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        深水油氣何時能夠走出“冬天”?

        2016-12-17 20:40:10林益楷
        能源 2016年11期
        關(guān)鍵詞:盈虧深水油價

        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)

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