作為中國天然氣進(jìn)口戰(zhàn)略通道之一，中俄東線目標(biāo)市場為中國東北、環(huán)渤海、長三角地區(qū)，包括黑龍江、吉林、遼寧、河北、北京、天津、山東、江蘇、上海、浙江10個(gè)省市。管道建成后將對目標(biāo)市場有何影響？項(xiàng)目折射出俄羅斯怎樣的大國戰(zhàn)略？

東北地區(qū)：大幅提升供應(yīng)能力 推動氣化進(jìn)程

中俄東線投產(chǎn)后將首先供應(yīng)東北地區(qū)，當(dāng)輸氣量達(dá)到380億立方米/年時(shí)，預(yù)計(jì)其中供應(yīng)東北地區(qū)的氣量為135億～150億立方米/年，與2018年市場消費(fèi)總量基本相當(dāng)，將大幅提升東北地區(qū)資源供應(yīng)能力，中俄東線天然氣成為東北地區(qū)的主供氣源?，F(xiàn)有“以區(qū)域內(nèi)油氣田為主，進(jìn)口LNG和長輸管道為輔”的資源供應(yīng)方式，將會轉(zhuǎn)變?yōu)?ldquo;以進(jìn)口管道氣為主，區(qū)域內(nèi)油氣田和進(jìn)口LNG為輔”的方式。

中俄東線將推動?xùn)|北地區(qū)氣化進(jìn)程，改變供氣格局。2018年東北地區(qū)天然氣市場消費(fèi)量為146億立方米，占一次能源消費(fèi)總量的4.7%，遠(yuǎn)低于全國8%的平均水平，天然氣氣化程度較低?？紤]生態(tài)環(huán)境成本，天然氣替代煤炭的終端用戶可承受價(jià)格為2.02元/立方米。在此基礎(chǔ)上，除去城市配氣費(fèi)和支線管輸費(fèi)，天然氣替代煤炭的省門站可承受價(jià)格為1.5元/立方米以下，若考慮混合銷售，氣源供應(yīng)到東北地區(qū)省門站的成本應(yīng)該在1.6元/立方米左右。中俄東線天然氣對推動?xùn)|北地區(qū)天然氣氣化具有較強(qiáng)的價(jià)格競爭力。

東北地區(qū)天然氣資源供應(yīng)較為單一，主要依靠大慶油田、吉林油田、大連LNG接收站和陜京系統(tǒng)的秦沈線。中俄東線投產(chǎn)以后秦沈線、沈哈線管道輸送陜京線系統(tǒng)的資源將從東北地區(qū)逐步退出，增加中俄東線天然氣資源的輸送，資源流向?qū)?ldquo;由南向北”變?yōu)?ldquo;由北向南”。區(qū)域內(nèi)油氣田仍主要在周邊地區(qū)銷售天然氣，進(jìn)口LNG將作為重要的資源補(bǔ)充和調(diào)峰氣源。東北地區(qū)整體供氣格局將呈現(xiàn)“北氣南下、就近供應(yīng)、海氣登陸”的特點(diǎn)。

環(huán)渤海地區(qū)：增加資源供應(yīng)通道 拉低供氣成本

環(huán)渤海地區(qū)天然氣資源供應(yīng)以長輸管道為主，進(jìn)口LNG為輔，包括陜京線、榆濟(jì)線，唐山LNG接收站、天津浮式LNG接收站、天津LNG接收站、青島LNG接收站，大唐煤制氣、區(qū)域內(nèi)油氣田等，氣源多元化供應(yīng)格局明顯。2018年，長輸管道氣供應(yīng)占比60.3%，進(jìn)口LNG供應(yīng)占比31.5%。

目前，環(huán)渤海地區(qū)的天然氣資源供應(yīng)來自東、西兩個(gè)方向，西向來氣由陜京線系統(tǒng)和榆濟(jì)線組成，東向來氣由進(jìn)口LNG和海上氣組成。中俄東線投產(chǎn)以后，秦沈線流向?qū)⒏淖優(yōu)橛杀毕蚰?，北部將增加中俄東線供應(yīng)通道，從而提升環(huán)渤海地區(qū)資源保障能力。

供應(yīng)環(huán)渤海地區(qū)的國產(chǎn)常規(guī)氣，除區(qū)域內(nèi)油氣田外，主要來自陜京線和榆濟(jì)線輸氣管道。現(xiàn)有供應(yīng)環(huán)渤海地區(qū)的進(jìn)口LNG來自唐山LNG接收站、天津LNG接收站、天津浮式LNG接收站、青島LNG接收站，這些進(jìn)口資源屬于早期資源合同，與國際油價(jià)掛鉤比例較高。根據(jù)進(jìn)口LNG歷史數(shù)據(jù)，在布倫特油價(jià)為60美元/桶時(shí)，進(jìn)口LNG到岸價(jià)格為1.8元/立方米左右，考慮稅費(fèi)、汽化、管輸?shù)荣M(fèi)用，供應(yīng)成本為2.2～2.3元/立方米。規(guī)劃的進(jìn)口LNG項(xiàng)目考慮到目前國際天然氣市場整體寬松，合同價(jià)格相對前期有所降低，預(yù)計(jì)在布倫特油價(jià)為60美元/桶時(shí)，供應(yīng)成本在2.1元/立方米左右。環(huán)渤海地區(qū)除國產(chǎn)氣外，中俄東線天然氣相比其他進(jìn)口天然氣具有較強(qiáng)的價(jià)格競爭力。

預(yù)計(jì)2025年，環(huán)渤海地區(qū)除區(qū)域油氣田外的資源供應(yīng)量為1040億立方米，根據(jù)各資源供應(yīng)量和供應(yīng)成本測算，中俄東線可以拉低該地區(qū)進(jìn)口天然氣資源供應(yīng)成本約0.1元/立方米。

需要注意的是，環(huán)渤海地區(qū)天然氣市場峰谷差較大，一方面可提升冬季供應(yīng)保障能力，另一方面在夏季將出現(xiàn)資源富余現(xiàn)象。以中俄東線供應(yīng)環(huán)渤海地區(qū)130億立方米/年為例，以2018年環(huán)渤海地區(qū)月度不均勻系數(shù)為基礎(chǔ)，通過與環(huán)渤海地區(qū)同規(guī)模的市場需求進(jìn)行對比，中俄東線在環(huán)渤海地區(qū)日均供氣量為3560萬立方米，在消費(fèi)淡季的低月將會富余1200萬立方米/日。在東北及長三角地區(qū)也會面臨同樣的問題。

長三角地區(qū)：增加氣源競爭 形成四方供氣格局

長三角地區(qū)天然氣資源主要依賴外省輸送和進(jìn)口，市場較為成熟，對外依存度高達(dá)97%。供應(yīng)氣源主要包括西氣東輸、川氣東送，如東LNG接收站、上海LNG接收站、寧波LNG接收站，資源供應(yīng)多元化態(tài)勢明顯。2018年，長輸管道氣供應(yīng)占比為53.7%，進(jìn)口LNG供應(yīng)占比為42.7%。

中國天然氣價(jià)格將逐步走向市場化，門站價(jià)格限制終將被取消，銷售價(jià)格由供需雙方協(xié)商確定，供應(yīng)成本成為氣源主要競爭力。長三角地區(qū)屬于中國天然氣高端市場，各氣源向該地區(qū)供應(yīng)的積極性較高，未來新增氣源除中俄東線外還有濱海LNG接收站、贛榆LNG接收站、溫州LNG接收站、如東陽光島LNG接收站、青寧線、新粵浙贛閔浙支干線。其中，青寧線氣源主要來自青島LNG接收站，新粵浙氣源主要來自于新疆的煤制氣和川渝地區(qū)的頁巖氣、常規(guī)氣，上述氣源均屬于高價(jià)氣。當(dāng)布倫特油價(jià)為60美元/桶時(shí)，供應(yīng)長三角地區(qū)的天然氣成本在2.2元/立方米左右。中俄東線供應(yīng)到該地區(qū)的價(jià)格并不具備明顯競爭力，將會增加長三角地區(qū)的市場競爭。

中俄東線投產(chǎn)以后，長三角地區(qū)將會形成東、西、南、北四方供氣格局，西部供應(yīng)主要來自西氣東輸一線和川氣東送，東部供應(yīng)主要來自各進(jìn)口LNG接收站和海上氣，南部供應(yīng)主要來自西氣東輸二線、新粵浙贛閔浙支干線，北部供應(yīng)來自中俄東線和青寧線。原有冀寧線管道為聯(lián)絡(luò)線，連接陜京線和西氣東輸管道，目前冀寧線在江蘇省主要輸送如東LNG接收站的氣源，資源流向?yàn)橛赡舷虮?。中俄東線投產(chǎn)后將會增加北方來氣。

總之，中俄東線投產(chǎn)以后將大幅提高東北、環(huán)渤海、長三角地區(qū)的資源供應(yīng)能力，對目標(biāo)市場的氣化進(jìn)程起到積極的推動作用。同時(shí)，將對環(huán)渤海、長三角地區(qū)進(jìn)口LNG形成沖擊，增加了地區(qū)氣源競爭程度。中俄東線全年平穩(wěn)的供應(yīng)特點(diǎn)，一方面可為目標(biāo)市場采暖季增加供應(yīng)保障，另一方面將會在夏季出現(xiàn)資源富余。

未來，中國天然氣價(jià)格將逐步實(shí)現(xiàn)市場化，天然氣交易價(jià)格將由供需雙方協(xié)商確定，在資源供應(yīng)寬松和多元化的格局下將會迫使高價(jià)氣退出市場。建議各地布局的LNG接收站項(xiàng)目要側(cè)重對海外LNG采購成本控制，對比目標(biāo)市場競爭氣源的供應(yīng)成本和目標(biāo)市場用戶的價(jià)格承受能力；提前做好夏季目標(biāo)市場富余資源的流向處理方案，實(shí)現(xiàn)主干管道與地下儲氣庫聯(lián)通；各級政府應(yīng)持續(xù)推動基礎(chǔ)設(shè)施互聯(lián)互通和獨(dú)立運(yùn)營，確保天然氣價(jià)格真正實(shí)現(xiàn)市場化。