asp.net mvc pdf viewer free : Adjusting page size in pdf Library SDK class asp.net .net azure ajax NG-902-part1889

September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
15 
Table 3: Delays and cost overruns at the Pluto LNG project  
Source: Data collated by author from various journals 
4. The 2010s growth spurt of Australian LNG  
Abundant gas resources offshore north west Australia and technology advances supporting the 
development of CSG exploration and production on the east coast, combined with  the expectation of 
historically high Asian LNG prices as a consequence of $100+/bbl oil, have all led to a plethora of final 
investment decisions29 (FIDs) for Australian LNG projects being taken between 2009 and 2012. 
Currently there is massive LNG plant construction activity underway at seven projects under 
development, comprising 14 LNG liquefaction trains, which will provide an additional 62 mtpa of LNG 
capacity (equivalent to 54% of the global liquefaction capacity that is under construction as at the end 
of 2013), with more than $200 billion of capital expenditure committed to this expansion.30  The details 
of the size, scope and timing of these projects is detailed in Table 4, along with the participants in 
each project.  
Of the 62 mtpa of LNG projects under construction, just over half of the capacity (33 mtpa) is located 
on the North-West Shelf and is being developed in a series of land based projects, under a traditional 
structure with long-term offtakers and dedicated gas reserves.  These projects have been developed 
by strong LNG-experienced companies and in some projects the shareholders have contracted for 
part of the LNG volume to be traded under their own portfolio. In addition, 3.6 mtpa (6% of the LNG 
projects currently under construction), will be produced by the Shell sponsored Prelude project using 
floating liquefaction (FLNG).  This very large floating facility is 488 metres long and 74 metres wide, 
the approximate size of more than 4 soccer pitches. Gas supply for this facility will come from the 
29 Final Investment Date (FID date) is the date on which the project sponsors decide to make a binding financial decision to 
proceed with the project. Usually the key agreements related to the project are signed on this date (e.g. plant construction, gas 
purchase, LNG sales and financing agreements). 
30 Source: Australia LNG Insight October 2013 “Australian LNG Busting the Budget” (Insight) 
Adjusting page size in pdf - Compress reduce PDF size in C#.net, ASP.NET, MVC, Ajax, WinForms, WPF
C# Code & .NET API to Compress & Decompress PDF Document
change page size pdf; batch pdf compression
Adjusting page size in pdf - VB.NET PDF File Compress Library: Compress reduce PDF size in vb.net, ASP.NET, MVC, Ajax, WinForms, WPF
VB.NET PDF Document Compression and Decompression Control SDK
pdf text box font size; change font size pdf
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
16 
Prelude gas field, close to where the floating facility will be located, and this massive offshore facility 
will produce at least 1.7 mtpa of natural gas liquids31
Schematic of Prelude FLNG vessel 
Source: Shell 
On the east coast of Australia, three LNG projects are being developed which, when operating at 
plateau, will add an additional 25 mtpa of LNG capacity.  These projects are all located close to each 
other on Gladstone Island in Northern Queensland and are based on the development of Coal Seam 
Gas reserves in Queensland.  
By 2020, even if no additional projects reach FID, the production capacity of Australian LNG will be 87 
mtpa. Assuming a plant utilization of 95% (based on the average Australian production 2000-2010), 
this should result in 83 mtpa of LNG production. 
31 http://www.shell.com/global/aboutshell/major-projects-2/prelude-flng/overview.html 
C# PDF copy, paste image Library: copy, paste, cut PDF images in
one. Easy to zoom and crop image for adjusting image size. Besides C#.NET Project DLLs: Copy, Paste, Cut Image in PDF Page. In
change page size pdf acrobat; best way to compress pdf files
VB.NET Image: Generate GS1-128/EAN-128 Barcode on Image & Document
width & height and four margin size in a EAN-128 barcode on multi-page TIFF/PDF/Word documents such as removing the document noise, adjusting page color mode
pdf compression settings; pdf form change font size
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
17 
Figure 9: Estimate of Australian LNG export capacity (Note: Assuming that contracts for 
existing plants are extended) 
Source:  David Ledesma research and analysis 
C# Image: Zoom Image and Document Page in C#.NET Web Viewer
is designed to help developer view source image or document page by adjusting the target file enlarge or reduce the source file until the file size fits the
pdf paper size; change font size in pdf form
VB.NET Excel: VB Methods to Set and Customize Excel Rendering
we treat every single Excel spreadsheet as a page in our VB the fixed image size ration that the size is limited Thus, when VB.NET users are adjusting the image
pdf edit text size; acrobat compress pdf
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
18 
Table 4: LNG projects under construction in Australia (January 2014) 
Source: David Ledesma, research, analysis and views    
Project
FID
Est. Start date
Shareholders
Gas Supply Source
Capacity
Long-term LNG Sales
Type/Location
(Operator underlined)
mtpa
CV=Conventional Gas
CSG = Coal Seam Gas
Gorgon Train 1
Sep-09
End 2015/early 
2016
5.2
Gorgon Train 2
Sep-09
end 2016
5.2
Gorgon Train 3
Sep-09
2017
5.2
Wheatstone Train 1
Sep-11
Late 2016
4.45
Wheatstone Train 2
Sep-11
2017
4.45
Prelude
May-11
Early 2017
Shell: 67.5%;
 Inpex: 17.5%; Kogas: 10%; 
CPC 5%
Prelude gas field, adjacent to Ichthys 450km offshore 
Kimberley
3.6
Kogas 3.6 (but the volume could be 
supplied from Shell portfolio)
Ichthys Train 1
Jan-12
2017
4.2
Ichthys Train 2
Jan-12
2017/8
4.2
QCLNG Train 1
Oct-10
2014
BG: 50%
; CNOOC: 50%
4.25
QCLNG Train 2
Oct-10
2015
BG: 97.5%
; Tokyo Gas: 2.5%
4.25
GLNG Train 1
Jan-11
2015
3.9
GLNG Train 2
Jan-11
2015
3.9
Asia Pacific LNG T1
Jul-11
2015
4.5
Asia Pacific LNG T2
Jul-12
2016
4.5
61.8
Surat and Bowen Basins with additional gas supply 
potentially from Arrow and other third party blocks. 
Operated by Origin Energy
Surat and Bowen Basins, with operational 
cooperation with APLNG
Chevron: 64.14%
;  Kufpec: 13.4%; 
Apache: 13%; PEW*: 8%; Kyushu 
Electric: 1.46%
* TEPCO will hold a 0.1% interest in 
PEW, with the remaining equity held by 
Pan Pacific Energy, an investment 
vehicle held in turn by JOGMEC 
(42.08%), Mitsubishi (39.7%), NYK
Line (10.2%) and TEPCO (8.02%).
Shell 1.4; BP 0.5; Tokyo Gas 1.25; Chubu 
Electric 1.5; Osaka Gas 1.6; Caltex 0.25*; 
Petronet 1.5; Petrochina 4.25; 
Uncommitted EM: 0.15; Uncommiited 
Chevron: 2.6 
* Balance 0.25 to GS-Caltex from Chevron 
portolio
Tepco 1.05; TG 1.05; Kansai Electric 0.8; 
Osaka Gas 0.8; Kyushu Electric 0.3; CPC 
1.75; Toho Gas 0.3; Chubu Electric 0.5; 
Inpex 1.1; Total 0.7-0.9 to Kogas as a swap 
for US LNG
Chevron:47.33%
; Shell: 25%; 
ExxonMobil: 25%;Osaka Gas:1.25%; 
Tokyo Gas: 1.00%; Chubu Electric: 
0.417%
Santos: 30%
; Petronas: 27.5%; Total: 
27.5%; Kogas: 15%
Greater Gorgonand Jansz gas fields
Wheatstone, Lago, Julimer and Brunello fields 
supported by Clio and Acme fields (for potential 
expansion).
Phase 1 includes gas supply to a domestic gas plant 
at the Ashburton North Strategic Industrial area 
about 12 kilometers west of Onslow on Western 
Australia’s Pilbara
Surat and Bowen Basins with additional gas from the 
Cooper Basin
CSG
Curtis Island
Queensland
Inpex: 63.445%
; Total: 30%;CPC: 
2.625%; Tokyo Gas: 1.575%;  Osaka 
Gas: 1.2%; Chubu: 0.735%; Toho Gas: 
0.42%
ConocoPhillips: 37.5%
; Origin: 37.5%; 
Sinopec: 25%
CV
Barrow Island
Western Australia
CV
Ashburton North
Western Australia
Ichthys field, 850 km offshore Darwin
CV
Blaydin Point
Northern Territory
CSG
Curtis Island
Queensland
CSG
Curtis Island
Queensland
Tepco 4.2; Kyushu Electric 0.8; Tohoku 
Electric 0.9; Chubu 1.0, Shell 0.6
Uncommitted 1.5
Sinopec 7.6; 
Kansai Electric 1.0
BG 4.0; CNOOC 3.6*; Tokyo Gas 0.9**; 
Chubu Electric 0.4
*Additional 5 mtpa from BG portfolio 
(some may come come QCLNG)
** Additional 0.3 from BG portfolio
(Equity & Sales volumes)
Petronas 3.5; 
Kogas 3.5
View Images & Documents in Web Image Viewer | Online Tutorials
control add-on offers developers three different APIs for adjusting image viewing size. developers to adjust the width of current displayed page to the
change paper size in pdf document; best way to compress pdf file
VB.NET Image: Image Resizer Control SDK to Resize Picture & Photo
VB.NET Code for Adjusting Image Size. In order to We are dedicated to provide powerful & profession imaging controls, PDF document, image to pdf files and
pdf change font size in textbox; pdf files optimized
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
19 
4.1 Challenges facing project construction 
Project developers have faced considerable challenges in bringing each project to FID and 
subsequently constructing the facilities on time and on budget. Table 5 below provides some details 
of the cost overruns that have been experienced at the seven projects currently under development, 
indicating an average increase from the initial cost estimate at FID of approximately 25% or a total of 
$40 billion for the projects in total. Furthermore, the delays in start-up, although apparently less 
dramatic, have also had a significant impact on the project economics and have even put some of the 
gas sales contracts at risk.  For example, delays to the Gorgon start-up could affect the gas plant and 
domestic contracts with Verve Energy and Synergy that were due to start in 2015. This data has been 
taken from public statements, and author’s estimates, and in some cases companies do not state the 
exact capex cost of the projects and specifically the liquefaction portion. It is therefore difficult to 
compare projects, especially when some figures include liquids benefits (which could give large 
revenues).  This table however, gives an indication of different costs and changes in capex costs and 
start-up dates since FID. 
Table 5: Australian LNG projects under construction – cost escalation and time delays 
Source: David Ledesma research and company websites 
Rising material costs  
Rising raw material costs have been one key catalyst that has driven up the price tag of the earlier 
projects.  Figure 10 shows how the cost of materials, in particular steel, has increased following the 
dates on which the Engineering Procurement Contractor (EPC) bids were prepared for FID.  These 
additional costs will be borne by the project investors themselves, unless they passed the risk of 
materials cost escalation to the EPC as part of the construction contract. However, at the time that the 
EPC contracts were awarded for the Australian contracts, contractors were reluctant to take such 
risks following their experiences in Qatar when fixed priced contracts resulted in the EPC being liable 
for higher raw material and labour costs which could not then be passed on to the equity participants 
in the projects. In Australia’s case, projects that awarded EPC when the price of steel was at its peak, 
may enjoy some savings, which could help absorb some of the cost overruns. 
Project
FID
Capacity
US$/mt 
capacity
mtpa
US$ bn.
US$ bn.
$000
Gorgon
Sep-09
2014
End 2015/7
15.6
37.0
54.0
46%
3,460
Wheatstone
Sep-11
2016
2017/8
9.0
26.4
29.7
13%
3,300
Prelude
May-11
Late 2016/
early 2017
2017
3.6
12.0
12.0
-
3,330
Ichthys
Jan-12
2017
2018
8.4
34.0
44.0
29%
5,240
QCLNG
Oct-10
2014
2015*
8.6
15.0
20.4
36%
2,370
GLNG
Jan-11
2015
2016**
8.0
16.0
18.5
16%
2,310
Asia Pacific LNG 
Jul-11
2015
2016
9.0
20.0
22.5
13%
2,500
 * QCLNG targeting end 2014
 ** GLNG targeting end 2015
Percentage 
increase of 
budget
Budget at 
June 2014
Budget At 
FID
Est. Start date 
at FID
(First Cargo)
Est. Start date 
at June 2014
(First Cargo)
VB.NET Image: How to Process & Edit Image Using VB.NET Image
vintage effect creating, image color adjusting and image VB.NET image editor control SDK online tutorial page. functions into several small-size libraries that
pdf file compression; apple compress pdf
C# Image: How to Add Customized Web Viewer Command in C#.NET
Able to adjust the displaying image size and style button for deleting an existing page from web other options for you, such as adjusting toolbar, controlling
pdf file size limit; change font size in fillable pdf form
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
20 
Figure 10: Steel prices 2008-2013 (Index July 2008=100)  
Source: Reference Carbon Steel and Stainless Steel 304 Data Source (Refer to table: World Composite Steel 
Price and Index [Price columns]) http://www.worldsteelprices.com/index.htm 
An additional factor that has also contributed to rising material costs is that, as noted by Songhurst, 
the more recent plants in Australia have asked suppliers, in common with many other projects around 
the world, to modularize their equipment in order to minimize construction work at the site due to high 
labour costs and personnel restrictions (see further discussion below). Unfortunately, while major 
suppliers such as GE provide world class equipment on an individual basis, modularization is not their 
area of expertise, and this has led to higher costs and extended schedules for work that might have 
been done more cheaply and quickly by specialist fabricators. As a result, the unintended 
consequence of trying to save on costs in one area (labour) may have been to increase costs and 
slowed progress in another.32 
Stronger Australian dollar 
The impact of the strengthening Australian Dollar has also been an important contributor to cost 
inflation, with Chevron, for example, suggesting that it has caused one third of the rise in costs at the 
Gorgon project.33 As set out in Figure 11, the Australian Dollar strengthened by over 20% (relative to 
the US Dollar) between September 2009, when the FID for Gorgon was taken, and end 2012, before 
falling back to its earlier levels. As direct labour costs represent 20-27% of an LNG plant’s capex 
cost34 and shareholder and project management costs increase this further to 40-50%, and these 
costs have to be paid in Australian Dollars, while source funding is usually in US Dollars, the 
strengthening Australian Dollar has a direct impact on project costs.  The main impact has been felt 
by those projects that took earlier FID, although the exact outcome depends on the exchange rate 
assumptions used by the shareholders at the time that their various cost estimates were made. The 
32 Songhurst (2014) 
33 Songhurst (2014) p.20 
34 http://www.kbr.com/newsroom/publications/technical-papers/lng-liquefaction-not-all-plants-are-created-equal.pdf Page PS4-
1.8 
0"
20"
40"
60"
80"
100"
120"
J
u
l
+
0
8
"
D
e
c
+
0
8
"
M
a
y
+
0
9
"
O
c
t
+
0
9
"
M
a
r
+
1
0
"
A
u
g
+
1
0
"
J
a
n
+
1
1
"
J
u
n
+
1
1
"
N
o
v
+
1
1
"
A
p
r
+
1
2
"
S
e
p
+
1
2
"
F
e
b
+
1
3
"
J
u
l
+
1
3
"
(
I
n
d
e
x
'
J
u
l
y
'
2
0
0
8
'
=
'
1
0
0
)
'
Carbon"Steel"Price"Jul+08=100"
Stainless"Steel"304"Price"
Jul+08=100"
Gorgon 
QCLNG 
GLNG 
Prelude 
AP LNG T1 
Wheatstone 
Ichthys 
VB.NET Image: VB.NET Rectangle Annotation Imaging Control
New RectangleAnnotation() ' set annotation size obj.X rectangle annotation by adjusting annotation properties profession imaging controls, PDF document, image
reader pdf reduce file size; adjust pdf size preview
VB.NET PDF: How to Create Watermark on PDF Document within
add text or image as a watermark on PDF page using VB be used as a text watermark; Support adjusting text font style in VB class, like text size and color;
pdf page size dimensions; pdf optimized format
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
21 
weakening of the Australian Dollar during 2013 will have given some relief, but only for those costs 
that were incurred at that time. This may explain why additional large cost overruns have not been 
announced over the past twelve months35.    
Figure 11:  Australian/US Dollar exchange rate vs. the date of LNG project FIDs 
Source: David Ledesma analysis (exchange rate date from www.oanda.com) 
Labour costs and the power of the unions 
As previously indicated, the cost of labour has also played a major role in the cost overruns at 
Australian LNG projects. Figure 12 compares compensation (wage) costs, in US Dollars, for Australia 
with costs in the United States and East Asian countries (excluding Japan). It is accepted that the 
Australian data does not specifically cover the LNG sector, but it can be seen that between 2009 and 
2012 the cost of labour in Australia increased by over 40%, rising at a rate considerably higher than 
the United States and East Asian countries. In specialist trades it increased by far more. It should be 
noted that Figure 12 shows compensation costs in US Dollars. Because there has been a 20% 
strengthening in the Australian Dollar, the increase in Australian costs would be lower than the non-
currency corrected data. 
35 “RBAs Tanna Says Aussie’s Drop to Boost Commodity Export Returns”, www.Bloomberg, 2/8/13 
Gorgon 
0"
0.2"
0.4"
0.6"
0.8"
1"
1.2"
QCLNG 
GLNG 
Prelude 
AP LNG 
Wheatstone 
Ichthys 
Range 
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
22 
Figure 12: Hourly manufacturing compensation costs in US Dollars (Index: 2000=100) 
Source: US Department of Labour, Bureau of Labour Statistics 2012; Table 1.2 
(http://www.bls.gov/ILC/#compensation) Hourly compensation costs in manufacturing, U.S. dollars, 1996-2012.  
David Ledesma analysis. 
A number of examples of high costs, and in particular high wages, in Australia can provide further 
evidence to back up the conclusions from Figure 12. Australian oil and gas workers earn an average 
of US$163,600 per annum, 35% more than similar employees in the US and double the global 
average, according to a survey by a recruiting company quoted in the Wall Street Journal.36 
Meanwhile according to Shell a welder can earn as much as US$250,000 per annum.37 And in terms 
of the overall cost of major infrastructure projects in Australia, when compared to the US, airports are 
90% more expensive to deliver, hospitals 62%, shopping centres 43% and schools 26%.38  
These high costs have resulted from a tight labour market in Australia and also from the significant 
power that trade unions wield in the country. The development of seven new LNG plants at the same 
time naturally led to a shortage of skilled labour in a country with a relatively small population, but this 
situation was exacerbated by Australia’s strict rules on using foreign workers. In particular the rules on 
applying for a temporary work visa (known as the Temporary Work (Skilled) (sub-class 457) visa, or 
the 457 visa for short)39 have meant that companies need to first advertise any position within the 
domestic market before they can appoint a foreigner to a position. Furthermore, the Labour 
government that was in power until September 2013 imposed restrictions on the number of visas 
which any one company could apply for on behalf of foreign workers, and also forced companies to 
provide exact estimates of how many workers they would have employed under 457 visas in any 
quarter, with fines then imposed for exceeding these estimates.40 All these factors combined to 
provide a huge advantage for domestic employees in skilled and even semi-skilled positions, and 
allowed the unions to argue not just about the use of foreign workers in long-term employment but 
also about short-term employment issues, for example the use of foreign workers on ships used for 
short-term contracts. The new Liberal government has now started to unwind some of the foreign 
36 http://online.wsj.com/article/BT-CO-20130207-718721.html, accessed on 4 June 2014 
37 http://www.bloomberg.com/news/2013-04-25/highest-paid-workers-driving-shell-gas-terminal-offshore.html 
38 http://www.theaustralian.com.au/national-affairs/local-project-costs-40pc-above-the-us/story-fn59niix-1226386836012#mm-
premium 
39 http://www.immi.gov.au/Visas/Pages/457.aspx 
40 http://www.theage.com.au/comment/the-age-editorial/changes-to-visa-caps-could-hurt-all-workers-20140312-34moy.html 
50 
100 
150 
200 
250 
300 
2
0
0
0
 
2
0
0
1
 
2
0
0
2
 
2
0
0
3
 
2
0
0
4
 
2
0
0
5
 
2
0
0
6
 
2
0
0
7
 
2
0
0
8
 
2
0
0
9
 
2
0
1
0
 
2
0
1
1
 
2
0
1
2
 
Index (2000=100) 
United States 
Australia 
East Asia ex-Japan 
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
23 
worker restrictions, but the major impact has already been felt by many of the projects that are now 
nearing completion.41 
Further power was given to the Australian unions through additional legislation introduced by the 
previous Labour government in power when all the current projects were being negotiated, under 
which companies were forced to negotiate “greenfield agreements” with unions before any new 
project could start.42 Essentially brand new employment terms would have to be agreed on each 
project with each union representing the wide cross-section of employees, with no restrictions on time 
limits for reaching a deal. As a result the unions were in a very powerful position if any company did 
not meet its terms, having the ability to delay projects indefinitely at a time when project sponsors 
were fighting to be first into the market with their gas. The effect of this was that unions were able to 
demand very high wages for even more unskilled roles such as laundry worker or driver. 
Not surprisingly the unions themselves have been unrelenting in their drive to secure the best deals 
for their members. As the Western Australia branch secretary of the Maritime Union of Australia 
stated “we make no apology for trying to get a good deal for our members, who are the ones who 
spend weeks at a time working away from home in very tough conditions.”43 However, project 
operators such as Chevron have now started to respond with appeals to the new Australian coalition 
government, led by Tony Abbott of the Liberal Party, to change the Fair Work Act and in particular the 
“right-of-entry” provisions for unions that are a particularly disruptive element of the legislation.44 This 
right allows union representatives to enter a workplace under various circumstances such as a 
suspected breach of agreement or a suspected health hazard, or even just to talk to an employee,45 
but can be used to interrupt work as a tactical ploy when negotiations on pay are ongoing. Chevron 
has claimed that official visits could happen as often as four times a week, causing delays and 
overruns as staff were prevented from progressing their work. The new Liberal government has 
already passed legislation in the lower house of parliament to reduce the impact of the unions, with 
ratification in the upper house (Senate) expected during the summer of 2014,46 but another alternative 
could see a greater number of floating LNG schemes considered. These offshore projects require 
fewer domestic construction workers and therefore the need for union negotiation is at least 
somewhat reduced, although a clear negative consequence for the State governments involved is that 
tax revenues could fall as, depending on the exact location of the project, they could go straight to the 
federal government. Furthermore inward investment in the States concerned would also be lower, as 
FLNG ships will be constructed outside Australia. 
Higher oil prices and associated liquids have provided some relief 
However, these higher project costs have been mitigated by two factors. The first is the rise in oil 
prices (and its direct impact on the LNG price through the contract pricing formulae). Over the period 
2009 to 2013 the price of crude oil almost doubled, with the average price for Brent Crude in 2009 
being $62/bbl47 while in 2013 it had risen to $107/bbl. Assuming an LNG sales price formula slope of 
41 Ibid. 
42 Reuters, 14 April 2014, “High cost Australia may miss $180bn LNG expansion wave” 
43 Ibid. 
44 The Australian, 8 April 20014, “Chevron boss Roy Krzywosinski slams union influence” 
45 Australian Government, Fair Work Ombudsman, at http://www.fairwork.gov.au/employment/unions/pages/union-visits-and-
meetings 
46 Reuters, 14 April 2014, “High cost Australia may miss $180bn LNG expansion wave” 
47 BP (2014)  
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
24 
15% oil, this equates to an increase in the gas sales price equivalent to $6.75/MMBtu,48 showing the 
positive impact of liquids production on the economics of an LNG project.   
Secondly, the companies have increased the size of their projects to achieve higher returns, with one 
example being the Gorgon project which increased its nameplate capacity from 15 to 15.6 mtpa. In 
addition, the LNG projects on the North-West Shelf, unlike the Queensland CSG projects, have 
varying amounts of natural gas liquids (NGLs) associated with the gas production, which helps to 
increase revenues and boost economic returns. For example at its peak the Ichthys LNG project is 
expected to produce 1 million mt/year of LPG and around 100,000b/d of condensate49. This additional 
revenue stream has also benefitted from higher oil prices. These important “liquids credits”, which 
have also underpinned the economics of the Qatari LNG projects and unconventional gas producers 
in the United States, have allowed the sponsors of the Australian LNG projects that are under 
construction to state that their projects remain viable, even at the higher costs that the projects have 
incurred.50 New LNG projects are more likely to be developed if they have high liquids content. 
4.2 Projects under construction 
The four projects under construction in the Western Australian Market, as at the beginning of 2014, all 
use gas from offshore Western Australian waters although the Ichthys project plant is located onshore 
at Darwin, in the Northern Territories.  Below we provide some details of the projects and how they 
have individually been affected by cost overruns, delays and development challenges: 
Gorgon LNG (Chevron, Shell, ExxonMobil, Osaka Gas, Tokyo Gas), FID: September 2009 
The Gorgon gas field is estimated to contain 1130bcm (40Tcf) of gas, and is being commercialized 
through a land-based LNG facility located on Barrow Island on the North-West Shelf. This gas 
reservoir has a high CO
2
concentration, and as part of the project the CO
2
is removed and injected 
into subsurface reservoirs. This has added to the capital cost of the project.  Also, Barrow Island is a 
nature reserve, and all equipment used in the plant has to be cleaned before and after shipment to 
the island to avoid the introduction of non-indigenous species and diseases. This has also added to 
the capital cost. At FID in September 2009, the overall project cost was estimated at US$37billion for 
a 15 mtpa plant (equivalent to US$2,470/MT), but by the end of 2013 this had risen to US$54billion, 
although Chevron had by then slightly increased the nameplate capacity to 15.6 mtpa in order to 
partly compensate for the higher cost (equivalent to US$3,460/mt).  This increase was caused both by 
higher material and labour costs but most significantly by exchange rate effects, which were greater 
for Gorgon than many of the other projects as the Australian Dollar strengthening by approximately 
15% between its FID date and 2011/mid 2012 when the majority of the capital expenditure 
commitments took place. In addition, delays caused in the main by labour shortages have meant that, 
from an initial estimated start date of 2014, Train 1 has now been pushed back to a start date in late 
2015, with the full 3-train capacity being reached in 2017. 
48 Sales of LNG into Asia are usually made on the basis of a formula: Price (LNG) = Price oil (normally JCC) x Factor plus a 
constant of 0.6 – 0.9/MMBtu for ex-ship sales and zero for FOB sales. During the period 1990-2002 the factor was 0.1485 (i.e. 
the price per Btu of LNG increased at ~ 86% of the oil price). From 2003 onwards sellers, driven by the Qataris, have sought to 
increase the 0.1485 factor towards 0.165 (oil parity). The assumed factor of 0.15 reflects the level achieved by several 
Australian LNG projects that are currently under construction. 
49 Source: www.platts.com “Inpex Ichthys LNG project could be $10 bil over budget” 1/8/13 
50 Ibid: Insight  
Documents you may be interested
Documents you may be interested