我國北方地區冬季采暖用戶較多，冬夏季節用氣不均勻性就越大，調峰壓力也越大。2011-2017 年，我國天然氣消費量峰谷比值的平均值為1.4，2017 年達1.5 倍，但同期的天然氣產量峰谷比值維持在1.2~1.3之間，進口LNG 數量峰谷比值始終維持在2 倍左右，2017 年達2.5倍。

(三)政策驅動風險

低碳環保的能源環境政策對我國天然氣消費規模變化產生至關重要的沖擊性影響。2017 年京津冀大氣污染傳輸通道城市“2+26”城市冬季清潔取暖重點工程，導致北方供暖地區和全國的天然氣缺口分別在48 億和113 億立方米左右。政策刺激需求規模迅速擴大，與天然氣基礎設施依賴呈現的低彈性供應間呈現出巨大的缺口，加之貿易中間商和運輸商借機增加牟利空間，從而最終形成了2017冬季的價格暴漲和供應短缺并存的“氣荒”現象。根據估計，到2020年天然氣發電用氣新增消費930億立方米，煤改氣新增需求則達到220 億立方米。冬季保供的主要區域為京津冀地區、東北沈陽地區、山東地區、華東區域(蘇南、浙江、河南東部)、珠三角地區等5 大區域。除了季節的影響，整體上煤改氣的快速推進，中國天然氣的供需缺口被放大。

三、LNG 貿易價格風險

(一)產業倒掛風險

由于我國大多數進口LNG 的長期貿易合同簽定當期處于石油價格較高時期，導致我國LNG 合同價格除了早期建設的廣東大鵬、上海洋山等項目外，絕大多數處于15～17 美元/MMBtu (3.75～4.25元/ 立方米)范圍內。居高不下的LNG 價格再氣化與管道天然氣進行混合銷售，導致我國進口LNG 處于價格倒掛現象，每立方米虧損約1～2 元。一方面價格倒掛導致LNG項目出現大面積虧隨，同時高LNG價格與低終端用氣價格加劇了我國天然氣供需矛盾，扭曲市場配置作用。我國東部沿海地區LNG 經過再氣化后成本不低于2.6 元/ 立方米，而目前廣東(2.08)、上海(2.08)、江蘇(2.06)和浙江(2.07)門站價格相比，會產生0.52-0.54元產業虧損。

(二)貿易方式風險

LNG 貿易方式主要包括中短期合同、現貨交易、易貨交易等多種貿易形式。近年國際低油價狀態下，現貨和短期貿易量逐年有所增加，2017 年比2012 年增加了23%。2012 年至2017 年世界LNG 貿易中短期和現貨貿易量保持在25%至29%之間。在2017 年中國進口的LNG 中，有862.1 萬噸來自現貨或短期合同，占總進口量的24.7%。中國日益明顯的天然氣季節性需求高峰導致國際現貨采購數量增加，對亞太地區乃至全球市場LNG 價格貿易結構和價格體系產生沖擊，導致LNG 季節性現貨價格波動性進一步增加，不利于我國長期穩定的發展天然氣市場，增加了天然氣消費的經濟成本。 以卡塔爾、 俄羅斯和美國為代表的LNG 國家市場供應規模不斷擴大，給我國LNG 長期供應合同的條款優化尤其是定價方式、 價格復議和目的地限制等方面創造了有利的外部條件，積極利用這一時機特點，優化進口來源、 降低供應風險和進口成本，保障我國天然氣進口量價穩定和渠道穩定。