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6大问题求解油气供给侧改革
时间:2017年03月29日    作者:景春梅

6大问题求解油气供给侧改革

景春梅 王成仁 《 中国能源报 》( 2017年03月20日   第 01 版)

油气行业在我国能源供给侧改革中占据重要地位。“十三五”期间,我国油气行业供给侧改革应以深化油气体制改革为抓手,构建有效竞争的市场结构和市场体系,重点解决去产能、降成本、推改革、补短板、提效率、拓市场等六个方面的问题。

  去产能:妥善处理炼油、勘采过剩问题

  在当前国际油价持续低位运行的背景下,自产原油的经济性明显下降,国内原油产能出现阶段性相对过剩。

  据中石化胜利油田分析,小营、义和庄、套儿河、乔庄等4个油田成本远高于当前油价,每卖1吨油大约亏损2800元。同时,炼油环节产能过剩严重。从生产端看,我国际原油加工量仅5亿吨/年,但炼油能力已经超过7.5亿吨/年。按照85%的合理开工率计算,国内炼油能力过剩超过原油生产能力1亿吨/年。

  按照规划,“十三五”将新增产能1.2亿吨/年,总产能将超过8.5亿吨/年。

  从消费端看,自2010年起,我国成品油产量与消费量的差值总体呈逐年递增态势,供大于求的局面正逐渐加剧。2015年成品油供应过剩1973万吨,较2014年扩大478万吨。随着原油进口权和进口原油使用权的逐步放开,越来越多地方炼化企业将获得优质原油资源,预计到2020年我国成品油供需富余量将达到4000万吨。

  因此,需要妥善处理产能过剩问题。在勘采环节,要打破少数国有油气企业的垄断,降低油气产品生产成本,提高技术水平。同时,通过放开上游,引入社会资本,加大勘探开采投入力度,抑制落后产能增加。在炼油环节,加大对地方炼化企业的油品质量、环保标准、排放标准等的监管力度。构建合理的成品油消费税分成机制,提高地方政府监管积极性。

  降成本:有效降低油气生产与使用成本

  与国际同行相比,国内主要油气企业生产经营成本相对较高,效率有待提升。

  由于历史原因,国内主要油企长期承担着“企业办社会”的责任,“三供一业”压力较大,主营业务与“三产多经”混合经营,需解决数百万人的就业与生活,推高企业运营成本。

  同时,一些老油田已进入开发后期,含水量过高,产油效率低下,勘采综合成本较高。与国际大型油气企业相比,国内油企人均贡献率明显偏低。从单位员工创造收益来看,与国际大型石油公司的差距较大。2013年,国外主要石油公司单位员工创造的收入是405万美元/人,而国内三大石油公司的平均水平不足95万美元/人。此外,我国天然气使用成本较高,抑制了天然气消费的快速增长。近年来,我国签订了多笔“照付不议”高价进口天然气合约,抬高了国内天然气价格。加之进口受限,低价天然气现阶段尚无法大量进入国内市场,造成国内消费者用气价格居高不下。

  降低油气成本需多策并举。

  一是加快推进国有油气企业改革,实现主辅分离,移交“三供一业”,降低企业负担。

  二是提升勘采、炼化等技术水平,促进降本增效。

  三是强化市场竞争,推动企业降低成本,提高生产效率。

  四是妥善处理高价天然气长贸合约。对于已签订的合约,采取分步、分摊消化的方式,由企业、社会和政府等分担,企业承担主要份额。同时,系统、科学地设计长贸合约条款,选择适宜的价格参照,商定价格调整公式和斜率,合理约定调整周期,提升合约谈判能力。

  推改革:推进油气全产业链市场化改革

  油气体制改革重在促进全产业链的市场化,打破垄断,促进竞争,形成有效竞争的市场结构和市场体系,建立由市场决定的价格形成机制,不断提高油气保障能力。

  一是逐步放开油气勘查开采准入。推进矿权改革,改革油气勘探开发专营制度,实行勘查区块竞争出让制度,变“申请在先”方式为“竞争性出让”方式。规范油气企业勘查开采行为,设定最低勘查投入标准,对未完成法定最低勘查投入的,依法追究探矿权人责任,直至注销探矿权。

  二是逐步放开油气进出口限制。鼓励更多市场主体参与油气资源进出口,活跃油气市场,利用国内、国际两个市场、两种资源保障油气安全。进一步鼓励具有一定资质的各类原油加工企业使用进口原油。

  拓展天然气资源进口渠道,鼓励民营资本参与天然气进口,加大天然气管道、储气库、液化天然气(LNG)接收站等基础设施建设。

  三是推进天然气管网等基础设施公平开放。放开竞争性业务,推进管道独立,明确管道企业只提供输送服务、收取管输费,不得参与上下游业务。逐步放开管网投资和建设,鼓励多方投资者进入。落实管网互联互通及向第三方接入服务,天然气基础设施运营企业公平、公正地向所有用户提供管输、储备、气化、液化和压缩等服务。

  四是适时放开油气竞争性环节政府定价。油气领域政府定价范围主要限定在网络型自然垄断环节。随着油气改革和价格改革的持续推进,放开成品油价格的时机和条件已经成熟。应放开成品油终端销售价格和进出口权,保留政府在市场非正常时期的必要干预权。择机逐步放开天然气井口价和终端销售价格,进一步放开非居民用气价格,推进非居民用气的市场化交易。同时,加强政府对自然垄断环节价格的监管。

  五是放开油气下游环节竞争性业务。允许具有资质的各类社会主体进入油气加工领域。制定严格的质量、安全、环保和能耗等技术标准,加强对油气加工企业的监管。有序放开成品油批发主体限制,放开加油站业务的市场准入。提高天然气配售环节的市场化程度,促进天然气配售环节公平竞争。

  六是深化油气企业改革。进行“主辅分离、做强主业,产权明晰、完善配套”的改革,将三大油气企业的“三产多经”、油田服务等辅业剥离,推广建立现代企业制度。

  补短板:加快天然气基础设施建设和开放

  与发达国家相比,我国天然气管网、储运等基础设施规模仍有较大差距。

  我国目前天然气管道干线总里程仅为美国的1/8、俄罗斯的1/4,干线管网密度仅为美国的1/8、法国的1/9、德国的1/10。同时,储气库建设滞后,调峰能力严重不足,形成夏季限产、冬季限供的尖锐矛盾,直接影响天然气的安全稳定供应。截至2015年底,国内已建成储气库18座,形成工作气量约55亿立方米,约占全国天然气消费总量的2.8%,远低于11%的国际平均水平和发达国家15%以上的水平。因此,需要补天然气管网和储气库建设短板。

  补短板的关键在于完善市场机制。建议制定管网、储气、LNG接收站等基础设施投资、建设、运营向社会公平开放的有约束力的制度措施,鼓励多元投资者介入。同时,加强金融支持,逐步建立起以市场化融资为主,政策性金融机构融资、财政拨款和国际融资并存的多元化融资渠道。

  提效率:依靠科技创新提质增效

  面对国际低油价,国际大型能源公司纷纷降低资本开支,积极推动科技创新,提高技术水平和生产经营效率。

  国际能源署(IEA)数据显示,2015-2016年间,全球油气上游开支削减了3000多亿美元,约2/3来自成本降低。

  目前,国际能源巨头重点在以下领域加大科技创新力度:一是无人机勘察,可减少九成人工成本。二是流程标准化,显著降低油气开发成本。三是自适应管道,大幅降低深水钻井项目成本。四是大数据管理,精确降低材料富余量。此外,雪佛龙公司用机器人清理检查北海油田管道内部,提高了清理检查速度,大幅提高了油田日产量。

  为此,应进一步提升油气行业科技创新水平:

  一是提升复杂油气勘探开发技术水平。加大超低渗透和丰度低的油藏开发研发力度,完善低渗透高效钻完井技术配套;

  二是发展高端精细化工和新兴油气产业。包括甲醇产业链下游、乙烯下游、化工高端新材料、高端精细化学品、环境工程等产业;

  三是加强与国际大型油气公司在无人机勘察、机器人和大数据应用等领域的合作;

  四是通过科技创新进一步提升成品油质量。严把油品质量关,提高成品油生产环保和质量标准,完善油品监测机制,杜绝调和油,推动地方炼厂提高技术和装备水平,降低成品油生产能耗,生产高品质成品油。

  拓市场:鼓励油服走出去,加强海外能矿合作

  近年来,油气市场持续低迷,加大了油服企业经营压力。

  因此,世界四大油服巨头斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯和威德福等公司纷纷降价裁员,我国大多数油服企业盈利大幅缩水。但低油价也为油服公司提供了机遇。

  油气刚需增长稳定,支撑和带动油气工程技术服务业务稳定发展。“一带一路”建设为我国油服公司“走出去”创造了新空间。在低油价背景下,国际大型油气企业迫切要求降低成本,部分公司解除了与现有合作油服公司的高价合约,转投低价油服企业,这为国内价格低廉、服务质量稳定的油服企业提供了难得机会。

  应支持油服企业走出去,加强海外能矿合作:

  一是支持企业提高专业化管理水平。鼓励企业创新国际业务管理模式,推进企业经营管理方式、运作模式和业务流程与国际接轨。充分利用全球资源,加快先进技术和装备的升级改造,加快国际化人才队伍建设。

  二是加强技术创新。鼓励企业加大研发力度,依靠技术引领和服务增值实现转型升级。加强科技管理和信息化建设,推广应用低成本、高效益和实用性强的成熟技术,降低工程造价和工程服务作业成本,提高服务质量。

  三是健全风险防范制度。国内油服企业“走出去”面临诸多风险。“一带一路”沿线国家出现的政党更替、军事政变、宗教、民族分裂活动等,造成外部环境恶化,违约可能性增加。因此,需建立健全风险防范制度,优化合同管理,细化合同条款,健全风险预警机制,加强风险防范。

  四是支持国内企业境外能源资源投资,加强石油技术服务承包领域的国际合作。鼓励国内油服企业依托油气勘探设备制造与工程技术服务优势,与国外签订油田技术服务合同,带动设备出口。鼓励银行为国际合作项目提供低成本的融资。

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