天然气:加拿大未来的选择？

　　如今，加拿大正站在十字路口上：从一个满足国内和地区供应的天然气生产国成为一个液化天然气的出口国。然而，尽管加拿大常规和非常规天然气的储量庞大，但其国内天然气产量自2009年以来一直停滞不前，可以说加拿大正慢慢地将国内和出口市场送给美国页岩气。数据显示，2013年加拿大天然气产量为1548亿立方米，相比2007年出现了15%的跌幅。

　　天赋异禀

　　加拿大是世界上国土面积最大的国家之一，2013年的国内生产总值接近1.7万亿美元。该国拥有丰富的能源资源，包括天然气、石油、煤炭和大型水力设施。

　　2013年，加拿大一次能源生产增加3.3%，达428百万吨油当量，其中约41%主要出口到美国。2013年，加拿大能源消费总量为251百万吨油当量。2013年，加拿大出口了75%的原油产量，高于天然气52%的比例。而可再生能源仅占能源供应的5%。

　　截至2013年底，加拿大已探明的天然气储量达71.4万亿立方英尺，国内消费总量超过1000亿立方米，为世界第6大天然气消费国。2012年，天然气占该国能源消耗的31%，同年石油占比38%。2013年，加拿大在石油和天然气领域的投资达590亿美元，其中94.5%是油砂和西部盆地的石油天然气项目。

　　在加拿大，天然气的出现可追溯至1859年，在新不伦瑞克省首次发现陆上天然气，却被作为废品处理。1883年，在西部艾伯塔省梅迪辛哈特附近的盆地中，天然气伴随多种其他气体被发现。对天然气的实际利用始于1880年，随着长输管道的建设，天然气进入大城市是100年之后发生的事情了。1947年，加拿大帝国石油公司在艾伯塔省发现石油。随后，20世纪50年代在艾伯塔省发现了储量丰富的天然气资源，这有力地推动了连接东海岸地区的管道建设。

　　目前，加拿大拥有7大碳氢化合物资源地区。大约90%的天然气储量位于加拿大西部。在西部的页岩气可沿艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省边境进入卑诗省东北部。加拿大天然气储量在世界排名第十六位。2000年至2009年间，天然气储量持平，到2010年上涨到2万亿立方米，储采比为13年。

　　加拿大能源部数据显示，常规天然气目前技术可采资源量不足8%，页岩气和致密气则分别为222和530万亿立方英尺，天然气总资源约1093万亿立方英尺。

　　储量巨大的非常规天然气集中在Montney Shale页岩矿区，横跨艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省，这两个省份预计占加拿大近半的天然气可采储量。Montney Shale地层结构含有天然气的可采储量约为449万亿立方英尺，天然气凝液可采量约14.5亿桶，原油可采量约 1.13亿桶。

　　加拿大是世界第5大天然气生产国，但目前的天然气产量呈下降趋势。从2006年高峰期的1880亿立方米已大幅下降到2013年的1548亿立方米。2013年，国内天然气消费量达到1035亿立方米，相比上年同期增长3.5%。

　　加拿大西部是主要的天然气生产区，占全国98%的产量。其余产量集中在新斯科舍省和新不伦瑞克省。西部的艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省目前是全国最大的两个天然气生产区。天然气从西部沉积盆地（WCSB）运输到国内市场，并通过7个主要出口点运到美国，出口美国的能力约为870亿立方米/年。

　　加拿大国内天然气消费量从2003年到2010年的变化相对平稳，介于950至970亿立方米间。到2013年天然气消费量相对2012年增长3%，这主要因为冬季温度低于往年，直接导致更多的天然气用于供热和发电，此外生产油砂的天然气使用量也逐年增加。

　　在全国天然气消费量中，工业部门就占据1/3，其次是油田作业、供热和生活需求。而电力部门仅占15%，这主要是因为加拿大的水力发电规模相对较大。

　　在加拿大，页岩气产区生产的大量天然气并不是通过管道运输，而是通过LNG卡车运输到终端用户。因此，大量小型LNG项目获得追捧。

　　而加拿大东部的天然气消费者可以通过黎明枢纽——位于南部安大略省黎明联合燃气设施的节点，黎明联合燃气设施拥有45亿立方米的存储容量，是加拿大最大的地下储存设施。黎明枢纽通过管道承接西部盆地产区并连接到加拿大中部市场、大湖区和美国东北部。黎明枢纽目前输送能力为660亿立方米/年，到2020年其输送周转能力将增长到830亿立方米。该设施目前服务于加拿大东部和美国东北部地区，涵盖了多达990万消费者的市场。

　　加拿大天然气管网系统十分发达。基础设施规模庞大：51万公里的长输和输配管网，其中7.8万公里是高压传输管道。

　　加拿大天然气管网系统与美国管网系统高度互联。TransCanada经营的4万公里、日输气量140亿立方英尺的管道，涵盖国有系统及国内主管线，横贯魁北克和滨海的管道连接加拿大西部和美国。SpectraEnergy经营的2900公里、日输气量29亿立方英尺的管道，连接加拿大西部天然气产区和美加主要消费市场。SpectraEnergy还经营沿海和东北管道，连接加拿大天然气供应商和美国东部消费者。Enbridge和Veresen经营的联合管道，长3700公里，是美国中部重要的天然气来源，日输气量达16亿立方英尺，可从加拿大西部盆地直接输送到芝加哥和伊利诺斯。

　　2009年起，艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省已经注意到东海岸的下游用户开始放弃长期协议，而转变成短期和现货交易，美国的非常规天然气正不断侵蚀加拿大的固有市场。仅在艾伯塔省，天然气销售收入在2008年的363亿加元已下降到2013年的109亿加元。在2010年至2014年相对稳定的进口情况下，加拿大天然气对美国出口已下降近20%。

　　在加拿大，天然气供应（商品）的价格不受政府监管，主要通过供需关系和实际数额来决定。管道输配利率要受到管制，这基于提供服务的费率。国家能源部规定运输费率，而地方政府规范配送率。国内定价点是以艾伯塔省、黎明枢纽和安大略省的市场为主。

　　2015年，艾伯塔省的价格预计将下降到2.31美元/百万英热单位。预计到2020年底，将出现轻微的上升势头，到2019年上升到2.91美元/百万英热单位。

　　2014年，加拿大能源研究所针对非常规天然气生产的液化天然气盈亏平衡价格进行经济分析。结果表明，天然气盈亏平衡在2014年的价格水平是3.04美元/百万英热单位，而含量180万桶/百万英热单位的液化天然气生产的盈亏平衡点只有0.08美元/百万英热单位。2014年的平均平衡点为3.54美元/百万英热单位，这根本不足以支持在加拿大独立生产非常规天然气。

　　前途未卜

　　如今，加拿大的天然气贸易化正面临着的关键性抉择。

　　LNG出口能力的关键驱动因素是位于西部地区的大规模非常规气资源。由于内需增长和美国市场的下降，加拿大生产商必须增加其市场多元化，并且要相对接近传统溢价的亚洲市场（日本和中国分别需要8天和11天航程）。未来国际市场对天然气的需求，会让拟建的液化天然气出口设施大增，但整体流程将会耗时5到8年，这包括获得政府审批、完善海外市场、进行基础设施建设等。

　　一些国际和国内石油企业已在加拿大西部对液化天然气项目进行开发或整合，或通过收购上游资源，或拟建自用的液化天然气设施，或在不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省大规模开发非常规天然气资源。

　　在过去4年里，已经有越来越多的外国石油公司表现出对上游资源的极大兴趣，并加大在加拿大的投资规模。广袤的资源基础，稳定的民主制度，发展综合性的上游液化天然气项目的可能性，地理位置接近亚洲市场和具有价格上的优势，这些都是吸引新投资者的因素。此外，主要国际石油公司，如壳牌、雪佛龙、BG以及少数国家石油公司，为确保天然气供应本国市场或加强在LNG项目投资上的可靠性，正在加大对非常规天然气的投资力度。

　　据彭博社报道，在完成收购塔利斯曼前，涉及加拿大公司的石油和天然气并购交易已在2014年超过390亿美元。自2007年以来，中国国有企业已购买了940亿美元的加拿大石油和天然气资产，从2011年起，中国石油公司已在艾伯塔省投资了220亿美元的新建能源公司。不过，加拿大政府对国有石油公司收购行为的限制和油价下跌正慢慢挫伤新的收购兴趣。

　　截至2015年3月，已有25份新建液化天然气出口设施的申请提交能源部审批，包括：2个在美国西北海岸的LNG项目（约旦和俄勒冈州）申请出口，约290亿立方米/年的出口能力，已获批；5个加拿大东海岸的液化天然气厂项目申请，共计3850万吨/年的生产规模，需560亿立方米天然气供应，其中有2个项目申请从美国进口天然气。

　　19个申请在加拿大西海岸建造液化天然气设施，规模达2800万吨/年，需4150亿立方米天然气供应，其中10个项目已获批。但加拿大能源部撤销了一个申请许可，即不列颠哥伦比亚省的合作出口LNG项目，也被称为道格拉斯LNG通道。

　　总体而言，这些项目正在寻求许可以出口超过5000亿立方米的天然气，这是目前加拿大天然气生产量的3倍。国家能源部估计，加拿大天然气产量能从2013年的1360亿立方米增长至1820到2380亿立方米（低预期和高预期），但仍不足以支撑所有的拟建项目。

　　不过，加拿大能源部对于本国和北美的资源基础十分看好，认为足以满足可预期的天然气需求和已批准的出口液化天然气项目的需求。

　　在未来几年预计LNG相关的支出将达到1520到2240亿美元。其中，1120到1600亿美元用于天然气钻探项目；240到400亿美元用于LNG接收站；160到240亿美元用于管道和中游业务。

　　此外，在加拿大西海岸拟建的液化天然气项目不列颠哥伦比亚省三个主要区域：北不列颠哥伦比亚、基蒂马特和鲁珀特王子港区域、坎贝尔河及三角洲地区。其中知名的西海岸LNG出口终端项目（WCCLNG）和太平洋西北LNG项目（PNWLNG）已明确专门供应的天然气上游资源地。部分拟建项目，已获得具有丰富行业经验的赞助商提供雄厚的资金支持，且已授予了出口许可批准。其中，基蒂马特项目已获得环境许可证，可进行连接上游资源与液化天然气厂的管道建设。部分规模较小的项目提议利用现有的管道基础设施。不过，目前为止还没有项目能保证签署供应协议或达成最终的投资决策。

　　至于东海岸的项目，其主要目的是提供欧洲、南美和亚洲市场。所有拟建项目处于早期开发阶段，均未被授予出口许可。由于下列问题这些项目相比于西海岸的项目更加不利：距离高溢价的亚洲市场更远；相对较近的欧洲市场的LNG价格更低；与美国墨西哥湾项目相比，在成本上不占优势；南美洲需求的不可预测性，加上阿根廷和巴西买方信贷利率问题；如果气源来自加拿大西部盆地，意味着运输成本的增加。

　　不难看出，绝大多数西部和东海岸拟建的液化天然气项目均依赖于建设长输管线，这些管线需要穿越属于原住民的地区，这要经历漫长而复杂的环保审批过程。有些项目，如鲁珀特王子港液化天然气项目和PNWLNG项目已决定使用相同的独立管道，这样可以有效地简化审批过程，更快地进行开发建设。

　　据了解，2020年到2025年间，将有超过60座LNG项目争夺现有市场，供应规模将超过6.50亿吨/年。相对于其他天然气生产国，加拿大拥有最大的LNG出口潜力：美国待建的2.82亿吨/年出口能力中只有0.3亿吨/年的项目获得支持；澳大利亚液化天然气总量（包括拟建项目）为1.40亿吨/年，其中0.24亿吨/年已投产，0.62亿吨/年正在建设中。与此同时，加拿大提出了超过3.18亿吨/年的建设申请。

　　在低需求情况下，2020年以前全球市场并不缺少LNG。在2024年至2025年前，所有加拿大液化天然气项目并没有需求空间。在高需求情况下，2022年以后将出现加拿大液化天然气项目的市场空间。不考虑在印度尼西亚和中东地区年限较大的液化天然气设施退役，行业分析预测加拿大可以达到90%的产能生产率。

　　2015年，加拿大能源研究所天然气年度会议上，美国能源经济学家肯尼思·梅德洛克表示，这次会议可以被称为“LNG：加拿大的最后机会”。梅德洛克称：“在2040年前，我们几乎看不到任何加拿大LNG的出口。”这是对市场非常悲观的看法，然而加拿大液化天然气在2025年前进入国际市场的确看起来不太可能。根据梅德洛克的说法几乎所有新的液化天然气供应都会来自美国和澳洲。

　　尽管大规模和低成本的资源基础，得天独厚的地理位置，可以提供优质产品到亚洲市场都是加拿大液化天然气项目的主要优势。但项目实施面临着许多挑战，其发展步伐已经放慢了许多。此外，近期油价下跌增加了不确定性因素，迫使项目开发商重新评估项目组合，在全球范围内削减资本支出，并推迟LNG项目的金融投资决策。

　　加拿大LNG项目面临的影响因素有：与美国和澳大利亚项目在成本、价格结构上的竞争；劳动力市场不稳定；监管难题；原著民的反对；天然气运输问题，缺乏管道运输能力和高昂的通行费；项目成本的增加和执行不畅；财务上的不确定性。

　　何去何从

　　加拿大的丰富天然气资源确实值得骄傲，众多的拟建液化天然气出口计划也展现出其雄心勃勃的志向。但目前的商业环境，其特点是低油价和行业整合，没有任何的迹象表明加拿大液化天然气能在5年内投产。

　　同在东非和澳大利亚的拟建LNG项目一样，加拿大项目已经错过了亚洲LNG溢价的最佳时机，一个新的市场窗口可能会在2025年开启。

　　截至2015年初，所有提出的LNG项目均被推迟，任何投资的最终决定都在等待市场条件的改善迹象。与亚洲买家项目权益和资源的结合使得一些项目看起来更加可行，即便如此，更高的资本支出、复杂的环境和项目负责人的个人情况都使得项目进展变得更加扑朔迷离。

　　以PNWLNG项目为例，由于低油价和低收入导致明显的资产减值，在2014年第4季度马来西亚国家石油公司已经发布其净亏损达到10亿美元。而壳牌由于收购BG，在未来几个月内肯定会非常忙碌。基蒂马特的股权结构变化也将给项目计划带来不确定性。业内分析人士预计，不列颠哥伦比亚省只有1/3的LNG项目可能在2025年投入使用。

　　此外，亚洲市场仍是一个未知数。日本的需求趋于平缓，天然气走向取决于从现在到2017年间15GW的核电站中的有多少能重新启用。韩国由于气候温和、缓慢的经济增长和7GW的核电项目建设，这些因素共同导致其需求量受挫。液化天然气在中国的需求也有所放缓，更多的管道天然气已进口到这个看似最具前景的市场。

　　再加上美国和其他国家还有大约1.1亿吨/年规模的液化天然气出口设施正在建设，2015年到2020年间将进入市场。当然，印度市场可能存在着增长机会，因为其国内天然气目前出现短缺，但主要的天然气下游参与者——印度燃气公司（GAIL）已承诺向美国和俄罗斯的供应商购买850万吨/年的LNG。据市场分析，亚洲市场将在2015年至2020年间供应充足。

　　加拿大项目达到盈亏平衡需要天然气价格在10.3至11.6美元/百万英热单位左右（基于石油定价基准），这就要求石油价格位于76至90美元/桶，这与第一批页岩气项目相比似乎并没有竞争力。即使加拿大设立成本加成价公式，固定成本在6.5至7.5美元/百万英热单位，这还要包括管道基础设施建设、液化天然气所得税，相比于美国的一些项目看起来更加昂贵。

　　加拿大西部盆地的天然气生产商很可能将继续坐看价格下跌，直到LNG项目建成，继而失去市场，输给在美国生产的廉价页岩气。

　　马塞勒斯页岩气的持续增长，以及北达科他州的尤蒂卡和巴肯，再加上新管道的建设和现有的反输，将会导致加拿大西部生产者失去传统的美国和加拿大东部市场。在这种情况下，加拿大西部盆地生产商将成为北美天然气市场的边际供应商和价格的接受者，加之“西气东输”过高的输送成本势必会加剧这种情况，从未使得越来越少的天然气从西部盆地输送到东部市场。

　　直到LNG出口项目完全实现，加拿大市场将从本质上继续依赖于美国的市场动态，特别是在马塞勒斯和尤蒂卡等地产量变化和贸易选择。联邦政府能源管理委员会2015年3月提供的数据显示，美国进口加拿大天然气已呈现下滑走势，从美国进入加拿大的天然气进口量则出现稳定上升的趋势。

　　（来源：牛津能源研究所，文章有删节、标题有改动）（刘洋/编译）（焦旭/整理）