退役：争取适当的平衡

在海上石油勘探和生产（E＆P）中，没有像粘土脚那样的庞然大物。大多数钻机已被大量的混凝土，水泥浆和钢桩束缚在海底。自1970年代以来，我们一直在用布伦特（Brent）油来沉迷化石燃料的成瘾，有点疏忽了即将进行的清洁工作。但是在接下来的30年中，几乎所有在北海建立的基础设施都将需要退役，这是一个巨大的工程挑战。大量废铁将必须大量分解，这要求完善的供应链和发展具有竞争力的工业能力。

退役显然已成为全球海上石油和天然气行业面临的主要问题之一。预计在未来15年内，欧洲每年将有15至25台装置退役。仅就UKCS而言，这相当于拆除和拆除了大约254座埃菲尔铁塔-事实上，其中31座重得多（超过10,000吨），八座带有大型混凝土下部结构的装置（大约20,000座）吨），280个海底和21个浮动生产系统，最后但并非最不重要的是3000条管道和5000口井。

除了技术和后勤方面的挑战外，以安全有效的方式从海底拆除老化的勘探和生产基础设施还需要大量支出。大量固定的海上结构并未设计成可拆除的。例如，挪威占全球退役估计支出的35％，仅占全球离岸基础设施的7％。选择重型混凝土重力式钻井平台作为抵御挪威沿海恶劣气候条件的一种方式，在很大程度上解释了这种巨大的成本差异。

处理如此大的结构增加了难度。但是，将勘探与生产前沿推向更高的深度也是如此。深水海上钻探在全球范围内变得越来越普遍，对已经很长的拆除周期进行季节性调整。在冬季，天气状况太不稳定了，无法举起大型建筑物，而且拆除工作通常主要发生在整个夏季。在巴西，有50％的海上平台安装在400m以上的深度，该国仍保持着Perdido油田深水完井的记录，Perdido油田是目前世界上产量最高的海上项目（水深2438米）。

在任何退役过程中，堵井和废弃（P＆A）将构成两项最昂贵的活动，更不用说技术复杂性和涉及的时间，这将增加全球支出。壳牌石油公司的数据表明，布伦特三角洲的P＆A成本为每口井270万英镑，每口井平均需要30天才能完工。

在未来30年中，仅英国北海退役的累计支出就可能超过350亿英镑，但仍存在很多不确定性。众所周知，退役成本仍然难以控制，但经济模型表明，较高的石油价格使运营商能够更平均地分配它们，尽管全球总体成本较高。

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该行业的一个主要关注点是此类费用的时间安排，以及这些费用恰好在生产停止时发生，从而导致现金流为负的事实。从公司的角度来看，这代表了整个生命周期内的巨大增量成本。其中一半以上将由政府通过减税计划招致，颇具讽刺意味的是，纳税人成为企业中最鲜为人知的主要股东。

离岸勘探与开采往往加剧对环境的关注，而“深水地平线”事故仍在公众意识的burner火中s绕，这并不奇怪。结果，即使遵守法律框架的距离很近，即使是最严格遵守法律的石油公司也可能离满足公众期望相差很远。尽管得到了英国政府的批准，壳牌公司在1995年激起了广泛的愤慨，当时壳牌公司宣布有意放弃他在苏格兰海岸外的陈旧的浮动存储Brent Spar工厂。

随后发生的环境骚动帮助改变了监管路线，但未必朝着正确的方向发展。根据OSPAR协议，一组欧洲国家同意，除非有可能，否则将来将在陆上处置石油设施。虽然在加利福尼亚或墨西哥湾等地区已广泛接受将废弃的海上钻井平台转换为人造礁石（即所谓的“礁石礁计划”），但欧洲不再允许对大陆架以外的大型结构进行深水处置；至少根据现行法律。

然而，由于物理上不可能进行安全且具有成本效益的拆除，因此许多石油钻井平台仍将受益于减损制度。这表明，如果有的话，至少增加灵活性或至少在逐案的基础上进行监管可能更为合适。涉及离岸勘探与开采的53个国家/地区的监管框架之间缺乏同质性，为这一论点提供了更大的力量。过度的僵化可能会逐渐将潜在的投资者吸引到北海这样的石油省份，而政策制定者越来越多地意识到其法规更加灵活的好处。

人们普遍认为，老化的离岸资产更容易受到计划外的关闭的影响，这在一定程度上可以解释整个UKCS生产效率的重大损失：2004年至2012年间从81％降至60％。尽管最近的一项研究尚未找到任何明确的证据，但即将退役的钻机仍面临更长，更频繁的停机时间（由于腐蚀问题，leakshellipip等）。而且，由于设施之间的高度互连性，问题很容易扩散到相邻的领域。

尽管这是石油和天然气行业的众所周知的特征，但对于大多数海上作业者而言，这仍然是一个相对较新的问题。整个1970年代投产的许多石油钻机正接近其经济寿命的尽头，其中许多同时进行。因此，政府面临棘手的难题。一方面，他们希望避免不必要的责任，例如由于管理不善的许可证而可能造成的环境损害，这最终将使纳税人承担责任。

另一方面，它们不能阻止较小的运营商进入，以免更早放弃田野，从而导致税收损失。人们越来越关注北海作为石油大省的衰落，以及应该尽可能设计退役方案以最大化盆地寿命或至少不缩短其寿命这一事实。严格的监管框架可能会造成财政扭曲，并增加提前放弃的风险，因此严重阻碍了资产交易和UKCS的最大化。以此为依据，《伍德报告》强调了提高采收率或边缘油田开发等计划的重要性。

对于拥有资本充足率的大型石油公司而言，开采枯竭的土地可能变得不可行，因为这些石油公司可能会在其他竞争机会的同时进行投资。相反，对于成本较低，在EOR或边际油田开发方面拥有更多专业知识的公司而言，它可能会变得有吸引力。而且，无论回报多么微薄，其回报对于股东而言可能都更大。尽管有《伍德报告》的建议，但目前严密的监管框架与高税率的结合似乎破坏了良好生产效率管理的目的。

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为了延长油田寿命并最大程度地提高北海的经济效益，近年来，大量的离岸资产已从大型石油公司转移到较小的石油公司。不幸的是，这些新进入者通常被视为承受更大破产风险的潜在承担者。这是关于退役的问题。根据《 1998年英国石油法》，许可证之间应承担连带责任，这意味着过去和现在的许可证持有人都应对退役支出负责。如果新所有者违约，责​​任将转移回原始许可证持有者。

结果，卖方和政府通常要求强有力的财务担保，以避免破产的情况。这迫使较小的潜在购买者使用各种金融工具（信用证，担保债券，代管账户），这对其他开发项目的可用现金量构成了额外的限制。同时，这也使更高的障碍率成为了边际领域实现盈利发展的道路。因此，政府应关注在严格的监管框架与适当的激励措施之间取得平衡，以促进租赁的可转让性。

根据《伍德报告》，应鼓励小公司继续和成功地开采枯竭的石油。因此，不应排除诸如减税等强有力的激励措施，以鼓励较小的运营商提供此类担保资金。当前对被许可人的要求可能过于规范，但税收抵扣的可能性将是避免扼杀资产交易的关键。从政府的角度来看，这种财政计划的成本不仅应包括税收减免的直接成本，而且还应包括因资产剥离减少而提前退役的没收税收收入。

石油行业的特点是特定的现金流量。在油田商业寿命结束时发生退役支出时，项目的净现值（NPV）变为负数。因此，公司不再可以从应税收入中扣除。

大多数国家不愿意事前允许税收抵免（基于未来支出），因为这可能会减少或消除行业对其事后退役义务的遵守。一家容易在项目结束前通过减税获得分配的退役资本的公司，其后可能没有动力去遵守。它还可能会放任其机会主义倾向，并高估未来的退役支出，从而获得更高的前期收益。

各国政府必须在避免因提前放弃而放弃已放弃的税收和在监管框架过于宽松的情况下将退役责任转移给纳税人的风险之间取得适当的平衡。尽管可能没有退役，勒索资产交易和使UKCS最大化这一共同问题的灵丹妙药，但获得应纳税所得额抵扣的能力与建立适当的激励措施密切相关，特别是要确保石油的数量并且将残留在地下的气体保持在最低水平。

朱利安·马修妮（Julien Mathonniere）