多维度透视21世纪我国石油公司国内外油气资源战略

世界正进入“多极化合作”时代，“我认为这个时代将是21世纪上半叶世界格局的基本特征”。

本世纪初，当美国学者哈斯提出“多极化合作”这一新概念时，正是上个世纪末世界多个重大事件集中爆发之时，东欧剧变，苏联解体，美苏对峙两极格局被打破，世界各种力量在错综复杂的利益关系中出现新的分化组合，正形成若干地缘政治中心，国际格局向多极化发展。而时至今日，哈斯“多极化合作”的乌托邦愿望，似乎始终被致力于推动“单极世界”的政治力量所牵绊，属于战略性资源和“政治性商品”的石油，也始终处于多极博弈的风口浪尖。

在资源民粹主义、贸易保护主义成为全球经济复苏换挡最主要、最危险的种子的时下，在对国际贸易战导致全球化倒退并摧毁原有成熟的全球产业分工体系的忧虑里，在国内外油气资源储量增速放缓、品质下降的关键节点，在“你还来不及懂得悲伤，却让悲伤弥漫全世界”的地缘政治悲情中，中国的石油公司仍然要负重前行。

古人云，危邦不入，乱邦不居。但对于中国石油公司而言，依然要在多极合作时代的油气困局中，义无反顾地承担起油气合作中的政治性、地缘性、资源性、金融性等系统性风险。

国内油气资源劣质化趋势难以逆转

改革开放以来，我国石油上游业务持续发展，国内原油年产量由0.92亿吨增至2亿吨;天然气年产量由137亿立方米增至1400亿立方米以上;境外权益油由0增至1.92亿吨，取得了举世瞩目的成就。

但是经过几十年高强度开采，我国油气资源质量已发生重大变化，突出特点是地表地下复杂性加重，资源品质更差、目的层更深、成藏更隐蔽。剩余常规油气低渗透、特低渗透、深埋藏和稠油等低品质资源比重逐年上升，发现大型油气田难度越来越大，“骨头越啃越硬”将成为未来油气勘探大趋势。近几年，中国石油新增石油探明储量90%以上来自低渗透和特低渗透油藏，其中天然气新增探明储量几乎全部来自低渗透油藏，新动用储量采收率也呈现快速下降趋势。

根据自然资源部全国石油天然气资源勘查开采情况(2017年度)公告，2017年，全国石油与天然气新增探明地质储量均降至近10年来的最低点。石油新增探明地质储量8.77亿吨，其中，新增大于1亿吨的盆地有3个，分别是鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和渤海湾盆地海域;新增大于1亿吨的油田有2个，分别为鄂尔多斯盆地的华庆油田和姬塬油田。截至2017年底，全国石油累计探明地质储量389.65亿吨，剩余技术可采储量35.42亿吨，剩余经济可采储量25.33亿吨。天然气新增探明地质储量5553.8亿立方米，其中，新增大于1000亿立方米的盆地有1个，为鄂尔多斯盆地。截至2017年底，全国累计探明天然气地质储量14.22万亿立方米，剩余技术可采储量5.52万亿立方米，剩余经济可采储量3.91万亿立方米。

国内油气资源劣质化趋势难以逆转。油气资源品质变差，直接影响了我国油气储量动用程度和采收率。截至2016年底，我国已投入开发油田592个，已开发地质储量255.61亿吨，储量动用率66.41%，平均采收率33.35%，年产量1.93亿吨。其中，中国石油已开发油田288个，已开发原油地质储量150.5亿吨，年产量1.029亿吨，储量动用率42.14%，标定采收率32.31%，平均储采比11.25。中国石化已开发油田199个，已开发原油地质储量62.63亿吨，年产量3963.15万吨，储量动用率51.68%，标定采收率29.42%，平均储采比9.5。中国海油已开发油田77个，已开发原油地质储量24.03亿吨，年产量3831.38万吨，储量动用率35.15%，标定采收率27.49%，平均储采比6.43。

不同油藏类型和不同含水期的采收率标准大相径庭。我国已开发储量按综合含水率可划分为特低含水期(<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个级别。以油气田为统计单元，全国不同级别含水期的采收率16.72%-41.98%。其中，高含水期的采收率最高，为40.98%，特高含水期、中含水期、低含水期、特低含水期采收率分别为34.4%、24.28%、19.68%、16.72%。

从平均采收率可以发现，高含水、高采出程度制约了我国油气产量大幅增长。按质量和经济性，油气资源可划分为高丰度和中低丰度两大类。根据国家油气地质储量丰度划分标准，原油技术可采储量大于等于80万吨/平方千米为高丰度储量，大于25万吨/平方千米，小于80万吨/平方千米为中丰度储量，大于8万吨/平方千米，小于

25万吨/平方千米为低丰度储量。以油气田为统计单元，“十二五”期间，我国已探明油气储量中，低渗超低渗储量分别占油、气储量75%和92%，低丰度储量分别占油、气储量90%和50%以上，规模有效动用难度日益加大，说明我国油气勘探整体进入低品位资源勘探阶段。

从勘探开发成本角度看，2017年，国内油气资产规模是上市之初的4.5倍。这就是说同为1亿吨，总井数2017年比1995年增长了4.6倍，单井产量由5.7吨降至1.6吨。2017年，虽然中国石油、中国海油保住了全年上游业务微薄利润，但是一些大油田、老油田均出现了不同程度的亏损。

油气体制深层次矛盾并未得到根本解决

时下尽管油价开始回暖，但供需宽松的基本面没有发生根本性改变。虽然此前上游领域的改革已初见成效，但固有的深层次矛盾并未得到根本解决：资源劣质化明显、稳产难度大、资产负担重、人工成本硬增长，下一步重点要解决的是质量和速度的问题，是结构和动力的问题。具体而言，就是公司战略升级的速度要超过市场需求转向的速度，技术进步的速度要超过资源劣质化的速度，也就是要筹划好发展动力转型文章，推动上游油气业务向高质量发展。

与国外海相沉积相比，我国油气开发存在先天劣势。但国内石油公司在同样地质条件下，同样构造背景里，仍然存在较大差距。比如中国石化标定采收率平均为28%，但不同油田甚至是同一个油藏不同单元采收率仍存在较大差异，高的超过50%，低的还不到10%。长庆油田公司和延长石油公司同在鄂尔多斯盆地开采油气，但开采初期采收率却大相径庭，分别为22.4%和10.6%，相差超过50%，前者可以再提高，因为距离国际平均采收率还有差距，而后者提高的空间更大。渤海湾盆地陆地和海域石油地质条件相似，但我国3家石油公司获得的采收率分别为28.3%、21.81和17.8%，差值说明三者筛选油气开发工艺技术经济门槛值不同，落后者只要努力去降低“门槛值”，这个差值是可以缩小的。中国石油对油田二次开发条件界定有三条：油田服役年限大于20年;标定油田可采储量采出程度大于70%;油田综合含水大于85%。要在这样极苛刻条件下采出“剩余资源”，没有与储层高度匹配的工艺技术是不可能的。目前，中国石油在勘探新发现储量中，初期一次井网平均采收率为20%。即使各阶段开发工艺到位，采收率也就在25%左右，开发好的油田最大采收率也很难超过30%(大庆油田例外)，与国际同期25%平均采收率稍有差距。但中国石油老油藏精细开发和三采新工艺，将采收率从开采初期的20%，提至47.5%，比其他油田平均采收率(25.5%)高22%，处于世界先进水平。

偏低生产效率的背后，是实物储量与价值储量的不平衡，是投入与产出的不平衡。在油气储量评价上，国内公司更关注储量总量，包括无法开采部分，而国外公司更强调储量经济价值，强调可开采储量，这种概念差别带来国内外对储量评估计算时巨大差异。在储量分类思路上，我国分类标准是以油气藏和圈闭为对象进行评价，立足点在静态地质储量，而国外石油公司则是以油气资产为对象评估储量，以经济可采储量为核心确定参数，以技术应用程度为依据划分级别，其立足点是动态可采储量。投入与产出的不平衡，是制约我国石油公司向产业链中高端跃升最大的瓶颈。通过生产和经营规模综合对比可以发现，我国石油公司与世界主要石油巨头旗鼓相当，但如果把劳动生产率放进去比较，结果就大相径庭。

一桶原油的产出，通常要经历勘探、开发和生产三个阶段，桶油完全成本涵盖了这三个阶段的全部成本，主要包括桶油油气资产折耗费(DD&A)、桶油生产作业费、桶油勘探费、桶油销售及行政管理费、桶油税费等成本项目。在这些项目中，桶油油气资产折耗费(DD&A)占比最大，剔除企业不可控的桶油税费后，一般占桶油完全成本40%以上。其次是桶油生产作业费，占比20%-30%。因此，从经营层面讲，降低桶油完全成本的关键，就是降低DD&A与桶油生产作业费，就是要在有限预算范围内，最大程度获取经济规模储量，提升效益产量。将油气阶段成本指标体系和油气完全成本指标体系进行对比分析，中国石油、中国石化、中国海油3家公司单位油气产量成本分别为33.6美元/桶、

49.9美元/桶、32.7美元/桶，但壳牌、埃克森美孚、康菲3家石油公司均值不超过28美元/桶。

我国油气体制深层次矛盾并未得到根本解决，但解决这种深层次矛盾仅靠上游松绑未必可行，至少目前时机尚未成熟。油气行业特点是高投入、高风险、高收益，高精度勘探下风险问题更为突出。尽管目前中国石化涪陵页岩气累计产量超过百亿立方米，但之前勘探阶段20多亿元的沉没成本唯大公司才可承担。目前国内新勘探开发的油气资源质量逐渐变差，好区块大多名花有主，新增区块品质一般，资金和技术资质一般的企业进入风险较大，上游放开过急，效果和效益反而不好。而对大型国有企业而言，重要的是眼睛向内，转换思维和发展模式，从要素驱动转向创新驱动。劳动力、资源、土地的红利正在消失，传统产业面临最大的要素瓶颈就是创新能力和人力资本的不足，这跟高速增长当中的电力、能源、交通的瓶颈是不一样的。所以，十九大提出，通过三大变革，来提高全要素生产率。从2012年开始，我国经济增长势头开始回落，新常态下经济增长的动力在哪里?从经济学角度看，它应该主要来自全要素生产率(TFP)的提升。

过去40年来，物质资本对我国GDP增长的影响一直是显著的，但这种依靠大量资本投入和大量资源消耗的粗放型增长难以持续。随着我国经济总量突破10万亿美元，如果不提高劳动生产率，则长期以来并不那么优化的经济增长模式的显性风险就会在内部循环，随时可能使得经济列车脱轨。可以想象，劳动生产率只有美国7%、单位GDP能耗是美国3倍的经济体，要维持年均7%的经济增长率所付出的代价有多大?对石油公司而言，要实现每单位资本存量投入所带来的产值增长，即资本存量/产值的比值逐年上升，在资本回报率不断下降的情况下，唯有加大对人力资本与技术研发的投入，提高全要素生产率贡献率，才能引致规模收益递增，激活单位产值增长活力。

全球油气资源低丰度时代无法阻挡

尽管过去的40年我国油气产业改革和发展取得了巨大成就，但也要看到，当前和今后一段时期，我国油气产业面临更加严峻的挑战。

根据国家统计局数据，2017年，我国原油表观消费量6.1亿吨，国内原油产量1.915亿吨，原油进口量4.196亿吨。因为不同统计口径，对于2017年度我国石油对外依存度，有关机构有不同的表述和数值。如2018年4月9日，国家能源局发布数据显示，我国原油对外依存度已超过70%，加上进口石脑油和液化石油气等折算值，实际对外依存度已升至72.3%。2017年我国天然气产量为1476亿立方米，同比增长9.8%;进口928亿立方米，同比增长24.7%，对外依存度高达39.4%。未来几年，我国供气仍将紧缺，预计2018年天然气消费量达2600亿立方米，增长10.5%，而产量1606亿立方米，进口量保持快速增长，对外依存度将超过40%。

油气对外依存度持续升高意味着我国油气消费逐渐以依靠国内资源为主转向以依靠国外资源为主。目前全球油气资源尽管总体丰富，勘探开发潜力依然较大，但油气分布的不均衡性十分突出，少数国家或地区占据绝对垄断地位。随着各国把油气确定为本国安全战略的主要目标，油气资源争夺将愈演愈烈。目前北非、中东和中亚等地区大部分油田已被本国油气公司或西方油气巨头所瓜分，余下的合作区块大部分处在地质条件极为恶劣的地区，这些油田由于其增产潜质小、含水量高等因素，使得作业公司应具备较高的开发技术，同时投入较高的成本。另外，“一带一路”沿线地区或国家(例如哈萨克斯坦、土库曼斯坦、乌兹别克斯坦等)逐渐控制其合作政策，因此对其相关条约的要求也随之增加，管理协调等工作的难度持续增加。可以预判，未来我国安全、经济、稳定地获取境外优质油气资源难度将不断增大，国民经济增长对油气的高需求与油气产量低增长的矛盾仍旧突出。

根据国际能源署统计数据，截至2016年全球已发现剩余可采常规油气储量主要集中于少数国家和盆地，剩余油气可采储量为2.97万亿桶油当量，其中石油1.6万亿桶，天然气1.37万亿桶油当量，主要分布在中东、中亚—俄罗斯和南美地区，这3个地区剩余油气可采储量占全球可采储量的79.9%，俄罗斯、沙特阿拉伯、伊朗、委内瑞拉4个国家总计占47.6%。从油气分布盆地看，中阿拉伯、东委内瑞拉(包括重油)、西西伯利亚和扎格罗斯4个盆地剩余油气可采储量占全球的56%，加上鲁卜哈利、阿姆河、尼日尔三角洲、桑托斯和滨里海5个盆地，剩余油气可采储量占全球的70%。根据美国地质调查局(USGS)2014年数据，全球待发现常规油气可采资源总量为1.7万亿桶，其中石油7741亿桶，天然气9466亿桶油当量，主要分布于中亚—俄罗斯、中东—北非、非洲、中南美、北美和亚太地区，除中东外，待发现油气资源主要位于深水和极地。

从原油分布情况来看，总体上显示极端不平衡特征，75%原油资源集中在东半球，西半球仅占25%，即主要分布在北纬20度-40度和50度-70度两个纬度带内。其中，波斯湾及墨西哥湾两大油区和北非油田均处于北纬20度-40度纬度带内，其储量占全球原油储量51.3%，50度-70度纬度带内有著名的北海油田、俄罗斯伏尔加及西伯利亚油田和阿拉斯加湾油区。

以上从数量和分布上厘清全球未来石油生产潜力，但决定原油供给空间的评判标准，还要取决于原油品质。因为原油品质决定了加工处理过程的难易程度，以及产出组合构成。具体来看，与低硫原油相比，高硫原油在加工过程中需要增加额外脱硫装置，加工程序更复杂，而且还会对设备和材料造成腐蚀。因此，从理论上讲，高品质原油应该比低品质原油市场前景好、价格高。未来国际社会对低硫原油偏好会进一步增强。根据美国NPRA年会资料，世界原油依据比重(API度)分为轻质原油

(>31)、中质原油(24.1-30.9)、重质原油(<24)三大类型;依据含硫量分为低硫油(<0.99%)、高硫油(>7.0%)两大类型。统计显示，世界石油探明可采储量中以重质和中质油居多，原油产量中以轻质和中质居多。从2010年世界石油探明可采储量和产量估算情况看，虽然轻质低硫原油产量占世界总产量的37.8%，但其储量却仅占世界总储量的19%;而中质低硫/高硫和重质低硫/高硫原油的储量占世界原油总储量的61%。因此，未来新增原油供应将以中质和重质油为主，原油资源重质化、劣质化趋势明显。这种供给与需求的相反态势将使得石油供需之间的矛盾进一步加大。

除原油品质之外，原油开采难度及设备先进程度也是对石油开发有重要影响的客观因素。在过去50年里阿拉伯半岛为全球提供石油，沙特通过利用其储量丰富、易开采、高质量的轻质油而成为全球最大的石油生产国。然而，随着全球易开采油田走向枯竭，以沙特为首的中东产油国也不得不转向蕴藏在沙漠之下的重油油藏。据美国国家地质调查局估计，全球重油储量为3万亿桶，以目前全球消费速度来说，将可以维持石油消费100年。但问题是，利用现有技术只能开采其中的3000亿桶。重油黏度大，开采难，而且相比轻油，转化率成本高，这就对开采公司技术工艺提出更高要求。此外，油气资源的国有化运动制约了资源国油气产业发展。通过三次国有化浪潮，以沙特为代表的中东国家、以委内瑞拉为代表的拉美国家等均通过支持国有石油公司开采本国石油，开始了资源国有化之路。但同时，由于石油生产大国多是发展中国家，其开采设备与炼制水平等都相对落后，技术含量低，无法应对不断加大的开采难度与炼制标准的要求，“御先进技术于国门之外”，对于自身油气产量和品质的提升都不利。

严苛的技术和贸易门槛，使得产油国不得不放弃完全的国有化体制，转而寻求国外石油公司帮助。毕竟，狭隘的资源民粹主义与劳动价值论是相悖的。经济学基本原理告诉人们，没有开发的资源本身不是财富，只有经过劳动开发出来的资源才是财富。并且，没有市场需求的资源不会得到开发，经过劳动开发出来的资源还需要经过市场才能实现其价值。狭隘资源民粹主义把自然资源，特别是油气销往其他地方说成是对销售地的恩赐，甚至把这说成是销售地对产地的掠夺，殊不知在市场经济下，要谋求发展，销售市场才是最为重要的东西。尽管严重依赖油气资源收入的国民经济需要放宽准入门槛，实现资源销售收入，但经济稍有好转，资源民粹主义就会死灰复燃。这必然导致油气公司海外勘探开发步履维艰。

考量全球原油供给情况，仅关注原油供应量是不够的。