石油行业陷入“深水困局”，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/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。

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（fixed platform）工期拖延13%，而浮式生产系统项目（floating production）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，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。

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（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。

一般来说，那些在高油价时代决策的项目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Johan Castberg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一个更精简的设计方案和更高效的钻井方式，项目成本降低了62亿美元（约41%），盈亏平衡价格降低至55美元/桶。而根据Statoil公司介绍，该公司另一个准备开发的超大型油田Johan Sverdrup第一阶段成本已经削减20%，油田投产后日产量将达到45万桶/日，项目盈亏平衡价格仅为25美元/桶左右。Statoil宣称已经成功将巴伦支海油气开发项目的盈亏平衡价格从70美元/桶降至41美元/桶。

这两个案例告诉我们，低油价下石油公司重大投资决策应更加慎之又慎，要从设计的源头上重新审视、大力改善项目经济性。那些被推迟的深水油气项目并不意味着深水油气已经走向“黄昏”，相反经过优化后可能迎来“涅磐重生”。

深水油气项目与页岩油气项目能否实现共存？

这一轮油价暴跌因页岩油的过量供应而起，最近两年页岩油气展现了出色的成本适应能力，这使得人们往往将深水项目与页岩油气项目进行比较，有些人甚至主张舍弃深水转向页岩油气。

笔者认为，深水与页岩油气的开发模式存在很大不同，与页岩油气项目产量上升快、递减率高的短周期开发模式不同，海洋油气勘探开发项目一般投资较大，开发周期较长（需要3-5年），但投产后往往能够在数十年间保持稳产，将为石油公司提供稳定可持续的产量支撑。对石油公司来说，这两大类资产都是公司资产组合的重要组成部分，页岩油项目可能短期内现金回报更好，但深水大项目却可能为公司长远发展提供支撑，二者各有特点，很难彼此取代。尤其对很多已经上马的深水项目来说，停止实施的代价十分高昂，这也是很多深水项目继续推进的重要原因。

深水项目能否在将来持续延续生命力？我想答案一方面取决于未来油价，更重要的是看石油公司自身的努力。油气行业必须做好应对更长期低油价的准备，以更审慎的投资决策、更严格的预算管理、更创新的技术和更强有力的项目管理，努力使深水开采具有更低的项目风险和更佳的经济可行性。行业领先者已经做出了表率，如果全行业都能够及时跟进，我相信深水油气还将迎来柳暗花明的一天。

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