深水油氣何時能夠走出“冬天”？

林益楷

石油行業陷入“深水困局”。是堅守，還是退出，成為擺在石油公司面前的一道選擇題。

在2014年油價下跌的猛烈沖擊下，全球石油行業都在經歷痛苦的“嚴冬”。而一度被寄予厚望的深水油氣項目更是備受爭議。是堅守，還是退出，成為擺在石油公司面前的一道選擇題。

石油行業面臨的“深水困局”，從根本上說是低油價下有限的資金與項目投入、產出和風險之間的艱難權衡。在很多人的印象里，深水是僅次于油砂的高成本油氣資產。在當前油價下推進深水項目，石油公司首先面臨的是油價的不確定性。如果油價長期在50美元/桶徘徊甚至更低，不少深水項目很可能成為石油公司的沉重負擔。

其次是深水項目的巨額投資令石油公司承壓。當下全球石油行業都在大幅削減資本支出。全球上游支出較2014年高峰期已經削減近4000億美元，資本支出的硬約束下公司對項目投資回報要求自然更加嚴苛。而深水打一口井動輒需要上億美元，一個大型深水項目耗資數十上百億美元。石油公司是花費上億美元卻可能在深海“打個水漂”，還是在已知儲油豐富的西得克薩斯州開采？這的確是個問題。

大型深水項目資本超支和工期拖延也是困擾石油公司的難題。根據伍德·麥肯茲統計，目前全球在建的深水和超深水項目普遍超支約15%。在不同的海洋油氣開發類型中，水下系統項目（subsea）工期拖延時間達到33%，固定平臺項目（fixed platform）工期拖延13%，而浮式生產系統項目（floating production）工期拖延最為嚴重，高達46%。預計3年完工的項目拖到近5年才完工，這自然大大增了成本，對本就資金緊張的石油公司來說是雪上加霜。

應該說，在2003-2013年國際油價持續上行的“超級周期”中，海洋油氣特別是深水油氣勘探開發迎來了“黃金十年”。然而，這一轟轟烈烈的深水油氣開發熱潮，是否會在新一輪油氣行業周期性調整中戛然而止呢？很多人的答案或許是肯定的，但筆者認為可能目前還未到唱衰海洋油氣乃至深水油氣的時候。理由有四：

深水仍將是跨國石油公司戰略轉型的重要方向

在跨國石油公司的產業布局中，迫于常規油氣產量逐年遞減的壓力，向深水、LNG和非常規油氣進軍成為巨頭們轉型的重要方向。近年來，IOC和NOC共同攜手努力，推動了新一輪深水油氣勘探的大發現。

過去幾年，海洋勘探開發投資已經占埃克森美孚等五大公司總投資的“半壁江山”，深水則已成為巨頭們產量接替的重要來源（BP深水油氣年產量已達到5000萬噸，道達爾約3000萬噸）。既然沖向深水的“發動機”已經啟動，短期內就很難停下來。

考慮到未來幾年巴西鹽下、東非深水區將有上百億桶的油氣儲量逐步進入開發和評估期，預計未來幾年深水油氣市場資本支出還將繼續增長（盡管增速會下滑）。而從中長期看，只要全球石油需求繼續保持增長、油價能夠溫和復蘇，我認為跨國石油巨頭就不太可能放棄深水這一傳統優勢領域。

不同深水油氣項目受油價影響程度存在較大差異

盡管深水油氣總體開發成本偏高，但對于不同地區、不同項目又得具體分析。從地區上看，墨西哥灣是世界上較早且較成熟的深水油氣作業區（預計盈虧平衡價格50美元/桶左右），巴西鹽下深水開采技術難度大、單井成本高，但由于單井產量高，桶油成本在全球深水作業區中最低（預計盈虧平衡價格40美元/桶左右），這兩個地區的深水項目總體受油價下跌的影響較小；而北海和東非等地的深水開發成本相對較高，受油價影響因素較大。

從具體項目看，衡量深水油氣開發成本關鍵要看通過最終投資決策階段（FID）項目的成本。IHS在2015年1月發布的一份研究報告中認為，多數FID深水項目的盈虧平衡點都低于60美元/桶。伍德·麥肯茲統計則顯示，2016年至今全球超過5000萬桶儲量規模的FID項目共有7個，其中只有1個是陸上油田，其余6個均為海上油氣田（淺水2個，深水4個），總投資超過300億美元，且IRR總體保持在較合理的水平（12%-22%之間）。

可見即使在當前油價下，石油公司決定上馬的深水項目回報率并沒有那么差。

處于開發周期早期的深水項目還存在較大的成本優化空間

低油價下，油服部門的成本縮減明顯，鉆井平臺費率急劇下降，水下設施的成本也已降低，這為深水油氣開發降成本創造了好的外部環境。但不同油氣項目所處開發周期不同，其降本效果也不同。

一般來說，那些在高油價時代決策的項目成本優化空間確實有限，但對于那些處在項目開發周期的初期，包括新建（greenfield）、擴建（brownfield）和尚未達成最終投資決策（Pre-FID）的項目無疑將受益最大。例如，挪威巴倫支海靠近北極的Johan Castberg項目就是一個顯著的削減成本的例子。這個5億桶規模、由Statoil作業的油田在2013年進入前期工程設計階段（FEED），方案重新修改后通過一個更精簡的設計方案和更高效的鉆井方式，項目成本降低了62億美元（約41%），盈虧平衡價格降低至55美元/桶。而根據Statoil公司介紹，該公司另一個準備開發的超大型油田Johan Sverdrup第一階段成本已經削減20%，油田投產后日產量將達到45萬桶/日，項目盈虧平衡價格僅為25美元/桶左右。Statoil宣稱已經成功將巴倫支海油氣開發項目的盈虧平衡價格從70美元/桶降至41美元/桶。

這兩個案例告訴我們，低油價下石油公司重大投資決策應更加慎之又慎，要從設計的源頭上重新審視、大力改善項目經濟性。那些被推遲的深水油氣項目并不意味著深水油氣已經走向“黃昏”，相反經過優化后可能迎來“涅磐重生”。

深水油氣項目與頁巖油氣項目能否實現共存？

這一輪油價暴跌因頁巖油的過量供應而起，最近兩年頁巖油氣展現了出色的成本適應能力，這使得人們往往將深水項目與頁巖油氣項目進行比較，有些人甚至主張舍棄深水轉向頁巖油氣。

筆者認為，深水與頁巖油氣的開發模式存在很大不同，與頁巖油氣項目產量上升快、遞減率高的短周期開發模式不同，海洋油氣勘探開發項目一般投資較大，開發周期較長（需要3-5年），但投產后往往能夠在數十年間保持穩產，將為石油公司提供穩定可持續的產量支撐。對石油公司來說，這兩大類資產都是公司資產組合的重要組成部分，頁巖油項目可能短期內現金回報更好，但深水大項目卻可能為公司長遠發展提供支撐，二者各有特點，很難彼此取代。尤其對很多已經上馬的深水項目來說，停止實施的代價十分高昂，這也是很多深水項目繼續推進的重要原因。

深水項目能否在將來持續延續生命力？我想答案一方面取決于未來油價，更重要的是看石油公司自身的努力。油氣行業必須做好應對更長期低油價的準備，以更審慎的投資決策、更嚴格的預算管理、更創新的技術和更強有力的項目管理，努力使深水開采具有更低的項目風險和更佳的經濟可行性。行業領先者已經做出了表率，如果全行業都能夠及時跟進，我相信深水油氣還將迎來柳暗花明的一天。

（作者為高級經濟師，能源行業研究者）