整个欧盟电力行业节省天然气的潜力有限，欧盟地区正设法为应对一个可能缺乏俄罗斯供应的冬季而做相应准备。

　　减少发电用天然气消费量是欧盟委员会“节省天然气，安全度过冬季”计划指出的主要减需来源之一。

　　以德国为例，最佳情景中8月初至冬末的电力行业天然气用量将有可能削减66%。然而，2021年发电用天然气在德国全国天然气需求总量中占比仅为11%。德国发电用天然气需求远远低于工业和住宅用户的合计需求——该情况适用于许多欧盟国家。因此，专注于降低其他行业的消费量或将更有助于实现欧盟委员会的目标。

　　德国发电和供热行业的天然气用量

　　来源：Destatis、彭博新能源财经（注：可替代天然气需求指德国撤销关闭煤电厂计划后，通过燃料转换可潜在减少的最大天然气量。Residual gas/剩余天然气指2018至2021年，用于供热的最低月均天然气需求。）

　　欧盟成员国于7月26日达成一项政治协议，将在8月1日至明年3月底期间削减天然气用量。此项承诺基于欧盟委员会7月20日出台的“节省天然气，安全度过冬季”一揽子计划，该计划要求减少天然气需求，降低欧盟对俄罗斯的依赖，确保今年冬天具备充足的天然气供应。该计划提出一项自愿性目标，即每个成员国的天然气需求相对2016-2021年平均值减少15%。然而，如果委员会触发“欧盟警报（Union alert）”，或如果至少五个成员国同时宣布天然气供应成为国家紧急事件，上述目标将可能转为强制实施。

　　根据该计划，天然气消费的削减主要由工业和发电贡献。电力方面，委员会指出燃料转换是减少天然气用量的关键机制。德国等成员国已经采取与委员会计划一致的措施——更多相关内容，请查看《德国重启10GW煤电将使发电用气量减少52%》。

　　电力行业可以开展燃料转换的程度有限。彭博新能源财经设计了一个煤炭情景，分析德国恢复6.9GW煤炭及1.6GW石油发电装机容量后，燃料转换可以实现的最大潜力。该情景显示，2022年8月至2023年3月，燃料转换可替代的德国电力行业天然气平均需求最高达到2，500万立方米/日，相当于减少了66%的需求。彭博新能源财经认为德国的剩余天然气需求最低为1，300万立方米/日。在此基础上，电力行业天然气用量任何幅度的进一步减少将要求暂停供热相关流程——住宅和工业供热均包括在内。

　　经济性驱动的燃料转换也可能在未来几个月内承压。今天，燃煤电厂无疑较燃气电厂成本更低。7月，在德国运营一家燃煤电厂的成本较燃气电厂平均少233欧元/MWh（合计237美元/MWh）。然而，市场环境可能发生变化并促使上述成本差缩小，甚至存在逆转的潜在可能。以下两个因素可能会导致上述成本逆转。第一，全球煤炭需求上升，将推动欧洲煤价上行——更多相关内容，请查看《全球煤炭月报：俄罗斯减供天然气将提振煤炭需求》。第二，整个欧洲的燃煤发电增加将使碳排放配额的需求面临压力，如果政策制定者不作干预，碳价将有可能因此上行。

　　除“气改煤”燃料转换以外，欧洲的燃气发电耗气量依赖诸多其他因素。可再生能源或核能等其他发电来源的供应能够产生巨大影响——更多相关内容，请查看《五大不确定因素可使欧洲燃气发电耗气量增加或减少9%》。欧洲内部各天然气市场之间的差异和政策多样性也对天然气用量产生影响。

　　例如，历史上，法国约80%的发电依赖核能和水力发电。然而，年初至今，法国核能和水力合计发电产出的平均值为20GW，仅占发电总量的38%，较过去五年的前七个月均值少10.5GW。国内发电量减少，促使法国在2022年成为电力净进口国；同时，向法国出口电力的欧盟成员国的电力行业天然气用量也因此增加。

　　在英国，液化天然气（LNG）进口能力过剩——而可用的天然气储存能力无法达到相应水平——已经推动该国气价相对欧洲大陆价格水平下跌。因此，英国电力行业的燃气量已经增加，促使该国成为电力净出口国——更多相关内容，请查看《英国以在燃气电厂燃烧发电形式向欧洲出口天然气》。在西班牙，政策发挥的作用与英国基础设施瓶颈在当地所产生影响相同。5月，西班牙政府出台一项发电用天然气价格上限。这人为地导致西班牙电价下跌和燃气发电成本下降。因此，7月西班牙燃气发电量增长至10.3GW，较1月增长32%，主要原因是政策推动了燃气发电以及向法国的电力出口。

　　燃料转换程度、替代供应来源的可得性和政府干预，均对电力行业可以节省的天然气用量产生影响。然而，发电在欧盟天然气用量中所占份额相对较小，这成为该行业减少整体天然气需求能力的最主要限制因素。因此，对欧盟成员国和欧盟委员会来说，转向住宅和工业领域来进一步取得进展至关重要。