专题报道：澳大利亚液化天然气行业

澳大利亚是世界第二大液化天然气（LNG）出口国，但到2023年，其液化产能和出口量均已被美国超越。根据国际天然气联盟（IGU）发布的《2025年世界液化天然气报告》，截至2024年底，澳大利亚的液化产能为每年8760万吨，当年出口量为8100万吨。这相当于2024年全球液化天然气出口量的19.7%。由于中东冲突以及由此导致的卡塔尔液化天然气业务中断，澳大利亚对全球液化天然气贸易的贡献如今备受关注。

澳大利亚拥有 10 个大型液化设施，分布在西澳大利亚州、北领地和昆士兰州等北部地区。（见表）这些设施的运营得益于丰富的天然气储量，其中大部分位于近海，但也包括陆上储量，例如煤层气 (CBM) 项目，当地称之为煤层气 (CSG)。

然而，液化天然气行业已趋于成熟，需要新的投资来填补老旧设施的空缺。虽然仍有一些尚未开发的天然气资源，但开发这些资源也面临着诸多挑战。总体而言，澳大利亚液化天然气行业的现状是维持现状，而非实现显著增长。

此外，尽管澳大利亚在全球液化天然气出口中继续扮演着重要角色，但人们担忧其满足未来国内天然气需求的能力，尤其是在人口高度集中的东海岸地区。由于澳大利亚的大部分天然气资源远离需求中心，且缺乏连接供需的基础设施，解决这一问题并非易事。

需要建设更多各类基础设施，包括储气库和管道，目前已提出多种方案。此外，东海岸也已开展了一些开发液化天然气再气化能力的早期尝试，其依据是进口液化天然气（甚至可能从澳大利亚其他终端进口）比通过管道运输到该地区更为便捷。

超越繁荣

澳大利亚液化天然气行业目前仍有大量项目正在进行，主要集中在现有项目的后续建设上。其中包括巴罗萨项目，该项目于今年1月出口了首批液化天然气，旨在为达尔文液化天然气工厂供货。与此同时，斯卡伯勒项目计划于今年第四季度交付首批液化天然气，该项目涉及对冥王星液化天然气工厂的改造和扩建。

除此之外，还有一些新的天然气项目计划投入运营，但尚未达到最终投资决策（FID）阶段。然而，即使是这些大型项目也表明，天然气行业已经过了鼎盛时期。

“澳大利亚液化天然气的繁荣时期大约在十年前或更久，”Rapidan Energy Group全球天然气和液化天然气研究主管Alex Munton告诉CT2。他指出，在2000年代末和2010年代初，澳大利亚西北部近海和昆士兰州陆上都有一系列项目投产。“我们再也看不到那样的景象了。现在，液化天然气市场实际上处于停滞状态，”他补充道。

“为了支持行业发展，一些天然气资源仍在持续开发中——例如今年早些时候重启的达尔文液化天然气项目和巴罗萨项目，”芒顿继续说道。“一些海上气田可以与现有基础设施连接，以延长其使用寿命。雪佛龙公司已就延长戈尔贡气田寿命的项目做出最终投资决定，伍德赛德公司正在冥王星气田增建一条生产线，这将带来一些增量增长。但总的来说，这些并不会实质性地扩大澳大利亚的液化天然气产能。”

EnergyQuest 的首席执行官 Rick Wilkinson 也表达了类似的观点，他告诉 CT2，与其他主要液化天然气供应商相比，澳大利亚的液化天然气行业“没有走上增长之路”。

威尔金森表示：“澳大利亚液化天然气行业正在利用现有的棕地基础设施来保持竞争力。正在投产的两个项目，斯卡伯勒和巴罗萨，都充分利用了现有基础设施。筹划已久的布劳斯液化天然气项目如果最终投资决策，预计将利用西北大陆架的资源。澳大利亚液化天然气行业面临的制约因素是天然气原料的获取。”

蒙顿指出，新项目无法实质性提升澳大利亚液化天然气产能的原因有很多。他提到，某些项目进展缓慢，例如布劳斯项目，多家公司曾进行勘探，但最终都放弃了开发计划。伍德赛德公司目前正在努力推进该项目，争取最终投资决策。他还以大日出项目为例，该项目的资源由澳大利亚和东帝汶共享。

“当你开始审视这些项目时，你会发现它们面临诸多困难，”蒙顿说道。“归根结底，问题在于技术层面、天然气质量，而这些最终都会影响项目的经济效益。关键在于——这是一个高成本的省份。从环境角度来看，这是一个监管非常严格的行业。此外，如果资源共享，例如与东帝汶共享，还会增加政治上的复杂性。所有这些因素加在一起，导致澳大利亚在持续增长方面遇到了一些瓶颈。”

然而，芒顿和威尔金森都认为，这并不意味着澳大利亚的液化天然气出口将会开始减少。

威尔金森表示：“利用现有（棕地）天然气基础，并辅以额外的天然气原料来补充产能，这种竞争优势应该能够维持生产活动，但可能会限制增长。预计未来产能将持续稳定，这主要得益于附近气田的增量补充。”

尽管如此，上游资源的枯竭导致一些液化产能关闭——伍德赛德去年永久关闭了西北大陆架的一条液化生产线。

“未来的天然气开发可能只会维持现有产能的利用，而不会增加更多产能，”芒顿说。

平衡之举

澳大利亚面临的复杂局面在于，它既要努力成为主要的液化天然气出口国，又要满足国内天然气需求。这一问题的核心在于，澳大利亚的天然气应该有多少用于出口，多少用于国内消费，而要找到一条令所有利益相关者都满意的路线并非易事。

蒙顿表示：“澳大利亚东部地区的物价上涨引发了一些政治问题，而这些问题并没有简单的解决办法。”

已尝试的政策干预措施包括天然气预留计划（即要求一定数量的天然气必须输送至国内市场）和天然气价格上限。目前已实施多种天然气预留计划和机制，例如西澳大利亚州的一项计划，要求该州液化天然气产量的15%必须预留给国内市场。澳大利亚联邦政府也正在提议推出一项全国性计划，具体细节仍在制定中，但该计划可能要求出口商预留15%至25%的天然气产量用于国内市场。

与此同时，根据澳大利亚的《天然气市场法》，东海岸批发天然气销售的紧急天然气价格上限已于 2023 年到期，并被一个“合理”价格所取代，该价格设定为 12 澳元（8.60 美元）/吉焦，与紧急价格上限一致，以作为批发合同谈判的基准。

然而，澳大利亚竞争与消费者委员会（ACCC）在2025年底表示，澳大利亚政府试图在降低价格的同时加强国内天然气供应的努力“并未带来市场结果的实质性改善”。事实上，该竞争监管机构在一份报告中警告称，一些政策变化甚至有可能加剧国内供应短缺的风险。

“政策干预往往会限制上游投资，从而产生意想不到的或不希望看到的后果，因为这会限制缓解供应问题所需的投资，”蒙顿说。“这很棘手，因为政府有义务努力寻找解决方案，而且不仅要从产业角度考虑，还要从社会经济角度考虑。而这些利益往往相互冲突，”他补充道。

“本地天然气供应不足，无法维持低价格，也无法让所有项目都满负荷出口，”蒙顿说。

威尔金森则指出，在不同的情况下，天然气储备计划或许会更加有效。这一点也适用于西澳大利亚州现行的天然气储备计划。

威尔金森表示：“自1979年西澳大利亚州启动首批液化天然气项目以来，该地区就一直存在天然气储备。当出现经济效益良好的大型新项目时，这种做法似乎行之有效。但近年来，新的液化天然气项目数量有所减少，而且随着燃煤发电厂拟关闭，西澳的天然气供应可能不足以满足需求。”

在东海岸，试图在联邦层面实施类似的方案可能会更具挑战性。

威尔金森表示：“在东海岸，现有液化天然气项目及其基础合同将难以保障国内天然气供应。这将被视为加剧澳大利亚的主权风险。这对澳大利亚最大的贸易伙伴中国尤为重要，因为中国约20%的液化天然气来自昆士兰州。”

然而，这种情况可能会在 2035-36…