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| 妥善应对新老叠加问题 促进中国海外油气业务高质量发展 |
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□ 刘朝全 中国石油集团经济技术研究院
中国海外油气业务的发展环境正在发生巨变，面临着新老问题叠加带来的严峻挑战。油气行业如果不能清醒认识并妥善应对，将会给企业自身或国家能源安全带来冲击。作为一直从事海外油气实务和研究20多年的老兵，深感有责任和义务将自己对这些问题的分析和研究写下来，与业界同仁分享。
海外油气资源
是中国能源安全的重要组成部分
在中国能源安全问题方面，油气对外依存度居高不下的问题十分突出。中国油气行业付出了艰苦卓绝的努力，一方面努力加大国内勘探开发力度，使国内油气储量、产量保持增长；另一方面加大境外油气资源采购力度，同时也努力搞好海外油气业务，全方位进行保供。
自1982年中国海洋石油总公司成立以来，中国就以引进资金、技术为主，在国内开展国际合作。1993年，中国成为石油净进口国之后，以中国石油等为代表的企业开始了“走出去”的历程，先期在加拿大、秘鲁，从老油田提高采收率项目入手，逐步扩展到苏丹、哈萨克斯坦、委内瑞拉，既进行油田开发，又从事勘探、管道建设、炼油、化工等上下游一体化油气活动。经过20多年的发展，我国油气企业在全球至少有100多个油气勘探开发合同正在运行中，业务范围也进一步延伸到工程建设、装备制造、技术服务、金融等领域，在“一带一路”国际合作中，海外油气合作已成为重要的支柱之一。
从资金、技术合作到资源合作，我们获得了经验，取得了很大成绩，但不容忽视的是，我们在应对一些传统问题上仍存在很多不足，使效益受损，部分项目甚至挣扎在破产边缘。
海外油气业务发展中
存在的五个老问题
一是项目收购中的估值不合理。获取项目，需要估值，但影响项目估值的因素很多，给项目合理估值一直是个难题。实践中，导致项目估值不合理的因素有：一是对油价、气价判断失误，导致项目获取价格过高，是失败项目普遍存在的问题；二是对油气田储量评估出现较大偏差，导致项目先天不足；三是对项目的合同条款缺乏总体把握，使一些项目虽有资源，却因合同条款限制、技术不够成熟，储量不能转化为有效益的产量。
二是对项目运行的把控能力不足。对项目所在资源国的营商环境不熟悉，导致招标、采办、方案审批、征地、资金进出困难，使项目工期严重滞后，投资远超预算，预期效益化为乌有，有的导致严重亏损。
三是对项目收束的困难准备不足。有的项目，在临近合同到期前总体效益还不错，但对环保、弃置费集体和处理准备不足，导致收束前不得不付出巨大代价。
四是海外勘探区块合同数和面积急剧萎缩。中资企业在海外经过多年发展，相当一部分勘探开发合同已经到了中后期，勘探区块按合同要求大量退还，延续下去，海外勘探面积将很快萎缩至不足高峰时期的1/5，即便局部区块延期，一般也只能延长3~5年，这对海外油气业务的可持续发展带来重大隐患。
五是越来越广泛的欧佩克限产，应对欠妥。这一轮欧佩克限产已经实施了一年多，且还在进行中。中国企业在欧佩克成员国中从事油气生产业务，已经较为普遍。后来，欧佩克与一些非欧佩克产油国合作限产而形成了“欧佩克+”，使中国企业在海外遇到的限产问题更加普遍。表面看，“欧佩克+”的限产是不可抗力，企业无能为力。但经过研究，“欧佩克+”的限产，在各个国家的具体措施并不相同，有的用计划限产，有的用实测限产，有的按实际产量水平限产，还有的按总量限产；在各项目的限产配额分配上，有的全国大平均，有的只对重质油进行歧视性限产但对轻质油不限产；有的国家对限产结果由合同者自己承担，有的则承诺给予某种补偿，但实际并不到位；有的国家对“欧佩克+”的限产政策积极配合，有的勉强执行，甚至阳奉阴违。经研究和实践证明，欧佩克限产不完全是不可抗力，海外油气项目有各种办法主动作为，减少限产损失。
海外油气业务发展中的新问题及应对办法
中国企业的海外油气业务，不仅面临传统问题，而且还面临着一些新问题。面对延续的新冠肺炎疫情、中美博弈、国际局势动荡、温室气体减排、能源绿色转型等重大挑战，如果不高度重视和研究并采取措施妥善应对，郁于传统经验解决传统问题，则仍然可能会给海外油气业务带来损失。
资金托管账户要坚决避开美国
随着对外开放的深入和“一带一路”逐步发展，中资企业在海外投资会越来越大。在项目收购、运营中，出于对时差、资金安全、回收等因素考虑，通常会设置托管账户。一来在不同时区，会随着项目交割条件的满足，通过在托管银行设置的托管账户及时支付交易对价完成交割；二来对部分主权信用不好的国家，为保证投资者能够及时回收资金，较为老练的投资者会千方百计设置托管账户，将托管银行设在第三国，减小资源国拖欠投资者回收款的风险。
在特朗普执政以前（2017年），中资企业比较偏好于将收购资金或回收资金的托管账户设在美国或欧洲的银行中，毕竟美欧的银行信用较好，经验丰富。但随着中国经过40年改革开放成为世界第二大经济体，美国加大了对中国遏制的力度。我们在实践中，也遇到过有的公司继续沿用过去的托管思路，这是忽视了中美从过去的合作转变为博弈的大背景。美国打压中国，从制裁华为、中兴等高科技企业开始，也对中国海油、中国石油昆仑银行等能源行业进行制裁，制裁名单越来越长，其长臂管辖和金融霸权，使美国银行、欧洲银行不得不听命于美国政府。如果我们将项目收购、项目运营回收的大额资金放在美欧的银行托管账户上，将使我们的资金安全面临巨大风险。提醒国内同行高度关注此事。
解决办法为，首先尽量说服伙伴使用中资银行作为托管账户的开设行。或者，尽量利用中资参股且影响力较大的国际银行，比如亚洲基础设施投资银行（AIIB），或者金砖国家开发银行。再者，在金融比较发达的非美欧银行，比如在中东的迪拜国民银行（NBD），阿布扎比银行（FAB)。再不济，选择资信相对较好，对中国比较友好的国家的银行。总之，要坚决避开美国银行。这一点，不仅对油气行业，对多数中资企业，尤其是国企、央企走向海外时都要留意——中资企业的资金安全不能交给美国银行。
海外油气项目获取时，要考虑潜在的温室气体（GHG）排放成本
在2021年11月初召开的第26届联合国气候变化大会（COP26）后，气候变化、温室气体减排、碳中和越来越受到重视，为实现《巴黎气候协定》的目标，越来越多的国家陆续提出了自主减排承诺。从部分国际石油公司在获取新项目的实践看，温室气体排放（目前主要集中在二氧化碳排放）的成本，已经考虑在项目成本中。放眼国内，中国海油已经开始了这方面的实践，中国石油也对部分海外新项目获取，将二氧化碳排放成本做了测算，并纳入估值分析中。这些是进步，然而也有不足。
应当看到，目前国际上多数石油公司对温室气体的排放，范围上并未完整，价格上差异也很大。从范围上，只包括了二氧化碳的直接排放（即“范围1”的部分排放，并未包括甲烷、氮氧化物等其他温室气体），少数公司包括了采办供应上游物资和服务的二氧化碳排放（“范围2”的部分排放），对于所产油气产品在使用中的排放（“范围3”），足额考虑的微乎其微。从价格上看，各国温室气体排放的价格差异很大。在中国，去年碳交易所的平均价格也就50元/吨左右，远低于欧洲的价格，基本上相差了一个数量级。随着交易量的增加、时间的推移，各国政策陆续出台，目前能够做出趋势判断：从二氧化碳排放逐步扩充到范围1至范围3，且排放代价会逐步水涨船高，具体的数量、进程，尚无法判断。这对油气公司是一个巨大的挑战，越早考虑、及时跟踪研判，是一项持续的艰难任务。
跟踪未来油气价格变化的长期趋势
未来，人类仍然需要油气，即便是在部分发达国家宣布2050年实现碳中和之后。但新能源未来逐步主导能源供应之后，油气价格的变化趋势，目前尚难以判断，有一条几乎肯定，过去的趋势，很难延续到未来30年以后。因此，油气价格对于新收购项目而言，2045~2050年之后的趋势，不宜再用过去的经验。或者，将油气项目的价值实现要在2050年之前兑现，可能是比较现实的考虑；30年之后，因目前看不太清楚，不宜过高估值。
油气公司要积极培育新能源业务
风电、光伏，不仅是清洁能源的主体，也是未来能源的主体。有条件的地方一定要培育发展，尤其在非洲、中东，可与新能源企业搭伙发展。地热，尤其油气公司有大量的油气井，其中低产或停产的井，在合适的地方开发利用地热，拥有得天独厚的条件。CCUS，油气公司最有条件比其他能源公司发展得更好。氢能与天然气融合发展，有可能在未来能源稳定供应中发挥重要作用，也需要考虑。新能源是明天的主业，油气行业不可不重视，在海外也是如此，需因地制宜积极培育发展，从量上的积累逐步实现质的飞跃。
脚踏实地，既要解决好过去未能解决好的老问题，又要仰望星空，解决好新形势下的新问题和未来长远发展问题，才能实现中国海外油气业务的高质量发展，避免新老问题叠加，做到清洁低碳、安全高效、可持续。
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