熊伟：中俄东线投产与未来天然气市场重塑
来源：海事服务网
2019-12-04
12月2日下午17时，中俄东线天然气管道正式投产通气。10年谈判，20年博弈，终于尘埃落定。自此我国“西北、西南、东北、东南”四大能源进口战略通道全面建成，这对于缓解我国供气紧张局面，保障我国油气供应和能源安全意义重大。中俄东线投产将如何影响区域内天然气市场格局，国内天然气市场又将如何重塑？
一、中俄天然气合作翻新篇
（一）20年博弈终成正果
俄罗斯是全球仅次于美国的第二大天然气生产国，是全球最大的天然气出口国。中国近年来经济高速发展及能源结构调整，国内天然气市场消费增长迅猛。1994年，中俄两国已签订天然气管道修建备忘录，但之后10年合作基本停滞。在此期间国产气已不能足额满足国内市场需求，中国开始寻求进口气来弥补缺口。2004年后，中俄天然气合作逐步升温，但受制于气价等多方面因素，未达成实质性协议。
欧洲是俄罗斯天然气传统市场，美国页岩革命成功后向欧洲出口增加，欧洲希望能源进口的多元化，俄罗斯天然气传统出口路径面临考验，开始主动寻求中方合作。紧随着2014年乌克兰危机爆发后，俄罗斯陆续遭到美国、欧盟多轮制裁，在此期间国际原油价格出现回调及存在大幅下滑预期，加速推进了中俄天然气合作。2014年5月，双方终于签订合约。2017年7月，双方签订补充协议明确2019年12月20日前开始向中国供气。
（二）合作共赢迎新篇
俄罗斯政府在2035能源战略草案中提出，俄罗斯天然气产量将维持在8500亿～9240亿方，也就是说，较2018年高出27%～38%。到2035年，天然气出口有望在当前基础上增长一半，其中液化天然气出口将增至现在的3～4倍。2018年，俄罗斯天然气产量和出口量分别为7250亿、2450亿立方米，其中向欧洲出口管道天然气1938亿方，接近出口量的80%。其向欧洲供气过境国乌克兰之间频频爆发“斗气”风波，迫切需要出口多元化。
中国2018年天然气消费量已达2803亿方，增量超过400亿方，已居世界第三位。其中进口量1255亿方，天然气对外依存度超过45%，其中进口管道气521亿方，占进口总量的42%。据预测，2035年前国内天然气仍属于快速发展阶段，天然气需求量将达到6000-6500亿方/年，天然气对外依存度将超过50%，需要大量进口天然气尤其是稳定的进口管道气进行补充。
中俄两国不断加强新时代全面战略协作伙伴关系，中俄实施的首个特大型能源合作亚马尔项目已经通过北极东北航道穿过白令海峡向中国供应LNG。中俄东线达产后将占中国2018年天然气消费总量约14%及进口天然气总量的约28%，为中国提供稳定的进口管道气通道。
二、供气格局有望重塑
中俄东线设计输量380亿方，分期建设北段（黑河—长岭段）、中段（长岭—永清段）和南段（永清—上海段），将成为我国第二大进口天然气管道，向东北、环渤海和长三角区域供气。投产后第一年度计划供气50亿立方米，首先受益供东北三省尤其是黑龙江省内市场。逐步达产后，将大幅提高东北、环渤海、长三角地区的资源供应能力。同时管道气供应稳定，受国内用气需求峰谷差异明显影响，非采暖季必将冲击环渤海、长三角地区传统市场，加剧市场竞争。
（一）东北区域气化进程加快
东北地区当前主要依靠大庆油田、吉林油田、大连LNG接收站和陕京系统的秦沈线，天然气资源供应较为单一。2018年东北地区天然气占一次能源消费总量仅为4.7%，远低于全国8%的平均水平。天然气用气量仅占国内的5.3%，尤其是黑龙江尚未与国内主干管网互联互通，主要以大庆油田以产定销，发展极为受限。辽宁受制于资源不足，月度合同外线上竞拍成交量超过中石油在北方区域投放量的50%以上。在2017年冬季形势严峻的市场情况下，全国LNG现货价格最高的地方就出现在东北。
为迎接俄气到来，2019年7月，中石油集团与黑龙江省人民政府签署《“气化龙江”战略合作框架协议》。吉林省政府明确提及加快培育天然气下游市场，加大力度推广“油改气”、“煤改气”，以激活天然气的消费潜力。辽宁省政府提出“到2020年，天然气消费量在全省能源消费结构中的比重力争达到8%”，2025年实现管网县县通。
中俄东线在东北地区运距相对较短，具有价格优势，将逐步成为主供气源，增加天然气消费占一次能源消费占比。中俄东线投产后，陕京线反输源将从东北地区逐步退出，逐步形成以“北气南下”、“油田周边”销售为主，进口LNG互为补充的供气格局。
（二）环渤海区域保障能力提升与竞争白热化并存
环渤海地区已出现气源多元化供应格局，天然气资源供应主要以长输管道供应为主（陕京线、榆济线），LNG接收站进口为辅（唐山、天津、青岛）。环渤海地区天然气主要用于城市燃气、工业燃料和发电，同时是我国经济发展中心和人口聚集区域，属于城市清洁型天然气市场。
受“煤改气”工程的深入推进，环渤海地区2018年天然气消费量超过600亿方，占全国消费总量的21.9%，增幅超过20%。其中河北省增幅高达51%。
环渤海区域在冬季受集中采暖影响，峰谷差较大，属于国内冬季保供传统区域，中俄东线可大幅提升冬季供应保障能力，减少因其他管道气源不稳定或雾霾导致LNG接收站不能正常生产出现资源短缺的风险。
环渤海区域市场竞争态势较为复杂，中石油（陕京系统、唐山LNG）、中石化(榆济线、天津、青岛LNG)、中海油（天津LNG），同时包括北京燃气、新天液化天然气公司在内还在规划多个LNG项目。中俄东线投产以后，中石油秦沈线不再向东北输送，将出现西部、北方陆气共进，东部海气登陆格局，在大幅提升采暖季资源保障能力同时，在非采暖季几路气源竞争将出现白热化，有利于降低用气成本。
（三）长三角区域多路气源交汇市场竞争加剧
长三角天然气市场依托西气东输管道建成逐步发展、完善，后续陆续新建川气东送管道、沿海LNG接收站设施。目前呈现管道气（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。
长三角经济发达，燃气发电占比较大，2018年天然气消费量超过510亿立方米，占全国消费量的18.7%，其中江苏、浙江均超过20%，上海天然气市场较为成熟，增长7%。
长三角尚未开始集中采暖，较环渤海冬夏季峰谷差不大，冬季保供压力相对较小。但受制于基础设施影响，冬季天然气管道、接收站运行基本接近负荷，需新增气源缓解供应紧张局面。
长三角属于传统高端市场，市场竞争较为激烈，央企、民营资本纷纷进入。中石油（西气东输、如东LNG）、中石化(川气东送)、中海油（宁波LNG）、申能（洋山进口LNG、东海气）、新奥舟山、广汇启东等多路气源并进。还在规划建设滨海、温州等LNG接收站及青宁线、新粤浙赣闵浙支干线。
中俄东线投产后，将逐步增加北方来气，长三角地区将会形成东（进口LNG、东海气）、西（西一线、川气东送）、南（西二线、新粤浙赣闵浙支干线）、北（中俄东线、青宁线）四方交汇供气格局。
国产常规气、进口中亚气、俄气、煤制气、川渝页岩气与进口LNG等多路气源交锋，市场竞争加剧。考虑长距离管输成本，中亚气、俄气及国产常规气等资源成本相对较高，在非采暖季进口LNG资源存在一定成本优势，市场占有率将逐步上升。
三、后俄气时代供需格局的几点思考
中俄东线属于首条从北方进口长输管道气，并且属于国内第一条不受价格管制的管道天然气资源，将有助于国内管网设施互联互通，推动天然气市场化机制变革。未来十年，俄罗斯、卡塔尔以及美国天然气出口能力的大幅攀升，进口渠道进一步拓宽。采暖季管道气、LNG协同保供，非采暖季管道气和LNG将同台竞技，竞争加剧，亟需加快国内管网及储气调峰设施建设，形成一套完整的市场化运作机制。
（一）加快完善基础设施建设
天然气管网互联互通。中俄东线投产后，将与陕京、西气东输、川气东送及沿海LNG等多路气源交汇，要结合国家管网公司成立契机，充分整合三大石油公司天然气管道资源，进一步加快完善互联互通，打通运行瓶颈，优化运行路径，提升管输效率，降低管输成本。
加快完善天然气管网布局。结合国内天然气需求规划、接收站建设规划、按照全国一张网编制管网设施建设规划，形成完整、高效天然气运输网络，持续优化管网运行模式，实现管网统一高效集输，灵活调度。
（二）制定完善管网运行机制
配套出台干线管网运营机制及管容分配机制。利用交易中心等第三方平台向社会公开中俄东线等新建管道管容信息，按照资源引进秩序，管网剩余能力实行“先买先得，即买即配”，确保第三方资源完全无歧视性准入。
制定省网及最后一公里等输销剥离时间表，彻底实现输销分离。各级政府尽快完成终端城市燃气管网成本监审，并出台价格联动政策，依据采购成本自动调整终端销售价格，理顺不同环节价格。
（三）理顺储气库市场化运作机制。
目前国内天然气利用仍在稳步增加，对外依存度逐年加大，地缘政治风险将愈发复杂，并将与市场因素交互更加频繁，同时国内冬夏季峰谷差仍达扩大，亟需加大储气调峰设施建设，规避缘政治或极端天气等因素引起价格波动或供需失衡。
国内首家民营商业港华金坛储气库在上海石油天然气已成功上线竞价交易，可以此为样板推动国内其他储气设施市场化定价，建立储气库盈利模式，推动储气设施建设。
（四）加快形成天然气市场化机制
国家鼓励上下游企业直接或通过交易中心进行交易，双方协商确定价格。随着天然气消费量及对外依存度逐年增加，国家逐步放开上游勘探及城市燃气外商投资限制，可预见国际与国内上游供应主体将进一步多元。
上下游交易规模扩大后，门站价格会逐步取消，将会有更多中俄东线、进口LNG等非管制气资源投放到交易中心，下游客户自主选择资源供应渠道及调整供气安排。为保障用气成本和气源供应相对稳定，上下游企业直接协商确定价格、签订长期固定合同仍是未来市场主要方式。下游用户会有更多的气源选择，交易中心成交价格将作为参考标杆。
交易中心加大产品设计与创新，不断丰富交易模式，活跃交易方式，先期可开展日前交易，进行回购或转售，准确地反映市场价值和供求状况，逐步形成现货交易价格。后期开展中远期及期货交易，并衍生多种金融工具管理价格风险。
来源：上海石油天然气交易中心 熊伟
（一）20年博弈终成正果
俄罗斯是全球仅次于美国的第二大天然气生产国，是全球最大的天然气出口国。中国近年来经济高速发展及能源结构调整，国内天然气市场消费增长迅猛。1994年，中俄两国已签订天然气管道修建备忘录，但之后10年合作基本停滞。在此期间国产气已不能足额满足国内市场需求，中国开始寻求进口气来弥补缺口。2004年后，中俄天然气合作逐步升温，但受制于气价等多方面因素，未达成实质性协议。
欧洲是俄罗斯天然气传统市场，美国页岩革命成功后向欧洲出口增加，欧洲希望能源进口的多元化，俄罗斯天然气传统出口路径面临考验，开始主动寻求中方合作。紧随着2014年乌克兰危机爆发后，俄罗斯陆续遭到美国、欧盟多轮制裁，在此期间国际原油价格出现回调及存在大幅下滑预期，加速推进了中俄天然气合作。2014年5月，双方终于签订合约。2017年7月，双方签订补充协议明确2019年12月20日前开始向中国供气。
（二）合作共赢迎新篇
俄罗斯政府在2035能源战略草案中提出，俄罗斯天然气产量将维持在8500亿～9240亿方，也就是说，较2018年高出27%～38%。到2035年，天然气出口有望在当前基础上增长一半，其中液化天然气出口将增至现在的3～4倍。2018年，俄罗斯天然气产量和出口量分别为7250亿、2450亿立方米，其中向欧洲出口管道天然气1938亿方，接近出口量的80%。其向欧洲供气过境国乌克兰之间频频爆发“斗气”风波，迫切需要出口多元化。
中国2018年天然气消费量已达2803亿方，增量超过400亿方，已居世界第三位。其中进口量1255亿方，天然气对外依存度超过45%，其中进口管道气521亿方，占进口总量的42%。据预测，2035年前国内天然气仍属于快速发展阶段，天然气需求量将达到6000-6500亿方/年，天然气对外依存度将超过50%，需要大量进口天然气尤其是稳定的进口管道气进行补充。
中俄两国不断加强新时代全面战略协作伙伴关系，中俄实施的首个特大型能源合作亚马尔项目已经通过北极东北航道穿过白令海峡向中国供应LNG。中俄东线达产后将占中国2018年天然气消费总量约14%及进口天然气总量的约28%，为中国提供稳定的进口管道气通道。
二、供气格局有望重塑
中俄东线设计输量380亿方，分期建设北段（黑河—长岭段）、中段（长岭—永清段）和南段（永清—上海段），将成为我国第二大进口天然气管道，向东北、环渤海和长三角区域供气。投产后第一年度计划供气50亿立方米，首先受益供东北三省尤其是黑龙江省内市场。逐步达产后，将大幅提高东北、环渤海、长三角地区的资源供应能力。同时管道气供应稳定，受国内用气需求峰谷差异明显影响，非采暖季必将冲击环渤海、长三角地区传统市场，加剧市场竞争。
东北地区当前主要依靠大庆油田、吉林油田、大连LNG接收站和陕京系统的秦沈线，天然气资源供应较为单一。2018年东北地区天然气占一次能源消费总量仅为4.7%，远低于全国8%的平均水平。天然气用气量仅占国内的5.3%，尤其是黑龙江尚未与国内主干管网互联互通，主要以大庆油田以产定销，发展极为受限。辽宁受制于资源不足，月度合同外线上竞拍成交量超过中石油在北方区域投放量的50%以上。在2017年冬季形势严峻的市场情况下，全国LNG现货价格最高的地方就出现在东北。
为迎接俄气到来，2019年7月，中石油集团与黑龙江省人民政府签署《“气化龙江”战略合作框架协议》。吉林省政府明确提及加快培育天然气下游市场，加大力度推广“油改气”、“煤改气”，以激活天然气的消费潜力。辽宁省政府提出“到2020年，天然气消费量在全省能源消费结构中的比重力争达到8%”，2025年实现管网县县通。
中俄东线在东北地区运距相对较短，具有价格优势，将逐步成为主供气源，增加天然气消费占一次能源消费占比。中俄东线投产后，陕京线反输源将从东北地区逐步退出，逐步形成以“北气南下”、“油田周边”销售为主，进口LNG互为补充的供气格局。
（二）环渤海区域保障能力提升与竞争白热化并存
环渤海地区已出现气源多元化供应格局，天然气资源供应主要以长输管道供应为主（陕京线、榆济线），LNG接收站进口为辅（唐山、天津、青岛）。环渤海地区天然气主要用于城市燃气、工业燃料和发电，同时是我国经济发展中心和人口聚集区域，属于城市清洁型天然气市场。
受“煤改气”工程的深入推进，环渤海地区2018年天然气消费量超过600亿方，占全国消费总量的21.9%，增幅超过20%。其中河北省增幅高达51%。
环渤海区域在冬季受集中采暖影响，峰谷差较大，属于国内冬季保供传统区域，中俄东线可大幅提升冬季供应保障能力，减少因其他管道气源不稳定或雾霾导致LNG接收站不能正常生产出现资源短缺的风险。
环渤海区域市场竞争态势较为复杂，中石油（陕京系统、唐山LNG）、中石化(榆济线、天津、青岛LNG)、中海油（天津LNG），同时包括北京燃气、新天液化天然气公司在内还在规划多个LNG项目。中俄东线投产以后，中石油秦沈线不再向东北输送，将出现西部、北方陆气共进，东部海气登陆格局，在大幅提升采暖季资源保障能力同时，在非采暖季几路气源竞争将出现白热化，有利于降低用气成本。
（三）长三角区域多路气源交汇市场竞争加剧
长三角天然气市场依托西气东输管道建成逐步发展、完善，后续陆续新建川气东送管道、沿海LNG接收站设施。目前呈现管道气（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。
长三角经济发达，燃气发电占比较大，2018年天然气消费量超过510亿立方米，占全国消费量的18.7%，其中江苏、浙江均超过20%，上海天然气市场较为成熟，增长7%。
长三角尚未开始集中采暖，较环渤海冬夏季峰谷差不大，冬季保供压力相对较小。但受制于基础设施影响，冬季天然气管道、接收站运行基本接近负荷，需新增气源缓解供应紧张局面。
长三角属于传统高端市场，市场竞争较为激烈，央企、民营资本纷纷进入。中石油（西气东输、如东LNG）、中石化(川气东送)、中海油（宁波LNG）、申能（洋山进口LNG、东海气）、新奥舟山、广汇启东等多路气源并进。还在规划建设滨海、温州等LNG接收站及青宁线、新粤浙赣闵浙支干线。
中俄东线投产后，将逐步增加北方来气，长三角地区将会形成东（进口LNG、东海气）、西（西一线、川气东送）、南（西二线、新粤浙赣闵浙支干线）、北（中俄东线、青宁线）四方交汇供气格局。
国产常规气、进口中亚气、俄气、煤制气、川渝页岩气与进口LNG等多路气源交锋，市场竞争加剧。考虑长距离管输成本，中亚气、俄气及国产常规气等资源成本相对较高，在非采暖季进口LNG资源存在一定成本优势，市场占有率将逐步上升。
三、后俄气时代供需格局的几点思考
中俄东线属于首条从北方进口长输管道气，并且属于国内第一条不受价格管制的管道天然气资源，将有助于国内管网设施互联互通，推动天然气市场化机制变革。未来十年，俄罗斯、卡塔尔以及美国天然气出口能力的大幅攀升，进口渠道进一步拓宽。采暖季管道气、LNG协同保供，非采暖季管道气和LNG将同台竞技，竞争加剧，亟需加快国内管网及储气调峰设施建设，形成一套完整的市场化运作机制。
（一）加快完善基础设施建设
天然气管网互联互通。中俄东线投产后，将与陕京、西气东输、川气东送及沿海LNG等多路气源交汇，要结合国家管网公司成立契机，充分整合三大石油公司天然气管道资源，进一步加快完善互联互通，打通运行瓶颈，优化运行路径，提升管输效率，降低管输成本。
加快完善天然气管网布局。结合国内天然气需求规划、接收站建设规划、按照全国一张网编制管网设施建设规划，形成完整、高效天然气运输网络，持续优化管网运行模式，实现管网统一高效集输，灵活调度。
（二）制定完善管网运行机制
配套出台干线管网运营机制及管容分配机制。利用交易中心等第三方平台向社会公开中俄东线等新建管道管容信息，按照资源引进秩序，管网剩余能力实行“先买先得，即买即配”，确保第三方资源完全无歧视性准入。
制定省网及最后一公里等输销剥离时间表，彻底实现输销分离。各级政府尽快完成终端城市燃气管网成本监审，并出台价格联动政策，依据采购成本自动调整终端销售价格，理顺不同环节价格。
（三）理顺储气库市场化运作机制。
目前国内天然气利用仍在稳步增加，对外依存度逐年加大，地缘政治风险将愈发复杂，并将与市场因素交互更加频繁，同时国内冬夏季峰谷差仍达扩大，亟需加大储气调峰设施建设，规避缘政治或极端天气等因素引起价格波动或供需失衡。
国内首家民营商业港华金坛储气库在上海石油天然气已成功上线竞价交易，可以此为样板推动国内其他储气设施市场化定价，建立储气库盈利模式，推动储气设施建设。
（四）加快形成天然气市场化机制
国家鼓励上下游企业直接或通过交易中心进行交易，双方协商确定价格。随着天然气消费量及对外依存度逐年增加，国家逐步放开上游勘探及城市燃气外商投资限制，可预见国际与国内上游供应主体将进一步多元。
上下游交易规模扩大后，门站价格会逐步取消，将会有更多中俄东线、进口LNG等非管制气资源投放到交易中心，下游客户自主选择资源供应渠道及调整供气安排。为保障用气成本和气源供应相对稳定，上下游企业直接协商确定价格、签订长期固定合同仍是未来市场主要方式。下游用户会有更多的气源选择，交易中心成交价格将作为参考标杆。
交易中心加大产品设计与创新，不断丰富交易模式，活跃交易方式，先期可开展日前交易，进行回购或转售，准确地反映市场价值和供求状况，逐步形成现货交易价格。后期开展中远期及期货交易，并衍生多种金融工具管理价格风险。
来源：上海石油天然气交易中心 熊伟
