中俄東線對天然氣市場影響全景分析

　　中俄天然氣管道東線（以下簡稱“中俄東線”）作為我國天然氣進口戰(zhàn)略通道之一，歷經(jīng)20年的談判，2015年6月項目開工建設(shè)，預計2019年11月北段投產(chǎn)，2023年10月全線投產(chǎn)。中俄東線的目標市場為我國東北、環(huán)渤海、長三角，這3個地區(qū)的天然氣行業(yè)發(fā)展程度不同，該管道投產(chǎn)后對不同目標市場的影響將有所不同。

　　1中俄東線的基本狀況

　　自1994年中俄簽訂天然氣管道修建備忘錄以來，兩國天然氣談判至今已有25年，期間經(jīng)歷了多次談判，2014年中俄兩國石油公司簽署了《中俄東線天然氣購銷合同》，最終確定了中國從俄羅斯進口天然氣的規(guī)模、價格、供應(yīng)方式等內(nèi)容。2015年6月，中俄東線項目開工，項目在我國境內(nèi)的新建管道長度為3371千米，分為北段黑河－長嶺、中段長嶺－永清、南段永清－上海，各段分期建設(shè)。中俄東線北段設(shè)計輸氣能力為380億立方米/年，中段為230億立方米/年，南段為189億立方米/年。預計，2019年11月北段具備投產(chǎn)條件，2023年10月全線投產(chǎn)（見表1）。

　　2中俄東線目標市場的天然氣發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢

　　根據(jù)中俄東線管道路由布局，中俄東線的目標市場為我國東北、環(huán)渤海、長三角3個地區(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。

　　2.1東北地區(qū)天然氣資源供應(yīng)單一，氣化程度偏低，政策驅(qū)動力度不足

　　黑龍江省天然氣資源主要依靠省內(nèi)的大慶油田，吉林省主要依靠吉林油田，遼寧省除區(qū)域內(nèi)油氣田外還有大連LNG和陜京線系統(tǒng)的秦沈線，東北地區(qū)天然氣資源供應(yīng)較為單一。2018年，東北地區(qū)總資源供應(yīng)量為146億立方米，其中區(qū)域內(nèi)油田供應(yīng)占比為49.3%，長輸管道供應(yīng)占比僅為15.1%。近年來，東北地區(qū)油氣田的天然氣產(chǎn)量在70億立方米/年左右，由于東北地區(qū)各油氣田基本處于開采中后期，未來增長潛力不足，產(chǎn)量基本維持在70億～75億立方米/年（見圖1、圖2）。

　　東北地區(qū)天然氣市場發(fā)展緩慢，2018年消費量為146億立方米，占一次能源消費總量的4.7%，遠低于全國8%的平均水平，天然氣氣化程度較低。2013－2018年，東北地區(qū)天然氣市場消費年均增加9.9億立方米，年均增長率為8.6%。東北地區(qū)天然氣市場消費以城市燃氣和工業(yè)燃料為主，2018年兩類消費占地區(qū)天然氣總消費量的82%，居民氣化人口達到3500萬人，城鎮(zhèn)氣化率達到50%。東北地區(qū)遼寧省全面推進“煤改氣”，并印發(fā)實施了《遼寧省推進清潔取暖三年滾動計劃（2018－2020年）》（遼政辦發(fā)〔2017〕116號），黑龍江省和吉林省“煤改氣”工程主要在重點城市推進。

　　《關(guān)于加快推進“氣化遼寧”工作方案》（遼政辦發(fā)〔2017〕75號）提出，到2020年，天然氣年利用規(guī)模力爭達到150億立方米以上，在全省能源消費結(jié)構(gòu)中占比力爭達到8%?！都质∧茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃中期調(diào)整和實施意見》（吉能規(guī)劃〔2019〕83號）提出，到2020年，能源消費量為9250萬噸標準煤，天然氣消費量達到50億立方米，占全省能源消費總量的比例提高到6%左右?！逗邶埥∧茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃》（黑發(fā)改煤炭〔2017〕568號）提出，到2020年，能源消費總量控制在1.4億噸標準煤左右，天然氣消費量達到90億立方米，占全省能源消費總量的比例提高到8%左右。

　　綜合上述規(guī)劃，2020年東北地區(qū)天然氣市場需求量將達到290億立方米，但根據(jù)地區(qū)天然氣市場發(fā)展現(xiàn)狀，屆時實現(xiàn)規(guī)劃目標的可能性較小?？紤]未來東北地區(qū)天然氣管網(wǎng)加快布局、清潔采暖加大力度等因素驅(qū)動，采用項目分析法、消費系數(shù)法等方法，對東北地區(qū)天然氣市場需求進行預測。預計，在中俄東線投產(chǎn)以前，東北地區(qū)天然氣市場基本維持歷史發(fā)展水平；2019年11月中俄東線北段投產(chǎn)，將極大推動東北地區(qū)市場需求增長；2020年中俄東線中段投產(chǎn)后，將進一步推動東北地區(qū)市場需求增長，屆時市場需求量將達到187億立方米，2025年將達到280億立方米（見圖3）。

　　2.2環(huán)渤海地區(qū)天然氣資源供應(yīng)多元，區(qū)域發(fā)展不平衡，季節(jié)性需求差異較大

　　環(huán)渤海地區(qū)天然氣資源供應(yīng)以長輸管道為主，進口LNG為輔，包括陜京一二三四線、榆濟線，唐山LNG接收站、天津浮式LNG接收站、天津LNG接收站、青島LNG接收站，大唐煤制氣、區(qū)域內(nèi)油氣田等，氣源多元化供應(yīng)格局明顯。2018年，長輸管道氣供應(yīng)占比60.3%，進口LNG供應(yīng)占比31.5%。未來，環(huán)渤海地區(qū)新增氣源除中俄東線天然氣外，還有蒙西煤制氣、鄂安滄管道氣以及進口LNG。2018年，環(huán)渤海地區(qū)天然氣市場消費量為599億立方米，占能源消費總量的9.5%，超過全國8%的平均水平。但是，區(qū)域發(fā)展不均衡，氣化程度差異較大。北京、天津天然氣消費在能源消費總量中占比達到15%以上，其中北京市接近35%。河北和山東氣化程度較低，天然氣消費占能源消費總量的6.5%以下。

　　《河北省天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》（冀發(fā)改能源〔2017〕31號）提出，到2020年，天然氣消費量達到270億立方米，占能源消費總量的10%以上?！渡綎|省石油天然氣中長期發(fā)展規(guī)劃（2016－2030年）》提出，到2020年，天然氣需求量為250億立方米，占能源消費總量的8%?！侗本┦?ldquo;十三五”時期能源發(fā)展規(guī)劃》（京政發(fā)〔2017〕18號）提出，到2020年，天然氣消費量為190億立方米?！短旖蚴心茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃》（津發(fā)改規(guī)劃〔2017〕898號）提出，到2020年，天然氣消費量達到128億立方米左右，占一次能源消費的15%以上。

　　綜合上述規(guī)劃，2020年，環(huán)渤海地區(qū)天然氣市場需求量將達到838億立方米。預計，北京和天津兩市可以達到規(guī)劃要求；河北省和山東省的燃氣電廠建設(shè)進度有所滯后，天然氣市場需求將不及規(guī)劃預期。環(huán)渤海作為大氣污染治理的重點地區(qū)，2025年之前，天然氣市場將會持續(xù)高速增長。分析預測，2020年環(huán)渤海地區(qū)天然氣市場需求量為815億立方米，2025年為1140億立方米（見圖4）。

　　受采暖需求季節(jié)性影響，環(huán)渤海地區(qū)天然氣市場季度需求差異明顯，在非采暖季，月度用氣系數(shù)在0.8以下；在采暖季，月度系數(shù)達到1.6以上（見圖5）。未來，隨著清潔采暖的持續(xù)推進，環(huán)渤海地區(qū)天然氣市場峰谷差將進一步拉大，調(diào)峰壓力進一步增加。

　　2.3長三角地區(qū)天然氣資源供應(yīng)多元，市場發(fā)展領(lǐng)先，門站價格處于全國最高水平

　　長三角地區(qū)天然氣資源主要依賴外省輸送和進口，對外依存度高達97%。供應(yīng)氣源主要包括西氣東輸、川氣東送，如東LNG接收站、上海LNG接收站、寧波LNG接收站，資源供應(yīng)多元化態(tài)勢明顯。2018年，長輸管道氣供應(yīng)占比為53.7%，進口LNG供應(yīng)占比為42.7%（見圖6）。

　　長三角地區(qū)天然氣市場整體發(fā)展水平處于全國領(lǐng)先地位。2018年，長三角地區(qū)天然氣市場消費量為516億立方米，占能源消費總量的10.6%，高于全國平均水平。其中，江蘇省天然氣消費量達到278億立方米，全國排名第一。

　　《江蘇省“十三五”能源發(fā)展規(guī)劃》（蘇政辦發(fā)〔2017〕62號）提出，2020年能源消費總量確?？刂圃?.4億噸標準煤以下，天然氣消費量達到350億立方米，在能源消費總量中的占比提高到12.6%。

　　《浙江省天然氣發(fā)展三年行動計劃（2018－2020年）》（浙政辦發(fā)〔2017〕151號）提出，2020年全省天然氣消費量達到160億立方米?！渡虾Ｊ心茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃》（滬府發(fā)〔2017〕14號）提出，2020年天然氣消費量增加到100億立方米左右，在一次能源消費中的占比達到12%。綜合上述規(guī)劃，2020年，長三角地區(qū)天然氣市場需求量將達到610億立方米，從近兩年地區(qū)天然氣市場的發(fā)展看，市場消費量大幅超過預期。未來，長三角地區(qū)受能源消費總量、煤炭消費總量“雙控”目標的限制，天然氣需求仍將保持快速增長的趨勢，預計，2020年長三角地區(qū)天然氣市場需求量為660億立方米，2025年將達到900億立方米（見圖7）。

　　長三角地區(qū)經(jīng)濟發(fā)達，天然氣終端用戶價格承受能力高，天然氣門站價格與廣東省基本持平，高于其他地區(qū)，屬我國天然氣高端市場。

　　3中俄東線天然氣在目標市場的供應(yīng)量及成本預測

　　3.1中俄東線向目標市場供應(yīng)的天然氣量

　　根據(jù)《中俄東線天然氣購銷合同》，俄羅斯通過中俄天然氣管道東線向我國供氣，輸氣量逐年增長，最終達到每年380億立方米，累計30年。預計，中俄東線在2025年可達到年度380億立方米輸量。

　　中俄東線投產(chǎn)以后，國內(nèi)原有向東北地區(qū)供應(yīng)的長輸管道氣資源將逐步退出，由中俄東線進行補充。筆者預計，2025年，東北地區(qū)天然氣市場需求量為280億立方米（見圖3），區(qū)域內(nèi)油氣田產(chǎn)量為70億～75億立方米。根據(jù)交通運輸部辦公廳印發(fā)的《環(huán)渤海地區(qū)液化天然氣碼頭重點布局方案（2022年）》（交辦規(guī)劃〔2018〕92號），2022年前除大連港鲇魚灣港區(qū)外沒有新增LNG泊位，預計2025年大連LNG接收站能力為600萬噸/年（折合84億立方米/年），考慮下游市場的波動和大連LNG接收站為中俄東線市場調(diào)峰，預計，2025年大連LNG接收站供應(yīng)東北地區(qū)的氣量為60億～70億立方米，為滿足東北地區(qū)天然氣市場需求，中俄東線向東北地區(qū)供應(yīng)的氣量應(yīng)為135億～150億立方米。

　　隨著環(huán)渤海地區(qū)天然氣市場的快速發(fā)展，氣源供應(yīng)也將呈現(xiàn)快速發(fā)展的局面，未來環(huán)渤海地區(qū)氣源增量主要來自中俄東線和進口LNG，其中進口LNG是地區(qū)資源增量的主要來源。根據(jù)《環(huán)渤海地區(qū)液化天然氣碼頭重點布局方案（2022年）》（交辦規(guī)劃〔2018〕92號），預計2025年前，環(huán)渤海地區(qū)新增LNG接收站能力將超過2600萬噸/年，考慮地區(qū)天然氣市場的波動性及部分LNG接收站的儲氣調(diào)峰作用，與2018年相比，2025年進口LNG量增加1900萬～2000萬噸（折合265億～280億立方米）。

　　除中俄東線外，其他長輸管道氣供應(yīng)增量主要來自陜京線系統(tǒng)和煤制氣管道，預計2025年相比2018年的絕對增量為130億立方米；區(qū)域內(nèi)油氣田產(chǎn)量增長潛力較小，基本維持現(xiàn)有產(chǎn)量規(guī)模。預計2025年，環(huán)渤海地區(qū)天然氣市場需求絕對增量為540億立方米（見圖4），中俄東線在環(huán)渤海地區(qū)的供應(yīng)氣量為130億～145億立方米。

　　2025年長三角地區(qū)天然氣市場需求絕對增量為384億立方米（見圖7），新增資源供應(yīng)主要來自中俄東線和沿海LNG接收站。預計2025年前，長三角地區(qū)新增LNG接收站能力2000萬噸/年，主要來自如東LNG接收站擴建、寧波LNG接收站擴建、洋山LNG接收站擴建，濱海LNG接收站、贛榆LNG接收站、溫州LNG接收站等。考慮部分LNG接收站儲氣調(diào)峰的作用和市場波動，預計2025年相比2018年新增進口LNG量約為1400萬～1500萬噸（折合196億～210億立方米）。與2018年相比，2025年長輸管道供應(yīng)增量約為80億立方米，主要來自青寧線、西二線。2025年中俄東線供應(yīng)長三角地區(qū)的氣量應(yīng)為94億～108億立方米。

　　3.2中俄東線向目標市場供應(yīng)的天然氣成本預測

　　中俄東線天然氣價格的確定采取長期合同與油價掛鉤的所謂歐洲模式，在定價公式中某些參數(shù)約束下，氣價與油價有一定相關(guān)性。中俄東線供氣合同期為30年，輸氣量逐年增加到380億立方米/年，俄羅斯天然氣工業(yè)股份公司總裁對外公布合同總價值為4000億美元。按2014年5月布倫特油價110美元/桶，美元兌人民幣匯率為6.14測算，中俄東線到岸價格為0.39美元/立方米，折合人民幣2.38元/立方米。本文所討論的中俄東線天然氣價格是基于以上對公開發(fā)布的信息計算得來。

　　根據(jù)國內(nèi)外研究機構(gòu)預測，未來一段時期，國際油價仍將維持在較低水平，參照布倫特油價60美元/桶分析，中俄東線天然氣到岸價格為1.4元/立方米左右。中俄東線的管輸費參照西氣東輸管道。根據(jù)國家發(fā)改委《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），西氣東輸西段管道運價率為0.1416元/（千立方米•千米），東段管道運價率為0.2386元/（千立方米•千米）。考慮相關(guān)稅費，預計中俄東線管道全線運價率在0.2元/（千立方米•千米）左右。據(jù)此測算，中俄東線在東北地區(qū)的天然氣供應(yīng)成本為1.5～1.7元/立方米，到環(huán)渤海地區(qū)的供應(yīng)成本為1.7～2元/立方米，到長三角地區(qū)的供應(yīng)成本為2～2.3元/立方米（見表2）。

　　4中俄東線投產(chǎn)對目標市場的影響

　　4.1東北地區(qū)

　　4.1.1大幅提升資源供應(yīng)能力

　　中俄東線投產(chǎn)后將首先供應(yīng)東北地區(qū)，當輸氣量達到380億立方米/年時，預計其中供應(yīng)東北地區(qū)的氣量為135億～150億立方米/年，與2018年市場消費總量基本相當，將大幅提升東北地區(qū)資源供應(yīng)能力，中俄東線天然氣成為東北地區(qū)的主供氣源?，F(xiàn)有“以區(qū)域內(nèi)油氣田為主，進口LNG和長輸管道為輔”的資源供應(yīng)方式，將會轉(zhuǎn)變?yōu)?ldquo;以進口管道氣為主，區(qū)域內(nèi)油氣田和進口LNG為輔”的方式。

　　4.1.2推動天然氣氣化進程

　　東北地區(qū)天然氣市場發(fā)展方向除城市氣化的逐步推進外，主要就是清潔采暖、燃煤鍋爐、燃煤窯爐的改造，天然氣替代煤炭是主要發(fā)展方向。根據(jù)等熱值換算，東北地區(qū)煤炭價格為560元/噸，在不考慮設(shè)備改造等前期費用的情況下，天然氣替代煤炭的終端用戶可承受價格為1.5元/立方米。根據(jù)清華大學能源研究所、環(huán)保部環(huán)境規(guī)劃院等多家單位專家參與編寫的國際環(huán)保組織自然資源保護協(xié)會發(fā)布的《2012煤炭真實成本報告》，1噸煤燃燒的生態(tài)環(huán)境代價為260元?？紤]生態(tài)環(huán)境成本，天然氣替代煤炭的終端用戶可承受價格為2.02元/立方米。在此基礎(chǔ)上，除去城市配氣費和支線管輸費，天然氣替代煤炭的省門站可承受價格為1.5元/立方米以下，若考慮與城市燃氣、替代油品混合銷售，氣源供應(yīng)到東北地區(qū)省門站的成本應(yīng)該在1.6元/立方米左右。中俄東線天然氣在東北地區(qū)的供應(yīng)成本為1.5～1.7元/立方米，對推動東北地區(qū)天然氣氣化具有較強的價格競爭力（見圖8）。

　　4.1.3改變供氣格局

　　根據(jù)中國石油天然氣集團有限公司官方網(wǎng)站公開資料，中俄東線長嶺－永清段管道與秦沈線、永唐秦并行敷設(shè)，聯(lián)合運行。中俄東線投產(chǎn)以后秦沈線、沈哈線管道輸送陜京線系統(tǒng)的資源將從東北地區(qū)逐步退出，增加中俄東線天然氣資源的輸送，資源流向?qū)?ldquo;由南向北”變?yōu)?ldquo;由北向南”。區(qū)域內(nèi)油氣田仍主要在周邊地區(qū)銷售天然氣，進口LNG將作為重要的資源補充和調(diào)峰氣源。東北地區(qū)整體供氣格局將呈現(xiàn)“北氣南下、就近供應(yīng)、海氣登陸”的特點。

　　4.2環(huán)渤海地區(qū)

　　4.2.1增加資源供應(yīng)通道

　　目前，環(huán)渤海地區(qū)的天然氣資源供應(yīng)來自東、西兩個方向，西向來氣由陜京線系統(tǒng)和榆濟線組成，東向來氣由進口LNG和海上氣組成。中俄東線投產(chǎn)以后，秦沈線流向?qū)⒏淖優(yōu)橛上蚰?，北部將增加中俄東線供應(yīng)通道，從而提升環(huán)渤海地區(qū)資源保障能力。

　　4.2.2拉低資源供應(yīng)成本

　　供應(yīng)環(huán)渤海地區(qū)的國產(chǎn)常規(guī)氣，除區(qū)域內(nèi)油氣田外，主要來自陜京線和榆濟線輸氣管道。以《關(guān)于調(diào)整天然氣基準門站價格的通知》（發(fā)改價格〔2019〕562號）的陜西省門站價格為基礎(chǔ)，考慮管輸價格，供應(yīng)環(huán)渤海地區(qū)的天然氣成本約為1.6元/立方米?，F(xiàn)有供應(yīng)環(huán)渤海地區(qū)的進口LNG來自唐山LNG接收站、天津LNG接收站、天津浮式LNG接收站、青島LNG接收站，這些進口資源屬于早期資源合同，與國際油價掛鉤比例較高。根據(jù)進口LNG歷史數(shù)據(jù)，在布倫特油價為60美元/桶時，進口LNG到岸價格為1.8元/立方米左右，考慮稅費、汽化、管輸?shù)荣M用，供應(yīng)成本為2.2～2.3元/立方米。規(guī)劃的進口LNG項目考慮到目前國際天然氣市場整體寬松，合同價格相對前期有所降低，預計在布倫特油價為60美元/桶時，供應(yīng)成本在2.1元/立方米左右。中俄東線供應(yīng)環(huán)渤海地區(qū)的天然氣成本為1.7～2元/立方米，平均供應(yīng)成本按1.85元/立方米（見表3）。由此可見，在環(huán)渤海地區(qū)除國產(chǎn)氣外，中俄東線天然氣相比其他進口天然氣具有較強的價格競爭力。

　　預計2025年，環(huán)渤海地區(qū)除區(qū)域油氣田外的資源供應(yīng)量為1040億立方米，根據(jù)各資源供應(yīng)量和供應(yīng)成本測算，中俄東線可以拉低該地區(qū)進口天然氣資源供應(yīng)成本約0.1元/立方米。

　　4.2.3加大夏季資源富余程度

　　中俄東線主供氣源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，均屬于常規(guī)氣田氣，具有平穩(wěn)生產(chǎn)的特點，未來供應(yīng)國內(nèi)市場也將呈現(xiàn)平穩(wěn)特點。環(huán)渤海地區(qū)天然氣市場峰谷差較大，一方面可提升冬季供應(yīng)保障能力，另一方面在夏季將出現(xiàn)資源富余現(xiàn)象。以中俄東線供應(yīng)環(huán)渤海地區(qū)130億立方米/年為例，以2018年環(huán)渤海地區(qū)月度不均勻系數(shù)為基礎(chǔ)，通過與環(huán)渤海地區(qū)同規(guī)模的市場需求進行對比，中俄東線在環(huán)渤海地區(qū)日均供氣量為3560萬立方米，在消費淡季的低月將會富余1200萬立方米/日（見圖9）。在東北及長三角地區(qū)也會面臨同樣的問題。

　　4.3長三角地區(qū)

　　4.3.1增加氣源競爭程度

　　我國天然氣價格將逐步走向市場化，門站價格限制終將被取消，銷售價格由供需雙方協(xié)商確定，供應(yīng)成本成為氣源主要競爭力。長三角地區(qū)屬于我國天然氣高端市場，各氣源向該地區(qū)供應(yīng)的積極性較高，未來新增氣源除中俄東線外還有濱海LNG接收站、贛榆LNG接收站、溫州LNG接收站、如東陽光島LNG接收站、青寧線、新粵浙管道。其中，青寧線氣源主要來自青島LNG接收站，新粵浙管道氣源主要來自于新疆的煤制氣，上述氣源均屬于高價氣。當布倫特油價為60美元/桶時，供應(yīng)長三角地區(qū)的天然氣成本在2.2元/立方米左右，中俄東線供應(yīng)長三角的天然氣成本為2～2.3元/立方米。由此可見，未來長三角地區(qū)新增氣源主要來自進口LNG，中俄東線供應(yīng)到該地區(qū)的價格并不具備明顯競爭力，但將會增加長三角地區(qū)的市場競爭。

　　4.3.2形成東西南北四氣集中供氣格局

　　中俄東線投產(chǎn)以后，長三角地區(qū)將會形成東、西、南、北四方供氣格局，西部供應(yīng)主要來自西氣東輸一線和川氣東送，東部供應(yīng)主要來自各進口LNG接收站和海上氣，南部供應(yīng)主要來自西氣東輸二線、新粵浙管道，北部供應(yīng)來自中俄東線和青寧線。原有冀寧線管道為聯(lián)絡(luò)線，連接陜京線和西氣東輸管道，目前冀寧線在江蘇省主要輸送如東LNG接收站的氣源，資源流向為由南向北。中俄東線投產(chǎn)后將會增加北方來氣。

　　5結(jié)論與建議

　　中俄東線投產(chǎn)以后將會完善我國及目標市場的供應(yīng)通道，全國天然氣四大進口通道基本形成，呈現(xiàn)“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近供應(yīng)”的格局，大幅提高東北、環(huán)渤海、長三角地區(qū)的資源供應(yīng)能力，對目標市場的氣化進程起到積極的推動作用。同時，中俄東線的投產(chǎn)對環(huán)渤海、長三角地區(qū)進口LNG形成沖擊，增加了地區(qū)氣源競爭程度。中俄東線全年平穩(wěn)的供應(yīng)特點，一方面可為目標市場采暖季增加供應(yīng)保障，另一方面將會在夏季出現(xiàn)資源富余。

　　未來，我國天然氣價格將逐步實現(xiàn)市場化，天然氣交易價格將由供需雙方協(xié)商確定，在資源供應(yīng)寬松和多元化的格局下將會迫使高價氣退出市場。

　　對此建議：

　　1）各地布局的LNG接收站項目要側(cè)重對海外LNG采購成本控制，對比目標市場競爭氣源的供應(yīng)成本和目標市場用戶的價格承受能力；

　　2）提前做好夏季目標市場富余資源的流向處理方案，實現(xiàn)主干管道與地下儲氣庫聯(lián)通；3）各級政府應(yīng)持續(xù)推動基礎(chǔ)設(shè)施互聯(lián)互通和獨立運營，確保天然氣價格真正實現(xiàn)市場化。（文/潘文匯、王超、車曉波，中國石化天然氣分公司華北天然氣銷售中心北京世創(chuàng)能源咨詢有限公司）