RCEP成员国天然气产业发展现状及展望

余功铭钟文新谯茗之赵嘉莹

（1.中国石油集团经济技术研究院，北京 100007；2.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051；3.四川大学，四川 成都 610225）

0 引言

《区域全面经济伙伴关系》（Regional Comprehensive Economic Partnership，RCEP）是2012年由东盟发起，历时8年，于2020年11月15日由东盟10国（印度尼西亚、马来西亚、菲律宾、新加坡、泰国、文莱、越南、老挝、缅甸、柬埔寨）与中国、日本、韩国、澳大利亚、新西兰等15个成员国签署的协定。2022年1月1日，RCEP协定正式生效，标志着当前世界上人口最多、经济体量和经贸规模最大、最具发展潜力的自由贸易区正式启航。RCEP协定的启动，将进一步促进本地区的产业链和价值链的融合，为区域经济一体化和贸易自由化、全球化注入了强劲动力，对我国能源市场的发展也具有十分重要的意义。

随着我国环境战略的发展，清洁能源替代不断增长，天然气作为清洁能源的过度燃料，对我国实现双碳目标至关重要。RCEP国家（除中国外，下同）丰富的天然气资源，不仅将对我国能源系统产生诸多积极的影响，而且在全球天然气供需及贸易中也占有重要地位。因此，研究RCEP成员国的天然气资源禀赋、供应和需求、及其进出口贸易的现状与前景，具有重大意义。

1 RCEP地区天然气资源概况

1.1 天然气资源量及分布

RCEP区域内，天然气资源主要分布于海上。东盟地区已发现油气资源主要位于中国南海及印度尼西亚周边海域，少部分位于苏门答腊岛陆上。2021年，东盟地区天然气储量为5.31×1012m3，占亚太地区天然气储量的28.7%，占全球天然气储量的2.8%。该地区天然气储量主要位于马来西亚（2.30×1012m3）、印度尼西亚（1.23×1012m3）和越南（0.65×1012m3），3国合计占东盟地区天然气储量的78.7%（表1）。目前，老挝和新加坡暂无探明天然气储量，柬埔寨仅有少量石油探明储量。大洋洲地区已发现天然气资源主要位于澳大利亚西北部海域［2]，少部分位于澳大利亚中东部陆上。2021年，大洋洲地区天然气储量为2.44×1012m3，占亚太地区天然气储量的13.2%，占全球天然气储量的1.3%。其中，澳大利亚和新西兰天然气储量分别为2.38×1012m3和0.055×1012m3。

表1 2010—2021年东盟各国天然气储量统计表 单位：1012 m3

1.2 待发现天然气资源丰富，勘探潜力大

据中国石油勘探开发研究院和睿咨得能源咨询公司的数据显示，东盟地区石油与天然气待发现资源集中分布在印度尼西亚、越南和马来西亚等国家［1]；老挝和新加坡待发现油气资源缺乏数据，柬埔寨仅有少量待发现天然气资源。2020年东盟地区待发现天然气可采资源量为2.78×1012m3，占亚太地区的40.1%，占全球的1.2%。其中，印度尼西亚、马来西亚和越南待发现天然气可采资源量分别为1.37×1012m3、0.37×1012m3和0.33×1012m3，3国合计占东盟待发现天然气可采资源量的74.3%。待发现油气资源丰富，主要分布于澳大利亚。大洋洲地区待发现天然气可采资源量为1.93×1012m3，占亚太地区的27.8%，占全球的0.9%，几乎都来自澳大利亚［1]。

1.3 天然气产量增长乏力

近十年区内天然气产量年均增长2%。除了近两年受新冠肺炎疫情影响，RCEP地区天然气产量出现下滑外，前期基本保持小幅增长态势。2019年天然气产量为0.34×1012m3，为近十年来的峰值产量，也是历史最高产量。2021年区内天然气产量较2019年下滑近0.025×1012m3，其中东盟地区天然气产量为0.20×1012m3，占亚太地区天然气产量的30.5%，占全球天然气产量的4.9%。马来西亚、印度尼西亚和泰国是该地区主要的天然气生产国，2021年天然气产量分别为0.069×1012m3、0.058×1012m3和0.034×1012m3，3国合计占东盟地区天然气产量的78.5%。柬埔寨、老挝以及新加坡不生产天然气。近年来，东盟地区天然气产量呈小幅下降态势［3]，天然气产量相对较高。2021年，大洋洲地区天然气产量为0.16×1012m3，占亚太地区天然气产量的23.8%，占全球天然气产量的3.8%，产量几乎全部来自澳大利亚。近年来，大洋洲地区天然气产量呈较快增长态势（表2）。

表2 2010—2021年RCEP地区各国天然气产量统计表 单位：108 m3

1.4 油气对外合作

东盟地区的油气工业主要由外国公司主导。目前在东盟油气资源国上游领域开展合作的外国公司包括国际石油公司和国家石油公司，它们在多个国家都占有较高份额的油气储量［3]。其中，外国公司在缅甸占有的石油和天然气储量分别高达61%和82%。外国公司在东盟地区的天然气生产中也占据重要地位，其中泰国、缅甸以及文莱等国家一半以上的天然气产量来自外国公司（表3）。

表3 2021年外国公司在东盟国家的油气上游领域合作概况

1.4.1 东盟地区

国际石油公司在部分资源国上游领域独占鳌头。在东盟地区油气合作中参与程度较高的国际石油公司主要是雪佛龙、壳牌和埃克森美孚，其次为BP和道达尔能源。2021年，在石油领域，国际石油公司在文莱、印度尼西亚、菲律宾和马来西亚等国占有的储量份额均超过30%，其中在文莱的占比高达51%以上；在文莱和马来西亚占有的产量份额较高，在30%左右。在天然气领域，国际石油公司在文莱、菲律宾、越南和泰国占有的储量份额均超过30%，其中在文莱的占比高达59%；国际石油公司在文莱、泰国占有的产量份额较高，分别为58%和44%。由于印度尼西亚国家石油公司对本国到期区块拥有优先购买权，近年国际石油公司在该国油气上游领域的地位有所下降，但油气储量份额仍分别超过33%和23%，油气产量份额则分别超过12%和15%。

国家石油公司也是东盟地区油气上游领域重要的外资参与者。在东盟地区开展油气合作的国家石油公司主要来自亚洲地区，包括泰国国家石油公司勘探和生产分公司（PTTEP）、马来西亚国家石油公司（Petronas）、韩国国家油气公司（KNOC）、印度国家石油公司（ONGC）以及中国海洋石油集团有限公司（以下简称中国海油或CNOOC）等。其中，作为区内表现活跃的国家石油公司之一，泰国国家石油公司勘探和生产分公司主要在缅甸和马来西亚开展作业，其在缅甸占有的天然气储量和产量份额分别是23%和29%。来自亚洲地区以外的国家石油公司主要有俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）、西班牙雷普索尔（Repsol）公司、俄罗斯石油公司（Rosneft）、奥地利石油天然气集团（OMV）等。其中，俄罗斯天然气工业股份公司在越南占有的天然气储量和产量份额分别为6%和11%，雷普索尔在印度尼西亚占有的天然气产量份额为5%。

1.4.2 大洋洲地区

外国公司在油气勘探开发领域参与程度高。大洋洲地区国家没有自己的国家石油公司，且油气上游领域全面对外开放，吸引了以国际石油公司为主的多家外国公司投资。目前，外国公司在澳大利亚占有的石油与天然气储量份额别为53%和64%，在新西兰占有的石油与天然气储量份额分别为42%和31%；外国公司在澳大利亚占有的石油与天然气产量份额分别为38%和54%，在新西兰占有的石油与天然气产量份额分别为32%和30%。在大洋洲地区油气上游领域开展合作的外国公司以国际大石油公司为主，此外包括日本Inpex公司、中国海油以及奥地利石油天然气集团等［2]。

国际石油公司主要在澳大利亚开展上游业务。在大洋洲地区作业的国际石油公司主要有壳牌、雪佛龙、埃克森美孚和道达尔能源等公司。2021年，国际石油公司在澳大利亚持有的石油资产超过4.6亿桶，占该国石油储量的份额为30%，天然气资产超过60亿桶油当量，占该国天然气储量的份额为55%。2021年，澳大利亚石油产量排名前三的国际石油公司是雪佛龙、壳牌和埃克森美孚，产量合计近500×104t；天然气产量排名前三的国际石油公司是壳牌、雪佛龙和埃克森美孚，产量合计超过500×108m3。

1.5 液化天然气加工能力

近十年来，区内LNG加工能力呈快速增长态势。2021年区内国家LNG加工能力为1.54×108t，为2011年的2.27倍，年均增长超过10%。区内LNG加工能力较强的国家有澳大利亚、马来西亚和印度尼西亚，三国合计产能近1.5×108t。尤其是澳大利亚，现有十个LNG加工厂，合计产能达8 780×104t（表4），为目前世界第一大LNG生产国。

表4 2010—2021年RCEP国家LNG加工能力 单位：106t

1.6 天然气再气化能力

近十年来，区内LNG气化能力呈小幅增长态势。2021年区内国家LNG气化能力为0.53×1012m3（3.9×108t），较2011年增长19%。区内LNG气化能力增长缓慢主要原因是日本和韩国前期已经得到快速发展，LNG气化能力规模较高，分别到达0.28×1012m3（2.1×108t）和0.19×1012m3（1.4×108t），目前处于近饱和状态。而东南亚国家印度尼西亚和马来西亚尽管是LNG出口国，由于国内天然气消费需求持续增长，近年来同时发展LNG进口终端建设。由于管道气进口日渐萎缩，新加坡也积极发展LNG进口终端建设，目前LNG气化能力超过150×108m3（表5）。

表5 2010—2021年RCEP国家LNG气化能力 单位：108 m3

2 RCEP区域油气资源勘探开发前景

截止到2020年底，东盟和大洋洲地区待发现天然气可采资源量合计为4.89×1012m3，未来勘探新发现潜力较大。根据目前的评价数据，未来新发现潜力区主要位于南海及西澳大利亚周边海域。

2.1 油气储量呈下滑趋势

近年来，东盟地区天然气储量总体呈下滑态势，大洋洲地区天然气储量保持稳中略降态势。综合分析目前区内主要资源国的上游政策及激励措施，以及在该区域开展业务的国际石油公司和国家石油公司的发展战略与勘探投资计划等，同时考虑国际油价波动和天然气产量增减等影响因素，预计未来东盟和大洋洲地区的天然气储量将呈递减趋势。

2.2 东盟天然气产量小幅下降，大洋洲天然气产量先抑后扬

近年来，东盟资源国天然气产量均出现不同程度下降。采用与石油产量分析预测类似的方法，预计未来东盟地区天然气产量将会持续下降［4]，但年均下滑幅度低于1%，小于石油产量的下降幅度。到2025年和2030年，预计东盟地区的天然气产量分别降至0.16×1012m3和0.16×1012m3［5]（图1）。

图1 RCEP资源国天然气产量预测图

近年来，随着澳大利亚多个液化天然气项目相继投产，大洋洲地区天然气产量持续稳步增长。由于澳大利亚部分老油气田产量出现递减，同时一些新项目开发出现延期，预计短期内大洋洲地区的天然气产量会有所下降，而后随着新项目陆续投产，天然气产量还会逐步回升。综合分析目前主要资源国的油田生产状态，包括在产、在开发、已发现未开发和待发现油田的储量对未来石油产量的影响，以及经营公司的油田开发投资计划进展［6]，预计2025年大洋洲地区的天然气产量将下降至0.14×1012m3，2030年将回升至0.16×1012m3（图4）。

图4 近三年韩国天然气消费领域占比

3 天然气消费概况

3.1 消费现状

区内天然气消费基本保持平稳。2021年，区内各国天然气消费量为0.37×1012m3，与新冠肺炎疫情前水平相当，仅相差35×108m3。近十年区内天然气消费量基本保持在0.37×1012m3左右。区内国家天然气消费量差异大。主要消费国有日本、韩国、泰国和澳大利亚，四国消费量分别为0.11×1012m3、0.08×1012m3、0.05×1012m3和0.04×1012m3（表6），4国消费量占RCEP区内消费量的72%。其中，仅日本一个国家天然气消费量就占RCEP地区天然气消费量的29%。

表6 2010—2021年RCEP国家天然气消费概况 单位：108 m3

天然气消费以发电和工业用气为主。2019—2021年近三年里，区内各国天然气消费量合计1.10×1012m3。其中，天然气发电消费量0.57×1012m3，占比51.8%；工业用气消费量0.31×1012m3，占比28.4%；居民用气消费量0.08×1012m3，占比7.4%；商业用气消费量0.047×1012m3，占比4.3%；交通运输用气消费量0.017×1012m3，占比1.5%；其他用气消费量0.07×1012m3，占比6.6%。

图2 近三年RCEP区域内天然气消费领域占比图

区内国家天然气消费结构存在差异。区内主要消费国家中，日本发电用气占比高达66%，其次是泰国占比59%，而印度尼西亚和澳大利亚则不足30%；印度尼西亚和澳大利亚的工业用气高达55%以上［7]，而日本和韩国工业用气不足20%；居民用气方面，韩国居民用气近20%（图3、4），澳大利亚也在10%以上，而印度尼西亚和泰国的居民用气近于零（表7）［8]。

表7 2019—2021年RCEP区内主要国家天然气消费结构统计表

图3 近三年日本天然气消费领域占比

3.2 消费形势展望

天然气消费保存持稳中略升态势。随着区内国家经济恢复，预计消费将保持小幅增长，年均增幅略高于1%。由于日本继续恢复启动部分核电，加之碳减排承诺而大力发展可再生能源，预计未来日本天然气消费减会出现减少。澳大利亚和新西兰也会因可再生能源在能源消费中比重的提升，而减少天然气需求。其他东盟国家由于经济较快发展和人口较快增长，天然气消费需求均会增长。根据区内未来经济发展状况和人口增长水平分析，预计2025年天然气消费量为0.38×1012m3，2030年至0.41×1012m3。

表8 2021—2030年RCEP区内各国天然气消费量 单位：108 m3

4 区内天然气进出口概况

RCEP区内主产地区大洋洲和东南亚，天然气供应充足。除了满足本地区消费需求外，还可以向区外出口。而东北亚的日本和韩国消费需求旺盛，由于没有国际天然气管道，因此需要大量进口LNG。区内天然气贸易主要为LNG，管道气贸易仅限于印度尼西亚、马来西亚和新加坡三国间及缅甸—泰国之间，且贸易量有限［9]。

4.1 管道气贸易量处于萎缩阶段

近年来区内管道气贸易量在150×108～210×108m3范围内，自2015年后贸易量持续减少。2020年，区内国家管道气贸易量为160×108m3，较上年减少3×108m3，降幅1.8%。与2015年贸易量213×108m3相比，下降了近30%。区内主要贸易国印度尼西亚和缅甸为管道气净出口国，新加坡和泰国为管道气净进口国，而马来西亚既是进口国又是出口国。随着缅甸海上气田产量下滑，该国出口至泰国的管道天然气会减少。以及印度尼西亚国内消费需求持续增长，在出口合同到期后，将不再出口印尼西北部天然气至新加坡和马来西亚。预计，未来区内管道气贸易会进一步萎缩。

表9 2010—2021年RCEP区内各国管道气贸易概况 单位：108 m3

4.2 LNG贸易量

区内LNG进口量小幅波动。近五年，RCEP区内LNG贸易量在1.3～1.4×108t（1 780～1 920×108m3）范围内。2021年，LNG贸易量为1.38×108t（1 890×108m3），贸易量占亚太地区的50%以上，同比增速达5.5%。进口国家主要来自日本和韩国（表10）［10]，两国进口量占区内进口量的88%。近年来，由于部分核电项目重启，日本LNG进口稳中略降。而泰国因国内天然气产量下滑，以及进口管道气不足，LNG进口保持增长，2021年进口量670×104t，同比增速为20.5%。由于需求持续增长，印度尼西亚近年来也在小幅提升LNG进口，进口373×104t，同比增速至43.3%。2020年缅甸也加入LNG进口国队伍，由于基础设施不完善，LNG进口量有限，2021年缅甸LNG进口28.3×104t。未来上述态势将会延续，RCEP区内LNG进口量不会有太大增长，预计，区内LNG进口量将在1.5×108t上下波动。

表10 2010—2021年RCEP地区国家LNG进口量 单位：106t

LNG出口量持续增长。近年来，RCEP区内LNG出口量持续稳步增长，自2011年的7 220×104t上升至2021年的1.25×108t（表11），年均涨幅7.3%。其中，澳大利亚自2011年出口量1 920×104t，增长至2021年7 980×104t，年均涨幅31.6%。面对陆上LNG项目原料气供应不足压力，在加大近海其他开发力度的同时，近年来马来西亚还重点发展FLNG项目，以增加LNG出口量。目前马来西亚是全球唯一拥有两艘FLNG船的国家，利用其装备优势，马来西亚可以有效开发先前的边际气田，进一步保障出口能力的提升［11]。

表11 2010—2021年RCEP地区各国LNG出口量 单位：106t

LNG项目开发进展缓慢。目前，RCEP区内仅产能500×104t的澳大利亚Pluto LNG T2项目做出了最终投资决定。而印度尼西亚产能为950×104t的Abadi LNG项目最终投资决定多次延期，目前没有项目进展迹象。其他，再无在开发LNG项目。因此，未来RCEP区内LNG出口量不会有太大变化，预计区内LNG出口量将维持在1.4×108t范围内。

4.3 LNG贸易价格

LNG进出口价格跟随国际油价而波动。2021年，全球主要市场天然气价格大幅上涨，并创历史新高。东北亚LNG进口均价随油价走高，LNG现货价格因区内经济复苏需求强劲而强势上涨，LNG现货价格明显高于长贸合同价格。同时，美国极端天气频发叠加LNG出口大幅提升，需求增长、供应收紧，HH现货价格同比上涨。美欧亚三地年度均价之比为1∶4.1∶3.7，并罕见欧洲现货年均价高于亚洲现货年均价（图5）。

图5 2017—2021年天然气和LNG价格走势

LNG现货价格快速增长，并创历史新高。2021年，经济和环保因素推动东北亚需求快速增长，叠加欧洲气价高企的联动影响，东北亚LNG现货到岸年均价为14.5美元／MMBtu，同比大幅上涨279.1%，超过LNG长贸合同价格，创历史新高［12]。

LNG进口价格随油价大幅上涨。区内LNG进口国多为长贸合同购买，进口价格随油价涨跌而上下波动。2021年，受油价上涨影响，东北亚地区LNG进口均价同比上涨51.1%，为10.7美元／MMBtu。其中，日本均价为9.59美元／MMBtu，同比上涨29.4%，月度低点5.52美元／MMBtu，月度高点11.13美元／MMBtu，（图6）；韩国均价为10.3美元／MMBtu，同比上涨41.0%。

图6 2015－2021年日本LNG进口月均价走势图

表12 2010—2021年RCEP区内部分国家LNG进口年均价单位：美元／MMBtu

出口国LNG价格上涨，出口收入大幅提高。区内LNG出口国长贸合同销售量1.13×108t，占其产能的75.7%。其中，澳大利亚长贸合同销售量7 512×104t，占其产能的85.6%。2021年，受国际油价上涨影响，澳大利亚LNG出口均价同比上涨42.8%，为10.2美元／MMBtu（表13）。2021年澳大利亚LNG出口7 980×104t，出口收入达423.26亿美元。

表13 2010—2021年RCEP区内部分国家LNG出口年均价 单位：美元／MMBtu

未来液化天然气长贸合同价格总体上呈上升态势。由于长贸合同与国际油价挂钩，其走势也将随油价涨跌而波动。预计未来五年RCEP区内LNG长贸合同价格将呈增长态势，且增长幅度不及现货增幅（图7）。而随着在建LNG项目的相继投产，且长贸合同占比不高，导致现货市场供过于求，预计2027年以后长贸合同价格低于现货价格的态势将会出现反转［6]。

图7 2015—2040年区内天然气和LNG价格预测图

6 结论

1）RCEP国家天然气资源禀赋存在差异，在天然气供需方面可形成互补。日本和韩国天然气资源极为匮乏，天然气需求严重依赖进口，中国是天然气消费大国，天然气对外依存度也较高。而澳大利亚、马来西亚、印度尼西亚等国天然气资源丰富，是天然气主要供应国，因此RCEP国家之间在天然气供需方面具有较强的互补性。

2）RCEP生效后可以降低天然气贸易成本，利于我国加大从东盟国家LNG进口量。我国天然气供应不足，需要进口大量LNG，RCEP生后，由于贸易壁垒减少，通关更加快捷，我国进口澳大利亚和东盟国家的天然气成本将有所下降。东盟国家与我国有传统的友好关系，在RCEP框架下，加大东盟国家LNG进口量将有利于保障我国能源供应安全。

3）RCEP协定将促进我国能源企业“走出去”，与资源国在能源领域深化合作。能源贸易发展到今天，越来越重视以基础设施为核心的互联互通。尤其是天然气贸易，RCEP地区加强LNG进口、出口终端以及天然气管道等基础设施建设，以产业合作带动能源领域的投资合作，可提高我国能源的可获得性。因此，我国能源企业要牢牢抓住RCEP协定的合作机遇，在获得优质的清洁能源的同时，继续发展我装备、技术和人才优势，促进我国能源企业“走出去”，并以“组合拳”的模式与资源国开展深入合作。