1前言
目前，中国海洋石油总公司(以下简称中国海油)、中国石油化工集团公司(以下简称中国石化)和中国石油天然气集团公司(以下简称中国石油)均已进入澳大利亚液化天然气(LNG)产业进行投资。其中，中国海油进入澳大利亚LNG产业的时间最早。该公司于2004年入股位于西澳大利亚州(以下简称西澳)的西北大陆架项目(NorthWestShelfProject)，2009年入股位于昆士兰州柯蒂斯岛的QueenslandCurtisLNG(以下简称QCLNG)项目。中国石化在澳大利亚投资的LNG项目只有一个，其于2011年入股同样位于昆士兰州柯蒂斯岛的AustraliaPacificLNG(以下简称APLNG)项目。中国石油在澳大利亚投资的LNG项目最多，共有3个，分别为位于澳大利亚昆士兰州的箭牌能源项目(ArrowEnergyPro-ject)和渔夫项目(Fishman′sLandingProject)，以及位于西澳大利亚州的布劳斯项目(BrowseProject)。三大石油公司在澳投资LNG项目情况见表1。
1.1中国海油在澳LNG项目投资情况
西北大陆架项目是澳大利亚的第一个LNG项目，其第一条生产线于1989年建成投产，2008年第五条LNG生产线投产后，该项目总产能达到1630万t/a，是当前澳大利亚最大的LNG项目。项目作业者为伍德赛能源公司(WoodsideEnergyLtd)，合作伙伴是必和必拓(BHPBillitonPetroleum)、雪佛龙公司(ChevronAustraliaPtyLtd)、日本三菱三井合资公司(JapanAustraliaLNG(MIMI)PtyLtd)和壳牌公司[ShellDevelopment(Australia)PtyLtd]。2004年，中国海洋石油有限公司以3.48亿美元收购了西北大陆架项目5.3%的股份(包括天然气和凝析油，不包括西北大陆架基础设施拥有权)。中国海油还和西北大陆架项目签署了25年的照付不议合同，每年从该项目进口330万tLNG。
QCLNG项目位于昆士兰州的柯蒂斯岛，原料气为煤层气，作业者为BG集团(BGGroup)，项目计划修建两条液化天然气生产线，总产能850万t/aLNG，未来根据需求可能扩建到1200万t/a。液化技术选择的是康菲公司的优化级联式工艺，投资约204亿美元。2009年5月，中国海油参股第一条生产线10%，成为合作伙伴。2013年11月11日，中国海油与BG集团完成了增持QCLNG项目的权益交割。根据系列协议条款，中国海油将原有QCLNG第一条生产线10%的权益提升至50%，增持BG集团在昆士兰州苏拉特盆地瓦隆矿区部分区块所辖资源量和储量20%的权益，将原有5%的权益提升至25%;BG集团和中国海油将联合投资，在中国再建造两艘LNG运输船;中国海油将拥有参股QCLNG项目未来一条生产线不高于25%的选择权。同时，中国海油将向BG集团新增采购500万t/a、为期20年的LNG产品。该项目于2010年10月宣布FID，是在柯蒂斯建设的三家LNG项目中进展最快的，已经于2014年12月28日开工并且实现首船LNG外运，该船将经过12个昼夜的海上航行，抵达8334km外的中国天津LNG接收站。此举标志着世界首个煤层气制LNG项目投产。
1.2中国石化在澳LNG项目投资情况
APLNG项目为中国石化在澳投资的唯一一个LNG项目，该项目位于昆士兰州的柯蒂斯岛，原料气为煤层气，Origin负责上游气源和输气管线的建设和运行，康菲负责LNG厂的建设管理和运行。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专利优化级联式流程，每条生产线产能为450万t/a，年产量900万tLNG。2011年4月，中国石化收购APLNG股份的15%参股该项目，并与APLNG签署购销协议，自2015年中期开始从APLNG项目采购为期20年、每年430万t的液化天然气购买协议。2012年7月，中国石化斥资11亿美元增持澳洲APLNG公司股份至25%。此外，中国石化股份公司承诺，从2016年起每年从APLNG公司增加认购LNG330万t，累计达760万t/a，为期20年，合同价值约合850亿美元。APLNG项目2012年总投资预计230亿澳元，后由于成本上升，目前估计投资为247亿澳元。该项目第一条液化天然气生产线已于2011年宣布FID，2012年7月宣布第二条生产线FID，预计2015年投产第一条，2016年投产第二条，未来计划再修建2条液化生产线，最终达到年产1800万tLNG。
1.3中国石油在澳LNG项目投资情况
中国石油于2010年和壳牌以对等股比(50∶50)收购箭牌能源项目进入澳洲LNG产业，随后又陆续收购了2个LNG项目，分别为渔夫项目和布劳斯项目。
箭牌能源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%。项目初始计划在柯蒂斯岛修建两条LNG生产线，每条400万t/a产能，总产能800万t/a，未来计划再修建两条LNG生产线，达到1600万t/aLNG产量规模。液化技术采用壳牌的C3MR技术。箭牌能源项目2012年已经结束了下游LNG厂的FEED设计，但是项目由于非技术原因，处于停滞状态，正在等待股东的下一步决策。
渔夫项目隶属于LNGLimited公司，2011年，中国石油寰球工程公司收购其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，初步计划建设两条150万t/a液化生产线，使用LNGLimited自身拥有的OSMR技术，寰球公司为EPC合同承包商。2014年寰球出售股权，向美国及澳大利亚多位机构投资人出售4325万份股票，所持LNG公司股票降至1000万股，股份降为2.17%。
布劳斯项目位于澳大利亚西部海域的布劳斯盆地，该项目涉及待开发气田3个：Torosa、Brec-knock和Calliance，水深500~750m。该项目有7个保留租赁区块。其中5个属于联邦政府，2个属于西澳州政府。中国石油以16.3亿美元收购了必和必拓公司全部的布劳斯项目股份———包括西布劳斯的 20%和东布劳斯的 8.33%。 这部分股权在布劳斯项目中总体权益约为 10.2%，其他几家股东分别为伍德赛、壳牌、英国石油公司、日本三菱和三井公司合资公司， 伍德赛为作业者。 布劳斯项目约有15.9Tcf 天 然 气 (1Tcf =283.17亿m3， 下 同 ) 和 4.36 亿bbl 凝析油可采储量 ，计划建设 1200万t 以上的LNG 产能规模 ， 项目初始选择陆地建设 LNG 厂方案，但因经济性较差、环保组织阻挠、获批困难等问题，已于 2013 年 4 月宣布放弃。 2013 年 8 月，布劳斯股东一致同意采用壳牌 FLNG 技术作为项目的下游方案。 布劳斯项目于 2013 年 9 月 2 日正式进入满足FLNG 上游开发方案的基础设计 (BOD)阶段， 预计将于 2015 年 7 月份开始进行前端工程设计(FEED，Front End Engineering Design)，2016 年FID，计划于 2021 年左右投产 。
2中国在澳大利亚投资的有利因素
2.1澳大利亚政局稳定、中澳两国有良好的合作关系
澳大利亚是全球第十二大经济体，也是经合组织成员国之一，法律体系健全、政局稳定、市场完善，财税透明，适宜长线投资。中国同澳大利亚自1972 年建交以来 ，双边关系发展顺利，经贸关系稳步快速发展， 目前中国是澳大利亚第一大贸易伙伴，而澳大利亚则为中国第八大贸易伙伴。中澳两国领导人保持经常接触和互访，2014 年 11 月，习近平主席赴澳参加 20 国峰会期间与澳大利亚总理阿博特在堪培拉举行会谈，双方共同确认实质性结束中澳自由贸易协定谈判。 根据中澳自由贸易协定，到 2019 年， 我国从澳大利亚进口总额 93%的商品将实行零关税 。 目前国内 LNG 进 口 关 税 税 率 为20%，如果未来我国从澳大利亚进口 LNG 能实行零关税，则 LNG进口量有望进一步增加。 即使新签合同单价提高，考虑到零关税及运距等因素，整体进口均价也有望低于从卡塔尔进口价，从而有助于国内整体 LNG 进口量的增加及进口价格的稳定。
2.2澳大利亚天然气资源丰富，地理位置得天独厚
澳大利亚天然气资源十分丰富，已查明储量约为 392Tcf，在亚太地区居首位。 澳大利亚天然气资源主要组成为常规天然气，主要蕴藏于澳洲西海岸的三大含油气盆地，其中卡纳旺(Carnarvon)盆地为92Tcf、 布 劳 斯 (Browse) 盆 地 为 32Tcf、 博 纳 特 (Bona-parte)盆地为 20Tcf。 澳大利亚煤层气主要分布在昆士兰 州 和 新 南 威 尔 士 州 ， 这 两 个 州 分 别 拥 有14.3Tcf 和 0.8Tcf 的经济可采储量 。 这些煤层气资源主要集中在苏拉特(Surat)(61%)、克来瑞斯-毛里顿(Clarence-Moreton)(2%)、格勒达(Gunnedah)(2%)、格洛斯特(Gloucester)和悉尼(Sydney)等几个盆地。
随着国际石油巨头陆续进入澳大利亚开发天然气资源，澳大利亚天然气产量逐步上升，如图 1所示。澳大利亚国内天然气市场较小， 销售价格较低，约为 3 美元/GJ， 与之形成鲜明对比的是国外 LNG 市场价格一路走高， 特别是亚洲 LNG 市场价格普遍在 10 美元/GJ 以上，价格差异明显，盈利空间较大，见表 2。相对于其他 LNG 出口国，如美国和加拿大，以及东非莫桑比克和坦桑尼亚等国，澳大利亚地理位置靠近中国，运输成本优势明显，见表 3。
2.3中国清洁能源需求逐步提高，天然气缺口巨大
中国自 2006 年开始进口 LNG 以来，到 2013 年进口量已约 1800万t。 预计在未来 10 年内 ， 随着中国经济将持续增长以及社会对清洁能源的需求日益迫切，LNG 进口量会逐步上升。国家《天然气发展“十二五”规划》指出，到 2015 年，全国天然气的消费总量约为 2450亿m3， “十二五 ” 期间 ， 天然气消费量年均增速为 18%左右。 目前，国产天然气产量增速减缓，预计到 2020 年，天然气对外依存度将升至 40%~50%。 中国在推进中俄、中亚、中缅天然气管线建设和开发国内非常规天然气的同时，还需要进一步加大 LNG 进口， 以满足国内天然气的巨大需求量。 在这种形势下，液化天然气已经成为今后确保中国天然气消费的重要组成部分，澳大利亚作为我国 LNG 产品的第二大进口国， 中国石油企业通 过参股澳大利亚 LNG 项目 ， 可 以 有 效 保 障LNG 产品供应 。
3中资企业在澳大利亚进行投资的挑战
3.1成熟的社区环境，严格的环保法律
澳大利亚环保要求高，社区公民环保意识强，政府监管政策和合规要求繁多，主要挑战在于开采煤层气产出水的处理。 在煤层气的生产过程中，会产生大量高含盐的废水，2010 年以前， 煤层气公司对废水的处理方法是集中注入蒸发池。 由于政府和民众对废水对附近的水源和土地生态系统的影响过度担心，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，煤层气项目不得不寻找新的办法来处理废水。同样 ，对于位于西澳的布劳斯项 目 ，起 初 项 目 规 划 在 陆 地 建 设 1200万t/a 的LNG 厂，2013 年4 月项目宣布放弃陆地方案的一个重要原因就是环保组织反对。在澳大利亚投资LNG 项目 ， 需要处理好和政府 、 社区 、 工会 、 环保组织以及民众等诸多利益相关者的关系。以澳洲东部煤层气开采为例，煤层气项目投资成本不断上涨的原因就包括澳大利亚严格的环保要求，以及政府审批时间的冗长。 繁杂的程序使得 LNG 项目在各类许可申报、批准上所花费的时间和成本攀升。
3.2劳动力市场封闭，中国石油企业无法发挥一体化优势
自 2010 年起，LNG 项目建设热潮正在澳大利亚东西两岸全面铺开，截至 2014 年年底，共有4 个LNG 项目在产， 分别为西北大陆架项目 、 达尔文项目(Darwin LNG)，普鲁托项目(Pluto LNG)和中国海油的 QCLNG 项目，6 个 LNG 项目正处于建设中。由于澳洲人口只有 2000 多万， 技术工人和专业管理人员短缺，造成劳动力成本不断上升。同时，由于澳洲对于自身劳动力市场的保护，中国石油企业很难将企业的乙方队伍带入到澳大利亚。 在中国石油企业以往的海外油气项目运作过程中，项目如期实施和取得成功的重要一点是中国石油企业上下游一体化的协同效应，基本模式为中国石油企业通过投资项目成为股东，通过股东层面带动和协助，以使乙方石油服务公司在项目招投标的竞争中获得更多的中标机会，从而实现中国石油企业整体利益的最大化，但是由于澳大利亚严格的劳工保护制度，澳大利亚引入中方队伍十分困难，很难发挥一体化协同效应。
3.3国内供气义务
西澳拥有澳洲 92%的天然气资源，随着天然气开采，西北大陆架和普鲁托项目的陆续开工，西澳政府在 1984 年同西北大陆架项目签订了长达 20年的长期购气合同， 价格为 2.23 美元/MBtu， 随着2004 年长期购气合同过期 ， 西澳气价迅速攀升至3.95~6.05 美元/MBtu 区间 。 根据预测 ，未来西澳的天然气市场需求增长幅度较小，并且澳洲气价较其他国家地区价格仍属偏低，但是为了缓解民众对于天然气价格一路走高的担心，2006 年西澳政府宣布了天然气保留政策，意在保障西澳天然气供应和价格平稳。 具体政策为在西澳每个 LNG 项目需要保证 15%的天然气供应西澳本地消费。这对于目前受到高成本困扰的西澳 LNG 项目是一个巨大的挑战。 由于澳洲国内的气价较低，15%国内供气政策会进一步增加 LNG 项目成本，侵蚀项目的利润。 同时这对于目前正在计划采用 FLNG 技术来发展海上气田的公司是一个挑战，FLNG 船距离陆地往往在几百公里以上，如若要求 FLNG 项目承担 15%的国内供气义务，不论是修建 LNG 接收站，还是铺设海底管道将天然气输送到陆地都将是巨额成本，会使 FLNG 项目的经济性严重下行。
3.4中国石油企业在发达国家进行大型LNG项目投资经验欠缺
随着中国石油企业在澳大利亚的投资合作步伐加快，如何在发达国家投资以及合作运营，是中国石油企业面临的新挑战。由于中国石油企业在海外投资初期基本上都是从第三世界国家起步，与这些国家相比，在澳大利亚这样的发达国家投资经营将面临与发展中国家不同的环境和问题，特别是在经营理念、公司治理、行业标准和公司社会责任等方面，对合作模式提出了前所未有的挑战。LNG项目属于知识技术成本密集型工业， 成本投入高、投资回收期长、利益相关者众多、项目管理界面多、工程管理复杂， 中国石油企业还缺乏大型 LNG 项目投资建设和管理的经验。
3.5国际天然气市场的竞争
由于 LNG 产品价格长期处在高位，LNG 产业和贸易迅速发展，诸多天然气资源国纷纷建设LNG项目用于出口。 目前有美国、加拿大、俄罗斯和莫桑比克等多个国家正在建设 LNG 项目，以上几个国家的 LNG 项目投产的时间表都集中在了 2018 年左右(见表 4)，这对于几乎处于同一时间表的澳大利亚 LNG 出口产生了很大的影响。 LNG 项目成本高昂，投资回报期较长，股东往往需要在项目 FID 之前就要锁定 20 年的长期 LNG 供货合同。
随着国际油价下跌和美国页岩气革命，传统的亚洲买家日本和韩国不愿意过早的将自己锁定在长期 LNG 供货的合同内。 同时，LNG 市场还面临着管道天然气的竞争，2014 年， 中国石油和俄罗斯签署了签订了4000亿美元的管道天然气供应大单，天然气价格估计在 10~11 美元/MBtu，这对于亚洲 LNG 市场的价格冲击很大，澳大利亚 LNG 价格优势微弱，长期供销合同锁定很难。
3.6亚洲LNG现货价格全面下跌，需求放缓
澳大利亚是继卡塔尔和马来西亚之后的世界第三大LNG出口国 ，2013 年 澳 大 利 亚 共 出 口2330万t LNG， 亚太地区是澳大利亚 LNG 产品的主要市场。 2011 年日本福岛核泄漏事故后，日本LNG 需求大增 ， 同时 LNG 长期合约价格受油价影响而上涨，2013 年底日本 JCC 价格 (远东地区 LNG核心价格指数) 曾经达到 18 美元/MBtu 以上的高位，然而随着日本恢复核电发展，以及近期油价下跌和日本经济的低迷，2014 年一季度后 JCC 价格一路下滑， 近期已跌至 11.6 美元/MBtu。 经济增速的放缓也抑制了韩国和中国的需求，促使买家在全球市场转售之前进口的LNG，有消息称中国石化就希望能出售一些长期液化天然气(LNG)进口协议。
3.7煤层气制LNG项目挑战诸多
中国石油企业在澳洲东海岸参股了 3 个煤层气制 LNG 项目，其中中国石化参股的 APLNG 项目处于建设中，中国海油参股的 QCLNG 已经投产，中国石油参股的箭牌项目前途还不甚明朗。煤层气的开发与常规天然气田的开发有很大的不同，煤层气单井产量较低，压力低，为控制气体流量、处理大量废水，需要钻大量的生产井，建立复杂的地面基础设施，并管理大量的气井、水井等，以控制煤层气的稳定产出。由于煤层气组分较贫，95%以上都为甲烷， 没有凝析油和液化石油气等附加产品， 而且LNG 厂液化单元所需的冷冻剂还需要进口 ，因此煤层气制 LNG 项目综合效益较常规天然气制 LNG 项目差。 同时，考虑到我国石油企业只开发和管理过常规天然气田， 并没有开发和管理煤层气田的经验，项目如果要如期实施，还面临着技术、环境、成本上的诸多挑战。
4中国石油企业的应对策略及其意义
4.1加强与政府社区沟通，创造良好投资环境
中国石油企业来到澳洲投资，大多通过所投资项目公司层面与政府沟通，而没有建立起中国石油企业与当地政府进行沟通的渠道。主要原因在于我国企业在发达国家与政府和民众沟通的经验比较少，对于当地文化习俗不够了解，项目团队中也没有专职岗位负责与政府沟通，没有建立和政府社区定期沟通交流的渠道;另一方面，国内石油企业对发达国家社会公益事业投入的关注不多，公益事业投资缺乏长期、战略性规划，还停留在捐款捐物做好事的阶段，再加上国有企业信奉少说多做的原则，石油企业虽然每年投入巨额资金进行社会公益活动，但并未获得应有的效果，甚至还招致社会公众的误解和攻击。 针对此种困境，中国石油企业应改变以往的公益活动策略，在发达国家多进行宣传，打造自己的品牌，赢得政府和公众的信任，为企业营造和谐稳定的经营氛围，从而更有利于推动项目进展。 中国石油企业应联合起来通过高层互访交流、产业论坛等方式建立起与政府沟通的渠道，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 LNG 产业健康持续发展。
4.2加强项目之间的合作，共享设施，降低成本
面对LNG项目不断激升的成本，澳大利亚LNG 项目需要寻求合作来降低成本 ，这样一方面可以保障资金、技术的供应并分散投资风险，最终实现多赢局面;另一方面，LNG 项目之间可以进行优势互补，避免重复建设，有利于降低项目成本。因此，中国石油企业应打破公司壁垒，积极谋求和推动 LNG 项目之间的合作，以期项目能够如期实施。
例如同处于柯蒂斯岛上的 APLNG 和 GLNG 两个项目就达成了合作协议，根据协议规定将减少双方各自的管道设施建设，同时在两个项目管道之间互设连接点，使天然气输送更加经济高效， 从而避免APLNG 项目公司建设多条管线， 节省资本性支出约 1.1 亿澳元。 同时，此举进一步提高了气储存的安排和苏拉特(Surat)盆地气的整体经济收益。通过信息披露和管理费谈判，两个项目之间的关系也得以大大改善，更有利于双方在项目上的合作。
4.3 充分发挥股东监管作用，维护股东利益
通过分析中国石油企业在澳大利亚 LNG 项目投资可以发现，中国石油企业在澳洲投资，除中国石油和壳牌在箭牌能源项目以对等参股这样的大股东项目外，其余皆是非作业者的小股东项目。中国石油企业在管理时，应实施差异化管理。对于对等股权，中国石油企业在走出去的过程中已经积累了丰富的经验，应积极参与项目管理，掌握合资公司的重要岗位，参与合资公司的日常管理，从而施加股东影响力，改进合资公司的运营效率，并不断寻找合适的时机引入中方建设队伍，发挥一体化效应，降低项目成本。 对于以小股份参股的 LNG 项目， 中国石油企业应在争取 LNG 项目中获得足够的信息，满足自身需求，从而有力支持股东做出决策，还应在项目中发挥一定的话语权，充分行使股东权益，保证股东的利益不受损害。 在股东众多的LNG 项目中寻找利益共同点 ， 和其他股东联合诉求，既博弈又合作，达到既有利于推动项目，又追寻中方的最大利益的目的。
4.4建立以当地人才为基础的项目管理团队
由于三大石油公司属于国有公司，在收购项目股份后，股东组建项目管理团队出于对自己人的信任以及用工制度的限制，项目管理团队多是从国内选派，项目团队成员组成往往多为国内的技术专家团队和管理人员。通过分析中国石油企业在澳大利亚 LNG 项目的投资可以发现，LNG 项目上游开发多为非常规油气——煤层气的勘探开发或是深海气田的勘探开发，这些领域都是中国石油企业的技术短板，相关技术人才欠缺。 同时在发达国家进行项目运作，不仅需要专业技术人才、项目管理人才，还需要熟悉当地法律法规，擅长与新闻媒体交流、与政府社区打交道的政府社区公共关系人才。 针对此种困境， 项目团队组建选拔应采用多种方式，除了从国内母公司选拔人才、通过人才计划招聘海归外，应通过当地招聘技术人才和管理人才，迅速组成一支精明强干的队伍，中方则可以控制一些关键岗位，保障股东利益。公司还应建立当地人才储备库，例如可以与当地大学合作，建立人才培训项目，在当地大学设立包括技术、管理在内的多文化合作培训项目，联合培养跨文化的管理人才，随时补充到项目团队中来。
