■ 隋 昊
(哈尔滨工业大学经济管理学院,黑龙江 哈尔滨 150000)
油气资源是战略性能源资源,其稳定与安全供应关系国家的经济命脉。随着我国工业化进程加快,油气资源需求持续增加,油气资源供给短板逐渐凸显,一方面表现在目前国内油气供给能力不足,对外依存度过高(石油对外依存度高达70%,天然气高达40%),面对世界百年未有之大变局,油气供需矛盾不断加剧,威胁国家能源安全;另一方面表现在国内油气资源勘查开采潜力未得到有效释放,市场主体单一,竞争程度较低,勘查投入不足,导致油气资源探明程度不高、开发效率低、成本高。为缓解油气资源供需矛盾,避免出现油气资源“卡脖子”现象,维护国家油气资源安全,推动油气资源勘查开采体制市场化改革,深入挖掘国内油气资源潜力,建立以国内资源为重要支撑、国内国际相互促进的油气资源开发利用新格局势在必行。国家高度重视油气资源安全保障,出台了系列政策措施推动油气全产业链改革,地方政府、企业如何抓住油气资源勘查开采体制改革红利,于变局中育新机、开新局值得我们思考[1-4]。
为实现油气资源高效优化配置、打破油气上游市场垄断、放开竞争环节、构建更加公平开放的市场化格局,自2011年起,国家强化顶层设计,出台了系列政策,开展了15轮市场化改革尝试(表1),从油气上游市场准入、矿业权出让方式、退出机制、投资者权益、税费优惠等多个维度不断释放政策红利。
表1 15次油气探矿权竞争性出让情况
长期以来,油气上游市场准入门槛较高,申请勘查油气资源需具备国务院批准的资质,而具有相关资质的单位仅有四家(中石油、中石化、中海油、延长石油),地方性国企、民企、外资企业等无法进入油气上游市场。因此推进油气勘查开采市场化改革首先就是放开市场准入。一是放宽投资者身份要求。允许国企、民营企业[5,7]、外资企业[6]等境内注册的内外资企业进入市场[8]。在已开展的15轮油气(含页岩气、煤层气)探矿权竞争出让中,除了国有石油公司之外,共计54家市场主体进入油气勘查开采领域。二是降低投资者净资产要求。油气勘查开采是资金密集型的高风险行业,对于参与企业的资金实力有较高的要求,通常探矿权人的资金能力必须与勘查矿种、勘查面积、勘查工作阶段相适应[9]。在15轮油气(含页岩气、煤层气)探矿权竞争出让中,对投资者资金最低要求为3~10亿元,市场化改革后,对投资者净资产的要求为不低于3亿元人民[8],大大降低了准入门槛,减轻了企业负担。三是打破了资质约束。为鼓励社会资本进入,国家逐渐放宽了对准入资质的要求,在满足安全、环保等最低准入资质的情况下,允许具备油气勘查开采技术能力的企业进入上游市场,激发了市场活力[8,10]。
获得油气探矿权是企业进入油气上游市场的基础。长期以来,我国采用“申请在先、依法登记”的方式配置油气探矿权,民营企业、外资企业、地方性国企等因不能获得油气矿业权而无法进入油气上游市场。油气上游体制改革建立了市场化配置矿业权的管理机制,从源头上打破行业垄断。一是油气矿业权竞争性出让。2011年以来,国家出台系列政策推动矿业权竞争性出让[8,10-12]。截至2021年8月,共计开展了15次油气(含页岩气、煤层气)探矿权竞争性出让(表1),出让方式由招标向拍卖、挂牌不断拓展,成功出让83个区块,除国有石油公司外,多家地方性国企、民企获得油气矿业权。二是建立矿业权退出机制。矿业权退出机制对于区块的流转有着至关重要的意义[10,12-13]。目前的矿业权退出主要以下几种情形:①探矿权申请延续登记时应扣减首设勘查许可证载明面积的25%[8]。②因投入不足而扣减。在山西省三次煤层气竞争性出让公告中均要求按照勘查投入未完成比例扣减相应面积。③自愿退出。探矿权人由于政策、资源条件等原因,可自愿退出勘查区块。2017年,为推进油气上游体制改革,在原国土资源部协调下,中石油、中石化同意自愿退出新疆地区27个油气勘查区块,用以竞争性出让。三是油气矿业权人权益制度探索。以往油气矿业权从探矿权到采矿权的批复周期在一年左右,采矿权批复后还需要土地使用权,而油气资源的勘查开采具有连续性,探矿权、采矿权的分离在一定程度上造成了油气资源的浪费。市场化改革后,实行了系列政策措施:①推行油气探采合一制度[14]。在勘探进行到一定程度后,直接进入生产环节,提升资源勘探开发效率,降低了各种成本。②将探矿权2年延续1次调整为5年延续1次,减轻企业办事成本。③将煤层气矿业权出让登记权限下放至省级自然资源主管部门,调动地方积极性。
近年来,国家、地方相继推出各类激励政策以推进油气资源的勘查开发利用,调动地方政府、相关企业参与油气矿业权市场化改革的积极性。一是税费优惠政策。为支持非常规天然气开采利用,财政部按照“多增多补”原则,对超过上年开采利用量的,按照超额程度给予梯级奖补[15]。《中华人民共和国资源税法》通过减免税方式鼓励市场主体开发利用低品位、低丰度、高含硫、开采难度大的油气资源。二是出让收益市场化调整。①探索以出让收益市场基准价确定的价格等作为油气探矿权竞争出让起始价,将矿业权出让收益中央与地方分享比例确定为4∶6,矿业权占用费中央与地方分享比例确定为2∶8,兼顾了国家与地方利益[16]。②将定额征收的探矿权采矿权使用费,整合为根据矿产品价格变动情况和经济发展需要进行动态调整的矿业权占用费[17],有效防范圈而不探行为,提高矿产资源利用效率。③建立将探矿权出让收益中增加收益率部分与采矿权出让收益相结合的市场化出让制度(如2021年贵州省煤层气、新疆维吾尔自治区油气区块)。三是地方性激励政策。①针对地方性优势矿种,进一步深化落实国家油气改革政策,促进地方油气行业发展。山西省按照国家要求有序放开煤层气勘查开采准入,并针对地方实际制定最低勘查投入标准,鼓励地方性企业(如煤企)进入煤层气上游市场,强化资源综合利用[18-19]。②建立省级市场化运作平台。黑龙江省积极打造省级矿产资源勘查开发投融资平台、实体交易平台,推进矿产资源资本化进程[20]。③强化政策支持。黑龙江省将页岩油、页岩气、致密油气等非常规油气资源的勘探开发纳入省级“十四五”规划,由省政府统筹推动[21];山西省制定煤层气矿业权年度出让计划,由政府统筹配置油气资源[22];贵州省积极推动页岩气产业链全面发展[23]。
经过10年的上游油气勘查开采体制改革,油气上游市场引入了新的市场主体,带来了新的勘查开发思路,提高了油气勘探开发效率,提升了国内资源供给保障能力,促进了地方经济发展。
油气资源的类型、规模、品位等差异,决定了其需要不同规模、不同类型的市场主体。市场化改革以来,油气上游市场对地方性国企、民企、外企的准入政策已完全打开。在第二轮页岩气探矿权公开招标中,共有150多家企业参与投标,市场反应热烈,企业参与度高。从数量上看,目前已有55家企业进入油气上游市场,其中央企4家、民企19家、国企(包括地方国企控股)32家,油气上游市场参与主体趋于多元化,初步形成了国有油气企业为主导、多种经济成分市场主体共同参与的市场新格局。
一方面竞争性出让竞得企业承诺的勘查投资增加。如第二轮页岩气竞争性出让竞得企业承诺的勘查投入共128亿元,是法定最低勘查投入要求的38.6倍。2015年新疆维吾尔自治区3家竞得企业承诺投资85亿元、2017年3家竞得企业承诺投资约90亿元,是法定最低勘查投入要求的70倍。另一方面对于已拥有矿业权的大型石油公司,为应对区块退出政策,需要统筹做好现有区块的投资排序,增加对现有潜力区块的勘查投资力度,如黑龙江省大庆油田将年度开发计划及投资计划列入“十四五”规划。
15轮油气(含页岩气、煤层气)探矿权竞争性出让,共计成功出让83个区块。这些区块的主要来源是退出区块或是在公益性油气调查评价中具有一定前景的区块,普遍地质工作程度较低,资源潜力存在不确定性。市场化改革后,多元化社会资本进入油气上游,带来了新思路、新认识、新技术,加速了油气资源勘查进程。与大型央企、国企相比,民营企业规模小,组织机构简洁,应对变化决策迅速,在小区块勘查开发中具有一定优势。美国等国家的页岩气资源就是由中小企业进行早期勘查开发的。中曼石油作为一家民营油服企业[24],充分发挥其油气勘查开采技术优势,在获得油气勘查许可证2年内,就在温北油田温7区块发现优质油气藏,经自然资源部论证后,其探明地质储量达3011万吨。市场化改革使圈而未探、空白区块、非常规区块、低品位区块、难采区块、废弃区块等油气资源焕发出新的活力,达到了增储上产的目的,提高了油气资源保障能力。
油气资源开发利用是地方经济社会发展的重要增长极,具有聚集和辐射效应。市场化改革调整了油气探矿权出让收益分配,同时也将煤层气等油气资源审批权限下放,赋予了省级政府更多的决策权,带来了地方油气业务的新一轮增长,从现有油气市场主体看,地方性国企在油气上游市场的参与度高达57.4%。黑龙江省作为油气资源大省形成了以油气行业上游“油头”为牵引,以连接哈尔滨、齐齐哈尔等主要城市的油气管网建设为依托,以石油炼化“化尾”等下游产业为承接的全产业链油气经济圈,带动了黑龙江省中西部地区的交通、仓储、能源、服务等行业的良性循环发展,据统计,大庆油田累计上缴各种税费2万多亿元[25],为国家及地方经济发展做出了重大贡献。
一是法律依据不健全。《中华人民共和国矿产资源法》是油气勘查开采活动的法律依据,其关于油气矿业权出让的规定仍停留在上游市场垄断时期。2011年后出台的关于竞争性出让、区块退出机制、探采合一制度等系列政策性文件,法律层级低且缺少法律依据,导致现行的一些油气矿业权出让、退出、流转等管理行为需要突破法律规定,存在一定的法律风险。对于投资者来说,政策风险直接影响其投资热情。二是区块退出机制缺乏约束力。国有石油公司大多通过“申请在先”的方式无偿获得探矿权,其区块获取成本低。同时,依据《矿产资源勘查区块登记管理办法》,我国油气探矿权使用费为100~500元/平方千米,而美国、加拿大等油气大国在勘查阶段通常收取2000~3000元/平方千米,相比之下,我国油气矿业权的持有成本较低,导致经济手段对于油气区块退出的约束不够。黑龙江省的油气资源大部分掌握在国有石油企业手中,几乎没有空白探矿权区块,缺乏有效的区块退出机制直接制约了其他投资者进入油气上游市场[26-27]。
一是常规油气市场主体较为单一、参与企业数量较少。除四大石油公司外,仅有6家企业成为常规油气矿业权人,国有石油公司在常规油气勘查开采市场仍处于垄断地位,竞争不足导致其在常规油气勘查开采领域的潜力未有效释放[28]。二是常规油气区块投资风险较高,社会资本、外资参与度不高。在开发老区,如黑龙江省常规石油资源经过60年的高效开发,开采进入特高含水阶段,未动用储量品位差、丰度低、产能低,开采难度大,这使得一些有意向参与投资的企业望而却步。而新区块往往对参与企业的技术、资金要求较高,仅有中曼石油凭借其油服公司的技术实力成为唯一一家参与常规油气行业的民营企业。
非常规油气资源的开发利用前期投入大、效益差,企业的投资热情不高,勘探开发投入的工作量相对较少,探明程度较低;一些非常规油气资源(如页岩油、页岩气、煤层气等)矿业权归属不够明确,存在争议,影响了非常规油气资源的开发进程。从两轮页岩气市场化改革试点效果来看,仅有大型国有石油公司的少数钻井达到工业标准可实现页岩气商业开发,而通过市场化改革进入非常规油气市场的社会资本,受资金、技术、风险承担能力等因素影响没有进行必要的投入,致使其在非常规油气勘查开采领域没有突破性进展[29],造成了非常规油气勘查开采市场运行情况并不理想的局面。
2011年以来,国家和地方已从多个角度推进油气市场化改革进程,政策红利不断释放,为资源型省份的经济发展提供了新引擎。抓住油气市场化改革机遇期,发挥市场在油气资源配置中重要作用,提升油气勘探开发效率,保障国家油气资源安全势在必行。
一是完善相关法律法规。在矿业权出让方面,设立关于竞争性出让的法律规定,严格控制非市场化出让情形,营造公平的矿业权市场环境;在退出机制方面,明确探矿权有效期、延续时间、次数,建立规则明确的强制性退出机制,提高区块的流转效率。使油气矿业权的市场化管理有法可依且能落到实处。二是强化区块的供应。统筹已退出区块的资源情况,有计划地向市场推出勘查区块,完善出让区块储量等信息的披露机制,降低企业投资风险,激发投资者热情。三是建立多元化的竞争性出让评价体系。综合考虑企业经济实力、技术实力、业绩、勘查实施方案的合理性等因素,避免因投资者未完成承诺投入而退出市场。
油气体制改革的基本格局是国有石油公司为主导,多种经济成分市场主体共同参与。国有石油公司是保障国家能源安全的主体,面对常规油气资源条件变差、开采难度增大的不利局面,一是要强化国有石油公司之间的合作。加强对现有区块的统筹管理,系统分析评价现有区块的资源潜力,制定最优的区块退出方案,确保公司利益最大化。不断推动技术、人才等要素共享,优势互补,降低成本,为常规油气稳产提供支撑。二是要建立多元化的投资模式,在发挥国有石油公司主导地位的前提下,引入地方资本、社会资本、外资进入常规油气上游市场,吸收先进的生产要素,加大对外围、深层、低品位、小规模、难采的油气资源的勘查开采投入,推动常规油气勘查开采提质增效。
非常规油气资源勘查开发是上游市场的蓝海领域,国家已将部分非常规资源的审批权下放到地方。资源型省份可借鉴山西、贵州等省份的市场化改革试点经验,在事权范围内做好非常规油气资源的勘查开发规划,积极推进非常规油气资源勘探开发市场化、产业化、商业化。同时,推动国有石油企业按照混合所有制改革方向,建立“地企共建共享”机制,引入社会资本进入油气资源上游市场,加大地质工作力度,促进非常规油气资源规模化生产,做好接替性资源储备,为地方经济发展提供新的增长点。