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据海上工程1月14日报道称，随着全球范围内油气开采活动的日益活跃，海上油气行业正见证着新的投资周期的开始。 能源研究和商业情报公司雷斯塔德能源公司表示，受深水领域支出激增12％的推动，2020年海上投资将增长8%，而大陆架的投资增速将放缓至2％。 “自由现金流仍然强劲，并且有迹象表明，我们正在进入一个新的海上投资周期。这种趋势可能最深刻地体现在在2019年运营商海上项目审批活动的激增上，”雷斯塔德能源公司上游研究主管Espen Erlingsen说。 他表示，全球去年批准开发的石油和天然气资源总量超过了200亿桶油当量，是自2011年以来的最高水平。 快速浏览一下近年来的自由现金流（FCF）水平可以发现，2019年对于海上行业而言是强劲的一年。全球所有上市勘探与生产公司的海上能源自由现金流量总额显示，2019年是有记录以来第三好的年份，自由现金流达到近900亿美元。与2018年相比，这一数字略有下降，但与2010年至2014年的上一个投资周期相比，仍处于非常有利的位置。 这表明海上能源公司的现金流状况非常强劲，突显出勘探与生产公司在经过几年的资本支出受到限制后，手中仍有足够的现金进行投资。 审批活动的不断增加带动了2019年海上投资的增加。与2018年相比，海上资本支出总额增长了5％，深水支出增加了7％，大陆架上的投资增加了3％。 到2020年，海上投资有望增长8％，深水投资增长12％，大陆架上的投资增长2％。这表明一个新的投资周期正在酝酿之中。

据能源世界网1月14日阿布扎比报道，根据政府间国际可再生能源机构(IRENA)的数据，到本十年末，可再生能源应供应全球电力需求的57%，高于目前的26%。 在阿布扎比举行的IRENA第十届年度大会期间，出版了一本名为《十年：行动的进展》的小册子，其概述了近期的全球进展，并概述了扩大可再生能源规模所需采取的措施。年投资需求翻一番，从2018年的3290亿美元增加到7370亿美元，旨在以所需的速度部署可再生能源。通过调整计划的化石燃料投资可以解决许多问题。IRENA局长Francesco La Camera表示，我们必须紧急解决在未来十年内制定更强有力的扶持政策和大幅增加投资的需求。 可再生能源是可持续发展的关键，应该成为全球能源和经济计划的核心。 额外的投资通过最大程度地减少因无所作为而导致的气候变化造成的损失，从而节省大量资金。IRENA表示，到2030年，每年的储蓄额可能在1.6万亿至307万亿美元之间。 IRENA加强了可再生能源的论据，指出技术成本正在下降。 在过去十年中，太阳能光伏成本下降了87％，陆上风力涡轮机价格下降了46％。 IRENA的数据显示，在未来十年中，可再生能源可通过独立和微型电网系统满足60％的新电力供应。 到2030年，全球能源转型还将带来3000万个就业机会。 与此同时，阿布扎比发展基金周日批准了一笔1.05亿美元的贷款，用于8个发展中国家的可再生能源项目-安提瓜、布基纳法索、乍得、古巴、马尔代夫、尼泊尔、圣卢西亚、圣文森特和格林纳丁斯。

据今日油价1月12日报道，欧佩克不仅在2019年12月继续削减原油产量，而且还比原计划提前一个月实现了2020年季度的最大减产目标。 如果像往常一样，并非所有欧佩克成员国都遵守其12月宽松的配额，而且欧佩克最大的产油国沙特阿拉伯仍在独自艰苦努力，为其他一些产油国的不尽责行为做出补偿，那么这一成就可能看起来并不那么显著。 与前几个月一样，沙特阿拉伯大幅超额完成了减产，帮助欧佩克提前一个月实现了新的减产标准。沙特阿拉伯12月石油日产量为982万桶。这远低于去年12月1030万桶/天的配额，甚至低于沙特2020年季度1014万桶/天的新配额。 沙特仍在补偿欧佩克成员国伊拉克和尼日利亚两国未遵守的2019年12月的产量配额。 调查显示，欧佩克12月原油日产量为2955万桶，较11月减少10万桶。截至今年1月，10个欧佩克成员国的原油产量为2506万桶/天，略低于2515万桶/天的最高限额。

据Rystad Energy估计，全球石油和天然气勘探企业在2019年勘探新发现122亿桶油当量(boe)，创下2015年以来的最高油气探明储量。去年发现的原油当量超过1亿桶的油气田有26处，其中近海油气田占据了新油气田的主要位置。 圭亚那（Guyana）成功的事迹从2018年开始延续到2019年，埃克森美孚(ExxonMobil)在其斯塔布鲁克(Stabroek)海上区块增加了4个新发现，而图洛石油公司(Tullow Oil)的Jethro和Joe勘探井在斯塔布鲁克区块以西建立了一个正在运行的石油系统。Rystad Energy估计，圭亚那的可采储量累计约为18亿桶石油当量。 在毛里塔尼亚海岸外，英国石油公司的Orca气田不仅是最大的单一发现，而且也是2019年发现的最深水域，Rystad Energy估计其可采储量约为13亿桶油当量。该地区最近发现的天然气推动了在毛里塔尼亚Bir Allah地区建造一个额外的液化天然气中心的计划。 在俄罗斯，俄罗斯天然气工业股份公司(Gazprom)宣布了在喀拉海(Kara Sea)、鲁萨诺夫斯基(Rusanovsky)区块的丁科夫(Dinkov)和尼亚尔梅斯科耶(Nyarmeyskoye)的两个发现。Rystad Energy估计，俄罗斯天然气工业股份公司2019年的总可采储量约为15亿桶油当量，丁科夫是2019年全球第二大可采储量。 2019年的其他关键海上发现包括:道达尔(Total)在南非的Brulpadda油田、埃克森美孚(ExxonMobil)在塞浦路斯的Glaucus油田、中海油(CNOOC)在英国的Glengorm油田，以及Equinor在挪威巴伦茨海(Barents Sea)的Sputnik油田。 就新发现的价值创造而言，美国独立勘探公司Hess和中国海洋石油总公司(CNOOC)分别排在2019年全球勘探公司排行榜的第二和第三位，两家公司都受益于它们与埃克森美孚(ExxonMobil)在圭亚那斯塔布鲁克(Stabroek)区块的合作。赫斯去年新发现的油田价值增加了约20亿美元，而中海油创造的价值约为18亿美元。 道达尔石油公司排名第四，2019年的勘探活动创造了约8.73亿美元的价值。Rystad Energy预计，到2020年全球新发现的油气储量将延续近年来的增长趋势，未来的勘探项目将从2019年后发现的区块进行勘探，其中包括几口高影响井和一些有前景的探井。

据油气新闻1月9日消息称，全球石油和天然气行业的运营生产成本已经下降，英国成为全球近海地区削减成本的重要力量。在考察了以当地货币衡量的地区每桶石油的运营成本削减之后，雷斯塔能源的一项旨在减轻汇率影响分析证实了这一趋势。结果很明显——从2014年到2018年，英国的运营生产成本降低了31%，其次是挪威和美国，运营成本分别降低了19%和15%。 雷斯塔能源公司的油田服务分析师Sara Sottilotta表示：“运营支出的减少主要是由于近海地区,如英国、巴西、尼日利亚、安哥拉、墨西哥和挪威等离岸地区，感受到了不确定的油价带来的压力，这反过来又促使运营商和承包商改善运营，以追求更低的单价。” 其次，由于更加注重战略规划、更有效的维修管理以及技术的增加和改进，每桶油当量的运营成本有所下降然而，应该指出的是，在经济低迷时期，一些运营费用的减少历来是维修延期的结果。这一点很重要，因为自2013年以来，设备故障和损坏导致的计划外停机在全球范围内翻了两番。 Sottilotta 称：“英国的人均石油运营成本降幅最大，从2014年的逾30美元/桶，降至2019年的仅16美元/桶。运营成本下降主要有两个原因：一是产量的总体增长，二是随着新油田投产和老油田停产，成熟油田的产量份额下降。” 维修周期的改变、旧油田的停产和较低的薪水也导致成本费用的降低。2015-2016年，大多数英国海上运营商将人员轮岗时间从两周改为三周，通过减少人员往返海上设施所需的航班数量，节省了工资和物流费用。尽管如此，尽管运营成本已显著下降，但由于油田规模较小、运营商格局分散、每生产一桶油需要的人员总数的增加，英国在所有主要离岸地区的每桶油层运营成本最高。 按绝对值计算，巴西的人均油当量运营成本降幅位居第二，从2014年的16美元/桶油当量降至2019年的11美元/桶油当量减产的主要原因是产量的大幅增加，尤其是大型卢拉油田的产量。在全球范围内，受挪威克朗(NOK)和美元(USD)汇率上升的推动，从2014年的平均每1美元6.3挪威克朗，到2017年的平均每1美元8.3挪威克朗，挪威每桶油运营成本是最低的。相比之下，自2016年以来，墨西哥每桶油的运营成本一直在上升，这是产量下降和成熟油田产量所占份额上升的结果。