信达证券最新发布的2024年油气行业深度报告指出，全球油气开发正经历由陆向海的结构性转变。海洋油气资源凭借丰富的储量基础、持续下探的开发成本以及政策端的强力支持，正成为全球原油供给增长的核心驱动力。本报告基于全球油气开发周期复盘，系统分析了海洋油气资源开发的商业逻辑与未来前景。
海洋油气资源储量丰富度远超陆上，勘探开发仍处早期
海洋油气资源在储量规模和开发潜力上均显著优于陆上。信达证券报告数据显示，近10年海域新发现油气储量占全球总量的60%，其中深水-超深水领域占比高达61.99%，截至2022年全球海域新增油气储量占比已攀升至80%，表明海洋已成为全球油气储量增长的核心接替区。
从剩余开采潜力来看，海洋油气的长期开发空间更为突出。2022年全球海域常规油气储采比为67年，显著高于陆上常规油气的48年和非常规油气的54年。这一数据意味着在同等产量水平下，海洋油气的可开采年限比陆上常规油气多出近20年。
从勘探成熟度看，海洋尤其深水领域尚处于勘探早期阶段。据国际能源署（IEA）2017年统计，全球浅水、深水、超深水的石油探明率分别为28.05%、13.84%和7.69%，超深水探明率不足浅水的三分之一，具备巨大的资源接替空间。
技术降本成效显著，深水开发成本已低于页岩油
海洋油气开发的经济性在过去十年间实现了质的飞跃。Rystad数据显示，深水及浅水油田开发的盈亏平衡线分别从2015年的62、59美元/桶下降至2023年的43、37美元/桶，降幅分别达30.6%和37.3%。
表1：全球不同区域/类型开发成本对比（2023年）| 开发区域/类型 | 平均开发成本（美元/桶） |
|---|
| 中东陆上 | 约30 |
| 浅水 | 37 |
| 深水 | 43 |
| 美国页岩油 | 约64 |
| 油砂/超重油 | 60-80 |
成本曲线的根本性下移使海洋油气的商业竞争力发生了质变。截至2023年，浅水和深水油气资源的平均开发成本已仅次于中东陆上油田，甚至略低于美国页岩油的64美元/桶盈亏平衡线。这意味着在高油价周期中，海洋油气项目的投资回报率已具备显著吸引力。
技术装备的进步是成本下降的核心驱动力。国际钻井设备作业水深能力已超过4000米，我国深水铺管能力超过1500米，半潜式生产储油平台作业水深约1500米。同时，“优快钻井”等技术使渤海油田平均钻井周期少于10天，深水测试模块化工艺将海上安装时间从30天缩短为10天，效率提升直接转化为成本优势。
政策与资本形成合力，海上投资增速持续领跑
全球主要深水产油国在政策端纷纷释放积极信号，为海洋油气开发创造有利环境。巴西2016年将深海盐下石油勘探权对外开放，2017年大幅下调本地化率要求并优化石油产地使用费规则；尼日利亚2021年《石油工业法案》将深海和边境盆地特许权使用费下调至7.5%；圭亚那在财税条款上给予国际财团较强的盈利空间。
政策的激励效应已传导至资本开支端。信达证券引用IHS Markit数据显示，2020年后陆上非常规投资增速逐渐走低，主要受美国页岩资源消耗影响，而海上投资增速则在2020年转正后持续保持20%左右的同比增长。无论是绝对增量还是相对增速，未来2-3年全球上游资本开支增量仍主要集中在海上。
分区域看，非洲、亚太和拉美地区将成为海上投资的重点方向。拉美地区巴西、圭亚那和苏里南对应实现显著新增产量，亚太地区以东南亚和中国为主，非洲则主要集中在深水区域。三重因素叠加下，海洋油气开发正步入景气上行的长周期。
