吳運逸，傅正東，車曉波

( 1.中國石油化工股份有限公司天然氣分公司華北天然氣銷售中心；2.北京世創(chuàng)能源咨詢有限公司）

北京、天津、河北（以下簡稱京津冀）是中國大氣污染防治的主要區(qū)域，能源消費面臨轉(zhuǎn)型發(fā)展，對清潔能源需求迫切，天然氣市場需求潛力大，是中國天然氣資源保供的重點地區(qū)，資源供應(yīng)多元化的趨勢較為明顯。同時，京津冀地區(qū)天然氣市場峰谷差較大，對資源保供提出更高的要求。

1 京津冀地區(qū)天然氣資源供應(yīng)現(xiàn)狀及潛力

1.1 天然氣資源供應(yīng)現(xiàn)狀

目前京津冀地區(qū)天然氣資源供應(yīng)形成“以長輸管道供應(yīng)為主、進(jìn)口液化天然氣（LNG）供應(yīng)為輔”的局面，2020年京津冀地區(qū)天然氣資源供應(yīng)總量為492億立方米，其中長輸管道供應(yīng)占比達(dá)56.6%，進(jìn)口LNG供應(yīng)占比為41.1%，區(qū)域內(nèi)油氣田供應(yīng)天然氣占比為2.3%。

長輸管道主要為陜京線系統(tǒng)，輸送的天然氣主要來自長慶氣田，部分天然氣來自西氣東輸二線轉(zhuǎn)供的中亞進(jìn)口天然氣，少量來自內(nèi)蒙古大唐國際克什克騰煤制氣項目。進(jìn)口LNG主要通過唐山LNG接收站、天津LNG接收站、天津浮式LNG接收站接收，截至2020年底，上述3座LNG接收站接收能力為1750萬噸/年，2020年進(jìn)口量為1650萬噸。從資源供應(yīng)主體來看，京津冀地區(qū)天然氣市場以中國石油、中國石化、中國海油三大石油公司（以下簡稱三大石油公司）供應(yīng)為主，其中中國石油占據(jù)絕對主導(dǎo)，占比達(dá)76%。

1.2 天然氣資源供應(yīng)潛力分析

1.2.1 陜京線

陜京線系統(tǒng)的目標(biāo)市場主要是京津冀地區(qū)，管網(wǎng)輸送能力為550億立方米/年，2021年國家管網(wǎng)集團(tuán)北京管道公司目標(biāo)輸氣量為526億立方米，考慮為沿線市場分輸、冀寧線分輸及唐山LNG接收站輸入，預(yù)計2025年陜京線系統(tǒng)向京津冀地區(qū)供應(yīng)量為350億立方米。

1.2.2 進(jìn)口LNG

目前，京津冀地區(qū)已投運3座LNG接收站。中國石油唐山LNG接收站已建成1000萬噸/年的接收能力；國家管網(wǎng)集團(tuán)天津LNG接收站正在進(jìn)行二期擴建，預(yù)計到2023年建成投產(chǎn)，接收能力將達(dá)到1200萬噸/年；中國石化天津LNG接收站正在進(jìn)行二期擴建，預(yù)計2023年建成投產(chǎn)，接收能力達(dá)到1080萬噸/年。預(yù)計“十四五”期間將新投產(chǎn)北京燃?xì)饧瘓F(tuán)南港LNG接收站、曹妃甸新天液化天然氣有限公司LNG接收站，接收能力均為500萬噸/年。預(yù)計到2025年京津冀地區(qū)LNG接收站能力將達(dá)到4280萬噸/年（折合599億立方米/年）。

目前，中國LNG接收站總體處于高負(fù)荷運行，2020年實際運行負(fù)荷率為69%；而且負(fù)荷率“冬高夏低”特征明顯（見圖1），2020年12月份運行負(fù)荷率超過90%，非采暖季平均負(fù)荷率在60%以上，最低運行負(fù)荷率為50%?？紤]到京津冀地區(qū)資源供應(yīng)能力的快速提升，LNG接收站整體負(fù)荷率按60%計，2020年中國石化天津LNG接收站加工量已達(dá)到770萬噸/年，該接收站負(fù)荷率按85%考慮，依此計算，預(yù)計2025年京津冀地區(qū)進(jìn)口LNG供應(yīng)量將達(dá)到397億立方米。

1.2.3 中俄東線

圖1 中國LNG接收站月度負(fù)荷率

根據(jù)中俄東線天然氣管道設(shè)計能力，中段長嶺-永清段（沈陽-永清段）管徑為1219毫米，壓力為10兆帕，設(shè)計輸氣能力為230億立方米/年。參照《中俄天然氣管道東線對目標(biāo)市場的影響分析》[1]，預(yù)計2025年中俄東線供應(yīng)量達(dá)到380億立方米，在環(huán)渤海地區(qū)的供應(yīng)氣量為130億～145億立方米，考慮為山東省供應(yīng)量在50億立方米以上，因此為京津冀地區(qū)供應(yīng)氣量為80億立方米以上。

1.2.4 神安線

神安線（陜西神木-河北安平煤層氣管道）主要將鄂爾多斯東緣盆地的煤層氣向京津冀地區(qū)輸送，管道設(shè)計輸氣能力為50億立方米/年。根據(jù)《山西省煤成氣增儲上產(chǎn)三年行動計劃（2020-2022年）》，規(guī)劃到2022年煤層氣產(chǎn)量達(dá)到200億立方米，但2021年實際產(chǎn)量在100億立方米左右，2022年的規(guī)劃目標(biāo)實現(xiàn)的可能性較小。預(yù)計2025年山西省煤層氣產(chǎn)量在150億立方米左右，鄂爾多斯東緣盆地煤層氣產(chǎn)量在80億立方米左右，考慮到山西省內(nèi)自用及經(jīng)西氣東輸管道外輸，預(yù)計通過神安線向京津冀地區(qū)輸送氣量為30億立方米左右。

1.2.5 其他氣源

其他氣源主要為京津冀地區(qū)的油氣田、榆濟線（陜西榆林-山東濟南）、山西煤層氣等，區(qū)域內(nèi)油氣田包括華北油田、大港油田、冀東油田等。其他氣源主要考慮近幾年供應(yīng)變化情況，按照延伸預(yù)測的方式進(jìn)行預(yù)測，預(yù)計2025年其他氣源供應(yīng)能力為20億立方米，供應(yīng)量為15億立方米。

綜上所述，預(yù)計2025年京津冀地區(qū)天然氣資源供應(yīng)能力為1449億立方米，供應(yīng)量為872億立方米（見表1）。

2 天然氣資源供應(yīng)格局

2.1 形成東西南北“四方進(jìn)氣”格局

隨著中俄東線中段的建成投產(chǎn)，以及“十四五”期間新建LNG接收站的投用，京津冀地區(qū)天然氣供應(yīng)將形成東西南北“四方進(jìn)氣”格局。其中，東部氣源包括中國石油唐山LNG接收站、曹妃甸新天LNG接收站、國家管網(wǎng)天津LNG接收站、中國石化天津LNG接收站、北京燃?xì)饧瘓F(tuán)南港LNG接收站，具有4280萬噸/年的供應(yīng)能力；北部氣源為中俄東線，供應(yīng)能力為230億立方米/年；西部氣源為陜京線和神安線，供應(yīng)能力達(dá)到600億立方米/年；南部氣源主要是在冬天采暖季時，依托中原儲氣庫群，利用鄂安滄管道向京津冀地區(qū)進(jìn)行調(diào)峰，輸氣能力為70億立方米/年。“四方進(jìn)氣”的供應(yīng)格局提高了京津冀地區(qū)資源的應(yīng)急保供能力。

2.2 形成多元化供應(yīng)格局

多元化包括供應(yīng)主體多元和資源種類多元化，在中游設(shè)施獨立運行的情況下，資源供應(yīng)多元化提高了下游用戶的可選擇性，推動了市場化發(fā)展。目前，京津冀地區(qū)天然氣資源供應(yīng)主體為三大石油公司，隨著沿海LNG接收站和神安線的建成投產(chǎn)，“十四五”期間京津冀地區(qū)將新增北京燃?xì)饧瘓F(tuán)、河北新天綠色能源股份有限公司、天壕環(huán)境股份有限公司等主體。在國家管網(wǎng)集團(tuán)持續(xù)推動LNG接收站對外公平開放過程中，還將新增區(qū)域內(nèi)大型城市燃?xì)馄髽I(yè)采購海外LNG氣源。目前，京津冀地區(qū)已經(jīng)形成資源種類多元化，包括國產(chǎn)常規(guī)氣、煤制氣、煤層氣、進(jìn)口管道氣、進(jìn)口LNG，2020年進(jìn)口LNG供應(yīng)占比為41.1%?！笆奈濉逼陂g，隨著沿海接收站的新建和擴建，預(yù)計到2025年進(jìn)口LNG供應(yīng)占比將達(dá)到45%。

表1 2025年各氣源在京津冀地區(qū)供應(yīng)能力及供應(yīng)量預(yù)測

2.3 將形成以三大石油公司供應(yīng)為主，其他主體供應(yīng)占比逐步上升的局面

2020年，京津冀地區(qū)消費的天然氣中，三大石油公司供應(yīng)占比超過99%。隨著北京燃?xì)饧瘓F(tuán)、河北新天LNG接收站的投產(chǎn)，三大石油公司之外的企業(yè)供應(yīng)占比將逐步提升?？紤]國家管網(wǎng)天津LNG接收站為社會企業(yè)提供的窗口期逐步增加，預(yù)計到2025年三大石油公司之外的企業(yè)資源供應(yīng)能力將超過250億立方米，供應(yīng)量為150億立方米，占比在17%左右。由此可見，在油氣體制改革持續(xù)推動的進(jìn)程中，“X+1+X”的市場體系逐步構(gòu)建，上下游活躍程度增加，三大石油公司之外的企業(yè)參與上游的積極性提升，其供應(yīng)占比也在逐步提升。

3 氣源價格競爭力

3.1 國產(chǎn)常規(guī)氣

供應(yīng)京津冀地區(qū)的國產(chǎn)常規(guī)氣為區(qū)域內(nèi)的華北油田、大港油田和冀東油田，區(qū)域外的長慶油田。由于區(qū)域內(nèi)的油氣田以就近供應(yīng)為主，且產(chǎn)量規(guī)模相對較小，因此，本文僅考慮長慶油田供應(yīng)京津冀地區(qū)的成本。長慶油田的天然氣生產(chǎn)成本受到勘探開發(fā)的投資影響，難以確定，按照銷售公司與油田氣交接價格，以陜西省門站價格為依據(jù)，測算供應(yīng)京津冀地區(qū)的成本。根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整天然氣基準(zhǔn)門站價格的通知》（發(fā)改價格〔2019〕562號）[2]，陜西省目前實施的省門站為1.22元/立方米。根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整天然氣跨省管道運輸價格的通知》（發(fā)改價格〔2019〕561號）[3]，陜京線系統(tǒng)的運價率為0.2805元/千立方米·千米，陜京線從靖邊到京津冀地區(qū)的平均距離為1000千米，因此管輸費約為0.28元/立方米。綜上，長慶油田輸送到京津冀地區(qū)的成本為1.5元/立方米。

3.2 進(jìn)口管道氣

供應(yīng)京津冀地區(qū)的進(jìn)口管道氣包括俄氣和中亞氣，中亞氣主要是通過西氣東輸向陜京線轉(zhuǎn)供。對進(jìn)口中亞氣、進(jìn)口俄氣月度到岸價和布倫特（Brent）國際原油月度價格進(jìn)行統(tǒng)計，根據(jù)價格走勢可以看出，進(jìn)口管道氣的價格與布倫特原油價格走勢基本一致，但呈現(xiàn)了滯后性（見圖2）。進(jìn)口中亞氣和俄氣的價格走勢基本一致，但進(jìn)口俄氣價格要低于進(jìn)口中亞氣，價差在0.25～0.4元/立方米。

根據(jù)歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計，進(jìn)口中亞管道氣與布倫特國際原油價格之間有較強正相關(guān)性，通過進(jìn)口中亞氣月度均價與國際油價進(jìn)行多種方式的擬合測算，當(dāng)月進(jìn)口中亞氣月度到岸均價與前9個月布倫特原油均價具有較高的擬合度（見圖3）。本文按照布倫特原油價格為60美元/桶作為測算基礎(chǔ)，按擬合公式測算進(jìn)口中亞氣到岸價為1.53元/立方米，考慮增值稅及返還，到岸完稅價為1.64元/立方米。考慮進(jìn)口俄氣到岸價低于進(jìn)口中亞氣0.3元/立方米。

根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整天然氣跨省管道運輸價格的通知》（發(fā)改價格〔2019〕561號）[3]及國家管網(wǎng)集團(tuán)發(fā)布的《天然氣管輸價格表》[4]，西氣東輸二線西段（新疆霍爾果斯-寧夏中衛(wèi)）的運價率為0.1416元/千立方米·千米，管輸距離約為2500千米，管輸費為0.35元/立方米，陜京線輸送到京津冀地區(qū)的管輸費為0.28元/立方米。

圖2 進(jìn)口中亞管道氣、俄氣到岸價和布倫特原油價格走勢

根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于中俄東線天然氣管道工程北段管道運輸試行價格的批復(fù)》（發(fā)改價格〔2020〕297號）[5]，核定中俄東線天然氣管道工程北段管道運輸試行價格為0.1825元/千立方米·千米（含9%增值稅）。中俄東線中段管輸價格按照北段標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行測算，中俄東線北段和中段長度為2177千米，輸送至京津冀地區(qū)的管輸費約為0.4元/立方米。

綜上，在布倫特國際油價為60美元/桶時，測算出進(jìn)口中亞氣輸送至京津冀地區(qū)的供應(yīng)成本為2.27元/立方米，進(jìn)口俄氣輸送至京津冀地區(qū)的供應(yīng)成本為1.74元/立方米。

圖3 進(jìn)口中亞氣月度到岸均價與前9個月布倫特原油均價擬合

3.3 進(jìn)口LNG

供應(yīng)京津冀地區(qū)的進(jìn)口LNG以三大石油公司為主，供應(yīng)的氣源屬于早期簽署的合同，與國際油價掛鉤比例相對較高。由于近兩年全球受新冠肺炎疫情影響，天然氣供需形勢變化較大，國際LNG現(xiàn)貨價格在2020年出現(xiàn)持續(xù)走低，2021年持續(xù)走高的“非常態(tài)”情況。京津冀地區(qū)3個LNG接收站均有現(xiàn)貨采購，對到岸價影響較大。因此，本文主要以2019年及之前的到岸價作為分析依據(jù)，選取2017-2019年逐月到岸價，3個接收站到岸價基本相當(dāng)（見圖4），2019年5月份以后中國石化天津LNG接收站到岸價較低，主要是因為開始大量采購國際LNG現(xiàn)貨。

2014年掛鉤國際油價的中長期合同斜率水平在13%～14%，2020年以來新簽署與國際油價掛鉤的中長期合同斜率已低于11%[6]。因此，本文對于已投運的接收站進(jìn)口LNG到岸價按照與國際油價掛鉤比例14%測算，對于新簽署及未來簽署的進(jìn)口LNG到岸價與國際油價掛鉤比例按照11%測算。

綜上，在國際油價60美元/桶時，考慮稅費和加工成本，早期簽署的進(jìn)口LNG供應(yīng)成本約為2.4元/立方米，新簽署的進(jìn)口LNG供應(yīng)成本約為1.9元/立方米。

3.4 供應(yīng)成本對比

根據(jù)各氣源供應(yīng)成本和氣源供應(yīng)潛力分析，預(yù)計在國際油價為60美元/桶時，京津冀地區(qū)氣源的綜合供應(yīng)成本為1.9元/立方米，國產(chǎn)常規(guī)氣具有絕對的價格優(yōu)勢（見圖5）。從進(jìn)口氣來看，進(jìn)口俄氣供應(yīng)成本低于其他進(jìn)口氣，早期簽署的進(jìn)口LNG合同供應(yīng)成本最高，進(jìn)口中亞氣供應(yīng)京津冀地區(qū)不具備價格優(yōu)勢，近期簽署的進(jìn)口LNG供應(yīng)成本具有一定的價格優(yōu)勢。

4 發(fā)展建議

4.1 新簽署LNG合同時，要對比競爭氣源的供應(yīng)成本和目標(biāo)市場價格承受能力

圖4 2017-2019年京津冀地區(qū)進(jìn)口LNG月度到岸價

京津冀地區(qū)的天然氣資源增量主要來自于進(jìn)口俄氣和進(jìn)口LNG，三大石油公司的進(jìn)口LNG主要由資源池供應(yīng)。隨著已投產(chǎn)LNG接收站的擴建，未來三大石油公司仍需增加進(jìn)口LNG的采購，新建LNG接收站項目需要進(jìn)一步落實進(jìn)口LNG合同量。根據(jù)各氣源供應(yīng)成本分析，京津冀地區(qū)進(jìn)口LNG供應(yīng)成本相對較高。因此，在未來新簽署LNG合同時，要對比競爭氣源的供應(yīng)成本，采購更具有價格競爭力的氣源。除此以外，需要考慮目標(biāo)市場用戶的價格承受能力，采購氣源的供應(yīng)成本要在用戶可接受范圍內(nèi)。

圖5 國際油價為60美元/桶時各氣源供應(yīng)成本

4.2 資源供應(yīng)不僅要保障冬季需求，還要注重夏季填谷

京津冀地區(qū)冬季采暖用氣需求較多，冬夏季天然氣消費峰谷差較大。全國天然氣市場消費高月系數(shù)一般為1.3～1.35，而京津冀地區(qū)高月系數(shù)在1.7以上，尤其是北京市高月系數(shù)超過2[7]（見圖6）。全國天然氣市場季節(jié)調(diào)峰需求量為全年消費量的6%左右，京津冀地區(qū)季節(jié)調(diào)峰需求量占該地區(qū)消費總量的11%以上，遠(yuǎn)高于全國平均水平。較大的峰谷差對調(diào)峰有更高的要求，需要資源供應(yīng)能夠保障。由于油氣田生產(chǎn)和進(jìn)口天然氣以穩(wěn)定供應(yīng)為主，直接調(diào)節(jié)的空間有限，需要借助設(shè)施和市場進(jìn)行調(diào)節(jié)。

京津冀地區(qū)在資源供應(yīng)保障冬季用氣需求的同時，還需要注重夏季填谷。一是利用大型儲氣設(shè)施在消費淡季進(jìn)行注氣，做好國產(chǎn)氣、進(jìn)口氣與地下儲氣庫之間的聯(lián)合運行；二是開發(fā)可中斷用戶，利 用靈活的價格政策進(jìn)行需求側(cè)調(diào)節(jié)；三是在價格合理的前提下，進(jìn)口氣量能夠不均勻采購。

4.3 進(jìn)口LNG仍應(yīng)以長貿(mào)合同為主，現(xiàn)貨為輔

根據(jù)近年來國際LNG采購合同的變化，短期和現(xiàn)貨合同占比逐漸增加，近兩年中國進(jìn)口LNG現(xiàn)貨采購占比在30%左右。2020年，國際LNG現(xiàn)貨平均價格為4.25美元/百萬英熱單位（折合1.02元/立方米），最低月平均價格為2.29美元/百萬英熱單位；進(jìn)入2021年以后，國際LNG現(xiàn)貨價格呈現(xiàn)持續(xù)上漲的趨勢，2021年10月份以后上漲到35美元/百萬英熱單位（折合8.4元/立方米）。進(jìn)口LNG現(xiàn)貨價格波動較大，存在較大風(fēng)險。因此，為保證天然氣行業(yè)安全平穩(wěn)運行，進(jìn)口LNG仍應(yīng)以中長期貿(mào)易合同為主，進(jìn)口LNG現(xiàn)貨為輔。這樣既可以保障基礎(chǔ)設(shè)施的基礎(chǔ)負(fù)荷，也提高了進(jìn)口的靈活性。

4.4 進(jìn)口天然氣做好應(yīng)急儲備建設(shè)

根據(jù)資源供應(yīng)潛力分析，2025年京津冀地區(qū)進(jìn)口天然氣供應(yīng)占比將達(dá)到55%以上，進(jìn)口天然氣主要集中在中俄東線和沿海LNG接收站。中俄東線單線管道輸送氣量將達(dá)到380億立方米/年，當(dāng)上游氣田或天然氣輸送過程中發(fā)生不可預(yù)見狀況時，對中國天然氣市場影響較大；京津冀地區(qū)沿海LNG接收站主要分布在唐山曹妃甸和天津港，同屬于渤海灣，2025年進(jìn)口LNG供應(yīng)占比將達(dá)到45%，進(jìn)口LNG出現(xiàn)緊急狀況時對京津冀地區(qū)的市場影響較大。因此，建議中俄東線在沿線地區(qū)做好與儲氣庫之間的聯(lián)絡(luò)，LNG接收站要做好應(yīng)急儲備能力的建設(shè)。

圖6 全國及京津冀地區(qū)天然氣消費月不均勻系數(shù)