非洲地区对欧洲天然气供给或将显著增长

文 | 李宁

供职于国家管网集团液化天然气接收站管理公司市场部

侯明

供职于中国石化石油勘探开发研究院规划所

进入2022年后，俄乌、俄欧间的油气地缘风险持续恶化导致“北溪2号”天然气管道投产搁浅、“北溪1号”管道因9月底在波罗的海海域爆炸而无限期停供。在现阶段欧洲本土能源生产“去化石能源”转型的关键时期，进口管道气供应稳定性显著下降，推动欧洲气价持续高位运行。

为弥补自俄罗斯进口管道气缺口，欧洲不得不通过在全球范围内采购LNG提高供给水平。在此背景下，地理位置距离欧洲相对合理、天然气资源禀赋良好且近年来屡有重大发现的非洲地区，未来或将具有对欧洲增供天然气的较好潜力。

非洲地区是现阶段

欧洲天然气供给的重要来源

非洲地区天然气资源禀赋相对较好。根据2022年版BP能源统计数据，该地区天然气探明储量约为12.9万亿立方米，略低于北美地区的15.2万亿立方米，但大幅高于欧洲地区的3.2万亿立方米。

此外，受经济发展水平、地缘政治等因素制约，与中东和北美等地区相比，非洲地区油气勘探程度相对较低，特别是在北部沙漠和环非洲海域等区域。

从产量和出口量的角度看

2021年，非洲地区天然气产量为2575亿立方米，消费量为1644亿立方米，天然气生产主要分布在阿尔及利亚、埃及、利比亚和尼日利亚等国家。

从出口的角度看，2021年非洲地区天然气出口总量965亿立方米，其中，管道天然气出口总量380亿立方米，对欧洲天然气出口量为372亿立方米，较2020年增长48.1%；LNG出口总量585亿立方米，2021年对欧洲天然气出口量为327亿立方米,较2020年增长11亿立方米。

从基础设施的角度看

天然气管道方面，非洲已有4条天然气外输管道自北非地区通往欧洲，包括从阿尔及利亚通往西班牙的Maghreb和Medgaz两条管道，从阿尔及利亚通往意大利Transmed管道，以及从利比亚通往意大利的Greenstream管道，合计总输送能力约1.93亿立方米/日。

但从管道负荷率上看，2021年上述4条管道均未满负荷运行，其中，设计输送能力最大的Transmed管道负荷率不足60%，Maghreb和Greenstream两条管道管道负荷率均在50%以下，仅Medgaz管道接近满负荷运行。另据埃尼公司披露信息，其近期已签署输送规模约0.25亿立方米/日的供气协议，计划于2023-2024年间通过Transmed管道增加向欧洲输送天然气，也将进一步提高该管道的利用率。

LNG加工能力方面

截至2022年上半年，非洲地区共有阿尔及利亚、埃及、尼日利亚、赤道几内亚、安哥拉和喀麦隆6个国家拥有在产液化天然气出口项目，合计液化加工能力6700万吨/年，欧洲也是其加工出口的主要方向之一。

已获批在建项目

有利于欧洲天然气供给多元化

根据伍德麦肯兹公司预测，非洲地区现有LNG项目在2030年前或将出现“先升后降”局面。

其中，在阿尔及利亚，近期在哈西鲁迈勒油气田附近撒哈拉沙漠中新发现天然气可采储量，计划于2022年底形成接近1000万立方米/日的产量规模，将推动该国LNG出口量在2025年前小幅增长；但Ain Tsila等气田开发进展缓慢或将导致阿尔及利亚LNG出口量在2025年后出现显著降低。

在埃及，尽管来自以色列Tamar和Leviathan两个气田的进口管道天然气将在2025年前推动埃及LNG出口量保持小幅增长，但随着未来数年内该国国内天然气消费量的快速增长，预计2025年后埃及LNG出口量也将明显减少。

但非洲地区2022年前获批新建3个项目将显著提高该地区LNG生产能力和对欧洲天然气出口能力。其中，埃尼公司在莫桑比克北部海域附近的Coral浮式LNG项目，预计今年第四季度正式交付产量，该项目产能为340万吨/年，是非洲地区第一个浮式LNG项目，也是全球第一个深水浮式LNG项目；BP和科斯莫斯等公司在毛里塔尼亚和塞内加尔海上交界处合资开发的Tortue浮式LNG项目一期工程，预计将于2023年建成投产，也将带来245万吨/年的产能规模；尼日利亚国家石油公司与埃尼、道达尔、壳牌等国际石油巨头共同投资的尼日利亚LNG项目第七条液化生产线，预计将于2026年后投产，该项目产能为770万吨/年，投产后将使该国LNG年产能水平提升35%至3000万吨/年。

此外，埃尼公司收购刚果Tango浮式LNG项目进一步提升了非洲地区LNG生产能力。今年8月，埃尼公司宣布从比利时Exmar公司收购刚果Tango浮式LNG项目，使其成为埃尼公司在刚果Marine XII浅水区块天然气开发项目中的重要部分，并增加非洲地区LNG生产能力约200万吨/年。一方面，埃尼公司和刚果政府就项目运行设计的财税条款达成协议，并约定加快液化天然气项目开发；另一方面，埃尼公司采用了New Fortress能源公司的LNG装置模块化生产技术，预计将推动该浮式LNG项目投产日期提前至2023年，建成后将部分增加对欧洲LNG出口能力。

非洲地区中长期天然气

出口增长具有较大潜力

LNG出口方面

首先，毛里塔尼亚和塞内加尔具有未来向欧洲地区稳定出口LNG的较好潜力。一方面，毛里塔尼亚和塞内加尔两国近年来政局稳定、经济发展势头较好；另一方面，两国在西部海域合计拥有约1.42万亿立方米的深水天然气储量，Yakaar-Teranga、Bir Allah等深水气田具有良好储量规模且距离欧洲相对较近。

在此区域内，BP公司与其合作伙伴科斯莫斯公司等计划扩建的Tortue二期工程仍将为浮式LNG项目，预计将于2027年开工，设计产能270万吨/年；计划新建的Orca-Bir Allah浮式LNG项目预计将于2028年开工，设计产能为260万吨/年，主要供给方向均为欧洲市场。

其次，几内亚湾和莫桑比克拟新建LNG项目具有一定发展潜力。几内亚湾上游天然气资源丰富，目前有赤道几内亚LNG项目正在运营中，其产能规模约410万吨/年。受欧洲市场天然气需求以及国际LNG价格预期上涨等因素影响，几内亚湾区域内部分前期因上游天然气资源和投资等不落实而进展缓慢的LNG项目，未来或将加快推进。其中，赤道几内亚的Fortuna浮式LNG项目计划于2027年开工，设计产能250万吨/年；喀麦隆的爱丁德LNG项目计划于2028年开工，设计产能120万吨/年。

莫桑比克预期新建3个LNG项目。其中，Coral项目二期工程设计产能250万吨/年，仍将采用浮式LNG开发方式，预计将于2026年建成投产；位于莫桑比克阿丰吉半岛的莫桑比克LNG项目，设计产能1310万吨/年，预计将在2026年前建成投产；Rovuma LNG项目设计产能1520万吨/年，但至今未获得最终投资决定，预计将于2031年建成投产。

此外，坦桑尼亚可能在2030年后形成较大规模LNG新建产能。今年6月11日，坦桑尼亚政府与由挪威国家石油公司和壳牌公司签署了框架协议，计划在该国林迪省开发2个LNG项目，坦桑尼亚政府称上述项目将于2025年完成最终投资决定。其中，壳牌公司及其合作伙伴Medco能源公司、Pavilion能源公司拟开发坦桑尼亚LNG（1区块）项目，挪威国家石油公司及其合作伙伴埃克森美孚公司拟开发坦桑尼亚LNG（2区块）项目，2个项目设计产能同为750万吨/年，均计划于2033年前后建成投产。

管道气出口方面

在现阶段欧洲地区天然气价格处于高位波动的大背景下，部分非洲资源国通过管道向欧洲出口天然气计划再度被提上议程。

其中，尼日利亚联邦执委会于今年6月批准尼日利亚国家石油公司与西非国家经济共同体签署谅解备忘录，计划建设从尼日利亚到摩洛哥的长度超过6000公里的天然气输送管道（NMGP），并以此以向西班牙等欧洲国家外输天然气。尼日利亚石油资源部表示，该天然气管道将经过15个西非国家，最终向西班牙和欧洲输送天然气。目前，NMGP管道项目仍处于前期规划阶段，建设规模、建设费用和建设时间表均未明确。

尼日利亚还于今年7月底与尼日尔、阿尔及利亚共同签署谅解备忘录，计划建设跨撒哈拉天然气管道。该管道规划长度为3800公里，设计输送规模300亿立方米/年，拟将天然气由尼日利亚经尼日尔输往阿尔及利亚，最后通过阿尔及利亚现有管道运往意大利和西班牙等欧洲国家。

非洲地区天然气出口增长

面临多重风险

一是资源国及邻国间油气地缘政治风险。以尼日利亚和摩洛哥政府共同倡议建设的NMGP管道为例，该管道最终实现由尼日利亚向西班牙等欧洲国家供气，需要途径14个西非国家，极易成为相关国家平衡地缘政治的“筹码”，因此未来管道建设与维护运营难度较大。此外，阿尔及利亚与摩洛哥两国近期关系紧张，2021年8月，阿尔及利亚因摩洛哥支持本国分裂势力以及西撒哈拉领土问题，与摩洛哥断绝外交关系并关闭了途径摩洛哥通往西班牙的Maghreb输气管线。此类事件如果再度发生，将严重影响非洲地区对欧洲天然气出口增长。

二是非洲国家天然气需求增长风险。根据BP能源统计数据，近十年来东非、中非和西非地区年均天然气需求增长分别高达10.8%、7.5%和8.6%，增速居于全球范围前列；北非地区的阿尔及利亚和埃及两国近十年来年均天然气需求增长分别为5.5%和2.6%，2021年消费量已分别高达458亿立方米和619亿立方米。非洲本地区天然气资源国与消费国的需求增长，将导致非洲天然气在相同经济条件下优先实施本地区供给，也将影响对欧洲及其它地区天然气出口。

三是部分在建和拟筹建LNG项目面临安全风险。其中，2021年至今，“伊斯兰国”极端组织对莫桑比克部分地区实施多起袭击，道达尔公司因此宣布暂停在该国阿丰吉半岛运营设计产能1310万吨/年的莫桑比克LNG项目，至今仍未复产。尼日尔三角洲附近区域2021年存在高达近50万桶/日大规模的偷油活动，导致部分油田生产停滞，进而导致部分伴生气产量减少，对区域内部分LNG等项目上游天然气供给或将产生一定影响。

四是开发成本与商务运行风险。以坦桑尼亚2个LNG项目为例，一方面，项目上游气源为海上深水天然气开发区块，距离位于陆上的液化生产线距离较远，天然气开发及输送成本相对较高，将对项目收益产生较大影响；另一方面，坦桑尼亚2个LNG项目距离莫桑比克LNG项目距离仅120公里，在较小范围内存在多个产能规模较大且出口目标市场相似的LNG项目，或将在商务运行上存在风险。

五是欧洲地区能源转型风险。从短期看，欧盟提出的《欧洲廉价、安全、可持续能源联合行动》等方案，计划通过天然气进口多元化等方式，降低对单一进口油气来源的过度依赖；从中长期看，预计欧洲各国必将加速推进面向新能源的转型发展，在摆脱对单一来源进口化石能源依赖的同时，进一步巩固其实现“碳中和”目标的雄心。由于天然气管道和LNG项目建设与投资回收周期相对较长，一旦欧洲地区能源转型获得突破，将大幅降低对天然气的消费需求，这也对现阶段以欧洲为主要出口目标市场的非洲天然气管道和LNG建设项目投资决策影响较大。