后危机时代，欧洲天然气行业的投资困境和转型出路

 图源：Pixabay

俄乌冲突爆发已近一年半，欧洲天然气危机终于不再频频出现在新闻媒体的头条标题。拜市场机制触发的高气价和暖冬所赐，欧洲不再缺气了。

虽然渐渐淡出了公众视野，但天然气行业仍然处在后危机时代的阴霾当中——过去一年，紧急筹备的液化天然气（LNG）进口项目多有落地投产，而长期气源投资规划又必须兼顾欧盟未来十年、十五年、二十年相当严格的气候目标。行业如何夹缝生存？

事实上，自称“过渡化石燃料”的天然气在整体能源转型里一直处于一个尴尬的位置——前有煤炭、石油的能源消费份额要挑战，后有可再生能源的追击。国际能源署（IEA）最新发布的2023年能源投资报告就专门列出了欧洲天然气投资的困境 [1]。在后疫情复苏和2022年能源危机的影响下，预计全球清洁能源投资增长比传统化石能源投资快9个百分点（分别是24%和15%）。在清洁能源领域，投资增长主要由可再生发电和电动汽车驱动。

而单从油气行业的现金流流向来看，油气企业在化石燃料领域的投资比重在逐步下降。2022年布伦特原油均价达到每桶101美元，是自2013年来的最高水平。相比2020年的均价每桶40美元，2021年的均价每桶70美元，油气行业整体净收入翻了一番 [2-3]。但其中只有不足一半的现金流回到了化石燃料投资，这是历史上首次化石行业对勘探和开发的投资不足总现金流的一半 （图1）。

图1 化石能源现金流投资比重，图源IEA

剩下的现金流大部分都被用于偿还贷款和股东分红。这一方面是疫情时期融资的后遗症，另一方面也体现了股东在能源转型呼声渐高的环境里对上市油气企业施加的压力。作为传统能源行业的巨头，不少油气企业虽然也尝试参与能源转型，试图维护在能源领域的地位，但根据IEA的统计，他们在清洁能源方面的投资仍然不足传统化石能源投资的5%——传统油气龙头投身能源转型，目前看来仍是雷声大雨点小。

虽然油气行业本身对清洁能源的投资相比行业整体微不足道，但全球清洁能源投资和化石能源投资之间增长速率的对比依然能够体现全球能源行业投资风向的缓慢逆转。

天然气投资，进退维谷

即使在这样投资方向大逆转的背景下，针对天然气，无论是上游的勘探开发还是中游的运输设施投资，依然维持着较快增长。全球天然气供应格局去年在地缘政治的冲击下发生了一次重新洗牌——由于输欧俄气的大量减供，其他的重要产气国都在努力创造条件，希望至少中短期内在欧洲这样一个重要的天然气市场有所收益。

IEA预计2023年全球维持天然气供应的投资会增长160亿美元，比起2022年的280亿美元增长有所回落，但保持投资已经一反疫情前的缩减。此前的2019年和2018年，天然气行业中上游开发投资分别缩减了460亿和250亿美元。

欧洲的能源危机无疑是天然气行业逆势而行的最大推手。过去一年，欧洲紧急宣布了多个液化天然气进口项目。根据各项目公开资料，2022年，欧盟天然气进口能力已经快速增加了520亿立方米每年，规划今年又新增1190亿立方米的年进口能力。不少搁置多年的液化天然气项目得到推进。德国的威廉港LNG进口项目已经讨论了至少二十年，迟迟得不到投资决定。因为去年的危机，临门一脚，上了建设筹备的快车道，去年十二月投产，成为德国历史上第一个投产的LNG进口项目。

除了中游的液化天然气进口设施投资，各大油气公司和行业机构也在谋求进口气源的上游增产。不少毗近欧洲的产气国希望借机加大投资，甚至引进投资。阿塞拜疆总统在六月初到访欧盟议会的时候就曾介绍，已经有至少十个国家在过去一年半里向阿塞拜疆提出要加购该国的天然气，或者是希望开展天然气出口合作。

但与液化天然气项目相比，管道气项目灵活性差，难以在欧盟气候目标的时间和政策框架下获得批准。欧洲各大油气公司仍在寻求推进临近欧洲的气源项目，但进展缓慢。意大利几大能源企业已轮番向意大利国会报告地中海东部，连接塞浦路斯、希腊、意大利的海底天然气管道项目的利弊。一方面，这个地区的海上气田潜力大；但另一方面，项目开发和使用周期长，投资和施工难度大，即使是在几个龙头能源企业之间，也没办法对该项目的可行性达成共识。

新项目开发之外，原本计划关停的天然气项目也一再推迟。荷兰原本计划关停已经处于衰退期的格罗宁根气田，因为天然气危机的影响一再推迟。其国内天然气管道运营商多次游说政府，认为在未来两年内仍有必要保留格罗宁根的部分产能，保证在严寒天气下，国内气田可以参与保供。

欧洲的天然气投资也引发了一系列社会讨论和政策辩论。德国政府波罗的海沿岸原本雄心勃勃的LNG进口项目规划就因为环保团体的质疑和反对，被迫重新考量 [5]，最后在智库的研究指导下缩减规模。德国政府的早期方案本来包括在靠近卢布明港附近的进口枢纽用四座浮式LNG接收站。但这个计划遭到了当地居民的反对，认为会对旅游业和生态环境带来太大的负面影响。

德国政府的整体LNG进口规划也遭到了环保团体的反对 [4]。他们认为政府在能源安全危机的背景下夸大了未来十到十五年的天然气需求预测，规划只会导致德国在未来十到十五年的能源转型关键期里，在化石能源基础设施的长期投资中越陷越深。于是政府针对卢布明港的规划从四座接收站设施减少到三座，整体LNG进口能力的规划从七千万吨每年降至将近五千万吨每年。

意大利的浮式设施也面临着类似的困境。设施运营商Snam与当地政府协商后，保证浮式设施只在当地停留运行三年，三年后必须另觅他址 [6]。

价格强信号

在行业的气候转型目标、政府的能源安全考虑之外，天然气投资以及更大范围的油气行业对化石能源的投资很大程度上依然是受市场机制决定的。

根据IEA的统计，在去年欧洲能源危机引致的高价格环境下，全球液化天然气出口能力投资进程加快了一倍。根据能源咨询公司伍德麦肯兹统计，美国作为新兴的液化天然气出口大国，在2022年一共有六千五百吨/年的LNG出口产能由出口设施开发商敲定了最终投资决定（Final investment decision），这个数字在2021年还是一千八百五十万吨/年，可谓一扫行业疫情前的投资疲态 [7]。这背后正是因为俄乌冲突后，不少公司和国家急于锁定长达十五到二十年的长期采购协议。采购协议的签订最终促成出口项目的融资和投资决定。

虽然美国能源信息署（EIA）新的短期能源展望预计，由于短期天然气价格回落，2023年美国天然气生产会有所放缓 [8]。但EIA也预计，2023年下半年天然气价格会因为供应减少和美国发电用气需求有所回升，2024年平均气价预计会上升至3.4美元每百万英热左右。

天然气行业的价格信号虽然不可能在极短期内导致供应增加，但在一个正常运作的市场环境下，价格信号仍然是油气行业投资的风向标。

就拿EIA对德州东北部的Haynesville气源结构的测算为例 [8]，Haynesville是美国第三大天然气生产基地，因为毗近美国墨西哥湾沿岸的LNG出口设施，是美国重要的天然气出口气源地。根据EIA的测算，在平均气价2.5美元每百万英热的水平下，Haynesville结构里可开采的天然气气量目前是在3.7兆立方英尺（相当于近1050亿立方米气态天然气） [9]。如果价格水平上升至5.15美元，可开采天然气气量会陡升至64兆立方英尺（相当于1.8兆立方米）；价格若上升至8.5美元，这个数字会进一步飙升至116.2兆立方英尺（相当于近3.3兆立方米）（图2）。

图2 可开发气量预期随气价上涨而上升，
作者制图

目前的低价环境，除了有美国去年冬天天气、储气库库存水平等因素的综合影响，一定程度也是去年高价环境开采投资上升，产出增加的结果。

同样的商业逻辑也主宰着欧洲天然气设施的投资决定。主导欧洲液化天然气进口设施投资的依然是商业公司。虽然在去年能源安全危机的背景下，政府对项目审批和招商引资提供了各种协助，但进口设施项目本身依然需要保证长期可行性和盈利性来吸引投资。

拉脱维亚曾经在去年规划过一个LNG接收站建设项目，拉脱维亚政府基于国家能源安全考虑，把这个项目列为了国家紧急项目。波罗的海沿岸地区以及芬兰由于历史原因，长期依赖俄罗斯天然气进口。去年冲突爆发之后，这些国家也首先宣布终止俄气进口。拉脱维亚和芬兰相继公布了自己的LNG接收站建设规划。但最终因为项目投资方要求拉脱维亚政府为项目第一年运作的运营盈利做出担保，被政府拒绝，项目投资未能继续开展 [10]。

北欧因为天然气需求相对小，季节性强，且港口面临冬冻的问题，预期LNG接收站的使用率较低。这些考虑都会影响项目的长期盈利和运作可持续性，所以北欧的接收站项目长期受到投资方的种种质疑。波罗的海沿岸在冲突爆发之初只有立陶宛一个LNG接收站，以及来自波兰有限的管道联通，为整个区域提供天然气。芬兰的Inkoo接收站在重重质疑下，终于在今年第一季度开始运营 [11]。目前2023-24年度的接收窗口预定只占整体窗口的一半，反映市场需求平平 [12]。

欧洲内部的经济和地理差异也进一步体现了天然气资产投资的商业逻辑。已经投产以及正在建设的天然气设施大部分靠近西欧主要的天然气市场，而去年的高价环境体现了这几个主要天然气市场的需求。价格信号为长期投资提供方向。

随着短期气价的回落，新的市场信号似乎对油气设施的长期投资提出一个重要的问题：欧洲还需要那么多的天然气吗？甚至，一个更加激进的问题也浮出水面，长期来看，欧洲还需要天然气吗？

欧洲工业用气自从去年九月骤减后，一直未能恢复到冲突前水平。八月底的北溪管道事件导致气价狂飙，不少工业企业宣布减产或停产。也有化工巨头如德国巴斯夫宣布由于能源和人工成本高企，战略性逐渐转移在欧洲的投资生产。即使如今气价已经恢复到冲突前水平，工业用气依旧因为宏观经济因素恢复疲软。

另外，欧洲居民和商业服务业的总体用气量在冲突之后有实际性下降，这当中既有价格因素主导的行为改变，也有推广节能设备和措施的影响。

短期来看，欧洲依然需要消化俄气进口减量的后遗症。根据欧洲天然气管道设施运营商联盟（ENTSOG）相关运输节点数据和欧洲天然气设施（GIE+）平台上的储气库历史注气数据，在需求和去年大体相同的情况下，俄气减量会在今年造成一个大概60亿方的气量缺口 [13-14]。当然，这60亿方或许可以通过需求侧的调节完全消纳，但天气、发电等等诸多不确定风险依然存在。

如果欧盟进一步收紧对俄罗斯能源进口的限制和制裁，甚至禁止欧盟国家进口俄罗斯液化天然气，这个气量缺口可能会进一步扩大。欧洲快速扩建的LNG接收能力，就是为了缩小这个气量缺口，希望以多样化渠道的液化天然气进口来替代俄气。

但长期来看，欧洲天然气需求依然处于结构性下行中。在综合标普和Wood Mackenzie的数据后，壳牌在2023年的全球液化天然气前景展望报告中预测，欧洲天然气需求会从2022年的5000亿立方米左右稳步下降至2025年的4500亿左右，再到2030年的4100亿左右（图3） [15]。

图3 在管道气供应不发生显著改变的情况下，LNG在欧洲气源的比重会在未来7年逐步上升

图源：Shell

管道气供应在2021年占天然气需求的八成，2022年下降至三分之二，而这个比重预计在2030年会进一步下降至一半。该预测估计，俄罗斯管道气将不会在2030年前恢复至冲突前的供应水平，而欧洲其他管道气源也将逐步缩减。

在管道气供应符合目前合理预期的情况下，即使欧洲整体天然气需求下行，液化天然气需求仍有一定的上升空间。这或许能在中期未来论证相关设施的经济性。

从长期液化天然气的供应来看，欧洲能源企业也在积极谈判进口协议。但长期协议往往十五年、二十年起步，有可能会与欧盟长远气候目标失调。根据IEA按照最理想减排情形的测算，欧洲在2040年大约只会每年消费2600亿立方米天然气，光是欧洲本土天然气生产就能满足将近一半的需求。如果欧洲供应商签下持续二十年的供应协议，就必须要对这些供应在2035年后的去向提前做好准备。

意大利驻孟加拉国大使最近在接受孟加拉媒体访问时透露，意大利能源企业有意与孟加拉国家石油公司合作，向孟加拉出口液化天然气。这位外派大使的发言正体现了欧洲能源企业和欧盟内部的能源安全困境：既要争取长期稳定的化石能源进口协议，又要防止锁定化石能源长期投资阻碍欧洲达成其气候目标。最重要的是要保持一定的商业灵活性，在欧洲可能不需要那么多天然气的未来，保留将天然气出口到别的市场的可能性。

氢能，天然气资产的毒药抑或是回春药？

夹在短期能源需求、长周期的商业投资、长期气候目标的失调和矛盾中，欧洲天然气企业必须谋求下一个投资方向。而氢能不失为优解之一。

绿氢受天然气领域青睐的最重要原因是同为气态燃料，如果能在生产、运输和应用规模上有所突破，氢能可以为现存的天然气运输和储存资产延长寿命。

几个在欧的液化天然气接收设施都打着未来转型至绿氢进口设施的旗号，尝试躲过自身与长期气候目标不符的质疑和指责。德国威廉港和荷兰伊姆斯港的天然气进口设施都号称已经为氢能和氨能主导的能源未来做好了准备。

欧盟境内的新管道项目也大都必须考虑未来运载氢能的可能性。意大利管道运营商Snam计划扩充跨亚得里亚海管道容量，提升从阿塞拜疆进口天然气的管输能力。这是一条由东向西，源起土耳其希腊边境，横跨希腊、阿尔巴尼亚，在意大利南部登陆的在运营天然气管道。作为项目的策划者，Snam尤其强调新的管道会从建设材料上考虑未来氢能的发展可能，项目会在2040年左右转型，用来运载氢气。

连接南北欧的项目亦如此，必须跻身于更广阔的氢能愿景。六月初，意大利、奥地利和德国的天然气系统运营商已经基本同意新建一条从德国至意大利的气体管道，用以运输天然气和氢气。

但把延长天然气管道资产经济寿命的希望寄托在氢气上，还有许多技术问题需要攻破。撇开氢气的实际应用场景、安全日常使用等问题不提，作为一种分子结构更小的气体，氢气要求的管道气密性比现有的天然气管道建造标准要高。长期暴露在高浓度氢气环境下的钢制运输管道容易出现硬度下降、脆度上升的问题，即所谓的“氢脆”现象。这意味着仅仅要把天然气管道改造成输氢设施，天然气行业还会需要不小的资金投入。

同样，把目前欧洲的地下天然气储气库改造成氢气储气库同样也是挑战重重。在气体高压运行的储存场景下，氢脆现象会加速发生，会快速损耗储气库的地上压缩设施。大部分情况下，这类改造可能需要把储气库的全部地上设施推倒重来，而针对高压环境下搬运氢气的技术研究目前仍然非常有限。

而在地下，不同储气库类型又面临不同的考验。常规气田改造的地下储气库往往气密性不足以储存氢气。气田改造和地下蓄水层改造的地下储气库都会面临细菌污染的问题——以氢气为养料的细菌在代谢后会产生伤害储气库内部结构的物质。在较深且温度较高的旧气田里，可能可以通过高温环境防止细菌污染，但一切都还在探索阶段。

由盐穴改造的地下储气库，虽然在英国已有小范围工业用氢领域的尝试，但在规模和灵活性上，依旧无法和现存的商业天然气地下储气库同日而语。

同时，相对热值的问题也意味着氢能的应用会需要新建更多的管道和储存设施。在同等体积下，氢气的热值只是天然气的三分之一。根据奥地利储气库运营商的测算，即使把欧洲全部储气设施改造成氢气储气设施——技术上非常难实现的情况——2050年欧洲只能实现一半的氢能储存能力目标。

当然，在一切氢能愿景中，最重要的因素仍是绿氢的制备能力和潜在使用场景。欧盟提出要在2030年建成一千万吨每年的绿氢制备能力，同时也要有一千万吨绿氢的进口能力。国家也各自提出了雄心勃勃的绿氢发展计划。罗马尼亚最近提出要在2030年建成接近4吉瓦的电解氢制备能力，远远超出东欧其他国家的计划——邻国保加利亚的目标是1吉瓦，希腊目标1.2吉瓦，土耳其目标建成2吉瓦。但罗马尼亚首先需要建造相匹配的可再生发电能力。目前政府的规划是新增8吉瓦的可再生发电能力，专供绿氢制备。而截至今年一月底，罗马尼亚的风电和光伏发电装机容量仅在4.4吉瓦左右。

欧盟也在积极为境外绿氢项目提供资金。水电资源充足的南美国家，如智利、巴西，都有绿氢制备和出口项目获得了来自欧洲投资银行的贷款支持。

最快可以大规模使用绿氢的行业是本来工业生产中就需要用氢气作原料的行业，譬如化工和炼化行业。从燃料的角度来看，氢能还是有大规模安全运输的问题。也因为安全考虑，在居民用气领域，电能目前仍是比氢能更好的替代品。

总而言之，氢能的确是欧洲天然气行业目前讨论的一个热门。但希冀用氢能投资来延长天然气资产寿命，让现存的天然气运输管道资产能在能源转型的未来依然有用武之地，考虑到目前的技术限制和制度缺失，依然存在不少困难和挑战。

希望这些对氢能的讨论，不单单是通过描绘一个以清洁能源为主导的超现实转型未来，以模糊焦点，规避转型的实际重担。