爆发于2022年2月的俄乌冲突对全球天然气供应格局和LNG（液化天然气）现货市场价格产生了极大影响。欧洲天然气供应长期高度依赖俄罗斯，冲突之下俄罗斯天然气（简称俄气）供应骤减，天然气供应面临严重短缺风险，叠加夏季高温少雨反常气候导致核电及水电出力下降，被视为欧洲天然气价格风向标的荷兰TTF交易中心价格飙升。供应危机与应对气候变化双重压力下，欧盟从供需两侧发力，近远期统筹多措并举，取得了阶段性成效。中国天然气市场在经济稳定发展和能源低碳化趋势下需求将持续增长，天然气作为高效清洁低碳能源在新型能源体系中将发挥关键支撑作用，由此带来进口规模的不断扩大。中国已深度融入全球天然气市场，在全球性供应危机面前无法做到独善其身，未来也有可能面临类似欧洲当前遇到的问题，应未雨绸缪，提前谋划和应对。
1 全球天然气供需格局
1.1 全球天然气消费稳定增加，呈现区域不均衡特点
长期以来，为支撑经济发展，大量的煤炭和石油被燃烧利用，由此带来严重的大气环境污染问题。各国相继出台能源清洁化政策，进而推动全球天然气工业迅速发展。根据bp2022年世界能源统计年鉴［1］，全球天然气消费量1971年突破1×1012 m3，1992年突破2×1012 m3，2008年突破3×1012 m3，2021年在新冠肺炎疫情（简称疫情）中恢复增长至4.04×1012 m3，2022年基本保持这一水平（见图1）。
受资源供应条件和经济发展程度制约，全球天然气消费呈现明显的区域不均衡性，北美、亚太、中东、欧洲、独立国家联合体（简称独联体）是主要消费地，2021年天然气消费量分别为10 341×108 m3、9 183×108 m3、5 754×108 m3、5 711×108 m3、6 108×108 m3，累计占全球消费量的92%。北美地区资源禀赋好，管网设施发达，是全球最大的消费市场；亚太地区上升为第二大消费区域，特别是中国和印度人口基数大，作为新兴经济体消费增长快、增长潜力大。此外，天然气在一次能源消费中的占比不同国家和地区间也极不均衡，中东和独联体高达55%，北美和欧洲分别为33%和25%，亚洲仅为12%。
图1 全球天然气消费及在一次能源消费中的占比变化趋势
1.2 全球天然气资源丰富，呈现储产区域分布不协调特点
截至2020年底，全球天然气探明可采储量188.1×1012 m3，储采比为48.8。天然气资源分布呈现明显的区域不均衡性，中东地区探明可采储量75.8×1012 m3，占全球的40.3%；独联体探明可采储量56.6×1012 m3，全球占比30.1%；北美及中南美洲地区探明可采储量23×1012 m3，全球占比12.7%；俄罗斯、伊朗、卡塔尔、土库曼斯坦和美国这些全球已探明储量排名前五的国家，探明储量合计占全球的64%。
全球天然气产量从1971年的9 761×108 m3增至2000年的2.4×1012 m3，30年间平均年增速为3%；进入21世纪产量增速有所放缓，2021年增至4.04×1012 m3，年均增速为2.3%，2022年受俄罗斯出口欧洲减少影响略有下降。全球天然气产量与储量呈现明显的区域不协调性，北美、独联体及中东3个地区集中了全球三分之二的产量。2021年北美地区产量11 358×108 m3，占全球的28.8%，远高于其8.1%的剩余探明储量占比，天然气储采比仅为13.7，采出程度非常高；俄罗斯及土库曼斯坦等中亚国家为第二大生产区，产量合计8 960×108 m3，占全球的20.8%，低于其30.1%的储量份额，储采比达70.5，是未来产量增长的主力区域；中东地区产量为7 149×108 m3，占全球的17.7%，与其全球40.3%的储量占比极不协调，储采比高达110.4，是未来上产潜力最大的区域。全球主要国家天然气储量及储采比情况见图2。
图2 全球主要国家天然气储量及储采比
回顾过去几十年，全球天然气供应能力持续提升，市场供需总体呈现平衡状态。全球天然气资源丰富，储采比接近50，能源清洁低碳转型趋势下现有探明可采储量可以满足今后50年市场需求。
1.3 LNG引领全球天然气贸易量快速增长
各国天然气供应与消费之间的不平衡问题，可通过管道或LNG贸易解决。根据bp统计，全球天然气贸易量从2000年的5 278×108 m3增至2021年的10 219×108 m3，占当年消费量的25.3%。管道气贸易量在2007年达到5 000×108 m3以后基本维持这一水平，主要靠新建的中亚天然气管道、中俄东线天然气管道、美国—墨西哥天然气管道（北巴哈管道、圣伊西德罗—萨马拉尤卡管道、金德摩根墨西哥管道、新伊娃时代管道、田纳西管道和南得克萨斯—塔克潘管道等）拉动；LNG贸易量由2000年的1 405×108 m3增至2021年的5 162×108 m3，在全球天然气贸易量中的占比从27%升至50.2%。全球天然气贸易量及消费占比情况见图3。
图3 全球天然气贸易量及消费占比
从贸易流向看，俄罗斯、澳大利亚、中东、非洲和美国是全球最主要的出口地，欧洲和亚洲是主要进口地。俄罗斯是全球最大的天然气出口国，约占全球总贸易量的四分之一，2018年总出口规模达到历史峰值2 224×108 m3，2021年降至2 017×108 m3，其中供欧洲的气量从2018年高点1 932×108 m3降至1 670×108 m3，但仍占其总出口量的83%；2019年底俄西伯利亚力量及中俄东线天然气管道建成投产，2021年向中国供气量约为100×108 m3。北美是全球第二大管道气贸易区，主要在美国、加拿大、墨西哥之间流动，2021年美国从加拿大进口759×108 m3，向墨西哥和加拿大出口843×108 m3，净出口管道气84×108 m3。中亚和北非也是重要的管道气出口区，2021年分别向中国、欧洲南部市场供应417×108 m3、372×108 m3。
LNG出口国集中度较高，2021年出口量排名前四的国家合计出口量全球占比超过三分之二，其中卡塔尔出口1 068×108 m3、全球占比20.7%，澳大利亚出口1 081×108 m3、全球占比20.9%，美国出口950×108 m3、全球占比18.4%，俄罗斯出口396×108 m3、全球占比7.7%。类似地，全球LNG进口国也较为集中，2021年亚太国家进口占比达到72%，中国、日本、韩国排名前三，占比分别为21.2%，19.6%，12.4%；此外欧洲LNG进口整体占比21%，进口国别较分散。
2 俄乌冲突对全球天然气市场的影响
2.1 冲突引发欧洲天然气供应危机
欧盟受自身资源条件限制，天然气供应长期依赖俄罗斯。根据IEA（国际能源署）统计［2］，2009年欧盟天然气供应中来自俄罗斯的资源比30%，2019年增至47%，2020年受全球LNG资源过剩、俄欧关系紧张等影响，俄气供应占比大幅下降至39%。另据bp统计，2021年欧盟27国共消费天然气3 961×108 m3，其中从俄罗斯进口1 466×108 m3（管道气进口1 323×108 m3，LNG进口143×108 m3），占欧盟总进口量的37%，德国天然气供应中约55%来自俄罗斯。
俄罗斯向欧洲输送天然气主要通过4条管道系统，分别是北溪1号天然气管道、亚马尔—欧洲天然气管道、过境乌克兰的联盟及兄弟天然气管道、过境土耳其的土耳其流及蓝流天然气管道。2022年2月俄乌冲突爆发以来，美国、欧盟等在经济、金融、能源等多方面对俄罗斯进行全方位制裁，欧盟竭力摆脱对俄气的依赖；同年3月初亚马尔—欧洲天然气管道彻底关停，6月中旬北溪1号天然气管道开始减少流量，7月底降至管道输送能力的20%，9月26号北溪1号天然气管道及建成待投运的北溪2号天然气管道遭到爆炸而无限期停输。至2022年底，俄罗斯向欧盟出口仅余过境乌克兰和土耳其的两条管道在运行，日输量下降至0.7×108 m3以下，同比降幅超过80%，管道气出口量全年共减少56%［3］。供应短缺导致欧洲天然气价格飙升，化工、冶金、玻璃、陶瓷、造纸等对天然气和电力依赖程度较高的企业纷纷缩减产量、关闭生产设施,甚至宣布破产，一定程度上引发制造业外流、服务业受限，加深了通胀压力，加剧经济形势恶化，是能源危机的典型体现。根据IEA的研究，2022年欧盟天然气消费量同比减少500×108 m3左右，其中约100×108 m3是由于天然气供应短缺因素导致［4］。欧洲天然气消费及从俄罗斯进口资源变化情况见图4。
图4 欧洲天然气消费及从俄罗斯进口资源变化情况
2.2 冲突导致全球LNG现货价格飙升
天然气上游勘探开发具有资金密集、投资强度大、风险高的特点，管道、液化工厂、LNG船舶等设施也需要大量的投资。为平衡买卖双方投资风险，LNG国际贸易中10年及以上长期购销合同占比超过70%。欧盟自2010年以来大力推动能源市场改革，引入竞争机制，增加用户选择的灵活性，天然气市场自由化程度非常高，批发价格由市场机制决定，叠加输配气费用后形成终端用户价格，因此大部分用户按月甚至通过现货市场采购天然气，大幅削减了长期采购合同。俄乌冲突爆发以来，俄罗斯大幅减停供气，叠加夏季高温少雨反常气候核电及水电出力下降带来发电用气需求增加，供应紧张推动欧洲天然气价格屡创历史新高，价格波动史无前例。被视为欧洲天然气价格风向标的TTF价格（荷兰产权转让设施天然气价格指数）三季度平均达到58美元/MMBtu，是过去5年同期平均水平的8倍多［5］，为同期相同热值下Brent（布伦特）油价的3.6倍，2022年8月26日TTF价格一度飙升至102美元/MMBtu历史最高点。
为填补俄气减停供应缺口，欧盟买家在全球大量抢购LNG现货，区域供应危机引发了全球性LNG供需严重失衡，同步推高了亚洲市场LNG现货价格。三季度亚太市场JKM（普氏日韩标杆指数）现货均价超过47美元/MMBtu，创有史以来最高季度水平，最高时飙升至70美元/MMBtu以上。欧洲市场需求增长强劲拉动下，美国加大LNG出口，造成本土供应价格上涨，三季度HH（美国亨利中心天然气价格指数）平均价格逼近8美元/MMBtu，系2008以来的最高水平。长期以来的“亚洲溢价”现象消失，2022年欧洲TTF价格指数达到40.8美元/MMBtu，相对亚洲JKM现货均价34美元/MMBtu高出约20%。欧洲的高溢价吸引了全球灵活性LNG资源转向欧洲市场，原本供应亚洲的部分长协资源在巨大的套利空间下也涌入欧洲。
进入2022年四季度，北半球冬季气温整体温和，主要经济体受疫情影响消费不振，叠加风力发电强劲，采暖、工业和发电用气需求低于预期，欧洲天然气库存充足，天然气价格呈现高位快速回落。2022年12月19日，欧盟理事会就TTF交易价格限制措施达成一致，将TTF近月天然气期货价格限制在180欧元/（MW·h）（折合约56.5美元/MMBtu），进一步加剧了TTF交易价格下行态势。预计未来3年欧洲市场在俄气退出带来的巨大需求缺口下，全球LNG供应整体处于紧张状态，几大区域市场价格中枢在2022年基础上大幅回落，但仍将处于较高水平。全球主要市场天然气价格变化趋势及与油价的对比情况见图5，图中“NBP”为“英国国家天然气交易中心天然气价格指数”、“WTI”为“美国西得克萨斯轻质中间基原油”。
图 5 全球主要市场天然气价格变化趋势及与油价的对比
2.3 冲突重塑全球天然气供应格局
俄乌冲突下，全球天然气贸易格局发生重大变化。根据欧洲智库Bruegel监测数据，俄罗斯至欧盟的管道气出口规模从2021年的1 483×108 m3减至2022年的654×108 m3，下降幅度高达56%［3］。为弥补俄气退出缺口，欧盟在全球范围内大量寻求LNG资源，2022年LNG进口规模高达1 370×108 m3左右，同比大幅增加了58%，其中约41%的资源来自美国；美国LNG出口超过1 100×108 m3，同比增幅超16%，其中近70%流向欧洲市场。地缘政治博弈下，俄气退出欧洲市场成为必然，由此带来的欧洲市场缺口及俄罗斯大量产能闲置将使得全球天然气供应格局进一步重塑，同时欧洲巨大的需求缺口将刺激北美、非洲、中东等主要资源国加大勘探开发投入从而增加产量和贸易量。
LNG方面，2022年欧洲大幅增加LNG供应，跃升为全球最大的LNG进口目的地，未来5 ~ 6年对全球LNG仍将产生虹吸效应，绝大多数灵活性资源将流向大西洋。美国作为全球第一大生产国，其灵活性LNG资源及新增能力约占全球三分之二，拜登政府已承诺2030年前向欧洲供应天然气规模增加到500×108 m3，将替代俄罗斯成为欧洲市场主要气源。除美国外，欧盟还在努力从非洲、中东地区增加LNG进口渠道，意大利、法国已与非洲的安哥拉、刚果共和国、尼日利亚新签订了LNG增供协议，未来非洲新增LNG产能恐将首先满足欧洲市场。俄乌冲突推升了中东在全球LNG供应格局中的地位，特别是天然气探明储量占全球13%的卡塔尔，开始“东张西望”追求价值最大化。2022年11月底，卡塔尔与德国签订了为期15年、自2026年起每年供应200×104 t的LNG合同。鉴于欧洲市场在气候中和目标下加速推进可再生能源替代，天然气消费需求快速下降，新的LNG采购合同一般不超过15年，亚洲市场将主要靠长期合约增强对资源国的吸引力，2022年11月中国石油化工集团有限公司与卡塔尔能源公司签订了为期27年、每年400×104 t的LNG进口合同就是很好佐证。
管道气方面，欧洲资源短缺首先促使挪威北海气田增产，但挪威天然气储采比已降至12.8，产能增加潜力有限。其次，促进北非和西非资源开发，增加向欧洲南部国家的管输气量。阿尔及利亚、利比亚、埃及和尼日利亚天然气资源较为丰富，探明储量约占全球的6%，现有4条天然气管道通往南欧，合计输气能力约1.93×108 m3/d，2021年整体运行负荷率仅为55%，存在较大的增供潜力，但需要加大对上游气田的勘探开发投入。2022年4月，意大利与阿尔及利亚签订了增供90×108 m3/a协议，相关国家还谋划建设自尼日利亚、尼日尔、阿尔及利亚至摩洛哥的穿越撒哈拉沙漠天然气管道。再次，将吸引更多里海周边国家天然气资源流向欧盟市场。2022年7月，欧盟与阿塞拜疆签订了战略合作谅解备忘录，计划通过“南部天然气走廊”自阿塞拜疆进口的管道气到2027年增至200×108 m3。新的供应安排下，欧盟已承诺投资扩建“南部天然气走廊”，同时还有意通过里海向东将管道延伸至土库曼斯坦，此想法若成功实施将影响土库曼斯坦天然气向中国的出口。
对于管道天然气主要出口国俄罗斯而言，面临美国等西方国家全方位制裁，西向出口欧洲的亚马尔—欧洲天然气管道、北溪天然气管道均已停运，过境乌克兰管道输量进一步下降，未来极有可能仅余土耳其流管道继续运行。2022年10月，俄土双方就建设“土耳其枢纽”达成一致意见，期待通过该渠道增加向欧洲南部供气。天然气是俄罗斯国民经济和外汇的主要来源，面对欧洲天然气战略调整，亟需为过剩的产能和丰富的资源寻找新市场，中国无疑是最现实和最优选择。在充分利用已建西伯利亚力量及中俄东线天然气管道基础上，俄罗斯正在积极推动建设中俄远东、中蒙俄“东方联盟”天然气管道，同时考虑利用中亚地区乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦等国现有管网设施向中国供气，甚至提出组建“三方天然气联盟”。此外，俄罗斯还在谋求与土库曼斯坦、伊朗、巴基斯坦合作，开拓南亚市场。
欧洲天然气供应短缺、价格高企带来一股新的投资热潮，特别是邻近的非洲地区。相关资料显示，bp、意大利埃尼集团、挪威国家能源公司、壳牌、埃克森美孚等欧美油气巨头响应制裁纷纷退出俄罗斯油气项目后，转而加大了在非洲的战略投资，开始重启或加速推进此前搁置的天然气上游开发及LNG项目［6］，由此将带动相关区域海上深水资源开发。例如bp与其合作伙伴计划加速开发位于塞内加尔和毛里塔尼亚的GTA项目(一期250×104 t浮式LNG液化设施2022年已投产)、Yakaar-Teranga（雅卡尔—特兰加）项目及BirAllah项目，以便向欧洲市场增加供应。意大利埃尼集团在非洲的天然气资产已作为“重点关注对象”，正筹划通过其在阿尔及利亚、埃及、尼日利亚、安哥拉和刚果（布）的项目；挪威国家能源公司、壳牌、埃克森美孚也将目光重新投向了其各自在莫桑比克和坦桑尼亚的LNG资产；bp在非洲拥有大量尚未开发的天然气资产，希望能够利用当前时机充分开发资源来应对未来可能出现的供应短缺。
3 欧盟应对天然气供给危机的主要举措
3.1 欧盟长期重视天然气安全问题
欧洲天然气高度依赖俄罗斯，鉴于俄罗斯与乌克兰曾在2006年、2009年、2014年由于气价、管道过境费、克里米亚事件等争端中引发向欧洲供气短供、断供问题，欧洲就天然气供应安全问题已经开展十余年的研究和立法工作，为本次俄乌冲突中天然气断供从近期到远期应对奠定了较好基础。
在研究层面，2007年德国经济研究所基于两阶段的博弈论方法，开发了欧洲天然气供应策略模型（GASMOD），主要功能包括对天然气交易市场决策的管理与优化，分析影响欧洲天然气供需平衡的系统瓶颈［7］。同年，科隆大学能源经济研究所基于运输、储存、生产成本的多目标优化方法，构建了天然气基础设施评估模型（EUGAS-TIGER），主要功能包括欧洲管网供气能力分析、管网输配方案优化、气源增输能力分析等，注重长时间尺度的经济效益评价分析而不是短时间尺度的冲突事件分析［8］。2008年，马里兰大学联同德国经济研究所、雪佛龙股份有限公司构建了欧洲天然气市场互补模型（MCP-model），基于多目标优化理论，通过对需求侧（欧洲天然气市场）及供应测（供应欧洲管道气资源及全球LNG资源）进行建模，对俄罗斯过境乌克兰的联盟及兄弟天然气管道供气中断情景进行模拟，并给出通过LNG资源和其他管道气资源的替代供应方案［9］。2008年，荷兰能源研究中心基于需求不确定性仿真和投资延期模型的天然气市场管理方法，建立了欧洲天然气市场仿真与风险评价模型（GASTALE-model），主要功能包括欧盟市场供气风险评价、欧洲天然气供应脆弱性分析［10］。2009年，欧盟委员会基于蒙特卡洛分析法（随机抽样法）提出了天然气供应系统风险分析模型（MC-GENERCIS）并开发了预警平台，能够对天然气供应短缺情景下各区域的风险进行定量评估［11］，从而实现对危机“概率”的预测。2010年，欧盟委员会联合研究中心能源研究所对MC-GENERCIS进一步改进，建立了天然气应急流向分析模型（GEMFLOW），该模型专为深入研究应急事件对天然气供应安全的影响而设计，是一种可用于处理天然气供应危机策略分析的技术工具，通过模拟类似事件可能的发展情况，寻找危机解决方案从而最大限度降低不利影响［12］。
在法律层面，2009年欧盟通过了内部天然气市场通则Directive 2009/73/EC等能源改革套案，旨在加快欧盟内部天然气市场一体化改革，同时制定了天然气管网准入规则（EU）715/2009，强调加强区域合作，避免跨境基础设施拥堵。2010年欧盟通过了天然气供应安全条例（EU）994/2010，据此所有成员国都制定了应对危机的预防行动计划和应急预案，确保在一定时期内居民家庭及其他受保护用户的天然气供应。2017年对上述条例进行了修订，颁布保障供气安全措施条例Regulation（EU）2017/1938。2022年，欧盟颁布跨欧洲能源基础设施条例Regulation（EU）2022/869，根据新的发展形势对之前出台的系列法案做了修订，规定了欧洲能源基础设施优先和重点发展的走廊、区域及互联互通等项目清单，以确保能源供应安全及2050年气候目标的实现。
3.2 欧盟近期通过供需两侧协同应对俄气断供
面对俄罗斯天然气供应大幅缩减，欧盟及其成员国从供需两方面入手多举措应对，平稳度过了2022—2023年采暖季。
一是提高库存水平。2022年6月27日，欧盟理事会通过Regulation on Gas Storage（欧盟天然气储存条例）［13］，要求成员国在2022—2023年冬季之前地下储气库库存至少达到库容的80%，同时要求各国2023—2026年提升至90%（欧盟27国储气库总储存能力1 144×108 m3，约为全年消费量的30%）。
二是建立额外的LNG再气化能力，加大LNG进口。扩建已有LNG再气化终端、租用FSRU（浮式储存及再气化装置），使2022—2023年采暖季再气化能力增加15%约250×108 m3/a。此外，欧盟委员会成立了能源平台工作组，代表欧盟对外开发和谈判新的能源供应来源，通过“组团”方式联合采购天然气，以增强合同谈判能力。
三是多样化进口管道气，增强区域内互联互通。2022年4月，意大利埃尼集团与阿尔及利亚达成协议，自2022年起逐渐增加管道气供应量，2023—2024年达90×108 m3；7月，欧盟与阿塞拜疆双方商定2022年自阿塞拜疆进口管道气量在上年81×108 m3基础上增至120×108 m3，远期2027年增至200×108 m3；9月底提前建成投产跨波罗的海天然气管道，每年可从挪威向波兰方向增加供应100×108 m3；在采暖季前启用多条内部联络管道，进一步促进欧盟内跨国气体流动，增强市场韧性。
四是发挥多能协同作用，重启燃煤电厂替代部分天然气发电。德国于2022年6月通过一项法令，拟重启10 GW已停止商业运营、进入电网储备状态的燃煤电厂（期限至2024年3月），荷兰宣布2022—2024年放宽燃煤电厂35%发电负荷限制，奥地利、法国、意大利也积极组织增加电煤库存，必要时增加火力发电量。
五是紧急立法主动削减用气需求。2022年7月20日，欧盟委员会提出Save Gas for A Safe Winter（安全过冬节约天然气计划）［14］并颁布了A European Gas Demand Reduction Plan（欧洲天然气需求减少计划）［15］，明确了减少天然气需求的主要措施、原则和标准，以保障家庭、医院等基本用户的供应、对欧盟供应链和竞争力至关重要的行业和部门的天然气供应，以及为经济社会提供基本产品和服务。2022年8月5日，欧盟理事会通过Proposal for A Council Regulation on Coordinated Demand Reduction Measures for Gas（关于协调减少天然气需求的理事会条例）［16］提案，要求各成员国2022年8月1日—2023年3月31日期间，自愿将天然气需求在过去5年平均消费量基础上减少15%（合计约450×108 m3）。
从2022年实际运行情况看，主动缩减需求、增加非俄罗斯天然气供应等举措，叠加四季度异常温和天气，2022年结束时欧盟储气库整体库存率仍高达83%，库存量相对过去5年均值高约13%，促使TTF价格震荡下行。2022年欧盟27国共进口LNG1 370×108 m3，同比大幅增加58%，超过中国和日本跃升为全球最大的LNG进口区域，其中灵活性现货和短期合同资源进口占比达35% ~ 40%［17］。
2023年，预计欧洲天然气供应仍将经历较为严峻的考验，主要基于以下考虑：一是俄罗斯管道气供应继续大幅减少，2022年供应约635×108 m3，新的一年预计降至200×108 m3以下，甚至有可能完全停止；二是受管道输送能力及气田上产限制，来自非俄罗斯的管道天然气进口预计仅能增加10×108 m3左右，几乎是杯水车薪；三是全球LNG新增供应能力有限，预计在230×108 m3左右，但中国市场在疫情过后有望恢复性增长，如果LNG进口需求回到2021年的水平（2022年中国LNG进口同比减少约200×108 m3），将占到全球LNG产能增量的绝大部分，从而与欧洲市场形成资源竞争，促使全球LNG供应延续紧张态势；四是2022年10月及11月欧洲天气异常温和，使得供暖季推迟近1个月，住宅和商用部门天然气需求同比大幅减少近30%，2023年这类反常性天气恐难再现。据IEA预计［5］，2023年欧盟可能有约270×108 m3的潜在供应缺口需提前采取措施，进一步减少用气或努力扩大资源来源。2023—2024年采暖季平稳度过后，欧洲新上LNG接收站陆续建成，来自北非、阿塞拜疆等国的管道气供应量有效增加，加上能源替代计划需求侧稳步减少，欧洲天然气供应紧张形势将趋于缓和。
3.3 中远期通过加快燃料多样化及天然气多元供应实现与俄气完全脱钩
欧盟长期以来就是全球应对气候变化的积极推进者。2019年12月，欧盟委员会提出The European Green Deal（欧洲绿色协议）［18］，正式宣布2050年前实现欧洲地区气候中和。2021年6月，欧洲议会和欧盟理事会通过European Climate Law（欧洲气候法）［19］,宣布2030年温室气体排放量在1990年基础上减少55%、2050年气候中和目标成为欧盟及各成员国的法律义务。为实现2030年减排目标，2021年7月欧盟委员会提出了名为Fit for 55（减碳55）［20］的气候能源一揽子政策框架，明确了2050年“气候中和”路线图。
俄乌冲突下天然气供应中断、价格飙升,进一步增强了欧盟能源转型的决心。2022年3月8日，欧盟提出REPowerEU（重新赋能欧洲）能源计划框架［21］，并于2022年5月18日获得欧洲议会及欧盟理事会通过，其核心是采取能源节约、多元化能源供应、加速发展可再生能源、增加投资等方式加速能源系统变革，构建更具有弹性的欧洲能源系统。计划提出，通过节能提效、终端用能电气化及加快发展生物甲烷、氢气、风光发电等，到2030年减少常规天然气使用1 440×108 m3，增加非俄罗斯资源供应600×108 m3，届时完全摆脱对俄罗斯天然气的依赖。
此外，全球能源危机促使欧洲认识到能源转型尚需平稳过渡，大力发展可再生能源还需要传统能源提供韧性和支撑。REPowerEU提出2030年前投入100×108欧元建设天然气基础设施，建立更具弹性的供气网络，增强供应多样化（见表1）。2022年7月6日，欧洲议会通过Commission Delegated Regulation（EU）2022（欧盟委员会授权条例2022）决议，同意将天然气及核能纳入可持续金融投资目录［22］，燃气发电、高效热电联产、区域热电冷联供等类型项目可获得欧盟数十亿欧元的资金资助，当然燃气发电项目获“绿色”分类需满足一定的碳排放条件。新的核能项目列入建设计划，如，波兰已选定与美国西屋电气公司合作，建造首座核电站并有进一步扩大的计划，瑞典正在推动修改法案允许建设更多核反应堆。
表1 REPowerEU 2030年天然替代实施计划 单位：108 m3
4 对中国天然气安全供应的影响及启示
4.1 中国天然气市场发展及供需格局
中国天然气消费持续稳步增长，在大气环境改善中发挥了重要作用。据《中国天然气发展报告（2022）》，2021年中国天然气表观消费3 690×108 m3，在一次能源消费结构中的占比升至8.9%［23］，2000—2021年天然气消费量年均增加165×108 m3，年均增速高达13.8%，天然气已成为支撑中国社会经济发展的重要能源。2022年，国内疫情多轮反复、经济增速放缓，特别是国际LNG现货价格暴涨等多重因素冲击下天然气市场消费下降，全年表观消费量3 663×108 m3，同比减少1.7%。
“双碳”目标下，中国天然气将在能源清洁低碳转型中持续发挥重要作用。中国政府已提出2060年非化石能源消费占比达到80%以上的目标［24］，能源供应体系将由以煤炭、石油、天然气为主体向以可再生为主体转型。然而，可再生能源发电存在不连续、不稳定、不可预测、不易储存的“四不”短板，以可再生能源为主的能源系统建设须配套气电、灵活煤电、抽水蓄能、电化学储能等多种方式并存的灵活调节体系。统筹考虑“双碳”目标、能源安全、资源禀赋、经济性等因素，“碳中和”目标下预计2035—2040年中国天然气消费将达到峰值6 000×108 ~ 6 500×108 m3，2060年天然气消费约为3 500×108 ~ 5 300×108 m3，在一次能源消费结构中占比10%左右，在新型能源体系建设中将发挥重要作用。
国内天然气供应保障能力不断提升，但仍需逐步扩大进口规模。“增储上产七年行动计划”推动下，国内天然气产量连续6年超过100×108 m3，2022年常规天然气、页岩气、煤层气及煤制气等产量合计2 227×108 m3，国产资源供应占比约60%，“压舱石”地位进一步巩固。据《中国矿产资源报告（2022）》，截至2021年底，全国天然气剩余探明技术可采储量为6.34×1012 m3，煤层气储量5 440×108 m3，页岩气3 660×108 m3，三者合计7.25×1012 m3，储采比为35。根据相关研究，中国天然气地质资源潜力约210×1012 m3［25］，目前整体探明率不足10%，仍处于勘探早中期阶段，2060年前具备持续年增5 000×108 ~ 9 000×108 m3探明储量潜力。预计2040年后峰值产量超过3 000×108 m3，并且有望稳产到2060年，叠加煤制气、生物质制气后，国内资源自主供给能力可保持在50%以上。若市场消费峰值按照6 500×108 m3、国内各类资源供应峰值按3 500×108 m3计，进口气规模需要从2022年的1 508×108 m3增至3 000×108 m3，在目前已落实进口中亚ABC线管道气资源约450×108 m3/a、中俄东线管道气资源380×108 m3/a、中缅管道气资源约40×108 m3/a、LNG长协资源约1 000×108 m3/a基础上，还需落实新增资源约1 100×108 m3/a，若考虑大鹏LNG等部分长期合同到期因素，资源采购需求将更多。
天然气基础设施建设稳步推进，但储气调峰能力仍是短板，需加快建设。在国务院促进天然气协调稳定发展意见指导下，中国基础设施建设不断完善，供应保障能力持续提升，形成“四大战略通道”+“四横四纵”管网框架。至2022年底，建成投产天然气主干管道总里程达到11.9×104 km，干线一次管输能力超过3 700×108 m3，中俄东线天然气管道南段泰安—泰兴段已于2022年12月7日建成投产，“北气南下”通道覆盖至长三角地区；国家石油天然气管网集团有限公司正在加快推进西气东输三线天然气管道中段、西气东输四线天然气管道、川气东送二线天然气管道等干线管道工程，远期天然气管道建设里程将达到18×104 km，一次管输能力有望达到8 500×108 m3/a。沿海已建成投产LNG接收站24座，总接收能力约1.1×108 t/a，环渤海、长三角、东南沿海一批LNG接收站正在扩建或新建之中，“十四五”末接收能力可达到2.0×108 t/a，远期有望超过3.0×108 t/a。全国共建成储气库25座，有效工作气量合计在200×108 m3以上，叠加沿海已建成近1 400×104 m3 LNG储罐（水容积）储存能力后，全国总储气能力约285×108 m3，约为消费量的7.8%，远低于欧盟30%水平。根据各省区消费需求、消费结构及用气波动规律估算，2035—2040年达到峰值需求6 500×108 m3时，季节调峰需求约600×108 m3，储气能力需求接近1 000×108 m3，额外储备需求约140×108 m3。储气能力薄弱是中国天然气供应安全的一大隐忧，需要千方百计加快投资建设节奏，增加供应的韧性和灵活性。
4.2 全球天然气供需格局变化对中国的影响
中国作为全球最大的天然气进口国，已深度融入全球天然气市场，在欧洲供应危机面前无法做到独善其身，主要影响体现在以下3个方面：
一是冲突可能导致中国天然气供给价格波动。近几年在清洁取暖和工业锅炉煤改气工程带动下，国内天然气需求快速增加，LNG供应的30% ~ 40%来自现货采购。海关统计数据显示，受国际市场影响，2022年中国LNG进口到岸均价为3.98元/m3，同比上涨了58%，东北亚LNG现货JKM报价大部分时间在30美元/MMBtu以上运行，三季度均值高达47美元/MMBtu。而国内工业和发电用户对价格较为敏感，高昂的进口价格对天然气消费形成明显抑制，全年表观消费量下降了1.7%，与同期煤炭4.3%、电力3.6%的增速形成鲜明对比，系40年以来首次出现负增长，除居民和采暖用气有刚性增加外，工业、发电、商业和交通消费全面萎缩，估算消费量分别减少45×108 m3、30×108 m3、24×108 m3左右（疫情对经济运行、交通出行的影响也是其中因素之一）。市场需求疲软反映在进口气量上，2022年中国LNG进口约876×108 m3，同比大幅下降19.5%，现货LNG购销严重倒挂也让进口商失去采购动力，全年LNG进口基本为长期合同。未来3 ~ 4年，随着后疫情时代经济恢复较高速增长，中国LNG现货的需求量将会恢复增长，全球LNG供应整体紧平衡状态和欧洲市场虹吸效应对中国天然气供需的影响将持续存在，可能会对中国LNG采购价格产生较大影响。
二是冲突给天然气安全供应带来新挑战。俄乌冲突中，美国为首的西方国家无底线制裁打击俄罗斯，甚至破坏能源基础设施，油气进口通道安全面临新的挑战。中国天然气进口规模大、对外依赖程度高，海外资源获取和运输安全均不同程度受制于他国，并且缺乏定价话语权。美国长期对华战略围堵，联同别国多方位封锁中国，频繁制造冲突事件加剧中国周边地区紧张局势，收割欧洲和俄罗斯后将有更充足的力量遏制中国。欧洲能源危机阴影下国内对油气供应安全焦虑上升，当前欧洲所经受的能源安全问题，中国也很有可能面临同样的挑战，俄罗斯遭遇的制裁打压模式也可能施加给中国。此外，欧盟竭力摆脱俄罗斯管道气，在全球范围内多方寻求替代资源，美国LNG将更多流向欧洲市场，中东和非洲LNG在亚太和欧洲市场寻找平衡，中亚土库曼斯坦资源也有可能被吸引到欧洲市场，从而对中国形成资源争夺，极端条件之下可能会由于供应不足直接影响中国天然气产业链的发展甚至“双碳”目标的实现。
三是冲突给中国扩大引进俄罗斯管道气提供新机遇。俄罗斯天然气资源丰富，探明剩余可采储量高达37.4×108 m3，全球占比20%。俄乌冲突下欧盟加快与俄气脱钩，特别是北溪1号和北溪2号天然气管道爆炸后西向出口欧洲的主要通道被切断，剩余两条尚在运行的过境乌克兰及土耳其的管道2022年底日输量下降至0.69×108 m3，还不到上年同期的20%。但是，天然气是俄罗斯经济支柱和外汇主要来源，其资源变现的内在动力不变，地缘政治变化迫使其调整出口战略，加快“东移南下”，中国市场是其最现实的选择。同时，在美国等西方势力联合打压下，俄罗斯的军事和经济实力遭受极大削弱，国际影响力日渐式微，战略上和经济上都将更加依赖中国，对中国的开放已扩大到矿产开发、工业制造、基础设施建设等领域，俄罗斯天然气工业股份公司在积极推动过境蒙古国向中国供气的“东方联盟”天然气管道项目前期工作，从而为中国增加俄气引进规模提供前所未有窗口期。另一方面，受欧洲市场大规模增加LNG采购影响，未来中国可能面临LNG资源获取难度大、获取成本高、中亚资源向欧洲战略转移的风险，相对沿海进口LNG，俄罗斯管道天然气在东北、华北乃至长三角地区整体上具有较强的竞争力，因此有必要抓住当前有利时机引入更多资源。
4.3 保障中国天然气安全供给的对策
面对天然气供应危机，欧盟从供需两侧发力、近远期统筹寻求对策，出台了一系列政策法规，给中国以很大启示和借鉴。党的二十大报告提出要增强维护国家安全能力，加强重点领域安全能力建设，确保粮食、能源资源、重要产业链供应链安全。新型能源体系建设需要天然气发挥“稳定器”和“调节器”作用，天然气产业还有广阔的发展空间。在加大国内基础设施建设，推动国内持续增储上产前提下，为应对海外资源供应的不确定性，提出以下对策：
一是构建海陆互济、适度宽裕的战略通道，提升资源多元化供给能力。从中国市场发展、自有资源增储上产能力看，未来天然气进口规模将达到3 000×108 m3左右，还需要在目前初步建成西北、东北、西南、海上四大战略通道基础上，按照“海陆相对均衡、适当留有裕量”原则进一步完善通道布局，提升资源引进能力和选择的多元性。海上通道方面，按照“相对集约、规模发展”原则，稳步推进沿海LNG接收站建设，构建环渤海、长三角、东南沿海三大LNG接收站群，远期接收能力达到3×108 t/a左右。同时，加强接收站与干线管网的联通，增强沿海与内陆、北方与南方联保联供能力。陆上通道方面，把握当前有利窗口期，加快推动俄远东天然气管道建设，扩大已建中俄东线天然气管道输气能力，布局新通道，远期总能力达到1×1011 m3规模，满足市场新增需求并作为2035年后中亚天然气管道、中缅天然气管道现有长协陆续到期后的接续资源；在中亚天然气管道ABC线实施基础上，结合中缅天然气管道等，在西北、西南形成近1×1011 m3输气能力。同时，吸取欧洲教训，通过优化线路走向、严格合同条款、人民币结算等方式尽可能降低风险。
二是建立国际资源采购和国内销售中长期合同机制，提升平抑价格波动能力。欧盟天然气市场化程度较高，供应商LNG资源采购多为10年以下中短期合同或现货，2021年秋冬季以来现货价格的飙升凸显了供应的脆弱性和敏感性。中国天然气进口以长协为主，定价公式与油价挂钩，在保供稳价中发挥了重要作用，2020年全球LNG价格暴跌大量现货涌入市场，采暖季现货LNG进口占比高达40%；但2021年冬季由于现货价格高企进口大幅减少，出现了较为严重的保供缺口。初步统计，目前国内各市场主体已签订的国际LNG采购合同2025年合计约1 075×108 m3、2030年约1 220×108 m3（考虑了2010年前建成的深圳大鹏、福建莆田、上海洋山港LNG合同到期因素），2035—2040年集中进入终止期。为此，可借鉴欧盟建立能源平台做法，国家在宏观层面根据供需形势统筹或“组团”采购天然气，以增强合同谈判能力、避免盲目进口或无序竞争带来市场混乱，引导和推进主要资源进口企业签订中长期采购合同，稳定资源供给和价格预期。另一方面，为了稳定进口、保障下游用户需求，还应借鉴煤炭行业保供经验，引导上游生产或供应商与下游大用户之间签订中长期供应合同，争取民生和重点企业80%的基本需求通过中长期合同覆盖，建立起产业链基于合同的联动机制；特别是电力行业，长期以来由于燃气电厂均没有签订有价格约束力的天然气中长期供应合同，燃气发电企业经常面临资源供应不足、气价高的困境，通过签订一定量具有照付不议条款和定价公式的中长期合同，既可避免资源短供或断供，也利用于电网提前优化调度，谋划气电与新能源融合发展。
三是大力实施储备工程，增强天然气供应系统的韧性。目前中国天然气总储存能力还不到消费量的8%，储气设施建设严重滞后于市场发展。加速推进地下储气库建设，攻关复杂盐穴储气库地质评价技术、多井型造腔设计及控制技术、复杂老腔评价与利用改造技术，以及含水层储气库的筛选评价技术等，制定储气库建设激励政策，在加快已布局废弃油气藏储气库建设的同时，推动一批盐穴、水层储气库，形成600×108 ~ 700×108 m3有效工作气量。加快沿海LNG储备基地建设，结合LNG接收站规划，按照“集约高效”原则，规模化布局LNG储罐，快速增强储备和应急调峰能力，国家在用地、用海等方面创造条件，形成300×108 ~ 400×108 m3储气能力。力争到2030年全国总储气能力达1 000×108 m3，以增强天然气供应的韧性和弹性。
四是加大天然气供应风险研究力度、健全法律法规，提升天然气安全分析和治理能力。风险研究方面，欧盟对于天然气供应安全问题已经开展十余年研究，为本次俄气断供事件从近期到远期应对奠定了较好基础。中国在这方面做得还很有限，需要加大天然气产业链安全和风险评估基础研究力度，提升应对供应危机的技术能力，通过模拟突发事件可能的发展情况，寻找危机解决方案从而最大限度降低不利影响。法律法规方面，欧盟从2009年开始陆续通过了Concerning Measures to Safeguard the Security of Gas Supply and Repealing Regulation（关于保障供气安全的措施和废止条例）、New EU Regulation on Gas Storage（欧盟天然气储存新条例）、Proposal for A Council Regulation on Coordinated Demand Reduction Measures for Gas、A European Gas Demand Reduction Plan、REPowerEU等一系列法律法规，对于本次从供需两侧发力应对天然气供应短缺问题，起到了非常积极的作用。中国围绕天然气产业链出台了一系列政策法规，现行天然气安全保供方面的规章制度主要有国办发〔2014〕16号《国务院办公厅转发发展改革委关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见的通知》，发改能源规〔2018〕637号《印发〈关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见〉的通知》，2022年3月发改运行规〔2022〕443号《国家发展改革委关于印发〈天然气管网设施运行调度与应急保供管理办法（试行）〉的通知》，但多为部门性规章，缺乏基础性法律（如能源法、天然气法），法律层级不高。天然气保供以行政性手段为主，通过多部门联席会、专题会及督查、约谈通报等方式协调相关企业，无明确的法律可依一定程度上导致供需失衡，保供责任不清，不利于国内增储上产、储存设施建设和资源引进，不利于天然气高质量发展。因此，需要加快天然气相关法规制度建设，将安全运行和保供稳价纳入法制化轨道。
