“一带一路”倡议下西部陆上能源通道安全风险评估研究

王 刚，周华任，姚 佳

陆军工程大学基础部，江苏 南京

1.引言

中国是一个能源消耗大国，石油和天然气的对外依存度较高，分别在70%和40%左右。在较长时间内，中国的能源进口严重依赖海上通道，经马六甲海峡运输到中国的石油，占中国进口石油总量的80%以上，这对中国的能源安全构成巨大潜在风险。相比海上通道，陆上通道往往距离更短，途径国家更少，安全可控性更高；但陆上通道对基础设施联通和运营的要求更高，前期投入较大，因而发展较缓。不过，“一带一路”倡议恰为陆上能源通道的构建创造了绝佳条件。据HIS数据统计，在“一带一路”沿线区域内，石油可采储量占世界总储量的55%，天然气储量占世界总储量的74%，加强国家间能源贸易与合作符合各国利益。因此，无论从海运风险控制、能源供应多元化还是地缘经济合作等多重视角看，构建陆上能源通道不仅非常必要，而且切实可行。当前，中国已基本形成向西北、西南和东北三线并进构建陆上能源通道的格局，并且，从地理位置看，西部方向将具有更大的潜力。

开展陆上能源通道安全风险评估可以为政策制定者和能源建筑、运营相关人士提供辅助决策支持，具有较强的现实意义。在安全指标选取上，Kiriyama (2014)从地理政治、经济、相关政策和技术四方面对能源安全进行评估[1]。Geng(2014)在四个维度中构建7个指标评估中国能源安全[2]。陈德峰(2008)指出向西开放是中国能源保障和开发利用的战略举措，并阐释地缘环境、脆弱生态和设施技术等将对通道安全造成不利影响[3]。李琪(2007)认为西北方向是中国开展能源合作的聚焦点，并梳理地缘政治、技术和投资等对通道安全的影响[4]。吴玉杰和李军等(2019)通过分析管道失效的统计数据，归纳得出通道安全微观层面风险指标[5]。吕敏和帅斌等(2019)认为微观运营风险不适合具有较大地理空间差异且受国际宏观因素影响的跨国通道风险评估，构建了包括经济、主权信用、政治和法律社会等在内的宏观风险评估体系[6]。谢明华和杨明珠(2016)梳理了陆上油气通道的地缘政治和安全环境[7]。此外，在评估方法选取上，贝叶斯网络、层次分析法、模糊综合评价、主成分分析和云模型等均有被用于风险评估[8]-[13]。笔者认为从微观和宏观视角共同考虑陆上能源通道安全风险来源，同时，由于设计的指标体系具有层次性和专业性，因而层次分析法是一项适用的方法。不过，层次分析法在指标较多的情况下难以对各项指标的重要性进行有效排序，这将导致指标定权的计算过程难以进行。因此，笔者还将借助主成分分析方法进行处理。

2.西部陆上能源通道概况

当前，中国陆上能源通道已初定格局，将以西部方向为打造重点，形成以石油、天然气管道为主，铁路、公路运输为辅的综合渠道。其中，管道是陆上能源通道中最主要的渠道，具有运输量大，速度快，安全性相对较高等特点；铁路运量有限，且运输成本相较于管道较高，一般作为补充形式。因此，后续研究的陆上能源通道将主要考虑能源管道。

2.1.中哈原油管道

中哈原油管道起于哈萨克斯坦西部的阿特劳，止于我国新疆距国境线2.2公里的阿拉山口末站，管道全长2798公里，管径610/813毫米，设计压力6.3兆帕斯卡，设计输送能力为2000万吨/年。其中，阿塔苏—阿拉山段于2006年7月20日投入商业运行；阿特劳—阿塔苏段于2009年7月建成投产，管道实现全线贯通。截止2019年3月底，中哈原油管道累计输送达到1万亿吨。

2.2.中国-中亚天然气管道A/B/C段

A、B、C三线气源来自土库曼斯坦的阿姆河天然气公司和国家天然气康采恩、乌兹别克斯坦国家输气公司，起始于阿姆河右岸的土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，经乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，从阿拉山口进入中国。其中土库曼斯坦境内188公里，乌兹别克斯坦境内长530公里，哈萨克斯坦境内长1300公里。A/B段分别于2009年和2010年率先建成运营，设计年输量达300亿立方米，采用X70钢管，干线管径1067毫米，设计压力9.8兆帕斯卡。2014年，C线正式运行，采用目前世界上在用等级最高的X80钢级管道钢材，设计年输量达250亿立方米。自此，A/B/C三线合计年输量达550亿立方米，且该三条线路为并行敷设，都将经过土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦，最后进入中国。

2.3.中缅天然气管道、原油管道

石油、天然气双线并行的中缅油气管道于2010年6月正式开建，起点位于缅甸西海岸马德岛，经缅甸若开邦、曼德勒省等地，从云南瑞丽入境。中缅原油管道缅甸段长达771公里，国内段输油管线全长1631公里，主要转运来自中东和非洲地区的石油。中缅天然气管道起点位于缅甸皎漂港，缅甸段长793公里，国内输气管线长1727公里，按协议初步设定年输原油和天然气量分别为2200万吨和120亿立方米。2013年9月，中缅天然气管道全线贯通。2015年1月，中缅原油管道全线贯通。

2.4.在建中和拟规划的能源通道

中国-中亚天然气管道D线预计2021年建成，线路较A/B/C段发生变化，将途径乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦，最后进入中国新疆，管道全线长1000公里，其中塔吉克斯坦境内管道长达410公里，乌兹别克斯坦约220公里，吉尔吉斯斯坦约210公里。设计年输气量达300亿立方米。

此外，中俄西线油气管道和中巴油气管道仍在筹划中。

3.安全评估指标选取与AHP-PCA加权模型构建

3.1.安全评估指标选取

国内外关于风险的定义有较多的解释，Fell R 和Hartford D(1997)提出的“风险= 损失×概率”表达式得到较多认可[14]，笔者将在该表达式的基础上进行系统评估，把管道设计输送量记为风险损失，再对陆上能源通道风险概率进行评估，最后求得安全风险。

通常，风险概率无法直接度量，但一般安全威胁程度越高，风险概率越大，反之越小。因此，本文将以安全威胁程度的高低间接度量风险概率的大小。这里，评价陆上能源通道安全威胁程度的指标主要从微观因素和宏观因素进行选取。一般，评价运输风险的微观因素包括人、机、货、环境和管理五方面，考虑实际情况下，货均为石油、天然气等化石能源，对于质量鉴别量化的专业性要求较高，这里不再设置衡量货的指标，主要从其余四方面进行选取。同时，陆上能源通道具有现实的地域性，因此还需要从政治环境、经济环境和社会环境等宏观要素中选取风险指标。

参考文献和专业书刊，并结合专家咨询意见，依据相关性、代表性、数据可得性和可操作性等原则，最终整理得到陆上能源通道安全评估指标体系(共24项三级指标)。详见表1。

Table 1.Safety risk assessment index system for onshore energy channel 表1.陆上能源通道安全风险评估指标体系

Continued

3.2.AHP-PCA 加权模型

3.2.1.评估通道沿线国家安全威胁程度，间接度量风险概率

主要基于层次分析法和主成分分析。层次分析法是一种解决复杂层次结构评估问题的有效方法，它用一定的标度对专家的主观判断进行量化[15]，逐层检验比较结果的合理性，最后依据各指标最终权值代入数据进行综合评估。主成分分析同样使用较为普遍，主要利用降维的思想，抓住问题关键，是将多个原始指标转化为少数几个综合指标的一种方法[16]。由于上述方法较为成熟，此处仅简要罗列常规步骤，仅对方法的整合之处加以重点说明。步骤如下：

3.2.2.基于加权模型计算陆上能源通道风险概率

按能源通道在沿线国家境内长度构建加权求和模型，得到陆上能源通道安全风险概率。如中哈原油管道基本从哈萨克斯坦最西的阿特劳至最东与中国交界，因此赋权为1；而中国-中亚天然气管道A/B/C段则对塔吉克斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦境内通道长度对应国家东西跨度进行加权求和。中国-中亚天然气管道D线则考虑乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦，中缅油气管道考虑缅甸段，拟规划的中巴伊段，则主要考虑巴基斯坦和伊朗。

3.2.3.计算陆上能源通道安全风险

设定管道设计输送量记为风险损失，基于“风险= 损失×概率”表达式计算求得陆上能源通道安全风险。

4.陆上能源通道安全风险实证评估

4.1.数据来源及处理

4.1.1.数据来源

根据文章设计的陆上能源通道安全风险评估思路，本文从WB、WDI、ICRG等多个数据库获取沿线国家2013～2019年的上述指标对应数据。部分指标数据见表2所示。

Table 2.Someindex data of countriesalong the belt and Road 表2.沿线国家部分指标数据

4.1.2.数据处理

由于选取的风险评估指标既有正向也有反向指标，为使最后评估方向统一，即分数越高，安全威胁程度越高，风险概率越大，便于实际理解。这里需首先对原始指标数据进行归一化处理，minix为指标最小值，maxix为指标最大值。针对正向指标采用公式(1)进行处理，

针对反向指标则采用公式(2)处理。

4.2.实证评估

4.2.1.评估过程

按上述AHP-PCA 加权模型对指标数据展开实证评估。查阅相关资料并结合专家意见，设定微观层次A、宏观层次B、政治环境B1和社会环境B3各层次判断矩阵数值如下：

运用MATLAB R2018b对上述判断矩阵进行运算和一致性检验。得到A1-A4权重为0.0553，0.5650，0.2622，0.1175；B1-B3权重为0.4286，0.1429，0.4286；B1下层各指标权重为0.1998，0.0781，0.1998，0.5222；B3下层指标权重为0.2583，0.6370，0.1047。

经济环境B2层将运用主成分分析进行定权，运用SPSS 24完成以下运算。总方差解释和成分系数矩阵如表3和表4所示。

从主成分分析结果可以看出，经济环境B2下各项指标大致归为四个主成分，可解释72.2%。同时，第一主成分系数全为正，表明指标归一化后呈正相关，在这种情况下，可以基于第一主成分系数进行评估(何晓群，2015)，作为权数分解。

Table 3.Total variance interpretation 表3.总方差解释

Table 4.Component scorecoefficient matrix 表4.成分得分系数矩阵

综合上述权值计算，进行归总。得到24项三级指标的权值为0.0066，0.0155，0.1582，0.0678，0.0470，0.0235，0.0514，0.0201，0.0514，0.1343，0.0064，0.0115，0.0142，0.0049，0.0059，0.0124，0.0065，0.0161，0.0039，0.0038，0.664，0.1638，0.0269。

代入标准化数据计算，得到哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦等陆上能源通道沿线国家的安全威胁程度，以此度量风险概率。结果如图1所示。

Figure 1.Risk probability graph of countriesalong the route 图1.沿线国家风险概率图

对陆上能源通道按沿线国家风险概率加权求和，此处定权按能源通道方向(东西或者南北)对应国家在该方向的国境跨度进行计算。得到各通道风险概率如图2所示。

Figure 2.Risk probability diagram of onshore energy channel图2.陆上能源通道风险概率图

最后基于“风险= 损失×概率”表达式，以通道设计输送量占中国消耗量比重为损失。按当前的能源对外依赖度，石油较天然气对中国更为重要，分别为70%和40%左右，恰按此比例设置权重，计算得到已运行的陆上能源通道安全风险。并按2019年通道风险和预计损失测度建设中的中亚D段和待规划的中巴伊管道安全风险，假定中巴伊石油管道的输送设计量在5000万吨/年左右。结果如图3所示。

Figure 3.Onshore energy channel risk Map图3.陆上能源通道风险图

4.2.2.评估结论

能源通道沿线国家风险概率整体呈下降趋势，哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦和土库曼斯坦三国最低，巴基斯坦和缅甸较高，塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦位于中等。巴基斯坦主要是由于管道建制基础较差，内外部冲突和恐怖主义活动频繁导致风险较高；缅甸的主要问题在于管道建制基础不佳，物流绩效较差和内部冲突风险较高；塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦的管道建制基础均较差，此外，塔吉克斯坦的自然地理条件较为恶劣。

同样，西部陆上能源通道风险概率整体也呈下降趋势，中哈原油管道和中国-中亚天然气管道A/B/C段风险概率较低，中巴伊管道和中国-中亚天然气管道D段风险概率较高，中缅油气管道位于中列。需要特别说明的是，中国-中亚天然气管道D段需要跨越多个中等风险国家，因此整体风险概率高于中缅油气管道。

最后，按管道设计输送量为损失求算的能源通道安全风险对能源通道整体布局具有一定的参考性。中哈原油管道的安全风险最低，其次是中缅油气管道，最高为中国-中亚油气管道A/B/C段。这主要是因为当前中国石油进口仍依赖于海上通道，陆上通道占比较小，因此，石油管道的损失低于天然气管道，整体上对中国造成的影响较小。不过随着后续陆上石油管道输送量的增加，这一局面预计将发生改变。此外，以2019年值预测的中巴伊管道安全风险较高，建成后的中国-中亚天然气管道D段与中缅油气管道安全风险近似。中亚天然气A/B/C段的风险在2015年为最高，部分原因在于C线的接通使天然气输送量增加所致；同理，中缅能源通道的原油通道也于2015年竣工，原油输送量的增加导致安全损失增加。

5.建议

构建陆上能源通道是一项具有战略意义的重要举措。中国当前仍处于工业化高速发展的进程中，中长期内对传统化石能源仍有较大需求。建立多元化的进口渠道是确保国家能源安全和增强主动性的必要手段，与之配套的即是打造安全且畅通的能源通道。结合上述研究，提出以下建议。

一是提升能源系统智能化水平，完善国家能源数据库建设；二是加强对沿线国家风险概率实时评估，通过国家和地区合作改善关键风险因素来源；三是计算国家可承受安全风险，以此来规划各线路设计输送量。