自 1970 年以来，欧洲天然气价格受到市场自由化、供应稳定性、经济危机和地缘政治事件等因素的共同影响。天然气价格经历低-中-高气价的波动周期，定价机制由成本加成模式过渡到挂钩油价，再演变至气-气竞争模式。价格驱动因子的权重常随时间变迁。首先，供应稳定性始终是天然气定价的基石，苏联解体后，地缘矛盾多次影响市场供应预期和价格，甚至在2022年演变为极端冲击，最终体现为市场力量与政治博弈的平衡。近些年来的高气价，暴露了欧洲在面对单一供应商时的系统性风险。
随着后俄乌冲突时代，全球天然气市场进一步融合，预计TTF 与JKM的价差将收敛。与此同时，欧洲推动“去俄化”，非洲和中亚天然气供应通道的建设相对滞后，可能导致区域性高溢价仍长期存在。
1.1、1970-2000 年：长期合同背景下的价格演进
1970-2000 年期间，欧洲天然气市场经历了深刻的变革与发展，这一时期涵盖了能源危机、地缘政治格局变化、技术进步以及能源结构转型等重要阶段，初步塑造了欧洲天然气市场的现代格局。
1970-1990 年：阶梯式价格变化
欧洲天然气产业的突破始于 1959 年荷兰格罗宁根气田的发现和开发，北海油气勘探的序幕由此揭开。欧洲主要天然气消费国对国外油气的依赖得到一定程度的缓解。此时的天然气市场处于发展初期阶段，早期国家间定价尚未统一，荷兰高度垄断资源供应。在 1970 年之前，市场主要采用成本加成定价模式，即天然气价格基于生产、运输和销售等环节的成本加上一定比例的利润来确定，定价方式相对简单且稳定，但缺乏市场灵活性，易忽略市场供需关系。
1970 年代初期，欧洲内部供应相对充足，价格低且波动小，基本能够满足欧洲当时的经济和社会发展需求。石油为 1973 年欧洲主要的能源来源，能源消费占比高达 53%；其次是煤炭，占比 30%；天然气在一次能源消费中仅占11%。但70 年代两次石油危机改变了这一结构。 1973 年，第四次中东战争爆发，OPEC 宣布对西方国家实施石油禁运，国际油价大幅飙升，油价急剧上涨。欧洲除了加强欧共体成员国在强制性石油储备体系的合作外，欧洲工业企业和其他能源用户也开始寻求替代能源，天然气成为重要的选择之一，开始在供暖和工业领域取代燃料油。天然气需求增速远高于欧洲内部供应增速。当时基础设施建设存在短板，天然气供应难以在短期内迅速调整，供需失衡下气价开始上涨。在此背景下，欧洲开始大规模进口天然气来满足日益增长的需求。1970 年代欧洲天然气贸易流向以区域内贸易为主。苏联凭借丰富的天然气资源，是欧洲重要的天然气供应方，大量天然气通过管道输往欧洲其他国家。 此阶段的天然气供应合同大多为长期合同，短期内难以迅速增加供应量。在这种情况下，天然气价格上涨幅度超过了 149%（1973-1974 年）。由于油价大幅波动下传统成本加成的定价方式无法适应市场变化，同时为了使天然气在价格上与石油具有竞争力，天然气贸易逐渐形成了与替代燃料挂钩的机制，包括原油、柴油、燃料油、煤炭等，其中以挂靠油价为主。第二次石油危机的蔓延也进一步刺激欧洲能源进行结构调整，天然气价格也在二次原油危机下走高。
与石油生产类似，天然气的开采需要高额的长期资本投资。长期合同协议通常包含“照付不议”条款，根据该条款，买方必须购买至少一定比例的合同气量，否则需支付罚款，从而保证投资支出的最低回报。早期的欧洲天然气市场长期处于地方垄断和缺乏竞争的环境，长期合同被视为在供应链中合理分配风险的一种形式，通常期限为15-20 年，与油价挂钩的定价方式使天然气买家长期免受价格高于主要竞争燃料的影响，买家承担气量风险，卖家承担价格风险。
经历过两次石油危机的冲击，1980-1990 年期间欧洲加快了能源结构调整和供应多元化的步伐，北海气田产量大幅扩张，挪威、荷兰及英国成为欧洲内部重要的天然气供应来源。同时，与苏联等国家的天然气合作项目逐步推进，新的管道建设和供应协议不断签订。这一时期的天然气价格与油价挂钩，跟随油价逐渐回落。定价基础是时点前 6-9 个月主要石油产品均价，通常有3 个月的滞后。
1990-2000 年：天然气自由化的“初觉醒”
在 1990-2000 年期间，天然气定价及机制的演变反应了欧洲能源市场自由化进程中的结构性矛盾与地缘博弈。进入 20 世纪90 年代，欧洲主要天然气市场惯行的长期合约天然气和石油产品挂钩的基础开始动摇。当时大型燃气企业纵向一体化垄断经营，资源配置效率低下，欧洲各国天然气市场相互分割，整体供应处于紧张状态。 1985-1990 年间，在垄断模式下终端用户电价居高不下，促使英国率先迈出天然气自由化第一步，欧洲气价与油价的联动性走弱。1986 年英国通过的《天然气法案（Gas Act 1986）》要求英国天然气公司（BG）私有化、成立独立的天然气监管机构、放开部分市场和引入准入机制。
进入 1990-2000 年，气价天然气供应的不稳定性以及油价波动导致气价波动率显著增加。苏联解体后，俄乌在天然气价格、过境费率等方面频繁发展争执，具体而言： 1 1993 年 2 月因乌克兰拖欠天然气款项，俄罗斯天然气工业股份公司（下文用“Gazprom”作为简称）暂停向乌克兰供应天气，而乌克兰表示关闭俄罗斯向西欧供应天然气的过境天然气管道。2 1994 年 3 月，因同样的债务问题，Gazprom 再次暂停对乌克兰供气，要求乌方以向俄罗斯转让天然气管道和乌克兰工业企业的部分产权来解决债务问题。 3 1994 年至 1995 年间，俄罗斯向乌克兰供应天然气引发的债务危机进一步恶化。俄乌谈判期间，俄罗斯也恢复对乌克兰供气，天然气价格随之回落。
这一时期供应的不稳定性推高欧洲天然气价格的波动率。1999-2000年天然气价格扶摇而上，驱动来自油价上涨及天然气与原油的价格联动机制。1999年4月OPEC 集体减产，月均油价从 1999 年 3 月底的12.5 美元/桶上涨至2000年11月底的 32.5 美元/桶，涨幅高达 161%；天然气作为替代能源，价格水涨船高，同期涨幅为 125%。 欧洲天然气的高波动除了归结于地缘的剧烈变化，也与欧盟天然气市场化改革密切相关。欧洲大陆的天然气市场自由化改革始于1998 年的第一个欧盟指令（98/30/EC，第一次能源改革），指令要求建立欧洲天然气市场设立共同规则，强制第三方准入管网，促进价格透明化，打破原有的纵向垄断格局，引入第三方竞争机制，催化天然气价格波动。各成员国对该欧盟指令的执行进度和力度存在显著差异，部分国家市场开放进程缓慢；同时，各国现有基建能力参差不齐，一定程度上限制了天然气在欧盟内部的自由流动。此次改革为欧洲天然气市场自由化奠定了基础，但各成员国市场分割的状况依旧存在。两次石油危机的冲击、环境保护意识以及地缘关系不断变化促使能源安全成为欧洲能源政策制定的关键考量。在此背景下 1990 年代欧洲能源转型与电力市场改革成为欧洲重要议题。1996 年欧盟发布《电力市场化改革指令》，主要内容是要求各地实施电力市场化改革，开放用户选择权，推进欧盟统一市场的建立。随着 1990 年代后期欧洲电价下行，使欧洲各国加快能源结构调整，减少对传统高污染能源的依赖，增加天然气等清洁能源的使用比例，1990-2000年德、英、意、法、西五国的天然气消费量年均增速达 4.53%。
1.2、2001-2009：欧洲天然气的波动与转型
2001-2008 年欧洲天然气经历了长达 7 年的上涨周期。2001 年后国际油价进入上涨周期（2004 年突破 50 美元/桶），天然气作为替代能源需求增加，推动欧洲天然气价格长期走高。从数据特征来看，天然气短期波动呈现明显的平滑性，并且在一定程度上滞后油价 3-4 个月，这与当时天然气市场的定价机制和市场结构密切相关，长期合同在天然气定价中仍旧起主导作用。根据IGU数据显示，截至 2005 年，欧洲天然气贸易仍有 78%挂靠油价，这种挂钩机制和市场结构使得天然气价格的调整相对滞后于石油价格的变化。供需层面，2004-2007 年欧洲天然气市场供需呈紧平衡状态。欧洲本土天然气产量持续下降，从 1994-2007 年，欧盟天然气自给率占比从50%降至29%，对外部供应的依赖加剧。欧洲以气代油使天然气消费量快速增加，但由于自给率不足也带来了负面影响，从俄罗斯大量进口天然气使欧洲在油气地缘战略中处于被动地位，历史上遗留的俄欧（盟）关系问题，以及俄罗斯与管线途经国（特别是乌克兰）的矛盾，增加了欧洲在使用俄气时的顾虑。最终而言，2004-2008年10月价格稳步攀升，区间涨幅达 311.6%。
值得一提的是，2005-2008 年期间俄乌在“天然气问题”产生多次冲突，加剧市场对供应收紧的预期。2005 年 3 月，乌克兰基辅启动与俄罗斯在天然气领域的市场关系转型，提议俄罗斯以货币而非天然气的形式支付天然气过境费用。对此，俄罗斯宣布提高对乌克兰的天然气价格。协议未达成的情形下，Gazprom于 2006 年 1 月切断了对乌克兰的天然气供应。几天后，俄乌重新签署为期5年的合同，俄罗斯天然气价格和过境乌克兰的费用均有上调。2007 年10月、2008年 3 月，二者再因天然气债务问题矛盾激化，俄方威胁减少对乌的天然气供应。2008 年全球金融危机爆发，工业生产和居民消费骤降，天然气需求大幅萎缩，油价短期暴跌，气价稍滞后。至 2009 年 7 月，TTF 价格较2008 年年末下跌57%。尽管长期合同在这一时期仍然占据主导地位，但2000-2009 年期间欧洲天然气市场也在逐步推进自由化改革，天然气对于欧洲经济和环境的重要性越来越突出。
欧盟于 2003 年发布第二个天然气指令《天然气内部市场通用规则》，规则要求：①各成员国 2007 年底前全面开放天然气市场；②长输管网、配气管网、LNG接收站的运营与天然气贸易在法律上由不同公司运营；③在输气、配气、储气业务上推行协商性或强制性第三方准入机制，但对大型基础设施投资项目可在一定时间内豁免第三方准入义务。但此指令并没有达到预期效果，部分天然气管道公司并未充分独立，新的燃气销售商依然很难进入大型能源公司的传统市场。同年荷兰 TTF 现货交易市场成立，也标志着荷兰天然气市场从传统管网管理向市场化交易的转型。 除了欧盟指引，欧盟委员会于 2008 年 1 月提出“气候行动和可再生能源一揽子计划”，主要是为了应对能源安全和气候变化挑战，提出3 个20%的发展目标：基于 1990 年的水平，到 2020 年能源效率提高20%，二氧化碳排放减少20%，可再生能源所占比例提高到 20%。该计划进一步完善了欧盟碳排放交易体系（EUETS），通过碳定价机制，鼓励企业减少温室气体排放，这使得天然气相对于高碳排放的煤炭等化石燃料更具竞争力，推动了天然气在发电等领域的应用。
2009 年 7 月，欧盟颁布了《天然气内部市场通用规则》Directive2009/73/EC，也称“第三号欧洲天然气指令”，标志着欧洲第三次能源改革。该指令要求各国立法增强监管机构的独立性和监管权力，确定价格改革目标和时间表；建立独立系统运营商(ISO )和独立输送运营商(ITO )，使天然气产业链实现网运分离；推行无歧视的第三方准入，开放管网投资和运营权。至此，欧盟终端燃气市场初步形成。 随着欧盟天然气市场三次改革的推进，管道经营权的垄断被逐步破除，传统的天然气长期供应协定的交易模式也失去了意义。实际购气量不低于合同购气量75%-85%的规定对市场竞争和市场主体多元化起到了阻碍作用。随着长协淘汰后，部分购气合同期限缩短至 15 天，而天然气管道资产摊销年限通常较长，较大的期限错配增加了天然气管道的投资风险，投资者对开发新气田、修建新管道等长周期项目望而却步。
该时期欧洲天然气市场的另一个特征是，区域间市场分割明显，具体表现为区域价差显著、LNG 进口区域集中、储气库容量分配不均、跨国管道气占比失衡等。究其原因，首先是欧洲部分地区之间的天然气基础设施连接不足，限制了天然气在区域内的自由流动；其次，地缘扰动甚多。因俄乌双方多次在价格、过境费用等问题上起分歧，部分国家开始寻求多元化的供应渠道，以减少对俄罗斯的依赖，加剧了市场的分割。最后，不同国家间政策法规差异较大。不同国家对天然气市场的监管方式、市场准入条件、税收政策等各不相同，且市场化进度不一。
1.3、2010-2015：福岛冲击&欧债危机下的价格沉浮
2010-2015 年，欧洲天然气在地缘扰动、供给收紧、需求结构转型、市场机制改革等影响下蹒跚前行。尽管福岛事故短期推升天然气价格，但长达数年的欧债危机和由此引发的经济下滑周期抑制欧洲工业和发电需求，整个周期内天然气价格的高点并未能突破 2008 年的水平。 2009 年下半年开始，全球经济逐渐从金融危机的冲击中复苏，欧洲经济也在走出低谷。2010 年，欧洲天然气先抑后扬。2010 年上半年，全球油品库存处于高位，希腊债务危机初现端倪，抑制油价和天然气价格。5 月俄白因天然气起冲突，俄罗斯停止对白俄天然气供应，6 月矛盾升级，白俄切断对欧天然气过境运输。工业需求回升叠加供应收紧，下半年欧洲天然气价格回升。2010年欧债危机虽未立即冲击欧洲的天然气需求，但经济疲软抑制了工业与发电需求增长。2011年在利比亚内战、福岛核事故冲击下，供需格局与市场机制双重驱动天然气价格走强。2012-2013 年乌克兰危机、俄罗斯对欧盟部分国家减少天然气供应、利比亚供应不稳定、欧洲天然气库存低位，价格震荡走强。
2013 年 4 月-2015 年，欧洲天然气同油价一样经历了长达2 年的下行，由最高点的12.88美元/百万英热跌至2015年12月的5.09美元/百万英热，跌幅为60%。这一时期，美国页岩油革命导致 LNG 过剩、亚洲需求疲软、欧洲能源转型加速，欧洲天然气承压持续下行。
该阶段值得一提的是，福岛核事故冲击导致欧洲能源政策被动调整。2011年福岛核事故发生后，日本为弥补关闭核电站所带来的能源缺口，对液化天然气（LNG）的需求急剧上升，在全球范围内推高了天然气价格。自福岛核事故后，欧洲改变了对核电态度，部分国家加速退核：2011年德国联邦议院通过法案，决定在 2022 年前陆续关闭所有核电机组；比利时也加快了其原有的退核政策，计划在 2025 年之前永久关闭所有核电机组。与此同时，欧洲加快了能源结构调整的步伐，加大对可再生能源的投资和发展。2014年，欧盟通过了 2030 年的气候和能源目标，包括将温室气体排放量在1990年基础上降低 40%，将可再生能源在终端能源消费中的比重增至27%，并进一步提高能源效率。
2010-2015 年期间，欧洲深化了天然气价格向市场化转型的机制改革。由于现货价长期低于合同价、天然气对其他能源替代性高，欧洲天然气交易中心快速发展，并为市场向统一定价转变提供了基础保障，欧洲天然气加速向现货市场定价转变。根据国家能源局和 IGU 数据，欧洲天然气采用现货市场定价的比重从2011年的42%增至 2015 年的 64%。随着市场自由化的深入，现货市场和短期交易逐渐增加，天然气价格的波动性有所增强。
1.4、2016-2019 年：LNG 贸易加快，天然气供应格局重塑
2016-2019 年欧洲天然气价格呈现“先大幅上涨-后高位震荡-再持续下跌”的倒V 型波动。价格从 2016 年 4 月的 3.97 美元/百万英热上升至2018年9月的9.52美元/百万英热，涨幅达 140%，然后在 10 个月的时间内价格大幅回调62.3%。价格的波动在一定程度上反映了俄罗斯管道气主导地位所伴随的供应脆弱性、美国 LNG 的冲击以及可再生能源的崛起，亦为后续2022 年的俄乌冲突引发的价格剧烈波动埋下伏笔。 2016 年 4 月-2017 年初 TTF 价格开启第一轮上行，驱动主要来自需求端的增长。2016 年冬季法国 85%的核电站停机检修，核电供应不稳定（2015年法国核电供应比例为 77%，2016 年比例下滑至 72%），催生欧洲对天然气发电的需求，2016 年 Q4-2017 年初天然气提取量较前 2 年明显抬升。第二轮价格上涨为2017年 5 月-2018 年 9 月，2017 年英国 Rough 储存设施退役，欧洲库存低位、俄乌再次因天然气供应和过境合同起纠纷，进一步加大了市场对天然气供应的担忧。2018 年英国北海福蒂斯油管线修复停运、美国单方面退出伊核协议等因素驱动油气价格上行。
2018 年 9 月至 2019 年 7 月，欧洲天然气经历较长的下跌周期。随着美国推迟对伊朗的制裁，天然气价格下跌回吐风险溢价。在供需层面，美国继续释放液化天然气出口能力，同时 2018 年新投产的澳大利亚LNG 项目加剧全球供应过剩；需求端，2019 年欧洲温和冬季削弱取暖需求，库存水平创2011 年以来的新高。
结构方面，美国页岩气革命通过大量供给 LNG 重塑天然气供需格局。2016年美国页岩气革命加速，副产品 LNG 出口迅速增加，2016-2019 年出口量分别为44、174、284、475 亿立方米，分别同比增长 438.5%、294.7%、63.6%、67.1%。随着美国 LNG 在全球比重抬升，美国逐渐成为欧洲天然气的重要供应方。
此外，站在一个更长远的视角来看，这个阶段开始可再生能源对化石能源替代加速，清洁能源发电量占比显著抬升，为长远抑制气价埋下重要伏笔。截至2019年欧洲风电、光伏累计装机量分别为 204.8GW、137.4GW，2016-2019年年均增速分别为 8.4%、10.4%。光伏和风电的成本持续下降，发电竞争力增强。部分替代天然气发电需求，抑制价格上行空间。
1.5、2020-2024：能源舞台上的“不规则脉搏”
2020-2024 年这段时期欧洲天然气价格跌宕起伏，背后是地缘政治与能源战略的深度博弈，也凸显出欧洲能源战略调整与转型的重要性。2020 年天然气价格呈现 V 型走势。2020 年受新冠疫情影响，多数国家采取封控措施控制疫情传播，全球经济按下“暂停键”，工业生产活动大幅走弱。欧洲、日本等主要天然气市场需求走弱，TTF 价格持续下跌，5 月1.58 美元/百万英热的价格创 2000 年以来的历史低位。
2021 年欧洲天然气先稳后扬，全球量化宽松政策刺激经济明显扩张，欧气库存不足加剧了天然气的供需缺口。这一年全球经济的主线是疫后修复，但天然气供应并未显著扩大，新增液化天然气（LNG）出口项目有限。
在此基础上，2021 年极端天气频发显著，北半球持续创纪录高温，环球同此凉热。7 月起欧洲天然气库存量明显弱于前 4 年。12 月德国暂停“北溪-2”天然气管道项目资格认证，对天然气保供雪上加霜。因近欧洲部分国家一半电力依靠天然气发电，天然气的紧张直接导致部分欧洲国家遭遇电力危机。2021年12月，德国、葡萄牙及西班牙等国的电价就已经达到2020 年平均电价的7倍，欧洲工业生产活动被大幅抑制。 2022 年 TTF 价格的高波动、宽涨幅得益于天然气供应端的多重冲击、需求端结构性矛盾。2022 年 2 月俄乌冲突爆发，3 月 8 日欧盟宣布削减2/3的俄气进口（约 1000 亿方），以降低对俄罗斯能源的依赖。俄罗斯管道气供应量从2021年的 1679 亿立方米骤降至 2022 年的 861 亿立方米，占欧洲管道气进口量的比重从 72%降至 45%。6 月，俄气再次缩减北溪-1 号天然气管道供气量，美国自由港 LNG 出口终端爆炸；9 月，北溪 1 号和 2 号管道遭蓄意破坏，阿尔及利亚LNG 出口受限于产能，均为 TTF 价格向上波动提供弹性。
需求结构性矛盾也助力 2022 年 TTF 价格大幅上行。2022 年夏季，欧洲遭遇百年难遇的干旱气候，莱茵河水位降至历史低位，拖累核电和水电发电量下滑，对天然气发电的需求增加。当年冬季，欧洲迎来寒潮，加剧欧洲取暖需求，天然气库存持续处于紧平衡水平。在此背景下，高气价抑制化工、冶金等工业生产需求，如德国化工产业因天然气成本占比高而大规模减产，欧洲电解铝产业也大规模停产。 2023-2024 年欧洲天然气价格波动性骤减，从2023 年年初的22.81高位下跌至7.36 美元/百万英热后，TTF 价格在【7.28，17.64】美元/百万英热的区间低波震荡。 2023 年年初，受上年俄乌冲突余波影响，俄罗斯管道气供应受限，价格维持高位。2023 年 2 月以来，欧元区经济疲软、库存高企叠加可再生能源发电占比快速抬升，天然气价格快速下行。8 月澳大利亚三大LNG工厂罢工，10月巴以冲突致雪佛龙气田关闭，推动欧洲天然气价格反弹至16.77 美元/百万英热。
进入 2024 年后，全年天然气需求偏弱，前三季度天然气价格低波震荡，Q4寒冬、可再生能源发电不稳定、俄乌过境协议到期及俄罗斯供应中断推动价格快速上涨。 整体上欧洲 LNG 进口多元化与可再生能源发展很好地解释了为何2023-2024年天然气价格在低位震荡。能源供应不稳定近年来已成为欧洲面临的重大挑战之一。欧洲一方面努力实现能源供应多元化，如修建从俄罗斯经波罗的海到德国的“北溪-2”项目，从美国和卡塔尔等方面进口液化天然气等；另一方面也继续推动能源转型，增加风能、太阳能等可再生能源的比例。由于欧洲国家经济发展水平不同，能源结构迥异，欧盟推动能源转型的措施使一些严重依赖传统能源的成员国面临较大压力。
2.1、供需不稳定 1：扩大供给来源范围
欧洲天然气市场供应长期面临供应不稳定的难题，供给高度依赖俄罗斯。复盘过往，欧洲天然气供应经常被俄罗斯“卡脖子”，地缘政治冲突、管道运输中断、供气协议变更等因素，一次次冲击着欧洲的能源安全防线。2021年以来欧洲多次陷入能源供应危机，推高居民能源支出，加剧社会经济运行压力，更加突显单一供应结构带来的巨大风险。
中国应进一步扩大天然气的供应来源，减少对单一供应源的依赖。2023年国内天然气进口依存度高达 42%，且进口来源相对集中在俄罗斯、澳大利亚、土库曼斯坦，存在一定的供应风险。因此，中国应积极拓展海外气源，不仅要巩固与现有天然气供应国的合作，如中亚的土库曼斯坦、俄罗斯等，还要加强与其他潜在供应国的合作，如加大从卡塔尔等中东国家的LNG 进口，增加供应渠道的多样性。此外需完善天然气管网和储存设施，提高天然气的输送和储存能力，建立健全库容和管容交易机制，增强资源互联互通和夏储冬销调节能力，以应对突发事件和供应中断的风险。
2.2、供需不稳定 2：能源转型刻不容缓
欧洲在能源转型方面一直处于积极探索的状态。随着全球对气候变化问题的关注度不断提高，欧洲各国纷纷制定了雄心勃勃的低碳能源转型目标，旨在减少对化石能源的依赖，增加可再生能源在能源结构中的占比，多元化能源供应。自2021年以来，欧洲发电用气需求呈现下降趋势，这在一定程度上反映了欧洲在能源转型过程中，工业领域对传统天然气依赖度的降低。但欧洲在能源转型过程中的政策衔接和技术配套也存在问题。部分欧洲国家在关闭传统化石能源电厂时，未能及时建立起足够的可再生能源发电和储能设施，导致在能源转型的过渡阶段，能源供应的稳定性受到影响。其次是可再生能源发电的存在间歇性问题，如风力发电水平持续走低时，需要天然气发电来弥补电力缺口，这对天然气供应的稳定性提出了更高要求。中国在可再生能源方面的成果卓著，但在加强能源转型过程中的政策协同和技术研发上仍有提高的空间，通过编制长期的能源政策，稳定企业长期预期，引导能源企业加大对可再生能源的高效利用技术的研发投入。在技术研发上，鼓励企业和科研机构合作，攻克储能技术等难题，提高能源利用效率，降低能源转型过程中的成本和风险。在市场机制方面，应推动电力市场的自由化和透明化，提高市场的灵活性和竞争力。通过市场机制，引导资源合理配置，促进电力和可再生能源行业的健康发展。
2.3、工业拔高韧性：成本控制与产业转移
欧洲天然气价格的大幅波动对当地工业成本产生巨大冲击，2021-2022年以天然气为主要能源或原料的工业企业成本剧增，为控制成本，部分企业不得不采取减产甚至停产措施，当地居民生活也受到影响。中国可加强对工业用气成本的监测与调控，建立天然气价格预警机制，当价格大幅波动时，通过储备调节、价格补贴等方式稳定工业用气成本，避免工业企业因天然气价格过高而陷入困境。其次，推动企业参与能源远期和期货市场，锁定低价长协，降低进口成本波动。再次，鼓励企业进行技术创新和产业升级，推广天然气热电联产、工业余热回收技术。最后，通过完善产业政策，引导企业合理布局，例如在气价较低区域（如新疆）布局天然气化工基地、发展绿氢替代灰氢，减少天然气制氢依赖。
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