本世纪初，当美国学者哈斯提出“多极化合作”这一新概念时，正是上个世纪末世界多个重大事件集中爆发之时，东欧剧变，苏联解体，美苏对峙两极格局被打破，世界各种力量在错综复杂的利益关系中出现新的分化组合，正形成若干地缘政治中心，国际格局向多极化发展。而时至今日，哈斯“多极化合作”的乌托邦愿望，似乎始终被致力于推动“单极世界”的政治力量所牵绊，属于战略性资源和“政治性商品”的石油，也始终处于多极博弈的风口浪尖。
在资源民粹主义、贸易保护主义成为全球经济复苏换挡最主要、最危险的种子的时下，在对国际贸易战导致全球化倒退并摧毁原有成熟的全球产业分工体系的忧虑里，在国内外油气资源储量增速放缓、品质下降的关键节点，在“你还来不及懂得悲伤，却让悲伤弥漫全世界”的地缘政治悲情中，中国的石油公司仍然要负重前行。
古人云，危邦不入，乱邦不居。但对于中国石油公司而言，依然要在多极合作时代的油气困局中，义无反顾地承担起油气合作中的政治性、地缘性、资源性、金融性等系统性风险。
国内油气资源劣质化趋势难以逆转
改革开放以来，我国石油上游业务持续发展，国内原油年产量由0.92亿吨增至2亿吨；天然气年产量由137亿立方米增至1400亿立方米以上；境外权益油由0增至1.92亿吨，取得了举世瞩目的成就。
但是经过几十年高强度开采，我国油气资源质量已发生重大变化，突出特点是地表地下复杂性加重，资源品质更差、目的层更深、成藏更隐蔽。剩余常规油气低渗透、特低渗透、深埋藏和稠油等低品质资源比重逐年上升，发现大型油气田难度越来越大，“骨头越啃越硬”将成为未来油气勘探大趋势。近几年，中国石油新增石油探明储量90%以上来自低渗透和特低渗透油藏，其中天然气新增探明储量几乎全部来自低渗透油藏，新动用储量采收率也呈现快速下降趋势。
根据自然资源部全国石油天然气资源勘查开采情况(2017年度)公告，2017年，全国石油与天然气新增探明地质储量均降至近10年来的最低点。石油新增探明地质储量8.77亿吨，其中，新增大于1亿吨的盆地有3个，分别是鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和渤海湾盆地海域；新增大于1亿吨的油田有2个，分别为鄂尔多斯盆地的华庆油田和姬塬油田。截至2017年底，全国石油累计探明地质储量389.65亿吨，剩余技术可采储量35.42亿吨，剩余经济可采储量25.33亿吨。天然气新增探明地质储量5553.8亿立方米，其中，新增大于1000亿立方米的盆地有1个，为鄂尔多斯盆地。截至2017年底，全国累计探明天然气地质储量14.22万亿立方米，剩余技术可采储量5.52万亿立方米，剩余经济可采储量3.91万亿立方米。
国内油气资源劣质化趋势难以逆转。油气资源品质变差，直接影响了我国油气储量动用程度和采收率。截至2016年底，我国已投入开发油田592个，已开发地质储量255.61亿吨，储量动用率66.41%，平均采收率33.35%，年产量1.93亿吨。其中，中国石油已开发油田288个，已开发原油地质储量150.5亿吨，年产量1.029亿吨，储量动用率42.14%，标定采收率32.31%，平均储采比11.25。中国石化已开发油田199个，已开发原油地质储量62.63亿吨，年产量3963.15万吨，储量动用率51.68%，标定采收率29.42%，平均储采比9.5。中国海油已开发油田77个，已开发原油地质储量24.03亿吨，年产量3831.38万吨，储量动用率35.15%，标定采收率27.49%，平均储采比6.43。
不同油藏类型和不同含水期的采收率标准大相径庭。我国已开发储量按综合含水率可划分为特低含水期(<20%)、低含水期(20%-60%)、中含水期(60%-90%)、高含水期(90%-95%)和特高含水期(>95%)5个级别。以油气田为统计单元，全国不同级别含水期的采收率16.72%-41.98%。其中，高含水期的采收率最高，为40.98%，特高含水期、中含水期、低含水期、特低含水期采收率分别为34.4%、24.28%、19.68%、16.72%。
从平均采收率可以发现，高含水、高采出程度制约了我国油气产量大幅增长。按质量和经济性，油气资源可划分为高丰度和中低丰度两大类。根据国家油气地质储量丰度划分标准，原油技术可采储量大于等于80万吨/平方千米为高丰度储量，大于25万吨/平方千米，小于80万吨/平方千米为中丰度储量，大于8万吨/平方千米，小于
25万吨/平方千米为低丰度储量。以油气田为统计单元，“十二五”期间，我国已探明油气储量中，低渗超低渗储量分别占油、气储量75%和92%，低丰度储量分别占油、气储量90%和50%以上，规模有效动用难度日益加大，说明我国油气勘探整体进入低品位资源勘探阶段。
从勘探开发成本角度看，2017年，国内油气资产规模是上市之初的4.5倍。这就是说同为1亿吨，总井数2017年比1995年增长了4.6倍，单井产量由5.7吨降至1.6吨。2017年，虽然中国石油、中国海油保住了全年上游业务微薄利润，但是一些大油田、老油田均出现了不同程度的亏损。
油气体制深层次矛盾并未得到根本解决
时下尽管油价开始回暖，但供需宽松的基本面没有发生根本性改变。虽然此前上游领域的改革已初见成效，但固有的深层次矛盾并未得到根本解决：资源劣质化明显、稳产难度大、资产负担重、人工成本硬增长，下一步重点要解决的是质量和速度的问题，是结构和动力的问题。具体而言，就是公司战略升级的速度要超过市场需求转向的速度，技术进步的速度要超过资源劣质化的速度，也就是要筹划好发展动力转型文章，推动上游油气业务向高质量发展。
与国外海相沉积相比，我国油气开发存在先天劣势。但国内石油公司在同样地质条件下，同样构造背景里，仍然存在较大差距。比如中国石化标定采收率平均为28%，但不同油田甚至是同一个油藏不同单元采收率仍存在较大差异，高的超过50%，低的还不到10%。长庆油田公司和延长石油公司同在鄂尔多斯盆地开采油气，但开采初期采收率却大相径庭，分别为22.4%和10.6%，相差超过50%，前者可以再提高，因为距离国际平均采收率还有差距，而后者提高的空间更大。渤海湾盆地陆地和海域石油地质条件相似，但我国3家石油公司获得的采收率分别为28.3%、21.81和17.8%，差值说明三者筛选油气开发工艺技术经济门槛值不同，落后者只要努力去降低“门槛值”，这个差值是可以缩小的。中国石油对油田二次开发条件界定有三条：油田服役年限大于20年；标定油田可采储量采出程度大于70%；油田综合含水大于85%。要在这样极苛刻条件下采出“剩余资源”，没有与储层高度匹配的工艺技术是不可能的。目前，中国石油在勘探新发现储量中，初期一次井网平均采收率为20%。即使各阶段开发工艺到位，采收率也就在25%左右，开发好的油田最大采收率也很难超过30%(大庆油田例外)，与国际同期25%平均采收率稍有差距。但中国石油老油藏精细开发和三采新工艺，将采收率从开采初期的20%，提至47.5%，比其他油田平均采收率(25.5%)高22%，处于世界先进水平。
偏低生产效率的背后，是实物储量与价值储量的不平衡，是投入与产出的不平衡。在油气储量评价上，国内公司更关注储量总量，包括无法开采部分，而国外公司更强调储量经济价值，强调可开采储量，这种概念差别带来国内外对储量评估计算时巨大差异。在储量分类思路上，我国分类标准是以油气藏和圈闭为对象进行评价，立足点在静态地质储量，而国外石油公司则是以油气资产为对象评估储量，以经济可采储量为核心确定参数，以技术应用程度为依据划分级别，其立足点是动态可采储量。投入与产出的不平衡，是制约我国石油公司向产业链中高端跃升最大的瓶颈。通过生产和经营规模综合对比可以发现，我国石油公司与世界主要石油巨头旗鼓相当，但如果把劳动生产率放进去比较，结果就大相径庭。
一桶原油的产出，通常要经历勘探、开发和生产三个阶段，桶油完全成本涵盖了这三个阶段的全部成本，主要包括桶油油气资产折耗费(DD&A)、桶油生产作业费、桶油勘探费、桶油销售及行政管理费、桶油税费等成本项目。在这些项目中，桶油油气资产折耗费(DD&A)占比最大，剔除企业不可控的桶油税费后，一般占桶油完全成本40%以上。其次是桶油生产作业费，占比20%-30%。因此，从经营层面讲，降低桶油完全成本的关键，就是降低DD&A与桶油生产作业费，就是要在有限预算范围内，最大程度获取经济规模储量，提升效益产量。将油气阶段成本指标体系和油气完全成本指标体系进行对比分析，中国石油、中国石化、中国海油3家公司单位油气产量成本分别为33.6美元/桶、
49.9美元/桶、32.7美元/桶，但壳牌、埃克森美孚、康菲3家石油公司均值不超过28美元/桶。
我国油气体制深层次矛盾并未得到根本解决，但解决这种深层次矛盾仅靠上游松绑未必可行，至少目前时机尚未成熟。油气行业特点是高投入、高风险、高收益，高精度勘探下风险问题更为突出。尽管目前中国石化涪陵页岩气累计产量超过百亿立方米，但之前勘探阶段20多亿元的沉没成本唯大公司才可承担。目前国内新勘探开发的油气资源质量逐渐变差，好区块大多名花有主，新增区块品质一般，资金和技术资质一般的企业进入风险较大，上游放开过急，效果和效益反而不好。而对大型国有企业而言，重要的是眼睛向内，转换思维和发展模式，从要素驱动转向创新驱动。劳动力、资源、土地的红利正在消失，传统产业面临最大的要素瓶颈就是创新能力和人力资本的不足，这跟高速增长当中的电力、能源、交通的瓶颈是不一样的。所以，十九大提出，通过三大变革，来提高全要素生产率。从2012年开始，我国经济增长势头开始回落，新常态下经济增长的动力在哪里?从经济学角度看，它应该主要来自全要素生产率(TFP)的提升。
过去40年来，物质资本对我国GDP增长的影响一直是显著的，但这种依靠大量资本投入和大量资源消耗的粗放型增长难以持续。随着我国经济总量突破10万亿美元，如果不提高劳动生产率，则长期以来并不那么优化的经济增长模式的显性风险就会在内部循环，随时可能使得经济列车脱轨。可以想象，劳动生产率只有美国7%、单位GDP能耗是美国3倍的经济体，要维持年均7%的经济增长率所付出的代价有多大?对石油公司而言，要实现每单位资本存量投入所带来的产值增长，即资本存量/产值的比值逐年上升，在资本回报率不断下降的情况下，唯有加大对人力资本与技术研发的投入，提高全要素生产率贡献率，才能引致规模收益递增，激活单位产值增长活力。
全球油气资源低丰度时代无法阻挡
尽管过去的40年我国油气产业改革和发展取得了巨大成就，但也要看到，当前和今后一段时期，我国油气产业面临更加严峻的挑战。
根据国家统计局数据，2017年，我国原油表观消费量6.1亿吨，国内原油产量1.915亿吨，原油进口量4.196亿吨。因为不同统计口径，对于2017年度我国石油对外依存度，有关机构有不同的表述和数值。如2018年4月9日，国家能源局发布数据显示，我国原油对外依存度已超过70%，加上进口石脑油和液化石油气等折算值，实际对外依存度已升至72.3%。2017年我国天然气产量为1476亿立方米，同比增长9.8%；进口928亿立方米，同比增长24.7%，对外依存度高达39.4%。未来几年，我国供气仍将紧缺，预计2018年天然气消费量达2600亿立方米，增长10.5%，而产量1606亿立方米，进口量保持快速增长，对外依存度将超过40%。
油气对外依存度持续升高意味着我国油气消费逐渐以依靠国内资源为主转向以依靠国外资源为主。目前全球油气资源尽管总体丰富，勘探开发潜力依然较大，但油气分布的不均衡性十分突出，少数国家或地区占据绝对垄断地位。随着各国把油气确定为本国安全战略的主要目标，油气资源争夺将愈演愈烈。目前北非、中东和中亚等地区大部分油田已被本国油气公司或西方油气巨头所瓜分，余下的合作区块大部分处在地质条件极为恶劣的地区，这些油田由于其增产潜质小、含水量高等因素，使得作业公司应具备较高的开发技术，同时投入较高的成本。另外，“一带一路”沿线地区或国家(例如哈萨克斯坦、土库曼斯坦、乌兹别克斯坦等)逐渐控制其合作政策，因此对其相关条约的要求也随之增加，管理协调等工作的难度持续增加。可以预判，未来我国安全、经济、稳定地获取境外优质油气资源难度将不断增大，国民经济增长对油气的高需求与油气产量低增长的矛盾仍旧突出。
根据国际能源署统计数据，截至2016年全球已发现剩余可采常规油气储量主要集中于少数国家和盆地，剩余油气可采储量为2.97万亿桶油当量，其中石油1.6万亿桶，天然气1.37万亿桶油当量，主要分布在中东、中亚—俄罗斯和南美地区，这3个地区剩余油气可采储量占全球可采储量的79.9%，俄罗斯、沙特阿拉伯、伊朗、委内瑞拉4个国家总计占47.6%。从油气分布盆地看，中阿拉伯、东委内瑞拉(包括重油)、西西伯利亚和扎格罗斯4个盆地剩余油气可采储量占全球的56%，加上鲁卜哈利、阿姆河、尼日尔三角洲、桑托斯和滨里海5个盆地，剩余油气可采储量占全球的70%。根据美国地质调查局(USGS)2014年数据，全球待发现常规油气可采资源总量为1.7万亿桶，其中石油7741亿桶，天然气9466亿桶油当量，主要分布于中亚—俄罗斯、中东—北非、非洲、中南美、北美和亚太地区，除中东外，待发现油气资源主要位于深水和极地。
从原油分布情况来看，总体上显示极端不平衡特征，75%原油资源集中在东半球，西半球仅占25%，即主要分布在北纬20度-40度和50度-70度两个纬度带内。其中，波斯湾及墨西哥湾两大油区和北非油田均处于北纬20度-40度纬度带内，其储量占全球原油储量51.3%，50度-70度纬度带内有著名的北海油田、俄罗斯伏尔加及西伯利亚油田和阿拉斯加湾油区。
以上从数量和分布上厘清全球未来石油生产潜力，但决定原油供给空间的评判标准，还要取决于原油品质。因为原油品质决定了加工处理过程的难易程度，以及产出组合构成。具体来看，与低硫原油相比，高硫原油在加工过程中需要增加额外脱硫装置，加工程序更复杂，而且还会对设备和材料造成腐蚀。因此，从理论上讲，高品质原油应该比低品质原油市场前景好、价格高。未来国际社会对低硫原油偏好会进一步增强。根据美国NPRA年会资料，世界原油依据比重(API度)分为轻质原油
(>31)、中质原油(24.1-30.9)、重质原油(<24)三大类型；依据含硫量分为低硫油(<0.99%)、高硫油(>7.0%)两大类型。统计显示，世界石油探明可采储量中以重质和中质油居多，原油产量中以轻质和中质居多。从2010年世界石油探明可采储量和产量估算情况看，虽然轻质低硫原油产量占世界总产量的37.8%，但其储量却仅占世界总储量的19%；而中质低硫/高硫和重质低硫/高硫原油的储量占世界原油总储量的61%。因此，未来新增原油供应将以中质和重质油为主，原油资源重质化、劣质化趋势明显。这种供给与需求的相反态势将使得石油供需之间的矛盾进一步加大。
除原油品质之外，原油开采难度及设备先进程度也是对石油开发有重要影响的客观因素。在过去50年里阿拉伯半岛为全球提供石油，沙特通过利用其储量丰富、易开采、高质量的轻质油而成为全球最大的石油生产国。然而，随着全球易开采油田走向枯竭，以沙特为首的中东产油国也不得不转向蕴藏在沙漠之下的重油油藏。据美国国家地质调查局估计，全球重油储量为3万亿桶，以目前全球消费速度来说，将可以维持石油消费100年。但问题是，利用现有技术只能开采其中的3000亿桶。重油黏度大，开采难，而且相比轻油，转化率成本高，这就对开采公司技术工艺提出更高要求。此外，油气资源的国有化运动制约了资源国油气产业发展。通过三次国有化浪潮，以沙特为代表的中东国家、以委内瑞拉为代表的拉美国家等均通过支持国有石油公司开采本国石油，开始了资源国有化之路。但同时，由于石油生产大国多是发展中国家，其开采设备与炼制水平等都相对落后，技术含量低，无法应对不断加大的开采难度与炼制标准的要求，“御先进技术于国门之外”，对于自身油气产量和品质的提升都不利。
严苛的技术和贸易门槛，使得产油国不得不放弃完全的国有化体制，转而寻求国外石油公司帮助。毕竟，狭隘的资源民粹主义与劳动价值论是相悖的。经济学基本原理告诉人们，没有开发的资源本身不是财富，只有经过劳动开发出来的资源才是财富。并且，没有市场需求的资源不会得到开发，经过劳动开发出来的资源还需要经过市场才能实现其价值。狭隘资源民粹主义把自然资源，特别是油气销往其他地方说成是对销售地的恩赐，甚至把这说成是销售地对产地的掠夺，殊不知在市场经济下，要谋求发展，销售市场才是最为重要的东西。尽管严重依赖油气资源收入的国民经济需要放宽准入门槛，实现资源销售收入，但经济稍有好转，资源民粹主义就会死灰复燃。这必然导致油气公司海外勘探开发步履维艰。
考量全球原油供给情况，仅关注原油供应量是不够的，油气是重要的战略资源，对全球各国战略和经济都有重要意义，所以也应该关注储量和产量之间的关系。储采比就是一个很重要的指标。该指标可以刻画某产区未来石油生产潜力，指标越高，说明某产区未来石油生产潜力越大。从储采比角度看，根据BP公布的资料，2016年底全球石油储采比为50.1，其中南美石油储采比最高，为119.9，主要与委内瑞拉储量巨大的重油有关；中东地区为69.9，该地区石油储量丰富，而且产量高，将持续作为世界最重要石油供给基地；非洲地区为44.3，北美为32.3，俄罗斯—中亚为24.9，亚太地区为16.5。全球天然气储采比为52.5，其中中东地区储采比为124.5，非洲地区为68.4，独联体—欧洲为56.7，南美地区为42.9，亚太地区为30.2，北美地区为11.7。
从油气丰度、政策、储量分布和储采比来看，全球优质油气资源基本上已被跨国公司瓜分殆尽，中国石油公司在新的历史起点上实施海外资源开发和原油供应国际化战略，将面临空前的困难和风险。
国际市场投资环境更复杂挑战更艰巨
目前世界正在进入一个复杂的多极化合作时代，石油市场未来发展将受到各种因素推动，其中关键因素包括地缘政治动荡、能源结构和供需基本面变化、经济增长路径选择、金融政策变化、贸易争端、技术进步，以及价格因素等。今年的4月全球初级产品市场和国际油市阴霾蔽日，月初中美贸易战剑拔弩张之际，叙利亚和伊朗问题又接踵而至。这三大热点事件至今仍在国际石油市场上空徘徊，对国内石油贸易和投资将产生深远影响。
先看叙利亚危局。提到中东，在这片富饶的美索不达米亚平原上，为人们咏唱的除古巴比伦传说之外，更有对石油的憧憬。作为世界最重要的石油产地，中东无疑是美国石油美元霸权体系里最重要的一环。但作为一个石油资源匮乏且正从石油出口国转为进口国的叙利亚，却在无休止的地缘政治博弈中成为暴风眼，一波未平，另一波却又在酝酿中了。叙利亚石油储量只有25亿桶，很低，但由于国内石油消费量更低，所以内战前基本能够自给自足，甚至还有少量出口。但内战爆发后，叙国内石油产量骤降，以至于现在开始考虑进口。尽管叙本国油气产量在全球油气版图中无足轻重，但由于属于“中东十字路口”的重要地缘位置、美俄中东博弈战略支点，以及卷入叙利亚战乱的内外势力复杂背景动机等，使得叙利亚危机很可能变成被打开的潘多拉魔盒，一系列此前被抑制的矛盾冲突由此爆发出来，将中东产油区搅得沸反盈天。因而，尽管叙是石油生产小国，但却是石油影响力大国，其局势微妙变化会牵动国际油价波动，进而影响全球石油市场。
再说伊朗问题。与叙利亚不同，伊朗是世界石油储量大国，石油资源十分丰富。截至2015年底，伊已探明原油可采储量1570亿桶，日均产量380万桶，占全球石油供应量4%。同时，伊还是全球重要的石油出口国，当前日均出口石油250万桶，贸易伙伴大都是亚洲国家。伊核协议被废，伊朗被再次禁止原油出口。比照西方国家2012年初对伊石油施加制裁后市场反应，伊石油出口量骤降至日均100万桶水平，这对国际原油市场形成实质性的冲击。
我国是伊朗原油最大的进口国。在第一次制裁期间，我国是为数不多继续从伊朗进口原油的国家。2015—2017年连续3年，除每年年初(1月份)会有较低进口情况，其余月份基本维持相对稳定的进口态势。2016年1月解除制裁前后，对伊朗原油进口量并没有呈现突变增长情况。今年1—8月，我国进口伊朗原油量整体走高，且相比去年同期进口量平均保持16%的增长率。11月5日，第二轮制裁生效，美宣布将暂时允许8个国家或地区在美对伊制裁后继续购买伊石油。这些国家或地区包括中国、印度、意大利、希腊、日本、韩国、土耳其和中国台湾地区。但豁免期限只有180天，到期后不会延长。尽管我国政府公开表态“无论美国豁免与否，都会继续进口伊朗石油”，但在美国高压下，进口成本和风险都将增加。目前全球主要买家普遍谨慎对待进口伊原油。其中，丹麦航运巨头马士基、德国保险公司安联和意大利钢铁制造商丹尼利都宣布暂停或完全停止在伊运营计划。根据美估计，在美制裁和施压下，伊石油出口量从每月270万桶减至每月140万桶。
第三个是中美贸易战对全球石油市场的影响。目前中美贸易总量已超过世界大部分国家的经济总产值，出现贸易摩擦、争执、交锋甚至贸易战必然会对全球经济产生影响。当然，作为石油企业，这场贸易交锋也可以让我们对国际贸易的延伸含义有了更多了解，对行业发展认识有了更多素材和新的维度。美能源政策的改变，必将深刻影响全球能源地缘政治格局——美洲崛起为新的能源供应中心，而亚洲崛起为新的能源消费中心。贯穿整个20世纪的“以中东为供应中心，以美欧为消费中心”的能源格局将被彻底打破。站在全球能源市场角度来看，国际石油市场是全球流通性最强的市场，在全球化格局被压缩后，石油地缘政治、石油交易货币及国际石油市场诸方面都将面临重新洗牌。随着全球能源生产重心西移，消费重心东移，能源贸易流向也将发生重大变化。越来越多原本流向大西洋盆地的能源产品，将改道流向太平洋盆地。在美油气进口量逐步下降背景下，沙特、卡塔尔等国原本计划出口美国的油气，将分流到亚太、南亚市场和欧洲市场。对俄罗斯而言，由于出口价格低廉及美欧拥有传统盟友关系，美LNG和煤炭将对俄天然气构成严重威胁，逼迫俄气南下亚洲寻找市场。而最痛苦的是，目前俄对东北亚还没有管道气销售，出口LNG在亚太市场份额很低。自从2016年底OPEC正式出台减产细则后，全球油气市场迎来了一个不确定时期。倘若美为了挤出OPEC在美市场份额，而对进口原油征收20%进口税的话，那么原先流向美市场的轻质油可能会进一步向亚洲分流。
从海外油气投资角度讲，一些与美贸易逆差较大的产油国，为了获得美贸易豁免，存在增设与中方投资合作门槛可能性，增加了中资海外投入系统性风险。特别是油气管道、炼化等固定资产投资巨大项目，因资产外化且专用性强而更容易遭到途经国家不可预测风险干扰。而LNG则不涉及跨境基础设施建设运营，资产专用性相对较低，应成为国内缓解天然气需求重要手段。炼化海外投资金额浩大，沉没成本惊人，商业性风险和政治性风险都相当高，对人力资源要求也高，还要经受开放市场下的竞争。相当一部分产油国希望增加国内炼化能力，但其经济、社会、文化环境决定了这些国家炼化项目即使建成投产，也难以具备国际竞争力。倘若盲目在海外投资建设炼化装置，未来可能进退维谷。在这种情况下，努力拓展成品油出口市场，包括扩大石油加工贸易，既可消化国内剩余产能，也符合东道国长期利益。
目前在我国石油公司拥有的海外油气资源项目中，60%以上分布于风险较高的国家，这类油气资源占总储量、总产量比例超过68%；分布于中等风险国家的项目占20%，其油气储量和产量占比大致均为20%；分布于低风险国家项目仅占10%，其油气储量和产量占比为10%。特别是分布在伊朗、伊拉克、南苏丹、北苏丹、乍得、尼日尔、委内瑞拉7个风险较高国家的油气储量和产量占比，已超过石油公司全部海外油气资源的70%以上，风险很大。作为海外油气业务实施主体，在新的历史起点上，我国石油公司将深化海外油气合作，首先要做好风险变量赋值。在投资评估过程中，一方面要周密全面地了解风险类型和连锁反映综合信息，选择精确有效的识别模型和具体方法，综合考察并调试多种分析类型，以便规避不同质风险的发生。另一方面要持续做好风险识别常态化工作，将其过程系统化，通过综合性学科分析，运用多样化模型工具，形成科学合理的风险评价结果。其次要构建全球成本分摊机制。目前海外油气合作呈现明显的本土化趋势，未来将从原来单一的国际化转向多元化，从习惯于单独投资、做大股东、控制作业权等方式，转向强强联合投资，分散风险。再次要政府部门加强风险管控，提高风险预警能力。投资海外单靠企业一己之力，很难全面准确把握国别投资风险。政府层面要建立专门机构对海外各国的政治、经济环境进行系统评估和跟踪监测，对重大风险事件提供预警报告，便于企业在发生政治动荡之前采取措施，加以防范，减少损失。
从全球石油市场再平衡角度讲，无论石油价格运行在哪个阶段，在谈到石油市场平衡与再平衡时，必须明确其中的具体内涵。从西方经济学理论看，在一个自由竞争的市场环境下，当市场达到均衡时，必然是商品的供给量等于需求量，此时商品的市场价格由生产商的边际成本和边际收益决定，且边际成本等于边际收益。当市场结构不能满足自由竞争的条件时，则意味着市场处于垄断或者寡头垄断的状态，生产商可以在高于边际成本水平上进行定价，控制市场的供给量，使市场始终处于非均衡状态，此时形成的价格总体上将高于自由竞争的均衡价格。目前，石油市场已非常接近自由竞争的市场结构。原油的供给能力依然存在较大的过剩，明显大于需求能力，需要等待需求的增长加以消化，再平衡仍需要大的经济背景支持。
油气产区和来源地的转移，加上资源民粹主义思潮的上升，意味着中国石油公司海外经营将面对不同资源国迥然相异的法律法规、民族矛盾和油气政策，以及被狭隘的资源民族主义不断恶化的商业环境，意味着与资源获取相伴而生的巨大风险与挑战将在远离本土的地域发生。尽管近年来全球重点资源国投资环境风险整体呈下降趋势，但在油气行业最寒冷的冬天过去之后，对资源的争夺仍是政治博弈的焦点地带。在全球油气富集区政经格局进入重新调整之时，大国博弈引发地缘政治格局重塑和资源国政局动荡，仍将在富油区此起彼伏。因而，获取海外油气资源难度和风险将越来越大。
中亚地区油气投资隐性风险不断聚集
作为世界石油市场的后来者，面对低风险、高丰度油气资源市场已被先行者瓜分殆尽的现实，开始频频回望有“21世纪能源基地”的中亚市场。
中亚地区扼守欧亚大陆的枢纽部位，被英国地缘政治学者麦金德认为是对世界政治格局起重要作用的核心地区，加上该地区富含石油、天然气和多种矿产资源，一直是大国争夺的中心。20世纪初，英、俄曾在该地区争夺控制权。苏联解体后，俄罗斯因一时衰弱而力所不及，该地区5国先后独立，美、日、欧、土耳其、印度等大国势力竞先涉足该地区，导致该地区的局势出现复杂态势。中亚国家大多与我国接壤，是我国传统友好邻邦。中亚各国与我国经济互补性强，一方是油气生产和出口地，一方是潜力巨大的消费市场。双方优势互补，合作空间巨大。
随着“一带一路”倡议的实施，我国与地处丝绸之路经济带的中亚国家在油气等领域的合作迎来了历史性机遇。中亚国家与中国石油的油气合作，从合作领域到合作效果都呈现出里程碑式的进展。各国虽然与中国石油公司合作深度和广度不一，但或多或少都在合作中有所收获。2017年，中国石油在哈萨克斯坦累计产油达到2.9亿吨，中哈原油管道累计向中国输油超过1亿吨，中亚天然气管道累计向中国输气超过2000亿立方米，多年合作迎来阶段性成果。天然气合作进入新阶段。哈国南线天然气管道建成年100亿立方米输气能力，中亚天然气管道D线复工，设施联通再升级。此外，哈国达成向中国每年供应50亿立方米天然气合同，中乌首个上游合作项目卡拉库利气田一期投产，哈乌两国气源的接入夯实了中亚气源的保障能力。合作范围扩展至整个油气业务链。在哈，中国石油公司业务领域涵盖了油气勘探开发、管道建设运营、工程技术服务、炼油和销售整个上中下游业务链；在土库曼斯坦参与了天然气勘探开发建设运营的全业务链条；乌、塔、吉3国，业务领域也不断拓展。
除我国国有石油公司外，越来越多国内能源企业投资俄罗斯中亚地区油气领域。2014年，洲际油气以5.25亿美元收购哈萨克斯坦马腾石油95%股权，又于2015年以3.5亿美元收购克山公司100%股份。2017年9月8日，全球大宗商品巨头嘉能可发布公告，嘉能可、卡塔尔主权基金(QatarInvestmentAuthority)同中国华信达成协议，二者将其持有俄罗斯石油公司14.16%股份转让给华信公司。
随着中国石油公司在中亚国家投资不断上升，在实际操作中必然遇到一些具体问题：
一是到中亚地区国家投资，要对当地的投资政策、投资法律体系、投资待遇、投资保护有比较深入的了解，如投资者是否享有国民待遇，当地对不涉及公共利益的征收的补偿及相关规定；当地对投资的特殊规定；在设立公司、资本注入、并购交易、合规经营、争议解决等方面都需要注意相应的事项；适用法律的选择方面选用国外法还是选择当地法等。中亚地区的投资法律规范有其独特性，以哈萨克斯坦投资法律体系为例，哈关于投资的法律涉及双边、多边、区域法律等多种规范形式。二是目前中亚国家会计体系、准则与国际通行的会计体系、准则尚不完全一致，尽管中亚和中国的会计准则都在趋同于国际会计准则，但由于各国发展水平不一，监管重点不同，还存在若干问题。三是中亚5国经济规模有限，经济结构比较简单，对外依存度较高，防范风险能力较弱，受外部影响力较大。近年来多次受到外部因素的冲击，经济增速减缓，货币贬值，失业率上升，社会环境有所恶化。四是在双边合作中经常会发生这样的情况：在需要中资企业投资时，对方会给出种种优惠条件；但当企业资金、技术、设备到位后，容易从主动变为被动。为此，企业需要具备非常明确的长期安全意识，安全合规从事经营活动。同时，企业还需要了解当地的相关反腐败法的规定。中亚地区欧美的跨国巨头较多，如果企业与美或英公司有业务联系，还要了解美、英等国反腐败法的相关规定，以免因在该地区的业务对企业整体造成一定的影响。五是除企业经营中正常的风险外，重要地区的投资还需要考虑到该地区的政治风险，其中包括大国对该地区的政治影响，该地区对中国投资的态度等诸多问题。俄罗斯一直把中亚国家当做自己的势力范围，同时，中亚国家在政治、经济、安全、军事等领域对于俄罗斯的倚重还是不可忽视的。对中国而言，与中亚国家合作更多的是从经济角度，而俄更多的是从安全角度考虑。所以，在中亚国家大型项目的投资中不能不考虑到俄的影响力因素。美在苏联解体、中亚国家独立后，加强了对中亚国家的渗透和影响力。尤其是在“9·11”
事件之后，借助反恐和打击伊斯兰极端势力，加强了在中亚的存在。美在中亚战略目标在于像楔子一样打入俄柔软的腹部，对俄进行侧翼包围，实现控制欧亚大陆，同时加强对中亚能源的控制。因而，美石油巨头在中亚油气行业有大量投资。此外，欧盟、土耳其、日本、韩国等国也在中亚国家有着大量投资。欧盟借助其雄厚的资金、技术、文化优势在中亚地区有着一定的优势。土耳其借助语言、文化、宗教联系同中亚国家也有着密切的联系，如在哈萨克斯坦新首都阿斯塔纳的建设中承揽的大量的工程项目；日本、韩国也借助自己在汽车、电子产品等领域的优势，在中亚国家拥有较大的市场份额。这些企业都是在国际市场上有着丰富经验，中资企业需要对竞争对手有一定的认识和了解。六是中亚国家在一定程度上还存在所谓的“中国威胁论”。随着中国企业在中亚国家的经济活动的开展，一些民族极端势力把中国同中亚国家间的正常经济活动涂上了极端民族主义的色彩，开始散播“中国对中亚国家资源掠夺”论调，西方某些媒体也借此推波助澜，最终导致某些项目被迫中止。
里海地区油气税负状况及开发前景分析
位于欧亚大陆腹地的里海，因为坐拥庞大油气资源一直是多国关注的焦点。里海沿岸5国(俄罗斯、伊朗、哈萨克斯坦、阿塞拜疆和土库曼斯坦)之前也因此曾吵得不可开交。今年8月12日，第五次里海国家元首峰会在哈萨克斯坦阿克套举行，各方签署了历史性的《里海法律地位公约》，从而阶段性地结束了围绕里海法律地位的争论，里海的油气开发也进入了一个新的阶段。
对于资源的划分，《公约》规定通过国家间的协商划分里海海底，这将解决资源的归属问题。目前哈萨克斯坦、阿塞拜疆、伊朗和土库曼斯坦之间分别需要进行划界的工作，阿塞拜疆和土库曼斯坦还需要解决海上油气田的争端。对于在里海大陆架油气开发方面领先的阿塞拜疆而言，《公约》的签署明确了该国一些大型项目的前景。实际上，俄罗斯和哈萨克斯坦此前对于里海大陆架油气资源共同开发的协议，为其他国家解决油气资源争端做出了表率。
由于里海地区投资风险指数低于其他地区，且由于中国与里海各国之间传统友谊和近邻关系，预计未来合作程度会更加深入，这就要求中国石油公司不仅需要了解里海各家公司所得税税率、资本利得纳税规定、亏损结转规定等基本内容，还需要理解境外税收抵免规定、转让定价管理和资本弱化规则等涉外规定。
哈萨克斯坦具有良好的投资环境和巨大的资源潜力，将全球能源市场上的巨擘吸引到其石油石化领域。哈国目前主要税种有所得税(20%)、增值税(12%)、财产税(1.5%)、土地税、社会税(7%)等，但对满足要求的项目(优先投资项目)，可以实行税收减免。一是免征企业所得税(20%)。签署优先投资项目合同的当年1月1日起生效，从签署合同的下一年起连续10年内免缴企业所得税(总计11年)。但免缴企业所得税需要在优先投资项目合同中予以明确规定。二是免征土地税。免征实施投资项目所需地块的土地税，优惠时间与所得税相同。但实施优先投资项目的土地和土地上的建筑物如用于出租或用于其他用途，则不享受此优惠。三是免缴财产税。目前财产税为1.5%，此项规定从2015年1月1日起生效。对实施优先投资项目的法人在哈境内首次投入使用的设施，免征财产税。
哈萨克斯坦具有发展大宗化工产品的石油、天然气和煤炭资源条件，未来在这些资源加工和转化方面具有一定潜力。从外部来看，哈国可依托的最大市场来自中国。因此，发展中国受资源制约、市场缺口大的产品较为可行，比如可利用丰富的煤炭资源条件和天然气管线便利，发展煤制天然气化工；也可考虑利用廉价的煤炭、天然气资源，发展国内缺口较大的乙二醇产品等。需要注意的是应避开国内已过剩或即将过剩的化工品种。哈国地缘位置较为突出，政治上存在不稳定因素，其发展面临多种选择，既可在欧美主导的体系下发展，特殊情况下也可能会被俄国并入其体系，因此“一带一路”仅是其可选项之一，不排除未来政策转向的可能；民族矛盾问题也很突出，哈国1695万人口，却有多达130多个民族组成，所以基建选址时尽可能回避民族矛盾多发区域。
土库曼斯坦天然气资源非常丰富，主要蕴藏在东部和中部阿姆达利亚油气区，在西部油田也有少量伴生气。目前，土共探明127个气田，其中39个正在开采。由于土属于发展中国家且国家油气产业开放程度大，对不同外资油气企业所征收的税费不同。土政府有大量产品分成等非税收收入，因此其油气税收制度属于大开放模式。2005年10月，土最新修订税法典保留了增值税、消费税、矿产使用税、财产税、法人利润所得税、自然人所得税和地方收费7个税种。相对来说，土石油和天然气资源税费政策比较宽松，因此能吸引外资企业来此进行油气勘探开发。但土法律制度体系不健全，与国际惯例相差较远，还在不断制定和颁布，总统权利极大，有时一条总统令就废止了相关法律条文。
阿塞拜疆是现代石油开采业的发祥地，根据阿塞拜疆国家石油公司(SOCAR)今年1月份公布的数据，阿石油和凝析油可采储量为15亿吨，天然气储量为2.55万亿立方米。外资企业在阿塞拜疆享受国民待遇，遇以下情况可向外资提供有限度的税收优惠：对外商作为投资向阿输入的设备、材料等货物，以及外企工作人员及家属携带入境的私人财产和物品可免征关税和增值税；对重大外国投资项目，可通过签订个案合同的方式，规定项目可享受的税收优惠。例如石油天然气或其他矿产资源的投资开发项目，外商可根据与阿政府签署的合作协议享受免征进口关税、增值税等税收优惠。阿政府鼓励向首都以外地区的社会经济发展项目投资。
俄罗斯是油气资源大国，是我国实施睦邻外交的优先方向，也是我国实施能源安全多元化的战略要地。资源型经济发展模式如同一枚硬币两面，一方面，俄依靠石油出口收获大量石油美元，支持其经济增长；另一方面，在石油出口收入增加带来经济增长的背后也潜伏危机。由于俄政府实施库德林“剪刀政策”，修改油气税制，大幅提高政府在油气收入中的份额，所以每当油价下跌时，俄政府是否会对油气公司进行税收援助就成为舆论关心的话题。这也是俄政府和油气公司、政府内各部门间多年来争论的焦点问题。由于油气收入分配主要渠道是税制，因此税制变化成为政府帮助石油公司度过难关一个重要指标。2014年底，俄完成油气税制修订立法程序，从2015年起开始实行新税制。2016年，俄能源部和财政部首次在1000吨-1500吨/年(20万桶-30万桶/日)的石油生产中试点应用新税收政策。原油及成品油(除燃料油外)出口关税税率均有所下降，这种减税措施将给石油公司以巨大的经济激励。需要指出的是，这一新税制草案是在2014年7月底成形的。彼时油价仅是开始下降，欧美金融制裁也几乎是在同时开始，而草案制定过程却在此之前早已开始，因此不能将出口关税税率的下调看作是对抗危机的救市措施。相反，在出口关税税率下调同时，矿产资源税税收基数却在大幅上升。这反映了政府将税收重点从出口关税转移至矿产资源税上，用后者增收部分弥补前者损失部分，从而仍旧稳定收入意图。
尽管中俄油气合作取得一系列重大进展和实质性突破，但要不断深化和推进中俄油气合作还面临一些问题和潜在风险。在漫长合同期内，要落实已签署的系列重大合作协议和合同，特别是要具体落实中俄东线天然气合作项目和购销合同，尚存在诸多不确定性因素，影响合作的有效性、稳定性和安全性。一是中俄油气合作领域局限，合作方式相对单一，不利于深化和扩大中俄能源合作。截至目前，中俄油气合作主要集中于原油、天然气进出口贸易，在已签署的油气合作协议和合同总额中，贸易方式占95%以上，涉及勘探开发、炼化的合作很少。二是中俄东线天然气管线的气源地气田开发和天然气管道建设滞后，直接影响俄东部天然气按期输入我国。据估算，俄开发气田和建设输气管道总投资550亿美元，这是在欧美制裁之下的俄经济难以承受之重负。尽管我国向俄提供了250亿美元预付款，但俄仍需筹措300亿美元，由于缺乏相应的约束机制，无法确保预付款用于相关气田的开发和管道建设。气田开发和管道建设不确定性必然导致合同执行延滞，从而使我国北方地区优化能源结构、调整产业布局陷入“等米下锅”困境。同样的问题存在于中俄原油增供协议及有关合同的落实。由于采用了中方预付款方式，该项合作已经实施一年多，但至今尚未形成有效的约束机制，致使合作缺乏应有的保障。三是俄国内政局变化及其利益集团博弈直接影响中俄天然气合作长期性、稳定性。俄是在普京主政下与我国达成的天然气合作协议和购销合同。未来普京卸任后，俄国内必然出现各种利益集团激烈争夺，一旦亲西方势力当政，可能对中俄能源合作项目提出新的更多的利益诉求。四是我国天然气市场改革与发展相对滞后，成为影响中俄天然气合作成功的潜在风险和重要因素。当前我国天然气发展迅速，但市场空间依然狭窄，天然气在一次能源结构中占比为6.6%，远低于世界平均水平；市场体系尚不健全，对国际天然气定价话语权较小；天然气价格形成机制有待进一步完善，市场通过价格对资源配置的决定作用未得到充分发挥，导致我国进口气价承受能力低。在俄东部天然气如期按规模进入我国市场后，如果这些问题仍没有得到较好解决，必然造成进口俄气与国产气之间价格倒挂，导致缺气与过剩并存现象，不利于我国天然气大发展，进而影响不断深化和扩大的中俄能源合作。
位于“多极合作时代”，全球油气地缘政治格局加速调整，大国博弈加剧，地区冲突不断，都将严重影响全球政治和石油市场格局。不过，在油市动荡加剧的同时，我国石油石化企业也迎来了一些前所未有的机遇：外因方面，国际油价企稳向上，资源国民族主义情绪减弱，对外开放步伐加快；内因方面，国内宏观经济环境稳中向好，“一带一路”等国家重大倡议和战略带动效应逐步显现。
