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澳大利亚LNG项目现状及面临的挑战

来源:本站 日期:2014-12-16 浏览量:

液化天然气(LiquifiedNaturalGas,简称LNG)主要成分是甲烷,其体积为等量气态天然气体积的1/600,重量仅有同体积水的45%,便于运输。随着原油价格的不断攀升和全球环境的不断恶化,各国对清洁能源的需求不断增加。作为绿色清洁能源,LNG产业正在全球发展壮大。2011年世界LNG贸易量增长了8%,达到2.4亿吨,其中亚洲是主要的LNG进口区,且需求还在持续攀升。近年来澳大利亚LNG项目蓬勃发展,除了3个已经建成的LNG项目以外,还有12个LNG项目处于规划与在建阶段。预计全部项目建成后,总产能将达到1.1亿吨/年,将超越卡塔尔成为世界第一大LNG出口国。虽然澳大利亚LNG项目发展很快,但依然面临诸多方面的挑战。

  一、澳大利亚LNG项目现状

  澳大利亚的地理位置靠近亚洲主要LNG进口国家,常规天然气和非常规天然气资源丰富,政治稳定,政府重视LNG项目发展,吸引了众多大石油公司的强强联合,这些公司目前正在澳大利亚建设多个LNG项目,未来510年,澳大利亚有将近12个大型LNG项目陆续建成投产(见图1)。届时总产能将达到1.1亿吨/年以上,预计到2017年澳大利亚将取代卡塔尔成为世界第一大LNG出口国。截至2012年6月,澳大利亚已投入生产的LNG项目有3个,分别是西北大陆架LNG项目(NorthWestShelfLNG)、达尔文LNG项目(DarwinLNG)和PlutoLNG项目,年产量合计达2430万吨。

  西北大陆架LNG项目(NorthWestShelfLNG)位于西澳大利亚州(以下简称西澳)的鲁普半岛。早在1989年就开始了LNG生产,2008年第五条LNG生产线投产后,总产能达到1630万吨/年,成为澳大利最大的LNG项目[1]。该项目投资为270亿澳元,作业者为澳德赛能源公司(WoodsideEnergyLtd),合作伙伴是必和必拓、雪佛龙、日本澳大利亚LNG公司、日本三井公司和壳牌。主要出口市场为日本、韩国和中国。2003年该项目与韩国签订了每年50万吨LNG、总共7年的中期供销合同;2006年与我国广东省签订了25年×330万吨LNG/年、总价值约25亿澳元的供销合同。

  达尔文LNG项目(DarwinLNG)年产LNG370万吨。项目气田Bayu-Undan位于达尔文市西北500千米处,于1995年被康菲公司发现,约有4万亿立方英尺的天然气储量。根据帝汶海协议,该项目所有者为东帝汶共和国和澳大利亚,作业者为康菲。2003年由柏克德(Bechtel)公司①负责建设施工,2006年正式投产。该项目具有里程碑意义——不仅第一次将康菲公司的优化级联式流程用于大规模液化天然气生产线,而且还第一次使用了燃气轮机作为冷冻剂驱动机,同时该项目的成功也奠定了柏克德公司在LNG工程建设市场上的领导地位,并成为康菲公司的长期合作伙伴。该项目与日本东京电力公司签订了年出口300万吨、共17年的供销合同,并于2006年2月开始向后者出口LNG。预计在项目20年的生命周期里会给东帝汶和澳大利亚政府分别带来50亿澳元和5亿澳元的税收。

  年产430万吨的PlutoLNG项目位于西澳的普鲁半岛,澳德赛是作业者并拥有90%的股权,东京燃气公司和日本关西电力公司各拥有5%的股权。该项目投资约120亿澳元,于2012年3月开始投入生产。该项目与日本关西电力公司和东京燃气公司签订了15年的长期供销合同,每年向其提供175万吨LNG。

  其他LNG项目目前均处于规划或在建阶段,预计项目建成后,年总产量将达到8680万吨(不包括远期和扩容计划,见表1)。


   1.GorgonLNG项目

  GorgonLNG项目位于巴罗岛(BarrowIsland),距离西澳西海岸60千米处。由雪佛龙(47.333%)、埃克森美孚(25%)、壳牌(25%)、大阪燃气公司(1.25%)、东京燃气公司(1%)以及日本中部电力公司(0.417%)共同组建,项目投资估算为430亿澳元。该项目气源充足,已经确定超过40万亿立方英尺的储量。现在正在建设3条LNG生产线,由KBR(KelloggBrown&Root)和Gorgon公司的联合体(KJVG)进行LNG厂的EPCM(Engineering,Procurement,Construction,Management)总包,计划于2014年开车投产,投产后年产能将达到1560万吨。未来计划建设第四条,会再增加500万吨产能。该项目的LNG目标市场为北美和亚洲,并已经和日本、中国、墨西哥和印度签订了长期供销合同。

  2.WheatstoneLNG项目

  WheatstoneLNG项目位于西澳皮尔巴拉海岸(PilbaraCoast),项目储量约为4.5万亿立方英尺。该项目由雪佛龙(64.14%)、阿帕奇石油公司(13%)、东京电力公司(8%)、科威特石油勘探公司(7%)、壳牌(6.4%)和日本九州电力公司(1.46%)共同发起,项目总投资290亿美元。该项目前端设计(FrontEndEngineeringDesign,FEED)交由柏克德公司负责,并于2011年9月作出投资决策(FinalInvestmentDecision,FID),同年12月份开始建设施工,计划修建2条液化天然气生产线,年产量为890万吨LNG,将于2016年投产。目前该项目已经被批准扩容,未来产能将达到2500万吨/年LNG。该项目的市场主要为日本,2011年7月与东京电力公司签订了20年310万吨/年的供销协议;2011年9月与日本九州电力公司签订了20年70万吨/年的供销协议;2012年4月与日本中部电力公司签订了20年100万吨/年的框架协议;2012年5月与日本东北电力公司签订了20年100万吨/年的供销协议。

  3.IchthysLNG项目

  IchthysLNG项目位于澳大利亚西北部的达尔文港口,储量约为12.8万亿立方英尺,由日本国际石油开发公司(Inpex,76%)和道达尔公司(24%)共同开发。项目初始投资为230亿美元,计划建设2条液化生产线,年产量共计840万吨LNG。IchthysLNG项目已于2011年作出FID,2012年将EPC(Engineering,ProcurementandConstruction)交由日晖株式会社(JGCCorporation)、KBR和千代田(ChiyodaCorporation)的联合体共同完成,预计2015年投产,投产后大约70%的LNG将销往日本。

  4.BrowseLNG项目

  BrowseLNG项目位于澳大利亚西北部的詹姆斯·普莱斯角,约有15.5万亿立方英尺的储量。作业者为澳德赛(Woodside),拥有46%股份,合作伙伴为必和必拓、BP、雪佛龙和壳牌,项目投资约300亿澳元。澳德赛还计划转让给三菱和三井公司14.7%的股份,届时澳德赛的股份将降到31.3%。该项目计划建设3条液化天然气生产线,年产量达到1200万吨,现在已经完成FEED,目前正在评估EPC投标报告。澳德赛及其合作伙伴原计划于2012年年中作出FID,现已推迟至2013年上半年。BrowseLNG项目已经同中国石油和台湾中油公司签订了每年提供200万300万吨LNG、合同期1520年的框架协议。

  5.Prelude浮式LNG项目

  Prelude浮式LNG项目位于澳大利亚西部海域,距离海岸线超过200千米。该项目为壳牌独资,投资约为120亿美元,计划建设年产量为360万吨的浮式LNG装置,该装置集LNG生产、储存与装卸于一身,不需要前期进行海底输气管道、LNG工厂和码头的建设。目前世界上还没有正式运行的浮式LNG液化装置。该项目于2011年通过了FID,预计于2016年投产②。Prelude浮式LNG项目建成后,将是世界上第一个浮式LNG项目,对于奠定壳牌在浮式LNG领域领先地位有着重要意义。

  6.Bonaparte浮式LNG项目

  Bonaparte浮式LNG项目位于达尔文以西,距离海岸线170千米处,由GDFSuez(60%)和桑托斯(Santos,40%)两家共同建设。项目计划建设200万吨/年的浮式LNG生产储卸装置,现在正处于FEED前期阶段,预计在2013年进入FEED,2014年进行FID,并计划于2018年投产。

  7.QueenslandCurtisLNG项目

  QueenslandCurtisLNG(QCLNG)项目位于昆士兰州的柯蒂斯(Curtis)岛,原料气为煤层气,QCLNG由QGC(BG集团澳大利亚子公司)、BG发起,2009年5月中国海油参股第一条生产线10%,成为合作伙伴,东京燃气公司(TokyoGas)将在第二条生产线上持2.5%股份。项目总投资约204亿美元。QCLNG项目计划修建两条液化天然气生产线,总产能为850万吨/年LNG。该项目于2010年10月宣布FID,将于2014年投产,未来根据需求可能扩建到1200万吨/年。QCLNG已经同中国海油、日本、新加坡、智利签署了LNG长期购销协议。

  8.GladstoneLNG项目

  GladstoneLNG项目(GLNG)项目位于昆士兰州的柯蒂斯岛,原料气为煤层气,作业者桑托斯公司持有股份30%,合作伙伴为马来西亚国家石油公司(27.5%)、道达尔公司(27.5%)和韩国燃气公司(15%)。项目计划修建两条液化天然气生产线,液化技术采用康菲公司的专利——优化级联式流程,总产能为780万吨LNG/年,已于2011年1月宣布FID,总投资160亿澳元,预计2015投产。马来西亚国家石油公司和韩国燃气公司承诺每年购买700万吨LNG。

  9.AustraliaPacificLNG项目

  AustraliaPacificLNG(APLNG)项目位于昆士兰州的柯蒂斯岛,原料气为煤层气。项目由Origin(37.5%)、康菲(37.5%)、中国石化(25%)合资建设,总投资预计230亿澳元。其中Origin负责上游气源和输气管线的建设和运行,康菲负责LNG厂的建设和运行,中国石化2011年入股该项目,是将来的LNG客户。项目初期计划修建两条液化生产线,液化技术采用康菲公司的优化级联式流程,每条450万吨/年产能,年产量为900万吨LNG。2011年宣布第一条液化天然气生产线FID,2012年7月宣布第二条生产线FID,预计2015年第一条生产线投产,2016年第二条投产。未来计划再修建两条液化生产线,最终达到年产1800万吨LNG。该项目的目标客户是东亚地区的日本、韩国、中国等国家,中国石化已经与APLNG签订了20年的LNG购买协议。

  目前在柯蒂斯岛上在建的上述3个LNG项目(QCLNG、GLNG、APLNG)的FEED和EPC建设都由柏克德公司负责,这进一步确立了柏克德公司在澳大利亚LNG工程建设的领先地位。这3个LNG项目在建设高峰期将有8800多名工人,柏克德公司还要负责将这3个项目所需的近260个大型模块从澳大利亚本土之外的模块化工厂运送到岛上。

  10.ArrowLNG项目

  ArrowLNG项目位于昆士兰州的柯蒂斯岛,原料气为煤层气,由壳牌和中国石油合资建设,股份各占50%。目前已经结束FEED设计,预计于2013年底宣布FID,计划建设两条、每条400万吨/年的液化生产线,液化技术选用丙烷预冷混合制冷剂技术(C3MR),预计2018年投产。未来根据市场需求,有可能再建两条液化生产线,总产能达到1600万吨/年。

  11.Sunrise浮式LNG项目

  Sunrise浮式LNG项目气田于1979年被发现,距离达尔文西北处450千米,隶属于帝汶海,项目储量为8.4万亿立方英尺。根据帝汶海协议,此处资源由东帝汶共和国和澳大利亚共同开发,澳德赛为作业者。2010年,澳德赛经过调研,提出了浮式LNG、扩建达尔文LNG项目和再兴建一个LNG厂的方案,东帝汶和澳大利亚一致选择采用浮式LNG方案。目前该项目正在由澳德赛做前期工作。

  12.FishermanisLandingLNG项目

  FishermanisLandingLNG项目隶属于澳大利亚LNGLimited(LNGL),2011年中国石油旗下的中国寰球工程公司收购后者19.89%的股份并成为最大股东。该项目位于Gladstone地区的渔夫港口。计划建设两条150万吨/年的液化生产线,使用LNGL自身拥有的OSMR技术。寰球公司为EPC合同承包商。

  二、澳大利亚LNG项目存在的挑战

  1.激增的劳工成本、较低的生产率和不断升值的澳元造成项目投资成本大大增加

  自2010年起,LNG建设热潮在澳大利亚东西两岸全面铺开,这不仅给当地劳工市场带来巨大压力,而且增加了项目建设成本过渡蹿升的风险。工会的劳工保护和严格的境外劳工引进政策,更加剧了澳大利亚本土专业技能劳工和管理人员的短缺。劳动力成本不断上涨,劳动生产率大大低于全球业内同行标准,加上各个在建项目之间的人员流动比例很高,使得在建LNG项目的学习曲线不断延长,给项目的投资、安全、进度、质量等带来很大的影响。此外,澳大利亚还面临因澳元不断升值而造成项目投资成本增加的风险。

  以GorgonLNG项目为例,自2009年雪佛龙、壳牌和埃克森美孚作出FID时,预计的Gorgon项目总投资为370亿美元,由于澳元兑美元汇率不断走高,该项目一半的投资是以澳元结算的,最终造成投资成本增长20%以上。另外,随着项目投资成本被市场过分抬高,有分析认为目前GorgonLNG项目投资将达到470亿美元,投资增加27%,而且预计投产日期也将延迟到2015年。

  对此,壳牌澳大利亚LNG一体化项目首席执行官AnnPickard8月份在堪培拉举行的“CEO论坛”上警告说:“不断上涨的项目建设成本和劳动力成本可能会对日益扩张的澳洲LNG业务所需新的投资带来威胁,澳大利亚当地的LNG项目建设成本目前可能是全球最高的,如果不能想办法降低成本、提高生产率,陆上LNG厂的建设将会变得日益困难”[2]。投资超预算、工期推迟的现象已成为澳大利亚陆上LNG一体化项目面临的普遍问题。

  2.以煤层气为原料气的LNG一体化项目面临很大的环保压力

  煤层气行业是一个新兴的能源产业,主要环境影响因素包括产出水管理和监控,如何最大程度减小对地下蓄水层、地表水的影响,选择适宜的盐水储蓄地点和处理方式以避免对地表水系统的化学污染,是煤层气公司亟需研究解决的课题。

  澳大利亚的煤层气绝大部分集中在昆士兰州,主要分布在南部和北部两个盆地。南部Surat盆地地处密集的农田耕地区内,有些区块属于政府战略耕地;北部Bowen盆地则集中了很多优质煤矿。煤层气开采不同于常规天然气,具有生产井蓄产期长、开发过程中产出的大量含盐水无法回注、开关井不如常规气井灵活、开发作业环境影响面积大、投资回收期长等特点,造成钻井和地面设施建设成本高、环保压力大。此外,当地民众和一些政府机构对煤层气这一新兴能源及其生产技术了解不多,对农田和地下水质会遭受影响的担心过度。另外,昆士兰州政府规划的下游LNG产业区位于Curtis岛上,与世界文化遗产——大堡礁紧邻,有很多民众担心未来的工程会影响大堡礁的生态环境。加之政府各党派之间的利益驱动,给煤层气业务的顺利开展带来了巨大的挑战。

  以目前在昆士兰州在(待)建的4个煤层气液化LNG项目为例,按30年的生产期估算,伴随煤层气生产将产出不少于4万亿升的水,这些水相当于8个悉尼港的容量。按平均2800万吨/年的LNG产量计算,每年煤层气产出水约1960亿升,由于含盐量高,这些产出水需要经过严格的处理后方可循环使用。2009年,当地政府出台了严格的煤层气产出水管理政策,要求自2010年10月起禁止建立蒸发池处理煤层气产出水,这意味着煤层气公司必须寻找新的方法来处理含盐水。

  3.数量繁多的项目环评、政府合规性要求对LNG项目按期建成造成巨大的挑战

  作为联邦政府名录内的重要环境影响项目,大型LNG项目除了必须经过州政府和公众审核外,还要经过联邦政府的审核和批准,从准备提交到审批通过,一般要两年的时间,同时还有上百条附加条件约束项目的建设实施。

  以柯蒂斯岛上正在建设的3个LNG项目为例,环评均为有条件通过,其中一家有多达1200项条件附加于其项目实施的环境保护计划中。即使环评获得最终通过,建设生产所需的各项政府许可申请多达300种,申请时间最长的需要14个月到2年的时间。这些环境许可重点关注:项目所在的敏感地区,例如农田牧场、河道、场地硫酸盐土壤的管理,毗邻的世界文化遗产大堡礁的保护,生产装置的噪音和光亮的控制,当地社区生态环境及海洋生物的保护,建设物资、装备的动植物检验检疫等,同时还要考虑众多的利益相关方要求,例如土著人权益保护、与土地所有者的谈判、文化遗产保护、土地使用许可等复杂的产业关系。这使得项目在各类许可申报、批准上所花费的时间和成本攀升,也给项目的按期实施带来了极大的不确定性,这也是项目投资不断上涨的原因之一。

  4.美国“能源独立”战略对澳大利亚的LNG产业的可能影响

  美国“能源独立”战略取得了新进展,可能对澳大利亚的LNG产业产生影响。

  目前全球天然气市场没有统一价格,而是分地区市场定价。随着LNG形成规模化生产之后,以俄罗斯为代表的天然气资源国,主张气价与国际油价挂钩,天然气价格连同LNG价格日趋攀升。

  然而近年来,由于技术实现新突破,美国页岩气、页岩油等非常规油气勘探开发获得成功,其综合能源自给率从2005年的69%上升到2011年的81%。据美国EIA预测,2016年美国将成为LNG净出口国;2021年成为天然气净出口国;2035年成为管道天然气净出口国[3]。有西方投资分析人士甚至乐观地预测,到2017年美国有可能超过卡塔尔和澳大利亚,成为第一大LNG出口国。目前,美国的一些能源公司(例如Cheniere)已经申请LNG出口,并获得政府批准,美国许多前几年设计的LNG进口终端现在都在改造成出口终端。一旦美国天然气大量出口,势必冲击与原油价格挂钩的定价模式,对国际天然气市场格局产生重大影响。

  对其他天然气消费大国来说,美国的出口无疑是个好事,因为这将增加全球天然气的供应,促进全球天然气市场的一体化,扩大清洁能源的使用范围。但对LNG出口国澳大利亚而言,面对美国可能对全球天然气市场的冲击,如何从国家长期利益和经济环境的协调可持续发展的高度,通过合理的税负、优惠的投资政策支持,保护和促进其LNG产业的发展;同时减少政策的不确定性,与投资者一起解决全球最高的LNG建设投资成本,保持其在全球LNG出口市场的竞争力,保护投资者的合理收益,都是不能回避的挑战。

  三、建议和对策

  1.依靠新技术、新工艺、新理念降低项目投资和运营成本

  澳大利亚将在今后67年取代卡塔尔成为全球最大的LNG出口国,技术和创新是应对澳大利亚高劳动成本、低生产率,实现LNG项目成功的关键。作为LNG一体化项目,尤其是对非常规的煤层气领域,应在上游大力研发和推广新的钻采工艺和高效钻机,降低单井生产成本,提高作业效率;在下游LNG厂的设计中应优化设计思路,尽量减少与项目相关许可方面的管理界面,推广单体装置的大型模块化建设,推进浮式LNG的技术研发;同时依托中国、韩国等国质优价廉的加工制造市场,最大限度地把建设采购工作量移出澳大利亚,降低采购成本、提高生产效率,降低投资成本。

  例如,雪佛龙的Gorgon项目通过优化设计,将3条LNG生产线额定年总产量能由1500万吨增加到1560万吨,预计将额外增加5亿美元的年收入,可以在一定程度上降低项目成本上升的压力[4]。在2012年6月吉隆坡召开的世界天然气大会的新闻发布会上,壳牌首席执行官PeterVoser先生表示,其投资120亿美元的位于澳大利亚北部Prelude的第一座革命性的浮式LNG项目进展顺利,并未受到成本压力的影响,这主要得益于项目前期投资都发生在韩国。澳洲本土的澳德赛石油公司总裁也充分认识到:在技术不断进步的LNG领域,作为第一个领跑者的优势很重要,如果澳大利亚在LNG领域不能够领头,或至少作为最快适应的,则将失去竞争力[5]。为此,澳德赛近期宣布成立新技术集团,专门负责识别前沿技术,以便应用于工程设计和地球科学活动。澳大利亚具有作为全球LNG技术创新中心的潜力,将来不仅出口产品,还要出口高附加值的技术和服务。

  2.研究项目发展的政策规定,探讨风险共担、降低投资的项目建设商务合同模式

  澳州政府为解决大型资源类项目在建设高峰因本土技能型劳工不足的问题,于2011年5月10日宣布了一项“企业劳工临时移民协议(EnterpriseMigrationAgreements,EMA)”,允许雇主与政府签订EMA协议,从国外引进项目急需的技能劳工,以满足项目建设需要。该协议要求项目投资不低于20亿澳元、并且高峰用工人数不少于1500人时方可申请。目前已经有一家铁矿石公司RoyHillproject获得政府批准的第一个EMA协议,协议允许该公司从国外引进1700多名技能员工满足3年建设期的需要,但需要提供2000个培训岗位,并对培训当地学徒工和土著人数量有一定的要求。为此,企业要充分研究、吃透政策要求,利用好该政策,通过引入国外劳工提高生产率也是一条途径。

  另外,要充分分析项目面临的非技术风险,尤其针对低生产率、高劳工成本、特殊的产业关系等风险带来的工期延误、投资增加、法律纠纷等,制定出业主和承包商风险共担的EPC合同条款,制定合理的总价与不确定价相结合、风险共担利益共享的合同模式,把不变更管理引入项目的执行管理中,加强行业内的资源共享共建,减少投资成本。例如,Arrow和其他两个煤层气公司正在评估在Surat盆地联合建立一个盐回收装置的可行性,以加工出市场需要的产品;同时Arrow将与APLNG项目共同建造LNG厂所需的水处理设施等,以降低投资费用。

  3.处理好经济发展与环境保护的关系,树立负责任公司的企业形象

  公司要重视与当地社区的和谐共处,积极融入当地社区,主动做一个融入当地社区的“企业公民”,树立负责任的企业形象。通过捐助、赞助、建立合作伙伴关系等方式与政府机构、科研院所共同致力于环境、安全研究以及动植物拯救等,以保护项目所在地的生态环境;通过投资与公司LNG主体业务相关的教育培训机构,为公司或行业发展培养中长期所需的技能人才;加强对社区普及煤层气行业的相关知识,帮助社区和有关政府机构科学认识新兴能源对环境的影响。例如2012年5月,昆士兰州3家煤层气公司(QGC,Santos、Arrow)联合昆士兰大学和州政府、共同建立了煤层气技术研究中心,3家公司共投资2000万澳元,致力于煤层气生产、人居、环境的协调持续发展,计划用10年的时间把该中心打造成全球煤层气领域关键技术的权威,并通过发布研究成果,来消除民众对煤层气业务的偏见。

  4.企业要积极与政府建立沟通机制,增加行业的话语权

  能源企业要联合起来积极与政府、社区建立定期沟通机制,通过学术交流、产业论坛等方式及时反映企业的声音,在政府编制修订行业相关法规标准时,积极提出科学合理的行业合规性要求,用科学的实验数据和行业规范得到政府的理解和支持,避免以不合理的、过高的环保标准或法规人为造成投资运营成本的不合理增加,保证行业健康持续发展。(王新红、姚震)


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