動態 | 孟加拉國海上油氣勘探五十年，為何一口井都難產？

本文共4241字

閱讀預計11分鐘

作者|南亞三哥

編 輯|楊春雪

審核|單敏敏

圖源：“孟加拉商業情報”微信公眾號

5月24日，達卡再次發布海上油氣勘探招標公告。這是2024年3月流標后的又一次嘗試。孟加拉國能源部對產量分成合同（PSC）做了新一輪修訂：深水區塊氣價掛鉤布倫特原油的比例從10%提高到11%，淺水從10%提高到10.5%，還首次允許承包商通過關稅機制回收管道建設成本，并把外國企業的工人福利基金繳納比例從5%砍到1.5%。

孟加拉國家石油公司Petrobangla的官員對媒體說，“我們盡了最大努力讓分成合同對外國公司有吸引力，同時保護國家利益。”

但市場的反應仍待觀察。過去一年半里，屬于孟加拉國的孟加拉灣的油氣勘探活動已降至零點。印度石油天然氣公司ONGC Videsh在鉆完井后項目停滯，澳洲能源巨頭Santos、康菲石油ConocoPhillips、韓國浦項大宇Posco Daewoo早已提前退租。26個海上區塊——15個深水、11個淺水——目前沒有一口活躍的海上生產井或勘探井。

這片與印度、緬甸共享的海域，鄰國早已打出高產氣田，孟加拉國卻連一口確認有商業價值的井都沒有。問題出在哪？

孟加拉國24個海上區塊招標公告。圖源：“孟加拉商業情報”微信公眾號

一、從Kutubdia到Sangu：

早期榮光與快速退潮

孟加拉國的海上勘探史并不晚。1974年，Bangabandhu政府在中東戰爭引發的石油危機后迅速行動，成為該地區首個啟動海上招標的國家。六家國際公司進場，美國Union Oil在Hatiya區塊鉆出Kutubdia-1井，在2660米深處遇到氣流，最大流量1800萬立方英尺/日。

但政治變故讓一切戛然而止。隨后軍政府上臺，國際公司陸續放棄區塊、撤離人員。Kutubdia的發現井因“經濟考量”和當時更優先尋找石油的政策，未被開發。

直到1996年，英國Cairn Energy才在Block 16（后稱SS-04附近）發現Sangu氣田，這是孟加拉國第一個、也是迄今為止唯一一個投入商業開采的海上氣田。澳大利亞桑托斯Santos接手運營，1998年投產，峰值產量1.8億立方英尺/日。

然而Sangu的劇本寫滿了孟加拉國海上勘探的技術短板。初始估算地質儲量達1.6萬億立方英尺，但實際只采出約4870億立方英尺后，儲層壓力就意外驟降，產量從峰值暴跌至3500萬立方英尺，最終在2013年徹底停產。

事后復盤，學界認為這暴露了對深海儲層動態缺乏系統理解——Sangu的衰竭速度遠超預期，說明早期的地質模型和儲量評估存在重大偏差。更棘手的是，Sangu之后，孟加拉國在海上再未鉆出一口商業發現井。

孟加拉國2021年油氣區塊分布圖。圖源：“孟加拉商業情報”微信公眾號

二、邊界解決后的政策空轉：

2012-2024年的十二年蹉跎

2012年和2014年，孟加拉國分別與緬甸、印度解決了海事邊界爭端，依法獲得大片專屬經濟區，隨即劃出26個勘探區塊。這被達卡視為重大外交勝利，理論上打開了勘探空間。

但接下來的故事是政策層面的連續失速。

2011年，康菲石油ConocoPhillips簽下了兩個深水區塊，雇傭中國承包商完成973公里的二維地震勘測后，于2014年退租，未鉆一口井。該公司認為分成合同條款中的氣價和利潤分成“不具備商業可行性”。

2014年，印度ONGC Videsh與Oil India聯合體簽下淺水區塊SS-04和SS-09。完成了二維地震勘測和一口井但未發現天然氣。澳洲桑托斯Santos與KrisEnergy簽下SS-11。Santos做了二維和三維地震勘測和勘探井后，以“退出亞洲業務”為由在2020年撤走，退還區塊。

孟加拉國Magnama區域Kanchan-1井及SS-08-04 ONGC標注。圖源：“孟加拉商業情報”微信公眾號

2016年，韓國浦項大宇Posco Daewoo通過《快速增強電力和能源供應（特別條款）法》直接獲得深水區塊DS-12，跳過公開招標。該公司完成了3580公里二維地震勘探，發現6個潛在油氣點，但因與政府在氣價上調問題上談不攏，最終也選擇離開。

至此，一個清晰的模式浮現：外國公司進入、做地震、談條件、談不攏、撤資。而孟加拉國方面的應對，是不斷推遲招標、修改分成合同，卻始終沒有在核心條款上與國際資本形成共識。

2019年擬定的新分成合同，直到2023年才最終敲定；2024年3月終于發出國際招標，55家公司收到邀請，7家購買標書，但截止日期一延再延，最終無一家投標。

2024年孟加拉國海上油氣勘探招標公告。圖源：“孟加拉商業情報”微信公眾號

三、技術欠賬：

數據、地質與本土能力的三角缺口

海上勘探是資本和技術雙密集行業。孟加拉國在這兩端的積累都嚴重不足。

首先是數據缺口。直到2022-2023年，TGS與Schlumberger（現SLB）才完成約1.2萬公里的多客戶二維地震勘探。此前，深水區塊幾乎沒有系統性現代數據。Petrobangla雖存有Cairn、Santos、ConocoPhillips、Posco Daewoo等歷史資料，但長期未整合成可對外出售的標準數據包，導致國際公司在決策時缺乏高質量依據。

其次是地質復雜性。孟加拉灣北部的孟加拉扇（Bengal Fan）是世界上最大的深海沉積扇，沉積層厚、構造復雜。Sangu的教訓表明，儲層壓力管理和預測難度極高。緬甸近海的Rakhine盆地與孟加拉國海域地質關聯密切，緬甸在該區域鉆井時也曾因高壓和鉆井風險多次棄井。

孟加拉扇。圖源：“孟加拉商業情報”微信公眾號

孟加拉國深水區塊水深200至2000米，對鉆井技術和設備要求極高，而本國完全沒有相關工業基礎。

第三是BAPEX的能力邊界。作為國家石油公司，孟加拉國石油勘探和生產公司（BAPEX）的勘探經驗僅限于陸上。其陸上鉆井也曾因技術故障和官僚審批陷入困境——2014年Mobarakpur井在4400米處卡鉆，需要側鉆，但政府審批額外預算和方案耗時超過14個月。

一家連陸上側鉆審批都要拖一年半的機構，顯然不具備獨立承擔海上勘探作業的能力。這意味著孟加拉國必須完全依賴國際石油公司，而自身在談判和監管上的專業度又不足以支撐這種依賴。

四、政策與商業環境的結構性摩擦

如果技術可以靠買，政策環境則是孟加拉國更難短期修補的短板。

氣價機制是核心矛盾。分成合同PSC-2019將深水氣價固定為7.25美元/千立方英尺，淺水5.5美元。分成合同PSC-2023改為浮動制，按布倫特原油價格的10%計價。以油價80美元/桶計，氣價約8美元——這在全球深水氣項目中仍屬偏低。2024年招標流標后，政府在新一輪PSC-2026中把深水比例提至11%、淺水10.5%，并設置五年期的上下限，試圖在激勵與可控之間找平衡。

利潤分成同樣敏感。舊模式下孟石油Petrobangla可拿走55%-80%的利潤；新版改為收入分成，政府占35%-65%。此外，Petrobangla繼續代承包商繳納所得稅，保留進口免稅，并允許在Petrobangla不采購的情況下向第三方銷售或出口。

但工人利潤參與基金（WPPF）成了意想不到的障礙。根據孟加拉國《勞動法》，企業需向WPPF繳納利潤的一定比例。外國公司認為，這一要求與國際投資慣例不符，且法律對外幣投資項目的適用性模糊。2024年流標后，臨時政府將外國能源企業的WPPF繳納比例從5%降至1.5%，試圖消除這一摩擦點。

圖源：“孟加拉商業情報”微信公眾號

更深層的障礙是政治周期與決策慣性。2018年起，哈西娜政府選擇以進口LNG填補缺口，海上勘探被系統性后置。2018至2024年，能源進口耗費至少1.5萬億塔卡。

當政府可以靠進口解決問題時，推動艱苦勘探的政治意愿自然衰減。而2024年8月政局更迭后，臨時政府狀態下的政策連續性更讓長周期投資望而卻步。能源部匿名官員對媒體坦言：“公司擔心本屆政府簽署的協議可能被未來政府重新評估。”

此外，官僚程序冗長、談判能力弱也是老問題。多家公司在簽約后以"成本超支"為由要求重新談判氣價或退出，孟加拉國方面既缺乏前置鎖定條款的能力，也缺乏事后約束的手段。孟石油Petrobangla和能源部被多次批評管理低效、缺乏專業談判團隊，甚至有利益集團偏向LNG進口而非國內勘探的嫌疑。

五、鄰國的鏡子：

印度、緬甸和巴基斯坦已經走遠

孟加拉國海域夾在緬甸Rakhine盆地和印度孟加拉灣之間，地質成藏條件具有可比性。但兩邊的進展早已不在同一量級。

緬甸在2012年邊界爭端解決后迅速推進，2013年起從Shwe和Mia氣田穩定產氣。印度在深海區域持續發現大型油氣藏。就連巴基斯坦也在其海域有所斬獲。

緬甸氣田二至三期開發及印尼棕櫚油CPO工廠三號建設進展。圖源：“孟加拉商業情報”微信公眾號

地質學家Badrul Imam對媒體說：“緬甸找到了氣，印度在深海發現大量石油。孟加拉國的水域就夾在這兩者之間，找到氣和吸引外國公司的潛力都很大。但當他們準備好了，我們沒準備好；等我們準備好了，人家已經把錢投到別的國家去了。”

這種"時間差"的代價是真實的。國際石油公司的全球投資組合每年調整，一旦資本被配置到圭亞那、莫桑比克或東地中海，短期內很難回流到一個反復流標、政策搖擺的市場。

圖源：“孟加拉商業情報”微信公眾號

六、商業機會：修訂條款下的新窗口

盡管困局深重，新的分成合同PSC-2026的修訂確實打開了一些新的商業空間，值得在孟中資企業及能源投資者關注。

第一，氣價公式更具彈性。與布倫特掛鉤且設有上下限，意味著在高油價周期承包商可獲得更高回報，而孟加拉國政府則通過限價控制采購成本。若油價維持在80-100美元區間，深水氣價可達8.8-11美元/千立方英尺，接近南亞區域性邊際成本。

第二，基礎設施成本回收機制首次明確。承包商可自建管道并通過與儲量掛鉤的關稅機制回收投資，這降低了項目經濟性的不確定性，尤其對那些擁有工程總承包能力的企業而言，意味著上下游一體化參與的可能。

第三，出口和第三方銷售權的保留。若Petrobangla不采購，承包商可內銷給第三方；若國內需求不足，可出口。這在天然氣過剩或價格倒掛時提供了退出通道。

第四，爭議解決機制國際化。合同約定國際仲裁，對跨國投資者是基本但必要的保障。

第五，數據包已就緒。TGS-Schlumberger的1.2萬公里地震數據已打包，Petrobangla稱將從6月1日起向意向方出售。

目前，約55家公司收到直接邀請，投標截止日設在11月30日，這意味著未來半年是觀察國際油氣資本態度的關鍵窗口。

2026年孟加拉國海上油氣勘探招標公告。圖源：“孟加拉商業情報”微信公眾號

七、結語：一口井的價值

孟加拉國的海上油氣勘探，本質上是一場與時間賽跑的游戲。國內陸上氣田日漸枯竭，每日2400百萬立方英尺的供氣中已有700百萬立方英尺依賴昂貴的進口LNG。

而潛在的海上儲量估計高達1.4萬億立方米（中國石油勘探開發研究院2017年評價認為）。

差距在于，沒有一口勘探井的確認，所有潛力都只是地質推測；而沒有持續的政策穩定，所有招標都只是紙上流程。

對投資者而言，孟加拉灣的風險溢價仍然很高——地質不確定、政策有搖擺、官僚程序慢。但修訂后的PSC-2026至少表明達卡正在學習如何用國際商業語言說話。對中資企業來說，這里的機遇不在于一蹴而就的暴利，而在于以工程承包、設備供應、聯合勘探等形式，提前卡位一個擁有1.7億人口且能源缺口持續擴大的市場。

正如一位孟石油Petrobangla官員所說：“即使ONGC那口井是干的，我們也獲得了數據。”

對孟加拉國而言，海上勘探的每一口井，無論干濕，都是在為未來的商業發現積累必要的信息資本。問題在于，這個國家能否在民族主義感情和國際商業規則之間找到平衡，把這場已經持續了幾十年的拉鋸，真正推動到多方共贏的局面。

本文轉載自“孟加拉商業情報”微信公眾號2026年5月24日文章，原標題為《孟加拉國的空白：海上油氣勘探五十年，為何一口井都難產？》

本期編輯：楊春雪

本期審核：單敏敏

*前往公眾號后臺發送“編譯”，即可查看往期編譯合集

更多內容請見↓

歡迎您在評論區留下寶貴的意見或建議，但請務必保持友善和尊重，任何帶有攻擊性和侮辱性語言的留言（例如“阿三”）都不會被采用。