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专家：国际油气上游合作：新形势与新机会

中国页岩气网讯: 未来十年，中国能源需求仍将快速增长。在相当长时期内，化石能源仍是中国最主要的能源，而且石油和天然气的需求量将以较快速度增长。未来中国将越来越依赖海外油气资源，国际油气上游合作将成为保障中国油气供应安全的重要途径。

1993年，中国成为石油净进口国。此后，中国强调在“立足国内”的同时积极实施“走出去”战略，充分利用国内国际两种资源。十多年来，中国石油企业快速实现了海外合作项目数量的扩张和规模扩大。在2011年——21世纪第二个十年的新起点上，中国石油企业应注意规模与效益的结合，加强自身的盈利能力，把握未来国际油气供需新形势与机会，提升中国油气供应的安全程度。

国际上游合作将成保障油气安全重要途径

2009年，中国石油国内产量为18865万吨，原油进口量为19860.5万吨，净进口成品油1191.84万吨，对外依存度达到52.7%。海外石油资源首次成为中国石油供应的主体。

目前中国石油消费量以年均6.8%左右的速度增长。如果在“十二五”规划时期考虑到能源效率的提高和替代能源的使用，即使按照3.5%的年增长率计算，2015年中国石油消费将达到5.1亿吨。如果按照国内产量上限2亿吨计算，2015年的石油海外依存度将超过60%，2020年将超过65%。如果2020~2030年中国经济结构得到改善，石油消费量的增速降到每年2%，2030年中国石油消费量将达到7.1亿吨，对外依存度将超过71%。

近几年，中国天然气的储量、产量和消费量均增长迅速。2005年~2008年，中国天然气消费量年均增长20%。2008年，天然气消费量首次超过产量，出现供需缺口。从2008年开始，中国开始少量进口天然气，其主要形式是液化天然气(LNG)。

预计2015年，中国天然气在一次能源消费中的比例将提高到8.3%，即比当前提高一倍多。按此比例估计，2015年中国天然气消费量将达到2000亿立方米。天然气产量按每年增加100亿立方米计算，在2015年将达到1500亿立方米，需要进口500亿立方米，对外依存度为25%。2020年，天然气消费量将达到3000亿立方米，中国产量将达到2000亿立方米，需进口1000亿立方米，对外依存度将达到33.3%。

在理想情况下，2030年天然气消费量可以达到5000亿立方米，相当于4亿吨油的产量。国内常规天然气的产量顶峰约在2500亿立方米，按此计算，2030年天然气占一次能源消费量的比例会超过10%，对外依存度将达到50%。

因此，未来中国油气供应安全很大程度依赖于海外油气资源，国际油气上游合作将成为保障中国油气安全的重要途径。

10年内石油产量不会见顶

在世界范围内，未来十年石油供给仍然充足。伊拉克等国产量的释放，深海石油勘探的发展，重油、油砂等非常规石油的大规模开发，都将给世界石油供应提供足够的动力。

未来十年，世界石油领域还将出现新的石油净出口国。2009年巴西石油消费量1.04亿吨，自身产量1亿吨，基本实现自给自足。由于海上石油勘探获得长足发展，预计巴西很快将变成石油净出口国，2020年产量将达到2.85亿吨。

此外，巴西还是第二大生物柴油生产国，年产量大概为2000万吨，从2008年开始，巴西销售的柴油中必须添加2%的生物柴油，到2013年这一添加比例将达到5%，这也将进一步促使巴西成为石油净出口国。受益于海上石油开发的国家还有非洲的加纳和科特迪瓦，这两个国家也即将成为石油的生产国和出口国。

未来十年，世界石油产量不会达到顶峰，但石油消费量可能会先于产量达到顶峰。由于经济和人口增长缓慢、节能及新能源和可再生能源增加等原因，目前发达国家的石油消费量已经开始下降。根据英国石油公司(BP)的统计，经合组织(OECD)国家的石油消费量在2005年达到4949万桶/天后开始逐年下降，2009年为4533万桶/天。

未来全球石油消费量的增长主要来自于发展中国家，例如中国、印度和中东国家。据国际能源署(IEA)估计，来自中国的石油需求增长将占未来全球石油需求增长的一半。石油消费到达顶峰的时间取决于发展中国家的石油消费增长情况。产量顶峰的形成不会因为资源和产能的限制，而是因为能源消费结构的调整导致的石油消费见顶。

因此，长期看来，未来石油价格的趋势是缓慢上涨，至少在近期内不大可能出现暴涨的情形。未来欧佩克(OPEC)在全球石油生产的比重将回升到50%以上。当世界石油即将枯竭的时候，最后一桶油终将由储量丰富的OPEC产出。

两伊开放，诱人前景伴随巨大风险

伊拉克石油对外开放将对世界石油工业产生重要影响。在未来国际上游油气开发领域，伊拉克是中国最有可能大规模进入的国家，而事实上，中石油是进入伊拉克时间最早、所占份额最大的外国石油公司。

2009年3月11日，伊拉克签订了战后首份对外合作合同，即与中石油合作开发艾哈代布油田。该项目早在1997年就已签订产品分成合同，现改为服务合同，这也是伊拉克战后唯一重新签订的合同。目前该项目已启动，预计将建成年产600万~800万吨的规模。

2009年6月和2010年1月，伊拉克分别进行了两轮对外招标，共签订了10个合作项目。在这两轮招标中，中石油分别得以参与鲁迈拉(Rumaila)和哈法亚(Halfayh)两个油田项目的开发。招标后，伊拉克又与中海油签订了米桑油田群(Missan)的合作协议。在这三个油田开发项目中，中国石油企业所占的权益份额分别为37%、38%和67%。

目前这些项目的产量和外国石油公司承诺的稳产目标差距巨大，具有很大的增产空间。上述三个项目每年可增加的产量分别为9250万吨、2500万吨和1750万吨，合计1.35亿吨，其中中国公司的权益产量为5545万吨。而2009年中国石油企业海外作业产量也仅为1亿吨左右，权益产量4500万吨。

但伊拉克能不能实现这些增长目标仍不能确定。首先，这些产量的增长必将与欧佩克产量配额发生矛盾。其次，输油能力不足。目前伊拉克没有和石油产量相匹配的输油管线。再次，安全问题。许多外国公司仍担心伊拉克政权的稳定性，对油气开发仍持观望态度，作业并不积极。

其实，伊拉克的安全形势并没有想象中的那么差。近期招标的油田主要在伊拉克南部，由什叶派人掌权，并不像混居的中部地区那么混乱。而外国公司的不积极，实际上也给中国公司带来了机会。

伊朗所面临的主要问题是国际制裁，中国石油企业进入伊朗上游的风险实际上比进入伊拉克大得多。例如中国想和伊朗开展液化天然气合作，但中国并没有大规模生产液化天然气的技术，需要从欧洲等国进口，而欧洲国家因为国际制裁并不会向中国出售这种技术。

更重要的是，伊朗的合同条款非常苛刻。目前伊朗在与外国投资者的合作中，均采用回购合同模式。在此模式中，伊朗对许多环节控制非常严格，所有计划都需要伊朗政府审批，而且政府机构官僚气息严重，导致油田项目很难在合同规定的期限内完成。

深海油气勘探知难而进

尽管2010年墨西哥湾发生了全球有史以来最严重的意外漏油事件，但未来深海石油勘探并不会因噎废食。除了墨西哥湾外，南大西洋两岸，即巴西和西非深海区，也有丰富的石油储量。

根据IHS公司的数据，巴西仅在桑托斯盆地就发现近67.9亿吨的2P石油地质储量。目前巴西急需资金对其海上油田进行大规模开发，因此中国可以通过投资参股的方式参与开发。

尽管中国石油公司已经参与了一些深海项目，但还没有太大斩获。主要原因是中国深海勘探技术仍然落后，目前只能采取参股的方式，和国际石油公司合作，学习深海勘探的技术和经验。此外，深海勘探风险巨大，打一口探井的成本是陆上的3~5倍。风险大、缺乏技术和经验成为中国深海石油开发的最大制约因素。

位于西非转换带的加纳和科特迪瓦深水区今年也有许多发现，这两个国家近期内也很有可能成为石油生产国和出口国。中国进入该地区的风险和机会与在巴西的情况类似。

非常规石油市场前景广阔

未来非常规石油市场潜力巨大，产量主要来自加拿大的油砂和委内瑞拉的重油。目前加拿大已宣布的油砂探明可采储量为1740亿桶(剩余可采储量1433亿桶)，主要分布在阿萨巴斯卡(Athabasca)、冷湖(Cold Lake)和和平河(Peace River)三地，开采成本为露天开采20~130美元/桶，地下开采20~100美元/桶。加拿大油砂的资源潜力巨大，有大幅度提高产量的可能性，未来生产能力主要取决于油价，可能环保也是一个制约因素。

据委内瑞拉政府2010年3月公布的数据，2009年委内瑞拉石油探明储量为2111.7亿桶，接近沙特阿拉伯2600多亿桶的储量，同比增长23%，主要增长来自重油。而委内瑞拉的重油资源主要集中在奥里诺科重油带，面积为54000平方公里。根据美国地质调查局(USGS)2009年的评价，该重油带技术可采储量区间值为3800亿~6520亿桶，中间值为5130亿桶。

目前，包括中国石油公司在内的许多外国石油公司都对奥里诺科重油带的开发表示了极大兴趣。例如中石油签下了胡宁4区块，中石化签下胡宁1和胡宁8区块，意大利埃尼签下了胡宁5区块，俄罗斯国家石油财团签下了胡宁6区块。

委内瑞拉重油地质条件好，生产成本和改制成本低，尽管合作条款比较苛刻，但总体来说是可以盈利的。而加拿大油砂的情况恰好相反，其合同条款较好，都是产品分成合同，但地质条件不如委内瑞拉的重油。此外，加拿大较好的矿权大都被私人公司拥有，从这些公司手中购买矿权也势必增加中国企业的开采成本。

非常规气异军突起，助推天然气替代作用

可再生能源的发展需要一个比较漫长的过程，天然气单位热当量的CO2排放量约为石油的72%，并且资源丰富、开采技术成熟，可以替代部分石油消费。因此，天然气将成为从化石能源走向非化石能源的桥梁。

根据BP统计的数据，2009年世界天然气探明储量为187万亿立方米，储采比为62.8。美国地质勘探局(USGS)预测常规天然气待发现资源和已知气田的储量增长量合计为253万亿立方米，而非常规天然气更加丰富，分布更为广泛。

2009年，世界天然气工业的最大变化是美国非常规气，特别是页岩气的异军突起。未来十年非常规天然气的发展将对世界天然气市场产生重要影响，常规气与非常规气的界限将逐渐模糊。例如，美国预计未来60%的天然气供应将来自非常规气，常规气只占40%。

根据BP的统计，美国2009年天然气产量达到5934亿立方米，超过俄罗斯5275亿立方米的产量，夺取了其长期占有的世界天然气生产头把交椅。这主要归因于美国页岩气的快速发展。美国页岩气产量的急剧增长，使美国减少了LNG的进口量。国际市场多余的LNG转而向往欧洲市场，因此欧洲相应地减少了对俄罗斯管道天然气的进口，直接导致俄罗斯天然气产量在2009年减产12.1%。同时也使俄罗斯急于寻找东北亚特别是中国市场。

气价成利用海外天然气资源制约因素

中国利用世界天然气资源的前景广阔，目前全球天然气产能仍处于过剩状态，大约有2000亿立方米的剩余产能，这种情况可能还会持续两三年。中国石油公司也已直接参与世界天然气勘探开发，但天然气气价却成为制约中国利用国外天然气资源的重要因素。

国内天然气价格仍普遍低于进口天然气价格。以从土库曼斯坦进口的天然气为例，中国从阿拉山口进来的天然气价格大约为2.12元/立方米，运到北京至少要1元/立方米的运费，即到达北京的价格为3.12元/立方米。而目前北京的天然气价格仅为1.8元/立方米，远远低于进口天然气价格。目前只能靠政府进行补贴来维持进口，但这种补贴是不可持续的。随着中国天然气供需缺口的增大，理顺天然气价格势在必行。

过去世界天然气有三大市场：北美市场、欧洲市场和亚太市场。在这三大区域市场中，北美的天然气价格最便宜，其次是欧洲，最贵的是亚太市场。但随着LNG的发展和普及，未来三大区域市场的界限将可能被打破，形成统一的全球天然气市场。

管道天然气的价格主要和石油价格挂钩，例如俄罗斯向欧洲出口的和土库曼斯坦向中国出口的管道天然气，根据石油价格，按照固定比例计算而得。而LNG的价格并不与石油价格挂钩，目前LNG价格已经降到5美元左右/百万BTU(990立方英尺)。

为了利用海外天然气，进行气价调整是必然趋势。当前，中国应适当提高天然气价格，同时要利用世界天然气处于买方市场和较低的LNG现货市场的时期，签订有利的天然气购买协议。

国际石油上游合作合同将更苛刻

未来合同类型的变化也会对上游国际合作产生影响。目前产品分成合同和租让制仍为合同模式主体，但资源条件好的国家合同条款收紧，国际公司的所得比例下降。例如哈萨克斯坦矿区使用费改为按产量递减征收矿产资源开采税，阿克纠宾油气公司的这项税费从8%增加到16%。如厄瓜多尔政府要求，高于合同签订时的油价收入的90%上交政府。现在又要求把产品分成合同变为服务合同。

未来还将出现新的更苛刻的合作模式，主要有合营制、服务合同和回购合同，分别以委内瑞拉、伊拉克和伊朗为代表。从合同数量上来说，未来国际石油上游合作仍以产品分成合同为主，但从作业产量上来说，后面三种将占主体。

尽管合营制、服务合同和回购合同的条款比产品分成合同更为苛刻，但也可能为国际石油上游合作创造不少机会。例如，沙特、科威特和墨西哥等传统产油国的法律规定，石油上游不对外合作。但伊拉克的服务合同可能为国际石油上游合作创造一条新的途径，带动上述国家的对外合作。

科威特已经开始新的上游战略——向国外投资者打开大门，计划将目前310万桶/日的产量在2020年提高到400万桶/日，科威特石油部长正在积极争取服务合同模式得到立法机构通过。

“走出去”战略转变：规模与效益相结合

从上世纪90年代实施“走出去”能源战略以来，中国在世界油气上游领域已经开展了十多年的对外合作，取得了丰硕成果。截至2009年，中国石油企业已经在38个国家运作着140多个合作项目，海外油气作业产量超过1亿吨，权益产量超过4500万吨。预计到2015年，海外作业产量将超过2.5亿吨，权益产量将超过1亿吨。

但这一时期的对外合作总体上以规模扩张为主。在2011年这个时间节点上，思考未来十年世界油气上游合作的新趋势，中国石油企业努力在海外获得更多油气合作项目的同时，注重项目的效益、增强企业的盈利能力、实现规模扩张和效益相结合，是中国海外能源战略思路必须作出的一个转变。

国际油气勘探开发使中国油气来源更加稳定，有利于调节油气价格，带动劳务、技术和物资出口，使中国石油公司成为国际石油公司。而中国石油公司加强国际油气上游领域合作得到中国政府的有力支持，自身资金实力也得到加强。中国石油公司的陆上勘探开发技术接近或已达到世界先进水平，具有地质研究和人才优势，这些有利条件都将促进中国石油公司进一步增强参与国际油气勘探的实力。

综合考虑世界油气发展新趋势，未来十年中国石油公司在国际油气上游合作领域面临的机会和挑战可总结如下：中东石油合作的规模大、成本低，但合同苛刻。项目类型以老油气田开发为主，伊拉克可能会出现勘探合同，进入伊朗的风险较大；深海勘探开发的技术要求高、投资大，但合同条款好，是油气发现的主要领域。

加拿大油砂规模大、成本高，但合同条款较好；委内瑞拉重油规模大、成本低于加拿大油砂，但合同较苛刻；非常规天然气可能会有大发展，要积极进入，是进入美国合作的现实途径，但要做好项目评价；俄罗斯油气公司私有化给中国石油公司带来入股的机会，但需要认真研究可行性。

(作者系中国石油天然气勘探开发公司高级顾问、中国工程院院士，记者李东超采访整理)

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