2009年是經(jīng)濟低迷的一年,也是經(jīng)濟試探性復蘇的一年。目前的經(jīng)濟復蘇伴隨著深層次的結(jié)構(gòu)變革,許多新興工業(yè)化國家正在努力追趕成熟經(jīng)濟體的收入水平。為這一進程提供支撐的全球能源資源正在迅速進行重新分配,在2009年,其速度加快了。

　　2009年年度數(shù)據(jù)是增長和衰退的平均值。盡管如此,它依然反映了現(xiàn)象下面結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變的力量。2009年,全球經(jīng)濟下降了2%,其中,經(jīng)合組織國家經(jīng)濟下降了3.4%。而非經(jīng)合組織國家經(jīng)濟卻增長了2.4%。

　　在我們跟蹤研究的所有燃料中,天然氣消費在2009年跌幅最大,下降了2.1%(70 Bcm)。同時,美國非常規(guī)天然氣的生產(chǎn)和LNG全球范圍內(nèi)的周期性過剩很大程度改變了地區(qū)天然氣市場。

　　經(jīng)濟衰退導致天然氣價格發(fā)生變化是可以預料的:在自由定價的市場中,燃氣價格大幅下跌——在美國和英國同比下跌約55%。不同以往的是,去年全年且截至目前為止,與油價掛鉤的天然氣價格始終高于現(xiàn)貨價格。

　　隨著經(jīng)濟狀況的調(diào)整,結(jié)構(gòu)和周期性的改變正在重塑全球天然氣市場。2009年,新供應商的出現(xiàn)使LNG交易增長了將近8%(16Bcm),同時管道天然氣交易有所下降。同美國非常規(guī)天然氣產(chǎn)量的結(jié)構(gòu)性增長一起,LNG交易量的增加加速了全球市場的一體化以及對傳統(tǒng)歐洲天然氣格局及定價構(gòu)成挑戰(zhàn)。

　　非常規(guī)天然氣,特別是頁巖氣已經(jīng)改變了美國的天然氣市場格局。水平鉆井以及水壓裂等技術(shù)所帶來的“無聲的變革”使過去認為不可能開采的資源得以開采。增添的頁巖氣儲量使美國在過去10年的已探明天然氣儲量提高了50%。

　　美國天然氣價格下跌使其具備取代發(fā)電用煤的能力,以天然氣為燃料的發(fā)電廠的發(fā)電量增長了近5%。但是,這依然不足以吸收美國過剩的天然氣產(chǎn)量:美國天然氣消費下降,且凈進口需要減少10%。

　　為了滿足增長的需求,亞洲通常通過提供高的現(xiàn)貨價格以吸引來自大西洋(600558,股吧)的貨船。靈活性強的LNG對現(xiàn)貨價格反映靈敏。經(jīng)濟衰退沒能阻止這種向靈活定價的逐步轉(zhuǎn)變,但是改變了其驅(qū)動因素:2009年,不再由顧客而是由供應商根據(jù)現(xiàn)貨價格來安排貨船。亞洲傳統(tǒng)的進口市場在全球經(jīng)濟衰退中遭到重創(chuàng)。日本、韓國和中國臺灣的天然氣消費下降近6%(8Bcm)。

　　這一轉(zhuǎn)變主要的受益方是歐洲國家。LNG創(chuàng)紀錄的高產(chǎn)量不僅維持了歐洲現(xiàn)貨價格的低廉,同時也為與油價掛鉤的昂貴的合同供應提供了方便的替代能源。像在美國一樣,經(jīng)濟蕭條帶來的需求下降和LNG產(chǎn)量過剩使得歐洲天然氣現(xiàn)貨價格可與發(fā)電用煤競爭,導致發(fā)電燃料的替換。

　　由于價格下跌,歐洲生產(chǎn)商相應減少了天然氣的產(chǎn)量。歐洲本地產(chǎn)量下降近5%(14Bcm)。但是,與油價掛鉤的管道天然氣供應才是在天然氣競爭過程中主要的受害者。因此,俄羅斯無論在國內(nèi)還是其傳統(tǒng)出口市場都面臨著需求大幅下降的挑戰(zhàn)。俄羅斯不得不減少了12%(74Bcm)的天然氣產(chǎn)量。

　　歐洲管道天然氣進口需求的下降導致了市場上的靈活性出現(xiàn)。在歐洲,大量天然氣買家與供應商重新協(xié)商了“照付不議”合同違約賠償或延期交貨事宜。Gazprom公司宣布將所有高于“照付不議”合同最低數(shù)量的天然氣價格與現(xiàn)貨價格而非石油價格掛鉤。與石油掛鉤的天然氣價格機制所面臨的壓力已在歐洲管道天然氣交易市場上體現(xiàn)。

　　這種情況對于中國的天然氣市場同樣重要。中國可以利用一個有利市場,爭取拿到更多廉價天然氣。實際上,中國目前進口的土庫曼斯坦天然氣價格已經(jīng)大大貴于液化天然氣價格。但是,中國現(xiàn)在還沒有統(tǒng)一的天然氣發(fā)展戰(zhàn)略,其中一個重要問題就是天然氣的定價。

　　而2009年的石油市場情況顯示了和其他燃料市場相似的特點。石油消費量在上半年驟降,之后有緩慢恢復。不同于其他市場的是,石油市場中突顯了產(chǎn)油國卡特爾的重要性及其管理供應的能力。2008年底采取的減產(chǎn)措施導致了石油價格比其他燃料價格提早回升,甚至達到較高水平。

　　OPEC大幅削減原油產(chǎn)量的原因之一是原油庫存量高企。在2009年初石油消費量比產(chǎn)量下降迅速的情況下,商業(yè)原油儲備量隨之增長。2009年初,浮式存儲設(shè)備得以應用,儲量達1億桶。最初,由于煉油廠大幅減產(chǎn)以應對石油消費量降低,浮動儲量中主要是原油。之后,浮動儲量逐漸轉(zhuǎn)入餾分油,反映了經(jīng)濟衰退中能源需求降低。至年底,在石油消費量增長和OPEC維持產(chǎn)量不變的原則下,石油庫存量開始驟減。

　　而在煉油市場,由于沒有卡特爾來保護成品油市場,利潤必須下降,直至產(chǎn)能失去繼續(xù)經(jīng)營的經(jīng)濟性。按照BP全球煉油利潤指數(shù)計算,2009年全球煉油利潤為平均每桶4美元,是7年中的最低水平,由此引發(fā)全球原油加工量削減1.5百萬桶/天。這一削減主要出現(xiàn)在2009年上半年。當原油加工量再次提升時,已落后于需求恢復,導致了我們剛才談到的成品油庫存的大幅降低。

　　在煤炭市場上,2009年世界煤炭消費量與前一年持平。但是這個總體情況掩蓋了中國和印度消費強勁增長以及經(jīng)合組織和前蘇聯(lián)消費急劇下降的雙向變化。經(jīng)合組織國家煤炭消費總量下降了10.4% ,即1.23億噸,前蘇聯(lián)國家下降了13.3%,即2400萬噸,都是有史以來最大的降幅。相比之下,中國的煤炭消費總量上升了將近10%,即1.31億噸,印度上升了近7%,即1500萬噸。兩國的煤炭消費增長均超過了十年平均增長率和本國的GDP增長率。

　　中印兩國的煤炭消費增長通過進口得到了補充。事實上,2009年中國首次成為僅次于日本的主要煤炭進口國。應該注意到,中國的煤炭采購體系發(fā)生了變化,中國首次允許煤炭用戶自主尋找供應商。更進一步說,中國煤炭進口量的激增是經(jīng)濟刺激計劃、國內(nèi)市場自由程度提高以及國外價格更具吸引力的煤炭供應,數(shù)個因素共同作用之下煤炭需求增長的結(jié)果。國際煤炭市場再一次顯示出其充滿競爭性的特性。

　　而非化石燃料(即水電、核能、風能、太陽能及地熱)在電力生產(chǎn)中所占的份額在過去十年中的大部分時間內(nèi)呈下降趨勢,原因在于水電與核能發(fā)電量的增長無法跟上全球用電量的增長步伐。過去兩年這個份額有所增加,2009年達到31%。2009年電力需求量的下降有助于這個份額的提升,當然,風能的迅速增長也有非常積極的貢獻。

　　總的說來,過去的一年,能源市場的變化紛繁復雜,但其實始終體現(xiàn)以下幾個主題。

　　首先,能源消費和經(jīng)濟發(fā)展之間的緊密聯(lián)系再次突顯。經(jīng)濟衰退地區(qū)的能源需求降低幅度比經(jīng)濟萎縮幅度更甚,同樣,經(jīng)濟增長地區(qū)的能源需求增長幅度也比經(jīng)濟增長幅度更大。

　　其次,在經(jīng)濟衰退中一個特殊調(diào)整時期,能源和經(jīng)濟發(fā)展之間的聯(lián)系充分體現(xiàn)在各國成功的經(jīng)濟刺激計劃中。這些經(jīng)濟計劃通常是能源密集型的。

　　第三,市場上不同燃料的供應方對燃料價格的變動有非常不同的反應。這與市場制度安排不同及結(jié)構(gòu)性與周期性因素的相互作用有關(guān)。石油市場是唯一的生產(chǎn)比需求下降速度快的市場,這是因為人所周知的(壟斷性的)制度因素造成的。在煉油方面,周期性的產(chǎn)能過剩使得利潤收窄。天然氣方面,結(jié)構(gòu)性和周期性因素共同作用使得供應居高不下,而現(xiàn)貨價格持續(xù)走低。煤炭市場則根據(jù)國際需求新格局進行了最為迅速和有競爭力的調(diào)整。

　　最后,經(jīng)濟風云變幻之下,長期能源趨勢繼續(xù)發(fā)展,事實上,在2009年還出現(xiàn)加速發(fā)展的情況。經(jīng)合組織石油需求降低,正在進行中的國際天然氣市場整合,競爭激烈的煤炭市場日益國際化,新能源地位的不斷上升,這一切都是鮮明的例證。