非欧佩克供应将呈负增长发表

> 　　过去两年，国际油价戏剧性的下跌对油气上游开发投资影响巨大。咨询公司伍德麦肯锡对全球400多个上游项目相关数据的最新分析结果显示，与2014年四季度相比，全球2016~2017年油气资本支出将减少3700亿美元，减幅达30%；到2020年，该数字可能达到6200亿美元，减幅为22%。
　　西亚地区受影响较小，沙特2016~2017年的投资基本没变化。其他地区则是自由类项目（根据具体情况确定是否开展的项目）受影响较大，2016~2020年处于最终投资决定前的新油气田项目投资将锐减800亿美元。遭遇投资大幅削减或被迫推迟的大项目有澳大利亚Browse浮式液化天然气（FLNG）项目和壳牌加拿大CarmonCreek油砂项目，而哈萨克斯坦的田吉兹油田扩大项目也将推迟一年以上。在产油田也不能幸免，2016~2017年资本支出减幅将达20%。对经营者而言，成本通缩也有较大影响，似乎不足以拯救“水深火热”的油气上游项目。
　　美国资本投资急降
　　国际油价下跌对美国非常规石油影响最大，导致其投资全面下降，独立公司和小公司首当其冲。与2014年四季度相比，美国油气上游资本投资2016~2017年将下降1250亿美元，降幅达54%；到2020年，将减少2000亿美元，降幅为36%。美国非常规油气投资的灵活性可使公司快速撤资，导致钻井作业量下降。2015~2016年，美国钻机数量减少了47%（从734台减至389台），表明资本支出从钻井作业转向完井作业的趋势。
　　2015年，经营油田的公司虽然减少了预算，但因合同未到期、井场一切准备就绪等原因，仍将钻机留在现场，但为完井所留的预算很少，结果是美国留下大量开钻但未完井的油井（简称DUC）。现在钻机合同多数已到期，而经营公司却缺少现金，使得分配给完井的预算比例失调。预计美国重要的页岩区，主要是巴肯，未来18个月将有1732口井完钻，超过500口井完井。
　　深水油气投资下降39%
　　短期投入深水和超深水项目的资金减少了670亿美元，降幅达39%。新油田受影响最大，国家中以安哥拉为最，Maersk公司经营的16号区块和雪佛龙经营的Lucapa项目均受挫。巴西未来十年最大的盐下开发项目Libra的开发推迟了一年左右，且招标程序更严苛、本地化要求增多，对融资的锁定也更重视，预计该项目到2021年才可能启动。
　　其他受影响的还包括尼日利亚和墨西哥湾的深水项目。壳牌BongaSW项目投产已被推迟3年，至2023年；尼日利亚的经营者忙于减少成本，现在正寻求再次招标；雪佛龙因经济问题叫停了墨西哥湾的Moccasin项目。
　　油砂支出减少25%
　　2010~2014年，加拿大有几个重要油砂项目获批，但油价暴跌前加拿大油砂项目投资减少先兆已出现。现在，因项目保本价过高，很多项目被推迟，预计2016~2017年油气投资将减少76亿美元，降幅达26%。
　　除推迟项目外，还有彻底取消的项目，如壳牌的CarmonCreek项目，2015年底相关建设已停止。尽管2016~2017年的项目很少，但长期来看还是有希望的。预计国际油价达到60美元/桶以上时，可再现活力，而帝国石油、Cenovus和加拿大自然资源等公司将率先推进新项目。
　　LNG对油价反应最快
　　供过于求、价格低迷、资本投入巨大等因素对液化天然气（LNG）的影响逐渐显现，预计2016~2017年的投资将减少6%。最终投资决定前的项目受影响最大，其中伍德赛德石油公司价值260亿美元的Browse项目受损最严重。而美国不少此类项目在寻找客户和锁定融资时陷入困境，也将被推迟。
　　非洲喀麦隆、赤道几内亚和莫桑比克的FLNG项目发展相对较好，但莫桑比克和坦桑尼亚陆上大规模LNG项目则遭遇挑战。预计随着最终投资决定的推迟，这些项目的成本都将下降。EPC（工程、采购和建设）公司未来项目有枯竭之势，正积极参与西加拿大和东非大型项目下一阶段的招标活动。
　　卢布贬值和大型项目推迟
　　俄罗斯投资减幅在所有国家中最大，未来两年投资将减少40%，而这主要源自卢布相对美元的贬值。由于俄罗斯大部分成本都以卢布计价，其资本投资实际上基本持平。俄罗斯有意保持产量稳定，但要做到这一点就需要不停钻井。今年3月，俄罗斯的液态烃产量达到1009万桶/日。但国际油价下跌的压力在一些项目上仍有表现。预计鲁克石油未来两年在西西伯利亚成熟油田的资本投资将减少7亿美元，原因包括钻井量下降和卢布贬值。还有一些项目将被推迟，俄罗斯石油公司的Yurubcheno-Tokhomskoye项目因寻求战略合作伙伴未果将推迟一年左右。
　　哈萨克斯坦田吉兹油田扩大项目的最终投资决定将推迟至2017年，投产推迟到2021~2022年，需要投入300亿美元，占2020年该地区资本投资的1/4。哈萨克斯坦两个海上项目KalamkasMore（卡沙干油田的卫星项目）和壳牌主导的Pearls项目现已失去开发经济性，将进一步减少2016~2025年的资本投资70亿美元。而阿塞拜疆的ShahDeniz二期项目则是个异数，2015~2016年达到资本投资峰值，没有出现成本紧缩。
　　西亚和北非表现强于预期
　　西亚一些国家的资本支出表现挽救了全球油气行业的颓势，国家石油公司支出占比高的国家，如沙特2016~2017年投资仍将保持强劲。为了保住市场份额，投资中约有60%用于钻井。科威特的情况也类似，伊朗的投资也在恢复中。伊拉克是西亚地区的不和谐音符，短期支出将下降30%，减少90亿美元。由于在当前的油价水平，政府达不到成本回收标准，多数投资将延后两三年。
　　北非的大型天然气项目如埃尼的Zohr，并未像其他地区一样出现大幅投资缩减现象。2015年，Zohr项目已进入开发阶段，2016~2017年将再支出20亿美元。BP也在推进埃及的西尼罗河三角洲项目，预计成本将减少120亿美元，其中15%是通过成本通缩和效率提高实现的。而地中海其他项目的推迟也有助于释放更多资金，支持上述项目的推进。
　　北海成熟油气田受影响较大
　　英国和挪威的成熟油田投资对其实现经济开采最大化至关重要。与2014年底相比，2016~2017年的投资将减少275亿美元，减幅为36%。经营者努力降低成本，最终投资决定前的新油气田项目平均成本通缩幅度为17%。但这远远不够，因为北海油气开发一直饱受高成本困扰，保本价过高导致10亿桶油当量的储量经济性变差。而包括挪威国家石油公司在英国的重油油田Bressay，迄今为止所有成本优化措施未能收到效果。
　　挪威的情况似乎比英国好些，特别是挪威国油2015年启动的JohanSver