新西兰的天然气缓冲区已经消失，产量从2017年的4□.15亿立方米/月减少到2025年的2-◆▲.15亿立方米每月-▽☆，几乎减半。

　　2024-2025年的干旱暴露了脆弱性◇，当时水力发电量降至约40%，电价从300新西兰元/兆瓦时跃升至800新西兰元/兆瓦时，天然气短缺迫使工业一再削减◆-▲。

　　上游政策重置不会在预计的2027年紧缩之前到来◁☆■，尽管存在基础设施和时间障碍，但液化天然气进口仍是最有可能的冬季保障。

　　新西兰的天然气市场一直在从自给自足转向结构紧张。在过去的7年里，国内产量几乎减半，从2017年的平均4.15亿立方米/月下降到2025年的2.15亿立方米/月，剥离了曾经覆盖季节性波动和干旱年份水力短缺的缓冲区☆…•。2024年至2025年的干旱冬季暴露了一个新的现实：随着水力发电的减弱▲，该国的电力系统在天然气供应紧张的同时更加依赖火力发电◇◆◇，引发了电力和天然气价格的急剧飙升▲，并迫使大型工业用户反复削减电力。政府已采取行动恢复上游投资，但新的供应不会很快到位，以防止2027年以后出现更紧张的平衡○△，这使得液化天然气进口成为冬季安全的合理保障△。

　　新西兰是一个孤立的天然气系统，迄今为止完全由国内生产供应，基础设施以北岛为中心。供应绝大多数集中在塔斯曼海北岛西海岸的Taranaki盆地及其近海。OMV（奥地利）是毛伊岛和波霍库拉海上油田的运营商，一直是最大的生产商，与Todd Energy（新西兰）和Beach Energy（澳大利亚）并列，还有一些规模较小的国内企业。在这样一个系统中，勘探的放缓不仅会降低长期的可选性▪●；随着成熟油田的枯竭，它直接转化为产能下降○◇。

　　政策是经济放缓的关键驱动力▪。2018年《皇家矿产（石油）修正案》暂停了Taranaki盆地有限区域以外的新海上勘探许可证○…○，2021年引入的永久退役责任进一步降低了投资，使许可证持有人对未来的油井故障无限期负责。勘探随后停滞不前——自2019年以来只钻探了五口井——到2025年，枯竭将占主导地位=，产量将大幅下滑▲★。

　　2024年，当天气将电力系统推向压力时▽，结构性供应紧缩成为市场冲击。一个非常干燥的秋天先于一个非常干旱的冬天，水力发电（通常占新西兰电力结构的60-70%）减少到40%左右。即使天然气供应紧张，该系统也不得不用更多的火力发电来取代缺失的水力发电，包括天然气和煤炭。2024年7月至8月，批发电价几乎翻了两番，从300新西兰元（175美元）/MWh上涨到800新西兰元（467美元）/MWh。天然气价格跟随稀缺信号△=☆：住宅价格从42新西兰元（24▽□▼.5美元）/吉焦上涨至50新西兰元（29美元）/吉焦，而工业价格从23新西兰元（13.5美元）/焦攀升至30新西兰元（17.5美元）/吉焦。

　　随着Taranaki联合循环（TCC）燃气发电厂于2025年底退役△，电力行业的天然气需求将在2026年发生变化。TCC的容量为385兆瓦，约占全国峰值需求的5%，历来是该国主要的燃气发电机之一。预计其关闭将使全国天然气发电能力从1385兆瓦降至1000兆瓦=▷…。没有计划新的化石燃料发电厂替代。虽然退役消除了稳定的基载天然气客户▷◆◆，但它并没有消除系统在干旱时期对可调度容量的依赖。相反，它增加了市场对水力发电结果和剩余化石燃料发电站可用性的敏感性◆▲。

　　然而▽，在新西兰，天然气不仅仅是电力部门的燃料：其战略重要性是由工业推动的，化学部门占该国天然气总需求的40%以上（相比之下，其在能源结构中占30%）。在这个细分市场中，消费高度集中。化学行业约90%的天然气需求来自Methanex公司在Taranaki的两个甲醇设施，使这家加拿大公司成为新西兰国家天然气需求的最大组成部分▽。几乎所有的甲醇生产都出口，主要出口到包括中国、澳大利亚和韩国在内的亚太市场。随着供应收紧，甲醇出口量从2019年的170万吨下降到2025年的50万吨。Methanex公司甚至在2024年8月中旬至10月和2025年5月中旬至7月两次完全关闭其工厂，将天然气重新用于发电需求。

　　现任政府显示出对形势的理解▲•◇，并已采取行动重启天然气上游投资○◁□。新西兰议会于2025年7月废除了2018年的海上勘探禁令，从9月左右开始重新开放塔拉纳基以外的许可，并引入了招标和公开市场程序。自2025年9月25日以来★△•，已通知了两份申请（Taranaki和Waikato近海），决定将于2026年1月和3月作出，而Todd Energy公司的Karewa发现于2025年6月获得了采矿许可证，EnZed Energy公司已申请Taranaki的近海面积。预算还承诺在四年内提供高达2亿新西兰元（1.165亿美元）的资金，目标是政府在新项目中持有10-15%的股份-。

　　然而▽◁▽，有两个制约因素限制了这一政策转向在短期内稳定市场的能力。首先是保留信心☆。最近的重新分类将多个储量从商业可采（2P）转移到潜在可采（2C），这增加了其可开采性和经济性的不确定性。第二个问题是时机。海上发现通常需要很长的交付周期——乐观地说，在首次生产之前需要4-5年•，在技术上更复杂的情况下需要8-10年。正如专家预测的那样▷▪▷，该国天然气供需之间的预期紧缩点将在2027年，新发现的第一批增量供应即将到来▷•●，无法挽救局面。政治风险仍然是一个因素，2026年的选举可能会重新引发围绕化石燃料行业的政策辩论。

　　这一差距使液化天然气进口成为一个可靠的选择，但不是一个快速的选择。煤电站是新西兰在2024年短缺期间可以立即使用的唯一补救措施：据Kpler称•…▼，煤炭进口量从2023年的26万吨激增至2024年的90万吨。这一趋势在2025年变得更加明显，煤炭进口总量达到136万吨左右■☆，同比增长50%。气体是不同的。液化天然气需要专门的进口基础设施，最有可能是浮式储存和再气化装置（FSRU）•▲▷，但全球供应紧张，自2022年能源危机以来▼，许多装置已被锁定在欧洲□□。这可能会将新西兰的液化天然气进口时间表推迟到2028年至2029年◆。距离增加了另一个惩罚：作为一个偏远且相对较小的市场○◇▷，新西兰可能会面临更高的运输和物流成本-，从而导致交付液化天然气的溢价△。在进口能力存在之前▼，短缺将继续通过价格飙升、配给和工业需求削减来管理。

　　如果进口液化天然气成为边际供应来源◆，对该国工业部门的影响是显而易见的。Methanex公司可能面临最早的压力：当生产基于价格有竞争力的国内天然气时，生产出口甲醇在经济上是一致的□▷，但如果国内天然气被进口的液化天然气取代，这种优势就会减弱。约占目前天然气消耗量的10%的住宅和商业需求应该更具弹性。相比之下，最大的工业用户和化工行业将面临更强烈的激励，以优化消费或完全离开该国★。与此同时，新西兰的天然气市场仍将对天气高度敏感：在新的国内供应到来或进口能力建立之前△▼☆，干燥的冬季将继续迅速转化为更高的价格和工业减产。（小晨编译）返回搜狐，查看更多