据哈通社3月11日报道，哈萨克斯坦能源部宣布将出口至中国的天然气供应量减少20%~25%，此前进口商中石油在本月向供应商发出了不可抗力通知。为何哈方此时减少对中国能源供应？是否与新冠疫情与国际油价有关？与能源安全相关的话题在网络上引起热议。为此，观察者网专访了中国石油大学（华东）博士生导师、山东省能源经济管理中心负责人高新伟教授。                    

观察者网：3月11日，哈萨克斯坦宣布对中国天然气供应量减少20%~25%，据彭博社报道，中国石油天然气股份有限公司上周已就天然气进口提出遭遇不可抗力，老师您如何解读？

高新伟：管道天然气由于仓储和运输的限制，其采购合同一般都是长期协议并附有照付不议的条款，意思是如果采购方使用或接纳量达不到合同要求的数量，也必须按照合同条款规定的供应量付款或如果供应方供应不足，以后必须按照年份逐月补偿。

中哈管道协议是5年，每年必须达到供应量50亿方，2019年已经达到70亿方，现在接近100亿方天然气。由于中国最近疫情严重，工厂停工，隔离控制导致运输下降，用气量也急剧下降，管道气仓储十分困难。购气方中石油也就是需求方以疫情为不可抗力，因为用气量下降20-25%左右，因此希望减少接纳哈方天然气20-25%左右，但基本保持在50亿方以上，接近70亿方，也算符合合同规定，而哈方及时又痛快地答应我方减少供气要求，这是双方协商的结果，是照顾中国疫情困难的友好表示。

天然气的产品特殊性及合同惯例的特殊性决定，不像其他产品合同的简单类比，不存在贸易摩擦或贸易制裁等不友好遐想。恰恰相反，这样做只能减少中石油的费用支出，提高了仓储调气能力和运营的安全保障，是双方友好关系的体现，也是哈方急我所急，想我所想，体谅中方困难的友好行为。

观察者网：哈萨克斯坦通过管道向中国输送天然气，这样的方式与液化天然气的海运技术难度有什么不同？哪种方式成本更低？

高新伟：与液化天然气相比，管道气没有液化的过程，对设备要求也不如液化天然气那么高，主要是前期管道建造成本，也就是投资成本比较高，但是运营管理成本比液化天然气要低80%，唯一的缺点就是灵活性差，因此需要签订长期和稳定的供需数量的管道运输合同量来保证双方的利益最大，成本和危险性最低。

天然气本身价格并不高，其主要成本就是运输和仓储及零售费用，现在我国天然气从去年冬天的每吨9000元到下降到现在的4000元每吨，而Henry hub枢纽站的天然气价格是不到500元每吨。

观察者网：天然气是重要的清洁能源，相关资料显示，中国正在构建东北、西北、西南、东部海上四大能源通道，目前中国天然气市场与内外部供应量如何？

高新伟：由于中国是一个负责任的大国，加之雾霾天气，需要相对清洁的天然气来保证民用和工业用气，减少煤炭的使用，这几年“气化运河”、“气化长江”以及政府大力支持的民用煤改气工程的建设实施，天然气价格及使用量现在相对趋于稳定，最近没有大起大落，克服了之前的气荒，都是由于中国快速建设形成了稳定的天然气贸易及供应渠道和仓储接收站等设施，国家也出台了相关补贴和鼓励政策，未来几年，其投资还会逐步扩大，天然气仓储运输和零售的设施会更加逐于完善，对今后的稳定用气起到了保驾护航的作用。

2019年，国内天然气产量约1766.5亿立方米，同比增加182亿立方米，增速11.5%，连续三年超过100亿立方米。天然气进口渠道进一步拓展，进口规模稳步提升。2019年12月，中俄东线天然气管道投产通气，中国天然气进口的四大战略通道基本建成。全年进口天然气1329.92亿方，同比增加7.1%。其中管道气进口506.9亿方，同比减少1.75%；LNG进口823.02亿方，同比增加13.41%。LNG资源国增加至20个，其中澳大利亚是最大进口国（2910万吨），其次是卡塔尔（863万吨）、马来西亚（737万吨）；国际现货比例进一步提升，全年现货LNG进口2130万吨，占当年LNG总进口量的36.2%。

观察者网：中亚如哈萨克斯坦、土库曼斯坦这样的国家对中国天然气的稳定供应是否面临着与西方市场竞争的局面？

高新伟：由于天然气消费的区域性非常强，加之中国的天然气需求量很大，中亚天然气管道每年运输能力只有380 亿方，而且不可能大起大落，绝对不会超越管道运输能力的上限，在中国整个天然气贸易占比不到10%，因此不会形成激烈竞争局面。

另外其他贸易以液化天然气为主，依靠的是天然气船运输，属于海洋运输，运价最低。而中亚是内陆国家，与我国天然气贸易是管道天然气，依赖于不动产天然气管道，几乎无法变动和增加运量，而火车运输要比船运成本高出几倍，因此，不会形成较大的竞争局面。

观察者网：目前，国家出台政策允许外资进入国内油气勘探与开采领域，增加市场竞争，保证国家能源安全。但国内油藏区块地质条件复杂，而且好的区块已经在“三桶油”手里，政策能起到预期的效果吗？

高新伟：区块没有100%在三桶油手里，现有的常规油气区块在三桶油，但是非常规油气包括天然气水合物等因为矿种也不一样，区块也不一样。即使区块一样，探矿权和采矿权也不是永久的，因此肯定对扩大勘探有帮助。政策是政策，区块勘探合同是合同，不完全是一个概念，每一个区块是否盈利，与区块的资源丰度与合同具体条款有关系，不是政策就能决定一切，政策是大框架和概念，政策只是放开了外资和民营资本的渠道，但具体区块是否能够盈利，要看招标情况与勘探合同的具体条款。

因此，不能简单的说是否有效果，放开肯定比不放开有效果。但是国家前期放开的基本都是难动用储量和非常规油气区块，投资风险非常很大。三桶油多年的技术积累尚且难以盈利，更不用说初步进入这个行业的新手，基本上是以亏损结尾。所以，从这个角度看，民营资本投资的短期效果应该不大。

但是外资或者国际著名的石油公司如果投资，那就主要看在那个区块以及和他们签订的具体合同条款，不同区块其合同模式也不一样，中国前期与外资签订的石油合作合同主要是海上勘探合同，为了引进技术为主要目的，合同模式以混合制为主，既有产量分成合同的特点，也有矿费税收合同的影子，能否盈利主要看外资的运气了，现在无论从哪个角度看，都有正向的促进效果，只是效果微弱或效果不同而已。如果初期外资合作的石油合同条款苛刻，应该效果不太大。

观察者网：前不久，四川的页岩气勘探获得重大进展，中国会发生像美国一样的“页岩气”革命吗？

高新伟：不会，因为中国的地质资料是保密的，四川盆地的地面情况以丘陵为主，地面施工难度大，不如美国的地表平坦，而且用水也不及美国的巴肯和二叠纪盆地，生产成本远高于美国，中国除了7家石油公司，其他公司很难参与竞争，不像美国有上万家石油公司参与，地质资料免费共享，为石油企业节约了大部分勘探投资。同时银行也不明就里地看好页岩气，投资不遗余力。

现在投行已经明白页岩气投资回收具有很大难度，当然中国也是，因此前景一定达不到美国页岩气的开发情况，至于以后出现国家政策督促和技术的重大变革，那就另当别论，起码眼前不太看好，为什么中国成本高却仍然需要开发页岩油气，主要是基于中国能源安全角度考虑，而不是纯粹基于经济视角，美国页岩气更多的是经济利益驱动，因此中国不会完全像美国一样，大规模开发页岩油气，现在做的最好的是长庆油田的致密油气开发，其技术和成本都比较领先，但是西部缺水对非常规油气水力压裂施工形成了严重的环境制约，阻碍了非常规油气进一步发展的步伐