近期勘探活动 - 2025年5月，雪佛龙钻探了自2023年以来首口海上碳氢化合物勘探井Deep 1和Dino South 1 [1] - 2025年11月，康菲石油公司与合作伙伴在维多利亚省海岸附近的奥特韦盆地计划下开钻首口井，并于11月17日宣布在两个目标储层发现天然气，这是该地区四年来的首次发现 [1] - 奥特韦盆地计划是政府资助项目，旨在支撑东南部供应，目前共计划在两个许可区域钻探六口井，但潜在流量和最终资源采收率仍有待确定 [1] 历史趋势与结构性失衡 - 自1960年代以来，澳大利亚碳氢化合物发现率约为每年10亿桶油当量，但2015年后该趋势开始改变 [2] - 海上勘探活动减少，并几乎完全集中在西部和西北部，这些地区人口稀少、国内工业需求有限，且直接面向亚洲的LNG终端 [2] - 国家地理加剧了这种不平衡：最富饶的北卡那封盆地位于西海岸，而近三分之二人口和大部分工业负荷位于东部，且两地之间无管道连接 [2] - 大多数新海上发现自然流入LNG出口厂而非国内市场，加深了天然气生产地与消费地之间的脱节，随着LNG出口扩大，这种结构性脱节变得更加严重 [2] 生产与出口现状 - 澳大利亚仍是世界第三大LNG出口国，但其成功的基础正在动摇 [3] - 2025年9月巴罗萨项目投产以及康菲石油在奥特韦盆地的钻探成功是利好消息，但难以抵消更深层次的结构性失衡 [3] - 大部分生产仍集中在西澳大利亚和昆士兰州，远离依赖它们的东南部人口中心，新发展难以跟上出口承诺和国内需求增长的步伐 [3] - 监管严格和环境要求严苛日益阻碍新投资，使得长期天然气前景比其出口排名所显示的更为脆弱 [3] 产量停滞与东部市场紧张 - 全国天然气产量在2015年至2021年间从约每月550万立方米增至约1300万立方米，翻了一番多，但此后趋于平稳 [4] - 过去4年平均产量徘徊在每月1300万立方米左右，表明若无新勘探，国家已到达停滞点，并面临结构性下降风险 [5] - 东部海岸是天然气系统最薄弱环节，需求持续上升而本地供应未能跟上 [6] - 东部天然气系统围绕昆士兰州的CSG-LNG工厂构建，2016年至2019年间长期低价合同到期后，国内价格急剧上涨并开始追踪亚洲LNG净回值 [6] - 冬季天然气南流，但受限的管道网络无法满足峰值需求，导致局部供应紧张和价格飙升 [6] - 政府要求CSG-LNG出口商在向海外销售现货之前，需向国内市场提供未签约量，并实施了持续至2033年的东海岸每千兆焦耳12澳元的价格上限 [6] 环境反对与电力系统脆弱性 - 新南威尔士州和维多利亚州的地方反对多年来阻止了新项目，那拉布里CSG开发在拖延十年后才于2020年获批，可满足新南威尔士州高达一半的需求 [7] - 维多利亚州2017年至2021年禁止陆上天然气勘探，并仍禁止煤层气，使得昆士兰仍是唯一生产CSG的州 [7] - 电力系统更加脆弱，今夏批发电价达到每兆瓦时107澳元，为十年高点，老化燃煤电厂（仍占能源结构的约65%）在供应压力下 outages 更常见 [8] 投资环境与未来挑战 - 不稳定的监管环境开始吓退投资者，阿布扎比国家石油公司于9月放弃了计划190亿美元收购桑托斯公司的交易 [9] - 埃克森美孚已暂停近期投资，伍德赛德公司的北西大陆架扩建项目在审批流程中超过六年后，于5月才获得临时许可 [9] - 澳大利亚可能很快需要进口LNG来稳定其曾主导的市场，多个再气化项目正在推进，但FSRU成本高昂且稀缺，进口LNG将迫使国内价格不仅追踪全球现货水平，还包括航运和再气化成本 [10] - 扩大国内本地供应（如靠近东南海岸的奥特韦盆地勘探项目）仍是成本最低、排放最低且最具战略性的解决方案，但审批缓慢、监管义务繁重、投资者信心动摇 [11] - 如果政策框架不转变，这些孤立的成功将无法防止更严重的短缺、更高的价格和投资者信心侵蚀，国家必须选择是继续保持全球LNG大国地位并拥有安全的国内市场，还是任由其系统走向长期脆弱 [12]