石油天然气是世界经济发展最重要的战略性资源之一，我国已经将油气和粮食、水资源一同列为影响经济社会可持续发展的三大战略资源。近年来，在油价下行、经济增速放缓、供给侧结构性的影响下，我国已进入能源消费与升级的新时期。2016年，油气行业仍处于景气周期低谷，行业整体呈低价格、低成本、低投资、低回报的特征，在“十三五”开局之年，油气行业在市场化中寻求发展。2017年，从国际形势上看，在全球经济温和低速增长背景下，石油需求难以明显增加，石油价格仍处较低水平，油气行业整体景气度仍将不高。从国内发展上看，油气产业市场化正在有序推进，未来还将持续深化。 2016年以来，我国油气领域市场化加速推进，各项以价格、扩大准入、建设交易市场为代表的市场化措施相继出台；油品升级持续推进，环保立法进程加速；继续转变管理方式，加大简政放权，推行市场准入负面清单制度，加强对过程和事后的监管；油气管网和国有企业步伐加快，市场化相关政策措施稳步推进，多项政策正在引导油气行业和油气企业向更具活力、更具竞争力的方向发展。 在全球经济低速增长背景下，经济对油气行业发展的影响不容乐观。目前，全球经济仍处于深度调整和再平衡阶段，未来一段时间内，世界经济仍将延续复杂多势，国内经济短时间内难以实现快速回升。国内外经济不容乐观，油气行业增长乏力，整体依然处于低速发展阶段。 近年来，我国中东部地区持续高发雾霾天气，引发社会对空气质量和污染问题的高度关注，大气污染治理刻不容缓。根据《国家应对气候变化规划（2014-2020年）》及《能源战略发展行动计划（2014-2020年）》，“十三五”期间及今后一个时期，我国将加快推进节能减排和能源结构调整，持续升级油品质量，严格控制高污染、高能耗、低水平重复建设项目，降低能耗强度和化石能源占比。这些措施都将对油气行业发展产生重要影响。 技术创新是我国能源供给侧的关键，是提高油气行业发展质量和效率，改变能源消费格局的重要基础。2016年以来，我国油气行业在关键技术上取得了多方面突破，填补多项国内空白，为我国油气行业发展创造了良好的技术。 在油价处于低位、企业经营困难的情况下，2016年我国石油新增查明储量有所下降，根据国土资源部公布的《2016年中国国土资源公报》，新发现油气矿产地22处，石油和天然气资源储量分别为9.1亿吨和7265.6亿立方米，相比2015年，石油新增查明储量下降2.3亿吨，天然气新增查明储量增加806.1亿立方米。从企业层面看，中石油油气勘探丰硕，2016年国内新增探明油气储量超过11亿吨油当量，其中，石油地质储量6.49亿吨、天然气地质储量5985亿立方米。从油田分布看，长庆油田、油田、新疆油田、塔里木油田为近来新增探明石油储量最多的四个油田，其中长庆油田新增探明石油储量3.6亿吨，排名第一；长庆油田、西南油气田、塔里木油田是我国最大的三个天然气产区，天然气新增储量排名前三，其中，长庆油田新增天然气探明储量3110亿立方米，最大发现来自苏里格气田西二区苏75井区二叠系下石盒子组盒8、山西组山1、山2及太原组气藏。 我国油气管道工程建设正在稳步推进，油气管网持续完善，基本形成连通海外、覆盖全国、横跨东西、纵贯南北、区域管网紧密跟进、储备设施不断完备、网络调度日趋灵活的油气管网布局。截至2016年底，我国油气长输管道总里程累计12.6万千米，其中天然气管道约7.43万千米（扣除退役封存），原油管道约2.62万千米，成品油管道约2.55万千米。 2016年我国新建油气管道总里程6526千米，同比增长25.5%；其中，天然气管道2883千米，同比下降3.9%，因隐患治理等原因而退役封存的天然气管道约366.5千米；原油管道1200千米，同比增长100%；成品油管道2444千米，同比增长52.8%。 2017年油气管道建设以延续“十二五”期间开工的在建管道为主，主要包括甬台温、金丽温、广西LNG外输、西三线中卫－靖边联络线、陕京四线等天然气管道，中缅原油管道国内段等原油管道，以及抚锦线、锦郑、甬台温、云南石化成品油外输等成品油管道。 根据国家统计局数据，截至2015年年中，我国共建成8个国家石油储备，总储备库容2860万立方米。其中，地面库7个，分别为舟山、镇海、大连、黄岛、独山子、、天津国家石油储备，库容分别为500万、520万、300万、320万、300万、300万、320万立方米；地下库1个，为黄岛国家石油储备洞库，建成规模300万立方米。目前我国石油储备能力仍显不足，全国原油储备的静态能力约为32.5天，远低于国际能源署设定的90天的安全标准，更低于其他石油净进口国172天的平均储备水平。 2016年我国的原油生产出现较大幅度下降，原油产量19968.5万吨，明显低于2015年21474.2万吨的水平，降幅达到6.9%。一方面，受制于我国能源资源禀赋影响，我国石油资源可开采储量减少，产出率相比以往出现明显下降，老油田稳产难度越来越大；另一方面，低效、高成本油田进一步削减产量以支出，主要原油生产企业持续关闭高成本油井，油田、胜利油田、延长油田等纷纷进入停产减产行列。2017年上半年我国原油产量9645.3万吨，同比下降5.1%，降幅较去年同期扩大0.5个百分点。目前，我国原油生产无论是产量还是同比增速仍处于下滑态势。在油价低位运行和长期供应偏松的石油供应格局下，我国勘探开发成本持续走高，陆地主要成熟油田产量增长潜力有限，未来产量难有大幅提升。 2016年，我国原油进口量38101万吨，同比增长13.6%，较2015年提高5.2个百分点，成为2011年以来进口规模涨幅最大的一年。原油进口的快速增加，一方面受益于国际原油价格持续低迷，进口成本走低，我国进一步加大了战略原油购买规模，购买规模明显扩大。另一方面是由于我国油气领域市场化进程的推进，尤其是民营炼油企业逐步获得进口原油配额的积极影响，基于原油加工或炼化的需求进一步提升。2016年，民营炼油企业原油进口使用权和进口资质继续扩大，其中，新增9家地方炼厂共获得原油进口配额2668万吨，5家企业获得原油非国营贸易进口资质。2017年以来，成品油消费需求受春节等利好因素影响出现增长，加之国内生产能力受限，使得我国的原油进口规模继续保持快速增长。上半年，原油进口累计达21234万吨，同比增长13.8%。 2016年以来，我国原油消费需求虽然受到宏观经济增速放缓、能源结构绿色化转型，以及低碳环保政策高压等不利因素的影响，但能源消费刚性需求依然存在，原油需求仍相对稳健，并推动基于未来需求的储备进口大幅增长。整体来看，2016年，我国原油消费总体延续增长态势，原油表观消费量57426万吨，同比增长5.2%，增速有所回落，较上年下降0.4个百分点，剔除原油库存变动因素，实际消费增速约为0.7%。 2017年以来，原油进口和储备需求依然强劲，同时，宏观经济形势利好因素增多，也使得下业的生产积极性有所提升，推动原油消费增加，上半年原油表观消费量为30610万吨，同比增长6.7%。 2016年，我国原油供需缺口35668.5万吨，同比增长9.2%，原油对外依存度达到65.5%。从供给上看，我国原油产量增长缓慢，国内资源越来越稀缺，尽管非常规资源发展迅速，但短期内难以商业化，原油供应水平出现增长瓶颈。从需求上看，随着低碳经济、清洁能源的发展以及适应节能降耗的要求，原油需求增速出现放缓，但需求规模难有明显下降；另外，在低油价下我国原油储备建设加快推进，储备需求大幅增加。 2017年一季度，我国原油进口、库存需求继续加大，供需缺口突破1亿吨，我国原油进口量达到10473万吨，同比上涨15%，超越美国成为全球最大的原油净进口国。进口量的大幅增加直接造成原油对外依存度大幅提高，2017年一季度已达到69%，同比上升3个百分点。 2017年上半年，原油价格于年初小幅上扬后震荡下行，布伦特和WTI原油现货上半年平均价格分别为51.77美元/桶和49.94美元/桶，比上年同期分别增长30%和26%。6月份后，原油价格出现上涨，2017年9月8日，布伦特原油现货价格54.4美元/桶，WTI原油现货价格47.48美元/桶。 2016年以来，我国天然气价格与替代能源相比，在工业、车用等领域的经济性较低，需求低迷和进口气增加导致天然气生产陷入缓慢增长。2016年天然气产量1368.3亿立方米，同比增长2.2%，较上年下降0.7个百分点，增速继续跌破两位数，成为2009年以来同比涨幅最低年份。2017年上半年，我国天然气产量增速明显提升。1-6月，我国天然气产量740.8亿立方米，同比增长8%，较上年同期提升约4个百分点，成为近25个月以来的最高累计增速。这一增长，一是与价格等推动天然气消费增长的积极影响有关，二是在天然气清洁能源替代战略的积极支持下，国内油气勘探开采投资意愿有所增强，此外，一季度北方由于取暖和天然气发电对天然气的需求有所增加。 2015年以来，我国非常规油气勘探继续推进，储量丰富的煤层气、页岩气等非常规油气资源被普遍认为是推动我国能源生产和消费结构调整升级的关键。2016年以来我国非常规天然气生产有所提速，全年产量约为70亿立方米，同比增长56.6%。2016年9月，页岩气行业再获政策扶持，国家能源局印发《页岩气发展规划（2016-2020年）》，提出了“十三五”期间页岩气发展的指导性规划，根据《规划》，2020年我国页岩气产量力争达到300亿立方米，2030年力争达到800亿-1000亿立方米。 根据《中国天然气发展报告（2017）》数据，2016年，我国进口天然气721亿立方米，其中进口液化天然气（LNG）338亿立方米，同比增长31%；进口管道气383亿立方米，同比增长7.6%。2017年上半年，继续受益于国际天然气价格低迷和国内需求上涨的影响，加之国家提出2017年天然气在能源消费中占比6.8%的规划目标，我国天然气进口保持快速增长，进口量达3109万吨，同比增长近16%；其中6月份单月进口量达到558万吨，较去年同期增长30%。随着我国LNG市场的对外，尤其是美国成为我国重要的天然气进口来源地之后，LNG进口规模大幅提升，2017年上半年，LNG累计进口1592万吨，同比增长38.6%。与此同时，从管道运输情况来看，作为我国传统的天然气进口来源地，中亚和俄罗斯也在不断拓展我国市场。 2016年，我国天然气消费量2058亿立方米，同比增长6.6%，较上年上升1.1个百分点，天然气消费呈现缓慢回升态势。自2015年11月，我国非居民用气门站价格每立方米降低0.7元后，天然气利用的经济性有所改善并在2016年逐渐体现。2016年初，全国大面积遭受持续寒冷天气，天然气需求量创出新高。随后，在环保压力及天然气市场化预期之下，天然气的需求呈现出回升态势。 2017年上半年天然气消费量1159.8亿立方米，同比增长10.6%，回归两位数增速。一方面，2016年底以来，我国天然气市场化加快推进，全面放开化肥用气价格，允许非居民用气价格以基准门站价格为基础上浮，试点天然气门站价格市场化，放开储气价格，加强天然气输配价格监管等；另一方面，为了加快推动我国能源绿色转型进程，提高清洁能源在一次能源消费中的比重，国家提出了2017年天然气在能源消费中占比6.8%、2020占比达到10%的规划目标。这些政策的出台及政策红利的进一步提升了天然气的市场竞争优势，从而带动2017年需求上涨。此外，2017年4月19日召开的国务院常务会议决定从今年7月1日起，将税率由四档减至三档，取消13%这一档税率，天然气税率由此从13%降至11%。此举对天然气的推广应用也是一大利好，据专家估算，仅测算井口价与终端售价之间的流转阶段，就将为天然气行业减税50亿元以上。对于终端用户而言，率下调将带来使用成本的降低，利好天然气的推广应用。由此来看，2017年我国天然气消费有望实现较快回暖。 2016年，我国天然气总体呈先供应过剩态势。从供给上看，近年来，我国天然气供应能力不断提升，天然气管网一直处于高峰建设阶段，地下储气库以及LNG建设均全面提速，目前已初步形成了“西气东输、海气登陆、就近供应”的供气格局，生产能力大幅提高。从需求上看，受经济增速放缓、气价缺乏竞争力等因素影响，我国天然气需求增速明显放缓。分时段看，受季节性用气不均衡、储气库工作气量不足等因素影响，淡季我国天然气压产，冬季则仍面临着调峰保供的压力。 2017年一季度供应偏紧与季节性因素密切相关。预计2017年我国天然气产量稳步增长，进口量继续保持较高增速，天然气供应仍相对宽松，但受储气调峰能力不足影响，季节性供需矛盾依旧突出。 虽然国内天然气价格调整相对滞后，但总体来看，国内天然气定价机制正在向合理化改善，价格水平已经在一定程度上反映国际能源价格水平。2016年，我国继续加快天然气价格形成机制，10月，国家发改委下发《关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》，决定在西气东输三线向福建省供气之际，在福建省开展天然气门站价格市场化试点，西气东输供福建省天然气门站价格由供需双方协商确定。11月，国家发改委发布《关于推进化肥用气价格市场化的通知》，明确全面放开化肥用气价格，价格由供需双方协商确定。此次化肥用气价格全面放开，意味着除少量涉及民生的居民用气外，占消费总量80%以上的非居民用气门站价格均实现企业自主协商决定，我国天然气价格市场化迈出关键一步。 2017年5月，《关于深化石油天然气体制的若干意见》出台，指出上游市场将不断放开准入，加强油气勘查开采市场化竞争，以促进天然气上游供气成本下降。同时，发改委将天然气中游管道运输和下游配气价格收益率分别约束为8%、7%以内。这一系列举措将理顺国内天然气定价机制，从上中下游三个环节天然气价格，持续推进市场化定价，从而促进终端消费价格下行，特别居民用气价格，最终拉动下游市场用气需求。 2016年，我国原油加工生产规模继续扩大，全年原油加工量5.41亿吨，同比增长2.8%。成品油产量平稳增长，全年产量约3.45亿吨，同比增长2.4%，其中，受经济增速下滑、柴油基本面需求疲软等影响，柴油产量出现负增长，全年生产柴汽比约为1.39，同比降低0.1。以去产能为主的供给侧结构性加快推进，在获得进口原油使用权后，民营炼厂通过改善生产条件形成更强的竞争力，地方炼厂原油加工量有所提升，国内炼油产能格局逐渐呈现多元化，中石油及中石化两大集团的炼化市场份额有所下降。 2017年以来，受益于市场预期乐观和去产能结构优化调整，以及成品油出口拉动和地炼企业原油进口使用权的放开，原油加工开工率明显回升。2017年上半年，原油加工量27545万吨，比上年同期增长7.4%；成品油产量16871万吨，比上年同期增长6%。从成品油不同品类的生产情况来看，6月份，汽油、柴油和煤油产量均继续保持正增长：分别同比增长2.9%、3.6%和3%。 2016年，受供给侧效果、投资增速总体放缓、经济转型升级和高铁、新能源汽车快速发展等因素的共同作用，成品油需求增长区间下移，三大油品消费增速全面放缓，汽油和煤油成为拉动国内油品需求增长的主要动力。国家统计局数据显示，全年成品油表观消费量为3.13亿吨，较上年下降1%，增速较2015年回落6.2个百分点。2016年末，受益于宏观经济形势向好、消费拉动增强等因素影响，成品油需求增速出现回升，12月份，国内成品油表观消费量2492万吨，同比增长9.6%。 2017年以来，宏观经济利好因素增多，工业企业投资回暖，生产积极性增强，加之汽车保有量的大幅增长和春节旅行高峰推动，成品油市场整体回暖态势进一步。2017年上半年，我国成品油消费量约1.5亿吨，比上年同期增长5.7%，其中汽油、柴油分别增长9.2%和1.8%。 2016年，我国成品油市场延续供需宽松情形，国内供过于求的局面直接带动成品油出口增长，全年净出口成品油约3255万吨，较2015年增加1120万吨，增幅高达52.4%，其中汽油、煤油、柴油净出口量分别为910万吨、916万吨和1429万吨。 2016年以来，我国成品油价格调价窗口正常19次，呈现出13次上涨以及6次下跌的价格波动，2016年累计汽油涨幅达1015元/吨，柴油涨幅975元/吨。2017年上半年国家10次调整国内汽油、柴油价格，汽油标准品价格累计下跌人民币605元/吨，柴油标准品价格累计下跌580元/吨。在成品油市场供过于求的背景下，部分地区如山东、河南、浙江、广东等地成品油市场出现了价格战，有的降幅达到2.3元/升。 目前，国内成品油价格走势与国际市场油价变化趋势已基本保持一致，我国正在开展以“放管服”为主的行政体制，未来将加快实现国内成品油定价机制的完全市场化。 近年来，随着国家政策的扶持，我国油气产业链准入门槛正在降低，但是政策发展需要逐步落地，民营资本力量难以在油气领域得到有效，油气行业寡头垄断格局仍然存在。国内具有油气勘探开发资质的企业较少，有实力对大型油气田进行开发的企业更是寥寥无几，80%以上的上游油气资源掌握在三桶油等国企手中，90%以上的长输管道由三桶油负责运营。2016年，中石油国内原油产量10545万吨，天然气产量981亿立方米，分别占全国原油、天然气总产量的53.4%和73.2%；在管网运营方面，中石油运营油气管线个省（市、区）和特别行政区；在油气销售方面，中石油国内成品油销售量11303万吨，占国内市场份额的40%左右。 油气供应宽松格局为加快推进油气领域的市场化提供了有利契机，2016年年底通过的《矿业权出让制度方案》以及《矿产资源权益金制度方案》从顶层设计上指明了我国探矿权方向，油气将在上游勘探开发方面，加快油气矿权竞争性出让，征收矿产资源权益金，建立健全勘探开发监管体系等；在油气储运方面，将按照网运分开的既定思，推动管道业务分离分立，扩大第三方公平准入；在价格形成机制方面，放开成品油价格，天然气价格管住中间、放开两头，严格管道运输费监管。根据国际经验和我国油气行业市场化进程的推进，2017年油气有望取得更大进展。 从2012年开始，油气开采业利润逐年下降，而石油加工业利润呈上升趋势，行业利润持续向中下游转移。 2016年，油气开采业规模以上企业293家，行业增加值同比下降3.6%；实现主营业务收入7854.9亿元，同比下降17.3%；利润净亏损543.6亿元，上年为盈利857.8亿元；资产总计2.26万亿元，下降3.8%；完成固定资产投资2331.0亿元，下降31.9%。行业效益长期恶化的直接原因是油价大幅下降，尽管2016年国际油价震荡回升，但均价水平仍处于历史低位，我国原油现货年均价格36.97美元/桶，为2004年以来最低，同比下跌21%；胜利原油年均价格为34.98美元/桶，跌幅为25.4%。此外，需求增长乏力、开采难度加大等因素也使得行业总体效益持续下滑。除少数油田盈利外，全国大部分油田均明显亏损，特别是东部高含水老油田更是严重亏损。 2017年以来，油价在全球经济复苏态势带动下出现震荡回升，同时企业关停低效产能和加大有效投资，企业效益出现好转，1-4月，油气开采业累计亏损253.2亿元，相比去年有所改善，亏损额明显收窄；与此同时，利润总额也开始转正，达到173.3亿元，同比增长149%。 2016年，石油加工业规模以上企业1397家，行业增加值同比增长7.3%；实现主营业务收入2.88万亿元，下降2%；利润总额1703.6亿元，增幅120.4%，创历史纪录；资产总计1.79万亿元，增长8.9%；完成固定资产投资2125.3亿元，增长7.3%。低油价使石油加工企业成本大幅降低，虽然终端需求也有所放缓，但成本降幅超过收入，行业整体呈现利润大幅增加的良好态势。 长期以来，我国油气行业在能源安全和的战略定位要求下，具有明显的行政性垄断色彩。近年来，为了提高要素配置效率和推进国企，我国加快了油气领域的市场化进程。2016年以来，围绕习总关于能源领域“四个，一个合作”的重要论述，我国油气行业深化供给侧结构性，深化油气体制，加快油气企业市场化进程。2017年5月，中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制的若干意见》，强调深化石油天然气体制要问题导向和市场化方向，提出了深化石油天然气体制的总体思，由集中于局部环节的“点式”转变为覆盖全产业链的“立体”。 按照我国相关法律法规，获得油气资源勘探、开发权要求在年限内完成相应工作量，未能完成工作量者须逐步缩小己占有的区块。但这些并没有得到有效落实，我国油气勘探开发区块长期由三桶油等国有石油公司垄断。目前，页岩气开采已进行了，鼓励外资、其他国有资本以及民营资本进入，2015年7月，新疆6个油气试点区块首次向国内企业公开招标常规油气勘探开发项目。未来，油气上游勘探开发领域将围绕矿权制度持续推进，由页岩气矿种探矿权竞争出让向常规油气勘查区块招标有序推进，逐步打破上游垄断。 目前我国90%以上的油气长输管道由三桶油负责运营，而80%属于中石油，管道问题已成为影响行业发展的重要因素。2014年以来，国家先后出台了《油气管网设施公平监督办法（试行）》、《天然气基础设施建设与运营管理办法》等政策，支持民营企业、地方国企等参股建设油气管网主干线，控股建设油气管网支线月，中石油宣布已与各股权方签署股权转让协议，以中石油管道有限责任公司为平台，对中石油东部管道有限公司、中石油管道联合有限公司以及中石油西北联合管道有限公司进行整合，为管网铺。本着循序渐进的原则，我国将持续在输配管网公平上进行，以管网的第三方公平准入为突破口，按照“财务－业务－产权”的战略逐步推进“厂网分离”、“网销分离”、“输配分离”、“储运分离”，并向第三方公平提供输送和储运服务，以推动油气行业建立公平竞争的市场秩序，促进上中下游的整体健康发展。 2015年，国家相关部门相继发布文件，首次向民营企业有条件原油进口使用权及原油进口资格，促进了民营炼油企业原料的多元化，拓宽了民营炼油企业所需原油的获取渠道，为民营炼油企业进一步健康发展创造了条件。13家地炼获得年进口原油配额5518.88万吨，其中7家企业同时具有原油非国营贸易进口资质，原油进口权放开后地方炼厂实力规模将明显增强。此外，随着混合所有制经济加速发展，市场竞争主体将更加多元化，企业将面临更大的结构调整压力和油品升级成本，油气市场竞争程度也将更加激烈。 2016年，我国油气勘探开发投资进一步下降，上游开采业完成固定资产投资2331亿元，下降32%。其中，全年勘探投资约为510.5亿元，同比下降15%，二维地震、探井等工作量下降10%以上；开发投资约为1253亿元，同比下降41%，为历年最大降幅，相应完成的开发井数同比减少25%。 从投资主体经济成分看，国有经济一直是我国油气开采行业主要投资主体，占据绝对主导地位。从投资走势上看，国有及国有控股投资占比则呈缓慢下降趋势，2006年其占比高达97%，2015年下降到91%，国有经济投资占比的下降主要是由于近年来国家不断推动油气领域的市场化，支持投资多元化，加强对民间投资的引导和规范管理，民营资本进入油气领域的门槛有所降低，民营资本进行油气投资的积极性也有所提高。2015年以来，国有石油企业混合所有制，混改领域由销售扩大到勘探开发，新生力量进入油气行业投资的机会越来越大，民营资本进入油气领域的速度有望加快。 从投资主体结构看，我国油气开采业内资投资处于绝对主体地位，2014年占比达98.2%，2015年进一步提升至98.7%。外资企业受能源安全战略等因素的，进入门槛相对较高，需要与国内石油公司合作，且近年界经济复苏缓慢，油气行业持续低迷，企业跨国投资的积极性降低，因此外商投资规模增长缓慢。2015年外商投资额进一步萎缩至19.72亿元，同比下降11.8%。与此同时，港澳台投资也大幅下降，2015年全年投资额为24.36亿元，同比下降48.8%。 截至2015年底，我国油气企业在“一带一”油气项目总投资高达2000亿美元。2016年以来，国有石油公司发展重点继续向“一带一”地区倾斜，其中中石油在伊朗主导作业的北阿扎德甘项目顺利实现投产，并联手道达尔获得南帕斯11期项目开发权；参股的哈萨克斯坦巨型项目卡沙甘油田于下半年投产；与阿尔及利亚国家石油公司签订了阿尔及尔炼厂改扩建项目；与合作伙伴共同批准了莫桑比克LNG开发项目最终投资决定。此外，中石油管道局中东地区公司成功中标沙特拉斯坦努拉管道项目，合同额3.3亿美元。中石化投资的沙特阿拉伯延布炼厂年内投产，并与俄罗斯石油公司共同研究在俄罗斯开展天然气加工和石化综合设施项目的可行性。 2016年，除三大石油公司外，民营油气企业和地方中小型国企也积极响应“一带一”走出去，海外油气并购项目增多，全年并购金额超过40亿美元，呈现地域更广、领域更宽、方式更灵活的特点。合作地区扩展至非洲、中亚、俄罗斯、欧洲和拉美，合作领域延伸至中下游，合作方式从以财务投资为主转向直接运营项目，中小型企业逐渐成为油气对外合作一支重要力量。例如，2016年4月，中天能源收购油气上市公司Long Run的50.26%股权，进而获得优质的油气资产及专业的国际油气勘探开发团队；中国华信将同哈萨克斯坦国家石油天然气公司合作建立合资公司。 银行贷款支持力度有所下降。中石油、中石化等油气企业一直是银行重点客户，并且一家企业往往与多家银行开展合作，合作方式主要包括签订战略协议、贷款协议、结算业务委托、银行卡业务合作、企券承销等。近年来，我国油气企业加强成本控制，加大规范管理，特别是随着国际油价的大幅下跌，油气行业利润水平大幅下滑，石油公司为防范风险开始控制投资，银行贷款规模也有所控制；同时，银行基于油气企业经营风险上升也减缓对油气行业的支持力度。 油价直接决定油气企业的经营状况，此轮油价处于低位运行态势近3年，已经使大量油气企业生产经营面临困境，2016年我国油气开采业利润同比大幅下滑159%。同时，从油价的外部效应看，如果低油价态势持续，将会对可再生能源以及非常规油气资源的勘探开采及应用造成困难，或阻碍能源绿色转型进程，据统计，前三年通过招标进入页岩气区块的企业目前收益依然较低。此外，由于我国企业走出去的时机和地点的选择直接决定了我国油气企业海外权益资源的生产成本较高，油价的低位不仅造成已有海外权益遭受损失，而且也造成后续投资预期不乐观下的经营风险。例如，为应对油价下滑和油砂资产的减值，中海油在2016年削减支出约26%。 近年来，随着空气污染、大面积雾霾气候的产生，环保监管日趋严格，健康、安全、环保已经与企业声誉和紧密相关。对造成影响可能导致索赔和高额罚款，甚至造成生产经营中断或终止。此外，在非常规油气资源勘探开发过程中，也会面临一些环保风险，如对可能带来的风险涉及土地、水、大气等各方面，且目前我国页岩气开发突破较大的川渝地区人口密度极大，地壳活动频繁，一旦发生污染或生产事故，有可能对整个生态造成不可逆的危害。从应用来看，随着环保形势的趋紧和能源绿色替代步伐加快，油气消费市场将面临极大的环保不确定性，这对于油气企业而言也将造成经营风险。 技术升级的风险主要体现在两方面：一是勘探开采环节，二是提质增效环节。首先，我国油气勘探开发逐步边际化，陆上整装大型油气田基本发现殆尽，低渗透、超低渗透油气和深海油气以及非常规油气成为未来勘探开发的重点，而开发此类油气投入高、风险高、技术要求高，根据不同地质条件需要不断的技术创新升级。此外，企业为了提质增效往往需要大量技术创新投资，但由于市场的复杂性和技术适用的差异性，容易造成较大的沉没成本。 我国原油进口来源地相对集中在中东、非洲等国家，这些国家和地区存在不同程度的持续动荡，在和经济上极其不稳定，对我国能源安全提出了挑战。此外，ISIS等武装力量在中亚、非洲等产油国和伊拉克南部油区的扩散造成上述油气合作区的安全形势趋于严峻。因此，在全球、经济、能源领域“黑天鹅”事件频出，中东大国博弈加剧，非洲与中东产油国战乱动荡持续的背景下，我国的海外油气合作安全风险或将进一步加大，安全形势不容乐观。 推荐：
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