油气资源概述 澳大利亚拥有约1600万平方公里面积广阔的沉积盆地，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。根据澳联邦工业、旅游和资源部以及澳地质科学局资料，澳大利亚原油已探明储量为11.08亿桶，可销售天然气89万亿立方英尺。
多年来，澳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Timor海一带。澳大利亚西北大陆架和邻近的高庚地区天然气藏尤其可观，该地区是澳大利亚尚未开发的最大的天然气田，储量高达12.9万亿立方英尺，其能源价值相当于一个储量为数十亿桶的大油田。
根据美国油气杂志的报道，澳大利亚拥有亚太地区最大的天然气储备。除New South Wales和Tasmania州以外，澳大利亚其他州均有天然气储备，其中储备最丰富的地区位于Carnarvon 盆地西北海上，即知名的澳大利亚西北大陆架地区。其他重要的盆地，包括在中澳的Cooper/Eromanga盆地和Bass/Gippsland盆地均位于澳大利亚南部海上。
澳大利亚是经合组织（OECD）成员国，也是继卡塔尔、印度尼西亚、马来西亚之后的全球第四大液化天然气出口国。2014年，澳大利亚Carnarvon石油公司与其合资方美国Apache能源公司日前在西澳的西北大陆架发现一处油田，这可能是澳大利亚近20年来发现的最大油田。Carnarvon石油公司估计该区域的石油储量有可能在0.3~3亿桶范围内。
近年来，澳大利亚石油产量持续下跌，其原因众多，首先，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。澳大利亚进口原油大多数来自阿联酋、马来西亚、越南和巴布亚新几内亚。澳大利亚主要石油生产商也在积极投产新项目，以此希望增加国内原油供应并减少进口。
现状分析 为挖掘澳大利亚石油业潜力，使其成为全球油气行业的领导者，当地开发商需重新思考其现有开发模式，有效保护当地共同合作发展的大环境，并使用新技术来实现降本增效。对澳大利亚油气行业现状作如下分析：
1. 澳大利亚资源量丰富 但油气行业发展前途未卜 澳大利亚天然气资源丰富、已探明石油储量有限、国内天然气市场趋于饱和几乎停滞不前，种种现状促使开发商将液化天然气（LNG）出口视作油气发展的唯一增长点。然而，在最终投资协议（FID）签订与项目完工之间，由于诸多因素的共同影响，降低了天然气市场对天然气进口国的吸引力。运营成本超过预期，美国出口的LNG在东京湾的进口价低至10-11美元/MMBtu（百万英热单位），市场需求下降以及油价的持续走低等多方面因素，最终导致其LNG收益降低。同时，高建造成本进一步拉高了居高不下的澳大利亚劳动力及服务成本，综合上述市场因素，这些都使澳大利亚东、西海岸的LNG项目遭受严重打击。超过世界平均水平的项目支出，进一步抬高了澳大利亚的LNG的价格，LNG成本处于世界最高位，达到12-16美元/MMBtu。
近期公布的行业报告显示，低油价与LNG市场饱和的双重打击，压制了石油公司对澳大利亚新项目的投资欲望。很难想象，一旦日本国际石油开发株式会社及壳牌的LNG项目投入生产，对于资源量并不匮乏的澳大利亚来说这将是重创，其油气行业的利润增长将无处可寻。澳大利亚现在所面临的问题并非是其拥有的资源量不足，而是如何实现现有资源的经济性开发。
2. 东海岸互斥开发模式并存 澳大利亚东海岸的煤层气-液化天然气（CSG-LNG）项目成本为40-50美元/bbl，居于世界LNG成本曲线的顶端。油价以自由现金流为基础，处于保本状态。这些项目混合了两种商业性的勘探开发模式：前期高资本支出的大型项目模式与稳步式资本投入的美国非常规油气开发模式。虽然开发商已发现这种组合的商业模式难以管理，但他们已深陷其中。 油价徘徊于低位，迫使这些开发商寻找新的资金，既投资开发高利润的项目，同时在满足持续的资本支出需求和利息支付的同时，给股东支付股息，公司股价同样也受到一定程度的影响。在初期1000口井的钻井施工中，开发商已将有效的施工成本降低了20-25%，但与可降本50%的美国非常规油气开发商相比，这些努力却显得微不足道。CSG-LNG开发商钻井300口/年，进行分区独立开发，这使得他们难以形成类似美国的规模化开发模式，从而难以达到美国的降本效果。因为在美国，开发商与服务方紧密合作来实现降本效果，但澳大利亚东海岸缺乏这样的合作环境。
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3. 西海岸的大型项目光彩不再 与此同时，澳大利亚西海岸的油田开发现状也并不乐观。近年来，新增储量不足导致原油产量的显著降低。位于Carnarvon盆地的Stag、Barrow Island、Mutineer Exeter与Fletcher Finucane等成熟油田，其开发成本已提高至60-70美元/bbl。如果政府及开发商不重新审视长久开发战略，不主动寻求资金投入，未来三年将关停部分甚至全部的油田。 西海岸的天然气却面临着完全相反的问题，虽然其资源丰富，但未得到有效开发。这主要是由于这些天然气资源多位于离海岸数百里远的偏僻地区，艰苦的施工环境提高了施工成本，同时限制了各施工方之间的合作。国内天然气市场的饱和使LNG及浮动式LNG成为唯一可行的开发方式。然而，现有全球天然气市场情况迫使开发商重新审视其开发模式。
4. 忘掉美国吧 LNG行业的主战场在亚洲 作为澳大利亚LNG产品的输出地，亚洲正处于天然气革命的鼎盛时期。上世纪九十年代，东南亚（SEA）油气公司经受了国内石油需求暴增的严峻挑战。虽然这些公司不断开发新的油田，但仍不能满足其国内原油需求的增长，这也导致了在本世纪初东南亚国家沦为石油净进口国。到目前为止，东南亚的大部分易采油田已得到了有效开发，仅剩一些小油田及难开发油田（如边缘油田及深水油田）。 然而，钻井及设备成本支出仅需降低10%，即可给大量天然气资源的开发带来利润；同时，若能将成本支出降低20%，可开发的油气资源将会更多。使用小型FLNG设备单元开发这些气田，能使开发成本降至8美元/MMBtu。如果实现足够的规模开发，澳大利亚开发商将装配LNG设备，或是坐等长期合同的签订。
5. 降本时期已过 需注重现金流管理 在过去两年内，澳大利亚各开发商均开展了降本项目，尝试将油价控制在80-120美元。虽然澳大利亚各公司面临的问题各不相同，各开发商也面临着不同的挑战，但解决方案是唯一的：各公司必须停止进一步控制成本的活动，着手改变投资组合与开发模式，优化与供应链及数字化相关的合作环境。
总之，开发商、服务方以及政府部门对上述挑战的应对方式，将决定澳大利亚油气行业能否进一步发展以及最终是否能够成为世界油气行业的领导者。一年前，就曾有过这样的质疑：澳大利亚油气行业是否已准备好，通过各方参与者的通力合作来提高自身生产力和竞争力，大大提高整个油气行业的利润？而现在，澳大利亚政府也希望各方能转变思想，互相合作，为其油气开发谋划一条清晰的发展道路。
