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油市“供大于求”?油气行业仍需保持信心

2020年以来,受新冠肺炎疫情全球蔓延和国际油价暴跌的影响,虽然0PEC+组织了史上最大范围的限产联盟,但是仍呈现全球性油气“供大于求”,美国非常规油气公司大面积破产,海域油气田特别是海域天然气田产能建设纷纷推迟,全球油气开发行业再次遭受重创。但长期来看,未来世界经济将重返缓慢上升的轨道,全球油气行业仍需保持信心和战略定力。

开发现状

截至2019年底,全球油气田主要分布于133个国家,可划分为六个大区,即中亚—俄罗斯地区、中东地区、非洲地区、美洲地区、亚太地区和欧洲地区。

全球油气经济剩余可采储量2269.37亿吨油当量,技术剩余可采储量4433.16亿吨油当量。

其中,原油经济剩余可采储量1272.81亿吨,技术剩余可采储量2394.47亿吨;天然气经济剩余可采储量118.02万亿立方米,技术剩余可采储量241.43万亿立方米。全球油气年产量79.76亿吨油当量,其中原油产量46.35亿吨,天然气产量35996.12亿立方米。

全球油气技术剩余可采储量分布不均衡,呈现“两大三中一小”的地区特点:

两大为中东、美洲地区,油气产量均大于1000亿吨油当量;三中为中亚—俄罗斯、非洲、亚太地区,油气产量为100亿~1000亿吨油当量;一小为欧洲地区,油气产量小于100亿吨油当量。

全球油气产量分布不均衡,呈现“两大一中三小”的地区特点:

两大为美洲、中东地区,油气年产量均大于20亿吨油当量;一中为中亚—俄罗斯,油气年产量为10亿~20亿吨油当量;三小为亚太、非洲、欧洲地区,油气年产量均小于10亿吨油当量。

开发形势

全球油气产量持续保持增长。2010-2019年,全球油气总产量逐年增长,年均增长率2.3%;2019年全球油气增长1.82亿吨油当量。陆上常规油气一直是全球油气开发领域的核心,但随着深水油气的逐步开发及非常规油气的异军突起,海域及非常规油气在开发对象中占据越来越重要的地位,产量占比从1990年的27.95%上升至2019年的53.04%。

全球非常规油增长势头放缓。非常规原油产量的升降趋势与国际油价的走势密切相关。从2014年国际油价断崖式下跌以来,非常规原油的增长率从2014年的14.38%直线降至2016年的0.74%。随着油价的缓慢回升,非常规原油经历两年的持续上产后,2019年增长趋势逐步放缓,增长率由2018年的15.52%降至2019年的9%。

全球海域油气产量持续增长。海域油气储量急剧增加,增长率由2018年的1.24%增长至2019年的32.52%。海域油气产量持续增长,近五年来产量年均增量为0.48亿吨油当量,年均增长率为2.27%。预计2020-2040年中东海域依然是主要产区,但在2028年产量达到峰值10.06亿吨油当量,之后产量将呈现下降趋势。预计2040年中东地区产量为8.2亿吨油当量,占海域油气总产量的58.16%。

全球油气储采比保持高水平。全球油气技术剩余可采储量为4433.16亿吨油当量,储采比呈现稳中有升的态势。2019年全球油气技术剩余可采储量储采比为56.58,2019年技术可采储量采油速度为1.13%,技术剩余可采储量采油速度1.8%,采油速度放缓,低于2017年、2018年采油速度。全球油气储量转换比例不高的主要原因在于技术和经济。

全球油气上游投资持续低位。2014年油价大跌以来,全球油气勘探开发投资总体呈大幅下降趋势。2018、2019年随着油价回升,勘探开发投资小幅回升。2020年石油公司纷纷削减投资应对超低油价。预计2020-2025年,上游投资仍将保持3000亿~4000亿美元低位。勘探开发投资的大幅下降,将影响未来5~10年油气储量产量的增长幅度及新油气田产能建设节奏。

地缘政治影响油气正常生产。全球地缘政治处于深度调整期,地缘政治事件频发。2019年,中美在全球范围内博弈明显加强,经贸与技术领域双向脱钩;美国对重点资源国伊朗、委内瑞拉制裁加剧,沙特阿拉伯核心设施遇袭,对资源国产量、出口量和市场价格均造成重大影响。

认识与启示

油气仍是未来主要一次消费能源。全球一次消费能源类型由高碳向低碳、无碳发展是大势所趋。但能源转换是一个漫长、逐步的过程,油气仍是未来的主要能源。目前,全球石油产量呈“稳中有增”的态势,天然气已经进入快速发展的“黄金期”,势必在第三次能源转型中发挥举足轻重的桥梁作用。预计2040年石油在全球能源消费中占27.2%、天然气占比25.84%,煤炭占比20.3%,非化石能源(包括新能源)占比26.66%。

低成本开发是应对国际油价波动的关键。近十五年来,国际油价“三起三落”,具有周期性特征。其中,长周期主要由供给增加引发,周期6~10年;短周期主要由需求和突发事件引发,周期小于1~3年。全球新冠肺炎疫情导致国际油价暴跌,预计需要4~10个月恢复到50美元/桶。

从未来原油新建产能成本看,2040年前全球新建原油供给的平衡油价在40美元/桶左右。但不同类型原油项目成本差异大,中东地区常规原油项目成本20美元/桶,美国页岩油项目成本58美元/桶,并且同一类型成本差异较大。结合全球原油产量增长以非常规和海域为主,在未来可能的中低油价背景下,低成本油气开发项目是未来效益生产的关键,全球油气产量增长速率可能由此进一步变缓。

技术创新是实现效益开发的抓手。提高单井产量是效益开发的主要目标之一,提高采收率和合同期内产量是资源利用效率充分发挥的重要目标。2019年,全球储采比为56.58,可采储量采油速度为1.13%,剩余可采储量采油速度为1.80%,资本性成本为51.9美元/吨,运营成本51.54美元/吨。

就不同大区而言,中东地区储采比最大,为85.24;亚太地区可采储量采油速度最大,为1.74%;欧洲地区技术剩余可采储量采油速度最大,为4.26%;中东地区资本性支出和运营成本最小,分别为35.01美元/吨、26.66美元/吨。

就不同类型而言,海域油气储采比最大,为67.7;非常规油气可采储量采油速度最大,为1.36%;陆上常规油气技术剩余可采储量采油速度最大,为2.2%;陆上常规油气资本性支出成本和运营成本最小,分别为39.28美元/吨、49.4美元/吨。

因此,提高油气采收率、提高单井产量、降低吨油成本是油气开发的长期目标,而技术创新是实现该目标的关键。

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