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《國際石油經濟雜志》2014年第六期
1.西部主要LNG項目西部的LNG項目主要集中在不列顛哥倫比亞省的基提馬特（Kitimat）和魯伯特王子（PrinceRupert）港兩個地區。基提馬特地區的主要項目包括基提馬特LNG、不列顛哥倫比亞LNG和加拿大LNG項目；位于魯伯特王子港的項目包括魯伯特王子港LNG和西北太平洋LNG項目（見圖4）。此外，埃克森美孚計劃在西部建設LNG項目（見表1）。
（1）基提馬特LNG項目基提馬特LNG項目位于基提馬特附近的比什灣（BishCove），參與者為雪佛龍和阿帕奇，各持股50%。該項目為常規陸上LNG項目，設施主要包括LNG生產線、LNG罐和碼頭等，設計產能為1條500萬噸/年的LNG生產線，預計2017年投產，未來計劃擴建1條相同產能的生產線。氣源上，雪佛龍和阿帕奇共同擁有霍恩河盆地890平方千米及利亞德盆地1716平方千米的氣田，預測天然氣資源量約為5380億立方米。雪佛龍還獨立擁有迪韋奈地區約1012平方千米的頁巖區塊。項目計劃通過現有的加拿大Spectra能源公司的西海岸管道連通西部盆地生產的天然氣。基提馬特LNG項目已經獲得加拿大國家能源委員會（NationalEnergyBoard，NEB）1000萬噸/年的出口許可，是當地較為成熟的項目，但還需要落實項目的整體商務結構，與買方簽署天然氣購銷協議。
（2）不列顛哥倫比亞LNG出口合作項目不列顛哥倫比亞LNG項目位于基提馬特地區道格拉斯海峽（DouglasChannel）西岸，由LNG合伙公司和Haisla第一國民公司各持股50%。該項目為浮式LNG項目，包括浮式LNG廠、LNG碼頭、泊位裝卸設施等。一期設計產能為70萬噸/年，未來可擴建至180萬噸/年。氣源上，計劃部分從當地天然氣市場直接采購，其余由LNG合伙公司向參與項目的其他生產者購買，已確定的合伙生產者包括Birchcliff能源、Enerplus等7家公司，共持有約3177平方千米的頁巖氣區塊，天然氣潛在資源量約2.27萬億立方米。預計項目管線長度為582千米，已與加拿大太平洋北方天然氣公司簽署管道使用協議。不列顛哥倫比亞LNG項目是目前加拿大西海岸進展最快的LNG項目之一，已獲得NEB的出口許可，面臨的主要問題是盡快落實市場，與買方簽署天然氣購銷協議。
（3）加拿大LNG項目加拿大LNG項目位于基提馬特地區，由殼牌（40%）、韓國燃氣（20%）、日本三菱（20%）與中國石油（20%）合資。項目工程包括建設LNG廠及儲存設施、海運碼頭及配套設施。項目初期建設2條生產線，設計產能1200萬噸/年，未來可能擴建2條生產線，產能合計達2400萬噸/年。該項目已選擇加拿大最大的管道公司橫加公司（TransCanada）為其設計、建造并運營700千米長的“海岸接氣管線”（CoastalGasLink），將不列顛哥倫比亞省北部的天然氣資源輸送往基提馬特地區。氣源上，四家公司在蒙特尼地區、科爾多瓦地區和霍恩河盆地共持有5261平方千米頁巖氣區塊，約680億立方米探明儲量。項目計劃在2015年進行最終投資決策（FID），但如果殼牌在美國投資的自由港LNG項目進展較快的話，可能導致殼牌推遲做出本項目的FID。加拿大LNG項目被認為是繼基提馬特LNG和不列顛哥倫比亞LNG后較為成熟的LNG項目，NEB已批準2400萬噸/年的出口許可，并與買方簽署天然氣購銷協議，將銷往中國、日本及韓國等。
（4）魯伯特王子港LNG項目魯伯特王子港LNG項目位于加拿大西部里德利島（RidleyIsland）魯伯特王子港附近，是英國天然氣公司（BG）的全資項目。該項目為常規陸上LNG，設計一期產能為2條液化生產線（每條線產能720萬噸/年）、2個碼頭、3個儲罐，二期將擴建1條同等規模的生產線。項目計劃于2016年完成最終投資決策，2020年投產。BG已經與加拿大Spectra能源管道公司成立公司，計劃建造總長850千米的配套管道。氣源上，BG計劃通過上游資產收購和第三方天然氣采購形式供氣，收購目標為加拿大不列顛哥倫比亞省蒙特尼地區或霍恩河盆地的頁巖氣區塊。該項目目前仍處于前期階段，整體商務結構尚未落實，已獲得NEB的2160萬噸/年的出口批準。
（5）西北太平洋LNG項目西北太平洋LNG項目位于魯伯特王子港的雷盧島（Lelu），由馬來西亞國家石油公司（馬國油）（90%）和日本石油勘探公司（JAPEX）（10%）共同投資。主要設施包括兩條LNG生產線（產能共計1200萬噸/年）、兩個儲罐、碼頭棧橋等，二期計劃擴建第三條生產線（600萬噸/年）和配套儲罐。項目預計投資90億～110億美元，計劃于2018年末或2019年初投產。馬國油計劃將50%的產量運往馬來西亞國內市場，其余在國際市場出售。氣源上，馬國油在蒙特尼地區北部擁有頁巖氣區塊。2012年，馬國油在收購加拿大進步能源公司時，又獲得了霍恩河盆地以及蒙特尼頁巖中部的頁巖氣區塊，總計5059平方千米，探明儲量約538億立方米。2013年1月，馬國油選擇橫加公司作為管道合作商，計劃修建從蒙特尼地區到魯伯特王子港總長為470千米的管道。2012年，馬國油宣布項目已完成預可研；2013年5月，該項目將前端工程與設計（FEED）合同授予KBR公司（一家為能源、電力、工業、民用基礎設施、礦產等提供工程設計，采購，施工和服務的公司），計劃2014年8月進行項目的工程總承包（EPC）招標。2013年7月，該項目向NEB遞交了1970萬噸/年的出口申請，目前正在進行審批，但還需要落實整體商務結構。
（6）西加拿大LNG項目西加拿大LNG項目由日本出光石化公司（50%）和加拿大Altagas公司（50%）共同投資，設計產能200萬噸/年。Altagas作為加拿大的天然氣和公用事業公司，雖然不擁有上游區塊，但擁有從魯伯特王子港連接到霍恩河盆地和蒙特尼盆地頁巖氣區塊的管道，在不列顛哥倫比亞省天然氣處理和運輸領域占有重要地位。該項目尚無上游資產，并不清楚其原料氣供應模式，目前處于前期階段，未向NEB提交出口申請。（7）埃克森美孚-帝國石油公司項目埃克森美孚公司和加拿大帝國石油公司擬在魯伯特王子港的迪格比（Digby）島建設LNG項目，雙方各50%權益。該項目氣源主要來自埃克森美孚在蒙特尼地區持有的面積為2206平方千米的頁巖氣區塊，以及在迪韋奈持有的421平方千米區塊。此外，埃克森美孚將以31億美元收購加拿大Celtic勘探公司，由此獲得頁巖氣區塊穩定的天然氣供應。埃克森美孚擁有的天然氣儲量及其在LNG產業方面的經驗是該項目最大的支撐。該項目已獲得了NEB許可，每年出口3000萬噸LNG，但未確定最終管線。
2.東部主要LNG項目加拿大東部濱海諸省主要分布著3個LNG項目，分別是卡納波特（Canaport）LNG項目、戈爾德伯勒（Goldboro）LNG項目和印度Hiranandani公司提出的項目（見圖5、表2）。
（1）卡納波特LNG項目卡納波特LNG項目計劃在新不倫瑞克省原卡納波特接收站的基礎上改建LNG廠。該接收站距離美國海岸約105千米，由雷普索爾公司（75%）和FortReliance公司（25%）共同投資，2009年6月投入運營，雷普索爾公司為作業者，建有1個碼頭和3個儲罐，每個儲罐容量為16萬立方米①。改建后的LNG產能尚不明確，也沒有計劃FID時間。相對加拿大其他LNG項目而言，卡納波特項目是在已有接收站的基礎上進行改造，具備碼頭、儲罐等設施，有利于降低項目成本。
（2）戈爾德伯勒LNG項目戈爾德伯勒LNG項目由加拿大Pieridae公司發起，計劃建造2條500萬噸/年的LNG生產線，以及3個23萬立方米儲罐和碼頭。站址選擇在加拿大東海岸新斯科舍省的戈爾德伯勒港口。該項目投資50億～100億加元，預計于2019年底到2020年初投產。目前已向NEB提交了總量2億噸的LNG出口申請。該項目計劃利用已有的Maritimes&Northeast（M&NE）管線（氣源來自美國）直接供應LNG廠生產，預期目標市場為歐洲和印度②。
（3）HiranandaniLNG項目印度Hiranandani公司計劃投資的LNG項目位于新斯科舍省的梅爾福特（Melfort），計劃建造3條生產能力為450萬噸/年的LNG生產線。氣源方面，該公司也計劃向M&NE管線購氣或直接在美國馬塞勒斯地區購氣。項目預計2016年開始建造，2020年投產，LNG將主要銷往印度，也考慮銷往歐洲及拉美市場。
二、項目經濟性對比分析
1.原料氣來源加拿大項目同美國項目類似，原料氣多來自于頁巖氣。澳大利亞東部項目氣源多為煤層氣，西部項目則以海上常規天然氣為主。其他國家如東非國家、俄羅斯等也多以常規氣為LNG項目的原料氣。
2.地理位置加拿大西部項目可直接供應亞太市場，東部項目可跨越大西洋供應歐洲市場，是繼卡塔爾后可同時供應歐洲和亞洲兩大市場的潛在資源地。其他潛在LNG資源供應國中，美國擬建項目多集中在墨西哥灣，運輸到亞太需要穿過加勒比海峽，運距相當于加拿大項目的兩倍左右；東非國家的項目至亞太需穿過印度洋和馬六甲海峽，最后再經太平洋；俄羅斯的項目則面臨著穿越北冰洋的問題。相比之下，加拿大西部項目具有類似澳大利亞項目的地理位置優勢。
3.項目基礎美國LNG項目大多由已有的接收站改建而來，較為成熟可靠。加拿大項目多為新建項目，需要較大投入。
4.成本測算加拿大東部項目上游氣源供應尚不明確，故以加拿大西部LNG項目為例。據伍德麥肯茲咨詢公司估算，天然氣上游開發成本為2.5～4美元/百萬英熱單位，管輸費約1.5美元/百萬英熱單位，液化費約4.3美元/百萬英熱單位，考慮運費及損耗后，LNG運送到日本的最終價格約為9.8～11.4美元/百萬英熱單位（見圖6）。同樣運抵日本，加拿大西部項目與美國和莫桑比克的新建項目成本相當，均低于澳大利亞項目成本。主要原因是澳大利亞環保要求較高，人工成本及原材料費用大幅上漲。
三、加拿大LNG項目面臨的機遇與挑戰
加拿大的10個LNG規劃項目總計產能達1.2億噸/年，美國LNG項目的規劃產能為9145萬噸/年，澳大利亞的LNG項目規劃產能總計5680萬噸/年。盡管加拿大的規劃產能較大，但總體來看，加拿大LNG項目面臨著諸多機遇與挑戰。
1.機遇21世紀以來，全球LNG貿易量保持較快增長。伍德麥肯茲公司預測，2020年全球LNG貿易量將達到3.5億～4億噸。未來新增LNG需求將主要集中在亞太地區，尤其是中國、印度等新興進口國。加拿大LNG項目可直接供應亞太市場，具有運輸上的明顯優勢[5]。此外，加拿大LNG項目若能以亨利中心價格為銷售基價，在天然氣價格與油價掛鉤的亞太市場，其競爭力將會大增。
2.挑戰（1）西部項目的原料氣輸送問題西部LNG項目面臨的主要問題是如何將上游生產的天然氣翻越落基山，輸送至海岸。現有通向西海岸的北太平洋管線傳輸能力僅為340萬立方米/日，遠遠不能滿足項目需要。對此，項目公司規劃了多條天然氣傳輸管道，例如基提馬特LNG項目擬修建的“太平洋路徑管線”（PacificTrailPipelines），橫加公司為加拿大LNG項目規劃的“海岸接氣管線”（CoastalGasLink），以及Spectra公司與BG擬共同修建的“BGLNG管線”。目前僅有“太平洋路徑管線”獲得政府批準。此外，從不列顛哥倫比亞北部通往沿海地區的輸氣管線不可避免地會經過原住民地區，與原住民協調關系并以較低成本獲得管道建設土地許可是十分復雜的問題。（2）東部項目氣源有待進一步落實加拿大東部的頁巖氣和海上常規氣田多數處在勘探初期，這些氣田的儲量得到證實之前，加拿大東部LNG項目的氣源大部分難以保障。例如，新斯科舍省開發的第一個海上氣田，產量已從1100萬立方米/日下降到40萬立方米/日，東部海岸的其他氣田面臨推遲投產的問題。近期BP和殼牌有針對加拿大東部深水油氣區塊進行開發投資的計劃，但即使擁有天然氣資源，由于開發策略是油先氣后，目前無法預測可供擬建LNG項目的天然氣量。鑒于未來天然氣需求量較大且氣源無法保證，東部項目將會考慮向M&NE管線購氣，或在美國馬塞勒斯地區購氣，但是從馬塞勒斯輸氣至加拿大東海岸，項目還要支付額外的管輸費。例如從美國新英格蘭地區到加拿大新斯科舍省的管輸費共約1.25美元/百萬英熱單位（加拿大境內M&NE管道為0.67美元/百萬英熱單位，美國境內為0.57美元/百萬英熱單位），這將降低項目的經濟性。而且，美國境內天然氣從加拿大出口至非自由貿易協定國家仍需要取得美國政府的批準，這進一步增加了項目難度。（3）市場競爭澳大利亞LNG項目的大量產能（已有、在建和規劃產能共約9700萬噸/年）即將投放市場，美國LNG項目（在建、規劃產能共約1.3億噸/年）也已加快了出口步伐。若加拿大LNG項目大量投產，會與澳大利亞和美國的LNG出口形成競爭。
目前，亞太地區LNG規劃產能已超過現有市場需求量，因此這些項目能否建造，及早落實市場是關鍵。不列顛哥倫比亞地方政府已注意到該省擬建的項目眾多，計劃近期對項目進行梳理及合理性確認，并擬于2014年第二季度出臺細則及立法，規定LNG稅費結構和征收范圍，這在很大程度上將決定各項目的可行性。加拿大LNG項目面臨的挑戰還包括國內勞動力能否及時供應，是否會像澳大利亞LNG項目那樣面臨原材料價格上漲等。另外，不列顛哥倫比亞省政府正在考慮出臺LNG稅，以彌補500億加元的財政赤字[9]，如果稅收負重過大，可能會導致預計建造的LNG項目胎死腹中。
作者：朱建文徐婧謝治國單位：中海石油氣電集團貿易分公司