油气行业度过了怎样的2017？

　　2017年，油企行业因体制改革“靴子”逐渐落地，呈现出多点开花。

　　这一年，改革取得一定成效，上游常规和非常规油气的矿权进一步放开，上海石油天然气交易中心天然气竞价和成品油期货上市，下游市场活力依旧。

　　但引入竞争、构建有效竞争的市场结构和市场体系依然不足，未形成上中下游多环节多维度的立体联动。

　　改革必将是奔着问题去。随着频频落地的政策护航及未来更多配套细则的出台，油气行业市场化改革的方向和路径将更加明晰。

　　01上游 • 改革动作密集，稳扎稳打推进

　　改革任重道远，不求立竿见影，但待到时机成熟需快马加鞭时，仍会因政策护航而落鞭有力。

　　2017年新年伊始，《石油发展“十三五”规划》、《天然气发展“十三五”规划》发布。两份规划提纲掣领，清晰描绘出“十三五”油气发展蓝图。

　　然而行业还未从油价的“寒冬中”完全回暖，国内油气储量保持稳定增长，但由于资源劣质化趋势明显，规模化动用难度加大，加上低油价对国内油气上游生产有直接影响，特别是老油田持续稳产压力巨大，非常规油气的发展速度也受到一定抑制。

　　当前正处油气领域进一步深化改革的关键期，体制中存在的深层次矛盾亟待解决，仅有引领性文件还不够，油气体制改革需要“破冰而出”的呼声从未停止。

　　千呼万唤始出来。2017年5月，《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（下称《意见》）发布，《意见》坚持问题导向和市场化方向，充分体现了油气改革由增量到存量、由部分到整体的系统性变革思路。《意见》特别指出，要在整个产业链的上游完善并有序放开油气勘查开采体制，实施勘查区块竞争出让和退出机制。

　　油气上游这块“难啃的硬骨头”是有“三高”特点，即高投入、高风险和高回报。实际上，近年来国内非常规天然气资源向石油公司之外开放有了一定突破。主要集中在煤层气、煤制气和页岩气，包括民营资本等其它社会资本涉足上游资源，陆续成为天然气新品种的生产商。

　　在此背景下，天然气的生产商数量逐步增加、所有制形式多样化。此外，民营企业“走出去”步伐日益坚定，参与上游勘探开发、贸易等。例如中国华信能源有限公司收购俄罗斯石油公司14.16%的股份, 成为俄油第三大股东。

　　但在国内，常规天然气资源、相对优质的非常规资源主要由国有石油公司控制，潜在资源转化为现实资源动力不足，难以满足经济发展对天然气作为清洁能源长期快速增加的需求。

　　由此，油气上游领域勘探领域不断践行改革，向最核心部分靠拢。

　　上游领域改革的核心，是由登记制改为招标制的矿权市场的放开；是勘探和开发资质的条件限制的放宽；是提高持有成本，严格探矿权退出机制，更是油气矿权流转制度的建立。

　　页岩气和煤层气分别在2017年8月和11月落下探矿权出让首槌，“沉寂”已久的产业泛起一丝“波澜”，这是对勘探开采体制改革的探索、对勘探主体多元化的尝试以及对推出转让机制的严格约束。

　　随后12月初，新疆再次出让5个矿权区块。矿权出让，是在不断探索开放、竞争、有序的市场经济新体制机制中迈出的重要一步，为下一步全面深化油气勘查开采体制改革提供宝贵经验。

　　老油田“不甘落后”，紧跟盘活现有“存粮”步伐，“两桶油”在集团内部实现大范围矿权流转。

　　其实，矿权流动已不是新鲜事，但此次“两桶油”大规模的矿权内部流转足见国企改革决心和通过上游改革，盘活存量增产增效之心。矿权流动不仅能加大西部区块勘探投入，挖掘潜在资源，还能解决东部油田人多油少的“燃眉之急”。要想改革继续深入，未来还需要政府搭建资本与技术的合作平台，加大引导和扶持中小企业积极参与油气勘探业务的力度。

　　与此同时，“三桶油”还向公司制改革“冲刺”，中石油和中海油完成集团公司更名，中石化完成管道储运公司更名。完成公司制改制，对于央企建立现代企业制度至关重要，并且是混改、资产证券化等一系列改革的前提。

　　这一年，中国石油集团工程技术业务改革也迈出重大步伐，物探测井油建业务圆满完成重组交接，将实现油服业务安全、平稳、有效发展。通过“瘦身健体”，进行管理体制机制的优化和调整，使得工程技术业务适应市场需求变化，提高市场竞争力。

　　改革一旦开启，注定会有收获。2017年，我国油气上游勘探开采在耕耘几十年的领域有所突破，不断在柴达木盆地、塔里木油田、新疆等地发现大型油气田。同时，非常规油气再添新军，在世界级开采“禁区”成功试采可燃冰，实现了从常规油气到可燃冰的跨越，打破了我国在深海能源勘查开发领域长期跟跑的局面，对保障国家能源安全、推动绿色发展、建设海洋强国具有重要而深远的意义。

　　同样，上游改革对于想挑战“三高”的其他大型国有企业和民营企业来说，既要有将存量变增量的决心，又要具备完善技术和资金储备的能力。而对于参与程度相对较高的“三桶油”来说，改革就是“大象转身”，牵一发而动全身，姿态也难自如。改革没有输家，只是利益的再分配，又有谁是容易的呢？

　　02中游 • 能源通道“扩容”，管网仍待激活

　　油气管网是衔接油气产业上下游的关键环节，更是现代能源体系和现代综合交通运输体系的重要组成部分，也是中国企业在“一带一路”上对外合作、走出去的纽带。

　　我国正处于能源转型的关键时期，油气在一段时期内仍将在能源供应与消费中肩负重任。预计2030年我国石油需求约6亿吨，天然气需求5500亿立方米，其中超过60%的石油和40%的天然气需要进口。

　　2017年年中，《中长期油气管网规划》(以下简称《规划》)发布，这是首次从国家层面制定的系统性油气管网发展规划，《规划》要求积极拓展“一带一路”进口通道。

　　过去的一年中，每一条油气管道的国际合作项目都举足轻重，我国能源战略的补给通道不断拓展。

　　中缅原油管道工程正式投运，开辟了我国第四大能源进口通道，与现有的中亚油气管道、中俄原油管道和海上通道交相呼应，从保障能源安全角度看，极具战略意义。

　　中俄石油管道二线工程全线贯通，则有利于进一步完善国家东北油气战略通道，优化国内油品供需格局，提振东北工业经济，有力助推我国经济社会健康持续发展。通过建设中俄二线管道，扩大引进俄罗斯原油，可及时填补东北地区的石油资源供应缺口。

　　全球单管输量最大的天然气管线—— 中俄东线(国内)建设也全面加速，为2020年缓解东北地区气源短缺、辐射东部沿线各省市“开快车”。

　　中亚天然气管道自投产以来，累计输送来自中亚地区的天然气破千亿方，惠及国内27个省、直辖市、自治区和香港特别行政区的3亿多人口。中亚天然气管道D线建成投产后，中亚天然气管道整体供气能力将达850亿方/年，成为中亚地区规模最大的输气系统，并通过西气东输等管道输向国内，可满足国内超过20%的天然气需求。

　　这一年，超级工程亚马尔LNG项目投产也十分吸睛。对于中国而言，亚马尔项目的建成投产，将在中国西部陆路、南部海路进口液化气之外，新增北部海运液化气新来源，有利于中国在多国间增加采购的灵活性。

　　由于亚马尔LNG项目未来将要生产的96%的产品已达成合同，大部分产品出口至亚太国家，且合同有效期为20年及以上，这有利于确保中国北路液化气来源的稳定供应。

　　尽管油气战略通道发展取得积极成效，但着眼国内，油气管网在规模、布局、体制等方面仍存在短板。

　　一是规模偏小，与发达国家相比差距较大。初步测算，我国100万吨油当量和1万平方公里国土面积，对应的管网里程分别为160公里和120公里。这个水平仅相当于美国的四分之一和八分之一，低于欧盟和俄罗斯的管网密度。二是油气管网网络还不完善，突出表现在布局上不合理。

　　比如目前全国天然气主干管网相互之间不尽联通，西藏还未接入天然气管网，全国常住城镇人口中只有三分之一能够使用天然气。

　　此外，油气管网还存在第三方难以公平进入，垄断格局未破、输配环节层级过多，收费过高和储气调峰设施缺乏，影响供气安全等问题，这些都是中游管网发展掣肘。

　　未来，油气管网应当运销分离，基础设施独立，同时减少输配层级，加强成本监审并放开储气调峰气价。而对于成立国家管网公司，仅一家公司或许并不利于吸引更多主体开展基础设施建设。

　　无论如何，中游改革的推进还需加快步伐，这样既可直接打通行业上下游，有效化解“中梗阻”，更有利于上下游领域的竞争与改革。

　　03下游 • 价格“跌宕起伏”，市场活力依旧

　　作为市场化开放程度最高的板块，2017年有三组对比关系体现了下游价格的“跌宕起伏”和市场的活跃度。

　　一组是汽油消费量首次出现负增长，天然气消费量增速加快。

　　2017年,汽油消费量出现萎缩和个别时间段的负增长，需求变动之快超出预估。7月4日，《加快推进天然气利用的意见》发布（下称《意见》），《意见》指出，要加快天然气车船发展，天然气汽车重点发展公交出租、长途重卡等。

　　此外，在京津冀等大气污染防治重点地区要加快推广重型LNG汽车代替重型柴油车，天然气汽车的替代前景被看好，替代能源不可小觑。未来五年汽油消费增速将由9%放缓至4%-5%的区间。

　　有缓就有急。2017年前三季度,全国天然气消费量大增，同比增长16.6%，而2016年这一增速仅为7%。

　　煤炭、石油价格回升，天然气价格竞争力显现。天然气市场在政策、环保、改革、价格等多重因素合力作用下，已确立较强发展动能，未来几年消费量仍有望保持较高增速，但同时存在诸多风险和挑战。例如，采暖“煤改气”加速推进，北方地区季节性峰谷差进一步拉大，储气调峰能力不足愈发凸显。

　　另一组对比是尤为值得关注，持续时间长、辐射范围广且令人始料未及的成品油价格持续下降和LNG价格“疯涨”。

　　2017年年中,成品油消费低迷引发市场主体“价格战”并持续蔓延，不仅有民营加油站参与，也有中石化、中石油所属加油站。一方面，供应主体多元化、资源过剩局面加剧、油站利润高企是造成“价格战”的主要原因。

　　另一方面， 当时已有22家地炼获得进口原油使用权，充足的资源使得地炼开工率大幅攀升。作为国标汽油的补充，调和汽油资源持续存在，造成市场供应量激增。地炼出口配额在2017年初“被封”，“出口转内销”加剧了资源过剩局面。同时，成品油批零价差较大，加油站存在“任性”资本。

　　与之形成鲜明对比的是2017年年末LNG价格飙升，吨价甚至破万。

　　经济向好，价格改革和行业政策集中发力、部分下游用气企业用气量回升、“煤改气”加速推进等因素综合作用，共同形成2017年天然气量价齐升的局面。“气荒”或将持续并在五年内难有改善。国家发改委召开告诫会提醒会，强调保供气，稳民心。

　　此时，作为改革油品定价机制和反映天然气价格市场化改革的“推手”之一，在气价高涨的之际，正式运行一周年的上海石油天然气交易中心尝试发力。

　　2017年9月12日，上海石油天然气交易中心举行首次天然气竞价交易，当日交易均以最高价结束竞拍。11月29日，上海石油天然气交易中心成品油现货交易开始试运行。

　　交易方式和最终影响褒贬不一。但归根结底，价格既能反映出市场活跃度，更能反映背后的体制问题。天然气价格需由体制改革保驾护航，把竞争性环节放给市场，广开气源，这样下游交易中心竞价才会形成公道的价格，让天然气体制改革和价格改革相协调。同时建立上下游联动机制，适时推进居民与非居民价格并轨，通过天然气体制改革实现气源和输配气价分离，输配气价接受成本监审，气源上下联动。

　　第三组对比则是炼化格局中“地方军”与“国家队”正逐渐形成竞争“对抗”的局面。

　　这一年，实力雄厚的“两桶油”没闲着。2017年三季度,中石油云南炼油厂和中海油惠州二期炼油厂陆续投产。中石化计划“十三五”期间投资2000亿元,优化升级打造茂湛、镇海、上海和南京四个世界级炼化基地。

　　与此同时，2017年6月,浙江石化4000万吨/年炼化一体化项目也已经开工。10月,中化集团与旭阳集团合作在曹妃甸建设1500万吨/年炼化一体化项目,大型炼化项目再添新军。

　　尽管目前以“两桶油”为首的炼化产能仍占据主导地位，但从2017年开始,地方炼厂不断壮大并崛起。16家山东地炼企业联合出资，优化重组，成立了注册资本达900亿元人民币的山东炼化能源集团公司。

　　借助政策东风，地炼迅速崛起，但还远未形成完善的信用体系，宝塔石化就因承诺履行不到位收到首张失信罚单。

　　上有三大石油公司占领成品油出口市场，下有国家严格控制进口原油使用权。未来，民营炼厂要想在激烈的国内市场竞争中杀出重围实属不易，切勿有“我弱我有理”的念头。最务实的方向就是在淘汰落后产能、税费及原油使用方面严守底线，同时扩大和优化炼油能力，自我监督严于律己。

　　我国炼油产能过剩，根据各在建、拟建及规划的炼油项目，预计新增能力1.1亿吨/年，考虑淘汰10%-15%的落后产能。

　　鼓励高效产能，优化中国的总炼油能力并多元化发展，这是2017年也是未来炼化行业的最大主题。

　　随着更多大型炼化项目的落地，行业竞争愈发激烈。未来，行业将通过政策宏观调控与市场选择，扶大抑小，实现炼化产业规模化、一体化、规范化，整个过程也将是以“新”换“旧”的转变。（执笔人丨渠沛然　中国能源报记者）