世界油气产量供应不确定性分析

张礼貌，田纳新，姜向强

（中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京100083）

清洁能源强势崛起、新能源电动车快速发展对油气消费需求产生重大冲击。埃克森美孚、BP、EIA等在其最新能源展望中认为全球人口数量继续增加、生产效率（人均GDP产值）不断提升，未来（到2040年）油气消费继续增长，其在能源消费结构中的主体地位难以撼动[1-3]。从资源上看，据BP统计年鉴2017，全球剩余保有油气探明储量2.8万亿桶油当量（其中原油1.7万亿桶，天然气187万亿立方米）；据USGS（2014）对全球389个盆地的评价，全球常规待发现资源量1.8万亿桶油当量（其中原油8 161亿桶，天然气171万亿立方米），而非常规待发现资源量是常规待发现的3倍，应该说全球资源潜力较大。除了资源基础，世界政治经济形势、价格、成本、投资等都对油气供应产生较大的影响。本文主要对不同资源类型供应趋势的不确定性进行分析，为中国的石油公司海外上游业务的长远发展提供一个可以参考的视角。

1 全球油气消费趋势

原油消费缓慢增长。中国、印度经济处于中高速增长阶段，原油消费需求旺盛。美国经济复苏超出预期、欧盟摆脱欧债危机影响、中东成为原油消费新贵，都将在一定程度上促进全球原油消费增长。BP等多个机构2040年全球能源展望预测显示，2040年全球原油消费相对2015年增长1 500万桶/日左右，消费规模达到1.1亿桶/日，年均增速0.7%。

天然气迎来发展的黄金时期。随着各国环保意识增强及积极应对气候变化，绿色、低碳成为趋势。天然气因其排放的清洁性成为最现实的能源选择。2017年全球天然气消费量约为3.62万亿立方米，同比增速2.2%，高出过去十年1.7%的增速，随着能源消费升级进程加快，天然气发展将迎来黄金时期。BP、EIA等机构及埃克森美孚等公司都对天然气未来发展给予积极的展望，到2040年全球天然气消费规模将达到5.2万亿立方米，年均增速为1.6%。届时天然气在一次能源消费结构中的比例由2016年的24%增至26%，超过煤炭（21%），接近石油（27%），见图1。

图1 一次能源在能源消费中的比例

2 原油供应的不确定性

油气资源储备雄厚、行业技术进步提速、数字技术在行业渗透力度增大，都将促进油气供应进一步增长。埃克森美孚在能源展望2017中对不同资源类型的原油产量供应趋势进行了预测，见图2。文章主要针对埃克森美孚对不同类型原油供应的不确定性展开分析。

图2 埃克森美孚原油供应展望

2.1 2014年国际油价大幅下降以来，页岩油、深水盈亏平衡成本大幅降低

石油公司积极采取措施，通过外部合作、内部挖潜、技术创新等措施积极降本增效。同时，在上游市场强化资产交易以优化资产、提高资产质量，使公司在低油价下能够生存、发展。通过一系列措施，石油公司不断拉低整体资产的盈亏平衡成本，大部分石油公司整体资产盈亏平衡成本已从2014年的90～100美元/桶降至目前的52美元/桶左右[4]。与此对应，常规原油、页岩油、深水以及油砂等各类型项目的盈亏平衡成本都实现了大幅度的降低。图3是中东陆上、深水、美国页岩油以及俄罗斯陆上、加拿大油砂等典型项目2016年盈亏平衡成本与2014年盈亏平衡成本的对比。数据显示，深水、页岩油等盈亏平衡成本大幅降低至40美元/桶左右，俄罗斯陆上常规项目取得的成果也让人印象深刻[5]。图3反映的虽然是某一具体项目，不具有广泛性，但反映出油气行业技术进步、管理创新、数字化技术深度应用取得了显著成果。页岩油在2014年国际油价大幅下降之前，爆发了页岩油气技术革命。油价大幅下降以后，页岩油气生产商继续加大技术创新力度，单井钻、完井成本较油价大幅下降前下跌40%～45%。深水是未来油气产量主要接替领域，国际油价大幅下降以来，以埃克森美孚为代表的国际石油公司积极进行技术创新，全球深水项目平均盈亏平衡成本已降至55美元/桶左右，顶尖深水公司深水项目盈亏平衡成本不足40美元/桶[6]。深水已经具备与陆上常规、页岩油相抗衡的竞争力。

图3 深水、页岩油、油砂等典型项目盈亏平衡成本

低油价是一把双刃剑，给油气行业带来严重冲击的同时，激发了行业生存的勇气和创新潜能。石油行业在降本增效方面的重大进步，保障了油气行业在低油价下也能盈利、规模开发，从而继续发展。

2.2 陆上常规面临投资不足的巨大挑战

据埃克森美孚展望，到2040年全球陆上常规原油供应量为5 700万桶/日，占全球原油供应的51%。当前陆上常规原油产量快速递减，预计年均递减6.4%。为弥补老油田产量递减，陆上常规需要大量投入。一方面升级、改造老油田现有设备，增加酸化、压裂等措施工作量；另一方面现有油田需新钻加密井，同时需要新建产能。要满足陆上常规产量供应要求，自2015年起新建产能项目产量到2040年达到2 500万桶/日的规模，这将是一个巨大的挑战。

从资源基础来看，关键在于需要大量的投入。埃克森美孚数据显示，包括常规、深水、页岩油在内，油气行业上游投资每年需支出4 500亿美元才能满足消费增长需求。国际油价大幅下降以来，石油公司削减支出以节省开支，2016年全球陆上常规投资较2014年大幅减少46%。2016年下半年OPEC达成减产协议，油价震荡回升，上游支出有所增加。2017年陆上常规同比增长10%，至2 000亿美元；上游资本支出3 800亿美元，同比增长8%[7]。这对于需要大量投入以保持产量稳定的油气行业而言依然不足。国际能源署（IEA）4月份指出上游投资持续不足，2018年油价大幅回升上游支出也只是“温和增长”。若投资持续低迷，到2023年全球作为缓冲的有效备用产能仅达需求的2.2%，供应将明显趋紧。陆上常规面临和页岩油气等非常规的竞争，页岩油由于周期短、投资密度低、对市场反映灵敏备受油气运营商的青睐，新增投资更多的投向北美陆上页岩油。对于陆上常规而言，也是一个巨大的挑战。

2.3 深水项目经济性大幅提升，但仍较脆弱

深水项目成本的显著降低，可供开发的深水资源基础大为夯实。拉美、西非、墨西哥湾、东非、东南亚等全球深水领域剩余油气资源350亿桶油当量，以巴西盐下、圭亚那近海等为代表的拉美深水油气资源为150亿桶且以原油为主[8]，占据全球待投资深水项目成本—资源（产量）曲线的低端，盈亏平衡成本低于60美元/桶。

低油价时期推迟开发的深水项目已具备开发条件，越来越多的深水项目通过投资审查。IHS预计2017年全年有60万桶/日的深水产能项目启动，而2016年仅有15万桶/日的规模。未来全球仍有300万桶/日左右规模的深水产能潜力（图4）。深水产能主要分布在巴西盐下、美国墨西哥湾以及西非尼日利亚。巴西深水项目产能潜力巨大，其待开发规模几乎占到全球深水潜力的1/2，美国墨西哥湾、尼日利亚深水潜力约50万桶/日。IHS对巴西深水寄予厚望，在其最新原油市场趋势报告（2018–2023年）中，认为巴西2023年原油产量较2017大幅增长130万桶/日，增幅超过加拿大，是非欧佩克国家中除美国外产量增长最高的国家。

图4 未来深水项目开发潜力

随着深水开发盈亏平衡成本大幅降低，未来全球深水产量达到埃克森美孚预测的增长150万桶/日至900万桶/日的规模是存在的。当然，受油价走势、成本增高趋势的影响，深水项目投产有一定的不确定性。深水项目的经济性相对脆弱，海上作业的恶劣环境对深水开发技术要求很高，环保和安全要求苛刻，风险极大。深水项目的成本下降空间已不是很大，一旦油价回落，深水项目则需要再次面临经济开发的挑战。以深水待开发项目最多的巴西为例，巴西深水钻井日费率为30万 ～50万美元，明显高出其他深水区，巴西还需要寻求更高效的钻井以降低昂贵的海上钻井支出。巴西国内政治局势、经济发展并不稳定，在一定程度上损害巴西的投资环境。而巴西对外合作坚持较高比例的本地义务，也增加了国外石油公司负担，削弱了外国石油公司的投资热情。

2.4 页岩油资源基础雄厚，大规模持续发展存在不确定性

据埃克森美孚预计，测页岩油也将是原油供应增长的重要来源，预计2040全球页岩油产量规模为1 400万桶/日，较2015年增长1 000万桶/日。北美毫无疑问是页岩油增长主力，预计2040年北美页岩油产量规模为1 250万桶/日。剩余页岩油产量主要分布在俄罗斯、亚太、中国等。

随着油价回升，页岩油产量快速增长。2018年1月，页岩油产量为529万桶/日，同比增长100万桶/日。页岩油发展具有以下几个有利因素：①页岩油资源基础雄厚。在60美元/桶的油价条件下，北美未钻探页岩油资源量接近700亿桶的规模。②页岩油盈亏平衡成本较低。在近700亿桶的未钻探资源量中，有70%的资源量盈亏平衡成本低于50美元/桶，即约500亿桶的资源量在50美元/桶的油价条件下可以经济有效的开发。③页岩油资源量持续增加。得益于技术进步及生产商积极的降本增效措施，页岩油盈亏平衡成本持续的降低，与此对应，能够经济开发的页岩油持续增加。据伍德麦肯锡的数据，2017年北美主要页岩油区带在50美元/桶条件下未钻探资源量较2016年大幅增加250亿桶[9]，见图5。

图5 北美主力区带页岩油资源量在不同油价下的分布

当然，也存在制约页岩油发展的因素：①油价低于50美元/桶，页岩油可经济开采的资源量增速将会大幅下降。②成本下降空间已不是很大。经过两年多的发展，北美页岩油钻、完井成本下降了40%。随着油价回升，北美勘探开发活动开始活跃，市场所能提供的工程服务能力逐渐饱和、人力稀缺，这将导致服务商的成本增加，2018年北美页岩油成本将上升15%～20%。除非页岩油开发技术再获得重大突破，页岩油的盈亏平衡成本下降空间已不是很大。③页岩油开发技术面临困境。水平井和压裂技术是北美页岩油气革命爆发最主要的突破技术，但压裂技术中最主要的支撑剂仍然尚未完全适应页岩油开发的需求。支撑剂直径大小、支撑剂和压裂液的配比等指标不具有通用性，如何确定合适直径的支撑剂及相应化学成分配比，仍然是困扰页岩油开发的很大问题。④北美以外的页岩油商业规模开发困难重重。欧美对俄能源制裁持续至今，俄罗斯难以获得西方非常规开采技术和设备，其在西方金融市场的融资渠道也被切断。尽管俄罗斯非常规资源丰富，并制定优惠财税条款，但俄罗斯非常规开发几乎没有进展。中国虽然也有页岩油资源，但由于认识有限，页岩油资源规模并不确切。中国的非常规地质条件相对北美更为复杂，基础设施不足，缺乏北美非常规商业运行的模式和管理机制，油价长期在60美元/桶以下区间运行的话，中国的页岩油难以实现商业规模开发。

北美页岩油尽管快速增长，但能否达到1 250万桶/日这样庞大的规模令人存疑。页岩油生产和油价紧密相关，在目前OPEC限产条件下，页岩油替代OPEC成为国际原油市场的边际供应量，成为影响油价的最主要变量之一。页岩油和油价相互制约。页岩油持续的快速增长，必将对油价形成下行压力，油价的下降反过来压制对油价敏感的页岩油生产。鉴于页岩油和油价的这种相互制约关系，页岩油必然会在一个合理的产量区间运行，1 400桶/日的产量规模明显高出合理的产量区间。

页岩油产量增长依靠长水平段压裂。多分支钻井虽提高了产量、延缓了递减，但同时限制了采收率、减少钻探强度。页岩油存在核心区和外围区，外围区资源品质差、递减快、成本高，这必将影响页岩油大规模的生产。鉴于此，伍德麦肯锡调低了巴肯（Bakken）和鹰滩（Eagleford）的产量预期，认为2020年产量开始递减。二叠产量处于上升期，综合来看美国页岩油产量峰值规模为1 000万桶/日左右[10]。

页岩油未来规模相对目前水平净增1 000万桶/日，的确具有较大的不确定性。

3 全球天然气供应不确定性

据BP等数据，到2040年全球天然气供应达到5.2万亿立方米。美国占到全球天然气产量的1/4，约1.3万亿立方米，较2016年增长约5 000亿立方米。中东（主要是伊朗和卡塔尔）、独联体（主要是俄罗斯）、中国是全球天然气供应增长的主要来源，到2040年天然气产量分别达到1.1万亿立方米、1万亿立方米和3 500亿立方米，较2016年分别增长3 800亿立方米、2 200亿立方米及2 100亿立方米。

3.1 美国页岩气供应大幅增长具有坚实基础，面临寻找出口市场的挑战

美国页岩气资源基础坚实。根据伍德麦肯锡2017年7月数据，美国主要页岩气区带盈亏平衡成本不高于4美元/百万立方英尺的剩余未钻探页岩气资源量达到320 tcf（即9万亿立方米）（图6）。而且技术进步不断拉低美国页岩气盈亏平衡成本。伍德麦肯锡2018年三季度的最新分析数据表明，美国80%剩余未钻探页岩气资源量盈亏平衡成本不高出3美元/百万英热单位，而2016年三季度的分析数据则为4美元/百万英热单位。美国天然气基础设施日益完善，主力非常规区带阿巴拉契亚、马塞勒斯正投资新建地面天然气管道设施，以便将该区大量的天然气输送至沿海LNG液化厂，以支持美国天然气的发展。

图6 美国主要区带未钻探页岩气资源量及相应的盈亏平衡成本

美国页岩气产量持续增长。2009年页岩气革命爆发后，页岩气产量从2009年1 000亿立方米迅速攀升到2014年的3 800亿立方米。国际油价大幅下降后，页岩气产量继续增长。尽管在2016年有小幅下降，但随着油价回升，页岩气很快重回快速增长态势。2018年1月，页岩气产量增长至5 133亿立方米的规模。美国页岩气之所以能快速增长，在于并不仰仗于高气价，在气价为3美元/百万英热单位的较低气价时页岩气也能实现大规模的商业开发。

美国页岩气发展也面临诸多问题，如技术需进一步升级、成本下降的空间不大等，最为关注的问题是美国国内难以消耗如此体量的天然气，需要为其富余的天然气寻找出口市场。EIA在2018年3月展望中认为，2020年美国天然气出口潜力将达到2 000亿立方米，除1 000亿立方米的天然气通过管道出口至近邻加拿大、墨西哥外，另外1 000亿立方米的天然气需以LNG的形式出口至其他地区。这意味着美国天然气需要和传统天然气出口大国俄罗斯、卡塔尔以及新兴的LNG出口国家澳大利亚、莫桑比克等的LNG进行竞争。美国LNG贸易的确有其优势的地方，但LNG竞争最核心的还是成本因素。美国LNG并不具备成本优势，以LNG出口目的地东南亚为例，美国LNG的盈亏平衡成本为8美元/百万英热单位，明显高于卡塔尔及澳大利亚的LNG盈亏平衡成本[11]。能否较其他LNG具有竞争力，是美国LNG发展所面临的一个重大挑战。

3.2 其他地区天然气发展面临较大的不确定性

1）俄罗斯大量未开发的天然气资源分布在亚马尔半岛和东西伯利亚。亚马尔LNG远离经济成熟区，项目投资大、成本高，恶劣的环境也给项目运营带来巨大挑战。东西伯利亚天然气发展面临同样的问题，在俄罗斯内部东西伯利亚天然气没有太大的竞争力，俄罗斯也没有发展东西伯利亚天然气的长期规划。俄罗斯传统出口市场欧洲正在寻求天然气进口的多样化，逐渐降低对俄的天然气依赖，这也将是影响俄罗斯天然气发展的一个原因。

2）中东天然气的增长主要来自伊朗，未来中东地区约有1/2的天然气产量增长来自伊朗。伊朗天然气资源为全球第一，但天然气产业发展极其缓慢。一方面伊朗地缘政治风险大，美国很有可能重启对伊朗制裁，这将使伊朗的经济社会发展以及投资环境遭受严重打击，欧洲石油公司或将退出伊朗市场。其次伊朗同样需要寻求出口市场。核制裁解除之后，伊朗积极寻求天然气目标市场，除了向邻国伊拉克输送天然气外，力图进一步拓展至土耳其和欧洲国家，并计划通过海底管道出口至阿曼、巴基斯坦、印度等东南亚国家。但截至目前，伊朗雄心勃勃的天然气出口计划并没有实质性进展。而该地区的以色列先行一步，为其近海的利维坦巨型气田寻找到买家，以色列政府与塞浦路斯、希腊和意大利等国已签署了关于铺设水下天然气管道的谅解备忘录，沿地中海通过海底管道将以色列近海的利维坦天然气出口至欧洲[12]。伊朗努力融入国际社会，但困难重重，天然气发展也面临巨大挑战。

3）非洲天然气发展主要是新兴LNG潜力国家莫桑比克和坦桑尼亚。近年来在东非鲁伍马盆地发现规模巨大的天然气，使得东非成为全球天然气供应新的来源。东非LNG发展面临的主要问题是东非主要国家财税条款相对苛刻，LNG成本较高。

4）BP、EIA等机构对中国页岩气的发展寄予厚望，而中国页岩气在资源品质、基础设施等方面都面临挑战，进一步发展还需要政策的大力支持。当然，中国正在积极推进能源转型，天然气发展迎来机遇。但诸多因素的制约，3 600亿立方米的规模基本上接近发展上限，达到如此规模具有较大的不确定性。

4 结语

油气资源储备相对雄厚，但供应受价格、投入、市场、设施、技术以及地缘政治等多因素的影响。油气生产能否满足消费需求，面临着较大的不确定性。不确定性是油气行业的天然属性，油气行业正是在这种不确定性的环境中发展壮大。技术进步、数字革命渗透力度加大、地缘政治影响日益减少，都将推动行业发展，新的资源不断被发现、产量规模持续增加。尽管有较大的不确定性，但油气最终能够满足消费需求增长。