虽然中长期前景预期良好，但在疫情全球范围内持续扩散、我国天然气市场改革不断深化，以及国际能源贸易环境日趋复杂的大背景下，我国LNG市场发展仍面临多重风险。

    一是政策性风险。环保因素是当前我国天然气需求增长的主要驱动力，特别是“十八大”以来，在环保部门的统一推动下，各重点地区“煤改气”要求不断深入，是2017年以来供暖季国内天然气特别是LNG进口需求大幅增长的根本原因。而在我国现有能源市场的定价机制下，由于碳税征收、碳排放权交易市场等相关政策机制尚未建成或仅处于试点阶段，各类能源价格无法完全反映其消费利用的环境成本，天然气在经济性上与煤炭竞争处于明显劣势。

    “煤改气”政策的推进很大程度上需要各级政府财政补贴。然而，虽然2020年至今疫情叠加低油价使LNG现货进口价格大幅降低，有助于增强天然气的竞争优势，但环境政策仍是左右天然气和LNG需求增长的关键。首先，国家已提出“宜煤则煤、宜气则气”等冬季供暖新要求，或将更为合理地约束天然气和LNG消费增长；其次，在现阶段应对疫情已大幅增加各地公共开支的背景下，部分地区能否提供充足的财政资金继续补贴“煤改气”存疑。

    二是价格波动的风险。在油价下跌和疫情的双重影响下，国际LNG现货价格大幅下降，国内LNG销售价格从2020年1月的3500元/吨左右，持续走跌在6月的2500元/吨左右，较2019年同期平均下跌了893元/吨，跌幅为22%。在价格因素的刺激下，疫情发生以来，国内天然气需求保持了增长态势，车辆用气快速增长。

    但随着国际经济的逐渐复苏，未来LNG价格不可能始终维持在低位，即使是总体供应宽松，也可能出现季节性的供应紧张。如果国内LNG价格出现较明显的波动，将再次影响天然气市场的预期。尤其是当前我国仍有相当比例的进口LNG是与油价挂钩，LNG的进口成本也将受原油市场价格波动的影响。

    三是替代能源竞争的风险。国内天然气的主要用途仍是发电，但燃气发电的成本不仅远高于燃煤发电，而且随着风能、太阳能发电成本的不断降低，燃气发电成本高将成为影响天然气及进口LNG发展的关键问题之一。在国内油气加大增储上产力度的形势下，国产陆上天然气通过管道和槽车两种方式向气价承受能力相对较高的东南沿海市场发展，对进口LNG构成了较大的竞争。

    与此同时，中俄东线管道的投产也增加了LNG价格竞争的风险。根据俄罗斯天然气工业公司披露，2020年1~8月，中俄东线管道已向我国输送天然气23亿立方米，预计2020年、2021年和2022年向我国输送天然气分别达50亿立方米、100亿立方米和150亿立方米。

    四是基础设施仍存在一定瓶颈。首先是我国接收站集约化程度普遍不足，部分接收站规模较小、储存能力有限。平均每个泊位设计接收能力较国际领先水平差距较大，现有在产项目中，仅有大连LNG、曹妃甸LNG、如东LNG、山东LNG和大鹏LNG等少数项目接收能力在500万吨/年以上。其次是我国LNG接收站地域布局不均衡，整体来看，南方地区较多，北方地区较少。其中，在冬季用气高峰，华北区域LNG接收站基本处于满负荷运行状态，长江沿线LNG接收能力薄弱，华南地区LNG接收能力未能充分发挥。

    五是能源贸易风险。页岩气革命使美国成为全球LNG供给的重要来源，但中美贸易摩擦对我国进口美国LNG影响较大。2019年5月，国务院关税税则委员会决定将美国LNG进口关税提升到25%；我国石油企业在2019年下半年也暂停执行与美国的LNG进口协议。2020年初，由于中美贸易摩擦有所缓和，我国也暂免了对美国LNG加征25%的进口关税。

    但中美贸易摩擦未来仍存在恶化可能，预计我国石油企业后续将会慎重签署购买美国LNG的长期协议。此外，根据伍德麦肯兹的测算，在较低油价水平下，即使没有关税，与美国亨利中心基准气价挂钩的美国LNG同与油价挂钩的其他部分地区LNG相比也缺乏竞争力。

    六是分销渠道风险。从供气模式来看，LNG“点供”以其灵活的供应方式及价格竞争力，对部分城市燃气经营企业的市场产生了明显冲击，但其在法律层面上是否侵犯城燃企业特许经营权存在争议。从交通运输方面来看，近年来，槽车运输成为国内LNG分销渠道的重要组成部分，是“点供”等LNG异地调配的主要运输方式。

    数据显示，2019年初国内LNG槽车数量就已破万。但LNG槽车运输缺乏专业行业法规约束，有一定的安全隐患，是各地区交通、安监等部门监管的重点对象，后续规模化扩张存在较大阻力。此外，随着国内天然气管道的增建、扩建及天然气市场化定价的推进，也将在渠道上给LNG消费增长施加压力。