中亚地区天然气合作形势及策略建议

彭云，聂正雅，熊靓，郜峰，张可宝

( 1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油天然气集团有限公司）

中亚地区（本文指土库曼斯坦、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦5国）地处欧亚大陆心脏地带，是“一带一路”建设的核心区域，也是中国陆上天然气进口的重要来源地，西北能源通道过境地，对保障国家天然气供应安全具有至关重要的作用。中国与中亚地区国家能源互补性强、合作基础扎实、合作范围广，在新形势下，进一步明确中亚地区的资源潜力与勘探开发趋势、油气合作风险与挑战，对深化与中亚地区国家天然气合作具有现实意义。

1 中亚地区天然气资源潜力及开发利用现状

1.1 中亚地区天然气资源及开发现状

中亚地区天然气资源丰富，据伍德麦肯兹公司数据，截至2020年底，中亚地区天然气剩余可采储量为16.7万亿立方米，全球占比为8.9%[1]；据中国石油勘探开发研究院“十三五”全球油气资源评价结果，中亚地区待发现天然气资源量为21.7万亿立方米，全球占比为12.1%[2]。虽然中亚地区天然气资源总量丰富，但分布极不均衡，主要集中在土库曼斯坦（剩余可采储量地区占比为67%）和哈萨克斯坦（剩余可采储量地区占比为8%）。2020年中亚地区天然气产量为1377亿立方米，全球占比为3.6%，主要集中在土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦[1]。

1.1.1 土库曼斯坦天然气资源与开发

虽然不同机构统计数据差异较大，但不可否认的是土库曼斯坦的天然气资源极为丰富。据伍德麦肯兹的数据，截至2020年底，土国天然气探明可采储量为11.2万亿立方米，剩余可采储量为8.26万亿立方米，全球排第7位，采出程度为26.3%[1]（据bp世界能源统计，截至2020年底，土国天然气剩余可采储量为13.6万亿立方米，全球排第4位[3]）；土国天然气待发现可采资源量为15.2万亿立方米，全球排第2位[2]。该国东部的阿姆河盆地和西部的南里海盆地是其天然气主要富集盆地，前者剩余可采储量占比为94.6%。

受出口能力影响，土国天然气产量与其储量不相匹配。自1991年独立以来，土库曼斯坦天然气产量增幅不大（见图1）。1997年与2009年该国历史上两次天然气产量出现大幅下降，均由土俄天然气危机、俄罗斯终止转出口土气造成。2020年，土国天然气产量为590亿立方米，全球排第13位，主要集中在阿姆河盆地，其占比高达85.9%；预计2023年起土国天然气产量将随着南约洛坦（South Iolotan）大气田的增产快速增长至1000亿立方米/年，2035年产量或将增长至1400亿立方米/年[1]（见图2）。

图1 1985-2020年土库曼斯坦天然气产量

图2 土库曼斯坦天然气产量预测（2020年之后数据为预测值）

土国最主要的3个气田分别是多列塔巴德-顿麦兹气田（22.3%）、南约洛坦气田（20%）和巴格德雷气田（19.5%），其产量合计占土国总产气量的61.8%。巨型气田南约洛坦于2013年投产，剩余可采储量为5.61万亿立方米，目前处于快速上产期，2020年产量为135亿立方米，预计2027年产量将超过500亿立方米，并继续保持增长到2040年[1]。

1.1.2 哈萨克斯坦天然气资源与开发

哈萨克斯坦富油少气。据伍德麦肯兹的数据，截至2020年底，哈国天然气可采储量为1.9万亿立方米，剩余可采储量为1.4万亿立方米，采出程度为26.1%；天然气待发现可采资源量为3.6万亿立方米。哈国天然气剩余可采储量主要分布在滨里海盆地，占比93%；可采储量超过1000亿立方米的天然气田有4个，分别是卡拉恰干纳克（Karachaganak）、卡沙甘（Kashagan）、田吉兹（Tengiz）和AMG油气田[1]。

2000年以来哈国天然气产量持续增长，年复合增长率为6.7%（见图3），2020年产量为317亿立方米，全球排名第22位。哈国天然气产量最大的是卡拉恰干纳克油气田（32.5%），其次是田吉兹油气田（25.1%），未来产量潜力大的气田为卡拉恰干纳克、卡沙甘（Kashagan）和田吉兹油气田（见图4）[1]。

图3 1985-2020年哈萨克斯坦天然气产量

图4 哈萨克斯坦天然气产量预测（2020年之后数据为预测值）

1.1.3 乌兹别克斯坦天然气资源与开发

据伍德麦肯兹数据，截至2020年底，乌兹别克斯坦天然气探明储量为3.59万亿立方米，剩余探明可采储量为1.08万亿立方米，待发现可采资源量为2.9万亿立方米。乌国已探明的87个天然气田中的77.2%分布在阿姆河盆地，13.4%分布在北乌斯丘尔特盆地[1]。

乌兹别克斯于20世纪60年代逐步发现了一些大的天然气田，80年代后主力气田陆续投入开发，2008年天然气年产量达到高峰610亿立方米，随后震荡递减，2020年产量为471亿立方米（见图5）。目前乌国的天然气产量主要分布在舒尔坦、坎迪姆-豪扎克-沙迪等气田群。由于乌国天然气勘探前景不乐观、主力气田处于开发后期、接替气田规模较小，预计年产量小幅增长至630亿立方米后快速下降[1]。

图5 1985-2020年乌兹别克斯坦天然气产量

1.1.4 吉尔吉斯斯坦与塔吉克斯坦天然气资源与开发

吉尔吉斯斯坦与塔吉克斯坦天然气资源匮乏，截至2020年底，吉尔吉斯斯坦天然气可采储量为164.2亿立方米，累计采出136.1亿立方米，采出程度为82.8%，目前已发现的24个油气田都位于费尔干纳盆地，2020年产量为0.28亿立方米。塔吉克斯坦天然气均为油田溶解气，目前已发现的16个油气田主要分布在费尔干纳盆地和阿富汗-塔吉克盆地，且均为中小型规模。

1.2 中亚地区天然气消费趋势

中亚地区天然气消费主要集中在土库曼斯坦、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦3个国家，与其资源储量和产量相比，天然气消费量相对偏低，但近年来，在各个国家天然气利用政策和经济增长拉动下，天然气消费量有不同程度的增长。

土库曼斯坦2020年天然气消费量为313亿立方米，2000年以来土国天然气消费量快速增长，年复合增长率为7.2%（见图6）[3]。土国天然气消费以发电与供暖为主，近年来土国政府扩大天然气利用的多元化，不断扩大本国天然气用气需求，例如在2018年投产了基扬雷天然气化工厂、卡拉博加兹尿素厂、奥瓦丹德佩合成油（GTG）工厂。

图6 1985-2020年土库曼斯坦、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦天然气消费量

哈萨克斯坦2020年天然气消费量为174亿立方米，2000年以来哈国天然气消费量稳步增长，年复合增长率为6.3%[3]。哈国国内拟建化工厂推动经济多元化发展，例如阿特劳天然气化工厂小型气制油工厂、甲醇厂等。此外，哈国已建成3个地下储气库（Akyr-Tobe、Bozoi、Poltoratskoye），储气能力为46.5亿立方米，占其国内天然气需求的20%。

乌兹别克斯坦2020年天然气消费量达444亿立方米，已是中亚地区天然气消费量最大的国家[3]。受制于其国内天然气产量接替不足，乌国天然气年消费量自2000年以来基本维持在450亿立方米左右，近年来有下降趋势。自1998年以来，乌兹别克斯坦国内石油产量快速下降，因此乌国加大对天然气的利用。乌国有两个在产天然气化工厂，年加工能力为84亿立方米，生产烯烃产品，另有1个建设中的气制油化工厂、3个计划中的天然气化工厂，这3个项目如果能最终实施，将逐步提高乌国天然气内需。

1.3 中亚地区天然气出口

中亚地区天然气出口主要集中在土库曼斯坦、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦3个国家，塔吉克斯坦和吉尔吉斯坦是天然气进口国，需要从邻国进口天然气。

土库曼斯坦天然气出口主要有3个方向。一是通过中亚-中央管道经乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦向俄罗斯出口，2020年实际出口38亿立方米；二是通过土-伊管道向伊朗出口，近年来土国已停止了向伊朗出口天然气；三是通过中亚天然气管道经乌国和哈国向中国出口，这也是目前土国天然气出口最主要的方向，2020年实际出口272亿立方米，占其总出口量的86%。总体上看，土国现有的天然气外输管道能力与其天然气多元化战略仍不匹配，土国规划中的天然气出口管道还有中亚天然气管道D线、TAPI管道（土库曼-阿富汗-巴基斯坦-印度）、纳布科（Nabucco）管线（土库曼斯坦-阿塞拜疆-格鲁吉亚-土耳其-欧洲，或土库曼斯坦-伊朗-土耳其-欧洲）[4,5]。

相比原油管道，哈萨克斯坦国内和外输天然气管道仍不发达，国内仍有14个地区没有接入天然气管网，目前正逐步完善国内管网。西向天然气出口管道主要以进入俄罗斯中央管道为主，2020年实际出口71亿立方米；东向主要是进入中亚天然气管道，2020年实际出口68亿立方米。

乌兹别克斯坦天然气出口管道相对完善，但由于国内天然气产量下降、消费量快速增长，近年来出口量大幅下降。乌国天然气出口主要有两个方向：一是通过中亚-中央管道向俄罗斯、哈萨克斯坦等国出口，2020年实际出口13亿立方米；二是通过中亚天然气管道向中国出口，2020年实际出口33亿立方米[6]。

2 中亚地区油气对外合作

2.1 土库曼斯坦油气对外合作

土库曼斯坦实行部分开放的油气对外合作政策。上游领域，勘探投资风险大的里海大陆架区块开放力度较大，且多采用产品分成合同；陆上勘探开发项目除阿姆河右岸天然气项目得到政府特批、以产品分成合同模式与中国石油开展合作外，其余项目只签订工程技术服务合同。

土库曼斯坦国家油气公司在本国占主导地位，土库曼斯坦国家天然气公司（Turkmengaz）2020年净储量和净产量①根据伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）公司的定义，净产量（net entitlement production）为考虑不同合同模式及油气财税条款影响后，公司最终可实际获得的产量，例如产品分成合同项目的净产量等于“成本油”+“利润分成油”+“税收返还油”（如果存在政府代缴税收情况）；净储量（net entitlement reserves）为考虑不同合同模式及油气财税条款影响后，公司最终可实际获得的储量。在土国占比分别为88.5%和58.4%；其次是土库曼斯坦国家石油公司（Turkmenneft），净储量和净产量在土国占比分别为3.4%和13.9%（见图7、图8）。亚洲石油公司是土库曼斯坦的主要外国投资者，中国石油是土库曼斯坦最大的外国石油公司，在土国净储量和净产量占比分别为1.7%和12.7%；其次是阿联酋国家石油公司，在土国净储量和净产量占比分别为2.2%和2.7%；马来西亚国家石油公司在土国净储量和净产量占比分别为2.1%和0.7%。在土国的欧洲石油公司主要包括埃尼和奥地利Mitro国际公司[7]。外国石油公司在土国持有的净储量和净产量以天然气为主，分别约达3345.3亿立方米（约合19.7亿桶油当量）和124.8亿立方米（约合20.1万桶油当量/日），分别占土国天然气储量和产量的4.4%和24.5%[1]。

图7 截至2020年底各石油公司在土库曼斯坦油气净储量

图8 2020年各石油公司在土库曼斯坦油气净产量

除里海油气资源勘探与开发外，油气基础设施和油气管道建设、油气加工和石化工业也是土国优先投资合作领域。根据《土库曼斯坦2030年前油气工业发展纲要》，积极规划发展天然气化工产业，促进天然气生产上下游一体化，以出口高附加值天然气化工产品，打造新的出口增长点[8]。土库曼斯坦致力于扩大天然气出口规模及出口市场多元化，规划提高现有管线输出能力，与印度、巴基斯坦、阿富汗合作，积极推动TAPI天然气管道建设，与欧洲合作推动跨里海天然气管道建设。

2.2 哈萨克斯坦油气对外合作

哈萨克斯坦实行开放的油气对外合作政策，积极推行上中下游全产业链合作。上游合作主要采取矿税制模式，仅卡沙甘、卡拉恰干纳克、田吉兹等少数项目尚采用产品分成合同模式，2010年之后哈国不再授予产品分成合同许可。

国际石油公司在哈国的油气上游领域非常活跃，3大巨型油气田卡拉恰干纳克、卡沙甘和田吉兹吸引了国际石油公司的广泛参与。雪佛龙、埃克森美孚、壳牌、埃尼、道达尔等国际石油公司，中国石油、日本国际石油开发公司（INPEX）、日本石油天然气和金属公司（JOGMEC）等亚洲石油公司，以及俄罗斯的卢克石油公司等是哈国上游的主要投资者（见图9、图10）。中型陆上资产多由哈萨克国家油气公司和中国石油持有。哈萨克国家油气公司在3大巨型油田均持有股份，净储量和净产量在哈国占比分别为12.9%和23.7%，并且正在为首次公开募股（IPO）做准备[9]。

图9 截至2020年底主要石油公司在哈萨克斯坦油气净储量

图10 2020年主要石油公司在哈萨克斯坦油气产量

雪佛龙进入哈国较早，哈国在其全球上游布局中规模巨大，占有重要地位，在哈国的净储量和净产量分别占7.7%和19.2%。雪佛龙主要持有田吉兹油气田50%（作业者）和卡拉恰干纳克凝析油气田18%的股份；埃克森美孚在哈国的净储量和净产量分别占8.6%和11.2%，持有卡沙甘16.81%和田吉兹25%的股份；壳牌2016年通过收购BG获得了卡拉恰干纳克29.25%和卡沙甘16.81%的股份；埃尼持有卡沙甘16.81%和卡拉恰干纳克29.25%的股份；道达尔持有卡沙甘16.81%的股份，后通过收购马士基石油公司进入陆上Dunga油田作业[1,9]。

亚洲公司中，中国石油在哈国的净储量和净产量分别占5.3%和10.7%，权益产量主要来自中国石油的阿克纠宾项目、曼格什套项目、PK项目和卡沙甘项目。卢克石油公司是唯一一家较大规模进入哈国的俄罗斯公司，其在哈国的净储量和净产量分别占1.6%和3.7%，公司持有田吉兹项目5%和卡拉恰干纳克13.5%的股份，2019年和哈萨克国家油气公司获得了海上Zhenis区块[9]。

总体看，外国石油公司在哈国的净储量和净产量以石油为主，但也有一定比例的天然气，主要是油田伴生气。哈国内天然气定价远低于市场价格，并严格限制天然气出口，从而大幅压缩了勘探开发天然气的获益空间，阻碍了天然气领域的国际合作。根据哈国2012年颁布的《天然气和天然气工业法》，哈萨克斯坦国家天然气运输公司（KazTransGas，2021年12月更名为哈萨克斯坦天然气公司，即QazaqGaz）有收购天然气的优先权，收购价格由能源部批准。目前，除个别纯气田可以自行出口销售天然气外，其他大部分天然气（主要是伴生气）生产企业没有自主出口权，也没有在国内销售天然气的定价权[10]。随着哈国内天然气需求的持续增长，亟需加大天然气勘探开发与利用，政府积极推动制定天然气工业综合发展规划，计划到2030年将商业天然气产量提升至420亿立方米，提高天然气基础设施的可靠性，引入必要的定价模式，以及将国家气化水平提高至65%。相关政策的落实有望推动天然气领域国际合作取得积极进展[11]。

2.3 乌兹别克斯坦油气对外合作

虽然乌国油气行业对外开放程度高，对外合作主要采取产品分成合同模式，但乌国国家石油天然气公司（Uzbekneftegaz）掌控勘探、开发、运输、加工、销售、对外合作等所有环节。2020年底，乌国家石油天然气公司油气储量与产量在该国占比分别为55.6%和79.7%。外国公司中规模最大的是俄罗斯卢克石油公司，在乌持有两处天然气资产，在乌国的油气储量与产量占比分别为16.8%和12.5%；2019年美国公司Epsilon获得6个区块，之后勘探获得成功，产量增长，在乌国的净储量和净产量占比分别为11%和2.3%；俄罗斯公司Altmax Holding是M25天然气区块和乌俄合资公司Natural Gas-Stream的重要股东，在乌国净储量占比8.9%；中国石油通过合资企业投资进入乌国，在乌国的净储量和净产量仅占0.6%和0.75%[12]。受国内需求快速增长影响，乌国积极吸引外资，加大国内天然气勘探开发利用的需求更加迫切，但为保证国内供应，又倾向于加大限制天然气出口，可能对天然气合作产生不利影响。2020年初，乌总理阿里波夫表示，乌国计划于2025年前逐步停止天然气出口，2022年1月，受哈萨克斯坦骚乱事件影响，乌总理进一步宣布从2022年至2025年暂停向中国出口天然气，将对中乌天然气合作特别是对确保中亚天然气管道D线气源产生不利影响。

2.4 塔吉克斯坦油气对外合作

塔国鼓励外国公司在油气行业投资，允许外国公司与该国政府签订油气开发产品分成合同。独立石油公司Edgo Energy在2013年获得塔国Surkhsimo和Qarordon油田产品分成合同。加拿大MNP Petroleum通过持股Petroleum Sugd的57.42%股份，对塔国Fergana盆地进行勘探，Petroleum Sugd在Fergana盆地运营着10个油田。俄罗斯天然气公司曾拥有塔国Rengan、Sargazon、Sarikamysh和West Shaambary 4个区块的许可证，后均放弃了[13]。

2.5 吉尔吉斯斯坦油气对外合作

吉尔吉斯斯坦油气行业上下游均实施对外开放，采用产品分成合同模式与外资合作。吉尔吉斯斯坦国家石油天然气公司在该国采取独立经营与合资合作相结合的方式，在本国净储量与净产量占比分别为10.6%和27.8%；新大陆油气（New Continental Oil & Gas）公司在吉的区块面积最大，在吉国的净储量和净产量占比分别为31.6%和14.8%；中国华荣能源公司2014年购得吉尔吉斯斯坦最大油田马里苏Ⅳ和东伊斯巴克特在内的5个油田60%的股份，在该国的净储量和净产量占比分别为47.4%和22.4%；吉尔吉斯斯坦Glavneftegaz公司运营Chongara-Galcha和North Sokh油田，是该国第一家参与油气生产的民营公司，在本国净储量和净产量占比分别为4.1%和34.1%[1,14]。

3 中亚地区天然气合作风险与挑战

3.1 地缘政治风险与挑战

中亚地处欧亚大陆结合部，北部与俄罗斯相依，东部与中国相连，南接南亚，西邻中东并与欧洲相望，是贯通欧亚大陆的交通枢纽，也是各大文明和宗教的交汇地，并且拥有丰富的能源和金属矿产资源，历史上一直是世界各大国争夺的战略要地。当前俄罗斯、美国、中国、欧盟、土耳其、印度、伊朗等各方力量在中亚地区均存在利益博弈，域外大国是影响甚至左右中亚局势发展和走向的重要力量[15]。面对外部大国地区博弈的常态，中亚地区国家均采取务实平衡的多元化外交政策，力求与主要域外势力都保持友好关系，并在相互竞争的大国间左右平衡，以谋求自身利益的最大化。

2021年以来中亚地区周边热点事件频发，安全外溢及大国博弈连带风险提升，对地区稳定构成威胁。美国从阿富汗仓促撤军但积极谋求在中亚军事存在，塔利班政权根基不稳，国家治理面临严峻挑战，恐怖主义势力伺机发难并向周边扩散，中亚地区面临的恐怖主义风险及大国安全博弈风险提升。围绕北约东扩的俄罗斯与美欧矛盾难于缓和，乌克兰危机持续升级，并演变为冷战结束30年来原苏联地区发生的最严重地缘政治冲突事件，将对欧亚地缘政治与能源合作格局产生持久而深远的影响。中亚地区与乌克兰同处独联体地区，并与俄罗斯关系紧密，乌克兰危机将对中亚地区稳定产生不利影响。乌克兰危机升级还破坏了俄欧能源合作的互信基础，2022年2月22日德国政府宣布暂停认证“北溪-2”号天然气管道项目。中亚地区资源较为丰富，石油出口约70%流向欧洲，天然气约20%输往欧洲，但绝大部分需要通过俄罗斯的管道输往欧洲。俄欧关系的紧张将使得中亚地区能源合作面临更加复杂的外部环境，欧洲降低对俄罗斯油气依赖也可能连带影响需从俄罗斯过境的中亚油气。

2021年以来中亚地区5国政治形势总体稳定，但在多国步入政治经济转型期、新冠肺炎疫情持续、大国博弈激化等内外因素共同作用下，地区政治形势更趋复杂，不确定性增强，风险因素增多。哈萨克斯坦执政党祖国之光党2021年以压倒性优势顺利赢得议会选举，总统托卡耶夫的执政地位进一步巩固，哈政府在保持原有政治架构基础上推进渐进式改革，确保了局势的总体稳定。但2022年伊始，哈国因能源价格上涨引发群众抗议并迅速演变为全国性骚乱，虽然此次骚乱在政府的有效应对以及俄罗斯的介入下很快平息，但反应了哈国在纳扎尔巴耶夫卸任后权力继承问题尚未完全解决，随着国家总体步入政治经济转型期，国内深层次矛盾易被激化，民众反政府示威和罢工事件趋于提升，内外因素影响下针对中资企业的事件也可能增多，总体看未来政局的不确定性增强，政治风险趋于提升。土库曼斯坦在别尔德穆哈梅多夫总统的持续执政下，政局保持了较高的稳定性，但在中亚地区各国纷纷完成政权更迭的背景下，土库曼斯坦也开始布局国家权力交接，短期政策和高层变动风险提升，长期看能否顺利实现权力交接和国家政治经济平稳转型仍存在不确定性。乌兹别克斯坦2021年新一届总统大选米尔济约耶夫总统以88%的高得票率胜选，成功连任，政局和政策稳定性进一步增强，但仍面临国内政治精英分化、民族矛盾激化等挑战。吉尔吉斯斯坦2020年议会选举导致的政治和社会动荡告一段落，新总统扎帕罗夫宣誓就职并通过修宪将国家体制由议会制改为总统制，组建新内阁，新政权得到有效巩固，但政局稳定性仍面临经济复苏缓慢、电力短缺、议会大选在即等短期挑战，以及地域矛盾、民众抗议传统、阿富汗安全风险外溢、大国博弈激化等长期威胁，总体政治风险较高。塔吉克斯坦政治形势总体稳定，拉赫蒙总统强有力的执政确保了政局的总体稳定和政策的延续性，但政权继承问题突出，经济民生发展相对落后，且面临严峻的反恐、反极端主义形势，未来政治和安全风险仍不容忽视[16,17]。

3.2 经济风险与挑战

2020年新冠疫情以来，中亚地区各国都在积极应对经济下行压力，努力改善民生，同时着眼于长远发展，纷纷制定中长期发展战略，逐步推进结构性改革，增强抵御外部风险的自主发展能力[16]。2020年受新冠疫情肆虐、国际大宗商品价格下跌等因素影响，中亚地区各国经济普遍下行，哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦还出现了近年罕见的负增长（见图11）。2021年以来，在疫情趋缓、油气价格上涨拉动下，各国经济复苏明显，GDP增长率转正，据惠誉集团数据，2021年中亚地区5国平均实际GDP增长率达4.4%，虽然各国复苏情况有所差异，未来增长前景总体看好。

图11 1995-2021年中亚地区5国GDP实际增长率

哈萨克斯坦是中亚地区经济强国，但经济结构单一，高度依赖资源采掘业，尤其是油气行业。2019年，油气约占哈国出口收入的50%，哈国政府收入约36%来源于油气。2020年在新冠疫情和低油价双重冲击下，哈国经济出现1999年以来的首次负增长，GDP增长率降至-2.6%；2021年经济复苏明显，据惠誉评级机构预测，哈国实际GDP增长率将转正为3.7%，预期2022年增长率达4.3%。但存在较高通货膨胀率、财政赤字等问题，未来新冠疫情反复及油价波动仍是影响哈国经济增长的主要因素，汇率波动、通胀拉高成本，财税赤字及油价上涨推动油气合作与税收政策调整等风险不容忽视[17]。

乌兹别克斯坦是中亚地区第二大经济体，仅次于哈萨克斯坦，但经济结构相对单一，主要依靠原料生产，“四金”行业（黄金、棉花、石油、天然气）是经济支柱性产业。2021年经济复苏势头强劲，据惠誉评级机构预测，实际GDP增长率由2020年的1.7%提升至6.2%，预计2022年仍将保持在6%的较高水平。近年来乌政府积极推动市场化经济改革，计划到2025年将75%的国有企业私有化，为经济增长创造了良好的政策环境。未来新冠疫情反复和大宗商品价格波动仍是乌国经济面临的主要风险，快节奏的经济改革也可能产生一定的负面影响，融资信贷激增，过快放松金融管制，货币自由化等措施可能提升债务、金融及汇率波动风险[18]。

土库曼斯坦是中亚地区第三大经济体，1999年以来保持了较高的经济增速，但经济结构单一，对油气行业特别是天然气生产高度依赖，天然气出口收益约占出口收入的80%。据惠誉评级机构预测，2021年实际GDP增长率由2020年的-0.6%转正为4%，预期2022年经济增长将得益于天然气需求和价格的总体回升，达到4.4%。但通货膨胀问题凸显，2021年通货膨胀率在中亚地区5国中最高，达到12.5%。土库曼斯坦长期保持超低外债水平，虽然降低了国家债务负担，但也反映了经济对外开放度不高，外资吸引力不足的问题，不利于经济长期发展[17]。

塔吉克斯坦是中亚地区经济欠发达国家，经济基础薄弱，结构单一，严重依赖铝、棉花和电力出口以及侨汇收入，油气工业在国民经济中分量较轻。2000年内战结束以来经济保持了较高增速，2020年受新冠疫情影响经济下滑明显，2021年有所复苏，但债务、财政赤字及通胀问题较为突出。据惠誉评级机构预测，2021年实际GDP增速将从2020年的4%提升至5.5%，在中亚地区5国中仅次于乌兹别克斯坦，但提升幅度最小，未来要恢复2016-2019年平均8.6%的高速增长存在较大挑战[18]。

吉尔吉斯斯坦是中亚地区最贫困的国家，人均收入最少，经济规模最小，以农牧业为主，工业基础薄弱，严重依赖金矿产业。2020年在新冠疫情以及国内政局持续动荡影响下，经济严重受挫，实际GDP增速降至1995年以来的历史最低水平，2021年随着疫情的缓和及政治形势趋稳，经济复苏明显，但财政赤字和外债问题突出，预计短期内仍难以摆脱政局动荡和疫情带来的负面影响。据惠誉评级机构预测，2021年吉国实际GDP增长率将从2020年的-8.6%转正至2.8%，2022年预计达5.4%[18]。

3.3 法律财税风险与挑战

土库曼斯坦油气行业法律法规体系较为健全，对外资参与本国油气资源勘探开发有明确的法律规定，出台多项涉及油气领域的法律法规。但油气行业决策权高度集中，总统直接负责制定国家油气战略、方针、政策，并亲自领导内阁、部委机构，总统个人及相关政治、外交因素对油气合作影响大，高层人事变动频繁，相关执法易受政治因素干扰[19]。土国油气财税体系较为简单，财税条款相对宽松，并且较为稳定，鲜有调整，据埃信华迈（IHS Markit）咨询公司发布的油气财税吸引力评价（中亚地区仅覆盖土库曼斯坦、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦4个国家），土库曼斯坦在中亚地区排名第三，优于哈萨克斯坦[20]。

哈萨克斯坦独立后，油气行业法律法规较为健全，较为注重合同权利保护。但行业决策和监管体制较为复杂，总统享有最高决策权，能源部、国民经济部、财务部、生态地质与自然资源部等多部委联合监管，办事程序较为繁杂，增加了企业面临的行政监管负担。哈油气财税体系较为复杂，油气财税条款相对严格，且相关政策、法律调整频繁，短线紧随市场形势来回调整，长线因资源相对丰富且民族主义意识较强，总体趋紧。据埃信华迈公司油气财税吸引力评价，哈萨克斯坦在中亚地区排名最后[20]。近年哈国油气财税的调整以正向为主但也注重加强环境监管，反映了哈国财税政策具有较高灵活性，及时调整适应油价波动、能源转型、低碳减排等行业趋势。近年主要财税政策调整包括：2018年出台新税法，引入“替代性地下资源税”，部分改善了油气财税条款；2021年颁布法令，规定2027年之后，当油价低于95美元/桶，海上项目免征石油出口关税；2021年哈萨克斯坦新《环境法》正式生效，进一步规范化环保监管措施，明确相关违规责任和惩罚措施[21]。

乌兹别克斯坦油气行业对外开放程度高，2016年米尔济约耶夫总统执政以来，持续推进行业改革，不断推出优惠政策，完善油气相关法律法规。乌油气财税条款宽松且灵活，包括矿区使用费在内的大部分财税条款可以协商，油气相关法律与财税调整多为正向，寻求积极改善财税政策，以吸引更多投资，促进油气勘探开发，据埃信华迈公司财税吸引力评价，乌在中亚地区排名第二[20]。2021年乌出台法令，取消了对天然气出口征收的消费税以及对进口天然气征收的进口关税，并取消了新签署合同的商业发现定金以及勘探区块土地税[21]。

塔吉克斯坦1997年内战结束以来，出台并修订了一系列法律，以鼓励外国投资，特别是油气行业投资，但油气行业在塔经济中分量较轻，并未涉及专门监管机构，机制尚不完备。油气财税体系简单，条款十分优惠，无矿区使用费、企业所得税、相关签字费及租金等，投资者产品分成比高达70%，根据埃信华迈公司油气财税吸引力评价，塔吉克斯坦是中亚地区得分最高的国家[20]。

吉尔吉斯斯坦油气行业上下游均对外开放，鼓励外国投资，允许外国投资者合资或独资进行油气勘探开发，国家地质和矿产资源管理署是能源行业主要监管机构。财税条款较为优惠，主要税种税率都处于全球较低水平，但油气财税调整较为频繁，历史上正向和负向调整相当。最近一次调整发生在2020年，上调了凝析油消费税，对投资者不利[19,21]。

3.4 能源转型风险与挑战

过去30余年，世界各国通过多种途径持续推动全球气候治理。继1997年《京都议定书》和2009年《哥本哈根协议》之后，2015年12月12日，《联合国气候变化框架公约》近200个缔约国在巴黎召开气候变化大会，通过了应对全球气候变化的《巴黎协定》，2021年联合国气候变化公约第26届大会（COP26）达成《格拉斯哥气候公约》，进一步加强全球气候承诺，并首次承诺逐步减少碳使用。在全球气候治理的持续推进下，低碳减排已成为全球共识，世界能源转型步入快车道。中亚地区各国也积极融入全球气候治理进程，虽然目前仅哈萨克斯坦正式做出“碳中和”承诺，但5国均已加入《巴黎协定》，更新或已提交关于碳减排的自主贡献文件，提出减排的阶段性目标（见表1），并将能源转型和绿色发展融入国家长期发展规划，出台政策或法律举措促进新能源发展，探索实施碳市场等价格措施。

表1 中亚地区5国签署《巴黎协定》及提交“自主贡献文件”时间

哈萨克斯坦托卡耶夫总统在2020年联合国气候雄心峰会上做出2060年前实现“碳中和”的承诺。早在2010年，哈萨克斯坦就提出向绿色经济转型的发展路线；2012年在其国家长期发展战略《哈萨克斯坦——2050》中纳入了新能源行业发展目标，计划到2050年将可再生能源在一次能源消费中的占比提升至50%以上；2018年重启碳排放权交易市场，是中亚地区唯一建立碳交易市场的国家[22]。土库曼斯坦提出2030年实现碳排放“零增长”的中期目标[23]。乌兹别克斯坦承诺到2030年将人均温室气体排放量在2010年基础上降低35%[24]。塔吉克斯坦承诺到2030年无条件减少温室气体排放至不超过1990年的60%～70%，在国际社会协助下达到不超过1990年50%～60%的目标[25]。吉尔吉斯斯坦承诺到2025年无条件将温室气体排放量减少16.63%，到2030年减少15.97%；在国际支持下2025年减少36.61%，到2030年减少43.62%，到2030年，单位GDP温室气体排放量减少35%[26]。

总体看，基于自身国情，中亚地区各国的碳减排措施相比于欧洲和其他发达经济体更为缓和，但充分展现了持续推进的决心和行动，未来中亚地区油气合作将面临低碳相关的政策、法律、环保、财税等多方约束。

4 中亚地区天然气合作策略建议

4.1 把握好“一带一路”倡议机遇，将中亚天然气合作做大做强

中亚地区5国处于“一带一路”倡议的中心区域，既是贸易、投资及产能合作的重点区域，也是互联互通的核心区域，是中国西向陆上能源通道所在地，也是连接中国与欧洲的重要枢纽。“一带一路”倡议的互联互通、互利共赢、绿色可持续的发展理念同哈萨克斯坦“光明之路”新经济政策、土库曼斯坦“复兴古丝绸之路”倡议等地区国家发展战略高度契合，2013年“一带一路”倡议提出以来，在双方的共同推动下，中国与中亚地区合作成果显著，2019年双边贸易额达到463.5亿美元。油气合作是中亚地区“一带一路”合作的重点，集中体现了中国与沿线国家资源与市场互补，投资与贸易并行，经济效益与战略利益兼顾的互利共赢合作，既有利于保障中国能源安全，也有助于沿线资源国经济总体发展。当前全球能源转型加速，低碳减排加压，中国做出碳达峰、碳中和承诺，进一步提出共建“绿色丝绸之路”倡议，中亚地区各国纷纷出台绿色发展战略的背景下，中国与中亚地区天然气合作的重要性更加凸显，空间十分广阔，需进一步抓住“一带一路”倡议机遇，将中亚地区天然气合作做大做强。

4.2 加强中亚地区能源外交，推动建立务实高效的多边和双边天然气合作机制

2020年中国天然气对外依存度上升至43%，从中亚地区进口天然气约占中国进口天然气总额的80%，中亚地区对确保中国天然气供应安全意义重大。2018年曾发生土库曼斯坦突然对华断供天然气事件，严重影响中国的天然气保供，需要进一步加强天然气多边和双边合作机制建设，确保与中亚地区天然气合作的稳定、高效和可持续发展。一是结合中亚地区国家政治特点，进一步完善高层互访和沟通机制，通过高层领导人的常态化互动，确保持续深化合作的总体战略方向，达成着眼长远利益和共赢发展的高层共识，消除因国际气价波动、国际市场供应短缺、气源竞争等短期因素造成的不利影响。二是积极利用“一带一路”和上海合作组织等多边平台，形成具有实际意义和约束力的多边能源合作机制，制定涉及能源出口国、过境国和进口国等不同利益主体的多边合作框架，形成地区能源合作共识和基本规则，确保能源合作的稳定、可持续发展。三是发挥政、企、学多方协同优势，构建能源政策法律、安全反恐、公司战略等综合性信息共享和咨询服务平台，提高能源合作的效率，降低能源合作风险。由政府牵头，企业和学术界合作，积极整合各方已有资源，携手共建对海外能源投资企业开放共享的信息知识平台，并构建由各国能源技术、能源战略、能源经济、法律、企业管理、信息等领域专家库，方便企业联系并提供具体咨询服务。四是积极推动多层次的能源合作俱乐部建设，针对中亚地区合作特点设立专门的天然气合作俱乐部、技术和人才交流论坛，从具体领域和企业、人才等具体合作主题入手，切实深化双边联系与合作共识。

4.3 巩固资源基础，提升天然气全产业链合作力度

中亚地区是中国天然气进口的重要来源地，目前建成的中亚天然气管道A/B/C线已具备550亿立方米/年的输气能力，2020年通过中亚天然气管道进口天然气约373亿立方米（土库曼斯坦272亿立方米、哈萨克斯坦68亿立方米、乌兹别克斯坦33亿立方米），占全年中国天然气进口总量的28%，未来，随着D线建成，中亚天然气管道将具备850亿立方米/年的输气能力，对保障中国天然气的安全供应将发挥更重要的作用。加大对管道上游气源的合作力度是保障管道持续稳定供气的重要举措。土库曼斯坦作为中亚天然气进口的主力来源，地位不可替代，应优先加大与土国天然气田的勘探开发合作。根据土国《2030年前油气工业发展规划》，土国将推动复兴气田群的开发上产，加快天然气产量增长。中国石油公司应加强对土国天然气资源评价、相关天然气田勘探开发潜力的研究，推进大型天然气开发项目合作，夯实能源通道资源基础。天然气产业链长、上下游依赖性强，资源国对天然气上下游的发展也有不同的规划，例如哈国2021年批准《哈国天然气工业发展综合规划》，将提高油气生产附加值，使哈国从油气原材料供应商向高附加值油气产品供应商转变，进行天然气调配系统数字化试点建设；土国和乌国计划新建多个天然气化工厂，加强天然气的综合利用等。在加强上游合作的同时，中国石油公司也应发挥产业链一体化的优势，加大与资源国天然气全产业链的合作，形成上下游利益的捆绑，以此来稳定天然气资源的长期稳定供给。

4.4 创新合作模式，迎合资源国能源转型趋势

当前，全球气候治理进入快车道，主要地区和国家陆续提出碳达峰、碳中和目标或愿景，中亚地区国家也积极融入全球气候治理进程，均已加入《巴黎协定》并提交“自主贡献文件”，做出阶段性减排承诺，哈萨克斯坦还率先做出“碳中和”承诺，并通过制定相关政策、法律文件将新能源与低碳减排融入国家长期发展规划。预期未来中亚地区油气合作将面临越来越多的低碳相关政策、法律、财税等约束。如何在资源国加快能源转型、大力发展低碳新能源的情况下，继续深化油气合作，道达尔能源公司在伊拉克的一揽子能源计划给出了较好的范本。2021年9月道达尔能源公司与伊拉克签署价值270亿美元能源合作协议，初期道达尔能源将在油气田开发、天然气处理、太阳能发电和海水淡化4大子项目投资100亿美元。该合作协议既考虑了伊拉克的大型油田开发，又有效利用油田的伴生气；既通过海水淡化提升了油田的生命力和可持续发展能力，又通过太阳能发电为油田和相关公用事业工程提供电力，可谓“一举多得”，完美诠释了道达尔能源在支持生产国进行能源转型的背景下可持续发展新模式。中国石油公司在中亚地区的天然气合作也可以借鉴道达尔能源的作法，结合资源国低碳转型的实际需求与新能源发展规划，探索“天然气+”的合作模式，共筑双方紧密的能源合作关系。