马小军，清华大学国家战略研究院资深研究员、中共中央党校国际战略研究所教授;舒源，云南行政学院副教授。本文首刊于《新视角》杂志2016年2月

　　进口油气运输安全，是指一国需要进口的石油和天然气，在可承受代价下，及时足额运输回国内不受威胁的状态。通道安全则是指油气运输路径保持可持续的安全通畅状态。由于通道安全通常会面临诸多经济、技术及地缘政治的不确定性，因而其重要性与特殊性尤为突出，困难和挑战尤为艰巨，往往成为保障一国能源安全的关键所在。

　　中国油气通道可分为陆海两个部分。近年，海上能源通道的战略安全问题，已成为中国政府关注的重大战略议题，并与中国海洋战略力量的快速提升形成正相关效应;而快速发展的中国陆路油气运输通道，则正在成为弥补海路战略短板的有效途径。然而，陆路油气通道必涉周边国家关系，从而成为复杂的地缘政治-经济议题，除涉及诸多经济、技术问题之外，更关乎中国国际战略与周边外交，已成为中国政府必须应对的挑战和亟须解决的重大战略问题。本课题的研究工作即是聚焦于此。

　　一、中国陆上油气通道形势总述

　　1.国际陆上油气通道的一般形势

　　陆路油气运输方式是管道、铁路和公路。在陆地尚未开通管道的地方，只能依靠铁路和公路运输。管道运输方式开通之后，因其价格便宜、运输规模巨大而成为陆路油气运输的主要方式。

　　1.1.国际油气管道运输的一般技术特征及地缘安全问题

　　石油在输油管道中的流速一般为5至13公里/小时，每60至100公里建设一座泵站，目前最大输气管道管径为1422毫米。[1]受相关技术、营运成本、生产安全和设备维护等因素限制，单条远距离管道年输送量为：石油3000至5000万吨，天然气300亿立方米。增加运输量需建设并行管道。相对海洋运输而言，陆地管道的石油泄漏不易扩散，易于处理，可能形成的环境危害相对较小。油气管道运输与海运相比，投入产出比较低。如投资20亿美元大约可建成1000公里的输油管道，年运输量3000万吨;而同样投资，则可造20艘超大型油轮，每年完成4000至6000万吨的运输量。就自身能耗而言，管道运输耗能较高，约占整个运输行业耗能的近三分之一，[2]而海运耗能仅及管道的3%左右。从运输安全性来看，天然气管道要比石油管道更易发生爆炸等灾害事故，且维修不易。

　　国际油气运输管道还可分为跨境管道和过境管道。跨境管道指跨越购买国与输出国间的油气管道;过境管道指途经第三国领土的管道。过境管道线路选择必须充分考虑可能出现的风险，避开“不可靠”的国家。如巴库-第比利斯-杰伊汉(简称BTC)输油管道，就没有选择按阿塞拜疆-亚美尼亚-土耳其的直线铺设，而是绕道阿塞拜疆-格鲁吉亚-土耳其。其原因就是格鲁吉亚相对亚美尼亚更为亲西方。跨境或过境管道建设，通常会遭到政治反对，环境和民生问题更是首当其冲。以BTC管道为例，尽管世界银行及一些私人机构已对可能的环境问题作出详尽评估，但在建设之初，仍然遭到一些个人或组织的强烈反对。当前北美的一些管道建设规划也饱受这类问题困扰。

　　目前，尚不存在具有普遍约束力的国际管道法律制度。可供参考的国际条约文本，仅有能源宪章一揽子法律文件中的《能源运输协定》(Energy Transit Protocol)。而管道利益相关方签署的具体协议，大多因涉及利益交换而被保密，外界一般不可能得到完全而真实的协议文本。同时，从国际关系历史实践来看，即便签署相关协议，也还应致力于建构相互依赖的利益关系，使管道相关方不愿、不能、不敢轻易做出极端行为。这样才能为能源管道安全打下坚实的国际法基础。“履约主体变更”和投资主体“议价实力衰减”[3]对管道安全的影响是管道安全运营会面临的两大挑战。而驱动和影响政府行为的因素，显然不只是经济。这可能为管道的安全运营带来一些难以预料的问题。

　　1.2.国际油气管道运输的发展现状及前景

　　管道运输的发展，随着全球油气贸易的增长而同步扩张。近年来，全球石油贸易量从2002年的22.2亿吨，增长到2013年的28.12亿吨，通过管道输送的天然气也从4313.5亿立方米，上升到7106亿立方米。

　　通过管道运输的跨地区原油和成品油贸易，在2030年之前，将在2002年的基础上增加42%。2014年国际能源机构(简称IEA)发布报告，预测到2035年的未来20年，全球用于包括国内和国际油气运输的投资为3.6万亿美元。其中，用于油气管道的投资占据总投资的71%。(见图表2)

　　2011年IEA估计，到2035年，全球用于天然气管道和销售网络的投资，将达2.1万亿美元。另有研究指出，在2009年至2013年之间，全球拟建的油气管道干线总长为13.9万公里，总投资超过1440亿美元。其中天然气管道占最大份额为914亿美元。从具体分布来看，北美、亚太和前苏联地区的在建和计划建设管道占据了全球主要的份额。

　　据BP统计数据，自2002年以来，天然气国际贸易中，管道输送的数量已从4313.5亿立方米上升到2013年的7106亿立方米，但占天然气国际总贸易量的比例却从2002年的74.2%下降到68.6%。这一趋势表明，液化天然气(简称LNG)的比重在增长。毕竟，LNG的运输更为灵活，进而使得天然气贸易也更加灵活。同时，LNG海运主要通过公海航行完成，可以避免陆路过境管道可能引发的一系列地缘矛盾冲突。由此可能带来两个结果：一是天然气出口国论坛发展成为OPEC一类卡特尔的可能性增加;二是LNG价格变动将更加频繁。尽管LNG贸易量快速增长可能导致天然气市场竞争加剧，但这显然也是进口国通过市场加强供给安全的难得机遇。如卡塔尔2009年对欧洲出口增长了114%，使俄罗斯天然气在欧洲市场的份额从2008年的25%下降到22%，对欧洲降低对俄罗斯的天然气依赖大有裨益。但随着数条中国进口天然气的管道陆续开通，管道气占天然气贸易的比例将重新上升。也有研究认为，只有运输里程超过5000公里、通过LNG运输进行天然气贸易才更有成本优势;IEA的观点是7500公里以上。也就是说，尽管发展LNG有成为业界共识的趋势，但在短距离运输中并非最佳选择。

　　1.3.中国陆路油气运输通道的战略意义

　　陆路运输是中国进口油气运输多元化的基础。尽管当前陆路承运进口石油的比例仅为海路的八分之一，且增长空间相对海运有限，但陆路运输却比海路运输具有更强的可控性，可以减轻或消除美国的影响。相对海运而言，陆路运输的缺点是运费高昂，运输安全维护面临诸多挑战。从天然气来看，相对海运LNG，陆路管道运输更为廉价。随着中国-中亚天然气管道C线与D线的建设，该管道的运输能力将达到800亿立方米/年，再加上中俄天然气管道380亿立方米/年，到2020年，陆路运输即可独自承担中国天然气进口总量。

　　线路多元化开拓，使陆路运输安全得以改善，却也意味着面临的形势、问题和挑战的多元化。运输通道的建设和开通，只是维护中国进口油气运输安全的第一步，其后如何维护各条线路的畅通，才是更为艰巨的挑战。陆路运输直接涉及两个或两个以上国家的领土和主权，面对的问题也较海路运输更为直接和具体。陆路运输可以推进国家间政治关系与经济合作，形成更密切的相互依赖关系。正因为如此，才有了所谓“管道政治”的概念。从当前形势来看，第三方已经通过具体行动，事实上对中国进口油气陆路运输实施干扰。如果不能确保陆路进口运输安全，进口运输全局的安全就会失去重要支撑。西方有观点认为，中国正在做“管道梦”，希冀通过陆路管道维系进口油气运输安全。陆路运输，尤其是管道运输，的确面临诸多问题，一招不慎就可能满盘皆输;但中国作为传统陆上强国，其对内陆地区的影响力，正是目前美国的“尺有所短”之处，也是第三方难以实施有效干扰之处。从这个层面看，跨国或过境管道线路的确定和运输安全的维护，一方面需要实力做后盾，另一方面还需要有运用实力的战略与意志。

　　2.中国周边跨国油气铁路运输

　　随着中俄石油贸易的增长，成规模的陆路油气运输开始出现。我国运输多元化也因此迈出了第一步。随着中哈输油管道和中俄输油管道开通运营，铁路运输的运力限制和高昂运费，使中俄、中哈铁路石油运输的重要性逐渐下降。当前只有中蒙铁路运输仍在完全承担着中国-蒙古石油贸易运输的任务。

　　2.1.正北方向：中国-蒙古铁路运输

　　中蒙之间的铁路运输线路，指从俄蒙边境口岸纳乌什基，自北向南穿越蒙古国境，从二连浩特进入中国的铁路运输线路。这一线路既可运输蒙古出口到中国的石油，还可作为俄罗斯过境蒙古进入中国的运输线路。2006年秋季之前，尤科斯公司曾使用过一段时间，运输量为160万吨。随着中哈输油管道的运营，俄罗斯转向管道运输。2007年上半年仅有5万吨石油过境蒙古运输到中国。但2007年，俄罗斯方面为了加大对中国的石油出口，曾计划增加250万吨/年运输量过境蒙古。俄罗斯联邦价格监督局理事会也做出决定，给予通过纳乌什基过境、东西伯利亚铁路祖伊和苏霍夫斯卡亚车站出口中国石油22%的运价折扣。但最终俄蒙相关方面未能达成一致。2009年以来，海关统计数据显示，二连浩特海关入境的石油，已经与中蒙石油贸易的数量基本一致，这说明俄罗斯已经基本不再过境蒙古向中国运输石油。

　　然而，蒙古近年来经济发展迅速，俄罗斯石油过境运输的潜在价值引起关注。2010年4月，蒙古国总理巴特包勒德通过政府网站宣布，决定建设横贯国土东西的新铁路。该铁路始自蒙古国西部边界，经塔温陶勒盖、赛音山达、乔巴山至东部边界。这条新铁路干线的建成，不仅有利于蒙古国东部、中部和戈壁地区包括石油在内各种自然资源的运输，也将有利于蒙古与东北亚国家的经济合作。2014年8月21日，中蒙两国领导人在乌兰巴托签署联合宣言，宣布将两国关系提升为全面战略伙伴关系。这对中国借助作为蒙古出海口和对外交通陆桥的特殊地位，起到巨大推动作用。

　　维持这一线路畅通的有利基础是：第一，蒙古拥有较为丰富的石油储藏。初步预测蒙古石油总储量在60亿桶左右，主要分布在与我国接壤的东方、东戈壁、南戈壁、巴音洪格尔、戈壁阿尔泰、科布多和肯特等省。第二，蒙古油气开发具备一定基础。蒙古划分的28个石油区块，大部分都已有投资企业或意向企业。第三，中国早在2004年就进入蒙古的石油开发领域。2005年4月，中石油大庆塔木察格有限责任公司与英国索克(SOCO)公司签署购买第19、21和22区块勘探开发权的协议。2005年至2006年，该公司完成近3000平方公里的勘探，钻井50多口，总投资约1亿美元，预计日生产原油17至18万桶。此外还有宗巴音石油勘探项目、中金海石油勘探项目、纵横油田石油勘探项目等。第四，除了有利运输线路多元化之外，还可以就近在呼和浩特炼油厂[4]进行炼化，有利于国内炼油布局的平衡。

　　但该线路也存在几个不利因素：第一，这条铁路目前运力有限，运费较高。第二，油源保障不易。蒙古事实上是一个石油净进口国，其90%以上成品油进口自俄罗斯、中国和哈萨克斯坦。第三，中蒙石油合作尚不够深入。为摆脱对成品油的进口依赖，近年来蒙古将炼油厂建设放到重要地位。2008年韩国ENF Mongolia Oil公司抓住机遇，进入蒙古石油炼化行业。该公司计划在2008至2012年期间，修建三座炼油厂，年总加工能力达120万吨，可满足蒙古石油产品需求的50%。项目以BOT(即建设-经营-转让)方式实施，15至20年后无偿移交蒙方，地点选择在交通便利的乔伊尔或巴嘎杭爱。第四，地缘政治的不利影响。2006年，为了深入亚欧大陆腹地，美国加强了与蒙古的关系，称蒙古为“第三邻国”。同时，平衡中国和俄罗斯的影响，也是蒙古自身的战略选择。第五，蒙古对中国的经济影响存在警觉。第六，需要第三方的参与，例如需要俄罗斯提供足够的油源供给，蒙古兼具过境国角色，该线路的战略价值才能实现。

　　2.2.东北方向：中俄铁路运输概况

　　在中俄输油管道投入使用之前，中国从俄罗斯进口的石油通过安加尔斯克-满洲里铁路、北向海运、借道纳乌什基-二连浩特铁路过境蒙古、借助哈萨克至新疆的铁路，以及中哈管道，共计五条线路进行运输。2011年以前，在这些运输方式中，中俄铁路运输一直占据主要份额。自2004年以来，总计大约运输了7000万吨石油。2006年，双方约定自2006年起俄方每年通过铁路向中方供油不少于1500万吨。当年中俄间石油贸易达到管道开通前的最高点1596万吨，但其中只有900万吨通过中俄铁路运输。2010年达到955万吨，2011年中俄石油管道投入运营后迅速萎缩至16万吨。这表明这条铁路运力有限，最高仅为900万吨/年。同时，中俄两国铁路轨距不同，需经满洲里换装，使得成本增加，运力更为受限。

　　美国一份研究显示，中俄铁路运输费用为千公里7.19美元/桶，是管道运输费用的10倍，是从沙特到中国东部沿海油轮运输费用的40倍(见图表6)。而这一数字，是否包含为了铁路运输石油而专门建设的基础设施的费用，尚不得而知。但《中国日报》的一篇报道称：为了完成中俄石油贸易协议规定的运输量，俄方花费了14亿美元(400亿卢布)升级铁路设施。而2005年中俄第一次“贷款换石油”协议中，俄方需向中国出口的石油为4820至4860万吨。即便这些石油全部通过中俄铁路运输，用于每吨石油运输的基础设施投资也高达28.93美元。由此可见通过铁路大规模运输石油的高额成本。还有研究称，2006年初，俄公司对华石油运费高达每吨70美元。尽管中俄之间铁路运输费用已经很高，但据俄罗斯媒体报道，受通胀影响，俄经济发展部向俄政府提出建议，要求在2012年将铁路货运运费调高6%。如果加上国内满洲里-大庆的铁路运输费用，则通过安加尔斯克-满洲里-大庆铁路运输进口石油的运费，将接近600元人民币/吨。

　　尽管继续使用中俄之间的铁路运输会为中国保留一个重要的石油进口运输途径，但随着中国-俄罗斯输油管道的投入使用，这一线路的重要性已日渐消失。在低油价情况下，中俄之间的铁路石油运输，将因缺少经济效益的支撑，而难以为继。笔者认为，这也是2009年中俄石油管道最终得以上马的重要原因之一。

　　2.3.西北方向：中哈铁路运输

　　中哈之间的铁路，是连接中国连云港与荷兰鹿特丹的“亚欧大陆桥”的组成部分。中哈铁路的石油运输，主要使用阿克斗卡-阿拉山口-独山子之间的路段，其中阿克斗卡至独山子318公里。阿克斗卡与苏联时期修建的西伯利亚-土耳其斯坦铁路连接，可进一步南下深入中亚或北上俄罗斯。

　　在中哈输油管道投入运营且运力得到充分调动之前，中哈铁路曾发挥过重要作用。2006年石油运输量为158.24万吨，受中哈管道投入运营影响，2007年锐减至57.6万吨，2008年进一步下降到40.7万吨。2009年之后，中哈之间的石油运输基本全部转移到管道。

　　中哈铁路石油运输318公里路程，不到中俄铁路三分之一，费用相对较低。维持这一运输路线和方式，有利于线路运输方式的多元化。当前中哈铁路仍承运一定数量的燃料油和润滑油。据乌鲁木齐海关数据，2009至2011年间运量呈持续增长势头，从40万吨/年增加到80万吨/年。2012年之后有所下降。2010年，铁路首次运送45吨液化石油气，并具备了液化石油气30万吨/年、各类油品50万吨/年的运力。因哈萨克斯坦成品油价格较低，进口企业有利可图，使这一具有一定规模的油气运输方式将能够得以延续，有利于拓展中国能源进口通道和运输方式。

　　中哈两国计划进一步扩大铁路运输。2009年12月，新疆第一条电气化铁路精河-伊宁-霍尔果斯铁路开通运营，新增一条中哈铁路运输线路。此外，哈萨克斯坦一直计划新建连接欧亚准轨铁路。[5]这既出于方便联通中国与欧洲铁路运输的需要，也是哈萨克斯坦逐渐摆脱对俄罗斯的依赖和受美国影响建构有利地缘环境的需要。在当前中亚国家纷纷加入“丝绸之路经济带”建设的热潮中，这一设想的现实可行性得到极大提升。

　　2.4.西南方向：西南内陆水运能源通道及拟建的泛亚铁路

　　西南内陆水运线路包括澜沧江-湄公河和缅甸伊洛瓦底江航运。澜沧江-湄公河流经中国、缅甸、老挝、泰国、柬埔寨和越南，全长4880公里。随着中国-东盟自由贸易区的建立，澜沧江-湄公河国际航道已成为中国与东南亚国家贸易和旅游往来的“黄金水道”。2006年岁末，中国开始利用澜沧江-湄公河从泰国进口成品油。当前运输起点为泰国北部清莱府的清盛港，终点为云南西双版纳勐腊县关累码头，全程245公里，往返航行大约需40个小时。截至2012年，仅有两艘载重量150吨的运油船从事澜沧江-湄公河的成品油运输，一年运载量不到四万吨。但因比从内地运输每吨费用低200元，泰国成品油价格又低于国内，故局部地区可以受益而使航运得以维持。

　　伊洛瓦底江航线起自缅甸仰光附近的入海口，终点为缅甸北部八莫。该航线可常年通行500吨级客货轮。从八莫进入中国的公路里程仅100公里。当前中缅水陆联运的货航运量，在20万吨/年左右，但其中未见大量油品。随着缅甸石油产业的发展，这条线路作为应急运输线路，将拥有更加突出的战略意义。

　　孤立地看，这两条水运线路价值不大，因为存在陆路转运和陆路交通瓶颈的制约。但是，两条内陆水运线路为紧急状态下的油气运输提供了难得选择。随着泛亚铁路网东南亚走廊的搭建，在伊洛瓦底江航运与昆明-瑞丽铁路、澜沧江-湄公河与昆明-磨憨铁路之间，实施水铁联运之后，费用可以锐减，运力可以上升到千万吨/年，战略价值即可得以显现。同时，昆明-景洪之间，已有高速公路连接，昆明-瑞丽高速公路即将通车，都具备转运百万吨/年以上的基础。显然，西南内陆水运线路，是一个从战略谋划角度出发，才具有必要性的选择。西南内陆水运线路和内陆成品油战略储备基地，是两个保障石油安全的战略举措，应结合起来考虑。

　　3.中国周边油气管网通道现状

　　3.1.中国-哈萨克斯坦输油管道

　　中哈输油管道是中国第一条跨国石油进口运输管道，具有里程碑的意义。从1997年签署中哈输油管道建设协议，经过七年酝酿和一年建设，中哈管道于2006年7月正式运营。中哈管道由哈萨克斯坦阿特劳至中国独山子之间的管道构成。整条管道的建设和运营分几个阶段完成。首先投入运营的是西向的阿特劳-肯基亚克段，长448.8公里，2003年3月投入运营，年输油能力600万吨，中石油占股49%。其建成后西向阿特劳-萨马拉输油管道以及里海管道财团(CPC)的田吉兹-阿特劳-新罗西斯克管道输送石油，即把哈油从东向西输送到黑海沿岸或俄罗斯，缓解了哈萨克斯坦的燃眉之急。其次投入建设运营的是2004年9月开工的阿塔苏-阿拉山口-独山子段，该段长962公里，按2000万吨/年的输量设计建造。2005年12月15日贯通，2006年7月投入商业运行，这才实现由西向东把哈油输送到中国。哈萨克斯坦石油运输公司修建的627公里库姆科尔-阿塔苏段管道(可能要重建新管道)，为阿塔苏-阿拉山口段管道供油，俄罗斯鄂木斯克-哈萨克斯坦管道也可以将俄罗斯石油输送到阿塔苏，借道中哈管道出口中国。再后投入运营的，是肯基亚克-库姆科尔段。该段长793公里，2009年10月开始商业运行，一期年输送能力1000万吨。目前，该段管道的主要石油发货方为中石油-阿克托别石油天然气公司。至2013年底，中哈原油管道完成全线改造，具备了2000万吨的年输油能力。自2006年投入运营以来，中哈管道承运额呈逐年增加态势，并有望于2014年实现2000万吨/年满负荷运营。

　　中哈管道除对独山子石化供油之外，还对新建的彭州炼化厂提供能源保障。经独山子加工后的成品油，通过西部成品油管道运输到兰州。之后，可以通过“兰成渝”和“兰州-郑州-长沙”成品油管道，进一步送往内地。

　　中哈管道也是俄罗斯向中国运输石油的重要途径。2007年11月，中哈管道投入运营后，哈俄签署协议，允许俄经阿塔苏-阿拉山口管道，每年对华输油500万吨。之前，尽管俄罗斯实际上已经借道中哈管道，但并未明确相关流量。但该协议并未得到很好实施。2008年，借道中哈管道或铁路，俄罗斯运输到中国的石油为93.7万吨，占当年从哈萨克斯坦入境石油总量的14.8%;2009年上半年为75.2万吨，占23.3%，2010至2013年未再通过中哈管道运输。2013年12月24日，哈俄两国再次签署政府间协定，“从2014年起俄罗斯石油公司采取掉期交易方式通过阿塔苏-阿拉山口石油管道向中国每年输送700万吨原油”。2014年1月至5月已达230.3万吨，占同期管道运量的44.9%。

　　3.2.中哈萨拉布雷克-吉木乃天然气管道

　　2013年7月，中哈萨拉布雷克-吉木乃天然气管道投入运营。管道连接哈萨克斯坦斋桑泊油气项目与新疆阿勒泰吉木乃县LNG项目，全长118.5公里，输气能力为150万立方米/天(5.5亿立方米/年)，所有方为民营企业广汇能源股份有限公司。斋桑泊具有较为充足的油气储量。中国石油大学(北京)《TBM公司斋桑项目收购技术经济可行性研究》(2009年)显示，“斋桑区块3P原始天然气地质储量为64亿方、可采储量为53亿方，稠油资源量为1亿方左右”。

　　该管道是国内首条由民营企业建设和营运的跨境管道。其LNG项目日处理能力为150万立方米天然气，生产的LNG主要通过槽车运输，供给新疆境内及河西走廊的天然气加注站点。目前看来，该管道运量有限，且只有公路交通可资使用，运输成本过高，不具备重大战略价值。但该运输通道将进一步推进中哈能源合作，为运输途径和运营主体进一步多元化提供了可资借鉴的经验。

　　3.3.中国-中亚天然气管道

　　中国-中亚天然气管道是我国首条陆上跨境天然气管道，起自土库曼斯坦的格达伊姆，分为A、B、C、D四线。土境内利用“布哈拉-乌拉尔”输气管网的部分线路，乌兹别克境内新建529公里，哈萨克斯坦境内新建1300公里。其中A、B、C三线过境乌哈，干线总长1833公里。乌哈两国向管道供气，同时还向哈南部地区供气。因此，A、B、C三线兼具跨境和过境管道性质。D线管道预计2016年投入运营，过境塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦，是完全意义上的过境管道。

　　2006年4月，中土政府签署《关于实施中土天然气管道项目和土库曼斯坦向中国出售天然气总协议》，中石油与土油气工业与矿产资源部签署《关于建设中土两国天然气管道基本原则协议》。根据协议，土承诺自2009年起的30年里，每年向中国出口300亿立方米天然气。2007年，中、乌、哈三国政府及相关企业签署一系列管道建设、运营和过境协议，为管道安全运营奠定基础。2009年12月，A线竣工投产。2010年10月，B线贯通。输气能力增至300亿立方米/年，但实际运量至2012年6月之后才达到。天然气源来自土评估储量为1.7万亿立方米的阿姆河右岸气田群。在规划的300亿立方米/年的输送量中，130亿来自中石油在阿姆河右岸区块为期35年的合同分成气，其余170亿来自土南部气田。

　　2010年12月，中哈天然气管道二期工程开工，兴建起于哈曼格斯套州别伊涅乌，在南哈萨克斯坦奇姆肯特州与中国-中亚天然气管道相连的支线。该支线全长1454公里，设计输气能力100亿立方米/年，可扩容至150亿立方米/年。天然气源来自中哈各出资50%联合勘探开发的乌里赫套气田。在满足哈南部天然气需求基础上，“将阿克托别油田生产的天然气送入中哈天然气二期管道”，“每年再组织50-100亿立方米的天然气出口中国”。根据企业间协议，由哈天然气运输股份公司和中石油中亚天然气管道有限公司组建的合资公司负责建设运营。2013年9月，第一阶段1143公里的巴佐伊至奇姆肯特段完工，具备通气条件。第二阶段311公里的别伊涅乌至巴佐伊段，计划2015年建成投产。

　　2011年中乌两国政府签署一系列双边协议，为管道C线建设打下了基础。国家开发银行牵头为C线建设筹措总额14亿美元的银团贷款。2011年12月，工程造价22亿美元的C线乌兹别克段开工建设。C线设计输气能力250亿立方米/年，其中土、乌各供应100亿立方米，哈供应50亿立方米。管道于2014年5月底正式投入运营，预计2015年12月达到设计运量。届时，A、B、C三线的年输气能力将提升至550亿立方米/年。

　　2013年9月，中国国家主席习近平出访土库曼斯坦，两国元首签署《中土关于建立战略伙伴关系的联合宣言》。宣言提出确保D线在2016年建成通气。同时，中石油与土天然气康采恩签署增供250亿立方米/年的天然气购销协议。计划中的D线选择土库曼-乌兹别克-塔吉克-吉尔吉斯路线，从新疆南部(乌恰县)入境这一相对更短的线路。D线在乌恰计量站与西气东输五线连接，设计运量300亿方/年。如此，2020年土库曼对华天然气出口总量可达650亿立方米/年以上，中国-中亚天然气管道的运力也将因此提升到850亿立方米/年。中国-中亚管道进入中国后，与同期建设的西气东输管道工程一、二、三及五线连接，将中亚天然气送达中部、东部沿线，向东抵达上海，向南抵达广州、香港。管道线路总长超过1万公里，是当今世界输送距离最长的天然气大动脉。

　　在管道运营模式方面，运营中的A、B、C三线探索出了一种全新的跨多国长距离管道运营模式，由多个法律主体分别建设和运营。例如中乌天然气管道合资公司负责乌段管道的投资、建设和运营;哈天然气运输股份公司和中石油中亚天然气管道有限公司组建的合资公司负责哈境内管道。在运行协调机制上，A、B、C三线也开创了有益的经验。从管道整体运行来看，涉及中、土、乌、哈四国，涉及购气、供气、输气等七家法律实体企业：中亚天然气管道公司、土库曼斯坦国家天然气康采恩、阿姆河天然气公司、乌兹别克斯坦亚洲输气公司、哈萨克斯坦亚洲天然气管道公司、中国石油国际事业有限公司和中国石油北京油气调控中心。在中亚天然气管道公司推动下，中亚天然气管道运行协调委员得以建立，多国联合调度工作机制和统一的工作程序得以确立。通过属地化管理，中层管理人员雇用当地人的比例达到60%，确保了当地与整体管道的利益紧密连接。D线的运营模式，也将借鉴这一成功经验。

　　3.4.中国-俄罗斯输油管道

　　中俄输油管道是俄罗斯东西伯利亚-太平洋输油管道的支线，北起斯科沃罗季诺分输站，穿越中国边境途经内蒙古和黑龙江，终点为黑龙江大庆。管道全长1000公里，俄境内约65.5公里，穿越两国界河黑龙江的管道长1.1公里，漠河至大庆932公里，设计运力1500万吨/年，最大运力3000万吨/年。石油输送到大庆后，进入东北石油管网分输东北各地炼油厂。为中俄油管供油的干线——俄东西伯利亚-太平洋输油管道，西起伊尔库茨克州的泰舍特，东至太平洋沿岸纳霍德卡的科济米诺湾，全长4000多公里。管道一期工程包括铺设从泰舍特至斯科沃罗季诺的管线，以及科济米诺湾的石油出口终端。二期工程建设从斯科沃罗季诺至科济米诺湾的管道。

　　中俄输油管道确定为泰纳线支线后，泰纳线于2006年4月动工，计划2008年11月1日投入使用。工程分两个阶段进行。一期工程包括运力为3000万吨/年的泰舍特-斯科沃罗季诺2694公里管道和七个泵站，以及装运能力1500万吨/年的科济米诺油运港口。完工后石油将通过管道运至斯科沃罗季诺，然后经铁路运至纳霍德卡，再用油轮运输出口。但一期工程延至2009年12月底才投入运营。二期工程于2010年1月启动，计划2014/2015年完工。工程包括斯科沃罗季诺-科济米诺2100公里管道和8个泵站及储油规模30万立方米的油库;同时还要把斯科沃罗季诺站和科济米诺站的储油规模分别扩建15万立方米。二期完工后，东西伯利亚-太平洋石油管道的年输油能力将达8000万吨/年，石油将通过管道直接从东西伯利亚输送至太平洋港口。其中3000万吨通过斯科沃罗季诺-大庆管道供应中国，5000万吨输送到科济米诺。

　　3.5.中国-俄罗斯天然气管道东线[6]

　　中俄天然气管道与输油管道一样，耗时甚久。中俄之间为此进行了十年谈判。早在2004年9月，时任国务院总理温家宝访俄，中俄达成的能源合作共识中即包括尽快制定天然气合作开发计划。2006年，在中国能源消费大幅增长，能源进口需求增加的背景下，爆发了“俄乌斗气”的国际事件，俄罗斯为推进市场多元化和促成欧亚竞争关系的形成，促使俄罗斯天然气工业股份公司与中石油签署《关于从俄罗斯向中国供应天然气的谅解备忘录》，为项目的规划和可行性奠定了基础。2006年，时任俄罗斯总统普京宣布将实施“阿尔泰线”项目。这与中国-中亚天然气管道即将投入建设有关。中俄天然气管道一旦建成，俄罗斯一方面不仅能解决中国的天然气进口问题，还能打消中国建设中亚天然气管道的念头。如此，中亚天然气就只能继续过境俄罗斯，俄就可以继续控制中亚国家的天然气外运。同时这一管道的建设，还有利于俄罗斯东西伯利亚的油气开发。东西伯利亚油田出产伴生气，建设管道可以推动天然气加工业发展，增加收益。且管道建设已具备一定的基础：从秋明州北部至阿尔泰边疆区的天然气输送管网系统已经存在。另一方面，阿尔泰项目的气源是西西伯利亚气田，其也是俄对欧供气的气源。此项目或分流对欧洲供气，使欧洲感受俄的能源威胁。此项目还得到俄地方政府的积极支持，其将为俄罗斯萨哈(雅库特)共和国带来巨大经济利益。

　　但此后中俄两国发生天然气销售价格分歧，致使该项目始终议而不决。2008年全球金融危机的爆发，极大推进了中俄天然气合作。2009年6月，中俄签署《关于天然气领域合作的谅解备忘录》。2009年底，中俄合资在香港注册的俄罗斯能源投资集团子公司中俄能源投资股份有限公司出资收购俄松塔儿石油天然气公司51%的股权，取得了俄罗斯东西伯利亚储量为600亿立方米的南别廖佐夫斯基和切连杰斯气田的勘探开采权。这些进展为中俄天然气管道奠定了坚实的基础。

　　2010年底，俄罗斯方面传出消息，俄罗斯天然气工业股份公司决定重启2008至2009年冻结的俄中阿尔泰天然气管道项目。天然气工业公司总裁阿列克谢•米勒表示，“到2011年一季度末将完成项目设计勘察、成套设备供应、管道建设运营和现有设施维护的时间表”。他还表示，如能在2011年中期与中方签署天然气供应的商业合同，则“供应将在2015年底开始”。直到乌克兰危机爆发，2014年5月俄罗斯天然气工业股份公司(Gazprom，简称“俄气”)与中石油才最终签署管道和供气协议。2014年6月，俄罗斯方面启动管道铺设工程。阿尔泰管道项目已被纳入《2030年前俄罗斯天然气行业发展总纲要》，计划在2015至2018年实施。

　　中俄天然气管道东线，西起东西伯利亚伊尔库茨克州的科维克金气田，绕过贝加尔湖北部联通萨哈(雅库特)共和国的恰扬金气田，之后往东南方向延伸到中俄边境的别洛戈尔斯克，经中国黑河入境。管道总长约2680公里，拟为北京和上海供气，并配套建设五座地下储气库。根据中俄签署的协议，中俄东线供气项目合同期为三十年，气源主要来自恰扬金气田和科维克金气田。计划2018年起供气，前五年输气量逐年渐增为50至300亿立方米/年，第六年起实现合同输气量380亿立方米/年。[7]2008年4月，根据俄罗斯法律规定，俄政府未通过竞标，直接将恰扬金石油天然气凝析田交给俄气开发。

　　3.6.中缅油气管道

　　中缅油气管道由一条天然气管道和一条石油管道构成，分别起自缅甸西南若开邦近海的瑞区天然气田和皎漂马德岛油运码头，采取双线并行的方式，经缅甸若开邦、马圭省、曼德勒省和掸邦，从西南至东北横穿缅甸国境，从缅甸南坎出境进入中国瑞丽市弄岛乡边界。管道在缅甸境内全长771公里。

　　中国境内的管道工程分两期进行。一期工程油管经瑞丽、保山、大理和楚雄，抵达昆明安宁炼油厂;天然气管穿越云南东北部，抵达贵州安顺之后南下，最终到达广西贵港，与国内天然气干线网络连接。二期工程将输油管道进一步从昆明经贵州安顺北上延伸到重庆。2012年2月，国家发改委发布的《西部大开发“十二五”规划》，再次明确昆明-重庆的管道为“陆路进口通道及配套干线工程”。中缅输油管道的油源为中国从中东或非洲进口，通过海运送抵缅甸皎漂的石油。天然气主要依靠缅甸瑞区天然气田，同时考虑接收部分海运LNG，弥补缅甸天然气产量的不足。

　　包括管线和配套设施，项目总投资预计为800亿人民币。当前规划的运力为石油管道2200万吨/年，天然气120亿立方米/年。输油管道一期，将完成石油1200万吨/年的运力建设，其中200万吨在缅甸境内炼油厂下载，1000万吨输送昆明;另外1000万吨/年为二期工程。气管一期规划42亿立方米/年。配套项目包括：马德岛30万吨级油运码头和30万立方米储油设施;缅甸境内200万吨/年和昆明安宁1000万吨/年炼油厂各一座;云南境内的油气销售网络：包括500个加油(气)站、2500公里的成品油管道、天然气支管线[8]和80万立方米成品油库。

　　2009年10月，缅甸境内油运码头开工;2013年9月气管开始输气。同时，油管也已基本完工，但受制于码头和炼油厂建设进度，预计2017年投产。项目以BOT模式[9]建设。中石油专门组建了在香港上市的独资东南亚管道公司，作为合资公司的控股股东，负责项目设计、建设、运营、扩建和维护。油管中方出资50.9%，缅甸石油天然气公司(MOGE)享有49.1%的股份。三十年后，缅甸境内的管道及配套设施产权归缅甸所有。天然气管道的股份构成为“四国六方”(具体数据见图表14)。

　　3.7.拟议中的周边油气管线

　　中国除上述现有的陆路运输线路，还有拟议中的中巴能源走廊、中俄天然气管道中线和西线。

　　3.7.1.中巴能源走廊。中巴能源走廊指过境巴基斯坦，连接中国新疆南部与巴基斯坦印度洋沿岸港口的公路、铁路或油气运输管道。当前，这一设想更多还只存在于一些学者和媒体的关注中。

　　巴方对建设中巴能源走廊一直持积极态度。早在穆沙拉夫执政期间，就提出变巴基斯坦为中国通往海湾、中东和非洲的能源走廊和贸易走廊的设想。该设想曾在阿齐兹内阁得到过数次讨论，并向中国政府提出过扩建喀喇昆仑公路、修建喀喇昆仑铁路、喀喇昆仑能源管线和喀喇昆仑光缆等一系列构想。2006年，巴基斯坦总理阿齐兹强调：应尽快着手研究从巴基斯坦港口，经陆路至中国的“运输走廊”和交通网的可行性。2013年5月，李克强总理在访问巴基斯坦期间，提出建设“中巴经济走廊”倡议。在此背景下“中巴能源走廊”的可行性得到提升。

　　从当前的现实看，中巴能源走廊面临着巨大困难。中巴公路运输不堪大任。目前中巴公路中国一侧的红其拉甫口岸，只在4月15日至10月15日开关，一年可通行时间只有六个月，每年货物通过量只有五万吨。铁路运输具有运力大，受地理、气候影响小，综合效益突出的特点，似是中巴能源运输的可行途径。中巴铁路可以中国喀什为起点，经红其拉甫口岸，南下连接巴现有铁路网，抵达巴印度洋港口城市瓜达尔。此线只需新建两段铁路线，一段将巴现有铁路网络延伸到瓜达尔港，另一段将这一网络扩大到中巴边境并与中国新疆铁路网相连接。但在中巴政府2014年公布的关于经济走廊建设的规划中，并未提及此线铁路建设的计划。

　　2010年10月，据巴基斯坦《商业纪事报》报道，巴基斯坦政府已决定修建瓜达尔港至中国新疆的天然气管道。巴基斯坦总统扎尔达里已向有关政府部门下发通知，要求尽快落实该项目。2012年5月，巴石油与自然资源部发布建设巴基斯坦-伊朗天然气管道的招标邀请。该管道长785千米，输送能力100亿立方米/年，要求中标者两年内完成铺设。这为中巴天然气管道建设奠定了有利基础。但是，巴天然气管道建设仍存在诸多不确定因素。

　　巴基斯坦是一个能源净进口国， IEA数据显示，2011年巴基斯坦的能源净进口量为19.82百万吨油当量。巴方资源有限，伊朗-巴基斯坦管道只能是过境管道。据美国能源信息署(EIA)数据，巴基斯坦天然气多年来处于自产自销状态;从储量看，EIA的数据是2013年24万亿立方英尺(合6720亿立方米)，但产量却不乐观。2009年，巴基斯坦天然气消费及生产量为2770万吨油当量，占一次能源消费的45.4%。过去十五年里，受政府价格控制的影响，巴天然气消费一直快速增长。但是，巴天然气产业已经处于后继乏力的状态。到2025年，产量可能从2010年的40亿立方英尺/天，下降到10亿立方英尺/天。因此，该规划中的中巴天然气管道，只会是一条过境管道，只能运输产自中东或非洲的天然气。

　　此外，工程建设极为艰巨。管道建设将经过兴都库什山、喀喇昆仑山和帕米尔高原，自然条件十分艰巨，社会经济落后，基础设施缺乏，工程技术要求高，工程建设和运营成本费用高昂。管道从零海拔的瓜达尔港，到5000多米的喀喇昆仑山口，需要功率巨大的泵站和稳定的电源供给。而后者显得极为困难，基本从零开始。美国海军一份研究认为，如果中国选择通过巴基斯坦运输石油，那么1000万吨/年的运输量，需要比海运多花费10亿美元。再计入新疆到内地主要消费地区的运费，则从中东通过中巴输油管道进口的石油，到消费者手中的运输成本，估计将接近1000元/吨。这远远超过海运费用。

　　除经济成本的高昂之外，还有巴基斯坦面临的地缘政治环境和内部形势不够稳定的问题。这一路线恰恰途经塔利班控制的巴部落地区;瓜达尔港所在的俾路支省存在寻求独立的倾向;卡拉奇所在的信德省与巴中央政府之间存在诸多矛盾;西北边境省受塔利班影响较大，处于半独立状态;北部克什米尔地区与印度存在争议，时常出现军事摩擦。巴全境存在不利于商业运营的恐怖主义问题，民族、宗教、反恐形势极为复杂险峻。因此，要使中巴能源走廊变成现实，目前尚未看到曙光。

　　3.7.2.中俄天然气管道中线和西线。此两线已讨论多年，目前仍然面临着诸多不确定因素。首先是项目造价较高和估价不断上升的问题。西线经过地区的北部是沼泽，南部有阿尔泰山脉，工程施工困难。最初，阿尔泰项目的造价估计为45至50亿美元。2010年，阿尔泰管道建设订购方托木斯克天然气运输公司称投资额为3632亿卢布(按当时汇率为136亿美元)，俄天然气工业公司估计项目造价为140亿美元。其次，东线已经挤占了中线的气源。此前拟议中的东线气源来自萨哈林项目。目前，东线气源实际上是过去拟议中的中线气源。其三，西线建设前景还取决于两个因素，一是欧盟经济发展能否尽快摆脱颓势，欧洲天然气消费能否增长;二是欧洲节能减排和新能源发展的成效。此外，还要看欧盟对俄经济制裁如何发展，是否继续减少或禁止俄罗斯油气进口。如欧洲天然气消费持续下降，则俄必须寻求新市场，建设西线方有必要性。就中国而言，开通西线也需根据天然气供需前景做综合考虑。尽管中国天然气消费仍会大幅增长，但在东线和D线开通的背景下，现有管道的输量已能基本满足进口需要。因此，近期内开通西线和中线的迫切性，已基本上消失了。

　　二、对中国周边陆上油气通道安全的战略分析

　　1.中国进口油气运输线路多元化局面初步显现

　　1.1.初步显现的多元化局面

　　2003年中俄石油贸易超过500万吨，陆地运输重要性得以突显，中国进口石油的运输线路也因此实质性地迈出多元化的第一步。2006年中国-哈萨克斯坦输油管道开通运营，中国拥有了第一条进口石油运输通道;2009年，中国-中亚天然气管道和中国-俄罗斯海运线路开始运营;2011年，中国-俄罗斯输油管道投入运营;2013年，中缅天然气管道投入运营;2014年5月，历经十年谈判的中俄天然气管道东线最终敲定，计划于2018年开始输气;2017年前后中缅输油管道将投入运营;在中国-中亚天然气管道D线和中俄天然气管道东线都得以顺利建成，并完成规划输量的情景下，曾经占据进口天然气运输主要部分的海运，尤其是必须经过印度洋和马六甲海峡运输的部分，可以成为能够进行自主确定和调节的机动部分，这将极大增加供给和运输的安全边际，提高中国天然气运输安全系数。这些运输线路改善了此前依赖单一海运途径所带来的运输安全风险，有助于加强中国的能源安全。中国已具备建构“海运为主，陆路为辅，东西并重，多路共进”进口油气运输格局的基础。

　　尽管线路多元化表明运输安全系数得到提高，但也意味着面临的形势、问题和挑战的多元化。运输通道的建设，只是维护中国进口油气运输安全的关键一步。其后，如何维护各条线路的畅通和安全，仍是需要认真应对的艰巨挑战。

　　1.2.西北线路在中国进口油气格局中的地位与影响

　　西北方向陆地管线的开通，开启了中国油气运输线路多元化的进程，为维护中国石油安全奠定了更加坚实的基础。此外，西北线路还具有以下几方面优势。

　　首先，西北线路受美国地缘政治的直接干扰不大。2005年12月15日，阿塔苏-阿拉山口段管道即告贯通，但却因技术问题，直到2006年7月20日才正式投入商业运营。这一事件一度被媒体渲染为“美国施压，中哈油管开闸无期”，表现出外界对美国影响的高度关注。然而，中国作为传统的亚洲陆上强国，对亚洲大陆腹地邻国的影响绝不逊于美国。此外，上合组织的存在也为制衡美国影响提供了平台。

　　其次，西北线路为维护中国进口油气运输安全提供了坚实的支撑，对于平衡欧美和俄罗斯的影响具有战略意义。西北线路使中亚国家得以实现油气出口多元化的战略目标。中哈输油管道和中国-中亚天然气管道开通之前，中亚油气资源的外运线路只有“一条半”：一条通过俄罗斯转运欧洲;另外“半条”借道伊朗进入国际市场，但美国对伊封锁使这一线路不堪大用。在此背景下，俄罗斯利用地利之便及对欧亚前苏联油气管网的控制权，控制了中亚的油气出口通道，进而控制了中亚国家的经济发展和对外交往空间，占据了中亚地缘政治制高点。俄罗斯曾压低价格从土库曼斯坦进口天然气，然后高价倒卖至欧洲，赚取大量差价。2010年2月中国-中亚天然气管道投入运营之后，土气出口重新进入高增长阶段。中国-中亚天然气管道的开通，破解了土库曼斯坦的困局。同样，中国-中亚天然气管道C线的修建，也缓解了乌兹别克斯坦类似的燃眉之急。

　　再次，中哈石油管道成为推进中俄石油合作的重要催化剂，增加了中国在与俄罗斯油气合作中的筹码。2002年中国加快中哈石油管道进程，极大地触动了俄罗斯，并促成对中国相对有利的中俄“第一次石油换贷款协议”。管道的建成还有益于降低油气长距离输送运费。2012年有消息称，哈萨克斯坦阿塔苏-中国阿拉山口输油管道的运营商有意从9月1日起，将运费下调一半至每千公里每吨11.3美元。此举有利于吸引俄新西伯利亚石油借中哈管道出口中国，使管道满负荷运行。中哈管道的建成，为中国参与哈里海地区石油项目提供了基础条件，使中国在哈的份额油假此管道得以运回国内。

　　最后，西北管道建设有益于中国西部地区的发展，有助于加强新疆的国家重要能源基地的地位，加速新疆经济社会的发展。

　　1.3.东北线路在中国进口油气格局中的地位

　　综合考量，东北线路在中国陆路进口油气格局中地位非常重要。中俄输油管道协议的订立历经艰辛。2013年6月24日，中石油公布的俄罗斯向中国增供原油长期合同显示：2018年中俄输油管道输量将增加到3000万吨/年;中俄合资天津炼油厂投产后，俄罗斯供油910万吨/年。同时，中俄天然气管道380亿立方米/年输量的合同也已经签署。

　　东北线路有以下几个特点：

　　其一，油气来源地区政治稳定。作为大国的俄罗斯受外部国际环境影响相对较小，普京长期执政下的俄罗斯内政较为稳定。能源“向东看”，是俄罗斯一直追求的重要战略目标，符合俄东西方平衡的能源战略。东北线路的安全运营，有利于两国油气贸易多元化，有助于加强经济互信，巩固两国战略关系的基础。

　　其二，天然气协议价格较为有利。天然气销售价格问题长期困扰中俄双方。俄方希望获得与输往欧洲同样的价格，中方难以接受。中俄天然气管道建设因此久拖不决。迄至2012年4月，中俄双方就价格问题进行了十四轮谈判。据从公开渠道得到的可信消息，中俄天然气东线销售框架协议包括：合同总价确定为4560亿美元，合同时间三十年，每年供气380亿立方米。以此推算出天然气销售价格与中国从中亚进口天然气的价格基本一致，与国内市场价格也较为接近。为了给合同执行创造良好的外部环境，中俄各自开出有利条件：俄方取消输往中国天然气的开采税，而中方准备取消进口税。

　　其三，油气源供给充足，基础设施良好。在西方加大对俄罗斯制裁的背景下，俄加大对东西伯利亚地区油气的开发力度。东北线路油气源主要依靠东西伯利亚地区。其中石油储量约有175亿吨，天然气约60万亿立方米，占全俄油气资源总量约四分之一。2010年，时任俄总理普京批准了“远东和贝加尔地区2025年前社会经济发展战略”，标志着俄政府对远东地区的新一轮开发正式拉开序幕。仅新开发的万科油田的年产量就能达到2500万吨，加上其他及来自西西伯利亚油田的供给，东北线路将拥有充足的油气源。仅拟为中俄天然气管道供气的两个气田，储量就达到3.3万亿立方米。同时，其他远东的油气田也会参与其中。

　　就基础设施而言，东北线路可以完成石油运量5500至7000万吨/年。俄罗斯安加尔斯克的铁路装运能力超过1000万吨/年，满洲里铁路原油换装能力达到1600万吨/年。经过多年运作，双方都积累了完成1000万吨/年铁路运量的丰富经验。从管道方面看，已具备3000万吨/年的运力。东线天然气管道380亿立方米/年运输能力也基本确定。从海运方面来看，东西伯利亚-太平洋管道二期工程和三个油运码头皆已完工，具备完成5000万吨/年的装运能力。因此，东北线路实际石油运量可能为每年4000万吨，即管道3000万吨、海运1000万吨[10]，管道运输天然气运量为380亿立方米/年。

　　其四，油源地靠近中国石化基地和终端消费区域。东北线路的油气源与消费地之间的运输距离不过3000至4000公里，相对其他线路最近，可连接中国东北和环渤海地区这两个中国重要的石油消费区域，并同时拥有铁路、管道和海运三种方式，均为易行高效方式，运输成本低廉。

　　2.竞争与分歧：经济技术层面的分析

　　2.1.中哈输油管道面临的形势与问题

　　从整体上看，中哈输油管道的安全形势无疑最好;尤其2012年美国停止对哈油的进口之后。但从经济技术层面分析，中哈管道也存在一些具体问题，构成中哈能源合作的不利因素。

　　其一，运输线路漫长。从哈萨克斯坦石油产地到国内石油消费市场运输距离过长，运输成本较高。哈正在开发的大油田均位于西部，但即使靠近中国的哈东部油田与新疆炼油厂的距离也有3000公里(约等于其到欧洲消费市场的距离)，如到达四川彭州炼油厂，则陆路管道运输距离将超过6000公里。而成品油则需再经2000多公里才能到达国内主要消费市场。

　　其二，中哈能源合作启动较晚。在当前哈萨克斯坦油气博弈三方中，俄罗斯拥有传统地缘优势，欧美占据合作时间、规模和运输距离较近的优势，中国优势并不突出。以1993年美国雪佛龙取得哈萨克斯坦田吉兹油田的开采权为起点，欧美石油公司大规模进入中亚地区。有资料显示，“美英两国已控制里海27%的石油资源和40%的天然气资源”。而中国进入中亚油气开发则迟至1997年。

　　哈萨克斯坦产量最大的油田位于西北的田吉兹，2009年产量为49.2万桶/天，2013年增加到54万桶/天;运营方为田吉兹雪佛龙公司[11]。卡拉恰克那克是哈另一主要产油区，由卡拉恰克那克石油运营公司运营，其中阿吉普[12]和英国天然气集团(BG)占32.5%、雪佛龙占20%、卢克石油公司占15%，是哈完全由海外公司控制的项目。该项目通过CPC管道向欧洲供油。刚刚投产的卡什甘(Kashagan)油田被认为是中东以外的世界第五大油田，在里海北部阿特劳附近。其他还有一些油田，但总体上看，欧美在这些油田运营中的主导地位十分明显。尽管中国也开始参与其中，但份额较小。如卡什甘油田一期计划产量37至45万桶/天，二期产量达到顶峰150万桶/天。但目前能确定的是中国只能购买一期生产的石油;二期尚不能确定。

　　在修建中哈管道肯基亚克-阿塔苏管道的过程中，这一劣势更有充分体现。尽管中哈双方都有意修建这一管道，但当时哈石油产量难以确保管道赢利所需的2000万吨最低运量，加之建设成本太高，使项目延至2004年中方决定提供修建管道所需八亿美元之后才出现转机。而该管道的油源则主要依靠俄罗斯卢克石油公司和加拿大哈萨克斯坦石油公司在哈南部开发的油田，年产量约1000至1200万吨，以及中石油在哈西部开发的油田，年产量约800万吨。可见，中哈管道的油源更多要依靠欧美和俄罗斯的石油公司提供。

　　总之，因进入较晚，中国在哈萨克斯坦的油气开发中不占有利地位。因此，尽管哈有意在2014年使中哈输油管道达到满负荷运输，但笔者对此抱谨慎态度：其最多也只能是通过转运俄罗斯石油来实现。2013年6月，中石油公布的中俄石油贸易协议显示，从2014年1月1日开始，俄罗斯通过中哈输油管道向中国增供石油700万吨/年，合同期五年，可延长五年。

　　其三，哈能源产业政策的不利影响。中亚国家经济高度依赖能源产业。哈萨克斯坦石油出口占该国出口总额60%以上，土库曼斯坦天然气出口占其外汇收入70%。这些资源出口国必须经常性地调整能源政策，以适应世界油气市场的频繁变动。近年，哈能源产业政策有向维护国家利益方向转变的趋向。

　　首先，2010年8月，哈政府恢复了石油出口税，2013年又将原油出口关税上调50%，达到60美元/吨，对企业的生产积极性产生一定影响。其次，哈近年有大力发展成品油项目的意向。作为一个石油出口国，哈存在区域性成品油短缺，部分依赖俄罗斯和乌兹别克的状况，这显然不是一个石油出口大国所能容忍的。但哈发展成品油项目的计划进展不顺，因为其国内成品油价格较低，制约了外部投资的积极性。哈原油炼化产能2010年为34.5万桶/天，但实际加工量大约为23.28万桶/天，还有近三分之一的产能未得到使用。哈萨克斯坦国家石油和天然气公司(简称KMG)2010年8月宣布，要在2014年实现成品油的完全自给[13]。目前，哈通过铁路出口到中国的成品油，每年在60万吨左右。

　　值得指出的是，一旦哈进一步发展石油炼化工业，其原油出口必将大幅减少，各条运输线路运能过剩的问题更加突出，输量分配有可能面临新一轮调整。

　　2.2.中国-中亚天然气管道与该地区其他管道的竞争

　　中国-中亚天然气管道的气源主要来自土库曼斯坦，乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦也为管道提供气源。由于中亚地区油气管网格局复杂，中国-中亚管道运量满负荷、可持续的保障，面临着与土、乌、哈三国其他天然气管道的竞争。

　　2.2.1.与土库曼斯坦其他管道及规划管道的竞争。土库曼斯坦独立后，为了避免依赖过境俄罗斯出口天然气的弊端，积极推行出口途径多元化战略。在以往俄罗斯天然气过境设施的基础上，土建成两条与伊朗相连的管道和中国-中亚天然气管道，并规划酝酿多条新管线。

　　通过俄罗斯到欧洲的管道是土库曼斯坦主要的天然气出口线路。土通过该管道出口产自道勒塔巴德(Dauletabad)的天然气。该管线起点一个在土库曼斯坦，一个在乌兹别克斯坦，在土乌边境汇合后，跨境哈萨克斯坦和俄罗斯，终点至乌克兰等欧洲国家。该管道1974年建成，设计输送能力为600亿立方米/年。但因为管道老化和设计建设缺陷，近年实际输送能力仅100亿立方米/年。当前，中亚三国正在对管道按800亿立方米/年的输送量进行升级改造。

　　土库曼通往伊朗的管道有两条，一为建于1997年的科尔佩杰-库尔特-库伊管道，长200公里，连接了土南部和伊朗北部，运输能力为134亿立方米/年，是土第一条绕开俄罗斯的管道。2013年，土通过该管道向伊朗出口天然气47亿立方米。该管道有助于伊朗缓解北部地区能源需求，通过置换还可以使土气通过伊朗出口到其他国家。为此，土伊两国签署了为期二十五年的销售协议，规定以35%的输送量作为土库曼斯坦偿还伊修建管道的代价，另外一条管道为多夫列塔巴德-罕格兰天然气管道。该管道2010年通气，长30.5公里，设计输气量与前者相同。该项目2010年进入第二阶段，输送能力有望提高一倍。

　　土库曼的另外一条外运线路为借道布哈拉-乌拉尔输气管道。该管道1965年建成，从乌兹别克布哈拉过境哈萨克至俄罗斯乌拉尔地区，由两条并行管道构成，设计输量150亿立方米/年。

　　2010年，土库曼开工建设东-西管道。该管道将连接土东南部的天然气田和里海沿岸，作为跨里海天然气管道的前期工程。预计该管道将在2015年具备10600亿立方英尺/年的运力，与跨里海管道的设计运力一致。该管道准备为规划中的纳布科管道供气。里海法律地位的争执和俄罗斯反对建设跨里海管道，是制约该管道的关键因素。

　　此外，土在美国积极推动下还规划了一条连通土库曼、阿富汗、巴基斯坦和印度的天然气管道。该管道运力规划为12000亿立方英尺/年，起自土东南部气田，终点为靠近印巴边境、印度境内的法济尔加。2010年12月，四国签署管道的框架和政府间协议。2011年11月，土库曼与巴基斯坦签署关于价格的框架性协议。巴、印两国出价低于市场价格是协议最终难以实施的主要障碍。同时，该管道建设还面临着难以克服的过境费、资金不足和安全方面的挑战。

　　总之，要满足以上扩建或规划管道的运力，以及中土达成的650亿立方米/年销售量的协议，土需将出口能力提升到2500亿立方米/年，即土2012年650亿立方米/年产量的近四倍。如达到这一目标，土将成为仅次于俄、美的世界第三大天然气生产国，而这绝非易事。反之，相关管道之间围绕运量分配的博弈，无疑将影响中国-中亚天然气管道的实际输量。

　　2.2.2.与乌兹别克斯坦其他管道和规划管道的竞争。受地理条件局限，乌兹别克斯坦长期依赖过境哈萨克斯坦和俄罗斯出口天然气，同时乌境内管道也存在需求增加与产能落后的矛盾，国内管道升级改造的压力很大。

　　中国-中亚天然气管道东部支线是乌天然气出口的主要通道。早在2002年，俄气就与乌国家石油天然气公司签署战略合作协议，俄罗斯可以长期购买乌天然气，更多参与勘探和生产项目。2008年底，乌与俄气签署改造该支线的协议，准备建设一条与之并行的新管道，增加300亿立方米/年的运力。

　　对于乌斯秋尔特高原北部和西部咸海附近区域的油气田，已签署了四个勘探和产量分成合同。该合同由中石油、卢克石油公司、韩国国家石油公司和乌国家石油天然气公司合资组成的联合体获得。乌国家石油天然气公司计划通过布哈拉-乌拉尔或中国-中亚天然气管道系统输送该地区的天然气。

　　塔什干-比什凯克-阿拉木图管道是乌当前出口天然气的主要管道。该管道起自乌东部咸海的天然气田，穿越吉尔吉斯斯坦北部到达哈萨克斯坦南部。该管道的运输能力为32亿立方米/年。尽管该管道是哈南部和吉天然气的主要来源，但三国之间就实际接收天然气输量的争论曾经一度导致三国关系的紧张。此外，布哈拉-乌拉尔管道2001年重新启用。目前乌仅作为过境国，但未来是否为管道供气尚未可知。

　　显然，以上乌兹别克斯坦现实和规划中的管道，也构成与中国-中亚天然气管道在气源方面的竞争关系。

　　2.2.3.与哈萨克斯坦其他管道和规划管道的竞争。中国-中亚天然气管道的两条支线在哈萨克斯坦西南部城市别伊涅乌汇合，进入俄境内之后，在亚历山德罗夫盖伊与俄天然气管网连接。东部支线连接了哈萨克斯坦与土库曼斯坦，运输能力600亿立方米/年;西部支线运输能力50亿立方米/年，起点位于土库曼的里海海岸。西部支线使用已经超过35年，设施老化。2007年12月，俄、哈、土签署一项关于更新提升西部支线运力的协议，并新建一条与西部支线并行的新里海天然气管道，该管道运力为7060亿立方英尺/年。2009年新管道的建设被搁置，原因是欧洲市场需求降低以及土库曼寻求不依赖过境俄罗斯的多元化出口路径。

　　中国-中亚天然气管道二期连通别伊涅乌和奇姆肯特，供哈气出口中国及哈萨克南部工业区使用。该管道设计输送量为100亿立方米/年。该管道气源显然面临着上述其他管道的分流与竞争。另外，布哈拉-乌拉尔管线过境哈萨克也会分流哈的天然气。

　　2.3.来自乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦管道的气源困境

　　中国-中亚天然气管道需过境乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦，因此，确保两国对管道的气源供给，便成为管道安全运营的关键。

　　中乌已在2011年底达成协议，修建中国-中亚天然气管道C线，实现2014年通过中国-中亚天然气管道向中国出口250亿立方米天然气的目标。为此，乌与俄罗斯和亚洲国家签署数个新的天然气项目开发和提升老气田产量的产量分成协议。其中，俄罗斯卢克石油公司得到坎德姆-哈乌扎克和吉萨尔西南地区两个合同。卢克的目标是在2017年使这两个气田总产量超过170亿立方米/年，以满足中国-中亚天然气管道运力提升的需要。

　　2012年乌媒体报道称：“乌已开始向中国持续供应天然气，到2012年年末，供气量可达40至50亿立方米。据预测，到2016年，乌向中国出口天然气有望达到每年250亿立方米。”但实际数据与这一目标存较大差距。

　　乌主要天然气田集中在西南部。该地区的Kokdumalak和Shurtan气田开发于1960年代至1970年代。为扭转产量下降趋势，乌宣布了到2020年投资10亿美元提升加兹利地区探明储量和改造基础设施的计划。2011年，乌国家天然气公司计划未来四年投资八亿美元，提升南部卡拉恰克那克气田生产以增加出口。该气田当前的产量为476亿立方米/年，约占乌天然气总产量的四分之三。尽管有了新开发或增产计划的支持，但乌天然气出口仍然出现下降趋势。

　　一项世界银行委托美国国家海洋和大气管理局进行的研究显示，2010年乌兹别克斯坦放空燃烧掉的天然气估计有19亿立方米，2013年多达60亿立方英尺。乌国家石油天然气公司估计，乌伴生气的利用率仅为40%。乌国家石油天然气公司的报告称，该公司将投资1.23亿美元，提高伴生气的利用率和商品化率。

　　随着2008年以来产量下降和消费增长，乌已出现明显的出口下降趋势。2012年出口下降到100亿立方米。但乌天然气产量并未下降，甚至一度超过出口量最大的土库曼斯坦。因此，增加出口、保障对中国-中亚天然气管道的供给，不仅是乌增加收益，也是确保管道安全运营的重大问题。

　　哈萨克斯坦天然气探明储量为1.9万亿立方米，但生产的天然气70%被重新注入油田以提高石油产量。EIA数据显示，直到2009年，哈萨克实现了37.4亿立方米出口，才转变为天然气净出口国。哈计划到2015年提高天然气产量至2.5万亿立方英尺，出口量达到1.4至1.6万亿立方英尺。哈出产的天然气几乎全部属于伴生气，主要储藏在西部，其中一半以上位于卡拉恰克那克油气田。目前该项目生产了哈30%左右的天然气，预计到2021年产量将增加到1.01万亿立方英尺。但截至2013年，该油气田还未与哈天然气管道网络连通，并且是一个完全由海外公司控制的油气田。开发进程和外运线路的安排都不是哈可以单方面决定的。另外，到2021年，田吉兹油田的伴生气产量有望达到150亿立方米，卡什甘和Imashevskoye项目达280亿立方米。哈天然气大多属于“酸气”，处理成本较高，似乎作为提高石油生产的原料更为划算。

　　尽管哈萨克已明确将通过别伊涅乌-奇姆肯特支线，每年向中国出口50至100亿立方米天然气。但目前看来还有一定的问题，继续大规模出口油气在哈内部存在一定压力。为了加强对本国天然气出口的控制，哈萨克斯坦石油天然气部负责人称，哈“准备成立统一的天然气收购和出口公司，将天然气出口权全部集中到本国公司手中”。所有外国公司都要先按批发价统一出售给哈国有公司，然后再由该公司出口。这个统一天然气出口的法案，于2011年5月提交政府审议。2012年1月，哈总统发表国情咨文，责成政府尽快完成设计，开工建设卡拉恰克那克油田天然气加工厂，“使全国都用上天然气”。北卡沙甘项目的购销协议也明确，2014年前油田开采天然气的83%将由哈萨克斯坦天然气运输公司在哈境内销售。Amangeldy油田位于哈萨克南部，估计可采储量为883亿立方英尺，由KMG和西班牙的雷普索尔组成合资企业开发，2010年产量为35亿立方英尺，对加强哈天然气自给具有重要意义。但也由此可见，哈通过中哈输油管道每年向中国出口50至100亿立方米天然气的计划或许短期无法实现。

　　总的来说，西北线路面临的问题是，因中国进入开发较晚，在油气开发主导权上处于劣势;中国-中亚管道存在与其他管道油气资源运量的竞争。这种尴尬局面的缓解只能另辟蹊径。分析表明，若能有效提升中亚国家的能效，即可获得增加中亚国家油气输出量的效果。IEA的研究显示，只要中亚国家的能效能够达到经济合作与发展组织国家的平均水平，仅2008年就可节约8000万吨油当量的能源消费，与这些国家当年油气出口量相当。以此作为切入点，既可以提升中亚国家对中国油气供给的保障力度，并占据国际经济合作和道义制高点，还可以减少油气资源争夺的压力，构建战略平衡框架，推进与中亚国家的油气合作关系。

　　2.4.D线的过境问题

　　中国-中亚天然气管道D线过境塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦，是纯过境管道。塔、吉两国均是能源净进口国，天然气资源储量和产量有限。

　　从图表24可以看出，塔天然气消费与进口量接近，天然气探明储量仅为0.2万亿立方英尺，微不足道。吉与塔情况相似，只是消费量更大，产量也只有塔国一半。

　　因此，塔、吉两国是完全意义上的油气过境国。如何确保通过D线输往中国的天然气安全通过塔、吉两国，将是中方需要认真面对的外交与地缘政治问题。2014年6月3日，美国在吉尔吉斯马纳斯国际机场的转运中心举行关闭仪式，表明吉-美关系出现疏离，但美国仍然是塔主要援助国，一度传出塔美谈判建立军事基地的消息。

　　笔者认为，应充分利用上合机制，加强与吉、塔两国的政治外交关系;同时以“丝绸之路经济带”建设为契机，推动全方位协作经济关系的建立。

　　2.5.中国-中亚天然气管道存在的价格问题

　　中国-中亚天然气管道价格问题，指天然气进口价格与国内销售价格之间的平衡问题。此问题处理不好，企业积极性将受到影响，进而影响国际能源合作的顺利进行。

　　随着俄罗斯控制中亚天然气输出立场的转变，俄改变凭借垄断运输对中亚天然气低进高出、倒买倒卖获取利润的做法，转为按照合理价格从中亚进口天然气。2009年12月底，俄气购买土库曼天然气的年均价格为240至250美元/千立方米。这一价格与2009年欧盟天然气0.24美元/立方米的到岸价格相比，几乎已无差价。俄还与土、乌两国达成以“净值回推法”原则(即以欧洲市场天然气价格为基准，减去加工、运输、分销成本和相应的利润之后，得出天然气的销售价格)确定天然气价格的协议。这样的计价方式充分照顾了资源国利益。这一结果既是中亚国家努力拓展市场多元化带来的结果，但也限制了中国与中亚国家进行价格谈判的空间。中国只能按照欧洲通行的定价机制确定进口天然气的价格。

　　中国与中亚天然气贸易的价格与原油等产品挂钩，以月度来调整。2012年以来，价格在2.01至2.65元/立方米之间，与国际天然气市场变化相一致，已呈现下降的趋势。但加上国内段管道运输费用后，国内终端市场天然气成本相对较高。目前，国内多数民用天然气价格仍然低于这一成本。以北京为例，2012年上半年民用天然气价格为2.05元/立方米[14]。即便不计国内的管道运输和分销成本，每立方米的零售价格与成本之间的差距也在0.4至0.6元。工业、公共服务和交通运输业的用气价格还要高于民用价格。尽管有企业将其份额气以进口天然气的价格进行计算，但如何在确保企业利益的同时，保障国家能源安全并兼顾民生问题，始终是中国政府需面对的重大难题。

　　2.6.中缅油气管道面临的形势与问题

　　2.6.1.中缅输油管与输气管的关系。最初的中缅油气管道倡议并未涉及天然气管道。直到2009年，国家最终确定建设中缅管道时，中缅天然气管道建设才进入规划。中缅之间如果仅建设输油管道，则缅甸方面得到的实际利益极为有限[15]，对其经济社会发展的吸引力不足，管道安全和顺利运营会因为缺乏缅方的积极合作而面临问题。因此，添建天然气管道项目，可以极大提升缅方的预期收益。除去运费分成、过境费和路权费，缅方将得到可观的天然气销售收入。海关数据显示，2013年中国进口缅甸天然气1.1亿立方米，货值0.495亿美元，合2.73元人民币/立方米。同比推算，如实现满负荷120亿立方米，缅方可获取价款是52亿美元，相当于2013年缅甸国内生产总值594.27亿美元的8.75%。缅政府能提取5亿美元以上的商业税和资源税，占2013财年缅甸两级政府财政收入50亿美元的十分之一。同时，天然气管道运输量的20%将通过缅甸境内的四座分输站分流，服务于管道途经的缅甸国内经济发展。显然，输油管道对于中国意义更大，天然气管道则能为缅甸带来更大的经济收益。中缅天然气管道和输油管道之间的关系，是前者起到为后者保驾护航的作用。天然气管道顺利运营，中缅之间的经济社会联系才会更加紧密。

　　2.6.2.建设成本与运费问题。从经济角度分析，中缅输油管道并非有利可图。首先，建设管道的机会成本太高。以两条管道投资25.4亿美元计，同样的投资，可建造二十五至三十艘超大型油轮，在同样的运输距离上，一年至少可以完成1.5亿吨以上的运输量，是中缅输油管道运力的七至八倍。其次，从运费来看，相同的输送距离，管道的费用是油轮的两倍以上。每吨石油通过中缅输油管道运到中缅边境的运费是15美元，再输送到昆明炼油厂的费用，将近200元人民币;到重庆则可能超过300元。中缅管道及其配套项目，就近供应云南与重庆，成品油的运输路途与之前依靠广东茂名和甘肃兰州相比，路程并未缩短多少，但运输量却增长近一倍。以云南为例，当前云南消费的成品油在600万吨/年，而现在需要运输的石油是1000万吨。同时，炼油厂、成品油管道和销售网络等基础设施的成本回收和收益，也将成为附加在油品零售价格中的费用。在国内油价动荡牵动CPI走势，CPI起落牵动多方的今天，这一问题尤其不能忽视。

　　2.6.3.气源供给问题。保障气管输量，不只是满足国内需求，也是加强中缅经济联系，进而确保中缅管道安全运营的需要。就目前的数据和形势来看，瑞区项目出产的天然气尽管已经能够满足一期42亿立方米/年的输气量，但并不能满足管道120亿立方米/年的规划运力。

　　其一，瑞区天然气储量和规划产量有限。瑞区天然气田由位于若开近海的A-1、A-3区块组成。研究报告表明，瑞区天然气储量有限，仅能足额供应中缅天然气管道14至25年。[16]瑞区天然气项目规划产量五亿立方英尺/天，其中四亿立方英尺出售给中石油，仅及管道设计运力的三分之一。另外一亿立方英尺供应缅甸国内消费。那么，中方是否可以推动瑞区项目扩大产能，满足管道的运力需要呢?答案是否定的。

　　其二，中方并未参与瑞区项目的开发，不享有能直接影响瑞区天然气项目生产的权益。瑞区天然气项目开发始于2001年，由以韩国大宇为首的联合体负责开发。其中大宇占51%股份，印度国家石油公司下属子公司维德什公司[17]占17%，缅甸石油天然气公司占15%，印度天然气有限公司[18]占9%，韩国天然气公司占8%。中方只与缅方签订了瑞区天然气销售合同。中石油网站的表述是：“2008年12月24日，公司与大宇联合体签署缅甸海上A1、A3区块天然气购销协议，合同期30年。”商务部网站表述为：“缅甸还与中国签署了购买若开海域天然气的协议。”

　　其三，项目权益方面临印度的竞争。为了获取瑞区天然气，印度已进行了多年努力。早在2001年，印度两个国有石油公司就参与到瑞区项目的开发，占据26%股份。2005年，缅甸、印度和孟加拉国在仰光签署备忘录，将瑞区A-1区块天然气过境孟加拉国输送到印度。但这一计划因为三方未能在一些具体条件上达成共识而失败。2006年，缅甸将销售对象转向中国。这对印度是一个极大触动。2010年2月18日新华社孟买电称：“(印度)政府还批准印度石油公司和印度天然气有限公司向缅甸海上A-1和A-3区块追加6.647亿美元和4.182亿美元的投资，用于这两个区块的勘探和开发。”印度官方公告说：“印度石油公司和印度天然气有限公司占这两个区块的权益，将为20%和10%。”目前，中缅管道已投入运营，中国相对印度拥有优势。但印度拥有20%以上权益，有相当的发言权，因而控制产量，延长储产比时间，将是印度的最佳可行选择。此外，印度还积极参与位于A-1正西、A-3正东的A-2区块的开发，当前A-2的勘探权已被印度埃萨尔公司获得[19]。2010年9月，印缅在内比都就开展两国能源领域的合作举行会晤，讨论将缅甸若开海域及内陆天然气出口至印度东北部地区的问题。

　　其四，缅甸国内新增气源较为困难。既然中方在瑞区项目上没有发言权，那么是否可以考虑开发其他项目增加供给，满足管道的运力需要呢?答案仍是否定的。由于相关数据粗糙，统计方法不一致，欧美权威机构间对于缅甸各气田储量总和、缅甸总储量的判断，以及缅甸不同机构等方面的数据都存在差异。

　　2011年6月，缅甸联邦能源部对外介绍本国的油气状况时，虽然使用的是2006年4月的油气储量数据，但与国际权威机构的数据比较接近。从目前普遍关注的四个油气田来看[20]，探明储量总计为16.6万亿立方英尺，超过缅甸能源部公布的16.155万亿立方英尺的总量，也超过缅甸石油天然气公司的11.6万亿立方英尺。以保守的数据计，缅甸天然气探明储量，包括缅甸国内消费及对其他国家出口，仅够供应管道30年运量。

　　其五，瑞区之外其他投产或规划项目均非以中国为销售对象。缅甸石油天然气公司预测，缅甸天然气产量将从2009年12.15亿立方英尺/天增长到2019年26.05亿立方英尺/天。增幅几乎完全来自瑞区和藻迪卡这两个新增项目。缅国内消费也将从2009年2.15亿立方英尺/天增长到2019年7.05亿立方英尺/天。但除了瑞区项目外，均不是以中国为销售对象。

　　建设中的藻迪卡是缅第四个天然气项目，估计天然气储量为1.44万亿立方英尺(另有数据为14万亿立方英尺)，规划产能3.1亿立方英尺/天。中石油管道局虽参与了此项目开发，但其并不向中国输气。其规划日产量中的2.5亿立方英尺出口泰国，0.6亿立方英尺供应缅甸国内消费。

　　其六，缅甸陆上天然气田也不会再为中缅管道供气。缅甸陆上油气项目主要用于满足国内消费，部分陆上项目的产出，还要用于完成对泰国的销售合同。据缅甸媒体报道，“缅泰两国签署了关于缅甸耶德纳天然气田所产天然气销售给泰国的协议，每天售量七亿立方英尺，价格按国际天然气价”。七亿立方英尺/天的出口量已经超过耶德纳六点五亿立方英尺的产量，缅方还需用其他天然气田产量补缺，遑论向中缅管道供气。

　　其七，中方参与区块的油气勘探收获有限。既然现有和规划中的项目均无法为中缅管道供气，是否可以考虑其他区块呢?答案仍是否定的。虽然中国公司已在缅甸获得了七个区块、956万公顷的勘探权，但却集体缺席了2012年新一轮国际油气招标。

　　中石油在缅油气项目包括两个生产技改项目、一个深水勘探和一个天然气合作项目。2007年1月，中石油与缅甸石油天然气公司签订AD-1、AD-6和AD-8三个深水区块石油天然气勘探开采合同。

　　中石化在缅甸仅签订北部实皆省的PSC-D区块开发协议。2004年9月3日，缅甸国家石油天然气公司与中石化缅甸石油公司签署产品分成合同后开始勘探。该项目取得较为喜人的结果。2010年年底，中国驻缅甸曼德勒总领馆网站发布消息：“在内陆D区块钻探4口探井。其中1号钻井日产轻油61桶，天然气519万立方英尺(另有数据为210万立方英尺);2号钻井日产轻油30桶和天然气355.5万立方英尺。勘探结果显示，该区块原油储存量7.16亿桶(合近1亿吨)，天然气储量9090亿立方英尺(合255亿立方米)。”

　　中海油在缅甸的业务拓展势态最为积极。2004年，一个由中海油(香港)有限公司牵头的联合体与缅甸签署一份勘探若开邦M区块的协议。之后，中海油又取得A-4、M-2和M-10共三个海上区块。同时中海油也进一步拓展陆地业务，取得实皆省两个区块(PSC-C1、PSC-C2)的开发权(总面积约4万平方公里)，并与泰国石油天然气总局达成在缅甸换股合作开发的战略协议。

　　在其他中国未参与区块的勘探中，也发现大量的石油与天然气。如缅甸国家油气公司与泰国PTT勘探生产股份有限公司合作的M-3区块昂丁卡号钻井，每日可产轻质油154桶和天然气258万立方英尺。但该区块将主要用于供应缅甸国内需求。

　　从以上分析可以看到，当前中方在缅油气开发中，有斩获的天然气资源项目仅为D区块255亿立方米的储量。如果能得到这一气源，中缅管道的供应将有所增加。但要获取这一供给，先要做到：推动缅方尽快将D区块的商业开发提上日程;争取D区块的销售合同及尽量多的份额;修建支线连接中缅管道。

 　　马小军，清华大学国家战略研究院资深研究员、中共中央党校国际战略研究所教授;舒源，云南行政学院副教授。本文首刊于《新视角》杂志2016年2月

　　进口油气运输安全，是指一国需要进口的石油和天然气，在可承受代价下，及时足额运输回国内不受威胁的状态。通道安全则是指油气运输路径保持可持续的安全通畅状态。由于通道安全通常会面临诸多经济、技术及地缘政治的不确定性，因而其重要性与特殊性尤为突出，困难和挑战尤为艰巨，往往成为保障一国能源安全的关键所在。

　　中国油气通道可分为陆海两个部分。近年，海上能源通道的战略安全问题，已成为中国政府关注的重大战略议题，并与中国海洋战略力量的快速提升形成正相关效应;而快速发展的中国陆路油气运输通道，则正在成为弥补海路战略短板的有效途径。然而，陆路油气通道必涉周边国家关系，从而成为复杂的地缘政治-经济议题，除涉及诸多经济、技术问题之外，更关乎中国国际战略与周边外交，已成为中国政府必须应对的挑战和亟须解决的重大战略问题。本课题的研究工作即是聚焦于此。

　　一、中国陆上油气通道形势总述

　　1.国际陆上油气通道的一般形势

　　陆路油气运输方式是管道、铁路和公路。在陆地尚未开通管道的地方，只能依靠铁路和公路运输。管道运输方式开通之后，因其价格便宜、运输规模巨大而成为陆路油气运输的主要方式。

　　1.1.国际油气管道运输的一般技术特征及地缘安全问题

　　石油在输油管道中的流速一般为5至13公里/小时，每60至100公里建设一座泵站，目前最大输气管道管径为1422毫米。[1]受相关技术、营运成本、生产安全和设备维护等因素限制，单条远距离管道年输送量为：石油3000至5000万吨，天然气300亿立方米。增加运输量需建设并行管道。相对海洋运输而言，陆地管道的石油泄漏不易扩散，易于处理，可能形成的环境危害相对较小。油气管道运输与海运相比，投入产出比较低。如投资20亿美元大约可建成1000公里的输油管道，年运输量3000万吨;而同样投资，则可造20艘超大型油轮，每年完成4000至6000万吨的运输量。就自身能耗而言，管道运输耗能较高，约占整个运输行业耗能的近三分之一，[2]而海运耗能仅及管道的3%左右。从运输安全性来看，天然气管道要比石油管道更易发生爆炸等灾害事故，且维修不易。

　　国际油气运输管道还可分为跨境管道和过境管道。跨境管道指跨越购买国与输出国间的油气管道;过境管道指途经第三国领土的管道。过境管道线路选择必须充分考虑可能出现的风险，避开“不可靠”的国家。如巴库-第比利斯-杰伊汉(简称BTC)输油管道，就没有选择按阿塞拜疆-亚美尼亚-土耳其的直线铺设，而是绕道阿塞拜疆-格鲁吉亚-土耳其。其原因就是格鲁吉亚相对亚美尼亚更为亲西方。跨境或过境管道建设，通常会遭到政治反对，环境和民生问题更是首当其冲。以BTC管道为例，尽管世界银行及一些私人机构已对可能的环境问题作出详尽评估，但在建设之初，仍然遭到一些个人或组织的强烈反对。当前北美的一些管道建设规划也饱受这类问题困扰。

　　目前，尚不存在具有普遍约束力的国际管道法律制度。可供参考的国际条约文本，仅有能源宪章一揽子法律文件中的《能源运输协定》(Energy Transit Protocol)。而管道利益相关方签署的具体协议，大多因涉及利益交换而被保密，外界一般不可能得到完全而真实的协议文本。同时，从国际关系历史实践来看，即便签署相关协议，也还应致力于建构相互依赖的利益关系，使管道相关方不愿、不能、不敢轻易做出极端行为。这样才能为能源管道安全打下坚实的国际法基础。“履约主体变更”和投资主体“议价实力衰减”[3]对管道安全的影响是管道安全运营会面临的两大挑战。而驱动和影响政府行为的因素，显然不只是经济。这可能为管道的安全运营带来一些难以预料的问题。

　　1.2.国际油气管道运输的发展现状及前景

　　管道运输的发展，随着全球油气贸易的增长而同步扩张。近年来，全球石油贸易量从2002年的22.2亿吨，增长到2013年的28.12亿吨，通过管道输送的天然气也从4313.5亿立方米，上升到7106亿立方米。

　　通过管道运输的跨地区原油和成品油贸易，在2030年之前，将在2002年的基础上增加42%。2014年国际能源机构(简称IEA)发布报告，预测到2035年的未来20年，全球用于包括国内和国际油气运输的投资为3.6万亿美元。其中，用于油气管道的投资占据总投资的71%。(见图表2)

　　2011年IEA估计，到2035年，全球用于天然气管道和销售网络的投资，将达2.1万亿美元。另有研究指出，在2009年至2013年之间，全球拟建的油气管道干线总长为13.9万公里，总投资超过1440亿美元。其中天然气管道占最大份额为914亿美元。从具体分布来看，北美、亚太和前苏联地区的在建和计划建设管道占据了全球主要的份额。

　　据BP统计数据，自2002年以来，天然气国际贸易中，管道输送的数量已从4313.5亿立方米上升到2013年的7106亿立方米，但占天然气国际总贸易量的比例却从2002年的74.2%下降到68.6%。这一趋势表明，液化天然气(简称LNG)的比重在增长。毕竟，LNG的运输更为灵活，进而使得天然气贸易也更加灵活。同时，LNG海运主要通过公海航行完成，可以避免陆路过境管道可能引发的一系列地缘矛盾冲突。由此可能带来两个结果：一是天然气出口国论坛发展成为OPEC一类卡特尔的可能性增加;二是LNG价格变动将更加频繁。尽管LNG贸易量快速增长可能导致天然气市场竞争加剧，但这显然也是进口国通过市场加强供给安全的难得机遇。如卡塔尔2009年对欧洲出口增长了114%，使俄罗斯天然气在欧洲市场的份额从2008年的25%下降到22%，对欧洲降低对俄罗斯的天然气依赖大有裨益。但随着数条中国进口天然气的管道陆续开通，管道气占天然气贸易的比例将重新上升。也有研究认为，只有运输里程超过5000公里、通过LNG运输进行天然气贸易才更有成本优势;IEA的观点是7500公里以上。也就是说，尽管发展LNG有成为业界共识的趋势，但在短距离运输中并非最佳选择。

　　1.3.中国陆路油气运输通道的战略意义

　　陆路运输是中国进口油气运输多元化的基础。尽管当前陆路承运进口石油的比例仅为海路的八分之一，且增长空间相对海运有限，但陆路运输却比海路运输具有更强的可控性，可以减轻或消除美国的影响。相对海运而言，陆路运输的缺点是运费高昂，运输安全维护面临诸多挑战。从天然气来看，相对海运LNG，陆路管道运输更为廉价。随着中国-中亚天然气管道C线与D线的建设，该管道的运输能力将达到800亿立方米/年，再加上中俄天然气管道380亿立方米/年，到2020年，陆路运输即可独自承担中国天然气进口总量。

　　线路多元化开拓，使陆路运输安全得以改善，却也意味着面临的形势、问题和挑战的多元化。运输通道的建设和开通，只是维护中国进口油气运输安全的第一步，其后如何维护各条线路的畅通，才是更为艰巨的挑战。陆路运输直接涉及两个或两个以上国家的领土和主权，面对的问题也较海路运输更为直接和具体。陆路运输可以推进国家间政治关系与经济合作，形成更密切的相互依赖关系。正因为如此，才有了所谓“管道政治”的概念。从当前形势来看，第三方已经通过具体行动，事实上对中国进口油气陆路运输实施干扰。如果不能确保陆路进口运输安全，进口运输全局的安全就会失去重要支撑。西方有观点认为，中国正在做“管道梦”，希冀通过陆路管道维系进口油气运输安全。陆路运输，尤其是管道运输，的确面临诸多问题，一招不慎就可能满盘皆输;但中国作为传统陆上强国，其对内陆地区的影响力，正是目前美国的“尺有所短”之处，也是第三方难以实施有效干扰之处。从这个层面看，跨国或过境管道线路的确定和运输安全的维护，一方面需要实力做后盾，另一方面还需要有运用实力的战略与意志。

　　2.中国周边跨国油气铁路运输

　　随着中俄石油贸易的增长，成规模的陆路油气运输开始出现。我国运输多元化也因此迈出了第一步。随着中哈输油管道和中俄输油管道开通运营，铁路运输的运力限制和高昂运费，使中俄、中哈铁路石油运输的重要性逐渐下降。当前只有中蒙铁路运输仍在完全承担着中国-蒙古石油贸易运输的任务。

　　2.1.正北方向：中国-蒙古铁路运输

　　中蒙之间的铁路运输线路，指从俄蒙边境口岸纳乌什基，自北向南穿越蒙古国境，从二连浩特进入中国的铁路运输线路。这一线路既可运输蒙古出口到中国的石油，还可作为俄罗斯过境蒙古进入中国的运输线路。2006年秋季之前，尤科斯公司曾使用过一段时间，运输量为160万吨。随着中哈输油管道的运营，俄罗斯转向管道运输。2007年上半年仅有5万吨石油过境蒙古运输到中国。但2007年，俄罗斯方面为了加大对中国的石油出口，曾计划增加250万吨/年运输量过境蒙古。俄罗斯联邦价格监督局理事会也做出决定，给予通过纳乌什基过境、东西伯利亚铁路祖伊和苏霍夫斯卡亚车站出口中国石油22%的运价折扣。但最终俄蒙相关方面未能达成一致。2009年以来，海关统计数据显示，二连浩特海关入境的石油，已经与中蒙石油贸易的数量基本一致，这说明俄罗斯已经基本不再过境蒙古向中国运输石油。

　　然而，蒙古近年来经济发展迅速，俄罗斯石油过境运输的潜在价值引起关注。2010年4月，蒙古国总理巴特包勒德通过政府网站宣布，决定建设横贯国土东西的新铁路。该铁路始自蒙古国西部边界，经塔温陶勒盖、赛音山达、乔巴山至东部边界。这条新铁路干线的建成，不仅有利于蒙古国东部、中部和戈壁地区包括石油在内各种自然资源的运输，也将有利于蒙古与东北亚国家的经济合作。2014年8月21日，中蒙两国领导人在乌兰巴托签署联合宣言，宣布将两国关系提升为全面战略伙伴关系。这对中国借助作为蒙古出海口和对外交通陆桥的特殊地位，起到巨大推动作用。

　　维持这一线路畅通的有利基础是：第一，蒙古拥有较为丰富的石油储藏。初步预测蒙古石油总储量在60亿桶左右，主要分布在与我国接壤的东方、东戈壁、南戈壁、巴音洪格尔、戈壁阿尔泰、科布多和肯特等省。第二，蒙古油气开发具备一定基础。蒙古划分的28个石油区块，大部分都已有投资企业或意向企业。第三，中国早在2004年就进入蒙古的石油开发领域。2005年4月，中石油大庆塔木察格有限责任公司与英国索克(SOCO)公司签署购买第19、21和22区块勘探开发权的协议。2005年至2006年，该公司完成近3000平方公里的勘探，钻井50多口，总投资约1亿美元，预计日生产原油17至18万桶。此外还有宗巴音石油勘探项目、中金海石油勘探项目、纵横油田石油勘探项目等。第四，除了有利运输线路多元化之外，还可以就近在呼和浩特炼油厂[4]进行炼化，有利于国内炼油布局的平衡。

　　但该线路也存在几个不利因素：第一，这条铁路目前运力有限，运费较高。第二，油源保障不易。蒙古事实上是一个石油净进口国，其90%以上成品油进口自俄罗斯、中国和哈萨克斯坦。第三，中蒙石油合作尚不够深入。为摆脱对成品油的进口依赖，近年来蒙古将炼油厂建设放到重要地位。2008年韩国ENF Mongolia Oil公司抓住机遇，进入蒙古石油炼化行业。该公司计划在2008至2012年期间，修建三座炼油厂，年总加工能力达120万吨，可满足蒙古石油产品需求的50%。项目以BOT(即建设-经营-转让)方式实施，15至20年后无偿移交蒙方，地点选择在交通便利的乔伊尔或巴嘎杭爱。第四，地缘政治的不利影响。2006年，为了深入亚欧大陆腹地，美国加强了与蒙古的关系，称蒙古为“第三邻国”。同时，平衡中国和俄罗斯的影响，也是蒙古自身的战略选择。第五，蒙古对中国的经济影响存在警觉。第六，需要第三方的参与，例如需要俄罗斯提供足够的油源供给，蒙古兼具过境国角色，该线路的战略价值才能实现。

　　2.2.东北方向：中俄铁路运输概况

　　在中俄输油管道投入使用之前，中国从俄罗斯进口的石油通过安加尔斯克-满洲里铁路、北向海运、借道纳乌什基-二连浩特铁路过境蒙古、借助哈萨克至新疆的铁路，以及中哈管道，共计五条线路进行运输。2011年以前，在这些运输方式中，中俄铁路运输一直占据主要份额。自2004年以来，总计大约运输了7000万吨石油。2006年，双方约定自2006年起俄方每年通过铁路向中方供油不少于1500万吨。当年中俄间石油贸易达到管道开通前的最高点1596万吨，但其中只有900万吨通过中俄铁路运输。2010年达到955万吨，2011年中俄石油管道投入运营后迅速萎缩至16万吨。这表明这条铁路运力有限，最高仅为900万吨/年。同时，中俄两国铁路轨距不同，需经满洲里换装，使得成本增加，运力更为受限。

　　美国一份研究显示，中俄铁路运输费用为千公里7.19美元/桶，是管道运输费用的10倍，是从沙特到中国东部沿海油轮运输费用的40倍(见图表6)。而这一数字，是否包含为了铁路运输石油而专门建设的基础设施的费用，尚不得而知。但《中国日报》的一篇报道称：为了完成中俄石油贸易协议规定的运输量，俄方花费了14亿美元(400亿卢布)升级铁路设施。而2005年中俄第一次“贷款换石油”协议中，俄方需向中国出口的石油为4820至4860万吨。即便这些石油全部通过中俄铁路运输，用于每吨石油运输的基础设施投资也高达28.93美元。由此可见通过铁路大规模运输石油的高额成本。还有研究称，2006年初，俄公司对华石油运费高达每吨70美元。尽管中俄之间铁路运输费用已经很高，但据俄罗斯媒体报道，受通胀影响，俄经济发展部向俄政府提出建议，要求在2012年将铁路货运运费调高6%。如果加上国内满洲里-大庆的铁路运输费用，则通过安加尔斯克-满洲里-大庆铁路运输进口石油的运费，将接近600元人民币/吨。

　　尽管继续使用中俄之间的铁路运输会为中国保留一个重要的石油进口运输途径，但随着中国-俄罗斯输油管道的投入使用，这一线路的重要性已日渐消失。在低油价情况下，中俄之间的铁路石油运输，将因缺少经济效益的支撑，而难以为继。笔者认为，这也是2009年中俄石油管道最终得以上马的重要原因之一。

　　2.3.西北方向：中哈铁路运输

　　中哈之间的铁路，是连接中国连云港与荷兰鹿特丹的“亚欧大陆桥”的组成部分。中哈铁路的石油运输，主要使用阿克斗卡-阿拉山口-独山子之间的路段，其中阿克斗卡至独山子318公里。阿克斗卡与苏联时期修建的西伯利亚-土耳其斯坦铁路连接，可进一步南下深入中亚或北上俄罗斯。

　　在中哈输油管道投入运营且运力得到充分调动之前，中哈铁路曾发挥过重要作用。2006年石油运输量为158.24万吨，受中哈管道投入运营影响，2007年锐减至57.6万吨，2008年进一步下降到40.7万吨。2009年之后，中哈之间的石油运输基本全部转移到管道。

　　中哈铁路石油运输318公里路程，不到中俄铁路三分之一，费用相对较低。维持这一运输路线和方式，有利于线路运输方式的多元化。当前中哈铁路仍承运一定数量的燃料油和润滑油。据乌鲁木齐海关数据，2009至2011年间运量呈持续增长势头，从40万吨/年增加到80万吨/年。2012年之后有所下降。2010年，铁路首次运送45吨液化石油气，并具备了液化石油气30万吨/年、各类油品50万吨/年的运力。因哈萨克斯坦成品油价格较低，进口企业有利可图，使这一具有一定规模的油气运输方式将能够得以延续，有利于拓展中国能源进口通道和运输方式。

　　中哈两国计划进一步扩大铁路运输。2009年12月，新疆第一条电气化铁路精河-伊宁-霍尔果斯铁路开通运营，新增一条中哈铁路运输线路。此外，哈萨克斯坦一直计划新建连接欧亚准轨铁路。[5]这既出于方便联通中国与欧洲铁路运输的需要，也是哈萨克斯坦逐渐摆脱对俄罗斯的依赖和受美国影响建构有利地缘环境的需要。在当前中亚国家纷纷加入“丝绸之路经济带”建设的热潮中，这一设想的现实可行性得到极大提升。

　　2.4.西南方向：西南内陆水运能源通道及拟建的泛亚铁路

　　西南内陆水运线路包括澜沧江-湄公河和缅甸伊洛瓦底江航运。澜沧江-湄公河流经中国、缅甸、老挝、泰国、柬埔寨和越南，全长4880公里。随着中国-东盟自由贸易区的建立，澜沧江-湄公河国际航道已成为中国与东南亚国家贸易和旅游往来的“黄金水道”。2006年岁末，中国开始利用澜沧江-湄公河从泰国进口成品油。当前运输起点为泰国北部清莱府的清盛港，终点为云南西双版纳勐腊县关累码头，全程245公里，往返航行大约需40个小时。截至2012年，仅有两艘载重量150吨的运油船从事澜沧江-湄公河的成品油运输，一年运载量不到四万吨。但因比从内地运输每吨费用低200元，泰国成品油价格又低于国内，故局部地区可以受益而使航运得以维持。

　　伊洛瓦底江航线起自缅甸仰光附近的入海口，终点为缅甸北部八莫。该航线可常年通行500吨级客货轮。从八莫进入中国的公路里程仅100公里。当前中缅水陆联运的货航运量，在20万吨/年左右，但其中未见大量油品。随着缅甸石油产业的发展，这条线路作为应急运输线路，将拥有更加突出的战略意义。

　　孤立地看，这两条水运线路价值不大，因为存在陆路转运和陆路交通瓶颈的制约。但是，两条内陆水运线路为紧急状态下的油气运输提供了难得选择。随着泛亚铁路网东南亚走廊的搭建，在伊洛瓦底江航运与昆明-瑞丽铁路、澜沧江-湄公河与昆明-磨憨铁路之间，实施水铁联运之后，费用可以锐减，运力可以上升到千万吨/年，战略价值即可得以显现。同时，昆明-景洪之间，已有高速公路连接，昆明-瑞丽高速公路即将通车，都具备转运百万吨/年以上的基础。显然，西南内陆水运线路，是一个从战略谋划角度出发，才具有必要性的选择。西南内陆水运线路和内陆成品油战略储备基地，是两个保障石油安全的战略举措，应结合起来考虑。

　　3.中国周边油气管网通道现状

　　3.1.中国-哈萨克斯坦输油管道

　　中哈输油管道是中国第一条跨国石油进口运输管道，具有里程碑的意义。从1997年签署中哈输油管道建设协议，经过七年酝酿和一年建设，中哈管道于2006年7月正式运营。中哈管道由哈萨克斯坦阿特劳至中国独山子之间的管道构成。整条管道的建设和运营分几个阶段完成。首先投入运营的是西向的阿特劳-肯基亚克段，长448.8公里，2003年3月投入运营，年输油能力600万吨，中石油占股49%。其建成后西向阿特劳-萨马拉输油管道以及里海管道财团(CPC)的田吉兹-阿特劳-新罗西斯克管道输送石油，即把哈油从东向西输送到黑海沿岸或俄罗斯，缓解了哈萨克斯坦的燃眉之急。其次投入建设运营的是2004年9月开工的阿塔苏-阿拉山口-独山子段，该段长962公里，按2000万吨/年的输量设计建造。2005年12月15日贯通，2006年7月投入商业运行，这才实现由西向东把哈油输送到中国。哈萨克斯坦石油运输公司修建的627公里库姆科尔-阿塔苏段管道(可能要重建新管道)，为阿塔苏-阿拉山口段管道供油，俄罗斯鄂木斯克-哈萨克斯坦管道也可以将俄罗斯石油输送到阿塔苏，借道中哈管道出口中国。再后投入运营的，是肯基亚克-库姆科尔段。该段长793公里，2009年10月开始商业运行，一期年输送能力1000万吨。目前，该段管道的主要石油发货方为中石油-阿克托别石油天然气公司。至2013年底，中哈原油管道完成全线改造，具备了2000万吨的年输油能力。自2006年投入运营以来，中哈管道承运额呈逐年增加态势，并有望于2014年实现2000万吨/年满负荷运营。

　　中哈管道除对独山子石化供油之外，还对新建的彭州炼化厂提供能源保障。经独山子加工后的成品油，通过西部成品油管道运输到兰州。之后，可以通过“兰成渝”和“兰州-郑州-长沙”成品油管道，进一步送往内地。

　　中哈管道也是俄罗斯向中国运输石油的重要途径。2007年11月，中哈管道投入运营后，哈俄签署协议，允许俄经阿塔苏-阿拉山口管道，每年对华输油500万吨。之前，尽管俄罗斯实际上已经借道中哈管道，但并未明确相关流量。但该协议并未得到很好实施。2008年，借道中哈管道或铁路，俄罗斯运输到中国的石油为93.7万吨，占当年从哈萨克斯坦入境石油总量的14.8%;2009年上半年为75.2万吨，占23.3%，2010至2013年未再通过中哈管道运输。2013年12月24日，哈俄两国再次签署政府间协定，“从2014年起俄罗斯石油公司采取掉期交易方式通过阿塔苏-阿拉山口石油管道向中国每年输送700万吨原油”。2014年1月至5月已达230.3万吨，占同期管道运量的44.9%。

　　3.2.中哈萨拉布雷克-吉木乃天然气管道

　　2013年7月，中哈萨拉布雷克-吉木乃天然气管道投入运营。管道连接哈萨克斯坦斋桑泊油气项目与新疆阿勒泰吉木乃县LNG项目，全长118.5公里，输气能力为150万立方米/天(5.5亿立方米/年)，所有方为民营企业广汇能源股份有限公司。斋桑泊具有较为充足的油气储量。中国石油大学(北京)《TBM公司斋桑项目收购技术经济可行性研究》(2009年)显示，“斋桑区块3P原始天然气地质储量为64亿方、可采储量为53亿方，稠油资源量为1亿方左右”。

　　该管道是国内首条由民营企业建设和营运的跨境管道。其LNG项目日处理能力为150万立方米天然气，生产的LNG主要通过槽车运输，供给新疆境内及河西走廊的天然气加注站点。目前看来，该管道运量有限，且只有公路交通可资使用，运输成本过高，不具备重大战略价值。但该运输通道将进一步推进中哈能源合作，为运输途径和运营主体进一步多元化提供了可资借鉴的经验。

　　3.3.中国-中亚天然气管道

　　中国-中亚天然气管道是我国首条陆上跨境天然气管道，起自土库曼斯坦的格达伊姆，分为A、B、C、D四线。土境内利用“布哈拉-乌拉尔”输气管网的部分线路，乌兹别克境内新建529公里，哈萨克斯坦境内新建1300公里。其中A、B、C三线过境乌哈，干线总长1833公里。乌哈两国向管道供气，同时还向哈南部地区供气。因此，A、B、C三线兼具跨境和过境管道性质。D线管道预计2016年投入运营，过境塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦，是完全意义上的过境管道。

　　2006年4月，中土政府签署《关于实施中土天然气管道项目和土库曼斯坦向中国出售天然气总协议》，中石油与土油气工业与矿产资源部签署《关于建设中土两国天然气管道基本原则协议》。根据协议，土承诺自2009年起的30年里，每年向中国出口300亿立方米天然气。2007年，中、乌、哈三国政府及相关企业签署一系列管道建设、运营和过境协议，为管道安全运营奠定基础。2009年12月，A线竣工投产。2010年10月，B线贯通。输气能力增至300亿立方米/年，但实际运量至2012年6月之后才达到。天然气源来自土评估储量为1.7万亿立方米的阿姆河右岸气田群。在规划的300亿立方米/年的输送量中，130亿来自中石油在阿姆河右岸区块为期35年的合同分成气，其余170亿来自土南部气田。

　　2010年12月，中哈天然气管道二期工程开工，兴建起于哈曼格斯套州别伊涅乌，在南哈萨克斯坦奇姆肯特州与中国-中亚天然气管道相连的支线。该支线全长1454公里，设计输气能力100亿立方米/年，可扩容至150亿立方米/年。天然气源来自中哈各出资50%联合勘探开发的乌里赫套气田。在满足哈南部天然气需求基础上，“将阿克托别油田生产的天然气送入中哈天然气二期管道”，“每年再组织50-100亿立方米的天然气出口中国”。根据企业间协议，由哈天然气运输股份公司和中石油中亚天然气管道有限公司组建的合资公司负责建设运营。2013年9月，第一阶段1143公里的巴佐伊至奇姆肯特段完工，具备通气条件。第二阶段311公里的别伊涅乌至巴佐伊段，计划2015年建成投产。

　　2011年中乌两国政府签署一系列双边协议，为管道C线建设打下了基础。国家开发银行牵头为C线建设筹措总额14亿美元的银团贷款。2011年12月，工程造价22亿美元的C线乌兹别克段开工建设。C线设计输气能力250亿立方米/年，其中土、乌各供应100亿立方米，哈供应50亿立方米。管道于2014年5月底正式投入运营，预计2015年12月达到设计运量。届时，A、B、C三线的年输气能力将提升至550亿立方米/年。

　　2013年9月，中国国家主席习近平出访土库曼斯坦，两国元首签署《中土关于建立战略伙伴关系的联合宣言》。宣言提出确保D线在2016年建成通气。同时，中石油与土天然气康采恩签署增供250亿立方米/年的天然气购销协议。计划中的D线选择土库曼-乌兹别克-塔吉克-吉尔吉斯路线，从新疆南部(乌恰县)入境这一相对更短的线路。D线在乌恰计量站与西气东输五线连接，设计运量300亿方/年。如此，2020年土库曼对华天然气出口总量可达650亿立方米/年以上，中国-中亚天然气管道的运力也将因此提升到850亿立方米/年。中国-中亚管道进入中国后，与同期建设的西气东输管道工程一、二、三及五线连接，将中亚天然气送达中部、东部沿线，向东抵达上海，向南抵达广州、香港。管道线路总长超过1万公里，是当今世界输送距离最长的天然气大动脉。

　　在管道运营模式方面，运营中的A、B、C三线探索出了一种全新的跨多国长距离管道运营模式，由多个法律主体分别建设和运营。例如中乌天然气管道合资公司负责乌段管道的投资、建设和运营;哈天然气运输股份公司和中石油中亚天然气管道有限公司组建的合资公司负责哈境内管道。在运行协调机制上，A、B、C三线也开创了有益的经验。从管道整体运行来看，涉及中、土、乌、哈四国，涉及购气、供气、输气等七家法律实体企业：中亚天然气管道公司、土库曼斯坦国家天然气康采恩、阿姆河天然气公司、乌兹别克斯坦亚洲输气公司、哈萨克斯坦亚洲天然气管道公司、中国石油国际事业有限公司和中国石油北京油气调控中心。在中亚天然气管道公司推动下，中亚天然气管道运行协调委员得以建立，多国联合调度工作机制和统一的工作程序得以确立。通过属地化管理，中层管理人员雇用当地人的比例达到60%，确保了当地与整体管道的利益紧密连接。D线的运营模式，也将借鉴这一成功经验。

　　3.4.中国-俄罗斯输油管道

　　中俄输油管道是俄罗斯东西伯利亚-太平洋输油管道的支线，北起斯科沃罗季诺分输站，穿越中国边境途经内蒙古和黑龙江，终点为黑龙江大庆。管道全长1000公里，俄境内约65.5公里，穿越两国界河黑龙江的管道长1.1公里，漠河至大庆932公里，设计运力1500万吨/年，最大运力3000万吨/年。石油输送到大庆后，进入东北石油管网分输东北各地炼油厂。为中俄油管供油的干线——俄东西伯利亚-太平洋输油管道，西起伊尔库茨克州的泰舍特，东至太平洋沿岸纳霍德卡的科济米诺湾，全长4000多公里。管道一期工程包括铺设从泰舍特至斯科沃罗季诺的管线，以及科济米诺湾的石油出口终端。二期工程建设从斯科沃罗季诺至科济米诺湾的管道。

　　中俄输油管道确定为泰纳线支线后，泰纳线于2006年4月动工，计划2008年11月1日投入使用。工程分两个阶段进行。一期工程包括运力为3000万吨/年的泰舍特-斯科沃罗季诺2694公里管道和七个泵站，以及装运能力1500万吨/年的科济米诺油运港口。完工后石油将通过管道运至斯科沃罗季诺，然后经铁路运至纳霍德卡，再用油轮运输出口。但一期工程延至2009年12月底才投入运营。二期工程于2010年1月启动，计划2014/2015年完工。工程包括斯科沃罗季诺-科济米诺2100公里管道和8个泵站及储油规模30万立方米的油库;同时还要把斯科沃罗季诺站和科济米诺站的储油规模分别扩建15万立方米。二期完工后，东西伯利亚-太平洋石油管道的年输油能力将达8000万吨/年，石油将通过管道直接从东西伯利亚输送至太平洋港口。其中3000万吨通过斯科沃罗季诺-大庆管道供应中国，5000万吨输送到科济米诺。

　　3.5.中国-俄罗斯天然气管道东线[6]

　　中俄天然气管道与输油管道一样，耗时甚久。中俄之间为此进行了十年谈判。早在2004年9月，时任国务院总理温家宝访俄，中俄达成的能源合作共识中即包括尽快制定天然气合作开发计划。2006年，在中国能源消费大幅增长，能源进口需求增加的背景下，爆发了“俄乌斗气”的国际事件，俄罗斯为推进市场多元化和促成欧亚竞争关系的形成，促使俄罗斯天然气工业股份公司与中石油签署《关于从俄罗斯向中国供应天然气的谅解备忘录》，为项目的规划和可行性奠定了基础。2006年，时任俄罗斯总统普京宣布将实施“阿尔泰线”项目。这与中国-中亚天然气管道即将投入建设有关。中俄天然气管道一旦建成，俄罗斯一方面不仅能解决中国的天然气进口问题，还能打消中国建设中亚天然气管道的念头。如此，中亚天然气就只能继续过境俄罗斯，俄就可以继续控制中亚国家的天然气外运。同时这一管道的建设，还有利于俄罗斯东西伯利亚的油气开发。东西伯利亚油田出产伴生气，建设管道可以推动天然气加工业发展，增加收益。且管道建设已具备一定的基础：从秋明州北部至阿尔泰边疆区的天然气输送管网系统已经存在。另一方面，阿尔泰项目的气源是西西伯利亚气田，其也是俄对欧供气的气源。此项目或分流对欧洲供气，使欧洲感受俄的能源威胁。此项目还得到俄地方政府的积极支持，其将为俄罗斯萨哈(雅库特)共和国带来巨大经济利益。

　　但此后中俄两国发生天然气销售价格分歧，致使该项目始终议而不决。2008年全球金融危机的爆发，极大推进了中俄天然气合作。2009年6月，中俄签署《关于天然气领域合作的谅解备忘录》。2009年底，中俄合资在香港注册的俄罗斯能源投资集团子公司中俄能源投资股份有限公司出资收购俄松塔儿石油天然气公司51%的股权，取得了俄罗斯东西伯利亚储量为600亿立方米的南别廖佐夫斯基和切连杰斯气田的勘探开采权。这些进展为中俄天然气管道奠定了坚实的基础。

　　2010年底，俄罗斯方面传出消息，俄罗斯天然气工业股份公司决定重启2008至2009年冻结的俄中阿尔泰天然气管道项目。天然气工业公司总裁阿列克谢•米勒表示，“到2011年一季度末将完成项目设计勘察、成套设备供应、管道建设运营和现有设施维护的时间表”。他还表示，如能在2011年中期与中方签署天然气供应的商业合同，则“供应将在2015年底开始”。直到乌克兰危机爆发，2014年5月俄罗斯天然气工业股份公司(Gazprom，简称“俄气”)与中石油才最终签署管道和供气协议。2014年6月，俄罗斯方面启动管道铺设工程。阿尔泰管道项目已被纳入《2030年前俄罗斯天然气行业发展总纲要》，计划在2015至2018年实施。

　　中俄天然气管道东线，西起东西伯利亚伊尔库茨克州的科维克金气田，绕过贝加尔湖北部联通萨哈(雅库特)共和国的恰扬金气田，之后往东南方向延伸到中俄边境的别洛戈尔斯克，经中国黑河入境。管道总长约2680公里，拟为北京和上海供气，并配套建设五座地下储气库。根据中俄签署的协议，中俄东线供气项目合同期为三十年，气源主要来自恰扬金气田和科维克金气田。计划2018年起供气，前五年输气量逐年渐增为50至300亿立方米/年，第六年起实现合同输气量380亿立方米/年。[7]2008年4月，根据俄罗斯法律规定，俄政府未通过竞标，直接将恰扬金石油天然气凝析田交给俄气开发。

　　3.6.中缅油气管道

　　中缅油气管道由一条天然气管道和一条石油管道构成，分别起自缅甸西南若开邦近海的瑞区天然气田和皎漂马德岛油运码头，采取双线并行的方式，经缅甸若开邦、马圭省、曼德勒省和掸邦，从西南至东北横穿缅甸国境，从缅甸南坎出境进入中国瑞丽市弄岛乡边界。管道在缅甸境内全长771公里。

　　中国境内的管道工程分两期进行。一期工程油管经瑞丽、保山、大理和楚雄，抵达昆明安宁炼油厂;天然气管穿越云南东北部，抵达贵州安顺之后南下，最终到达广西贵港，与国内天然气干线网络连接。二期工程将输油管道进一步从昆明经贵州安顺北上延伸到重庆。2012年2月，国家发改委发布的《西部大开发“十二五”规划》，再次明确昆明-重庆的管道为“陆路进口通道及配套干线工程”。中缅输油管道的油源为中国从中东或非洲进口，通过海运送抵缅甸皎漂的石油。天然气主要依靠缅甸瑞区天然气田，同时考虑接收部分海运LNG，弥补缅甸天然气产量的不足。

　　包括管线和配套设施，项目总投资预计为800亿人民币。当前规划的运力为石油管道2200万吨/年，天然气120亿立方米/年。输油管道一期，将完成石油1200万吨/年的运力建设，其中200万吨在缅甸境内炼油厂下载，1000万吨输送昆明;另外1000万吨/年为二期工程。气管一期规划42亿立方米/年。配套项目包括：马德岛30万吨级油运码头和30万立方米储油设施;缅甸境内200万吨/年和昆明安宁1000万吨/年炼油厂各一座;云南境内的油气销售网络：包括500个加油(气)站、2500公里的成品油管道、天然气支管线[8]和80万立方米成品油库。

　　2009年10月，缅甸境内油运码头开工;2013年9月气管开始输气。同时，油管也已基本完工，但受制于码头和炼油厂建设进度，预计2017年投产。项目以BOT模式[9]建设。中石油专门组建了在香港上市的独资东南亚管道公司，作为合资公司的控股股东，负责项目设计、建设、运营、扩建和维护。油管中方出资50.9%，缅甸石油天然气公司(MOGE)享有49.1%的股份。三十年后，缅甸境内的管道及配套设施产权归缅甸所有。天然气管道的股份构成为“四国六方”(具体数据见图表14)。

　　3.7.拟议中的周边油气管线

　　中国除上述现有的陆路运输线路，还有拟议中的中巴能源走廊、中俄天然气管道中线和西线。

　　3.7.1.中巴能源走廊。中巴能源走廊指过境巴基斯坦，连接中国新疆南部与巴基斯坦印度洋沿岸港口的公路、铁路或油气运输管道。当前，这一设想更多还只存在于一些学者和媒体的关注中。

　　巴方对建设中巴能源走廊一直持积极态度。早在穆沙拉夫执政期间，就提出变巴基斯坦为中国通往海湾、中东和非洲的能源走廊和贸易走廊的设想。该设想曾在阿齐兹内阁得到过数次讨论，并向中国政府提出过扩建喀喇昆仑公路、修建喀喇昆仑铁路、喀喇昆仑能源管线和喀喇昆仑光缆等一系列构想。2006年，巴基斯坦总理阿齐兹强调：应尽快着手研究从巴基斯坦港口，经陆路至中国的“运输走廊”和交通网的可行性。2013年5月，李克强总理在访问巴基斯坦期间，提出建设“中巴经济走廊”倡议。在此背景下“中巴能源走廊”的可行性得到提升。

　　从当前的现实看，中巴能源走廊面临着巨大困难。中巴公路运输不堪大任。目前中巴公路中国一侧的红其拉甫口岸，只在4月15日至10月15日开关，一年可通行时间只有六个月，每年货物通过量只有五万吨。铁路运输具有运力大，受地理、气候影响小，综合效益突出的特点，似是中巴能源运输的可行途径。中巴铁路可以中国喀什为起点，经红其拉甫口岸，南下连接巴现有铁路网，抵达巴印度洋港口城市瓜达尔。此线只需新建两段铁路线，一段将巴现有铁路网络延伸到瓜达尔港，另一段将这一网络扩大到中巴边境并与中国新疆铁路网相连接。但在中巴政府2014年公布的关于经济走廊建设的规划中，并未提及此线铁路建设的计划。

　　2010年10月，据巴基斯坦《商业纪事报》报道，巴基斯坦政府已决定修建瓜达尔港至中国新疆的天然气管道。巴基斯坦总统扎尔达里已向有关政府部门下发通知，要求尽快落实该项目。2012年5月，巴石油与自然资源部发布建设巴基斯坦-伊朗天然气管道的招标邀请。该管道长785千米，输送能力100亿立方米/年，要求中标者两年内完成铺设。这为中巴天然气管道建设奠定了有利基础。但是，巴天然气管道建设仍存在诸多不确定因素。

　　巴基斯坦是一个能源净进口国， IEA数据显示，2011年巴基斯坦的能源净进口量为19.82百万吨油当量。巴方资源有限，伊朗-巴基斯坦管道只能是过境管道。据美国能源信息署(EIA)数据，巴基斯坦天然气多年来处于自产自销状态;从储量看，EIA的数据是2013年24万亿立方英尺(合6720亿立方米)，但产量却不乐观。2009年，巴基斯坦天然气消费及生产量为2770万吨油当量，占一次能源消费的45.4%。过去十五年里，受政府价格控制的影响，巴天然气消费一直快速增长。但是，巴天然气产业已经处于后继乏力的状态。到2025年，产量可能从2010年的40亿立方英尺/天，下降到10亿立方英尺/天。因此，该规划中的中巴天然气管道，只会是一条过境管道，只能运输产自中东或非洲的天然气。

　　此外，工程建设极为艰巨。管道建设将经过兴都库什山、喀喇昆仑山和帕米尔高原，自然条件十分艰巨，社会经济落后，基础设施缺乏，工程技术要求高，工程建设和运营成本费用高昂。管道从零海拔的瓜达尔港，到5000多米的喀喇昆仑山口，需要功率巨大的泵站和稳定的电源供给。而后者显得极为困难，基本从零开始。美国海军一份研究认为，如果中国选择通过巴基斯坦运输石油，那么1000万吨/年的运输量，需要比海运多花费10亿美元。再计入新疆到内地主要消费地区的运费，则从中东通过中巴输油管道进口的石油，到消费者手中的运输成本，估计将接近1000元/吨。这远远超过海运费用。

　　除经济成本的高昂之外，还有巴基斯坦面临的地缘政治环境和内部形势不够稳定的问题。这一路线恰恰途经塔利班控制的巴部落地区;瓜达尔港所在的俾路支省存在寻求独立的倾向;卡拉奇所在的信德省与巴中央政府之间存在诸多矛盾;西北边境省受塔利班影响较大，处于半独立状态;北部克什米尔地区与印度存在争议，时常出现军事摩擦。巴全境存在不利于商业运营的恐怖主义问题，民族、宗教、反恐形势极为复杂险峻。因此，要使中巴能源走廊变成现实，目前尚未看到曙光。

　　3.7.2.中俄天然气管道中线和西线。此两线已讨论多年，目前仍然面临着诸多不确定因素。首先是项目造价较高和估价不断上升的问题。西线经过地区的北部是沼泽，南部有阿尔泰山脉，工程施工困难。最初，阿尔泰项目的造价估计为45至50亿美元。2010年，阿尔泰管道建设订购方托木斯克天然气运输公司称投资额为3632亿卢布(按当时汇率为136亿美元)，俄天然气工业公司估计项目造价为140亿美元。其次，东线已经挤占了中线的气源。此前拟议中的东线气源来自萨哈林项目。目前，东线气源实际上是过去拟议中的中线气源。其三，西线建设前景还取决于两个因素，一是欧盟经济发展能否尽快摆脱颓势，欧洲天然气消费能否增长;二是欧洲节能减排和新能源发展的成效。此外，还要看欧盟对俄经济制裁如何发展，是否继续减少或禁止俄罗斯油气进口。如欧洲天然气消费持续下降，则俄必须寻求新市场，建设西线方有必要性。就中国而言，开通西线也需根据天然气供需前景做综合考虑。尽管中国天然气消费仍会大幅增长，但在东线和D线开通的背景下，现有管道的输量已能基本满足进口需要。因此，近期内开通西线和中线的迫切性，已基本上消失了。

　　二、对中国周边陆上油气通道安全的战略分析

　　1.中国进口油气运输线路多元化局面初步显现

　　1.1.初步显现的多元化局面

　　2003年中俄石油贸易超过500万吨，陆地运输重要性得以突显，中国进口石油的运输线路也因此实质性地迈出多元化的第一步。2006年中国-哈萨克斯坦输油管道开通运营，中国拥有了第一条进口石油运输通道;2009年，中国-中亚天然气管道和中国-俄罗斯海运线路开始运营;2011年，中国-俄罗斯输油管道投入运营;2013年，中缅天然气管道投入运营;2014年5月，历经十年谈判的中俄天然气管道东线最终敲定，计划于2018年开始输气;2017年前后中缅输油管道将投入运营;在中国-中亚天然气管道D线和中俄天然气管道东线都得以顺利建成，并完成规划输量的情景下，曾经占据进口天然气运输主要部分的海运，尤其是必须经过印度洋和马六甲海峡运输的部分，可以成为能够进行自主确定和调节的机动部分，这将极大增加供给和运输的安全边际，提高中国天然气运输安全系数。这些运输线路改善了此前依赖单一海运途径所带来的运输安全风险，有助于加强中国的能源安全。中国已具备建构“海运为主，陆路为辅，东西并重，多路共进”进口油气运输格局的基础。

　　尽管线路多元化表明运输安全系数得到提高，但也意味着面临的形势、问题和挑战的多元化。运输通道的建设，只是维护中国进口油气运输安全的关键一步。其后，如何维护各条线路的畅通和安全，仍是需要认真应对的艰巨挑战。

　　1.2.西北线路在中国进口油气格局中的地位与影响

　　西北方向陆地管线的开通，开启了中国油气运输线路多元化的进程，为维护中国石油安全奠定了更加坚实的基础。此外，西北线路还具有以下几方面优势。

　　首先，西北线路受美国地缘政治的直接干扰不大。2005年12月15日，阿塔苏-阿拉山口段管道即告贯通，但却因技术问题，直到2006年7月20日才正式投入商业运营。这一事件一度被媒体渲染为“美国施压，中哈油管开闸无期”，表现出外界对美国影响的高度关注。然而，中国作为传统的亚洲陆上强国，对亚洲大陆腹地邻国的影响绝不逊于美国。此外，上合组织的存在也为制衡美国影响提供了平台。

　　其次，西北线路为维护中国进口油气运输安全提供了坚实的支撑，对于平衡欧美和俄罗斯的影响具有战略意义。西北线路使中亚国家得以实现油气出口多元化的战略目标。中哈输油管道和中国-中亚天然气管道开通之前，中亚油气资源的外运线路只有“一条半”：一条通过俄罗斯转运欧洲;另外“半条”借道伊朗进入国际市场，但美国对伊封锁使这一线路不堪大用。在此背景下，俄罗斯利用地利之便及对欧亚前苏联油气管网的控制权，控制了中亚的油气出口通道，进而控制了中亚国家的经济发展和对外交往空间，占据了中亚地缘政治制高点。俄罗斯曾压低价格从土库曼斯坦进口天然气，然后高价倒卖至欧洲，赚取大量差价。2010年2月中国-中亚天然气管道投入运营之后，土气出口重新进入高增长阶段。中国-中亚天然气管道的开通，破解了土库曼斯坦的困局。同样，中国-中亚天然气管道C线的修建，也缓解了乌兹别克斯坦类似的燃眉之急。

　　再次，中哈石油管道成为推进中俄石油合作的重要催化剂，增加了中国在与俄罗斯油气合作中的筹码。2002年中国加快中哈石油管道进程，极大地触动了俄罗斯，并促成对中国相对有利的中俄“第一次石油换贷款协议”。管道的建成还有益于降低油气长距离输送运费。2012年有消息称，哈萨克斯坦阿塔苏-中国阿拉山口输油管道的运营商有意从9月1日起，将运费下调一半至每千公里每吨11.3美元。此举有利于吸引俄新西伯利亚石油借中哈管道出口中国，使管道满负荷运行。中哈管道的建成，为中国参与哈里海地区石油项目提供了基础条件，使中国在哈的份额油假此管道得以运回国内。

　　最后，西北管道建设有益于中国西部地区的发展，有助于加强新疆的国家重要能源基地的地位，加速新疆经济社会的发展。

　　1.3.东北线路在中国进口油气格局中的地位

　　综合考量，东北线路在中国陆路进口油气格局中地位非常重要。中俄输油管道协议的订立历经艰辛。2013年6月24日，中石油公布的俄罗斯向中国增供原油长期合同显示：2018年中俄输油管道输量将增加到3000万吨/年;中俄合资天津炼油厂投产后，俄罗斯供油910万吨/年。同时，中俄天然气管道380亿立方米/年输量的合同也已经签署。

　　东北线路有以下几个特点：

　　其一，油气来源地区政治稳定。作为大国的俄罗斯受外部国际环境影响相对较小，普京长期执政下的俄罗斯内政较为稳定。能源“向东看”，是俄罗斯一直追求的重要战略目标，符合俄东西方平衡的能源战略。东北线路的安全运营，有利于两国油气贸易多元化，有助于加强经济互信，巩固两国战略关系的基础。

　　其二，天然气协议价格较为有利。天然气销售价格问题长期困扰中俄双方。俄方希望获得与输往欧洲同样的价格，中方难以接受。中俄天然气管道建设因此久拖不决。迄至2012年4月，中俄双方就价格问题进行了十四轮谈判。据从公开渠道得到的可信消息，中俄天然气东线销售框架协议包括：合同总价确定为4560亿美元，合同时间三十年，每年供气380亿立方米。以此推算出天然气销售价格与中国从中亚进口天然气的价格基本一致，与国内市场价格也较为接近。为了给合同执行创造良好的外部环境，中俄各自开出有利条件：俄方取消输往中国天然气的开采税，而中方准备取消进口税。

　　其三，油气源供给充足，基础设施良好。在西方加大对俄罗斯制裁的背景下，俄加大对东西伯利亚地区油气的开发力度。东北线路油气源主要依靠东西伯利亚地区。其中石油储量约有175亿吨，天然气约60万亿立方米，占全俄油气资源总量约四分之一。2010年，时任俄总理普京批准了“远东和贝加尔地区2025年前社会经济发展战略”，标志着俄政府对远东地区的新一轮开发正式拉开序幕。仅新开发的万科油田的年产量就能达到2500万吨，加上其他及来自西西伯利亚油田的供给，东北线路将拥有充足的油气源。仅拟为中俄天然气管道供气的两个气田，储量就达到3.3万亿立方米。同时，其他远东的油气田也会参与其中。

　　就基础设施而言，东北线路可以完成石油运量5500至7000万吨/年。俄罗斯安加尔斯克的铁路装运能力超过1000万吨/年，满洲里铁路原油换装能力达到1600万吨/年。经过多年运作，双方都积累了完成1000万吨/年铁路运量的丰富经验。从管道方面看，已具备3000万吨/年的运力。东线天然气管道380亿立方米/年运输能力也基本确定。从海运方面来看，东西伯利亚-太平洋管道二期工程和三个油运码头皆已完工，具备完成5000万吨/年的装运能力。因此，东北线路实际石油运量可能为每年4000万吨，即管道3000万吨、海运1000万吨[10]，管道运输天然气运量为380亿立方米/年。

　　其四，油源地靠近中国石化基地和终端消费区域。东北线路的油气源与消费地之间的运输距离不过3000至4000公里，相对其他线路最近，可连接中国东北和环渤海地区这两个中国重要的石油消费区域，并同时拥有铁路、管道和海运三种方式，均为易行高效方式，运输成本低廉。

　　2.竞争与分歧：经济技术层面的分析

　　2.1.中哈输油管道面临的形势与问题

　　从整体上看，中哈输油管道的安全形势无疑最好;尤其2012年美国停止对哈油的进口之后。但从经济技术层面分析，中哈管道也存在一些具体问题，构成中哈能源合作的不利因素。

　　其一，运输线路漫长。从哈萨克斯坦石油产地到国内石油消费市场运输距离过长，运输成本较高。哈正在开发的大油田均位于西部，但即使靠近中国的哈东部油田与新疆炼油厂的距离也有3000公里(约等于其到欧洲消费市场的距离)，如到达四川彭州炼油厂，则陆路管道运输距离将超过6000公里。而成品油则需再经2000多公里才能到达国内主要消费市场。

　　其二，中哈能源合作启动较晚。在当前哈萨克斯坦油气博弈三方中，俄罗斯拥有传统地缘优势，欧美占据合作时间、规模和运输距离较近的优势，中国优势并不突出。以1993年美国雪佛龙取得哈萨克斯坦田吉兹油田的开采权为起点，欧美石油公司大规模进入中亚地区。有资料显示，“美英两国已控制里海27%的石油资源和40%的天然气资源”。而中国进入中亚油气开发则迟至1997年。

　　哈萨克斯坦产量最大的油田位于西北的田吉兹，2009年产量为49.2万桶/天，2013年增加到54万桶/天;运营方为田吉兹雪佛龙公司[11]。卡拉恰克那克是哈另一主要产油区，由卡拉恰克那克石油运营公司运营，其中阿吉普[12]和英国天然气集团(BG)占32.5%、雪佛龙占20%、卢克石油公司占15%，是哈完全由海外公司控制的项目。该项目通过CPC管道向欧洲供油。刚刚投产的卡什甘(Kashagan)油田被认为是中东以外的世界第五大油田，在里海北部阿特劳附近。其他还有一些油田，但总体上看，欧美在这些油田运营中的主导地位十分明显。尽管中国也开始参与其中，但份额较小。如卡什甘油田一期计划产量37至45万桶/天，二期产量达到顶峰150万桶/天。但目前能确定的是中国只能购买一期生产的石油;二期尚不能确定。

　　在修建中哈管道肯基亚克-阿塔苏管道的过程中，这一劣势更有充分体现。尽管中哈双方都有意修建这一管道，但当时哈石油产量难以确保管道赢利所需的2000万吨最低运量，加之建设成本太高，使项目延至2004年中方决定提供修建管道所需八亿美元之后才出现转机。而该管道的油源则主要依靠俄罗斯卢克石油公司和加拿大哈萨克斯坦石油公司在哈南部开发的油田，年产量约1000至1200万吨，以及中石油在哈西部开发的油田，年产量约800万吨。可见，中哈管道的油源更多要依靠欧美和俄罗斯的石油公司提供。

　　总之，因进入较晚，中国在哈萨克斯坦的油气开发中不占有利地位。因此，尽管哈有意在2014年使中哈输油管道达到满负荷运输，但笔者对此抱谨慎态度：其最多也只能是通过转运俄罗斯石油来实现。2013年6月，中石油公布的中俄石油贸易协议显示，从2014年1月1日开始，俄罗斯通过中哈输油管道向中国增供石油700万吨/年，合同期五年，可延长五年。

　　其三，哈能源产业政策的不利影响。中亚国家经济高度依赖能源产业。哈萨克斯坦石油出口占该国出口总额60%以上，土库曼斯坦天然气出口占其外汇收入70%。这些资源出口国必须经常性地调整能源政策，以适应世界油气市场的频繁变动。近年，哈能源产业政策有向维护国家利益方向转变的趋向。

　　首先，2010年8月，哈政府恢复了石油出口税，2013年又将原油出口关税上调50%，达到60美元/吨，对企业的生产积极性产生一定影响。其次，哈近年有大力发展成品油项目的意向。作为一个石油出口国，哈存在区域性成品油短缺，部分依赖俄罗斯和乌兹别克的状况，这显然不是一个石油出口大国所能容忍的。但哈发展成品油项目的计划进展不顺，因为其国内成品油价格较低，制约了外部投资的积极性。哈原油炼化产能2010年为34.5万桶/天，但实际加工量大约为23.28万桶/天，还有近三分之一的产能未得到使用。哈萨克斯坦国家石油和天然气公司(简称KMG)2010年8月宣布，要在2014年实现成品油的完全自给[13]。目前，哈通过铁路出口到中国的成品油，每年在60万吨左右。

　　值得指出的是，一旦哈进一步发展石油炼化工业，其原油出口必将大幅减少，各条运输线路运能过剩的问题更加突出，输量分配有可能面临新一轮调整。

　　2.2.中国-中亚天然气管道与该地区其他管道的竞争

　　中国-中亚天然气管道的气源主要来自土库曼斯坦，乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦也为管道提供气源。由于中亚地区油气管网格局复杂，中国-中亚管道运量满负荷、可持续的保障，面临着与土、乌、哈三国其他天然气管道的竞争。

　　2.2.1.与土库曼斯坦其他管道及规划管道的竞争。土库曼斯坦独立后，为了避免依赖过境俄罗斯出口天然气的弊端，积极推行出口途径多元化战略。在以往俄罗斯天然气过境设施的基础上，土建成两条与伊朗相连的管道和中国-中亚天然气管道，并规划酝酿多条新管线。

　　通过俄罗斯到欧洲的管道是土库曼斯坦主要的天然气出口线路。土通过该管道出口产自道勒塔巴德(Dauletabad)的天然气。该管线起点一个在土库曼斯坦，一个在乌兹别克斯坦，在土乌边境汇合后，跨境哈萨克斯坦和俄罗斯，终点至乌克兰等欧洲国家。该管道1974年建成，设计输送能力为600亿立方米/年。但因为管道老化和设计建设缺陷，近年实际输送能力仅100亿立方米/年。当前，中亚三国正在对管道按800亿立方米/年的输送量进行升级改造。

　　土库曼通往伊朗的管道有两条，一为建于1997年的科尔佩杰-库尔特-库伊管道，长200公里，连接了土南部和伊朗北部，运输能力为134亿立方米/年，是土第一条绕开俄罗斯的管道。2013年，土通过该管道向伊朗出口天然气47亿立方米。该管道有助于伊朗缓解北部地区能源需求，通过置换还可以使土气通过伊朗出口到其他国家。为此，土伊两国签署了为期二十五年的销售协议，规定以35%的输送量作为土库曼斯坦偿还伊修建管道的代价，另外一条管道为多夫列塔巴德-罕格兰天然气管道。该管道2010年通气，长30.5公里，设计输气量与前者相同。该项目2010年进入第二阶段，输送能力有望提高一倍。

　　土库曼的另外一条外运线路为借道布哈拉-乌拉尔输气管道。该管道1965年建成，从乌兹别克布哈拉过境哈萨克至俄罗斯乌拉尔地区，由两条并行管道构成，设计输量150亿立方米/年。

　　2010年，土库曼开工建设东-西管道。该管道将连接土东南部的天然气田和里海沿岸，作为跨里海天然气管道的前期工程。预计该管道将在2015年具备10600亿立方英尺/年的运力，与跨里海管道的设计运力一致。该管道准备为规划中的纳布科管道供气。里海法律地位的争执和俄罗斯反对建设跨里海管道，是制约该管道的关键因素。

　　此外，土在美国积极推动下还规划了一条连通土库曼、阿富汗、巴基斯坦和印度的天然气管道。该管道运力规划为12000亿立方英尺/年，起自土东南部气田，终点为靠近印巴边境、印度境内的法济尔加。2010年12月，四国签署管道的框架和政府间协议。2011年11月，土库曼与巴基斯坦签署关于价格的框架性协议。巴、印两国出价低于市场价格是协议最终难以实施的主要障碍。同时，该管道建设还面临着难以克服的过境费、资金不足和安全方面的挑战。

　　总之，要满足以上扩建或规划管道的运力，以及中土达成的650亿立方米/年销售量的协议，土需将出口能力提升到2500亿立方米/年，即土2012年650亿立方米/年产量的近四倍。如达到这一目标，土将成为仅次于俄、美的世界第三大天然气生产国，而这绝非易事。反之，相关管道之间围绕运量分配的博弈，无疑将影响中国-中亚天然气管道的实际输量。

　　2.2.2.与乌兹别克斯坦其他管道和规划管道的竞争。受地理条件局限，乌兹别克斯坦长期依赖过境哈萨克斯坦和俄罗斯出口天然气，同时乌境内管道也存在需求增加与产能落后的矛盾，国内管道升级改造的压力很大。

　　中国-中亚天然气管道东部支线是乌天然气出口的主要通道。早在2002年，俄气就与乌国家石油天然气公司签署战略合作协议，俄罗斯可以长期购买乌天然气，更多参与勘探和生产项目。2008年底，乌与俄气签署改造该支线的协议，准备建设一条与之并行的新管道，增加300亿立方米/年的运力。

　　对于乌斯秋尔特高原北部和西部咸海附近区域的油气田，已签署了四个勘探和产量分成合同。该合同由中石油、卢克石油公司、韩国国家石油公司和乌国家石油天然气公司合资组成的联合体获得。乌国家石油天然气公司计划通过布哈拉-乌拉尔或中国-中亚天然气管道系统输送该地区的天然气。

　　塔什干-比什凯克-阿拉木图管道是乌当前出口天然气的主要管道。该管道起自乌东部咸海的天然气田，穿越吉尔吉斯斯坦北部到达哈萨克斯坦南部。该管道的运输能力为32亿立方米/年。尽管该管道是哈南部和吉天然气的主要来源，但三国之间就实际接收天然气输量的争论曾经一度导致三国关系的紧张。此外，布哈拉-乌拉尔管道2001年重新启用。目前乌仅作为过境国，但未来是否为管道供气尚未可知。

　　显然，以上乌兹别克斯坦现实和规划中的管道，也构成与中国-中亚天然气管道在气源方面的竞争关系。

　　2.2.3.与哈萨克斯坦其他管道和规划管道的竞争。中国-中亚天然气管道的两条支线在哈萨克斯坦西南部城市别伊涅乌汇合，进入俄境内之后，在亚历山德罗夫盖伊与俄天然气管网连接。东部支线连接了哈萨克斯坦与土库曼斯坦，运输能力600亿立方米/年;西部支线运输能力50亿立方米/年，起点位于土库曼的里海海岸。西部支线使用已经超过35年，设施老化。2007年12月，俄、哈、土签署一项关于更新提升西部支线运力的协议，并新建一条与西部支线并行的新里海天然气管道，该管道运力为7060亿立方英尺/年。2009年新管道的建设被搁置，原因是欧洲市场需求降低以及土库曼寻求不依赖过境俄罗斯的多元化出口路径。

　　中国-中亚天然气管道二期连通别伊涅乌和奇姆肯特，供哈气出口中国及哈萨克南部工业区使用。该管道设计输送量为100亿立方米/年。该管道气源显然面临着上述其他管道的分流与竞争。另外，布哈拉-乌拉尔管线过境哈萨克也会分流哈的天然气。

　　2.3.来自乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦管道的气源困境

　　中国-中亚天然气管道需过境乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦，因此，确保两国对管道的气源供给，便成为管道安全运营的关键。

　　中乌已在2011年底达成协议，修建中国-中亚天然气管道C线，实现2014年通过中国-中亚天然气管道向中国出口250亿立方米天然气的目标。为此，乌与俄罗斯和亚洲国家签署数个新的天然气项目开发和提升老气田产量的产量分成协议。其中，俄罗斯卢克石油公司得到坎德姆-哈乌扎克和吉萨尔西南地区两个合同。卢克的目标是在2017年使这两个气田总产量超过170亿立方米/年，以满足中国-中亚天然气管道运力提升的需要。

　　2012年乌媒体报道称：“乌已开始向中国持续供应天然气，到2012年年末，供气量可达40至50亿立方米。据预测，到2016年，乌向中国出口天然气有望达到每年250亿立方米。”但实际数据与这一目标存较大差距。

　　乌主要天然气田集中在西南部。该地区的Kokdumalak和Shurtan气田开发于1960年代至1970年代。为扭转产量下降趋势，乌宣布了到2020年投资10亿美元提升加兹利地区探明储量和改造基础设施的计划。2011年，乌国家天然气公司计划未来四年投资八亿美元，提升南部卡拉恰克那克气田生产以增加出口。该气田当前的产量为476亿立方米/年，约占乌天然气总产量的四分之三。尽管有了新开发或增产计划的支持，但乌天然气出口仍然出现下降趋势。

　　一项世界银行委托美国国家海洋和大气管理局进行的研究显示，2010年乌兹别克斯坦放空燃烧掉的天然气估计有19亿立方米，2013年多达60亿立方英尺。乌国家石油天然气公司估计，乌伴生气的利用率仅为40%。乌国家石油天然气公司的报告称，该公司将投资1.23亿美元，提高伴生气的利用率和商品化率。

　　随着2008年以来产量下降和消费增长，乌已出现明显的出口下降趋势。2012年出口下降到100亿立方米。但乌天然气产量并未下降，甚至一度超过出口量最大的土库曼斯坦。因此，增加出口、保障对中国-中亚天然气管道的供给，不仅是乌增加收益，也是确保管道安全运营的重大问题。

　　哈萨克斯坦天然气探明储量为1.9万亿立方米，但生产的天然气70%被重新注入油田以提高石油产量。EIA数据显示，直到2009年，哈萨克实现了37.4亿立方米出口，才转变为天然气净出口国。哈计划到2015年提高天然气产量至2.5万亿立方英尺，出口量达到1.4至1.6万亿立方英尺。哈出产的天然气几乎全部属于伴生气，主要储藏在西部，其中一半以上位于卡拉恰克那克油气田。目前该项目生产了哈30%左右的天然气，预计到2021年产量将增加到1.01万亿立方英尺。但截至2013年，该油气田还未与哈天然气管道网络连通，并且是一个完全由海外公司控制的油气田。开发进程和外运线路的安排都不是哈可以单方面决定的。另外，到2021年，田吉兹油田的伴生气产量有望达到150亿立方米，卡什甘和Imashevskoye项目达280亿立方米。哈天然气大多属于“酸气”，处理成本较高，似乎作为提高石油生产的原料更为划算。

　　尽管哈萨克已明确将通过别伊涅乌-奇姆肯特支线，每年向中国出口50至100亿立方米天然气。但目前看来还有一定的问题，继续大规模出口油气在哈内部存在一定压力。为了加强对本国天然气出口的控制，哈萨克斯坦石油天然气部负责人称，哈“准备成立统一的天然气收购和出口公司，将天然气出口权全部集中到本国公司手中”。所有外国公司都要先按批发价统一出售给哈国有公司，然后再由该公司出口。这个统一天然气出口的法案，于2011年5月提交政府审议。2012年1月，哈总统发表国情咨文，责成政府尽快完成设计，开工建设卡拉恰克那克油田天然气加工厂，“使全国都用上天然气”。北卡沙甘项目的购销协议也明确，2014年前油田开采天然气的83%将由哈萨克斯坦天然气运输公司在哈境内销售。Amangeldy油田位于哈萨克南部，估计可采储量为883亿立方英尺，由KMG和西班牙的雷普索尔组成合资企业开发，2010年产量为35亿立方英尺，对加强哈天然气自给具有重要意义。但也由此可见，哈通过中哈输油管道每年向中国出口50至100亿立方米天然气的计划或许短期无法实现。

　　总的来说，西北线路面临的问题是，因中国进入开发较晚，在油气开发主导权上处于劣势;中国-中亚管道存在与其他管道油气资源运量的竞争。这种尴尬局面的缓解只能另辟蹊径。分析表明，若能有效提升中亚国家的能效，即可获得增加中亚国家油气输出量的效果。IEA的研究显示，只要中亚国家的能效能够达到经济合作与发展组织国家的平均水平，仅2008年就可节约8000万吨油当量的能源消费，与这些国家当年油气出口量相当。以此作为切入点，既可以提升中亚国家对中国油气供给的保障力度，并占据国际经济合作和道义制高点，还可以减少油气资源争夺的压力，构建战略平衡框架，推进与中亚国家的油气合作关系。

　　2.4.D线的过境问题

　　中国-中亚天然气管道D线过境塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦，是纯过境管道。塔、吉两国均是能源净进口国，天然气资源储量和产量有限。

　　从图表24可以看出，塔天然气消费与进口量接近，天然气探明储量仅为0.2万亿立方英尺，微不足道。吉与塔情况相似，只是消费量更大，产量也只有塔国一半。

　　因此，塔、吉两国是完全意义上的油气过境国。如何确保通过D线输往中国的天然气安全通过塔、吉两国，将是中方需要认真面对的外交与地缘政治问题。2014年6月3日，美国在吉尔吉斯马纳斯国际机场的转运中心举行关闭仪式，表明吉-美关系出现疏离，但美国仍然是塔主要援助国，一度传出塔美谈判建立军事基地的消息。

　　笔者认为，应充分利用上合机制，加强与吉、塔两国的政治外交关系;同时以“丝绸之路经济带”建设为契机，推动全方位协作经济关系的建立。

　　2.5.中国-中亚天然气管道存在的价格问题

　　中国-中亚天然气管道价格问题，指天然气进口价格与国内销售价格之间的平衡问题。此问题处理不好，企业积极性将受到影响，进而影响国际能源合作的顺利进行。

　　随着俄罗斯控制中亚天然气输出立场的转变，俄改变凭借垄断运输对中亚天然气低进高出、倒买倒卖获取利润的做法，转为按照合理价格从中亚进口天然气。2009年12月底，俄气购买土库曼天然气的年均价格为240至250美元/千立方米。这一价格与2009年欧盟天然气0.24美元/立方米的到岸价格相比，几乎已无差价。俄还与土、乌两国达成以“净值回推法”原则(即以欧洲市场天然气价格为基准，减去加工、运输、分销成本和相应的利润之后，得出天然气的销售价格)确定天然气价格的协议。这样的计价方式充分照顾了资源国利益。这一结果既是中亚国家努力拓展市场多元化带来的结果，但也限制了中国与中亚国家进行价格谈判的空间。中国只能按照欧洲通行的定价机制确定进口天然气的价格。

　　中国与中亚天然气贸易的价格与原油等产品挂钩，以月度来调整。2012年以来，价格在2.01至2.65元/立方米之间，与国际天然气市场变化相一致，已呈现下降的趋势。但加上国内段管道运输费用后，国内终端市场天然气成本相对较高。目前，国内多数民用天然气价格仍然低于这一成本。以北京为例，2012年上半年民用天然气价格为2.05元/立方米[14]。即便不计国内的管道运输和分销成本，每立方米的零售价格与成本之间的差距也在0.4至0.6元。工业、公共服务和交通运输业的用气价格还要高于民用价格。尽管有企业将其份额气以进口天然气的价格进行计算，但如何在确保企业利益的同时，保障国家能源安全并兼顾民生问题，始终是中国政府需面对的重大难题。

　　2.6.中缅油气管道面临的形势与问题

　　2.6.1.中缅输油管与输气管的关系。最初的中缅油气管道倡议并未涉及天然气管道。直到2009年，国家最终确定建设中缅管道时，中缅天然气管道建设才进入规划。中缅之间如果仅建设输油管道，则缅甸方面得到的实际利益极为有限[15]，对其经济社会发展的吸引力不足，管道安全和顺利运营会因为缺乏缅方的积极合作而面临问题。因此，添建天然气管道项目，可以极大提升缅方的预期收益。除去运费分成、过境费和路权费，缅方将得到可观的天然气销售收入。海关数据显示，2013年中国进口缅甸天然气1.1亿立方米，货值0.495亿美元，合2.73元人民币/立方米。同比推算，如实现满负荷120亿立方米，缅方可获取价款是52亿美元，相当于2013年缅甸国内生产总值594.27亿美元的8.75%。缅政府能提取5亿美元以上的商业税和资源税，占2013财年缅甸两级政府财政收入50亿美元的十分之一。同时，天然气管道运输量的20%将通过缅甸境内的四座分输站分流，服务于管道途经的缅甸国内经济发展。显然，输油管道对于中国意义更大，天然气管道则能为缅甸带来更大的经济收益。中缅天然气管道和输油管道之间的关系，是前者起到为后者保驾护航的作用。天然气管道顺利运营，中缅之间的经济社会联系才会更加紧密。

　　2.6.2.建设成本与运费问题。从经济角度分析，中缅输油管道并非有利可图。首先，建设管道的机会成本太高。以两条管道投资25.4亿美元计，同样的投资，可建造二十五至三十艘超大型油轮，在同样的运输距离上，一年至少可以完成1.5亿吨以上的运输量，是中缅输油管道运力的七至八倍。其次，从运费来看，相同的输送距离，管道的费用是油轮的两倍以上。每吨石油通过中缅输油管道运到中缅边境的运费是15美元，再输送到昆明炼油厂的费用，将近200元人民币;到重庆则可能超过300元。中缅管道及其配套项目，就近供应云南与重庆，成品油的运输路途与之前依靠广东茂名和甘肃兰州相比，路程并未缩短多少，但运输量却增长近一倍。以云南为例，当前云南消费的成品油在600万吨/年，而现在需要运输的石油是1000万吨。同时，炼油厂、成品油管道和销售网络等基础设施的成本回收和收益，也将成为附加在油品零售价格中的费用。在国内油价动荡牵动CPI走势，CPI起落牵动多方的今天，这一问题尤其不能忽视。

　　2.6.3.气源供给问题。保障气管输量，不只是满足国内需求，也是加强中缅经济联系，进而确保中缅管道安全运营的需要。就目前的数据和形势来看，瑞区项目出产的天然气尽管已经能够满足一期42亿立方米/年的输气量，但并不能满足管道120亿立方米/年的规划运力。

　　其一，瑞区天然气储量和规划产量有限。瑞区天然气田由位于若开近海的A-1、A-3区块组成。研究报告表明，瑞区天然气储量有限，仅能足额供应中缅天然气管道14至25年。[16]瑞区天然气项目规划产量五亿立方英尺/天，其中四亿立方英尺出售给中石油，仅及管道设计运力的三分之一。另外一亿立方英尺供应缅甸国内消费。那么，中方是否可以推动瑞区项目扩大产能，满足管道的运力需要呢?答案是否定的。

　　其二，中方并未参与瑞区项目的开发，不享有能直接影响瑞区天然气项目生产的权益。瑞区天然气项目开发始于2001年，由以韩国大宇为首的联合体负责开发。其中大宇占51%股份，印度国家石油公司下属子公司维德什公司[17]占17%，缅甸石油天然气公司占15%，印度天然气有限公司[18]占9%，韩国天然气公司占8%。中方只与缅方签订了瑞区天然气销售合同。中石油网站的表述是：“2008年12月24日，公司与大宇联合体签署缅甸海上A1、A3区块天然气购销协议，合同期30年。”商务部网站表述为：“缅甸还与中国签署了购买若开海域天然气的协议。”

　　其三，项目权益方面临印度的竞争。为了获取瑞区天然气，印度已进行了多年努力。早在2001年，印度两个国有石油公司就参与到瑞区项目的开发，占据26%股份。2005年，缅甸、印度和孟加拉国在仰光签署备忘录，将瑞区A-1区块天然气过境孟加拉国输送到印度。但这一计划因为三方未能在一些具体条件上达成共识而失败。2006年，缅甸将销售对象转向中国。这对印度是一个极大触动。2010年2月18日新华社孟买电称：“(印度)政府还批准印度石油公司和印度天然气有限公司向缅甸海上A-1和A-3区块追加6.647亿美元和4.182亿美元的投资，用于这两个区块的勘探和开发。”印度官方公告说：“印度石油公司和印度天然气有限公司占这两个区块的权益，将为20%和10%。”目前，中缅管道已投入运营，中国相对印度拥有优势。但印度拥有20%以上权益，有相当的发言权，因而控制产量，延长储产比时间，将是印度的最佳可行选择。此外，印度还积极参与位于A-1正西、A-3正东的A-2区块的开发，当前A-2的勘探权已被印度埃萨尔公司获得[19]。2010年9月，印缅在内比都就开展两国能源领域的合作举行会晤，讨论将缅甸若开海域及内陆天然气出口至印度东北部地区的问题。

　　其四，缅甸国内新增气源较为困难。既然中方在瑞区项目上没有发言权，那么是否可以考虑开发其他项目增加供给，满足管道的运力需要呢?答案仍是否定的。由于相关数据粗糙，统计方法不一致，欧美权威机构间对于缅甸各气田储量总和、缅甸总储量的判断，以及缅甸不同机构等方面的数据都存在差异。

　　2011年6月，缅甸联邦能源部对外介绍本国的油气状况时，虽然使用的是2006年4月的油气储量数据，但与国际权威机构的数据比较接近。从目前普遍关注的四个油气田来看[20]，探明储量总计为16.6万亿立方英尺，超过缅甸能源部公布的16.155万亿立方英尺的总量，也超过缅甸石油天然气公司的11.6万亿立方英尺。以保守的数据计，缅甸天然气探明储量，包括缅甸国内消费及对其他国家出口，仅够供应管道30年运量。

　　其五，瑞区之外其他投产或规划项目均非以中国为销售对象。缅甸石油天然气公司预测，缅甸天然气产量将从2009年12.15亿立方英尺/天增长到2019年26.05亿立方英尺/天。增幅几乎完全来自瑞区和藻迪卡这两个新增项目。缅国内消费也将从2009年2.15亿立方英尺/天增长到2019年7.05亿立方英尺/天。但除了瑞区项目外，均不是以中国为销售对象。

　　建设中的藻迪卡是缅第四个天然气项目，估计天然气储量为1.44万亿立方英尺(另有数据为14万亿立方英尺)，规划产能3.1亿立方英尺/天。中石油管道局虽参与了此项目开发，但其并不向中国输气。其规划日产量中的2.5亿立方英尺出口泰国，0.6亿立方英尺供应缅甸国内消费。

　　其六，缅甸陆上天然气田也不会再为中缅管道供气。缅甸陆上油气项目主要用于满足国内消费，部分陆上项目的产出，还要用于完成对泰国的销售合同。据缅甸媒体报道，“缅泰两国签署了关于缅甸耶德纳天然气田所产天然气销售给泰国的协议，每天售量七亿立方英尺，价格按国际天然气价”。七亿立方英尺/天的出口量已经超过耶德纳六点五亿立方英尺的产量，缅方还需用其他天然气田产量补缺，遑论向中缅管道供气。

　　其七，中方参与区块的油气勘探收获有限。既然现有和规划中的项目均无法为中缅管道供气，是否可以考虑其他区块呢?答案仍是否定的。虽然中国公司已在缅甸获得了七个区块、956万公顷的勘探权，但却集体缺席了2012年新一轮国际油气招标。

　　中石油在缅油气项目包括两个生产技改项目、一个深水勘探和一个天然气合作项目。2007年1月，中石油与缅甸石油天然气公司签订AD-1、AD-6和AD-8三个深水区块石油天然气勘探开采合同。

　　中石化在缅甸仅签订北部实皆省的PSC-D区块开发协议。2004年9月3日，缅甸国家石油天然气公司与中石化缅甸石油公司签署产品分成合同后开始勘探。该项目取得较为喜人的结果。2010年年底，中国驻缅甸曼德勒总领馆网站发布消息：“在内陆D区块钻探4口探井。其中1号钻井日产轻油61桶，天然气519万立方英尺(另有数据为210万立方英尺);2号钻井日产轻油30桶和天然气355.5万立方英尺。勘探结果显示，该区块原油储存量7.16亿桶(合近1亿吨)，天然气储量9090亿立方英尺(合255亿立方米)。”

　　中海油在缅甸的业务拓展势态最为积极。2004年，一个由中海油(香港)有限公司牵头的联合体与缅甸签署一份勘探若开邦M区块的协议。之后，中海油又取得A-4、M-2和M-10共三个海上区块。同时中海油也进一步拓展陆地业务，取得实皆省两个区块(PSC-C1、PSC-C2)的开发权(总面积约4万平方公里)，并与泰国石油天然气总局达成在缅甸换股合作开发的战略协议。

　　在其他中国未参与区块的勘探中，也发现大量的石油与天然气。如缅甸国家油气公司与泰国PTT勘探生产股份有限公司合作的M-3区块昂丁卡号钻井，每日可产轻质油154桶和天然气258万立方英尺。但该区块将主要用于供应缅甸国内需求。

　　从以上分析可以看到，当前中方在缅油气开发中，有斩获的天然气资源项目仅为D区块255亿立方米的储量。如果能得到这一气源，中缅管道的供应将有所增加。但要获取这一供给，先要做到：推动缅方尽快将D区块的商业开发提上日程;争取D区块的销售合同及尽量多的份额;修建支线连接中缅管道。