缅甸油气管道油价_缅甸油气管道进入中国

1.国际油价闪崩，大幅度下跌是何缘故？

2.油气储运工程的发展前景好么，这个专业怎么样

3.　世界油气资源供给现状及发展趋势

4.　西欧地区油气工业概况

5.国家管网资产移交加速：分子公司密集注册，省级管网去向明朗

6.什么叫石油战略储备？

7.油价走高带动行业资本开支提升景气度已传导至油服行业

8.「观察」就这样把低油价征服

国际油价闪崩，大幅度下跌是何缘故？

近日，国际油价大幅下跌。有媒体报道：“截至5月31日收盘，纽约商品交易所7月交货的轻质原油期货价格下跌3.21美元，收于每桶69.46美元，跌幅为4.42%；7月交货的伦敦布伦特原油期货价格下跌3.41美元，收于每桶73.54美元，跌幅为4.43%。”

国际油价闪崩，在我看来主要是以下四方面因素影响：

首先是原油需求的减弱。随着新能源汽车（特斯拉、理想汽车、蔚来汽车）的强势崛起，购买汽油车的受众在进一步减少，这也使得国际原油需求减弱。当供大于求的时候，油价下降也是必然的。

我身边的朋友，平均每4个开车的人中有1个是驾驶电车的。而且长期来看，电车或许有可能会进一步替代燃油车。之前欧盟不是就提出要在2035年开始停止销售燃油车，加大普及电车的计划嘛！虽然不太现实，但这也间接表明电车取代燃油车可能只是时间问题。

其次是产油国产油量的增加。在前面我们也说过原油的需求已经逐年在减少，按道理来说这个时候产油国的石油产量也应该对应削减。可类似于沙特这样的产油大国，为了保障财政的收入，打破了先前签订的“减产协议”，不仅不减产反而加大石油产量的生产。

另外，俄罗斯因为担心石油产量减少，国家经济难以维持，还让美国获利（美国也是石油一大生产国），干脆也不减产了。虽然销售欧洲受到限制，但是他最终找到了中转站，通过“中介”进行售卖，销量不减反增。

还有就是价格泡沫。当下的国际社会形势极度不稳定，社会恐慌情绪进一步蔓延。俄乌战争持续时间超过一年，中东地区战乱不断，西方内部的不和谐等，不稳定的社会环境使得石油价格进一步萎缩。国家资金都在进一步拢缩，用于保障社会的运行，其他项的支付在对应减少。

最后就是美联储的激进加息。为了缓解美国国内危险的经济形势，巩固美元地位，美联储进一步加息（目前仍未看到加息结束）。美联储加息导致硅谷银行、签名银行邓银行的破产，银行挤兑引发流动性危机。

而作为风险性质产品，石油受到了一定程度的影响。叠加市场需求减弱，导致了原油价格的大幅度下跌。同时由于美联储是否进一步加息的不确定性，导致市场普遍处于观望状态，投资购买情绪低下，因此油价何时能够回升也是个未知数。

油价下降对我们国家来说是一把双刃剑，可以有效降低国家进口石油的成本，当然我们日常加油的费用也减少了。但是油价下降也会使得与之关联的产业链商品价格下跌，尤其是对中石化、中石油会造成巨大冲击。

目前来看，油价下跌仍将继续，回到5元时代也不是不可能，就让我们拭目以待吧。

油气储运工程的发展前景好么，这个专业怎么样

这个专业前景不错，但只是相对而言的。

在油气行业里，这个专业不错，因为油气管道在全国分步很广，包括从国外的油气输入都需要油气管道，所以储运相关专业的人员不会没有需求。

在能源行业里，新能源不断崛起，虽然近三十年化石能源依然是我国能源主流，但以后占比会减小。但，化石能源消费是不可能消失的，只是近几年油价较低，行业需求缩减，就业同样是比较紧张的。不过，哪个行业又不紧张呢？大体都这样。

　世界油气资源供给现状及发展趋势

近年来，迫于美国的压力，欧佩克国家增加了石油产量，使得世界石油供应基本保持稳中有升。中东地区、东欧和独联体地区是世界上石油产量增长最快的地区。另外美洲地区的加拿大、巴西、墨西哥，亚太地区的澳大利亚和非洲地区的利比亚的石油产量都有不同程度的增长，在非欧佩克国家石油供应中占据了很重要的地位。但是非欧佩克国家的石油增产状况不会持续太久，未来决定世界油气供应的还是欧佩克国家。随着人类日益重视经济与环境的协调发展，世界各国更加重视天然气的开发利用，因此世界各国天然气的产量出现不同程度的增长，需求量也有进一步增加的趋势。天然气的产地主要在中东、俄罗斯和中亚地区。在未来的油气供应地中，中东、俄罗斯、北非、中亚和美洲地区处于首要地位。

一、世界油气资源供给现状

1.石油产量

据统计（图4-3），2002年全球石油产量为330213.5万吨（估计值），比2001年的产量333733.5万吨减少了1.05%，其中欧佩克2002年的产量为126175.0万吨（估计值），比2001年的135170.0万吨下降了6.65%，其中中东地区2002年产量估计值为97643.0万吨，比上年的实际产量104285.5万吨下降了6.37%。西半球2000年产量估计值为85572.0万吨，比上年的实际产量85313.5万吨增长了0.30%。东欧和前苏联2002年产量估计值为45692.0万吨，比上年的实际产量42109.5万吨增长了8.51%。亚太地区2002年的产量估计值为36884.0万吨，比2001年的实际产量36563.5万吨增长了0.88%。非洲地区2002年的估计产量为34087.5万吨，比2001年的实际产量34506.5万吨减少了1.21%。西欧地区2002年的产量为30335.0万吨，比上年的实际产量30954.5万吨减少了1.99%（梁刚，2003）。

图4-3　2002年世界各地区石油产量（单位：万吨）

由以上数据可以看出，2002年东欧和独联体地区是世界上石油产量增长最快的地区。其中俄罗斯产量已由2001年的第二位变为居世界第一位，沙特阿拉伯由2001年的第一位变为居世界石油产量的第二位（见表4-4）。2001年俄罗斯石油产量约为3.4亿吨，出口2亿吨。俄罗斯石油的主要出口方向是西欧、美国及地中海沿岸国家。在欧佩克考虑是否减产、伊拉克停止石油出口时，俄罗斯总是开足马力生产。俄罗斯增加石油出口，弥补了国际石油市场上的不足，稳定了油价。但是俄罗斯跻身于世界产油国行列之首，企图在世界石油市场攫取更多的份额的态势，使欧佩克处于两难处境：继续实行减产保价政策，会失去世界石油市场份额，不减产则难以维持其理想油价。因此，欧佩克想独自左右油价的状况已经成为历史。

表4-4　2002年底世界前25位主要国家石油产量和剩余探明可采储量

续表

（据梁刚，2003）

2.天然气产量

据统计，2002年世界天然气总产量为24981.15亿立方米，比2001年的总产量增长了0.72%。就各大区而言，美洲是世界最大的天然气产区，2002年底产量达9265.45亿立方米，比2001年底下降了0.15%；其次是东欧和前苏联，2002年底的产量为7160.07亿立方米，比2001年增长了1.49%。除非洲和美洲外（非洲的产量比上年同期减少4.78%，美洲的产量仅比上年减少0.15%），世界各地区的天然气产量均比上年有所增加，反映出世界各国加快天然气开发。从国家的角度来看，2002年底居世界天然气产量前六位的国家是俄罗斯、美国、加拿大、英国、荷兰和挪威。2002年世界各大区天然气产量见图4-4，世界前25位天然气生产国的产量见表4-4。由于天然气是比石油和其他能源更为清洁的能源，而且其燃烧后产生的热量也非常高，所以其消费量和应用领域也在不断地扩大。除发电、工业燃料、化工和民用外，也正在向交通动力方面发展，并将部分替代石油。而且天然气是增长最快的能源，需求量有进一步增加的趋势。

图4-4　2002年世界各地区天然气产量（单位：亿立方米）

二、世界油气资源供需发展趋势

1.世界石油资源供需状况和发展趋势

（1）世界石油供应状况

20世纪50年代到90年代，世界石油探明可采储量增加了十几倍。然而从20世纪90年代初到2001年这段时间，世界石油探明可采储量变化不大，净增量非常小，远远低于每年的开采量（图4-5）。

图4-5　世界石油剩余探明可采储量变化

（据国土资源部信息中心，2000）

近年来，通过采用更有效的勘探开发技术，应用提高采收率方法，越来越多的产油国的石油部门对外国投资开放，石油行业大多对其长期满足世界需求的能力表示相当乐观。但是随着油气的消费增加和石油勘探成本的增加，近年来石油的新增探明储量的速度已不能满足石油开采速度，石油的储采比在逐年降低，其接替率越来越小，这说明世界石油需求的增长继续超过其供应的增长，而且两者之间的差距正在扩大，如果世界对石油的消费量继续持续增长，其价格在不远的将来可能越来越高。据HIS能源集团估算，2000年“新油气田出探井”（NFW）的数量增加了31%，达到了826口，而新发现的石油储量却减少了10%，为143亿桶。HIS能源集团的报告指出，1991～2000年世界年平均产油量从6850万桶/日增加到了7360万桶/日，而同期剩余石油储量却减少了9%（从1991年的12070亿桶下降到2000年的11000亿桶），世界石油储采比从48（年）降至42年。其中中东地区的石油可采储量可以继续开采约86年。

但是，2002年世界石油剩余探明储量比2001年增加254.44亿吨，主要是因为采用新工艺将可大幅降低生产成本而使油砂利用更具竞争力，因此加拿大石油剩余探明储量大幅度增长。近年来，由于安哥拉在深海及超深海区众多的石油发现，预计该国石油产量到2007年时将跃升至200万桶/日。随着深海石油项目的不断开发，预计安哥拉石油产量将由目前的90万桶/日翻番至2007～2008年的200万桶/日，加上最近在超深海域又获得石油发现，到2010年安哥拉石油生产能力可超过250万桶/日。据全球能源研究中心（CGES）研究表明，由于国际石油公司如埃克森美孚公司、BP公司、道达尔公司纷纷投资安哥拉海域深水项目，2003年安哥拉海域钻井作业异常繁荣，也不断有新的油气发现。2002年底安哥拉已成为尼日利亚和利比亚之后的非洲第三大产油国，产量已超过埃及和阿尔及利亚，预计到2006年其石油产量将超过利比亚。

（2）世界石油需求状况

BP《2003年世界能源统计评论》指出，2002年全球能源消费比上年增加2.6%，快于近10年平均1.4%的增长速度；世界石油生产能力超过需求；世界石油供应呈现出更加多样化的趋势。虽然有伊拉克战争以及委内瑞拉和尼日利亚的供应中断，但是石油生产国依然能够满足消费国的需求，消费国无需动用战略石油储备。伊拉克战争期间，欧佩克利用它的近400万桶/日的剩余生产能力来保证市场供应。2002年全球石油需求仅比上年增加29万桶/日，为7570万桶/日。需求的增加主要来自中国，2002年中国的石油消费增加了5.8%（33.2万桶/日）。全球石油供应为7390万桶/日，比2001年减少了0.7%（41.5万桶/日）。其中，欧佩克石油产量为2820万桶/日，比2001年减少了6.4%（187万桶/日）。非欧佩克石油产量比2001年增加了145万桶/日，增加产量的国家主要有俄罗斯（增加64万桶/日）、哈萨克斯坦（15万桶/日）、加拿大（17万桶/日）、安哥拉（16万桶/日）和巴西（16万桶/日）。在过去的3年里，来自俄罗斯、里海、大西洋深水盆地以及加拿大的石油产量合计已增加了330万桶/日（增长了26.5%），到2007年还可能再增加500万桶/日。

（3）发展趋势

国际能源机构（IEA）在近日发布的最新的油品市场报告中，预测了2004年全球油品市场需求情况。据估计，2004年全球市场对油品的需求将增加100万桶/天，而来自非欧佩克国家的石油供应及欧佩克国家天然气液体产品（NGL）的增长为174万桶/天。IEA预测，在一些经济增长较为显著的地区2004年油品需求增长将比较强劲。2004年美国经济将出现较大程度的恢复，同时将带动油品需求的快速增长，2004年美国新增油品需求将达到34万桶/天，占据全球油品需求增长的三分之一。2001年美国石油净进口量（包括原油和成品油）占石油总需求量的55%，预计2025年将达到68%。成品油进口量占石油进口量的比例将从2001年的15%增加到2025年的34%。在非经合组织国家中，中国对石油需求量较大，预计2005年、2010年、2015年中国需进口的原油分别为1亿吨、1.3亿吨和1.6亿吨。

虽然IEA预测2004年全球油品市场需求的增长率将与今年相同，但这两个数字所代表的意义是不一样的。2003年全球油品需求增长受到了一些日常因素的影响，如日本核电站的停运使得日本的石油需求出现快速上升，美国天然气价格的高涨使部分使用天然气的用户改而用石油，伊拉克战争使得非经合组织国家提前建立战略石油储备等，这些异常的因素都促使2003年全球油品需求出现了较高的增长速度。IEA对2004年全球油品市场需求增长的预测建立在以下基础之上：全球气候恢复正常、全球经济出现阶段性恢复、较低的原油和天然气平均价格、日本核电反应器投入运行等。因此，在剔除了2003年的几个异常因素影响外，2004年全球油品市场需求增长从油品市场内在的运行机制来说显得更为强劲。2004年来自非欧佩克国家石油出口的增长要比全球油品市场需求的增长多出70万桶/天，这就要求欧佩克国家在2004年继续削减石油产量，这将是欧佩克连续第五年对石油产量进行削减。据预测，2004年非欧佩克国家的石油产量将在今年增加111万桶/天的基础上继续增加132万桶/天，其中一些成熟的石油开采区，如北海、俄罗斯和北美将继续通过增加钻井数和运用新技术小幅增加石油产量，而美国的墨西哥海湾、北海、拉美和西非的深水油气产量在2004年将出现较大幅度的增长。

2.世界天然气供需状况和发展趋势

（1）天然气供应状况

2000年世界天然气出口量比1999年增长了8.6%，达5262.7亿立方米，其中管道天然气出口量为3893.1亿立方米，液化气（以下简称LNG）出口量为369.6亿立方米。2000年世界管道天然气的5大出口国是俄罗斯、加拿大、挪威、荷兰和阿尔及利亚，出口量占世界总出口量的90.7%。俄罗斯是世界上最大的管道天然气出口国，占世界管道气出口量的33.5%。5大进口国是美国、德国、意大利、法国和荷兰，2000年其进口量占世界总进口量的70.9%。2000年LNG出口量比1999年增长10.3%。世界5大LNG出口国是印度尼西亚、阿尔及利亚、马来西亚、卡塔尔和澳大利亚，其出口量占世界总出口量的78.3%。印度尼西亚是世界上最大的LNG出口国，占世界LNG总出口量的78.3%。LNG的主要进口国是日本、韩国和法国。2002年世界天然气总出口量为5813.4亿立方米，其中管道天然气出口量达4313.5亿立方米，LNG出口量达1499.9亿立方米（刘增洁，2002）。

另据上海天然气项目筹备组提供的世界LNG供需状况表明：截至1999年，世界LNG出口国主要有11个，天然气的液化能力为1490亿立方米/年，约11040万吨。亚太地区4个LNG出口国分别是印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚和文莱；非洲和中东地区5个LNG出口国分别是阿尔及利亚、利比亚、尼日利亚、阿布扎比和卡塔尔，其余2个LNG出口国是美国和特立尼达－多巴哥。特立尼达－多巴哥和尼日利亚于1999年加入LNG出口国行列。1999年，特立尼达－多巴哥的大西洋LNG公司向美国和西班牙共出口了20.5亿立方米的天然气；尼日利亚的LNG公司向欧洲供应了7.4亿立方米的天然气；同年6月，卡塔尔的第二个天然气液化厂（拉斯拉凡LNG工厂）投入生产，1999年卡塔尔共出口了81亿立方米的天然气，占世界LNG贸易量的6.5%，其他主要的LNG出口国所占的份额分别是印尼占31.2%，阿尔及利亚占20.7%，马来西亚占16.5%。

天然气的产地主要在中东、俄罗斯和中亚地区。在未来的油气供应地中，中东、俄罗斯、北非、中亚和美洲地区处于首要地位，具有非常重大的地缘战略意义。

（2）天然气需求状况

美国是世界上最大的管道进口国。随着经济大发展，美国对天然气的需求量会不断扩大。世界上LNG进口国主要集中在亚洲、欧洲等地区的少数几个国家。亚洲地区LNG进口国主要是日本，韩国和中国台湾；欧洲LNG的进口国主要是法国、土耳其、比利时、西班牙和意大利，另加上美国，共九个LNG进口国。世界上列在前三位的LNG进口大国分别是日本、韩国和法国。1999年的进口份额分别占世界LNG出口总量的55.8%、14.1%和8.3%。20世纪90年代以来，韩国和中国台湾省LNG进口所占的比例有所增加，1999年中国台湾省LNG进口比例增加到4.3%。（刘增洁，2002）

1999年，亚洲的LNG进口量比去年增加了62亿立方米，达922亿立方米，从而显示出日本尤其是韩国的经济状况有了明显好转。这两国的LNG进口量分别比去年上升4.4%和22.4%，美国的LNG进口量也几乎比去年翻一倍，达46亿立方米。尽管美国LNG的进口量有所增加，但国内总的天然气消费中LNG所占比例不大，预计以后十年美国LNG进口量不会有大的增加。

亚洲地区部分国家正在筹划LNG项目。新加坡正考虑进口LNG，计划投资5亿美元建设LNG接收终端，使能源来源多样化；泰国与阿曼签订了LNG购买合同，要求2003年开始供应天然气；印度正计划在沿海地区建设十二个LNG接收终端，把天然气作为发电厂长期使用的燃料。尽管印度目前的化肥用气是天然气主要需求之一，但天然气发电将成为天然气消费的主要领域；中国也已决定在东南沿海地区适量引进LNG，并明确先在广东省进行试点，LNG接收终端计划建于珠江口海岸深圳市大鹏湾内的秤头角镇，分两期建设，一期LNG进口量为300万吨/年，两期增加200万吨/年，总进口规模达到500万吨/年。

2002年全球天然气需求增加了2.8%，美国增加了3.9%，亚太非经合组织国家增加了7%。天然气消费的增长超过了全球一次能源消费的增长，天然气在全球能源消费结构中的比例达到24%，与煤炭相当。

（3）发展趋势

出于环境保护的需要，各国都积极鼓励天然气生产和消费，为天然气市场的扩大提供了机会。同时为应付国际油价波动频繁等不利因素的影响，世界各国对天然气的需求增大。据EIA等分析，世界各地区在2010年对天然气的需求有较大增长（图4-6）。未来天然气主要消费国为美国、中国。

图4-6　2010年世界各地区天然气需求情况（单位：亿立方英尺）

资料来源：美国能源信息管理中心（EIA）、阿瑟德里特公司（ADL）CIS：独联体

1）美国：根据美国能源部信息局预测，到2025年美国的天然气需求量将增长54%，美国国内的天然气供应将日益依靠国内新的大型天然气建设项目。美国国内天然气增加供应将主要依靠两种资源：一种是非传统储备（致密砂层、煤层甲烷和页岩等），另一种是阿拉斯加管输天然气（供应其它48个州）。非传统天然气总产量将从2001年的5.4万亿立方英尺增加到2025年的9.5万亿立方英尺，同时阿拉斯加天然气产量将从0.4万亿立方英尺增加到2.6万亿立方英尺。美国天然气进口量将从2001年的3.6万亿立方英尺增加到2025年的7.8万亿立方英尺。

2）亚太地区：到2010年，预计全球天然气消费量为3110亿立方英尺。因中国和印度显示出较大的天然气市场，2010年亚太地区天然气需求量将是1999年的两倍以上。2000年到2010年间，预计亚太地区的天然气需求量分别是：2000年为310亿立方英尺，2005年为450亿立方英尺，2010年为580亿立方英尺。今后10年，在上海等地区能源需求的推动下，中国的天然气需求量将会很大。预计2010年，中国天然气需求量为1.25亿吨油当量左右。据此预测的天然气需求量与本国今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有缺口（图4-7）。这部分的缺口，需要进口管道天然气和液化天然气弥补。

图4-7　中国的天然气供需状况和潜力

据产业预测、阿瑟德里特公司（ADL）等

　西欧地区油气工业概况

由前面世界油气地缘政治格局分析已经知道，西欧属于油气消费大区，但其区内油气资源非常少，其社会经济发展所需要的油气资源主要靠进口解决。当然，西欧本土部分国家也有一些油气资源，如英国、挪威、荷兰、法国、意大利等。

一、西欧地区的石油工业

西欧是后起的大产油区。1970年以前，西欧还是一个贫油区，采油业只限于陆上若干小油田，原油产量微不足道。从20世纪60年代开始，北海沿岸国家已经发现近海丰富的油气显示，但由于自然与经济方面的原因，开发利用被推迟了。到了20世纪70年代，尤其是1973年以后，高涨的油价才赋予开发利用北海石油的巨大经济意义。随着北海原油产量的增长，西欧甩掉了“贫油”的帽子，成为一个新兴的原油产区。

西欧采油业的主要产区分布于北海海域。北海海域分属沿岸七国，其中英国、挪威分得面积最大，分别占46%与25%，北海的采油业就集中在这两国海域。荷兰、丹麦、前西德、比利时、法国共获得其余的29%，但这些海域的原油产量不具有重要地位。

英国是随着北海石油开发而崛起的第一产油国。1975年下半年，英国北海海域的阿盖尔和福蒂斯油田开始出油，从此，英国采油业突飞猛进。1980年起，英国成了西欧主要石油消费国中唯一一个能够自给并能输出原油的国家。到1998年，英国的石油产量为1.33亿吨，同期的剩余探明可采储量为7.08亿吨（王金洲，1999）。

挪威是西欧第一石油储量国。1998年，挪威的剩余探明可采储量为14.89亿吨。挪威北海海域的采油业早于英国，1971年埃克菲斯克油田出油为其起点。1975年生产原油900万吨，成为西欧第一个石油自给有余的国家。尔后，原油产量稳步上升，1992年达1.64亿吨，超过英国成为西欧地区最大产油国，1998年，其石油产量为1.52亿吨，成为世界上最大产油国之一。2003年5月，挪威驻委内瑞拉大使达格·默克宣布，挪威国家石油公司将在委内瑞拉德尔塔拉天然气项目中投资30～50亿美元。这是挪威迄今为止涉及金额最大的国外投资计划，它意味着挪威石油工业开始向国际化方向发展（国际石油经济编辑部，2003）。

2000年西欧地区石油储采比为7，石油剩余探明可采储量为23.4亿吨，占世界石油剩余探明储量的1.67%，比1999年的石油剩余探明储量25.38亿吨减少了7.7%。2000年天然气剩余探明可采储量为4.5万亿立方米，比1999年天然气剩余探明可采储量4.43亿立方米增加了1.5%，占世界天然气剩余探明可采储量的3.01%。2000年西欧石油生产量为3.21亿吨，比上年的石油产量增加了1.0%，占全世界石油产量的9.58%（其中英国2000年的产量为12684.5万吨，比上年的实际产量13624.5万吨减少了6.9%；挪威2000年的产量为16081.0万吨，比上年的实际产量15088.0万吨增长了6.6%。），而1999年西欧石油消费占世界石油消费的22%。西欧1999年的天然气产量为2892.37亿立方米，比1998年的2665.7亿立方米增加了8.5%，占世界产量的12.31%，而其天然气消费量1999年为4173亿立方米，占全世界天然气消费量的17.38%。天然气在欧盟15国一次能源消费结构中的比例将近24%，相对世界其他地区而言，欧盟天然气储量有限，产量不高，但消费量和进口量很大，输气管网发达。截止到2001年底，欧盟天然气探明储量3.21万亿立方米，占世界的2.1%，主要分布于荷兰（1.77万亿立方米）和英国（0.73万亿立方米）。欧盟2001年产气量2129亿立方米，占世界的8.6%，主要生产国是英国（1058亿立方米）和荷兰（614亿立方米）；天然气消费量3433亿立方米，占世界的15.9%，主要消费国是英国（954亿立方米）、德国（829亿立方米）、意大利（645亿立方米）、法国（407亿立方米）、荷兰（393亿立方米）和西班牙（182亿立方米）（刘岩，2003）。

二、西欧的油气贸易

早在20世纪50年代初期，西欧石油进口量已达4000多万吨，超过了美、日两国进口量的总和，相当于世界总进口量的30%。进入60年代以后，西欧实施了能源从煤炭到石油的转换，石油消费量激增，至1973年石油进口量占世界石油总进口量的45.6%，那时，西欧是一个贫油区，原油产量仅约1800万吨，对于区内庞大的消费需求不过是杯水车薪，以至形成了石油消费高度依赖进口的局面。随着挪威、英国北海石油的开采，提高了区内原油的自给率。同时，重视调整能源消费结构：压缩石油消费量‘提高天然气、煤炭和核能的消费比例，石油进口量显著下降。但因北海原油生产受资源储量规模的限制，西欧仍是世界重要的石油进口国。中东和非洲是西欧石油进口的基本来源，此外，来自原苏联与拉美的石油亦占有一定的比例。意大利、法国、原联邦德国是西欧三大石油进口国。

北美和欧洲是世界管道天然气消费的主要市场。在北美主要天然气的出口国是加拿大，其主要通过管道向美国出售天然气，2000年的管道天然气贸易量为1034.4亿立方米；欧盟天然气消费的39.2%来自进口，而且进口来源多，半数成员国完全依赖进口（刘岩，2003）。在欧洲天然气的主要出口国是俄罗斯、荷兰、挪威、英国等，出口到意大利、土耳其、荷兰、德国、法国、比利时等国家。因此，加拿大、俄罗斯、挪威、荷兰和英国是保证北美和欧洲这两大消费区天然气供应的最重要国家，在地区天然气贸易中具有很强的地缘政治优势。

俄罗斯在中欧和西欧的天然气供应中占据了很重要的位置，对欧洲其他国家来说，如果没有俄罗斯的油气供应，特别是天然气的供应，欧洲的能源安全就面临着很大的威胁。2001年，欧盟管道进口天然气1542亿立方米，其中，来自俄罗斯752.3亿立方米（刘岩，2003）。但俄罗斯在站稳欧洲市场的同时，准备利用其强大的油气优势，东向开发东北亚和中国市场，以防其油气出口的单一性而带来的劣势。

挪威2000年的天然气储量为1.25万亿立方米，天然气产量为449.6亿立方米。1999年挪威出口到欧洲大陆和英国的天然气比1998年增加了6.8%，达到455亿立方米。法国燃气公司是挪威天然气的最大买家，共购进112亿立方米。德国的鲁尔天然气公司购买了95亿立方米，比利时配气公司购买了56亿立方米。挪威出口到捷克共和国的天然气增加到13亿立方米。1999年10月，挪威输气管网完成扩容改造，连接Kollsnes与Emden终端的欧洲输气管道二期工程开始投入运营。2001年，欧盟进口天然气的1542亿立方米中483.8亿立方米来自挪威（刘岩，2003）。

2000年荷兰的天然气探明储量为1.77万亿立方米，产量为628亿立方米，出口量为366.2亿立方米。1999年荷兰的管输天然气出口量由于向德国的出口减少，1998年下降至350亿立方米，同时因Trans-Europa-Naturgas管线扩建工程的影响，出口到意大利的天然气也有所下降。2000年出口的管输天然气量为366.2亿立方米。

2000年欧洲还是液化天然气（LNG）进口第二大户，进口量为326.8亿立方米，仅次于亚太地区（其进口达980.4亿立方米）。2001年进口LNG为287亿立方米，其中来自阿尔及利亚、尼日利亚、卡塔尔、阿曼、利比亚、阿联酋的LNG分别为200.7、55.5、9.3、9.1、7.7、0.2亿立方米，占世界总出口量1429.5亿立方米的20%（刘岩，2003）。

三、西欧的油气运输

徐小杰根据研究认为，未来的亚欧陆上油气管道运输网络主要由“石油心脏地带”向欧洲、东亚、东南亚和南亚这个需求月形地带流通，具体有西向、南向和东向三个方向的跨国管网系统。其中，西向的管网系统有两个部分，一是从俄罗斯的西伯利亚到欧洲。这里有俄罗斯的友谊管道和新建的亚马尔管道。二是中亚向西针对欧洲市场的运输线路，包括北线和西线。北线指阿塞拜疆和哈萨克斯坦的石油往北进入俄罗斯领土，利用现有的管线输送到俄罗斯的黑海港口诺瓦罗伊斯克。西线指里海的石油经巴库到格鲁吉亚或土耳其进入黑海或地中海。同时，北非阿尔及利亚的天然气已经贯穿马格里布，北上供应南欧市场，这就是著名的马格里布—欧洲管线（徐小杰，1998）。具体来说，连接西欧的石油输送航线主要有（王金洲，1999）：波斯湾—好望角—西欧、北美线。这条航线从波斯湾各油港经霍尔木兹海峡、阿拉伯海，沿非洲东海岸穿行莫桑比克海峡绕道好望角，再沿非洲西海岸直达西欧、北美。此航线主要由超级油轮经营，它担负着输往西欧石油总量的70%和输往美国石油的45%，它是西欧、北美主要的供油运输线，也是世界上最主要的海上石油运输线。

北美、西欧和前苏联地区又是油气管输最发达的地区（图5-1、图5-2见书后彩图）。那里的天然气管道星罗棋布并已实现了国际联网。欧盟内部现有天然气长输管道里程18.7万公里，是1970年7.1万公里的2.63倍。欧盟内部跨国管输量613.9亿立方米，占世界跨国管输量4083.2亿立方米的15%。欧盟60%的天然气消费量至少跨越一个国家输送（刘岩，2003）。天然气干线密度在美国为185米/千米2，在荷兰为265米/千米2，法国为48米/千米2。西欧天然气供应最初是区域性的，但从荷兰发现格宁根气田后，西欧开始了天然气管网系统的建设。东欧也在积极扩建其输气管道。就参与国的数量而言，欧洲的天然气市场是全世界最复杂的天然气管网，天然气用户有2亿。

近几年来，随着天然气需求的增长，输气管道的建设稳定增长。全欧对清洁燃料需求的增长，正推动着由前苏联地区、北非以及北海外输天然气管道建设项目的实施。欧洲目前在建和计划建设的项目中，有起自北海和阿尔及利亚的Zeepipe II管线、“欧洲管线”、霍尔腾管线以及欧洲—马格里布管线正成为关注的焦点。

四、欧盟天然气统一市场

从以上分析可见，欧盟成员国之间天然气消费部分靠成员国之间的进出口解决，但很大部分还需要依靠从欧盟外部市场进口解决。在这种情况下，为保证欧盟天然气安全稳定供应，欧盟形成了天然气统一市场。

欧盟各国天然气行业发展可分为四个阶段（宦国渝，李晓东，孙剑，2003），即起步期、成长期、成型期和成熟期。目前这些国家已进入了气源多元化、市场需求稳定、基础设施完善的成熟期，这为欧盟形成统一的天然气市场提供了坚实的物质基础。建立统一的天然气市场是欧盟经济一体化进程的必然结果，也是欧盟各国推动本国天然气行业发展、促进高效清洁能源利用的需要。

早在1990年，欧盟委员会就已经开始促进欧盟内部天然气市场的建立。1990年6月和1991年5月，欧盟委员会相继发布了90/377/EEC指令《关于提高工业最终用户天然气和电力价格透明度的程序》和91/296/EEC指令《关于通过管网输送天然气》，迈开了发展内部天然气市场的第一步。1996年，欧洲议会和欧盟理事会以1254/96/EC指令的形式，公布了跨欧洲能源网络建设的一系列指导方针，这些方针有力地促进了欧洲天然气一体化基础设施的建设。1998年7月，欧洲议会和欧盟理事会又发布了98/30/EC指令，阐明了内部天然气市场的共同规则和各成员国天然气部门的组织原则，提出了为确保内部天然气市场得以建立并有效运营，各成员国政府在输送、储存、配送领域必须承担的维护市场公平竞争的义务，还规定了强制性条款。

欧盟天然气统一市场的主导思想在于促使区域内资源的自由流动、为构建和完善区域内统一的能源市场作准备，但是，在不妨碍内部大市场的前提下，允许各国具有一些豁免权，并制定各国管理制度。在欧盟天然气统一市场内，要坚持公平原则、透明原则和采取许可证为主要手段的监管方式。

从欧盟天然气统一市场的形成，及其主导思想和执行原则来看，欧盟在天然气乃至能源市场的管理上已开始了统一的管理，其各国的油气安全战略必然受其统一规则的支持与约束。

国家管网资产移交加速：分子公司密集注册，省级管网去向明朗

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南方能源观察

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编辑|冯洁

工商信息显示，9月9日以来，国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称“国家管网”）华东分公司、华北分公司、华南分公司及深圳液化天然气项目经理部相继注册成立。有接近国家管网公司的人士透露，9月底是三大石油公司向国家管网公司进行资产移交的最后时限，为了保证企业的正常生产运营不受影响，近日三大石油公司旗下涉及移交管网资产的公司，正在变更企业名称或者进行股东变更。此外，有消息称，省级管网资产去向也已经明朗，即三大石油公司持有的省级管网公司股权将收归国家管网公司，广东省天然气管网公司和浙江省天然气开发公司将成为国家管网直属管理的两大省级管网公司。

市场对于管网改革厚望的另一面，是油气管网移交后，石油公司在疫情及低油价下面临的挑战。

今年上半年，中石油、中石化亏损严重。中石油、中石化2020年上半年业绩报告显示，中石油实现归属于母公司股东的净利润为-299.9亿元，中石化实现归属于母公司股东的净利润-228.82亿元，两大石油公司总计亏损达到528.7亿元。

两大石油公司经营巨亏的同时，也进一步凸显了油气管网这一优质资产对石油公司的业绩贡献能力。对比中石油勘探与生产、炼油与化工、销售、天然气与管道四大业务板块，天然气管道板块成为当前中石油盈利能力最强的业务板块。2020年上半年，中石油天然气与管道板块实现经营利润为143.72亿元，其中，销售进口气及LNG净亏损为人民币118.32亿元。刨去进口天然气销售业务的亏损，中石油管道运输业务的盈利能力可见一斑。

与此同时，中石化的半年业绩报显示，2020年上半年，中石化川气东送天然气管道有限公司实现税后利润10.7亿元，较2019年增加2100万元。相比上游油价的暴跌和下游石油需求的快速下滑，油气管输业务的盈利稳定性明显更强。

以往的行业共识是，低油利好炼油化工业务。但在此轮油价暴跌和疫情的双重影响下，这一“共识”也被打破了。今年上半年，国内炼油能力最强的中石化炼油板块业务亏损达到325亿元，位居所有业务板块之首，中石油的炼油业务亏损也达到136.44亿元，是所有板块中亏损最多的业务。

两大石油公司均把影响因素总结为国内成品油市场需求下降、装置负荷降低、价格下跌、库存减利等。“主要归因于疫情影响，石油石化需求降低，毛利水平大幅收窄，同时，在原油价格下跌过程中，原料及产成品库存损失较大。”中石化2020年半年业绩报提示。

尽管油气管道盈利能力和稳定性较强，但伴随管网改革，主干油气管道资产易主在即。中石油表示，管道剥离后，中石油将更加聚焦上游油气勘探开发和下游市场开拓。

疫情的影响仍在持续，市场对于后续油价的走势和石油的需求普遍不太乐观。在上述背景下，三大石油公司的存续业务将面临更为激烈的市场竞争与经营压力。

根据此前中石油、中石化披露的与国家管网公司签订的油气管道等资产交易方案，三大石油公司在国家管网公司的持股合计为46.8%。其中，中石油在国家管网公司的股比位列所有股东之首，占29.9%。除了股权，中石油还将一次性获得1192亿元现金，这在一定程度上能弥补管网独立对其业绩影响，但对于中石油而言，其此前拥有全国超过60%的油气管道资产，并能获得稳定的收益，此后仅从国家管网中获得不足30%的股权收益，短期而言，对中石油影响较大。

不过，从长期来看，市场更期待管网改革能够实现整个产业链上的多方共赢。这需要借助国家管网公司成立，进一步理顺市场主体之间的关系，通过做大市场、提高效率、降低成本，让产业链各环节分得更多改革红利。

什么叫石油战略储备？

没有哪一个国家能够在能源供应不足的情况下，维持国家实力的稳定上升。鉴于能源供应不足可能成为中国崛起的最大障碍之一，能源安全在中国大战略中的地位悄然上升，并越来越成为中国战略考虑的重心之一。在全球化浪潮中将越来越多地参与到国际能源大市场中去，制定新的能源战略势在必然。由此，中国能源面临的巨大挑战也是显而易见的。中国能源安全不仅是一个国内保障供应的经济问题，而是一个关乎国际能源供求和能源地缘政治的战略问题。 未来数十年里，全球油气资源供应充足，油气供需发展的总体态势会越来越安全，中国的积极参与可以改善和加强世界能源安全体系，提高中国的国际影响力，因此油气进口将成为中国的重要战略武器。从中国的角度看，利用国际石油资源是中国优化能源结构和确保能源安全的现实选择和必由之路，中国应该树立走出国门、分享国际油气能源的战略思想，加大利用国际资源的力度，以最终保证中国未来中长期的油气资源供应，增进能源安全。 建立稳定的石油安全机制 中国能源安全的基本方针是“大力开发两种资源，充分利用两个市场”：即立足于国内能源资源，不能完全依赖国际市场的供应，其次要抓住经济全球化的国际机遇，积极参与和开发国际能源资源。无论从经济发展的目标，还是环境保护的目标看，调整和改善中国长期以来煤炭在能源中占绝对优势的能源结构，促进能源开发和利用的多样化都是中国可持续能源战略的必由之路。面对石油、天然气等优质能源需求不断增长的必然趋势，逐步增加石油进口以弥补国内供需缺口几乎已成定局。鉴于此，建立稳定的石油安全机制至为关键。我们强调，中国应进一步扩大对海外市场的战略性石油投资，以此建立稳定的进口石油安全机制，实现平时中资油田向国际市场出售石油、特殊时期仅向中国市场供给石油的目标。同时，加强与产油区相关国家的合作，开辟稳定的能源供给新基地，确保油气资源来源的多元化，从来源上减少能源供应的脆弱性。 建立蛛网式能源战略通道 中国应下大功夫加紧蛛网式战略通道的建设，有效降低中国在海上石油运输被中断所导致的脆弱性，减少对西太平洋战略通道的依赖。在这个问题上，中外分析家都强调了输油管道的潜在战略利益。首先，加强中国南海石油的开发，并着手建设通往缅甸的石油运输管道。南中国海有石油资源235亿吨、天然气资源10亿立方米，是重要的战略资源基地，中国应加强与东南亚相关国家在南中国海石油开发上的合作。其次，加强东北亚能源合作，建设东西伯利亚——中国——韩国——日本的天然气管道，以及西西伯利亚——中亚——中国——日本的石油管道建设；再次，充分利用上海合作组织，加强和中亚国家以及俄罗斯的能源合作。中国对中亚和俄罗斯能源资源的投资，能够为中国提供避开美国海军控制的航道的石油供应线，降低中国由于中东石油供应阻碍甚至中断所造成的脆弱，而且中国的陆上军事优势将发挥积极作用。此外，建设从俄罗斯、哈萨克斯坦等中亚国家到中国的输油管道，可以确保中国能源供应来源多元化，从而保障中国的能源安全。战略通道事关中国的经济安全和国家核心利益，中国应不遗余力地建设蛛网式战略通道，并大幅度提高确保战略通道畅通的能力。战略通道建设将是一项投资大、风险大、见效慢的事业，应发挥中央政府在战略通道建设中的主体作用，完善以国家银行为主体的政府投资和融资体系，在投资规模和信贷规模上应重点向战略运输通道建设倾斜，集中必要的财力、物力保障重点建设项目。 加强国际能源合作 加强国际能源合作，可以增进整体的能源安全，降低区域内或全球范围内的能源价格，建立互利的能源安全共同体。从油气进口国的角度看，中国能源安全战略的制定，必须考虑亚太其他能源短缺国家?穴尤其是日本、韩国?雪的需求。亚太地区在全球原油消费量所占比重基本维持在28％左右，但是，亚太探明石油可采储量仅占世界的4．2％，石油产量10．5％。中、日、韩都是世界主要消费大国，日本和韩国基本不生产石油，日本年进口量2亿吨以上，韩国年进口量1亿吨以上，中国2005年进口量也会超过1亿吨。目前三国进口均依赖中东地区。在激烈的石油市场竞争中，中国的石油安全越来越与这些国家休戚相关，应该加强与它们的能源对话，共同探讨解决地区油气短缺的方案与措施，避免区域能源冲突与恶性竞争。其次，从油气产地国的角度看，中亚、俄罗斯油气资源丰富，已经与中国开展了积极的能源合作对话。中国应该促使能源合作纳入上海合作组织的框架，更加积极地促进中亚合作、参与远东能源开发，使得远东到中国东北的石油天然气管道成为连结中亚和东北亚的纽带，获得更大的安全系数。中国可以促动参与建立区域能源共同体，以促成包括中国、俄罗斯、日本、韩国、朝鲜、东盟国家、港台地区等在内的区域能源安全体系。其基本途径是：加强与东亚进口国的合作，争取共同开发周边国家如中亚、俄罗斯的油气资源，共同开发中东的油气资源，共同建设输油管道和战略通道，减少经济、政治风险。东亚能源安全共同体不仅可以解决能源的问题，亦可以此为契机解决其他战略问题。 适时建立石油战略储备 石油储备分为战略石油储备和商业石油储备，战略石油储备不承担平抑油价的作用，国家只有在石油供应中断等紧急时刻才会动用这一储备，在石油价格动荡的时候，相关企业也要在正常的周转库存外建立和增加相应的商业储备，作为对国家战略性石油储备的重要补充。战略石油储备具有商业储备无法取代的特殊作用，当国际石油供应突然发生中断或国际油价暴涨危及国家安全与社会经济正常运转时，战略石油储备的动用往往具有抗拒风险、保障安全、平衡供需、抑制油价的功能。在平时，战略石油储备对稳定国际油价、影响石油输出国的政策及调整市场心态，亦具有不可忽视的静态威慑作用。概言之，战略石油储备是一个国家对应政治和军事危机的最重要工具，被视为减轻能源安全脆弱性的关键武器。作为一种防御性的威慑力量，战略石油储备的作用丝毫不次于核武器。根据国际能源署的要求，其成员国拥有至少90天纯进口量的战略石油储备，这是加入该组织最为关键的条件。在全世界石油进口大国中，中国是惟一没有任何战略石油储备的国家。目前，中国的石油储备尚处于初级阶段，长输管线储存量为2－5天，铁路运输储存量为7－15天，水路运输储存量为15－25天，石油系统内部原油的综合储备天数为21．6天，都是生产性的库存，没有战略储备型库存。中国石油工业十五规划制定了“立足国内、开拓国际、加强勘探、合理开发，厉行节约、建立储备”的方针，首次提出逐步建立和完善国家战略石油储备体系，以提高应对突发事件的能力，保障国家石油供应的安全性。根据美国、日本等西方主要国家的经验，石油储备从开始建设到真正发挥作用至少需要10年以上的时间，因此，及早建立中国石油储备体系，可以减少经济代价，有利于中国在国际政治、经济活动中处于主动地位。专家建议，借鉴外国相关经验，应立法先行、合理确定规模、分区域、分步骤实施的方式逐步建立。 加强能源管理的制度建设 能源安全问题是一个系统工程，既要关注国际影响，更应重视内部建设。中国需要一个综合协调的负责机构，统一协调能源决策。自1992年取消了能源部以来，中国没有一个单独的中央政府部门负责能源政策和管理事务。国家发展改革委员会能源局是目前处理能源问题的核心机构，下设综合处、石油天然气处、煤炭处、电力处以及新能源处，外加国家发展改革委员会直属的国家石油储备办公室。目前，与能源相关的管理、开发以及研究职能，分散在国家发展改革委员会、国土资源部、水利部、国家电力监管委员会、国家环境保护总局、国家科技部、中国工程院等相关部门，各部门之间的职能划分并不清晰。即使在国家发展改革委员会内部，节能也不在能源局的管辖范围之内，而是归口环境与资源综合利用司负责。这不仅使得职能极度分散，而且往往在政策制定时“只见部门、不见国家”。我们建议，成立一个具有实际协调能力的中央能源主管部门，以便确立对能源安全、石油进口、天然气开发、电力改革、能源环境保护等领域的整体协调。

油价走高带动行业资本开支提升景气度已传导至油服行业

油价回升带动了油田、气田等开采企业的资本开支，作为油服公司，这方面的感觉比较明显。日前，海默科技董秘和晓登告诉记者，从今年上半年来看，国内油服设备的需求订单明显增多，有的油田公司的设备需求同比增长接近一倍。

除了油气市场自身波动因素外，相关政策释放出的积极信号也给油服行业带来利好。国家能源局在7月下旬组织召开了2022年大力提升油气勘探开发力度工作推进会。会议提出，要通过以更大力度增加上游投资、大力推动海洋油气勘探开发，以及大力推动页岩油、页岩气成为战略接续领域等多项举措，提升油气开发勘探力度。

油价走高带动行业资本开支提升

自2020年新冠肺炎疫情发生以来，国际原油价格经历了较大波动。原油价格在2021年逐步企稳后，2022年初又逐步走高，虽近期价格有回落，但低库存的事实还是让其价格存在一定支撑。

2020年原油还处在下行周期，上游企业增产动力不足，现在油价回暖，在保证利润的前提下，加大资本投入扩产、增产也是行业一贯的操作手法。有熟悉油气开发人士告诉记者，在高油价的推动下，油气开发企业的利润迎来较大修复，各家企业也是借势调整勘探和开采的资本开支，抓紧机遇实施增储上产计划。

事实上，随着原油价格持续回升，作为行业重要指标的石油公司资本性开支开始增长。具体来看，为实现增产目标，以三桶油为代表的我国油气勘探开采企业的资本支出已有显著提升。中国石化、中国石油及中海油2021年年报显示，三家公司2021年总资本开支分别同比增长2%、24%及13%。

前述三家公司在2022年将进一步加大上游投入。2022年的资本开支计划方面，中国石化计划资本支出1980亿元，同比增长18%。记者注意到，中国石化1980亿元支出计划已超过其在2013年创下的1817亿元的资本支出纪录。

中国石油2022计划在勘探和生产板块资本支出1812亿元，同比增长1.6%。中海油2022年的资本支出预算总额为900亿至1000亿元，同比亦有所增长。

国家能源局《十四五现代能源体系规划》提出要持续推进能源安全保障工作，国内石油公司执行油气增储上产七年行动计划。2022年我国石油产量2亿吨和天然气产量2124亿立方米的目标产值也让产业链上下满心欢喜。

油气行业是个重投入的行业，如果投入少，未来的资源勘探量和产量肯定都会受到影响。甘肃庆阳某国有炼油厂人士称，虽然增储上产项目不能在短期内起量，但油气公司资本开支的提升是基于对行业发展的判断，行业资本开支或将逐步走高。

该人士认为，自2014年后，油气市场进入下行周期，受多年来开支较少影响，导致油气供给不足，油价或将保持在相对较高的位置运行。价格随行调整是常态，但不会跌到2020年初那么低了。

景气度已传导至油服行业

受益于油价回升，为油气开采提供设备和技术服务的油服行业有望迎来新一轮景气周期。

一般来说，石油公司将依据原油价格调整勘探开发资本支出。当油价高于原油开发成本时，石油企业将加大勘探开发资本支出，加大对油服设备的采购力度，使得油服设备行业景气上行。海默科技相关负责人告诉记者，从国际石油市场和维护国家能源安全两个维度来看，油气行业从2021年开始复苏，目前景气度已传导至油服行业。

和晓登表示，就公司业务开展情况来看，油田端的资本开支提升十分确定。以海默科技多相流量计为例，上半年该产品海外市场订单增长接近50%，而国内市场增长则接近一倍。

除了多项流量计外，海默科技其余油服产品订单也有较大增长。公司在2022年一季报披露，随着油气行业景气度持续提升，公司在手订单5.3亿元，已占2021年全年的88%，创近年来最好水平。

国内民营油服龙头杰瑞股份也充分享受到行业景气度提升带来的红利。公司8月9日晚披露的2022年半年报显示，得益于油气市场需求活跃，公司今年上半年实现营收45.60亿元，同比增长24.28%；实现净利润9.83亿元，同比增长28.79%。

在需求订单方面，杰瑞股份上半年获取新订单71.51亿元，较上年同期增长35.89%，截至6月末的存量订单高达106.16亿元。

对于油服行业景气度的提升，A股某油服公司人士认为，主要还是油气公司增加了资本金开支，传导到油服环节。除了杰瑞股份、海默科技、中曼石油等民营油服公司外，包括中海油服、石化油服、海油工程、石化机械等国营油服企业也将充分受益。

以石化机械为例，公司在近日回复投资者提问时表示，今年上半年，国际油气价格持续高位运行，油气装备市场需求旺盛，国内长输天然气管道建设也有所加快，公司订单总体稳中有升。

从二级市场表现看，油服板块的表现与油服行业规模相关性较强，而随着油价景气度传导到油服，板块仍将再次取得良好表现。东方证券研报分析认为，增储上产计划将带来油气开支稳定提升，油服板块有望逐渐进入上行通道。

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「观察」就这样把低油价征服

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文／王建君 张宁宁 王 青 吴义平 曹庆超

自1967年石油超越煤炭成为世界第一大能源之后，人类 社会 就进入了油气时代。直到现在，全球每年仍然有近55%的能源来自油气。在全球推进能源转型和去碳化背景下，油气仍将在较长时期内扮演能源重要角色。

在低油价的困局之中，面对国际市场的风云变化，中国石油公司首先应坚定发展油气产业的信心，通过走低成本发展道路，加强 科技 创新，优化海外资产结构，完善管理体系，提高抗风险能力，高质量地参与国际油气市场。

推进低成本发展

由于石油市场外部环境以及资源富集地区、资源品位、开发作业难度等行业内部环境的变化，近年来全球油气行业资本回报率已呈现下降趋势。2010-2019年平均资本回报率已降至7.92%，而本次低油价的出现无疑使得石油公司的生存和盈利变得更为艰难。低成本发展已成为石油公司的必然选择，坚定不移地走低成本发展道路，维持现金流稳健，守住发展底线。

低成本发展不仅是高油价期间石油公司创造利润的重要手段，还是低油价期间石油公司维持生存的关键支撑，更是市场需求增量萎缩、主体竞争激烈下，提升和巩固市场竞争力的核心举措。

2014年以来，无论是国际石油公司，还是国家石油公司和独立石油公司，在诸多发展战略中都包含了提质增效、严控成本的战略举措。

如英国石油通过关注有竞争优势的油气资源，通过优化资产结构来降低完全成本。雪佛龙通过增加产量、回报驱动的资本分配、高质量的资产组合等，降低成本结构。沙特阿拉伯国家石油公司近年来也在不断通过压减上游生产成本来不断巩固和强化其低成本优势。成本控制与优化一直是加拿大自然资源公司重要的战略，公司持续致力于降低油砂开发生产成本。

立足当下低油价，面向长期不确定的市场需求与竞争环境，中国石油公司唯有坚定不移地走低成本发展道路，做好生产运营的投入与产出平衡，从关注数量转向注重效益，提质增效，深挖降本潜力，构建核心竞争力，做能源转型的积极引领者。

中国石化提出将贯彻“改革、管理、创新、发展”的工作方针，聚焦全产业链系统优化，着力拓市场、防风险、抓机遇，尽最大努力减少新冠肺炎疫情和油价下跌带来的负面影响。

中国海油执行更为严格的成本控制和更谨慎的投资决策，更注重现金流管理，削减年度资本支出预算。一季度末已将年初122亿~136亿美元的资本支出预算削减至107亿~122亿美元，削减幅度超过11%。

聚焦技术创新

当前油气行业已经进入动能转换的关键变革期。依靠技术创新，持续推进智能化、数字化等成为公司转型的关键，也是公司走低成本发展之路的重点。

结构性降本是当下及更长时期降本的关键。以往的结构性降本举措主要集中在供应链管理和项目简易化实施等方面，而结构性降本中最具潜力的智能化、数字化等 科技 降本才刚刚拉开序幕，直到近年才得到各石油公司普遍关注。

根据伍德麦肯兹的统计，数字化对油气上游的影响是巨大的，其中对全球油气运营成本的直接影响大约为400亿美元，对全球钻井业务的影响约300亿美元。

国际石油公司近年来都在大力推进企业智能化和数字化转型。道达尔通过将数字化技术与工厂化运作方式相结合打造数字工厂，以此实现降本增效。数字化的基础是设备、项目、企业的数字化运作，关键是基于数字的管理优化与智能决策。

中国石油公司要坚持没有不能数字化的业务、领域与设备的理念，实现对所有业务、所有层级、所有设备的全数字化。在管理优化与智能决策方面，则要关注独立并具有高决策权的管理机构、智能/数字化人才团队以及工厂化的解决方案等方面。为了更好地支撑技术创新与公司的数字化建设，需要持续加大科研投入，创新激励机制，发挥创造活力，增强治理效能。

优化海外资产结构

当前，低油价波动是石油市场最大特征。回顾 历史 油价波动趋势可以发现，油价波动并非无规律可循。油价的周期性波动是石油行业的主要特点。

通过每一次油价波动周期市场格局演变可以发现，成功的石油公司不仅注重在低油价时期下的求生存策略，同时还拥有周期性低油价窗口期超前的战略布局意识。

道达尔分别在2017年和2020年4月低油价窗口期积极布局非洲资产，持续做大做优非洲区域；2020年7月雪佛龙斥资50亿美元收购诺贝尔能源公司，以扩大其核心优质资产规模。

同时我们也可以看到，近年来部分国际石油公司的资产组合优化力度进一步加大，许多相对重要的资产也被剥离，体现出资产组合及地域分布进一步聚焦的趋势。

当前低油价背景下，上游主要油气公司均面临严峻生存压力。效益下降、资金短缺都迫使油公司具有出售资产及与其他公司开展合作的强烈意愿，部分甚至不得不出售重要资产以偿还债务。建议中国石油公司把握本次低油价窗口期，谋划长远发展，积极关注上游油气市场，依靠资金技术优势积极参与海外优质资产交易，优化布局海外油气资产结构。

提升应对风险的能力

2014年以来油价的大幅振荡以及需求低迷，对油气行业产生了渐进式的重大影响。能源转型长期趋势及经营压力，使得石油公司仅通过做大业务规模或做宽业务范围的方式来推动公司的持续发展所面临的阻力逐渐增大。

为应对行业外部形势的变化，国际石油公司在保持业务规模的同时，持续多措并举应对多变的外部环境，这主要包括聚焦和强化核心业务、发挥一体化优势、借助金融手段对冲风险、提升管理运营水平等。

例如，2019年以来英国石油、雪佛龙、道达尔等深度聚焦经营核心，沙特阿拉伯国家石油、马来西亚国家石油持续构筑一体化业务链，西方石油公司持续提升管理运作水平，以及采取套期保值等多种金融手段对冲市场风险，强化风险管控能力。

结合近两年行业新形势及其他石油公司的重要应对举措，建议中国石油公司充分发挥一体化优势，积极灵活应对低油价冲击，加强一体化优势，协同勘探开发、炼化、销售及其他业务，实现利益互补。积极发挥内部“甲乙方”一体化优势，依靠石油公司内部勘探开发与工程服务公司的协同优势，实现公司整体效益最大化。同时也应该树立全球行业业务链一体化优势，充分借助全球产业链服务伙伴的技术经验优势，构建合作共赢的伙伴关系，培育长期业务合作模式与互信，实现对深水油气勘探开发及非常规等关键领域的突破。

强化对风险的研判与管理，加强油价、产量与投资的周期波动性把握，统筹上游资产优化、勘探开发策略、油气生产运输规划及下游销售策略等关键业务，提高石油公司生存能力。同时从金融市场出发，借助期权、期货、互换等多种金融工具，构建套期保值组合，锁定油价风险，也可以在一定程度上提升公司对油价波动风险的应对能力。

中国石化2020年全年计划资本支出207.7亿美元，二季度宣布削减全年资本支出20%~25%，支出规模相应下降到160亿~170亿美元，重点用于胜利、西北原油产能和涪陵、威荣页岩气产能建设，以及天然气管道、储气库、境外油气项目建设等工作的推进。

构建“天然气+新能源”

2015年《巴黎协定》的签署倒逼世界各国加速向低碳能源转型。应对气候变化的根本在于能源系统的变革，即从以煤为主的高碳能源向以风能、太阳能等为主的新能源转变。因此，发展新能源是所有能源公司，特别是以传统化石能源为主的石油公司面向长期发展的必然选择。同时发展新能源、构筑绿色低碳能源供应也是行业高质量发展的一个重要标志。

近年来，以英国石油、壳牌等欧洲石油公司为代表，纷纷提出雄心勃勃的“零碳”或“低碳”发展目标，构建“天然气+新能源”发展模式，并将其上升为公司未来发展战略，在实践中也将提供低碳清洁产品等列入公司使命，足见其重视程度。

2019年以来，马来西亚国家石油等一些国家石油公司也在积极进行战略调整，将新能源业务与天然气等低碳业务单独设立为一个新的部门，关注并推动新能源业务发展。

对于中国石油公司而言，发展新能源业务是保障国家能源供应安全的内在要求与重要部署。2019年中国海油在上海成立了中国海油融风能源有限公司，正式进军风电业务，标志着中国海油积极 探索 海上风电等可再生能源业务的发展，助力能源公司发展目标。

建议中国石油公司在做强主业的同时，结合矿权区内新能源资源禀赋特点与技术优势，积极有序推动新能源业务，推动公司能源转型。

完善管理体系

近些年来市场形势发生显著变化：一是油价大幅波动需求低迷，市场竞争加剧；二是在应对气候变化背景下低碳化转型成为石油公司顺应 社会 发展、彰显 社会 责任、构筑未来竞争优势的必要要求。

为了适应市场和外部环境的变化，国际石油公司纷纷调整优化管理体系，以实现对外部变化冲击的有效快速反应。

以低碳化转型为例，国际石油公司通过重点调整业务布局，关注天然气和新能源等低碳能源业务的发展推进公司转型。

为了实现低碳化转型目标，国际石油公司进行了大幅上层组织机构与管理机制调整，以统筹资源适应业务发展。2016年以来，壳牌、道达尔、埃克森美孚、英国石油先后调整公司组织架构。

其中，壳牌于2016年成立天然气一体化部门，统筹负责天然气上中下游以及技术研发等各项业务。该部门成立是低油价下壳牌持续获得正现金流的重要原因之一。

道达尔和英国石油则将天然气和可再生能源合并为一个部门，全面布局天然气与可再生能源，加速低碳转型。

基于此，建议中国石油公司一方面持续推进公司的现代化治理体系和治理能力建设，实现公司运营的去行政化，让公司能够更为灵活地应对市场变化。

同时，建议针对海外深水、天然气、新能源等高端业务成立专门机构，统筹优势资源推动相关业务深入发展，为公司转型发展提供保障。

加大国内勘探开发力度

近年来，我国能源转型发展和产储供销体系建设深入推进，立足国内外两种资源的油气供应保障能力不断提高。与此同时，油气对外依存度不断攀升。2019年石油对外依存度突破70%、天然气对外依存度接近45%。保障能源安全稳定供应面临较大的挑战，加大国内勘探开发力度成为破解这一难题的现实选择之一。

2019年，中国石油公司纷纷制订“七年行动计划”，大力提升油气勘探开发工作，取得了较好成效。以中国石化为例。

中国石化2019年勘探支出增至23.6亿美元，比2018年增加5.3亿美元，连续三年保持增长。落实了2个亿吨级石油增储阵地和6个千亿立方米级天然气增储阵地，形成了4个超千万吨石油整装探明储量区、4个超300亿立方米天然气探明储量区。2019年开发支出增至55.2亿美元，比2018年提高了29.3%，结束了2014年以来连续五年下滑的势头，油气产量0.64亿吨油当量，同比增长1.7%。

然而，2020年暴发的新冠肺炎疫情和国际油价大幅下跌，给石油公司经营投资活动带来严峻挑战。

2020年6月，国家发改委、国家能源局发布《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求积极推动国内油气稳产增产，坚持大力提升国内油气勘探开发力度，支持企业拓宽资金渠道，通过企业债券、增加授信额度以及深化改革、扩大合作等方式方法，推动勘探开发投资稳中有增，在国家层面上为落实“七年行动计划”提供了政策保障。

作为增储上产的责任主体，中国石油公司一方面要通过全面提质增效提高盈利能力；另一方面积极利用国家政策支持，拓宽融资渠道，保障投资力度，进而全力保障国家油气供给安全。

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