低油价冲击深水项目何时重见曙光

在如今的低油价环境下，资本投资密集的深水项目面临着各种困境，人们似乎越来越不愿意把钱花在深水项目上。那么在未来的5年内，世界范围内深水项目上的支出究竟将如何变化，主导因素又有哪些呢？

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 石油圈出品 

 作者： Mark Adeosun 

 编译： 周诗雨 王月 

 网址： www.oilsns.com 

全球油价的持续低迷使一系列大型超深水项目变得貌似不再可行。早在行业衰退开始之前，资本投入和运营开支的纷争就已攀升到了一个新的高度，油公司的预算吃紧。因此还没有等到油价下跌，如何减少深水项目开支就已经成为了一些油公司的关注重点，而在过去的18个月中，这个问题显得越发严峻。

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根据Douglas Westwood（DW）的预测，未来五年内由于低油价的持续影响，深水项目的开支将继续被压缩。这就使得一些位于西非和美国的常规深水项目集中区的深水作业项目被取消或者推迟。但是在油价下跌前就已经批准的深水项目，如道达尔在尼日利亚的Egina项目、在安哥拉的Kaombo项目以及在刚果的Moho Nord项目，将按原计划进行。在未来的24个月内，这些项目在浮式生产系统（FPS）上的开支将超过90亿美元。

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深水项目展望

随着陆上油田和浅海成熟盆地产量的下降，深水资源的开发变得越来越关键。为了弥补老盆地产量的下降，同时希望凭借新技术发现世界级的大型油气藏，部分油公司在深水项目上还会继续投入。油价的下跌给投资者带来许多担忧，他们特别担心在当前的油价下这些项目是否还能盈利，但这些资本密集型的项目往往在进行可行性评价时都会考虑长期效应。

尽管如此，项目执行过程中仍然面临着许多挑战，这将导致深水项目的大范围延期。在一些深水作业开支较高的地区，影响尤其明显。此外，在西非和巴西，政府要求必须严格执行本地区的法律规定，这使得一些经验丰富的工程师无法参与到项目中，项目的及时交付变得更加困难。

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市场概况

根据DW的预测，近5年间，深水开支将以负6%的复合年增长率下降，预计总开支1370亿美元，相比于过去5年总计增加5%（图1）。项目的延期导致实际的深海项目开支的增长远远低于一年前的预期水平。

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除此之外，DW预测深水项目的资金投入（不包括FPS部分）将会从2014年的最高水平持续跳水至2018年。受巴西大型深水项目和东非海上气田开发的影响，2019至2020年深水项目的资金投入将会有小幅度上升。

FPS市场的资金投入同样也可能发生类似的下降趋势，只不过在2-3年后才会有明显的表现。去年是自1996年以来深水FPS设备订购数量最少的一年，而2016年的订购数可能会更少。FPS较长的交货时间使其对市场的反应具有一定的延迟，例如，大部分2017-2018年所需要的FPS设备都是在2013-2014年订购的。

除了低油价环境，钻井设备需求的减少也将会影响预测期内深海项目资金投入的增长。在行业衰退发生之前，深水钻井设备的需求使得钻井设备的订购量达到了历史最高水平，紧接着便出现了供需不平衡的情况。由于供应过剩和需求减少，钻机承包商现在面临着设备租赁收入每况愈下的局面。钻机租用收入的下降引发了新钻机交付的延迟，以及大量深水钻机的堆积。

尽管人们担心低油价还会持续较长的时间，但是对于深水项目的投入还是很可观的，然而这些开支并不是来自传统的西非、巴西和墨西哥湾的深水盆地。针对大型深水项目的快速开发计划，如埃尼在埃及地中海海岸发现的Zohr气田，埃克森美孚在圭亚那发现的Liza海上油气田以及在东非气田开始兴起的海上开采活动，这些项目才是有公司在预测期内深海投资关注的重点，这一系列的行动表明这些油公司希望能够利用这一时期相对较低的钻井和设备花费，来为自己创造效益。截至2019年，埃尼公司计划在非洲投资近225亿美元。

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全球深水项目开支构成

钻井和完井是深水市场中最大的两块市场，在未来5年内总开支预计为530亿美元（图2）。这些开支大部分都将用于水下完井。非洲海岸海上井钻井数量将跃居世界首位，但由于拉美地区的钻井和完井时间所需时间较长，因此该地区的资本开支将会是最高的。

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预计未来5年间，FPS的开支占将占据28%的市场份额，是深水开支中第二大的部分。FPS开支主要来自巴西，预计占总开支的52%，主要是因为Petrobas和Engevix在2010年签订了八艘FPSO的制造合同（尽管这些设备都还未能投入生产）。这种延迟也显示出了该国的效率低下。DW预测在2020年底的时候，才会有6艘FPSO可以投入使用。

FPS设备的主要花销是在FPSO上，占总预算的81%。FPS的开支在未来5年内将以-21%的复合年增长率下降。在2019-2020年间，非洲没有安装FPS的计划。

海上生产硬件、脐带管、立管和流线系统（SURF）加起来占了预测期内深水项目全球总开支的28%。海上生产硬件的投入是由所钻开发井的数量决定的，因此海上开支是与钻井和完井花费的变化相关的，在2016-2020年间这项开支预期超过200亿美元。近5年内，无论是从设备的数量还是资本的规模来看，非洲将都将是海上生产硬件最大的市场。预计在SURF上的开支将超过170亿美元。

预计管道的总开支为83亿美元，与5年前相比下降2%。持续的低油价还是对管道市场产生了负面影响，尽管大型项目的延迟和取消主要是由于俄罗斯和欧洲之间的政治不稳定造成的。在预测期内，如巴西的Rota Marica输气管道和中东的SAGE管道项目，将作为管道支出的重心。

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区域概况

市场的衰退对所有的地区产生了负面的影响，但是由于项目之间的差异，市场衰退对其影响也会有所不同。在预测期内，非洲和美洲区域支出将占总深水开支的87%。受预测期内FPS设备安装数量的影响，拉美的资本开支是最大的，占总开支的38%。但是Petrobras作业效率低下的问题可能会导致未来新设备的开支大幅受限。

在能源行业改革之后，墨西哥石油行业表现出了良好的发展前景，并逐步向外国公司开放了上游业务，但是由于油价的持续走低，各个油公司对开发许可证的兴趣也在降低，短期内不太可能出现大范围的勘探活动。墨西哥石油公司也曾希望他们的Lakach深水开发项目可以继续进行，但是由于预算的削减，这个项目至少已经暂停了一年，而这个项目的截止日期为2018年。

而在今年年初，挪威国家石油公司Statoil将首次在乌拉圭作业，他们从道达尔公司手中收购了乌拉圭一海洋勘探区块15%的股权。Statoil表示，包括埃克森美孚在内的该项目的合作方计划2016年上半年开始在Raya前景区进行钻井活动。该勘探区块位于南大西洋的Pelotas盆地，距离乌拉圭海岸200公里，最深水域高达3500米。乌拉圭14号区块的作业者是道达尔公司，仍将持有50%的权益，埃克森美孚持有35%股权，Statoil则持有剩余股权。

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东非是下一个关键的深水项目中心，位于坦桑尼亚和莫桑比克的海上安装活动将在2-3年后逐步开展。这些气田很可能像计划的那样得到很好的开发。阿纳达科已经获得了陆上LNG的开采合同，这也将加快莫桑比克气藏的开发进程。

在预测期内，北美区域预计开支占总开支的18%。与前五年相比，下降了24%。加之最终的投资决定迟迟不能下达，许多项目都被取消，深水作业前景不容乐观。受影响的大型项目包括BP的Hopkin项目和Murphy石油的Thunder Bird项目。但是BP的Mad Dog二期和壳牌的Appomattox将按计划进行。

其他地区都将深水活动的预算降至最低值，这些地区的深水开支主要来自一系列特定的项目如东欧和前苏联的Shah Deniz二期油田开发项目。亚洲地区的复合增长率预计在4%。澳大利亚的复合增长率最高，为37%，但是该地区的深水市场只占很小的份额。

西欧的开支占全球总开支的2%。独立项目的取消和推迟将会对该区域市场前景产生较大的冲击。例如，英国的深水支出大部分来自英国北海设得兰群岛的Rosebank油气田，然而与项目相关的合约条款很多都发生了变化，这给油气田开发的时间线带来了很多不确定性。该项目的进一步延期代表了英国深海开发水平呈下跌趋势。

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结论

随着在预测期内低油价对项目的压力，深水市场的增长将会受限。随着项目延期等情况的继续，原来的设备制造商和船只钻机的业主在未来几年将会更难过。油公司希望对各个项目的开发计划重新进行设计和评估，以提高其经济可行性。而较低的钻井和设备费用，从目前来看并没有对项目的获批起到多大的积极作用。

除了低油价环境，Petrobras内部的腐败丑闻和金融困难也冲击着公司，这将会在不久的将来限制公司雄心勃勃的投资计划，同时也影响着该地区的深水开支的增长。

在非洲，尼日利亚国家石油公司的解体表明了国家为清理尼日利亚油气行业所做的努力。但是人们翘首以盼的石油行业法案（PIB）的未来仍然不清晰。这种国家和国际石油公司之间存在的长期不确定性和各种法律上的瓶颈使得国家的油气行业暂时处于停滞状态，这也使得一些本来就受到低油价环境影响的大型深水项目，如壳牌的Bonga South West-Aparo以及雪佛龙的Nsiko，将面临进一步的延期。

2016-2020年间，北美地区的深水项目前景总体上来说是消极的，这主要是由于一些有前景的深水项目被取消或再设计致使项目大大延期。然而与其他地区不同的是，北美有着成熟的基础设施，随时可以投入生产，这可能会导致在未来的开发中，水下井口回接使用的增加。此外，一些项目的重新设计和一系列开支的削减活动也让我们在漫长黑夜的尽头看到一些光亮。未来任何油价的回升都会对海上作业造成影响。

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