东南亚深水天然气迎来第二波开发浪潮

伍德麦肯锡指出，东南亚正面临深水天然气开发的第二波热潮，重点瞄准印尼、马来西亚及文莱三地共计约28万亿立方英尺的天然气储量。不过，要顺利推进这些项目绝非易事。

数据显示，相关项目的盈利能力十分脆弱，众多项目的内部收益率（IRR）甚至低于15%。据伍德麦肯锡预测，运营商们正全力争取在2030年前落实价值逾200亿美元的新基建及供应能力，但由于容错率极低，任何执行层面的失误都会大幅压缩利润空间。

伍德麦肯锡上游高级分析师穆尼什·库马尔博士指出：“东南亚的浅层和陆地气田正加速枯竭，迫使我们将目光投向过去被视为高风险高成本的深海领域。亚洲在2008至2017年的第一波深水开发已在印度、中国及马来西亚等国验证了商业价值，但随后的商业、监管及地质挑战导致项目推进时断时续。如今，我们正步入一个全新阶段——亚洲‘深水2.0’时代。”

据伍德麦肯锡透露，印尼非伴生海上气产量自2018年达峰后已缩减超12%；文莱则需在2030年后新增每日5亿立方英尺的天然气，以支撑其液化天然气（LNG）产能。预计至2027年，马来西亚将有20%的天然气产出依赖于深水领域。

伍德麦肯锡强调，这波浪潮包含六大开发项目，旨在锁定约28万亿立方英尺（约50亿桶油当量）的天然气资源。核心项目涵盖印尼库泰盆地的North Ganal、Rapak和Ganal，北苏门答腊的South Andaman（含Tangkulo和Layaran），文莱的Kelidang，以及马来西亚的Rosmari-Majoram。按2026年价格估算，总投资将超200亿美元。库马尔指出：“这些项目将为国内市场及LNG出口站提供关键气源，以弥补日益衰退的传统产量。”

参与方阵容丰富，既有埃尼、壳牌等巨头，也有马来西亚国家石油公司（PETRONAS）及首次进军深水领域的中型公司穆巴达拉。埃尼在库泰盆地运营着包括North Ganal在内的三个独立深水枢纽。埃尼及哈博能源在库泰盆地及北苏门答腊的股权交易，也为寻求深海资产扩张的企业提供了机遇。

伍德麦肯锡分析认为，在基准情形下，多数项目的内部收益率徘徊在15%左右，远低于全球其他深海项目的水平。敏感性测试显示利润空间微薄：资本支出若增20%或气价/产量降20%，净现值将缩水约150%；若延期三年，价值将瞬间蒸发50%。

库马尔强调：“若无循序渐进的财政风险分担机制，执行失误将毫无回旋余地，任何延误或超支都会直接动摇项目生存根基。加之全球供应链受阻、中东局势持续动荡推高成本并延长设备交付期，执行压力倍增。”

为打破东南亚项目执行缓慢的魔咒，运营商们正采取提速策略。埃尼计划将Geng North油田从发现到投产的时间压缩至五年内；穆巴达拉则在北苏门答腊采取分步走方案，先以Tangkulo项目供应本地市场，同步推进更大规模的Layaran项目开发。

伴随俄乌及中东局势的持续紧张，区域实现能源自给自足的需求愈发迫切。深水天然气已不再仅仅是高风险的勘探前沿，而是升格为东南亚能源安全体系的核心支柱。

业界正密切关注这批项目的交付表现；深水2.0项目脆弱的经济性意味着容错空间几乎为零。未来五年，将直接决定该地区能否以高效、低成本及商业成功的模式推进这些项目。

责任编辑：张俊 SF065

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