導讀：
長期以來，澳洲與卡達、美國並列為全球最大的液化天然氣（LNG）出口國，2024財政年度仍出口近1.76億百萬公升天然氣。然而，這個能源巨擘卻出現尷尬的局面：東南部本土市場天然氣供應日益吃緊，官方警告最遲到2028年將面臨嚴重缺口。出口導向的產銷模式、政策干預與投資遲滯交織成結構性難題，迫使政府批准新建LNG接收站，從海外進口本國原本擁有充裕的資源。
澳洲是全球液化天然氣（LNG）出口的重要國家，與卡達、美國並列為全球最大的LNG供應國之一。在2024財政年度，澳洲共出口了1.759億百萬公升（megaliters）的LNG，略低於前一年。同期出口總值為688億澳元，也低於2023財年的創紀錄高點922.4億澳元。
然而，由於產銷政策之間無法有效銜接，澳洲本土竟出現天然氣短缺的現象，特別是在東南部市場情況尤為嚴峻。
澳洲官方多次警告，隨著人口密集地區能源需求不斷增長，預計到2028年，東部將出現明顯的供應缺口。這並非短期市場波動，而是長年累積的結構性問題。
為了彌補這一缺口，維多利亞州政府已批准Viva Energy在吉朗（Geelong）興建LNG接收站，計畫於2028年冬季前投入營運。這座接收站將用來從海外進口液化天然氣，但進口成本較高、碳排放也更多，長期仍難完全取代本地生產。
供應緊張的原因：產銷政策錯配
產地與需求地區分離
澳洲大部分天然氣儲量位於偏遠的西北部，而新南威爾斯、維多利亞等東南部地區才是主要的消費市場。這種地理分離造成運輸壓力與基礎設施瓶頸，進一步增加供應難度。
出口導向與國內分配矛盾
雖然澳洲天然氣總產量高於國內需求，但大量氣源早已簽訂長期出口合約，特別是供應LNG出口，導致國內市場可用氣源有限，東南部影響最為明顯。
政策與市場干預
為了壓低能源價格，政府在2022年設立批發價上限，並納入強制性行為守則。近期還考慮在東岸推行「天然氣保留政策」，要求部分產量必須優先供應國內。雖然這些政策旨在保障供應，但業界普遍認為過度干預恐打擊投資意願，反而加劇長期短缺風險。
投資遲滯與擴產困難
由於政策不確定與價格限制，能源企業對新投資採取觀望態度。Shell、ExxonMobil與Chevron等主要業者都警告，過度管制恐阻礙產能擴張，無助於根本解決問題。
國際買家壓力
同時，澳洲LNG出口的國際買家，如日本（其次為中國、南韓與台灣）也對政策變動感到擔憂，擔心出口限制與成本上升影響長期供應穩定。這反映出澳洲在維護出口聲譽與保障國內供應之間的兩難處境。
東南澳本土油氣商營運創高
像是昨天才公布財報的Amplitude Energy Limited(AEL-AU)就受惠於這個趨勢。公司主要資產包括Sole氣田、Athena氣廠和Casino Henry產氣設施，這些都在東南澳洲本地，距離用戶近、供應穩定，不需仰賴進口LNG。這種地理和成本優勢，特別適合在供應緊縮時滿足市場需求。
根據2025財政年度（FY2025）最新財報，Amplitude營運表現創下紀錄。全年平均每日產量達73太焦耳，比去年增加17%。其中Orbost氣廠全年平均產量62太焦耳，年增率達25%，6月更創下每日68太焦耳的歷史新高。
全年銷售收入達2.677億澳元，年增率22%，現貨市場平均售價每千兆焦耳達11.60澳元，比去年提高12%，顯示供需吃緊帶動的價格紅利。
另外，公司積極推進East Coast Supply Project擴產計畫，目前已完成超過98%的關鍵合約，預計2025年底啟動首口鑽探，2028年前投產，正好銜接市場最短缺的時期。
隨著需求持續增長、投資延後與進口成本高漲，Amplitude在地化產能與擴產進度，讓它在接下來幾年持續站穩東南澳洲天然氣供應的重要地位。
澳洲最大獨立油氣商只在意美國投資進度
由於澳洲長期壓抑能源價格，作為國內最大獨立油氣商的Woodside Energy Group，近期的發展重心就沒有放在解決本國東南部的天然氣短缺問題，而是將大量資源投入美國的Louisiana LNG項目，積極利用美國Henry Hub的低氣價擴展出口能力，並鎖定歐洲和亞洲的長期銷售市場。雖然公司也在澳洲西北部推動Scarborough和Pluto二期等大型工程，但對於東南澳本土供應吃緊的情況，態度相對低調，幾乎沒有提出新的重大擴產或氣源保留計畫。
這種「出口優先、國內次之」的策略，正好突顯了澳洲能源政策與供需錯配的結構性矛盾。
