行业与公司 * 行业：全球液化天然气（LNG）市场 [4] * 公司/项目：涉及多个全球LNG项目及运营商，包括但不限于美国的Golden Pass、Plaquemines、Port Arthur、Rio Grande、Calcasieu Pass、Corpus Christi、Louisiana LNG，加拿大的LNG Canada、Woodfibre、Cedar LNG，卡塔尔的North Field East/South/West，澳大利亚的Darwin LNG、Pluto LNG，以及俄罗斯、尼日利亚、阿尔及利亚、印度尼西亚、特立尼达、莫桑比克、刚果共和国、阿联酋、阿曼、巴布亚新几内亚等国的LNG项目 [4][32][33][35][37][38][72] 核心观点与论据 * **核心观点：全球LNG供应浪潮将持续，导致长期看跌周期** * 2025年是全球有史以来最大LNG供应浪潮的第一年，预计将持续七年 [4] * 该浪潮是欧洲天然气（TTF）和LNG（JKM）价格进入漫长看跌周期的主要驱动力 [4] * 预计TTF和JKM价格将在2028/29年触底，平均价格低于5美元/百万英热单位，较当前即期价格下跌超过50% [4] * **供应预测：增长强劲，远超亚洲需求** * 预计2025年至2030年，全球LNG供应将增长1.93亿吨/年，增幅达45%（以2025年供应量为基数） [4] * 同期亚洲LNG需求预计增长1.44亿吨/年 [4] * 即使考虑低价刺激的需求（仅中国就超过4000万吨/年），供应增长仍将远超需求增长，导致市场供过于求 [4] * 预计2026年全球LNG供应将增长4400万吨/年，达到4.75亿吨/年 [24][70] * 预计2027年全球LNG供应将再增长3000万吨/年，达到5.05亿吨/年 [70] * 到2030年，预计新增LNG项目将使全球LNG供应能力较2024年提升约50% [37] * **供需失衡与价格影响** * 供过于求将导致欧洲天然气库存达到饱和，尤其是在2028/29年 [4] * 解决该时期供需失衡的可能方案是价格驱动下的美国LNG出口临时削减 [4] * 预计到2027年，TTF价格将完全跌破褐煤的燃料转换成本线 [16] * 美国LNG出口合同的经济性窗口预计只持续到2027年 [20] * **近期动态与调整** * **2025年实际供应**：全球LNG供应量平均为4.31亿吨/年，略低于此前预期的4.33亿吨/年 [4] * 美国供应超预期（主要因Plaquemines项目爬产速度快于预期），抵消了其他地区的供应不足 [4][6] * **2026年初供应偏紧**：因美国、加拿大、刚果和澳大利亚的出口产能启动延迟，2026年初供应低于此前预期 [4] * 但预计到2026年第四季度，供应将基本赶上此前预期 [4] * **结构性供应损失**：部分地区的供应不足（如阿尔及利亚、印度尼西亚）可能是结构性的，部分归因于国内能源需求增长 [4] * 在预测中纳入了进一步的供应损失（初始总计-100万吨/年，到2028-2030年将增至-300万吨/年） [4] * 因产量下降和国内竞争加剧，再次下调阿尔及利亚未来所有年份的出口预测，每年下调100万吨 [33] * **项目进展**：平衡表中截至2029年的供应项目，除一个外均已做出最终投资决定 [4] * **价格预测更新**：将2026年底JKM价格预测从12.80美元/百万英热单位下调至12.30美元/百万英热单位 [69] 其他重要内容 * **需求侧观察** * **亚洲需求复苏**：预计2026/2027年亚洲LNG需求增长将强于2025年及更早年份 [41] * **2026年亚洲需求**：预计增长1400万吨/年，主要由东南亚（增长700万吨/年）和中国（增长500万吨/年）驱动 [41][43][70] * **中国能源结构**：2025年可再生能源（太阳能和风能）发电量的增长几乎完全满足了总电力需求的增长，导致2025年中国火力发电量同比下降 [49][54] * **日本核能**：如果柏崎刈羽核电站反应堆重启，日本核发电量可能在2026年底显著增加 [51][53] * **欧洲需求**：西北欧工业用气需求仍远低于危机前水平（2018-2021年平均水平） [62][64] * **市场与价格动态** * **价差**：JKM价格未完全跟随天气驱动的TTF价格上涨，导致JKM-TTF价差转负 [12] * **投资者头寸**：投资者头寸转为净多头加剧了2026年1月TTF价格的上涨，而NYMEX头寸仍为净空头 [14][16] * **库存**：西北欧天然气库存水平显著低于往年，但日本LNG库存与历史平均水平一致 [59][60][65][66][56][58] * **项目调整**：因缺乏FID进展，从基准预测中移除了两个墨西哥项目（NFE模块3和Saguaro LNG项目），但由于Saguaro项目最初预计在2030年后投产，这对看跌的价格观点没有重大影响 [72]

财务数据和关键指标变化 - 2025年经营活动产生的现金流为280亿美元 [22] - 2025年净调整后收入为156亿美元 [24] - 2025年IFRS净收入为131亿美元 [24] - 2025年股东权益回报率为13.6%，资本运用回报率为12.6%，连续第四年保持行业领先 [24][35] - 2025年总股东回报率为28%，为行业最佳 [35] - 2025年资本支出为171亿美元，符合150-155亿美元的指导范围 [21][25] - 2025年杠杆率（负债净额/权益）为14.7%，低于15% [25] - 2025年股东回报（股息加股票回购）为156亿美元，占经营现金流的比例接近55% [25] - 2025年上游业务现金流在70美元/桶（布伦特）和12美元/百万英热单位（天然气）的基准环境下，达到19美元/桶 [28] - 2025年综合液化天然气业务现金流为47亿美元，较2024年下降4% [31] - 2025年综合电力业务现金流为26亿美元，超过25亿美元的目标 [22][23] - 2025年下游业务（炼油与化工、市场与服务）现金流为62亿美元 [23] - 2025年股息现金支出为81亿美元，股票回购金额为75亿美元 [24] - 2026年经营现金流目标在60美元/桶和10美元/百万英热单位的基准环境下，超过260亿美元 [79][101] - 2026年自由现金流目标为110亿美元 [101] - 2026年资本支出目标为150亿美元 [87] - 2026年股息预计约为80-85亿美元，股票回购目标为30-60亿美元 [101][105] - 2026年杠杆率目标维持在15%左右 [80][107] 各条业务线数据和关键指标变化 上游（勘探与生产） - 2025年油气产量增长4%，超过3%的指导目标 [15][18] - 2025年新增产量贡献了15万桶油当量/日 [28] - 2025年上游运营成本为5美元/桶，为同行最佳 [16] - 2025年探明储量替代率为120%，储量寿命指数为12年 [16][36] - 2025年新项目平均净现金流超过30美元/桶，高于19美元/桶的基准，为当年现金流额外贡献了7亿美元 [28][29] - 2026年油气产量目标增长3% [75][89] - 2026年上游现金流目标增长7%，在60美元/桶环境下，现金流将与2024年70美元/桶环境下相当 [90][91] 综合液化天然气 - 2025年液化天然气销售增长10%，与产量增长一致 [19] - 2025年亚洲（JKM）与欧洲（TTF）市场价差收窄，多数时间低于0.5美元/百万英热单位 [29][30] - 2026年液化天然气产量目标增长6% [76][93] - 2026年液化天然气销售目标超过4400万吨 [76] - 2026年综合液化天然气业务现金流目标约为45亿美元 [94] 综合电力 - 2025年净发电量增长近20%，达到约50太瓦时 [19] - 2025年可再生发电总装机容量增长8吉瓦，年底达到24吉瓦 [20] - 2025年通过资产部分权益出售（farm down）回收了相当于20亿美元的资本 [17][26] - 2025年与数据中心签署了6太瓦时/年的购电协议 [17] - 2026年净发电量目标增长25%，超过60太瓦时 [75] - 2026年可再生发电总装机容量目标为34-42吉瓦 [77] - 2026年综合电力业务现金流目标超过30亿美元 [96] - 预计2026年或2027年该业务将首次实现自由现金流为正，开始贡献股息 [96][110] 下游（炼油与化工、市场与服务） - 2025年炼油利用率符合年度目标，下半年表现改善 [19] - 2025年市场与服务业务现金流为24亿美元，2026年目标为25亿美元 [99] - 2026年炼油利用率目标提升2个百分点 [75] - 公司启动了“Boost 27”计划，旨在提高资产可用性 [98] 各个市场数据和关键指标变化 - 2025年基准油价环境约为69美元/桶，基准天然气价格（TTF）为12美元/百万英热单位 [70][79] - 2026年规划基准为油价60美元/桶，天然气价格（TTF）10美元/百万英热单位 [70][72][73] - 公司认为石油需求尚未见顶，2025年需求略低于1%，日需求量略低于10亿桶 [70] - 液化天然气市场处于过渡期，2026年全球产能预计增加3500万吨/年，欧盟将从2027年起禁止进口俄罗斯天然气 [73][74] - 对俄罗斯石油的制裁日益严格，影响了市场供应 [71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略基于两大支柱：油气业务以及天然气、液化天然气和电力综合业务 [12] - 上游战略强调有纪律的增长、低成本和储备接替，保持5美元/桶的运营成本优势 [16][37] - 通过资产轮换（收购与剥离）优化投资组合，2025年并购活动基本平衡，净支出为75亿美元 [26] - 在纳米比亚通过交易获得重要区块权益，目标是建立可持续的多浮式生产储卸油装置枢纽，预计2030年后产量可达35万桶/日 [42][46][51] - 积极发展综合电力业务，将其作为增长和多元化的第二支柱，并利用其为数据中心提供定制化电力解决方案 [53][55] - 公司于2025年12月8日在纽约证券交易所直接上市普通股，旨在吸引更多美国投资者，并可能将其作为在美国进行并购交易的货币 [33][34][35] - 启动了一项现金节约计划，目标到2026年节省125亿美元，包括降低资本支出和运营成本 [69][81][82] - 在印度建立全球能力中心，以支持人工智能和数字化项目，目标到2027年拥有至少500名工程师 [65][83] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2026年经营环境可能更具挑战性，因此启动了现金节约计划以增强韧性 [69] - 对石油市场基本面持谨慎乐观态度，认为供应良好，需求持续，但将规划基准设定在60美元/桶以保持稳健 [70][72] - 认为液化天然气价格影响将是渐进的，2027年可能还不是价格周期的低点 [74] - 强调公司增长是增值性的，新项目现金流更高，这有助于抵消部分油价下跌的影响 [79][91] - 认为公司股票仍被低估，但市场正逐渐理解其战略 [37] - 重视维持15%的杠杆率目标，并以此作为现金分配决策的锚点 [80][107] - 支持二氧化碳定价机制，认为这对能源转型至关重要 [166] 其他重要信息 - 2025年安全绩效持续改善，可记录工伤率低于0.5起/百万工时，但发生了一起致命事故 [7] - 在减排方面取得进展：甲烷排放较2020年减少65%（目标为60%），石油和天然气业务的温室气体排放较2024年减少100万吨，产品生命周期碳强度较2015年降低19% [9][10][20] - 投资10亿美元的能效改进计划已见成效，每年减少200万吨二氧化碳当量排放，并带来约2亿美元的能源和二氧化碳节约 [10][11] - 与EPH签署协议，将加速公司在欧洲的天然气发电一体化，预计2026年中完成，每年将增加15太瓦时净发电量和7.5亿美元可用现金流 [17][95] - 公司正在内部应用人工智能和数字化技术，以提升资产生产率和可用性，已与AspenTech和Cognite签署相关合同 [61][62][63] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于纳米比亚项目的进展和财政条款 - 管理层表示，与Galp的交易使公司在纳米比亚被视为关键合作伙伴，与当局的对话更具建设性 [112] - 对于Venus项目，工程招标结果符合资本支出预期，目标是在2026年中做出最终投资决定 [112] - 对于Mopane项目，现有财政条款足以支持开发，当前重点是2026-2027年的勘探和评估计划，以确定资源规模，目标在2028年做出最终投资决定 [113][114][115] 问题: 关于俄罗斯Yamal液化天然气合同的制裁影响 - 2026年的合同将照常执行 [116] - 对于2027年及以后，欧盟禁令意味着合同需要转向其他市场，但合同条款存在解释空间，公司正在与法国财政部和欧盟委员会澄清，以确定欧洲公司是否被禁止交易任何俄罗斯能源 [116] - 即使无法进行营销，公司仍可能保留在Yamal液化天然气项目中的股权 [116] 问题: 关于高现金流桶的来源和并购策略 - 高现金流主要来自美国墨西哥湾和巴西的新投产油田，这些项目财政条款有利，现金流高于公司基准 [121][122] - 公司有意增加在美国的上游天然气资产，并指出在美并购使用股票作为货币可能比现金更具优势 [120] - 普通股在纽交所上市为此提供了潜在的交易货币 [34][119] 问题: 关于新项目资本支出与自由现金流，以及综合电力业务现金流转正的差异化原因 - 新项目的资本支出与现有资产相比，并未详细说明，但强调新项目现金流更高 [123] - 综合电力业务现金流转正得益于资本回收策略（如出售资产权益）、稳定的年度新增装机（8吉瓦/年）以及业务整合（上游发电与下游交易和客户） [125][126][127] - 公司专注于在少数国家进行高效运营，而非在多地开展小型项目 [129] 问题: 关于在新开放或改善财政条款国家的机会，以及乌干达Tilenga项目的进展 - 公司对在伊拉克和利比亚继续投资感兴趣，并关注科威特等国的潜在机会 [132][133][136] - 对叙利亚和委内瑞拉的兴趣较低，主要因风险回报和资源分配考量 [137][138] - Tilenga项目首条生产线将于2026年底启动，但整体达到产量平台的时间已推迟至2027年中 [130][131] 问题: 关于现金流分配政策的变化和未开发资源并购环境 - 2025年55%的派息率被认为偏高，部分由债务融资，未来将回归更正常的水平，40%的指导是合适的 [140] - 综合电力业务现金流转正将改善整体现金流分配状况，但需要待其实现后再更新指导 [141][142] - 未开发资源获取至关重要，公司通过勘探、卡塔尔等国的液化天然气交易以及阿联酋等地的特许权获得了大量资源 [143][144] - 当前并购市场估值仍高，公司倾向于通过资产互换等非现金方式进行交易 [145][146] 问题: 关于对数据中心售电的潜力和溢价，以及内部应用人工智能的目标 - 数据中心电力需求潜力巨大，特别是在美国和欧洲 [151] - 溢价不仅来自购电协议，还包括提供土地和电网接入等服务的价值，以及提升当地电价对现有资产的间接好处 [152][153][154] - 内部应用人工智能的主要目标是提高工厂可用性和生产效率，预计能带来1%-2%的产量提升，并加速项目最终投资决定 [149][156][157] 问题: 关于欧洲二氧化碳法规的看法和上游服务行业整合可能带来的通胀 - 公司支持二氧化碳定价，认为这对转型至关重要 [166] - 作为综合电力运营商，更高的二氧化碳价格总体上有利于其业务（可再生能源和燃气发电） [163] - 对服务行业整合持谨慎态度，偏好保持竞争，认为当前油价环境有助于稳定服务成本 [160][161] 问题: 关于2026-2027年可能的最终投资决定项目，以及卡塔尔液化天然气项目延迟风险 - 2026年可能的最终投资决定项目包括：纳米比亚Venus、尼日利亚IMA、巴布亚新几内亚液化天然气项目 [169][172][173] - 卡塔尔North Field East扩建项目和墨西哥Energía Costa Azul项目均预计在2026年第三季度投产，后者可能存在工程质量风险，但管理层对前者按时投产更有信心 [170] 问题: 关于莫桑比克液化天然气项目重启时间表和英国NeoNext Plus交易的影响 - 莫桑比克液化天然气项目已重启，现场约有5000人，目标在2029年（或2028年底）交付 [183] - 英国NeoNext Plus交易将增加约1万桶油当量/日的产量，并因协同效应降低约1亿美元的资本支出和运营成本 [184][185] - 此交易模式是针对英国北海资产成熟度和财政环境的具体解决方案，目前不计划在其他地区复制 [186][187] 问题: 关于EPH收购资产的电力销售安排和2026年净资本支出构成 - EPH资产的电力并未提前预售，交易完成后，公司将承购其中50%的产量，并在批发市场销售，实施正常的对冲计划 [195][196] - 2026年150亿美元的净资本支出目标已包含约10亿美元的净剥离（剥离额高于收购额），有机资本支出约为160亿美元 [87][194] 问题: 关于化工业务周期展望和液化天然气长期合同签订状态 - 化工业务周期未在演示中详细讨论，但管理层承认当前处于艰难时期，关注行业产能关闭的迹象以推动市场正常化 [201] - 液化天然气长期合同签订已基本达到公司目标的800-1000万吨/年，对此感到满意，但这是一个持续的过程 [202]

公司评级与目标价 - Raymond James于2月2日首次覆盖Venture Global 给予“跑赢大盘”评级 目标价11美元 [1][7] - RBC Capital分析师Elvira Scotto于1月28日将目标价从13美元下调至11美元 但维持“跑赢大盘”评级 [3] 公司业务与定位 - 公司是一家快速增长的美国液化天然气供应商 [1] - 公司业务包括开发、建设和生产天然气液化及出口项目 地点位于美国墨西哥湾沿岸路易斯安那州 并涉及天然气运输、航运、再气化以及销售液化天然气 [4] 公司竞争优势与前景 - 公司创新的、可扩展的开发模式相比行业标准能实现更快的项目交付 [2] - 尽管存在近期的宏观和仲裁风险 但分析认为这些担忧已基本被市场消化 不断扩大的合同和长期的全球天然气需求支撑了有韧性的增长前景 [2] - RBC Capital认为 尽管近期因人工智能泡沫担忧导致表现不佳 但对天然气增长故事仍持积极态度 并预计天然气增长将成为即将到来的财报季的重要主题 [3] 目标价调整原因 - RBC Capital下调目标价至11美元 主要是受大宗商品价格和产量削减的影响 [3]

美台贸易与能源合作 - 台湾计划大幅增加从美国进口液化天然气(LNG) 今年采购比例目标从目前的约10%提升至30%-33% [1] - 台湾将相应减少从其他供应商的天然气进口 以调整其供应结构 [2] - 此举是继上月美台达成贸易与投资协议后的后续行动 该协议将美国对台湾产品的关税最高降至15% 并为包括半导体在内的多个行业提供关税豁免 [5] 台湾企业投资与承诺 - 台湾的国营油气公司CPC去年已签署意向书 计划投资阿拉斯加LNG出口项目并从中购买LNG [3] - 根据美国商务部信息 台湾将提供至少2500亿美元的信贷担保 以促进台企在美国的额外投资 支持在美国建立和扩展完整的半导体供应链及生态系统 [6] 阿拉斯加LNG项目进展 - 阿拉斯加LNG项目总投资额高达440亿美元 得到美国前特朗普政府的强力支持 [3] - 项目多数股权所有者和开发商Glenfarne集团上月宣布 项目第一阶段已从开发阶段进入早期执行阶段 [4] - 第一阶段包括建设一条739英里的管道 将天然气从阿拉斯加北坡输送至当地以满足国内能源需求 目标在2028年实现管道机械完工 2029年首次输气 [4] - 第二阶段将增加LNG液化终端及相关基础设施 实现每年2000万吨的LNG出口能力 [4]

Italy’s MAIRE Group said its engineering arm Tecnimont has signed a memorandum of understanding with U.S. energy technology company Baker Hughes to collaborate on modular, scalable liquefied natural gas (LNG) projects worldwide, as demand grows for faster and more flexible gas infrastructure. Under the non-exclusive MoU, Tecnimont and Baker Hughes will jointly assess participation in future LNG tenders that incorporate Baker Hughes’ NMBL™ modular liquefaction solution. The agreement establishes a framewor ...

With a healthy yield of 3.31%, ConocoPhillips (COP) is one of the most well-oiled dividend growth machines on the market. Not only does it continue to generate strong cash flow, with a strong focus on rewarding shareholders with buybacks and dividends, but it’s also well-positioned for multi-year dividend compound annual growth. That’s according to Wells Fargo analyst Sam Margolin, who argues that ConocoPhillips’ cash flow and yield will improve thanks to multiple catalysts.   More News from Barchart w ...

道达尔能源公司莫桑比克液化天然气项目 - 公司首席执行官Patrick Pouyanné表示，公司正按计划在2029年从其莫桑比克项目交付液化天然气[1] - 公司预计该国（莫桑比克）的活动将出现大规模激增[1] 行业活动展望 - 公司预计莫桑比克的活动将出现大规模激增[1]

美韩贸易与投资关系 - 韩国总统顾问警告 若未来在投资问题上出现分歧 美国可能重新提高关税 这反映了两盟友间日益紧张的关系[2] - 美方的不满源于希望加快投资运作 韩国政府承诺在2月对美国投资法案进行有意义的国会审议[3] - 双方预计于2月开始讨论 为一个规模达3500亿美元的投资计划选择项目[3] 特定投资项目进展 - 阿拉斯加液化天然气项目尚未成为美韩双方的讨论议题[4] - 对该项目的审查将遵循商业可行性原则 但前提是投资基金正式启动[4] 半导体设备行业动态 - 半导体设备巨头阿斯麦公司股价上涨7.2% 创下历史新高[5] - 此次强劲表现源于其订单数量远超市场预期[5] 奢侈品行业动态 - 奢侈品集团路威酩轩股价下跌6.2%[5] - 股价下跌源于报告显示销售表现疲软 且公司对2026年的前景展望趋于谨慎[5] 其他国际新闻 - 欧盟的卡拉斯评论称 俄罗斯预计仍将是一个重大的长期安全威胁[6] - 全球白银储备新数据显示 秘鲁以110,000百万吨的储量位居第一 其次是澳大利亚和俄罗斯[6]

Woodside Energy closed 2025 with record annual production of 198.8 million barrels of oil equivalent, beating guidance and underpinned by strong offshore oil performance and exceptional LNG reliability, while its next wave of LNG and new-energy projects moved steadily toward first production. The company reported full-year output of 198.8 million barrels of oil equivalent, exceeding its guidance range and marking its highest annual production to date. Fourth-quarter production totaled 48.9 MMboe, down 4% ...

项目概况与潜在股权出售 - 壳牌与三菱公司正探索出售其在价值400亿加元的加拿大液化天然气项目中的股权[1] - 加拿大液化天然气项目是北美首个投产的大型液化天然气项目，也是首个可直接通往太平洋海岸的设施，相比美国墨西哥湾沿岸的终端，能提供更快的亚洲航运路线[3] - 项目原合资方包括壳牌(40%)、马来西亚国家石油公司(25%)、三菱公司(15%)、中国石油(15%)和韩国天然气公司(5%)[3] 壳牌的出售计划与考量 - 壳牌作为最大股东持有40%权益，正与罗斯柴尔德公司合作评估投资者兴趣，可能出售高达其持股的四分之三，相当于整个项目约30%的股权[4] - 公司正分别评估已投产的第一阶段和拟议中资本与执行风险更高的第二阶段扩建项目的风险敞口，潜在买家可能面临约150亿美元的承诺，包括股权、债务和与第二阶段相关的未来资本需求[5] - 即使出售股权，壳牌仍计划保留与该终端的长期天然气供应合同，可能长达30年[5] 三菱公司的出售计划 - 三菱公司持有加拿大液化天然气项目15%的股权，已聘请加拿大皇家银行资本市场为其选择方案提供建议[6] - 讨论仍处于早期阶段，任何正式的出售程序可能要到今年晚些时候才会开始，目前尚不清楚三菱最终会向市场出售多少股权[6] 项目运营、优势与市场背景 - 项目第一阶段第一条生产线已投产，第二条生产线预计将在年底前启动，将增加显著的出口能力[2] - 项目使壳牌能够通过更高的液化量和优化的交易利润来获取价值，特别是利用亚洲与欧洲之间有利的价差[2] - 加拿大液化天然气项目具有结构性成本优势，因为加拿大天然气价格通常低于美国亨利港基准价格，这使其在全球成本曲线上具有竞争力，尤其对亚洲买家而言[10] - 当完全达产后，加拿大液化天然气项目第一阶段预计每年出口1400万公吨液化天然气[12] 行业动态与风险考量 - 此次潜在的股权出售紧随MidOcean能源公司收购马来西亚国家石油公司所持合资企业五分之一股权之后，该合资企业持有加拿大液化天然气项目25%的股份[7] - 此类投资组合调整在大型基础设施项目进入运营阶段后很常见，允许开发商将资本回收并投入新机会[9] - 投资者也在权衡全球液化天然气可能供应过剩的担忧，同时有几个新的出口项目即将上线，北美其他液化天然气项目最近的暂停凸显了市场蔓延的谨慎情绪[11] - 项目也面临运营挑战，其第二条生产线在启动后数周于12月发生故障[11] 未来扩张与战略意义 - 合作伙伴正致力于最早在今年就第二阶段扩建做出最终投资决定，这将使该设施产能翻倍[12] - 对于壳牌和三菱而言，任何股权出售都将标志着战略再平衡——在一个对全球能源转型仍至关重要的市场中，将成熟资产货币化，同时保持对液化天然气增长的敞口[12]