September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
One solution to increase the supply of gas in New South Wales could be the development of CSG 
within the state but, as discussed previously, public sentiment is against such a move and the State 
Government has introduced legislation that prevents CSG development within 2km exclusion zones 
from areas with sensitive land use. The State of Victoria is adopting a similarly aggressive tone 
towards the development of CSG reserves, despite the fact that its historic conventional reserves now 
seem to be in decline, with the regulator AEMO forecasting shortages of gas as soon as 2027.100 
Despite this outlook the Victorian government has instituted a moratorium on fracking and halted the 
award of new coal seam gas exploration licences. In November 2013 a government-appointed Gas 
Market Taskforce suggested that the moratorium should be lifted in order to encourage the 
development of CSG to increase gas supply (and by implication to reduce gas prices), but this advice 
was rejected and the ban was extended to July 2015. Indeed the Premier of Victoria, Dr Napthine has 
since stated that ''we will never, ever allow onshore gas if it jeopardises our underground water, if it 
jeopardises our environment, and if it jeopardises our food and agriculture production.''101  However, 
the result of this strategy is that Victoria is projected to experience an increase in the price of gas, with 
EnergyQuest predicting that the wholesale price in Melbourne will increase from less than $4.20/GJ 
(US$3.75/MMBtu) at present to almost A$10/GJ (US$8.90/MMBtu) in 2028, while ACIL Allen projects 
that prices will increase from A$4.50/GJ (US$4.00/MMBtu) to approximately A$7.50/GJ 
(US$6.70/MMBtu) on the same timescale.102   
6.7 Could a gas reservation policy be introduced? 
The potential shortages of gas and the price rises that are anticipated in Eastern Australia have led 
some commentators to describe the situation as an energy crisis, and have also led to calls for a 
domestic gas reservation policy, as has been implemented in Western Australia. However, as has 
been seen in the western region, implementation of such a policy is fraught with economic and 
legislative difficulty. Indeed in its 2012 Gas Market Report, BREE said: "In the short term, a 
reservation policy diverts gas from the export market to the domestic market, increasing domestic 
supply and placing downward pressure on domestic gas prices. However, in the long term it may work 
as a disincentive for industry to develop further gas supply projects.”  The clear implication is that 
although gas reservation may have a short-term political benefit, in the long term it will not provide a 
solution to gas shortages or lower gas prices. 
Interestingly there is one state in the eastern market that does have a type of reservation policy. The 
Prospective Gas Production Land Reserve (PGPLR) policy was introduced in Queensland in 2011 
and allows the Government to determine that gas produced in a leasing area can only be sold within 
the Australian domestic market. To ensure the viability of the policy, the PGPLR only applies to new 
tenders if the Government’s annual Gas Market Review process identifies domestic supply 
constraints. This aims to prevent the LNG export industry creating a gas shortage for large users such 
as fertiliser producers, mineral processors and electricity generators103. However, in 2013 the 
Queensland Energy Minister said that he would “not move to gas reservation… unless everything falls 
by the wayside”.104  Furthermore it is unclear whether the policy would be implemented to benefit 
other States in the region (in particular NSW) if producers in Queensland were keen to export their 
gas rather than sell it domestically. It is possible that the Federal government could insist on inter-
State trade as Section 92 of the Australian Constitution prohibits action by either the Commonwealth 
100 AEMO 2013a 
101 Cook, H. (2013)  
BREE (2013a) 
103  Queensland Legislation (2011).  
104 MacDonald-Smith, A., (2013b) 
Pdf text box font size - Compress reduce PDF size in, ASP.NET, MVC, Ajax, WinForms, WPF
C# Code & .NET API to Compress & Decompress PDF Document
change font size in pdf; best pdf compression
Pdf text box font size - VB.NET PDF File Compress Library: Compress reduce PDF size in, ASP.NET, MVC, Ajax, WinForms, WPF
VB.NET PDF Document Compression and Decompression Control SDK
pdf compression; change pdf page size
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
or a State that discriminates against interstate trade or protecting a State against competition from 
other States. However, the former Federal Government’s 2012 Energy White Paper did not support 
reservation policies or subsidies that maintain separation between domestic and international gas 
markets. It suggested that open trading arrangements and higher prices should drive development, 
additional supply and timely market response. The current Federal Minister for Industry and the 
opposition leader have both indicated that domestic gas reservation would not be considered for 
existing projects, although they have not ruled it out for new projects.105  
Nevertheless, the debate continues between the various vested interests, with the Business Council 
of Australia, and Manufacturing Australia on one side being extremely concerned about the impact of 
LNG export on prices, gas availability and the subsequent impact on business. They are calling for 
domestic gas reservation, licensed acreage to be put aside for domestic supply, a differentiated gas 
price for export and domestic users, and/or an obligation on gas producers to offer supplies 
domestically.106 On the other side of the argument, the gas producers are unsurprisingly opposed to 
domestic gas reservation: Origin Energy, Santos and AGL have warned that reserving gas would cost 
A$6billion (US$5.4 billion.) in foregone gross domestic product and that “talk of reserving Australia’s 
gas for domestic will keep it in the ground”.107 Meanwhile APPEA, a consortium of gas production 
companies, suggests that the key to driving down costs for all consumers is to continue to develop 
resources and facilitate access to export markets.  
In an additional twist, a number of groups including the New South Wales Farmers Federation, 
Manufacturing Australia and Dow are petitioning for a “National Interest Test” for gas export. This 
would be similar to US policy where the export of gas to non-Free Trade Agreement countries is 
subject to a National Interest Test. However, the Grattan Institute suggested “there is little to be 
practically gained from imposing ‘public interest’ or ‘national interest’ tests for LNG export projects. 
Rather, such tests have the potential to impose a regulatory burden on developers and provide a 
platform for future lobbying by user groups.” 108 This sentiment was further reflected at a recent New 
South Wales Gas Summit organised by the former Minister for Resources, Energy and Tourism who 
stated in response to talk about a National Interest Test that “the last thing we need is another 
A further example of state reluctance to countenance any sales restrictions on producers was 
provided by the South Australia Resources Minister, who has indicated that South Australia will not 
prioritise gas to domestic markets over LNG, specifically stating that contracts for supply to LNG 
export will not be changed to divert gas to New South Wales “because of a crisis created by a lack of 
political leadership.”110 As a result, although the debate is likely to continue as gas prices rise and gas 
availability becomes more contentious, the practical implementation of a gas reservation policy or any 
export restrictions is unlikely. Indeed although Ian McFarlane, Minister for Industry in the current 
(2014) coalition federal government, has stated his commitment to find a solution to the potential gas 
supply crisis in eastern Australia, his attention appears to be more focused on encouraging upstream 
investment by streamlining the approvals process for offshore developments (over which it has 
control) and trying to improve the process to streamline gas development assessment and create a 
one-stop-shop for environmental approvals for CSG.111   
105 Chambers, M., (2013b)  
106 Drummond, M., and Macdonald-Smith, A., (2013)  
108 Wood, T., Carter, L., (2013) 
110 Macdonald-Smith, A., (2013b) 
C# PDF Annotate Library: Draw, edit PDF annotation, markups in C#.
Provide users with examples for adding text box to PDF and edit font size and color in text box field in C#.NET program. C#.NET: Draw Markups on PDF File.
change font size in pdf file; advanced pdf compressor
C# PDF insert text Library: insert text into PDF content in
Powerful .NET PDF edit control allows modify existing scanned PDF text. Ability to change text font, color, size and location and output a new PDF document.
best pdf compressor online; change paper size in pdf
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
6.8 Conclusion – East Australia’s gas debate and LNG projects   
The East Australian gas market has been transformed from a purely domestic interaction between 
local suppliers and customers, albeit across five states, into a more globally-focused business by the 
imminent completion of three new LNG export projects at Gladstone. This situation has been further 
complicated by the fact that these projects are based on CSG reserves, the development of which is 
still rather uncertain. While the reserves in place appear to be sufficient, or very nearly so, on an 
overall basis, individual projects (especially Gladstone LNG) currently lack the resources to meet their 
export contracts and are therefore contracting for gas that might otherwise have gone to domestic 
customers. Meanwhile uncertainty over the deliverability of supply in the initial stages of CSG 
development at QCLNG has also led that project to contract for significant amounts of third party 
supply, again increasing pressure on the domestic market. 
The overall result has been that the price of gas in all the states across the region has risen sharply 
over the past two to four years, and gas has become less readily available under long-term contracts. 
This has led both to demand expectations being reduced (especially in the power sector) and to 
industrial (and to an extent residential and commercial) customers having to pay prices that are now 
approaching export netback levels. This has caused some consumer lobby groups to call for a gas 
reservation policy, or some similar review of exports, to be introduced in order to make gas available 
and keep prices down. However, it would appear at present that any such move would not only be 
met with skepticism by regional politicians but could also be very hard to implement due to potential 
conflicts between federal and state law. 
As a result, there would appear to be no threat to the progress of the projects that are currently under 
construction, and the progress being made at QCLNG, APLNG and GLNG would suggest that they 
will come onstream in the period 2014-2016 as planned, leading to a total of 25mtpa of new LNG 
export capacity being added to Australia’s LNG industry, though capacity utilisation may be lower 
should gas supply be restricted. A more difficult question concerns the potential expansion plans for 
the three plants and also the prospects for other new projects in the region, in particular Arrow LNG 
and Fisherman’s Landing LNG. 
Given the supply issues that the project is already experiencing, it would seem unlikely that GLNG will 
be initiating expansion in the near future, while BG has also hinted that QCLNG is unlikely to add a 
third train until new gas resources have been proved up.112 APLNG is best placed as far as gas 
reserves are concerned, but its expansion plans may now involve a tie-up with the Arrow LNG project, 
which has currently been delayed and is considering options to reduce its cost base. One of these 
could be to link up with APLNG in order to optimize the potential synergy benefits of having both 
projects at one site.113 As far as Fisherman’s Landing is concerned, although the project sponsors 
remain keen to progress the project a lack of available gas supply is a significant issue.114 The project 
has no equity reserves of its own and, as discussed above, gas availability from third parties is 
becoming a problem for domestic customers and export projects alike. As a result, it may be some 
time before any firm commitment can be made on this new plant.  
Overall, then, the most likely expansion beyond the three currently planned LNG projects is the 
addition of a third train at APLNG in co-operation with the Arrow LNG partners. Beyond that initiative, 
the development of the domestic and export markets in Eastern Australia will largely be determined 
113 Chambers M (2014) 
C# PDF Text Box Edit Library: add, delete, update PDF text box in
Support to change font color in PDF text box. Ability to change text size in PDF text box. Adding text box is another way to add text to PDF page.
reader pdf reduce file size; change font size in pdf fillable form
VB.NET PDF insert text library: insert text into PDF content in vb
Save text font, color, size and location changes to Other robust text processing features, like delete and remove PDF text, add PDF text box and field.
adjust pdf page size; adjust pdf size
September 2014: The Future of Australian LNG Exports 
by the reaction of producers to the continuing increase in prices in the region. It is possible that 
supply, both conventional and unconventional, could be encouraged by a domestic price that is likely 
to reach netback parity in the near future, meaning that producers no longer have an incentive to 
export gas. In this case the forecasts of gas shortages may be too pessimistic and domestic supply 
and demand may find a balance, especially in the power sector, which allows a more rapid recovery 
in consumption once the ramp-up period at the three CSG LNG projects is complete. 
7. The Future – the competitiveness of Australian LNG 
7.1 Introduction 
The initial conclusions from the analysis of the Western, Northern and Eastern markets above, and 
the LNG projects currently under construction within them, is that although they have suffered from 
cost overruns and delays and are also causing a significant re-assessment off the domestic gas price 
environment, it is nevertheless highly likely that Australia will have 62mtpa of extra LNG capacity from 
seven new schemes by 2018/19. Indeed the contractual obligations undertaken by the projects 
suggest that this must be the case. However, there are a further 20 projects with a total capacity of 
78mtpa that are under consideration (see table 14 below), suggesting the possibility that Australia 
could expand its soon-to-be-achieved position as the world’s largest LNG producer dramatically 
beyond 2020. Clearly