多维度下的美国油气产业透视

  [中国石油新闻中心2022-11-02]
  编者按：今年年初以来，国际油价高位波动，作为全球供应侧重要增长来源，美国原油产量的复苏步伐却低于市场预期。在LNG出口方面，虽然国际地缘政治形势利好美国LNG出口，但从中长期看，美国LNG产业发展受到上游资源、开发成本、投融资及其他供需两侧因素约束，出口规模大幅增长面临诸多风险。美国油气产业前景如何？
  高油价下美国石油产量为何低于预期？
  在国际油价高位运行且美国政界人士呼吁增加国内产量的背景下，美国石油产量本应迅速增长。然而，自去年11月以来，该国石油产量不仅并未大幅增长，甚至今年7月还出现下降趋势。睿咨得能源认为，疫情后石油生产活动反弹缓慢、完井和新井投产的间隔时间变长，以及油井产能下降等一系列原因造成了如此反常的现象。在全球众多市场能源供应紧张的大背景下，美国产量低于预期将导致全球石油市场失去产量增量的重要来源。
  美国石油产量历经了两次增长周期。第一次增长周期为2013年—2015年，增加了近250万桶/日额外石油供应。第二次增长周期为2017年底—2020年初，增幅为350万桶/日。在上述两次增长周期中，致密油是美国产量增长的主要驱动力。经历过疫情爆发后的至暗时刻，2020年7月，美国石油产量稳定在1100万桶/日左右。然而，两年后其产量仅恢复至1180万桶/日，比疫情前低100万桶/日。
  为了比较本轮产量复苏周期与此前周期的不同之处，睿咨得能源将WTI油价超过50美元/桶定义为复苏的开始，并向后延长两年作为一个周期，定义了“复苏2016”和“复苏2021”两个周期。“复苏2016”始于2016年6月1日左右，彼时油价缓慢上涨至80美元/桶。当前处于“复苏2021”周期，该周期始于2021年初，油价迅速涨至100美元/桶。
  通过比较两个周期内WTI价格走势与美国石油产量的增长可以看出，两个复苏周期油价均迅速上涨。通常情况下，油价走高将促使产量增加。在两个复苏周期的前14个月，石油产量均增长了60万桶/日，但之后情况却有所差别。“复苏2016”开始后18个月，石油产量迅速增加近150万桶/日。“复苏2021”周期的同期石油产量增幅却较为缓慢，在周期开始18个月后仅增加约75万桶/日。二者为何出现如此差异？
  美国致密油产量增长主要来自三大产区：二叠盆地区、巴肯区带和伊格尔福特区带。分析美国主要致密油区带的开钻、完井和新井投产数可以得出，在“复苏2016”周期中，钻井活动复苏迅速，仅在12个月后，钻井活动就恢复到了油价崩溃前水平。完井和新井活动恢复稍慢，但到第18个月也恢复至此前水平。
  “复苏2021”周期开始12个月后，钻井活动较上一个峰值恢复了约三分之二。完井活动最初增长很快，但从2021年年中开始趋于平稳。业内人士认为，油服行业的瓶颈——几乎没有额外的钻机和水力压裂人员是本轮复苏速度较慢的重要原因，对勘探和生产（E&P）公司带来挑战，并引发了单位成本的上涨。钻机和压裂人员的成本上涨了40%—60%。在这一周期中，勘探和生产公司的策略也更趋于保守，许多公司都致力于向股东提供高回报，导致可用于额外投资的现金减少，新井投产数不足以维持石油产量的持续增长。
  睿咨得能源数据表明，自今年5月以来，钻完井活动均增加，钻完井数几乎接近过去峰值。然而，新井投产数却不甚乐观。众所周知，新井投产数的持续增长是石油产量增长的主要驱动力。但今年5月和6月，新井投产数出现了大幅下降，导致完井数和新井数之间存在较大差距，新井数量减少是今年夏季美国产量水平下降的主要因素。
  石油产量不仅与钻井活动，还与油井产能相关。2016—2021年，主要二叠纪盆地致密油区带初期产量(initial?production)持续增长。今年前5个月，二叠纪盆地新井平均初期产量较2021年同期下降了6%。与此前相比，生产商倾向于在更长时间内抑制产量。随着油井产能的下降，短期内初期产量增长将更为困难。
  综上所述，油服行业瓶颈、勘探和生产公司采取更为保守的投资策略、完井和新井投产间隔时间较长，以及较低的油井产能等一系列因素，导致本轮复苏周期的石油产量与“复苏2016”周期相比增长较慢。睿咨得能源认为，若新井投产速度与完井活动一致，美国石油产量可能会再次快速增长。美国能源信息署认为，生产商严格遵守资本纪律、供应链瓶颈、成本上升等因素制约美国原油产量复苏步伐。今年年底美国原油产量将达1245万桶/日，明年11月才有可能超过疫情前水平。
  致密油已成为全球新增石油储量的主要来源。2017年—2019年，致密油是全球唯一产量大幅增长的供应来源。若美国石油产量继续止步不前，未来全球石油市场供给将更加紧张，或将导致国际油价大幅上涨。（记者?董宣?李小松）
  LNG出口持续大幅增长或存隐忧
  2021年至今，受前期天然气勘探开发投资增长缓慢、地缘风险飙升、极端气候加大世界天然气消费需求，以及全球性环境与气候治理推动能源行业面向低碳转型发展等因素影响，国际天然气市场价格整体出现大幅上涨趋势。截至9月底，2022年荷兰TTF平均价格已达到41.98美元/百万英热，较2021年同期增长338％；英国NBP价格和美国Henry?Hub等天然气基准价格也都较2021年初出现较大幅度增长。在此背景下，天然气资源禀赋良好且国内气价相对较低的美国，迎来了LNG产业发展的良好机遇。
  从资源的角度看，根据bp能源统计数据，截至2020年，美国天然气探明储量12.6万亿立方米，约占全球总量6.7%，仅次于俄罗斯、伊朗、卡塔尔和土库曼斯坦；页岩革命成功推动美国天然气产量自2006年起重归增长路径，2021年产量高达9342亿立方米，占全球总量23.1%，是世界第一大天然气生产国。
  从价格的角度看，尽管Henry?Hub现货价格从2021年初的2.6美元/百万英热上涨至2022年8月9.5美元/百万英热的年内高值，但其价格整体上显著低于欧洲地区和东亚地区天然气市场价格，这也是现阶段国际市场上与Henry?Hub价格挂钩的LNG价格在成本端具有比较优势的主要原因。
  从产能建设的角度看，2022年美国已有位于印第安纳州的普拉克明LNG一期和位于得克萨斯州的科珀斯克里斯蒂LNG三期等项目获得了最终投资决定，未来将新增产能2380万吨/年。此外，位于墨西哥湾的查尔斯湖第一液化生产线二期、普拉克明LNG二期等项目预计也将于近期获得最终投资决定。
  然而，尽管现阶段国际天然气市场供给偏紧增加了欧洲等地对资源国新增LNG出口的迫切需求，但从中长期看，美国LNG产业发展受上游资源、开发成本、投融资及其他供需两侧因素约束，出口规模大幅增长面临诸多风险。
  一是上游天然气供应难以满足LNG项目液化能力的持续增长。
  近年来，美国天然气产量增长主要来自阿巴拉契亚页岩区带的页岩气，以及来自二叠盆地等原油富集区的伴生气产量。从天然气产量的角度看，根据EIA预测，美国原油产量将在2030年前后达到峰值，因此预计伴生气产量大幅增长难度较大。从天然气输送的角度看，即使阿巴拉契亚页岩区带等区域的天然气产量仍有较大增长空间，但美国新建LNG项目主要集中在墨西哥湾沿岸，现有管道输送能力难以满足天然气从产区到LNG项目液化生产线的运输要求。而大规模新建LNG项目的配套长输管道，可能引发美国东北部地区民众和环保组织的激烈反对，且管道建设的巨额投入也将增加LNG项目运行成本。
  二是新建产能大幅增长带来供给过剩风险。
  根据IHS公司估测，到2024年底，美国还将有3940万吨/年的LNG产能获批建设；2030年前，美国LNG出口能力将从目前的8900万吨/年成倍增长至1.71亿吨/年。而在美国外，非洲和中东等地区也在加快LNG出口能力建设步伐。其中，埃尼公司莫桑比克Coral浮式LNG项目，预计今年第四季度正式交付产量，产能为340万吨/年；bp和科斯莫斯等公司在毛里塔尼亚和塞内加尔海上交界处合资开发的Tortue浮式LNG项目一期工程，预计将于2023年建成投产，将带来245万吨/年的产能规模；尼日利亚LNG项目第七条液化生产线，预计将于2026年后投产，产能为770万吨/年。此外，非洲地区还有坦桑尼亚LNG等9个拟筹建LNG项目，合计产能超过5000万吨/年，尽管其分别面临不同因素制约，但即使部分投产，也将大幅提高未来全球LNG出口产能。
  三是全球性能源转型带来需求缩减风险。
  在欧洲地区，地缘政治因素是导致近期市场供需失衡和气价上涨的主要原因。从短期看，欧盟正在通过天然气进口多元化的方式，增加库存保障供暖季天然气需求；但从中长期看，预计欧洲各国必将加速推进面向新能源的转型发展，以摆脱对进口化石能源的依赖并推动其碳中和目标的实现。在亚洲地区，考虑到近年来全球油气价格因地缘风险、气候变化和新冠肺炎疫情等各类因素频繁大幅波动，严重影响各国实体经济与金融市场稳定发展，中日韩等天然气进口国政府都已加大对具有比较优势的本国清洁能源产业的支持力度。因此，一旦全球性能源转型获得突破，势必将大幅降低对LNG的消费需求。
  四是供应链和投融资等其他风险。
  从供应链成本上看，根据伍德麦肯兹公司统计，自2020年初疫情持续扩散以来，全球范围内以钢材为主的各类管材价格上涨了100%—110%，各类电线、电缆等电器元件价格上升了75%—85%，预计未来数年仍有上涨空间，将对LNG项目建设造成较大压力。
  从金融市场上的融资活动看,LNG项目前期投入巨大，需要在金融市场进行融资。以普拉克明LNG一期项目为例，其与配套的Gator?Express管道建设在初始阶段合计项目融资高达132亿美元，也是2022年完成的全球规模最大的项目融资。如果2023年前后获得最终投资决定的LNG项目数量出现大规模增长，其将在较低时期内出现相对集中的融资活动。一方面，由于对LNG建设项目有相同投资偏好的金融机构数量有限，因此在一定投资回报率下，LNG建设项目能够获得融资的总体规模有限，可能导致部分LNG项目融资受限；另一方面，如果短期内LNG项目建设这一同类型融资需求集中发生且规模巨大，部分金融机构或将为规避系统性风险发生而设定信贷“阈值”，也将给部分LNG项目融资带来风险。（侯明扬?中国石化石勘院规划所）