2010/08/05
經濟部能源局
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▓撰文：李正明
非傳統天然氣（Unconventional NG）大致包含頁岩氣（Shale Gas）、致密砂氣（Tight-sands Gas）、泥淖氣（沼氣）及煤層氣（Coal Base Methane, CBM）或煤礦氣（Coal Mine Methane, CMM），熱值較低。當中生產技術已成熟且正式商業化的以煤層氣及頁岩氣為主，例如：美國、澳洲、中國等國家在這方面已有相當發展。
煤層氣以大分子團的吸附狀態存在煤層中，就開採方面而言，CBM是煤礦生產的安全威脅，同時CBM的資源又直接與採煤相關，採煤之前如不先採CBM，則CBM必須排到大氣中，所以採煤與採CBM在某一階段是衝突的，包括技術上或礦業權利上的衝突。採收CBM時先將水層降壓，減低地層壓力，使CBM自煤礦中解析成為小分子團而後「流出」地面，CBM的採收初期產量較低，但生產週期長，可達20～30年。
頁岩氣則是從頁岩層中開採出來的天然氣，其主體以吸附或游離狀態存在於泥岩、高碳泥岩、頁岩及粉砂質岩類夾層中。頁岩氣開發具有開採壽命長（30～50年）之特點，而且由於大部分產氣頁岩分布範圍廣、厚度大及普遍含氣，使得頁岩氣井能夠長期地穩定產氣（生產週期長），惟頁岩氣儲集層滲透率低，開採難度較大。隨著世界能源消費的不斷攀升，包括頁岩氣在內的非傳統能源越來越受到重視，如美國和加拿大等國已實現頁岩氣商業性開發。頁岩氣開採技術，主要有水平井加多段壓裂技術、清水壓裂技術和近期出現的最新壓裂技術-同步壓裂技術，這些先進的技術不斷的提高頁岩氣井的產量。
蝴蝶振翼，起自何方？
前2、3年，當全世界能源價格高漲時期，美國非傳統天然氣（如致密砂氣、煤層氣、頁岩氣）的產量從1990年占天然氣產量的15％，突然增加到2008年的50％，天然氣從75BCM╱年到300BCM╱年。據EIA的估計，2010年還會增加8％或40BCM的增量，這些量大多為近4年來，非傳統天然氣的增產所致，其中光是頁岩氣的可採量就有9.8TCM，這個存藏量已足夠全美使用15年。但由於非傳統天然氣的突增，不僅讓美國國內48州的天然氣使用及生產受到影響，也干擾了全球天然氣的產╱用均衡，更使LNG的市場受到不少的衝擊。
風起雲湧，撲向何方?
在北美地區，美國於10年前曾在太平洋沿岸、大西洋沿岸、墨西哥灣沿岸，規劃設置LNG的進口接收站約35座，但是2009年僅完成了10座，比原有的4座，增加了6座，其中1座在加拿大，其餘的可能因為環保抗爭的議題而取消，然而非傳統天然氣的開發與擴展，也肇致若干接收站不得不取消。目前看來，計畫中的接收站已所剩無幾，尤有甚者，原來計畫為進口接收站，反而反向成為出口裝載站。加拿大英屬哥倫比亞省Kitimat計畫就是一例。
原本Kitimat計畫是用來接收LNG，將之氣化後輸送到洛磯山脈另一省Alberta省，做為生產該地的重質原油之用，現在卻因為當地豐富的非傳統天然氣的生產，Kitimat必須轉型為液化非傳統天然氣，再將之出口到亞洲地區。原來對阿拉斯加大管線計畫只要將北坡的天然氣，輸送到Alberta省或遠到芝加哥，然而豐富的頁岩氣以及日益增加的管線鋪設成本，使得原本的設計逐漸失去其合理性，所以大管線的投資者改變想法，把北坡的天然氣輸送到阿拉斯加南部的瓦爾迪茲（Valdez）先將之液化後，運交亞洲市場。
以目前原油價格每桶在70～80美元來說，過去歷史記錄，路易斯安納州的Henry Hub FOB LNG的價格應在7～8US$╱mmbtu，但目前在美國的指標市場，Henry Hub FOB價格，自從2008年中之二位數價格之後，到2009年掉到4US$╱mmbtu左右，並在4US$╱mmbtu +/- 1US$之間震盪很久（舉例2010年4月平均4.02US$╱mmbtu）。Henry Hub指標價格低盪的原因，如上面所說係非傳統天然氣的擴展，使得原先計畫從卡達、千里達、西非奈及利亞等地，進口LNG來補充國內需求量大為減少。
世界各地如何對應
世界各地LNG的生產者原先瞄準美國（或北美）市場而增產的量，卻因北美需求進口量因非傳統天然氣的充沛，該流向何方？在歐洲，這些FOB LNG流入了西北歐洲（英國、比利時、法國），低價的LNG使得英國的NBP計價，及比利時Zeebrugge計價，不得不隨之下降，以求大致價格匹配。增量進口、高油價關聯以及需求端又減量的綜合效應，造成歐洲地區大部分的天然氣公用事業，向蘇聯購買管道氣的數量，只維持在合約最低水準，這減量購買使得蘇俄天然氣工業公司（Gasprom）的財務收入減少幾十億美元。
非傳統天然氣最近也迫使Gasprom延遲開發Shtokman LNG的計畫，原本該計畫是要開發布倫茲海（Barents）Shtokman氣田，生產LNG出口到美國東岸的接收站。現在蘇聯盼望美國政府能以防止水污染的環保法令阻止頁岩氣的開發，如果這招行不通，這項昂貴、有技術困難度的Shtokman計畫，可能會無疾而終。歐洲一些國家，如波蘭、德國、匈牙利、法國、瑞士及英國也紛紛引進頁岩氣的開採技術，投入在34TCM半數的頁岩氣資源，如果油價維持在70$╱BBL以上時，頁岩氣將變得很有競爭力，這些對蘇俄的天然氣出口而言，更是雪上加霜。因而在蘇俄，原先企圖主導LNG抬高價格的Gasprom，也識時務者為俊傑，跟隨市場情勢而變得低調。
在非洲也受到一些衝擊。非洲生產的LNG主要是供應大西洋盆地為目標市場，2009年埃及的產量掉了180萬噸，阿爾及利亞掉了100萬噸，以阿爾及利亞來說，生產線故障停車以及擴大國內用氣需求，或投入在增加油氣等，使這減產的100萬噸的數字好看一些，但在美國及西北歐地區，低價格使得天然氣被移為其他用途，是一主要原因。
市場效應尚未形成大影響
遠離美國、歐洲的傳統天然氣生產者，面對直撲而來的非傳統天然氣之衝擊，自有一套應對之道。世界上最大的LNG生產國卡達，把原先以歐美為主要目標市場之策略加以調整，將歐美的貨量減少，轉往現貨價格穩定而長約價格又與原油掛鉤的亞洲市場。在亞洲的LNG市場不乏買主，卡達已與中國簽了每年500萬噸的合約，而且已經開始以Q-flex LNG船運交，後面還存800萬噸準備給中國及泰國，同時卡達為降低市場供應量，準備將一些生產線停機做歲修。據瞭解，卡達的12條LNG生產線有一半已經停機檢修，占產量的66％，同時在阿曼灣拋錨8艘裝滿LNG的船，等待價格上漲時倒入現貨市場。
在奈及利亞與阿爾及利亞方面，生產量是降低了；埃及與阿曼兩國政府則是改變政策，把天然氣改為國內使用，以減少出口量。
在歐洲，2年前金融風暴過後要復甦之際，以及冬季過後的消耗量補充，新建的LNG接收站吸收了一些過剩的LNG，同時在一些國家也藉此機會補充了快要見底的安全周轉量，例如：英國，現在只有19％滿儲量，去（2009）年同期為39％，比利時的Zeebrugge之儲量為9％滿儲量，此時正是歐洲補充存量的好時機。
亞洲地區，諸如韓國和日本這兩大LNG進口國，進口量已達20個月來的新高，中國雖然有自產天然氣，然而其對LNG進口的需求仍然旺盛，例如：CNOOC在2011年計劃進口800萬噸LNG，相對於2009年，全中國進口LNG量只有580萬噸而已（這些仍是CNOOC的成績），而CNPC的LNG接受站完成後，預料也會有相當多的進口量。
台灣在市場變化中表現尚稱穩重，但由於2009年印尼一個合約結束，台灣中油在LNG市場尋求現貨取代，以及回提2002年以「商業談判」取代「不提照付（Take or Pay）」的貨氣，也貢獻了一些力量，來處理全球LNG過剩的困境。
如此看來，非傳統天然氣自美國發動的風波，似乎並沒有造成太大的影響，然而其所引起的蝴蝶效應仍產生了一些效應，但因全球各地區各有適應之道，而暫時將效應抵擋住，然而未來情形如何，有待後續觀察。
山雨欲來風滿樓
全球在非傳統天然氣開發的國家，除前所提美國及歐洲、蘇俄之外，在亞洲的中國擁有極豐富的非傳統天然氣資源，目前比較有成效的開發資源為煤層氣，估計到2020年，中國可生產20BCM╱年（1,400萬噸╱年）非傳統的LNG，由於中國的能源消耗量大，目前還無法預測，中國會不會因為非傳統天然氣的開發，而降低對進口LNG的渴望。
在大洋洲的澳洲、印尼，非傳統天然氣的發展用來當做LNG的進料，第一個非傳統LNG可能來自於印尼、VICO石油公司、英國石油公司以及義大利ENI石油公司，合夥開發的煤層氣，將在2010年底，引入東卡力曼坦的Bontang LNG生產線。
在澳洲東部的昆士蘭地區，煤層氣開採液化計畫似乎不是很順利，這些因素包括煤層氣去水技術、井口流率太低、工程及操作人力缺乏，高人力與建造成本等，亞洲傳統買方不太喜歡低熱值的天然氣，而且還要跟澳洲大陸西北邊傳統LNG生產計畫做兄弟鬩牆的競爭，相當難為。
非傳統天然氣還有目前美國、蘇俄、日本、中國、德國、台灣等國家正在探討的甲烷水合物（Methane Hydrate, Iced Methane），它的估計蘊藏量約為傳統天然氣蘊藏量的2倍以上，若它可以被開採則對傳統天然氣產業的衝擊無異是雪上加霜。但它存在深水海底，不成熟的開採技術，會不會造成地層滑落崩塌，造成大崩解（Collapse）或引發地震、海嘯等毀滅性大災難（Catastrophe），或甲烷大量釋放至大氣層造成更嚴重的溫室效應？均有待審慎評析。（作者為中華民國公用瓦斯事業協會GASEX 2010 Taipei副主任委員）
不提照付（Take or Pay）
為LNG產業交易術語。若買方因故無法提貨，仍然必須在期限內先付該批貨款給賣方，然後再約定他日補提貨。