多維度透視新時期我國石油公司國內外油氣資源戰(zhàn)略

　　世界正進入“多極化合作”時代，“我認為這個時代將是21世紀上半葉世界格局的基本特征”。

　　本世紀初，當美國學者哈斯提出“多極化合作”這一新概念時，正是上個世紀末世界多個重大事件集中爆發(fā)之時，東歐劇變，蘇聯解體，美蘇對峙兩極格局被打破，世界各種力量在錯綜復雜的利益關系中出現新的分化組合，正形成若干地緣政治中心，國際格局向多極化發(fā)展。而時至今日，哈斯“多極化合作”的烏托邦愿望，似乎始終被致力于推動“單極世界”的政治力量所牽絆，屬于戰(zhàn)略性資源和“政治性商品”的石油，也始終處于多極博弈的風口浪尖。

　　在資源民粹主義、貿易保護主義成為全球經濟復蘇換擋最主要、最危險的種子的時下，在對國際貿易戰(zhàn)導致全球化倒退并摧毀原有成熟的全球產業(yè)分工體系的憂慮里，在國內外油氣資源儲量增速放緩、品質下降的關鍵節(jié)點，在“你還來不及懂得悲傷，卻讓悲傷彌漫全世界”的地緣政治悲情中，中國的石油公司仍然要負重前行。

　　古人云，危邦不入，亂邦不居。但對于中國石油公司而言，依然要在多極合作時代的油氣困局中，義無反顧地承擔起油氣合作中的政治性、地緣性、資源性、金融性等系統性風險。

國內油氣資源劣質化趨勢難以逆轉

　　改革開放以來，我國石油上游業(yè)務持續(xù)發(fā)展，國內原油年產量由0.92億噸增至2億噸;天然氣年產量由137億立方米增至1400億立方米以上;境外權益油由0增至1.92億噸，取得了舉世矚目的成就。

　　但是經過幾十年高強度開采，我國油氣資源質量已發(fā)生重大變化，突出特點是地表地下復雜性加重，資源品質更差、目的層更深、成藏更隱蔽。剩余常規(guī)油氣低滲透、特低滲透、深埋藏和稠油等低品質資源比重逐年上升，發(fā)現大型油氣田難度越來越大，“骨頭越啃越硬”將成為未來油氣勘探大趨勢。近幾年，中國石油新增石油探明儲量90%以上來自低滲透和特低滲透油藏，其中天然氣新增探明儲量幾乎全部來自低滲透油藏，新動用儲量采收率也呈現快速下降趨勢。

　　根據自然資源部全國石油天然氣資源勘查開采情況(2017年度)公告，2017年，全國石油與天然氣新增探明地質儲量均降至近10年來的最低點。石油新增探明地質儲量8.77億噸，其中，新增大于1億噸的盆地有3個，分別是鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地和渤海灣盆地海域;新增大于1億噸的油田有2個，分別為鄂爾多斯盆地的華慶油田和姬塬油田。截至2017年底，全國石油累計探明地質儲量389.65億噸，剩余技術可采儲量35.42億噸，剩余經濟可采儲量25.33億噸。天然氣新增探明地質儲量5553.8億立方米，其中，新增大于1000億立方米的盆地有1個，為鄂爾多斯盆地。截至2017年底，全國累計探明天然氣地質儲量14.22萬億立方米，剩余技術可采儲量5.52萬億立方米，剩余經濟可采儲量3.91萬億立方米。

　　國內油氣資源劣質化趨勢難以逆轉。油氣資源品質變差，直接影響了我國油氣儲量動用程度和采收率。截至2016年底，我國已投入開發(fā)油田592個，已開發(fā)地質儲量255.61億噸，儲量動用率66.41%，平均采收率33.35%，年產量1.93億噸。其中，中國石油已開發(fā)油田288個，已開發(fā)原油地質儲量150.5億噸，年產量1.029億噸，儲量動用率42.14%，標定采收率32.31%，平均儲采比11.25。中國石化已開發(fā)油田199個，已開發(fā)原油地質儲量62.63億噸，年產量3963.15萬噸，儲量動用率51.68%，標定采收率29.42%，平均儲采比9.5。中國海油已開發(fā)油田77個，已開發(fā)原油地質儲量24.03億噸，年產量3831.38萬噸，儲量動用率35.15%，標定采收率27.49%，平均儲采比6.43。

　　不同油藏類型和不同含水期的采收率標準大相徑庭。我國已開發(fā)儲量按綜合含水率可劃分為特低含水期(<20%)、低含水期(20%-60%)、中含水期(60%-90%)、高含水期(90%-95%)和特高含水期(>95%)5個級別。以油氣田為統計單元，全國不同級別含水期的采收率16.72%-41.98%。其中，高含水期的采收率最高，為40.98%，特高含水期、中含水期、低含水期、特低含水期采收率分別為34.4%、24.28%、19.68%、16.72%。

　　從平均采收率可以發(fā)現，高含水、高采出程度制約了我國油氣產量大幅增長。按質量和經濟性，油氣資源可劃分為高豐度和中低豐度兩大類。根據國家油氣地質儲量豐度劃分標準，原油技術可采儲量大于等于80萬噸/平方千米為高豐度儲量，大于25萬噸/平方千米，小于80萬噸/平方千米為中豐度儲量，大于8萬噸/平方千米，小于

　　25萬噸/平方千米為低豐度儲量。以油氣田為統計單元，“十二五”期間，我國已探明油氣儲量中，低滲超低滲儲量分別占油、氣儲量75%和92%，低豐度儲量分別占油、氣儲量90%和50%以上，規(guī)模有效動用難度日益加大，說明我國油氣勘探整體進入低品位資源勘探階段。

　　從勘探開發(fā)成本角度看，2017年，國內油氣資產規(guī)模是上市之初的4.5倍。這就是說同為1億噸，總井數2017年比1995年增長了4.6倍，單井產量由5.7噸降至1.6噸。2017年，雖然中國石油、中國海油保住了全年上游業(yè)務微薄利潤，但是一些大油田、老油田均出現了不同程度的虧損。

油氣體制深層次矛盾并未得到根本解決

　　時下盡管油價開始回暖，但供需寬松的基本面沒有發(fā)生根本性改變。雖然此前上游領域的改革已初見成效，但固有的深層次矛盾并未得到根本解決：資源劣質化明顯、穩(wěn)產難度大、資產負擔重、人工成本硬增長，下一步重點要解決的是質量和速度的問題，是結構和動力的問題。具體而言，就是公司戰(zhàn)略升級的速度要超過市場需求轉向的速度，技術進步的速度要超過資源劣質化的速度，也就是要籌劃好發(fā)展動力轉型文章，推動上游油氣業(yè)務向高質量發(fā)展。

　　與國外海相沉積相比，我國油氣開發(fā)存在先天劣勢。但國內石油公司在同樣地質條件下，同樣構造背景里，仍然存在較大差距。比如中國石化標定采收率平均為28%，但不同油田甚至是同一個油藏不同單元采收率仍存在較大差異，高的超過50%，低的還不到10%。長慶油田公司和延長石油公司同在鄂爾多斯盆地開采油氣，但開采初期采收率卻大相徑庭，分別為22.4%和10.6%，相差超過50%，前者可以再提高，因為距離國際平均采收率還有差距，而后者提高的空間更大。渤海灣盆地陸地和海域石油地質條件相似，但我國3家石油公司獲得的采收率分別為28.3%、21.81和17.8%，差值說明三者篩選油氣開發(fā)工藝技術經濟門檻值不同，落后者只要努力去降低“門檻值”，這個差值是可以縮小的。中國石油對油田二次開發(fā)條件界定有三條：油田服役年限大于20年;標定油田可采儲量采出程度大于70%;油田綜合含水大于85%。要在這樣極苛刻條件下采出“剩余資源”，沒有與儲層高度匹配的工藝技術是不可能的。

　　目前，中國石油在勘探新發(fā)現儲量中，初期一次井網平均采收率為20%。即使各階段開發(fā)工藝到位，采收率也就在25%左右，開發(fā)好的油田最大采收率也很難超過30%(大慶油田例外)，與國際同期25%平均采收率稍有差距。但中國石油老油藏精細開發(fā)和三采新工藝，將采收率從開采初期的20%，提至47.5%，比其他油田平均采收率(25.5%)高22%，處于世界先進水平。

　　偏低生產效率的背后，是實物儲量與價值儲量的不平衡，是投入與產出的不平衡。在油氣儲量評價上，國內公司更關注儲量總量，包括無法開采部分，而國外公司更強調儲量經濟價值，強調可開采儲量，這種概念差別帶來國內外對儲量評估計算時巨大差異。在儲量分類思路上，我國分類標準是以油氣藏和圈閉為對象進行評價，立足點在靜態(tài)地質儲量，而國外石油公司則是以油氣資產為對象評估儲量，以經濟可采儲量為核心確定參數，以技術應用程度為依據劃分級別，其立足點是動態(tài)可采儲量。投入與產出的不平衡，是制約我國石油公司向產業(yè)鏈中高端躍升最大的瓶頸。通過生產和經營規(guī)模綜合對比可以發(fā)現，我國石油公司與世界主要石油巨頭旗鼓相當，但如果把勞動生產率放進去比較，結果就大相徑庭。

　　一桶原油的產出，通常要經歷勘探、開發(fā)和生產三個階段，桶油完全成本涵蓋了這三個階段的全部成本，主要包括桶油油氣資產折耗費(DD&A)、桶油生產作業(yè)費、桶油勘探費、桶油銷售及行政管理費、桶油稅費等成本項目。在這些項目中，桶油油氣資產折耗費(DD&A)占比最大，剔除企業(yè)不可控的桶油稅費后，一般占桶油完全成本40%以上。其次是桶油生產作業(yè)費，占比20%-30%。因此，從經營層面講，降低桶油完全成本的關鍵，就是降低DD&A與桶油生產作業(yè)費，就是要在有限預算范圍內，最大程度獲取經濟規(guī)模儲量，提升效益產量。將油氣階段成本指標體系和油氣完全成本指標體系進行對比分析，中國石油、中國石化、中國海油3家公司單位油氣產量成本分別為33.6美元/桶、49.9美元/桶、32.7美元/桶，但殼牌、?？松梨?、康菲3家石油公司均值不超過28美元/桶。

　　我國油氣體制深層次矛盾并未得到根本解決，但解決這種深層次矛盾僅靠上游松綁未必可行，至少目前時機尚未成熟。油氣行業(yè)特點是高投入、高風險、高收益，高精度勘探下風險問題更為突出。盡管目前中國石化涪陵頁巖氣累計產量超過百億立方米，但之前勘探階段20多億元的沉沒成本唯大公司才可承擔。目前國內新勘探開發(fā)的油氣資源質量逐漸變差，好區(qū)塊大多名花有主，新增區(qū)塊品質一般，資金和技術資質一般的企業(yè)進入風險較大，上游放開過急，效果和效益反而不好。而對大型國有企業(yè)而言，重要的是眼睛向內，轉換思維和發(fā)展模式，從要素驅動轉向創(chuàng)新驅動。勞動力、資源、土地的紅利正在消失，傳統產業(yè)面臨最大的要素瓶頸就是創(chuàng)新能力和人力資本的不足，這跟高速增長當中的電力、能源、交通的瓶頸是不一樣的。所以，十九大提出，通過三大變革，來提高全要素生產率。從2012年開始，我國經濟增長勢頭開始回落，新常態(tài)下經濟增長的動力在哪里?從經濟學角度看，它應該主要來自全要素生產率(TFP)的提升。

　　過去40年來，物質資本對我國GDP增長的影響一直是顯著的，但這種依靠大量資本投入和大量資源消耗的粗放型增長難以持續(xù)。隨著我國經濟總量突破10萬億美元，如果不提高勞動生產率，則長期以來并不那么優(yōu)化的經濟增長模式的顯性風險就會在內部循環(huán)，隨時可能使得經濟列車脫軌?？梢韵胂?，勞動生產率只有美國7%、單位GDP能耗是美國3倍的經濟體，要維持年均7%的經濟增長率所付出的代價有多大?對石油公司而言，要實現每單位資本存量投入所帶來的產值增長，即資本存量/產值的比值逐年上升，在資本回報率不斷下降的情況下，唯有加大對人力資本與技術研發(fā)的投入，提高全要素生產率貢獻率，才能引致規(guī)模收益遞增，激活單位產值增長活力。

全球油氣資源低豐度時代無法阻擋

　　盡管過去的40年我國油氣產業(yè)改革和發(fā)展取得了巨大成就，但也要看到，當前和今后一段時期，我國油氣產業(yè)面臨更加嚴峻的挑戰(zhàn)。

　　根據國家統計局數據，2017年，我國原油表觀消費量6.1億噸，國內原油產量1.915億噸，原油進口量4.196億噸。因為不同統計口徑，對于2017年度我國石油對外依存度，有關機構有不同的表述和數值。如2018年4月9日，國家能源局發(fā)布數據顯示，我國原油對外依存度已超過70%，加上進口石腦油和液化石油氣等折算值，實際對外依存度已升至72.3%。2017年我國天然氣產量為1476億立方米，同比增長9.8%;進口928億立方米，同比增長24.7%，對外依存度高達39.4%。未來幾年，我國供氣仍將緊缺，預計2018年天然氣消費量達2600億立方米，增長10.5%，而產量1606億立方米，進口量保持快速增長，對外依存度將超過40%。

　　油氣對外依存度持續(xù)升高意味著我國油氣消費逐漸以依靠國內資源為主轉向以依靠國外資源為主。目前全球油氣資源盡管總體豐富，勘探開發(fā)潛力依然較大，但油氣分布的不均衡性十分突出，少數國家或地區(qū)占據絕對壟斷地位。隨著各國把油氣確定為本國安全戰(zhàn)略的主要目標，油氣資源爭奪將愈演愈烈。目前北非、中東和中亞等地區(qū)大部分油田已被本國油氣公司或西方油氣巨頭所瓜分，余下的合作區(qū)塊大部分處在地質條件極為惡劣的地區(qū)，這些油田由于其增產潛質小、含水量高等因素，使得作業(yè)公司應具備較高的開發(fā)技術，同時投入較高的成本。另外，“一帶一路”沿線地區(qū)或國家(例如哈薩克斯坦、土庫曼斯坦、烏茲別克斯坦等)逐漸控制其合作政策，因此對其相關條約的要求也隨之增加，管理協調等工作的難度持續(xù)增加?？梢灶A判，未來我國安全、經濟、穩(wěn)定地獲取境外優(yōu)質油氣資源難度將不斷增大，國民經濟增長對油氣的高需求與油氣產量低增長的矛盾仍舊突出。

　　根據國際能源署統計數據，截至2016年全球已發(fā)現剩余可采常規(guī)油氣儲量主要集中于少數國家和盆地，剩余油氣可采儲量為2.97萬億桶油當量，其中石油1.6萬億桶，天然氣1.37萬億桶油當量，主要分布在中東、中亞—俄羅斯和南美地區(qū)，這3個地區(qū)剩余油氣可采儲量占全球可采儲量的79.9%，俄羅斯、沙特阿拉伯、伊朗、委內瑞拉4個國家總計占47.6%。從油氣分布盆地看，中阿拉伯、東委內瑞拉(包括重油)、西西伯利亞和扎格羅斯4個盆地剩余油氣可采儲量占全球的56%，加上魯卜哈利、阿姆河、尼日爾三角洲、桑托斯和濱里海5個盆地，剩余油氣可采儲量占全球的70%。根據美國地質調查局(USGS)2014年數據，全球待發(fā)現常規(guī)油氣可采資源總量為1.7萬億桶，其中石油7741億桶，天然氣9466億桶油當量，主要分布于中亞—俄羅斯、中東—北非、非洲、中南美、北美和亞太地區(qū)，除中東外，待發(fā)現油氣資源主要位于深水和極地。

　　從原油分布情況來看，總體上顯示極端不平衡特征，75%原油資源集中在東半球，西半球僅占25%，即主要分布在北緯20度-40度和50度-70度兩個緯度帶內。其中，波斯灣及墨西哥灣兩大油區(qū)和北非油田均處于北緯20度-40度緯度帶內，其儲量占全球原油儲量51.3%，50度-70度緯度帶內有著名的北海油田、俄羅斯伏爾加及西伯利亞油田和阿拉斯加灣油區(qū)。

　　以上從數量和分布上厘清全球未來石油生產潛力，但決定原油供給空間的評判標準，還要取決于原油品質。因為原油品質決定了加工處理過程的難易程度，以及產出組合構成。具體來看，與低硫原油相比，高硫原油在加工過程中需要增加額外脫硫裝置，加工程序更復雜，而且還會對設備和材料造成腐蝕。因此，從理論上講，高品質原油應該比低品質原油市場前景好、價格高。未來國際社會對低硫原油偏好會進一步增強。根據美國NPRA年會資料，世界原油依據比重(API度)分為輕質原油(>31)、中質原油(24.1-30.9)、重質原油(<24)三大類型;依據含硫量分為低硫油(<0.99%)、高硫油(>7.0%)兩大類型。統計顯示，世界石油探明可采儲量中以重質和中質油居多，原油產量中以輕質和中質居多。從2010年世界石油探明可采儲量和產量估算情況看，雖然輕質低硫原油產量占世界總產量的37.8%，但其儲量卻僅占世界總儲量的19%;而中質低硫/高硫和重質低硫/高硫原油的儲量占世界原油總儲量的61%。因此，未來新增原油供應將以中質和重質油為主，原油資源重質化、劣質化趨勢明顯。這種供給與需求的相反態(tài)勢將使得石油供需之間的矛盾進一步加大。

　　除原油品質之外，原油開采難度及設備先進程度也是對石油開發(fā)有重要影響的客觀因素。在過去50年里阿拉伯半島為全球提供石油，沙特通過利用其儲量豐富、易開采、高質量的輕質油而成為全球最大的石油生產國。然而，隨著全球易開采油田走向枯竭，以沙特為首的中東產油國也不得不轉向蘊藏在沙漠之下的重油油藏。據美國國家地質調查局估計，全球重油儲量為3萬億桶，以目前全球消費速度來說，將可以維持石油消費100年。但問題是，利用現有技術只能開采其中的3000億桶。重油黏度大，開采難，而且相比輕油，轉化率成本高，這就對開采公司技術工藝提出更高要求。此外，油氣資源的國有化運動制約了資源國油氣產業(yè)發(fā)展。通過三次國有化浪潮，以沙特為代表的中東國家、以委內瑞拉為代表的拉美國家等均通過支持國有石油公司開采本國石油，開始了資源國有化之路。但同時，由于石油生產大國多是發(fā)展中國家，其開采設備與煉制水平等都相對落后，技術含量低，無法應對不斷加大的開采難度與煉制標準的要求，“御先進技術于國門之外”，對于自身油氣產量和品質的提升都不利。

　　嚴苛的技術和貿易門檻，使得產油國不得不放棄完全的國有化體制，轉而尋求國外石油公司幫助。畢竟，狹隘的資源民粹主義與勞動價值論是相悖的。經濟學基本原理告訴人們，沒有開發(fā)的資源本身不是財富，只有經過勞動開發(fā)出來的資源才是財富。并且，沒有市場需求的資源不會得到開發(fā)，經過勞動開發(fā)出來的資源還需要經過市場才能實現其價值。狹隘資源民粹主義把自然資源，特別是油氣銷往其他地方說成是對銷售地的恩賜，甚至把這說成是銷售地對產地的掠奪，殊不知在市場經濟下，要謀求發(fā)展，銷售市場才是最為重要的東西。盡管嚴重依賴油氣資源收入的國民經濟需要放寬準入門檻，實現資源銷售收入，但經濟稍有好轉，資源民粹主義就會死灰復燃。這必然導致油氣公司海外勘探開發(fā)步履維艱。

　　考量全球原油供給情況，僅關注原油供應量是不夠的，油氣是重要的戰(zhàn)略資源，對全球各國戰(zhàn)略和經濟都有重要意義，所以也應該關注儲量和產量之間的關系。儲采比就是一個很重要的指標。該指標可以刻畫某產區(qū)未來石油生產潛力，指標越高，說明某產區(qū)未來石油生產潛力越大。從儲采比角度看，根據BP公布的資料，2016年底全球石油儲采比為50.1，其中南美石油儲采比最高，為119.9，主要與委內瑞拉儲量巨大的重油有關;中東地區(qū)為69.9，該地區(qū)石油儲量豐富，而且產量高，將持續(xù)作為世界最重要石油供給基地;非洲地區(qū)為44.3，北美為32.3，俄羅斯—中亞為24.9，亞太地區(qū)為16.5。全球天然氣儲采比為52.5，其中中東地區(qū)儲采比為124.5，非洲地區(qū)為68.4，獨聯體—歐洲為56.7，南美地區(qū)為42.9，亞太地區(qū)為30.2，北美地區(qū)為11.7。

　　從油氣豐度、政策、儲量分布和儲采比來看，全球優(yōu)質油氣資源基本上已被跨國公司瓜分殆盡，中國石油公司在新的歷史起點上實施海外資源開發(fā)和原油供應國際化戰(zhàn)略，將面臨空前的困難和風險。

國際市場投資環(huán)境更復雜挑戰(zhàn)更艱巨

　　目前世界正在進入一個復雜的多極化合作時代，石油市場未來發(fā)展將受到各種因素推動，其中關鍵因素包括地緣政治動蕩、能源結構和供需基本面變化、經濟增長路徑選擇、金融政策變化、貿易爭端、技術進步，以及價格因素等。今年的4月全球初級產品市場和國際油市陰霾蔽日，月初中美貿易戰(zhàn)劍拔弩張之際，敘利亞和伊朗問題又接踵而至。這三大熱點事件至今仍在國際石油市場上空徘徊，對國內石油貿易和投資將產生深遠影響。

　　先看敘利亞危局。提到中東，在這片富饒的美索不達米亞平原上，為人們詠唱的除古巴比倫傳說之外，更有對石油的憧憬。作為世界最重要的石油產地，中東無疑是美國石油美元霸權體系里最重要的一環(huán)。但作為一個石油資源匱乏且正從石油出口國轉為進口國的敘利亞，卻在無休止的地緣政治博弈中成為暴風眼，一波未平，另一波卻又在醞釀中了。敘利亞石油儲量只有25億桶，很低，但由于國內石油消費量更低，所以內戰(zhàn)前基本能夠自給自足，甚至還有少量出口。但內戰(zhàn)爆發(fā)后，敘國內石油產量驟降，以至于現在開始考慮進口。盡管敘本國油氣產量在全球油氣版圖中無足輕重，但由于屬于“中東十字路口”的重要地緣位置、美俄中東博弈戰(zhàn)略支點，以及卷入敘利亞戰(zhàn)亂的內外勢力復雜背景動機等，使得敘利亞危機很可能變成被打開的潘多拉魔盒，一系列此前被抑制的矛盾沖突由此爆發(fā)出來，將中東產油區(qū)攪得沸反盈天。因而，盡管敘是石油生產小國，但卻是石油影響力大國，其局勢微妙變化會牽動國際油價波動，進而影響全球石油市場。

　　再說伊朗問題。與敘利亞不同，伊朗是世界石油儲量大國，石油資源十分豐富。截至2015年底，伊已探明原油可采儲量1570億桶，日均產量380萬桶，占全球石油供應量4%。同時，伊還是全球重要的石油出口國，當前日均出口石油250萬桶，貿易伙伴大都是亞洲國家。伊核協議被廢，伊朗被再次禁止原油出口。比照西方國家2012年初對伊石油施加制裁后市場反應，伊石油出口量驟降至日均100萬桶水平，這對國際原油市場形成實質性的沖擊。

　　我國是伊朗原油最大的進口國。在第一次制裁期間，我國是為數不多繼續(xù)從伊朗進口原油的國家。2015—2017年連續(xù)3年，除每年年初(1月份)會有較低進口情況，其余月份基本維持相對穩(wěn)定的進口態(tài)勢。2016年1月解除制裁前后，對伊朗原油進口量并沒有呈現突變增長情況。今年1—8月，我國進口伊朗原油量整體走高，且相比去年同期進口量平均保持16%的增長率。11月5日，第二輪制裁生效，美宣布將暫時允許8個國家或地區(qū)在美對伊制裁后繼續(xù)購買伊石油。這些國家或地區(qū)包括中國、印度、意大利、希臘、日本、韓國、土耳其和中國臺灣地區(qū)。但豁免期限只有180天，到期后不會延長。盡管我國政府公開表態(tài)“無論美國豁免與否，都會繼續(xù)進口伊朗石油”，但在美國高壓下，進口成本和風險都將增加。目前全球主要買家普遍謹慎對待進口伊原油。其中，丹麥航運巨頭馬士基、德國保險公司安聯和意大利鋼鐵制造商丹尼利都宣布暫?；蛲耆Ｖ乖谝吝\營計劃。根據美估計，在美制裁和施壓下，伊石油出口量從每月270萬桶減至每月140萬桶。

　　第三個是中美貿易戰(zhàn)對全球石油市場的影響。目前中美貿易總量已超過世界大部分國家的經濟總產值，出現貿易摩擦、爭執(zhí)、交鋒甚至貿易戰(zhàn)必然會對全球經濟產生影響。當然，作為石油企業(yè)，這場貿易交鋒也可以讓我們對國際貿易的延伸含義有了更多了解，對行業(yè)發(fā)展認識有了更多素材和新的維度。美能源政策的改變，必將深刻影響全球能源地緣政治格局——美洲崛起為新的能源供應中心，而亞洲崛起為新的能源消費中心。貫穿整個20世紀的“以中東為供應中心，以美歐為消費中心”的能源格局將被徹底打破。站在全球能源市場角度來看，國際石油市場是全球流通性最強的市場，在全球化格局被壓縮后，石油地緣政治、石油交易貨幣及國際石油市場諸方面都將面臨重新洗牌。隨著全球能源生產重心西移，消費重心東移，能源貿易流向也將發(fā)生重大變化。越來越多原本流向大西洋盆地的能源產品，將改道流向太平洋盆地。在美油氣進口量逐步下降背景下，沙特、卡塔爾等國原本計劃出口美國的油氣，將分流到亞太、南亞市場和歐洲市場。對俄羅斯而言，由于出口價格低廉及美歐擁有傳統盟友關系，美LNG和煤炭將對俄天然氣構成嚴重威脅，逼迫俄氣南下亞洲尋找市場。而最痛苦的是，目前俄對東北亞還沒有管道氣銷售，出口LNG在亞太市場份額很低。自從2016年底OPEC正式出臺減產細則后，全球油氣市場迎來了一個不確定時期。倘若美為了擠出OPEC在美市場份額，而對進口原油征收20%進口稅的話，那么原先流向美市場的輕質油可能會進一步向亞洲分流。

　　從海外油氣投資角度講，一些與美貿易逆差較大的產油國，為了獲得美貿易豁免，存在增設與中方投資合作門檻可能性，增加了中資海外投入系統性風險。特別是油氣管道、煉化等固定資產投資巨大項目，因資產外化且專用性強而更容易遭到途經國家不可預測風險干擾。而LNG則不涉及跨境基礎設施建設運營，資產專用性相對較低，應成為國內緩解天然氣需求重要手段。煉化海外投資金額浩大，沉沒成本驚人，商業(yè)性風險和政治性風險都相當高，對人力資源要求也高，還要經受開放市場下的競爭。相當一部分產油國希望增加國內煉化能力，但其經濟、社會、文化環(huán)境決定了這些國家煉化項目即使建成投產，也難以具備國際競爭力。倘若盲目在海外投資建設煉化裝置，未來可能進退維谷。在這種情況下，努力拓展成品油出口市場，包括擴大石油加工貿易，既可消化國內剩余產能，也符合東道國長期利益。

　　目前在我國石油公司擁有的海外油氣資源項目中，60%以上分布于風險較高的國家，這類油氣資源占總儲量、總產量比例超過68%;分布于中等風險國家的項目占20%，其油氣儲量和產量占比大致均為20%;分布于低風險國家項目僅占10%，其油氣儲量和產量占比為10%。特別是分布在伊朗、伊拉克、南蘇丹、北蘇丹、乍得、尼日爾、委內瑞拉7個風險較高國家的油氣儲量和產量占比，已超過石油公司全部海外油氣資源的70%以上，風險很大。作為海外油氣業(yè)務實施主體，在新的歷史起點上，我國石油公司將深化海外油氣合作，首先要做好風險變量賦值。在投資評估過程中，一方面要周密全面地了解風險類型和連鎖反映綜合信息，選擇精確有效的識別模型和具體方法，綜合考察并調試多種分析類型，以便規(guī)避不同質風險的發(fā)生。另一方面要持續(xù)做好風險識別常態(tài)化工作，將其過程系統化，通過綜合性學科分析，運用多樣化模型工具，形成科學合理的風險評價結果。其次要構建全球成本分攤機制。目前海外油氣合作呈現明顯的本土化趨勢，未來將從原來單一的國際化轉向多元化，從習慣于單獨投資、做大股東、控制作業(yè)權等方式，轉向強強聯合投資，分散風險。再次要政府部門加強風險管控，提高風險預警能力。投資海外單靠企業(yè)一己之力，很難全面準確把握國別投資風險。政府層面要建立專門機構對海外各國的政治、經濟環(huán)境進行系統評估和跟蹤監(jiān)測，對重大風險事件提供預警報告，便于企業(yè)在發(fā)生政治動蕩之前采取措施，加以防范，減少損失。

　　從全球石油市場再平衡角度講，無論石油價格運行在哪個階段，在談到石油市場平衡與再平衡時，必須明確其中的具體內涵。從西方經濟學理論看，在一個自由競爭的市場環(huán)境下，當市場達到均衡時，必然是商品的供給量等于需求量，此時商品的市場價格由生產商的邊際成本和邊際收益決定，且邊際成本等于邊際收益。當市場結構不能滿足自由競爭的條件時，則意味著市場處于壟斷或者寡頭壟斷的狀態(tài)，生產商可以在高于邊際成本水平上進行定價，控制市場的供給量，使市場始終處于非均衡狀態(tài)，此時形成的價格總體上將高于自由競爭的均衡價格。目前，石油市場已非常接近自由競爭的市場結構。原油的供給能力依然存在較大的過剩，明顯大于需求能力，需要等待需求的增長加以消化，再平衡仍需要大的經濟背景支持。

　　油氣產區(qū)和來源地的轉移，加上資源民粹主義思潮的上升，意味著中國石油公司海外經營將面對不同資源國迥然相異的法律法規(guī)、民族矛盾和油氣政策，以及被狹隘的資源民族主義不斷惡化的商業(yè)環(huán)境，意味著與資源獲取相伴而生的巨大風險與挑戰(zhàn)將在遠離本土的地域發(fā)生。盡管近年來全球重點資源國投資環(huán)境風險整體呈下降趨勢，但在油氣行業(yè)最寒冷的冬天過去之后，對資源的爭奪仍是政治博弈的焦點地帶。在全球油氣富集區(qū)政經格局進入重新調整之時，大國博弈引發(fā)地緣政治格局重塑和資源國政局動蕩，仍將在富油區(qū)此起彼伏。因而，獲取海外油氣資源難度和風險將越來越大。

中亞地區(qū)油氣投資隱性風險不斷聚集

　　作為世界石油市場的后來者，面對低風險、高豐度油氣資源市場已被先行者瓜分殆盡的現實，開始頻頻回望有“21世紀能源基地”的中亞市場。

　　中亞地區(qū)扼守歐亞大陸的樞紐部位，被英國地緣政治學者麥金德認為是對世界政治格局起重要作用的核心地區(qū)，加上該地區(qū)富含石油、天然氣和多種礦產資源，一直是大國爭奪的中心。20世紀初，英、俄曾在該地區(qū)爭奪控制權。蘇聯解體后，俄羅斯因一時衰弱而力所不及，該地區(qū)5國先后獨立，美、日、歐、土耳其、印度等大國勢力競先涉足該地區(qū)，導致該地區(qū)的局勢出現復雜態(tài)勢。中亞國家大多與我國接壤，是我國傳統友好鄰邦。中亞各國與我國經濟互補性強，一方是油氣生產和出口地，一方是潛力巨大的消費市場。雙方優(yōu)勢互補，合作空間巨大。

　　隨著“一帶一路”倡議的實施，我國與地處絲綢之路經濟帶的中亞國家在油氣等領域的合作迎來了歷史性機遇。中亞國家與中國石油的油氣合作，從合作領域到合作效果都呈現出里程碑式的進展。各國雖然與中國石油公司合作深度和廣度不一，但或多或少都在合作中有所收獲。2017年，中國石油在哈薩克斯坦累計產油達到2.9億噸，中哈原油管道累計向中國輸油超過1億噸，中亞天然氣管道累計向中國輸氣超過2000億立方米，多年合作迎來階段性成果。天然氣合作進入新階段。哈國南線天然氣管道建成年100億立方米輸氣能力，中亞天然氣管道D線復工，設施聯通再升級。此外，哈國達成向中國每年供應50億立方米天然氣合同，中烏首個上游合作項目卡拉庫利氣田一期投產，哈烏兩國氣源的接入夯實了中亞氣源的保障能力。合作范圍擴展至整個油氣業(yè)務鏈。在哈，中國石油公司業(yè)務領域涵蓋了油氣勘探開發(fā)、管道建設運營、工程技術服務、煉油和銷售整個上中下游業(yè)務鏈;在土庫曼斯坦參與了天然氣勘探開發(fā)建設運營的全業(yè)務鏈條;烏、塔、吉3國，業(yè)務領域也不斷拓展。

　　除我國國有石油公司外，越來越多國內能源企業(yè)投資俄羅斯中亞地區(qū)油氣領域。2014年，洲際油氣以5.25億美元收購哈薩克斯坦馬騰石油95%股權，又于2015年以3.5億美元收購克山公司100%股份。2017年9月8日，全球大宗商品巨頭嘉能可發(fā)布公告，嘉能可、卡塔爾主權基金(Qatar Investment Authority)同中國華信達成協議，二者將其持有俄羅斯石油公司14.16%股份轉讓給華信公司。

　　隨著中國石油公司在中亞國家投資不斷上升，在實際操作中必然遇到一些具體問題：

　　一是到中亞地區(qū)國家投資，要對當地的投資政策、投資法律體系、投資待遇、投資保護有比較深入的了解，如投資者是否享有國民待遇，當地對不涉及公共利益的征收的補償及相關規(guī)定;當地對投資的特殊規(guī)定;在設立公司、資本注入、并購交易、合規(guī)經營、爭議解決等方面都需要注意相應的事項;適用法律的選擇方面選用國外法還是選擇當地法等。中亞地區(qū)的投資法律規(guī)范有其獨特性，以哈薩克斯坦投資法律體系為例，哈關于投資的法律涉及雙邊、多邊、區(qū)域法律等多種規(guī)范形式。二是目前中亞國家會計體系、準則與國際通行的會計體系、準則尚不完全一致，盡管中亞和中國的會計準則都在趨同于國際會計準則，但由于各國發(fā)展水平不一，監(jiān)管重點不同，還存在若干問題。三是中亞5國經濟規(guī)模有限，經濟結構比較簡單，對外依存度較高，防范風險能力較弱，受外部影響力較大。近年來多次受到外部因素的沖擊，經濟增速減緩，貨幣貶值，失業(yè)率上升，社會環(huán)境有所惡化。四是在雙邊合作中經常會發(fā)生這樣的情況：在需要中資企業(yè)投資時，對方會給出種種優(yōu)惠條件;但當企業(yè)資金、技術、設備到位后，容易從主動變?yōu)楸粍?。為此，企業(yè)需要具備非常明確的長期安全意識，安全合規(guī)從事經營活動。同時，企業(yè)還需要了解當地的相關反腐敗法的規(guī)定。中亞地區(qū)歐美的跨國巨頭較多，如果企業(yè)與美或英公司有業(yè)務聯系，還要了解美、英等國反腐敗法的相關規(guī)定，以免因在該地區(qū)的業(yè)務對企業(yè)整體造成一定的影響。五是除企業(yè)經營中正常的風險外，重要地區(qū)的投資還需要考慮到該地區(qū)的政治風險，其中包括大國對該地區(qū)的政治影響，該地區(qū)對中國投資的態(tài)度等諸多問題。俄羅斯一直把中亞國家當做自己的勢力范圍，同時，中亞國家在政治、經濟、安全、軍事等領域對于俄羅斯的倚重還是不可忽視的。對中國而言，與中亞國家合作更多的是從經濟角度，而俄更多的是從安全角度考慮。所以，在中亞國家大型項目的投資中不能不考慮到俄的影響力因素。美在蘇聯解體、中亞國家獨立后，加強了對中亞國家的滲透和影響力。尤其是在“9·11”

　　事件之后，借助反恐和打擊伊斯蘭極端勢力，加強了在中亞的存在。美在中亞戰(zhàn)略目標在于像楔子一樣打入俄柔軟的腹部，對俄進行側翼包圍，實現控制歐亞大陸，同時加強對中亞能源的控制。因而，美石油巨頭在中亞油氣行業(yè)有大量投資。此外，歐盟、土耳其、日本、韓國等國也在中亞國家有著大量投資。歐盟借助其雄厚的資金、技術、文化優(yōu)勢在中亞地區(qū)有著一定的優(yōu)勢。土耳其借助語言、文化、宗教聯系同中亞國家也有著密切的聯系，如在哈薩克斯坦新首都阿斯塔納的建設中承攬的大量的工程項目;日本、韓國也借助自己在汽車、電子產品等領域的優(yōu)勢，在中亞國家擁有較大的市場份額。這些企業(yè)都是在國際市場上有著豐富經驗，中資企業(yè)需要對競爭對手有一定的認識和了解。六是中亞國家在一定程度上還存在所謂的“中國威脅論”。隨著中國企業(yè)在中亞國家的經濟活動的開展，一些民族極端勢力把中國同中亞國家間的正常經濟活動涂上了極端民族主義的色彩，開始散播“中國對中亞國家資源掠奪”論調，西方某些媒體也借此推波助瀾，最終導致某些項目被迫中止。

里海地區(qū)油氣稅負狀況及開發(fā)前景分析

　　位于歐亞大陸腹地的里海，因為坐擁龐大油氣資源一直是多國關注的焦點。里海沿岸5國(俄羅斯、伊朗、哈薩克斯坦、阿塞拜疆和土庫曼斯坦)之前也因此曾吵得不可開交。今年8月12日，第五次里海國家元首峰會在哈薩克斯坦阿克套舉行，各方簽署了歷史性的《里海法律地位公約》，從而階段性地結束了圍繞里海法律地位的爭論，里海的油氣開發(fā)也進入了一個新的階段。

　　對于資源的劃分，《公約》規(guī)定通過國家間的協商劃分里海海底，這將解決資源的歸屬問題。目前哈薩克斯坦、阿塞拜疆、伊朗和土庫曼斯坦之間分別需要進行劃界的工作，阿塞拜疆和土庫曼斯坦還需要解決海上油氣田的爭端。對于在里海大陸架油氣開發(fā)方面領先的阿塞拜疆而言，《公約》的簽署明確了該國一些大型項目的前景。實際上，俄羅斯和哈薩克斯坦此前對于里海大陸架油氣資源共同開發(fā)的協議，為其他國家解決油氣資源爭端做出了表率。

　　由于里海地區(qū)投資風險指數低于其他地區(qū)，且由于中國與里海各國之間傳統友誼和近鄰關系，預計未來合作程度會更加深入，這就要求中國石油公司不僅需要了解里海各家公司所得稅稅率、資本利得納稅規(guī)定、虧損結轉規(guī)定等基本內容，還需要理解境外稅收抵免規(guī)定、轉讓定價管理和資本弱化規(guī)則等涉外規(guī)定。

　　哈薩克斯坦具有良好的投資環(huán)境和巨大的資源潛力，將全球能源市場上的巨擘吸引到其石油石化領域。哈國目前主要稅種有所得稅(20%)、增值稅(12%)、財產稅(1.5%)、土地稅、社會稅(7%)等，但對滿足要求的項目(優(yōu)先投資項目)，可以實行稅收減免。一是免征企業(yè)所得稅(20%)。簽署優(yōu)先投資項目合同的當年1月1日起生效，從簽署合同的下一年起連續(xù)10年內免繳企業(yè)所得稅(總計11年)。但免繳企業(yè)所得稅需要在優(yōu)先投資項目合同中予以明確規(guī)定。二是免征土地稅。免征實施投資項目所需地塊的土地稅，優(yōu)惠時間與所得稅相同。但實施優(yōu)先投資項目的土地和土地上的建筑物如用于出租或用于其他用途，則不享受此優(yōu)惠。三是免繳財產稅。目前財產稅為1.5%，此項規(guī)定從2015年1月1日起生效。對實施優(yōu)先投資項目的法人在哈境內首次投入使用的設施，免征財產稅。

　　哈薩克斯坦具有發(fā)展大宗化工產品的石油、天然氣和煤炭資源條件，未來在這些資源加工和轉化方面具有一定潛力。從外部來看，哈國可依托的最大市場來自中國。因此，發(fā)展中國受資源制約、市場缺口大的產品較為可行，比如可利用豐富的煤炭資源條件和天然氣管線便利，發(fā)展煤制天然氣化工;也可考慮利用廉價的煤炭、天然氣資源，發(fā)展國內缺口較大的乙二醇產品等。需要注意的是應避開國內已過?；蚣磳⑦^剩的化工品種。哈國地緣位置較為突出，政治上存在不穩(wěn)定因素，其發(fā)展面臨多種選擇，既可在歐美主導的體系下發(fā)展，特殊情況下也可能會被俄國并入其體系，因此“一帶一路”僅是其可選項之一，不排除未來政策轉向的可能;民族矛盾問題也很突出，哈國1695萬人口，卻有多達130多個民族組成，所以基建選址時盡可能回避民族矛盾多發(fā)區(qū)域。

　　土庫曼斯坦天然氣資源非常豐富，主要蘊藏在東部和中部阿姆達利亞油氣區(qū)，在西部油田也有少量伴生氣。目前，土共探明127個氣田，其中39個正在開采。由于土屬于發(fā)展中國家且國家油氣產業(yè)開放程度大，對不同外資油氣企業(yè)所征收的稅費不同。土政府有大量產品分成等非稅收收入，因此其油氣稅收制度屬于大開放模式。2005年10月，土最新修訂稅法典保留了增值稅、消費稅、礦產使用稅、財產稅、法人利潤所得稅、自然人所得稅和地方收費7個稅種。相對來說，土石油和天然氣資源稅費政策比較寬松，因此能吸引外資企業(yè)來此進行油氣勘探開發(fā)。但土法律制度體系不健全，與國際慣例相差較遠，還在不斷制定和頒布，總統權利極大，有時一條總統令就廢止了相關法律條文。

　　阿塞拜疆是現代石油開采業(yè)的發(fā)祥地，根據阿塞拜疆國家石油公司(SOCAR)今年1月份公布的數據，阿石油和凝析油可采儲量為15億噸，天然氣儲量為2.55萬億立方米。外資企業(yè)在阿塞拜疆享受國民待遇，遇以下情況可向外資提供有限度的稅收優(yōu)惠：對外商作為投資向阿輸入的設備、材料等貨物，以及外企工作人員及家屬攜帶入境的私人財產和物品可免征關稅和增值稅;對重大外國投資項目，可通過簽訂個案合同的方式，規(guī)定項目可享受的稅收優(yōu)惠。例如石油天然氣或其他礦產資源的投資開發(fā)項目，外商可根據與阿政府簽署的合作協議享受免征進口關稅、增值稅等稅收優(yōu)惠。阿政府鼓勵向首都以外地區(qū)的社會經濟發(fā)展項目投資。

　　俄羅斯是油氣資源大國，是我國實施睦鄰外交的優(yōu)先方向，也是我國實施能源安全多元化的戰(zhàn)略要地。資源型經濟發(fā)展模式如同一枚硬幣兩面，一方面，俄依靠石油出口收獲大量石油美元，支持其經濟增長;另一方面，在石油出口收入增加帶來經濟增長的背后也潛伏危機。由于俄政府實施庫德林“剪刀政策”，修改油氣稅制，大幅提高政府在油氣收入中的份額，所以每當油價下跌時，俄政府是否會對油氣公司進行稅收援助就成為輿論關心的話題。這也是俄政府和油氣公司、政府內各部門間多年來爭論的焦點問題。由于油氣收入分配主要渠道是稅制，因此稅制變化成為政府幫助石油公司度過難關一個重要指標。2014年底，俄完成油氣稅制修訂立法程序，從2015年起開始實行新稅制。2016年，俄能源部和財政部首次在1000噸-1500噸/年(20萬桶-30萬桶/日)的石油生產中試點應用新稅收政策。原油及成品油(除燃料油外)出口關稅稅率均有所下降，這種減稅措施將給石油公司以巨大的經濟激勵。需要指出的是，這一新稅制草案是在2014年7月底成形的。彼時油價僅是開始下降，歐美金融制裁也幾乎是在同時開始，而草案制定過程卻在此之前早已開始，因此不能將出口關稅稅率的下調看作是對抗危機的救市措施。相反，在出口關稅稅率下調同時，礦產資源稅稅收基數卻在大幅上升。這反映了政府將稅收重點從出口關稅轉移至礦產資源稅上，用后者增收部分彌補前者損失部分，從而仍舊穩(wěn)定收入意圖。

　　盡管中俄油氣合作取得一系列重大進展和實質性突破，但要不斷深化和推進中俄油氣合作還面臨一些問題和潛在風險。在漫長合同期內，要落實已簽署的系列重大合作協議和合同，特別是要具體落實中俄東線天然氣合作項目和購銷合同，尚存在諸多不確定性因素，影響合作的有效性、穩(wěn)定性和安全性。一是中俄油氣合作領域局限，合作方式相對單一，不利于深化和擴大中俄能源合作。截至目前，中俄油氣合作主要集中于原油、天然氣進出口貿易，在已簽署的油氣合作協議和合同總額中，貿易方式占95%以上，涉及勘探開發(fā)、煉化的合作很少。二是中俄東線天然氣管線的氣源地氣田開發(fā)和天然氣管道建設滯后，直接影響俄東部天然氣按期輸入我國。據估算，俄開發(fā)氣田和建設輸氣管道總投資550億美元，這是在歐美制裁之下的俄經濟難以承受之重負。盡管我國向俄提供了250億美元預付款，但俄仍需籌措300億美元，由于缺乏相應的約束機制，無法確保預付款用于相關氣田的開發(fā)和管道建設。氣田開發(fā)和管道建設不確定性必然導致合同執(zhí)行延滯，從而使我國北方地區(qū)優(yōu)化能源結構、調整產業(yè)布局陷入“等米下鍋”困境。同樣的問題存在于中俄原油增供協議及有關合同的落實。由于采用了中方預付款方式，該項合作已經實施一年多，但至今尚未形成有效的約束機制，致使合作缺乏應有的保障。三是俄國內政局變化及其利益集團博弈直接影響中俄天然氣合作長期性、穩(wěn)定性。俄是在普京主政下與我國達成的天然氣合作協議和購銷合同。未來普京卸任后，俄國內必然出現各種利益集團激烈爭奪，一旦親西方勢力當政，可能對中俄能源合作項目提出新的更多的利益訴求。四是我國天然氣市場改革與發(fā)展相對滯后，成為影響中俄天然氣合作成功的潛在風險和重要因素。當前我國天然氣發(fā)展迅速，但市場空間依然狹窄，天然氣在一次能源結構中占比為6.6%，遠低于世界平均水平;市場體系尚不健全，對國際天然氣定價話語權較小;天然氣價格形成機制有待進一步完善，市場通過價格對資源配置的決定作用未得到充分發(fā)揮，導致我國進口氣價承受能力低。在俄東部天然氣如期按規(guī)模進入我國市場后，如果這些問題仍沒有得到較好解決，必然造成進口俄氣與國產氣之間價格倒掛，導致缺氣與過剩并存現象，不利于我國天然氣大發(fā)展，進而影響不斷深化和擴大的中俄能源合作。

　　位于“多極合作時代”，全球油氣地緣政治格局加速調整，大國博弈加劇，地區(qū)沖突不斷，都將嚴重影響全球政治和石油市場格局。不過，在油市動蕩加劇的同時，我國石油石化企業(yè)也迎來了一些前所未有的機遇：外因方面，國際油價企穩(wěn)向上，資源國民族主義情緒減弱，對外開放步伐加快;內因方面，國內宏觀經濟環(huán)境穩(wěn)中向好，“一帶一路”等國家重大倡議和戰(zhàn)略帶動效應逐步顯現。