2011年LNG產業瞻前顧後

▓撰文：李正明

回顧2010年，是能源供需劇變的一年，包括北非國家的革命動盪影響原油價格竄升至100美元╱桶以上；因澳紐地區洪災造成煤炭供應失調使煤價飛漲至百餘美元╱公噸，但看2010年的LNG產業卻發現，其供需起伏及價格變化相對較平緩。茲就LNG產業之生產面、需求設施面、LNG運輸面及現貨交易等面向，探討2011年前後LNG產業的回顧與展望。

LNG生產

2010年投入生產的規模高達1,985萬噸╱年，總的來說，全世界在供應端與需求端之間仍有1,900萬公噸╱年的缺口，但這缺口未必全然是新生產廠緩慢加入生產所造成的結果，這當中還有一些其他因素。2010年許多既有生產廠因內部或外在因素停產或減產或減量輸出，原因包括：

一、北美頁岩氣大量進入市場，相對傳統天然氣（LNG）需求降低而減產或執行歲修，如卡達。二、生產廠因設備或技術問題而停頓，如阿爾及利亞的生產廠、挪威的Snohvit。三、生產廠氣源管線受到蓄意破壞，如奈及利亞的生產廠。四、受到國際干預而不加入生產，如伊朗South Pars LNG計畫。五、因應國內需求而減少LNG輸出，如印尼Arun。六、生產廠氣源逐漸枯竭而減產，如印尼的Arun、Bontang。七、進口國再轉出口，如美國Cameron、Sabine Pass、Freeport；且有許多生產廠可能同時存在多重如上不利因素。

可以看到，在2011年加入生產的生產廠為澳洲Woodside的Pluto LNG生產廠，目前工程進度已達95％，預計2011年8月投產。而2010年新投入生產開發計畫的只有位於澳洲東部昆士蘭（Queens land）地區的寇蒂士（Curtis LNG）1座，也僅止於完成投資財務決策（Finance Investment Decision, FID）。Curtis LNG是由英國天然氣公司（BG）領頭投資，基本上LNG是利用內陸的煤層氣（Coal Seam Gas）以2條管線輸送到海岸邊的液化廠當進料，估計年產量為850萬公噸╱年，預計在2014年投產。

另外，從1969年開始每年輸出200萬噸LNG給日本東京瓦斯公司及東京電力公司的美國阿拉斯加Kenai LNG生產廠，在運轉42年之後，將於2011年春夏之時停役。

LNG接收站

至於在消費端，2010年幾乎沒有一個新的接收站實質加入市場，最近期運轉的接收站是法國的Fos-Cavaou，也是在2009年試車、2010年進入商業運轉的。但是新的接收站計畫卻陸續浮現。在歐洲國家，如立陶宛、波蘭、芬蘭、烏克蘭等都提出建設LNG接收站計畫，其主要目地是基於國家能源安全，分散來源，以降低對蘇俄管線天然氣的過度依賴，並避免2008年因烏克蘭╱蘇俄管線天然氣紛爭造成的能源恐慌。其中最積極的要算是波蘭，波蘭Swinoujscie LNG接收站計畫在2011年春天就要開工建造，然後在2014年中啟用，每年氣化量約50億立方公尺（350萬噸╱年）。

在美洲地區，美國政府認為2011年美國LNG的進口量仍然受到本土天然氣產量增加和高存量、以及相對於歐洲和亞洲價格較低的影響而偏低，新的LNG接收站建造計畫普遍策略性的延後甚或取消，既有LNG接收站甚至改為進出口雙向操作。美國最近的1座LNG接收站是位於密西西比的Pascagoula接收站，將於2011年6月完工試車。

在亞洲地區傳統LNG大戶（日本、韓國、台灣），只有日本提出在東京灣橫濱與川崎市交接處要建設全日本最大的LNG基地（25萬立方公尺儲槽若干座，據悉是20座）。LNG新加入者中國海洋石油天然氣公司（CNOOC）自2006年6月在廣東大鵬接收站開始運行後接著福建莆田、上海洋山在2009年也加入運行行列，其第4座位於廣東珠海LNG接收站已經開始施工，第1期350萬公噸╱年，預計於2013年完工投產，其第5座廣東揭陽接收站第1期250萬公噸╱年也可在2012年底完成；中國石油天然氣公司（CNPC）也不遑多讓，CNPC位於江蘇如東的LNG接收站，第1期350萬公噸╱年預計於2011年4月即將完工投產，另1座位於遼寧省大連同規模的LNG接收站，預計於2011年7月即將完工投產，至今此2接收站未聞有延遲的訊息；其他CNPC位於河北唐山曹妃甸LNG接收站、中石化山東青島LNG接收站都預計於2013年投產，中國大陸後頭還有將近10座LNG接收站計畫正要開工或等待中央批文。

亞洲地區其他新手包括泰國LNG接收站、新加坡裕勆LNG接收站於2010年都在施工當中，也很有機會在2011年中投入市場。根據越南石油公司高階主管在GASEX 2010台北會議上的會員國LNG產業國情報告中表示，越南將快速完成越南LNG接收站計畫，加入亞洲LNG俱樂部；菲律賓亦有同樣的表示。

LNG運輸

在LNG運輸方面，2010年底共有大大小小LNG運輸船（以下簡稱LNGC）360艘之多。其中有23艘是2010年下水新船（包括台灣的台達3、4號），同一期間有1艘被賣出解體。同一期間又有23艘新船訂造計畫，其中4艘是ExxonMobil與日本三井共同投資，在中國上海滬東造船廠建造，於2014年開始運作，載運中國大陸與澳洲、中國與巴布亞新幾內亞的LNG合約貨氣（FOB SPA）。

LNG船運產業因為2008年受到金融風暴以及下半年油價崩落，還有北美地區頁岩氣大舉進入市場，相對傳統天然氣（LNG）需求降低的影響，衝擊到LNG船運產業，最明顯的現象是LNGC在此期間運能過剩，接著船運費率（日租費，Daily Chart Rate）降低到無以復加的地步。舉例來說，在2008年之前臨租或短租LNGC的租金大約在80,000美元╱日以上，比長租的65,000～70,000美元╱日還高出許多，但在2008下半年卻滑落到最低點25,000美元╱日，這對建造價每艘約2億美元的船東來說是很難耐的寒冬。反而長租日租費長期穩在65,000～70,000美元╱日之間，而且回盪很久。

這當中有件值得一提的是，臨租或短租LNGC的租金從2008年5月的45,000美元╱日逐漸崩落到25,000美元╱日，再恢復到2010年春季的45,000美元╱日，經歷22個月，又跌落到2010年7月的30,000美元╱日，而後又急速回溫至2010年底的55,000美元╱日，這過程表達了一些訊息：

一、這幾段期間美國現貨市場指標價格Henry Hub （HH）一直在5美元╱mmbtu至3美元╱mmbtu之間徘徊，有些時候還低過3美元╱mmbtu，這與原油價格一路上升是脫勾的。這反映LNG的過剩致使LNGC運能也過剩。

二、2010年7月上升至2010年底的55,000美元╱日，只耗時5至6個月，看來似乎LNGC有較強的需求，究其原因是：（一）有些LNGC被用來當做海上浮式LNG接收站（FSRU,Floating Storage ＆ Regasification Unit），這項用途移轉搶走了一部分臨租或短租LNGC。（二）由於卡達擁有的船種類Q-Max（船的裝載容積約265,000m3立方公尺）及船種類Q-Flex（船的裝載容積約216,000m3立方公尺）共43艘，其LNG運送目標市場（美國）需求量降低，而傳統LNG市場接收站又未必能容納此等超級大船，面對2010至2011冬季來臨，LNG需求者只能在傳統LNGC（船的裝載容積約130,000～160,000m3立方公尺）中租船，因而使臨租或短租LNGC的日租費提高。2009年亦有此現象，但沒有那麼強烈。

三、現貨LNG買方的價格可以由下列公式來表達：LNG買方價格＝市場價格（FOB）+賣方利益+買方船運費用。如在賣方利益不變的條件下，LNG的玩家如能同時掌握這段期間低迷的HH FOB價格及同期間崩落的臨租或短租LNGC的日租費，從事現貨的購買，尤其是亞洲的傳統LNG需求者，相較於長約價格而言，應該有不錯的好處。一般來說，HH FOB價格加上1.5～2美元╱mmbtu的補貼，加上運費，大西洋的LNG尚可銷到亞洲還能獲利。此時臨租或短租LNGC的日租費就扮演很重要的一部分。

現貨交易

由於長約購買者必須付出隨國際油價高度連動的LNG價格，又享受不到低迷的臨租或短租LNGC的日租費，反而在現貨市場上尋求貨氣，既可享受低盪的現貨價格，又可傭租便宜的船運可說是雙頭取利。可是天下事難有十全十美，現貨玩家仍然有其限制（Constrains），首先，購入量受到其國內消費量的限制，尤其電力需求及其運轉情況影響最大；再者為來自其接收╱儲存╱氣化能力，欠缺這些能力，只得徒呼奈何；第三，來自其長約供應量的約制，也就是說長約供應合約的條件必須優先滿足後剩餘的需求空間才是現貨容納空間，有長約購買者利用合約中允許減提量（Down Quantity Tolerance, DQT）操作使現貨容納空間增加，但充其量也是5％而已，但這作法必須在前1年下半年與供應方談判次年年度提領計畫（Annual Delivery Program, ADP）時由供應方同意才可；第四、LNG的熱值是否能匹配的議題，現貨市場大多為較低熱值天然氣（lean gas, 9,200～9,400 Kcal╱M3），為歐美市場通用產品，亞洲傳統市場使用高熱值天然氣（rich gas, 9,700～10,000 Kcal╱M3）較多，調度、儲存、掺配技術都有頗多限制。不過整體而言，2010年利用上述情勢操作LNG現貨者大多有亮麗的表現。2011年臨租或短租LNGC的日租費已快速回到與長約運費相當，雖然HH FOB價格仍在4～5美元╱mmbtu之間，但少掉LNGC的日租費這有趣的板塊，LNG現貨是否仍有豐碩的遊戲空間，有待觀察。（作者為台灣經濟研究院資深顧問）