油气勘采市场化：政策期待与落地效果之距

由自然资源部制定的《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》日前正式落地实施，符合条件的外资、民企与社会资本均可自由进入国内石油天然气的勘查开采领域，昔日宛如坚冰的油气勘采垄断格局被打破，而油气勘查开采市场化在重塑国内油气产品供求关系的同时，也将为国家能源安全创设出新的稳定基石。

油气产业由上游的勘查开采、中游的管道运输与下游的终端销售所构成，改革的路径是上下两头市场化，中端国有化，即所谓的“放开两头，管住中间”。与下游早已实现市场化不同，上游地带高达97%以上的油气资源探矿权与采矿权面积至今仍为中石油、中石化、中海油和延长石油四家企业分别占有与把持。由于参与市场主体少，不仅油气勘采的市场化竞争动能被长期抑制，而且因以上四家国有油企所能支配的增量投入资本有限，导致油气勘采基础设施老化以及技术创新能力滞后，最终造成油气开采效率的低下以及产品供给的不足。

根据自然资源部的统计数据，我国石油资源储量达1257亿吨，天然气藏量90.3万亿立方米，探明率分别为31％和16％；同时，虽然过去15年来我国石油和天然气年均新增探明储量分别在10亿吨和万亿立方米左右，但每年的石油与天然气开采量长期维持2亿吨与1000立方米的低位。国内市场成品油供求失衡状况将因此继续加剧。

长期以来国内油气开采量与供给能力的短缺直接推升了我国油气产品的对外依存度，其中石油对外依存度高达70%，远超50%这一国际公认警戒线，同时天然气对外依存度也达到了45％。更为重要的是，作为全球最大原油进口国和最大天然气进口国，中国的能源安全威胁不仅仅是来自市场层面对外依存度的较大风险敞口，还有更为严重的地缘政治风险。目前，局势动荡的沙特阿拉伯、伊拉克与科威特等中东国家贡献了中国50%的原油进口量，美国以及受到美国制裁的俄罗斯、伊朗和委内瑞拉等四国也占到了中国原油总进口量的35%；同时中国约70%的进口原油都必须经过海盗与恐怖分子频现的马六甲海峡。任何一个进口路径出现问题，都会引发难以估量的供应危机。

作为一种常态，国内石油天然气需求的放大将不可避免。按照中石油经济技术研究院的预测，到2025年我国石油表观消费量将到7.2亿吨，但若按国内2亿吨的年度恒定产量，到时显然还有超过5亿吨的需求缺口；在天然气方面，目前国内一次能源消费中天然气消费占比不足10%，到2025年将提升至12%，折算成消费总量就是逾5000亿立方米，而据国家发改委“十四五”期间每年国内天然气产量增量可超过100亿方的预测计算，2025年天然气自产量最多达到2000亿立方米，相比需求仍有60%以上仍要进口。在确保稳定进口渠道的基础上，增加供给同时减轻对外依存度风险，根本出路就是推动国内油气资源上游的完全市场化。

按照《试行意见》期待的政策远景，油气勘采领域放开后，专业性的非国有油气勘查开采公司也能像国有油气企业一样享受探采合一制度，即谁能探明谁就可以开采，形成探明开采主体多元化局面；同时，即便是那些不具备勘查能力的企业，也能通过公开竞标方式取得采矿权，进而在开采领域引入众多市场主体，完全肢解了原有采矿权仅在国有油气企业内部流转的封闭体制。受到影响，除了行业内探采企业与销售企业将进入勘查开采领域外，可能会有行业外的金属、煤炭等企业跨界进入油气探采阵地。市场经营主体的多元化带来的竞争空前激烈，同时也将提高国内油气开采效率与增大自我供给力，形成对进口的有效替代。

对于中石油、中石化、中海油和延长石油四家国有油气勘查企业而言，昔日为自己完全统揽的上游地盘如今悉数放开可能多少有些失落，但同时也能分享到更多改革红利，最值得期待是中石油、中石化等国有油企能够通过盘活存量资源赢得更广阔的资本腾挪空间，即在价高者得的竞争拍卖机制下，将自己手中闲置的探矿权与采矿权进行有偿转让，最大程度地快速实现资产变现，进而运用充沛的资金进行技术改造升级，或者开展下游销售业务的精装与强化等。特别需要指出的是，国家油气管网公司成立后，原由国有油企建设投资与保养维护的中游管网被剥离出去，更使得中石油等国有石油公司可将资金集中到专业探采与冶炼上来，尤其是可以调配足够资金进行海外布局，从而借助海外油气上游投资的力量阻断与隔离对外依存风险。

根据《试行意见》要求，在中华人民共和国境内注册，净资产不低于3亿元人民币的内外资公司，均有资格按规定取得油气矿业权。的确，3亿元的净资产门槛对于绝大多数非国有企业构不成障碍。但我们不得不指出的是，新的市场主体能否积极响应政策并大踏步和集群式涌入国内油气勘采领域，最终还是要看勘采业务能否创造与提供稳定与可观的利润回报，而决定油气勘采利润的最重要因素除了油价之外，更重要的就是勘查开采成本。

新冠肺炎疫情阻断全球经济增长，大大压缩了石油需求，国际市场石油价格今年以来大幅下挫，甚至一度跌成“负油价”，在这种情况下，所有的石油开采与冶炼企业无一例外地要承受亏损之痛，其继续扩大勘采与冶炼投资的积极性也会遭遇空前压制。虽然像新冠肺炎疫情这样的偶然杀伤因素迟早会消失，全球原油需求将恢复常态，但石油市场供大于求的格局短期很难逆转，进而企图通过高油价来拉动油气开采出现井喷的可能性微乎其微。而更为重要的是，即便是未来油价出现了一定程度的回升，但国内油气不菲的开采成本也构成了对油气开采的不小约束。

据中石油的分析报告测算，国内油气的的平均开采成本约为50~60美元，高出国外许多，而且同全球一样，国内大量新探明油气资源的埋藏深度达到4000~5000米甚至7000米以上，从而决定了国内油气资源的开发只能向“深”“海”两个方向移动，开采难度越来越大，开采成本越来越高。以海上油气开发为例，未来国内1/3以上的油气新增探明储量将来自海上，而海上油气开采成本一半将来自建造、搭建海上生产平台以及铺设海底配套管道设施，对此，不仅技术上有非常高的要求，资金投入量也相当之大，除了像BP、壳牌、雪佛龙等这样的国际油气勘采巨头能够大展身手外，更多的国内民营企业恐怕只能望而生畏，由此也决定了油气勘采市场开放后所能营造出的增量投资热度也许并不会像我们预期的那样活跃。

还必须强调的是，油气勘采开放的核心诉求就是引入更多的市场主体，但中石油、中石化等国有油企已经在上游领域深耕与浸淫数十载，优质的油气地块大多数已经得到探明，剩下还有多少储量能够值得第三方勘查开发自然就是一个问号。虽然为了推动存量资源开发，《试行意见》设定了不少激励与约束机制，如进行开采的油气资源探矿权人应当在5年内签订采矿权出让合同，探矿权到期以后申请延续登记，要扣减25%的首设勘查许可证载明面积，持有探矿权10年以上，征收2000元/平方公里的探采矿权占用费等。但即便如此，国有油企是否愿意拿出优质油气区块以及拍卖标的与价格又能否令双方认可接受，实际操作起来恐怕并没有那么顺风顺水，自然，油气开采的繁荣场景也许就需要足够的时间来等待。

（作者系中国市场学会理事、经济学教授）