原标题：欧洲天然气市场形势中期展望

文/朱岩岩马俊金羽翔，中海石油气电集团有限责任公司，国际石油经济2025年第3期

1研究背景：欧洲天然气市场供需形势剧变，LNG采购规模显著提升

2021年以来，欧洲天然气市场供需形势和价格走势发生剧变，主要表现在4个方面：

1）此前作为欧洲天然气供应基石的俄罗斯管道天然气数量较之前锐减，在2025年1月1日过境乌克兰管线断流后，目前仅剩土耳其溪管线仍在运行；

2）此前欧洲在国际液化天然气（LNG）市场中主要扮演平衡器角色，但在输欧俄罗斯管道气量锐减后，为弥补该部分资源缺口，欧洲开始大规模增加LNG进口数量；

3）为进一步降低进口俄天然气大幅下降带来的影响，欧洲开始大力提倡节约用气，各部门用气量较此前均有明显下降；

4）欧洲天然气价格屡创新高，2022年曾经一度维持在100欧元/兆瓦时以上，且价格波动性较之前大幅提高，2023年2季度后欧洲天然气期货TTF单日收盘价格虽然未再突破60欧元/兆瓦时，但价格整体仍位于历史高位。

经历了上述剧变后，LNG在欧洲天然气供应中所占的份额显著提升，已成为除挪威管道气之外的又一供应基石，欧洲天然气市场与国际LNG市场的关联性空前增强。

在此背景下，结合欧洲“重新赋能欧盟”（RE Power EU）计划实施情况和最新动向，基于国际LNG市场中期供应形势，本文系统剖析2025—2030年欧洲天然气市场供需中期变化，以期更为清晰地认识这一重要区域天然气市场未来演变图景。

2欧洲“重新赋能欧盟”计划实施情况和最新动向

乌克兰危机爆发后，在此前“适应55”（Fitfor55）政策的基础上，2022年5月欧盟提出了“重新赋能欧盟”计划，旨在通过节约能源、能源供应多样化、加速清洁能源转型和加大投资力度等手段，推动建立更有弹性的能源体系和真正的能源联盟，并迅速降低对俄罗斯化石能源的依赖。该计划中多项措施显著影响之后的欧洲天然气市场供需情况和基础设施发展。

根据2024年4月欧盟发布的官方报告，“重新赋能欧盟”计划执行两年来取得了较好效果，其中涉及天然气的部分主要有如下几点：

1）截至2024年3月，欧盟天然气需求总量较此前下降18%，高于此前的15%目标；

2）俄罗斯天然气（包括管道气和LNG）在欧盟天然气进口中所占份额显著下降，从2021年的约45%下降到2023年的约15%；

3）7座LNG接收站快速投产，显著解决西北欧地区LNG接收站瓶颈限制。

在新能源布局方面，“重新赋能欧盟”计划同样取得丰硕成果，2023年欧盟风电和光伏发电装机容量分别较2021年增加33吉瓦和96吉瓦，相当于同期节约240亿立方米的天然气资源消费。

随着美国总统特朗普积极推动俄罗斯与乌克兰和谈，欧洲可能会对“重新赋能欧盟”计划中重点提出的“2027年与俄罗斯化石能源脱钩”这一目标有所松动。特别是近期欧盟决定推迟原定于2025年3月26日发布的俄罗斯化石能源淘汰路线图，更是引发市场对这一动向的猜测。

部分市场观点认为，鉴于特朗普的外交风格，放松对俄罗斯管道气和LNG出口的限制或将成为俄乌停战协议中的可能选项。从目前俄罗斯天然气供应欧洲的情况看，虽然俄罗斯管道气在欧洲天然气供应中的占比已不足5%，但欧洲仍然较为依赖俄罗斯LNG。初步统计数据显示，2024年俄罗斯是欧盟的第二大LNG供应来源国，欧盟进口的俄罗斯LNG数量超过1500万吨，达到历史最高水平。

虽然欧洲对俄罗斯天然气资源的态度可能有所变化，且“重新赋能欧盟”计划中的部分规划目标有可能无法如期实现，但整体看，该计划对于欧洲天然气市场中期整体发展方向仍然有较强规划和指引作用，并决定了中期欧洲天然气市场可能呈现的主要特征。

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3全球LNG市场供应中期展望

3.1从2025年开始全球LNG项目将迎来一轮投产高峰期

全球LNG项目具有投资周期性特点。回顾过去近10年全球LNG项目情况，2016—2018年为投资低谷期，仅有约3500万吨/年的LNG项目产能实现最终投资决策（FID），从2019年开始整体进入投资高峰期，有近2亿吨/年液化产能已达成最终投资决策。

根据项目相关信息，结合部分机构预测，这一轮投资高峰期推动的新项目将从2025年开始逐渐投产，2026年投产项目产能可能出现峰值，本轮产能释放将持续至2028年或者更晚，投产项目主要来自美国和卡塔尔。其中，2025年预计投产的项目主要包括美国PlaqueminesT1-20（第1至第20条生产线）、加拿大LNGCanadaT1（第1条生产线）和美国CorpusChristiLNGStage3T1-3（第1至第3条生产线）（见表1）。

3.2各地区在建LNG项目投产前景不同，部分项目存在延迟风险

分地区看，北美地区（包括美国、加拿大、墨西哥）在建项目产能最高，但部分项目存在一定延迟风险。美国已投产6个LNG出口项目，总产能约为8400万吨/年，其在建项目产能超过6600万吨/年。若均如期投产，加上目前试运行的部分产能（Calcasieu Pass LNG和Plaquemines LNG）以及一些有望在近两年实现最终投资决策的项目，预计到2030年前后美国LNG出口能力将逼近甚至超过2亿吨/年。由于劳动力市场短缺、融资成本增加、项目大幅超预算等问题凸显，部分项目存在一定的推迟投产风险。以Golden Pass项目为例，在其承包商（Zachry）申请破产重整后，该项目投产时间已从2024年推迟至2026年。

中东地区扩建项目建设推进较为平稳，延迟风险较低。卡塔尔LNG扩建项目相对较稳定，且目前尚无推迟建设等负面消息，项目推进较为平稳。在建的2个扩建项目分别是北方气田东扩（North Field East, NFE）项目（3600万吨/年）和北方气田南扩（North Field South, NFS）项目（1600万吨/年），上述项目完全投产后，卡塔尔年供应能力将提升至约1.25亿吨/年。

非洲地区在建项目存在较高风险。受当地政治环境影响，过去数年莫桑比克区块1项目（1280万吨/年）无法开工建设，投产时间一再推迟，最新情况仍不明朗，进一步延期风险偏高。

目前俄罗斯在建项目仍受制裁影响。因美国政府制裁，俄罗斯北极2号LNG项目（1980万吨/年）投产和建设均受到明显影响，2024年初已建设完工的第一条生产线目前无法正常出货，第二条生产线建设进度缓慢，第三条生产线尚未开工。随着俄乌和谈开始启动，该项目的命运可能迎来转机，但存在较大不确定性。因此在上述全球LNG项目预计投产情况中，暂未考虑该部分产能。

亚太地区新增供应有限。当前亚太地区在建项目仅有澳大利亚PlutoLNG项目第二条生产线（500万吨/年）和马来西亚ZFLNG项目（200万吨/年），因此区内新增供应有限。

虽然上述部分项目存在一定延迟风险，但整体看，不会改变中期国际LNG市场将迎来新增产能爆发期这一基本判断。

4欧洲天然气市场需求中期展望

欧洲“适应55”和“重新赋能欧盟”等相关能源规划提出的中期天然气需求削减目标较为激进，即使是相对保守的“适应55”计划，到2030年欧洲天然气需求也要下降至约3700亿立方米的水平。通过对欧洲各部门天然气需求的系统梳理，本文认为，虽然中期欧洲天然气市场需求整体将呈现下降趋势，但降幅可能不会达到上述规划目标，预计2030年欧洲天然气市场规模为3800亿～3900亿立方米。

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4.1居民及商业用气

作为欧洲最大的天然气消费部门，欧洲的居民及商业用天然气需求中期存在一定上涨可能，预计2030年达到约1700亿立方米。主要受两个因素推动：一是随着中期气价从当前偏高水平逐渐回落，过去数年高气价对居民及商业用气需求的抑制将逐渐减弱；二是使用天然气可能仍将是欧洲最主要的房屋供暖方式，热泵取暖份额的增加将主要取代石油供暖。

“重新赋能欧盟”等一系列能源规划提出了较为宏伟的热泵发展计划。根据2024年4月欧盟发布的官方报告，2022年热泵销量实现显著增长，达到275万台；2023年热泵销量略有下降，至约250万台。根据该报告的评估，欧盟需要将此后每年的部署速度增加1倍以上，即从2025年起每年需要售出近600万台热泵，才能实现2030年气候目标所需的热泵部署数量。但是热泵安装技术较为复杂，相较于传统燃气或燃油取暖系统，热泵安装时间需要更长，且目前欧洲市场具备专业安装技术的工人数量不足，叠加交货时间长和零件不易获取，热泵发展速度存在一定下降风险。因此，上述热泵发展计划目标很可能最终无法实现。

虽然热泵能够显著降低能源消耗和减少温室气体排放，但由于其购置成本较高，部分使用煤炭或石油进行房屋取暖的需求也会有转向使用天然气的倾向。因此，虽然热泵在房屋取暖方式中所占比例会持续增长，但主要取代的是石油取暖的份额，对天然气所占份额冲击不大，天然气取暖仍将是欧洲最主要的房屋供暖方式。

4.2电力部门用气

中期看，欧洲电力需求仍有一定增长空间，随着未来数年煤电逐渐退出，作为电力结构中唯一的化石燃料发电，气电将是欧洲电网维持稳定和灵活性的关键。同时，风电和光伏发电的蓬勃发展将显著冲击天然气发电需求和气电在电力结构中所占份额，到2030年左右，欧洲天然气发电需求和气电占比可能将分别降至约1200亿立方米和约15%。

因经济增长放缓和能源价格偏高，2022年和2023年欧盟电力消费量与上年相比分别下降约2.8%和3.3%，欧盟电力消费量一度倒退至20年前水平。这一下滑趋势在2024年终于停止。根据国际能源署（IEA）的数据，2024年欧盟电力消费量回升至约2613太瓦时（与上年相比增长约1.4%），主要受数据中心（Data Centers）、热泵和电动汽车用电需求增长的推动。根据多家机构研究结论，2030年前欧洲电力消费量将呈现缓慢恢复和增加态势，但也存在包括经济增长不及预期、能源密集型工业承压，以及交通及取暖部门电气化放缓等风险因素，可能导致欧洲电力消费量增长进一步放缓。

2010年以来，欧盟煤炭发电量整体呈现下降态势。虽然受俄罗斯天然气供应下降和气价高企影响，2021年和2022年欧盟煤电出现明显反弹，但2023年开始重新恢复下行态势，2024年继续下跌约15.7%，至269太瓦时。预计这一趋势将在未来数年延续，2028年后煤电将基本退出欧洲电力供应版图。未来两年欧洲煤电淘汰可能使得同期天然气发电量和其在电力结构中所占份额有所上涨。

在欧洲绿色协议（European Green Deal）和“重新赋能欧盟”等一系列政策的推动下，从2021年起，风电和光伏发电装机容量大幅上涨，欧盟风电和光伏发电均呈现强劲增长态势，2024年欧盟风电和光伏发电量分别达到477太瓦时和304太瓦时，其中风电发电量已连续两年超过气电，光伏发电量首次超过煤电。中期看，风电和光伏发电装机容量将持续增长，因此欧洲风电和光伏发电量将延续当前强劲增长势头，前文提到的未来两年气电增量最终在2030年左右将被风电和光伏发电所占据，届时风电和光伏发电将在欧洲电力供应中占据半壁江山。虽然2030年前后气电发电量和所占份额整体将呈现萎缩态势，但在未来风光发电占据主导地位的电力供应体系中，具有灵活性强、响应速度快、可靠性高等特点的气电仍将继续发挥重要作用。

4.3工业用气

过去数年的高气价对欧洲工业用气需求冲击较大，一些工厂的关闭或迁出导致部分工业用气需求降低，预计中期欧洲工业用气需求难以恢复，或将维持在目前的900亿立方米水平，甚至存在进一步下行风险。

2021年，欧洲工业用天然气需求集中在化工和石化行业、非金属矿行业（水泥、玻璃、陶瓷等）和食品饮料行业，三者所占比例近60%。2022年以后受到冲击的主要是能源密集型行业，包括化工和石化行业、钢铁行业和非金属矿行业等。部分工厂选择永久性关闭或者迁出欧洲至用气成本更低的地区。中期看，这种情况较难出现转机，欧洲工业用气需求规模较难恢复到此前的1100亿～1200亿立方米水平。

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5欧洲天然气市场供应中期展望

5.1欧洲自产气整体将呈现下降趋势

欧洲自产天然气供应主要来自英国、荷兰、罗马尼亚和其他国家（包括德国、波兰、意大利和丹麦等）。中期看，除罗马尼亚自产气外，其他自产气产量均面临下降的局面。

受上游勘探开发活动相对有限和相关气田储量下降等因素影响，中期英国自产气产量将呈现下降趋势，甚至存在锐减的可能。根据北海转型管理局（North Sea Transition Authority）的预测，到2030年英国自产气将显著下降至170亿立方米。目前欧洲最大的气田格罗宁根气田已基本关闭；荷兰仅剩部分小气田在运营，结合荷兰政府相关机构预测，预计该部分产量将从当前的约110亿立方米/年下降至2030年的约40亿立方米。得益于NeptunDeep项目将于2027年投产，罗马尼亚天然气产量将明显上涨，有望从当前的约90亿立方米/年上涨至2030年的约130亿立方米。

5.2俄罗斯管道气将继续通过土耳其供应至欧洲市场，过境乌克兰管线断流后仍有可能恢复，其他管线恢复的可能性偏低

目前，俄罗斯管道气仅靠土耳其溪管道运往欧洲，俄罗斯管道气在欧洲天然气供应中的占比已相对较低。中期看，尽管存在各种不确定性，但输往欧洲的俄罗斯管道气较难出现明显恢复。土耳其溪管道大概率将持续运营，俄罗斯也将最大化利用其管容能力向欧洲客户供气。

俄罗斯天然气过境乌克兰的管线于2025年初开始断流，如果接下来俄乌相关谈判取得一定进展，该条管线流量也可能出现部分恢复。虽然市场出现了相关讨论，例如北溪1号和2号项目可能回归，但目前看其他俄罗斯天然气输欧管线恢复的可能相对偏低。

5.3挪威管道气量仍将是欧洲天然气供应的基石

挪威管道气供应量仍将保持稳定，且其在欧洲天然气供应中的重要地位将进一步巩固。通过延长现有上游油气田的寿命和降低运营成本，挪威管道气能够实现持续以较高水平供应至欧洲。挪威仍有部分新的油气田开发和投入生产，包括Troll油气田第三阶段和北海地区的Breidablikk油田等。预计到2030年左右，挪威管道气的年供应规模仍将保持在1000亿立方米以上。如果中期天然气价格进入低价周期，部分挪威天然气产量可能将被用于注入油气田以提高原油采收率，但该部分气量规模相对偏小。

5.4北非管道气将基本保持现有供应水平

乌克兰危机爆发后，意大利自阿尔及利亚进口管道气需求（通过“跨地中海天然气管道”）有所增长，帮助意大利填补了部分俄气供应缺口，2022年和2023年基本保持在220亿立方米/年水平。结合管道气供应合约情况，中期看该部分气量大概率将保持现有供应水平，虽然2028年左右部分合约将到期，但续签的可能性偏大。西班牙自阿尔及利亚进口管道气的需求也将保持平稳态势，约85亿立方米/年。

5.5阿塞拜疆管道气量将持续增长，但实现翻番目标面临较大挑战

安纳托利亚天然气管道项目（TANAP）和跨亚得里亚海天然气管道项目（TAP）于2019年和2020年投产之后，阿塞拜疆输送到欧洲的气量迅速提升，目前其供应水平保持在合同量之上，2023年约为119亿立方米。中期看，阿塞拜疆管道气将延续增长态势，预计到2030年增量约为20亿立方米。主要受限于阿塞拜疆国内气田上游投资不足和南方天然气走廊扩建停滞等因素影响，较难实现之前提出的200亿立方米/年的出口目标。

5.6欧洲生物甲烷产量将显著增长，但难以达到“重新赋能欧盟”计划提出的中期目标

根据哥伦比亚大学全球能源政策中心的数据，2022年和2023年欧盟生物甲烷产量分别约为34亿立方米（按照国际能源署数据推算）和40亿立方米（按照Cedigaz数据推算）。由此可见，当前欧洲生物甲烷产量与“重新赋能欧盟”计划中提出的2030年达到350亿立方米的目标相差甚远。考虑过去数年的平均增长率水平，预计欧盟生物甲烷产量将保持快速增长势头，2030年有望达到100亿立方米的年产量规模。

5.7预计中期欧洲LNG供应整体仍需保持在偏高水平

在欧洲天然气需求不会出现大幅下降，以及欧洲其他供应气量整体变化相对有限的情况下，预计欧洲LNG进口量仍需保持在偏高水平（1亿吨/年以上规模）。考虑到中期国际LNG市场将迎来新增产能爆发期，即使亚洲特别是一些新兴市场可能会出现明显的LNG增量需求，中期欧洲LNG需求也将得到充分满足。

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6总结

1）中期欧洲天然气市场供需形势将逐渐转为宽松，欧洲气价将逐渐回落。基于上述国际LNG市场中期供应形势展望和欧洲天然气市场供需中期展望，因国际LNG市场将迎来供应增长高峰期，预计从2025年起欧洲天然气市场将进一步转向平衡，2027年后可能出现供需形势宽松局面。随着市场供需形势逐渐转向宽松，欧洲气价也将从当前偏高水平开始回落，2027年以后有望回归到2021年之前水平。

2）LNG对欧洲天然气市场仍将具备供应基石和市场平衡双重属性，在欧洲天然气需求不出现大幅下降和供应气量整体变化有限的情况下，预计欧洲LNG进口仍将保持1亿吨/年以上规模的偏高水平。考虑2030年国际LNG市场将迎来新增产能爆发期，中期欧洲LNG需求将得到充分满足。

3）中国企业应高度重视欧洲天然气市场动态并制定相应策略。中期看，作为重要的区域市场，欧洲天然气市场供需形势变化将对国际LNG市场产生重要影响。建议密切跟踪和研判欧洲天然气市场变化，加之对亚太LNG市场已有较为深入的了解，中国相关企业有望更为稳健地开展国际LNG资源贸易运作。