2011-05-19
2010年能源行业社区领袖寄语：不确定世界中天然气的角色 法国天然气苏伊士集团（GDF Suez）董事长兼首席执行官 热拉尔·梅斯特雷（Gerard Mestrallet） 由国际能源署（IEA）发布的《2010年世界能源展望》开篇就谈到，“能源世界正面临着前所未有的不确定性。2008-2009年的全球经济危机让世界能源市场陷入混乱，全球经济复苏的步伐对未来几年的能源前景至关重要。但政府及其应对气候变化和能源安全双重挑战的策略将长期影响能源的未来。” 这并非第一次提到“能源行业面临不确定性”——可追溯到上世纪70年代和80年代的石油危机。然而，当今能源行业的不确定性达到了巅峰。对于一个需要长期投资且花费较长时间才能盈利的行业来说，不确定性尤其危险。 显然，全球天然气市场笼罩着很大的不确定性。全球经济衰退期间，天然气需求下降，以及液化天然气供应增加，加之价格低廉的非常规天然气，这些都让天然气市场结构承压。欧洲和亚洲的大部分天然气供应都是在长期合约下进行的，其价格与石油的价格联动。这些合约的达成是为了增加能源安全，并降低供应商和采购商的风险，但目前却受到来自供求不平衡的压力。当前欧洲天然气现价价格低于与石油挂钩（oil-indexed price）的长期合约价格。 主要能源产业的发展——石油、天然气或电力——都不局限于现货市场。在竞争与安全之间寻求平衡对了解现货市场以及长期合约在全球天然气贸易中的作用尤为重要。 在天然气市场中，长期合约对于保障长期供应安全至关重要，因为欧洲和亚洲市场未能为强劲的现货市场提供所必要的流动性。根据这些长期合约的精神，报价必须考虑到当时的市场形势和市场发展趋势，并具有竞争力。虽然价格水平仍是首要的争议和讨论话题，但我们也可以采用价格指数来考虑发展天然气发电。 液化天然气市场象征着天然气市场全球化的开始，而天然气市场的全球化又为各利益相关者提供了诸多机会。尤其是，亚洲液化天然气市场是一个高价、高利润的市场（a premium market），其液化天然气的价格高于欧洲或北美。当下天然气供需失衡的解决方案，以及天然气现价与石油指数化价格之间的未来关系都将很大程度上取决于未来亚洲液化天然气市场的变迁。 尽管液化天然气崛起，但管道仍然是天然气行业的骨干。虽然管道运输不如液化天然气储罐那么灵活，但却通常是成本最低的方法，这取决于地理位置。从北溪（Nord Stream）项目开始，欧洲发展了许多新的天然气管道项目，有助于改善天然气管道输送能力并保证供应安全。近来新兴市场达成了新管道协议，尤其是俄罗斯与中国之间的天然气管道协议，凸显了在21世纪能源版图中天然气所处的重要地位。 价格竞争力、供应安全与环境质量不仅是社会目标，也是全球能源行业所面临的挑战。然而，这些目标并不总是相容的。对环境有利的解决方案，如光伏太阳能（photovoltaic solar energy），却可能对价格竞争力产生很大的影响。其他有利于供应安全的解决方案，如使用本地煤炭，却可能对环境不利。能源安全与环境也可能产生冲突，比如当电力系统过于依赖间歇性可再生能源时。 虽然目前并没有一个理想的解决方案能够同时实现上述三个能源政策目标，但最好的情况是实现解决方案的最佳组合。能源效率将发挥关键性作用，但即使是能源效率也有很高的代价。显然，不消费能源是成本最低的选择，但降低能源消费通常需要投资，而投资成本仍然是许多节能措施的瓶颈。 煤炭、石油和天然气都将继续发挥重要作用，尤其是天然气。储量丰富、价格合适以及可接受——天然气是绝佳的能源。天然气比煤炭清洁，天然气发电相对较快且建设成本较低；而北美“页岩气”革命点燃了希望——即全球的地质构造中富含天然气。对每吨二氧化碳征收数十欧元的碳税而言，用天然气替代煤或燃料看似一个非常“生态”的解决方案。 这些内容是今年《能源展望》报告将讨论的话题。我们希望，对全球天然气市场的分析以及领袖的观点，将有助于澄清复杂且重要的全球能源行业及其所服务的市场的不确定性。 执行摘要 几年时间就能让全球主要能源市场之一发生巨变。非常规天然气生产的进步——页岩气、致密地层天然气（以下简称“致密气”，tight gas）和煤层气（CBM）——加上日益增加的液化天然气产能，改变了人们对全球天然气市场根深蒂固的看法。长期以来，从环境的角度来看天然气一直被视为首选的化石燃料，因为天然气的温室气体和其他污染物排放都低于煤炭或石油。近来天然气生产技术的进步意味着与几年前的预测相比，天然气也可能更容易获取，甚至价格可能更低。 丰富的天然气资源 如今，天然气满足了全球24%的一次能源（primary energy）需求。虽然超过半数的常规天然气储量位于俄罗斯和中东，但非常规天然气的出现正快速增加了全球可采天然气储量。当包括非常规天然气资源时，全球可采天然气储量预计将翻一番——这使全球可采天然气总储量以当前的生产率来计算可供开采大约250年。 2007-2008年北美的非常规天然气潜能显现了出来，北美仍然是非常规天然气革命的中心。有两种技术是释放页岩气潜能的关键。一是水平钻井（horizontal drilling）技术，指垂直钻孔进入烃源岩（source rock），然后水平钻孔以获取更多的储量。二是水力压裂（hydraulic fracturing）技术，指向地下岩层注水使烃源岩破裂，并让天然气能够到达井眼。这两种技术都经过验证并沿用已久。但关键性突破还在于这两种技术的结合。 在北美，页岩是非常规天然气最丰富的来源。“页岩气之风（shale gale）”完全改变了北美天然气市场。页岩气生产的进步使北美可开采天然气储量的估计量增加了一倍多。就在几年前，人们普遍预期北美需要大规模进口液化天然气来替代国内日益下滑的天然气生产。相反，2008-2010年页岩气产量翻了一番，而今其产量占北美天然气产量的1/4，而在2000年该比例只有2%。大多数页岩气的生产成本也低于常规天然气，至少在北美是如此，这主要是得益于页岩气生产工艺的高效。 当企业与政府开始探讨如何将北美的经验带到世界其他国家时，“页岩气之风”开始吹向全球。欧洲正在对非常规天然气资源进行评估，初步结果显示，欧洲的非常规天然气资源可与北美媲美。然而，这并不意味着欧洲的非常规天然气资源能够达到北美的规模。 在欧洲，非常规天然气的开发（包括页岩气和煤层气）面临多个挑战，包括地下矿权归政府所有、人们不熟悉陆地钻井技术（onshore drilling）、生产成本较高以及需要新建基础设施。虽然如此，陆上天然气生产前景仍具吸引力，尤其是就替代欧洲日益下滑的常规天然气生产和提供额外供应选项而言更是如此。 亚洲也拥有页岩气和煤层气资源潜力，尤其是在中国。对亚洲非常规天然气资源的可靠预估还需要一段时间。煤层气仍处于开发周期，澳大利亚在这方面处于领先地位。2010年，澳大利亚批准了世界上首个基于煤层气的液化天然气项目，未来还将有更多这样的项目。 即使在注意力转向本地生产的非常规天然气，液化天然气仍然是天然气供应的重要来源，且重要性日益上升。2000-2010年的十年间，全球液化天然气贸易翻了一番，预计到2020年将再增加50%。卡塔尔在液化能力方面仍将处于领先地位——其液化能力达到了7700万吨。未来澳大利亚有望成为液化能力提高最快的国家。日本和韩国仍然是液化天然气最大的市场，但亚洲其他国家正迅速地增加再气化能力（regasification capacity）。 中国已签署了许多供应合同。目前中国有3个正在运营的液化天然气进口接收站（LNG import terminals），另外5个将在2013年前试运行，以满足日益增加的供给。同样，印度也增加了其液化天然气进口能力。预计泰国2011年开始进口液化天然气，而印度尼西亚、巴基斯坦和新加坡将在2013年前开始进口液化天然气。浮式再气化（Floating regasification）技术为液化天然气打开了较小的市场。通过浮式进口终端和陆上再气化（onboard regasification），中东和南美洲已成为液化天然气供应的新目标市场。 与此同时，洲际管道（intercontinental pipeline）仍将是全球天然气业务的主要干线。现有的管道——尤其是从俄罗斯通往西欧绵延数千英里的天然气管道干线——提供了液化天然气和非常规天然气必须配备的不可改变的输送线路。因为俄罗斯和中亚的新增天然气产量寻求市场（朝西进入欧洲，朝东进入亚洲），所以需要继续努力建设新的输气管道。输气管道的建设不仅是天然气这种大宗商品供求关系的结果，而且也是各国政府间关系，产业之间的合作关系以及寻求长期稳定和安全的体现。 不同的需求增速 与天然气供应的革命性变化不同，预计天然气需求的增长是渐进的。天然气的基本用途预计将保持不变——住宅和商业应用中的空间加热和水加热，工业应用中的燃料和原料（feedstock）以及发电。在拥有成熟的天然气输送网络的经合组织国家，天然气需求增长最为强劲的领域预计是发电。 在美国，低成本的页岩气是可再生电力和新核能的强大竞争对手。然而，欧洲天然气能源的增长可能受到寻求零碳发电（而非低碳发电）的环境政策的约束。在发展中国家，预计各行业对天然气的需求将增加，主要是因为经济增长以及天然气输送设施的增加。 运输业是一个可以开发天然气新用途的行业。目前天然气汽车仅占全球汽车总量的1%。在巴基斯坦、阿根廷、伊朗和意大利等国家，政策、税收优惠措施和加气设施都为使用天然气汽车提供支持，因此在这些国家天然气汽车较受欢迎。在一个中心站加气的车队中，天然气汽车也表现良好。 使用天然气动力的电动汽车是提高交通运输行业中天然气使用的另一途径。利用天然气为交通运输发电是高效的，因为更为高效的电动机——相对于内燃机而言——不仅仅弥补了发电站转换效率和输电损耗。气变油技术（Gas-to-liquids (GTL) processes）和天然气蒸汽转化制氢是提高交通运输行业中天然气使用比例的另外两条途径，但它们却面临着巨大的成本挑战。 市场结构挑战 全球经济衰退过程中天然气供应的增加对天然气市场的某些长期信条形成了挑战。尤其是，价格较低的大量现货天然气对长期合同的结构——交付条款（delivery provisions）相对不灵活——形成了挑战，这在欧洲和亚洲普遍存在。虽然现货市场日渐活跃，但长期合同仍是首要策略，可以为供应商提供有保障的需求、为客户提供有保障的供应，以及为基础设施建设和能源安全提供资金。然而，在过去两年中，市场则通过在合同中增加灵活性的谈判来应对不断变化的市场形势。 与石油挂钩的天然气价格是天然气市场的一个特色。在北美以外地区，长期合约的天然气价格长期与石油价格挂钩。然而，当石油和天然气市场的基本面出现分歧时（就如过去三年所发生的），价格联动机制就会被破坏。尽管石油与天然气价格的联系可能被大家普遍接受，但这种联动机制的性质却不断发生变化。增加灵活性可能是未来合同所必须的，因为新开采的大量天然气能够在市场中反映出来。 第一章 天然气新时代 引言 迄今为止，21世纪最大的能源创新是一种燃料，这种燃料成为能源结构的一部分已有数十年的历史——它就是天然气。近来，非常规天然气生产的进步——包括致密气、煤层气，以及尤其是页岩气——是革命性的。“页岩之风”正吹遍北美大陆。由此带来的供应前景和天然气的基本经济要素（fundamental economics of natural gas）的变化正影响欧亚液化天然气和管道市场。此外，它们还对整个能源格局（energy spectrum）产生了影响，影响了从风能到核能的竞争性技术的前景。欧洲和亚洲的非常规能源生产潜能改善了天然气的未来前景，发展定位为相比几年前所预测的更加丰富和相对便宜的能源。 非常规天然气生产的创新是以界定现代天然气产业的其他两种技术为基础的。当前长输管道（Long-distance pipeline）让全球的天然气生产商跨越远距离进入天然气市场——的确长输管道使这些市场成为可能。液化天然气已进一步拓宽，并使天然气运输和贸易多元化，使形式上分割的大陆市场连接成为一个相互联系的全球市场。 天然气供应与输送方面的进步与人们对气候变化及其他环境问题的担忧是一致的。在化石燃料中，天然气产生的温室气体排放量最少。此外，天然气导致更少的本地污染，所排放的二氧化硫、氧化氮、颗粒物和金属都比煤炭或石油少。当天然气用于现代联合循环电厂（combined-cycle power plant）发电时，天然气发电效率要高于其他化石燃料，进一步减少发电过程中的温室气体排放量。总而言之，现代燃气发电的温室气体排放要比燃煤电站每兆瓦小时发电量所排放的温室气体减少一半还多。这些特点使天然气成为减少温室气体排放的一个理想选择，尤其是在电力行业。亚历山大·梅德韦杰夫（Alexander Medvedev）在其论文《天然气在气候变化和降低二氧化碳排放中的作用》中将天然气描述为“解决气候变化问题的成本适中的解决方案”。 考虑到天然气的环境效益、不断增加的可得性（increasing availability）以及成本优势，它将如何适应低碳未来？目前多数针对低碳的讨论都集中在零排放技术上，如风能、太阳能和核能。天然气通常已经成为在全球政策讨论中没有发言权的燃料。本期《能源展望》着重分析天然气在变化世界中的机会，以及近来天然气生产的进步将如何改变全球买卖和使用天然气的方式。 本报告分为五章： 第一章介绍了天然气市场和贸易的基本情况。 第二章论述了目前非常规天然气供应革命以及液化天然气在供应不断变化的环境中所发挥的作用。 第三章从地区和行业视角分析了天然气需求的发展趋势。 第四章论述了不断变迁的供需模式如何改变全球天然气买卖方式的性质。 最后一章得出了结论，并向政策制定者和天然气行业提出了问题。 天然气的供求 天然气是全球经济的支柱，为全球提供了24%的一次能源。但各国的能源结构有很大的差异——天然气在中东的比重高达47%，而在亚太地区的比重仅为11%。其他市场则介于两者之间，欧洲和欧亚大陆的天然气比重为34%，北美为28%，而拉丁美洲为21%。 大多数常规天然气资源都位于前苏联和中东。实际上，俄罗斯、伊朗和卡塔尔等三个国家的储量占世界探明常规天然气储量的54%。[1] 其他天然气生产大国包括美国、加拿大、挪威、英国、印度尼西亚和阿尔及利亚。直到最近，关注的焦点一直都在这些常规天然气资源上。 非常规天然气生产的进步意味着需要对传统的“已探明储量”的估计值进行重新审视。直到最近，已探明储量并不包括非常规天然气资源。国际能源署估计，可开采的非常规天然气资源与已探明储量的估计量合计可能使全球天然气总储量几近翻番，使全球天然气总储量估计量提高到相当于250年的产量（按照当前产量）。1 “天然气高峰（peak gas）”是目前行业讨论中闻所未闻的提法。与常规天然气相比，我们认为，非常规天然气资源的地理分布更分散。 天然气的运输一直是挑战。许多重要的天然气产地并不临近主要的需求中心（见图1）。大部分天然气都是通过绵延数千公里的管道运输。通过将天然气冷却到约 图1：2010年天然气产量（按地区划分） （单位：10亿立方米）  来源：IHS剑桥能源研究协会 [1] 国际能源署，2010年世界能源展望，第187页。
区域市场主导天然气世界 石油价格是大宗商品交易商和金融分析师的一个熟悉话题，也是新闻中频繁谈及的话题。从能源的角度来看，全球天然气市场规模是全球石油市场规模的70%。为何天然气价格就不能得到同样的关注呢？石油与天然气价格的定价机制不同，同时两种燃料在物理特性方面的差异也无法对此进行解释。石油可以以合理的成本进行远程运输，因为在常压和常温条件下，石油的能量密度（energy density）非常高。而运输的便利性又为发展一个流动性好的全球石油市场提供了支持。多源供应都以透明的价格服务着不同的市场。因为原油质量和运输成本的差异，全球石油价格大致呈正相关。 天然气市场则接近另一端。虽然天然气可以跨境交易，但天然气还没有一个统一的全球价格。运输天然气所必需的巨大的基础设施投资意味着，生产商和购买方所处的地理位置在决定天然气价值方面发挥着主要的作用。天然气供应商通常需要签署长期合同来为天然气开发、加工和运输基础设施融资（管道或液化天然气液化装置和储罐），并确保为开采的天然气提供一个市场。长期合同最符合希望供给有保障且面临流动性低的市场的天然气买家的利益。因此，买卖双方相互都需要且倾向于长期合同。对于天然气供应商和消费者而言，长期合同显然可以保证能源安全。 买卖双方的此类联系最终发展成为区域性天然气市场。目前存在3个不同的区域性天然气市场——北美、欧洲和亚洲。这三个区域性市场在资源的可得性以及运输基础设施方面的差异塑造了天然气在这三大区域性市场的定价和销售方式。各个区域性市场的监管理念和所包含的国家数量也影响了市场结构。北美市场由两个观念基本相同的国家组成。1欧洲市场由40个具有不同利益、企业众多且国内资源禀赋不同的国家组成。 其中，北美天然气市场是交易最活跃且流动性最好的市场。在路易斯安那的亨利港（Henry Hub），北美拥有一个交易活跃的现货市场，该港口是纽约商品交易所天然气合约的官方交货点。亨利港通过一个庞大的管道网络与大多数北美天然气市场相连（见图2）。规模较小的枢纽站位于美国全国的主要区域。北美市场平衡着天然气的供求格局并具有价格发现功能。期货市场允许买卖双方进行锁单操作（hedge positions）。 图2：服务于北美天然气市场的庞大管道网络 来源：IHS剑桥能源研究协会 这一市场结构最符合“根据供求条件定价”的经济思想。然而，这种市场不可能到处都存在——缺少基础设施，没有足够的买家和卖家或对天然气运输的限制阻碍了许多地区的完全交易市场的发展。然而，英国天然气网的“国家平衡点（UK National Balancing Point，NBP）是一个活跃且流动性好的市场，发挥着欧洲天然气交易的主要定价点的作用。西北欧正在发展其他天然气现货市场，如荷兰的Title Transfer Facility（TTF）市场，尽管这些现货市场仍然处于发展初期。与亨利港不同，NBP并不是一个物理位置，而是场外交易和洲际交易所交易的天然气合约的一个虚拟定价和交货点。 欧亚大陆的供应性质影响着这些地区天然气定价和销售的方式。“在天然气市场中长期合同对保障长期供应安全至关重要，因为欧洲和亚洲市场并未提供一个强大的现货市场所需的流动性，”热拉尔?梅斯特拉莱（Gérard Mestrallet）在其论文《天然气在不确定世界的角色》中如此说道。在上世纪五六十年代天然气市场进一步发展时，天然气主要替代石油产品用于采暖和工业应用领域。由于没有流动性好的市场来提供价格发现功能，因此将天然气价格与石油价格联动就变得有意义。欧洲和亚洲地区大多数供应合同仍然使用与石油挂钩的天然气价格。此外，这些市场天然气价格的透明度较低，长期合同的价格通常是保密的。 欧洲大部分天然气供应都是通过远距离运输来实现的，这种运输模式也对市场结构产生了影响。经合组织欧洲国家约一半的天然气都依靠进口，大多数是通过俄罗斯和北非的管道输送（见图3）。贯穿数个国家的长输管道对选址和建造尤其具有挑战性，有保障的需求对获得融资来发展产能以及交付基础设施至关重要。因此，包含“照付不议（“take-or pay”）”条款的长期供应合同在欧洲占主流。买方同意为天然气年最低供应量付款，通常占合同量的85%-90%，即使他们不需要天然气。卖方也可灵活地增加供应量，如果买方需要，可保证按照合同量的110%-115%供应。 图3：2009年欧洲天然气供应结构 来源：IHS剑桥能源研究协会 增加欧洲现货市场和英国NBP现货市场的交易量以及增加液化天然气供给成为进口管道天然气的替代选择。这些额外的供应源正在影响着天然气的价格和合同条件，并使欧洲的长期合同的结构承压，第四章将对此进行更深入的探讨。 亚洲液化天然气市场与流动性好的天然气现货市场之间并没有任何联系，并且与石油挂钩的长期合同占主导地位。日本和韩国是世界上最大的两个液化天然气消费国，2009年两国的消费量占全球液化天然气进口量的约60%。这些国家本地的天然气资源很少，几乎完全依赖从东南亚、澳大利亚和中东进口液化天然气。建造液化和再气化设施所需的巨大投资也鼓励这些国家使用长期合同来确保收回这些成本。 液化天然气：天然气走向世界 与管道天然气相比，在更大程度上来说，基础设施成本是发展液化天然气的主要担忧。法国道达尔公司CEO马哲睿（Christophe de Margerie）在《液化天然气市场展望》中对这一关系进行了论述。“在液化天然气业务方面，考虑到投资的规模和打造一体化的价值链，生产国与消费国之间的长期合作伙伴关系尤其被证明是正确的，”他写道，“生产国需要确保他们的市场销路，而消费国则需要确保可靠的天然气供应。”历史上来看，需要大约可供30年使用的天然气供应项目证明投资天然气液化是合理的。带有“照付不议（take-or-pay）”条款的长期合同确保了供应商可以收回投资。 运输费用和距离也是液化天然气市场的关键因素。运输是液化天然气价值链中最大的可变成本（variable cost）。较远距离的运输虽然意味着更高的运输成本，但也意味着需要更多的船来确保一条航线充足的运力，这是因为运输时间更长。远距离运输液化天然气的运输成本从根本上将液化天然气市场细分为两个不同的区域，见图4。大西洋盆地（Atlantic Basin）包括美国东部和墨西哥湾沿岸地区（Gulf Coast）、加勒比海地区、欧洲和西部非洲。太平洋盆地包括东南亚、俄罗斯东部、澳大利亚、日本、亚洲大陆和北美太平洋沿岸等地。近来，南美也成为了液化天然气进口地区，其中位于南美东海岸的国家包括阿根廷和巴西，以及西海岸国家，如太平洋盆地的智利和秘鲁。鉴于中东国家的资源规模、液化技术以及运输能力，从经济学上讲，中东在为上述两大区域供应液化天然气方面居于独特的地位，这意味着中东地区的天然气生产国成为了两大盆地之间的联系纽带。 但有一个新因素可以增加液化天然气的供应，并提高液化天然气的竞争力。浮式再气化装置（Floating regasification units）正开始改变使用液化天然气所必要的需求规模和方式的假设。这种观念开始出现在阿根廷和巴西，而今已扩展到美国、英国、科威特、迪拜和意大利。浮式再气化终端让液化天然气供应商得以瞄准那些太小而无法适用传统型陆地设施的市场以及那些天然气需求季度性或偶尔飙涨的市场。液化天然气的这种运输系统不要求对接收市场进行太多的投资，但通过这种方式运输的天然气的单位成本要高于通过传统在岸液化天然气设施运输的天然气的成本。 图4：全球液化天然气贸易 来源：IHS剑桥能源研究协会
第二章 天然气供应革命 几年的发展就能给国际天然气市场带来巨变。仅在5年前，我们曾预计北美天然气生产将迅速减少。全球液化产能的大规模扩张将使疲软的北美市场恢复活力，并使亚欧成为全球天然气市场的供需中心。价格不贵且丰富的液化天然气资源有望与常规天然气资源展开竞争。人们很少关注页岩气、致密气和煤层气等非常规天然气资源。 页岩气的出现打破了所有假设。以新的方式将所有已知技术组合在一起已导致北美非常规天然气成本竞争力取得了突破。目前在大多数情况下，非常规天然气的价格比常规天然气的价格低。2002年，页岩气仅占美国天然气供应的2%，而到2010年已增至24%。 而今许多地区都在开发非常规天然气的潜力。从北美吸取的教训可能将运用到全世界。 非常规天然气革命 人们知晓页岩气已有数十年的历史。事实上，页岩是许多常规石油和天然气资源的烃源岩（source rock）。尽管如此，直到最近，低渗透性和多孔性使得从页岩中提取天然气的成本过于高昂或技术可行性低。近十年来，这种情况发生了变化，因为对新技术的大规模投资使北美的页岩气生产发生了革命性变化，并使页岩气在成本上具有竞争力。 从页岩中生产天然气，有两种技术至关重要，即水平钻井（horizontal drilling）技术和水力压裂（hydraulic fracturing）技术。这两种技术都有数十年的使用历史，但将这两种技术结合使用则是引发页岩气革命的关键。 水平钻井技术指打一口垂直井至预定深度，而后水平钻孔以获取更多的储量。 另一个是水力压裂（hydraulic fracturing）技术，指在高压下向井中注入液体以使储气岩破裂，并让岩石中的天然气能够流向井眼而后到达地面。压裂液通常由水和沙子（或其他固体）组成，主要是为了使储气岩破裂后保持破裂状态。提高上述过程效率的化学物质包括不足1%的压裂液。最近利用多种压裂技术来进一步增加气井的产量。 水平钻井技术与水力压裂技术的结合的突破出现在2002-2003年，尽管过了5年人们才认识到这种革命性技术的影响。然而，两种技术的结合只是发挥页岩气潜力的开始。每一种地质构造都需要一种独特的方法。两个钻井工在近距离的同一地质层上钻井却通常产生不同的生产成本。不同的页岩储集层在渗透性、孔隙率和深度等特性方面各不同。当考虑到政策和利益攸关者等因素时，明确任何具体区域的非常规天然气机会将更具挑战性。在非常规天然气革命的过程中，政策可能与地质和技术一样重要。 北美：“页岩之风” 页岩气是北美天然气供应游戏规则的改变者。据IHS剑桥能源研究协会（IHS CERA）估计，北美非常规天然气包括超过51万亿立方米(Tcm)（1,800万亿立方英尺[Tcf]）的可采天然气——超过自1930年以来北美已生产的天然气产量。这些新增资源加上此前的估计值，将导致天然气资源量超过85万亿立方米(Tcm)（或3000Tcf），可以满足北美100多年的消费需求（按照北美当前的消费量计算）。图5标注了最重要的北美页岩资源所在地。鉴于页岩气的规模和所处位置接近美国东北部需求中心，马塞勒斯页岩（Marcellus Shale）资源特别具有发展前景。 天然气产量也反映出页岩技术已带来了新的丰富产量。在短短的两年内，北美天然气产量中页岩气的比重就翻了一番，从2008年的12%（每日 图5：北美非常规天然气热点 来源：IHS剑桥能源研究协会 页岩气生产技术的进步也改变了北美天然气供应曲线（见图6）。很大一部分新供应能够以低成本生产——全周期成本（in full-cycle cost terms）低于145美元/千立方米(Mcm)（4美元/百万英热单位）。[1] 如此低成本的天然气的出现正推动非常规天然气供应的增加，并改变了对未来北美天然气价格发展方向的假设。然而，成本最低的资源并不必然是那些首先被开发的资源。管道运输能力必须能够连通生产区域与需求中心。例如，基础设施的局限性可能会延迟加拿大霍恩河（Horn River）和蒙特尼页岩（Montney Shales）以及美国中大西洋州的马塞勒斯页岩（Marcellus Shale）部分区域的开发。市场规模、个体生产商所占面积以及服务业的服务能力等实际问题将与生产成本一样，决定生产水平。 图6：页岩气正改变北美供应曲线的形态* （亨利港保本价） 来源：IHS剑桥能源研究协会 * 指已探明资源、可能性资源和潜在资源。 许多页岩开采区的成本低是因为生产效率得到了提升。水平钻井技术使我们可以从单井中获得更多的天然气储量。此外，在单个地点或井场（well pad）钻取多个井可以实现使用一套钻井设备钻取多个水平井，而不需要在井与井之间拆卸和重新组装钻井设备。在一个井场钻取多个井也可以减少对耕地的骚扰（Land disturbance）。此外，批量操作（“batch” operations）——即对多个天然气井进行重复操作并分阶段钻探许多井——也可以提高施工效率。提高钻井效率意味着钻取一定数量的井所需使用的钻井设备减少，会大幅节省成本。此外，对北美的页岩层的了解较深，这意味着出现“干井（dry hole）”的风险低。 页岩生产的持续强劲增长有赖于在钻井和完井（well completion）过程中持续的创新、获得土地以及获取钻探许可的及时性。页岩气产业将推动创新进程，但监管是一个独立的问题。塔里斯曼能源公司CEO 曼佐尼（John Manzoni）在其论文《让天然气成为迈向低碳未来的桥梁式燃料》（Securing Natural Gas as a Bridge Fuel to a Low-Carbon Future）中如此写道，“须提高勘探和开发（E&P）业在帮助设计能源政策以确保天然气的伟大前景的战略作用”，他说。要获得公众对页岩气产业的认可，环境问题的适当管理尤为重要。曼佐尼接着表示，“勘探和开发业必须加倍努力以确保最高标准的维护，并与社区合作减少地表骚扰（surface disturbance），使其对野生动物的影响最小化，并保护地下水资源。”
欧洲：认识页岩气的潜力 对欧洲页岩气资源的预测可与北美页岩气资源的预测相媲美。在《打破常规：欧洲非常规天然气的发展前景》一文中，IHS剑桥能源研究协会资深研究主管彼得·杰克逊（Peter Jackson）对欧洲非常规天然气的发展前景进行了评估，并将波兰、波罗的海国家（the Baltics）、德国和奥地利的页岩资源描述为“世界级”的，见图7。然而，受多种因素的影响，欧洲非常规天然气的发展机会可能不同于北美的页岩气革命。 首先，欧洲矿产资源所有权（ownership of mineral rights）对欧洲开采企业的挑战不同于北美勘探与开发企业所面临的挑战。通常美国的矿权为私有，连同地表土地所有权（surface rights）一起转让。财产（property）所有者也可以出售或转让财产底下资源的所有权。另一方面，欧洲矿产资源的所有权通常属于国家。因此欧洲的勘探与开发企业与政府而非个体业主进行谈判。这就为矿产的开发带来了障碍。与政府谈判是一个既耗时又需要调动更多资源的过程。而最终的让步还会让开发商与地上资源所有者产生冲突，后者并不分享所产生的收益。 图7：欧洲的非常规天然气资源 来源：IHS剑桥能源研究协会 其次，在钻井和生产过程中地上活动是不可避免的。地上活动可能包括建造公路和基础设施以将重型设备运至钻井现场，处理污水以及过去并未进行陆上钻探（onshore drilling）的地区地形风貌的变化。因为欧洲的人口密度更高且陆上钻井经验有限，将地上扰动降至最低尤为重要。此外，因为欧洲天然气开发为土地所有者带来的经济收益比北美小，因此他们并没有太大的动力去忍受天然气开发可能带来的不利影响。 第三，欧洲并没有成套的专项陆上钻井设备用于在非常规天然气资源区进行钻井。这就提出了技术和物流方面的问题，这些问题必须在资源大规模开发以前得以解决。另外，欧洲还将不得不建立起一套物流体系来支撑陆上天然气勘探和开发工业。 尽管存在着诸多潜在挑战，但在欧洲开发陆上天然气资源的理由很有说服力。供应的多元化可以增强天然气市场的稳定性，同时也能提高公众对广泛使用天然气（尤其在发电领域）的信心。 在欧洲，波兰是生产非常规天然气潜力最大的国家。在高产的情况下，IHS剑桥能源研究协会预测，波兰的非常规天然气年产量将从目前的约5Bcm（每日0.5Bcf）增至2025年超过100Bcm（每日9.7Bcf）。预计同期波兰国内天然气年消费量将增至略高于20Bcm（每日1.9Bcf），这意味着波兰可能成为重要的天然气出口国，并改变中欧地区的天然气供应现状。即使在产量较低的情境下，波兰也将从一个天然气进口国变身为天然气出口国。 彼得·杰克逊（Peter Jackson）这样描述欧洲非常规天然气面临的政策挑战，“在设计欧洲非常规天然气未来过程中，能源政策的重要性至少等同于地质情况。如果未能实现监管环境的合理化，那么非常规天然气生产的起飞将在地域上受限或时间上延期。随着时间的推移，决策者可能面临战略抉择：即支持非常规天然气——一个相对清洁的本地资源——或采用更加昂贵的零排放清洁技术。”与此同时，欧洲大量非常规天然气资源的发展潜力进一步使针对里海和中亚地区的潜在新能源供应的讨论复杂化。 [1] 全周期单位成本包括具体区域开采企业所面临的所有成本，包括资本和营业开支、矿区土地使用费和税收。
亚洲：刚刚起步 亚洲对页岩气资源的评估刚刚起步。中国对页岩气表现出非常浓厚的兴趣，且中国的几大盆地都符合页岩气潜能的筛选标准。中国正在进行一个有影响的技术项目来勘探中国的页岩气资源，该项目通常由中国石油与天然气公司携手西方合作伙伴进行。尽管如此，对页岩气资源潜能做出一个符合现实的估计还需几年的时间。 目前，澳大利亚的煤层气引领着亚洲非常规天然气开发的竞赛。而今正在建设一批液化天然气设施，这些设施将使用煤层气作为其气源，同时还可能批准其他项目。过去十年，因为业内人士试图利用澳大利亚毗邻快速发展的亚洲市场的地理优势，对澳大利亚的投资一直比较强劲。 在澳大利亚以外地区，煤层气的开发较为缓慢。中国煤层气生产产量不大，大多数用于本地市场而不服务于省际市场。印度和印度尼西亚也对煤层气开发表现出兴趣，但资源量（resource in place）的最终数据仍无法获得。即使资源量的最大估测值被证明是正确的，但这些煤层气的可开采率仍将是关键变量。 液化天然气：仍然是关键的供应源 尽管非常规天然气越来越受到关注，但液化天然气仍然是世界大多数国家天然气的关键供应源。2000年至2010年十年间，全球液化天然气的交易量翻了一番，未来10年有望再增加50%或更多（见图8）。在欧洲和亚洲，非常规天然气资源的开发仍处在早期阶段，因此欧洲和亚洲仍然是很大的液化天然气市场。北美是唯一一个液化天然气预计需求量大幅下降的地区。尽管如此，近年来液化天然气产业仍面临着一个严峻的挑战。 2000-2007年间液化天然气行业大力投资全价值链，以弥补北美天然气产量的预期下滑，并满足亚洲快速增长的天然气需求。全球液化天然气产量最大的国家是卡塔尔，近年来该国的天然气产能已达到7700万吨。然而，当2008年和2009年新液化终端建成时，市场与早期预期有很大的不同。在高物价环境下最终敲定投资决策的项目开工，正值北美天然气生产迅速扩张，世界陷入严重衰退之中。保罗·斯卡罗尼（Paolo Scaroni）在其论文《未来的燃料》中这样描述其形势：“尽管美国对液化天然气的需求量减少（由于页岩气的'发现’），同时全球的需求量也出现下滑（由于经济低迷），但最近仍开工了许多液化天然气项目。此前仅在北美海岸使用的液化天然气运输船（LNG tanker）而今被转向欧洲和亚洲。”随着新设计的Q-Max超大型液化气船在市场萧条的环境下交付使用，天然气运输也出现了供过于求。 图8：全球液化能力正快速扩张 来源：IHS剑桥能源研究协会 全球经济衰退可能暂时抑制了液化天然气的发展。但如图9所示，到2020年世界几大液化天然气生产国每年可以新增1.5亿吨的液化产能。澳大利亚每年新增液化产能最大，每年澳大利亚提议或承诺新增4000万吨的液化产能。沃尔特（Don Voelte）在其论文《响应召唤：澳大利亚与全球天然气》中这样描述澳大利亚液化天然气的发展潜力：“目前，澳大利亚已探明与可能（probable）天然气储量约为210万亿立方英尺(Tcf)，其中12Tcf的已探明和可能天然气储量来自于煤层气。正通过勘探增加新的储量。澳大利亚有可能成为继卡塔尔之后世界第二大液化天然气供应商。”虽然卡塔尔仍将继续成为世界第一大液化天然气供应商，但其产能的大幅增长已经成为过去，至少当前卡塔尔在推迟发展新的产能。 图9：到2020年全球液化产能居前的国家 来源：IHS剑桥能源研究协会 *拟建项目的实现情况各异。 亚洲仍将是最大的液化天然气市场（见图10）。日本与韩国的国内天然气资源不多，但几乎可以满足本国对液化天然气的需求。大多数亚洲国家（除日本外）从经济衰退中复苏的步伐快于北美和欧洲——这推动了液化天然气贸易的发展。 图10：液化天然气进口（按地区划分） 来源：IHS剑桥能源研究协会, 美国能源信息署，国际能源署 亚洲非经合组织国家的液化天然气需求潜力巨大。亚洲需求的增长比1-2年前的预期更快，事实上这在一定程度上弥补（counterbalancing）了“失落的”美国市场所带来的影响。直到2006年，中国在天然气方面一直自给自足，并且没有储存进口天然气所必要的基础设施。目前中国有3个正在运营的液化天然气进口接收站（LNG import terminals），另外超过5个天然气进口接收站将在2013年投入运营。泰国计划于2011年运行一个液化天然气进口接收站，而印度尼西亚、巴基斯坦和新加坡预计要到2013年才建成液化天然气进口接收站。 在欧洲，液化天然气进口的增长速度快于管道天然气进口。液化天然气占欧洲燃料供应的比重预计将从2009年的13%增加至2020年的近20%。预计液化天然气将抵消北海天然气产量下滑的大部分影响。
未来的燃料 意大利埃尼集团(Eni)首席执行官 保罗?斯卡罗尼(Paolo Scaroni) 似乎每年都会出现新的、不同的和迫切的能源话题。过去几年，世界一直遭遇气候变化、西欧天然气供应中断，石油价格剧烈波动，“石油峰值（peak oil）”问题以及日益增加的亚洲石油需求。而且这些挑战仍在继续。 今年的热门话题是当前的“天然气供应过剩（gas glut）”以及天然气的未来。受以下三大因素的影响天然气市场已经发生了变化：页岩气、液化天然气和经济低迷。 首先，我们必须认识到页岩气如何涌进美国天然气市场。水力压裂与水平钻井技术的进步已使此前无法获得的大多数天然气资源变得可以获得，这确保了未来数年北美的能源供应。因此，“美国对天然气进口的依赖日益增大”的预测被证明是不对的，并对天然气生产国为了满足美国的进口需求而计划的投资产生深远影响。 其次，世界正经历一个较理想的时期——液化天然气供应量大，且价格低。尽管美国对液化天然气的需求量减少（由于页岩气的'发现’），同时全球的需求量也出现下滑（由于经济低迷），但最近许多液化天然气项目已经投入运营。此前运往北美海岸的液化天然气运输船（LNG tanker）入今被转运至欧洲和亚洲。天然气首次成为真正的全球性产品；美国正将其购买但不需要的天然气再次出口到欧洲。 改变当今天然气市场的第三个因素，可能也是最重要的因素是经济低迷，因为经济低迷减少了对天然气进口的需求，并延缓了未来投资所必要的需求增长。当前需求的不景气是天然气行业为实现一个更加可持续的未来的机遇。 近来的金融危机和随之而来的经济低迷延缓了世界经济中温室气体的预期增加。就应对气候变化和提高能源供应安全而言，在经济复苏之前我们获得了几年宝贵的时间。这正是意大利埃尼集团全力支持欧盟应对气候变化政策，并认为如果我们要实现可持续的经济增长，天然气将发挥关键作用的原因。可再生能源还需要几年的时间才能达到不需要财政支持的水平。天然气是唯一一种真正既能促进经济发展又能解决气候变化问题的能源来源。 天然气每发一度电所产生的二氧化碳比煤炭发电少50%，比石油发电少30%。而今天然气发电成本要低于燃煤发电（主要得益于天然气供大于求）。无论从经济上来说还是从温室气体排放方面来说，从燃煤发电转向天然气发电的好处从来都没有这么大。此外，天然气发电容易适应可再生能源发电的间歇性，这使天然气成为未来的燃料。 尽管目前“天然气供应过剩”，但天然气需求将回暖以及液化天然气的崛起也只是宽慰了那些疑虑供应安全的消费者。然而，随着亚洲与欧洲天然气消费的增加（以及欧洲国内天然气供应的减少），到2020年每年还需要额外进口高达3000亿立方米（290亿立方英尺/日）的天然气，使得有必要进一步对天然气供应方面进行投资。 欧洲到这个十年末每年所需的进口量将再增加1800亿立方米（ 几十年来俄罗斯一直都是欧盟的可靠供应商，包括在冷战期间。然而，俄罗斯出口到欧洲的天然气有80%是经过乌克兰，剩下的20%经过白俄罗斯，这个事实构成了持续的挑战。几家天然气公司正通过建设北溪天然气管道（Nord Stream pipeline）来解决这个挑战。此外，意大利埃尼集团也正与俄罗斯天然气公司（Gazprom）合作修建途经南欧的南溪天然气管道（South Stream pipeline），该运输管道的年运输能力达到630亿立方米（60亿立方英尺/日）。 或许最为重要的是，俄罗斯向欧盟供应的天然气数量约为欧盟天然气总消费量的1/4（相对于20世纪90年代早期的约75%有大幅下降），但欧盟新成员国的天然气消费几乎全部依赖于俄罗斯的供应。因此，一个统一的相互联系的欧盟能源市场是一个切实可行的解决方案，且应用该解决方案的成本和风险只是其他解决方案（将目光转向欧洲以外市场）的一小部分。要实现一个统一的能源市场，欧盟需要一个稳定的、一致协调的监管框架，该框架为新竞争者进入欧盟新成员国提供支持，通过支持基础设施投资来突破瓶颈，并真正实现多元化。 在气候变化方面，欧盟所做的努力没有一个管理机构可以与之媲美，欧盟建立了排放交易体系并大力投资于可再生能源。这些举措都指向把天然气作为化石燃料的选择来维持欧盟的经济增长并为实现碳排放目标提供支持。经济低迷提供了支持天然气投资的喘息空间，这是欧盟减轻其对煤炭、石油和核能的依赖并满足其日益增长的能源需求所需要的。 响应召唤：澳大利亚与全球天然气 澳大利亚伍德赛德能源有限公司（Woodside Energy Ltd）常务董事兼首席执行官 沃尔特（Don Voelte） 世界正呼吁澳大利亚增加天然气供应。全球市场正有赖于澳大利亚在可持续能源、发展全球天然气市场中新供应竞争以及能源安全方面做出更大的贡献。 澳大利亚拥有丰富的、可供以液化天然气形式出口的天然气资源，其中包括传统的离岸天然气田和陆上煤层气。澳大利亚对可持续能源所能做的最大的实际贡献是尽可能多地出口天然气，尤其是出口到亚洲的发展中经济体。对于澳大利亚在生产液化天然气过程中排放的每吨温室气体来说，当液化天然气代替煤炭用作发电时，消费国就可以减少至少4吨温室气体排放。 世界需要澳大利亚在满足日益增长的天然气需求方面扮演更大的角色。根据IHS剑桥能源研究协会的研究，到2020年全球液化天然气需求将超过每年3500万吨。其中，亚洲对液化天然气的需求将约为1900万吨，这部分需求主要通过长期供应合同来满足。日本、韩国和中国台湾等传统市场仍将是核心，既续订合同又有一定的增长。在新兴市场中，中国和印度吸引了大部分注意力。根据HIS 剑桥能源研究协会的研究，到2015年中国与印度两国对液化天然气的需求将占亚洲新兴国家合同外液化天然气需求的约1/3，到2020年达到近50%。但中国和印度仅是事情的一面。到2020年，亚洲新兴国家另外50%的合同外液化天然气需求将来自于新兴进口国，包括泰国、新加坡等成长型经济体以及马来西亚、印度尼西亚等传统液化天然气出口国的新市场。仅在亚洲地区，到2020年每年就需要新增约5000万吨的液化天然气供应才能满足日益增长的需求。大型、新的液化天然气供应的潜能国家包括俄罗斯、卡塔尔、伊朗、尼日利亚和澳大利亚。但单澳大利亚就有可能满足亚洲所有新增液化天然气需求的潜力。 在其供给组合中，天然气消费国也需要澳大利亚以最大化其商业效率并确保有竞争力的商业条款。拥有战略购买远见的消费国认识到，来自澳大利亚的天然气供应将平衡它们的供应结构并增加谈判的筹码。最终，液化天然气消费国需要澳大利亚的天然气来帮助它们实现供应的多元化和能源安全，这些对巩固持续经济增长至关重要。从地缘战略上来说，澳大利亚濒临亚洲核心市场的位置是一个优势，而在一个经常充满不确定性的世界里，澳大利亚稳定而可靠的天然气供给的信誉是杰出的。 因此，市场呼吁澳大利亚增加天然气出口，但澳大利亚天然气项目却在准时投产方面面临挑战。澳大利亚的建设和劳动力成本相对较高。澳大利亚头号油气生产商伍德赛德石油公司(Woodside)已建造并运营了澳大利亚六个液化天然气列车（LNG train，这一术语专指液化天然气厂中液化和净化设施）中的五个，第六个即将完工，因此我们理解如何有效地应对这些挑战。新模块化建造技术和公平但竞争性的劳资关系管理是关键。将天然气资源与集中的液化天然气基础设施枢纽联系在一起也将有助于减少总体成本和减轻环境影响。 许多人指出获得土地和环境许可存在一定的难度。仅普罗托（Pluto）液化天然气项目而言，伍德赛德石油公司就被授予300个单独的许可。需要经营经验才能顺利应对这些具有挑战性的监管流程。在澳大利亚天然气行业有责任为股东和消费者的利益而加快资源的开发并让澳大利亚公民从中获益。近来澳大利亚政府在Browse液化气项目开发的保留租约（retention lease）决定中强调适时进行资源开发的要求。这一有先例可循的决定同时被伍德赛德石油公司和我们的合资公司所接受。它设置了实现2012年最终投资决策的时间表、工作计划和预算目标。这样的领导方式将有助于实现澳大利亚液化天然气行业的更快发展。 要达到成为全球液化天然气供应商的潜力，澳大利亚还有许多工作要做。根据IHS 剑桥能源研究协会的研究，目前，澳大利亚已探明和可能的天然气资源约为210万亿立方英尺，其中包括12万亿立方英尺的煤层气。澳大利亚正通过勘探增加资源储备。澳大利亚有可能成为仅次于卡塔尔的世界第二大液化天然气供应商。拟建的澳大利亚液化天然气项目将每年增加约1亿吨液化能力。然而，所有这些项目都如计划那样进行又是不太可能的。倘若我们要实现卡塔尔那样巨大的发展——倘若澳大利亚应天然气消费者的要求将扮演更大的角色——我们必须精心打造更强的合作伙伴关系来促进发展。 除了与其他能源公司、当地社会团体和澳大利亚各级政府建立合作伙伴关系外，澳大利亚供应商还邀请液化天然气消费者加入我们，通过确保新项目投入运营（come to line）来回应“市场需要澳大利亚增加液化天然气供应来满足需求”的呼声。机警的消费者会尽早行动，利用与澳大利亚供应商的合作关系，并承诺推动液化天然气项目的发展。这样一来，消费者不仅成为了我们的合作伙伴，他们还将帮助自己免受供应和价格波动的不利影响，与此同时还能利用澳大利亚的所有优势。
第三章：天然气需求的演变 不同于天然气生产，天然气需求似乎不会发生革命性的变化。在住宅与商业部门，天然气主要用于空间加热和水加热、发电以及工业目的（用作燃料和原料）。即将出现的天然气唯一重大潜在新用途在运输业。天然气需求正在发生的变化很大程度上是渐进性的，而非革命性的。然而我们预计，经合组织与非经合组织国家之间天然气需求演变的类型存在差异。 图11显示了按地区、行业划分的天然气的当前使用模式。在经合组织国家成熟的天然气市场中，未来天然气需求的形势将由多种力量决定。一方面，未来几年，能效的提高可能导致工业、住宅和商业天然气需求下滑。另一方面，当发电企业转而利用天然气发电时（因为发电企业在努力满足日益增长的电力需求的同时，需要减少温室气体和其他空气污染物的排放），电力行业对天然气的需求可能会增加。一旦有竞争力的天然气价格以及日益严格的环境法规使天然气成为更经济的选择时，较老的燃煤电站可能将被淘汰。美国国务院国际能源事务协调官大卫·高德温（David Goldwyn)在其论文《页岩气：能源安全格局的变革者》（Shale Gas: An Energy Security Game Changer）中描述了天然气的吸引力。“天然气成为了许多国家消费者的一种燃料选择，主要是因为天然气储量丰富，具有清洁燃烧特性，且与其他燃料（如煤炭）相比日益上升的成本竞争力。” 东南欧的天然气需求具有较大的增长潜力。未来25年，仅土耳其一国的天然气需求增长就占欧洲天然气需求增长的近1/3。得益于工业增长和日益增加的住宅天然气管道——这在经合组织国家中并不常见——土耳其具有成为欧洲最大天然气市场之一的潜力。 图11：按地区和行业划分的天然气需求
来源：IHS剑桥能源研究协会 注释：其他包括能源部门使用的天然气以及输送过程中的损耗。 非经合组织国家的天然气需求状况更为简单。随着经济持续增长，天然气需求有望全面上涨。随着越来越多的消费者使用天然气基础设施，工业、住宅和商业部门对天然气的需求将随之增长，尤其是在印度和中国。发电对天然气的需求也将增加，尽管其规模不及整个电力行业。在许多领域，煤炭仍然是主要燃料。非经合组织国家/地区的天然气进口和输送基础设施正迅速扩展，以能满足预期的需求增长。 需求的驱动因素：发电 未来20年，发电将成为推动全球天然气需求增长的主要驱动因素。与天然气不同，电力的使用量保持增长，甚至带动了成熟市场的需求增长。除了电力需求总体增长之外，许多老化的发电设施可能将被更加高效的燃气轮机发电站替换。对经合组织国家而言，燃气发电尤其具有吸引力，因为燃气发电的温室气体和其他污染物的排放量相对较低。傅赛（Peter Voser）这样描述天然气在发电领域的潜力：“现代联合循环燃气发电站的二氧化碳排放量比超临界火电站少50%，比年代较长的汽轮机燃煤电站少70%。迄今为止，用现代燃气电站代替旧的燃煤电站是中短期最有成本效益的减排办法。”英国剑桥能源研究中心欧洲天然气研究员Simon Blakey在其论文《烃之王国》中指出了天然气在电力行业应用之速度。“我们无法等到开发出无碳能源体系……。世界大多数国家的燃气电站可以在18个月内建成并投入运营。” 在北美，目前天然气发电站的利用率普遍低于燃煤电站。在美国，平均而言，燃气电站的发电容量已用了25%，而燃煤电站的发电容量用了73%。由此常常引发一个问题：为何电力行业不能通过增加现有燃气电站的利用率并减少燃煤电站的利用率来减少温室气体排放量呢？ 解答这一问题需要我们对电力需求的性质以及燃气和燃煤电站的特点进行了解。目前，很少有技术可用来储存公用事业规模（utility-scale）的电力，因此只能根据需求量进行发电来维持电网的平衡。一天中各时段的电力需求各有不同，从白天的用电高峰期到晚上的用电波谷期，同时电力需求也会随着天气的变化（主要是采暖和制冷需求变化）而产生季节性变化。煤电站一般无法迅速建成，或无法轻易地根据电力需求而增加和减少燃煤发电量。因此，煤电站（以及水力发电和核电站）一般用作基荷容量（base-load capacity）。另一方面，天然气发电能够更快地应对需求的变化。因此，燃气电站可以被用作调峰和循环电站（cycling plant），当有需求的时候才发电。
虽然建设额外的天然气发电站来替换用作基荷发电（base-load generation）的燃煤发电站是减少电力部门温室气体排放量的一个可行方案，但增加对现有天然气电站的利用并减少对现有燃煤电站的利用往往并不合理，因为一部分燃气发电容量被保留以应对电力需求的波动。除燃煤电站在跟踪负荷方面有一定难度之外，煤电站和燃气电站的总体利用率并未考虑到以下问题，即燃煤电站和燃气电站集中于不同的地区，通常无法直接替代。甚至对于那些离得相当近的燃煤电站和燃气电站来说，他们在电网中所处的相对地位也可能使得两者难以替代。同时，成本也是一个重要因素，大量的效率与成本问题都与这两种发电方式有关。我们难以对此简单归纳。 天然气电厂能够根据需求快速发电的能力，也使其成为可再生能源发电的有益补充。由此，天然气又扮演了一个新角色，成为了可再生能源的一个必不可少的伙伴。在美国和欧洲，风力涡轮机的年利用率通常为25%-35%，而太阳能的利用率更低，约为20%。[1]这些可再生能源发电的利用率类似于北美的燃气发电的利用率水平，但它们之间却存在重大差异。只要需要，燃气发电随时可得，且被用于平衡发电系统；但风电和太阳能发电只有在有风或太阳时才能进行。天然气的这种备用或补充功能可能将导致需要开发额外的燃气发电产能，但这些额外的燃气发电产能的利用率不高。天然气在支持可再生能源方面发挥的作用是公认的；然而，虽然这将导致对天然气发电容量的需求增加，但对天然气本身的额外需求将不会那么大。 中国电力部门对天然气的需求是不确定的。而今燃气电站的发电能力仅占中国发电容量的3%。因为住宅行业对天然气的需求猛增，所以政府政策限制了电力部门对天然气的使用。因为燃气供应不足，现有的少数燃气发电站的利用率非常低，大部分燃气发电站只用作峰荷发电机组（peaking unit）。预计天然气将成为“十二五”规划（2011-2015年）重点发展“新兴能源（emerging energy）”的一部分。这一政策导向表明，将大幅增加燃气发电容量（尤其是在中国沿海地区），同时放松对电力行业使用天然气的政策限制。中国也更加重视国内天然气资源（包括非常规天然气）以及进口的多元化。此外，天然气将与风电捆绑在一起。因此，随着这些政策变化生效以及中国天然气供应增加，未来天然气可能在中国电力供应结构中发挥更为重要的作用。 需求的驱动因素：工业 目前全球天然气需求中有近40%来自于工业部门。[2]化工业、造纸业、金属、冶炼、石化业和塑料等产业都是天然气的重要消费者。 在经合组织国家，效率的提高可能超过工业产出的增速，导致工业部门对天然气的需求几乎没有增长。此外，许多经合组织成员国都经历了向低能源密度产业的结构性转型，这也进一步降低了工业部门对天然气的需求。 在经合组织经济体中普遍存在工业部门对天然气的需求增长不足的情况，但也有例外。在欧洲，工业用气需求正转向发展较快且成本较低的地区——巴尔干半岛、土耳其和中欧。北美地区工业部门对天然气的需求也在下滑，但是加拿大的油砂却是一个明显的例外。加拿大的油砂产量预计将大幅增长，到2035年将增加近两倍。即使考虑油砂开采和加工效率提高因素，油砂生产中的天然气使用占北美工业部门对天然气需求的比重仍预计将从2009年的9%（18Bcm/年或1.8Bcf/日）增至2035年的18%（40Bcm/年或3.9Bcf/日）。 在非经合组织国家，使用天然气输送基础设施是决定工业部门天然气需求的关键因素。基于经济、环境和政策的原因，天然气有机会替代石油或煤炭。油基燃料（oil-based fuel）被广泛应用于中国国内那些不拥有本地天然气供应或丰富煤炭储量的地区，比如中国的东北和广东省。在天然气供应有限的印度，石脑油（naphtha）和燃油等原料通常被用于印度的化肥生产。随着天然气输送基础设施延伸到这些国家，可能会大幅增加工业部门对天然气的需求。 需求的驱动因素：住宅与商业 住宅与商业部门对天然气需求的情况类似于工业部门。天然气需求的增长主要受天然气新客户需求（而非天然气新应用）推动；天然气主要用于空间加热和水加热。因此，需求的增长主要出现在获得天然气服务的家庭和企业数量增加的地区。虽然这种增长在发展中国家最为普遍，但是欧洲的土耳其和巴尔干半岛也经历了类似的增长。 在经合组织国家，每个家庭的住宅和商业天然气需求普遍呈下滑趋势。电器和供热系统效率的提高以及新建筑保温隔热性能的提高都减少了天然气的使用。在美国，1990-2005年间建成的房屋在进行空间加热时所耗费的天然气要比1990年前建成的房屋少25%。[3]未来新建筑的能效将可能继续提高。然而，2008-2009年间的经济衰退却对许多国家的建筑业带来沉重的打击，可能会延误能效的提高。 在欧洲，每个家庭的平均人口数一直在减少，并预计这一趋势将继续。人口的增速预计将非常缓慢，但家庭的数量预计将以人口增速的两倍增长。家庭数量的增加一定程度上将推动住宅行业对天然气需求的增长，尤其是在空间加热方面。家庭数量的日益增加是否将超过能效的提高仍是未知数。 增加天然气服务正推动非经合组织国家住宅与商业对天然气需求的增长。随着城市天然气网络迅速扩张以服务更多的人群，住宅对天然气的使用成为中国天然气需求增长最快的一个领域。使用天然气的城市人口从2005年的7100万增加到2008年的1.22亿，到2015年还将进一步增加至近3亿。同样，印度的住宅和商业对天然气的需求受到天然气输送基础设施不足的限制，目前印度城市天然气服务仅限于较大的城市。目前，住宅对天然气的使用占需求的比重不到1%，但随着收入的增长和越来越多的人口迁移到城市，印度正迎头赶上。 [1]《点燃北美的能源未来》. 2009年11月. IHS 剑桥能源研究协会. VI-9页；Pure Power. 2009年11月.欧洲风能协会，第45页。 [2] 国际能源署《世界能源展望2010》，第184页。 [3] 美国能源信息署，《住宅能耗调查2005》。
需求的驱动因素：交通运输 当今社会，交通运输行业很少使用天然气，除了在投资建设天然气气车(NGVs)基础设施的少数国家。因此交通运输行业通常被看作是潜在的天然气增长市场。而这将如何发展，同时存在哪些困难呢？ 交通运输行业可通过四种途径使用天然气。天然气可以在内燃机中直接燃烧，被用来发电从而为电动车提供动力，通过天然气液化（GTL）工艺来生产类似柴油的高质量的燃料，或被用于生产氢气来驱动燃料电池汽车。 当考虑交通运输行业的天然气使用时，首先想到的技术的就是天然气汽车。直接以天然气为动力的汽车占世界轻型载货汽车的比重约为1%，主要分布于亚洲和拉丁美洲。巴基斯坦所拥有的天然气汽车数量居世界首位，约有230万辆，其次是阿根廷、伊朗和巴西，各拥有超过150万辆天然气汽车。[1]这些天然气供应充足，但不得不进口液态运输燃料（liquid transportation fuel）的国家都鼓励使用天然气汽车。在伊朗，液体燃料短缺的原因不在于缺少石油，而在于缺乏炼化产能（refining capacity）。印度也拥有一个大规模的天然气汽车车队。意大利鼓励发展天然气汽车以改善本国的空气质量，同时印度也鼓励发展天然气汽车来改善空气质量并降低政府石油补贴的成本。 目前，虽然许多市场的天然气价格比汽油价格更具优势，但天然气汽车在全球许多国家仍然没有出现大幅增长。其中一个大难题是缺乏加气站等基础设施。在天然气汽车较为普及的国家，已对加气设施进行了巨额投资，这些投资通常受政府鼓励。与汽油或柴油相比，天然气的能量密度要小70%。这又引出了另一个难题，搭载一个与汽油车辆或柴油车辆相同大小的油箱后，天然气汽车的行驶里程会缩短70%。[2]行驶里程较短以及许多市场缺乏加气设施给天然气汽车的运用带来沉重打击，应用于车队（如出租车、市政公交或送货车队，因为这些车队行驶距离有限，可以在中央车站加气）除外。最后，任何天然气汽车可能需要搭载一个沉重的钢罐来装天然气。不可避免地，燃料罐的费用、重量和所需的空间都构成了挑战。此外，天然气汽车计划还面临来自生物燃料汽车和电动汽车的竞争。 与直觉相反，把天然气转化为电很可能是车队利用天然气的最高效的方式。与内燃机相比，电动汽车的效率高很多，加上现代联合循环天然气电站的高企的转换效率，解决了输配电过程中的能量损耗（energy loss）。此外，使用以燃气发电为动力的汽车车队，其污染物排放量可能低于直接使用天然气为动力的汽车车队。除了因净效率的提高而导致的污染物减少之外，控制一个大污染源要比控制众多移动污染源容易得多。加气设施的投资对发起向天然气汽车过渡来说并不那么重要，因为大多数汽车拥有者可以在家充气。然而，对电动汽车来说行驶里程是一个难题，且它们的先期成本（up-front cost）高得惊人。电池技术的突破性进展可以帮助克服这些难题，并使电动汽车对平民大众来说更为实用且用得起。 使用费-托工艺（Fischer-Tropsch process）从煤炭中生产液体燃料（以柴油为主）始于20世纪20年代。这一工艺已被用于将天然气转变为液体燃料。这一工艺有许多优点。液体燃料易于运输，可以在全球市场上交易，并不需要建设任何相关的基础设施。世界许多地方对柴油的需求增长迅速。此外，经天然气液化（GTL）工艺制成的柴油是优质产品，具有十六烷值高、芳族含量低、颗粒物质和硫排放量低的特点。然而，生产GTL燃料的成本高，且对天然气价格非常敏感。在那些铺设管道或建设液化天然气终端并不实际的地区，天然气液化设施可被用以实现天然气资源的货币化，但成本将是一个须持续关注的问题。 将天然气应用到车队的最终可能性还未经过充分的证明。通过天然气蒸汽转化（steam reforming）工艺天然气可以被用来生产氢气，而氢气可以被用于以燃料电池为动力的汽车中。然而，在效率或生命周期温室气体排放方面，与电动汽车相比，使用天然气制氢的燃料电池汽车不太可能显现太多的优势。生产和压缩氢气以存储在汽车上所需要的能量相当于燃料能量含量的20%-40%。此外，燃料电池汽车需要电动汽车的所有机械系统和电气系统，但燃料电池和储氢系统的成本可能高于化学电池的成本。如果没有低成本的制氢来源或在车载氢能制造方面取得突破性进展，那么燃料电池汽车将可能继续比电动汽车昂贵。
[2]《天然气之交通运输业：利基市场或更多？》2010年10月，IHS 剑桥能源研究协会。
页岩气：能源安全格局的变革者 美国国务院国际能源事务协调官 大卫?高德温（David Goldwyn) 对任何国家来说，能源安全通常是指获得充足的、负担得起的和安全的能源供应，以此来支持各经济部门和活动。天然气已成为许多国家消费者的一种燃料选择，主要因为天然气储量丰富、清洁燃烧的性质以及与其他选项（如煤炭）相比日益增加的成本竞争力。非常规天然气资源——页岩气、致密气和煤层气——虽然更加难以开发，但代表着下一波供给。正如常规天然气一样，页岩气的碳足迹是煤炭的一半，未来几十年在能源需求预计将大幅增加的许多国家，页岩气在规模经济水平上（at economy-scale level）是潜在可获得的。 要让全球实现非常规天然气革命的收益将需要国际合作以及一个实实在在的全球天然气议程。这将有助于加快知识、技术和技能的传播，以及建立监管体系，该体系将推动适时且负责任的开发。 开发非常规天然气的积极影响相当大。页岩气可能是全球能源市场的变革者，正如美国所发生的一样。美国已经增加的页岩气产量已经使天然气与煤炭相比更具成本竞争力。与此同时，还有助于使全球的液化天然气更为便宜和可得。国际能源署预测，到2030年页岩气将占全球天然气供应总量的7%。未来气候变化政策可能促进对页岩气的需求，在降低二氧化碳排放增长的努力中作为一种低碳“桥梁式燃料（“bridge fuel”）”。 某种程度上基于世界已探明的页岩资源，我们可以将具体的地区和国家确定为具有开发页岩气资源的前景。但这些资源的量还不太清楚。虽然某些类型页岩的存在提供了关于其潜力的基准指标（baseline indicator），但任何全球资源预测都具有很高的不确定性，仅是因为北美以外地区有限的钻井活动。我们需要了解某些参数——某一页岩中的气体含量、热成熟度（thermal maturity）、有机物（organic matter）的类型与数量以及具体的岩石特性——来进行科学的、准确的容积预测。 为了帮助制定这一全球性天然气议程，美国国务院正致力于利用美国在页岩气方面的成功经验来澄清全球天然气格局，具体的目标是加强全球能源和气候安全。2010年4月，美国国务院发起了《全球页岩气倡议（Global Shale Gas Initiative）》(GSGI)，旨在帮助其他国家的政府加深对本国页岩气资源潜能的了解，并确定刺激本国页岩气发展所需的技术、减轻环境风险措施以及投资要求。为了帮助实现这一目标，《全球页岩气倡议》利用政府与政府间的外交和政策接触（policy engagement）以在美国联邦和州政府层级的技术知识和监管经验之间建立联系。尽管美国在页岩气方面的经验不能被精确地复制，但《全球页岩气倡议》可以帮助政府理解更广泛的问题，例如，如何发展新兴的天然气市场、改善竞争性燃料源（fuel source）的定价机制以及将页岩气发展成为经济上可行的替代煤炭、石油甚至是木材的燃料。 通过针对每个国家的具体需求（并取决于资金可用性（funding availability））而定制的一个项目，《全球页岩气倡议》活动可能包括：对页岩气资源进行评估，举办技术研讨会以概述数据需求和科学评估方法，开展研究以确定某个特定国家的页岩气资源的生产能力、经济性（economics）和投资潜能，并通过经验和最佳实践的交流、参观考察以及在美国的公私合作推动对页岩气开发的可持续投资。 迄今为止的经验表明，各国对全球合作和学习拥有浓厚的兴趣。来自四大洲的20个国家已表达了其对《全球页岩气倡议》的兴趣。美国国务院已分别与中国和印度签署了《谅解备忘录》（MOU）。在这些《谅解备忘录》框架下，并获得美国国务院的资金支持，美国地质调查局(US Geological Survey)正在对中国和印度两国预先指定的盆地或区域进行页岩气资源评估。此外，美国地质调查局2010年末在中国召开了第一次技术研讨会，并于2011年初在印度召开了第一次技术研讨会。这两次研讨会将涉及数据要求，以及对非常规页岩气成藏（accumulation）和地质建模（geologic modelling）的工序进行筛选。同时，美国还会与中印两国政府合作共同进行有限的实地调查工作。除了美国与中印两国的合作外，我们预计2011年美国国务院将为另外12个国家进行页岩气资源评估工作提供资金支持。《全球页岩气倡议》也为成员国提供了访问美国的机会，以此从美国页岩气经验中学习第一手经验。 全球范围的页岩气开发面临挑战。但各国通过《全球页岩气倡议》等项目的国际合作，负责任的页岩气开发能够加强全球能源安全，并为实现气候变化目标提供支持。 第四章 变革时代的天然气市场 日益增加的天然气供应和变化的需求模式正在挑战全球天然气市场结构。区域天然气市场的许多长期信条发生了变化，但在全球经济衰退和市场供应过剩的的最近几年，这些信条并未被打破。随着天然气供应和需求的持续演变，目前的定价和契约机制是否有足够的韧性而存活下来？ “大衰退”压力测试 近来发生的事件可被看作是对全球天然气市场和定价体系的一次“压力测试”。2008-2009年的经济衰退减少了大多数经合组织国家的天然气需求，并放慢了世界其他地区的需求增长。与此同时，全球液化天然气液化能力提高了约1/4，北美的非常规天然气革命在供应领域带来了根本性的变化。在三大主要的天然气市场中，市场压力的表现不一。 欧洲的天然气市场最终出现了供大于求的现象。现货天然气的价格大幅低于与石油价格挂钩的长期合约价格，且买方可以灵活地、尽可能地进入现货市场。然而，一些天然气购买者的需求不足以满足其“照付不议（take-or-pay contract）” 合同中规定的最低量——这些合同要求他们为远期交货提前支付几十亿美元。一些公司继续购买成本更高的合约天然气（contract gas），而不是提前付款。接着他们再在现货市场出售这些天然气，这样一来就加剧了供应过剩问题。对那些可以利用较低的天然气现货价格的天然气购买者来说这是有益的，但对持有长期合约的天然气购买者和卖方（他们面临着重新谈判天然气合约的压力）来说却是一个挑战。 在北美，天然气价格很大程度上以供求为基础，因此供应过剩就表现为价格的大幅下降。亨利港的天然气价格降幅超过了2/3，从2008年6月超过435美元/Mcm（12美元/MMBtu）的高点降至2009年的不到145美元/Mcm（4美元/MMBtu）。但是，供给并没有像预期那样下跌那么多。尽管天然气价格很低，但钻井活动仍在继续，因为承租人需要进行钻井来保留租赁期权（lease options），而不是让其一文不值地到期。这一趋势可能延续到2011年，而无论天然气价格怎样。 在亚洲，经济衰退导致日本、韩国和中国台湾等最大的液化天然气市场的需求下滑。与欧洲的情况一样，天然气购买者设法达到合约中的最低量要求。然而，因为中国和印度的进口继续强劲增长，因此亚太地区的天然气需求遭受下滑的程度不及欧洲和北美。迪拜和科威特等新市场的快速兴起进一步支撑了对天然气的需求。 市场压力测试也让与石油价格挂钩的“照付不议”合同的结构承压。若干天然气供应商在“最低量”义务方面做出了让步，将合约中的“最低量”要求减少了10%-20%。许多天然气供应商还改变了它们的定价公式，以此提高合约天然气相对于现货天然气的竞争力。 在“照付不议合同”中允许更多的回旋余地正使欧洲天然气市场在风险管理方面与石油市场更相似。在石油市场，与不断下降的需求相关的经济风险由石油生产商承担，而购买者则承当石油价格上涨的风险。供应过剩似乎表现为石油产能过剩，以及存货增加和较低的原油及成品油价格。北美天然气市场也以这种方式运行。 在欧洲，嵌入长期天然气合同中的风险共担略有不同——传统上天然气购买者承担数量风险（volume risk），而卖方承担价格风险。这一风险共担安排假设，天然气正与石油展开竞争以及需求将继续增长。过去两年发生的事件导致了风险错配（mismatch in risk）——现在天然气买方除了承担数量风险外还承当很大的价格风险。天然气买方承担的风险增加了，这迫使一些长期天然气合同重新进行谈判，天然气卖方降低最低量并承担一些需求下行的风险。当供求更为均衡时这一风险共担机制将如何变化仍是一个有待解决的问题。 世界范围内的天然气价格将趋同？ 如图12所示，地区间运输的天然气数量远少于石油，这限制了区域天然气市场之间互动的能力。增加地区间的天然气贸易有可能改变这一态势。将液化天然气货物（LNG cargo）运送到那些提供最大价值的市场的能力意味着，生产商可以通过各地区天然气价格不同来进行套利。正如Wojciech Jasinski在其论文《天然气在波兰未来发展中的作用》中所述，“液化天然气加强了区域天然气市场间的连接和联系。”倘若地区间的天然气贸易规模足够大，那么地区间天然气贸易甚至可能导致天然气价格趋同。通常提出的一个问题是：天然气将会成为一个真正的全球性商品吗？能否如全球石油市场一样也形成一个全球天然气市场？随着更广泛的液化天然气贸易的来临，全球天然气价格趋同的前景似乎越来越成为可能。 北美“页岩之风”的来临已减缓或逆转了价格趋同的趋势。日益增加的天然气产量意味着北美对液化天然气的依赖性将大幅低于3年前的预测。只要北美不成为一个重要的液化天然气出口地区，那么北美的天然气市场价格就将以区内的天然气供求状况（而非液化天然气的价格）为基础。液化天然气生产商可能需要北美成为一个流动性市场（liquid market，买卖均能较易实现的市场），在该市中，在液化天然气供给过剩时出售现货；但北美不太可能需要太多的液化天然气，这阻断了北美市场与其他市场在天然气价格方面的联系。因此，北美将发挥一个边际平衡系统（marginal balancing system）的作用，但不太可能在贸易量方面具有显著特征。 第二个重大障碍是，52%的大西洋盆地和85%的亚洲液化天然气根据长期合约交付。倘若某一家液化天然气生产商想要利用市场间价格的差异，那么它可能需要采购额外的天然气来履行其合同交付义务。在当今供应过剩的天然气市场中，这是一个容易解决的问题，但在那些并不存在一个流动性现货市场的地区，在供求较为均衡的条件下购得更多的天然气可能是个挑战。在那些的确拥有流动性现货市场的地区，在市场上购买额外的天然气会抬高价格，并破坏套利机会。 图12：地区间石油交易远高于天然气
来源：国际能源署和IHS 剑桥能源研究协会 物流构成了价格趋同的另一个障碍。将天然气货物转运至另一个市场要求有足够的基础设施来进行运输。倘若另一个市场远离天然气产地，那么将还需要额外的天然气运输船来满足老客户的需求。另一个关键的挑战是那些容量超过 由于液化天然气占全球天然气消费的比例日益增加，因此天然气市场间的关系预计将发生变化。预计亚洲和欧洲之间联系的增强将形成一个区际（虽然不是全球性）市场。北美天然气市场主要是自给自足的，因此断开了与世界其他地区的联系。 与石油挂钩的天然气价格是否将存续下去？ 将天然气价格与石油价格挂钩是解决天然气定价挑战的一个妥善的解决方案。当允许天然气价格发现的市场不存在，以及石油是天然气的主要竞争对手时，与石油挂钩的天然气定价机制逐步形成了。价格指数化（indexation）确保了天然气能够相对于其主要的替代性燃料进行竞争性定价，并因此确保市场增长。随着时间的推移，在经合组织成员国市场中，虽然天然气已在大多数应用（此时用天然气取代石油在经济上是可行的）中取代了石油，但在欧洲和亚洲石油与天然气之间的联系仍然存在。 图13：世界范围内选定的天然气价格
来源：IHS 剑桥能源研究协会 的确，将天然气价格与石油价格挂钩并非理想方案。与石油挂钩的天然气价格的一大问题是：此价格反映的是全球石油市场（而不是区域性天然气市场）的供求状况。当全球石油市场和区域性天然气市场的基本面出现分歧时，这一供求关系可能会失衡。图13显示的是世界范围内选定市场中过去十年的天然气价格。2007-2008年石油价格的飙升对亚洲和欧洲与石油挂钩的天然气价格的影响要比对北美或英国的市场天然气价格的影响更大一些。真正的差异出现在2008-2010年。全球经济衰退和丰富的天然气储量导致亨利港和英国“国家平衡点”(NBP)的天然气价格下降，而亚洲和欧洲与石油挂钩的天然气价格却几乎没有变化。 与石油挂钩的天然气价格几乎无法在短期内对区域天然气市场基本面做出响应，但从长远来看做出响应的能力较大。在定价公式中调整与石油平价（oil parity）挂钩的程度或改变“照付不议”条款可以提供灵活性。这些选项要求就新合同进行谈判或重新就现有合同进行谈判，这意味着他们对短期市场波动反应较慢。 长期合约是高度依赖进口的市场的一个必不可少的组成部分。我们需要此类安排来确保供应安全。长期合同为买方提供了一个天然气供应的保证。与此同时，天然气开发商也需要长期合同来为其在天然气生产和基础设施方面巨额的资本投资提供保障。 虽然如此，去年在欧洲石油价格与天然气价格之间确定的联系在一定程度上被削弱，因为相对较高的石油价格与供应过剩的天然气市场难以并存。欧洲大陆与英国NBP现货市场的联系使得很难在现货价格和与石油挂钩的价格之间保持很大的价差。随着天然气市场吃紧，虽然这一机制将如何变化还有待观察，但最有可能的结果似乎是仍然保持一个混合市场（现货交易增加和大量长期合同）。保罗·斯卡罗尼（Paolo Scaroni）在其论文中呼吁建立一个更为统一的欧洲能源市场，并对建立这一市场所需的条件进行分析。“为了实现一个一体化的能源市场，欧盟需要一个稳定的、协调的监管框架，用以支持新竞争者进入新成员国，通过支持基础设施投资并提供真正的多元化来解决瓶颈问题，”他说道。 在亚洲，与石油挂钩的天然气定价机制的基础仍然较为牢固。现货为亚洲和欧洲市场提供了一定的联系纽带，但所售的现货天然气还不足以提供稳健的价格发现。亚洲市场普遍认为其天然气供应受限，因为其依赖液化天然气。 石油价格与天然气价格之间日渐瓦解的联系提出了另一个问题：竞争性天然气市场中低现货价格是否将创造一个以更廉价的天然气来替代较昂贵的石油的机会？2010年，西德克萨斯中质原油（West Texas Intermediate crude oil）价格与亨利港天然气价格之间的价格比率达到了创纪录的高点，超过了20:1，为那些可以变换使用石油与天然气的国家创造了套利的机会。 尽管存在较大的价差，但目前这一套利机会比较有限。从石油转换为天然气的绝佳机会已在发电、住宅和工业领域用尽。目前，石油牢牢控制着交通运输部门。正如前一章节所述，在交通运输部门替换使用天然气将需要对可以利用天然气发电的天然气汽车或电动汽车进行投资。天然气制油（GTL）技术的突破性进展可以实现交通运输市场从石油到天然气的转换，与此同时基础设施或消费者行为方面的变化较小。这方面的任何技术突破可能都需要时间，也需要石油价格与天然气价格之间持续存在较大的价差。 存储：市场结构中的关键要素 与煤炭或石油相比，天然气需要更为专业的存储基础设施。因此，与其他燃料市场相比，储存设施的可得性在天然气市场中发挥的作用更大且经常被低估。缺少存储能力使得在供应与需求波动之间达成平衡变得更加困难。其结果通常是，在缺少储气设施的地区天然气价格的波动性更大。存储能力还影响了运营企业、立法者和金融交易员考虑对不同市场的方式。 正如一些地区拥有较为丰富的天然气资源一样，一些地区也拥有较为有利的地质来存储天然气。最经济的储气设施包括地下盐丘（salt dome cavern）、枯竭矿层（depleted reservoir）和地下蓄水层（aquifer）。地上储气，比如液化天然气设施中的天然气储罐，比地下储气更昂贵。更复杂的是，一些国家拥有适合储气的地质，但其所处的地理位置不太理想。例如，美国东北部是主要的天然气需求中心所在，但离此最近的大规模综合性储气设施却有数百英里远。 与其他地区相比，北美拥有丰富的地下储气能力。这是21世纪第一个十年的早期北美强力扩建液化天然气再液化能力的一个因素。北美是世界最大的天然气市场，同时也是拥有最大规模储气基础设施的市场，以上地位导致北美被认为是液化天然气出口的“最后的市场”。 虽然欧洲的储气能力稍弱于北美，但其储气能力仍然充足。欧洲对相对平稳的管道天然气进口的依赖，要求大量储存天然气以满足冬季天然气的需求高峰。展望未来，市场之间互联性的增强以及天然气供应的增加应考虑更为高效地使用现有储气设施。这将需要更多的储气设施，但这需要在欧洲边境地区才行。英国需要额外的储气能力来补偿日益下降的北海天然气产量，而土耳其和巴尔干地区也需要额外的储气能力以管理快速增长的需求。 针对中国日益增加的天然气使用，我们需要开发更多的储气基础设施。直到20世纪90年代中期，相对于供应源，中国大部分天然气消费是本地化的，而且缺乏跨省的天然气管道是增加天然气使用的瓶颈所在。近来天然气管道的快速发展带来了新的客户，主要是城市居民。然而，与工业或发电用气相比，居民天然气消费的季节性强得多。这种季节性消费导致需要一定的储气能力，但迄今为止，储气能力的发展并未跟上天然气消费增长的步伐。合适的储气地点将必须确定在华东地区，因为该地区拥有最多的人口和最大的需求。
第五章 新希望，新挑战 就在最近，全球天然气产业面临着一项艰巨的挑战：如何供应足够的天然气来满足日益增长的全球需求（尤其是在中国、印度和其他新兴市场），并同时替代北美和北海日益下滑的天然气产量。全球天然气产业不仅仅找到了一个解决方案——还进行了一场革命。 大量的天然气供应已通过扩大液化天然气贸易发现了新市场。过去十年，全球液化能力几乎翻番，同时再气化能力和运输能力也经历了相应的增长。与此同时，技术创新带来了大量北美页岩气的新供应，引发了世界其他国家和地区页岩资源勘探和商业化的竞赛。 因此，天然气是一种方兴未艾的燃料。但天然气行业仍然在挖掘新潜能方面面临着种种挑战。 天然气储量丰富：一个全新的局面 过去三年新天然气供应的激增是史无前例的。在全球经济低迷的背景下全球天然气供应的激增使得天然气行业和消费者面临的挑战更复杂。新开采的大量天然气为天然气市场的发展提供了新的机遇，但可能还需要开发新的营商方法。 特别是，新开采的大量天然气对全球许多长期合同的结构提出了挑战。长期合同仍然是核心战略，尤其在欧洲和亚洲的天然气市场中，旨在确保供求安全并为基础设施建设融资。然而，最近发生的事件使市场平衡发生了转移。供应商们已调整了与石油挂钩的天然气价格以及许多天然气合同中“照付不议”的数量条款以反映上述新的平衡。 世界经济衰退后，世界许多地区的天然气需求已在恢复，尤其是在非经合组织国家。随着天然气生产过剩得到解除（unwind）以及液化天然气和非常规天然气新供应投放市场，天然气市场将继续演化。欧洲的现货市场已得到普遍认可，增加长期合同的弹性已经在欧洲及亚洲（程度较小）出现。 需求的挑战 天然气产业并没有期望需求领域的革命来匹配供应领域正发生的革命。天然气的主要用途仍然保持不变——住宅和商业应用中的空间和水加热，工业应用和发电的燃料和原料。只有交通运输部门开发了天然气的大量新用途，在天然气汽车或电动汽车中使用天然气发电。然而，交通运输部门对天然气需求做出相当大贡献的机会至少还需要10-15年。在那些具备成熟的天然气输送基础设施的经合组织国家，预计需求的最强劲增长源于发电。在发展中国家或地区，因为经济增长和不断扩大的天然气输送基础设施，各行业对天然气的需求预计都将增长。 减少温室气体排放的紧迫性为天然气在电力部门的应用提供了直接机会。天然气是最为清洁的化石燃料，其排放的温室气体和其他污染物最低。因此，通过替代老化的燃煤发电站并成为风能和太阳能等可再生能源的合作伙伴，燃气发电站有潜力帮助电力部门减少温室气体排放。目前天然气发电具有成本竞争力。非常规天然气生产的革命意味着，天然气可能成为未来一种安全且可靠的能源来源，尽管那些经历过此前天然气价格周期的电力企业和行业消费者可能仍然需要额外的劝说，他们可以依赖稳定的供应和稳定的价格。 然而，在全球的许多政策辩论中，天然气行业的代表不足，这一点很奇怪。从某种程度上来说，天然气是一种“没有声音的燃料（fuel without a voice）”。欧洲的“20-20-20”政策以及美国的经济刺激资金和投资组合标准都将重点放在了能够产生零温室气体排放的技术上，包括核能、风能、太阳能和具备CCS技术的煤炭。当世界迈向一个低排放的未来时，这些技术将至关重要。尽管如此，短期内天然气将在减排方面发挥重要作用。天然气是满足未来需求的一个经济效益佳且环境友好的合理能源结构的关键且重要的组成部分。但为了发挥上述作用，需要阐明并听取“天然气的声音”。 不仅在温室气体减排的讨论上，而且在政策圈中也缺乏天然气行业强有力的声音。在北美和全球开发非常规天然气资源的能力取决于支持上述开发的政策环境。行业和政策制定者必须共同努力了解并解决对钻井和管道安全以及水资源的担忧。这种合作将让世界获得天然气在温室气体和经济方面的优势，并同时保护其他环境资源。 天然气供应领域的洗牌 相比其他燃料市场，输送天然气所需的基础设施的性质使地理因素在天然气市场中更重要。非常规天然气生产领域正在进行的革命正在改变“天然气将如何从生产领域进入消费领域”的一些长期假设。液化天然气生产商加大了生产，以向北美供应天然气，并替代北美日益下滑的天然气生产。但页岩气消除了将液化天然气进口到北美的需要，同时改变了全球大型液化天然气出口商的策略及其出口的方向。 天然气供应领域的洗牌最先发生在欧洲。从俄罗斯铺设的管道为欧洲提供了大量的天然气，但与预期的来自液化天然气（尤其是那些最初为北美准备的液化天然气正寻找新的市场）的竞争相比，所面临的竞争更大。 欧洲非常规天然气的潜能也加剧了这一竞争。只有时间会告诉我们非常规天然气供应将如何适应欧洲的天然气供应状况。欧洲非常规天然气开发的一个结果是增加了对于天然气稳定的信心，同时拓展了整个天然气市场，尤其是天然气在发电领域的市场。 供应领域的洗牌也扩大到亚洲地区。全球液化天然气供应增量中的大部分被日益扩大的亚洲市场吸收。中东地区向欧洲和亚洲供应液化天然气在市场动态方面提供了一种联系。亚洲发展中市场日益增长的需求将开始推高欧洲液化天然气的价格吗？ 另一方面，在拥有澳大利亚液化天然气以及中国和其他地方具有非常规天然气潜力的背景下，亚洲天然气市场能够减少（而非加强）与世界其他地区的联系吗？与此同时，随着新天然气管道项目将俄罗斯和中亚的天然气输送到日益增长的亚洲市场，可以建立起新的联系。亚洲天然气市场结构中发生任何意义深远的变化还需要若干年的时间，但考虑上述这些问题明确了一点，即天然气的地理位置不是静止不变的。拓展天然气市场所带来的一般利益显而易见，正如中国第十二个五年规划中所反映的。 未来的问题 对以下关键问题的回答将塑造天然气产业的未来。 政策 政策制定者将如何将天然气视为未来能源结构中的一部分，尤其是在电力部门？鼓励使用天然气可以迅速减少温室气体排放，但来自天然气的温室气体排放将如何符合温室气体排放的长期整体目标？ 日益增加的非常规天然气生产将如何改变国家与地区之间的关系？ 天然气是否将获得与其作用（提供了世界1/4的能源）相称的“声音”？ 环境 产业与政府如何合作开发非常规天然气资源，并同时保护水资源和当地环境？ 天然气开发必须涉及在钻井地区的本地影响与减少温室气体排放的全球效益之间进行平衡。社会团体、行业和政府将如何管理这些权衡？ 市场 北美页岩气开采区开发的技术是否将用于世界其他地区非常规天然气资源的开采？其经验的相关性如何？ 日益增长的液化天然气和非常规天然气供应将带来一个更为统一的全球市场，还是一个更加细分的市场？ 浮动式液化天然气再气化将改变液化天然气的全球营销方式吗？ 天然气在交通运输部门将发挥怎样的作用——直接用于汽车发动机中或通过燃气发电站为电动汽车提供电力？ 鉴于天然气的成本属性、可得性、环境质量和相对快速部署的能力——在未来发电中天然气是否将发挥比几年前所预测的更大的作用？ 世界经济论坛和IHS 剑桥能源研究协会将在未来几个月探讨这些关键问题。 （完）
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