伍德麦肯齐（Wood Mackenzie）表示，东南亚正进入第二波关键的深水天然气开发浪潮，目标是印度尼西亚、马来西亚和文莱三国约28万亿立方英尺的天然气资源。然而，交付这些项目并非易事。

　　模型显示，这些项目的经济性较为脆弱，许多项目的内部收益率（IRR）低于15%。根据伍德麦肯齐的估计，因此，运营商们正争相在2030年前交付超过200亿美元的新基础设施和供应量，但执行失误的利润空间非常狭窄。

　　伍德麦肯齐上游高级研究分析师穆尼什·库马尔博士（Dr． Munish Kumar）表示：“东南亚的浅水和陆上气田正在迅速成熟，这使得我们必须将注意力转向曾经被认为风险过高且成本昂贵的深水资源。亚洲在2008年至2017年间的第一波深水天然气项目，在印度、中国和马来西亚等新国家证明了其商业可行性。但自那以后，由于各种商业、监管和地下地质挑战，项目进展一直断断续续。现在我们正进入一个新阶段——亚洲‘深水2.0’时刻。”

　　据伍德麦肯齐称，印度尼西亚的非伴生海上天然气产量自2018年峰值以来已下降超过12%，而文莱在2030年后需要每天5亿立方英尺的新增天然气来维持其液化天然气（LNG）产量。预计到2027年，马来西亚将有20%的天然气产量来自深水。

　　伍德麦肯齐指出，这第二波浪潮通过六个主要开发项目，目标锁定约28万亿立方英尺（相当于50亿桶油当量）的天然气资源。关键项目包括：印度尼西亚库泰盆地的North Ganal、Rapak和Ganal，北苏门答腊的South Andaman（Tangkulo和Layaran），文莱的Kelidang，以及马来西亚的Rosmari-Majoram。按2026年价格计算，这些开发项目的总资本支出将超过200亿美元。库马尔表示：“这些项目将为国内市场和LNG出口工厂提供关键的天然气供应，以替代日趋枯竭的传统产量。”

　　运营商阵容多样，既有埃尼（Eni）和壳牌（Shell）这样的巨头，也有马来西亚国家石油公司（PETRONAS）这样的国家石油公司，以及首次涉足深水的中型公司穆巴达拉（Mubadala）。埃尼同时在库泰盆地开发三个独立的深水枢纽，包括North Ganal项目。埃尼在库泰盆地以及哈博能源（Harbour Energy）在北苏门答腊正在进行的股权出让机会，也为寻求深水增长资产的公司提供了切入点。

　　伍德麦肯齐的分析显示，在基本情景假设下，大多数项目的内部收益率集中在约15%的门槛附近，这显著低于全球其他盆地的深水开发项目。敏感性分析揭示了极其微薄的利润空间：资本支出增加20%，或天然气价格/产量下降20%，将导致净现值减少约150%。项目延期三年则会立即造成50%的价值损失。

　　库马尔表示：“如果没有渐进式的财政机制来分担风险，执行失误几乎没有任何缓冲余地，因此任何延误或成本超支都会直接威胁到项目的可行性。此外，严重受限的全球供应链增加了执行压力，持续的中东冲突加剧了成本上涨，并延长了水下设备的交付周期。”

　　为了克服东南亚历来缓慢的执行时间表，运营商们正在部署加速交付策略。埃尼的目标是在Geng North油田实现从发现到投产仅用五年时间，而穆巴达拉则在北苏门答腊采取分阶段策略，首先通过Tangkulo项目供应当地市场，同时敲定规模更大的Layaran项目的开发方案。

　　随着俄乌冲突和中东冲突持续，区域能源自给自足变得愈发紧迫。深水天然气不再是一个高风险的勘探前沿，而是成为了东南亚能源安全的核心组成部分。

　　当前这批项目的交付能力将受到行业密切关注；深水2.0项目脆弱的经济性意味着容错空间极其有限。未来五年将决定该地区能否以及时、具有成本效益且商业上成功的方式交付这些项目。