非洲天然气发展迎来前所未有的机遇

从资源禀赋看，根据2022年版《bp世界能源统计年鉴》，非洲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，特别是在非洲北部沙漠和环非洲海域等区域。近10年来，国际石油公司对非洲地区油气勘探投入持续加大，一批规模较大的整装气田获得发现，如道达尔公司在南非海上奥特尼夸盆地（Outeniqua）2019年发现的布鲁尔帕达（Brulpadda）气田，可采储量约5685万吨油当量；2020年发现的卢佩德（Luiperd）深水大气田，可采储量1.25亿吨油当量。

从计划新建产能看，在近中期，非洲地区2022年前获批新建的3个项目面临开发风险相对较小，将显著提高该地区LNG生产能力。其中，埃尼在莫桑比克北部海域附近的科洛尔（Coral）浮式LNG项目，今年第四季度正式交付产量。这个项目产能为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年产能提升35%至3000万吨/年。

在中长期，一是毛里塔尼亚和塞内加尔具有未来稳定出口LNG的较好潜力。在此区域内，bp与合作伙伴科斯莫斯公司等计划扩建的Tortue二期工程，预计于2027年开工，设计产能270万吨/年；计划新建的Orca-Bir Allah浮式LNG项目预计于2028年开工，设计产能为260万吨/年。二是几内亚湾和莫桑比克拟新建LNG项目前景具有一定不确定性。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。莫桑比克预计新建3个LNG项目，Coral项目二期工程设计产能250万吨/年，预计于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。三是坦桑尼亚或将在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Equinor和壳牌公司签署了框架协议，计划在坦桑尼亚林迪省开发两个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。两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。

笔者认为，尽管非洲地区未来LNG出口增长面临较好机遇，但受本土天然气需求持续增长、LNG项目建设存在困难以及欧洲地区能源转型等因素综合影响，其未来发展也将面临较大挑战。

首先，非洲地区天然气需求增长将直接影响LNG出口增长。根据《bp世界能源统计年鉴》数据，近10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%，增速居于全球前列；北非地区的阿尔及利亚和埃及两国近10年来年均天然气需求分别增长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。非洲地区天然气需求的增长，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，也将影响对欧洲及全球其他地区天然气出口活动。

其次，非洲地区部分在建和拟筹建LNG项目面临一定开发风险。一是上游资源风险。在几内亚湾，埃克森美孚公司及其合作伙伴退出尼日利亚OML104区块，对区域内Fortuna浮式LNG等项目上游天然气供给或将产生一定影响。二是开发成本与商务运行风险。以坦桑尼亚两个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，坦桑尼亚两个LNG项目距离莫桑比克LNG项目仅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。三是油气东道国的安全风险也不容忽视。

最后，欧洲地区能源转型或将对非洲地区LNG出口带来颠覆性风险。从中长期看，预计欧洲各国必将加速推进能源转型，在摆脱对单一来源进口化石能源依赖的同时，也将进一步巩固实现碳中和目标的雄心。由于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建设项目投资决策产生较大影响。