● 本报记者 王钰杰

近日，埃克森美孚宣布，通过旗下尼日利亚埃索勘探生产公司正式启动尼日利亚Usan油田的加密钻井项目。该项目总投资约10亿美元，将为尼日利亚新增日产量4万桶，采用短周期开发模式，预计18个月内产出首批原油。尼日利亚上游石油监管委员会（NUPRC）首席执行官奥里塞米伊瓦·埃耶桑表示，这是埃克森美孚2016年以来首次在尼日利亚深水区开展钻井作业。

壳牌2024年12月曾对尼日利亚Bonga North项目做出最终投资决定，该项目预计峰值日产量将达到11万桶。今年1月，壳牌表示，将对尼日利亚深水项目追加投资200亿美元。此外，道达尔能源、雪佛龙、埃尼公司等国际石油公司也纷纷增加对尼日利亚深水项目的投资，抢占市场份额。

石油巨头集体出售陆上及浅水资产

由于长期受管道破坏、原油盗窃、社区冲突和监管政策不确定性的困扰，国际石油公司纷纷出售尼日利亚陆上及浅水资产。尼日利亚石油和天然气高级职员协会表示，国际石油公司出售相关资产的首要原因是安全问题，保障基础设施安全的成本已高到让人望而却步。

2019年，雪佛龙宣布出售在尼日利亚两个浅海区块持有的40%的权益，涉及资产包括约5500万桶未开采石油和2.8万亿立方英尺（约合792.9亿立方米）的未开发天然气。目前，该交易由加拿大丰业银行负责，买家尚未确定。

2021年，壳牌宣布出售尼日利亚陆上子公司。2025年，买家确定为尼日利亚本土财团Renaissance，价值为24亿美元。这标志着壳牌完全退出尼日利亚陆上油气市场。壳牌当时曾表示，此次撤资符合其简化尼日利亚业务布局的战略意图。

2022年2月，埃克森美孚将尼日利亚陆上和浅水资产出售给尼日利亚本土油气公司Seplat能源，交易金额约13亿美元。

2023年9月，埃尼公司宣布，向尼日利亚Oando公司出售子公司尼日利亚阿吉普石油公司（NAOC），交易金额为7.83亿美元。

2023年11月，Equinor（挪威国家石油公司）宣布，将尼日利亚业务出售给Chappal能源公司，交易金额为7.1亿美元。

2024年7月，道达尔能源将其在壳牌尼日利亚陆上子公司的股份，以8.6亿美元的价格出售给尼日利亚Chappal能源公司。然而，由于Chappal能源公司未能及时筹够资金，该交易于2025年9月被尼日利亚上游石油监管委员会撤销。今年1月，道达尔能源宣布，将这部分资产出售给尼日利亚本土财团Vaaris，尚待监管机构批准。

2025年5月，道达尔能源将Bonga油田12.5%的非作业权益以5.1亿美元的价格出售给壳牌和埃尼公司。

尼日利亚深水勘探成石油公司“新宠”

虽然国际石油公司纷纷撤出尼日利亚陆上和浅水市场，但由于深水项目基础设施远离大陆，安全问题较少，且投资回报率高、碳排放强度更低，近年来他们对深水项目的兴趣正日益上涨。

2024年12月，壳牌对Bonga North深水项目做出最终投资决定。这是连接至Bonga浮式生产储油卸油船（FPSO）的海底回接项目，估计可采资源量超过3亿桶油当量，投资约50亿美元，峰值日产量将达到11万桶，预计2030年底产出首批原油。同时，壳牌还在推进Bonga SouthWest项目，潜在投资规模为200亿美元。

除了针对Usan油田的10亿美元投资，埃克森美孚还将在尼日利亚深水勘探领域增加投资。2024年9月，埃克森美孚表示，将对尼日利亚深水项目投资100亿美元，将日产量至少提高18万桶。今年4月，埃克森美孚全球深水业务副总裁亨特·法里斯向尼日利亚监管机构汇报了一个价值240亿美元的投资组合，其中包括Owowo和Bosi两大旗舰项目。Owowo项目拥有约10亿桶的可开发资源量，埃克森美孚正寻求2027年初对其做出最终投资决定。

2025年12月，雪佛龙与道达尔能源签署协议，收购西德尔塔盆地两个勘探许可证40%的权益，总面积约2000平方公里。同时，雪佛龙还在运营Agbami和Ikija等深水油田。雪佛龙中西非区域高层吉姆·斯瓦茨表示，“尼日利亚深水勘探未来光明”。

埃尼公司目前在尼日利亚的平均日产量为5万桶油当量。2025年11月，埃尼公司从道达尔能源手中收购Bonga油田OML118勘探区块2.5%的权益，将自身持股份额提高到15%。同时，埃尼公司还在尼日利亚运营Zabazaba-Etan深水项目。该项目可采储量预计有5亿桶，峰值日产量将达到15万桶。

2025年11月，道达尔能源与尼日利亚能源公司Conoil Producing签署协议，收购OPL 257区块50%的权益，将其在该区块的持股比例增至90%。2024年，道达尔能源启动Akpo West项目，并对Ubeta天然气项目做出最终投资决定，2025年还获得PPL 2000和PPL 2001两个深水区块的勘探许可。目前，道达尔能源正推进Akpo和Egina油田的钻探作业，计划今年下半年完成深水钻井平台部署，2027年初投产。

政策变革恢复投资信心

2021年8月，尼日利亚《石油工业法》正式生效，为该国油气行业提供了更清晰的财政条款和更快的审批流程。此后，尼日利亚上游石油监管委员会持续推进改革，2024年对国际石油公司出售资产进行了约束，2025年又发布上游石油商业法规，强制要求在油田开发计划中纳入成本估算内容，并要求国际石油公司每年提交年度工作计划与运营状态报告，提高了上游作业的透明度和可预测性。

在一系列改革的带动下，仅2025年，尼日利亚上游石油监管委员会就批准了46份油田开发计划，涉及逾200亿美元的资本支出，原油总产量达到17亿桶，天然气总产量达到7.7万亿立方英尺，钻井平台数量达到60台以上。

更直接的激励来自税收层面。据彭博社报道，尼日利亚已向壳牌提供一项与深水项目产量挂钩的税收抵免政策，在Bonga Southwest深水项目中，壳牌及其合作伙伴每生产一桶原油，就可获得11.5美元的税收返还。这一激励政策也将面向其他石油巨头实施，并至少持续到2029年。埃耶桑表示，深水项目对于实现尼日利亚油气产量目标、增加油气储备、维持政府收入和提高投资者信心至关重要。

丹格特炼厂困境凸显深水项目战略价值

丹格特炼厂问题暴露了尼日利亚油气行业的深层矛盾，即原油产量跟不上炼油能力的进步。该炼厂是目前世界上最大的单体炼厂，也是非洲最大炼厂，隶属于丹格特集团，计划2028年前将日加工能力从目前的65万桶油当量提升至140万桶，届时有望成为全球最大炼厂。

然而，尼日利亚难以稳定地为丹格特炼厂提供足够的国产原油。为维持运营，丹格特炼厂不得不从美国、安哥拉、利比亚、加纳、圭亚那等国家进口原油。正因如此，国际石油公司主导的深水项目对尼日利亚至关重要。壳牌Bonga Southwest、埃克森美孚Usan等深水项目的新增产量，有望为丹格特炼厂提供更稳定可靠的本土原油供应，根本上解决这一供需矛盾，助力尼日利亚实现从“原油出口国”向“成品油生产与出口国”的战略转型。

丹格特炼厂转向美元定价

本报讯 尼日利亚丹格特集团近日宣布，丹格特炼厂的汽油、柴油和航空燃油已开始以美元计价，原因是尼日利亚政府主导的“奈拉换原油”计划未能稳定供应足够的本国原油。

尼日利亚2024年推出“奈拉换原油”计划，允许国内炼厂以本国货币奈拉购买本国原油，以减轻外汇市场压力、降低对美元的依赖。然而，尼日利亚国家石油公司每月仅能供应约7船原油，无法满足13~15船的需求。为补齐缺失部分，丹格特炼厂被迫从国际市场采购。买原油用美元、卖燃料收奈拉的货币错配使得丹格特炼厂不得不承受汇率波动带来的财务压力，最终被迫放弃使用奈拉，转向以美元计价。

丹格特炼厂的困境揭示了尼日利亚石油行业的结构性矛盾：拥有丰富的原油资源、每日出口远超100万桶，丹格特炼厂却无法获得稳定的国产原油供应。

这一矛盾有多重原因。一是尼日利亚原油生产长期以出口为导向，大部分原油通过长期合同卖给国际石油公司，国内炼厂在采购顺序和定价上面临劣势。二是“奈拉换原油”计划缺乏强制性和激励机制，尼日利亚国油作为原油供应方，同时承担出口创汇和保障国内供应的双重职责，在美元收入与奈拉收入之间，前者的优先级往往更高。

更深层的问题在于，尼日利亚的炼油能力与原油产量之间存在严重的时序错配。丹格特炼厂的建成投产，使该国炼油需求短时间内跃升了一个量级，但原油供应体系未能同步调整。油田生产、管道输送、库存管理和分配机制，仍以出口为优先目标，导致供需结构失调。（赵 华）