非洲天然气管网几乎不存在。机遇不在地下，而在合同之中。

四个数字看机遇

• 3× ——非洲的陆地面积约为美国的三倍。
• 约48万公里 ——美国天然气输送管道的总长度，而美国的面积仅为非洲的三分之一。非洲内陆在很大程度上仍是一张空白地图。
• 约10亿 ——仍在用木炭和柴火做饭的非洲人数。国际能源署（IEA）指出，这一差距与每年约81.5万人过早死亡相关。
• 超过三分之一 ——非洲所产天然气中，经由船运和海底管道出口的比例，而本土市场却供应短缺。

非洲的面积是美国的三倍。看看它的天然气管网：地中海沿岸和几内亚湾沿岸寥寥几条跨境管线，南部一条走廊，几张国家级管网，再加上沿海的液化天然气（LNG）终端，为远隔重洋的买家装船。美国在仅为非洲三分之一大小的国土上，运营着约48万公里的天然气输送管线。非洲内陆在很大程度上仍是一张空白地图。

一张空白地图可以有两种解读。它可以让您望而却步；它也可以告诉您：这些网络尚未建成——而基础设施网络只建一次，在一开始就建，所依据的条款将沿用一代人之久。谁先到场、交易如何架构，决定了这张管网最终服务于谁。这并非对回报的承诺，而是关于先后顺序的判断：合同先于管道。

需求毋庸置疑。在最近的某一年里，非洲所产天然气中有超过三分之一离开了这片大陆——以液化天然气形式装船外运，或经海底管道输往欧洲——而本土市场却供应短缺（能源研究所（Energy Institute），《世界能源统计年鉴》（Statistical Review of World Energy），2024年）。约十亿非洲人仍在用木炭和柴火做饭，国际能源署指出这一差距与每年约81.5万人过早死亡相关；即便在加速投资的情景下，预计2040年之前也无法实现清洁烹饪的普及（国际能源署，2025年）。拥有非洲最大天然气储量的尼日利亚，在2026年2月出口了其实际产量的约46%，而本国发电厂却面临燃料短缺（《今日报》（THISDAY），援引尼日利亚上游石油监管委员会（NUPRC）数据）。建有两座液化天然气出口厂的埃及，随着祖尔（Zohr）气田及其他国内气源产量下降，在2025年成为创纪录的液化天然气进口国——共进口约900万公吨、129船货，为其历史最高年份（标普全球普氏（S&P Global Platts））。

项目真实存在，且处于早期阶段

• 尼日利亚—摩洛哥（非洲大西洋）天然气管道：估算投资250亿至270亿美元，全长约6,000公里，年输气能力最高达300亿立方米（30 bcm）。西非国家经济共同体（ECOWAS）各国元首已于2026年7月签署政府间协议；目前正在组建项目公司和管道管理机构，为最终投资决策做准备。摩洛哥已与美国进出口银行（U.S. EXIM Bank）——该行已确认双方处于早期洽谈阶段——以及世界银行进行接洽（Semafor；Ecofin）。
• 跨撒哈拉天然气管道（尼日利亚—尼日尔—阿尔及利亚），投资100亿至130亿美元：阿尔及利亚段已于2026年开工建设；尼日尔段计划于2027年建设，尼日利亚段则单独推进（《管道与天然气杂志》（Pipeline & Gas Journal））。
• 一家新的非洲能源银行（由非洲石油生产国组织（APPO）与非洲进出口银行（Afreximbank）发起）正在筹建，初始资本约50亿美元，用于资助全球贷款机构日益审慎对待的项目（背景资料）。
• 在清洁烹饪方面，2024年峰会上共认捐22亿美元；截至2026年5月，已有近7.4亿美元在近30个国家落地投放（国际能源署）。

天然气就在那里。缺少的是架构——而这一架构的很大一部分，写在法规和合同之中。

地图为何依然空白

并不是因为没有天然气。真正起约束作用的是法律与商业层面的因素——坦率地说，这些也并非唯一的风险。先从法律结构设计真正能够改变的因素说起：

• 可融资性。迄今为止，没有任何一个横跨非洲大陆的项目顺利作出最终投资决策。贷款机构对化石燃料基础设施持审慎态度，而悬而未决的问题都属于合同层面：锚定承购、过境与主权风险的分配、施工排序（Pipeline Journal）。
• 承购与需求风险。坦桑尼亚液化天然气项目已谈判了十多年，仍未作出最终投资决策（FID）（Energy Intelligence）。赤道几内亚的Fortuna浮式液化天然气（FLNG）项目则是一个值得警醒的类似案例：它已签下承购方，却在融资崩盘后陷入停滞——承购与融资是两道独立的关口，一个项目必须同时通过。
• 法律碎片化。一条穿越十几个西非司法管辖区的管道，必须协调十几套监管制度、过境规则和争议解决体系——这正是我们非洲—美国交易和合同业务所专门应对的协调工作。
• 价格扭曲。尼日利亚电力行业的国内基准价格约为每百万英热单位（MMBtu）2.18美元（由尼日利亚中下游石油监管局（NMDPRA）确定，自2026年4月起生效）——因此生产商理性地选择出口，国内供气义务的履行率约为65%（Arise，援引尼日利亚上游石油监管委员会（NUPRC）数据）。

接下来，坦率说明结构设计无法改变的因素。萨赫勒地区和几内亚湾的安全形势、政治风险与过境国风险、货币与主权风险敞口、治理与反腐败尽职调查，以及长期的能源转型问题，在很大程度上都不是任何合同所能左右的。稳健的法律结构设计可以降低法律和商业风险，并建立使项目具备可融资性的合规与反贿赂控制机制；但它无法消除投资风险、无法保证获得融资，也无法化解地缘政治因素。这些障碍同时也是差异化所在。它们属于法律问题，而非地质问题——而这正是一家从事结构设计的律师事务所真正着力之处。

三大法律杠杆决定项目能否经久不衰

1. 有约束力的国内供应义务——以及切实可行的价格。尼日利亚《石油工业法》（Petroleum Industry Act）第110条允许监管机构设定国内天然气交付义务，并依据第110(8)条对供应不足处以每百万英热单位3.50美元的罚款（NUPRC Domestic Gas Delivery Obligation Regulations, 2022（尼日利亚上游石油监管委员会《2022年国内天然气交付条例》））。只有当国内价格使国内交付比出口船货更有价值时，这项义务才能真正发挥作用。定价就是交易本身——这正是为什么天然气销售协议和东道国政府协议的成败取决于附表中的数字。

2. 在出口合同签署之前，先为本国预留天然气。一国若将其依合同有义务交付的天然气挪作他用，便会使自身面临条约责任：在Unión Fenosa Gas v. Egypt（联合菲诺萨天然气公司诉埃及案）中，在向杜姆亚特（Damietta）工厂的供气被切断后，解决投资争端国际中心（ICSID）仲裁庭依据西班牙—埃及双边投资条约裁决赔偿约20.1亿美元（ICSID ARB/14/4；该争议后来已逐步了结）（Natural Gas World）。国内预留安排应当在一开始就写入产品分成合同，而不是在资本投入之后再通过重新谈判解决。

3. 跨境开放准入。第三方准入、过境费率和争议解决机制，决定了一条管道是服务于整个区域，还是只服务于单一买家。2003年的西非天然气管道框架是协调跨境监管的范本——单一的过境管理机构、统一的争议解决体系——尽管其自身的开放准入承诺仅部分得以实现。由此得出的教训是：应当从一开始就将容量释放和第三方准入条款纳入下一代项目之中。

非洲的天然气管网是一片大陆规模的绿地，而其需求早已超过供应。首要的问题——也是首要的机遇——不在地质，而在合同。

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资料来源

• 国际能源署（IEA）——Universal Access to Clean Cooking in Africa（《非洲清洁烹饪普及》，2025年）
• THISDAY——尼日利亚不顾电力危机出口超过45%的天然气（2026年3月，NUPRC数据）
• S&P Global Platts——埃及2025年液化天然气进口量创历史新高
• Semafor——西非国家经济共同体支持尼日利亚—摩洛哥天然气管道（2026年7月）
• NUPRC——Domestic Gas Delivery Obligation Regulations, 2022（《2022年国内天然气交付义务条例》，PIA第110条）
• Natural Gas World——Unión Fenosa Gas v. Egypt（ICSID ARB/14/4）
• Pipeline & Gas Journal——跨撒哈拉管道与尼日利亚—摩洛哥管道
• Pipeline Journal——非洲250亿美元管道项目面临的融资与安全风险

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