【事件回顾】2022年9月28日，国家管网集团西气东输四线工程（以下简称西四线）吐鲁番—中卫段正式开工建设。这是自2015年中俄东线开工建设以来我国再次启动跨省大型天然气管道工程。本次开工的吐鲁番—中卫段是西四线工程的核心组成部分，途经新疆、甘肃、宁夏3省（自治区）17县（市），全长1745千米，管道年设计输量150亿立方米，增输改造后可达300亿立方米，力争2024年10月建成投产。截至2022年底，管道焊接综合进度超过20%。

       西四线总体工程起自中国、吉尔吉斯坦边境新疆乌恰县伊尔克什坦，经轮南、吐鲁番至宁夏中卫，管道全长约3340千米，管径1219毫米，设计压力12兆帕。工程建成后，将与西二线、三线联合运行，届时西气东输管道系统年输送能力可达千亿立方米。

【点评与研判】西四线是我国西部地区继西一线、西二线、西三线之后又一大型天然气管道工程，是我国“四大能源通道”西北通道的重要组成部分，对于构建全国天然气管网，保障天然气供应安全具有重要战略意义。具体来看，有以下四个方面：一是满足中石油塔里木气田、中石化顺北气田、新疆煤制气，中亚A/B/C线进口天然气近几年的增量管输需求。二是有效缓解西部天然气通道管输负荷率过高的局面（2021年平均年负荷达到 84%，高月均日负荷水平已达到103%），西四线建成后通过与西二线、西三线管网系统联合运行，从根本上提高管网运行可靠性和灵活性，保障我国西部地区气源的输送安全，发挥储气库的应急保障和调峰作用，提高输送管道的抗风险能力。三是为进一步提高利用进口管道气水平提供通道。从近几年天然气进口来看，管道气进口价格波动相对进口LNG平稳，提高管道气进口规模有利于熨平价格风险。四是有利于“双碳”和减污降碳目标的实现，西四线建成后，可以在现有基础上提高年输气量约300亿立方米，与用煤相比，每年可减少二氧化碳排放量8520万吨，这有助于促进东西部地区能源结构优化，助力管道沿线区域绿色低碳转型，并为当地经济增长带来新动力。

【事件回顾】2022年5月26日，国家发改委发布《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》（发改价格〔2022〕768号）（以下简称《指导意见》），指导各地进一步完善LNG接收站气化服务定价机制，规范定价行为，合理制定价格水平。《指导意见》明确了气化服务价格的定义及内涵，对定价方式、方法、校核周期、其他衍生服务价格管理等内容作了规范，可以概括为“四个统一”和“一个明确”：一是统一定价方式。气化服务价格由政府定价转为政府指导价，实行最高上限价格管理。鼓励实行“一省份一最高限价”。二是统一定价项目。气化服务价格包括液化天然气接卸、临时存储、气化等相关费用，除不具备沿线开口分输的短途管道外，其他外输管道运输价格原则上从气化服务价格中剥离。三是统一定价方法。按“准许成本加合理收益”方法制定最高气化服务价格。四是统一重要参数。对准许收益率、实际气化量核定等提出原则性要求。五是明确价格校核周期。最高气化服务价格原则上三年校核一次。

【点评与研判】近年来，随着LNG接收站逐步向第三方开放，尤其是国家管网集团成立，油气管网运营机制改革持续推进，急需统一LNG接收站气化服务价格机制，公开价格水平。但由于历史原因，我国LNG接收站部分沿用国家发改委核准的价格，部分沿用接收站定价权下放后由省政府价格主管部门定价，有些民营接收站自己规定价格。定价原则、价格水平、审批部门不一致对自主进口LNG的第三方利用接收站带来了诸多不便，一方面降低了利用接收站的可操作性，另一方面增加了业务风险。同时，不利于提高接收站利用率，增强经济效益。

      《指导意见》的及时出台将对利益相关方、天然气市场竞争格局产生深远影响。其一是有利于推动天然气区域市场的竞争，以形成良好的市场环境，也有利于促进天然气行业上游统一大市场形成；其二是推动剩余能力向社会第三方公平公正开放，通过形成稳定可靠的定价机制，降低信息沟通成本，促进资源流动，最终实现服务供需双方的共赢；其三是推动行业内有序竞争，促进LNG接收站建设更加注重有效投资和成本控制，增加盈利空间；其四是推动接收站产品多样化和差异化，在不超过最高气化服务指导价的基础上，将运营模式、商务运作经验与服务市场需求相结合，通过价格和产品设计，最大化提升接收站利用效率，提高接收站竞争力和收益；其五是最大化LNG储罐的储气调峰功能。《指导意见》明确接收站储气服务价格采用市场自主定价，将推动储罐储气调峰功能显性化，其作为季节性套利基础设施的价值将得到进一步发挥。

       不可否认的是，《指导意见》为各地制定和调整气化服务价格提供了标准和参照，但并不能解决我国LNG接收站发展的所有问题。例如，LNG接收站还存在与现有管网运营调度不匹配，缺乏自主运营权，市场交易机制不健全等问题，这就需要政府职能部门牵头，会同接收站、管网公司、储气方、购气方等，在定价机制框架内共同参与听证，达成一个多方参与、互惠互利的交易机制和定价体系，也需要LNG接收站加强现代企业治理机制，发挥自主能动性，打通交易履约的物理路由，提高经济效益与竞争力，更需要加快完善信息交流平台建设，助力打造区域性天然气贸易枢纽。

【事件回顾】世创能源统计，2022年我国天然气绝对消费量3545亿立方米，同比减少32亿方，降幅0.9%。这也是2005年西气东输一线投运以来我国天然气消费量同比首次下降。初步分析，2022年天然气占一次能源消费总量（53.45亿吨标煤）的8.8%。从消费结构看，工业燃料占比37.5%，城镇燃气占比37.5%，发电用气占比16.8%，化工用气占比8.3%。用气绝对量下降较大的是工业燃料和发电用气，尤其是工业天然气消费量较去年同比减少84亿立方米。分地区来看，长三角、珠三角地区因进口LNG供应占比高，价格大幅上升导致消费下降幅度大，分别下降27.3%和11.7%，环渤海地区与去年基本持平，而以国产气为主的大部分地区消费量略有增长。

【点评与研判】2022年天然气消费下降的原因主要归结于三条：首先，经济增速对天然气消费的驱动力减弱。一季度GDP增速为4.8%，二季度增速为0.4%，三季度GDP增速为3.9%，均低于2022年5.5%的预设目标。其次，我国天然气供应价格全年平均较高。进口现货LNG价格高导致沿海地区直接提价或将采暖季价格延续至淡季，但终端用户的价格承受能力有限。再次，疫情状态下，各地区实行静态管理，直接影响公服、交通、工业等领域天然气消费。此外，疫情封控还通过影响用电量对发电用气产生间接影响。需要指出的是，2022年煤炭供应放宽，环保政策略有松弛也在一定程度上影响工业燃料用气。

   世创能源认为，2022年天然气消费下降是“非常态”，2023年天然气消费将恢复正增长，天然气市场的长期成长性仍然可期。随着疫情防控政策的调整，生产生活秩序逐步正常，预计2023年我国天然气市场需求量为3708亿方，同比增长163亿方，增速4.6%。长期来看，我国城镇化推进、工业燃料“煤改气”还有较大的需求空间，天然气发电必然是未来电力系统调峰的关键力量，并在2020-2040间用气增量中占有60%以上的比重。从政策层面看，“双碳”目标依然是顶层约束，国家一系列清洁能源规划仍然需要天然气这种“过渡性”、“桥梁性”能源支撑，业界对2040年我国天然气消费达峰，消费量达到6500亿立方米的期望值没有动摇。

【事件回顾】2022年2月4日，俄罗斯总统普京访华并出席北京冬奥会开幕式。期间，双方有关部门和企业签署了一系列合作文件，其中包括《中国石油天然气集团有限公司与俄罗斯天然气工业股份公司远东天然气购销协议》（以下简称“远东天然气购销协议”）。据相关资料，“远东天然气购销协议”气源地为萨哈林大陆架、南吉林斯克气田，在俄罗斯部分管道是“西伯利亚力量3”，走向为“萨哈林－哈巴罗夫斯克－符拉迪沃斯托克”，经过俄罗斯滨海边疆区进入我国黑龙江省，年供应量 100 亿立方米，为期 25 年。实际上，在2015 年，俄罗斯天然气工业股份公司（以下简称俄气）就和中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）就签署了《从俄罗斯远东向中国提供管输天然气项目的谅解备忘录》，当时确定的年输气量是250 ~380 亿立方米。之所以拖延至今，一方面是中方参与开采和销售天然气即上下游一体化合作的建议没有得到充分讨论，另一方面是俄方天然气出口价格过高。

【点评与研判】“远东天然气购销协议”是俄罗斯与中国签署的第二份天然气供应合同，该管线达产后，俄气输往我国的管道气量将达每年480亿立方米。该协议的签署得到了业界高度评价，就俄罗斯而言，稳定的能源出口收入对当前欧美制裁下的经济稳定和复苏至关重要。对我国利好之处也颇多，包括减少煤炭的使用，降低碳排放，提升清洁能源比例，但具体来看主要有两条，一是进一步完善了天然气通道。虽然我国已经形成了天然气进口的四大通道，但问题依然不少，如来自缅甸的天然气量少价高，来自中亚天然气冬季经常面临减供风险，十分有必要加固现有通道，而扩大从俄罗斯的天然气进口是首选。一方面俄罗斯天然气探明含量世界第一，且与我国广阔接壤，另一方面俄罗斯有出口我国管道气的多条路径选择，除“西伯利亚力量1”和“西伯利亚3”外，还有“西伯利亚力量2”，通过蒙古国将俄罗斯天然气输送至中国，以及远景规划的“中俄西线”，管线起点为西西伯利亚，沿阿尔泰边疆区和阿尔泰共和国至中国新疆。二是有利于降低进口天然气价格总水平。从过去多年来看，进口LNG价格一直高于进口管道气，以2021年为例，进口管道气价格到岸均价1.27元/立方米，完税价1.38元/立方米，进口LNG到岸均价2.48元/立方米，完税价2.70元/立方米。2022年，东北亚进口LNG现货达8.13元/立方米，前11个月我国进口LNG均价也达3.7元/立方米，而进口管道气均价仅为1.8元/立方米，来自俄罗斯的进口管道气为1.7元/立方米。

【事件回顾】2022年11月21日，中国石油化工集团有限公司（以下简称中国石化）与卡塔尔能源公司签署了一份为期27年的LNG长期购销协议。据公开信息，该协议天然气将由卡塔尔能源公司北方气田东部扩建项目（NFE）供应给中国石化，合同气量400万吨/年，为期27年。总体来看，卡塔尔LNG项目规模大，生产成本较低，加之伴生产品可实现商业化，有较高的投资回报。估计NFE的总投资需要288亿美元，开发成本占10%，凝析油和天然气矿区使用费及公司所得税率为35%。假定油价为50美元/桶，如果仅包括凝析油的销售收入而不包括液化石油气和乙烷的销售收入，NFE项目的盈亏平衡天然气价格约为4美元/MMBtu，低于俄罗斯、莫桑比克和的美国天然气项目盈亏平衡价格5～8 美元/MMBtu，也低于澳大利亚的7～11美元/MMBtu。此外，卡塔尔还计划降低LNG产能扩建项目的碳排放，增加其对国际石油公司的吸引力。预计NFE项目2026年投产，届时卡塔尔的液化能力将从7700万吨/年提高到1.26亿吨/年。

【点评与研判】世创能源认为，该协议签署对我国能源发展的宏观影响自不待言，但考虑到我国新能源、可再生能源的快速发展，当今国际上LNG协议以中短期为主的现实，中国石化签署的该项合同量大、期限长的LNG协议值得业界深度思考。从天然气行业本身角度来看，反映了以下三个方面的问题，一是以中国石化为代表的国家油气公司继续看好我国天然气行业发展。按照大部分咨询机构的判断，2040年我国天然气消费达峰，峰值6500亿立方米左右，2060消费仍达4100亿立方米。鉴于国内年产量最高在3500亿立方米的预测，进口LNG是一项长期选择。二是提升中国石化在LNG业务的地位。在目前三大石油公司主导天然气行业的矩阵中，中国石化的LNG接收能力一直位居末位。该项协议的签署将提升中国石化相对于中国石油、中海油在LNG领域的地位，也是公司推进天然气高质量跨越式发展的重要组成部分。三是反映了我国LNG进口持续重视长协在保障供应、价格平稳方面的作用。2022年，我国进口LNG价格高涨主要由现货体现，也是现货LNG进口大幅下降的直接原因，长协价格虽然与油价同时上涨，但涨幅相对较小。

来源：世创能源咨询