在过去18个月中，油气业大大加快了新项目投资审批的步伐。自2017年初以来，已经有超过1100亿美元的新设施获批，而2016年这一数字仅为500亿美元。

5月份获批的项目有3个：道达尔(Total)在安哥拉的Zinia深水开发项目、切尼尔(Cheniere)在德克萨斯州CorpusChristi第3条LNG液化生产线，以及位于澳大利亚昆士兰州的Santos主导的Arcadia煤层气项目，为GladstoneLNG出口设施提供气源。上周，挪威议会批准了挪威国油(Equinor)在巴伦支海的JohanCastberg油田开发项目，表明该势头将持续下去，该项目在其生产寿命中可能将为挪威经济增加超400亿美元的收入。

RystadEnergy高级研究分析师ReadulIslam解释说：“大西洋两岸的深水项目(从挪威到美国、从安哥拉到巴西)正在引领新的审批潮。油价的上涨、天然气需求前景向好以及海上开发成本的降低正在推动行业出现反弹。”

在过去18个月中已经获批的17个深水项目中，有16个曾经在等待审批时因行业的下行周期造成低油价和高成本侵蚀了项目利润而被束之高阁。这些项目现在可以将成本降至30美元/桶，从而符合运营商的投资标准。

截止目前这16个推迟的深水项目已通过最终投资决定，其总开发储量共计约60亿桶油当量，共需投资432亿美元才能实现投产。更精益和标准化的设计组合以及大幅下降的服务价格使这些海上开发项目的盈亏平衡价格降至一半，其原因通常还包括规模大幅缩减。

例如，BP的MadDog2单柱式平台开发项目最初成本达到200亿美元，该项目位于美国墨西哥湾，当时包括29口井，被其合作伙伴叫停。去年，该项目的最终投资决策终于获批，其开发计划缩减为仅14口井，使用半潜式生产平台，成本更是下降至90亿美元。

大量闲置的钻井平台导致钻井平台市场的成本压缩，而深水运营商受益最多。一些深水项目运营商已经获得了较2014年均价大幅下降的日费率。举一个例子，2014年12月到2017年12月，LLOG承租了Seadrill于2014年建造的超深水钻井船“WestNeptune”号，日费率为57.3万美元，在这艘第六代钻井平台的租约结束后，LLOG以仅15.5万美元的日费率续约，用于在美国墨西哥湾的Buckskin项目钻探生产井，日费率成本降低了73%。

虽然过去18个月中，许多推迟的深水项目和陆上项目最终重获生机，但推迟的油砂和LNG项目却面临不同的情况。在2017年，油砂和LNG类型各只有一个项目获批：位于加拿大阿尔伯塔省的ChristinaLakePhaseG和位于莫桑比克的CoralFLNG，切尼儿上个月也批准了其CorpusChristiLNG厂的第3条生产线。

油砂项目往往是巨无霸项目，需要投入大量的时间和资金。油砂服务业并不像深水项目供应链那样专业化。例如，深水钻井平台所执行的任务高度专业化，而在油价崩盘时，钻井平台船东只能坐等市场出现转机，除此之外无能为力。相比之下，当2015年市场进入低迷期后，油砂供应链则转向了其它行业，这反过来意味着油砂项目的成本压缩水平低于勘探与生产业的整体水平。

几乎所有阿尔伯塔省的油砂出口都流向美国。由于近年来美国页岩油产量大幅增加，且价格更低，所以对阿尔伯塔省的需求已经下降。RystadEnergy预计，在2014-2016年期间有意推迟的9个油砂项目中，将不会有任何一个在这十年内取得进展。ReadulIslam评论道：“由于各种市场准入问题，油砂价格前景仍停滞不前。”

上述一些问题也适用于LNG业。然而，LNG价格(通常有几个月与油价价格挂钩)预计会有所改善。“随着全球对碳排放的日益关注，LNG项目的受欢迎程度与油砂项目截然不同，而RystadEnergy预计，在这个十年末，最初被推迟的9个LNG项目中将有一半以上获得批准。”