编者按

作为“十三五”开局之年，这一年油气行业压力不小。前有对“十二五”未完成目标的忖度，后有改革的压力和执行。无论如何，在经历了“油价”寒冬后，行业仍不断地“求生存、谋发展，促改革”，翘首企盼油气体制改革“靴子”落地。　　　

天然气改革大提速

或为扩大消费清障

今年四季度，天然气领域在价格和管网信息两方面动作频频，打破了改革“静音”的僵局，直指输配体制改革和第三方准入两大核心，并在福建开启门站价格市场化改革试点，为石油天然气体制总体改革探路。

天然气市场化改革首先迈步“价格”。继10月科学规范市场化天然气长输价格监管、明确储气调峰起价市场化后，国家发改委11月又发布了全面放开化肥用气价格，鼓励化肥用气通过市场交易形成价格实现价格公开透明的通知。

12月初，中石油按照一年前《国家发展改革委关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》要求，在基准门站价格的基础上对今冬明春各区域销售公司的基准天然气销售价格进行上调。国内非居民用天然气门站价格今后可以由供需双方协商后自行确定，这是天然气市场化改革带来的进步。

然而，由于天然气改革的核心利益矛盾尚未理清，因此文件仍然存在一些不确定或欠缺。

一方面，目前天然气定价体系中，下游用户参与度仍然较少，并不完全是供需双方的市场化。而随着第三方介入更多，只有上游市场的多元化、竞争化发展，天然气市场才能真正完成市场化改革。

另一方面，天然气管输定价的新政能多大程度上改变地方管网企业的利益格局仍不得而知；管输定价新政对输售分离的表述很弱，对将管输服务与销售捆绑经营而获得不公平优势的上下游一体化天然气企业缺乏强制力；作为管输定价改革的重要文件，新政中并未涉及储气环节的定价改革,留有遗憾。

不过值得关注的是,在价格改革方面有所“突破”后，油气管网信息神秘面纱也被揭开。随着 “三桶油”和山西省、陕西省相继向社会公开油气管网信息，我国油气管网设施向公平开放迈出了实质性的第一步。

企业信息公开有助于解决信息不对称的问题。从长远看，信息公开能够实现资源共享和优化配置，提高管道利用率，也有助于形成一盘棋的管网系统，确保能源供应安全。

从国际经验来看，允许天然气资格用户自行选择供应商是逐步放开终端用户市场、逐步构建统一天然气市场较为成功的手段，国际上一般以年消费量的多少来定义资格用户。只有不断增加下游博弈用户的力量，才能最终撬动第三方准入制度推行，并逐步分离各石油公司的天然气运输和供应业务。随着油气管网设施信息的逐步公布，将有助于油气管网设施的第三方准入步伐。第三方准入是个长期的过程，未来还有很多工作需要继续展开。

目前国内油气改革逐渐进入深水区，各种利益冲突与经济下行的风险交织，政府在改革路径的选择上也难免会“舍快求稳”，尽量减缓大刀阔斧剥离管网可能会带来的严重阻力，以及由于机制设置不到位和监管机构能力不足可能会带来的巨大风险。同时，地方管网资产主要由地方企业主导，剥离地方企业资产、合并入国家管网公司的做法也困难重重。

“管住中间，放开两头”究竟如何落实，业界翘首以盼。

“非常规”政策频出

市场依旧难启动

作为非常规天然气的主力军，每每查看页岩气和煤层气的“家底”数据时，总是让人特别有底气。但“十二五”期间的实际产量，却又不禁让人遗憾。这两个被纳入推动清洁能源生产和消费的重要气源总是“差点劲”，“考卷”成绩并不十分理想。

页岩气“十二五”规划提出的产量目标为2015年达到65亿立方米，实际上产量仅44.71亿立方米，远未达标。而“十一五”、“十二五”煤层气产量目标均落空，仍处在艰难爬坡阶段。

于是，在“十三五”开局之年，国家发改委和国家能源局等相关部委围绕上中下游不同方面继续密集发布指导性文件及试点方案，旨在“十三五”的头一年，为能源生产和消费革命添把柴。

10月，国家能源局印发了《页岩气发展规划（2016-2020年）》，部署了大力推进科技攻关、分层次布局勘探开发、加强国家级页岩气示范区建设、完善基础设施及市场等四大任务。这一规划也确定了页岩气的产量目标，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。长远目标来看，2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米。

随后，煤层气“十三五”规划发布。同时作为煤炭大省和煤层气发展重点区域，山西也在今年频发煤层气利好政策，旨在打破煤层气开发利用遇冷的局面，为其发展“打气”。

但仅靠政策下放和试点带动，两种非常规天然气想要达到美国式的燎原之势还需时日。

其实页岩气和煤层气面临几乎相同的现状：发展迟滞，需要换挡提速。

2011年前后，国家前所未有地公开招标页岩气区块矿权，前后共计二十余家企业中标，除传统的中石油中石化这样的企业以外，有数家混合所有制甚至纯民营企业中标。但从实际情况看，进展相当不顺，以至于直至今天，第三轮招标迟迟没有下文。

造成页岩气开发的掣肘有诸多方面，低油价、高投资、高技术门槛、长回收周期等因素均制约了页岩气的开发，但其中最为重要的因素，就是页岩气开发技术的总体落后。

而目前阻碍我国煤层气大力开发的问题也很多，例如，矿权管理，煤层气与煤炭界限不清晰；开采技术适用性不够；产业本身投资周期长，低油价下，企业投资意愿趋低；环境污染隐患等。而煤层气是技术密集型行业，技术创新是页岩气和煤层气开发不容置疑的生命线。

未来，资源、技术、基础设施、环境污染依旧是非常规天然气不可回避的问题。但随着政府和相关部委引导勘探开发技术创新，“十三五”非常规油气资源将接近亚洲其他发展中国家消费量的总和，同时我国石油企业在缩短钻井周期、提升压裂质量等方面将获突破。我国非常规油气资源要想获得更大的发展，三大主体须厘清职责、相互配合，不能照搬国外开发模式，更要实施成本战略，降低平均成本。我们翘首以盼非常规天然气成为清洁能源的顶梁柱，未来实现提速发展。

稳中求进 负重前行

改革是2016年油气行业发展的关键词，期盼已久却也略有遗憾。

经过两年的低油价冲击后，石油行业正在进入适应期，即使岁末年尾，天然气领域一系列动作泛起了一些涟漪，但改革的号角还未真正吹响。

改革不能一蹴而就，因此国家并未按下改革“加速键”，而是通过出台一系列辅助政策，摸石头过河，不断推进。

这一年油气行业增速放缓，一组数据可以表明各领域分化明显。前三季度石油开采业工业增加值下降3.2%，天然气开采业增幅7.9%，炼油业增幅8.1%。油气开采业亏损严重，炼油业利润总额首次突破1000亿元，同比增长超过200%。

从油气行业整体看，明年将继续呈现上游转型，中游突围，下游放开的局面。

上游企业仍将在困境中艰难前行，下游企业保持稳定增长，产业链效益从上游向下游转移，规模化、一体化企业优势更加明显。在国际油价震荡上行的情况下，预计2017年油气行业工业增加值增速有所提高。

这一阶段的资产结构调整以及管理调整是“新常态”。石油公司继续削减投资，发展模式转型，勘探由强调规模转向强调效益，勘探重点转向评价，勘探投资由高风险地区流向低风险地区，石油勘探较天然气勘探更受青睐，陆上勘探较深水勘探更有成本优势。而炼油能力是结构性过剩，表现为低端产能过剩，而达到世界先进水平的产能并未过剩。

而天然气利用结构的优化也存在一定的不确定因素，主要体现在两个方面。第一，发电用气量取决于国家能源体系能否理顺，主要是天然气发电的清洁属性价值能否得到体现。第二，随着国际油价低位徘徊，天然气在交通运输领域的代油需求受到抑制，一些情况下相对于成品油的行情优势逐渐降低甚至丧失。

因此，“十三五”油气行业发展的核心在于让市场在资源配置中起决定性作用，全面提升油气行业的市场化程度。改革的首要任务是确立由市场决定能源价格的机制。

市场体系不健全、定价及税费制度不合理、管理体制薄弱，监管力量不足和法律法规体系不完善都是造成改革不畅的阻力。在未来“推动低碳循环发展、推进能源革命，加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系”的思想指导下，除努力破除改革障碍外，企业还可以着眼于绿色节能发展，并结合“互联网”技术，实现油气行业与互联网的紧密结合，这也将是未来改革的一个方向。

展望2017，我们翘首企盼油气体制改革“靴子”落地，重唤行业发展活力。

低油价重创产业链

新价格机制待形成

低油价对行业的重创仍未消除，年初26.05美元/桶的国际原油价格创下了自2007年以来的历史新低，让行业雪上加霜。

国家发改委在此背景下推出了新的成品油价格机制，当国际市场油价低于每桶40美元时,汽柴油最高零售价格不降低的“地板价”政策。同时，宣布降低汽柴油最高零售价格与“地板价”接轨。

不过指导价格只是模拟市场，永远跟不上真正的市场。此举是希望通过试点辐射带动周边，最终倒逼全国成品油市场的放开。

从长远看，成品油价格必然要全面放开，成品油价将与航煤价格、天然气价格的市场化改革一样终将由市场来形成。

成品油市场化取决于炼化产能投放有充分的市场竞争且终端加油站也形成市场竞争。但目前炼厂能力、成本较为固定且透明化，加油站也面临市场稳定饱和的现状，因此这是把双刃剑，促进市场改革也成为改革的难点。

“绝对的数字设定”和“唯一的市场模式”并不存在，目前设定的上下限油价将随着国际市场及国内供需的不断变化而调整，政府也在不断弱化行政干预向市场化靠近。

市场化任重道远，非一朝一夕之事，要允许新机制的摸索和过渡，不可求立竿见影之效。

此时，上海石油和天然气交易中心的正式运行，对衔接供需双方、形成合理市场价格发挥了重要作用。

能源市场化改革，根本上是要解决产业放开和市场开放的问题。过去我国油气产业集中度较高，价格主要以政府指导价为主，通过市场决定价格的机制仍待完善。因此要为油气供需双方搭建交易平台，目标是构建起油气现货交易市场，真正让市场决定价格。

目前，我国期货市场的定价功能极为薄弱，也难以为能源企业提供有效的风险规避手段。与此同时，中国的石油期货体系尚不健全，远不能满足市场主体的套期保值的需求。结算制度、准入制度、合约设计这些方面也不尽完善，导致交易的流动性非常低，市场参与度也很低。上海石油天然气交易中心正式运行有助于加快能源市场化改革，进一步完善油气价格形成机制，促进我国积极融入国际市场、深化能源国际合作，有助于提升我国在国际石油天然气市场的话语权。

期待未来企业能够摸清并遵循市场规律的“门道”，君子爱财，生财有道。

地炼扩张盛况空前

产能过剩业界忧心

曾几何时，地炼只是被看作无足轻重的“小舢板”，因为规模和油源的限制，甚至被称为“茶壶炼厂”。自2015年下半年国家原油进口双权和出口配额下放一年后，昔日“茶壶”里的油源不断充足并逐渐呈现“蒸蒸日上”之势。

地方炼厂开始占据着越来越重要的角色。一方面，地炼产品已经成为我国市场不可忽视的资源，特别是在我国成品油、燃料油、液化气市场供应中已占有一席之地。另一方面，在原料采购上，地炼是进口燃料油的主力军，加工进口原油与国产原油的量持续攀升。“捉襟见肘”的地炼开始逐渐活跃，获得了全新且重要的发展契机，发展迈入新阶段。

不过，目前成品油的品牌和产品质量仍是国企领先，地方炼油企业也仅从放开中获益一年多，未来仍要通过整合资源不断做大。

凭借政策红利的“东风”，山东14家地炼于今年2月“抱团”成立了中国(独立炼厂)石油采购联盟，积极应对市场变化，力争进军国际油市。此举也是为避免多家地炼企业无序竞价采购进口原油，减少业内不良竞争，还能通过集中能力拿大单的模式增加中国独立炼厂的议价能力，降低原油价格和结算成本。

政策破冰带来的红利不言而喻，可国内炼油能总体过剩的现状却让政策决策者和企业皱眉。目前国内炼厂炼油能力7.3亿吨，需求为5.5亿吨，未来国内炼油能力还要新增1.5亿吨，炼油能力将增至9亿吨，总体过剩3.5亿吨。炼油企业将承担市场竞争压力。

除产能过剩外，国内市场“国”“民”同台竞争的压力也为地炼未来发展带来挑战。正是由于地方炼厂不可忽视的地位，中石油、中石化和中海油等石油大鳄纷纷抢滩市场，或收购地方炼厂、或争夺地炼原料供应、或与地炼加强成品油采购方面的合作。中石化已初步形成环渤海湾、长江三角洲和珠江三角三大炼厂集群，11个千万吨级炼油生产基地，中石油已形成9大千万吨级炼油生产基地，中海油的炼油能力接近3000万吨/年。

在炼油市场释放出巨大活力的同时，诸多问题也随之而来。其中一些地方炼厂没有兑现拆除老旧装置和建设储气库的承诺；有的地方炼厂正在交易配额而不是使用这些配额；有些甚至出现逃税行为。

这些是市场监管没跟上。鉴于此，国家决定今后对地炼发放和监管环节将更加精准和谨慎。

于是在政策放开一年之后，《关于进一步规范原油加工企业申报使用进口原油有关工作的通知》发布，要求严格执行各项申报条件、切实加强评估监督管理、坚决淘汰落后炼油产能、杜绝盲目扩建炼油能力、严厉打击偷逃税等违法违规行为。

这是市场监管的决心体现。虽然油源及规模都不及大型国企，但地炼企业不应该也永远不会被放在“弱者”位置而享受宽松的政策待遇。此次文件下发，大有政策校验纠偏的意味，是坚决抵制恶性竞争和“监管差异化”的竞争的开始。

具备良好的市场竞争环境，就需要大型国企和地方炼厂身处监管天秤的两端，做到先后一致、国有企业与民营企业一致、大企业和小企业一致、中央企业和地方企业一致。政策的“束身衣”不是对行业的束缚，而是行业正规有序发展的有效辅助手段。地方炼厂到优质炼厂的“征途”需要公平的权利，更需要严格的监管。

打铁还需自身强，地方炼厂还有很长一段路要走。

同时，对于地炼监管逐步收紧，后期地方炼厂发展受到的约束也将越来越多。未来我国炼油工业布局重点将进一步向进口原油运输便利、市场需求集中以及主要资源地区转移，炼油布局进一步优化。随着地方炼厂的发展步入正轨，企盼国家石油市场也将迎来崭新面貌，更期盼我国逐渐由炼油大国向炼油强国迈进。