海工市场这轮景气还能持续多久？（一）
第一篇｜油价长期低于100美元，深水项目为什么还在增加？
长期以来，油价都是判断海工市场冷暖最直观的指标。油价上涨，油公司的现金流改善，上游资本开支增加，钻井活动、平台需求，以及船厂和工程公司的订单通常都会跟着上来。
上一轮海工市场的高峰，恰逢一段持续高油价。2011—2013年，Brent原油年均价格连续三年超过100美元/桶，三年平均约为110.5美元/桶。这一轮却不一样。过去几年，巴西、圭亚那、苏里南和西非的深水项目不断推进，FPSO、海底生产系统和相关工程订单持续增加；而2023—2025年，Brent年均价格的三年平均值只有约77.4美元/桶。进入2026年后，霍尔木兹海峡航运受阻一度把油价大幅推高，但这是地缘冲突造成的供应冲击。在此之前，本轮深水EPC景气已经持续了数年。
这就带来一个问题：油价并没有长期回到上一轮高点，深水项目为什么还在一批批往前走？
一、上一轮最热的是钻井平台
上一轮海工周期里，高油价使更多油气资源具备开发价值。油公司加大勘探投入，钻井承包商扩充船队，船厂也接到了大量钻井平台订单。截至2014年6月初，IHS Petrodata统计的全球在建或改造海上钻井装置约有160座（艘），一年前为131座（艘）。那几年，大量新订单流向中国船厂，中国船厂的在建钻井装备数量同比增加了60%以上。
2014年下半年，市场突然转向。全球石油供应开始超过需求，美国原油产量快速增长，OPEC也没有像市场预期的那样大幅减产。Brent月均价格从当年6月的约112美元/桶，跌到12月的约62美元/桶。许多项目并非没有资源，而是在新的油价下已经算不过账。油公司削减资本开支，勘探开发项目被推迟，钻井需求随之下降；此前几年集中订造的平台却仍在交付，供给过剩很快暴露出来。
随后几年，大量钻井装备闲置或冷停，部分订单延期甚至取消，海工行业进入漫长的调整期。上一轮繁荣来得快，退得也快，根本原因是整个产业链都按高油价将长期延续来扩张。
二、2014年以后，油公司换了投资思路
2014年的调整迫使油公司重新考虑钱该投到哪里。油价高时，一些成本偏高的项目也有机会推进；油价下跌以后，资本明显转向成本更低、回报更有把握的资源。
IEA数据显示，全球上游油气成本在2014—2016年下降了约30%。其2018年发布的《海上能源展望》提到，挪威海上和美国墨西哥湾的一些项目原先需要60—80美元/桶才能达到盈亏平衡，经过简化设计、标准化和降本后，项目方称在25—40美元/桶也能站得住。
这套思路已经写进油公司的投资计划。Petrobras在2026—2030年商业计划中，准备向勘探开发投入692亿美元，其中62%用于巴西盐下资源；计划实施的项目组合，平均预期Brent盈亏平衡价约为25美元/桶。ExxonMobil在圭亚那依托Stabroek区块连续开发多个FPSO项目。公司披露，前四个项目都提前投产，成本也低于预算。
海工订单的结构也随之改变。上一轮新增投资首先传到勘探端，钻井平台最先升温；这几年，油公司的钱更多投向已经发现、成本较低、能够成片开发的深水资源，FPSO和海底生产系统因此接到了更多订单。上一轮的重点是扩大勘探，这一轮则是尽快把筛选出来的优质发现变成产量。
三、需求增速放缓，不等于新项目马上停下来
成本下降解释了为什么六七十美元的油价仍能支持一批深水项目，但还有一个问题：新能源发展这么快，市场也一直在讨论石油需求见顶，油公司为什么还愿意投资一个可能生产二三十年的海上油田？
原因之一是油田会自然衰减。IEA对全球约1.5万个油气田的生产记录进行分析后发现，常规油田过峰值后的平均年衰减率为5.6%，深水油田更快，平均达到10.3%。自2019年以来，全球每年接近90%的上游油气投资都用于弥补现有油气田的产量下降，而不是满足新增需求。
这些投资当然不会全都变成新的FPSO，其中还包括补井、修井、注水、增产措施和老设施改造。但即使石油需求停止增长，现有油井也无法一直提供同样多的产量。老油田减掉的产量只要大于需求减少的部分，市场就仍需要新项目补上缺口。
如果需求下降得足够快，新项目自然会明显减少。油公司现在押注的是，未来几年需求降幅还不足以抵消现有油田的衰减，而成本较低的资源即使在需求转弱时也更有竞争力。
四、为什么更多项目落在海上
新增产量可以来自陆上，也可以来自海上，但近几年获批的常规油气项目越来越集中在海上。IEA的统计显示，最近批准的常规油气项目中，70%以上位于海上。
2014年以后的调整淘汰了一批成本过高的深水项目，却没有让深水开发停下来。巴西盐下、圭亚那和西非部分深水资源经过多年开发和降本，已经和十多年前很不一样。这类项目前期投入仍然很大，但资源规模大、单井产量高；进入连续开发后，部分设计、工程方案和供应链还可以沿用。
油公司做选择时，看的是项目的成本、规模、回报和执行把握，而不是简单地把海上和陆上分开。一块位于深水、资源量大又能连续开发的油田，完全可能比一些陆上资源更值得投资。巴西盐下、圭亚那等地进入连续开发以后，FPSO、海底生产系统、上部模块和相关EPC工程的工作量也跟着增加。
因此，这一轮海工景气能走多远，答案要从几件事里找：低成本深水项目能否继续获得最终投资决定，巴西和圭亚那等地区能否维持开发节奏，以及油公司是否愿意继续为长周期海上项目配置资本。油价仍然重要，它直接影响现金流、融资和投资决定。但只要一批深水项目在中等油价下仍然赚钱，油价没有长期站上100美元，并不意味着海工行情很快就要结束。
还有一条线也不能忽略：陆上LNG、FLNG和海上天然气工程正在升温。新能源发展越快，为什么天然气项目反而越多？下一篇再谈。