澳大利亚LNG为什么不要了

Ⅰ 史上最长！中石化与卡塔尔能源签署27年LNG购销协议，会有哪些影响

中石化与卡塔尔能源签署27年的购销协议，这也是史上最长的一份协议，对两方的影响是比较大的，也能够促进双方的发展，带动经济的发展。

这更是良好环境的缔造在发展，宗旨方面也会有所要求，对于中国市场的天然气需求也会有所满足，能够进一步帮助本国的能源消费结构变得更加合理，在能源供应方面安全性也会有所提升，无论是可靠性还是稳定性，都会有所提升。而两方也表示非常高兴能够达成这样的协议，对于巩固中国以及卡塔尔，有着非常好的作用，也能够维护之间的双边关系，也能够满足中国对清洁能源的需求，这更是令人振奋的一种消息，从此打开了新的篇章。

Ⅱ 液化天然气进口价格涨至30美元，澳大利亚是否成为了最后的赢家

此时下结论还为时过早，待天然气价格回落后才能看出澳大利亚是否为真正的最后赢家。

除了俄罗斯外，乌兹别克斯坦天然气也有望扩大在中国市场的份额。国家管网集团西部管道公司统计数据显示，2020年中亚天然气管道累计向国内输送天然气超390亿立方米。截至目前，该管道已累计输气量超3360亿立方米。

虽然按照目前的发展趋势，澳大利亚确实是赢家，但是请还未发展到最后，谁也下不了定论，只能看后续的发展。

Ⅲ 澳洲海域有石油吗

孕育着澳大利亚等大洋洲各国的澳洲海域，其美轮美奂的自然风光家喻户晓，是每一个旅游者向往的世外桃源，让每一个置身其中的人们流连忘返。然而，掩藏于美丽外表之下的还有那丰富的资源储备，特别是油气资源极其丰富。

一、地理位置

大陆海岸线长约19000千米。全洲除少数山地海拔超过2000米外，一般海拔在600米以下，地势低缓。一般分为大陆和岛屿两部分：澳大利亚大陆西部高原，海拔200～500米，大部分为沙漠和半沙漠，也有一些海拔1000米以上的山脉；中部平原海拔在200米以下，北艾尔湖湖面在海平面以下16米，为大洋洲的最低点；东部山地海拔800～1000米，山地东坡较陡，西坡缓斜。新几内亚岛、新西兰的北岛和南岛是大陆岛，岛上平原狭小，多海拔2000米以上的高山，新几内亚岛上的查亚峰海拔5030米，是大洋洲的最高点。美拉尼西亚的岛屿多属大陆型，系大陆边缘弧状山脉的延续部分，各列岛弧之间有深海盆和深海沟，波利尼西亚和密克罗尼西亚绝大部分岛屿属珊瑚礁型，面积小，地势低平，不少岛屿有由珊瑚礁环绕形成的礁湖，成为天然的船只停泊地和水上飞机场。此外还有少量由海底火山喷发物质堆积而成的火山型岛屿，如夏威夷群岛、帕劳群岛、所罗门群岛、新赫布里底群岛等，地形特点是山岭高峻、形势险要，多天然掩护的良港。

二、油气情况

澳大利亚拥有广阔的沉积盆地，沿海大陆架面积超过陆地面积两倍以上，水下油气资源储量前景可观。多年来，澳大利亚沿海大陆架陆续不断地发现新的油气资源，主要分布在巴斯海峡、西北大陆架和帝汶海一带（图13-6）。

图13-6澳洲海域油气区分布示意图

澳大利亚的陆海沉积岩面积共630万平方千米，有沉积盆地48个，其中20个盆地部分或全部位于海上。20世纪90年代以来，在西北大陆架和大陆中部的一些盆地新发现了油气田，特别是西北大陆架，已成为澳大利亚油气的主要产区之一。

西北大陆架属于卡纳尔文盆地的向海延伸部分，由埃克斯蒂斯次盆、巴罗次盆、丹皮尔次盆、皮达姆拉陆架、普来斯顿陆架等构造单元组成。西北大陆架已发现油田、气田和油气田18个。

西北大陆架邻近的高庚地区天然气储藏尤其可观。高庚天然气田是澳大利亚尚未开发的最大的天然气田，储量高达0.36万亿立方米，其能源价值相当于一个储量为数十亿桶的大油田。斯科特礁（Scott）/Brecknock气田、Bayu-Undan、Sunrise-Troubadour、Scarborough以及Jansz气田等地蕴藏的天然气储量也很丰富。

澳大利亚2007年底已探明石油储量约42亿桶，占世界总量的0.30％。石油产量约2380万吨，占世界总量的0.6％。澳大利亚天然气2007年底已探明储量为2.51万亿立方米，在全球天然气储量中，澳洲排在第12位。

澳大利亚丰富的能源资源中大部分蕴藏在西澳大利亚州（简称西澳州）西北部的海域。西澳州是全球矿物和能源的供应方，2006—2007财年矿业产值估计达534亿澳元，占全国的50％以上。石油天然气是西澳州最大的矿产，产值达164亿澳元，2006—2007年度，西澳州的生产总值估计达到1278亿澳元，占全国经济的12.8％。各州中西澳州的人均产值增长最强劲，达到4.1％。

2004年西澳州原油生产达到7680万桶，凝析油（海上天然气田的副产品）产量为3700万桶。2004年，西澳州共有42个油田产油，最大的油田为Wanaea，年产2310万桶，该油田产量占西澳州原油产量的31％，除原油外，西澳州有27个气田生产凝析油，其中Goodwyn气田是最大的凝析油田，2004年生产1190万桶凝析油，占西澳州凝析油总产量的32％，Echo-Yodel气田是西澳州第二大凝析油气田，2004年生产1060万桶凝析油，占西澳州凝析油总产量的28％，Perseus-Athena气田是西澳州第三大凝析油气田，2004年产凝析油880万桶，占西澳州凝析油总产量的23％。

西澳州天然气储量占全澳洲80％左右，其余20％蕴藏在北领地上方海域以及澳洲东南角海域、澳洲东部内陆（蕴藏少许）。西澳州天然气资源分布在西北部海上的几个区域，主要有Carnarvon盆地（包括西北大陆架和高庚气田，该区域天然气储量在84万亿立方英尺）、Browes盆地（包括Scott Reef和Brecknock及Brecknock South气田，天然气储量为26.5万亿立方英尺），以及在北领地上方的帝汶海Bonaparte盆地（包括Bayu Undan和Sunrise等气田，此处天然气储量为21.6万亿立方英尺，其中西澳州拥有2.34万亿立方英尺，北领地拥有19.26万亿立方英尺）。

三、发展历史

1964年后，澳大利亚才把石油勘探重点转入东南部巴斯海峡，从此开始了澳大利亚海洋石油的发展，同时澳大利亚石油工业也开始了比较快的发展。几年内相继发现了吉特奇尔帕气田、巴罗岛油田、吉尔莫尔气田、梅林尼油气田、巴拉库塔油气田、王鱼油田以及西北大陆架的北兰金和斯科特礁凝析气田。90年代澳大利亚已形成了包括西北大陆架、帝汶海、吉普斯兰盆地和中部盆地在内的四个重要探区。并将重点放在了西北大陆架、帝汶海等海洋区域，并有了许多重大的发现。在1990—1994年，36口野猫井有重要油气发现。但澳大利亚的勘探成本很高，陆地上每口井的费用为200万澳元，而海上的费用为陆地的5倍，高达1000万澳元。

现介绍历史上几个重要的海洋工程项目。

1.西北大陆架

1985年西北大陆架项目液化天然气第一期建设工程开始建造。该项目由六家公司合资组成，它们是：Woodside、BP、BHP Billiton、MIMI（三菱和三井公司）、壳牌、雪佛龙，其中Woodside 公司负责项目的操作，该公司34％的股份由壳牌拥有。六家股东为LNG的销售成立了North West Shelf Australia LNG Pty.Ltd.（简称NWSALNG，原名为ALNG，后为与高庚项目区别，2003年改名为NWSALNG）。截至目前，项目共投资121亿澳元，目前在Burrup半岛上的液化天然气生产线有四条生产线，1989年，第一和第二条组液化天然气生产线开始投产，首批液化天然气开始输往日本。西北大陆架每天生产原油11万桶，凝析油11.5万桶，液化石油气（LPG）2500吨。西北大陆架已经连续运送1700多艘船液化天然气，约1亿多吨液化天然气。现共有9艘不同国籍的船负责运输澳大利亚西北大陆架LNG，每艘船的运输能力为12.5万立方米。进入21世纪后，NWSALNG又向韩国大宇造船公司订购了3艘运输LNG船，其中一艘在2004年4月交货，运输能力为13.75万立方米；另外两艘2006年交货，运输能力为每艘14万～14.7万立方米，每条船价格约为1.7亿美元左右。

据测算西北大陆架项目全部费用将共需160亿澳元。耗资25亿澳元的第四条液化天然气生产线已经在2004年7月完工，2004年9月该线开始生产并出口LNG，2005年该生产线已完全达到设计生产能力，4条生产线共年产液化天然气1170万吨，第五条生产线在2008年年底投入生产，生产能力为420万吨/年。

从1996年起，澳方就与中国有关方面开始接触，商谈向中国推销西北大陆架所产LNG一事。2001年11月8日广东LNG招标工作正式开始，2002年8月8日，由中国海洋石油总公司牵头，广东和香港用户参与的液化天然气招标委员会宣布了开标结果，澳大利亚最终从三名投标者中胜出，拿到了当时澳大利亚历史上最大的单一出口订单，合同总金额250亿澳元，年供气330万吨，供气期为25年。

在从澳洲西北大陆架购买LNG后，中国海洋石油总公司以3.48亿美元收购了澳西北大陆架项目5.3％股份（只包括天然气和连带的石油，不包括西北大陆架基础设施拥有权）以及为供应我国广东液化天然气项目而成立的合资公司（中国LNG）股份的25％。2006年4月下旬，第一船LNG将从西澳州运往广东深圳，这标志着长达25年的供气合同正式开始生效。2006年西北大陆架生产的73％ LNG将出口到日本，25％出口到中国，2％出口到韩国。

2.高庚

高庚（Gorgon）项目是继西北大陆架后澳洲发现的又一储量巨大的天然气田，根据分析，该气田已探明储量为12.9万亿立方英尺，总储量预计为40万亿立方英尺，占西澳州天然气储量35％左右；占澳洲天然气储量25％。该气田面积达280平方千米，是澳洲有史以来发现的最大天然气田。高庚气田发现于1980年，评估工作于1998年完成，预计在2008年开始产气。该气田由三家公司共同投资，其中雪佛龙德士古（澳）公司股份占50％，是项目的作业者，壳牌（澳）公司和埃克森美孚（澳）公司各占25％股份，该项目总共投资已达60多亿澳元。据测算，加上巴若岛的天然气液化加工生产线等投资该项目总共耗资达110亿元。

2003年9月8日，西澳州政府宣布批准将距西澳州西北部皮尔巴拉地区海岸70千米海上的巴若岛（Barrow Island）上部分土地作为给澳洲高庚天然气田加工厂使用，西澳州政府批准给高庚天然气田使用的巴若岛土地共300公顷，高庚项目包括将建造一条70千米长的海底管道，将天然气输送到巴若岛上的天然气液化工厂，先建造一座年产500万吨的液化天然气工厂，然后再建第二座年产500万吨的液化天然气工厂。首座工厂于2005年中期开始建造，第一批液化天然气于2010年开始供应市场。

3.Bayu-Undan天然气田

Bayu-Undan天然气田液化天然气项目天然气加工厂是位于帝汶海的首个能源开发项目，它被帝汶海油气田授权的权威管理机构——澳洲和东帝汶联合成立的管理委员会批准由美国能源巨头康菲公司负责承建，项目包括在已发现的帝汶海上五个油气田之一的Bayu-Undan天然气田与澳洲大陆西北领地首府达尔文之间建造一条天然气输送管道，另外在达尔文建造一液化天然气加工厂。Bayu-Undan天然气田位于达尔文西北方向约500千米，在澳洲与东帝汶之间，位于水下80米深。根据批准的协议规定，天然气田90％的使用费归东帝汶，预计在20年里该天然气田的使用费总共为60亿澳元。

澳洲最大的天然气生产者之一的Santos公司拥有该项目12％股份，位于美国得克萨斯州全球排位第六的能源巨头康菲公司拥有项目64％股份，日本Inpex集团和澳洲的阿吉普公司各拥有12％的股份。2006年2月初日本的第一艘液化天然气运输船到达达尔文港，该船装运着12.5万立方米液化天然气启程前往日本。液化天然气加工厂向日本的两家用户每年供应300万吨的液化天然气，供应年限至少为17年。根据勘探，Bayu-Undan油气田的天然气储量是3.4万亿立方英尺，液化石油气储量为4亿桶。该项目据预计可开采25年，总收入将达300亿澳元。建在达尔文的液化天然气加工厂是澳洲第二个液化天然气加工厂，第一个是西北大陆架液化天然气加工厂。

4.Browse项目

Browse盆地包括Scott Reef和Brecknock及Brecknock South气田，天然气储量共为26.5万亿立方英尺，凝析油储量3.11亿桶，澳洲公司占股份58％，其中Woodside公司占股份50％，欧美跨国公司占部分股份。该项目将是澳洲第三个液化天然气中心，该项目计划建造一个年产700万吨LNG的生产线。

除上述项目外，还有一些在西澳州西北部海上的天然气项目正在规划中，如BHP Billiton公司的皮尔巴拉液化天然气项目，预计总投资为50亿澳元，此气田距陆地270千米。计划开发的项目天然气储量约为8万亿立方英尺，项目计划在2009年开始运作，届时年产LNG 500万～600万吨。

PlutoLNG项目是Woodside公司2005年4月发现，该项目位于西澳北部Karratha西北190千米，预计该处天然气储量为2.5万亿立方英尺，计划建造的LNG工厂生产年能力为500万～700万吨。

Sunrise气田，该项目位于北领地上方的帝汶海Bonaparte盆地，距达尔文西北450千米，距东帝汶80千米，据估计Sunrise气田可开采的天然气为7.68万亿立方英尺，2.99亿桶凝析油。

澳大利亚探明石油储量，从1997年的4亿桶，猛增至目前的42亿桶。2000年原油日产量达历史较高水准，为81.1万桶（其中72万桶为原油）。但随着石油消费的增加和石油产量的下跌，澳大利亚的石油净进口量一直在增加。至2005年1月1日，澳大利亚拥有已证实的石油储备为15亿桶，这些储备的大部分位于澳大利亚南部的巴斯海峡以及澳大利亚西部的海上Carnarvon盆地。自1980年以来，澳大利亚石油日产量已逐渐增加，于2000年达到峰值80.5万桶。2003年澳大利亚石油日产量戏剧性地下跌至63.0522万桶。2005年澳石油日产量估计为55.3331万桶。澳大利亚石油产量下跌的原因很多，第一，产油盆地如Cooper-Eromanga和Gippsland已经历自然减产；第二，尽管产油盆地如Carnarvon和Bonaparte最近几年石油产量上升，但其增量已被澳大利亚国内稳定增长的消费所抵消；第三，澳大利亚税收体制使得国内生产商对于投资石油生产失去吸引力。

2005年，澳大利亚石油日消费量为91.8万桶，导致净进口约36.4万桶，与此相对比，2000年净石油进口平均仅为5.4万桶/天。2007年底石油日产量已降低为56.1万桶。而日消费量却达到了93.5万桶。澳大利亚政府石油进口依赖度至2010年增至50％。澳大利亚进口原油大多数来自阿拉伯联合酋长国、马来西亚、越南和巴布亚新几内亚。

虽然澳大利亚将继续是一个石油和凝析油的净进口国，但该国石油和凝析油日出口量在2008—2009年度增加14％，达到17062桶；并在2009—2010年度增加7％，达到18247桶。

Ⅳ 欧洲争相囤气过冬：LNG船运费飙升，可能会面临哪些巨大的危险

LNG公司的天然气运输船只价格成为了天价

由于欧盟各国一直以来都高度依赖从别国进口大量的天然气，才能够满足欧洲各国的企业和居民的正常需求，但是随着俄罗斯和乌克兰矛盾爆发之后，欧盟各国和俄罗斯之间的关系逐渐恶化，并且欧盟各国还在持续制裁俄罗斯和支持乌克兰，最终导致俄罗斯彻底停止了对欧盟各国的天然气供应；所以欧盟各国为了满足日常需求 只有从别国大量购买天然气，但是失去了俄罗斯的大型天然气运输装置之后，欧盟各国只能够租借LNG公司的天然气运输船，这也导致天然气运输船的租金出现了大幅度的上涨，甚至可以用天价来形容。

Ⅳ 东北三省天然气气源（CNG LNG）问题。

东北地区的LNG主要是大连LNG，其隶属一中石油控股，气源是卡塔尔和澳大利亚

Ⅵ 因欧洲急寻俄气替代能源，澳大利亚天然气供应面临短缺风险

在对俄能源制裁不断升级的背景下，欧洲各国正加紧在世界范围内寻求俄罗斯天然气的替代能源。有报道指出，欧洲的“寻气竞赛”已经威胁到了澳大利亚五个天然气进口终端计划，在未来两年内，人口众多的澳大利亚东南部地区将面临愈发严峻的天然气供应短缺风险。

欧洲客户已经抢先

“欧洲正在抢购几乎所有闲置的液化天然气（LNG），以及将其转化为天然气所需的浮式储存和再气化装置（FSRU）。”瑞士信贷集团能源分析师科瓦尼克（Saul Kavonic）警告称，欧洲的行动旨在填补预期自2024年起出现的天然气供应缺口，“留给澳大利亚进口装备的时间已经不多了。”

资料显示，FSRU外形类似于LNG运输船。不过，它除了运输外还可以储存LNG，并完成对LNG的再气化处理。此外，FSRU的建设相对传统LNG再气化设施也更为灵活，既可以专门制造，也可以由普通的LNG运输船改造而来。

虽然澳大利亚是世界上最大的液化天然气出口国之一，但是其主要气田远离悉尼、墨尔本以及澳东南部的其他大城市。此外，目前澳大利亚的天然气产量大多与亚洲用户的合同挂钩。根据半岛电视台5月9日的报道，自俄乌冲突于今年2月激化以来，澳大利亚在世界能源市场上的份额大幅提升。澳大利亚最大的液化天然气出口企业伍德赛德（Woodside）近几个月来向日本、韩国等亚洲国家输送了大批天然气。

据悉，澳大利亚目前正在推进液化天然气进口项目，但其中大部分项目还远未达到锁定客户或获得再气化基础设施的阶段，尤其对于浮式储存和再气化装置的“争夺”，欧洲客户显然已经抢先了一步。

目前，伍德赛德已经与澳大利亚维多利亚州Viva能源集团签订了一项初步协议，将向Viva的天然气终端供应液化天然气。据伍德赛德首席执行官奥尼尔（Meg O'Neill）所称，Viva计划今年在靠近墨尔本的吉朗市（Geelong）建立一个液化天然气进口终端。

然而，这一计划的实施仍阻碍重重。除了需要等待维多利亚州对其所建码头的环境批准外，Viva仍在与挪威礼诺液化天然气公司（Hoegh LNG）进行谈判。该公司是一家浮式液化天然气储存及再气化装置供应商，5月5日，它与德国达成协议，向德方提供了两个浮式储存和再气化装置（FSRU），这也使澳方Viva公司失去了对该公司FSRU的初步预订。

礼诺公司并没有对Viva的情况发布评论，但在相关电子邮件中，礼诺表示，其现有设备将用于该公司已经“作出坚定承诺”的项目。

如此看来，能否成功获得浮式储存和再气化装置（FSRU）将会是澳大利亚液化天然气进口项目能否继续推进的关键。在上周于韩国大邱举行的世界天然气会议的间隙上，奥尼尔对路透社表示，澳大利亚目前所面临的挑战之一正是如何获取FSRU，他表达了担忧之情，“欧洲发生的一些事情正在拖延澳大利亚的时间和机会。”

FSRU获取是关键

面对获取FSRU的挑战，澳大利亚已经开始了紧锣密鼓的筹备工作。据路透社31日报道，澳大利亚拟议的五个液化天然气终端的所有者——Viva集团、中队能源集团（Squadron Energy）、威尼斯能源公司（Venice Energy）、孚宝集团（Vopak）、埃皮克有限公司（EPIK）均在推进项目工作。

然而，事实上，只有一个终端正在投入建设，即中队集团的肯布拉港（Port Kembla）能源终端。据悉，该能源终端的目标是在2023年底前准备好第一批天然气，并已经为其租用了Hoegh Galleon的一个浮式储存和再气化装置（FSRU）。中队集团代理首席执行官肖（Michael Shaw）在电子邮件中指出，基础设施将会到位，但第一批天然气何时开始运输“很大程度上取决于客户的要求”。

除了从外界购入，威尼斯能源公司正在计划建造新的浮式储存和再气化装置（FSRU）。据悉，其在南澳大利亚的外港液化天然气项目正与希腊液化天然气船公司GasLog合作，可能涉及到改装一艘液化天然气船。威尼斯公司表示，船厂在可用性和改装能力方面仍然面临巨大压力，并称，若一切顺利，该公司希望在2024年第二季度前拥有一个FSRU。

然而，建造一个新的FSRU，而不是租用一艘现有船只装备，将“带来漫长的延误”。礼诺公司在在其电子邮件的评论中向路透社表示，“假使你今天订购了一艘FSRU，你最早可能在2026年获得它。”

值得注意的是，澳大利亚当局早在今年3月就发出警告，倘若没有液化天然气进口来补充供应，澳东南部的城市将从2024年冬季开始出现天然气短缺，若这种情况无法得到改善，到2026至2027年，澳大利亚的整个东海岸都将面临天然气短缺危机。

Ⅶ 最大的液化天然气出口国，突然宣布限制出口，对我们的国家有什么影响

一位久经商场的创业老司机，关注我，每天分享一点财富干货，让你的人生少走弯路。全球最大的LNG出口国，也就是液化天然气出口国，突然宣布限制出口了。这个国家到底是谁？接下来对我国又会造成哪些影响？现在全球前三大LNG出口国分别为澳大利亚、卡塔尔和美国。而作为全球最大的LNG出口国却突然宣布，限制LNG出口。这究竟是怎么回事呢？

进口量排第二的是美国，2021年进口美国液化天然气925.58万吨，占比进口总量的11.58%。按说我国这么大的进口量，如果澳大利亚一旦限制液化天然气出口，那我国岂不是很被动？

Ⅷ 澳洲天然气涨价300%，将会对两国造成什么影响

根据路孚特(Refinitiv)的数据，亚洲天然气2月期货价格在上周触及每百万英热单位近20美元的水平。而就在去年12月中旬时，该期货的交易价格还仅为每百万英热单位8美元左右。标普全球普氏(S&P Global Platts)评估的地区价格基准上周五升至每百万英热单位21.453美元，2021年至今已飙升42%。

不过虽然澳大利亚赚了很多，但是高天然气的价格并不会持久，毕竟作为能源，其主要受季节影响很大。随着冬季的过去，天气回暖，天然气的需求也会减少，届时价格自然也就会降低。另外天然气价格也将会随着疫情的逐步控制，生产端和运输端的恢复，价格也自然会降低。未来对于我国而言，探索天然气供应多元化，发展新能源，才是解决能源紧张的出路。有人可能会提出大量开采南海海底的可燃冰，技术难度是一方面，另外大规模开采对海底生态环境的破坏也是非常大的，所以并不可取。

Ⅸ 澳大利亚lng和国内的有什么区别

中石油系统：延安安寨、四川广安、山东泰安苏州华峰山西晋城港华海南福山新奥：北海涠洲岛、山西煤层气新疆广汇河南中原绿能中海油珠海内蒙古包头内蒙古鄂尔多斯：新圣、星星能源中石油兰州

Ⅹ LNG接收站的未来风险

世界未来LNG工业发展将面临以下风险：
1.在发电领域面临新的竞争
近几十年，燃气发电成为天然气工业发展的主要驱动力。由于改进燃料转换效率和方法有利于改善环境，天然气也因此成为新建发电厂以及现有的燃油和燃煤电厂燃料转换的首选。然而，由于担心天然气价格较高以及能否有足够的天然气供应，许多国家的政府和电力生产商不得不重新考虑新建燃气发电能力的计划。目前正在进行大量投资研究清洁煤技术，这将提高煤炭的竞争力。另外，核电重新受到重视，对燃气发电也构成威胁。
2.工业需求可能会减少
在美国，有许多大型工业都是利用低成本天然气建设的。其中一些可以转用替代燃料，而另外一些使用高价天然气的现有设施恐怕就失去了经济性，还不如在海外可以获得廉价天然气的地方建设新的设施。
3.面临管道天然气的竞争
天然气价格上涨无疑将促进美国阿拉斯加北坡和加拿大Mackenzie三角洲天然气管道的建设，原来在低气价时候经济上不可采的天然气储量开始重新受到青睐。在欧洲，尤其是在西北欧和英国，天然气管道可以将大量的天然气输送到市场，挪威和俄罗斯正在寻求扩大对欧洲的管道天然气供应，从而对LNG形成竞争。在地中海地区，利比亚正在成为一个重要的管道天然气供应国；阿尔及利亚正在寻求向南欧扩大管道天然气供应，以便将LNG出口到其他地区。从长远看，中亚和中东也将向欧洲供应管道天然气。在中国和印度等新兴的亚洲市场，管道天然气也将与LNG构成竞争。在中国，西气东输管道已经开始供应天然气，在上海与进口LNG竞争。中国最初与澳大利亚和印尼签订的LNG合同的价格很低，但是以后就很难说了。另外俄罗斯管道天然气也将进入中国市场。印度在其东部海上发现新的天然气储量，但是阻碍LNG进入印度市场的更重要的因素是价格。伊朗可能愿意向印度提供较低价格的LNG。
4.液化生产线成本不再趋降
由于改进设计、扩大生产线规模、实现规模经济，以及承包商和设备供应商之间的竞争加剧，10年来LNG工业的单位液化成本不断降低。然而，随着钢价和铝价的不断上涨，这种成本下降的趋势可能将停止。近年已计划建设的LNG生产线的数量和规模都增加了。每年建设5条以上的LNG生产线(有的规模达到780万吨/年)，将需要大量的工程和建设资源。同时，卡塔尔计划建设的780万吨/年的生产线可能正在接近规模经济的极限。虽然单位成本下降有利于LNG工业的扩张，但是LNG供应链的总成本很高。例如，一个将中东LNG出口到美国、有两条生产线的普通LNG项目，其成本可能在100亿～120亿美元之间。
5.融资风险
由于LNG项目有较好的记录、有长期的照付不议合同和信誉好的购买者，国际银行、出口信贷机构和多国机构愿意向LNG项目提供贷款。但是，对于那些银行借贷禁入的国家，其LNG项目往往得不到贷款。近年来，一些LNG项目只签订了部分产量的长期合同，有些购买商缺少信誉资质，这些使得借贷方更加踌躇。另外，金融机构对于向LNG项目贷款也不熟悉，借贷方必须了解这些项目，这些项目应将LNG出售给合作伙伴和销售商，而不是出售给配气公司或分销商。
6.LNG运输船建造费用增加
近10年来促进LNG工业快速发展的因素之一是LNG运输船的成本大幅降低。一般规模的LNG运输船的价格已经从上世纪90年代初的2.2亿～2.5亿美元下降到2000年的1.6亿美元左右。以前，LNG运输船由LNG项目合资方或购买者所拥有或者长期租用，而现在较低的运输成本刺激了LNG运输船的短期租用，从而扩大了LNG的现货和短期贸易。这就造成了LNG船运能力的过剩，而这种状况将延续几年。不过，由于钢铁及其他原材料价格上涨、劳动力成本增加以及船舶需求数量较大，新LNG运输船的建造费用已上升到2亿美元。
7.LNG进口和再气化设施建设遭遇困难
与天然气液化厂相比，LNG进口终端比较简单、安全和可靠。但是，在一些国家，由于当地的反对，建设LNG终端却很困难。例如，在美国，即使获得了联邦有关管理部门的批准，也不能保证就能够建设LNG终端设施。2005～2015年间美国需要建设6～10座LNG进口终端，欧洲将扩建几个和至少新建8个LNG终端