国有大型油气企业矿权流转机制及建议

唐国强 徐 东 张宝生

1. 中国石油大学（北京） 2. 中国石油规划总院

0 引言

近年来，中华人民共和国国务院（以下简称国务院）及有关部委相继出台一系列改革新政，《关于深化石油天然气体制改革若干意见》（以下简称《意见》）的出台标志着以开放市场、强化竞争为核心的油气体制改革正式拉开序幕。“完善并有序放开油气勘查开采体制”是改革的重点任务之一，加强油气矿权流转是落实上游改革的重要内容。在油气矿权改革背景下，油气勘探开发领域市场格局将发生重大变化，对油气供应、生产经营、经济效益产生深远影响，国有大型油气企业需要提前研究和谋划，才能实现企业高质量高效益发展。

1 矿权流转的紧迫性和必要性

改革开放以来，我国油气领域取得了重要成就和进展，为国民经济和社会发展做出了突出的贡献。随着国内外政治经济发展的要求和形势变化，油气勘探开发矛盾和问题逐渐显现，矿权管理体制机制已不适应新形势和新需要，油气市场化改革相对滞后，石油企业效益逐年下降，油气行业在全球变局中处于相对被动局面。近年来，我国明确要求加快油气体制改革。2014年，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上提出，推动能源消费、供给、技术、体制4个革命，加快能源体制改革和还原能源商品属性[1]；李克强总理在国家能源委员会第一次会议上提出，能源领域改革要激发市场和企业活力，放开竞争性业务，鼓励各类投资主体有序进入[2]。针对油气勘探开发业务，2017年出台的《意见》强调提升油气资源的接续保障能力，激发骨干油气企业活力，放开市场、加强监管、盘活区块、激发活力。2018年，习近平提出加大国内油气勘探开发工作力度，保障国家能源安全。考虑到能源现实要求和形势所迫、当前政策要求和改革大势所趋以及国有大型油气企业稳油增气和可持续发展的需要，加快油气矿权流转具有较强的紧迫性和必要性。

1.1 国家能源现实要求和形势所迫

石油天然气是优质化石能源、基础化工原料、重要战略能源和关系国计民生的重要商品，对促进经济健康发展、保障国家能源安全具有重要意义。国内外经济发展的新形势和新变化对能源发展提出了新要求，但我国油气行业还存在亟待解决的问题（包括矿权流转和退出机制不健全、勘查开采投入和探明可采储量不足、勘查开采效率偏低等[3]），导致我国油气保障能力不足、对外依存度高。同时，油气勘探开发企业圈而不探、占而不采的问题仍然存在，勘探投入严重不足，难以满足国家对油气勘探的要求，油气资源没有得到有效利用。当前各方面对改革的共识日益形成，在国际油气价格总体保持低位稳定态势的时机下，深化石油天然气改革，促进油气矿权流转符合我国能源的现实要求。

1.2 当前政策要求和改革大势所趋

《意见》提出，允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规油气勘查开采，鼓励多种所有制资本通过混合所有制或股权合作方式投资油气项目，实行更严格的区块退出机制，动态调整最低投入和矿权使用费，允许油气企业以市场化方式进行矿权转让。其他相关意见和改革方案也对矿权改革、出让和流转做出了具体要求。2015年，原国土资源部以新疆维吾尔自治区为试点，面向社会公开招标油气勘查区块，拉开了常规油气上游市场化改革的序幕。从目前政策要求和改革精神来看，油气矿权市场逐步放开将是我国油气体制改革的重点内容和发展方向。

1.3 国有大型油气企业稳油增气和可持续发展的需要

中国石油天然气集团有限公司（以下简称中石油）、中国石油化工集团有限公司（以下简称中石化）、中国海洋石油集团有限公司（以下简称中海油）的油气探矿权、采矿权登记面积占全国的96%和99%，面积巨大但很多区块不能完成法定最低勘查投入或得到有效开发，新区新领域及外围盆地投入严重不足。本轮改革将矿权使用费改为占用费并大幅提高收费标准，国有大型油气企业大部分存量区块面临执行最高收费标准，持证成本大幅提升。此外，已探明未动用储量基本为特低渗透资源，有效开发难度较大，需采用配套的成熟工艺技术和市场化运作方式实现规模效益开发。考虑国有大型油气企业可持续发展的需要，亟需激活内外部勘探开发市场，保护优质探矿权，加快未动用储量开发力度，提高资源转化率和勘探开发效益。

2 国外油气矿权流转的主要做法

美国、加拿大、英国、澳大利亚、巴西、俄罗斯等国家的矿权制度较为完善，美国埃克森美孚公司（Exxon Mobil Corporation）、英国石油公司（BP Amoco）、委内瑞拉国家石油公司（PDVSA）、澳大利亚必和必拓公司（BHP）等在矿权管理和流转方面也取得了明显成效。

2.1 其他国家的主要做法

国外一般严格规定采矿优先权与矿权出让条件，非常重视油气开采收益分配和加强市场监管，科学的制度及严格的监管共同促进了油气市场的发展。具体如下：①明确探矿人拥有采矿优先权。与我国矿产资源管理不同，其他国家一般赋予探矿权人近乎可以强制执行的采矿优先权，以保护探矿权人的权益[4]。②设置严格的矿权出让条件。在实施招标拍卖挂牌的同时，在作业标准、环境保护、最低支出等方面设置了严格的矿权出让条件，以最大程度利用资源、最大限度保护土地和环境。③加强市场监管。国外对市场监管非常重视，一般由国家土地管理局、矿产资源管理局全面负责油气勘探开发的监管，重点强化无证开发、越界开发等行为监管，严格执行最低勘探投入、环境恢复保证金制度，确保油气勘探开采有序进行[5]。④建立合理的收益分配制度。根据法律或合同约定明确油气开采收益分配比例，厘清相关各方权益和职责界面，使油气企业、中央政府、地方政府和受到油气开采影响的地区都能享受油气资源带来的收益。

2.2 国际石油公司的主要做法

国际石油公司矿权一般按照区域进行管理，资源、人才、技术分配较为合理，鲜见内部流转案例，矿权管理理念、方法、流程和策略较为成熟完善：①强化矿权市场化运营。国际石油公司无论是在矿权管理原则、管理流程还是管理方法上，都突出市场化的思维模式和理念，围绕油气矿权保值增值目标，持续完善运营机制，通过矿权评估和资本收益指导投资安排和矿权管理。②对矿权实施分类管理。对收益不高的矿权，采用市场化竞争方式出让；对风险较大的矿权，采用联合公司方式合作开采；对优质矿权，独立开采。③建立了规范的矿权投资决策流程。投资决策一般分为3个阶段，即确定潜在目标区块的初步决策、圆桌会议讨论的中间决策和首席运营官最终决策。圆桌会议定期召开，由勘探、资源评估、绩效管理、资产管理等部门参加，其投票结果是首席运营官决策的重要依据。④制订均衡的矿权投资策略。新矿权投资占比约为50%，既有矿权投资占比约为35%，剩余投资用于开采基础设施建设。在具体操作过程中，国际石油公司一般会适当控制新矿权中的高风险区块投资，并适度增加开采基础设施建设中高回报区块的投资。

3 我国油气矿权流转政策及流转实践

3.1 油气矿权流转政策

为促进国内油气勘探开发、激发油气市场活力，国家相继出台一系列改革举措。《意见》明确提出，要完善并有序放开油气勘查开采体制，允许符合准入条件并获得资质的市场主体参与常规油气勘查开采，形成多种经济成分共同参与的勘察开采体系，允许油气企业之间以市场化方式进行矿权转让[6]。《矿权出让制度改革方案》提出，完善矿权竞争出让制度，除协议出让等特殊情形外矿权一律以招标拍卖挂牌方式出让，建立累进动态的探矿权占用费制度以及动态调整的采矿权占用费和最低勘查投入制度[7]。《关于全民所有自然资源资产有偿使用制度改革的指导意见》要求，完善矿产资源有偿使用制度，建立矿产资源国家权益金制度，征收矿权出让收益，扩大矿权竞争性出让范围，严格限制矿权协议出让[8]。

目前，我国油气资源勘探开发实行一级审批登记制度，国务院批准的有资格从事油气资源勘探开发的石油公司有中石油、中石化、中海油和陕西延长石油（集团）有限责任公司等4家公司。根据矿产资源法，矿产资源属于国家所有，由国务院行使国家对矿产资源的所有权，矿权可以有偿取得、依法转让[9]；探矿权人在完成规定的最低勘查投入后经批准可转让探矿权；采矿权人因企业合并（分立）、与他人合资（合作）经营、出售（变更）资产产权而需要变更采矿权主体的，经批准可转让采矿权。国家政策允许矿权在企业内部和企业之间进行流转[10]，但由于具有资质的市场主体较少以及油气矿权评估和具体交易方法等配套制度不完善，国内油气企业仅探索开展了企业内部矿权流转，尚未开展不同油气企业之间的矿权流转。

3.2 油气矿权竞争性出让和流转实践

3.2.1 油气矿权竞争性出让

2011年以来，采用招标、拍卖、挂牌等方式，我国陆续开展了页岩气、煤层气、常规油气等区块竞争性出让工作。但勘查投入完成情况并不理想，企业为了中标而承诺的巨大勘查投入实际很难完成。部分企业也因未完成承诺的勘查投入，缴纳了违约金、核减了区块面积、办理了延续登记。这种价高者得的竞争性出让条件未能达到提高油气资源利用效率的目的。

3.2.2 油气矿权流转

中石油、中石化在积极探索企业内部矿权流转。为激活内部勘探开发市场，化解资源、人才、技术布局的不平衡问题，中石油综合运用市场化运作、社会化服务、流转区块分公司制、投资计划单列、财务预算单独核定、效益跟踪单独考核等改革举措，2017年对鄂尔多斯、四川、柴达木三大盆地及部分外围盆地共16个探、采矿权开展内部流转。中石油青海油田4个探矿权和2个采矿权区块流转给辽河油田公司，长庆油田公司5个探矿权和2个采矿权流转给华北油田和玉门油田，西南油气田2个探矿权和1个采矿权流转给大庆油田[11]。部分流转区块目前已见成效，巴彦—河套盆地获工业油流，有望形成5 000×104t以上储量规模。中石化通过商议、内部招标等方式推动企业内部矿权流转。2017年，中石化旬邑—宜君致密油矿权区块流转通过招标会审方式，由专家从技术可行性、经济性、体制机制创新、运行组织保障、抗风险能力等5个方面量化打分，择优从3家申请单位中选择河南油田作为流转接入单位，中石化在矿权区块内部市场化流转改革、探索难动用储量效益开发新模式道路上迈出关键步伐。为降低管理运行成本，旬邑—宜君区块按照项目化运作、市场化运行、社会化服务和精干高效的原则组建了渭北油气开发项目部，实施独立核算和自主承包经营[12]。

4 油气矿权流转的基本思路及机制

4.1 油气矿权流转的基本思路

国有大型油气企业矿权流转机制建议遵循分级、分类、分阶段的指导思想，总体上应坚持市场化的原则，按照“四类别、三方式、两阶段”的思路进行框架设计。

4.1.1 四类别

参考技术规范和有关标准，国有大型油气企业可以探索相关分类标准进行评价，反映矿权价值，便于决策参考。具体说来，探矿权区块和未动用储量采矿权区块评价可以分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类[13]（表1）。

4.1.2 三方式

对于国有大型油气企业油气矿权决策，可以参考国际石油公司的矿权运作模式，采用外部流转、合资合作、内部流转3种方式对矿权进行分类管理（表2）。

4.1.3 两阶段

根据油气体制改革进展和市场化推进程度，可以分为近期和远期2个阶段（表3）。

表1 探矿权区块和未动用储量采矿权区块分类表

表2 油气矿权的决策方式表

4.2 油气矿权流转的体制机制

4.2.1 成立矿权管理领导小组

国有大型油气企业可以成立矿权管理领导小组，由主管上游的副总经理担任组长，勘探与生产部门总经理担任副组长，油田公司总经理为成员。矿权管理领导小组主要负责协调国家相关部门开展矿权改革，对公司矿权改革、管理办法、机制设计提出建议。矿权管理领导小组可下设内部流转工作小组和储量交易工作小组，前者主要负责完善内部竞争流转的管理办法和操作规范、组织专家根据资源评价结果遴选适宜内部流转区块以及量化打分推荐流转接收单位等，后者则主要负责制订储量资产评估规范、健全第三方评估机制、从资源评价结果中遴选可合作或交易区块，适时开展储量交易[14]。同时，建议油田公司成立以总经理为组长的地区公司矿权领导小组，定期召开矿权管理协调会，做好矿权登记、部署、年检、流转等相关工作。

4.2.2 建立专业化风险勘探公司

为了进一步完善矿权管理体制、加强矿权流转、提高勘探资金的使用效率、提升矿权价值，建议国有大型油气企业组织有关风险勘探和矿权区块评价的优势兵力，建成风险勘探的专业化队伍，统领新区块风险勘探及评价。风险勘探公司建议定位于市场化运行的经营性公司，赋予其经营职责，经营范围包括公司新发现区块（不含油田周边区块）、外部流转进来的新区块以及合资合作的新区块。风险勘探公司专门负责公司新矿权的动态跟踪与获取、新区块的评估与风险勘探、新区块的矿权管理与经营，负责发现储量和评估（储量作为资产视为其被考核指标），但不负责已获得发现区块的油气开采和生产经营。同时，公司矿权范围内的其他矿产资源，也可以由风险勘探公司负责协调与其他相关公司的合资合作或择机转让，从而达到进一步挖掘矿权资源价值的目的。

4.2.3 完善矿权流转决策机制

参考国际石油公司矿权分类管理的经验，完善国有大型油气企业资源评价系统，充分发挥公司级资源评价系统作用，每年定期评价，做好优选排队，评价结果作为矿权流转决策依据。对于Ⅰ类和Ⅱ类区块，原则上采用独立勘探开发模式；对于Ⅲ类区块，原则上采用引入合资伙伴、建立联合公司的方式；对于Ⅳ类区块，原则上采用转让矿权的方式进行外部流转。公司层面统筹协调矿权内部流转工作，由勘探与生产部门牵头组织区块评价和流转工作，定期组织专家对按照资源评价系统筛选出的符合流转条件的备选区块进行论证和认定，建立流转区块池，公布已划设的流转备选区块，推进矿权流转工作常态化、制度化、规范化，实现对流转区块池动态调整与科学管理。

4.2.4 健全矿权流转管理办法

国有大型油气企业油气矿权流转管理办法主要内容建议包括流转对象、流转方式、流转管理、内部流转运行与考核等（表4）。

表3 油气矿权的流转阶段表

5 促进油气矿权流转的相关建议

5.1 持续加强Ⅰ类和Ⅱ类区块的矿权保护与内部流转

5.1.1 近期

5.1.1.1 重点保障区块实行追加专项投入为核心的保障机制

重点保障区块可以为国有大型油气企业的储量发现和上游业务的长远发展提供强有力的矿权资源保障。进一步加强陆上优质矿权、海上战略矿权以及面临核减风险主力矿权的保障力度，追加专项投入，最大限度确保大型盆地优质矿权，保持矿权优势地位，力争保住大型盆地中承诺到期仍将无法满足投入的区块。同时，结合年度勘探实施进展和勘探投入完成情况，提前部署安排近期勘探工作量及投资，为保护重点矿权和促进内部流转打下坚实基础，为推进上游改革赢得宝贵的时间与空间。

5.1.1.2 持续推动企业内部矿权流转

①确保首批矿权内部流转工作的顺利实施。持续推进流转相关工作，解决流转工作中出现的实际问题，落实流转公司组建方案和流转项目工作方案，推进市场化用工和服务，研究矿权内部流转、新区新领域勘探、未动用储量区整体勘探开发等单列项目管理办法。②继续开展适宜区块的选择和流转。通过自下而上和自上而下相结合的方式，广泛征求勘探与生产部门和地区公司的建议，综合考虑流转区块存在问题和引入油田的相对技术优势，继续选择资源潜力大、勘探程度较低、矿保压力大的大型盆地区块，向力量相对富余的油田按照效益最大化的原则实行矿权内部流转，激活内部勘探开发市场，提高整体效益。

表4 国有大型油气企业油气矿权流转管理办法主要内容表

5.1.1.3 创新勘探与未动用储量项目管理的体制机制

强化项目管理，加强新区新领域勘探力度，加大未动用储量开发力度，盘活储量资产。部分地区公司可成立新区新领域勘探项目部和未动用储量开发项目部，由勘探与生产部门按照单列项目进行管理，统一评价、优选排队、投资单列、单独考核。新区新领域勘探项目和未动用储量开发项目管理做到组织、区块、工作量、投资到位，确保矿权区块投入，加大开发力度，实现降本增效和提高综合效益。

5.1.1.4 创新甲乙方合作运行机制

目前，国有大型油气企业油气勘探开发基本模式是由油公司主导，由油公司独自承担风险、独享利润。建议国有大型油气企业建立甲乙方利益共同体，在施工阶段由油服公司进行施工总承包，在油气产能标定后双方结算尾款，超过方案产能根据效益指标倒算工程款，超过标定产能部分收益让渡给油服公司，促进低品位资源和难动用储量的规模效益开发。通过一体化运作和产建合作实现风险共担、利益共享、合作共赢。合作范围可先期选择非常规油气以及难动用储量，根据实施效果后期可以推广到常规油气开发。

5.1.2 远期

5.1.2.1 探索更加积极有效的矿权管理制度

参考国际石油公司矿权管理经验，国有大型油气企业可以建立具有一定灵活性的矿权管理体系，充分调动子公司、区域公司、分公司的积极性，盘活现有矿权。成立由相关部门参与的决策委员会，通过投票进行民主决策，最终形成对矿权取得、保护、流转等管理意见。借鉴国际石油公司定期召开的由首席运营官组织的圆桌会议，由勘探部门、资源评估部门、绩效管理部门、资产管理部门等相关负责人参与，综合参考圆桌会议投票和首席运营官最终决策制订矿权投资策略。

5.1.2.2 建立矿权保护与区块流转的长效联动机制

进一步加强矿权管理、强化勘探部署、重视矿权保护，实现方便管理和满足投入的目的。建立矿权保护与区块流转的长效联动机制，以矿权保护支持区块流转，以区块流转促进矿权保护。完善矿权保护体系，建立探矿权全周期评价系统和投入考核机制，及时提出并落实矿权保护预警方案，对达不到考核要求的矿权严格纳入流转范围。同时，对于区块流转后仍不能按承诺完成相应投入、达不到矿权保护目标的流转单位，给予一定惩罚，缩短其矿权投入考核周期并提高区块流转门槛。

5.1.2.3 培育和建立竞争有序的内部矿权市场

①加强区块可持续运营。完善资源评价系统，定期评价跟踪，对无投入、投入不足的难保区块、新区块及时纳入区块动态评价与获取范围，分类投资决策。重点保障区块实行追加专项投入为核心的保障机制，战略保护区块采用风险勘探机制为核心的统筹管理，及时开展勘探评价和区块综合优选，为流转、交易和退出提供依据。②完善内部竞争性流转管理办法。健全工作环节及制度，流转区块实行申请、策划、实施到完成的全过程管理，实现矿权的存量优化和进退平衡。总结内部矿权流转的经验教训，形成具体管理办法和操作规范，逐步完善油气矿权内部流转机制，以市场办法配置油气资源。

5.2 稳健开展Ⅲ类区块的合资合作

5.2.1 适当增加合作勘探开发矿权比重

前期勘探效果不佳或受工程技术政策经济条件约束、部分石油地质条件有待进一步落实、勘探开发难度较大、风险较高的Ⅲ类区块，应积极考虑引入合资伙伴，建立联合公司。积极探索国有大型油气企业之间合作开发的模式，降低风险和投入。按国际规则研究合作合同条款，健全与外资合作机制，引入英国石油公司、美国雪佛龙股份有限公司、荷兰皇家壳牌集团、美国埃克森美孚公司等参与，学习国际石油公司先进的技术和生产管理经验。稳健开展与民营资本的合资合作，注意控制项目前期和经营风险。

5.2.2 重点关注海上及深水合作勘探开发

目前，全球油气勘探开发趋势从陆上勘探开发向海上甚至深水勘探开发转移，国际石油公司将未来勘探开发的重点放在海上油气项目。国有大型油气企业应进一步加强对海上项目和深水项目的重视程度，保护和争取海上合作矿权，在海上、深水项目中加强与意大利埃尼集团、美国埃克森美孚公司、英国石油公司等合作，为储量发现和上游业务的长远发展提供资源保障。

5.3 逐步探索Ⅳ类区块的外部竞争性流转

5.3.1 近期——结合国家资质审批进展逐步探索外部矿权流转

1）第一阶段——适时开展与具备油气勘探开发资质公司之间的矿权流转。油气矿权流转并非是油气资源所有权的转移，而是油气资源开发经营权的移转[16]。鉴于油气资源关系国家利益，我国对矿权转让设定较为严格的程序，受让人需具有市场准入资格和行政许可资质。在国家油气体制改革初期，法律法规对受让人的准入条件和资质并没有可操作性规定，建议按照《意见》中提出的“完善并有序放开油气勘查开采体制”的相关精神，逐步探索油气矿权流转，在本阶段择机开展与国务院已经批准从事油气勘探开发的公司进行油气矿权流转，根据现行探矿权采矿权转让管理办法满足矿权流转条件[17]，避免出现当前法律规定的禁止采矿权转让的情形[18]，充分考虑矿权内在价值、勘探开发历史成本、环境安全综合成本，以油气矿权转让评估价格为基础确定转让价格，确保国有资产保值增值，探索建立国有大型油气企业之间的定期交流机制，探索建立油气矿权交易平台。

2）第二阶段——积极探索与绝对控股或实际控制的国企之间的矿权流转。随着油气体制改革的持续深化，油气矿权的物权属性逐渐突出，财产属性和行政许可属性逐渐分离，油气矿权流转的阻碍逐渐减少，管理和审批办法进一步完善，市场秩序和交易安全得以保证，油气矿权流转的受让方将不仅局限于已经具备油气勘探开发资质的企业。考虑到油气矿权出让的历史问题、油气特殊商品属性以及能源战略发展的需要，建议在满足国有资产保值增值和油气资源战略管理需要的基础上，结合油气矿权改革进展，进一步扩大受让方范围，积极探索与绝对控股或实际具有控制权的国企之间的矿权流转，优先开展与资本额度、装备力量、技术实力、业绩经验等综合实力强的企业以及具备较强油气勘探开发能力的企业作为受让方，降低国有资产流失风险，促进我国油气资源有效开发利用。

5.3.2 远期——根据油气体制改革进展进一步推动矿权市场化流转

发达国家均允许矿权在二级市场流转，权利人在法律范围内可自行对矿权进行处分，只需履行必要程序，政府一般不过多干预[19-20]。国际油气公司区块并购、作价买卖已司空见惯，全球油气资源并购规模不断扩大，每年交易额超过1 000亿美元。由于矿权占用成本和退出风险不断提高，国有大型油气企业应进一步重视市场意识和价值观念，增强储量资产经营意识。对于勘探开发难度大、风险高的区块，及时开展储量公开交易，挖掘储量价值，减少矿权负担。在法律法规体系完善以后，矿权流转和储量交易等机制建设成熟时，国有大型油气企业可以逐步推动油气矿权的外部市场化流转，积极参与国家级和各地油气矿权交易中心及配套支持机构建设，实现油气矿权资源的高效配置[21]。

6 结束语

我国油气勘探开发市场化进程加快，区块占用成本和退出要求提高是大势所趋，油气矿权流转具有很强的紧迫性和必要性。虽然国有大型油气企业针对油气矿权流转做了很多工作，但还需要进一步加强优质矿权的保护力度，提高油气矿权的经营意识，加快油气矿权的流转力度。油气矿权流转具有长期性、艰巨性和复杂性，但方向是清晰的。国有大型油气企业应遵循分级、分类、分阶段的指导思想，尽快开展油气矿权流转顶层设计并着手推进实施，同时从目标设计和问题导向两个角度共同解决影响油气矿权管理、勘探开发业务的瓶颈以及管理体制、运行机制等方面存在的实际问题，总结经验教训，形成制度办法，从而有效推动油气矿权流转，实现包括国有大型油气企业在内的参与各方的共赢，打造经济增长的新亮点[22]，实现企业的可持续发展和国家油气资源的合理利用。