●陆文明

11月3日，安哥拉国家石油、天然气和生物燃料管理局（ANPG）与壳牌签署协议，敲定超深水区域17个区块的勘探开发合同条款，初始投资额约10亿美元，标志着该公司时隔20年后重返安哥拉石油市场。今年以来，国际石油公司纷纷“加码”安哥拉深水领域的勘探开发，总投资已超70亿美元，彰显了该国深水油气资源的持续吸引力。

这一转变源于安哥拉油气行业的战略调整。2023年12月，安哥拉宣布退出欧佩克，收回产量目标与石油政策的自主权，更好地适配本国经济发展需求。此次“退群”成为安哥拉油气行业发展的重要转折点——经历近20年深海油气勘探开发辉煌后，面临投资吸引力下滑、产量自然递减加快、内部改革滞后等挑战。

为破解困局，安哥拉近期密集出台新政，激活国际资本的参与热情，油气勘探领域利好消息频传，也推动油气行业迎来复苏拐点。

富饶的资源与产量增长瓶颈

安哥拉是撒哈拉以南非洲地区第二大产油国，日产原油约110万桶，石油收入占GDP的1/3、出口收入的90%以上。目前，该国油气资源主要集中在几内亚湾的深水和超深水区块，其中下刚果盆地的深水浊积砂岩油藏以储层厚、物性好、产量高而闻名于世。

21世纪初至2010年，安哥拉凭借丰富的深海石油资源，吸引了道达尔能源、bp、埃克森美孚等国际石油公司的投资，实现了产量快速增长，一度成为全球深海油气勘探开发的典范。然而，盛极而衰的规律也同样显现了。

高速开采模式导致产量自然递减加快。目前，多数在产大型油田已进入开发中后期，自然递减率居高不下，年均降幅为10%~15%。如果没有新的重大发现和资本投入，安哥拉整体产量下滑趋势将难以逆转。

深海油气资源投资吸引力持续下降。在全球能源转型的背景下，由于投资总额大、建产周期长、运营成本高，国际资本对深海油气勘探开发项目持谨慎态度。与此同时，安哥拉繁琐的审批流程、合同条款的不确定性和严苛的本地化政策，进一步削弱了其相对于其他产油国的竞争力。

国家治理效能不足导致改革压力巨大。安哥拉国家石油公司兼具监管者、合作方和竞争者三重角色，却衍生出管理效能低下和腐败问题。虽然近年来安哥拉推行了部分改革，如引入更多国际公司参与区块运营，但整体进程仍显缓慢。安哥拉退出欧佩克的直接原因是不满该组织设定的过低产量配额，这限制了其通过增产获取外汇收入的能力。退出旨在向国际市场传递明确信号：安哥拉将自行决定石油生产策略，以创造更有利的投资环境，重振上游勘探活动。但此举也是一步险棋，脱离欧佩克的“保护”后，安哥拉需独自面对全球市场价格波动风险，并证明其能通过改革提升作为全球油气投资目的地的吸引力。

在非洲油气格局中的定位

在非洲大陆的油气版图上，安哥拉并非高枕无忧，其正面临东西两岸新兴力量的激烈竞争。

尼日利亚与安哥拉并称西非传统油气双雄，一直是安哥拉最直接的竞争对手。虽然尼日利亚受盗油、社区冲突等安全问题困扰，产量极不稳定，但资源潜力和庞大的市场对投资者仍有较大吸引力。更重要的是，尼日利亚政府近年来通过了拖延已久的《石油工业法案》，旨在为上游投资提供更清晰、稳定的法律框架，这无疑给安哥拉带来了更大压力。

安哥拉的优势在于油田主要位于相对安全的深海，且由国际大型石油公司运营管理，生产中断风险较低，但投资环境与政策稳定性的短板使其在与尼日利亚的“制度竞争”中处于下风。

而非洲大陆东部正掀起天然气勘探开发热潮，莫桑比克和坦桑尼亚凭借巨大的天然气发现开辟了一条差异化赛道。虽然资源种类不同，但也吸引了道达尔能源、埃尼公司等在安哥拉投资的国际公司，分流了本可用于该国深海的资本。特别是莫桑比克鲁伍马盆地的液化天然气（LNG）项目，虽也面临安全风险，但长期面向亚洲和欧洲天然气市场的定位，契合全球能源转型过程中对低碳化石燃料的需求，形成了新的增长点。这反衬出安哥拉经济对原油的过度依赖，以及在天然气领域，尤其是LNG领域发展的相对滞后。

安哥拉在非洲油气版图上的定位，正从过去的“深海石油优等生”转变为需要在政策支持度、投资便利性和能源多元化方面奋起直追的“求变者”。

国际石油公司在安哥拉的布局

尽管面临挑战，安哥拉深海油气领域仍是国际石油公司不可或缺的重要战略资产。现阶段，国际石油公司在安哥拉的资源战略呈现出“巩固基本盘、谨慎探索新机会”的特点。

道达尔能源作为安哥拉最大的油气生产商，不仅运营多个深海大型油田项目，而且在积极探索未来的增长点。近期，该公司与安哥拉国油合作，在深水48区块获得新勘探许可。道达尔能源将依托强大的深海技术和现有基础设施开发更多卫星油田，降低开发成本，以延长资产寿命。

埃克森美孚是安哥拉重要的投资者，近年来的动向备受关注。该公司一方面寻求出售在安哥拉部分资产中的非运营股权，另一方面并未完全撤离安哥拉，仍在参与有潜力的勘探活动。这反映出国际石油公司正在安哥拉进行有选择的投资，并将资源集中在最具竞争力的核心区块。

Azule能源公司是bp与埃尼公司整合在安哥拉的油气资产和业务成立的合资公司，现已成为安哥拉最大的独立油气生产商。这一整合不仅创造了规模效应，而且提升了运营能力，提供了通过强强联合应对巨大投资挑战的新路径。

总体而言，国际石油公司并未放弃安哥拉，但投资行为更趋理性。他们青睐可依托现有设施、具有成本效益的短周期项目，而对高风险、高成本的勘探区块则持谨慎态度。

我国能源公司的战略机遇与挑战

近年来，安哥拉核心在产区块多数已进入开发中后期，出现了产量自然递减问题。在安哥拉产量增长遭遇瓶颈的背景下，我国能源公司正面临关键的战略抉择：是继续收购已成熟但处于递减期的资产，还是投入高风险、高潜力的前沿勘探区域；是继续以原油开发为核心，还是积极介入安哥拉尚未充分发展的天然气价值链，这取决于我国能源公司能否超越单纯的“资源获取”逻辑，布局更具前瞻性与差异化的战略。

安哥拉退出欧佩克是其油气行业发展的分水岭，本质上是为重振油气行业进行的“自我革命”，势必促使政府推出更具吸引力的财税和合同条款。在非洲乃至全球激烈的油气资源竞争中，安哥拉唯有以更开放的姿态、更务实的政策，才能点燃国际资本的投资热情，激活广袤深海下的沉睡潜力。我国能源公司应把握这一政策窗口期，主动与安哥拉国油及合作伙伴磋商，争取在边际油田开发、天然气利用等领域获得更优惠的合作条件，将政策机遇转化为项目经济效益。

安哥拉是我国能源公司走向深海、攻关和锤炼深海油田高效开发关键技术的绝佳实践场所之一。通过组织对深海油藏描述、地质建模、一体化优化等技术的联合攻关，并与国际巨头对标，我国能源公司可以逐步打造深水开发技术品牌，为未来在全球布局深海油气项目并担当作业者做好技术储备。

对于我国能源公司而言，安哥拉既是面临老油田递减、技术竞争等严峻挑战的成熟合作区，也是蕴藏产量接替、技术突破和战略提升机遇的潜力资源区。在安哥拉行业变革的浪潮中，我国能源公司唯有变被动为主动，加强内部协同、强化技术攻关、精准把握战略机遇，方能行稳致远，实现更高质量的可持续发展。

（作者单位：中国石化石油勘探开发研究院）

头条链接：安哥拉积极扭转石油勘探开发被动局面

●辛尚吉

近期，随着安哥拉政府推出鼓励石油增产的利好政策，该国上游勘探领域迎来一系列积极变化。

9月，雪佛龙签署了一份石油勘探风险服务合同，承接了下刚果盆地和宽扎盆地33区块的勘探业务。此前，埃克森美孚和道达尔能源曾在该区块进行勘探，但因发现有限相继撤出。

今年早些时候，道达尔能源Clov三期项目投产，新增石油产量3万桶/日。埃克森美孚和Azule能源公司也分别扩大了现有勘探开采权租约覆盖范围。

阔别安哥拉20年的壳牌重返该国，并就33区块勘探初步达成协议。此外，英国独立油气公司Afentra也进入安哥拉上游领域，并收购多个区块的股权。

安哥拉上游领域趋于活跃的直接原因是去年11月该国监管部门发布的促进增产新政策，将上游开采的收费费率从20%下调至15%，设定石油生产企业盈利提成上限为25%，将成本回收上限提高至产量的70%，并允许勘探不成功的企业回收钻井成本。此外，监管部门还将油田分为“成熟”和“未开发”两类，有关激励机制向“成熟”油田倾斜，鼓励企业盘活日益老化的既有资产。

作为非洲老牌产油国，安哥拉近年来石油生产持续低迷。2023年12月，安哥拉宣布退出欧佩克，以避免受制于欧佩克对成员国的严格限产规定。理论上，退出欧佩克后该国石油产量应有所提升。但2023年11月起，安哥拉官方就不再发布石油产量数据。相关媒体根据该国石油出口量和炼油量进行推算，发现其退出欧佩克后石油产量并未增加。

有分析认为，安哥拉退出欧佩克更多是表达一种不愿在产量上受限的政治姿态。但是，作为非洲传统产油国，其产量受到影响的主要原因是许多油田资源逐渐枯竭。统计数据显示，安哥拉20个大油田中仅有5个采收成熟度低于70%。为鼓励上游勘探开发，特别是进一步吸引外资，安哥拉政府去年推出了激励政策，并取得了一定效果。

另外，还有一个有利于安哥拉石油勘探开发的好消息来自下游领域。长期以来，安哥拉炼油产业一直未得到充分发展，目前仅有一座日处理逾6万桶原油的炼厂。9月，安哥拉第二座炼厂在经历长期延误后终于开始试车，年底有望正式投入商业运营。到2028年，新厂二期也将投产。此外，安哥拉还在规划另外两个新的炼厂项目。下游产业的发展将为安哥拉石油勘探开发带来新的动力和发展契机。