石油和天然气是当今世界上最重要的能源，即使对替代能源的发展速度有最乐观预期，也不能否认这一局面将在未来维持很长一个时期。
石油和天然气是当今世界上最重要的能源，即使对替代能源的发展速度有最乐观预期，也不能否认这一局面将在未来维持很长一个时期。国际油价近年来持续攀升但是，在2008年7月11日创下每桶147.27美元的纪录后急剧回落，目前已不足每桶40美元，成为2005年5月以来的新低。这种戏剧性的暴涨暴跌绝非供需关系或当前全球金融危机所能完全解释的。它充分暴露了石油市场对短期供需波动的过激反应，其背后的深层原因之-是对世界石油和天然气的开采前景缺乏应有的把握。因此，“世界上到底还有多少油气可供开采”就成了当前预测世界能源中长期趋势的一个焦点问题。国际能源署（IEA）最近发布的《世界能源展望2008》报告充分回应了人们对了解这-问题的渴望，并以超过一半的篇幅分析和预测了世界石油和天然气开采前景的方方面面。
《世界能源展望2008》认为，在长期需求不断增长的压力下关于石油的供应来源、开采成本以及消费价格，都存在超过以往的极大不确定性。每一轮油价的暴涨暴跌都在提醒人们，石油和天然气都是不可再生的有限资源。然而，石油供应的最紧迫风险实际上还不是全球石油资源的紧缺，而是在需要投资的地方缺乏应有的投资。油气工业的上游投资在名义上-直快速增长，但这些增长有不少是为对付成本上涨和油田加速减产而埋单的，在非欧佩克国家的较高成本产油区更是如此。今天，多数投资都流向了对高成本储量的勘探和开发，其中部分原因是重要的油气资源国都更加依赖国有公司，国际石油公司已很难获得便宜的油气资源。世界多数地区的石油资源都在减少而且所有地区的产量都在加速下降，在这种形势下，以合理的价格满足世界需求的关键就是要扩大勘探开发成本低的国家的石油产量。全球天然气资源潜力相对充裕，需求压力也相对较小，但在市场供应和上游投资方面的类似矛盾也不同程度地存在。
下面从资源潜力、开采现状、需求压力、投资力度以及上游油气行业结构性变化等方面，简要介绍《世界能源展望2008》第二部分对世界石油和天然气开采前景的分析和预测。
一、还有多少石油可以开采？
综合全球各种权威的统计数据可以看出，世界石油资源的总量十分巨大，足以支撑《世界能源展望2008》的基准方案（refrence scenario,也有人译为“参考情景”）所预测的到2030年的产量增长。到2007年底，全世界石油和天然气液（NGL）的剩余探明储量约为1.2万亿-1.3万亿桶（其中包括0.2万亿桶加拿大油砂储量）。自1980年以来，全球石油和天然气液的剩余探明储量几乎增加了-倍，但是其中大部分的增加来自欧佩克国家在上世纪80年代的储量修正，而不是新发现。新发现的石油储量有明显的下降趋势。在上世纪60年代，平均每年发现石油560亿桶，而到5''90年代降为平均每年发现130亿桶。不过，由于勘探活动的加强（与油价较高有关）和技术的进步，这-趋势在最近几年有了小幅逆转，从2000年以来，平均每年发现石油164亿桶。尽管消费在持续增长，1990年以来全球剩余石油探明储量仍剖、幅稳步上升。根据《油气杂志》报道，2007年的剩余石油探明储量较上年增加了142亿桶，即1.2%,增量主要来自委内瑞拉、巴西、沙特、科威特、伊朗和安哥拉。但最近20年来新发现的储量还是少于所开采的储量。
全世界最终可采的石油资源（包括已发现油田的原始探明和概算储量、储量增长以及尚未发现的经济可采储量）共有3.5万亿桶，而尚未评价的新资源和采用新技术还能获得的资源量为0.5亿桶可采石油。到目前为止，已采出的石油只占这-可采资源总量的1/3.在剩余可采石油中，尚未发现的资源大约占1/3,其中绝大部分分布在中东、俄罗斯和里海地区。
未来的储量增长将在很大程度上取决于采收率的提高，而目前全世界的平均采收率大约为35%.应用二次采油和强化采油技术以及通过其他因素所提高的采收率，有可能大幅增加可采储量、延长投产油田的开采寿命以及延缓常规石油产量高峰期的到来。现有油田的采收率只要提高一个百分点，就能增产石油800亿桶以上（相当于当前两年的全球石油消费量），或使全世界的探明石油储量增加6%.
此外，非常规石油资源的数量也很庞大。全世界的油砂和超重油资源的地质储量大约为6万亿桶，其中有1万亿-2万亿桶是最终经济可采储量。这些资源大部分集中在加拿大（主要是阿尔伯达省）和委内瑞拉（奥里诺科地区）。油页岩也有可采储量潜力，但其开采成本和商业化的环境影响具有极大的不确定性。包括超重油、油砂和油页岩在内的长期潜在可采石油资源的基数在6.5万亿桶上下。再加上煤制油（coal-to-liquids）和天然气合成油（gas-to-1iquids）的潜力，这-潜在可采资源基数可以达到约9万亿桶，其中1.1万亿桶已经采出，大部分的开采成本为每桶30美元（2008年美元）。按照经过更新的世界石油供应长期成本曲线的划分，剩余的潜在经济可采资源有以下几种。
常规资源：大约有2.1万亿桶，一半以上分布在中东和北美。常规石油资源的生产成本（不包括税收和矿区使用费，下同）很低，一般为每桶不足10美元到40美元。
强化采油技术的新增资源：可分为二氧化碳强化开采和其他强化开采两类。前者生产成本为每桶20-70美元，而后者为30-80美元。如果能加速发展新的强化开采技术并使成本下降，那么这种资源的潜在总量估计在4000亿-5000亿桶。
深水和超深水海域资源：生产成本可达每桶65美元，资源总量达1600亿桶。
北极石油资源：总量为900亿桶，生产成本在每桶40-100美元。
超重油和油砂资源：总量超过1万亿桶，生产成本在每桶40-80美元。
油页岩资源：估计生产成本为每桶50美元到远高于100美元。由于油页岩开采技术的发展前景很不确定，不能预期2030年前油页岩对世界石油供应的贡献。
煤制油和天然气合成油资源：潜力很大，但其原始能源（煤和天然气）面临与其他可能用途（主要是发电和终端使用）的竞争。按照当前这些原始能源的价格，它们的生产成本在每桶40-120美元。
二、已投产油田的产量下降是否在加快？
全球石油资源也许并不短缺，但不能确定其开发速度能否赶上《世界能源展望2008》的基准方案所预测的需求水平。已投产油田未来的减产速率，是决定全球为满足所预测的需求而必须获得的新产能和投资的关键因素。对逐个油田历史产量数据的详细分析表明，储量规模和油田的海陆分布是影响产量剖面的主要因素。储量规模越大，相对于储量的峰值产量也就越低，而产量高峰期后的下降速率也越慢。陆上油田的减产速率也要低于海上（特别是深海）油田，这与海陆油田的开发方式有关。
根据已达到产量峰值的全球580个最大油田的数据，按开采期产量加权可得知，其平均年减产速率为5.1%.油田越大，年减产速率也就越低，即特大油田为3.4%,大油田为6.5%,而一般重要油田为10.4%.根据由479个油田组成的一个小数据集，观测到峰值产量后的年减产速率为5.8%.
减产速率在不同地区有明显差异。根据观测到的数据，峰值产量后和高峰稳产期后的减产速率都是中东最低，而北海最高。这在很大程度上反映了油田规模的不同，同时又与储量的总体采出程度和油田的海陆分布有关。一般说来，油田的地质年代越新，减产速率也就越大，主要是因为年代很新的油田往往规模较小，而且常常分布在海域。投资和开采政策也对减产速率有影响，在欧佩克国家尤为明显。
由于IEA所分析的油田数据库包括了全球所有的特大油田和绝大多数大油田，平均规模明显大于世界平均油田，因此，就平均减产速率而言，未进入这-数据库的油田至少达到这-数据库中一般重要油田的水平。据此估算，世界所有油田峰值产量后的产量加权平均减产速率应为6.7%.如果扣除当前投资和定期投资的作用，全世界所有峰值产量后油田的年平均自然减产速率或基础减产速率估计为9%.
到2030年，由于所有地区都将出现油田平均规模的下降，而多数地区还将出现产量向海上油田集中的趋势，所以《世界能源展望2008》的基准方案预测全球油田的年平均自然减产速率还将提高一个百分点，即达到10%以上。这意味着有些国家仅仅为了弥丰萨量下降就需要增加上游投资，其中有的还需要大幅增加投资。不过在预测期内，减产速率最低的中东地区将会有更大比例的新油田得到开发，这至少能部分抵消油田规模缩小对全球减产速率的影响。
三、是否还要为保证供应而加速开采？
按照《世界能源展望2008》基准方案的预测，世界石油产量（不包括因加工处理而增加的数量）将由2007年的8230万桶/日增加到2030年的10380万桶/日，增幅为26%.欧佩克国家在全球石油产量中的比例将由2007年的44%增至2030年的51%.在整个预测期，沙特阿拉伯将保持世界最大产油国的地位，其产量将从2007年的1020万桶/日，增加到2030年的1560万桶/日。
由于新油田的产能增加几乎要全部被原有油田的减产所抵消，所以全世界常规原油的产量在2007-2030年期间只有小幅提高，即提高500YY桶/日。已在开发或已准备开发的已知油田的产量将持续增加到2020年，但此后将开始下降，加之留待投产的此类油田已经不多，而且还有很多此类油田即将进入减产期。因此，目前尚未发现的油田产量大约要占2030年原油总产量的1/4.
石油产量的净增加将主要来自天然气液（与相对快速的天然气供应增长有关）、非常规资源的开发以及新技术的应用，以注二氧化碳为主的强化采油技术的贡献也将加大。
在这一预测期中，世界石油产量的地区分布不会有明显改变，但一些重要的资源国产量会发生变化。例如，沙特阿拉伯的石油产量增加仍将最多，其次是加拿大，巴西和哈萨克斯坦的石油产量也将有很大增加，但俄罗斯的产量将有下降。沙特阿拉伯的天然气液和伊拉克的原油将主导欧佩克石油产量的增加。
在基准方案的预测中，非欧佩克国家的原油和天然气液产量将从2007年的4480yY桶/日下降到2015年的4350万桶/日，然后再下降到2030年的4290万桶/日；而其非常规石油产量将会增加，即从2007年的150万桶/日增加到2030年的79万桶/日。
如果不发生重大的石油供应中断，而且所需投资也能到位，那么欧佩克的原油和天然气液产量将从2007年的3590万桶/日增加到2015年的4400万桶/日，然后再增至2030年的5200万桶/日。这些产量增加将主要来自陆上油田，海上油田的产量将在2015年后下降，但安哥拉和尼日利亚的海上油田产量仍会增加。在这一预测期，中东欧佩克国家陆上油田的平均规模将会缩小，在2015年后更为明显。
从以上预测结果可以看出，为对付现有油田的产量下降，需要有大量投资用于勘探和开发，以获得更多产储量。在2007-2030年期间，需要640万桶/日的新增产能投产，相当于沙特阿拉伯当前新增产能的6倍。如果老油田的减产速率高于本《展望》的预测，那么上游投资需求和国际油价还将会被大幅推高。
四、谁来满足不断增长的世界天然气需求？
2007年底，全球天然气探明储量接近180万亿立方米，按照目前储采比可以开采60年。与石油一样，天然气资源高度集中在少数国家和少数气田。俄罗斯、伊朗和卡塔尔三国拥有世界56%的天然气探明储量，而25个排名在前的气田的储量就接近总储量的一半。欧佩克国家的天然气储量也占了世界总储量的一半。
从1980年以来，世界天然气的剩余探明储量增长了-倍以上，其中增加最多的是中东。从2000年以来，虽然天然气年产量在上升，但探明储量仍增加了15%以上。与石油一样，近年来天然气探明储量的增长主要来源于已投产或已进行评价和开发的气田的储量上调。虽然最近数十年新发现气田的规模在缩小（新发现油田亦如此），但新发现的储量仍然超过了开采量。
据美国地质调查所估算，全球常规天然气剩余最终可采资源有436万亿立方米，包括探明储量、储量增长以及尚未发现的资源。截至2007年，累计开采量达到了原始资源总量的13%.
但是，包括煤层甲烷、致密砂岩气和页岩气在内的非常规天然气资源量要大得多，可能超过900万亿立方米，其中有25%分布在美国和加拿大。
全世界的天然气资源足以满足所预测的到2030年的需求，并且还有余量。不同地区的开采前景基本上取决于储量与市场的距离，因为它对供应成本有重要影响。世界上有不少天然气资源远离主要的天然气市场，因此只有很小一部分有经济潜力的资源得到了开发。
《世界能源展望2008》的基准方案预计，世界天然气产量将从2007年的超过3万亿立方米，增加到2030年的4.4万亿立方米。除经合组织欧洲地区外，所有重要的天然气产区都有增产。经合组织欧洲地区的天然气产量已经在下降，而经合组织北美地区的产量也将在本《展望》预测期的后半阶段开始下降。
无论是实际数量还是所占比例，天然气产量增加最多的都是中东地区，即在2007-2030年期间要增加两倍，达到每年1万亿立方米。这个地区的大多数增产量来自伊朗和卡塔尔。拉美和非洲的天然气产量也将有很大增长。但尚不能确定的是，所有这些地区为达到预测的产量水平所需的投资是否能及时到位，中东和俄罗斯尤其如此。
五、石油和天然气的上游投资力度是否够大？
近年来，全世界石油和天然气上游行业的名义投资额有很大增加，主要是因为成本的攀升和油价较高。高油价促进了一些地区的油气勘探和开发。2000-2007年，世界油气上游投资总额增加了两倍以上，即由1200亿美元增加到3900亿美元。这些增加大部分是由单位成本上升造成的。根据本《展望》的“上游油气资本成本指数”估算，2000-2007年全世界上游油气业务的单位成本平均上升了约90%,在2008年上半年上升了5%.这些上升大部分发生在2004-2007年。勘探和开发成本的上升速率大体一致。如果将这些成本上升因素考虑在内，上游实际勘探开发活动在到2007年为止的7年内应增加了70%,即每年增加8%.
根据《世界能源展望2008》对世界50家主要石油公司投资计划的调查，预计全球上游油气的名义投资额在2012年将达到6000亿美元，与2007年相比增加50%以上。但如果扣除成本因素，到2012年的5年内年均增长只有9%,大体与此前7年持平。今后5年这些上游油气投资仍将有一半以上用于稳定已投产油气田的产量。与油气田开发相比，勘探投资仍将在上游油气投资总额中占很小比例。
从2004年以来，用于油气勘探的投资虽然也有大幅增加，但它在上游油气投资总额中的比例却不增反降，2007年回落到略高于15%的水平，远低于2000年20%的比例。考虑到这个时期的油气储量接替率在下降，而且油气储量的价值还在上升，勘探投资比例的这种不增反降趋势充分反映了下列倾向：为了在高油价时期多赢利，强调了对探明储量的开发；在富有油气远景的地区，国际石油公司的勘探机会越来越少；近年钻机设备和人力资源都很短缺。到目前为止，信用紧缩还没有对上游项目的融资产生多少影响。
大部分上游油气投资仍将由国际和私营石油公司提供。在2000-2007年期间，仅5个跨国石油公司（埃克森美孚、壳牌、BP、道达尔和雪佛龙）的投资就占了本《展望》调查的50家公司上游油气投资总额的29%,另有31%由其他国际石油公司和私营勘探生产公司提供，两项合计达60%.剩下的40%才由国家石油公司提供。在今后5年，这些比例不会有多大改变。上游油气投资的增加，有不少将耗费在非欧佩克地区相对贫乏资源的单位开发成本的上升中。
预计现有上游项目所提供的新产能，在2010年前除了满足需求增长和抵消原有油气田减产之外还有剩余。但到2015年，需要增加的新产能为3000万桶/日，而现有项目预计只能增加2300万桶/日。为了填补这一空白，需要投入更多的上游项目。如果新增产能不足，富余的油气卢能就会缩小，那么油价必然会上升。
从长期看，上游油气投资将取决于市场条件以及政策和监管环境。尽管获得资金并不困难，但未来在成本、具有投资吸引力的油价、监管和财税制度以及资源国意愿等方面，都有较大的不确定性。根据本《展望》基准方案的预测，在2007-2030年期间，全世界上游油气业务大约共需要投资8.4万亿美元（2007年美元），也就是年均3500亿美元，这将明显低于当前的投资水平。但需要投资的地区会有重要变化。对于资源丰富地区的投资会大幅增加，其中中东首当其冲，因为那里的投入产出单位成本最低。不过有关国家是否乐于自行投资或充分接受外国投资，却是很不确定的。
六、世界上游油气行业的结构变化将产生什么影响？
世界上游油气行业正在形成一种新的秩序。在国家石油公司控制了大部分油气储量后，它们的产量比例却并没有相应提高，不久这种情况将得到改变。根据本《展望》基准方案的预测，国家石油公司的石油产量占世界石油总产量的比例将从2007年的57%增加到2030年的62%,而且在所增加的总产量中，国家石油公司将占80%.
大部分重要油气储量国的油气工业是由国家石油公司主导的，外国石油公司或者不能进入开发其资源，或者要受到-定限制。由于油价较高，而且政界领导人越来越相信国家石油公司服务于国家利益要好于私营和外国公司，所以国家石油公司的信心和抱负大大增强，其中有些已可以在技术能力和经营实力上与国际石油公司媲美。
曾经主导全球油气工业的国际石油公司，正在因国家石油公司力量的壮大和欧佩克以外国家成熟盆地的储、产量缩减而日益受到挤压。特大跨国石油公司一直在为接替各自的储量和提高产量而竭尽全力。它们回报股东的现金股息比例-直在提高。
全球油气工业在未来几十年的结构演化状况，将对投资、油气产能和价格产生重大影响。国家石油公司主导性的增强，有可能降低本《展望》所预测的投资实际到位的确定性。主要油气资源国家的长期政策，可能倾向于减慢其油气资源的开采速度。虽然有些国家石油公司（例如沙特阿美公司）在很多方面都很强大，但也有-些国家石油公司在新产能投产的融资、技术和管理方面力量还较弱。
国家石油公司与国际石油公司加强合作将有助于保证世界油气的长期充分供应。这种合作所能产生的互利共赢是显而易见的：国家石油公司控制着世界上大多数剩余储量，但在某些情况下缺乏有效的开发油气储量的技术、资金和专门人才；国际石油公司缺少投资机会，但却拥有资金、管理经验和技术可以帮助国家石油公司开发油气。
油气生产国和消费国的政府都可以在促进这种合作上发挥作用。油气生产国的政府可以通过制度、监管和财税方面的改革吸引外国石油公司，并使国家石油公司的经营更加规范和国际化；而油气消费国的政府则可以通过高层对话、双边贸易以及开发机构推进这-合作。
来源：中国投资咨询网
