【建投专题】资本开支高昂但运营成本有限，澳大利亚并非全球LNG边际产能

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研究员：董丹丹

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发布日期：2025年2月28日

随着2025-2027年全球LNG市场迎来投产大周期，3年近40%的产能增长势必导致全球LNG供需平衡转向显著宽松。作为基础能源商品，LNG需求难以迅速增长，数年的时间维度内：供需再平衡将有赖于供给出清，现货价格将取决于边际成本。泛泛来看，全球LNG成本曲线较为清晰，澳大利亚成本最高，北美位于第二梯队，东南亚、非洲等资源国位于第三梯队，卡塔尔成本最低。供给出清的压力与边际定价的重任似乎较明确地归属于澳大利亚 。

2024年澳大利亚LNG出口111BcM，占全球总量的20%。澳大利亚与美国曾共同主导了2015-2020年代的产能扩张，目前澳大利亚、美国、卡塔尔均占全球产量约20%，但在接下来一轮扩产浪潮中，美国与卡塔尔将成为扩产的绝对主力，澳大利亚仅有500万吨/年的Pluto T2预计于2026年上线，后文我们将发现，资本开支过大是限制澳大利亚扩产的主要因素。由于澳大利亚位于亚太地区，其绝大多数LNG出口就近流向中日韩以及东南亚，因此在运费上占有优势，但在LNG运力过剩的当下（详见此前专题《LNG运费创2021年以来新低，LNG运输市场的产能周期运行到哪里？》），低运费的优势一定程度上也被削弱。

依托澳大利亚东部昆士兰州的煤层气资源，在Gladstone港对岸的Curtis岛上聚集了3个LNG出口项目，分别是Australia Pacific、Queensland Curtis和Gladstone。Australia Pacific于2016年上线，2条产线共计900万吨/年产能，由上游天然气生产商Origin Energy、油气巨头ConocoPhillips和LNG买方中石化共同控股。Queensland Curtis于2015年上线，2条产线共计850万吨/年产能，由油气巨头壳牌和LNG买方中海油等共同控股。Gladstone于2015年上线，2条产线共计780万吨/年产能，由澳大利亚天然气生产商Santos和油气巨头道达尔、马国油、LNG买方韩国KOGAS等共同控股，项目长期受制于气源短缺，至今未能达产。

North West Shelf是澳大利亚最早、最大的LNG出口项目，气源来自临近海上。1-3号产线产能分别250万吨/年，4-5号产线分别470万吨/年，于1989-2008年陆续投产，2024年2号产线因气源短缺停运后，总产能1440万吨/年。项目由澳大利亚天然气生产商Woodside和油气巨头壳牌、BP、雪佛龙等共同控股。North West Shelf与Woodside旗下的另一LNG出口项目Pluto均位于西澳大利亚州Burrup半岛，Pluto项目的气源来自较North West Shelf更远的海上，但二者可以互通，Pluto T1产能490万吨/年于2012年投产，T2产能500万吨/年预计于2026年投产。North West Shelf未来的气源接续、Pluto T2的投产分别依赖Browse、Scarborough气田的开发。

西澳大利亚州还有另外两个较新的LNG出口项目，气源均来自临近海上，供应充足、运营稳定。Gorgon于2016年上线，3条产线共计1560万吨/年产能，由油气巨头雪佛龙、埃克森美孚、壳牌等共同控股，是目前澳大利亚目前产能与产量最大的LNG出口项目。Wheatstone于2018年上线，2条产线共计890万吨/年产能，由油气巨头雪佛龙、澳大利亚天然气生产商Woodside和日本政府企业JOGMEC等共同控股。

Darwin和Ichthys两个LNG出口项目位于澳大利亚北部领地。Darwin于2006年上线，产能370万吨/年，由澳大利亚天然气生产商Santos和LNG买方韩国SK、日本INPEX等共同控股。由于来自Bayu-Undan海上气田的气源枯竭，项目已于2023年停产，正在进行的Barossa气田开发有望使得项目于2026年重启。Ichthys于2018年上线，2条产线共计930万吨/年产能，由日本INPEX、油气巨头道达尔等共同控股。Ichthys的气源来自距离十分遥远的Ichthys气田，庞大的资本支出使得其成为有史以来最贵的LNG出口项目。

Prelude是海上浮式LNG项目，于2019年开始商业生产，生产船位于Ichthys气田临近的Prelude气田上方，产能360万吨/年。项目由油气巨头壳牌、日本INPEX、韩国KOGAS等共同控股。Prelude项目的成本同样偏高，且投产后反复因火灾、罢工、故障等问题停产，直至2023年的大修后才转入稳定运行。Prelude气田自身储量较小，附近正在开发的Crux气田将于2027年投产，使项目的生产得以接续。Prelude与Ichthys气田所处的区域附近因环保问题无法建设LNG码头，两个项目不得不采用各自的手段另辟蹊径，是导致两个项目成本偏高、运行不稳的根本原因。

澳大利亚西海岸的LNG出口项目基本与气田配套开发，更加类似中东、非洲项目的运营模式。在气田生命周期内气源稳定，气田枯竭则通过新开发气田补充（如North West Shelf、Pluto、Darwin），与澳大利亚国内天然气市场关联有限。也即未来数年的实际出口量将主要取决于Browse、Scarborough、Barossa、Crux四个海上气田的开发进度，气田开发需要大量资金投入，LNG价格的看跌前景可能对其产生影响。

东海岸昆士兰州Australia Pacific、Queensland Curtis和Gladstone三个项目气源通过协议方式从国内天然气生产商（股东或第三方）获得，更加类似美国项目的运营模式。澳大利亚东海岸人口较密集，天然气需求量大，管网不与西部互通，虽然跟据政府报告，东海岸天然气需求因居民与商业部门的电气化而减少，但在南部海上气田枯竭的背景下，各部门对国内天然气资源的需求仍在持续增加。由于国内需求与LNG出口形成竞争，政府有权对LNG出口进行限制，因此对于天气、管道基础设施建设、煤层气开发接续等东海岸天然气供需平衡的影响因素同样需保持关注。

我们在第一节提到，各大研究机构的结论一致，即澳大利亚LNG生产成本全球最高。但通过上述的盘点以及对成本的详细拆分，我们认为事情并不简单。

澳大利亚LNG出口项目的显著特征是资本开支巨大，不考虑较早的NWS、Darwin和Pluto，2015-2020年代建成的项目，每百万吨产能平均要投入36亿美元。对比同年代的美国项目，每百万吨产能平均仅需投入约10亿美元。巨额的资本开支主要由以下两个原因造成：1、澳大利亚作为发达国家，人力、能源、设备等建造成本天然偏高，严格的环保、社会等法律法规又使得部分项目的成本雪上加霜（典型如Ichthys）2、澳大利亚国内天然气市场规模有限，无法像美国一样依托国内市场与管网直接建设LNG码头，而是需要像卡塔尔等国家一样建设从气田到码头的全产业链。既没有发展中国家的低成本，又没有发达国家的大市场，澳大利亚LNG出口项目的巨大资本开支实在意料之中。

因此所谓澳大利亚LNG“高成本”，主要是因为前期庞大资本开支导致的折旧（包括上游与LNG环节），如果仅观察运营成本（包括上游与LNG环节），则澳大利亚大多数项目成本在3美元/MMBtu左右，较美国偏低，毕竟我们预计2025年后美国LNG项目仅进气平均成本就将在3.5美元/MMBtu以上（还要包括人工、燃料、设备等）。