海洋石油前景不明

  同样对中国海油构成深远影响的，是海洋石油尤其是深海石油未来发展前景的不确定性。国内某大型海工装备制造企业前董事长曾下断言：“页岩革命后，所有深水，全部over。”

  尽管没有这么悲观，但多位接受《财经》记者采访的专家均表示，随着油价的持续低迷，高成本的海洋油气板块正面临比陆地石油更寒冷的冬天。约占全球原油三分之一的海洋石油在低油价下迎来了自1998年以来最低的新建项目投资额。

  北美页岩革命后，陆上石油开始重新变得分布广泛且开采成本低廉。常规石油本已不具成本优势，遑论开采成本高昂的海洋石油。

  海洋石油开采成本高昂，是因为采用了各种尖端技术，深海石油尤甚。国际石油巨头雪佛龙公司的发言人米奇朱艾尔（Mickey Driver）就曾将深海油田钻探的开拓性和难度比作美国的“登月之旅”。

  数据显示，浅海油田（500米以下水深）开采成本大约是陆上常规油田开采成本的10倍，而深海油田（500米-1500米水深）的开采成本则是浅海油田的10倍，超深海（1500米-10000米水深）的开采成本更加惊人。开采成本之外，安全成本同样高昂。

  无论海洋石油成本多么高昂，产出的原油也与陆上非常规石油、常规石油同质同价销售。因此，随着页岩油的日益普及和开采技术的日益进步，海洋石油、特别是深海石油，未来前景难言乐观。

  英国能源咨询公司Douglas-Westwood发布的《深水市场五年预测》（2016-2020年）指出，基于油价一段时期内维持低位的假设，未来五年的深水油气项目仍将保持增长，但投资预测较上次预测（2015-2019年）下调35%。

  挪威雷斯塔能源公司（Rystad Energy）的最新评估数据显示，2016年海洋油气板块的新建项目预计总投资额度仅为430亿美元，相比2013年的约2750亿美元下降了约84%，是自1998年的380亿美元以来的最低值。

  自上世纪70年代至今，国际石油市场共经历了四次油价下跌，每次都对海洋油气开发造成了一定的影响，其中80年代中期到90年代末的长期低油价造成了海上钻井市场的长期萎缩。

  低迷的油价也让全球海工行业遭遇了十几年来最大的衰退，市场活跃度下降显著。各类钻井平台动用率、日费率均有明显下滑，上游资本支出和工程技术市场规模双降。自升式钻井平台动用率维持在65%左右，半潜式钻井平台动用率持续下降，目前仅为60%左右。

  IOC们尚未大量减持深水资产，这主要因为深水的投资退出门槛太高，此前投入的资金难以短期内撤出，但它们都已减少深水投资。

  资深石油专家、东帆石能源咨询公司董事长陈卫东向《财经》记者指出，回顾石油行业当初从陆上进入海洋再进入深海的历程，就是IOC们被石油资源国有化运动从陆上一步步赶到深海的过程。IOC当时的技术力量尚无法在陆上找到更多资源，因此被迫下海承受高成本。但现在陆上的非常规油气成本低且资源量巨大，分布广泛，IOC缺乏继续深入海洋的动力。

  转型天然气挑战巨大

  鉴于海洋石油前景不明，天然气业务被寄望成为中海油未来发展新的支撑。中海油在2015年报中指出，天然气及发电产业已成为公司中下游的重要板块，也是最具发展潜力的效益增长点。

  8月22日，第一船自美国进口的7万吨液化天然气（LNG）运抵中海油大鹏接收站。该LNG船从首个获得美国政府出口许可的LNG终端——路易斯安那州萨宾帕斯终端（Sabine Pass）出发，历时32天到达中国港口。

  这一场景背后是中海油迅速成长的LNG业务。中海油在国内三大石油公司中最早布局LNG，很早便完成了沿海LNG产业的全面布局。作为中国第一座LNG接收站，中海油大鹏接收站2016年进口总量已超过4500万吨。

  目前中海油已投入商业运营的接收站有7座，LNG年接收能力达到2780万吨，累计接卸LNG突破8000万吨，热值相当于1亿吨原油。陆地天然气长输管线达到4309公里。公司同时还在加速布局天然气发电、LNG汽车加气等业务。

  中海油向天然气业务转型，基本与全球主要IOC同步。后者也将天然气视为未来重要增长点。壳牌集团在五大IOC中对天然气重视程度最高，在天然气一体化方面的发展战略较有代表性。金融危机后，壳牌继续大力发展天然气业务，天然气储量占比始终保持在50%以上。

  壳牌现任CEO范伯登（Ben van Beurden）2014年上任后，将天然气一体化经营确定为集团中期的利润增长点。他的名言“与其说壳牌是一家石油公司，不如说壳牌是一家天然气公司”，在行业广为传颂。目前，天然气一体化和新能源业务是壳牌四大业务板块之一，其他三个分别是上游业务板块、下游业务板块和项目与技术（P&T）业务板块。

  壳牌执行委员会成员、天然气一体化及新能源业务执行董事Maarten Wetselaar告诉《财经》记者，壳牌始终致力于构建包括常规和非常规油气、液化天然气（LNG）、天然气凝析液（GTL）以及天然气化工在内的天然气一体化产业链。

  范伯登也曾表示，公司一直在为低油价的到来做准备。2015年对英国天然气集团（BG）高达540亿美元的并购就是壳牌的应对之举，也成为此轮低油价周期中最大一笔收购。收购完成后，公司天然气一体化业务迅速壮大，总规模已达90亿美元——占总资产三分之一。

  BP也在低油价周期中大力布局天然气业务。当前天然气已占BP上游业务组合的近50%，而2020年，这一比例将上升到55%。“我们现在越来越偏向天然气业务，天然气的政策导向是非常关键的，中国在政策导向上也会加强力度，引导这方面的发展。”BP中国区总裁杨恒明对《财经》记者说。

  就中海油而言，尽管与壳牌、BP同步发展天然气，但尚未达到构建天然气一体化业务板块以及天然气价值链的程度，主因在于中海油天然气业务缺乏上游资源支撑，纯靠港口贸易难以形成持续、可观的利润。

  年报显示，中海油2015年海内外共生产天然气251亿立方米，但仅销售126亿立方米。公司从2012年至2015年海内外天然气可采储量分别为：1700亿立方米、1790亿立方米、1906亿立方米和1980亿立方米。尽管不断增长，但距离IOC尚有距离。

  壳牌2015年报显示，该公司已探明天然气储量为3800亿立方米。收购BG后，壳牌还占有了全球20%的LNG市场，其产能几乎是埃克森美孚的2倍。

  由于缺乏LNG资源，中海油主要靠在国际市场购买后转手销往国内，且在当前需求不振的市场环境下也持续亏损。

  近日，中海油与李嘉诚旗下公司控股的赫斯基能源公司之间关于南海荔湾3-1气田天然气长期合同的纠纷，凸显了中海油LNG业务不掌控上游资源的短板。

  荔湾3-1气田是中国首个深水气田，由赫斯基能源和中海油合作开发，2014年3月投产后向珠三角地区供气，由中海油进行销售，并签订“照付不议”销售合约。

  “照付不议”是天然气供应的国际惯例和规则，是指在市场变化情况下，付费不得变更。用户用气未达到此量，仍须按此量付款；供气方供气未达到此量时，要对用户进行相应补偿。

  随着国际油价的断崖式下跌，LNG价格也不断下跌。2015年，美国天然气标杆价格HenryHub全年均价为2.62美元/百万英热单位，下跌39.8%；英国标杆价格NBP全年均价为6.62美元/百万英热单位，下跌14.0%。日本进口LNG全年均价估计为10.64美元/百万英热单位，下跌34.4%，其中LNG现货全年均价为7.46美元/百万英热单位，下降46.9%。

  相较之下，每千立方英尺11美元-13美元的销售合约价格让中海油承受巨大销售压力。因此，中海油在2016年一季度仅按实际售气量支付给赫斯基费用，而未按合约规定气量付费。双方纠纷一度升级，险些对簿公堂。最终赫斯基让步，同意以每千立方英尺9.54美元-11.45美元的价格将天然气卖给中海油，避免了双方争端进一步升级。

  在国内，由于政策和历史渊源，传统上以陆上油气业务为主的中石油、中石化两大巨头也在加快布局天然气产业。相比中海油，它们在上游气源和管网上拥有绝对优势。

  以中石油为例，2015年，该公司共销售天然气1226.6亿立方米，其中954.8亿立方米为自产气。管道天然气供应范围已覆盖全国30个省区市，市场占有率达到68%。且已拥有长达50928公里的天然气管道，占全国的76.2%。同时，中石油还在去年底建成大港、金坛、刘庄、苏桥、呼图壁等储气库（群）10座，调峰能力达到52亿立方米。

  中石油还运行LNG工厂12座，总产能700万立方米/日，2015年产量 5.6亿立方米。运行LNG加气站550座，在建LNG加气站136座，全年终端销售LNG15.4亿立方米，占全国 LNG汽车加气站销售量的27.3%。

  中石化也已在广西、天津、温州、江苏等多地建设LNG接收站。且这两家公司可凭借较LNG低约0.5元/立方米的管道天然气优势，与LNG的灵活性相结合，对中海油形成强有力的竞争。

  在业界观察者看来，随着市场竞争越来越激烈，中海油虽出手最早，其LNG市场份额却不断遭受蚕食。中海油LNG设备投资和维护成本长期居高不下，此前签订的天然气长协成本无法降低。如何消化这些成本，对LNG业务亏损的中海油而言，也是必须解决的难题。