近期EIA發布了對未來的油氣市場研究報告，為我們提供了世界原油市場的最新動態。盡管過程緩慢，世界原油市場的再平衡依然是EIA報告中的主要關注點。由于低油價對消費的刺激，世界原油需求正逐在提高。
美國能源信息署(EIA)副署長Howard Gruenspecht近日公布了EIA對石油天然氣行業市場發展潛力分析和未來前景展望的報告。
自2014年以來世界原油供給已經持續超出需求，美國能源信息署預測在2017年下半年世界原油市場將重新回到平衡狀態。
美國能源署認為，對比近期的原油價格，西德克薩斯中質原油（WTI）價格將繼續保持低位，但目前市場預示可能的價格變動區間很大。
上圖是美國能源署采集自各州鉆井信息研究機構，截止到2016年二月，并且代表EIA官方對于美國致密油及頁巖氣的產量估計，但不是準確調查數據，它僅列出主要產油地區及所在州的縮寫。
勘探及生產的長周期及過去的投資，是墨西哥灣產量增長以及其他48州（除阿拉斯加及夏威夷）產量減少的原因。
大約在2016年初美國原油產量出現負增長，預期至2017年產量將出現100萬桶/天左右的下降，相比目前日產量，下降幅度將達13%。
如上圖所示，除美國以外的原油供給趨勢（紅色部分）是未來原油市場能否供給均衡的關鍵，地域邊緣政治的發展、出口商決策、供給時限以及供給水平等諸多方面，影響著全球原油市場投資的積極性。
即便美國由于鉆井數量減少導致的產量下降作用預期在2017年顯現，但OPEC成員等主要產油國供給的增長將給原油市場供需平衡帶來極其消極的影響。
EIA預測國際液體燃料消耗在2016年增長量為140萬桶/天，2017年為150萬桶/天。
非經合組織國家（Non-OECD）經濟增長是未來原油需求的關鍵驅動力，但根據近期短期能源展望機構（STEO）預測，其經濟增長將放緩，截至最新預測，2016年Non-OECD國家經濟增長將低于3%，2017年也將低于4%，這也預示著短期內需求不會大幅增加，油價短期大幅上漲的市場驅動力不足。
美國市場展望
單位產值能耗的降低大大抵消了經濟和人口的增長，導致預期能源消耗量的增長緩慢。
致密油生產的增長以及燃料燃燒效率的提升使得美國預期石油進口量呈現下降趨勢，未來致密油產量將是美國液體燃料增長的最大來源。
天然氣投資
北美天然氣產量更有可能受需求增長限制。美國天然氣需求增長有可能集中于電力及工業領域，天然氣出口及在目前看來未獲大范圍普及的運輸行業領域同樣有可能獲得增長。
目前看來潛在的天然氣需求增長的挑戰包括：美國電力需求增長緩慢以及用于全球LNG出口的近岸天然氣開發工程區域集中選址困難等問題。
長期低油價和全球天然氣市場價格匯聚程度類型是LNG出口的重要挑戰。此外，對于未來能源消耗的政策，包括定位于特殊來源、能源使用或能源相關的排放政策，將會成為真正影響天然氣需求的因素。
在大多數可預期的時期內不管有否清潔能源計劃的影響，天然氣價格預計將保持低于5美元/百萬英熱單位的水平。
美國天然氣產量將超過消耗量，使得美國在近期將成為天然氣的凈出口國。
頁巖資源仍然是美國天然氣產量增長最主要來源，頁巖氣貢獻所占比重將由目前的50%上升到2040年的70%。
預計天然氣發電量在2015-2020年間呈下降趨勢，但到2030年，天然氣及可再生能源的發電量都將超過煤炭，而且只有天然氣不受可能實施的清潔能源計劃（CPP）的影響。
美國天然氣消耗量主要由發電工業使用決定，在除居民用電之外的所有領域，其消耗量均有不同程度的上升。
另外，國際油價與套利行為聯動，預計在未來將繼續持續。
世界能源展望
世界能源消耗量在2012-2040年間增長48%，年均復合增長率為1.4%。亞洲非經合組織國家（包括中國和印度）貢獻率超過一半。工業部門繼續占有能源消耗量的最大比重，至2040年消耗全球能源產量一半以上?？稍偕茉词侨蛟鲩L最快的能源領域，年均增長預期2.6%；核能年均增長為2.3%，從2012年份額的4%增加到2040年的6%?；剂先匀皇侵饕哪茉搭愋?，到2040年繼續占據超過全球使用量四分之三的份額。
與此同時，全球問題的很多不確定性在增加，這其中包括：關鍵經濟體的經濟增長（中國、巴西、俄羅斯等），氣候政策的實施和加強、技術改進的速率（包括供給及需求）、產油國的政治風險、OPEC國家產量和未來核能的發電能力等。
經濟活動以及人口增長依然是能源使用量增長的驅動力，與此同時，單位產值能耗的降低一定程度對沖了增長速率。
可再生能源增長迅速，預期2020-2040年煤炭用量將趨于穩定，天然氣消耗量將在2030年超過煤炭，石油依然在能源消耗來源中保持其領先的份額。
雖然非經合組織成員國在2000-2012年單位產值CO2排放量還呈現上升勢頭，但預期無論是否是經合組織成員國，在當前至2040年這一較長時期內均呈現下降的趨勢。
GDP是電力需求增長的驅動力，但與相比GDP增長率相比，電力需求增長率長期來看處于較低水平。
至2040年天然氣、煤炭及可再生能源對于發電量的貢獻將呈現三足鼎立之勢。
大多數世界石油消耗量的增長來自于非經合組織區域，尤其是亞洲地區增長快速。
無論是OPEC還是非OPEC國家，在2040年以前，生產商對于液體燃料供應均呈上升趨勢。
預期到2040年非經合組織國家將貢獻占總量四分之三的天然氣消耗量的增長。
非經合組織亞洲國家、中東以及經合組織美洲國家是未來天然氣產量增長最大的地區。
不僅是美國，而且包括中國、加拿大等地區，頁巖氣、致密氣以及煤層甲烷將成為天然氣供給的重要增長源。
總之，盡管短期內能源供應過剩的局面及當前能源格局仍將維持一段時間，但長期來看，非常規油氣資源和可再生能源在未來的能源格局中所占的比重將會大大增加，將成為能源供給的主導；與此同時，來自于非經合組織國家和如中國、印度、俄羅斯等新興經濟體國家的需求增長，將是未來油氣市場的強大驅動力。
來自/EIA ? ?譯者/侯亞然 ? ? 編輯/Wang Yue
Global supply has consistently exceeded demand since the start of 2014; EIA forecasts a return to market balance in the second half of 2017.
EIA expects WTI oil prices to remain low compared to recent history, but the market-implied confidence band is very wide.
Sources: EIA derived from state administrative data collected by DrillingInfo Inc. Data are through February 2016 and represent EIA’s official tight oil & shale gas estimates, but are not survey data. State abbreviations indicate primary.
Long lead times and past investment are contributing to growth from the Gulf of Mexico as Lower 48 production declines.
Crude supply trends outside the United States (red areas) are key to future oil market balance: geopolitical developments, exporter decisions, and the timing and magnitude of supply effects stemming from reduced investment all matter.
EIA forecasts global liquids consumption growth at 1.4 million b/d in 2016 and 1.5 million b/d in 2017.
Non-OECD economic growth projections, a key driver of oil demand, have been reduced over the course of recent STEO forecasts.
Reductions in energy intensity largely offset effects of economic and population growth, leading to slow projected growth in energy use.
Combination of increased tight oil production and higher fuel efficiency drives projected decline in oil imports
North American natural gas production is more likely to be limited by demand than supply. U.S. natural gas demand growth is likely to be concentrated in electricity and industrial uses; natural gas exports and use in the transportation sector, where little natural gas is used today, are also likely to grow.
Potential challenges to natural gas demand growth include Slow growth in U.S. electricity demand，competition from offshore “stranded” gas for global LNG exports and siting of gas-intensive industries，
Long-term cheap oil, extent and nature of global price convergence in natural gas markets would be other significant challenges to LNG exports.
Future policies that target particular sources or uses of energy or energy-related emissions can really matter for future natural gas demand.
Natural gas prices are projected to remain below $5 per million British thermal units through most of the projection period with or without the Clean Power Plan.
U.S. natural gas production exceeds consumption, making the United States a net exporter of natural gas in the very near future.
Shale resources remain the dominant source of U.S. natural gas production growth.
Natural gas generation falls through 2021; both gas and renewable generation surpass coal by 2030 in the Reference case, but only natural gas does so without the Clean Power Plan.
Natural gas consumption growth is led by electricity generation and industrial uses; natural gas use rises in all sectors except residential.
World energy consumption increases 48% increase (1.4% compound annual growth rate) between 2012 and 2040. Non-OECD Asia (including China and India) account for more than half of the increase. The industrial sector continues to account for the largest share of delivered energy consumption; the world industrial sector still consumes over half of global delivered energy in 2040. Renewable energy is the world’s fastest-growing energy source, increasing by 2.6%/year; nuclear energy grows by 2.3%/year, from 4% of the global total in 2012 to 6% in 2040. Fossil fuels continue to supply more than three-fourths of world energy use in 2040.
Economic growth in key economies (China, Brazil, Russia, among others), Implementation and strength of climate policies, Technology improvement rates (both supply and demand), Unrest in oil producing countries, OPEC production, Future of nuclear generating capacity.
Economic activity and population drive increases in energy use; energy intensity (E/GDP) improvements moderate this trend.
Renewables grow fastest, coal use plateaus, natural gas surpasses coal by 2030, and oil maintains its leading share.
Projected carbon intensity of energy use (CO2/E) declines through 2040 in both OECD and non-OECD; non-OECD CO2/E rose over 2000–12.
GDP drives electricity demand growth, but the electricity growth rate compared to the GDP growth rate becomes smaller over time.
Renewables, natural gas, and coal all contribute roughly the same amount of global net electricity generation in 2040.
Most of the growth in world oil consumption occurs in the non-OECD regions — especially Asia.
Liquid fuels supplies from both OPEC and non-OPEC producers increase through 2040.
Non-OECD nations account for ? of projected growth in natural gas consumption.
Non-OECD Asia, Middle East, and OECD Americas account for the largest increases in natural gas production.
Shale gas, tight gas, and coalbed methane become increasingly important to gas supplies, not only for the U.S., but also China and Canada.
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