我国油气储量管理改革及油公司储量管理建议

田 军 董月霞 付 玲 李 丰 吴素娟

（1.中国石油油气和新能源分公司；2.中国石油咨询中心；3.天津大港油田工程咨询有限公司）

根据管理主体和目的不同，我国油气储量管理可以分为国家、油公司和资本市场3 个层面。其中，国家层面的储量管理侧重管资源，政府要掌握油气资源“家底”，科学保护与合理利用油气资源。《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7 号）（简称7 号文）明确提出“改革矿产资源储量分类、取消矿产资源储量登记事项、明确评审备案范围和权限”3 项改革要求。2020—2022 年，自然资源部推出了一系列深化改革措施。

1 国家油气储量管理及存在的问题

作为重要的战略性矿产资源，我国对石油、天然气、页岩油气等实行自然资源部一级管理。国家油气储量管理是指国家以矿产资源所有者和行政管理者的身份对油气储量实施资源管理，在油气资源的积累和消耗过程中，对油气资源的数量、质量和空间分布等信息进行监督管理，并为国家制定油气资源战略、规划、政策等宏观调控措施提供依据，促进油气矿产资源合理利用和有效保护。

我国国家油气储量管理的具体职能主要包括两个方面：一是对国家油气资源储量账户的管理，二是为规范市场而开展的资源储量监督管理[1]。围绕这两个职能形成了评审备案管理、登记统计管理、储量动态监督管理3 项主要管理制度。

这套管理制度形成于计划经济时代，随国家经济体制和行政制度的改革而不断改进，总体上与我国油气上游产业发展相适应。随着石油天然气体制改革不断深化，国家储量管理也暴露出一些与新发展形势不相适应之处，主要表现为4 个方面：一是企业、市场、政府三者之间职能界限不清[2]；二是老的储量分类标准与现行国家层面资源管理职能不适应[3-6]；三是管理流程繁琐、管理环节之间衔接不畅[7]；四是储量数据的统计管理和监督制度不完善[8-10]。上述问题的存在，致使政府过度承担市场职能和企业职能，降低了政府管理效能，同时抑制了企业的积极性和市场活力。

2 国家油气储量管理改革内容与特点

2017 年，中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确深化石油天然气体制改革要“正确处理好企业、市场、政府之间的关系，发挥市场在资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用”。2019 年，7 号文针对矿产资源储量管理中出现的矛盾和问题，提出3 项改革要求，这些纲领性文件开启了国家油气储量管理新一轮改革的序幕。

2.1 储量管理改革主要内容

本轮改革的具体内容主要包括：制修订行业技术标准规范、简化管理流程与形式、明确数据监管及发布权限、积极培育第三方评估市场。

2.1.1 以油气资源/储量分类国家标准为依据，制修订行业技术标准规范

2020 年，自然资源部发布《油气矿产资源储量分类》（GB/T 19492—2020）（简称2020 版国标）[11]，相较于《石油天然气资源/储量分类》（GB/T 19492—2004）（简称2004 版国标），2020 版国标主要有5个方面变化。

（1）调整适用范围。2004 版国标的适用范围不仅包括资源/储量计算、评审和统计，国内采矿权和开发方案的审批，还包括矿业权转让和油气勘探开发筹资、融资等活动中的储量中介评估；2020版国标将适用范围调整为“油气矿产资源的统计和发布、油气矿产管理和规划、政策制定，资源量和储量估算、评价及相关技术标准制定”，取消了与企业生产经营、市场活动相关的内容。

（2）勘探开发阶段划分与提交储量级别脱钩。2020 版国标将2004 版国标提出的区域普查、圈闭预探、油藏评价、产能建设、油气生产5 个阶段调整为预探、评价、开发3 个阶段，且各阶段成果不再与提交储量级别挂钩。

（3）简化了油气资源/储量类型和经济意义划分。2020 版国标取消了2004 版国标中次经济的和内蕴经济的划分标准，预测地质储量不再划分技术可采储量和经济可采储量，不再针对储量状态划分类别等。

（4）量化开发状态界定。2004 版国标以“开发井网钻探和配套设施建设完成，全面投入开采”作为探明储量已开发的界定标准；2020 版国标明确以“开发井网部署实施程度70%及以上”界定为已开发，其余状态均界定为未开发。

（5）取消储量可靠程度评价量化。2004 版国标对探明地质储量、控制地质储量的相对误差要求分别为不超过20%、50%，相应将其定性描述为确定性高、确定性中等。

同年，自然资源部以资源/储量分类国家标准为依据，组织修订了石油天然气、海上石油天然气、页岩气、煤层气储量估算规范4 个行业标准，制定了致密油储量估算、碳酸盐岩油气藏缝洞体雕刻法资源储量估算2 个行业规范，以及石油天然气、页岩气、煤层气探明储量报告编写规范。2020版国标和上述标准、规范共同构成了现行油气储量国家/行业标准规范体系（图1），是我国油气领域基础性、纲领性的技术标准，也是掌握和管理油气资源/储量的基本遵循。

2.1.2 归并登记、评审、备案事项，简化储量备案流程

本轮改革取消了资源/储量登记环节，将资源/储量登记书内容纳入评审备案管理，评审备案结果同时作为统计的依据。油气储量备案对备案事项、所需要件、备案周期、申报形式等进行了一系列简化。

需要在国家管理部门备案的事项由原来的18项减少至4 项，分别为探矿权转采矿权、采矿权变更矿种或范围、探采期间探明地质储量发生重大变化（变化量超过30%或达到中型规模以上的）、建设项目压覆重要矿产。

申请备案时需要提供的要件减少为矿产资源储量评审备案申请、矿产资源储量信息表和矿产资源储量报告3 项。备案受理时限由原来的15 日减至5 个工作日，评审时限由原来110 日减至60 个工作日。申报形式由原来的线下申报，改为线上申请+线下报送要件形式。

2.1.3 强化资源/储量统计数据监管，规范信息发布

2020 年，自然资源部在2004 年《矿产资源登记统计管理办法》基础上，修订发布《矿产资源统计管理办法》[12]；2021 年，制定印发《矿产资源储量统计质量监控工作指南》，并形成配套管理办法，完善了储量数据统计管理和监管制度。

在储量信息统计内容规范和报送方面，要求除石油、天然气外，页岩气、天然气水合物统计数据也纳入自然资源部直接管理，而煤层气储量统计数据管理下放至矿业权许可证所在地市级或县级自然资源主管部门；油气控制地质储量、预测地质储量纳入国家自然资源部统计范围。

在数据发布方面，明确探明地质储量、探明技术可采储量和探明经济可采储量，由自然资源主管部门统计管理、国家发布；控制地质储量、控制技术可采储量、控制经济可采储量和预测地质储量，由矿业权人（油公司）按照国家标准规范和相关规定自主管理。使用与发布地质储量数据时，探明地质储量、控制地质储量和预测地质储量单独列出，不得相加。

在统计质量监管方面，建立常态化的矿产资源/储量统计质量监控机制，由自然资源部油气中心负责，油气矿业权人按要求配合开展石油、天然气、页岩气的统计质量监控工作。每年12 月底前，自然资源部对资源/储量及其变动情况数据填报的及时性、全面性、准确性进行全面核查。

2.1.4 培育油气资源/储量第三方评估服务市场

作为矿业权交易市场完善配套制度中的一项，7 号文提出“积极培育矿产资源储量评审市场服务体系”。2020 年5 月，自然资源部发布《矿业权评估师职业资格制度暂行规定》和《矿业权评估师职业资格考试实施办法》[13]，确立了矿业权评估师职业资格管理制度，为形成独立、公正、科学的油气资源/储量第三方评估市场服务奠定了人才基础。

2.2 储量管理改革特点

本轮储量改革围绕“发挥市场在资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用，建立健全竞争有序、有法可依、监管有效的石油天然气体制”核心目标，概括有以下特点。

2.2.1 明确国家、油公司储量管理定位，厘清主体责任

以分类标准为引导，突出国家的宏观战略管理职能。国家储量管理侧重管资源，重点是掌控油气资源储量“家底”和监管维护市场秩序，为国家产业总体规划和宏观能源政策的制定提供资源信息服务。简化国家油气储量备案事项，减轻矿业权人负担，更好地发挥市场的调节作用，激发企业创新创造活力，加大国内油气勘探开发力度，最大限度解放油气资源潜力。

2.2.2 顺应油气行业发展新形势

随着陆上石油勘探程度的提高，勘探对象呈现“薄、低、深、难”等特点，低品位资源成为新增储量的主体，非常规储量难以像常规油气藏按照预测、控制、探明逐级升级[14]。现行油气储量国家/行业标准规范体系将提交储量级别与勘探开发阶段脱钩，顺应了油气行业发展新形势，符合非常规油气藏勘探开发一体化工作要求。

2.2.3 培育市场配置油气资源的环境

市场要充分发挥作用，就必须破除信息沟通屏障。2004 版国标在执行过程中暴露出储量分类术语较多、不通俗易懂等局限性。2020 版国标简化了油气资源/储量类型和经济意义划分，避免信息在统计和传递环节发生偏差，强化信息统计监管制度，规范国家、矿业权人的信息发布和使用要求。

第三方评估中介机构也是市场配置油气资源/储量的环境要素之一。此次改革确立了国家矿业权评估师职业资格管理制度，并将油气实物量估算和价值估算纳入国家矿业权评估师专业范畴，根本目的是为了培育我国矿业权资源的一级出让和二级转让市场。破除信息屏障与加强储量评估中介队伍建设，为构建透明公开的市场环境奠定了基础。

3 对油公司储量管理的建议

油公司的储量管理一般包括面向国家、资本市场和公司3 个层面的管理，3 个层面并不完全区分，常常互相交叉互为所用。例如，部分油公司以国家层面的储量管理成果作为公司内部勘探开发规划和部署方案编制的基础，以资本市场层面的储量管理成果作为当期经营考核的依据。这种管理方式可减少内部管理工作量，最大化利用已形成的成果，但是也存在不足。国家层面储量管理注重资源的数量和分布，建立在此基础上的公司储量管理体系就会以地质储量为重点，对储量的经济性和价值管理相对比较薄弱；面向资本市场的储量管理，注重短期经营成效，以此为考核基础，会在一定程度上忽视储量的长期资源创造能力。特别是随着国内各大盆地资源劣质化趋势越来越明显，非常规储量大幅增加，油公司储量管理面临面向国家和面向资本市场的储量增长规模出现剪刀差、剩余地质储量规模增长和开发建产效益储量不足等问题。国家不断深化油气体制机制改革，要求油公司的储量管理工作不仅要紧紧围绕“把能源的饭碗牢牢端在自己手里，保障国家油气供应安全”的主职主责，还要满足油公司回归市场经营主体定位的要求。面对新形势，需要油公司结合生产经营需求转变储量管理理念，推动储量管理改革。为此，对油公司储量管理工作提出如下建议。

3.1 完善以经济可采储量为核心的油气资源/储量分类及企业评价标准

油气储量分类是储量管理的基本遵循，对储量管理起着重要的导向作用。国家储量分类体系基于地质总量、技术可采量、经济可采量的逻辑建立，对三者的储量管理强度和估算的准确性逐步减弱[15]。对于企业而言，经济可采储量是价值创造的根本，是勘探开发部署和生产经营决策的关键依据，最能体现公司的竞争优势，经济可采储量的数量和质量直接影响公司上游业务的生产经营效果。因此，企业内部的油气资源/储量分类标准与国家储量管理逻辑不同，应进一步突出经济可采储量在上游产业链价值创造中的核心位置，严格经济可采储量的评估评价标准。以分类标准为引领，加强经济可采储量的动态评估与管理，分析导致剩余经济可采储量下降的关键影响因素，推动储量管理和生产经营决策的紧密结合，提升企业储量管理能力和水平。特别要加强对“次经济可采储量”“内蕴经济储量”的评估与管理，引导相应的勘探开发技术攻关及成本管控，使其加速转化为经济可采储量，助力油公司储量价值创造最大化。

3.2 建立新业态下油公司油气资源/储量价值评估体系

随着油气体制改革不断深化，国家全面实施矿业权竞争性出让，公司间的资源/储量转让市场处于培育发展中，第三方储量评估中介市场逐步建立，成为油气上游行业的新业态。预期，未来油气资源储量不仅可以通过勘探、开发、销售等环节创造价值，还可以通过交易的方式为公司创造价值。油公司作为市场主体，必须进一步建立资源/储量价值评估体系，完善相应的技术规范。

现行的《矿业权价值评估准则》由中国矿业权评估师协会基于固体矿产价值评估制定，很多评估方法、评估参数并不适用于油气资源，油公司的储量价值评估实践主要围绕探明经济可采储量价值估算开展。对于控制储量、预测储量和资源量，甚至矿业权的价值评估，业界尚无成熟的评估方法与标准做法。建议在国家政策框架体系内，以国有油公司主导发展完善油气矿业权、资源/储量价值评估体系，逐渐形成一套符合现阶段油气行业特点、适用于不同资源类型的价值评估方法和技术标准，引导并支撑中介市场的建立。

3.3 探索油公司储量资产流动机制，发挥市场配置资源作用

国家油气储量管理改革强调国家、油公司和市场各自发挥作用。作为市场主体，资源/储量是油公司最大的资产。优化资产配置、提升资产价值创造能力，需要建立储量资产流动机制。未来，资源/储量资产可能在3 个层面产生交易流动：储量资产在公司内部不同经营单元之间的流动、储量作价出资的合资合作、储量资产在不同油公司之间的市场化交易。

对于第一个层面，中国石油天然气集团有限公司进行了创新性探索[15]。公司作为矿业权管理人，建立内部动态配置“项目池”制度，实行内部竞争性配置或指定配置，通过资源内部流动，激发不同油气田企业的创新活力，让资源开发利用的效果更好、价值创造更大。

第二个层面的流动，各油公司也有些许尝试，但由于储量价值评估等相关配套服务市场尚不完善，现阶段难以大范围展开。据不完全统计，目前国内从事常规与非常规油气勘探开发的市场主体超过50 家，如何科学评价储量资产价值，以储量作价出资的方式，与地方政府、企业开展合资合作，有待深入探讨。

对于第三个层面，笔者认为，未来会成为我国上游业务改革的发展方向。对于油公司而言，借鉴国际油公司发展经验，通过交易资源/储量进一步优化公司之间的资源、技术、资金配置，从而实现资源/储量在全社会增值。在探索建立外部交易的过程中，如何在完善的市场经济环境下建立油气资源/储量交易流动机制，保证外部交易既能服务于油公司核心目标，又能有效杜绝国有资产流失，需要在未来实践探索中高度关注并予以解决。