亚洲能源合作风险及障碍

亚洲能源合作风险及障碍

2012年8月21日至22日，俄罗斯远东科学研究院（gazprom）在俄罗斯伊尔库茨克市召开了第八届亚洲能源合作国际会议，主题为“亚洲能源合作：风险和障碍”。会议分以下5个单元展开:“全球能源市场发展”,“东北亚天然气运输系统的形成及俄罗斯天然气行业发展的战略前景”,“俄罗斯能源战略的东部计划”,“电力与煤炭合作”,“地区能源市场的制度形成”。本届会议吸引了多个国家的专家和产业界人士参与,并就如何加强俄罗斯与亚洲国家的能源合作展开了热烈的讨论。本文仅将会议涉及油气方面1的文章和发言综述如下,所涉观点均为发言人的看法,与笔者无关。一、气价格补贴政策在“全球能源市场发展”单元中,讨论聚焦在亚太地区特别是东北亚的能源安全与保障上,有两篇文章2值得关注。其中一篇来自日本亚太能源研究中心的TakatoOjimi,报告题目为“2035年亚太经合组织地区能源供应框架——来自《2012年亚太能源展望》的观点”。该报告认为亚太地区的天然气产量和贸易中存在一些潜在约束:1)天然气的国内价格低于市场价格(天然气价格补贴),降低了天然气行业对投资人的吸引力;2)一些技术限制了天然气行业发展,特别是非常规天然气开发和深海技术的发展;3)天然气出口政策限制;4)部分区域市场存在天然气垄断,限制外国公司的参与和竞争;5)繁琐的申请程序。为了推广天然气在亚太各国的利用,报告建议:1)继续推进减少天然气价格补贴政策的改革,特别是要放松对天然气生产商的价格管制;2)把天然气工业产品和贸易列入环境产品和贸易框架,减少贸易和投资协议中存在的限制,同时不再为这种贸易和投资设置新的限制;3)鼓励成员国改革天然气出口政策;4)加强各方在天然气工业安全、环境保护、经济有效性等方面的合作,鼓励成员国碳捕捉技术的运用和提高热电厂的效率。该报告还列举了美国、加拿大、墨西哥、俄罗斯、中国、澳大利亚、智利等国传统气和页岩气的储量。按照2009年的天然气产量计算,所列国家天然气的储采比均超过100年(见表1)。其中,中国的常规气的储量仅为52.25亿吨油当量,但页岩气储量达到318.75亿吨油当量,居所列国家的第一位。另一篇报告来自俄罗斯科学院远东分院经济研究所的А.А.Новицкий,题目为“东北亚能源安全参数评价:现状及发展方案”。该报告预计,2030年前中国天然气需求将快速增加,年均增长率为7.6%;而国内天然气开采量的增速为6%,且其中41%的增长将来自煤层气和页岩气。天然气在中国一次能源消费中的比重将由2010年的4%上升至2030年的9%。到2030年,中国的石油进口将较2010年量增加3倍,天然气进口量将增加14倍;而俄罗斯的油气开采将比较稳定,石油开采量约为5.6亿〜5.7亿吨,天然气为7500亿〜7800亿立方米。在可预见的未来,俄罗斯将增加对中日韩的出口,但俄在世界能源市场中的出口份额将保持稳定。此外,还对部分亚太国家石油对外依存度变化趋势进行了分析(见表2)。2000年时,马来西亚和印度尼西亚还是一个石油出口国,但到了2011年,两国已从石油出口国变成了石油进口国。这是亚太国家石油对外依存度不断提高的一个缩影。该报告还认为,近十年来能源安全保障问题的凸显与两个国际化趋势息息相关:一是世界经济对一次能源消费的快速增加,特别是发展中国家以及经济转型国家(包括独联体国家、俄罗斯以及一些东欧国家);二是世界上绝大多数地区的廉价能源已基本上耗尽,现在需要更多的资金投向能源行业,开采相对比较昂贵的能源。亚太地区能源安全的增加,只有依靠对新能源的持续投入和不断提高新能源在一次能源结构中的比重。对日本和韩国来说,这一点尤为重要。对中国来说,随着经济的不断发展,这一问题的重要性也将日益凸显。二、未来发展目标报告人指出,为了满足东西伯利亚到太平洋管线(东太线)的需要,东西伯利亚的原油开采量将会增加,涉及万科尔、塔拉坎和上乔等区块。未来东太线管道将被延长到科兹米诺港,并对共青城炼厂进行现代化改造,以及建设新的出口导向型炼化企业(俄油旗下的一些化工厂)。天然气方面,俄将在东部建立萨哈林、萨哈(雅库特)、克拉斯诺雅尔斯克和伊尔库茨克四个天然气中心;修建萨哈林-哈巴罗夫斯克-符拉迪沃斯托克和恰扬金天然气凝析油区块-布拉戈维申斯克-哈巴罗夫斯克的天然气管网;发展天然气处理和天然气化工企业群,提升天然气化工产品规模,拟到2030年提高到910万吨。报告认为,恰扬金、科维克金和萨哈林地区的资源储量丰富,完全能支持扩大LNG的生产规模,2017年前对萨哈林-2进行第三期扩建,达到207亿立方米/年;2020年前在符拉迪沃斯托克建设第一期LNG厂,2035年LNG产量达到350亿〜400亿立方米/年。同时,通过东线向亚太国家供应管道气,2018年规模为60亿立方米,2035年前达370亿立方米。报告人认为该计划比较冒险。围绕俄政府提出的发展俄罗斯东部石油和天然气的构想,俄方专家分别就远东、东西伯利亚以及萨哈共和国能源战略做了报告。在“远东能源综合体:经济发展前景的保证”的报告中,П.А.Минакир通过对2000-2010年相关历史数据的分析,勾勒出远东地区的能源开采前景(见表3、表4)。П.А.Минакир认为,随着世界经济增长重心由西方向东方转移,与亚洲国家相邻的俄罗斯远东和东西伯利亚将得到更大的发展。萨哈共和国的专家Н.А.Петров在题为“萨哈共和国出口风险与局限”的报告中指出,以后将对南雅库特进行重点发展,在基础设施、电力、油气等行业投入巨资。重点开发塔拉坎油气田——俄罗斯最大油气田之一,开采出来的原油进入东太线,塔拉坎及其旁边的阿林斯克油田计划2015年向东太线输油450万〜550万吨/年,2020年600万〜750万吨/年,2025年610万〜850万吨/年,2030年达到620万〜860万吨/年。重点开发恰扬金气田,该气田是雅库特天然气开采中心中最重要的气田,截止到2012年1月1日,该气田的储量为1.32万亿立方米,石油和凝析油储量为8020万吨,氦气(C1+C2)储量为74亿立方米。此外,还计划到2016年修建雅库特-哈巴罗夫斯克-符拉迪沃斯托克的天然气管道。在涉及俄罗斯能源东部规划时,所有报告人都指出,该地区地质勘探研究工作还远远不够,而且基础设施和运输能力严重不足。油气行业的基础设施投资具有高投入、低回报、投资期限长的特点,如果没有国家的积极支持,基本上是不可能完成的。这种支持包括财政资金投入、税费减免以及在吸引外资和私人资本进入方面的政策等。所有报告人均认为,为了实现俄罗斯2020年和2030年能源发展战略以及俄罗斯东部计划的一些大型项目,需要进一步加强与外资的合作。除了以上风险外,也有专家认为需要关注俄罗斯和亚太国家能源市场的变化,以及俄罗斯经济结构的改变和远东人口的增长等。三、建设地下储气库俄罗斯专家还对2011年全球天然气市场、全球天然气贸易进行了分析,并着重介绍了2011年亚洲、欧洲、美国的天然气供需增长情况以及俄罗斯国内天然气需求和未来出口预测5。该专家指出,2011年美国页岩气产量达到历史新高,页岩气改变了全球天然气外部环境,对传统天然气市场造成了较大影响:原本出口到美国的中东天然气转向欧洲市场,对俄罗斯的长期供气合同形成了强大冲击,也影响到了原计划向美国出口天然气的什托克曼气田的开发。但俄罗斯巨大的天然气储量将继续支撑俄罗斯天然气工业快速发展。对俄罗斯来说,以前最重要的天然气市场是欧洲、独联体国家和波罗的海国家,今后亚太地区将是下一个新的市场。日本因为替代核能以及韩国和中国天然气需求的剧增将使亚太市场成为俄罗斯最具潜力的市场。但在亚太市场上,俄罗斯天然气将面临来自中东和澳大利亚的LNG以及中亚和伊朗的管道气的竞争,俄罗斯需要增强对亚太国家不断变化的天然气市场的适应能力。该专家认为,提高向亚太国家出口天然气中LNG的比重,将降低俄罗斯天然气工业的风险。中国石油中俄合作项目部总经理蒋奇在本届会议上做了题为“中俄天然气合作发展方向”的主题发言,对中俄两国企业潜在的合作领域(天然气贸易、气田开发、天然气处理以及储气库建设等方面)进行了分析,并特别指出,只有资源和市场的一体化合作才是实现长期稳定可持续发展的有效途径,市场的培育过程就是占有市场的过程,中国天然气市场正在加快培育,及早进入中国这个潜力巨大的市场符合俄方的长远利益。针对蒋奇在报告中提到中俄两国企业合作的四大领域,俄方专家就其中两大领域进行了回应。一篇是有关页岩气的开采对中俄天然气贸易的影响6,另一篇介绍了东北亚储气库的建设构想7。俄方专家Н.И.Пяткова以“亚太地区页岩气”为题分析了亚太地区页岩气的地质和探明储量,并对开发页岩气的地质及经济风险进行了评估,还分析了中国开发页岩气可能面临的一些制约因素。Н.И.Пяткова认为,中国开发页岩气面临五大风险:1)页岩气的地质数据缺乏;2)用于页岩气开发的水资源不足;3)化学污染风险;4)有关页岩气沉积物生成的国内技术和经验欠缺;5)页岩气对地区天然气价格的严重依附性。如果未来中国非常规天然气能够较快获得突破,其影响将广泛而深远,主要体现在:1)推迟西伯利亚管道气的建设;2)减少中亚天然气的进口;3)中亚加大对欧盟国家的天然气出口;4)俄罗斯天然气在欧盟国家的市场份额减少;5)从中亚到印度、巴基斯坦的天然气出口方案的可能性增大。与会的俄方专家对美国页岩气会影响到全球能源发展格局始终持怀疑态度。A.A.Konoplyanik在报告中直接指出,中方不过是拿与美国页岩气的合作作为与俄方进行天然气价格谈判的手段和工具而已。8俄方专家А.А.Горячев认为,随着东北亚地区天然气管网建设的不断发展以及俄罗斯继续实施《东部天然气纲要》,为了保证天然气供应的稳定性以及季节性调峰的需要,建设地下储气库将是东北亚国家所必须考虑的问题。在该地区建设地下储气库需综合考虑四个方面的因素:1)建设储气库的资源基础、地质条件等自然因素;2)输气能力和再分配体系发展所需新的技术因素;3)市场机制的影响、天然气价格形成机制以及投资规模等经济因素;4)法律因素。报告人分别介绍了俄罗斯东西伯利亚和远东地区以及中国、日本和韩国的地下储气库建设情况及设想。目前,俄东西伯利亚和远东地区的天然气工业正处于起步阶段,天然气运输主干线有望于2020年前后形成,因此上述地区目前还没有地下储气库。未来考虑在克拉斯诺雅尔斯克、伊尔库茨克、布拉戈维申斯克、哈巴罗夫斯克和符拉迪沃斯托克建设储气库,规模在40亿〜45亿立方米。东北亚地区地下储气库规模不足,中国尤为明显。随着中国经济的快速发展以及天然气管网体系的日益完善,中国也在发展自己的地下储气库系统,以保证天然气供应的持续性和不间断性。在东北亚地区,只有日本的储气库规模基本够用。俄罗斯应加强与中日韩三国之间有关储气库的合作。在俄罗斯学者介绍东北亚国家地下储气库建设情况后,日本学者对东北亚地区天然气管网走向构想(见图3)做了介绍9。在上图中值得注意的是,铺设从萨哈林途径北海道到日本本岛的天然气管道设想10。这可能是日方一厢情愿的事情,但俄方会利用此方案作为与中方谈判的筹码。天然气价格一直是中俄天然气合作的关键分歧和谈判难点。俄方专家A.A.Konoplyanik用近40分钟时间11做了“东北亚天然气价格体系的形成:欧洲与美国的影响”12的报告。该报告首先分析了三种定价机制,即成本加成法(生产成本+运输成本,向前推价)、替代能源或重置价值法(反推价)和市场导向定价法(根据现货或交易所价格),接着对欧洲大陆天然气定价公式进行了说明,并讨论了这种定价公式对东北亚天然气价格的影响。A.A.Konoplyanik认为,价格分歧是中俄天然气合作进展缓慢的主要原因,这与俄罗斯天然气工业股份公司(Gazprom)奉行供气目的国利润均等的价格政策(即出口到东边的天然气利润与出口到西方的天然气利润相同)有关。不过,现在中国开始把页岩气开发作为与俄方谈判的工具。东亚天然气价格将受美国LNG出口预测和中国页岩气发展的影响。A.A.Konoplyanik还集中研究了中日韩的天然气需求,并讨论了东北亚天然气价格的几种可能模式和存在的不确定性。目前,亚洲的LNG价格与日本一揽子进口原油价格(JCC)挂钩,而中亚的管道气价格是长期合同价格+成本加成法。未来随着北美LNG以及俄罗斯东部的LNG和管道气大规模进入亚太市场,以及区域内管网等基础设施的逐步完善,未来亚太地区会否形成一个可交易的市场?而且价格又将如何确定呢?A.A.Konoplyanik认为,目前回答上述问题还很困难。对于进口LN