欧洲因乌克兰危机天然气供应吃紧，美国LNG 大举向欧洲转移。也许受这种气氛影响，国内企业加快了LNG 长约采购步伐，签约消息此起彼伏。愈是在火爆气氛中，愈应关注风险，首当其冲的是长约下承诺的气量销路何在？天然气/LNG贸易多年形成的“背靠背”惯例可以有效规避这种风险，保障有关参与者的利益。
“背靠背”安排在贸易风险管理中的优势
“背靠背”从英文Back to Back而来，指的是贸易链上下游之间，通过中游的贸易商在商务承诺上保持一致，从而将上游条件全面传递到下游。即中游企业对上游企业做了什么承诺、受到什么约束，下游企业也作出同样承诺，受同样约束。
“背靠背”安排的最大优势体现在，如果下游企业是享有特许经营权保护的公用事业企业，与之落实“背靠背”安排的中游企业，也相当于得到了特许经营权的保护。
从风控角度讲，不享有特许经营权的企业，不掌握终端用户，需要通过全面、缜密的合同机制，将上游的权利和义务，传递给掌握终端用户的企业，目的是获取相当于特许经营框架下的保护，这就是商务结构中的“背靠背”思路，是风险管理的主要手段之一。例如，佛燃能源 3 月 30 日发布公告，同意其全资子公司前海佛燃停止执行与 bp 中国已签署的天然气销售合同 2022 年合同量，并支付相关费用1.2亿元。就佛燃能源而言，虽然前海佛燃是佛燃能源的全资子公司，但从网络上可以查到的前海佛燃经营范围看，这家公司并不享有任何特许经营权；可以猜测，如果其采购的 2022 年气量不予执行，很可能发生了上下游权利和义务传递/承接问题。
天然气买家是否掌握终端用户，决定是否有“背靠背”的必要，也是有贸易和采购之分的原因。贸易是不掌握终端用户的企业的行为，买是为了卖；采购是自身即终端用户（比如电厂），或者是享有特许经营权、掌握终端用户的企业的行为，买是为了供应服务区域内的最终用户用于消费，而非转卖牟利。
在特许经营权框架下的公用事业企业，对服务区域内的终端用户具有政策和法律赋予的供气权，并且这些用户除了向这家获准经营的企业购气外，没有其他渠道获得天然气供应，公用事业企业实际上在服务区域内拥有独特的地位。
也就是说，天然气作为商品，流转到这里，就到了尽头，接下来就会被消费掉。这种市场，在市场营销学上有个专门的名词，叫 Captive Market，直译可叫作“拘俘市场”，掌握了这种市场的企业，无需再做任何传递，用户直接把气提走即可，而且多数情况下，贵贱都要用，除了有替代产品可用外，没有其他气源选择。
因此，以公用事业企业为“背靠背”传递终点，相比较而言，是风险最低的；如果“背靠背”安排的下家还是一家贸易商，就还有进一步的“背靠背”传递环节要走，风险高很多。
处在中间位置的贸易商并非可有可无，贸易最大的贡献是通有无、补短长。贸易商整合上游资源和下游需求，达到一个经济规模，从而使更多市场和消费者获得产品与服务，这是贸易商的价值，也是他们获取回报的理据。
贸易商不掌握资源生产，也不掌握资源消费，贸易的性质决定他们对上游要签供应合同，对下游要签消费合同，发挥的是整合功能，而不是掌控。所以这两端之间任何的不平衡，都是贸易商要承担的风险，“背靠背”的逻辑就是通过关键合同条款的匹配将两端发生不平衡而产生责任的可能性降到最低。
数量和价格风险对贸易的影响
买卖合约主要风险在于数量和价格。数量风险体现在是否有能力提取和消费掉约定数量的天然气，关键看天然气投送和消耗设施是否具备及是否正常运转。而要作出这个判断，通常需要通过尽职调查流程来收集资料和信息。
一般情况下，设施能力出现问题，无论是供应侧还是需求侧，只要不受当事方控制，都可以纳入不可抗力保护范围，通过不可抗力免责来规避。所以，处于中间位置的贸易商，最起码的风险管理工作就是确保上下游合同中有关设施的不可抗力情形在合同间双向传递。理想的状态就是当上游设施出现问题影响给下游供气时，对下游获得免责，不承担短供责任；当下游设施出问题影响自上游提气时，对上游获得免责，不承担短提或照付不议责任等。
此外，是否提取约定气量就是意愿问题，但意愿不能纳入不可抗力范畴，因为是可控的。而提取和消费意愿，很大程度上取决于价格。价格影响消费意愿的程度有二：其一，在承受能力范围内，但比同行或其他替代来源高；其二，完全超出承受能力范围。在长约情况下，这两个情况是很难规避的，价格不好，不能成为拒绝履约的理由。因此，长约价格风险管理，宜侧重在减少波动和价格复议机制上。理论上，如果现货市场发达高效，长约的必要性就不高了，可以通过货比三家、更换供气来源的方式规避。成熟的天然气市场以现货交易为主，价格是市场现象，并非契约现象。
“背靠背”原则也适用于价格风险管理，最好上下游同步，包括定价（例如，上游采购 LNG 同美国亨利枢纽挂钩，而下游销售与油价挂钩，就可能出问题）、价格复议周期以及机制等。
“背靠背”安排作为重要风险管理手段，如同天然气/LNG 上游项目开发过程中，基本落实市场(经验数字是约80%的设计产能已经找到买家)是投资决策关键条件之一，能否落实“背靠背”安排，也是贸易决策关键条件之一。
2015 年 4 月，中国海油前副总经理吴振芳，在《中国石油企业》杂志发表了一篇题为“气电集团：液化天然气现货贸易管理”的文章，强调了在现货贸易中背对背的重要性。其实，在长约采购决策中，是否落实“背靠背”安排更为重要。现货交易时间线短，套保手段也是对冲风险的有效办法；但是对长约而言，套保就不那么容易实现规避风险的作用，因此，与下游落实“背靠背”恐怕是仅有的手段。
中国第一个 LNG 进口接收站项目——大鹏项目，是严格贯彻“背靠背”做法和原则的一个项目，上游合同权利义务100%向下游传递，下游风险也传递到上游，堪称经典。
此后的福建项目沿用大鹏思路，但落实进度参差，以至于影响了合约生效，最终付出代价才保住合同。这并非“背靠背”做法的错，但似乎被市场视为影响项目进度的一种做法，被解读为一种“累赘”，在后续项目中，就不很明确了。虽然自 2004 年西一线启动以来，供过于求并非中国天然气市场的主要矛盾，天然气不愁销路，但市场可能不会永远如此。
中化石油为中国天然气贸易企业树立了典范
目前，中化石油从 2021 年向切尼尔采购 LNG 的进口买家，摇身成为中国进口企业的卖家，中国企业参与贸易的模式在未来或更为灵活。
中化集团此举与“三桶油”和新奥的贸易公司采购 LNG 然后再向国内用户销售没有任何区别。作为“国家队”专业贸易公司的中化集团，对外签订长约后迅速向国内用户转卖长约的行为表明，他们深知上下游脱节的风险，也深谙“背靠背”之道，凭借与广州发展的40万吨、佛燃能源的28万吨长协，中化石油成功地将其与切尼尔的长协初始阶段每年 90 万吨的义务传递出去68万吨，即其长协承诺气量中70%的敞口得到有效管理。
2021 年，中国签署的 LNG 中长期协议和框架协议共计 3217 万吨，多数都是需要向下游传递的。少数采购企业，如北燃和广燃，面临的风险较低，毕竟掌控着有刚需的终端市场。但其他企业，比如粤电等电力企业则不然。随着电力市场改革不断深入，电力现货交易逐步普及，在可再生能源竞争下，电力企业虽是终端用户，上网不确定性仍在增加。
中国三大石油国企，理论上存在向下游传递和承接风险，但由于他们在特定区域处的独特地位，因此风险依然可控；而第二梯队，如新奥等，采购主体既无特许经营权，又无事实上的垄断地位，其面临的传递和承接问题，要比“三桶油”严重得多，宜充分做好“背靠背”工作。
但是，不是所有风险都能有效转移，总会有部分遗留风险由贸易商自行承担。对贸易商而言，除落实“背靠背”安排外，还有若干其他方式进行风险管理，其终极手段是投向高流动性的现货市场，即所谓只有价格风险没有数量风险的市场。如西北欧市场、英国市场和美国市场都有成熟的价格标杆。
其实，我国的天然气市场上也存在着一个高流动性现货市场，即 LNG槽批市场，具备形成价格标杆的良好潜力，也可用来作为规避风险的最后手段。