油气田企业直面低油价的对策思考

2021-03-25刘斌

天然气技术与经济 2021年1期

刘斌

（中国石油辽河油田公司经济评价中心，辽宁盘锦124010）

0 前言

受多重利空影响，2020年以来国际油价接连出现暴跌行情，油气开采企业面临利润跳水、成本挤压等不利局面，持续低油价对企业的经营韧性提出了新的挑战。如何应对新形势下的严峻挑战，国内外石油公司的实践给予了国内油气田企业积极的思考［1］。低成本是企业应对低油价可持续发展的根本战略，油气田企业要眼睛向内，统筹储量、产量、资本、技术、人力资源等要素，实施勘探开发一体化运作，使优质储量迅速变成效益产量；同时还要加强成本费用管控，压减非生产性支出，努力实现成本费用硬下降。低油价下，优化存量、做强增量，转变经营模式，用底线思维倒逼成本管控，从激发市场主体活力的角度，优化生产运行和产品结构，通过强化效益建产，实现花同样的钱干更多的活；通过强化规模建产，实现让一样的产量产生不一样的价值。笔者提出立足当下、着眼自身、优化布局，走内涵式发展道路的应对策略。

1 历次油价暴跌带来的思考

1.1 史上六次油价暴跌的回顾

石油具有战略意义，属于特殊商品，它的价格除了受供求关系影响外，与地缘政治等紧密相连［2］。地缘政治日益复杂多变，一旦有风吹草动，国际油价便会闻风而动，如果出现重大地缘政治事件，如美伊发生战争冲突、伊朗与沙特直接正面冲突、霍尔木兹海峡被封锁等，国际油价将迅速攀高。此外，OPEC（石油输出国组织）在20世纪70年代曾用石油减产或禁运作为国际政治斗争的工具。回顾史上六次油价暴跌，OPEC采取的减产措施，对油价暴跌后的回升起到了显著推动作用。

第一次是1998年亚洲金融危机［3］，导致全球经济增速从前一年的4.18%减至2.5%，1997年1月至1998年12月，布伦特原油价格自高点24.80美元／桶跌至9.75美元／桶，区间最大跌幅61%。期间，OPEC在1998年4月和7月两次减产，促使油价于1999年3月触底回升。

第二次是2001年互联网泡沫破裂致全球经济衰退［4］，加上“9.11”事件导致美国经济受损，全球原油需求增长连续低于1%，市场陷入供过于求。2001年9月到2001年11月，布伦特原油价格自高点29.43美元／桶跌至17.68美元／桶，区间最大跌幅40%。期间，OPEC在2001年9月和2002年1月两次宣布限产保价，加上非OEPC国家承诺减产，使油价于2002年2月触底回升。

第三次是2008年全球金融危机爆发，经济增速断崖式下滑，全球原油需求出现连续两年负增长［5］，2008年同比增速-0.39%，2009年同比增速-1.68%。2008年7月至2008年12月，布伦特原油价格从创纪录高位144.49美元／桶跌至36.61美元／桶低点，区间最大跌幅75%。期间，OPEC在2008年9月、10月、12月三次减产保价，加上各国政府积极救市，实施量化宽松政策，使油价于2008年底触底企稳后迅速反弹，2009年5月回到60美元／桶，之后在2011年5月重上120美元／桶高位。

第四次是2014年至2016年页岩油产量猛增，美国从石油净进口国变成出口国，导致原油市场出现了供大于求的局面［6］。OPEC拒绝减产，试图靠增产将页岩油挤出市场，加上美国对伊朗的经济制裁解除。2014年6月至2016年1月，布伦特油价从115.06美元／桶跌至27.88美元／桶，区间最大跌幅76%。随后OPEC与俄罗斯等产油国组成减产联盟，致使油价触底后缓慢回升到70美元／桶。

第五次是2018年中美贸易纷争叠加OPEC增产冲击，国际油价在供给过剩的担忧中大幅下跌［7］。2018年10月至2018年12月，布伦特原油价格自高点85.00美元／桶下跌至50.47美元／桶，区间最大跌幅41%。随后OPEC+达成减产协议，加上美国对委内瑞拉和伊朗的经济制裁，原油市场供给端收缩，油价触底回升。

第六次是2020年一季度，OPEC+减产会议未达成协议，加上世界范围内新冠肺炎疫情持续蔓延，产业链上下游持续承压，市场需求萎缩引发消费需求骤减，采出的原油“无处安放”，导致油价暴跌。4月20日WTI五月原油期货合约大跌306%，结算价收报-37.63美元／桶。高盛预测，2020年下半年WTI油价将徘徊在30美元／桶。

本轮油价暴跌，导致全球几乎所有油气企业陷入被动，更是将高成本的石油公司推上了绝境。2020年4月1日，美国惠廷石油公司申请破产保护，成为首家在本轮油价战中倒下的页岩油公司。4月17日，新加坡石油巨头之一的兴隆贸易公司申请破产保护。4月26日，美国戴蒙德海上钻探公司申请破产保护。国际石油巨头2020年二季度财报显示，各大石油公司均出现巨亏，其中壳牌亏损181.3亿美元、BP亏损168.5亿美元、道达尔亏损83.7亿美元、雪佛龙亏损82.7亿美元等，如此罕见的亏损，仅仅是当下油气行业的冰山一角。

1.2 国内外石油公司应对油价暴跌的策略

历次油价暴跌无论是地缘政治博弈，还是经济制裁深化，最终都落脚于供需失衡［8］。裁员降薪、剥离优化资产、停减勘探生产活动，是国际石油公司应对低油价的共同策略。例如应对第六次油价暴跌，壳牌将2020年资本支出从250亿美元降至200亿美元，探井从77口缩减至22口，并推迟了在墨西哥湾和北海的两个大型油气项目；道达尔计划削减勘探和生产业务资本支出25亿美元；康菲、埃克森美孚、斯伦贝谢、贝克休斯均宣布削减30%～35%资本支出并实施大规模降薪和裁员。

在国内，提质增效成为中国石油、中国石化、中国海油三大国有石油公司保生存的共同选择。中国石油开展提质增效专项行动，树立“过紧日子”思想，在生产上精耕细作、经营上精打细算、管理上精雕细刻、技术上精益求精，打赢效益实现保卫战。中国石化开展百日攻坚创效行动，通过强化降本增效、管理创效，实现经营业绩逐季向好。中国海油实施创新驱动等五大战略，把低油价压力转化为深化改革创新、破解发展瓶颈和降本提质增效的动力，实现新形势下的高质量发展。

1.3 油价暴跌引发的思考

低成本是企业生存发展的基础。石油公司的竞争，已经从产量竞争转向成本竞争，而且将成为企业高质量发展的新常态。2019年BP公司上游业务桶油成本仅为26美元／桶，壳牌为36美元／桶，维持道达尔37美元／桶。油气田企业只有融入市场、瞄准效益、控减支出，才能具备可持续的盈利能力和竞争力。

科技创新是具备生命力的成本控降途径。历次低油价都无一例外地推动了石油公司对新技术的研发与推广，从根本上降低了生产运营成本。例如第四次油价暴跌推动了页岩油产业的迅猛发展。据《纽约时报》报道，2014年美国页岩油开采成本为65美元／桶，随着自动化技术的推广，二叠纪盆地的页岩油开采成本大幅降低，到2019年底已降到35美元／桶左右。

上下游一体化协同发展是石油公司提升抗风险能力的显著优势。历次低油价的效果显示，在国际油价激烈波动时，上下游业务收益的增减在平衡公司总收益中起到了重大作用。虽然上游的勘探开发业务出现全面亏损，但下游的炼化产业却利润增加，使得上下游一体化的石油公司通过降低内部交易成本，提高运行效率，增强盈利能力，实现利润空间互补，提升整体产业链价值创造能力。

2 低油价对油气生产企业的冲击

低油价犹如放大镜，让资产创效能力不强、成本费用刚性增长、投资回报持续下滑等矛盾迅速凸显［9］。企业生产成本与油价之间的差距逐渐缩小，油气田企业生产经营活动可回旋的余地变小，持续盈利能力低，抗击效益风险能力弱的问题倍加显现。一旦亏损运营，企业就会因资金链断裂等问题走向破产。因此，低油价导致风险勘探的投入产出发生了根本性变化，高风险的勘探项目被暂停；第二，低油价迫使企业削减低效负效产能建设，关闭高成本生产井，其中有些井可能关闭后就无法重新开启，甚至会造成永久性产能削减；第三，低油价使石油企业现金流损失严重，并带来一系列生产问题。产量与效益之间的矛盾被进一步激化，特别是进入开发中后期的老油田，各项措施效果变差，不仅影响了油气产量，也增加了企业控制成本的难度。

直面低油价，企业的生存和发展无外乎两种选择：油价上涨或成本下降。纵观六次油价暴跌，越来越多的石油公司意识到成本底线管控的重要性。

3 油气田企业直面低油价的对策思考

产量是油气田企业的效益之源，低油价迫使油气田企业进一步优化布局、重构价值链，依靠提高自身素质，降成本、提质量，走内涵式发展道路。

3.1 内涵式发展的特点

内涵式发展是以事物的内部因素作为动力和资源的发展模式，通过内部深化改革，激发活力、增强实力、提高竞争力，在量变引发质变的过程中，实现实质性的跨越式发展。相对外延式发展而言，内涵式发展具备4个显著特点：同样的资金投入应发挥更好的效益、人和物的自身效能显著提高、依靠自身实现良性发展、思想解放促进理念更新。因此内涵式发展，必须把低成本获取油气资源摆在更加突出的位置，加快资源发现、增储上产、效益突破；走内涵式发展道路，要注重内在品质和潜力挖掘，不追求一般意义上的规模扩大和数量增加。

3.2 内涵式发展模式

国内老油田陆续进入开发中后期，勘探开发生产难度加大、成本持续上升。面对低油价，勘探开发投资和产能建设规模大幅下滑，油气资源接替矛盾更加突出。解析企业的经济性和盈利性属性，油气开采企业的内涵式发展模式需要具备理念、底线、策略、对策四个要素（表1）。

表1 油气开采企业内涵式发展模式基本要素表

1）树立两个理念

成本可降理念。树立“一切成本皆可降和成本是设计出来”的理念，全方位扫描勘探、开发、生产、经营和管理各系统各岗位的提质增效着力点，动态梳理降本空间；按照“井网井型决定开发投资、开发方式决定采收率、地面简化和标准化设计决定采油成本”的效益开发理念，重视顶层设计，用“一体化方案优化设计”，突出方案编制的效益把控，依托全生命周期经济评价决策成本控降潜力和方向。

价值创造理念。打破高油价时期形成的“重规模轻质量、重速度轻效益、重生产轻经营、重资源轻市场”的粗放管理模式，先算后干、边干边算、干后必算，让效益理念内化于心外化于行，落实到勘探开发和生产经营的各环节。

2）守住两条底线

油气田企业要以“两利三率（净利润、利润总额，资产负债率、新增营业收入利润率、研发经费投入占比率）”为导向，守住净利润为正和自由现金流为正两条底线，夯实国有企业履行“政治、经济、社会”三大责任的物质基础。

净利润为正。净利润为正，表明企业的经营效益好、管理绩效好、偿债能力强。必须牢固树立“现金为王”理念，实现经营现金流最大。对于投资者而言，净利润是获得投资回报的基本因素；对于管理者而言，净利润是进行经营管理决策的基础。

自由现金流为正。表明企业可扩大再生产、研发新产品、偿还债务、回购股票、增加股息支付等。保持自由现金流为正，必须严控投资规模和付现资本性支出，以价值为导向，把资金投入向见效快、投资期短、价值高项目倾斜，通过全程经济评价做好现金流分析，以盈利为目标判断项目经济可行性。

3）实施三大策略

底线思维策略。第一，要明底线、守底线。底线是量变到质变的临界点，也是不可逾越的警戒线。如中国石油提出的45美元／桶油价下“经营不亏损、自由现金流为正”就是油气生产企业的经营底线。第二，要找差距、补差距。坚持问题导向，找准制约企业生产经营的差距和短板。第三，要识风险、防风险。积极寻求规避安全和经营风险的路径和方法，在平稳的发展中化解突出的矛盾和问题，防范风险，致力于提高企业经营管理的质量和效益。

战略定力策略。战略定力就是在错综复杂的形势下，用高度的战略自信来保障战略目标的实现，它是低油价下实现企业高质量可持续发展的必要条件。一要排除外界干扰。当前石油行业正处于“油价低于成本”的困难期，似乎“产的越多亏的越多”。作为国有企业必须保持战略定力，充分认识到我国是油气进口大国，对外依存度已高于70%。今后乃至相当长的时间内，石油天然气仍将是能源供应的主体。二要遵循客观规律。从勘探开发规律来看，勘探增储永远是进攻仗，开发生产则如逆水行舟，特别是稠油，粘度高、流动性差决定了必须选择热力采油工艺，热量的连续驱动必将耗费更多的成本。

提质增效策略。作为国有企业，要辩证地看待稳产上产与提质增效的关系，增强忧患意识和底线思维，利用低油价倒逼企业提质增效；牢固树立集约发展的效益意识，生产上精耕细作、技术上精益求精、经营上精打细算、技术上精益求精的理念，实现企业效益最大化。

4）践行四项对策

对策一：增加经济产量

一是立足现有技术，提高单井产量。按照水驱油田常规认识，可采储量采出程度超过50%就进入产量递减阶段。如大庆主力油田面对可采储量采出程度80%以上、综合含水超过91%的现实，通过“水中找油、水中捞油”，形成的“五个不等于”的潜力认识观，破解了老油田低成本开发的难题。

二是依靠技术创新“优化存量”，实现效益开发。长庆油田在致密油气开发中形成的“大井组、多井型、立体式、工厂化建产，钻井、试油、投产一体化管理”效益开发模式。每个平台部署20口水平井，建百万吨产能只需10～12个平台，节约80%的征地费用和七八倍的人工成本，该项技术已成为致密油气开发的主导技术。

三是运用效益倒逼，增加经济产量。①改革投资管理，建立效益评价项目储备库。以风险勘探和效益增储为目标，加大油气勘探研究；针对老区提高采收率项目、新区效益建产项目、非常规资源高效开发项目开展动态跟踪评价，建立效益评价项目储备库，视油价变化启动项目，按效益排序资本支出。②坚持效益排队，源头控本实现效益建产。强化顶层设计，对建产区块按效益标准优中选优，多专业融合优化开发方案，诸如水平井+体积压裂、大井丛和平台式布井技术的规模应用等，创建效益建产开发管理模式，从源头降低产建成本［10］。③强化效益为先，着力挖掘老区开发潜力。强力推进“关、停、并、转、减”五项综合举措，盘活存量资源，是内涵式发展的重要途径。【关】围绕负效油水井和低效过时、高耗能联合站、计量站、接转站等站场实施关闭措施；【停】着眼无效装置，高能耗、隐患大的设备设施、生产工艺、生产环节进行停运；【并】针对生产组织中的诸多环节合并集中运行，变分散为集中；【转】转变不合理的生产方式，转变站场功能以及集输工艺；【减】开展站场、设备减级，减少油、气、水、电等能耗用量，减少无效生产环节和工艺。④突出管理创新，盘活低品位未开发资源。探明未开发石油储量是由于技术和经济原因，暂时未投入开发。“十三五”期间，国内主力盆地的石油探明率已高达50%～70%，且目的层越来越深，资源品质劣质化趋势逐渐加剧，对资金投入的需求越来越高，此时新增探明石油储量的勘探成本要远高于已探明未动用石油储量的勘探成本。所以如何在技术可行、经济有效的总目标下，通过管理创新，最大限度地盘活探明未开发石油储量，是内涵式发展的重要节点。

对策二：加大科技创新

低油价再次警示：油气开采企业的命门是新技术和低成本。依靠技术进步，在价格与成本的曲线中找到最佳平衡点，实现企业有效益的可持续发展，这样案例举不胜举。长庆油田从产建目标、设计方案、队伍组织、措施项目、科研项目、现场试验等6个方面入手，优中选优，寻找速度和效益的平衡点，创建“一级布站、井站共建、多站合建、橇装建设”效益开发模式，在“三低”油气藏上建成了国内产量最高的油气田。因此，加快科技创新，是直面低油价实现内涵式发展的强大动力。越是低油价，越要保证科技研发强度，加大科技创效激励；越是效益下滑，越要强化科技投入管理，加快科技成果转化。

对策三：强化经营管理

强化经营管理是老油田立足自身谋生存的必然选择。把开发单元的技术经济指标转化为每个岗位的控制目标和具体措施，构建“管理层次清晰、岗位职责明确、方案设计可行、投入产出清晰”油气藏经营管理模式。推行产建项目达标管理，以效定产，停建不达标产能，停上不达标措施，守住效益开发底线；深化单井效益评价，强化对负效区块、负效井的动态评价，实现精准管控；以油藏整体治理带动停产井恢复和低产井提效，盘活资产。顺北特深油气田打破采油厂、分队、班组的传统设置模式，采用管理部管总管决策、专业团队提供技术支撑、承包商队伍负责操作执行的“三位一体”管理模式，2019年底已建成50万吨产能，管理部仅有14名管理人员。按照规划，当产能达到200万吨时，管理人员也将不超过20人。

对策四：推动数字化转型

物联网技术把油气田装进计算机，实现计算和管理人员对油气田的全面感知、可靠传递、智能处理，用数据驱动提升生产和管理效率。2018年11月27日，中国石油第一个主营业务智能共享平台—勘探开发梦想云平台正式上线，实现上游全业务链数据集中统一、互联互通，支持跨专业、跨机构、跨地域共享，成为国内油气行业智能化转型的里程碑。该平台收入国内16个油气田1.6PB的数据资产，并成功应用于156个勘探开发项目，开创上游业务智能共享新时代；胜利油田构建的覆盖油气井区、计量间、集输站、联合站、处理厂，自动采集8大类56项数据的现场生产物联网，集生产监控、报警预警、生产动态、调度运行、生产管理、应急处置六大模块于一体，实现了生产指挥平台移动化。物联网技术为低油价下企业提质增效提供了全新的管理模式。吉林油田依托物联网逐步试行采油井间集中监控、无人值守、故障巡检等作业方式，刚性压减油气生产一线高成本用工规模，是一条可借鉴的经验。

对策五：研究政策支持

经过几十年的精细勘探和高速开发，东部老油气田普遍面临“勘探新发现难、低品位储量动用难、老油田稳产难、效益开发难”的困难局面，新增储量接替不足，稳产上产潜力不足，与国家对油气需求增长的要求甚远。特别是致密油、页岩气等非常规油气储量，以及已经花费巨额勘探资金并经自然资源部评审批复的探明未动用储量区块，需要激励机制和扶持政策方可实现效益建产。

一是研究加大国内油气勘探开发力度的支持政策。设立国家油气资源风险勘探基金，确保低油价时期勘探投资不降；出台更有利于老油田尾矿和边际油气田开发的政策，对低产井和老油田提高采收率采取适当减免政策；适时取消特别收益金的征收或先征后返，适当提高收益金征收门槛；鼓励老油区油气勘探开发的降本增效工作，使得老油区中部分开采成本高的油气资源仍具备开采的经济价值，以满足国民经济增长对能源的需要。

二是研究非常规油气资源开发利用政策。对致密油气田勘探开发企业实行增值税先征后退政策；建议国家出台陆相页岩油初期开发阶段的扶持政策，减免页岩油开发税费；建议完善能源开发补贴政策，对复杂油气、页岩气、页岩油、煤层气等给予平等的补贴率。

三是研究低品位矿和尾矿支持支持。《中华人民共和国资源税法》第六条第四款规定“从衰竭期矿山开采的矿产品，减征30%资源税”；第七条规定“纳税人开采共伴生矿、低品位矿、尾矿，省、自治区、直辖市可以决定免征或者减征资源税”。东部老油田中的“双高”区块基本符合“低品位矿、尾矿”的标准，建议研究资源税减免支持。

四是研究探明未动用油气储量支持政策。针对探明未动用油气储量的资源赋存特点，参照2007年国家出台的煤层气生产的“增值税先征后返政策、免征资源税政策、财政补贴政策”，建议对采用先进技术开发利用低品位石油储量区块、边际油田，出台更多激励政策，如减免资源税、采矿权使用费、石油特别收益金等。

五是研究引入社会资本投资探明未动用石油储量开发。2020年5月1日自然资源部《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》正式实施，凡在我国境内注册的净资产不低于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。至此，我国油气勘探开采市场的大门完全打开，无论是民营、外资还是其他行业企业，将迎来与中国石油、中国石化、中国海油同台竞争的机会，上游勘查开采主体也将日趋多元。针对探明未动用油气储量“开发成本高、投资风险大”的特点，建议研究政策引导，鼓励社会资本投资合作，加快技术研发和新技术引进，实现难采储量经济有效开发。