国际石油公司上游业务发展及战略动向分析

贾京坤，朱 英

（中国石化集团经济技术研究院有限公司，北京100029）

自2014年油价大跌以来，各国际石油公司调整上游战略，提升其应对油价大幅波动的能力。2019年，全球油气勘探形势总体复苏态势明显，产储量持续回升，常规油气勘探新发现有所增加，特别是在深水和天然气等领域。2020年初的新冠疫情与3月石油价格战的叠加影响，导致原油价格已跌破20美元/桶，给正在回暖的石油行业带来了更为严峻的考验。在此背景下，本文分析了2019年油气上游行业特征、国际石油公司业绩和应对低油价情形的战略调整，为我国石油公司下一步上游业务发展提供决策参考。

1 新技术推动行业发展，勘探发现走出低谷

2019年世界经济延续温和增长态势，随着油价在震荡上行后出现下挫波动，能源结构处于持续优化阶段。中国经济则由高速增长向高质量发展转变，能源消费持续增长，能源安全形势严峻性凸显。2017-2019年全球上游投资受油价回升影响明显增强，新理论、新方法、新技术也为油气勘探开发带来新突破、新机遇。

1.1 全球油气发现水平正逐步恢复

全球油气产储量在技术不断创新中保持稳中有升。2019年，全球石油探明储量为16 903亿桶，较上年微涨1.09%；天然气探明储量为205.22万亿立方米，较上年增加1.78%[1]。油气产量增长放缓，2019年全球石油产量为345.7亿桶，同比降低0.28%；天然气产量为4.33万亿立方米，同比增长4%（见图1）[2]。未来全球油气勘探开发需要应对油价暴跌、资源品质逐步劣化、气候要求提升、能源结构多元化发展趋势的严峻挑战，勘探新发现和技术新成果已成为上游业务的核心竞争力量。

目前，常规油气发现水平正在逐渐回升。在2014年油价暴跌后常规油气勘探的普查井数量急剧减少，导致常规油气发现的水平低下，制约该资产类型储量的增加。2015年存量项目的存在保证了产量没有明显下滑，但2016年常规油气发现量即大幅缩减。虽然随着油价的稳步回升，2017年与2018年较2016年有所缓慢复苏，但2016-2018年的常规油气发现总体处于近70年来的最低水平。2019年常规油气发现量出现明显增加，达到122亿桶油当量，较2018年的100亿桶增长约22%（见图2）。

1.2 海上技术进步推动深水领域油气大发现迭出

近年来全球海洋勘探开发步伐并未减缓，且随着技术的进步，深水领域再次成为全球的热点和重点，其平均发现规模也是浅水和陆上领域发现规模的5倍或更多，成为油气资源未来重要的战略接替区。2019年，全球常规油气田发现中超过50%以上是海上油气田，特别是前十大发现中有7个为海上发现。近年来的重大油气田勘探发现主要集中在大西洋东西两侧、中东地区以及俄罗斯-北极地区等。其中，埃克森美孚、BP及Springfield均在大西洋东西侧发现了超过10亿桶油当量的储量，而道达尔也在南非探查到500多百万桶油当量的深水发现；俄罗斯天然气公司宣布其在卡拉海亚马尔大陆架上的Dinkov和Nyarmeyskoye两个主要天然气发现，总储量约15亿桶油当量。

深水油气新发现的突破主要得益于海上地球物理勘探技术和钻井技术的进步。例如，斯伦贝谢子公司OneSubsea的20 000 psi（1psi＝6.895 kPa）水下系统获得世界石油大奖中最佳深水技术奖，并已和雪佛龙合作使用，该技术将丛式钻井和多相流量计的额定压力提升到了20 000 psi。而技术创新进步也促进了上游活动和油田服务成本下降，使得深水领域开发资源所需的海上设施建设和运营的成本均已呈现实质性的下降。如墨西哥湾深水地区、巴西盐下深水、北海和俄罗斯等地区，与美国页岩油盈亏成本已相差无几，具备一定的竞争实力。巴西盐下深水油气的盈亏平衡点约为40美元/桶，美国墨西哥湾平均盈亏平衡点不到50美元/桶，而近期壳牌对海上油井设计的简化，使其在墨西哥湾的深水项目的盈亏平衡点降到35美元/桶以下。

1.3 以数字化、智能化为代表的技术新革命已初见成效

技术创新始终是全球石油行业发展突破的动力源泉。数字化、智能化已成为未来油气工业技术创新的主攻方向之一，将给石油工业带来一场全方位革命。国际石油公司正在积极推进油气勘探智能化、数字化发展（见图3）[3]。

埃克森美孚与美国国家超级计算应用中心的合作完成了应用716 800个处理器的并行模拟突破，与微软合作打造最大的数字油田，牵手IBM布局量子计算，积极开发海洋勘探机器人。BP与埃尼将强大的工业计算机系统用于油气勘探领域，更是利用全新钻孔微重力记录技术，完善油田储藏监测，使得储油层产量增加2%；还将数字化技术应用到墨西哥湾深水油井的规划钻探工作中，仅用计划时间的一半便完成了。雪佛龙已于2018年成功运用大数据产生了超过2亿的增值；2019年与斯伦贝谢、微软合作，在DELFI勘探开发认知环境中，运用Azure（微软云）应用程序，构建勘探开发产业链上的认知计算系统。2019年道达尔宣布与谷歌云合作开发油气勘探人工智能解决方案。随着数字化、人工智能技术价值得到体现，石油行业对数字技术的接受速度十分迅速，新技术涉及领域目前呈现从上游向下游发展特征。

2 国际石油公司业绩下滑，上游投资大幅收紧

2017-2018年国际油价回暖上涨，国际石油公司上游经营业绩明显回升，但不同公司增长幅度存在差异。在此期间，上游资本投入增加，“重回增长”战略带来石油产储量平稳增长，天然气发展迅速，上游利润随之逐步增加。2018年底至2019年，油价持续在中低位波动且勘探开发成本有上涨趋势，即使各公司产量能保持稳中有升，可利润却受油气价格等因素影响同比有所下降，2019年大部分公司业绩下滑出现颓势。

埃克森美孚、壳牌、BP、雪佛龙及道达尔五家石油巨头2019年净利润同比下降31.2%、32.2%、57.1%、80.3%和1.5%。而大多数国家石油公司业绩同样严重下滑，如埃尼、挪威国家石油、马来西亚国家石油、沙特阿美等的营业利润分别同比下降了96%、75%、27%和20.6%。国家石油公司中巴西国家石油公司和俄罗斯石油公司出现利润上涨约42%和29%，主要来自其产量同比大幅上涨以及非核心资产出售的收益。独立石油公司方面，康菲、切萨皮克能源、阿帕奇及戴文能源营业收入分别下降10.6%、14.31%、14.6%和40.3%，切萨皮克能源和西方石油公司利润同比下降了236.3%和116.2%。

再考虑到从2020年3月开始，一方面，新冠疫情在全球快速扩散，全球石油需求大幅下降，据Rystad Energy最新预测表示，2020年全球石油需求同比将减少490万桶/日，降幅约4.9%，其中预计4月石油需求将同比减少1 600万桶/日[4]。另一方面，面对在OPEC＋会议中坚持不再减产的俄罗斯，沙特阿拉伯决意通过“降价＋增产”抢占市场份额，石油价格战拉开帷幕。3月18日，WTI原油跌至20.37美元/桶，美股与油价的连锁反应也促使短短10天内美股接连发生4次熔断，加重了世界对经济危机的担忧。

因此，受新冠疫情和石油价格战的双重影响，预计2020年全球上游资本支出比原预测要降低约25%（见图4）[5]。由于油价波动加剧，2019年北美非常规项目费用支出减少，在目前形势下美国本土48州的资本支出将继续呈现大幅减少趋势。海上业务资本支出继续回暖，但运营商仍持谨慎态度，步伐依然缓慢。深水项目是当前保持行业稳定的重要部分，预计在未来海上项目的资本支出中，深水将占据越来越大的份额。

随着前期油价回暖以及降本增效作用日益凸显，国际石油公司在2019年底至2020年初曾表示要增加上游资本支出来保障“重回增长”战略。但同时遭到两个“黑天鹅”事件的重击，短期内销售收入和利润大幅缩水甚至亏损，国际石油公司为了应对石油需求大幅下降及石油价格持续下跌的严峻情形，已纷纷宣布削减调整其资本支出。

2.1 国际石油巨头

壳牌宣布资本支出从原来的250亿美元削减至200亿美元以下，并暂停之前宣布的250亿美元股票回购计划，另外还计划在未来一年内压缩30亿～40亿美元的运营成本，剥离超过100亿美元的资产，目标是在2020年提供80亿～90亿美元的自由现金流。

BP计划削减2020年资产投资及运营成本各20%，并力争在2021年中完成150亿美元的资产出售计划。

雪佛龙宣布其有机资本支出计划从200亿美元削减至160亿美元，其中，非常规能源投资将减少20亿美元，主要是集中在二叠纪业务；其他上游业务（7亿美元）、上游基础业务（5亿美元）以及下游和化工业务（8亿美元）也将承担削减的部分份额。公司将暂停50亿美元的股票回购计划，出售菲律宾Malamapya油田并撤回阿塞边疆15.7亿美元的投入资金，并坚持削减10亿美元以上运营成本的原计划。

道达尔则宣布减少本年度资本投资计划的20%以上，约33亿美元（其中包括25亿美元的勘探开发支出、5亿美元的下游费用和3亿美元的天然气/可再生能源业务），并暂停原计划的20亿美元股票回购，并冻结招聘计划，还公布了8亿美元的运营开支节省目标。

埃克森美孚已宣布将大幅削减资本和运营支出，具体方案还在评估中，可能将被迫停止其在非洲的300亿美元LNG项目，并已对其部分合作伙伴及承包商发出通知将大幅缩减资本投入项目及运营成本。另有报道称其在北美的炼厂已裁减1 800名合同员工。

石油巨头正迅速应对目前情形，所有回购计划已暂停，削减资本支出，预计产量将同比持平。依据过往低油价时期的情形分析，石油巨头虽然减少上游资本支出，但勘探投资在上游总投资中的占比仍保持稳定，探井活动依然维持较高水平，勘探区块获取持续活跃。预计本次特殊时期其也将继续聚焦前沿和热点区域勘探，为公司未来提供强大的竞争力和增长潜力。

2.2 国家石油公司

国家石油公司虽然有国家的资金、政策等支持，但在特殊情形下也避免不了削减资本支出来保障自由现金流的趋势。

目前，挪威国家石油公司宣布将削减其2020年30亿美元计划开支，其中资本支出预计从100亿～110亿美元降至85亿美元，约下降20%；勘探费用预算从14亿美元降到10亿美元，并暂停其在美所有陆上业务；运营成本将减少约7亿美元，并暂停其50亿美元的回购计划。

埃尼将本年度资本支出削减了20亿欧元，并减少约4亿欧元的运营费用；公司将暂时撤回早前宣布的4亿欧元股票回购计划。同时表明，2021年也将削减25亿～30亿欧元，约占2021年预期支出的30%～35%。

巴西国家石油宣布其资本支出将从120亿美元减少到85亿美元，下降约29%，主要通过推迟勘探活动、生产和炼油设施建设达到。还将通过封存平台、减少活动、推迟合同计划来达到额外削减20亿美元运营支出，并推迟股息支付、奖金发放以及减少雇员人数。公司表示其盐下油田在此低油价条件仍存在盈利空间，将优先削减陆上常规及浅水的相关业务。

哥伦比亚国家石油公司也宣布2020年的投资计划减少12亿美元，至33亿～43亿美元。就连曾为占据价格战主动权而接连表示提升产能的沙特阿美，也在近期宣布将减少2020年30亿～50亿美元的资本投资计划，降至250亿～300亿美元。

2.3 独立石油公司

独立石油公司因更看重资本支出效率，同时来自投资者的压力更大，响应油价变化特有的政策灵活性，促使其在油价暴跌情形下迅速收窄投资口。

西方石油公司近期已第二次宣布削减资本支出，是其最新预算为27亿～29亿美元，这比原先2020年预计资本支出削减了47%，比2019年资本支出下降了69%。预计将主要对其二叠纪和落基山的业务支出进行削减；西方石油称还将在2020年完成6亿美元运营和公司成本的削减，其中包括大幅削减高管薪酬。

康菲石油公司将其预算削减了10%，降至58亿～60亿美元，主要将削减美国本土48州和阿拉斯加的投资。回购规模也从7.5亿美元调整为2.5亿美元。

EOG、墨菲石油、赫斯基能源、阿帕奇、戴文能源也分别宣布将其资本支出削减30.8%、34.5%、32.7%、37.1%和26.8%。

新冠疫情对全球油气需求的影响以及持续的价格战，都将对2020年的新项目开发计划造成严重影响。据Rystad Energy分析，勘探开发（E&P）公司可能会减少高达1 310亿美元的项目批准，同比减少约68%[6]。原预测2020年或将批准约1 900亿美元的投资项目。若2020年布伦特原油均价在30美元/桶，则估计项目批准总额将降至610亿美元。目前，多个机构预测全球疫情可能还需4～6个月才能基本根除，而国际油价短期内无法回到40美元/桶以上，因此，国际石油行业可能将会进一步缩减资本支出，压缩运营成本。各公司除撤离部分非战略区域和业务、出售非核心资产外，可能存在大型石油公司之间的并购重组或者被迫国有化的概率，而具有更多净现金流及强成本管理能力的公司将在此次双重危机中坚持下去。

3 持续聚焦深水、天然气，能源转型或成新出路

总体来看，上游业务的发展战略整体趋同。尽管在提高天然气、可再生能源等清洁能源比例的追求方面有所不同，但无一例外地更关注于投资成本低、效益高、回报快的优质上游资产。通过多种资本运作手段，保证公司在关注短期增长的同时，也注重创造长期潜在的发展可能，将战略聚焦于持续追求资源总量的增长和上游资产组合的持续优化，从而为公司带来价值的增长。从某种程度上来说，低油价为石油公司优化资产结构提供了契机。一方面，石油公司会从谨慎的角度审视自身的资产规模和业务类型，剥离非核心业务；另一方面，油价低位波动也为并购带来机会。

通过分析上游业务发展类型占比逐年变化趋势，可以发现各公司的投资和发展热点聚焦在深水和LNG领域。2014年，本文所覆盖的国际石油公司总产量中陆上常规占61%、浅水占16%，而深水占12%、LNG占4%。2019年，总产量中陆上常规占56%、浅水14%，而深水、LNG分别上升至13%和6%。预计2025年，陆上常规和浅水占比继续减少，而深水和LNG持续上升为15%和7%（见图5）。

3.1 随着海域产储量持续攀升，深水已成各公司上游业务发展重点

相比陆上资源，海域资源目前处于勘探早期阶段，海上勘探开发技术提升以及资源国准入门槛降低，重点海域作业水深不断突破。即使在低油价情况下，部分国际领先石油公司仍保障深水勘探开发投资，并持续参与深水项目的竞标活动。如埃克森美孚近两年在塞浦路斯和圭亚那都连续获得深水领域的重大勘探发现，累计储量超过30亿桶油当量；雪佛龙和壳牌在美国墨西哥湾也分别发现储量为5.46亿桶油当量和1.21亿桶油当量的深水油气田；而道达尔2019年宣布在南非海域发现Brulpadda大型天然气田发现，获得储量为5.56亿桶油当量的天然气藏。石油巨头和国际化经营为主的公司最为关注深水领域，其中以美国墨西哥湾、巴西、圭亚那、安哥拉、北海等为主，大西洋的另一侧西非海域与我国的南海海域有望成为深水资源勘探开发的热点区域。相比于非常规资产，深水项目在目前油价暴跌的情形下仍存在盈利空间，因此，大部分石油公司在削减上游资本支出时多从非常规业务和非核心资产出发，但会保持一定量海上、甚至是深水领域的发展计划。

3.2 国际石油公司积极布局天然气业务，特别是LNG产业链

近年来，全球天然气消费大幅升温，带动勘探强度加大，以壳牌、道达尔等为代表的国际石油公司积极布局天然气业务，特别是LNG产业链。天然气作为最清洁的化石能源，在低碳化转型过程中发挥着重要的桥梁过渡作用。截至2019年年底，天然气剩余可采储量为205.22万亿立方米，储采比为47.4，勘采潜力巨大。2018-2019年，海域和陆上深层天然气勘探持续获得突破，2019年新发现资源量共计122亿桶油当量，其中气油比为61∶39，天然气发现贡献巨大。2019年天然气液化能力达4.32亿吨/年，同比增长9.5%；全球有10个项目、11条生产线投产，新增LNG产能3 881万吨/年。2019年年初至9月底，LNG业务的投资已达到500亿美元，创历史最高水平。壳牌持续开发世界上最大浮式LNG项目（澳大利亚Prelude FLNG项目），道达尔在巴布亚新几内亚等地区也获得LNG项目新进展，雪佛龙启动了西澳的LNG项目扩产工程，而埃克森美孚还将在莫桑比克投资非洲最大LNG项目。壳牌巨资并购BG也是看中BG在深水和天然气领域的优质资产，道达尔斥资88亿美元购置安纳达科的非洲上游资产，也是看重其天然气领域的潜力。在当前情形下，部分LNG项目可能存在推迟的风险，但整体还是处于石油公司持续关注的领域。

3.3 全球油气需求减少和油价暴跌对北美非常规业务冲击严重

目前，原油价格已大幅低于美国页岩油的平均成本价格，若油价长期维持在当前或更低水平，美国专注于页岩油开发的勘探开发公司将面临巨额亏损，特别是美国能源企业债务大规模到期，财政灵活度降低，可能难以承受利润下滑和融资成本难度上升的冲击，破产风险陡增。在双重“黑天鹅”事件爆发前多机构就曾预测页岩/致密油气的投资2020年将缩水近12%，而目前情况下削减程度大幅提升。应该注意到，2019年非常规油气资产交易已经遇冷，交易额降幅超过15%，若剔除阿纳达科并购案，2019年非常规油气资产交易额仅为300亿美元，较2017年850亿美元的峰值下跌了2/3，为近十年低点（见图6）。从生产井的情况看，尽管2019年初以来，北美水平井的数量持续下降，但其出油井数量并未显著减少，2019年仍保持1.7万口水平井处于开采状态。目前，北美的油气产量趋于平缓，但预计在本年度第三季度开始将出现下降趋势。预测认为，若2020年布伦特油价保持在35美元/桶，北美页岩水平井数量可能将降低近40%；若保持在45美元/桶，则数量将减少25%～30%。

3.4 能源消耗向电气化过渡与低油价压力可能推动综合能源公司转型加速

随着全球能源不断清洁化、低碳化、多元化，在碳排放方面重视程度增加、替代能源开发加快等多因素影响下，石油行业不断变革与转型。目前，为实现气温升幅控制的《巴黎协定》目标，各国政府纷纷出台碳税、可再生能源补贴等政策来支持新能源的发展，清洁能源在能源消费结构中的比重逐渐上涨，能源消耗向电气化过渡。目前国际石油公司的营业收入仍主要来源于传统油气业务，在油价暴跌、石油需求减少的情形下，其利润、现金流的减少可能会减缓碳减排项目的投资。

但应当认识到，石油公司参与的减少，并不会对可再生能源行业的发展造成太大影响。由于可再生能源的大部分投资来自油气行业以外的能源企业、电力公司等，如油气行业投资的太阳能和风能发电能力占全球的比例不到2%。即使国际石油公司完全停止对可再生能源的投资，对可再生能源行业的增长仅会产生微弱影响。据Wood Mackenzie估算，如果油价保持在35美元/桶，全球75%未完成FID的油气项目的回报将低于资本成本（预估为10%），平均回报率约为6%[7]。在此情景下，油气项目的回报率与风险较低的太阳能和风能项目的平均回报率相当，大型油气项目或许不再是石油公司资本配置重点的唯一选择。在宏观经济下行的情况下，道达尔仍于3月下旬宣布了两项风力发电计划，即收购Global Wind Power France和获取Simply Blue Energy威尔士海上风电项目80%的股份，以表示其坚定能源转型的决心。

2014-2020年的两次油价暴跌，体现出石油市场的震荡特征。相比而言，可再生能源解决方案更具有稳定性。低油价常态化趋势、石油需求减少、电力需求影响甚微的情形，存在倒逼国际石油公司加速能源转型以实现最终综合能源公司目标（Big-Oil→Big-Energy）的可能性。

4 对我国石油公司的启示与建议

近年来中国石化、中国石油和中国海油等石油公司均采取措施加大油气勘探开发力度，取得了一定的进展。2019年原油产量1.91亿吨，同比上升1.2%；天然气产量1 733亿立方米，同比增长9.6%。但我国油气供需矛盾仍然凸显，进口量再创纪录，对外依存度持续攀升，我国石油对外依存度达到70.8%，原油对外依存度达到72.5%，天然气对外依存度也略升至45.2%。作为全球最大的原油进口国，从短期看，低油价有利于我国减少石油进口成本，进而降低用能成本，对疫情后的经济复苏较为有利，但一定程度上制约我国上游勘探开发项目的进行，不利于国家能源安全、企业可持续发展。当然，由于我国“地板价”政策约束，当国际油价低于40美元/桶时，国内成品油价格不再随之调整，短期看对炼化企业效益更为有利[8]，但长期看受疫情影响带来的全球需求冲击、市场疲软的不利影响才是根本。

在当前国际油价暴跌、全球油气需求下降的情形下，参考国际石油公司的战略动向及经验做法，建议我国石油公司应适度谨慎投资上游业务，制定更为合理的资产布局，追求高质量发展，加速科技创新与能源转型，成为保障国家能源安全强有力的壁垒。

4.1 调整勘探资产配置，保持上游业务发展

为保障我国能源安全、突破上游发展瓶颈阶段，最重要的解决途径是资源储备的增长，特别是自主勘探开发才是国家能源的支柱，也是石油公司发展的基石。近年来，国际石油公司平均新增储量的65%左右来自其自主勘探，可见其重要性。在油价持续低位期间，可适度削减勘探开发的资本支出，但需保持勘探活动的进行。应根据我国石油公司的自身优势与战略发展，调整勘探资产配置，寻求利益最大化的配比平衡状态。基于目前我国石油公司技术、经验与管理的基础，建议我国上游业务应偏重成熟盆地中陆上常规及浅水的资产。考虑到该领域的油气资源发现程度较高，因此还需适当加大前沿勘探支出与力度，建立长期的风险勘探投入机制，紧跟目前热点的深水及天然气领域。特别是深水油气是未来油气资源重要的竞争领域，应抓紧机会为我国南海及周边海域的深水油气开发奠定基础；另一方面应利用我国“深层-超深层”研究经验进行全球油气资源新领域的突破。勘探开发的稳定发展是我国石油公司乃至国家油气产储量有机接替的关键核心，也是为未来油价回升期间实现公司利润上涨、财政充实灵活的有利行为。

4.2 资产进出常态化，谨慎谋划上游布局

对于国际石油公司，资产组合优化一直是其重要战略手段之一。上游资产的并购与出售已成为石油公司获取和优化资源的重要手段和常态化行为。我国石油公司应建立灵活进出机制，把握行业周期性变化时机，不断完善资产组合。目前新一轮上游资产交易窗口期正在打开，各石油公司应抓住机遇聚焦潜力大、成本低、盈利高、稳产储的上游资产，通过收并购或剥离的方式进行相关目标的优化运作，快速地实现战略发展目标。当然，勘探资产的并购和出售效益状况往往需要多年才能体现，因而勘探资产并购剥离需要全周期谨慎考虑。

4.3 加速科技创新，作好数字化、智能化转型

坚持加大科技创新的支持力度，确保一定强度的投入，力争短期内突破石油上游行业新领域、低成本领域的关键技术。建议进一步加强上游资源共享、协同增效机制，地质认识、实验分析及探井测试等数据整合，多家石油公司合作提升国内勘探开发研究高度。同时，要关注到国际石油公司正不断地在技术、管理上的数字化、智能化改进，以及和互联网公司合作，数字化、智能化转型是石油公司发展的大趋势。应加强石油公司与互联网公司、科研机构和高校间的跨学科、跨领域的产业“互补互助”结合，加强产业链数字化、智能化布局，高质量促进油气资源的规模效益开发，在当下市场经济环境中赢得竞争。

4.4 持续布局新能源业务，协同发展保障能源转型

新冠疫情和石油价格战对我国油气行业的冲击和制约不容忽视，在传统业务利润与油气需求双降低、电气化程度增强的情形下，积极布局多元化新能源业务或许是新出路，既可加速能源转型、应对气候压力，又可保障能源安全、企业持续发展。由于风电、光伏技术提升、成本下降，已具备与火电和传统油气项目的竞争能力。我国石油公司可以天然气作为低碳转型的桥梁进行过渡，同时发展核心业务与新能源业务的协同性，发挥新能源在传统项目与公司内部的协同效应，特别重视氢能储能、充电桩布局等方面。近期抓住我国电改机遇，开展电力相关业务，盘活新能源业务，实现能源转型，成为综合能源公司。