1. 中国のガス戦略
中国のエネルギー戦略は2004年に6つの言葉で策定された。天然ガスの地位は、クリーンエネルギーの開発、環境保護、供給源の多様化、源泉の多様化です。 NDRCの計画によると、2010年までに中国は1億トンの天然ガスを必要とするが、7,000万トン未満を供給することができる。 2020年までに2億200万トーが必要だが、国内供給は1億2000万トーを超えないため、1億トーの天然ガスを輸入する必要がある。世界一の半分のエネルギーで、安価で高品質の製品を製造する世界的な基盤を提供しています。海外から石油や天然ガスを輸入するのは当然です。輸送と化学工業のニーズに加えて、中国の石炭の70％を占める主要なエネルギー源は、主にエネルギー構造を最適化し、持続可能な発展を確保するための雰囲気を改善することである。クリーンエネルギーを開発するこの方針は変わらないでしょう。
2. 今後の中国の天然ガス市場
今後数十年間で、中国には7つの異なる供給源を持つ多様化した天然ガス市場があります。
1）。西部の大きなガス田は、中国の天然ガスの主な供給源であり、タリム、ジャングル、アトス、四川、松遼の盆地に集中している。これは、西ガスの東の主要パイプラインネットワークを通じてユーザーエリアに輸送されます。
2）。小さなガス田は無視してはならない。中国の天然ガス資源は、豊富さ、分散性、小規模であるという特徴があります。ロシア、カタール、中東では、1000億立方メートルのガス田がすでに中国の大きなガス田です。総埋蔵量が少ないため、パイプラインネットワークと天然ガスパイプラインネットワーク接続経済の建設は経済的ではありません。開発には2つのアプローチがあります.1つは、近くの小さな地域のローカルネットワークを使用することです。第2は、LNG国内市場の操業に関与するために、地元の液化、タンカー輸送を利用することである。
3）。炭層メタン。 CBMは中国で30兆立方メートルの埋蔵量を有しており、大きな資源に加えて中国におけるCH4の重要な供給源となるであろう。炭層メタンの開発はLNGガス田の開発と同じである。パイプネットワークが近くのユーザーに接続されているか、またはローカル液化、タンカー輸送に接続されています。現在、外資系企業は貴州省に陸上LNG市場への液化を利用する石炭ガス田を開発しています 。
4）。オフショア天然ガス。東シナ海と南シナ海で発見された天然ガス田は、パイプラインを経て平湖や上海などの本土に着陸することができます。さらに、FBSOを採用することも可能であり、海上浮遊液化船は、坑口の液状化後に受け入れステーションに出荷される。
5）。輸入されたパイプとガス。それには、年間600億〜800億立方メートルの2本の線が含まれており、いずれもすでにロシアと合意している。カザフスタンとトルクメニスタンとの交渉では、年間約700億立方メートルのガスがある。
6）。海から輸入されたLNGプロジェクト。広東省に加えて、福建省と上海のプロジェクトは、国家発展改革委員会によって承認されており、まだいくつか存在している。天然ガス需要/自己生産バランスの見積もりによると、2010年の300〜500億m3の不足と2020年には約1,000億m3の乖離があり、その中には年間数千万トンのLNGを輸入する必要があります。
7）。バイオマスガス。中国の農村地域の大部分は、過去10年間に農村部で成長してきました。毎年数十億立方メートルに達すると推定されている。この種の空気源はより分散され、主に地方で消費されますが、生産と消費のバランスを取るためにネットワークにも接続されます。
3. LNG国際市場の価格は、中国国内価格と関連している
中国の天然ガス資源の大半は中国西部の経済発展の遅い地域にあるが、東南アジアの沿岸開発地域の主な消費地、その地域と消費パターンは一種の価格相補性を形成した。西東ガス輸送プロジェクトが実施されたとき、中国東部の新疆から上海までのパイプライン輸送コストは約1元元/ m3であった。新疆石鉱山の液化天然ガスは福建省の4000キロメートル以上のディーゼルタンカーを介して輸送されており、2005年の原油価格上昇前の1元/ m3（2元/ m3は現在の価格）である。 2002年には、中国がオーストラリアで締結した25年の非交渉可能なLNG契約の価格は約1 / m3人民元だった。国家発展改革委員会が承認した天然ガスの下流のLNG価格は1.45元/ m3である。 CIFとガス化パイプラインの価格と受信駅は上海に1.45元/ m3のコスト。
しかし、現在、国際LNG市場は3ドル/ MMbtuから6ドル/ MMbtuにまで上昇しているが、中国政府は国内の石油・ガス抽出にかかる資源税を大幅に引き上げていない。したがって、西ガスの価格と輸入LNGの価格との間に「偶然の」関係が変化した。だから、国にはたくさんの声があります。 3つの石油会社が天然ガスの価格を引き上げるよう国家開発改革委員会に要請している。 LNGの過熱、冷却などを批判している人もいる。
上述したように、LNG生産のコストは上げられず、価格の上昇は国際的な政治経済的なゲームの結果である。ガス生産国は、資源税と輸出税を規制することによって、国内価格と国際価格のバランスを維持している。このような状況において、中国は天然ガスと輸入LNGの価格をどのようにバランスさせるのだろうか？資源保全と持続可能な経済社会開発に最も役立つ最も実現可能な手段は、徐々にエネルギーやその他の鉱物資源を含む資源税の回収メカニズムを確立することである。国内資源の地理的位置、規模、豊富さに応じて異なる税率を決定する。国際市場価格の変化に応じて税率を調整する。同時に、経済発展と所得水準の程度、特に脆弱なグループの許容度に応じて、補助金の仕組みを確立すべきである。これは、輸入LNGの価格と国の異なる地域と異なる消費者グループの価格とのバランスをとるためです。中国は輸出税を課し、エネルギー輸出を制限すべきである。エネルギーの不合理な使用を抑制し抑制するために資源税を徴収し、効率的な利用を促進する。この重要なメカニズムの確立は、間もなく議題に言及されるであろう。
4. 国内市場における各種天然ガスの価格関係
現在、LNGのFOB価格とゲート価格との間には誤解があります。 FOBが$ 4 / MMbtuから$ 6 / MMbtu、つまり50％上昇した場合、国内天然ガス門の価格は50％上昇する。このビューは間違っています。文献[4]は、LNGのFOB価格の$ 4 / MMbtuから$ 6 / MMbtuへの変化を分析している。出荷、ガス化、ターミナルラインの投資減価償却費および管理費を含むオフショア下流のリンク、LNGプロジェクトのコストは0.62元/ m3の利益を増加させると、ドアは1.78元/ m3から2.37元/ m3に価格を停止する約33％増加し、FOB価格の50％を大幅に下回っています。
中国の天然ガス市場の状況では、上記のガス田と炭層メタンは、液化陸上輸送の価格によって位置付けられている。これらは、明らかに、ガスパイプラインのガス価格と、これら2つの価格によって形成される国内天然ガス顧客のゲートおよび市場構造に依存している。国内のLNG陸上輸送市場における小規模ガス田や炭層メタンの開発が現地の化学肥料生産よりも高い場合は、その場所では使用されません。もちろん、貧しい地域の小規模ガス田の価格は高すぎるはずはありません。コストと効率の要因は、パイプラインを通じて異なるユーザーへのパイプライン輸送によって決定されるべきである。これは、市場経済関係、地域経済発展、人々の調和した安定した生活によって決定されます。
輸入ガスの価格は、実際には、中国政府と資源輸出国の政府との間の関心のゲームです。資源輸出国であるロシアは、中国が欧州向けガス輸出のために$ 230/1000 m3を購入することを望んでいる。中国は広大な発展途上国です。中国の南東海岸は、国際市場価格でLNGの$ 6 / MMbtu（約2.4元/ m3）を購入することができます。しかし、中国北西部の新疆地域では、パイプラインガスの230米ドル/ 1000 m3（1.84元/ m3）の欧州価格を買う余裕はない。それは東にそれを得るために3元/ m3以上かかるので、上海はそれを買う余裕がない。ロシアの中国との天然ガス貿易は両国でしかできない。要するに、輸入LNG、インレットパイプガス、東ガス天然ガスへの西ガスの開発、価格構成は異なる地域経済発展レベル、地理的位置、異なる起源、開発、輸送コストのすべての種類を考慮する必要があります経済的利益と国全体の利益とのバランスを取ること。
5. 天然ガス価格の経済発展と為替レートの推移
改革開放以来の過去30年間で、中国経済は急速に発展し、国際経済貿易におけるその地位は急速に高まっています。より開発された南東部の沿岸地域は、石油とガス価格の手頃な価格で、20年前より大幅に改善されました。 2005年に原油価格が高騰したとき、中国は1億4600万トンの石油を輸入し、インドの輸入量の3倍を輸入した。中国の人口はインドの30％にすぎません。これは、中国の製造業および輸送産業の需要であり、これは手頃な価格の実施形態でもある。もちろん、石油会社に高騰した石油価格の一部を移転し、消費者の負担を軽減するための政府のマクロコントロールもある。しかし、経済発展が進むほど、石油価格は高騰する。
昨年の7月の再評価以来、ドルは8.26からほぼ7.7に下がった。人民元の上昇に伴い、国際的なLNG輸入と国内ガスパリティが低下する。この要因はまた、中国の国際的なLNG価格に耐える能力を強化する。
