中俄东线对天然气市场影响全景分析

　　中俄天然气管道东线（以下简称“中俄东线”）作为我国天然气进口战略通道之一，历经20年的谈判，2015年6月项目开工建设，预计2019年11月北段投产，2023年10月全线投产。中俄东线的目标市场为我国东北、环渤海、长三角，这3个地区的天然气行业发展程度不同，该管道投产后对不同目标市场的影响将有所不同。

　　1中俄东线的基本状况

　　自1994年中俄签订天然气管道修建备忘录以来，两国天然气谈判至今已有25年，期间经历了多次谈判，2014年中俄两国石油公司签署了《中俄东线天然气购销合同》，最终确定了中国从俄罗斯进口天然气的规模、价格、供应方式等内容。2015年6月，中俄东线项目开工，项目在我国境内的新建管道长度为3371千米，分为北段黑河－长岭、中段长岭－永清、南段永清－上海，各段分期建设。中俄东线北段设计输气能力为380亿立方米/年，中段为230亿立方米/年，南段为189亿立方米/年。预计，2019年11月北段具备投产条件，2023年10月全线投产（见表1）。

　　2中俄东线目标市场的天然气发展现状及趋势

　　根据中俄东线管道路由布局，中俄东线的目标市场为我国东北、环渤海、长三角3个地区，包括黑龙江、吉林、辽宁、河北、北京、天津、山东、江苏、上海、浙江10个省市。

　　2.1东北地区天然气资源供应单一，气化程度偏低，政策驱动力度不足

　　黑龙江省天然气资源主要依靠省内的大庆油田，吉林省主要依靠吉林油田，辽宁省除区域内油气田外还有大连LNG和陕京线系统的秦沈线，东北地区天然气资源供应较为单一。2018年，东北地区总资源供应量为146亿立方米，其中区域内油田供应占比为49.3%，长输管道供应占比仅为15.1%。近年来，东北地区油气田的天然气产量在70亿立方米/年左右，由于东北地区各油气田基本处于开采中后期，未来增长潜力不足，产量基本维持在70亿～75亿立方米/年（见图1、图2）。

　　东北地区天然气市场发展缓慢，2018年消费量为146亿立方米，占一次能源消费总量的4.7%，远低于全国8%的平均水平，天然气气化程度较低。2013－2018年，东北地区天然气市场消费年均增加9.9亿立方米，年均增长率为8.6%。东北地区天然气市场消费以城市燃气和工业燃料为主，2018年两类消费占地区天然气总消费量的82%，居民气化人口达到3500万人，城镇气化率达到50%。东北地区辽宁省全面推进“煤改气”，并印发实施了《辽宁省推进清洁取暖三年滚动计划（2018－2020年）》（辽政办发〔2017〕116号），黑龙江省和吉林省“煤改气”工程主要在重点城市推进。

　　《关于加快推进“气化辽宁”工作方案》（辽政办发〔2017〕75号）提出，到2020年，天然气年利用规模力争达到150亿立方米以上，在全省能源消费结构中占比力争达到8%。《吉林省能源发展“十三五”规划中期调整和实施意见》（吉能规划〔2019〕83号）提出，到2020年，能源消费量为9250万吨标准煤，天然气消费量达到50亿立方米，占全省能源消费总量的比例提高到6%左右。《黑龙江省能源发展“十三五”规划》（黑发改煤炭〔2017〕568号）提出，到2020年，能源消费总量控制在1.4亿吨标准煤左右，天然气消费量达到90亿立方米，占全省能源消费总量的比例提高到8%左右。

　　综合上述规划，2020年东北地区天然气市场需求量将达到290亿立方米，但根据地区天然气市场发展现状，届时实现规划目标的可能性较小。考虑未来东北地区天然气管网加快布局、清洁采暖加大力度等因素驱动，采用项目分析法、消费系数法等方法，对东北地区天然气市场需求进行预测。预计，在中俄东线投产以前，东北地区天然气市场基本维持历史发展水平；2019年11月中俄东线北段投产，将极大推动东北地区市场需求增长；2020年中俄东线中段投产后，将进一步推动东北地区市场需求增长，届时市场需求量将达到187亿立方米，2025年将达到280亿立方米（见图3）。

　　2.2环渤海地区天然气资源供应多元，区域发展不平衡，季节性需求差异较大

　　环渤海地区天然气资源供应以长输管道为主，进口LNG为辅，包括陕京一二三四线、榆济线，唐山LNG接收站、天津浮式LNG接收站、天津LNG接收站、青岛LNG接收站，大唐煤制气、区域内油气田等，气源多元化供应格局明显。2018年，长输管道气供应占比60.3%，进口LNG供应占比31.5%。未来，环渤海地区新增气源除中俄东线天然气外，还有蒙西煤制气、鄂安沧管道气以及进口LNG。2018年，环渤海地区天然气市场消费量为599亿立方米，占能源消费总量的9.5%，超过全国8%的平均水平。但是，区域发展不均衡，气化程度差异较大。北京、天津天然气消费在能源消费总量中占比达到15%以上，其中北京市接近35%。河北和山东气化程度较低，天然气消费占能源消费总量的6.5%以下。

　　《河北省天然气发展“十三五”规划》（冀发改能源〔2017〕31号）提出，到2020年，天然气消费量达到270亿立方米，占能源消费总量的10%以上。《山东省石油天然气中长期发展规划（2016－2030年）》提出，到2020年，天然气需求量为250亿立方米，占能源消费总量的8%。《北京市“十三五”时期能源发展规划》（京政发〔2017〕18号）提出，到2020年，天然气消费量为190亿立方米。《天津市能源发展“十三五”规划》（津发改规划〔2017〕898号）提出，到2020年，天然气消费量达到128亿立方米左右，占一次能源消费的15%以上。

　　综合上述规划，2020年，环渤海地区天然气市场需求量将达到838亿立方米。预计，北京和天津两市可以达到规划要求；河北省和山东省的燃气电厂建设进度有所滞后，天然气市场需求将不及规划预期。环渤海作为大气污染治理的重点地区，2025年之前，天然气市场将会持续高速增长。分析预测，2020年环渤海地区天然气市场需求量为815亿立方米，2025年为1140亿立方米（见图4）。

　　受采暖需求季节性影响，环渤海地区天然气市场季度需求差异明显，在非采暖季，月度用气系数在0.8以下；在采暖季，月度系数达到1.6以上（见图5）。未来，随着清洁采暖的持续推进，环渤海地区天然气市场峰谷差将进一步拉大，调峰压力进一步增加。

　　2.3长三角地区天然气资源供应多元，市场发展领先，门站价格处于全国最高水平

　　长三角地区天然气资源主要依赖外省输送和进口，对外依存度高达97%。供应气源主要包括西气东输、川气东送，如东LNG接收站、上海LNG接收站、宁波LNG接收站，资源供应多元化态势明显。2018年，长输管道气供应占比为53.7%，进口LNG供应占比为42.7%（见图6）。

　　长三角地区天然气市场整体发展水平处于全国领先地位。2018年，长三角地区天然气市场消费量为516亿立方米，占能源消费总量的10.6%，高于全国平均水平。其中，江苏省天然气消费量达到278亿立方米，全国排名第一。

　　《江苏省“十三五”能源发展规划》（苏政办发〔2017〕62号）提出，2020年能源消费总量确保控制在3.4亿吨标准煤以下，天然气消费量达到350亿立方米，在能源消费总量中的占比提高到12.6%。

　　《浙江省天然气发展三年行动计划（2018－2020年）》（浙政办发〔2017〕151号）提出，2020年全省天然气消费量达到160亿立方米。《上海市能源发展“十三五”规划》（沪府发〔2017〕14号）提出，2020年天然气消费量增加到100亿立方米左右，在一次能源消费中的占比达到12%。综合上述规划，2020年，长三角地区天然气市场需求量将达到610亿立方米，从近两年地区天然气市场的发展看，市场消费量大幅超过预期。未来，长三角地区受能源消费总量、煤炭消费总量“双控”目标的限制，天然气需求仍将保持快速增长的趋势，预计，2020年长三角地区天然气市场需求量为660亿立方米，2025年将达到900亿立方米（见图7）。

　　长三角地区经济发达，天然气终端用户价格承受能力高，天然气门站价格与广东省基本持平，高于其他地区，属我国天然气高端市场。

　　3中俄东线天然气在目标市场的供应量及成本预测

　　3.1中俄东线向目标市场供应的天然气量

　　根据《中俄东线天然气购销合同》，俄罗斯通过中俄天然气管道东线向我国供气，输气量逐年增长，最终达到每年380亿立方米，累计30年。预计，中俄东线在2025年可达到年度380亿立方米输量。

　　中俄东线投产以后，国内原有向东北地区供应的长输管道气资源将逐步退出，由中俄东线进行补充。笔者预计，2025年，东北地区天然气市场需求量为280亿立方米（见图3），区域内油气田产量为70亿～75亿立方米。根据交通运输部办公厅印发的《环渤海地区液化天然气码头重点布局方案（2022年）》（交办规划〔2018〕92号），2022年前除大连港鲇鱼湾港区外没有新增LNG泊位，预计2025年大连LNG接收站能力为600万吨/年（折合84亿立方米/年），考虑下游市场的波动和大连LNG接收站为中俄东线市场调峰，预计，2025年大连LNG接收站供应东北地区的气量为60亿～70亿立方米，为满足东北地区天然气市场需求，中俄东线向东北地区供应的气量应为135亿～150亿立方米。

　　随着环渤海地区天然气市场的快速发展，气源供应也将呈现快速发展的局面，未来环渤海地区气源增量主要来自中俄东线和进口LNG，其中进口LNG是地区资源增量的主要来源。根据《环渤海地区液化天然气码头重点布局方案（2022年）》（交办规划〔2018〕92号），预计2025年前，环渤海地区新增LNG接收站能力将超过2600万吨/年，考虑地区天然气市场的波动性及部分LNG接收站的储气调峰作用，与2018年相比，2025年进口LNG量增加1900万～2000万吨（折合265亿～280亿立方米）。

　　除中俄东线外，其他长输管道气供应增量主要来自陕京线系统和煤制气管道，预计2025年相比2018年的绝对增量为130亿立方米；区域内油气田产量增长潜力较小，基本维持现有产量规模。预计2025年，环渤海地区天然气市场需求绝对增量为540亿立方米（见图4），中俄东线在环渤海地区的供应气量为130亿～145亿立方米。

　　2025年长三角地区天然气市场需求绝对增量为384亿立方米（见图7），新增资源供应主要来自中俄东线和沿海LNG接收站。预计2025年前，长三角地区新增LNG接收站能力2000万吨/年，主要来自如东LNG接收站扩建、宁波LNG接收站扩建、洋山LNG接收站扩建，滨海LNG接收站、赣榆LNG接收站、温州LNG接收站等。考虑部分LNG接收站储气调峰的作用和市场波动，预计2025年相比2018年新增进口LNG量约为1400万～1500万吨（折合196亿～210亿立方米）。与2018年相比，2025年长输管道供应增量约为80亿立方米，主要来自青宁线、西二线。2025年中俄东线供应长三角地区的气量应为94亿～108亿立方米。

　　3.2中俄东线向目标市场供应的天然气成本预测

　　中俄东线天然气价格的确定采取长期合同与油价挂钩的所谓欧洲模式，在定价公式中某些参数约束下，气价与油价有一定相关性。中俄东线供气合同期为30年，输气量逐年增加到380亿立方米/年，俄罗斯天然气工业股份公司总裁对外公布合同总价值为4000亿美元。按2014年5月布伦特油价110美元/桶，美元兑人民币汇率为6.14测算，中俄东线到岸价格为0.39美元/立方米，折合人民币2.38元/立方米。本文所讨论的中俄东线天然气价格是基于以上对公开发布的信息计算得来。

　　根据国内外研究机构预测，未来一段时期，国际油价仍将维持在较低水平，参照布伦特油价60美元/桶分析，中俄东线天然气到岸价格为1.4元/立方米左右。中俄东线的管输费参照西气东输管道。根据国家发改委《关于调整天然气跨省管道运输价格的通知》（发改价格〔2019〕561号），西气东输西段管道运价率为0.1416元/（千立方米•千米），东段管道运价率为0.2386元/（千立方米•千米）。考虑相关税费，预计中俄东线管道全线运价率在0.2元/（千立方米•千米）左右。据此测算，中俄东线在东北地区的天然气供应成本为1.5～1.7元/立方米，到环渤海地区的供应成本为1.7～2元/立方米，到长三角地区的供应成本为2～2.3元/立方米（见表2）。

　　4中俄东线投产对目标市场的影响

　　4.1东北地区

　　4.1.1大幅提升资源供应能力

　　中俄东线投产后将首先供应东北地区，当输气量达到380亿立方米/年时，预计其中供应东北地区的气量为135亿～150亿立方米/年，与2018年市场消费总量基本相当，将大幅提升东北地区资源供应能力，中俄东线天然气成为东北地区的主供气源。现有“以区域内油气田为主，进口LNG和长输管道为辅”的资源供应方式，将会转变为“以进口管道气为主，区域内油气田和进口LNG为辅”的方式。

　　4.1.2推动天然气气化进程

　　东北地区天然气市场发展方向除城市气化的逐步推进外，主要就是清洁采暖、燃煤锅炉、燃煤窑炉的改造，天然气替代煤炭是主要发展方向。根据等热值换算，东北地区煤炭价格为560元/吨，在不考虑设备改造等前期费用的情况下，天然气替代煤炭的终端用户可承受价格为1.5元/立方米。根据清华大学能源研究所、环保部环境规划院等多家单位专家参与编写的国际环保组织自然资源保护协会发布的《2012煤炭真实成本报告》，1吨煤燃烧的生态环境代价为260元。考虑生态环境成本，天然气替代煤炭的终端用户可承受价格为2.02元/立方米。在此基础上，除去城市配气费和支线管输费，天然气替代煤炭的省门站可承受价格为1.5元/立方米以下，若考虑与城市燃气、替代油品混合销售，气源供应到东北地区省门站的成本应该在1.6元/立方米左右。中俄东线天然气在东北地区的供应成本为1.5～1.7元/立方米，对推动东北地区天然气气化具有较强的价格竞争力（见图8）。

　　4.1.3改变供气格局

　　根据中国石油天然气集团有限公司官方网站公开资料，中俄东线长岭－永清段管道与秦沈线、永唐秦并行敷设，联合运行。中俄东线投产以后秦沈线、沈哈线管道输送陕京线系统的资源将从东北地区逐步退出，增加中俄东线天然气资源的输送，资源流向将从“由南向北”变为“由北向南”。区域内油气田仍主要在周边地区销售天然气，进口LNG将作为重要的资源补充和调峰气源。东北地区整体供气格局将呈现“北气南下、就近供应、海气登陆”的特点。

　　4.2环渤海地区

　　4.2.1增加资源供应通道

　　目前，环渤海地区的天然气资源供应来自东、西两个方向，西向来气由陕京线系统和榆济线组成，东向来气由进口LNG和海上气组成。中俄东线投产以后，秦沈线流向将改变为由向南，北部将增加中俄东线供应通道，从而提升环渤海地区资源保障能力。

　　4.2.2拉低资源供应成本

　　供应环渤海地区的国产常规气，除区域内油气田外，主要来自陕京线和榆济线输气管道。以《关于调整天然气基准门站价格的通知》（发改价格〔2019〕562号）的陕西省门站价格为基础，考虑管输价格，供应环渤海地区的天然气成本约为1.6元/立方米。现有供应环渤海地区的进口LNG来自唐山LNG接收站、天津LNG接收站、天津浮式LNG接收站、青岛LNG接收站，这些进口资源属于早期资源合同，与国际油价挂钩比例较高。根据进口LNG历史数据，在布伦特油价为60美元/桶时，进口LNG到岸价格为1.8元/立方米左右，考虑税费、汽化、管输等费用，供应成本为2.2～2.3元/立方米。规划的进口LNG项目考虑到目前国际天然气市场整体宽松，合同价格相对前期有所降低，预计在布伦特油价为60美元/桶时，供应成本在2.1元/立方米左右。中俄东线供应环渤海地区的天然气成本为1.7～2元/立方米，平均供应成本按1.85元/立方米（见表3）。由此可见，在环渤海地区除国产气外，中俄东线天然气相比其他进口天然气具有较强的价格竞争力。

　　预计2025年，环渤海地区除区域油气田外的资源供应量为1040亿立方米，根据各资源供应量和供应成本测算，中俄东线可以拉低该地区进口天然气资源供应成本约0.1元/立方米。

　　4.2.3加大夏季资源富余程度

　　中俄东线主供气源为俄罗斯东西伯利亚的伊尔库茨克州科维克金气田和萨哈共和国恰扬金气田，均属于常规气田气，具有平稳生产的特点，未来供应国内市场也将呈现平稳特点。环渤海地区天然气市场峰谷差较大，一方面可提升冬季供应保障能力，另一方面在夏季将出现资源富余现象。以中俄东线供应环渤海地区130亿立方米/年为例，以2018年环渤海地区月度不均匀系数为基础，通过与环渤海地区同规模的市场需求进行对比，中俄东线在环渤海地区日均供气量为3560万立方米，在消费淡季的低月将会富余1200万立方米/日（见图9）。在东北及长三角地区也会面临同样的问题。

　　4.3长三角地区

　　4.3.1增加气源竞争程度

　　我国天然气价格将逐步走向市场化，门站价格限制终将被取消，销售价格由供需双方协商确定，供应成本成为气源主要竞争力。长三角地区属于我国天然气高端市场，各气源向该地区供应的积极性较高，未来新增气源除中俄东线外还有滨海LNG接收站、赣榆LNG接收站、温州LNG接收站、如东阳光岛LNG接收站、青宁线、新粤浙管道。其中，青宁线气源主要来自青岛LNG接收站，新粤浙管道气源主要来自于新疆的煤制气，上述气源均属于高价气。当布伦特油价为60美元/桶时，供应长三角地区的天然气成本在2.2元/立方米左右，中俄东线供应长三角的天然气成本为2～2.3元/立方米。由此可见，未来长三角地区新增气源主要来自进口LNG，中俄东线供应到该地区的价格并不具备明显竞争力，但将会增加长三角地区的市场竞争。

　　4.3.2形成东西南北四气集中供气格局

　　中俄东线投产以后，长三角地区将会形成东、西、南、北四方供气格局，西部供应主要来自西气东输一线和川气东送，东部供应主要来自各进口LNG接收站和海上气，南部供应主要来自西气东输二线、新粤浙管道，北部供应来自中俄东线和青宁线。原有冀宁线管道为联络线，连接陕京线和西气东输管道，目前冀宁线在江苏省主要输送如东LNG接收站的气源，资源流向为由南向北。中俄东线投产后将会增加北方来气。

　　5结论与建议

　　中俄东线投产以后将会完善我国及目标市场的供应通道，全国天然气四大进口通道基本形成，呈现“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的格局，大幅提高东北、环渤海、长三角地区的资源供应能力，对目标市场的气化进程起到积极的推动作用。同时，中俄东线的投产对环渤海、长三角地区进口LNG形成冲击，增加了地区气源竞争程度。中俄东线全年平稳的供应特点，一方面可为目标市场采暖季增加供应保障，另一方面将会在夏季出现资源富余。

　　未来，我国天然气价格将逐步实现市场化，天然气交易价格将由供需双方协商确定，在资源供应宽松和多元化的格局下将会迫使高价气退出市场。

　　对此建议：

　　1）各地布局的LNG接收站项目要侧重对海外LNG采购成本控制，对比目标市场竞争气源的供应成本和目标市场用户的价格承受能力；

　　2）提前做好夏季目标市场富余资源的流向处理方案，实现主干管道与地下储气库联通；3）各级政府应持续推动基础设施互联互通和独立运营，确保天然气价格真正实现市场化。（文/潘文汇、王超、车晓波，中国石化天然气分公司华北天然气销售中心北京世创能源咨询有限公司）