林益楷

石油行業(yè)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(yè)都在經(jīng)歷痛苦的“嚴(yán)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(yè)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(chǎn)出和風(fēng)險之間的艱難權(quán)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(chǎn)。在當(dāng)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(fù)擔(dān)。

其次是深水項目的巨額投資令石油公司承壓。當(dāng)下全球石油行業(yè)都在大幅削減資本支出。全球上游支出較2014年高峰期已經(jīng)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(yán)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(shù)十上百億美元。石油公司是花費上億美元卻可能在深?！按騻€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(jù)伍德·麥肯茲統(tǒng)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(fā)類型中，水下系統(tǒng)項目（subsea）工期拖延時間達(dá)到33%，固定平臺項目（fixed platform）工期拖延13%，而浮式生產(chǎn)系統(tǒng)項目（floating production）工期拖延最為嚴(yán)重，高達(dá)46%。預(yù)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(yīng)該說，在2003-2013年國際油價持續(xù)上行的“超級周期”中，海洋油氣特別是深水油氣勘探開發(fā)迎來了“黃金十年”。然而，這一轟轟烈烈的深水油氣開發(fā)熱潮，是否會在新一輪油氣行業(yè)周期性調(diào)整中戛然而止呢？很多人的答案或許是肯定的，但筆者認(rèn)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(zhàn)略轉(zhuǎn)型的重要方向

在跨國石油公司的產(chǎn)業(yè)布局中，迫于常規(guī)油氣產(chǎn)量逐年遞減的壓力，向深水、LNG和非常規(guī)油氣進軍成為巨頭們轉(zhuǎn)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(fā)現(xiàn)。

過去幾年，海洋勘探開發(fā)投資已經(jīng)占?？松梨诘任宕蠊究偼顿Y的“半壁江山”，深水則已成為巨頭們產(chǎn)量接替的重要來源（BP深水油氣年產(chǎn)量已達(dá)到5000萬噸，道達(dá)爾約3000萬噸）。既然沖向深水的“發(fā)動機”已經(jīng)啟動，短期內(nèi)就很難停下來。

考慮到未來幾年巴西鹽下、東非深水區(qū)將有上百億桶的油氣儲量逐步進入開發(fā)和評估期，預(yù)計未來幾年深水油氣市場資本支出還將繼續(xù)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(xù)保持增長、油價能夠溫和復(fù)蘇，我認(rèn)為跨國石油巨頭就不太可能放棄深水這一傳統(tǒng)優(yōu)勢領(lǐng)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(fā)成本偏高，但對于不同地區(qū)、不同項目又得具體分析。從地區(qū)上看，墨西哥灣是世界上較早且較成熟的深水油氣作業(yè)區(qū)（預(yù)計盈虧平衡價格50美元/桶左右），巴西鹽下深水開采技術(shù)難度大、單井成本高，但由于單井產(chǎn)量高，桶油成本在全球深水作業(yè)區(qū)中最低（預(yù)計盈虧平衡價格40美元/桶左右），這兩個地區(qū)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(fā)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(fā)成本關(guān)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(fā)布的一份研究報告中認(rèn)為，多數(shù)FID深水項目的盈虧平衡點都低于60美元/桶。伍德·麥肯茲統(tǒng)計則顯示，2016年至今全球超過5000萬桶儲量規(guī)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(dāng)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(fā)周期早期的深水項目還存在較大的成本優(yōu)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(shè)施的成本也已降低，這為深水油氣開發(fā)降成本創(chuàng)造了好的外部環(huán)境。但不同油氣項目所處開發(fā)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(yōu)化空間確實有限，但對于那些處在項目開發(fā)周期的初期，包括新建（greenfield）、擴建（brownfield）和尚未達(dá)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?？拷睒O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(guī)模、由Statoil作業(yè)的油田在2013年進入前期工程設(shè)計階段（FEED），方案重新修改后通過一個更精簡的設(shè)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(jù)Statoil公司介紹，該公司另一個準(zhǔn)備開發(fā)的超大型油田Johan Sverdrup第一階段成本已經(jīng)削減20%，油田投產(chǎn)后日產(chǎn)量將達(dá)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(jīng)成功將巴倫支海油氣開發(fā)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(yīng)更加慎之又慎，要從設(shè)計的源頭上重新審視、大力改善項目經(jīng)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(jīng)走向“黃昏”，相反經(jīng)過優(yōu)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(xiàn)共存？

這一輪油價暴跌因頁巖油的過量供應(yīng)而起，最近兩年頁巖油氣展現(xiàn)了出色的成本適應(yīng)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(zhuǎn)向頁巖油氣。

筆者認(rèn)為，深水與頁巖油氣的開發(fā)模式存在很大不同，與頁巖油氣項目產(chǎn)量上升快、遞減率高的短周期開發(fā)模式不同，海洋油氣勘探開發(fā)項目一般投資較大，開發(fā)周期較長（需要3-5年），但投產(chǎn)后往往能夠在數(shù)十年間保持穩(wěn)產(chǎn)，將為石油公司提供穩(wěn)定可持續(xù)的產(chǎn)量支撐。對石油公司來說，這兩大類資產(chǎn)都是公司資產(chǎn)組合的重要組成部分，頁巖油項目可能短期內(nèi)現(xiàn)金回報更好，但深水大項目卻可能為公司長遠(yuǎn)發(fā)展提供支撐，二者各有特點，很難彼此取代。尤其對很多已經(jīng)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(xù)推進的重要原因。

深水項目能否在將來持續(xù)延續(xù)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(yè)必須做好應(yīng)對更長期低油價的準(zhǔn)備，以更審慎的投資決策、更嚴(yán)格的預(yù)算管理、更創(chuàng)新的技術(shù)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(fēng)險和更佳的經(jīng)濟可行性。行業(yè)領(lǐng)先者已經(jīng)做出了表率，如果全行業(yè)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(jīng)濟師，能源行業(yè)研究者）