俄羅斯天然氣在東北地區(qū)的利用發(fā)展分析

安昱萱 宮敬 安旭

1.中國石油大學(北京)機械與儲運學院 2.錦州中燃能源發(fā)展有限公司

作為“一帶一路”重大工程項目之一，中俄東線天然氣(以下簡稱俄氣)已于2019年12月2日起正式向我國供氣，這意味著我國基本完成了天然氣進口東北、西北、西南及海上四大通道的多元化戰(zhàn)略布局，實現(xiàn)了天然氣進口多渠道、多來源與多品種，對于保障我國能源安全意義重大。項目投產(chǎn)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，對沿線地區(qū)的氣化進程起到推動作用。

東北地區(qū)據(jù)此相繼提出“氣化遼寧”“氣化吉林”“氣化黑龍江”等一系列加快推進天然氣利用的目標，制定出臺相關(guān)的鼓勵政策，力爭到2020年實現(xiàn)天然氣在一次能源中的占比提升至8.3%以上[1]。

1 東北地區(qū)天然氣利用現(xiàn)狀

東北地區(qū)主要包括遼寧、吉林、黑龍江三省，國土面積為78.79×104km2。近年來，受體制轉(zhuǎn)換和經(jīng)濟發(fā)展環(huán)境等不利因素制約，東北地區(qū)的經(jīng)濟發(fā)展相對緩慢。能源消費方面仍以煤炭為主，原油次之，天然氣和電力消費量相對較低，也較為穩(wěn)定。由于能源消費結(jié)構(gòu)中煤炭占比過高，東北地區(qū)環(huán)境污染嚴重，減排壓力巨大，迫切需要加快能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整。

1.1 天然氣消費情況

東北地區(qū)天然氣人均年消費量為130 m3，雖然與2010年65 m3/人的指標相比，消費量已經(jīng)成倍增長，但比全國的平均值201 m3/人仍低了35%，更是遠低于全球平均452 m3/人的水平。

2018年東北地區(qū)天然氣市場消費總量為141.56×108m3，占一次能源消費總量的4.7%，低于全國7.8%的平均水平。其中，遼寧、吉林和黑龍江省天然氣用量分別為69.65×108m3、29.71×108m3和42.22×108m3。

東北三省自定的2020年天然氣消費量目標分別為遼寧150×108m3[2]、吉林50×108m3[3]、黑龍江90×108m3[4]，從目前實際用氣情況看，要完成這個目標還存在較大困難。

截至2018年，東北地區(qū)主要城市天然氣利用情況如表1所列。其中，黑龍江省13個地級城市、地區(qū)中有8個(牡丹江市、雞西市、雙鴨山市、伊春市、七臺河市、鶴崗市、黑河市、大興安嶺地區(qū)),吉林省9個地級城市中有5個(遼源、白山、通化、延邊、白城)，遼寧省14個地級城市中有4個(朝陽、阜新、鐵嶺、丹東)還沒有引入管輸天然氣，只能通過市內(nèi)燃氣管網(wǎng)分別使用CNG、LNG和煤氣，個別城市和未實現(xiàn)管網(wǎng)覆蓋的縣(市、區(qū))居民多數(shù)還在使用瓶裝LPG。

表1 2018年東北地區(qū)主要城市天然氣利用情況城市主要氣源輸送方式居民氣價/(元·m-3)非居民氣價/(元·m-3)用戶數(shù)/(104戶)平均日供氣量/(104 m3)備注哈爾濱大慶油田管輸2.943.48178120齊齊哈爾大慶油田管輸2.502.853860部分LPG牡丹江LNG3.504.602120部分煤氣佳木斯湯原油田管輸2.964.252410長春長嶺氣田管輸2.943.026390吉林長嶺氣田管輸2.843.5026沈陽秦沈管道管輸3.163.48274600大連LNG3.404.207571部分煤氣錦州秦沈管道管輸2.903.603830

1.2 現(xiàn)狀成因分析

東北地區(qū)氣化程度偏低局面的形成，主要有以下幾方面原因：

(1) 東北地區(qū)天然氣資源偏少且自給能力下降，外部進氣渠道單一。

東北境內(nèi)僅有大慶油田、吉林油田和遼河油田的伴生氣，2018年產(chǎn)量合計67.75×108m3，其中，大慶、吉林和遼河油田內(nèi)部消化的自用氣就占了40×108m3，余量僅可以保證哈爾濱、長春、沈陽等少量大城市的日常用氣需求。各省天然氣產(chǎn)消量對比如圖1所示。

大連LNG接收碼頭可以提供進口LNG氣源，但覆蓋范圍有限，長途運輸成本較高；陜京系統(tǒng)的秦沈線受限于京津冀地區(qū)的保供要求，供應(yīng)東北地區(qū)的氣量有限。

(2) 配套基礎(chǔ)設(shè)施發(fā)展不均衡，輸氣、儲氣能力弱，保供能力不足。

東北地區(qū)天然氣輸氣網(wǎng)絡(luò)建設(shè)不完善，互聯(lián)互通能力不強，目前只有連接、供應(yīng)少數(shù)大城市的秦皇島—沈陽、大連—沈陽、長嶺—長春—吉林、沈陽—哈爾濱等幾條主要輸氣線，其他城市和地區(qū)根本無法覆蓋，也難以實現(xiàn)氣源調(diào)配。

同時，東北地區(qū)目前只有遼河油田雙6儲氣庫是唯一的大型儲氣設(shè)施，最大日出氣量為1 250×104m3，只能基本保證當前消費氣量的應(yīng)急儲備和調(diào)峰要求。東北地區(qū)季節(jié)溫差大，供暖周期長，導致用氣波動幅度較大，天然氣調(diào)峰需求比達到17.4%，而東北儲氣庫工作氣量僅占消費量的7%，無法滿足調(diào)峰需求。

(3) 最主要的原因是東北經(jīng)濟不景氣，天然氣市場難以打開。東北地區(qū)已進入快速老齡化，2018年凈流出人口高達30×104人，目前僅有1.2×108人，在全國的人口占比已由1980年的15%降到了8%。人口的大量流出不僅使東北地區(qū)的農(nóng)村逐漸空心化，一些城市也因資源枯竭而日益萎縮，成為收縮型城市，其能源需求很難有大幅提高。不僅是居民用氣量增長不快，工業(yè)生產(chǎn)用燃料替代、汽車加氣、煤(油)改氣等領(lǐng)域的天然氣推廣也會因獲利困難而變得舉步維艱。

2 俄氣的供應(yīng)情況

俄氣的主供氣源地為俄羅斯東西伯利亞的伊爾庫茨克州科維克金氣田和薩哈共和國恰揚金氣田，通過俄羅斯“西伯利亞力量”管道到達邊境與我國境內(nèi)段相連接。

作為我國天然氣進口戰(zhàn)略通道之一，俄氣供應(yīng)目標市場為東北、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個省市。項目建成后將首先供應(yīng)東北地區(qū)，將在東北地區(qū)設(shè)置黑河、五大連池、明水、肇源、沈陽和錦州壓氣站，大慶、長嶺、雙遼和通遼分輸站共10座站場，以滿足東北地區(qū)用氣需求。

根據(jù)吉林省政府與中石油簽署的《戰(zhàn)略合同框架協(xié)議》，2020年俄氣吉林省內(nèi)供應(yīng)量為(40～60) ×108m3[5]。鑒于吉林是東北三省中天然氣消費量最少的省份，以其供應(yīng)量的中值做為三省供應(yīng)量估算基數(shù)，預測當俄氣輸氣量達到滿產(chǎn)380×108m3/a時，可供應(yīng)東北地區(qū)的氣量將為150×108m3/a，與2018年東北地區(qū)天然氣消費總量基本相當。

俄氣的價格目前還未公布，定價模式采用與國際油價掛鉤的計算公式計價。行業(yè)間估價為2.4～2.6元/m3，估價依據(jù)如下：

(1) 《中俄東線供氣購銷合同》的總價在(4 000～4 560)×108美元左右，合同期限為30年，如果俄方每年都能保證380×108m3的滿產(chǎn)天然氣供應(yīng)量，折算后的氣價應(yīng)在350美元/103m3，對應(yīng)國際油價大約在70美元/桶。由于合同前期5年，供氣量為(50～300)×108m3/a，所以折算后平均氣價還將略高，即超過 2.4元/m3。

(2) 目前中亞國家進口我國氣價為2.2 元/m3，這還是我國在土庫曼斯坦等國前期投入油氣田開發(fā)后達成的價格。而俄氣輸送距離長，且遠東地區(qū)自然環(huán)境惡劣，管道運輸、維護成本較高，所以價格只會高于中亞來氣。

3 俄氣利用發(fā)展預期

俄氣投產(chǎn)后，秦沈線、沈哈線管道輸送的陜京系統(tǒng)天然氣將逐步退出，俄氣將成為未來東北地區(qū)的主要氣源，天然氣資源流向?qū)摹坝赡舷虮薄弊優(yōu)椤坝杀毕蚰稀?，現(xiàn)有“以區(qū)域內(nèi)油氣田為主，進口LNG和長輸管道為輔”的供應(yīng)模式，將轉(zhuǎn)變?yōu)椤耙赃M口管道氣為主，區(qū)域內(nèi)油氣田和進口LNG為輔”的方式。東北地區(qū)以往的天然氣利用量小、覆蓋區(qū)域不廣等問題有望緩解。

下一階段天然氣市場的發(fā)展主要集中在民用、車用、工業(yè)燃料和供暖，對石油、煤炭的下游市場形成替代。

(1) 東北地區(qū)城鎮(zhèn)化程度較高，但氣化率還有待提高。其中遼寧的城鎮(zhèn)氣化率在60%以上，吉林、黑龍江城鎮(zhèn)居民氣化率不足40%，存在較大提升空間。隨著新型城鎮(zhèn)化的推進和鄉(xiāng)村能源消費的升級，可以在具備管道氣供應(yīng)條件的城鎮(zhèn)快速提高居民燃氣供應(yīng)水平。

(2) 在交通領(lǐng)域，由于此前天然氣供應(yīng)能力不足，LNG價格較高，東北地區(qū)汽車加氣行業(yè)發(fā)展不快。在引入俄氣以后，管道沿線地區(qū)都可以加快天然氣車船、加氣站網(wǎng)絡(luò)工程建設(shè)。特別是耗氣量大的LNG重卡在東北地區(qū)目前使用還很少，隨著國Ⅵ排放標準等政策性有利因素外，LNG的經(jīng)濟性也將引發(fā)東北地區(qū)汽車加氣業(yè)用氣量的迅猛增長。

(3) 東北地區(qū)做為老工業(yè)基地，重工業(yè)比重大，大氣污染嚴重，隨著環(huán)保政策趨嚴的常態(tài)化，客觀上倒逼清潔能源的消費進程加速。環(huán)保配套投入成本的不斷增大，促使工業(yè)企業(yè)進行燃料升級替代，推動工業(yè)燃煤燃油鍋爐/窯爐、采暖燃煤鍋爐中具備條件的部分進行天然氣替代。

(4) 為減少大氣污染物排放，國家發(fā)改委發(fā)文要求到2019年，非“2+26”城市的北方地區(qū)，清潔取暖率達到60%以上，2021年達到80%以上，20 t以下的燃煤鍋爐全部拆除[6]。屆時，天然氣分布式供暖有望在落實氣源的地區(qū)有序地推廣應(yīng)用。綜合各方面用氣需求，業(yè)內(nèi)估計，到2025年東北地區(qū)將實現(xiàn)“十三五”規(guī)劃目標，即天然氣消費量達到290×108m3。

4 發(fā)展中面臨的問題

天然氣雖然是優(yōu)質(zhì)清潔能源，但并不意味著是豐富資源、廉價資源，其自身仍有資源稀缺、經(jīng)濟性不高等不足。同時，東北地區(qū)特殊的地域性不利因素也會制約天然氣事業(yè)發(fā)展。

(1) 地區(qū)的資源稟賦決定了天然氣在東北地區(qū)的稀缺程度，完全依賴引入的俄氣，容易造成能源供應(yīng)被動。

由于經(jīng)濟的發(fā)展，我國天然氣消費需求在大幅增長，2018年天然氣進口量超過日本成為全球第一，當年進口量達9 038.5×104t，同比大幅增長31.9%，天然氣對外依存度達到了45.3%[7]。

就東北地區(qū)而言，由于自產(chǎn)氣量明顯不足，如果大范圍推廣天然氣利用，當天然氣2020年在一次能源消費占比達到8%時，就將出現(xiàn)160×108m3的用氣缺口，天然氣對外的依存度將超過70%。盡管還達不到長三角地區(qū)天然氣對外依存度高達97%的程度，但相比長三角地區(qū)成熟的天然氣市場，東北地區(qū)的供氣風險反而高得多，2017年冬季的東北氣荒現(xiàn)象就足以說明保供問題的嚴峻性。

俄氣的引入雖然能夠緩解目前市場需求壓力，但如同中亞氣源一樣，受地緣政治因素影響，也有供氣持續(xù)性不明朗的一面。隨著東北地區(qū)氣化程度加強，過度依賴俄氣單一資源容易引發(fā)保供風險。

(2) 東北地區(qū)各城市燃氣發(fā)展不均衡，中小城市市場開發(fā)程度有限，煤炭仍然是地區(qū)的支柱能源。雖然化石能源終將被清潔能源替代，但可選擇的資源卻不只有天然氣這一個選項。

東北地區(qū)雖然缺少天然氣資源，卻擁有豐富的可再生能源資源。新技術(shù)的快速發(fā)展，使可再生能源的獲得、儲能成本不斷降低，未來可再生能源將在能源供應(yīng)中扮演日益重要的角色。隨著電氣化進程加快，電能做為清潔、高效、便捷的二次能源，具有終端利用率高、使用過程清潔、零排放的優(yōu)勢，其在終端消費比重將持續(xù)提高。豐富的資源為未來東北地區(qū)大力發(fā)展風電、光伏發(fā)電提供了有力的支撐。2018年，東北地區(qū)新能源發(fā)電量突破了700×108kW·h，利用率達到了96.12%。

而同樣做為煤炭、石油的替代能源，天然氣的比價優(yōu)勢不再明顯，對工業(yè)、發(fā)電和交通行業(yè)用氣需求增長的拉動效應(yīng)持續(xù)減弱。因此，東北地區(qū)天然氣的替代發(fā)展仍存在較大不確定性。

(3) 天然氣的可及性不高，再加上東北地區(qū)的自然環(huán)境不利，導致峰谷差問題難以解決。

與消費量類似，各地區(qū)天然氣調(diào)峰需求量差異十分顯著。由于冬夏用氣峰谷差大，東北地區(qū)的天然氣調(diào)峰需求僅次于環(huán)渤海地區(qū)，遠高于長三角地區(qū)。由于“煤改氣”等天然氣利用項目的不斷增加，特別是燃氣供暖范圍擴大，進一步加劇了天然氣冬季供應(yīng)不足的風險。

此外，還造成了東北地區(qū)燃氣管網(wǎng)的利用率普遍不高，不僅浪費建設(shè)投資，而且由于冬季保供壓力巨大，有時不得不“壓非保民”，迫使用氣企業(yè)另配燃料來源，造成整體能源效率更加低下。

以俄氣供應(yīng)東北地區(qū)150×108m3/a估算，按2018年地區(qū)月度不均勻系數(shù)為基礎(chǔ)，通過與東北地區(qū)同規(guī)模的市場需求進行對比，俄氣在東北地區(qū)日均供氣量為4 100×104m3，在淡季月份，富余量將達到1 800×104m3/d。屆時，為應(yīng)對照付不議帶來的風險，俄氣富余資源的流向處理將成為問題。

(4) 東北地區(qū)的企業(yè)氣價承受能力弱，天然氣替代經(jīng)濟性差，市場開發(fā)受限。

地方經(jīng)濟對天然氣的需求水平和最終價格的確定直接影響了不同來源的天然氣消費量。東北經(jīng)濟發(fā)展受限于產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，發(fā)展水平相對滯后，工業(yè)企業(yè)的下游產(chǎn)品多為初級產(chǎn)品，利潤較低，對燃料成本的敏感性極大，氣價承受能力較差。

以2019年黑龍江鶴崗煤炭價格為基準(發(fā)熱量為18 060 kJ/kg的動力煤價格為450 元/t)，在獲得的效果基本相同的情況下，考慮天然氣與煤炭熱效率不同，不考慮置換裝置所需改裝費用和替換后對產(chǎn)品的影響等因素，按能效價格對比，天然氣替代煤炭的終端用戶可承受價格為1.06元/m3。東北地區(qū)遼吉黑三省現(xiàn)行天然氣門站價格分別為1.84元/m3、1.64元/m3、1.64元/m3[8]，與用戶可承受氣價價格倒掛。

如前面提到的，俄氣價格很可能在2.4元/m3以上，這個價格遠高于東北地區(qū)各省門站氣價，而且未來隨著天然氣門站價格限制的放開，天然氣價格將逐漸市場化，與其他能源相比，價格提高后的天然氣在東北地區(qū)將更不具競爭力。

天然氣價格水平的高低直接影響市場規(guī)模的大小，東北地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展本就緩慢，企業(yè)開工不足，用氣需求不強，在氣價沒有明顯降低或者沒有政府補貼的情況下，采暖企業(yè)、工業(yè)企業(yè)很難主動放棄煤炭而選擇使用天然氣，因此，真正擴大天然氣用量難度很大。

5 意見和建議

5.1 意見

我國各地資源稟賦差異巨大，單一能源的占比肯定不同，再加上不同的市場供求關(guān)系，更決定了不能簡單的拿全國平均指標框定各地區(qū)的發(fā)展目標，而是應(yīng)該結(jié)合各地區(qū)的實際情況對各類能源的發(fā)展綜合規(guī)劃考慮，特別是在能源替代方面，應(yīng)因地制宜地明確各類能源的發(fā)展定位，宜氣則氣，宜風則風，宜光則光，宜電則電。

俄氣引入進一步滿足了我國對于清潔資源的需求，更重要的意義是實現(xiàn)天然氣進口多元化，保障我國能源安全，并通過管道聯(lián)網(wǎng)，平衡全國供氣格局。對于東北地區(qū)而言，必將推動地區(qū)氣化進程，對能源供應(yīng)格局造成重大改變。但同時也會因這一改變而產(chǎn)生新的問題。

目前，東北地區(qū)主張大幅提升供應(yīng)能力來推動氣化進程，要求天然氣管網(wǎng)覆蓋所有縣城及主要鄉(xiāng)鎮(zhèn)，要盡可能的把俄氣留在東北。按照2030年天然氣在一次能源消費結(jié)構(gòu)中占比達到15%的目標[9]，到2030年時，東北地區(qū)天然氣消費量將達到400×108m3。這樣的計劃指標很難與東北地區(qū)能源供應(yīng)與需要背離的地域現(xiàn)狀相契合。因為從整體上看，東北地區(qū)仍屬于高能源低負荷地區(qū)，不均衡、不匹配、不協(xié)調(diào)是能源矛盾的關(guān)鍵。

當今世界發(fā)達國家已由天然氣時代向可再生能源時代發(fā)展，東北地區(qū)做為可再生能源優(yōu)勢明顯的地區(qū)，能源供應(yīng)結(jié)構(gòu)的調(diào)整不宜再走煤炭—石油—天然氣—可再生能源這樣一條彎路，而應(yīng)重點發(fā)展風能、太陽能等可再生能源，在用好風能、光能的同時，適度推廣使用天然氣，以天然氣做為過渡能源、補充能源，推動能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，加快清潔能源替代進程。

5.2 建議

(1) 有效地改善能源利用效率，大幅降低地區(qū)經(jīng)濟的能源消耗量。

未來東北地區(qū)能源的主要問題不是氣源不足或保障不充分，而是能源利用效率不高，成本和效益不夠優(yōu)化。目前，東北三省的能源利用效率僅為國家平均水平的70%左右。

為解決經(jīng)濟發(fā)展對能源消費依賴程度大的問題，應(yīng)通過東北老工業(yè)基地改造升級，治理冶金、機械制造、化工、建材等能耗高的傳統(tǒng)第二產(chǎn)業(yè)領(lǐng)域，提高清潔能源利用程度，現(xiàn)階段重點推進天然氣燃料替代和利用。

(2) 抓緊完成天然氣供給側(cè)調(diào)整，同時加快天然氣市場的培育，多舉措保障供氣安全。

長三角地區(qū)經(jīng)濟發(fā)達，不僅天然氣市場較為成熟，而且各氣源向該地區(qū)供應(yīng)的積極性較高，資源供應(yīng)多元化態(tài)勢明顯。管道氣有西氣東輸、川氣東送，LNG方面有如東、上海、寧波等多處LNG接收站，未來還將新增包括俄氣在內(nèi)的多方氣源。因此，盡管對外依存度高，卻能有效保證天然氣供應(yīng)。

東北地區(qū)應(yīng)借鑒其可取之處，一方面加快建設(shè)主體多元化的形成，充分利用社會資本力量完成與天然氣供應(yīng)相匹配的基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，為未來天然氣市場化奠定基礎(chǔ)。

另一方面，加快制定更加高效的價格機制，促進市場結(jié)構(gòu)調(diào)整。具體舉措包括對干線管網(wǎng)第三方公平準入和嚴格監(jiān)管輸送價格；推行季節(jié)性差價、可中斷氣價等差別化價格政策,形成峰谷氣價或類似可以調(diào)節(jié)用氣需求的價格模式；開展儲氣庫價格機制改革等等。

(3) 在清潔能源替代選擇上，應(yīng)明確東北地區(qū)的能源替代發(fā)展方向：以可再生能源為主，天然氣資源做為過渡和補充。

天然氣雖然是優(yōu)質(zhì)高效、綠色清潔的低碳能源，但仍屬傳統(tǒng)化石能源，具有不可再生的屬性，因此，一般將天然氣定位為傳統(tǒng)化石能源(煤炭、 石油)與可再生能源(風能、太陽能等)之間的過渡能源。

由于風能、太陽能的不穩(wěn)定性，使其不可能單獨成為一種可靠的能源來源，必須與具備快速調(diào)節(jié)能力及調(diào)節(jié)經(jīng)濟性的其他種類能源配合使用。俄氣的引入剛好解決了東北地區(qū)少氣的問題，做為從傳統(tǒng)能源過渡到現(xiàn)代能源的橋梁，天然氣發(fā)電可以與風電、光電互補，平衡風能、太陽能等可再生能源發(fā)電帶來的波動調(diào)峰需要。

東北各省目前并無成規(guī)模的天然氣發(fā)電企業(yè)，這部分市場還是空白，與全國天然氣消費結(jié)構(gòu)中發(fā)電占有14.7%的平均水平相距甚遠[10]，有待深入優(yōu)化、開發(fā)。