新西兰天然气市场结构性紧张与价格冲击 - 2024年极端的干旱天气导致水力发电占比从通常的60-70%降至约40%，电力系统被迫依赖更多的天然气和煤炭发电，引发能源价格飙升 [1] - 2024年7月至8月间，电力批发价格几乎翻了三倍，从300新西兰元/兆瓦时升至800新西兰元/兆瓦时，同期居民用气价格从42新西兰元/吉焦涨至50新西兰元/吉焦，工业用气价格从23新西兰元/吉焦涨至30新西兰元/吉焦 [1] - 天然气市场已从自给自足转向结构性紧张，国内产量在过去7年几乎减半，从2017年的月均4.15亿立方米降至2025年的月均2.15亿立方米，缓冲能力消失 [4] 政策对上游勘探与生产的抑制 - 2018年的《王室矿产（石油）修正案》停止了除塔拉纳基有限区域外的新的海上勘探许可，而2021年引入的永久性退役责任进一步抑制了投资 [2] - 自2019年以来仅钻探了五口井，勘探活动停滞导致产量下降主导市场，预计到2025年产量将急剧下滑 [2] - 新西兰是一个孤立的天然气系统，完全依赖国内生产，基础设施集中在北岛，供应高度集中于塔斯曼海北岛西海岸的塔拉纳基盆地 [3] 电力行业需求结构性变化 - 塔拉纳基联合循环燃气电厂计划于2025年底退役，其装机容量为385兆瓦，约占全国峰值需求的5% [5] - 该电厂的关闭将使全国燃气发电装机容量从1385兆瓦减少至1000兆瓦，且没有新的化石燃料电厂替代计划 [5] - 退役虽减少了一个稳定的基荷燃气客户，但增加了市场对水力发电结果和剩余化石燃料电厂可用性的敏感度 [5] 工业用气需求的核心地位与影响 - 天然气不仅是电力行业燃料，更具战略重要性的是工业需求，其中化工行业占全国天然气总需求的40%以上 [6] - 化工行业的天然气需求高度集中，约90%来自梅赛尼斯公司在塔拉纳基的两座甲醇工厂，使其成为新西兰最大的单一天然气用户 [6] - 随着供应紧张，甲醇出口量从2019年的170万吨下降至2025年的50万吨，梅赛尼斯工厂曾在2024年8月中至10月和2025年5月中至7月两次完全停产，以将天然气转向发电需求 [6] 政府政策转向与投资激励 - 新西兰议会于2025年7月废除了2018年的海上勘探禁令，从9月左右起重新开放塔拉纳基以外区域的许可，并引入了招标和公开市场流程 [7] - 自2025年9月25日起已收到两份申请通知，决定将于2026年1月和3月做出，同时Todd Energy的Karewa发现于2025年6月获得了采矿许可 [7] - 预算承诺在四年内投入高达2亿新西兰元，旨在获得新项目10-15%的政府持股 [7] 政策调整的局限性与时间约束 - 近期储量重新分类将多个储量从商业可采储量转为潜在可采储量，增加了其可采性和经济性的不确定性 [8] - 海上发现通常需要很长的交付周期，乐观估计需4-5年，技术复杂情况下需8-10年才能首次投产 [9] - 预计国内天然气供需紧张点将在2027年出现，而新发现的首次增量供应可能为时已晚，且2026年大选可能重新引发关于化石燃料政策的辩论 [9] 液化天然气进口作为潜在解决方案 - 液化天然气进口是一个可信选项，但非快速解决方案，需要专用的进口基础设施，最可能是浮式储存再气化装置 [10] - 全球浮式储存再气化装置供应紧张，且许多自2022年能源危机以来已被欧洲锁定，这可能将新西兰的液化天然气进口时间线推至2028-2029年 [10] - 作为偏远且相对较小的市场，新西兰可能面临更高的航运和物流成本，导致到岸液化天然气价格存在溢价 [10] 短期应对措施与市场影响 - 在2024年短缺期间，煤炭发电是唯一可立即使用的补救措施，煤炭进口量从2023年的26万吨激增至2024年的90万吨，并在2025年达到约136万吨，同比进一步增长50% [10] - 在进口能力建成之前，短缺将继续通过价格飙升、配给和工业需求削减来管理 [10] - 如果进口液化天然气成为边际供应源，基于具有价格竞争力的国内天然气生产出口甲醇的经济性将减弱，大型工业用户和化工行业将面临更强的优化消费或完全离开该国的激励 [11]