多維度透視21世紀我國石油公司國內(nèi)外油氣資源戰(zhàn)略

• 2018年12月7日 YaoEnHua來源：國際石油網(wǎng) 835 51
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  改性塑料供需格局迎變局，如何對需求擴大的領(lǐng)域增加市場十分重要！

  “十三五”規(guī)劃對“十二五”規(guī)劃實施情況進行全面評估；貫徹黨的十八大和十九大精神，以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導(dǎo)，突出改革創(chuàng)新；遠近結(jié)合，更加注重以解決長遠問題的辦法來應(yīng)對...

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”。

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(lǐng)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(zhì)化明顯、穩(wěn)產(chǎn)難度大、資產(chǎn)負擔重、人工成本硬增長，下一步重點要解決的是質(zhì)量和速度的問題，是結(jié)構(gòu)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(zhuǎn)向的速度，技術(shù)進步的速度要超過資源劣質(zhì)化的速度，也就是要籌劃好發(fā)展動力轉(zhuǎn)型文章，推動上游油氣業(yè)務(wù)向高質(zhì)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(nèi)石油公司在同樣地質(zhì)條件下，同樣構(gòu)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(zhì)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(shù)經(jīng)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(shù)是不可能的。目前，中國石油在勘探新發(fā)現(xiàn)儲量中，初期一次井網(wǎng)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(chǎn)效率的背后，是實物儲量與價值儲量的不平衡，是投入與產(chǎn)出的不平衡。在油氣儲量評價上，國內(nèi)公司更關(guān)注儲量總量，包括無法開采部分，而國外公司更強調(diào)儲量經(jīng)濟價值，強調(diào)可開采儲量，這種概念差別帶來國內(nèi)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(zhì)儲量，而國外石油公司則是以油氣資產(chǎn)為對象評估儲量，以經(jīng)濟可采儲量為核心確定參數(shù)，以技術(shù)應(yīng)用程度為依據(jù)劃分級別，其立足點是動態(tài)可采儲量。投入與產(chǎn)出的不平衡，是制約我國石油公司向產(chǎn)業(yè)鏈中高端躍升最大的瓶頸。通過生產(chǎn)和經(jīng)營規(guī)模綜合對比可以發(fā)現(xiàn)，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(chǎn)率放進去比較，結(jié)果就大相徑庭。

一桶原油的產(chǎn)出，通常要經(jīng)歷勘探、開發(fā)和生產(chǎn)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(chǎn)折耗費(DD&A)、桶油生產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)作業(yè)費，占比20%-30%。因此，從經(jīng)營層面講，降低桶油完全成本的關(guān)鍵，就是降低DD&A與桶油生產(chǎn)作業(yè)費，就是要在有限預(yù)算范圍內(nèi)，最大程度獲取經(jīng)濟規(guī)模儲量，提升效益產(chǎn)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(chǎn)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梨凇⒖捣?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(chǎn)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(nèi)新勘探開發(fā)的油氣資源質(zhì)量逐漸變差，好區(qū)塊大多名花有主，新增區(qū)塊品質(zhì)一般，資金和技術(shù)資質(zhì)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(nèi)，轉(zhuǎn)換思維和發(fā)展模式，從要素驅(qū)動轉(zhuǎn)向創(chuàng)新驅(qū)動。勞動力、資源、土地的紅利正在消失，傳統(tǒng)產(chǎn)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(chǎn)率。從2012年開始，我國經(jīng)濟增長勢頭開始回落，新常態(tài)下經(jīng)濟增長的動力在哪里?從經(jīng)濟學角度看，它應(yīng)該主要來自全要素生產(chǎn)率(TFP)的提升。

過去40年來，物質(zhì)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(jīng)濟總量突破10萬億美元，如果不提高勞動生產(chǎn)率，則長期以來并不那么優(yōu)化的經(jīng)濟增長模式的顯性風險就會在內(nèi)部循環(huán)，隨時可能使得經(jīng)濟列車脫軌。可以想象，勞動生產(chǎn)率只有美國7%、單位GDP能耗是美國3倍的經(jīng)濟體，要維持年均7%的經(jīng)濟增長率所付出的代價有多大?對石油公司而言，要實現(xiàn)每單位資本存量投入所帶來的產(chǎn)值增長，即資本存量/產(chǎn)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(shù)研發(fā)的投入，提高全要素生產(chǎn)率貢獻率，才能引致規(guī)模收益遞增，激活單位產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)業(yè)面臨更加嚴峻的挑戰(zhàn)。

根據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，2017年，我國原油表觀消費量6.1億噸，國內(nèi)原油產(chǎn)量1.915億噸，原油進口量4.196億噸。因為不同統(tǒng)計口徑，對于2017年度我國石油對外依存度，有關(guān)機構(gòu)有不同的表述和數(shù)值。如2018年4月9日，國家能源局發(fā)布數(shù)據(jù)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(chǎn)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(yù)計2018年天然氣消費量達2600億立方米，增長10.5%，而產(chǎn)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(nèi)資源為主轉(zhuǎn)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(shù)國家或地區(qū)占據(jù)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(zhì)條件極為惡劣的地區(qū)，這些油田由于其增產(chǎn)潛質(zhì)小、含水量高等因素，使得作業(yè)公司應(yīng)具備較高的開發(fā)技術(shù)，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(guān)條約的要求也隨之增加，管理協(xié)調(diào)等工作的難度持續(xù)增加?？梢灶A(yù)判，未來我國安全、經(jīng)濟、穩(wěn)定地獲取境外優(yōu)質(zhì)油氣資源難度將不斷增大，國民經(jīng)濟增長對油氣的高需求與油氣產(chǎn)量低增長的矛盾仍舊突出。

根據(jù)國際能源署統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2016年全球已發(fā)現(xiàn)剩余可采常規(guī)油氣儲量主要集中于少數(shù)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(nèi)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(nèi)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(jù)美國地質(zhì)調(diào)查局(USGS)2014年數(shù)據(jù)，全球待發(fā)現(xiàn)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(xiàn)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(nèi)。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(nèi)，其儲量占全球原油儲量51.3%，50度-70度緯度帶內(nèi)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(shù)量和分布上厘清全球未來石油生產(chǎn)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(zhì)。因為原油品質(zhì)決定了加工處理過程的難易程度，以及產(chǎn)出組合構(gòu)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(fù)雜，而且還會對設(shè)備和材料造成腐蝕。因此，從理論上講，高品質(zhì)原油應(yīng)該比低品質(zhì)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(jù)美國NPRA年會資料，世界原油依據(jù)比重(API度)分為輕質(zhì)原油

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