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文| 能源杂志 武魏楠
圣诞节前的最后一个周五，国际石油巨头BP终于宣布了对位于西非塞内加尔和毛里塔尼亚境内的GreaterTortue Ahmeyim液化天然气项目（以下简称Tortue项目）的最终投资决定（FID）。
作业面积最深处在海平面以下2公里的Tortue项目是非洲最深的海上油气项目。BP将从海上浮式生产储卸油装置（FPSO）中生产天然气，然后将天然气输送到海岸线附近的浮式液化天然气设施（FLNG）。
将自己在2018年最后一个重要的FID定为Tortue项目，可能只是BP公司的无心之举，但也显示出BP公司对于海上油气开发的信心。过去两个月里，BP是Shell之外第二个对液化天然气项目开绿灯的IOC。
2018年的油价可谓“过山车”般刺激，先是冲上了四年来的最高点，然后再跌至全面熊市。但这并不能阻止海上油气在今年的狂飙突进。
根据挪威的能源研究和咨询公司RystadEnergy的统计，截至2018年12月，共有90多个新的海上油气项目正式确认，这是2016年项目的两倍还多。根据RystadEnergy的预测，2019年全年将有110个新增海上油气项目，海上油气的油田服务合同总价值将超过2100亿美元。
逐利是资本永远无法改变的个性。就像鲨鱼能够闻到几公里之外的血腥味，石油公司们总是能够“春江水暖鸭先知”。在绝大多数人还淹没在卡塔尔退出欧佩克、减产、特朗普捉摸不定的表态这些信息中时，巨头们已经开始抢占海上油气这个战略制高点了。
炽热的大陆
早在去年8月，BP公司就开始为Tortue项目寻找FPSO。在长达一年半的时间里，BP公司除了挑选合适的设备，更是在考虑这个价值58亿美元的项目该在何时正式FID。
BP不得不犹豫。近年来，非洲的海上油气和天然气行业正处在艰难时期。根据欧佩克的数据，2018年8月，尼日利亚原油平均日产量约为185万桶，安哥拉原油平均日产量为138万桶。这都远远低于两国过去的峰值数据——200万桶和180万桶。
作为非洲传统的石油大国，尼日利亚和安哥拉如今却都陷入了不同的困境。
2018年初，尼日利亚议会通过了《石油工业治理法案》（PIGB），对潜在的石油天然气项目提供了明确的投资框架。但是就在8月，有消息传出尼日利亚总统因为PIGB减少了可用于政府支出的石油收入，拒绝同意该法案。
尽管消息没有得到最终确认，但是2019年2月才举行的总统选举、法案的不确定性和激进组织对石油设施的间或袭击，都对未来投资产生了不小的影响。
安哥拉的不确定性则来自政治斗争。2017年执政38年的多斯桑托斯结束总统生涯，不过他的女儿伊莎贝尔·多斯桑托斯被任命为安哥拉国家石油公司(下称“Sonangol”)的负责人。新总统洛伦索已经启动了对Sonangol的腐败调查。到2020年底，Sonangol所拥有的石油协议、区块销售及相关管理职权将全部移交给安哥拉国家石油和天然气管理局。
旧王已死，新王当立。在非洲这片资源丰富的土地上，永远不会缺少因为资源而崛起的新锐。2017年，在大公司们收缩深海勘探业务的时候，Kosmos公司被业界称为“深海油气勘探的幸存者”。就是这个幸存者成为了去年非洲深海石油大发现的先驱。
2017年5月，持续在西北非塞内加尔盆地探索盆地扇新类型的Kosmos公司最终获得突破，发现了Yakaar油气藏，探明石油可采储量1.6亿桶、天然气可采储量15万亿立方英尺。这个新发现带动了整个西北非成为新的勘探热点。国际石油巨头BP和埃克森美孚也陆续进入了该领域。
同样是在塞内加尔盆地进行勘探，Cairn公司一方面积极探索盆底扇成藏组合，另一方面还在盆地的陆架上寻找碳酸盐岩台地上发育的不整合型地层圈闭。该类成藏组合首先由2015年发现的SNE油田证实。Cairn公司认为SNE油田的三级储量接近10亿桶，可以使其在2020年末达到14万桶/天的产量。
塞内加尔的邻国冈比亚也因此受益。2018年10月打下的Samo-1井是冈比亚自1979年以来的第一口勘探井。
如果说非洲大陆的新兴资源国还只是让巨头们蠢蠢欲动，那另一块大陆上的争夺则更加刺刀见红。
2017年，巴西上游招标异常活跃。全年4轮招标中，有两轮深海盐下层石油产量分成合同招标。在本次投标活动中，壳牌、BP、埃克森美孚、道达尔和挪威国家石油公司等国际石油巨头收获颇丰，分别参与了成功竞标的全部6个区块，签字费约19亿美元。
此前，在9月底完成的巴西第14轮勘探区块许可证招标中，埃克森美孚公司以超过6亿美元的签字费，获得了位于巴西坎波斯盆地深海盐下油田6个区块的权益。
仅仅在4年前，盐下油田可并不是香饽饽。2013年缺乏资金的巴西政府进行了盐下层石油的首轮开采权招标，巴油、壳牌、道达尔以及中石油、中海油两家中国油企组成的联合体作为唯一投标方中标里贝拉油田项目。
里贝拉油田是在桑托斯盆地发现的最大盐下油田，石油预期储量占巴西全国已探明原油总储量的80%。
2017年11月，里贝拉开始首次产出原油，各方的投资也进入了回收期。2017年，凭借着盐下层石油日产102万桶的成绩，巴西一跃成为全球石油产量排行榜的第九位。2018年9月，巴西盐下层石油产量已达到每天150万桶。
2018年10月当选新一任巴西总统的雅伊尔·博尔索纳罗正积极寻求向其他公司开放原本属于巴西国家石油公司（以下简称“巴西国油”）“权利转让”的盐下石油区块。根据巴西现行法律，“权利转让”区块仅限一家公司进行开采。
巴西政府给予巴西国油在“权利转让”区域完全的开采权，公司可以在此地生产50亿桶石油。但随后巴西国油的勘探结果显示，该地区实际贮藏有超过150亿桶的石油储备，远超巴西国油有权开采的额度上限。
在神话故事中，潘多拉的魔盒一旦开启，灾难和瘟疫便无可阻挡的蔓延开来。海上油气开发当然不会是灾难和瘟疫，但这架庞大的机械一旦运转起来，其发展也必将会势不可挡。
当我们把目光聚焦于油公司的海上油气布局时，海上油服企业早已经开始为抢占市场份额进行准备了。
海上油服大变局
2018年10月8日，两家海上油气钻井巨头Rowan和Ensco宣布合并。这让越洋钻探（Transocean）赢得“第一大海上钻井公司”宝座得来的喜悦仅仅维持了1个月时间。
2018年9月，越洋钻探豪掷27亿美元的现金加股票，继收购Songa之后，买下了OceanRig。这笔交易让越洋钻探短暂的成为了全球最大海上钻井公司。
在这场第一名“争夺战”的背后，是2017年大批钻井公司倒在了行业寒冬之中，也是大批嗅到了海上油气复兴前兆企业的强势布局。
2016年6月，HerculesOffshore第二次申请破产保护，最终清空所有资产；2017年3月，OceanRig申请破产保护，进行资产重组；2017年7月，ParagonOffshore申请破产保护，进行资产重组；2017年9月，SeadrillLtd.申请破产保护，进行资产重组；2017年11月，PacificDrilling申请破产保护，进行资产重组。
在上述企业里，有历史悠久的行业前辈、有闪耀一时的明星黑马、也有细分领域的专业宠儿。然而无论这些名头多么的光鲜亮丽，在行业趋势面前可谓是一文不值。
在海上油气勘探开发领域，有一个非常鲜明的行业特性：各类海工设备数量在一定时间内的数字是固定的，越是深水市场，数量越少。而海工装备的制造无论是从资金、技术、工艺流程上，都十分复杂。这也就意味着即便是以最快的速度下订单、建设、交付，都需要耗费需要一年半，甚至更多的时间。
当行业寒冬来临，油公司开始逐渐缩减资本支出，投资高、周期长的海上油气项目（尤其是深水项目）往往面临停摆的命运。但油服企业的设备订单依然被船厂继续执行。现有设备的折旧和维护费用、新订单的尾款都成为油服公司巨大的压力。稍有不慎，脆弱的现金流就会成为油服企业的最大杀手。
在行业复苏期，庞大的船队数量又会成为油服企业占据市场先机的最大武器。
准确地判断行业中长期趋势、手握足够的现金流、保持合理数量的船队、敢于抛售或并购的勇气，这些要素是海上油服企业在激烈的市场竞争、不断变化的行业周期中闪转腾挪的立身之本。
Ensco在2011至2016年期间，将钻井船队的数量减少了近一半。这大大减轻其在油价低谷时期的财务压力。2017年5月，又是Ensco以收购AtwoodOceanics拉开了油服并购的序幕。
2018年2月，越洋钻探以34亿美金并购SongaOffshore；2018年2月，BorrDrilling以2.32亿美金并购ParagonOffshore；2018年9月，越洋钻探27亿美元价格收购OceanRig。
尽管还有中海油服、ShelfDrilling、Noble、Diamond、Maersk等玩家，但是有资金、有魄力在2018年——行业复苏尚不明朗的情况下——就大胆布局的只有Ensco、越洋钻探和BorrDrilling三家企业。
而这三家企业的布局也绝非无的放矢。
首先是目前的“第一人”Ensco。AtwoodOceanics的优质资产是高规格的钻井装备。而Rowan又是拥有高规格自升式钻井平台最多的公司。Ensco和Rowan的合并，瞄准的一定是高端自升式钻井平台和这一类装备的主要市场——中东、墨西哥湾及北海地区。
越洋钻探先后吃下的SongaOffshore和OceanRig两家公司，分别长于北海恶劣的海域及深水、超深水钻探。在大举并购的同时，越洋钻探已经将自升式钻井平台船队全部剥离。毫无疑问，越洋钻探将聚焦浮式钻井平台市场，重点瞄准超深水和北海极端恶劣海域。
被BorrDrilling收购的ParagonOffshore，一度拥有全球第二大自升式钻井平台船队。加上从越洋钻探手中收购的自升式船队，BorrDrilling的自升式钻井平台船队数量高达36座（截至2017年12月31日，其中2018年至2020年交付13座）。
先手出招的三家公司一定会是最终的胜利者么？没有人能够给出答案。
事实上，在阴晴不变的行业周期面前，几乎没有人能够只胜不败。如何更加客观理性的看待行业现状和发展趋势，对于企业来说是一项更加难能可贵的技能。
迎接更多变化
直到6个月之前，全球石油市场依然看起来一片欣欣向荣：油价从2017年9月开始就进入牛市，之前停摆的陆上及海上项目都开始恢复招标，油公司看起来准备在海上项目上重新投入巨资。
Bassoeoffshore统计了全球13个最大的海上钻井平台拥有者（包括：ARO/ Rowan，BorrDrilling，Diamond，Ensco，Maersk，Noble，Odfjell，PacificDrilling，Saipem，Seadrill，Shelf，Transocean和Vantage）的数据。数据显示，截至2018年11月，这13家公司共有202个钻井平台正在运行，占全球所有同类在运行设备总数一半左右。
这13家公司的在运行平台数从1月份的182增长到了11月的202，设备使用率也从55%上升至61%。
更能显示出行业变化的是油服企业的订单积压变化。2018年初，钻井承包商的订单积压数大约是410，而到了年底，订单积压数将在375左右。
供给增长的态势已经开始明朗了。在目前全球129艘钻井船中，57艘船正在作业中，34艘闲置，18艘处于“冷搁置”状态（完全关闭，停放于港口）。FredOlsen Energy在出售钻井船BoletteDolphin时无人问津的事实让人们认识到，海上钻井市场的供给似乎比需求出现的要早了一些。
是的，在大公司们的口中，海上油气的开发已经进入成熟阶段，随着技术方案和管理体系的改进，总体运营成本正在不断下降。Shell首席执行官范伯登2017年就表示深水石油的成本在40美元/桶以下。巴西石油公司前任首席执行官佩德罗·帕伦特更是宣称里贝拉油田的成本已经降至33美元/桶。
然而伍德麦肯锡在2018年11月份发布的最新报告却指出，周期性的成本通胀可能会导致深水项目的成本上升。
2013年以来，深水油气项目的开发成本下降了50%以上。但是随着时间的推移，深水钻井平台的产能可能会下降，效率较低的钻井平台将被废弃。油公司需要花费在增产和设备上的成本将会上升。
在海上油气开发最早的墨西哥湾及北海，监管、财政、保险、设备等成本都非常高昂，企业往往会选择合作勘探开发以分散风险和成本。以至于在2014年油价崩盘之后，一些公司选择彻底剥离墨西哥湾或北海的高成本项目。在RystadEnergy对2019年海上油气新增投资的预测中，北海及墨西哥湾这类高成本地区也并不被看好。根据预测，新增的海上油气投资中，30％位于中东，25％位于南美洲，15％位于非洲和亚洲。
中东的龙头地位依然无法撼动。相比于其他地区，中东海上油田埋藏较浅、开发程度高，因此其开发无论是成本还是技术难度，都在全球海上油气开发中处于较低的水平。这里也将会是企业争夺的主战场。
南美洲与非洲则有着各自不同的局限。
非洲各国除尼日利亚与安哥拉外，海上油气开发程度普遍较低。尽管Kosmos公司的发现成为IOC们进军非洲海上油气市场的最大支撑，但“深海烃源岩热演化程度低于陆坡，有可能发现石油而不仅仅是天然气”这一新的认识能够在整个西北非地区得到验证，似乎还有待IOC们的不断作业和开发。
巴西深海盐下油田的开发尽管有了里贝拉油田的成功经验。但作业水深、海域面积广、目标资源禀赋突出等特点依然是石油巨头们绕不过去的障碍。巨大的投资和漫长的建设周期都会给企业带来沉重的财务压力，客观上增加了经营风险。
2018年11月以来的油价下跌，又在宏观层面上为海上油气开发蒙上了一层阴影：在需求侧增长复苏并不强劲的背景下，大幅度增加供给端投资可能会让下落中的库存再度上扬。而一旦油价承压下跌，无论是IOC们还是油服们，都将为自己的冒险付出巨大代价。
在全球油市的起伏动荡中，这场豪赌已经开局了。坐在牌桌上的海上油气巨头们先后出招展现出了强大的攻击性。所有人都在等待新一轮游戏的胜者。
来源：能源杂志
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发表于 2019-1-15 09:13
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