石油天然气资源在我国能源资源结构中占有举足轻重的位置，一直被视为保障国家能源安全的战略性矿产资源。
能源资源和战略性矿产资源的重要性，决定了相关管理制度的重要性和改革的紧迫性。我国矿产资源法的修订历经多轮次研究，正在逐步加快完成并已进入立法程序，其中油气资源管理制度改革也将随之落地，一系列重要的变革举措将通过立法形式建立制度明确下来，必将对国家能源安全的保障产生深远影响。
油气资源管理制度应紧密围绕油气体制改革主要目的完善设计
我国的油气体制改革经过多年努力推进，于2017年推出“顶层设计”，中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（下称《意见》）。对于油气资源管理改革的制度设计，需要认真把握其中四个方面的要点：一是总体目的和目标。《意见》指出要“建立健全竞争有序、有法可依、监管有效的石油天然气体制，实现国家利益、企业利益、社会利益有机统一”，“保障国家能源安全、促进生产力发展、满足人民群众需要”。二是基本原则。重点是坚持市场化方向、坚持保障国家能源安全的底线思维。三是思路。重点是“发挥市场在资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用”，“释放竞争性环节市场活力和骨干油气企业活力，提升资源接续保障能力”。四是重点任务和预期目标。主要是“完善并有序放开油气勘查开采体制”，“逐步形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系”。
当前油气矿业权退减制度设计观点差异较大，存在完善空间
1.当前试行规则和矿法修订走向，对矿业权人产生较强震撼
2019年年底，自然资源部出台《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7号，以下简称7号文）,其中，调整探矿权期限并规定到期延续时扣减首设证载面积的25%等重要改革举措开启先行先试。2020年、2021年矿法修订征求意见稿中，又提出续期次数的限制，主要提法是“续期不超过二次，每次期限为5年，并应当核减一定的探矿权范围”。
探矿权退减制度由原来的最低勘查投入制度演变为到期延续强制性核减（以下简称“硬退减”）甚至清零。这一制度设计上的重大变化及试行规则的具体实践，引发了当前油气矿业权人对未来发展的担忧，尤其是大型国有油企，持续性“硬退减”甚至存量探矿权逐步清零，将大大压缩企业的实际勘探空间和有效勘探时间，可能影响企业大力提升勘探开发力度和稳固资源接替基础。
2.退减制度变革的主要目的分析
探矿权退减制度是矿产资源管理中的一项基础性制度，主要目的是督促矿业权人在取得矿业权后及时开展必要的勘探开发工作，避免“圈而不探”或“长期探无实效”，使资源能够高效发现和利用，在保障国内供给和国家安全方面发挥更大的作用。
7号文施行前，探矿权退减主要基于最低勘查投入制度，探矿权人如果履行法定最低勘查投入义务不到位，需要按投入比例核减相应探矿权面积。该制度自1998年出台实行以来，尽管期间不断变换细则，但一直把握“不干就退出”的原则，以避免“圈而不探”。近十多年来，全国油气矿业权面积由高峰时期的450多万平方千米下降到约290万平方千米，应该说以约束“圈而不探”为主要目的的退减制度发挥了应有的作用，同时也为油气上游市场放开引进多元市场主体创造了条件。但是客观而言，最低勘查投入制度对于约束矿业权人“长期探无实效”的作用相对较弱，尤其在最低勘查投入标准制定和执行细则难以契合油气勘探开发更加复杂的情形下，对于长期满足最低勘查投入但却无实质性勘探进展的区块，往往难以发挥有效约束作用。因此，7号文中推出了“硬退减”政策并先行试行，为列入新矿法形成制度做准备。
3.退减制度设计中存在3个方面分歧相对突出，应考虑进一步完善
退减如何与发现挂钩为妥。“硬退减”实际执行中采用按首设证载面积作为核减基数，将取得探明甚至转采的面积仍纳入核减基数，不予“除外”，也就是说，不论探矿权人干得好与差，核减幅度却保持不变。从目的性分析看，与约束“长期探无实效”的初衷有偏差，更强调探矿权的加速回收，特别是回收有利区块提供出让的意图比较明显。有可能造成“有探有发现”的区块都要回流市场，再出让后才能继续勘探开发，打断了科学合理的勘探开发节奏，增加了企业投资沉没的风险，还可能影响其大力提升勘探开发力度的积极性和有关领域或区域的实际勘探进程。为此，应切实考虑建立具有鼓励发现效应的探矿权退减制度。而发现是可以由点及面的，取得了实质性新发现的探矿权，矿业权人势必会加大勘探力度进一步扩大勘探成果，这时把探矿权中更多的勘探空间留给该矿业权人比要求其核减显然更有利。因此，应该对每个持证期内都有实质性勘探新发现的探矿权人，合理延长其相应探矿权的期限，不核减或降低核减基数，保持其相关勘探空间的稳定，鼓励其为油气勘探开发做出新的贡献。
按比例退减要不要同时设置续期次数限制。矿法修订提出限制续期次数的设计，相当于对探矿权人设置了总体勘探期限，只要探矿权到期没有转化为采矿权就将面临被收回。实际上与“硬退减”有相互呼应并叠加增强的效应，综合运用还是对探矿权人总勘探期限进行限制为主。按照7号文首设证载面积的25%硬退减，即便不设置续期次数，理论上也就最多续期三次，只有1/4的探矿权范围最长持证20年。如果在25%硬退减基础上设置了续期二次限制，实际上是1/2范围最长持证15年。这种叠加设计有利有弊，虽然有可能通过退出再出让的“换人”操作实现发现突破，但也存在影响勘探节奏和计划部署、增加投资风险的问题，毕竟面临明确的探矿权退出预期时，相关勘探部署和投资大概率将提前终止或撤销。因此，其中核减比例与续期次数的合理搭配可能更显重要。
如何兼顾市场活力和骨干企业活力的释放。大型国有油气企业肩负经济、政治和社会三大责任，稳定发展了一支国内油气领域职业素养很高的专业力量，长期承担着国内油气保供及保障国家能源安全的任务，至少中短期内作用尚无可替代，但如果没有探矿权的基础保障，就会缺乏足够的勘探空间而丧失稳油增气的资源基础，不仅承担的主体责任难以完成，也一定程度上影响整体队伍的稳定。国内油气资源毕竟是有限的，从我国国情和突出油气资源的特殊战略地位出发，理顺激发市场活力和发挥好大型国有油企主力军作用的关系，可以考虑通过一定的制度性安排来实现。如在陆上重点盆地及海域设立国家油气保障基地，支持承担保障国家能源安全的企业长期稳定持有与完成国家战略规划目标相匹配的存量探矿权底线面积。基地范围外，则全面实施具有鼓励发现效应的探矿权退减制度。
油气矿业权进退联动制度设计可以进一步加强
探矿权的进退管理是紧密关联、相辅相成的，对矿业权管理者而言，都是勘探权限的重新配置；对矿业权人而言，则意味着勘探空间和资源基础的重新组合调整。“进”，当前全面推行竞争性出让，且主要采用以挂牌或拍卖为主的出让方式，“价高者得”，使市场上有利区块的竞争异常激烈。2021年新疆3轮常规油气探矿权出让1.5万平方千米，成交金额高达36.5亿元，创造出10亿元以上的单块成交价和每平方千米超过100万元的成交单价；“退”，上述“硬退减”制度将为出让区块带来更丰富的来源。
诚然，高额的出让收益给政府带来了实际利益，但换一个角度思考，高获取成本给企业带来了相对较大的投资风险。高出让收益的产生是建立在高额回报预期基础之上的，而高额回报预期是要基于区域勘探实践、实实在在的前期研究和科学研判的。2021年度新疆出让区块基本源自大型国有油气企业划设并推荐的区域，是结合了现有矿权区内的勘探成功经验、投入了前期研究、经过了重新认识而提出的。但由于种种原因，央企自身很难以适当的价格竞获想要的新探矿权，新疆3轮出让中，最高成交价、最高成交单价，都非央企。因此，央企在有效勘探空间不断萎缩的同时，得不到新的有效补充，实际影响了主力军作用的充分发挥。
为了更好引导多元市场主体投身油气勘探开发实业，并分享改革红利，理顺矿权进退关系，缓和勘探期限硬性约束带来的问题，同时保障国家整体利益最大化，建议矿业权管理制度设计充分考虑建立进退联动机制。首先，切实丰富出让方式，改变当前以挂牌或拍卖为主“价高者得”相对单一的出让方式，结合区块具体情况和特点，科学选用不同出让方式，调整竞得标准，使新出让的探矿权更多落入有利于资源发现者手中；其次，制定鼓励新区研究和推荐新区块的激励政策，对于投入前期评价研究并划设新区块的推荐者，当推荐区块成功出让后，若非自身竞获，允许以推荐的成交面积抵扣应退减面积，有助于激发市场活力。
