bp“退出”北海，全球上游投资逻辑生变？

7月31日，bp（英国石油公司）宣布，将出售其位于欧洲北海的石油和天然气业务，就此结束在这个区域60余年的生产经营活动。1964年，bp斩获英国北海首个油气勘探许可证；1965年冬天，发现了WestSole天然气田；1970年，又发现了这个地区最大的天然气田——Forties（福蒂斯），这一发现更是开启了英国北海石油工业的黄金时代。近年来，埃克森美孚、雪佛龙、康菲、壳牌、道达尔、埃尼等国际能源巨头纷纷缩减，乃至相继退出了在北海的油气业务。如今，bp正在为其在这片海域的漫长故事画上句号，这意味着国际石油巨头主导北海勘探的时代正式终结。

三重压力叠加bp挥别北海终成定局

bp目前在北海地区运营5个油气生产中心，其中两个位于中北海，3个位于设得兰群岛以西；油气核心资产包括Andrew枢纽、Clair油田、ClairRidge、GlenLyonFPSO以及ETAP油田；共拥有员工1100名，资产估值约27亿美元，合计日产约10万至11.7万桶油当量，占其全球日产量230万桶/日的约5%。bp此次决定退出北海油气业务与其更换CEO后坚定实施油气业务“归核化”、增强油气战略地位以及强化油气资产优化重组的部署密切相关。但是，更值得关注的是，bp近年来在北海的油气业务正承受着难以化解的三重压力：

第一重压力来自英国日趋严苛的油气行业税收制度，由此带来的高额税负已令企业不堪重负。2022年欧洲地缘政治冲突爆发后，英国政府出台能源利润税，税率从最初的25%一路攀升至38%，叠加原有的30%环形公司税和10%附加税，北海地区油气公司的名义综合税率已经高达78%。2026年5月，英国政府进一步规定油气公司不能利用境外分支机构规避税收。

78%的有效税率，使北海成为全球税负最重的油气产区之一，严重打击了国际石油公司投资英国大陆架油气资源的信心，致使北海地区油气勘探开发活动显现萎缩迹象。

第二重压力来自北海地区油气开发资产的经济性持续恶化。北海油田产量自1999年达峰后持续衰减。截至2024年底，英国大陆架已累计生产477亿桶油当量，剩余储量仅约29亿桶油当量。油气投资项目的财务内部收益率已降至个位数，远低于bp全球投资组合平均15%以上的最低回报门槛。运营成本攀升、自然递减加速，使得每多产一桶油都需要更高的资本投入，回报却日益微薄。

第三重压力来自股东与债务的双重夹击。激进投资者埃利奥特（ElliottInvestmentManagement）收购bp的5%股份、成为第三大股东后，持续推动公司削减可再生能源投资、压减支出、剥离资产，并提出优先将资金用于股票回购和股息分配。在以其为代表的小股东施压下，bp承诺2027年底前完成200亿美元的资产出售。与此同时，截至2026年一季度，公司净债务已攀升至253亿美元，亟需通过资产出售改善资产负债表。

两重逻辑重塑巨头退场行业底层生变

北海油气田产量已从21世纪初的450万桶/日石油当量，大幅降至2025年的约100万桶/日石油当量。从2019年起，雪佛龙、壳牌、道达尔、艾奎诺、康菲等国际石油公司就已陆续通过减持、合资、出售等方式退出北海油气业务。此次bp的退出，进一步表明国际石油公司在这个地区生产经营的底层逻辑已发生根本性转变。

具体来看，这种转变体现在两个层面：其一，油气业务和项目的投资理念正在发生变化。基于石油天然气需求达峰预测、能源转型不确定性和股东优先追求投资现金回报等因素的综合影响，当前全球国际石油公司的资产评估标准正从储量规模最大化转向单位资本现金流产出最大化。近3年以来，国际石油巨头普遍已不愿为油气行业的远期发展实施“储量备货”和“区块备货”，而是集体性有序退出长周期、高资本支出、回收慢的上游资产；反之，短周期、回报更快的项目受到投资追捧，国际油气行业投资理念和行为正发生结构性变化。

其二，国际石油公司项目投资排队的结构正在发生变化。随着全球深海深水项目技术瓶颈不断突破，其经济性和安全性已经悄然上升；随着地缘政治风险敞口的相对降低，委内瑞拉、利比亚、地中海区域原先处于“次优”级别油气项目的投资价值在持续提升。相反，北海区域的这类成熟开发资产则随着退役日期日益临近，平台拆除、井口封堵及海底设施清理等环节，都意味着长期且难以回避的资金支出。

综上所述，基于国际石油公司投资理念的结构性变化和投资项目排队顺序的调整，类似于北海地区的成熟油气资产在国际石油公司资产组合中的角色正从核心增长引擎向可置换边缘资产转变，并逐步在国际石油公司内部资本项目排序和战略投资决策中失去了以往的优势地位。

两种模式接棒成熟资产再觅第二曲线

国际石油公司缩减和退出北海油气业务，与这类资产本身进入成熟期有关，说明其对于持续追求资本回报率的国际石油公司而言，吸引力已大大降低。但是，北海油气资产依然在产出，依然具备一定的经济价值。未来，北海地区油气资产的生产经营将会越来越考验精细化运营能力，运营商需要从剩余储量、维护成本、设施共享和退役安排中，一点一点挤出利润。展望未来，预计将出现两种主要商业运营模式：

第一种是独立油气公司主导运营模式。独立油气公司通常更加专注于某个特定区域，对当地的地质条件、基础设施、供应链和监管体系更加熟悉，聚焦上游油气业务、聚焦关键工艺技术、聚焦专项领域，可以发挥出国际石油公司无法比拟的独特专业优势。通过收购邻近资产，统一运营团队，共享平台、管线和陆上处理装置等油气基础设施，可形成区块地理协同、运营人工协同、开发技术协同，有效降低单个油田的管理成本。一些独立运营商还拥有可以抵扣未来利润的税务亏损，对原有业主而言税后回报一般的资产，转移到另一家公司后，实际经济性便可能发生变化。更为重要的是，独立油气公司的目标从来就不是把每一项资产都建设成为全球级增长项目，而是尽可能提高现有设施利用率，发挥存量资产的效率优势，从而赢得边际收益。对他们来说，成熟北海油气开发资产并不是包袱，而是一个需要规模、经验和成本控制能力的业务选项。

第二种是合资公司主导运营模式。2025年12月，壳牌与艾奎诺完成英国海上油气业务整合，成立双方各持股50%的Adura，新合资公司整合了两家在英国北海的多项资产，成为英国最大的独立海上油气生产商之一；2025年9月，西班牙雷普索尔对其英国业务进行了战略重组，通过合并雷普索尔资源英国公司（RepsolResourcesUK）与NEOUK打造出全新的NEONEXT；2025年12月，道达尔能源宣布将其在英国的海上油气生产业务和资产与NEONEXT实施再合并，将公司更名为NEONEXT+。2026年5月，艾奎诺与独立石油公司AkerBP达成了欧洲北海大陆架资产战略合作协议，双方通过股权调整简化产权结构、统一开发诉求，以期盘活未开发油气资源价值。北海地区成熟油气开发资产的“抱团式”联手生产经营，一方面可以充分利用区域现有油气基础设施，有效降低合并后企业或资产的综合成本，形成一种依托集聚经济的外部规模经济效应；另一方面可以有效发挥彼此存量油气设施的剩余功效，实施专业化运营、一体化运作，在技术耦合、项目执行效率、物流运输优化、共享配套以及管理提升等方面形成协同效应。

总体而言，未来欧洲北海地区的油气业务竞争将不再主要比拼资本规模，而是更多考验运营商在降本增效、延长老油田寿命等方面的专业能力。独立油气公司和合资企业完全可以凭借规模较小、决策链条短、运营成本灵活等优势，通过精细化管理和资产组合优化，在低回报环境下实现盈利。国内东部高含水老油田可以有效借鉴国际先进商业运营模式，通过采用油田内部合作、集团内部矿权流转、矿权区域中—中合作等方式，有效盘活低效无效油气资产，从而有序提升老油田开发经济效益。

来源：石油商报