（原标题：Woodmac：上游如何满足延迟能源转型的需求）扬州股票配资

2025年1月

除非政策和投资发生根本性转变，否则世界正在走向缓慢的转型。与许多低碳替代品相比，化石燃料仍然更便宜、更容易获得。通货膨胀和预算压力削弱了政府和企业将年度支出翻倍至估计的 3.5 万亿美元的决心，以建立低碳能源系统和实现《巴黎协定》的目标。

在我们的基本假设中，世界正处于 2.5 oC 的轨道上，液体需求将在下个十年初缓慢达到峰值，约为每天 1.06 亿桶 （b/d），十年后天然气需求将超过每天 4400 亿立方英尺 （bcfd）。上游行业及其支持部门只需适度增加投资和服务公司的能力即可提供所需的供应。

然而，延迟能源转型的影响将非常重大。我们的延迟转型情景假设全球脱碳工作将延迟五年。这将导致 3 oC 的路径需要增加 5% 的石油和天然气供应。到 2050 年，液体需求平均将比我们的基本情景高出 600 万桶/日（6%），天然气需求将平均比我们的基本情景高 15 bcfd （3%）。

在延迟情景或基本情景下满足短期内不断增长的需求几乎没有挑战。由于非石油输出国组织 （OPEC） 的供应持续增长，OPEC+ 的 600 万桶/日产量可供使用，这代表了目前市场上持有的几年全球需求增长。

相比之下，更强劲、更持久的需求增长和现有油田产量的自然下降相结合，将带来更严峻的行业挑战。液体供应增量大致相当于一个新的美国二叠纪盆地的体积;额外的天然气供应与目前来自 Haynesville Shale 或澳大利亚的产量相当。

世界各地有丰富的资源可供开发，但投资必须大幅增加。增加支出将给供应链带来巨大压力，其中部分供应链已经接近产能。更高的开发成本最终会导致石油和天然气价格上涨，从而对全球经济产生一些影响。

我们在本期《视野》中回答了五个关键问题。额外的石油和天然气供应从何而来？供应链能应付吗？还需要多少上游投资？成本通胀将如何影响石油和天然气的价格？该行业能否修改其严格的方法？

石油 – 召集大牌

中东和美国 Lower 48 最有能力增加供应。这两个国家的投资者通常都很支持，可以获得资本，并且可以自由行动，因为与其他地方相比，社会、环境或准入问题较少。

对于中东的主要生产国来说，设定产能和供应水平是一种战略选择，而不是资源限制。在我们的基本假设中，我们已经假设该地区的市场份额会增加，并相信它也能够在更高的长期情景中增加，以满足超过 40% 的液体总需求增长。

北美生产商不会用过去上升周期中以原始增长为导向的侵略性来回应，尽管即将上任的美国政府呼吁“钻、宝贝、钻”。然而，该行业对价格敏感，供应会做出反应。总的来说，北美将提供近 30% 的增量。

与之前的上升周期一样，来自世界其他地区的供应将相对于我们的基本情况缓慢增加。最后 30% 的额外供应的主要贡献者包括拉丁美洲和非洲的深水部门，而俄罗斯和里海、亚太和欧洲的产量也将超过我们目前的预测。

Gas - 一个更微妙的故事

在延迟转型情景下满足全球天然气需求增长 3% 的要求比石油的要求更具挑战性。近一半的额外天然气供应将来自液体驱动活动增加的副产品，包括来自美国 Lower 48 二叠纪盆地等地区的伴生气。美国和全球的干气公司将提供其余的。

液化天然气 （LNG） 行业将面临更严峻的挑战。美国液化天然气出口商将成为能够供应每年 4000 万吨 （6%） 额外需求的主要参与者之一，从而对国内亨利港天然气价格施加上行压力。卡塔尔也将寻求抓住机会，利用其低成本的资源基础。然而，更高的需求可能会刺激其他来源的供应，买家已经热衷于在这两个庞然大物之外实现供应多样化。

资料来源：Wood Mackenzie Oil Supply Model。图表显示了对石油和天然气供应的综合影响。

在过去十年中，全球上游供应链的规模得到了调整，以适应当前的上游支出，平均每年5000亿美元（不包括勘探和管理费用的项目开发成本，2024 年）。适度的运力扩张和持续的机队更新应该足以满足我们对 2050 年的基本需求展望。

然而，某些细分市场已经在接缝处吱吱作响。增加活动对生产商的成本来说是个坏消息。十年来，服务业的资本投资一直在减少，大多数行业的产能才刚刚开始回升。

与运营商一样，服务公司一直受到纪律约束，更多地关注效率、发挥定价权和获取利润，而不是增加产能。与几十年来相比，它们现在更精简、性能更好，这使得活动、运力和定价之间的关系越来越非线性。

延迟过渡将导致几乎所有地区和细分市场都感受到机组人员和设备短缺的影响。我们看到了四个主要的通胀热点。

北美在岸：该地区的供应链可能比大多数地区更快地启动，但更高需求信号必须明确且持续，同时利益相关者必须得到支持，然后才能将资金用于船队扩张。急于增加容量是不可能的。相反，价格和运力将逐步上涨以匹配活动，并被效率提高所抵消。

Deepwater：在我们的基本案例中，活动达到了一个平台期，该行业只能通过持续的运营改进来满足。通货膨胀已经比该行业的其他公司更热。

增加更多的钻井平台、船舶、安装和海底套件需求将使模式破裂。钻机所有者通过整合和船队缩减规模，赢得了他们不愿意稀释的定价权。经验丰富的船员和造船厂的可用性是其他限制因素。延误、成本超支和通货膨胀会迅速显现并造成沉重打击。然而，该行业的回报将保持强劲。新建和翻新需要时间，但运力会逐渐增加。

中东：该地区已经是石油、天然气和液化天然气投资的热点地区。过去两年已授予 600 亿美元的项目合同，预计 2025 年将增加 400 亿美元。时间表和预算已经面临压力。如果该地区的主要生产国通过增加供应能力来应对延迟能源转型情景的更高需求信号，那么进一步的成本通胀和超支将很快随之而来。

液化天然气：特朗普政府预期取消暂停后，将出现新一波事态发展。随着供应多样化，全球液化天然气需求增加将增加美国和其他地方现有的工程、采购和建设成本上行压力。

世界其他地区：一些国家和行业相对不受通胀影响，包括那些拥有政府控制或一体化供应链的国家，如中国和俄罗斯，以及服务能力过剩的陆上和浅水行业。

资料来源：Wood Mackenzie Upstream Supply Chain Service，公司报告。显示的前四家供应链公司（SLB、Halliburton、Baker Hughes 和 Weatherford）;*前三个季度的数据为年化数据。

简单地将增加 5% 的需求外推为 5% 的支出是不准确的，而且过于简单化。我们通过将逐个油田的年度供应模型与我们的全球供应链分析相结合，计算了该行业的成本弹性。

结果是非线性的，但用整数来说很容易解释：需求增加 5% = 活动增加 10% = 全球单位开发成本增加 20% = 总投资增加 30%。

这意味着到 2050 年，年度发展支出为 6590 亿美元，总计为 17 万亿美元。而我们的基本预测为 5070 亿美元，总投资额为 13 万亿美元（均以 2024 年计算）。

这包括对持续运营效率改进的假设，该行业很可能超过这一水平，从而减轻一些通胀影响。

来源：Wood Mackenzie Lens Upstream

待批准的绿地项目几乎完全暴露在成本上升和供应链瓶颈的风险中。对于我们Lens数据集中 95 个最大的传统未开发项目，以15%贴现率，20% 的成本通胀使盈亏平衡点提高超过 15 美元/桶（增长 28%）。

在现有的企业规划价格下，平均约为 65 美元/桶，项目回报率将从 22% 下降到 16%，而不断上涨的单位成本并不是全部。建设能力会稀释工作人员和设备资源的质量，导致延误、成本超支和进一步恶化的回报。

在此分析中，我们根据长期基本面、供应成本和边际桶设定价格的假设来计算油价。该行业低成本生产商的行为仍然至关重要。我们假设欧佩克将在未来几年内取消目前的减产，并在中期继续扩大产能和增加产量。

即使在我们的基本情景中，欧佩克供应本身也无法满足全球需求增长。还需要对其他地方进行投资。该行业首先正在开发其最有利、低成本/低碳的桶，取而代之的是超过峰值需求量的低质量资源。还需要现有油田的储量增长、新项目的开发和更多的勘探，所需的激励措施是更高的价格。这种动态因延迟过渡而加剧和加速。

我们的全球石油供应模型预测，在延迟过渡情景下，布伦特原油价格将在 2030 年代升至 100 美元/桶以上。到 2050 年，价格将降至 90 美元/桶，平均比我们同期的基本预测（均以 2024 年计算）高出约 20 美元/桶。

当然，结果在很大程度上取决于欧佩克的行为。该集团可能会通过更激进的平仓来追逐市场份额，或者表现出比我们假设的更多的投资克制。两者都会对价格产生重大影响。

延迟转型带来的大部分增量天然气需求将来自北美，电力需求和 LNG 扩张都比我们的基本情况要热。虽然与石油供应增加相关的天然气成本相对较低，但随着时间的推移，美国天然气价格将升至我们 2030 年 4 美元/百万英热单位的基本预测之上，从而刺激更多非伴生气。

液化天然气需求增加将缓解未来五到七年备受期待的新供应浪潮到来时价格暴跌的风险。与此同时，石油和 Henry Hub 价格上涨将意味着石油指数和现货 LNG 价格上涨，因为美国 LNG 仍将是边际供应国。

Majors 和其他公司使用多个指标来衡量投资适宜性，其中最主要的是新项目的经济性和排放。为了满足延迟过渡的支出要求，该行业目前严格的资本纪律法令必须改变，或者至少必须改变定义纪律的内容，例如：

1. 回报：今天的企业目标平均约为 15% 的石油。要在 20% 的成本通胀率下实现这一目标，需要规划价格假设从 65 美元/桶实际上涨到 80 美元/桶左右。

2. 盈亏平衡点：公司设定的阈值，目前通常为 40 至 50 美元/桶，以净现值 （NPV10） 盈亏平衡为基础，需要提高以应对成本通胀。

3. 排放：技术将逐步改善许多项目，但对其他项目来说，缓解是一项昂贵的任务。今天的企业目标（通常设定在 20 kgCO2e/boe 或以下）将面临风险。

如果市场前景改善，企业规划价格将上涨，对需求寿命的信心增强。在那种环境下，更高的开发单位成本和盈亏平衡可能是可以容忍的。

解决排放问题会更难。运营商最终必须在减排成本与排放强度之间进行权衡。那些拥有最严格排放目标的项目可能会发现他们的项目比没有的项目更具竞争力，或者他们不得不积极寻求抵消，以在不影响项目成本指标的情况下释放更多的碳密集型供应。

投资指标的发展速度将取决于利益相关者如何看待石油和天然气投资基本面。为了获得所需的投资，整个上游价值链，从运营商到政府，从投资者到银行和其他贷款人，都必须购买更强劲的市场基本面和更坚挺的价格。

很少有人会主张回到 2010 年代的债务驱动型不惜一切代价增长的心态，相信需求会持续增长，而且所有人都热衷于避免陷入该行业典型的繁荣-萧条周期。毕竟，仅仅五年前，许多人就认为转型正在加速，上游行业正走向终末期衰落。

支持投资的激励措施将很强。仅现有商业资产（以 NPV10 为基础），100 美元/桶的政府税收和直接国家石油公司 （NOC） 股权就增加了 6 万亿美元，企业估值增加了 1 万亿美元。

与项目回报一样，投资者跟踪的许多关键企业基准都取决于价格。尽管成本更高，但经营现金流利润率和再投资率（资本部署/经营现金流）看起来会比现在更有利。运营商可以投资以实现增长，同时仍向投资者分配越来越多的自由现金流。

但是，虽然价格上涨是投资意愿的关键决定因素，但信心需要时间来建立。稳步递增的需求增长是我们基于均衡的需求模型的结果，将是持续吸引资本进入该行业的最快方式。波动性（在延迟过渡情景中更有可能发生）会产生摩擦。

• 扬州股票配资
• Woodmac
• 上有
• 如何
• 满足