深水油气何时能够走出“冬天”？

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1、深水油气何时能够走出“冬天”？　　石油行业陷入“深水困局”。是坚守，还是退出，成为摆在石油公司面前的一道选择题。　　在2014年油价下跌的猛烈冲击下，全球石油行业都在经历痛苦的“严冬”。而一度被寄予厚望的深水油气项目更是备受争议。是坚守，还是退出，成为摆在石油公司面前的一道选择题。　　石油行业面临的“深水困局”，从根本上说是低油价下有限的资金与项目投入、产出和风险之间的艰难权衡。在很多人的印象里，深水是仅次于油砂的高成本油气资产。在当前油价下推进深水项目，石油公司首先面临的是油价的不确定性。如果油价长期在50美元

2、/桶徘徊甚至更低，不少深水项目很可能成为石油公司的沉重负担。　　其次是深水项目的巨额投资令石油公司承压。当下全球石油行业都在大幅削减资本支出。全球上游支出较2014年高峰期已经削减近4000亿美元，资本支出的硬约束下公司对项目投资回报要求自然更加严苛。而深水打一口井动辄需要上亿美元，一个大型深水项目耗资数十上百亿美元。石油公司是花费上亿美元却可能在深海“打个水漂”，还是在已知储油丰富的西得克萨斯州开采？这的确是个问题。5　　大型深水项目资本超支和工期拖延也是困扰石油公司的难题。根据伍德?麦肯兹统计，目前全球在建的

3、深水和超深水项目普遍超支约15%。在不同的海洋油气开发类型中，水下系统项目（subsea）工期拖延时间达到33%，固定平台项目（fixedplatform）工期拖延13%，而浮式生产系统项目（floatingproduction）工期拖延最为严重，高达46%。预计3年完工的项目拖到近5年才完工，这自然大大增了成本，对本就资金紧张的石油公司来说是雪上加霜。　　应该说，在2003-2013年国际油价持续上行的“超级周期”中，海洋油气特别是深水油气勘探开发迎来了“黄金十年”。然而，这一轰轰烈烈的深水油气开发热潮，是否会

4、在新一轮油气行业周期性调整中戛然而止呢？很多人的答案或许是肯定的，但笔者认为可能目前还未到唱衰海洋油气乃至深水油气的时候。理由有四：　　深水仍将是跨国石油公司战略转型的重要方向　　在跨国石油公司的产业布局中，迫于常规油气产量逐年递减的压力，向深水、LNG和非常规油气进军成为巨头们转型的重要方向。近年来，IOC和NOC共同携手努力，推动了新一轮深水油气勘探的大发现。　　过去几年，海洋勘探开发投资已经占埃克森美孚等五大公司总投资的“半壁江山”，深水则已成为巨头们产量接替的重要来源（BP深水油气年产量已达到5000万吨

5、，道达尔约3000万吨）。既然冲向深水的“发动机”已经启动，短期内就很难停下来。　　考虑到未来几年巴西盐下、东非深水区将有上百亿桶的油气储量逐步进入开发和评估期，预计未来几年深水油气市场资本支出还将继续增长（尽管增速会下滑）。而从中长期看，只要全球石油需求继续保持增长、油价能够温和复苏，我认为跨国石油巨头就不太可能放弃深水这一传统优势领域。5　　不同深水油气项目受油价影响程度存在较大差异　　尽管深水油气总体开发成本偏高，但对于不同地区、不同项目又得具体分析。从地区上看，墨西哥湾是世界上较早且较成熟的深水油气作业区

6、（预计盈亏平衡价格50美元/桶左右），巴西盐下深水开采技术难度大、单井成本高，但由于单井产量高，桶油成本在全球深水作业区中最低（预计盈亏平衡价格40美元/桶左右），这两个地区的深水项目总体受油价下跌的影响较小；而北海和东非等地的深水开发成本相对较高，受油价影响因素较大。　　从具体项目看，衡量深水油气开发成本关键要看通过最终投资决策阶段（FID）项目的成本。IHS在2015年1月发布的一份研究报告中认为，多数FID深水项目的盈亏平衡点都低于60美元/桶。伍德?麦肯兹统计则显示，2016年至今全球超过5000万桶储量

7、规模的FID项目共有7个，其中只有1个是陆上油田，其余6个均为海上油气田（浅水2个，深水4个），总投资超过300亿美元，且IRR总体保持在较合理的水平（12%-22%之间）。　　可见即使在当前油价下，石油公司决定上马的深水项目回报率并没有那么差。　　处于开发周期早期的深水项目还存在较大的成本优化空间　　低油价下，油服部门的成本缩减明显，钻井平台费率急剧下降，水下设施的成本也已降低，这为深水油气开发降成本创造了好的外部环境。但不同油气项目所处开发周期不同，其降本效果也不同。5　　一般来说，那些在高油价时代决策的项目

8、成本优化空间确实有限，但对于那些处在项目开发周期的初期，包括新建（greenfield）、扩建（brownfield）和尚未达成最终投资决策（Pre-FID）的项目无疑将受益最大。例如，挪威巴伦支海靠近北极的JohanCastberg项目就是一个显著的削减成本的例子。这个5亿桶规模、由Statoil作业的油田在2013年进入前期工程设计阶段（FEED），方案重新修改后通过