全球今明两年油气资本支出将减少3700亿美元，减幅达30%。短期看油气供应过剩仍将持续。

过去两年来国际油价戏剧性的下跌对油气上游开发投资影响巨大，据伍得麦肯兹公司对全球400多个上游项目相关数据的最新分析结果，与2014年四季度相比，全球2016至2017年油气资本支出将减少3700亿美元，减幅达30%，到2020年，该数字达到6200亿美元，减幅为22%。资本支出减幅最大的是美国本土48州。中东则受影响较少，沙特阿拉伯2016到2017年的投资基本没有变化。俄罗斯投资减幅在所有国家中堪称最重，未来两年投资将减少40%。对经营者而言，相对利好的条件即成本通缩也不足以拯救水深火热的油气上游项目。短期看，2016年全球产量降低3%(500万桶当量/日)，2017年降4%(600万桶当量/日)。其中尤以美国所受影响最大。

受上游大幅削减投资的影响，2015年全球勘探新获石油发现仅28亿桶，是近60多年以来的历史最低水平，由于石油发现到投产的周期长达7年，因此近些年新发现储量的下降将为2025年前后全球石油供应紧张埋下了伏笔。

全球上游投资全面减少

自2014年下半年国际原油价格大幅下跌以来，全球石油行业已大幅削减2015—2020年的上游油气投资计划，削减额超过1万亿美元。

美国本土48州：减幅最大。国际油价下跌对美国的非常规石油的影响最大，导致其投资全面下降，而该国的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在2016至2017年度将下降1250亿美元，幅度达54%，至2020年将减少2000亿美元，降幅达36%。美国非常规油气投资的灵活性使公司可以快速撤资，但由此导致钻井作业量低迷。2015到2016年，美国的钻机数减少了53%(734减至389)，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，井场一切准备就序等原因，所以仍将钻机留在现场，但这样一来为完井所留的预算就非常少了，其结果是美国本土48州留下了大量开钻但未完井的油井(简称DUC)。现在钻机合同大多到期，而经营公司却现金奇缺，使分配至完井的预算比例失调。预计美国重要的致密油层带，主要是巴肯，未来18个月将有1732口井完钻，超过500口井得以完井。

深水油气投资大降近40%。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为严重，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，且其招标程序更加严苛、本地化要求加大，对融资的锁定也更重视，预计该项目到2021年方能启动。其他受影响的项目还包括尼日利亚和墨西哥湾的深水项目。壳牌的BongaSW项目的投产已被推迟3年至2023年;尼日利亚的经营者忙于减少成本，目前在寻求再次招标;雪佛龙因经济性问题叫停了其墨西哥湾的Moccasin项目。

油砂因保本价过高支出减少25%。在产油田2010至2014年间，加拿大有几个重要油砂项目获批，但油价崩溃前加拿大油砂项目投资减少先兆已现。现在，因项目保本价过高，很多项目被推迟。2016至2017年油气投资将减少76亿美元，降幅达26%。除了推迟的项目还有过完全取消的项目，如壳牌的CarmonCreek项目，2015年底相关建设就己停止。预计国际油价达到60美元/桶以上时，该项目有希望被复活。

俄罗斯所有国家减幅最大。俄罗斯投资减幅在所有国家中堪称最重，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是以卢布计价，故其资本投资实际上基本持平。俄罗斯有意保持其产量稳定，而要做到这点就需要不停钻井。2016年3月，俄罗斯的液态烃产量再次超越前苏联，达到1009万桶/日。但国际油价的压力在一些项目上依然有表现。预计鲁克石油未来两年在其西西伯利亚成熟油田上的资本投资减少7亿美元，主因包括钻井量下降和卢布贬值。还有一些项目将被推迟，俄国油的Yurubcheno-Tokhomskoye项目因其寻求战略合作伙伴未果而将推迟一年左右。

哈萨克斯坦重要项目的命运则是里海地区油价下行阶段这一地区所有项目的最佳代表。田吉兹的扩大项目的最终投资决策将被推迟至2017年，投产则推迟到2021至2022年。这是整个地区面临最终投资决策的重要项目之一，约需300亿美元投入，占2020年该地区资本投资的四分之一。哈萨克斯坦的两个海上项目KalamkasMore(卡沙干油田的卫星项目)和壳牌主导的Pearls项目现已经失去开发经济性。这将进一步减少2016至2025年间的资本投资70亿美元。与之形成对照的是，阿塞拜疆的ShahDeniz二期项目是个例外，2015至2016年间达到峰值资本投资，没有出现成本紧缩，成为高达230亿美元的上游大项目。

中东和北非表现强于预期。中东一些国家的资本支出表现挽救了全球油气业界的颓势，国家石油公司支出占比高的国家，如沙特在2016至2017年间投资仍将保持强劲。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之中。伊拉克是中东地区的不和谐音符，短期支出将降30%，减少90亿美元。由于在当前油价下，政府达不到成本回收标准，大多数投资都将延后两到三年。

北非的大型天然气项目，如埃尼的Zohr，并未像其他地区那样出现大幅投资缩减。2015年时，Zohr项目已经进入开发阶段，2016至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。而地中海其他项目的推迟，也有助于解放更多资金，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于其实现经济开采最大化至关重要。与2014年底比较，2016至2017年的投资将减少275亿美元，减幅36%。这里的经营者努力降低成本，北海处于最终投资决策前的新油气田项目平均成本通缩幅度为17%，但这还远远不够，因为北海油气开发一直饱受高成本困扰，保本成本价过高导致其约有10亿桶当量储量经济性转差，包括挪威国油在英国的重油油田Bressay，迄今所有成本优化努力未能取得效果。挪威的情况似乎比英国健康，特别是挪威国油于2015年启动的JohanSverdrup项目，但JohanCastberg和SnorreExpansion等项目的推迟都将使短期内投资下降。

成本通缩影响产量

自国际油价下行以来，上游经营者和供应链的互相作用形成了成本通缩趋势。大多数新投资的实现取决于是否找到更经济的开展项目的途径。在市场驱动下，供应端被迫不断周期性地减少利润直至基本无利可图，但更具持续性的减少成本的方法还包括缩小项目规模、提高技术水平和实现装备标准化等。美国非常规油气板块在这方面最为激进，2015年其生产成本从2014年的峰值下降了25%。2016年将再降10%。有一些地区降幅更大，如拉丁美洲、欧洲、北非和西非以及东南亚的成本减幅均超过20%。然而，迄今成本通缩似乎不足以拯救水深火热的油气上游项目，欲推进当下的许多项目，全球成本还应在2014年的基础上下调30%～40%，才能使当下项目顺利开展。

全球油气业界为应对低油价所做的降低成本和推迟项目的努力对产量都有影响。与2014年的相比，2016至2020年间将减产70亿桶。短期看，2016年全球产量降低3%(500万桶当量/日)，2017年降4%(600万桶当量/日)。其中尤以美国所受影响最大，其所减产量约占总减产量的70%。与此同时，沙特因投资稳定力保市场份额，产量将呈增长态势。其他地区，短期内可能产自最终投资决策前新油田项目的产量将几乎全军覆没，2015年仅6个新油田项目获放行，而2014年这个数字是30～50。预计2016年放行的新油田项目数量更少。2018年约100万桶当量/日与处于最终投资决策前常规新油田项目相关的产量被推迟，2020年可能增至300万桶当量/日。

石油供过于求矛盾拟出现逆转

据IHS公布的数据，受上游大幅削减投资的影响，2015年全球勘探新获石油发现仅28亿桶，是近60多年以来的历史最低水平，且新的石油发现主要位于深水，该领域从获得发现到投产平均需要7年时间，新发现石油储量缩水的影响大约需要7年时间才会有所体现，因此近年新发现储量的下降为2025年前后全球石油供应紧张埋下了伏笔。从需求端看，虽然中国的油气需求增长有所趋缓，但仍有增长，而同属亚洲国家的人口大国印度对能源的胃口似乎也正在加大。根据BP公司发布的《世界能源统计》，2015年印度已经超越日本，成为美国和中国之后的全球第三大石油消费国，其需求增长了8.1%，占全球消费的4.5%，达到415.9万桶/日，略超日本的415万桶/日。一些石油资源国，如印度尼西亚等，也逐渐随着本国能源需求的增长而从净出口国变为进口国。长期来看，石油供过于求的矛盾出现逆转的可能性正在逐渐加大。

但从短期来看，油气供应过剩的局面仍将持续。目前全球各地的海上油轮储油量都呈现不断增长之势，汽油供应过剩的局面也未见丝毫缓解。而随着油价的缓慢回升，欧佩克国家限产动力更弱，伊朗的回归和产能恢复也将加大供应端压力;与此同时，美国致密油在国际油价达到其盈亏成本线后，也将迅速恢复生产，这或将引发下一轮的恶性竞争，从而遏制国际油价的进一步回暖。IEA的预测似乎也能佐证这一趋势，其认为，虽然由于一系列计划外的停产，包括加拿大大火和尼日利亚武装冲突，导致石油供需或将在2016年下半年实现平衡，但在2017年上半年仍会再次恢复供大于求。

就公司而言，受油价的涨跌影响而调整其勘探开发投入虽属无奈之举，但从未雨绸缪的角度看，在市场向好时不盲目扩张，在市场低谷时不一味收缩，而是为将来的储产量战略实施布局，往往更能取得事半功倍的效果。