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慧正资讯：未来，依靠减产调节油价的空间越来越小，国际油价波动日趋频繁。在此大环境下，国内石油企业一方面肩负增储上产、保障国家能源安全的重要使命，另一方面仍需提升效益，实现企业良性发展。
3月初欧佩克+会议后，由价格战导致的国际油价暴跌已持续一个月时间，其带来的方方面面影响逐渐凸显，全球知名石油企业几乎都曝出缩减支出、裁员降薪的消息。
图表来源：中国石油报
近20年来，国际油价波动主要通过欧佩克成员国及联盟产油国减产的人为干预方式，得到有效缓解。但随着美国页岩产业繁荣，从石油进口国转型为出口国，全球油气格局发生了重要变化，各方利益愈发难以平衡。
未来，依靠减产调节油价的空间越来越小，国际油价波动日趋频繁。在此大环境下，国内石油企业一方面肩负增储上产、保障国家能源安全的重要使命，另一方面仍需提升效益，实现企业良性发展。
面对此次油价“黑天鹅”，国内石油企业、尤其是以上游业务为重的中石油、中海油，将如何应对？日前，他们分别拿出具体方案。
中海油：国内产量目标不变，投资压减
4月7日，中国海油“坚决打好应对低油价挑战攻坚战”工作部署视频会议召开，深入分析公司当前生产经营面临的形势，研究部署应对低油价的整体思路、目标任务和重点工作。
中国海油党组书记、董事长汪东进从四个方面进行工作部署：一是认清严峻形势，坚定必胜信心；二是明确目标任务，落实工作责任；三是加大政策支持，保障措施落实；四是加强组织领导，统筹协调推进。
根据国际油价变动情况，集团公司经过认真研究，明确年度国内原油、天然气增产目标不动摇，年度投资压减10%-15%，总成本降低不少于10%，通过推进降本增效专项行动实现降本50亿元，亏损企业治理工作要实现减亏50亿元。总部各部门及各单位要细化措施，分解目标，压实责任，坚持全力推动各项工作落实，奋力实现公司全年生产经营目标任务。
今年年初，中海油发布2020年计划资本支出850-950亿元，国内占62%；产量目标为520-530百万桶油当量，国内产量占64%。国内将有8个新项目投产，其中渤海6个，南海东部2个；国外2个新项目，其中圭亚那Liza油田一期已提前投产。
一月产量
资本支出结构
产量目标
在降本方面，各单位要牢固树立过“紧日子”的思想，坚持“一切成本皆可控”的理念，眼睛向内挖潜增效，多措并举实现降本增效任务目标，要加大全员全过程全流程的成本管控力度，总部和各单位要严格实施管理费用总额和人均水平“双控”，从严控制各类管理销售费用。
中石油：各油田制定降本增效方案
为应对低油价，中国石油旗下主要油田陆续制定了降本增效实施方案，并明确了目标数字。
3月16日，长庆油田专门下发文件制订了2020年开源节流降本增效实施方案，厘清38项120条降本增效、管理增效具体措施硬核迎战当前的超低油价，明确今年25亿元降本增效目标。
辽河油田提出建设高质量“千万吨油田、百亿方气库”战略规划。“千万吨油田”，即在已经连续34年保持千万吨规模稳产基础上，实现千万吨稳产到2025年，力争到2030年；“百亿方气库”，即建成全国最大储气库群，成为东北及京津冀地区天然气最大调峰中心，2025年建成100亿立方米库容，2035年形成100亿立方米调峰能力。今年，辽河油田为应对低油价冲击，在此前确定的24项提质增效工程基础上，进一步推出“关停并转减”等综合举措，目前已经部署45项改革任务。
青海油田围绕高效增储、效益开发、开源增收、严控成本等9项核心任务，出台49条举措，将4亿元增效“账单”与挖潜单位、项目责任人一一对接，降本压力层层传递。
大港油田深入实施全业务链开源节流、降本增效工程，围绕原油上产、精细管理、深化改革、风险防控、政治引领5个方面，制定了涵盖56项举措的《大港油田公司持续深入实施开源节流降本增效工程行动方案(2020)》，旨在激发全员活力，深挖全业务链条潜力，提升企业整体价值创造能力和生产经营效益水平。
中石油旗下著名油服企业西部钻探，重点从强化源头控制、提升保障能力、深化内部挖潜、严控非生产性支出、统筹资金管理五个方面入手，力争实现物资采购及委外劳务合同价格同比下降5%；委外技术服务价值量份额同比下降10%；自营业务百元收入变动成本下降3%，降本增效4亿元；两级机关非生产性支出同比下降5%；资金创效1亿元以上。
勘探专家：上游业务增效关键点
低油价对各业务板块带来的冲击不同，提质增效主攻方向不同、发力点不同。《中国石油报》推出 “中国石油积极应对低油价全力提质增效对话系列”，中国石油勘探开发研究院党委书记、院长马新华、中国工程院院士刘合等，对于上游业务如何应对新一轮低油价冲击提出建议。
马新华认为，在当前低油价环境下，上游业务增效应从两个关键点入手。
一是盘活低效无效资产，挖掘存量资产创效潜力。目前，公司部分油田区块产量极低，部分井高含水或无液量。与当前的非常规资源相比，这些低效无效资产都是非常优质的现实资源。要摸清排查所有低效无效和关停井的问题矛盾和潜力，以及配套的注采集输系统资产状况；设立专项资金，加大科技创新和专项治理力度，通过重新认识以及提升井筒工艺水平等多种措施，形成注采系统。如果每年治理1万口井，可恢复200万吨的生产能力。因此，作为一项长期的战略工程，可充分挖掘释放存量资产的创效能力。
二是向老油田发力，通过加快开发方式转换，降低老区成本。十多年开发实践表明，“二次开发”工程和重大开发试验的实践已深入人心，在东部及西部的新疆地区、青海和长庆等油田，都彰显了巨大潜力。“二三结合”也初见成效。这是现实的资源潜力，因此，需要坚持从“二次开发”向“二三结合”转换升级迈进，和老区盘活低效无效资产相衔接，大幅提高单井产量和采收率；除大庆油田外，在大港、辽河、新疆和青海油田，通过“二三结合”，每年可建100-200万吨产能。同时，突出加快气驱转换开发方式的实施步伐，按照“多气并举、因藏施气”的思路，有效降低老区含水和运行成本。从当前看，“二三结合”的规模应用和加快气驱等转换开发方式都是具有战略性的重大举措，必将对公司老区资产创效、降低成本起到重要的推动作用。
马新华认为，基于对我国能源资源禀赋、公司油气产量前景、新能源发展大势等研判，未来中石油在技术上，应实现从常规油气向非常规油气的更大跨越；在类型上，实现从油气向新能源的更大跨越。
中国工程院院士刘合认为，鉴于未来依靠减产调控油价的空间越来越小，难度越来越大，石油企业更应该积极主动做好应对。短期，要加强投资结构优化。主要包括优化新、老区投资建产结构，提高资金使用效率，继续探索投资成本一体化，坚持投资效益标准。中期，应坚持高质量发展。要做优存量，实现产炼运销储贸全产业链协同优化；要做强增量，能源转型期加快培育和推进多矿种新能源增长极；要扩大储备，规范管理，增加功能，优化储备模式，扩大储备能力。中远期，应加快数字化转型。加强工业物联网建设，实现数据自动化采集，加强数据标准规范制修订，管控数据质量，建立数据共享机制，为智慧油田打造坚实基础。
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