日本天然气发电经验与政策

日本能源资源极度匮乏,能源进口依存度高。2011年"福岛核泄漏事件"之后,核能发展基本停滞,对化石能源依赖程度不断上升。一方面,日本需要维护能源和电力供给安全;另一方面,要保护生态环境不受破坏。提高天然气发电比例是日本保障能源供给安全和保护生态环境的重要途径。从天然气发电历程看,日本有很多先进经验值得学习。本文立足日本天然气发电发展现状,梳理其政策经验,可为我国发展天然气发电提供借鉴。     

世界及中国油气发展形势初步分析

本文分析了世界石油及天然气资源、石油生产成本和市场变化趋势,特别是美国页岩油成本的不断降低,美国页岩气和LNG产业的快速发展,对国际石油价格以及对全球LNG供需形势的影响;概括介绍了国外地下储备库建设情况以及对能源安全内涵认识的不断变化。从中国石油天然气需求和对外依存度的快速增长出发,分析了中国石油及天然气产业发展面临的形势,指出加大国内石油天然气勘探开发力度,努力稳定石油产量、加快天然气产业发展极其重要并且是具备资源基础的;分析了中国天然气市场的特点,指出天然气价格与替代燃料相比要有竞争力,有竞争力的价格是国际LNG供应商扩大中国市场的条件。     

世界液化天然气的发展趋势

介绍了世界液化天然气（LNG）市场的分布情况。分析了世界LNG交易出现了多元化的趋势,LNG贸易合同更加多样灵活．买卖双方参与更多的LNG业务。指出世界LNG项目建设规模扩大,建设成本压力增大。预测世界LNG价格在短期内将呈价位下行波动态势．从长期看仍将保持高位上升波动态势;天然气将继续保持旺盛的需求,LNG产业市场前景广阔。     

文莱LNG的生产和出口

文莱在东盟地区天然气市场中占据着重要地位,其天然气储量为13.8×1012ft3,生产的天然气主要以LNG的形式出口至日本和韩国.文莱的天然气主要由文莱壳牌石油公司(BSP)进行生产,道达尔旗下的两个近海油田也提供一小部分天然气.生产的天然气在文莱液化天然气公司(BLNG)所属的液化处理厂进行液化处理,LNG年生产能力720×104t.文莱国内的天然气消费通过文莱石油销售公司(BSM)供应,其余的天然气由文莱壳牌油轮公司(BST)和文莱天然气油轮公司(BGC)运往海外.白1990年以来,文莱就一直将80％左右的天然气都出口到海外市场.从1973年开始,文莱每年向日本输出500×104t的LNG,1999年又签订了增加供货协议,每年增加到601×104t.韩国与文莱在1997年签订了为期16年的合同,保证每年70×104t的LNG供应.面对2013年即将到期的合同,日、韩两国都加紧了确保LNG长期供应的步伐.这使得中国、印度等国从文莱进口大量LNG的机会变小,但是通过日本和韩国在文莱整个LNG供应链建设过程中所付出的努力,其他LNG进口国至少能够借鉴到保障能源供应的一点经验.     

2001年LNG工业综述

综述了液化天然气（LNG）贸易，回顾了历年LNG价格变化及市场形势，预测了以后10年内LNG供求趋势。介绍了天然气液化流程，LNG工厂、LNG运输及接收站。展望了LNG工业的现状与发展动向。     

莫桑比克液化天然气产业现状与机遇

2010年以来,莫桑比克陆续发现大型天然气气田,而该国对天然气需求较少,大部分天然气需要进行液化后出口到国际市场。莫桑比克目前有三个液化天然气项目正处于研究和工程建设阶段,按照当前规划,三个项目的产能为2540×10~4t/a。近年来中国对天然气的需求不断增长,2017年已超过韩国成为世界上第二大LNG进口国。莫桑比克政局稳定,中莫两国政治经济关系良好,莫桑比克政府为了发展本国经济,将液化天然气产业视为国民经济增长的重要引擎之一,而产业发展需要吸引外资,中国石油企业应积极参与投资莫桑比克液化天然气项目。但是莫桑比克工业基础薄弱、技术人才匮乏,LNG项目本身技术和环保风险较高,还存在安保和政策与法律法规方面的风险,LNG长期供货合同锁定困难,中国石油企业目前也缺乏担当深水大型LNG项目作业者的能力,这些都成为中国石油企业在莫桑比克投资LNG产业面临的挑战。鉴于此,中国石油企业应通过与国际石油公司合作来分担项目风险,通过组建中国企业在莫的商会或者社团协调诉求形成合力,同时运营好现有LNG项目、树立中国石油企业品牌,采用浮式液化天然气技术或模块化方式建设LNG项目,吸引高层次和稀缺人才,培育莫桑比克本土人才。     

广东省“十二五”天然气供需平衡分析

广东省是我国开发天然气市场的重点区域和全国天然气价格改革试点地区,海气、进口LNG、西气和国内LNG现货等多气源供应格局已初步形成。本文分析了广东省天然气产业发展现状,研究了"十二五"期间全省天然气供应布局和供需平衡,提出了广东省下一步天然气产业发展的思路。     

LNG：天然气市场全球化推进剂

石油是一个全球性的市场,而天然气则是一个区域为主的市场。此前,由于天然气不易于运输和保存的特质,供需双方必须签订长期严格的合同后大型气田才能投入开发。“照付不议”是国际通用的天然气供应惯例和规则,但随着LNG（液化天然气）市场快速发展,天然气市场全球化的趋势也日趋明显。     

中澳液化天然气项目合作现状与挑战

澳大利亚液化天然气产业蓬勃发展,目前已有4个液化天然气项目在产,6个项目正处于建设期,预计到2018年左右所有液化天然气项目投产,届时澳大利亚将超越卡塔尔,成为世界上最大的液化天然气生产国。随着我国天然气产量增幅的放缓以及对天然气清洁能源的需求不断增加,液化天然气作为管道天然气的有益补充,已成为今后确保中国天然气消费的重要组成部分。正是看到了这样的市场机遇,中国海油、中国石化和中国石油均已进入澳大利亚液化天然气产业进行投资:已有项目包括中国海油的North West Shelf项目、Queensland Curtis LNG项目,中国石化的Australia Pacific LNG项目,中国石油的Arrow Energy项目、Fishman′s Landing项目以及Browse项目。目前,中国石油公司投资的液化天然气项目依然面临着澳大利亚严格的环保法律,劳工成本高以及LNG现货价格全面下跌,需求放缓,LNG项目人才欠缺等挑战。中国石油企业应加强与政府沟通,为项目创造良好的投资环境,打破公司壁垒,积极谋求和推动LNG项目之间的合作,以期降低成本,保证项目如期实施。     

关于90年代太平洋地区LNG市场的供需和决策动向

在70年代两次石油危机的冲击下,太平洋地区一些国家(地区)开始致力于使能源结构多样化,以减少对石油的依赖。日本、南朝鲜、台湾等把利用气体能源,包括液化石油气(LPG)和液化天然气(LNG)作为实现能源稳定供应的一项重要措施。太平洋地区一些天然气消费者远离产地,要在海上大规模运输天然气,须在出口地液化天然气,再用特制的LNG运输船,运至进口地,然后经过一套贮、送系统,把LNG气化后送至用户。LNG贸易在60年代末70年代初出现在太平洋地区;到了80年代,在世界性的环保潮流中,LNG作为一种清洁、方便的能源,越来越受到人们的欢迎,LNG贸易有了较快的发展,其供需动向能够影响天然气开发、应用的决策;在另一方面,LNG产、运、贮、送、     

我国东南沿海液化天然气发展问题

近年来随着油价高启,液化天然气价格不断攀升,对中国液化天然气发展带来巨大的挑战,应客观冷静地规划国内液化天然气项目,按照市场承受能力有序实施进口液化天然气接收站建设,优先考虑广东、福建、浙江、上海和珠海经济发达省市。首先建成东南沿海天然气配送主干线,并在2015年左右形成中国东南沿海天然气供应网络,满足东南沿海省市经济发展对能源的需求,确保我国东南沿海地区能源安全稳定供应。     

加速发展天然气产业是我国能源结构调整的核心任务之一

加速发展天然气产业应是我国能源结构调整的核心任务之一。由非常规天然气带动的天然气"革命"为世界天然气产业发展创造了有利的资源条件,全球天然气过剩,价格下降。目前我国天然气在一次能源结构中所占的比例仍然过低,只达到世界水平的1/4左右,而提升天然气的消费比例与提高综合能效具有正相关关系。综合考虑,"十二五"末我国天然气在一次能源消费中的比例应达到12%～15%,甚至更多一些。21世纪以来我国常规天然气储产量增长迅速,新增探明天然气储量已连续7年保持在5000×108m3以上。预计2020年我国天然气年产量将达到2000×108m3,2030年前后可达到2500×108～3000×108m3,加上从国外进口的天然气(包括沿海进口的LNG)和煤制气的发展,天然气消费总量将达4500×108m3,占国内一次能源消费比重可望有一个大幅度的提升。"十二五"期间我国煤层气开采可望首先获得突破性进展,而页岩气正处于勘探开发起步的关键时期,国家在加强领导的同时要加大扶持力度。天然气储运工程对于天然气产业和市场的发展非常重要,"十二五"期间成立中国天然气管道总公司的条件已经成熟。     

中国发展液化天然气面临的机遇和挑战

世界天然气消费量在一次能源结构中已占到24%,预计10年后将上升到35%,成为第三大能源。北美洲、欧洲主要是买方市场,中南美洲、中东和非洲主要是卖方市场,而亚太地区既是主要的进口市场,也是LNG出口的主要来源地区之一。未来10年全球LNG供应将持续趋紧,印度和中国将成为LNG消费的新兴市场。中国发展LNG必须注意资源接替和持续供应,基础设施、设备的建设和扩建,投资主体多元化,天然气市场培育和市场监管等问题。     

Can the Shanghai LNG Price Index indicate Chinese market? An econometric investigation using price discovery theory

China became the world’s second largest liquefied natural gas (LNG) importer in 2018 but has faced extremely high import costs due to a lack of bargaining power. Assessments of the Shanghai LNG Price Index, first released in 2015, are vital for improving the understanding of these cost dynamics. This paper, using the LNG price index data from the Shanghai Petroleum and Gas Exchange (SHPGX) coupled with domestic and international LNG prices from July 1, 2015 to December 31, 2018, estimates several econometric models to evaluate the long-term and short-term equilibriums of the Shanghai LNG Price Index, the responses to market information shocks and the leading or lagging relationships with LNG and alternative energy prices from other agencies. The results show that the LNG price index of the SHPGX has already exhibited a long-term equilibrium and short-term adjustment mechanisms to reflect the average price level and market movements, but the market information transparency and price discovery efficiency of the index are still inadequate. China’s LNG market is still relatively independent of other natural gas markets, and marketization reforms are under way in China. The influence of the SHPGX LNG price index on the trading decisions of market participants is expected to improve with further development of China’s LNG reforms, the formation of a natural gas entry-exit system, and the increasing liquidity of the hub.     

页岩气产业远景展望及风险分析

页岩气革命给全球能源市场带来重要影响,并吸引了全球范围内对页岩气产业的广泛关注。页岩气促使美国从天然气进口国向出口国转变;促使加拿大逐渐脱离美国市场,寻求开拓新的油气市场;促使欧洲地区重新审视油气供需现状;促使亚太地区积极参与页岩气开发活动。页岩气产业的发展面临着价格、制度、效益、信誉和地缘政治等方面的风险。我国页岩气产业的发展,需要辩证地分析和借鉴美国的发展经验;根据气价变化调整生产和并购决策,规避价格风险;需要完善政策法规体系,降低产业发展效益风险和信誉风险;要立足国内资源,放眼全球视角。     

A policy study examining the use of imported LNG for gas-fired power generation on the southeast coast of China

Since China's energy demand is growing quickly, speeding up the development of natural gas is an important substitute and supplement for coal and oil. The development of the natural gas market in many developing countries has demonstrated that the success of the whole project hinges upon the success of gas-fired power generation. However, under the current energy pricing system in China, the advantages of gas-fired power plants, such as low investment costs and high efficiency, have not been able to offset the low price of coal. The gas-fired power plants, both at downstream of the Liquefied Natural Gas (LNG) industry and upstream of the power sector, are faced with a dilemma. In order to solve the problems facing gas-fired power projects while providing policy guidance for the future development of gas-fired power projects, the policy of gas-fired power generation using imported LNG on the southeastern coast of China was examined. This study aims to identify the position of the national energy strategy that China should import some LNG from the other countries, to guide the development of energy policy in this region, and to formulate some clear policy measures.     

The economic impact of price controls on China's natural gas supply chain

Despite significant progress made by China in liberalizing its natural gas market, certain key areas such as market access and pricing mechanisms remain controlled by the government. To assess how such distortions impact the market, we have developed a Mixed Complementarity Problem model of China's natural gas industry, with a novel representation of price caps associated with supply obligations. The model is used to assess how government pricing policies and restricted third party access to midstream infrastructure impacted the supply logistics of China's profit maximizing natural gas firms in the year 2015. We find that lifting the price caps for regulated natural gas demand sectors could yield a 4.7% (1.4 billion USD) reduction in total system cost and reduce the national average of marginal supply costs by 14%. Improving third party access to the pipeline and regasification infrastructure would result in an additive total cost saving of 7.6% (2.2 billion USD) and a 16% reduction in average prices, due to replacing domestic and imported LNG with pipeline imports. The LNG industry would be negatively affected by the reforms investigated in this study, as market players would gain more flexibility in their logistics and would utilize lower cost supply pathways.     

宁波应成为长江三角洲地区的能源基地

随着长江三角洲地区经济的快速发展,能源供需矛盾越来越突出。虽然西气东输、东海油气田开发和西电东送工程将在一定程度上缓解长江三角洲地区的能源供需矛盾,但仍需要通过港口输入大量能源,发电装机容量也需要大大增加,这样,很有必要在长江三角洲地区选择一个条件最好的港口城市,建立能源输入和转运基地,宁波应是首选。根据宁波的自然地理和经济条件,借鉴国外的经验,我们认为宁波应建设成为石油化工基地、石油中转和储备基地、东海油气田开发的处理、加工、输配和后勤服务基地、LPG接收和转运基地、LNG接收和转运基地、煤炭接收和转运基地及电力生产和供应基地,并配合上海建立石油交易市场。     

Gas-on-gas competition in Shanghai

In common with other major economic centres in China, Shanghai's energy consumption has been increasing rapidly to support the high growth rate of its economy. To achieve rational, efficient and clean use of energy, together with improved environmental quality within the city, the Shanghai municipal government has decided to expand the supply and utilization of natural gas. Shanghai plans to increase the share of natural gas in its primary energy mix to 7 per cent by 2010, up from 3 per cent in 2005. This increase in natural gas demand has to be matched with a corresponding increase in supply. To date, the Shanghai region has relied on offshore extracted natural gas but this supply is limited due to the size of the reserves. Since 2005, the West–East pipeline has provided an alternative for Shanghai but demands from other regions could reduce the potential for expanding supplies from that source. Since domestic production will not be sufficient to meet demand in the near future, Shanghai is building a liquefied natural gas (LNG) regasification terminal at the Yangshan deep-water port that would allow an additional supply of more than 3 billion cubic meters per year of natural gas. Malaysia has already committed to supply LNG to the Shanghai terminal at a price that is significantly higher than the wholesale “city-gate” price for natural gas transported via pipeline, but still lower than the gas price to end-use consumers. The presence of both an LNG terminal and a transmission pipeline that connects Shanghai to domestic gas-producing regions will create gas-on-gas competition. This study assesses the benefits of introducing such competition to one of China's most advanced cities under various scenarios for demand growth. In this paper, the impact of imported LNG on market concentration in Shanghai's gas market will be analysed using the Herfindahl–Hirschmann index (HHI) and the residual supply index (RSI). Our results show that Shanghai remains a supply-constrained gas market that will continue to rely upon gas supplies from the western provinces and imported LNG. After 2017, the gas market in Shanghai can be regarded as unconcentrated since its HHI fall below 1800 under a very high growth scenario. In terms of RSI, the gas market can be considered competitive at low, moderate and high growth consumption between 2012 and 2015.