挪威海上石油管理局警告：2030 年后挪威油气产量或断崖式下跌

问题不在于挪威的油气资源即将枯竭，而在于剩余资源基础中，有太多要么尚未被发现，要么成熟度不足，无法替代当前最大油田不断下滑的产量。

——2030 年后产量或急剧下降

挪威海上石油管理局（Norwegian Offshore Directorate）预计，在 2030年之前，产量将维持在接近当前水平，随后开始下降。

到 2035 年，油气总产量预计将降至约 1.6 亿标准立方米油当量，相当于每年约 10 亿桶油当量，即每日 276 万桶油当量。

该管理局还构建了截至 2050 年的三种情景。这些并非预测，而是说明不同水平的勘探、投资和技术发展将如何塑造挪威大陆架（Norwegian Continental Shelf）的未来。

在 "高情景" 中，强劲的勘探、更多的发现和快速的技术发展，将使 2050 年产量维持在当前水平的约 65%。

在 "低情景" 中，投资疲软和勘探有限导致行业活动迅速收缩，产量仅为当前水平的约 5%。

在相同油气价格下，该管理局估计高情景与低情景之间的净现值差距约为 3440 亿美元。若高情景采用较高价格、低情景采用较低价格，差距将扩大至约 8900 亿美元。

——挪威仍剩约 440 亿桶油当量

挪威并不缺乏地质潜力。

挪威海上石油管理局估计，挪威大陆架仍剩余约 70 亿标准立方米油当量，相当于约 440 亿桶油当量。

其中约一半为已在油田和发现中确认的储量和资源，另一半尚未被发现，因此不确定性要大得多。
北海（North Sea）拥有成熟的资源基础、完备的基础设施，以及将小型发现接入现有平台的机会。

巴伦支海拥有最大的剩余潜力，但大部分区域仍未勘探。大片区域尚未向油气活动开放，而有限的天然气出口能力也限制了发现的商业价值。

哈默菲斯特液化天然气（Hammerfest LNG）目前是巴伦支海唯一的天然气出口设施，已被斯诺赫维特气田（Snøhvit field）满负荷使用。新增出口能力可将现有油田和未来发现的投产时间提前多达 20 至 30 年。

——勘探已带来巨大回报

2000 年至 2025 年间，挪威大陆架共钻探约 730 口勘探井，其中 370 口获得发现。

挪威海上石油管理局估计，这些勘探创造了近 4300 亿美元的净现值。每投入 1 美元，行业约产生 4 美元的价值。勘探在大陆架所有区域均实现盈利。

问题在于企业的钻探位置。活动日益集中在已开发油田和基础设施附近。这些井经常带来盈利性发现，但发现规模普遍较小，资源增长有限。

较大的发现更可能出现在勘探不足的区域，但这些远景区地质风险更大、所需资本更多，且可能依赖尚不存在的基础设施。

因此，挪威面临艰难的平衡。近场勘探回报更快、更可预测，而前沿勘探则提供了在 2030 年代之后维持产量所需的更大资源潜力。

——现有油田仍具显著潜力

2025 年，企业提交了约 145 个潜在的提高采收率项目，估计涉及 2.8 亿标准立方米油当量，约合 17.6 亿桶油当量。

措施包括新增生产井、低压生产、油田末期生产、注入和先进采收方法。

新增生产井尤为重要。2025 年挪威超过 60% 的石油产量来自 2020 年后钻探的井，这说明即使在已生产数十年的油田，也需要持续钻探。

挪威还有 90 多个未开发发现，包含超过 5 亿标准立方米的或有资源 —— 相当于超过 31 亿桶油当量。

其中大多数规模较小，依赖接入现有基础设施。这造成了一个不断收窄的机会窗口：如果宿主平台、管道或处理设施先行关闭，附近的发现可能会失去唯一具有商业可行性的投产途径。

因此，一次关闭可能在整个产油区引发多米诺骨牌效应。

——公司减少，地质构想减少

自 2013 年以来，在挪威大陆架运营的企业数量已减少一半以上。

大型国际企业已退出，而 Equinor（挪威国家石油公司）、Aker BP 和 Vår Energi 日益主导新开发项目。

这种集中可以改善协调和执行，特别是当小型发现需要接入现有基础设施时。但管理局警告称，企业数量减少也可能降低地质多样性，以及对有吸引力勘探区块的竞争。

大型发现往往依赖于企业对相同地质数据做出不同解读，并愿意承担他人回避的风险。

从长远来看，挪威产量下降不可避免。问题不在于产量是否下降，而在于下降速度有多快。

可控下降与近乎崩溃之间的区别，将取决于当下做出的决策：企业在哪里勘探、发现资源的开发速度、老化基础设施能否继续使用，以及新技术能否释放目前不具经济性的资源。

挪威仍拥有足够的资源，可在未来数十年保持重要油气生产国地位。它不再拥有的，是将这些资源转化为产量的无限时间。