到2035年，中国的需求将增长一倍以上，并且将继续增长，这主要得益于强有力的空气质量政策(图表2)。 中国的天然气来自哪里?
2017年，64%的中国需求是由国内供应。 本地供应量有可能从2017年的1530亿立方米增长到2035年的2300亿立方米，导致国内供应份额下降至45%。
另外15%来自管道燃气，主要来自土库曼斯坦，经过中亚管道运输(每年350亿立方米[bcma])以及缅甸(每年30亿立方米)。随着俄罗斯西伯利亚电力管道于2019年上线并到2025年达到380亿立方米的全部产能，这一份额还将增加。我们还预计，中亚-中国天然气管道的利用率将有所增长(目前产能为550亿立方米)，建设来自土库曼斯坦的第四条管道D线，产能为300亿立方米。
2017年LNG项目提供520亿立方米液化天然气，平衡了市场供求。
将来，所有平衡量可能来自LNG或通过新的管道。预计2025年天然气需求缺口将达到约500亿立方米，2035年将达到约1000亿立方米(不包括目前液化天然气供应已经满足的需求)。
通过扩建“西伯利亚力量”(Power of Siberia)管道，并与液化天然气(LNG)展开竞争以抢占市场份额，俄罗斯向中国市场输送更多天然气是一个有希望的选择:
俄罗斯西西伯利亚和东西伯利亚拥有丰富的天然气储量。
与LNG货物相比，运往中国的俄罗斯天然气具有竞争力的成本，包括所有额外的资本支出。
俄罗斯天然气的货币化替代选择(例如，天然气转化为化学品和化肥)规模较小，对丰富的天然气资源基础的开发程度有限，无法实现广泛开发。
2017年，俄罗斯生产了6910亿立方米天然气; 其中66%用于国内消费，其余用于出口，主要通过管道输送到欧洲。 俄罗斯拥有70万亿立方米的可采气体储量，储采比约为100年(图表3)。 主要的天然气生产区域是亚马尔-涅涅茨自治区Okrug(YaNAO)在西西伯利亚，占产量的80%和储量的55%。 另一个拥有大量天然气储量的有前途的地区是东西伯利亚(克拉斯诺亚尔斯克，伊尔库茨克和雅库特)。
俄罗斯传统天然气生产成本为每百万英式热量单位(mmbtu)0.5美元至1.0美元，包括资本支出和矿物开采税。 新开发的东西伯利亚的供应成本更加昂贵(图表4)。
目前，没有管道将天然气从YaNAO运往东西伯利亚并进一步运往中国， 但是“西伯利亚力量”管道将于2019年将中国与东西伯利亚连接起来(图表5)。另有距离大约1,500公里(当前“西伯利亚力量”管道长度的一半)的新管道将连接西西伯利亚和东西伯利亚(分别是托木斯克和伊尔库茨克地区)。
通过来自俄罗斯的潜在新管道输送到中国的天然气总成本约为东西伯利亚天然气6美元/mmbtu，西西伯利亚天然气6～7美元/mmbtu，包括从YaNAO到托木斯克，新托木斯克的运输成本 - 伊尔库茨克管道资本支出和所有税收。这比主要液化天然气企业(卡塔尔除外)的未来全部成本低于1～2美元/平方米。
当我们从俄罗斯边境到华东地区的需求中心增加约1美元/ mmbtu作为运输关税时，俄罗斯天然气仍然是最便宜的选择之一(图表6)。
这使得来自俄罗斯的额外天然气产出相对未来的液化天然气货物具有潜在竞争力。 另外50至70亿克朗的俄罗斯天然气可以在15到30年内进入中国，每年为俄罗斯生产商和中国客户提供高达30亿美元的可分配盈余。
来自YaNAO的俄罗斯天然气的主要替代货币化选择是液化天然气: 即使没有免税额，中国亚马尔半岛的液化天然气的全部成本为每百万英热单位6至7美元，具体取决于航运路线(北海航线更便宜)。
与此同时，液化天然气不是东西伯利亚内陆资源基地的可行选择。取而代之的包括氨和尿素的生产，甲醇及其衍生物的生产，以及从气体到液体的生产。这些选择的成熟技术是资本支出密集型的(每十亿立方米的天然气原料成本为10亿至15亿美元)，支持的最大单位容量为15至30亿立方米，这与100至300 亿立方米的标准管道容量相差甚远
由此可见，在未来战略方面，俄罗斯和中国的石油和天然气公司以及全球LNG公司应考虑通过扩大西伯利亚力量管道向中国输送额外天然气产量的可能性。
