中俄東線投產將對我國區域內天然氣市場格局產生哪些影響？國內天然氣市場又將如何重塑？本文為您釋疑解惑～
熊偉 高級經濟師
2006年7月-2008年9月，中石油西部管道公司生產運行處主辦，駐中石油北京油氣調控中心工作，獲加拿大Enbridge公司調度員證書，中控調度崗位。
2008年9月-2015年6月，中石油西部管道公司西氣東輸二線籌備組、規劃計劃處主辦、主管，負責生產運行、企管法規、計劃統計、投資管理工作。
2015年7月-2016年12月，中石油西部管道公司油氣銷售部銷售與客戶管理科副科長，負責天然氣營銷、調運、運行協調、客戶管理及線上交易工作。
2017年1月-2019年6月，中石油天然氣銷售西部公司營銷調運處調運科科長，高級經濟師，負責天然氣營銷、調運、協調監督及線上交易工作。
2019年7月-至今，上海石油天然氣交易中心管道氣交易部負責人（總監助理）。
12月2日下午17時，中俄東線天然氣管道正式投產通氣。10年談判，20年博弈，終於塵埃落定。自此我國“西北、西南、東北、東南”四大能源進口戰略通道全面建成，這對於緩解我國供氣緊張局面，保障我國油氣供應和能源安全意義重大。中俄東線投產將如何影響區域內天然氣市場格局，國內天然氣市場又將如何重塑？
一、中俄天然氣合作翻新篇
（一）20年博弈終成正果
俄羅斯是全球僅次於美國的第二大天然氣生產國，是全球最大的天然氣出口國。中國近年來經濟高速發展及能源結構調整，國內天然氣市場消費增長迅猛。1994年，中俄兩國已簽訂天然氣管道修建備忘錄，但之後10年合作基本停滯。在此期間國產氣已不能足額滿足國內市場需求，中國開始尋求進口氣來彌補缺口。2004年後，中俄天然氣合作逐步升溫，但受制於氣價等多方面因素，未達成實質性協議。
歐洲是俄羅斯天然氣傳統市場，美國頁岩革命成功後向歐洲出口增加，歐洲希望能源進口的多元化，俄羅斯天然氣傳統出口路徑面臨考驗，開始主動尋求中方合作。緊隨著2014年烏克蘭危機爆發後，俄羅斯陸續遭到美國、歐盟多輪制裁，在此期間國際原油價格出現回調及存在大幅下滑預期，加速推進了中俄天然氣合作。2014年5月，雙方終於簽訂合約。2017年7月，雙方簽訂補充協議明確2019年12月20日前開始向中國供氣。
（二）合作共贏迎新篇
俄羅斯政府在2035能源戰略草案中提出，俄羅斯天然氣產量將維持在8500億～9240億方，也就是說，較2018年高出27%～38%。到2035年，天然氣出口有望在當前基礎上增長一半，其中液化天然氣出口將增至現在的3～4倍。2018年，俄羅斯天然氣產量和出口量分別為7250億、2450億立方米，其中向歐洲出口管道天然氣1938億方，接近出口量的80%。其向歐洲供氣過境國烏克蘭之間頻頻爆發“鬥氣”風波，迫切需要出口多元化。
中國2018年天然氣消費量已達2803億方，增量超過400億方，已居世界第三位。其中進口量1255億方，天然氣對外依存度超過45%，其中進口管道氣521億方，佔進口總量的42%。據預測，2035年前國內天然氣仍屬於快速發展階段，天然氣需求量將達到6000-6500億方/年，天然氣對外依存度將超過50%，需要大量進口天然氣尤其是穩定的進口管道氣進行補充。
中俄兩國不斷加強新時代全面戰略協作夥伴關係，中俄實施的首個特大型能源合作亞馬爾項目已經通過北極東北航道穿過白令海峽向中國供應LNG。中俄東線達產後將佔中國2018年天然氣消費總量約14%及進口天然氣總量的約28%，為中國提供穩定的進口管道氣通道。
二、供氣格局有望重塑
中俄東線設計輸量380億方，分期建設北段（黑河—長嶺段）、中段（長嶺—永清段）和南段（永清—上海段），將成為我國第二大進口天然氣管道，向東北、環渤海和長三角區域供氣。投產後第一年度計劃供氣50億立方米，首先受益供東北三省尤其是黑龍江省內市場。逐步達產後，將大幅提高東北、環渤海、長三角地區的資源供應能力。同時管道氣供應穩定，受國內用氣需求峰谷差異明顯影響，非採暖季必將衝擊環渤海、長三角地區傳統市場，加劇市場競爭。
（一）東北區域氣化進程加快
東北地區當前主要依靠大慶油田、吉林油田、大連LNG接收站和陝京系統的秦沈線，天然氣資源供應較為單一。2018年東北地區天然氣佔一次能源消費總量僅為4.7%，遠低於全國8%的平均水平。天然氣用氣量僅佔國內的5.3%，尤其是黑龍江尚未與國內主幹管網互聯互通，主要以大慶油田以產定銷，發展極為受限。遼寧受制於資源不足，月度合同外線上競拍成交量超過中石油在北方區域投放量的50%以上。在2017年冬季形勢嚴峻的市場情況下，全國LNG現貨價格最高的地方就出現在東北。
為迎接俄氣到來，2019年7月，中石油集團與黑龍江省人民政府簽署《“氣化龍江”戰略合作框架協議》。吉林省政府明確提及加快培育天然氣下游市場，加大力度推廣“油改氣”、“煤改氣”，以激活天然氣的消費潛力。遼寧省政府提出“到2020年，天然氣消費量在全省能源消費結構中的比重力爭達到8%”，2025年實現管網縣縣通。
中俄東線在東北地區運距相對較短，具有價格優勢，將逐步成為主供氣源，增加天然氣消費佔一次能源消費佔比。中俄東線投產後，陝京線反輸源將從東北地區逐步退出，逐步形成以“北氣南下”、“油田周邊”銷售為主，進口LNG互為補充的供氣格局。
（二）環渤海區域保障能力提升與競爭白熱化並存
環渤海地區已出現氣源多元化供應格局，天然氣資源供應主要以長輸管道供應為主（陝京線、榆濟線），LNG接收站進口為輔（唐山、天津、青島）。環渤海地區天然氣主要用於城市燃氣、工業燃料和發電，同時是我國經濟發展中心和人口聚集區域，屬於城市清潔型天然氣市場。
受“煤改氣”工程的深入推進，環渤海地區2018年天然氣消費量超過600億方，佔全國消費總量的21.9%，增幅超過20%。其中河北省增幅高達51%。
環渤海區域在冬季受集中採暖影響，峰谷差較大，屬於國內冬季保供傳統區域，中俄東線可大幅提升冬季供應保障能力，減少因其他管道氣源不穩定或霧霾導致LNG接收站不能正常生產出現資源短缺的風險。
環渤海區域市場競爭態勢較為複雜，中石油（陝京系統、唐山LNG）、中石化(榆濟線、天津、青島LNG)、中海油（天津LNG），同時包括北京燃氣、新天液化天然氣公司在內還在規劃多個LNG項目。中俄東線投產以後，中石油秦沈線不再向東北輸送，將出現西部、北方陸氣共進，東部海氣登陸格局，在大幅提升採暖季資源保障能力同時，在非採暖季幾路氣源競爭將出現白熱化，有利於降低用氣成本。
（三）長三角區域多路氣源交匯市場競爭加劇
長三角天然氣市場依託西氣東輸管道建成逐步發展、完善，後續陸續新建川氣東送管道、沿海LNG接收站設施。目前呈現管道氣（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，資源供應多元化態勢明顯。
長三角經濟發達，燃氣發電佔比較大，2018年天然氣消費量超過510億立方米，佔全國消費量的18.7%，其中江蘇、浙江均超過20%，上海天然氣市場較為成熟，增長7%。
長三角尚未開始集中採暖，較環渤海冬夏季峰谷差不大，冬季保供壓力相對較小。但受制於基礎設施影響，冬季天然氣管道、接收站運行基本接近負荷，需新增氣源緩解供應緊張局面。
長三角屬於傳統高端市場，市場競爭較為激烈，央企、民營資本紛紛進入。中石油（西氣東輸、如東LNG）、中石化(川氣東送)、中海油（寧波LNG）、申能（洋山進口LNG、東海氣）、新奧舟山、廣匯啟東等多路氣源並進。還在規劃建設濱海、溫州等LNG接收站及青寧線、新粵浙贛閔浙支幹線。
中俄東線投產後，將逐步增加北方來氣，長三角地區將會形成東（進口LNG、東海氣）、西（西一線、川氣東送）、南（西二線、新粵浙贛閔浙支幹線）、北（中俄東線、青寧線）四方交匯供氣格局。
國產常規氣、進口中亞氣、俄氣、煤制氣、川渝頁岩氣與進口LNG等多路氣源交鋒，市場競爭加劇。考慮長距離管輸成本，中亞氣、俄氣及國產常規氣等資源成本相對較高，在非採暖季進口LNG資源存在一定成本優勢，市場佔有率將逐步上升。
三、後俄氣時代供需格局的幾點思考
中俄東線屬於首條從北方進口長輸管道氣，並且屬於國內第一條不受價格管制的管道天然氣資源，將有助於國內管網設施互聯互通，推動天然氣市場化機制變革。未來十年，俄羅斯、卡塔爾以及美國天然氣出口能力的大幅攀升，進口渠道進一步拓寬。採暖季管道氣、LNG協同保供，非採暖季管道氣和LNG將同臺競技，競爭加劇，亟需加快國內管網及儲氣調峰設施建設，形成一套完整的市場化運作機制。
（一）加快完善基礎設施建設
天然氣管網互聯互通。中俄東線投產後，將與陝京、西氣東輸、川氣東送及沿海LNG等多路氣源交匯，要結合國家管網公司成立契機，充分整合三大石油公司天然氣管道資源，進一步加快完善互聯互通，打通運行瓶頸，優化運行路徑，提升管輸效率，降低管輸成本。
加快完善天然氣管網布局。結合國內天然氣需求規劃、接收站建設規劃、按照全國一張網編制管網設施建設規劃，形成完整、高效天然氣運輸網絡，持續優化管網運行模式，實現管網統一高效集輸，靈活調度。
（二）制定完善管網運行機制
配套出臺幹線管網運營機制及管容分配機制。利用交易中心等第三方平臺向社會公開中俄東線等新建管道管容信息，按照資源引進秩序，管網剩餘能力實行“先買先得，即買即配”，確保第三方資源完全無歧視性准入。
制定省網及最後一公里等輸銷剝離時間表，徹底實現輸銷分離。各級政府儘快完成終端城市燃氣管網成本監審，並出臺價格聯動政策，依據採購成本自動調整終端銷售價格，理順不同環節價格。
（三）理順儲氣庫市場化運作機制。
目前國內天然氣利用仍在穩步增加，對外依存度逐年加大，地緣政治風險將愈發複雜，並將與市場因素交互更加頻繁，同時國內冬夏季峰谷差仍達擴大，亟需加大儲氣調峰設施建設，規避緣政治或極端天氣等因素引起價格波動或供需失衡。
國內首家民營商業港華金壇儲氣庫在上海石油天然氣已成功上線競價交易，可以此為樣板推動國內其他儲氣設施市場化定價，建立儲氣庫盈利模式，推動儲氣設施建設。
（四）加快形成天然氣市場化機制
國家鼓勵上下游企業直接或通過交易中心進行交易，雙方協商確定價格。隨著天然氣消費量及對外依存度逐年增加，國家逐步放開上游勘探及城市燃氣外商投資限制，可預見國際與國內上游供應主體將進一步多元。
上下游交易規模擴大後，門站價格會逐步取消，將會有更多中俄東線、進口LNG等非管制氣資源投放到交易中心，下游客戶自主選擇資源供應渠道及調整供氣安排。為保障用氣成本和氣源供應相對穩定，上下游企業直接協商確定價格、簽訂長期固定合同仍是未來市場主要方式。下游用戶會有更多的氣源選擇，交易中心成交價格將作為參考標杆。
交易中心加大產品設計與創新，不斷豐富交易模式，活躍交易方式，先期可開展日前交易，進行回購或轉售，準確地反映市場價值和供求狀況，逐步形成現貨交易價格。後期開展中遠期及期貨交易，並衍生多種金融工具管理價格風險。
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