由自然資源部制定的《關于推進礦產資源管理改革若干事項的意見（試行）》日前正式落地實施，符合條件的外資、民企與社會資本均可自由進入國內石油天然氣的勘查開采領域，昔日宛如堅冰的油氣勘采壟斷格局被打破，而油氣勘查開采市場化在重塑國內油氣產品供求關系的同時，也將為國家能源安全創(chuàng)設出新的穩(wěn)定基石。

油氣產業(yè)由上游的勘查開采、中游的管道運輸與下游的終端銷售所構成，改革的路徑是上下兩頭市場化，中端國有化，即所謂的“放開兩頭，管住中間”。與下游早已實現市場化不同，上游地帶高達97%以上的油氣資源探礦權與采礦權面積至今仍為中石油、中石化、中海油和延長石油四家企業(yè)分別占有與把持。由于參與市場主體少，不僅油氣勘采的市場化競爭動能被長期抑制，而且因以上四家國有油企所能支配的增量投入資本有限，導致油氣勘采基礎設施老化以及技術創(chuàng)新能力滯后，最終造成油氣開采效率的低下以及產品供給的不足。

根據自然資源部的統(tǒng)計數據，我國石油資源儲量達1257億噸，天然氣藏量90.3萬億立方米，探明率分別為31％和16％；同時，雖然過去15年來我國石油和天然氣年均新增探明儲量分別在10億噸和萬億立方米左右，但每年的石油與天然氣開采量長期維持2億噸與1000立方米的低位。國內市場成品油供求失衡狀況將因此繼續(xù)加劇。

長期以來國內油氣開采量與供給能力的短缺直接推升了我國油氣產品的對外依存度，其中石油對外依存度高達70%，遠超50%這一國際公認警戒線，同時天然氣對外依存度也達到了45％。更為重要的是，作為全球最大原油進口國和最大天然氣進口國，中國的能源安全威脅不僅僅是來自市場層面對外依存度的較大風險敞口，還有更為嚴重的地緣政治風險。目前，局勢動蕩的沙特阿拉伯、伊拉克與科威特等中東國家貢獻了中國50%的原油進口量，美國以及受到美國制裁的俄羅斯、伊朗和委內瑞拉等四國也占到了中國原油總進口量的35%；同時中國約70%的進口原油都必須經過海盜與恐怖分子頻現的馬六甲海峽。任何一個進口路徑出現問題，都會引發(fā)難以估量的供應危機。

作為一種常態(tài)，國內石油天然氣需求的放大將不可避免。按照中石油經濟技術研究院的預測，到2025年我國石油表觀消費量將到7.2億噸，但若按國內2億噸的年度恒定產量，到時顯然還有超過5億噸的需求缺口；在天然氣方面，目前國內一次能源消費中天然氣消費占比不足10%，到2025年將提升至12%，折算成消費總量就是逾5000億立方米，而據國家發(fā)改委“十四五”期間每年國內天然氣產量增量可超過100億方的預測計算，2025年天然氣自產量最多達到2000億立方米，相比需求仍有60%以上仍要進口。在確保穩(wěn)定進口渠道的基礎上，增加供給同時減輕對外依存度風險，根本出路就是推動國內油氣資源上游的完全市場化。

按照《試行意見》期待的政策遠景，油氣勘采領域放開后，專業(yè)性的非國有油氣勘查開采公司也能像國有油氣企業(yè)一樣享受探采合一制度，即誰能探明誰就可以開采，形成探明開采主體多元化局面；同時，即便是那些不具備勘查能力的企業(yè)，也能通過公開競標方式取得采礦權，進而在開采領域引入眾多市場主體，完全肢解了原有采礦權僅在國有油氣企業(yè)內部流轉的封閉體制。受到影響，除了行業(yè)內探采企業(yè)與銷售企業(yè)將進入勘查開采領域外，可能會有行業(yè)外的金屬、煤炭等企業(yè)跨界進入油氣探采陣地。市場經營主體的多元化帶來的競爭空前激烈，同時也將提高國內油氣開采效率與增大自我供給力，形成對進口的有效替代。

對于中石油、中石化、中海油和延長石油四家國有油氣勘查企業(yè)而言，昔日為自己完全統(tǒng)攬的上游地盤如今悉數放開可能多少有些失落，但同時也能分享到更多改革紅利，最值得期待是中石油、中石化等國有油企能夠通過盤活存量資源贏得更廣闊的資本騰挪空間，即在價高者得的競爭拍賣機制下，將自己手中閑置的探礦權與采礦權進行有償轉讓，最大程度地快速實現資產變現，進而運用充沛的資金進行技術改造升級，或者開展下游銷售業(yè)務的精裝與強化等。特別需要指出的是，國家油氣管網公司成立后，原由國有油企建設投資與保養(yǎng)維護的中游管網被剝離出去，更使得中石油等國有石油公司可將資金集中到專業(yè)探采與冶煉上來，尤其是可以調配足夠資金進行海外布局，從而借助海外油氣上游投資的力量阻斷與隔離對外依存風險。

根據《試行意見》要求，在中華人民共和國境內注冊，凈資產不低于3億元人民幣的內外資公司，均有資格按規(guī)定取得油氣礦業(yè)權。的確，3億元的凈資產門檻對于絕大多數非國有企業(yè)構不成障礙。但我們不得不指出的是，新的市場主體能否積極響應政策并大踏步和集群式涌入國內油氣勘采領域，最終還是要看勘采業(yè)務能否創(chuàng)造與提供穩(wěn)定與可觀的利潤回報，而決定油氣勘采利潤的最重要因素除了油價之外，更重要的就是勘查開采成本。

新冠肺炎疫情阻斷全球經濟增長，大大壓縮了石油需求，國際市場石油價格今年以來大幅下挫，甚至一度跌成“負油價”，在這種情況下，所有的石油開采與冶煉企業(yè)無一例外地要承受虧損之痛，其繼續(xù)擴大勘采與冶煉投資的積極性也會遭遇空前壓制。雖然像新冠肺炎疫情這樣的偶然殺傷因素遲早會消失，全球原油需求將恢復常態(tài)，但石油市場供大于求的格局短期很難逆轉，進而企圖通過高油價來拉動油氣開采出現井噴的可能性微乎其微。而更為重要的是，即便是未來油價出現了一定程度的回升，但國內油氣不菲的開采成本也構成了對油氣開采的不小約束。

據中石油的分析報告測算，國內油氣的的平均開采成本約為50~60美元，高出國外許多，而且同全球一樣，國內大量新探明油氣資源的埋藏深度達到4000~5000米甚至7000米以上，從而決定了國內油氣資源的開發(fā)只能向“深”“海”兩個方向移動，開采難度越來越大，開采成本越來越高。以海上油氣開發(fā)為例，未來國內1/3以上的油氣新增探明儲量將來自海上，而海上油氣開采成本一半將來自建造、搭建海上生產平臺以及鋪設海底配套管道設施，對此，不僅技術上有非常高的要求，資金投入量也相當之大，除了像BP、殼牌、雪佛龍等這樣的國際油氣勘采巨頭能夠大展身手外，更多的國內民營企業(yè)恐怕只能望而生畏，由此也決定了油氣勘采市場開放后所能營造出的增量投資熱度也許并不會像我們預期的那樣活躍。

還必須強調的是，油氣勘采開放的核心訴求就是引入更多的市場主體，但中石油、中石化等國有油企已經在上游領域深耕與浸淫數十載，優(yōu)質的油氣地塊大多數已經得到探明，剩下還有多少儲量能夠值得第三方勘查開發(fā)自然就是一個問號。雖然為了推動存量資源開發(fā)，《試行意見》設定了不少激勵與約束機制，如進行開采的油氣資源探礦權人應當在5年內簽訂采礦權出讓合同，探礦權到期以后申請延續(xù)登記，要扣減25%的首設勘查許可證載明面積，持有探礦權10年以上，征收2000元/平方公里的探采礦權占用費等。但即便如此，國有油企是否愿意拿出優(yōu)質油氣區(qū)塊以及拍賣標的與價格又能否令雙方認可接受，實際操作起來恐怕并沒有那么順風順水，自然，油氣開采的繁榮場景也許就需要足夠的時間來等待。