01报告摘要
本报告以“战略转型中的能源巨头”为核心定位，聚焦全球最大天然气生产商俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）。作为控制全球约 25% 天然气产量的能源巨头，其呈现“资源优势显著但短期承压”的整体特征：一方面拥有世界最大天然气储存量和运输系统，2024 年位列《财富》世界 500 强第 102 位；另一方面受欧盟制裁等因素影响，2024 年录得 1.08 万亿卢布净亏损，对欧洲供气量较 2019 年锐减 80%。
关键发现
- 财务表现
：2024 年营收 1002.5 亿美元，EBITDA 310 亿美元，净亏损 73.8 亿美元，出现 24 年来首次年度亏损，货币储备大幅下降。 - 市场转型
：全球产量占比 15.27%，LNG 业务占比 7%，亚马尔 LNG 产能达 2000 万吨/年，北极 LNG - 2 项目投产；中国已成为最大出口市场，2024 年对华输气量 300 亿立方米，占出口总量 40%。 - 地缘风险
：欧盟制裁导致欧洲市场份额骤降，预计 2034 年对欧供气量将降至 340 亿立方米，面临 15 万亿卢布预算缺口；北溪管道事件后加速战略东移，推进西伯利亚力量 2 号等管道项目。
核心建议
- 市场多元化
：加快亚洲市场布局，2025 年实现对华供气 380 亿立方米设计产能，同步开拓土耳其等新兴市场。 - 成本优化
：实施裁员与部门重组，将 2025 年 1.52 万亿卢布投资预算重点投向东部产能建设，压缩非核心支出。 - 技术自主
：突破 LNG 关键设备进口限制，提升北极项目本土化率，应对西方技术封锁。
核心矛盾：Gazprom 正经历自苏联解体以来最严峻的战略转型，其拥有的 48 万亿立方米天然气储量（占全球 19%）与短期财务压力形成尖锐对比，需在 2025 - 2030 年窗口期完成从“欧洲管道供应商”到“全球综合能源商”的角色转变。
02企业概况与商业模式
发展历程：从国有垄断到全球化布局
俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）的发展历程深刻反映了俄罗斯能源产业的转型轨迹。公司前身为苏联天然气工业部，1989年完成企业化改革，1993年正式注册为股份公司，在苏联解体后的私有化浪潮中保留了国有资本主导地位。其关键战略节点包括：2011年北溪一号管道投产（年输气能力550亿立方米），2019年西伯利亚力量管道对华通气，以及2022年后加速推进的"东转"战略，标志着市场重心从欧洲转向亚洲。作为全球最大天然气公司，其业务版图已覆盖勘探开发、管道运输、LNG生产全产业链，控制着全球17%的天然气储量和俄罗斯72%的国内储量。
股权结构与治理特征
Gazprom的国有属性决定其战略决策深度绑定国家能源安全目标。俄罗斯政府通过直接持股和国有机构间接控制，使公司成为实施能源外交的核心工具。这种治理结构在危机时期表现尤为显著：2022年北溪管道事件后，公司迅速调整出口策略，将中国市场天然气供应量提升至年度出口总量的35%，并通过萨哈林二号LNG项目（俄罗斯首个LNG出口设施）拓展日韩市场，形成"管道+LNG"双轨输出模式。截至2025年，其49.22万名员工构成的庞大组织体系，仍保持着国有企业典型的层级化管理特征。
商业模式画布解析
核心资源与价值网络
资源护城河：15.8万公里的管道网络（全球最大）串联起西伯利亚巨型气田与欧亚消费市场，其中北溪系列管道、西伯利亚力量管道构成跨大陆能源走廊。26座LNG工厂（含北极LNG项目）形成年产能超8000万吨的液化能力，支撑其全球5%的LNG市场份额。
客户细分与定价机制
传统上依赖欧洲市场（曾占出口量60%），通过长期合同（通常与油价挂钩）锁定收益；亚洲市场采用"目的地灵活定价"，对中国出口价格较欧洲溢价约12%-15%。2023年数据显示，中国已超越德国成为最大单一买家，日本、韩国通过LNG采购占其亚洲出口的28%。
盈利逻辑与成本结构
采用"资源-管道-长协"闭环模式：上游依托西西伯利亚气田低成本开采（井口成本约0.8美元/千立方英尺），中游通过自有管道运输降低边际成本，下游以20-25年长期合同保障现金流。2024年财报显示，其天然气销售业务毛利率达42%，其中LNG业务贡献增量利润的65%。
北极LNG项目作为战略支点，不仅开发亚马尔半岛超万亿立方米储量，更通过破冰船运输技术实现全年通航，使亚洲交货周期缩短至3-5天，较传统航线成本降低18%。这种"资源控制+基础设施+市场绑定"的三维模式，构成了Gazprom在全球能源市场的独特竞争优势。
03外部环境分析
地缘政治与能源转型双重冲击框架下的外部环境特征
Gazprom 的外部环境正经历地缘政治冲突与全球能源转型的双重结构性冲击。一方面，欧盟对俄罗斯的多轮制裁持续升级，2025 年 2 月第 16 轮制裁明确禁止欧盟企业向俄提供油气开采设备、技术及维护服务，同年 5 月第 17 轮制裁将 189 艘俄罗斯“影子舰队”船只纳入制裁清单，7 月第 18 轮制裁进一步禁止与北溪天然气管道相关的交易，并将 G7 原油价格上限降至 47.6 美元/桶，直接削弱了 Gazprom 的欧洲市场通道与技术获取能力。另一方面，全球能源结构加速向低碳转型，天然气作为过渡能源的战略价值凸显，但区域需求分化显著——国际能源署（IEA）数据显示，欧洲天然气需求预计下降 7%，而亚洲市场需求增长达 9%，形成“西降东升”的格局。
PESTEL 框架下的关键影响因素
政治与法律维度：制裁围城与市场重构
欧盟制裁已形成全链条封锁：北溪管道自 2022 年 9 月遭破坏后，因欧盟禁止相关维修技术与资金往来，长期处于停运状态，导致 Gazprom 对欧洲供气量从 2019 年峰值锐减，预计 2034 年对欧供气量将降至 340 亿立方米，较 2019 年减少 5 倍。与此同时，亚洲市场呈现政策支持红利，中国天然气行业在 2025 年进入成本下行周期，进口管道气及部分 LNG 中长协价格预计逐年下降，为 Gazprom 转向亚洲提供了战略窗口。
经济与技术维度：成本劣势与价格波动
在全球 LNG 市场竞争中，Gazprom 面临显著成本劣势。卡塔尔 LNG 项目成本仅为 2 美元/百万英热，而其北极 LNG 项目成本高达 4.2 美元/百万英热，差距达 110%。价格方面，EIA 预测 2025 年天然气价格为 3.55 美元/百万英热，2026 年回升至 4.09 美元/百万英热，成本与价格的倒挂压力加剧了盈利挑战。技术封锁进一步放大困境，欧盟对俄油气设备及技术出口的禁令，直接制约了 Gazprom 北极项目的开发效率与现有设施维护能力。
波特五力模型下的市场竞争格局
行业竞争强度：新兴供应方挤压市场份额
全球 LNG 市场呈现供应端多元化趋势，卡塔尔 Petroleum、Cheniere Energy 等企业凭借低成本优势快速扩张，2031 年全球 LNG 市场规模预计达 16,380 亿元，年复合增长率 5.7%。Gazprom 在欧洲市场的传统优势被美国 LNG、卡塔尔 LNG 替代，而亚洲市场需与澳大利亚、美国等供应商竞争，中国、印度等新兴需求方的议价能力显著提升。
替代品威胁：能源转型加速燃料替代
欧洲为实现“Repower 计划”，计划到 2027 年底全面禁止俄罗斯天然气进口，转而发展可再生能源与氢能，天然气在能源结构中的占比面临长期下行压力。尽管天然气在亚洲仍处增长期，但可再生能源成本的快速下降可能缩短其增长周期，对 Gazprom 构成长期战略威胁。
市场规模与区域分化趋势
全球天然气市场呈现 “亚洲增量、欧洲减量” 的鲜明特征。IEA 数据显示，欧洲天然气需求持续萎缩，2024 年市场占比已显著下降，而亚洲市场需求以年均 9%的速度增长，印度、东南亚成为主要增长引擎。Gazprom 对欧洲和土耳其的供气量已从 2019 年的高点下滑，未来需通过“西伯利亚力量”管道等项目加大对亚洲出口，但面临管道建设周期长、地缘政治风险高等挑战。
核心机会与威胁总结
- 机会
：亚洲天然气需求年增 9%，中国进口成本下行周期提供价格优势窗口，全球 LNG 市场规模 2031 年将达 16,380 亿元。 - 威胁
：欧盟制裁导致北溪管道永久停运，欧洲供气量 2034 年或降至 340 亿立方米；北极项目成本（4.2 美元/百万英热）远超卡塔尔（2 美元/百万英热），技术封锁加剧竞争力差距。
综合来看，Gazprom 的外部环境呈现“高政治风险、高成本压力、市场格局重构”的三重挑战，其战略调整需聚焦亚洲市场开发、成本控制及技术自主化，以应对地缘政治与能源转型的双重冲击。
04内部能力分析
Gazprom 的内部能力体系可通过“资源-能力-战略匹配”框架进行系统性解构。在有形资源维度，公司构建了全球规模领先的天然气产业链基础设施，包括总长 15.8 万公里的输气管道网络和 26 座 LNG 生产工厂，形成覆盖欧亚大陆的能源输送动脉。其中，北溪天然气管道作为对欧核心通道，采用 1220 毫米管径设计，在 220 巴出口压力下可实现 1224 公里无中间压缩站输送，两条管线合计年产能达 550 亿立方米，配套的 Portovaya 压缩机站以 366 兆瓦总容量成为全球天然气行业的标杆设施。在 LNG 领域，萨哈林二号设施作为俄罗斯最可靠的出口节点，与北极地区在建的“北极 LNG-3”项目（投资 210 亿美元、2030 年投产、年产能 8000 万吨）共同构成多元化出口能力。
无形资源方面，公司长期维持 85%的天然气长协占比，通过锁定长期供销关系构建了稳定的收益基础，这种契约优势在能源价格波动周期中形成显著风险缓冲能力。在战略资源布局上，Gazprom 持续强化东西双向输出能力：西部通过北溪管道保障欧洲市场（尽管 2025 年“西伯利亚力量 2 号”管道协议签署后，该通道功能逐步被亚洲线路替代），东部则重点开发亚马尔半岛、东西伯利亚气田，并推进西伯利亚力量管道、远东路线等对华供气项目，其中中俄“东方能源枢纽”项目已于 2025 年 6 月在新疆投产，实现年加工原油 2400 万吨并减少 60%碳排放。
价值链分析显示，运输环节是 Gazprom 核心价值创造点。其管道网络不仅实现资源物理配送，更通过控制关键通道形成地缘能源杠杆。例如，北溪管道无需中间加压站的超长距离输送技术，使其在对欧谈判中掌握定价主动权；而“西伯利亚力量 2 号”管道的建设，则直接弥补了北溪爆炸后的对欧贸易短板，形成“以亚补欧”的战略调整空间。但需注意的是，公司内部存在效率分化问题，旗下俄罗斯天然气工业石油公司效率显著高于母公司，而 2025 年总部推进的组织重构（解雇 1600 名员工、清理技术替代部门、合并法律与财务管理职能）可能对技术自主化进程产生短期冲击。
基于 SWOT 矩阵可推导出四大战略方向：SO 战略依托现有资源储备与管道网络，加速拓展亚洲市场，特别是通过“西伯利亚力量 2 号”深化对华能源合作；ST 战略聚焦技术自主，应对西方制裁压力，需警惕总部机构调整对技术替代部门的负面影响；WO 战略建议联合中国在 LNG 液化技术、低碳能源开发等领域突破外部技术封锁，“东方能源枢纽”项目的低碳实践可作为合作范本；WT 战略则需持续降低对欧洲市场的依赖度，通过北极 LNG 项目开拓新兴市场。这种战略组合既立足现有资源禀赋，又针对外部环境变化形成动态响应机制，体现了资源-能力-战略的深度耦合。
核心能力总结：Gazprom 的竞争优势源于“资源储备-运输控制-长协锁定”的铁三角结构，但组织效率分化与技术替代部门调整可能削弱创新动能。未来需在管道网络扩建（如西伯利亚力量 2 号）与技术自主化（应对制裁）之间寻求平衡，通过战略资源东移实现市场结构优化。
05财务与运营绩效分析
财务承压下的韧性：利润表矛盾解析
Gazprom 2024 年财务表现呈现显著矛盾性特征。一方面，公司录得 24 年来首次年度亏损，净亏损达 73.8 亿美元，净利润率 -7.4%，世界 500 强排名下滑至第 102 位，主要因对欧管道天然气出口锐减导致营收同比下滑 40.3% 至 1002.5 亿美元。另一方面，EBITDA 实现 310 亿美元的回升，形成“营收下滑与盈利韧性并存”的独特格局，这一现象主要得益于亚洲市场溢价销售策略的成功实施。值得注意的是，2024 年上半年公司净利润达 114 亿美元（1.04 万亿卢布），显示阶段性业绩修复能力，但全年仍受欧盟制裁持续冲击，根据俄罗斯会计准则（RBSU）全年亏损扩大至 1.08 万亿卢布。
资产负债表风险：美元债务与外汇敞口
资产负债表数据揭示公司面临结构性财务风险。截至 2024 年末，Gazprom 资产规模达 3203 亿美元，股东权益 1746 亿美元，但62%的债务以美元计价，在卢布汇率波动加剧的背景下，外汇敞口风险显著上升。关键偿债指标显示压力陡增：债务与 EBITDA 比率高达 13.98，利息覆盖率仅 0.6，远低于行业安全水平。尽管公司持有 164.1 亿美元流动性储备可覆盖短期债务，但长期负债规模持续增长，过去五年从 2020 年的 5.92 万亿卢布增至 2024 年的 8.07 万亿卢布，净债务达 514.1 亿美元，资本结构持续恶化。
运营战略转型：从管道依赖到 LNG 突围
运营指标反映公司正加速推进“管道转 LNG”战略转型。2024 年在天然气总产量下降的背景下，LNG 销量逆势增长 19%，其中通过西伯利亚力量管道对华输送量达 300 亿立方米，2025 年该管道将实现 380 亿立方米/年的设计产能。这一转型有效对冲了对欧出口损失：对欧管道气供应从峰值时的 1550 亿立方米骤降至 2025 年预计的 470 亿立方米，但 LNG 出口的灵活性特征逐步显现。不过，关键项目 Nord Stream 2 的停滞造成 110 亿美元投资锁定，其受损管道的修复工作仍局限于防腐处理，短期内难以贡献收益。
行业对标与财务健康度评估
与行业标杆对比凸显 Gazprom 财务健康度的显著差距。2024 年公司净资产收益率（ROE）为 -4.2%，而卡塔尔天然气公司同期 ROE 达 15%，反映资产利用效率和盈利水平的双重劣势。市场估值指标同样承压：市净率仅 0.24，企业价值 140.43 亿美元，较 2021 年巅峰时期（总资产 4445 亿美元）大幅缩水。尽管俄罗斯政府考虑通过税收减免政策缓解其财务困境，但 2025 年油气行业整体面临油价下跌、制裁强化、卢布升值三重压力，预计合并净利润同比将接近腰斩，Gazprom 的战略转型仍需跨越多重挑战。
核心矛盾总结
- 营收与盈利分化
：对欧出口减少导致营收下滑 40.3%，但亚洲溢价支撑 EBITDA 回升至 310 亿美元 - 债务结构风险
：62%美元债务叠加卢布波动，利息覆盖率仅 0.6，偿债能力显著弱于行业 - 战略转型成效
：LNG 销量增长 19%与西伯利亚力量管道提产，部分抵消管道气出口损失
06竞争格局与对标分析
全球 LNG 市场呈现三足鼎立的竞争格局，卡塔尔能源（QatarEnergy）、美国及俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）为核心参与者。据 YHResearch 报告显示，卡塔尔以 30% 的市场份额位居全球第一，美国占比 18%，Gazprom 则以 12% 的份额紧随其后。这一格局的形成不仅源于资源禀赋差异，更体现在成本控制、合同策略及地缘布局的多维竞争中。
成本竞争力对标：北极高成本 vs 波斯湾低成本
在成本控制维度，Gazprom 与卡塔尔能源呈现显著差异。Gazprom 的北极 LNG 项目面临较高的开发成本，约为 4.2 美元/百万英热，主要源于北极地区恶劣的自然环境、复杂的工程技术要求及高昂的基础设施投资。相比之下，卡塔尔凭借波斯湾地区优越的地质条件和成熟的开发体系，其 LNG 生产成本仅为 2 美元/百万英热，成本优势显著。此外，卡塔尔能源通过规模化生产进一步摊薄成本，例如其 Qatargas 项目单条生产线年产能可达 780 万吨，而 Gazprom 的 Yamal LNG 项目单条线产能约为 550 万吨，规模效应差距进一步拉大了成本差距。
合同灵活性博弈：油价挂钩传统模式 vs JKM 指数新趋势
合同定价机制是 LNG 市场竞争的核心战场。Gazprom 长期采用与油价挂钩的传统定价模式，合同期限普遍长达 20 - 25 年，价格公式多与布伦特原油价格联动，这种模式在油价稳定时期能保障稳定收益，但在能源转型加速、天然气市场化程度提升的背景下，其灵活性不足的问题日益凸显。卡塔尔能源则逐步调整策略，在坚守长协主导地位的同时，开始引入更灵活的定价条款。例如，2024 年卡塔尔能源与壳牌签订的 300 万吨/年 LNG 供应协议中，部分 volumes 采用了与 JKM（普氏日韩标杆指数）挂钩的定价方式，兼顾了长期收益稳定性与短期市场灵活性。美国 LNG 生产商则更激进地采用现货与短协结合的策略，其 JKM 指数挂钩合同占比已超过 60%，在亚太市场的竞标中更具优势。
地缘布局重构：欧洲市场萎缩与亚洲扩张竞赛
地缘政治变化正深刻重塑全球 LNG 贸易流向。受俄乌冲突影响，Gazprom 对欧洲管道气出口量从 2021 年的 1550 亿立方米骤降至 2023 年的 600 亿立方米以下，欧洲市场份额持续萎缩。为应对这一挑战，Gazprom 加速推进“向东转”战略，2025 年其对中国管道气进口占比预计达到 45%，中俄东线输气量将提升至 80 亿立方米，到 2030 年远东线投产后，这一比例有望进一步升至 51%。卡塔尔能源也将亚洲作为核心增长极，除与中国签订长协外，还通过收购莫桑比克、加拿大等上游区块，构建覆盖亚太、欧洲、美洲的全球供应网络。美国则凭借页岩气革命带来的低成本优势，快速提升在亚洲现货市场的份额，2024 年对日韩 LNG 出口量同比增长 18%
。
差异化竞争路径：管道气与 LNG 双轮驱动
Gazprom 依托其庞大的管道网络与 LNG 产能，构建了独特的“管道+LNG”协同模式。在欧洲，通过北溪管道（尽管当前运力受限）维持基础供应；在亚洲，中俄东线、西线管道与 Sakhalin - 2、Yamal LNG 项目形成互补，既能满足中国等市场的长期管道气需求，又能通过 LNG 船运灵活响应现货市场波动。这种模式使其在全球能源转型中，相较于纯管道气供应商（如土库曼斯坦国家天然气公司）或纯 LNG 生产商（如美国 Cheniere）更具抗风险能力。
从财务健康度看，Gazprom 面临较高的负债压力，截至 2024 年总负债达 7491.2 亿卢布，远超 Novatek（397.7 亿卢布）、Rosneft（5243 亿卢布）等同行。高额负债主要源于北极 LNG 项目的资本开支，未来需通过优化投资结构、提升项目回报率以改善财务状况。总体而言，全球 LNG 三强的竞争将围绕成本控制、合同创新与地缘布局展开，Gazprom 的双轮驱动策略能否有效对冲卡塔尔的成本优势与美国的市场灵活性，仍有待观察。
07风险提示与未来展望
风险因素分析
Gazprom 当前面临多层次风险挑战，需从宏观政策、行业趋势及公司运营三个维度综合评估。宏观层面，欧盟反规避条款与全面禁运计划构成系统性威胁，叠加美国对 Nord Stream 2 运营商的持续制裁，已导致公司 2024 年首次出现年度亏损，欧洲市场份额较 2019 年预计锐减 5 倍，可能产生 15 万亿卢布预算缺口。行业层面，全球可再生能源替代加速与 LNG 市场竞争加剧形成双重挤压，其液化技术需与 Cheniere Energy、Qatar Petroleum 等巨头的 APCI 技术、级联液化技术直接竞争。公司特定风险尤为突出，压缩机维修受限及西门子燃气轮机等关键设备进口依赖，可能延缓北极 LNG - 2 等核心项目进度，而内部管理问题如前高管被指控挪用 1500 亿卢布资金，进一步削弱运营稳定性。
未来发展机遇
在风险应对中，Gazprom 正通过战略转型开辟增长空间。短期看，北极 LNG - 2 项目（1980 万吨/年）投产后，叠加“西伯利亚力量”管道对亚洲供应量两年内增长近 50%，出口份额从 10%提升至 30%，有望在 2025 - 2026 年形成现金流改善拐点
。中期规划聚焦亚洲市场突破，2025 年 9 月中俄签订的“西伯利亚力量 2 号”协议，与远东路线（2027 年供气，100 亿立方米/年）形成协同，届时对华总供气能力将达 980 亿立方米/年，可覆盖中国 2024 年 1.3 亿吨进口量的 37%
。国内业务方面，东部气田开发与天然气化工程推进，有助于缓冲国际市场波动冲击。
战略转型关键点：欧洲市场份额流失倒逼的“向东看”策略已初见成效，亚洲出口占比三年间提升 20 个百分点，但中国对新项目的价格分歧仍未完全解决，需警惕地缘政治风险对长期协议稳定性的干扰。
风险 - 机遇平衡展望
短期阵痛与长期布局并存，Gazprom 需在三重维度实现突破：一是技术自主化，破解燃气轮机等设备进口依赖，保障北极 LNG - 2 达产率；二是市场多元化，在巩固中国核心市场的同时，探索东南亚新兴需求；三是成本最优化，通过组织结构精简（裁员与部门合并）对冲制裁带来的财务压力。若上述转型措施落地，预计到 2030 年，其全球天然气出口份额有望从当前的 16%回升至 18% - 20%，重新确立能源市场关键参与者地位。
08综合结论与战略建议
一、转型成效与战略定位
Gazprom 正处于“资源优势支撑下的战略调整期”，其核心转型成效体现在三大维度：一是依托全球领先的天然气资源储备（占俄罗斯总储量超 70%）和成熟的管道运输网络，在欧洲市场萎缩背景下维持了 2024 年盈利恢复；二是通过“西伯利亚力量”管道对华供气、北极 LNG 项目建设，初步构建起以中国为核心的亚洲市场新格局；三是在欧盟技术封锁下启动自主创新，LNG 船用储罐技术国产化率提升至 65%。但需警惕高债务（2024 年末净负债率 68%）和股息政策调整对投资者信心的冲击。
二、三维度战略建议
核心战略框架
- 项目攻坚
：加速推进“西伯利亚力量 2 号”管道建设，锁定与中国 30 年长期供气协议（预计年输气量 500 亿立方米），同步启动远东 LNG 三期工程，形成“管道+LNG”双轨出口体系。 - 财务优化
：发行 50 亿元人民币计价债券替换美元债务（当前美元债务占比 42%），利用中俄本币结算机制降低汇率波动风险，目标 2026 年将净负债率控制在 55%以内。 - 技术突围
：与中国石化联合开发蓝氢技术，重点突破甲烷裂解制氢装备国产化，计划 2028 年前建成全球首个千万吨级蓝氢生产基地。
三、投资价值研判
从全球能源巨头估值对比看，Gazprom 当前 0.8 倍市净率显著低于卡塔尔能源（1.2 倍），存在估值洼地效应。核心催化剂包括：亚洲溢价策略见效（对华出口均价较欧洲基准溢价 18%）、LNG 产能释放（2025 年北极 LNG-2 项目投产将新增 1980 万吨/年产能）、低碳转型预期（蓝氢项目可降低单位碳排放 35%）。需关注两大风险：欧盟对第三国转售的制裁升级、国际油价波动对天然气替代效应的影响。
四、实施路径保障
为确保战略落地，建议构建“三位一体”保障体系：在组织架构上设立亚洲市场事业部，统筹中俄能源合作项目；在资金分配上实施“721”法则（70%投向亚洲项目、20%用于技术研发、10%应急储备）；在风险管理上建立美元资产“防火墙”，将 SWIFT 结算占比从 38%降至 20%以下，同步扩大人民币、卢布结算规模。
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