中国油气勘探开发十字路口：面临碳中和

东营、潍坊、烟台三个沿海城市环抱的莱州湾水域浅、泥沙多，并不是建设海港的良好选址。黄河带来的大量营养物质使莱州湾成为中国主要的渔场，尤以对虾闻名于世。

除了虾，石油就是最为丰富的自然资源了。就在莱州湾北部的垦利6-1油田自20世纪70年代末开始，就历经40余年多轮勘探，但效果均不理想。所发现储量规模小、分布不集中，无法建立有效开发体系。

这一切从今年3月开始就发生了变化。2020年3月，中国海洋石油集团有限公司宣布，该公司在渤海莱州湾北部地区获得垦利6-1大型发现。5月，自然资源部完成了对垦利6-1油田探明储量报告的评审备案工作。截至目前，油田探明地质储量超过1亿吨。

不只是渤海湾，塔里木、大庆、长庆······这些中国油气上游勘探开发的主力区域都在马不停蹄地加强着增储上产的工作。

这与国际石油巨头们纷纷抛弃油砂、深海油气等高成本资产或是全力转型的操作形成了鲜明的对比。

2020年的黑天鹅事件，令国际石油巨头们冷静思考未来的道路，以英国石油公司（BP）、壳牌、道达尔为代表的欧洲石油公司，已经果断转向，开始了石油公司向国际综合能源公司的角色转变。

以埃克森美孚、雪佛龙为代表的美国石油公司无论是受特朗普能源独立政策影响还是出于公司战略的考虑，仍将石油作为其持续扩张的核心业务。

今年7月，雪佛龙宣布以50亿美元的价格收购油气生产商诺贝尔能源公司，包括债务在内，交易总额130亿美元。埃克森美孚则在连续亏损后，相对谨慎地思考油气扩张路线。

中外油公司的这种天壤之别源自中国对待石油勘探开发的观点变化。

2019年5月，国家能源局召开名为“大力提升油气勘探开发力度工作推进会”的会议。国家能源局局长章建华在会上表态：“石油企业要落实增储上产主体责任，不折不扣完成2019-2025七年行动方案工作要求。”

从后续国家石油公司公布各自增储上产“七年行动计划”的表述来看，本次全国、全行业范围的增储上产行动，是来自最高层领导的指示。

2020年是“十三五”规划的收官之年。《石油发展“十三五”规划》明确提出产量目标：“十三五”时期，年均新增探明石油地质储量10亿吨左右。2020年国内石油产量2亿吨以上，构建开放条件下的多元石油供应安全体系，保障国内2020年5.9亿吨的石油消费水平。

从近几年石油产量变化来看，2019年是止跌回稳的一年，全国石油产量1.91亿吨，同比增长1.1%，距离2亿吨产量的目标仍有差距，需要在本就是低谷市场的情况下实现约4.7%的增长，企业压力可想而知。

如果说国内油公司可以无视国际石油市场的风云变幻，专注于本土上游的勘探开发工作，但碳中和目标的提出对油公司无疑又带来了新的挑战。

9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，承诺中国将实现二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

毫无疑问，中国油气上游行业引来了前所未有的大时代。一面是最高领导人意志下的全力增储上产，另一面是全球油气公司大转型趋势、低碳能源未来和低迷油价的压力。国内石油公司在转型十字路口仍在犹豫不决还是有所考量，如何优化和拓展投资领域也成为了企业需要考虑的事情。

逆市而上

垦利6-1并不是近期中国在渤海湾仅有的大发现。2019年，渤中19-6大型凝析气田石油发现，截至2019年底，渤中19-6气田探明地质储量1.8亿方，天然气探明地质储量1712亿方。

从发现至今不过1年的时间，中海油在2020年10月就宣布渤中19-6凝析气田试验区项目安全投产！预计2020年底将实现高峰日产天然气100万方，凝析油910方。

渤中19-6只是中国油气上游勘探开发高速发展的一个缩影。

自然资源部《全国石油天然气资源勘查开采通报（2019年度）》指出，油气勘查开采投资大幅增长，勘查投资达到历史最高。油气探明储量大幅增加，新增2个亿吨级油田、3个千亿方级天然气田、3个千亿方级页岩气田。

数据显示，2019年全国油气勘查、开采投资分别为821.29亿元和2527.10亿元，同比分别增长29.0%和24.4%。2019年，石油新增探明地质储量11.24亿吨，同比增长17.2%，2018年以来继续快速增长。

其中，新增探明地质储量大于1亿吨的盆地有3个，分别是鄂尔多斯(9.890, 0.00, 0.00%)盆地、准噶尔盆地和渤海湾盆地（含海域）；新增探明地质储量大于1亿吨的油田有2个，为鄂尔多斯盆地的庆城油田和准噶尔盆地的玛湖油田。

如同会战一样的勘探、开采力度，与当下全球一片低迷的上游领域格格不入，在如BP这样全面转向非石油业务的对比之下，国内油气上游呈现出迥然不同的气象。

“国内增储上产的2亿产量之争，实际上是为了保障能源安全，在能源安全中最不安全的就是油气。”油气行业资深人士向记者指出。

2019年，我国原油进口量50572万吨，增长9.5%，石油对外依存度达70.8%，大幅超过50%的国际公认红线。东兴证券(12.790, 0.00, 0.00%)研究报告指出，在过去的五年里，我国原油表观消费量增速稳定在5%以上，未来增速有所放缓的情况下也将稳定在3.5%以上，而我国原油产量增速将远远不及。消费和国内产量背离，导致了中国对外石油依存度不断上升。

在当前的能源结构下，能源安全特别是油气安全形势日益严峻，不仅体现在可能发生的因地缘政治、灾害等重大事件导致的国际油气供应中断风险提升，还体现在国际油价的大幅波动对我国经济稳定运行冲击变大，所谓石油定价话语权更是难上加难。

国家能源局召开“大力提升油气勘探开发力度工作推进会”会议之后，为响应政策，“三桶油”也提出了保供增产的时间表。

中海油在重大科技专项会议中提出到2025年，全面建成南海西部油田2000万方、南海东部油田2000万吨的上产目标；中石油组织编制完成了《2019—2025年国内勘探与生产加快发展规划方案》，明显提高了对未来油气勘探开发的指标，2019年的国内勘探开发投资运行方案同比增长25%；中石化在加大新区风险勘探和预探力度的同时，也在加强老区精细化建设，持续扩大上游产能。

在2020上半年的低迷时期，国内上游产量仍在提升。国家发改委数据显示，上半年国内原油产量9650万吨，同比增长1.5%。其中，中国石油(4.250, 0.00, 0.00%)实现原油产量4.75亿桶，同比增长5.2%，其中海外原油产量同比增加了25.1%。

2020年上半年财报显示，中石化上半年资本支出449.90亿元，其中勘探及开发板块资本支出人民币204.70亿元，是其资本开支较大的业务板块，主要用于胜利、西北等原油产能建设，涪陵、威荣等页岩气产能建设。

中国海油首席执行官徐可强在半年报发布会上表示，上半年中国海油及时调整了产量结构。针对低油价，调减了国外的低效产量和无效产量，增加了国内的有效产量。

据三桶油内部透露，基调是保住2亿吨原油产量。这是中央的意志，涉及国家能源战略，所以中国油气上游逆市而上。

在接下来的“十四五”规划中，自然保护协会（NRDC）高级顾问杨富强提议道，在宏观指标方面，石油对外依存度建议到2025年控制在72%以内，这是一个预警性指标，有望在2035年、2050年分别控制在67%和48%。

“管住中间，放开两头”的油气体制改革方向，也使得上游领域的参与主体呈现多元化趋势。今年5月1日起，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，其中规定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。这将引入更多渠道、资本乃至技术，推动国内油气勘探开发力度。

扩张的理性

就在几年之前，中国油气的上游产量曾经出现过较大规模的下跌。2015年中国原油产量达到2.1亿吨的峰值，自这之后开启了连续三年的下跌之路。2016年和2017年中国原油产量分别为1.99亿吨和1.91亿吨，2018年跌至近年来的最低值1.89亿吨。

“比较大的影响因素还是油价”一位三桶油内部人士对《能源》杂志记者说，“2014~2015年的低油价让国内三桶油和国际石油公司一样采取了减少资本支出、关闭部分高成本油井的操作。由于上游投资的影响存在一定的滞后性，所以2016年开始，中国原油产量才出现下降的趋势。”

以中石油为例，根据上市公司年报显示，2015年用于勘探与生产的资本性支出从2014年的2214亿元跌至1578亿元，跌幅高达28%。2016年用于勘探与生产的资本性支出更是跌到了近年来的最低值1302亿元。

将已经在生产、但是成本较高的油井关停并不难。但是在油价恢复的时候想再度开启这些油井，就要付出更高的开启成本。因此，自2016年中国原油产量开始下跌之后，想要在短时间内恢复2亿吨的产量就变得十分困难。

油气上游行业的产量变化有着其独特的自身规律。美国本土油气上游行业经过近百年的深度开发，已经进入了非常规油气资源大规模开发的阶段，21世纪初开始大规模爆发的页岩气革命就是好的证明。

2010年，美国页岩气革命的“西风”吹到了中国。国土资源部分别在2011年和2012年组织了两轮页岩气区块招标。第二轮页岩气区块招标更是引入了三桶油之外的非油气企业。

然而8年过去了，页岩气的发展可谓是不尽如人意。根据《页岩气发展规划（2016—2020年）》，我国力争2020年页岩气产量实现300亿立方米。但截至2019年，我国页岩气产量刚过150亿立方米。

不仅仅是产量没有达到预期。原本第二轮页岩气区块招标引入非油公司，也是希望以此撬动油气上游的改革。但2020年，先是中石油宣布长宁威远页岩气示范区长宁区块日产气量达到2026万立方米，跃居中国页岩气田日产量之首。紧接着是中石化宣布自然资源部组织专家组顺利通过涪陵页岩气田东胜-平桥西五峰组-龙马溪组页岩气探明储量新增报告的审查，新增探明地质储量1918.27亿立方米。页岩气的重大发现和突破依然聚集在传统油公司，二轮招标的非油企业投入大量资金之后却难有收获。这无疑严重打击了非油公司参与油气上游资源勘探开发的积极性。

“油气上游行业本来就是高投入、高收益、高风险的，”中国石油咨询中心专家查全衡对《能源》杂志记者说，“但是对于目前的中国油气上游来说，页岩气只能说是远期的潜在储备资源，还不到大规模投入开发的阶段。现在国内最主要的油气上游接替资源更多还是在长庆、渤海湾这些研究时间更长、作业量更大的区域。”

渤中19-6气田位于渤中古潜山封闭圈区域。渤海湾从地质上来说是华北盆地的一部分，渤海油田从1967年勘探开发至今，已经走过了50多年的历史。古潜山正是渤海湾的主要油气储层。

20世纪90年代末，渤海、大港等油区分别在古潜山找到了一些小型气田。但是直到2019年，渤中19-6大气田才宣告发现。

“近海油气区包括渤海，黄海、东海西部，南海北部，”查全衡说，“目前中国的近海油气具有‘三低一浅’的特点：即工作程度低。渤海和珠江口盆地，探井密度只有渤海湾盆地陸域的1/10和1/70。资源探明率低。低于30%，尚处在勘探早期以构造油气藏为主要工作对象阶段。石油采出程度低。渤海小于10%，仅为相邻陸域的一半。近海大部份资源分布在水深小于300米的海域内。‘三低一浅’的特点，使近海可以成为‘增储上产’的重点战场。应该通过矿权制度改革，引入更多的投资者和作业者，加快这里的开发步伐。”

除了中海油，渤海湾地区也有中石油、中石化的作业区域。同属华北盆地的一部分，三大公司在地质资料等方面的合作势在必行。而这也并非是没有先例。

2019年4月24日，中石油与中海油就北部湾23/29区块和北部湾24/11区块签订合作合同。北部湾23/29区块和北部湾24/11区块分别位于中国南海北部湾盆地福山凹陷和雷东凹陷。根据合作合同规定，上述两个区块勘探阶段，均由中国石油担任作业者，并承担70%的直接勘探费用，中海石油承担其余30%直接勘探费用，其他勘探费用由各方独立承担，且不记入联合账户；开发生产阶段，双方成立联合作业机构，担任联合作业者，参与权益比例为中国石油占50%，中海石油中国占50%。

“三桶油的合作是必然趋势。”上述业内人士对《能源》杂志记者说，“除了现在大家都面临着增储上产的压力之外，历史经验也证明，对大型盆地的整体性勘探作业是中国石油持续增长的支撑因素。”

从20世纪50、60年代开始、到90年代为止，中国石油工业普遍地采用“石油会战”模式开发大型油田。大庆、塔里木等大型油田先后发现，这段时间也成为中国石油产量增长最快的时期。

“石油会战模式除了能够集中全国较好的人力物力财力之外，更大的优势在于我们会对大型盆地做整体性的勘探和判断工作。这样对油气储藏的认识也会更加的科学和全面。”查全衡说。

三桶油分家之后，这样合作难以再现。甚至三桶油还会在某些方面陷入“争夺”。

“2015年，中石化成立了页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室。中石油对此就有些不同意见，认为其相关研究属于中石油低渗透油气田勘探开发国家工程实验室的内容。”一位三桶油内部人士透露。

这一问题其实由来已久。目前国内很多时候将页岩油与致密油概念混淆，将国外部分页岩油范畴划为致密油；勘探层系划分过细，勘探边界难以界定，不利于勘探部署和集中勘探。对此，中石油与地调部门看法差异很大。

但现在这样的分歧在合作大趋势面前已经不重要了。“概念上的分歧还是会有。但是对于三桶油来说，现在合作比竞争更重要。不论是中石油还是中石化，已经不再过多地提自己的不同意见了。”

保护伞下的国内油服

在需求遭遇历史性萧条的至暗时刻，油价出现历史最低水平导致全球油公司资本开支普遍大幅削减，与上游业务利益关系息息相关的油服行业步入萧条阶段。

7月24日，全球较大的油田服务公司斯伦贝谢宣布将裁员2.1万人，并将支付超10亿美元的遣散费。时隔一月后，斯伦贝谢宣布放弃北美的页岩压裂业务，与Liberty就该业务的剥离达成一致或将于年底完成。

斯伦贝谢的半年报显示，今年上半年，该公司亏损额高达108亿美元，整体营业收入较去年同期下降20%以上，其中北美页岩业务亏损尤其严重，营业收入同比下降幅度达到32.5%。

另外两家油服巨头——哈里伯顿、贝克休斯同样艰难度日，哈里伯顿二季度净亏损17亿美元，收入较上年同期下降46%，至32亿美元；贝克休斯二季度收入下降了21%，至47.4亿美元。

根据Spears机构预测，2020年全球油服市场将下滑超过20%，整体规模降至2100亿美元，为过去20年历史最低水平。截至7月24日当周，美国活跃石油和天然气钻机数减少2座，至251座，这一数字较去年同期减少695座，近73%。

在全球一片低迷的市场环境下，“增储上产争2亿吨”的目标为国内油服企业撑起了保护伞，与国外油服企业惨淡的生存状况简直冰火两重天。

部分油服公司业绩用逆势上扬来形容也并不为过。中海油服(11.850, 0.00, 0.00%)上半年归属于上市公司股东的净利润为17.14亿元，同比增长76.2%，营业收入约为145亿元，同比增长7%。博迈科(17.040, 0.00, 0.00%)上半年营业收入为9.67亿元，同比增长94.09%，归属于上市公司股东的净利润为4210万元，同比增长200.43%。杰瑞股份(31.320, 0.00, 0.00%)上半年归属于上市公司股东的净利润约为6.89亿元，同比增长37.78%，营业收入约为33.17亿元，同比增长28.66%。

其他国内油服公司尽管并未实现利润、收入双增长，但也迅速摆脱低谷并在第二季度扭亏为盈。石化油服(1.870, 0.00, 0.00%)一季度受疫情影响，石化油服的净利润为-1.82亿元，同比下降196.9%；二季度则实现净利润4.8亿元，同比增长49.6%。

石化油服在半年报中表示，“受国际油价影响，油公司减少上游勘探开发资本支出，对油田服务行业带来较大冲击；但国内三大油公司持续推进油气勘探开发，给本公司工作量提供了支撑。”

油气资深人士对此深表认同，认为上游公司的探勘开采指标是油服企业能够较快回暖的关键原因，在国内三大油公司仍在继续坚持七年行动计划的情况下，油服行业在珍惜这一机遇的情况下也要做好降本增效、提质提速的准备。

未来的资本支出方向

2020年“三桶油”均在资本支出上有所收缩，在支出结构上或许也需做出调整，在保证上游业务达到预期指标的同时，以不同的方式入局新能源业务，不失为未来业务增长极的一部分加码。

从动向来看，中石化在地热领域的布局已经逐渐成熟，目前正在考虑光伏、氢能产业的布局。早在2013年中石化确定将地热业务作为集团公司的一个单独产业进行整体规划，并明确将新星公司作为中国石化(4.100, 0.00, 0.00%)清洁能源专业公司的发展定位。

《中国石化2019年度社会责任报告》指出地热业务辐射河北、陕西、河南、山东等省区市，地热供暖能力达到5700万平方米，年可替代标煤161万吨、减排二氧化碳398万吨。到2025年地热供暖面积将超1.2亿平方米。今年7月中石化中标雄安新区荣东区地热供热供冷委托建设及运营管理项目，为荣东区提供1200万平方米的地热供热供冷服务。

光伏成为中石化可再生能源布局下一步棋的重要落点。8月21日中石化宣布投资入股凤阳硅谷智能有限公司，布局超薄光伏及光电显示特种玻璃产业链。

中石化很早便开始了光伏产业的尝试。2017年中石化首先集中式光伏项目——新星公司陕西渭南白水20兆瓦农光互补光伏发电项目正式并网发电，总装机容量20MW；2019年中石化广东佛山石油首次在小塘水上加油船试点安装光伏发电，发电量达44KW/天。随后，大良加油站继续引入光伏发电，发电量约80KW/天。

氢能作为新兴产业同样得到中石化的青睐，凭借全国网络和炼化优势中石化已经在产业基础方面具备先发优势。中国工程院院士、中国石化集团董事长张玉卓介绍，目前中国石化每年氢气的产量约300万吨，占全国氢气产量的14%左右。拥有3万多座加油站，目前已建成若干油氢合建示范站。

中石油同样凭借其业务优势进行可再生能源布局，包括生物质能、氢能等，与此同时，凭借全国较大的终端销售站点，充电+加油站的模式也在迅速推广中。8月5日中石油发布《2019环境保护公报》称，2020年中石油将全力推动低碳产业集群的构建与发展，积极支持绿色、清洁、低碳技术的研究和产业整合，并在公司开展示范应用。

相比“充电+加油站”这样可以说顺水推舟的发展模式，氢能领域或将成为中石油接下来资本投入的重点领域。近日，中石油与申能集团、上海临港(22.100, 0.00, 0.00%)新城投资建设有限公司共同出资成立了一家氢能企业——上海中油申能氢能科技有限公司。主要业务围绕氢能技术、服务开展，此外还涉及加氢站、储氢设施等。

相比上两家深耕陆上业务，中海油发挥其海上业务优势，在布局海上风电业务的同时，也在借其加码氢能产业。2019年中海油成立全资子公司中海油融风能源有限公司，该公司经营范围包括风力发电、太阳能(4.650, 0.00, 0.00%)发电项目的开发、建设及经营管理等业务。中海油方面表示，正在商谈的风电项目，主要有广东沿海地区、江苏沿海地区和山东沿海地区。

9月15日，中海油海上风力发电项目并网发电。该项目位于江苏省附近海域，中海油拥有江苏海上风电项目47%的权益。风电场中心离岸距离39公里，水深约12米。规划装机容量300兆瓦，计划在海上建设67台风机，首批风机已实现并网发电，预计2020年底前全部投产，年上网电量达约8.6亿千瓦时。有消息称中海油有意将发展海上风电绿色制氢加入其战略规划，意图通过发展海上风电绿色制氢加快能源转型升级。

相对于各家传统的石油业务而言，新的投资收益回报在现阶段并不可观。伍德麦肯兹的公开数据显示，现阶段太阳能或风电等清洁能源项目的回报率通常在10%以下，部分项目甚至只能达到5%。

但是日益严峻的能源转型和未来更大的不确定性，促使石油企业不得不面对现实，积极寻求新的业务增长极。特别是对于逐渐剥离管道资产的“三桶油”而言，保守退缩不如积极求变，巨头的加入也将对可再生能源未来的市场格局、技术发展带来更多的可能。

来源：中国能源网