澳大利亞LNG為什麼不要了

Ⅰ 史上最長！中石化與卡達能源簽署27年LNG購銷協議，會有哪些影響

中石化與卡達能源簽署27年的購銷協議，這也是史上最長的一份協議，對兩方的影響是比較大的，也能夠促進雙方的發展，帶動經濟的發展。

這更是良好環境的締造在發展，宗旨方面也會有所要求，對於中國市場的天然氣需求也會有所滿足，能夠進一步幫助本國的能源消費結構變得更加合理，在能源供應方面安全性也會有所提升，無論是可靠性還是穩定性，都會有所提升。而兩方也表示非常高興能夠達成這樣的協議，對於鞏固中國以及卡達，有著非常好的作用，也能夠維護之間的雙邊關系，也能夠滿足中國對清潔能源的需求，這更是令人振奮的一種消息，從此打開了新的篇章。

Ⅱ 液化天然氣進口價格漲至30美元，澳大利亞是否成為了最後的贏家

此時下結論還為時過早，待天然氣價格回落後才能看出澳大利亞是否為真正的最後贏家。

除了俄羅斯外，烏茲別克天然氣也有望擴大在中國市場的份額。國家管網集團西部管道公司統計數據顯示，2020年中亞天然氣管道累計向國內輸送天然氣超390億立方米。截至目前，該管道已累計輸氣量超3360億立方米。

雖然按照目前的發展趨勢，澳大利亞確實是贏家，但是請還未發展到最後，誰也下不了定論，只能看後續的發展。

Ⅲ 澳洲海域有石油嗎

孕育著澳大利亞等大洋洲各國的澳洲海域，其美輪美奐的自然風光家喻戶曉，是每一個旅遊者嚮往的世外桃源，讓每一個置身其中的人們流連忘返。然而，掩藏於美麗外表之下的還有那豐富的資源儲備，特別是油氣資源極其豐富。

一、地理位置

大陸海岸線長約19000千米。全洲除少數山地海拔超過2000米外，一般海拔在600米以下，地勢低緩。一般分為大陸和島嶼兩部分：澳大利亞大陸西部高原，海拔200～500米，大部分為沙漠和半沙漠，也有一些海拔1000米以上的山脈；中部平原海拔在200米以下，北艾爾湖湖面在海平面以下16米，為大洋洲的最低點；東部山地海拔800～1000米，山地東坡較陡，西坡緩斜。新幾內亞島、紐西蘭的北島和南島是大陸島，島上平原狹小，多海拔2000米以上的高山，新幾內亞島上的查亞峰海拔5030米，是大洋洲的最高點。美拉尼西亞的島嶼多屬大陸型，系大陸邊緣弧狀山脈的延續部分，各列島弧之間有深海盆和深海溝，波利尼西亞和密克羅尼西亞絕大部分島嶼屬珊瑚礁型，面積小，地勢低平，不少島嶼有由珊瑚礁環繞形成的礁湖，成為天然的船隻停泊地和水上飛機場。此外還有少量由海底火山噴發物質堆積而成的火山型島嶼，如夏威夷群島、帛琉群島、索羅門群島、新赫布里底群島等，地形特點是山嶺高峻、形勢險要，多天然掩護的良港。

二、油氣情況

澳大利亞擁有廣闊的沉積盆地，沿海大陸架面積超過陸地面積兩倍以上，水下油氣資源儲量前景可觀。多年來，澳大利亞沿海大陸架陸續不斷地發現新的油氣資源，主要分布在巴斯海峽、西北大陸架和帝汶海一帶（圖13-6）。

圖13-6澳洲海域油氣區分布示意圖

澳大利亞的陸海沉積岩面積共630萬平方千米，有沉積盆地48個，其中20個盆地部分或全部位於海上。20世紀90年代以來，在西北大陸架和大陸中部的一些盆地新發現了油氣田，特別是西北大陸架，已成為澳大利亞油氣的主要產區之一。

西北大陸架屬於卡納爾文盆地的向海延伸部分，由埃克斯蒂斯次盆、巴羅次盆、丹皮爾次盆、皮達姆拉陸架、普來斯頓陸架等構造單元組成。西北大陸架已發現油田、氣田和油氣田18個。

西北大陸架鄰近的高庚地區天然氣儲藏尤其可觀。高庚天然氣田是澳大利亞尚未開發的最大的天然氣田，儲量高達0.36萬億立方米，其能源價值相當於一個儲量為數十億桶的大油田。斯科特礁（Scott）/Brecknock氣田、Bayu-Undan、Sunrise-Troubadour、Scarborough以及Jansz氣田等地蘊藏的天然氣儲量也很豐富。

澳大利亞2007年底已探明石油儲量約42億桶，佔世界總量的0.30％。石油產量約2380萬噸，佔世界總量的0.6％。澳大利亞天然氣2007年底已探明儲量為2.51萬億立方米，在全球天然氣儲量中，澳洲排在第12位。

澳大利亞豐富的能源資源中大部分蘊藏在西澳大利亞州（簡稱西澳州）西北部的海域。西澳州是全球礦物和能源的供應方，2006—2007財年礦業產值估計達534億澳元，佔全國的50％以上。石油天然氣是西澳州最大的礦產，產值達164億澳元，2006—2007年度，西澳州的生產總值估計達到1278億澳元，佔全國經濟的12.8％。各州中西澳州的人均產值增長最強勁，達到4.1％。

2004年西澳州原油生產達到7680萬桶，凝析油（海上天然氣田的副產品）產量為3700萬桶。2004年，西澳州共有42個油田產油，最大的油田為Wanaea，年產2310萬桶，該油田產量佔西澳州原油產量的31％，除原油外，西澳州有27個氣田生產凝析油，其中Goodwyn氣田是最大的凝析油田，2004年生產1190萬桶凝析油，佔西澳州凝析油總產量的32％，Echo-Yodel氣田是西澳州第二大凝析油氣田，2004年生產1060萬桶凝析油，佔西澳州凝析油總產量的28％，Perseus-Athena氣田是西澳州第三大凝析油氣田，2004年產凝析油880萬桶，佔西澳州凝析油總產量的23％。

西澳州天然氣儲量佔全澳洲80％左右，其餘20％蘊藏在北領地上方海域以及澳洲東南角海域、澳洲東部內陸（蘊藏少許）。西澳州天然氣資源分布在西北部海上的幾個區域，主要有Carnarvon盆地（包括西北大陸架和高庚氣田，該區域天然氣儲量在84萬億立方英尺）、Browes盆地（包括Scott Reef和Brecknock及Brecknock South氣田，天然氣儲量為26.5萬億立方英尺），以及在北領地上方的帝汶海Bonaparte盆地（包括Bayu Undan和Sunrise等氣田，此處天然氣儲量為21.6萬億立方英尺，其中西澳州擁有2.34萬億立方英尺，北領地擁有19.26萬億立方英尺）。

三、發展歷史

1964年後，澳大利亞才把石油勘探重點轉入東南部巴斯海峽，從此開始了澳大利亞海洋石油的發展，同時澳大利亞石油工業也開始了比較快的發展。幾年內相繼發現了吉特奇爾帕氣田、巴羅島油田、吉爾莫爾氣田、梅林尼油氣田、巴拉庫塔油氣田、王魚油田以及西北大陸架的北蘭金和斯科特礁凝析氣田。90年代澳大利亞已形成了包括西北大陸架、帝汶海、吉普斯蘭盆地和中部盆地在內的四個重要探區。並將重點放在了西北大陸架、帝汶海等海洋區域，並有了許多重大的發現。在1990—1994年，36口野貓井有重要油氣發現。但澳大利亞的勘探成本很高，陸地上每口井的費用為200萬澳元，而海上的費用為陸地的5倍，高達1000萬澳元。

現介紹歷史上幾個重要的海洋工程項目。

1.西北大陸架

1985年西北大陸架項目液化天然氣第一期建設工程開始建造。該項目由六家公司合資組成，它們是：Woodside、BP、BHP Billiton、MIMI（三菱和三井公司）、殼牌、雪佛龍，其中Woodside 公司負責項目的操作，該公司34％的股份由殼牌擁有。六家股東為LNG的銷售成立了North West Shelf Australia LNG Pty.Ltd.（簡稱NWSALNG，原名為ALNG，後為與高庚項目區別，2003年改名為NWSALNG）。截至目前，項目共投資121億澳元，目前在Burrup半島上的液化天然氣生產線有四條生產線，1989年，第一和第二條組液化天然氣生產線開始投產，首批液化天然氣開始輸往日本。西北大陸架每天生產原油11萬桶，凝析油11.5萬桶，液化石油氣（LPG）2500噸。西北大陸架已經連續運送1700多艘船液化天然氣，約1億多噸液化天然氣。現共有9艘不同國籍的船負責運輸澳大利亞西北大陸架LNG，每艘船的運輸能力為12.5萬立方米。進入21世紀後，NWSALNG又向韓國大宇造船公司訂購了3艘運輸LNG船，其中一艘在2004年4月交貨，運輸能力為13.75萬立方米；另外兩艘2006年交貨，運輸能力為每艘14萬～14.7萬立方米，每條船價格約為1.7億美元左右。

據測算西北大陸架項目全部費用將共需160億澳元。耗資25億澳元的第四條液化天然氣生產線已經在2004年7月完工，2004年9月該線開始生產並出口LNG，2005年該生產線已完全達到設計生產能力，4條生產線共年產液化天然氣1170萬噸，第五條生產線在2008年年底投入生產，生產能力為420萬噸/年。

從1996年起，澳方就與中國有關方面開始接觸，商談向中國推銷西北大陸架所產LNG一事。2001年11月8日廣東LNG招標工作正式開始，2002年8月8日，由中國海洋石油總公司牽頭，廣東和香港用戶參與的液化天然氣招標委員會宣布了開標結果，澳大利亞最終從三名投標者中勝出，拿到了當時澳大利亞歷史上最大的單一出口訂單，合同總金額250億澳元，年供氣330萬噸，供氣期為25年。

在從澳洲西北大陸架購買LNG後，中國海洋石油總公司以3.48億美元收購了澳西北大陸架項目5.3％股份（只包括天然氣和連帶的石油，不包括西北大陸架基礎設施擁有權）以及為供應我國廣東液化天然氣項目而成立的合資公司（中國LNG）股份的25％。2006年4月下旬，第一船LNG將從西澳州運往廣東深圳，這標志著長達25年的供氣合同正式開始生效。2006年西北大陸架生產的73％ LNG將出口到日本，25％出口到中國，2％出口到韓國。

2.高庚

高庚（Gorgon）項目是繼西北大陸架後澳洲發現的又一儲量巨大的天然氣田，根據分析，該氣田已探明儲量為12.9萬億立方英尺，總儲量預計為40萬億立方英尺，佔西澳州天然氣儲量35％左右；佔澳洲天然氣儲量25％。該氣田面積達280平方千米，是澳洲有史以來發現的最大天然氣田。高庚氣田發現於1980年，評估工作於1998年完成，預計在2008年開始產氣。該氣田由三家公司共同投資，其中雪佛龍德士古（澳）公司股份佔50％，是項目的作業者，殼牌（澳）公司和埃克森美孚（澳）公司各佔25％股份，該項目總共投資已達60多億澳元。據測算，加上巴若島的天然氣液化加工生產線等投資該項目總共耗資達110億元。

2003年9月8日，西澳州政府宣布批准將距西澳州西北部皮爾巴拉地區海岸70千米海上的巴若島（Barrow Island）上部分土地作為給澳洲高庚天然氣田加工廠使用，西澳州政府批准給高庚天然氣田使用的巴若島土地共300公頃，高庚項目包括將建造一條70千米長的海底管道，將天然氣輸送到巴若島上的天然氣液化工廠，先建造一座年產500萬噸的液化天然氣工廠，然後再建第二座年產500萬噸的液化天然氣工廠。首座工廠於2005年中期開始建造，第一批液化天然氣於2010年開始供應市場。

3.Bayu-Undan天然氣田

Bayu-Undan天然氣田液化天然氣項目天然氣加工廠是位於帝汶海的首個能源開發項目，它被帝汶海油氣田授權的權威管理機構——澳洲和東帝汶聯合成立的管理委員會批准由美國能源巨頭康菲公司負責承建，項目包括在已發現的帝汶海上五個油氣田之一的Bayu-Undan天然氣田與澳洲大陸西北領地首府達爾文之間建造一條天然氣輸送管道，另外在達爾文建造一液化天然氣加工廠。Bayu-Undan天然氣田位於達爾文西北方向約500千米，在澳洲與東帝汶之間，位於水下80米深。根據批準的協議規定，天然氣田90％的使用費歸東帝汶，預計在20年裡該天然氣田的使用費總共為60億澳元。

澳洲最大的天然氣生產者之一的Santos公司擁有該項目12％股份，位於美國得克薩斯州全球排位第六的能源巨頭康菲公司擁有項目64％股份，日本Inpex集團和澳洲的阿吉普公司各擁有12％的股份。2006年2月初日本的第一艘液化天然氣運輸船到達達爾文港，該船裝運著12.5萬立方米液化天然氣啟程前往日本。液化天然氣加工廠向日本的兩家用戶每年供應300萬噸的液化天然氣，供應年限至少為17年。根據勘探，Bayu-Undan油氣田的天然氣儲量是3.4萬億立方英尺，液化石油氣儲量為4億桶。該項目據預計可開采25年，總收入將達300億澳元。建在達爾文的液化天然氣加工廠是澳洲第二個液化天然氣加工廠，第一個是西北大陸架液化天然氣加工廠。

4.Browse項目

Browse盆地包括Scott Reef和Brecknock及Brecknock South氣田，天然氣儲量共為26.5萬億立方英尺，凝析油儲量3.11億桶，澳洲公司占股份58％，其中Woodside公司占股份50％，歐美跨國公司占部分股份。該項目將是澳洲第三個液化天然氣中心，該項目計劃建造一個年產700萬噸LNG的生產線。

除上述項目外，還有一些在西澳州西北部海上的天然氣項目正在規劃中，如BHP Billiton公司的皮爾巴拉液化天然氣項目，預計總投資為50億澳元，此氣田距陸地270千米。計劃開發的項目天然氣儲量約為8萬億立方英尺，項目計劃在2009年開始運作，屆時年產LNG 500萬～600萬噸。

PlutoLNG項目是Woodside公司2005年4月發現，該項目位於西澳北部Karratha西北190千米，預計該處天然氣儲量為2.5萬億立方英尺，計劃建造的LNG工廠生產年能力為500萬～700萬噸。

Sunrise氣田，該項目位於北領地上方的帝汶海Bonaparte盆地，距達爾文西北450千米，距東帝汶80千米，據估計Sunrise氣田可開採的天然氣為7.68萬億立方英尺，2.99億桶凝析油。

澳大利亞探明石油儲量，從1997年的4億桶，猛增至目前的42億桶。2000年原油日產量達歷史較高水準，為81.1萬桶（其中72萬桶為原油）。但隨著石油消費的增加和石油產量的下跌，澳大利亞的石油凈進口量一直在增加。至2005年1月1日，澳大利亞擁有已證實的石油儲備為15億桶，這些儲備的大部分位於澳大利亞南部的巴斯海峽以及澳大利亞西部的海上Carnarvon盆地。自1980年以來，澳大利亞石油日產量已逐漸增加，於2000年達到峰值80.5萬桶。2003年澳大利亞石油日產量戲劇性地下跌至63.0522萬桶。2005年澳石油日產量估計為55.3331萬桶。澳大利亞石油產量下跌的原因很多，第一，產油盆地如Cooper-Eromanga和Gippsland已經歷自然減產；第二，盡管產油盆地如Carnarvon和Bonaparte最近幾年石油產量上升，但其增量已被澳大利亞國內穩定增長的消費所抵消；第三，澳大利亞稅收體制使得國內生產商對於投資石油生產失去吸引力。

2005年，澳大利亞石油日消費量為91.8萬桶，導致凈進口約36.4萬桶，與此相對比，2000年凈石油進口平均僅為5.4萬桶/天。2007年底石油日產量已降低為56.1萬桶。而日消費量卻達到了93.5萬桶。澳大利亞政府石油進口依賴度至2010年增至50％。澳大利亞進口原油大多數來自阿拉伯聯合大公國、馬來西亞、越南和巴布亞紐幾內亞。

雖然澳大利亞將繼續是一個石油和凝析油的凈進口國，但該國石油和凝析油日出口量在2008—2009年度增加14％，達到17062桶；並在2009—2010年度增加7％，達到18247桶。

Ⅳ 歐洲爭相囤氣過冬：LNG船運費飆升，可能會面臨哪些巨大的危險

LNG公司的天然氣運輸船隻價格成為了天價

由於歐盟各國一直以來都高度依賴從別國進口大量的天然氣，才能夠滿足歐洲各國的企業和居民的正常需求，但是隨著俄羅斯和烏克蘭矛盾爆發之後，歐盟各國和俄羅斯之間的關系逐漸惡化，並且歐盟各國還在持續制裁俄羅斯和支持烏克蘭，最終導致俄羅斯徹底停止了對歐盟各國的天然氣供應；所以歐盟各國為了滿足日常需求 只有從別國大量購買天然氣，但是失去了俄羅斯的大型天然氣運輸裝置之後，歐盟各國只能夠租借LNG公司的天然氣運輸船，這也導致天然氣運輸船的租金出現了大幅度的上漲，甚至可以用天價來形容。

Ⅳ 東北三省天然氣氣源（CNG LNG）問題。

東北地區的LNG主要是大連LNG，其隸屬一中石油控股，氣源是卡達和澳大利亞

Ⅵ 因歐洲急尋俄氣替代能源，澳大利亞天然氣供應面臨短缺風險

在對俄能源制裁不斷升級的背景下，歐洲各國正加緊在世界范圍內尋求俄羅斯天然氣的替代能源。有報道指出，歐洲的「尋氣競賽」已經威脅到了澳大利亞五個天然氣進口終端計劃，在未來兩年內，人口眾多的澳大利亞東南部地區將面臨愈發嚴峻的天然氣供應短缺風險。

歐洲客戶已經搶先

「歐洲正在搶購幾乎所有閑置的液化天然氣（LNG），以及將其轉化為天然氣所需的浮式儲存和再氣化裝置（FSRU）。」瑞士信貸集團能源分析師科瓦尼克（Saul Kavonic）警告稱，歐洲的行動旨在填補預期自2024年起出現的天然氣供應缺口，「留給澳大利亞進口裝備的時間已經不多了。」

資料顯示，FSRU外形類似於LNG運輸船。不過，它除了運輸外還可以儲存LNG，並完成對LNG的再氣化處理。此外，FSRU的建設相對傳統LNG再氣化設施也更為靈活，既可以專門製造，也可以由普通的LNG運輸船改造而來。

雖然澳大利亞是世界上最大的液化天然氣出口國之一，但是其主要氣田遠離悉尼、墨爾本以及澳東南部的其他大城市。此外，目前澳大利亞的天然氣產量大多與亞洲用戶的合同掛鉤。根據半島電視台5月9日的報道，自俄烏沖突於今年2月激化以來，澳大利亞在世界能源市場上的份額大幅提升。澳大利亞最大的液化天然氣出口企業伍德賽德（Woodside）近幾個月來向日本、韓國等亞洲國家輸送了大批天然氣。

據悉，澳大利亞目前正在推進液化天然氣進口項目，但其中大部分項目還遠未達到鎖定客戶或獲得再氣化基礎設施的階段，尤其對於浮式儲存和再氣化裝置的「爭奪」，歐洲客戶顯然已經搶先了一步。

目前，伍德賽德已經與澳大利亞維多利亞州Viva能源集團簽訂了一項初步協議，將向Viva的天然氣終端供應液化天然氣。據伍德賽德首席執行官奧尼爾（Meg O'Neill）所稱，Viva計劃今年在靠近墨爾本的吉朗市（Geelong）建立一個液化天然氣進口終端。

然而，這一計劃的實施仍阻礙重重。除了需要等待維多利亞州對其所建碼頭的環境批准外，Viva仍在與挪威禮諾液化天然氣公司（Hoegh LNG）進行談判。該公司是一家浮式液化天然氣儲存及再氣化裝置供應商，5月5日，它與德國達成協議，向德方提供了兩個浮式儲存和再氣化裝置（FSRU），這也使澳方Viva公司失去了對該公司FSRU的初步預訂。

禮諾公司並沒有對Viva的情況發布評論，但在相關電子郵件中，禮諾表示，其現有設備將用於該公司已經「作出堅定承諾」的項目。

如此看來，能否成功獲得浮式儲存和再氣化裝置（FSRU）將會是澳大利亞液化天然氣進口項目能否繼續推進的關鍵。在上周於韓國大邱舉行的世界天然氣會議的間隙上，奧尼爾對路透社表示，澳大利亞目前所面臨的挑戰之一正是如何獲取FSRU，他表達了擔憂之情，「歐洲發生的一些事情正在拖延澳大利亞的時間和機會。」

FSRU獲取是關鍵

面對獲取FSRU的挑戰，澳大利亞已經開始了緊鑼密鼓的籌備工作。據路透社31日報道，澳大利亞擬議的五個液化天然氣終端的所有者——Viva集團、中隊能源集團（Squadron Energy）、威尼斯能源公司（Venice Energy）、孚寶集團（Vopak）、埃皮克有限公司（EPIK）均在推進項目工作。

然而，事實上，只有一個終端正在投入建設，即中隊集團的肯布拉港（Port Kembla）能源終端。據悉，該能源終端的目標是在2023年底前准備好第一批天然氣，並已經為其租用了Hoegh Galleon的一個浮式儲存和再氣化裝置（FSRU）。中隊集團代理首席執行官肖（Michael Shaw）在電子郵件中指出，基礎設施將會到位，但第一批天然氣何時開始運輸「很大程度上取決於客戶的要求」。

除了從外界購入，威尼斯能源公司正在計劃建造新的浮式儲存和再氣化裝置（FSRU）。據悉，其在南澳大利亞的外港液化天然氣項目正與希臘液化天然氣船公司GasLog合作，可能涉及到改裝一艘液化天然氣船。威尼斯公司表示，船廠在可用性和改裝能力方面仍然面臨巨大壓力，並稱，若一切順利，該公司希望在2024年第二季度前擁有一個FSRU。

然而，建造一個新的FSRU，而不是租用一艘現有船隻裝備，將「帶來漫長的延誤」。禮諾公司在在其電子郵件的評論中向路透社表示，「假使你今天訂購了一艘FSRU，你最早可能在2026年獲得它。」

值得注意的是，澳大利亞當局早在今年3月就發出警告，倘若沒有液化天然氣進口來補充供應，澳東南部的城市將從2024年冬季開始出現天然氣短缺，若這種情況無法得到改善，到2026至2027年，澳大利亞的整個東海岸都將面臨天然氣短缺危機。

Ⅶ 最大的液化天然氣出口國，突然宣布限制出口，對我們的國家有什麼影響

一位久經商場的創業老司機，關注我，每天分享一點財富干貨，讓你的人生少走彎路。全球最大的LNG出口國，也就是液化天然氣出口國，突然宣布限制出口了。這個國家到底是誰？接下來對我國又會造成哪些影響？現在全球前三大LNG出口國分別為澳大利亞、卡達和美國。而作為全球最大的LNG出口國卻突然宣布，限制LNG出口。這究竟是怎麼回事呢？

進口量排第二的是美國，2021年進口美國液化天然氣925.58萬噸，佔比進口總量的11.58%。按說我國這么大的進口量，如果澳大利亞一旦限制液化天然氣出口，那我國豈不是很被動？

Ⅷ 澳洲天然氣漲價300%，將會對兩國造成什麼影響

根據路孚特(Refinitiv)的數據，亞洲天然氣2月期貨價格在上周觸及每百萬英熱單位近20美元的水平。而就在去年12月中旬時，該期貨的交易價格還僅為每百萬英熱單位8美元左右。標普全球普氏(S&P Global Platts)評估的地區價格基準上周五升至每百萬英熱單位21.453美元，2021年至今已飆升42%。

不過雖然澳大利亞賺了很多，但是高天然氣的價格並不會持久，畢竟作為能源，其主要受季節影響很大。隨著冬季的過去，天氣回暖，天然氣的需求也會減少，屆時價格自然也就會降低。另外天然氣價格也將會隨著疫情的逐步控制，生產端和運輸端的恢復，價格也自然會降低。未來對於我國而言，探索天然氣供應多元化，發展新能源，才是解決能源緊張的出路。有人可能會提出大量開采南海海底的可燃冰，技術難度是一方面，另外大規模開采對海底生態環境的破壞也是非常大的，所以並不可取。

Ⅸ 澳大利亞lng和國內的有什麼區別

中石油系統：延安安寨、四川廣安、山東泰安蘇州華峰山西晉城港華海南福山新奧：北海潿洲島、山西煤層氣新疆廣匯河南中原綠能中海油珠海內蒙古包頭內蒙古鄂爾多斯：新聖、星星能源中石油蘭州

Ⅹ LNG接收站的未來風險

世界未來LNG工業發展將面臨以下風險：
1.在發電領域面臨新的競爭
近幾十年，燃氣發電成為天然氣工業發展的主要驅動力。由於改進燃料轉換效率和方法有利於改善環境，天然氣也因此成為新建發電廠以及現有的燃油和燃煤電廠燃料轉換的首選。然而，由於擔心天然氣價格較高以及能否有足夠的天然氣供應，許多國家的政府和電力生產商不得不重新考慮新建燃氣發電能力的計劃。目前正在進行大量投資研究清潔煤技術，這將提高煤炭的競爭力。另外，核電重新受到重視，對燃氣發電也構成威脅。
2.工業需求可能會減少
在美國，有許多大型工業都是利用低成本天然氣建設的。其中一些可以轉用替代燃料，而另外一些使用高價天然氣的現有設施恐怕就失去了經濟性，還不如在海外可以獲得廉價天然氣的地方建設新的設施。
3.面臨管道天然氣的競爭
天然氣價格上漲無疑將促進美國阿拉斯加北坡和加拿大Mackenzie三角洲天然氣管道的建設，原來在低氣價時候經濟上不可採的天然氣儲量開始重新受到青睞。在歐洲，尤其是在西北歐和英國，天然氣管道可以將大量的天然氣輸送到市場，挪威和俄羅斯正在尋求擴大對歐洲的管道天然氣供應，從而對LNG形成競爭。在地中海地區，利比亞正在成為一個重要的管道天然氣供應國；阿爾及利亞正在尋求向南歐擴大管道天然氣供應，以便將LNG出口到其他地區。從長遠看，中亞和中東也將向歐洲供應管道天然氣。在中國和印度等新興的亞洲市場，管道天然氣也將與LNG構成競爭。在中國，西氣東輸管道已經開始供應天然氣，在上海與進口LNG競爭。中國最初與澳大利亞和印尼簽訂的LNG合同的價格很低，但是以後就很難說了。另外俄羅斯管道天然氣也將進入中國市場。印度在其東部海上發現新的天然氣儲量，但是阻礙LNG進入印度市場的更重要的因素是價格。伊朗可能願意向印度提供較低價格的LNG。
4.液化生產線成本不再趨降
由於改進設計、擴大生產線規模、實現規模經濟，以及承包商和設備供應商之間的競爭加劇，10年來LNG工業的單位液化成本不斷降低。然而，隨著鋼價和鋁價的不斷上漲，這種成本下降的趨勢可能將停止。近年已計劃建設的LNG生產線的數量和規模都增加了。每年建設5條以上的LNG生產線(有的規模達到780萬噸/年)，將需要大量的工程和建設資源。同時，卡達計劃建設的780萬噸/年的生產線可能正在接近規模經濟的極限。雖然單位成本下降有利於LNG工業的擴張，但是LNG供應鏈的總成本很高。例如，一個將中東LNG出口到美國、有兩條生產線的普通LNG項目，其成本可能在100億～120億美元之間。
5.融資風險
由於LNG項目有較好的記錄、有長期的照付不議合同和信譽好的購買者，國際銀行、出口信貸機構和多國機構願意向LNG項目提供貸款。但是，對於那些銀行借貸禁入的國家，其LNG項目往往得不到貸款。近年來，一些LNG項目只簽訂了部分產量的長期合同，有些購買商缺少信譽資質，這些使得借貸方更加躊躇。另外，金融機構對於向LNG項目貸款也不熟悉，借貸方必須了解這些項目，這些項目應將LNG出售給合作夥伴和銷售商，而不是出售給配氣公司或分銷商。
6.LNG運輸船建造費用增加
近10年來促進LNG工業快速發展的因素之一是LNG運輸船的成本大幅降低。一般規模的LNG運輸船的價格已經從上世紀90年代初的2.2億～2.5億美元下降到2000年的1.6億美元左右。以前，LNG運輸船由LNG項目合資方或購買者所擁有或者長期租用，而現在較低的運輸成本刺激了LNG運輸船的短期租用，從而擴大了LNG的現貨和短期貿易。這就造成了LNG船運能力的過剩，而這種狀況將延續幾年。不過，由於鋼鐵及其他原材料價格上漲、勞動力成本增加以及船舶需求數量較大，新LNG運輸船的建造費用已上升到2億美元。
7.LNG進口和再氣化設施建設遭遇困難
與天然氣液化廠相比，LNG進口終端比較簡單、安全和可靠。但是，在一些國家，由於當地的反對，建設LNG終端卻很困難。例如，在美國，即使獲得了聯邦有關管理部門的批准，也不能保證就能夠建設LNG終端設施。2005～2015年間美國需要建設6～10座LNG進口終端，歐洲將擴建幾個和至少新建8個LNG終端