俄罗斯天然气在东北地区的利用发展分析

安昱萱 宫敬 安旭

1.中国石油大学(北京)机械与储运学院 2.锦州中燃能源发展有限公司

作为“一带一路”重大工程项目之一，中俄东线天然气(以下简称俄气)已于2019年12月2日起正式向我国供气，这意味着我国基本完成了天然气进口东北、西北、西南及海上四大通道的多元化战略布局，实现了天然气进口多渠道、多来源与多品种，对于保障我国能源安全意义重大。项目投产后，将大幅提高东北、环渤海、长三角地区的资源供应能力，对沿线地区的气化进程起到推动作用。

东北地区据此相继提出“气化辽宁”“气化吉林”“气化黑龙江”等一系列加快推进天然气利用的目标，制定出台相关的鼓励政策，力争到2020年实现天然气在一次能源中的占比提升至8.3%以上[1]。

1 东北地区天然气利用现状

东北地区主要包括辽宁、吉林、黑龙江三省，国土面积为78.79×104km2。近年来，受体制转换和经济发展环境等不利因素制约，东北地区的经济发展相对缓慢。能源消费方面仍以煤炭为主，原油次之，天然气和电力消费量相对较低，也较为稳定。由于能源消费结构中煤炭占比过高，东北地区环境污染严重，减排压力巨大，迫切需要加快能源结构的调整。

1.1 天然气消费情况

东北地区天然气人均年消费量为130 m3，虽然与2010年65 m3/人的指标相比，消费量已经成倍增长，但比全国的平均值201 m3/人仍低了35%，更是远低于全球平均452 m3/人的水平。

2018年东北地区天然气市场消费总量为141.56×108m3，占一次能源消费总量的4.7%，低于全国7.8%的平均水平。其中，辽宁、吉林和黑龙江省天然气用量分别为69.65×108m3、29.71×108m3和42.22×108m3。

东北三省自定的2020年天然气消费量目标分别为辽宁150×108m3[2]、吉林50×108m3[3]、黑龙江90×108m3[4]，从目前实际用气情况看，要完成这个目标还存在较大困难。

截至2018年，东北地区主要城市天然气利用情况如表1所列。其中，黑龙江省13个地级城市、地区中有8个(牡丹江市、鸡西市、双鸭山市、伊春市、七台河市、鹤岗市、黑河市、大兴安岭地区),吉林省9个地级城市中有5个(辽源、白山、通化、延边、白城)，辽宁省14个地级城市中有4个(朝阳、阜新、铁岭、丹东)还没有引入管输天然气，只能通过市内燃气管网分别使用CNG、LNG和煤气，个别城市和未实现管网覆盖的县(市、区)居民多数还在使用瓶装LPG。

表1 2018年东北地区主要城市天然气利用情况城市主要气源输送方式居民气价/(元·m-3)非居民气价/(元·m-3)用户数/(104户)平均日供气量/(104 m3)备注哈尔滨大庆油田管输2.943.48178120齐齐哈尔大庆油田管输2.502.853860部分LPG牡丹江LNG3.504.602120部分煤气佳木斯汤原油田管输2.964.252410长春长岭气田管输2.943.026390吉林长岭气田管输2.843.5026沈阳秦沈管道管输3.163.48274600大连LNG3.404.207571部分煤气锦州秦沈管道管输2.903.603830

1.2 现状成因分析

东北地区气化程度偏低局面的形成，主要有以下几方面原因：

(1) 东北地区天然气资源偏少且自给能力下降，外部进气渠道单一。

东北境内仅有大庆油田、吉林油田和辽河油田的伴生气，2018年产量合计67.75×108m3，其中，大庆、吉林和辽河油田内部消化的自用气就占了40×108m3，余量仅可以保证哈尔滨、长春、沈阳等少量大城市的日常用气需求。各省天然气产消量对比如图1所示。

大连LNG接收码头可以提供进口LNG气源，但覆盖范围有限，长途运输成本较高；陕京系统的秦沈线受限于京津冀地区的保供要求，供应东北地区的气量有限。

(2) 配套基础设施发展不均衡，输气、储气能力弱，保供能力不足。

东北地区天然气输气网络建设不完善，互联互通能力不强，目前只有连接、供应少数大城市的秦皇岛—沈阳、大连—沈阳、长岭—长春—吉林、沈阳—哈尔滨等几条主要输气线，其他城市和地区根本无法覆盖，也难以实现气源调配。

同时，东北地区目前只有辽河油田双6储气库是唯一的大型储气设施，最大日出气量为1 250×104m3，只能基本保证当前消费气量的应急储备和调峰要求。东北地区季节温差大，供暖周期长，导致用气波动幅度较大，天然气调峰需求比达到17.4%，而东北储气库工作气量仅占消费量的7%，无法满足调峰需求。

(3) 最主要的原因是东北经济不景气，天然气市场难以打开。东北地区已进入快速老龄化，2018年净流出人口高达30×104人，目前仅有1.2×108人，在全国的人口占比已由1980年的15%降到了8%。人口的大量流出不仅使东北地区的农村逐渐空心化，一些城市也因资源枯竭而日益萎缩，成为收缩型城市，其能源需求很难有大幅提高。不仅是居民用气量增长不快，工业生产用燃料替代、汽车加气、煤(油)改气等领域的天然气推广也会因获利困难而变得举步维艰。

2 俄气的供应情况

俄气的主供气源地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，通过俄罗斯“西伯利亚力量”管道到达边境与我国境内段相连接。

作为我国天然气进口战略通道之一，俄气供应目标市场为东北、环渤海、长三角地区，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。项目建成后将首先供应东北地区，将在东北地区设置黑河、五大连池、明水、肇源、沈阳和锦州压气站，大庆、长岭、双辽和通辽分输站共10座站场，以满足东北地区用气需求。

根据吉林省政府与中石油签署的《战略合同框架协议》，2020年俄气吉林省内供应量为(40～60) ×108m3[5]。鉴于吉林是东北三省中天然气消费量最少的省份，以其供应量的中值做为三省供应量估算基数，预测当俄气输气量达到满产380×108m3/a时，可供应东北地区的气量将为150×108m3/a，与2018年东北地区天然气消费总量基本相当。

俄气的价格目前还未公布，定价模式采用与国际油价挂钩的计算公式计价。行业间估价为2.4～2.6元/m3，估价依据如下：

(1) 《中俄东线供气购销合同》的总价在(4 000～4 560)×108美元左右，合同期限为30年，如果俄方每年都能保证380×108m3的满产天然气供应量，折算后的气价应在350美元/103m3，对应国际油价大约在70美元/桶。由于合同前期5年，供气量为(50～300)×108m3/a，所以折算后平均气价还将略高，即超过 2.4元/m3。

(2) 目前中亚国家进口我国气价为2.2 元/m3，这还是我国在土库曼斯坦等国前期投入油气田开发后达成的价格。而俄气输送距离长，且远东地区自然环境恶劣，管道运输、维护成本较高，所以价格只会高于中亚来气。

3 俄气利用发展预期

俄气投产后，秦沈线、沈哈线管道输送的陕京系统天然气将逐步退出，俄气将成为未来东北地区的主要气源，天然气资源流向将从“由南向北”变为“由北向南”，现有“以区域内油气田为主，进口LNG和长输管道为辅”的供应模式，将转变为“以进口管道气为主，区域内油气田和进口LNG为辅”的方式。东北地区以往的天然气利用量小、覆盖区域不广等问题有望缓解。

下一阶段天然气市场的发展主要集中在民用、车用、工业燃料和供暖，对石油、煤炭的下游市场形成替代。

(1) 东北地区城镇化程度较高，但气化率还有待提高。其中辽宁的城镇气化率在60%以上，吉林、黑龙江城镇居民气化率不足40%，存在较大提升空间。随着新型城镇化的推进和乡村能源消费的升级，可以在具备管道气供应条件的城镇快速提高居民燃气供应水平。

(2) 在交通领域，由于此前天然气供应能力不足，LNG价格较高，东北地区汽车加气行业发展不快。在引入俄气以后，管道沿线地区都可以加快天然气车船、加气站网络工程建设。特别是耗气量大的LNG重卡在东北地区目前使用还很少，随着国Ⅵ排放标准等政策性有利因素外，LNG的经济性也将引发东北地区汽车加气业用气量的迅猛增长。

(3) 东北地区做为老工业基地，重工业比重大，大气污染严重，随着环保政策趋严的常态化，客观上倒逼清洁能源的消费进程加速。环保配套投入成本的不断增大，促使工业企业进行燃料升级替代，推动工业燃煤燃油锅炉/窑炉、采暖燃煤锅炉中具备条件的部分进行天然气替代。

(4) 为减少大气污染物排放，国家发改委发文要求到2019年，非“2+26”城市的北方地区，清洁取暖率达到60%以上，2021年达到80%以上，20 t以下的燃煤锅炉全部拆除[6]。届时，天然气分布式供暖有望在落实气源的地区有序地推广应用。综合各方面用气需求，业内估计，到2025年东北地区将实现“十三五”规划目标，即天然气消费量达到290×108m3。

4 发展中面临的问题

天然气虽然是优质清洁能源，但并不意味着是丰富资源、廉价资源，其自身仍有资源稀缺、经济性不高等不足。同时，东北地区特殊的地域性不利因素也会制约天然气事业发展。

(1) 地区的资源禀赋决定了天然气在东北地区的稀缺程度，完全依赖引入的俄气，容易造成能源供应被动。

由于经济的发展，我国天然气消费需求在大幅增长，2018年天然气进口量超过日本成为全球第一，当年进口量达9 038.5×104t，同比大幅增长31.9%，天然气对外依存度达到了45.3%[7]。

就东北地区而言，由于自产气量明显不足，如果大范围推广天然气利用，当天然气2020年在一次能源消费占比达到8%时，就将出现160×108m3的用气缺口，天然气对外的依存度将超过70%。尽管还达不到长三角地区天然气对外依存度高达97%的程度，但相比长三角地区成熟的天然气市场，东北地区的供气风险反而高得多，2017年冬季的东北气荒现象就足以说明保供问题的严峻性。

俄气的引入虽然能够缓解目前市场需求压力，但如同中亚气源一样，受地缘政治因素影响，也有供气持续性不明朗的一面。随着东北地区气化程度加强，过度依赖俄气单一资源容易引发保供风险。

(2) 东北地区各城市燃气发展不均衡，中小城市市场开发程度有限，煤炭仍然是地区的支柱能源。虽然化石能源终将被清洁能源替代，但可选择的资源却不只有天然气这一个选项。

东北地区虽然缺少天然气资源，却拥有丰富的可再生能源资源。新技术的快速发展，使可再生能源的获得、储能成本不断降低，未来可再生能源将在能源供应中扮演日益重要的角色。随着电气化进程加快，电能做为清洁、高效、便捷的二次能源，具有终端利用率高、使用过程清洁、零排放的优势，其在终端消费比重将持续提高。丰富的资源为未来东北地区大力发展风电、光伏发电提供了有力的支撑。2018年，东北地区新能源发电量突破了700×108kW·h，利用率达到了96.12%。

而同样做为煤炭、石油的替代能源，天然气的比价优势不再明显，对工业、发电和交通行业用气需求增长的拉动效应持续减弱。因此，东北地区天然气的替代发展仍存在较大不确定性。

(3) 天然气的可及性不高，再加上东北地区的自然环境不利，导致峰谷差问题难以解决。

与消费量类似，各地区天然气调峰需求量差异十分显著。由于冬夏用气峰谷差大，东北地区的天然气调峰需求仅次于环渤海地区，远高于长三角地区。由于“煤改气”等天然气利用项目的不断增加，特别是燃气供暖范围扩大，进一步加剧了天然气冬季供应不足的风险。

此外，还造成了东北地区燃气管网的利用率普遍不高，不仅浪费建设投资，而且由于冬季保供压力巨大，有时不得不“压非保民”，迫使用气企业另配燃料来源，造成整体能源效率更加低下。

以俄气供应东北地区150×108m3/a估算，按2018年地区月度不均匀系数为基础，通过与东北地区同规模的市场需求进行对比，俄气在东北地区日均供气量为4 100×104m3，在淡季月份，富余量将达到1 800×104m3/d。届时，为应对照付不议带来的风险，俄气富余资源的流向处理将成为问题。

(4) 东北地区的企业气价承受能力弱，天然气替代经济性差，市场开发受限。

地方经济对天然气的需求水平和最终价格的确定直接影响了不同来源的天然气消费量。东北经济发展受限于产业结构，发展水平相对滞后，工业企业的下游产品多为初级产品，利润较低，对燃料成本的敏感性极大，气价承受能力较差。

以2019年黑龙江鹤岗煤炭价格为基准(发热量为18 060 kJ/kg的动力煤价格为450 元/t)，在获得的效果基本相同的情况下，考虑天然气与煤炭热效率不同，不考虑置换装置所需改装费用和替换后对产品的影响等因素，按能效价格对比，天然气替代煤炭的终端用户可承受价格为1.06元/m3。东北地区辽吉黑三省现行天然气门站价格分别为1.84元/m3、1.64元/m3、1.64元/m3[8]，与用户可承受气价价格倒挂。

如前面提到的，俄气价格很可能在2.4元/m3以上，这个价格远高于东北地区各省门站气价，而且未来随着天然气门站价格限制的放开，天然气价格将逐渐市场化，与其他能源相比，价格提高后的天然气在东北地区将更不具竞争力。

天然气价格水平的高低直接影响市场规模的大小，东北地区经济发展本就缓慢，企业开工不足，用气需求不强，在气价没有明显降低或者没有政府补贴的情况下，采暖企业、工业企业很难主动放弃煤炭而选择使用天然气，因此，真正扩大天然气用量难度很大。

5 意见和建议

5.1 意见

我国各地资源禀赋差异巨大，单一能源的占比肯定不同，再加上不同的市场供求关系，更决定了不能简单的拿全国平均指标框定各地区的发展目标，而是应该结合各地区的实际情况对各类能源的发展综合规划考虑，特别是在能源替代方面，应因地制宜地明确各类能源的发展定位，宜气则气，宜风则风，宜光则光，宜电则电。

俄气引入进一步满足了我国对于清洁资源的需求，更重要的意义是实现天然气进口多元化，保障我国能源安全，并通过管道联网，平衡全国供气格局。对于东北地区而言，必将推动地区气化进程，对能源供应格局造成重大改变。但同时也会因这一改变而产生新的问题。

目前，东北地区主张大幅提升供应能力来推动气化进程，要求天然气管网覆盖所有县城及主要乡镇，要尽可能的把俄气留在东北。按照2030年天然气在一次能源消费结构中占比达到15%的目标[9]，到2030年时，东北地区天然气消费量将达到400×108m3。这样的计划指标很难与东北地区能源供应与需要背离的地域现状相契合。因为从整体上看，东北地区仍属于高能源低负荷地区，不均衡、不匹配、不协调是能源矛盾的关键。

当今世界发达国家已由天然气时代向可再生能源时代发展，东北地区做为可再生能源优势明显的地区，能源供应结构的调整不宜再走煤炭—石油—天然气—可再生能源这样一条弯路，而应重点发展风能、太阳能等可再生能源，在用好风能、光能的同时，适度推广使用天然气，以天然气做为过渡能源、补充能源，推动能源结构转型，加快清洁能源替代进程。

5.2 建议

(1) 有效地改善能源利用效率，大幅降低地区经济的能源消耗量。

未来东北地区能源的主要问题不是气源不足或保障不充分，而是能源利用效率不高，成本和效益不够优化。目前，东北三省的能源利用效率仅为国家平均水平的70%左右。

为解决经济发展对能源消费依赖程度大的问题，应通过东北老工业基地改造升级，治理冶金、机械制造、化工、建材等能耗高的传统第二产业领域，提高清洁能源利用程度，现阶段重点推进天然气燃料替代和利用。

(2) 抓紧完成天然气供给侧调整，同时加快天然气市场的培育，多举措保障供气安全。

长三角地区经济发达，不仅天然气市场较为成熟，而且各气源向该地区供应的积极性较高，资源供应多元化态势明显。管道气有西气东输、川气东送，LNG方面有如东、上海、宁波等多处LNG接收站，未来还将新增包括俄气在内的多方气源。因此，尽管对外依存度高，却能有效保证天然气供应。

东北地区应借鉴其可取之处，一方面加快建设主体多元化的形成，充分利用社会资本力量完成与天然气供应相匹配的基础设施建设，为未来天然气市场化奠定基础。

另一方面，加快制定更加高效的价格机制，促进市场结构调整。具体举措包括对干线管网第三方公平准入和严格监管输送价格；推行季节性差价、可中断气价等差别化价格政策,形成峰谷气价或类似可以调节用气需求的价格模式；开展储气库价格机制改革等等。

(3) 在清洁能源替代选择上，应明确东北地区的能源替代发展方向：以可再生能源为主，天然气资源做为过渡和补充。

天然气虽然是优质高效、绿色清洁的低碳能源，但仍属传统化石能源，具有不可再生的属性，因此，一般将天然气定位为传统化石能源(煤炭、 石油)与可再生能源(风能、太阳能等)之间的过渡能源。

由于风能、太阳能的不稳定性，使其不可能单独成为一种可靠的能源来源，必须与具备快速调节能力及调节经济性的其他种类能源配合使用。俄气的引入刚好解决了东北地区少气的问题，做为从传统能源过渡到现代能源的桥梁，天然气发电可以与风电、光电互补，平衡风能、太阳能等可再生能源发电带来的波动调峰需要。

东北各省目前并无成规模的天然气发电企业，这部分市场还是空白，与全国天然气消费结构中发电占有14.7%的平均水平相距甚远[10]，有待深入优化、开发。