我国油气勘探开发业务迫切需要突破瓶颈，按传统模式很难达到快速增储上产效果。巴西近年来打破僵化体制、构筑利益共享机制、完善石油法律，实现多轮成功招标，既获得了巨额签字费和投资承诺，又推进了油气快速增储上产。这些经验值得我国借鉴。
1、油气增储上产迅速
巴西油气勘探1865年开始，1920年钻第一口井，1939年在雷康卡沃盆地萨尔瓦多油苗附近钻探1-L-3-BA井，有重要油气发现。1968年在塞尔希培—阿拉戈斯盆地发现了第一个海上油田——瓜利塞玛油田，至1975年底在东部大陆边缘5个盆地发现105个油藏。
至此，巴西油气勘探开发长期处于徘徊状态，一直是油气净进口国。但是，近年来巴西通过管理体制机制的改变和一系列措施的采取，一举改变了缺油局面，油气得以快速增储上产。
巴西联邦政府一方面不断完善油气领域法律体系，另一方面构筑起一整套石油企业、地方政府和联邦政府多方共赢的利益共同体，走国际招标、引资合作新路子，获取了巨额签字费和前期勘探补偿费，吸纳了大量外国投资，有效盘活了难以动用的深海油气资源，成功将油气区块投入勘探开发，促进了油气快速增储上产。
目前，巴西已在坎波斯和桑托斯两个盆地获得不少油气发现，包括在坎波斯盆地已发现12个大型或巨型油气田，累计石油储量35.8亿吨、天然气6315.3亿立方米。桑托斯盆地勘探潜力更大，已发现13个大型和巨型油田，累计探明石油储量48.1亿吨、天然气2万多亿立方米。海上油气田逐步开发，油气产量快速增长，2001年生产原油6700万吨、天然气77亿立方米，2017年生产原油1.42亿吨、天然气272亿立方米，2021年生产原油1.57亿吨，成为拉美第一、世界第十大产油国。巴西因此由净进口国变为净出口国。随着更多海上大型和巨型油气田投入开发，巴西的油气产量会进一步增长。2027年，巴西石油产量有望翻一番，成为欧佩克以外最大的石油生产国。
2、深化改革，始终立法先行
巴西油气行业改革大约经历了四步，每一步都是先付诸立法再实施改革。
第一步是1997年时任巴西总统卡多索签署《石油投资法》，开启了巴西石油工业对国内外开放的新纪元，将巴西国家石油公司（以下简称巴油）原本行使的政府行政职能予以剥离，并将巴油28.5％的股份上市，总价值40多亿美元，巴西国内国外投资者约各投一半。
第二步是2010年6月通过立法，实行油气区块盐下岩层“权益转移”。规定巴油可以从桑托斯盆地6个盐下合同区块生产50亿桶石油当量，其余储量的权益转移给政府。政府与巴油签署了权益转移协议。转移权益的盐下区块公开招标，所得签字费和矿费不可回收，但可抵税。
第三步是2016年2月通过新的《石油法案》，将深海盐下石油勘探权对外开放，同时规定巴油不再是盐下油气田唯一作业者，且不必持股30%以上。这进一步增强了油气区块对投资的吸引力。
第四步是2019年10月通过第13885号法案，一改以往将中标方支付的签字费独归联邦政府的做法，签字费由联邦政府向巴油支付一定数量后，其余部分在联邦政府、各州政府和市政当局之间按一定比例进行利益共享；规定中标方除支付签字费外，还需要与巴油签订合作协议，补偿巴油在中标区块已发生的投资。
3、成功进行多轮招标
一方面是矿税制合同模式下的招标。1997年颁布《石油投资法》后，巴西政府采用矿税制合同模式共进行了16轮大规模区块招标。在第15轮招标中，坎波斯盆地 C-M-789 区块竞争最为激烈，由埃克森美孚牵头的联合体中标，中标方交纳签字费7亿美元，为招标要求最低签字费的近70倍。2019年10月举行的第16轮招标，巴西提供了36个近海区块，来自9个国家的11家公司参与竞标，埃克森美孚、壳牌、BP和雪弗龙等10家公司中标，12个区块被授标。中标方交纳签字费22亿美元，其中坎波斯盆地的C-M-541区块获得有史以来矿税制模式下最大单笔签字费10亿美元，打破了第15轮招标单笔签字费记录，并创下巴西矿税制模式下竞标新纪录。
另一方面是产品分成模式下招标。2013年巴西首次推出了里贝拉盐下区块，中标方交纳签字费70亿美元。巴油、壳牌、道达尔、中石油、中海油组成的联合体（股比为40%∶20%∶20%∶10%∶10%）中标，巴油为作业者。2017年巴西深海盐下油气区块第2、3轮招标，中标方交纳签字费19亿美元，同时投资各方承诺投资2.35亿美元。巴油与壳牌、雷普索尔和中国石化一起获得标的区块，获得的利润油份额比例高达80%，远高于政府要求的最低值10.34%。2019年11月第6轮招标，巴西在实施“权益转移”后以盐下剩余储量进行招标，招标区块为桑托斯盆地深海盐下4个大型油气区块，共有石油储量60亿~150亿桶。巴油和中石油、中海油联合中标，获得Buzios巨型油田，中标方交纳巨额签字费。
以上操作，巴西政府通过各轮招标筹集巨额资金的愿望基本达成。巴油希望通过与国际大石油公司合作达到降本增效目的，目标是在2020—2024年五年计划期间削减80亿~100亿美元运营成本，并大幅提高国内油气储量和产量。
4、对我国增储上产的建议
近年来，我国油气勘探开发业务处于瓶颈阶段，增储上产越来越吃力。虽然中央高层多次批示力促，政府有关部门和油气央企齐心努力落实，但收效有限。其中，资源禀赋较差是主因。但不可忽视的是，油气管理体制机制方面也值得反思和深究。为此，借鉴巴西经验，笔者提出对我国增促上产方面的建议。
深化改革开放方面，一要深化矿权改革，促进矿权流转。我国在各大石油集团成功实施集团内部各企业之间矿权流转基础上，应由中央政府在国家层面进一步构筑矿权流转机制，促进矿权在各大石油集团之间、石油集团与其他国企民企之间、企业与政府之间流转。二是深入研究商务，完善合作模式。我国应好好总结以往几十年来油气区块对外合作的经验教训，认真借鉴巴西等国开放合作吸引外资成功经验、国际合作合同和商务模式体系。因此，一方面要加大力度放开对内对外合作，另一方面在构筑商务模式时要充分考虑资源品质欠佳因素，留足“甜头”，让新的投资有足够的动力。三是政府组织招标。我国应将由中央政府授权的矿权管理或专业管理部门，流转到政府的区块矿权面向国内外组织公开招标。
加快立法步伐方面，我国油气行业立法滞后，迄今只有《矿产资源法》及其实施细则、《节约能源法》和《石油天然气管道保护法》等法律，以及《矿产资源勘查区块登记管理办法》《矿产资源开采登记管理办法》《探矿权采矿权转让管理办法》等行政法规。《石油法》尚未出台。当下，我国促进国内油气区块开放合作良好商务模式和加强监管的法律法规均不完善、不成体系。我国不妨借鉴巴西经验，尽快完善相关法律。
完善政府监管方面，目前我国对国内油气区块对外合作的政府监管存在局部性、碎片化、监管环节不完整、监管行为不规范、政出多门、欠缺可依法规等问题，需要认真梳理。我国应借鉴巴西及其他成功资源国政府监管经验，加强和规范监管。
