挪威大陆架油气开发投资行情与市场展望-石油圈

尽管当前石油价格的持续下跌导致诸多新的油气开发项目搁浅，但是我们应该相信这种颓势局面将是暂时的。挪威雷斯塔能源公司的研究报告指出，2020年前的全球石油需求量将以110万桶/天的速率递增，这些因素必将引起新一轮的投资热潮，即便是高成本投入的欧洲西北部海上油气田也不会例外。根据挪威石油理事会所有运营商所提供的信息，挪威统计局近来对外公布了挪威大陆架油气田开发的最新投资动态。挪威大陆架吸引投资总额在2010~2013年间以19%的速率递增，从151亿美元上升到253亿美元，在2014年更是增长至255亿美元。然而，自1999-2000年后再次出现的投资总量下降将会在2015~2016年间上演。当对挪威大陆架油气田投资历史及未来发展趋势进行深入分析时，不难发现下列几种明显的变化趋势：

勘探投资挪威国家政府在2003年制定了预定义区域的年度授权制度，并在2005年制定了“资金回流”制度。得益于国家报销勘探钻井运营中资金投入课税基数的78%以及油价持续走高，2000~2010年间该区域的投资总额不断增长。尽管当前油价持续低迷，但是挪威统计局预测，2015年挪威大陆架油气开发资金总额将增长35%。挪威雷斯塔能源公司认为上述预测值偏高，但仍赞同预测的总体结论：勘探投资将持续动荡下去。

油气田开发项目投资

随着2008年经济危机后的油价持续上涨，大量挪威独立区块油气田开发经营方案开始陆续上马，比如Knarr、Valemon、Ekofisk 2/4 Z与Eldfisk 2/7 S等油气田于2010年获批，Edvard Grieg油田与北海北部的Martin Linge天然气田等项目于2011年获批，Aasta Hansteen气田、Ivar Aasen与Gina Krog油田等项目于2013年获批。与此同时众多新项目的开工，使得挪威油气田开发投资市场的投资总额从2010年的36.2亿美元飙升到2014年的88亿——年度增长率高达24%，令人大跌眼镜。月满则亏，水满则溢，强势增长后通常紧接着便是一个下降阶段，所以挪威油气田开发投资市场当前的低迷态势也是情理之中的事情。

挪威海上“棕地”投资

“棕地”投资（Brownfield investments）是指国外公司资本以注入的形式，母公司不会建造新厂房，而是购买或者租赁原有设施。在首次投资下行时期，挪威海上“棕地”（brownfield，指已被开发过的土地）投资市场的行情（包括钻加密井）并未明显下跌，在1992年下跌了3%，在2002年下跌了1%及在2010年下跌了2%。然而，去年的下降幅度却高达14%，这是有记录以来的最大跌幅。目前大量的分析数据表明2015年的棕地投资市场会继续下跌10%，2016年将再跌14%。如果上述预测准确，2016年的棕地投资市场水平与2013年的峰值水平相比锐减60%。2014~2016连续三年的两位数（%）跌幅属于非正常范畴，棕地投资市场未表现出周期循环性，当前的低迷形势尤为特别。

对于设备的保养、升级以及运行，去年所达成的框架采购协议下降了20%，这是有记录以来的最大降幅，同时较大型的改造工程将延期甚至被取消。根据Rystad Energy公司统计的各个油气田投资的历史及预测数据，可以得到近几年内的勘探与运营投资变化趋势。2014年挪威上游业务资金投入总额接近390亿美元，与2013年同比增长了7%。图表中数据预测2015年的下降幅度约为8%，比挪威国家石油理事会预测的跌幅更大。2016年投资情况较2015年会稍有下降。展望2020年挪威大陆架油气田投资市场行情，受到太多不确定性因素的影响，比如新项目的获批及勘探水平等。例如，挪威国家石油公司将巴伦支海的Johan Castberg项目与北海的Snorre 2040项目的最终投资决定推迟到了2017年的下半年，项目将于2022~2023年正式启动。其他即将上马的关键项目包括Johan Sverdrup项目的一期和二期工程、Skarfjell、Pil与Alta/Gohta等油气田开发项目。然而，自2013年投资总额达到60亿美元的峰值后，从2016年开始每年的量将在50亿美元左右波动。

英国油气开发局面尽显颓势挪威大陆架目前的油气田开发主体由两部分组成：老油气田焕发新春（例如Martin Linge与Valemon）与过去十年间勘探发现的新油气田（例如Edvard Grieg与Goliat）。后者的出现直接得益于前文提及的政府所推动的预定义区域的年度授权与资金回流等政策。

通过比较挪威大陆架和英国大陆架近些年油气储量发现的差异，可以看出后者当前面对的一些突出问题。UKCS勘探成果自从在2007~2008年间达到峰值后就一直走下坡路：2008年间该区域内共钻121口勘探井与评价井，油气储量发现共计444万桶油当量；2014年仅钻38口勘探井，油气储量发现仅为98万桶油当量。

过去十年间所发现的油气田当前正处于开发阶段的包括2009年在爱尔兰海东部发现的EOG’s Conwy，当前正通过一个无人操作的平台自主生产；2008年在设得兰群岛东部发现进而成立了达纳石油西部群岛开发项目，通过一个耗资15亿美元建造的圆筒型浮式生产储油船对其进行开发生产；2010年在英国北海中部发现的目前由Premier Oil公司控股的Catcher油田，同样通过FPSO生产。

目前英国大陆架新获批的项目都是基于老油气田的再开发。英国石油公司（BP）正再次开发设得兰群岛西部区域的Schiehallion与Loyal油气田，并计划在2016年耗资46.4亿美元更换生产所需的FPSO。与此同时，BP公司最近在推动耗资69亿美元的Clair Ridge项目的进度，该项目属于Clair大油田开发的二期工程。此外，西班牙雷普索尔公司的下属Talisman能源公司目前投资24.5亿美元对位于英国中部的蒙特罗斯区域再次进行油气开发。然而，2020年前的英国大陆架油气勘探开发新建投资的投资商将会局限于为数不多的几家油气运营公司，其中以马士基航运公司在英国北海中部的Culzean项目为典型代表，该项目的开发方案总投资将超过47亿美元并将于2020~2021年间启动。此外，挪威石油公司预计将投资开发位于设得兰群岛东部区域的Bressay稠油油田，雪弗龙石油公司将继续加大设得兰群岛西部区域Rosebank深水油田开发的力度。由于历史上大型工程的采购与施工合同于挪威的不同，导致英国棕地投资市场不同于挪威模式。挪威大陆架油气储量是凭借量少而更大型的平台开发，因此大多数平台可用于新批准海上项目的开发，这为在当前形势下进行大规模改革提供了强有力的刺激。相反，英国大陆架油气开发尽显颓势，今年的勘探开发资金支出下降25%，2016年将再降12%。考虑到目前的市场活跃度，英国大陆架油气开发投资是不可能重现2013~2014年的历史高值了。然而，英国政府在最近颁布了一系列减税措施以吸引更多的海上油气田开发资金，Sir Ian Wood的评论中针对如何实现英国北海油气开采程度最大化地问题提出了建设性意见，再结合目前油气行业节约成本措施的开展，这些组合拳势必会改变英国大陆架油气开发的未来走向。

最近油气行业的颓势影响了挪威大陆架和英国大陆架两者的油气勘探开发投资市场。对于前者，我们希望2015年的勘探、开发与经营投资可以得到削减。2015年的上游业务整体投资总额与2014年的峰值水平相比预计下跌了8%，2016年将趋于稳定。然而从长期来看，挪威大陆架投资市场活跃度将在Johan Sverdrup等项目的强力刺激下高位反弹，预计2020年的水平将重新达到2014年的火热程度。对于英国大陆架而言，预计2015年勘探开发资金支出将下跌25%，2016年将再跌12%。当然，英国政府推行的系列减税政策势必会对颓废形势产生积极的影响。

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