Public Disclosure Authorized Public Disclosure Authorized Public Disclosure Authorized Public Disclosure Authorized 联合报告 世界银行 2000 年 11 月 20 日 中国国务院体改办经济体制与管理研究所 中国石油天然气行业现代化:结构改革和监管 1 34455 目录 前 言 ..................................................... 7 概 述 .................................................... 10 第 1 章 变化中的行业:中国石油天然气行业走向市场化......... 24 1.1 背景................................................ 24 1.1.1 行业改革与法律框架 ............................. 26 1.2 成功改革的障碍 .................................... 28 1.3 政策目标 .......................................... 31 1.4 全面改革的关键领域 ................................ 32 1.5 改革的指导方针及分阶段实施 ........................ 34 第2章 创建竞争性的行业结构 ............................ 36 2.1 概述和目标 ........................................ 36 2.2 公司治理和所有权 .................................. 37 2.3 加强上游勘探开发 .................................. 37 2.3.1 有权获得石油矿产权 ........................... 38 2.3.2 市场准入 ..................................... 41 2.3.3 引入市场力量:原油定价、分配和竞争 ........... 43 2.4 提高石油下游领域的效率 ............................ 45 2.5 增加下游天然气的市场份额 .......................... 48 第3章 监管改革:增加透明度、鼓励投资和促进竞争........... 55 3.1 监管的作用 ........................................ 55 3.1.1 监管机构 ...................................... 56 3.1.2 监管改革的必要性 ............................. 56 3.1.3 新型监管的广度和深度 ......................... 58 2 3.2 监管框架:鼓励投资的原则 .......................... 58 3.2.1 监管与政策制定相分离 ......................... 59 3.2.2 独立的监管决策 ............................... 60 3.2.3 取消国有企业在政策和监管方面的职能 ............ 61 3.2.4 透明监管 ...................................... 62 3.2.5 坚实的法律框架 ............................... 62 3.3 行业监管的建议和目标 .............................. 63 3.3.1 组织结构选择 ................................. 64 3.3.2 要解决的政策问题 ............................. 62 3.4 过渡期 ............................................ 67 3.4.1 过渡期内的组织和关系 ......................... 68 3.4.2 监管改革所需要的一些准备性研究 ............... 71 3.5 监管改革的结论 .................................... 73 第4章 总结:挑战和实施步骤 .............................. 75 4.1 主要挑战 ............................................ 75 4.2 过渡期和法律框架的必要性 ............................ 76 4.3 启动的切入点:天然气行业下游监管 .................... 76 4.4 实施和《进程图》 .................................... 77 附件 1、参与联合工作小组历次会议的专家名单 2、中国石油上游领域财税条件的对比分析 3、市场开放和石油供应安全 4、石油天然气业务经营者的 “资质” 或 “条件” 3 5、建议的监管活动的一览表 6、环境监管 7、结构和监管改革的国际案例 表 1.1 1990—1999 年一次能源生产和消费(百万吨标煤当量) 3.1 2000—2005 年过渡期内的监管领域 3.2 充分市场化后的监管领域(2005 年后) 4.1 五年进程图:政策、结构、监管和立法 图 1.1 一次能源消费结构的变化 1.2 供应缺口逐渐增大 框图 2.1 行业改革措施:有权获得石油矿权 2.2 行业改革措施:市场准入 2.3 行业改革措施:定价、分配和竞争 2.4 提高下游效率 2.5 增加天然气下游市场份额 3.1 独立监管的原则 3.2 对 2000 年有关组织的措施的总结 4 缩写一览表 AEUB 加拿大阿尔伯塔省能源与公用事业委员会 CNOOC 中国海洋石油总公司 CNPC 中国石油天然气集团公司 E&D 勘探与开发 EU 欧州议会联盟 GOC 中国政府 IOC 国际石油公司 IPO (一家公司股票的)首次上市发行 LNG 液化天然气 LPG 液化石油气 MOPI 石油工业部 OECD 经济合作与发展组织 OLADE 拉丁美洲能源组织 R/P 储采比 PSC 产品分成合约 SAPCI 国家石油和化学工业局 SEPA 国家环境保护总局 SINOCHEM 中国化工进出口公司 SINOPEC 中国石油化工集团公司 SOE 国有企业 SDPC 国家发展计划委员会 TOR 工作大纲 WTO 世界贸易组织 5 计量单位缩写一览表 Bcm 10 亿立方米 b/d 日产油桶数 mtce 百万吨标煤当量 mtoe 百万吨油当量 6 前 言 这是世界银行与中国国务院体改办经济体制与管理研究所共同 起草的联合报告。 为了促进对中国石油天然气行业监管框架的研究,来自世界银行 的能源专家与以中国国务院体改办研究所为核心成员的中方小组组 成了一个联合工作小组。该小组的成员,除了有体改办研究所的专家 外,还有来自中国国土资源部、国家石油和化学工业局的官员及中国 石 油 天 然 气 股 份 公 司 ( PetroChina )、中国石油化工集团公司 (SINOPEC)和中国海洋石油总公司(CNOOC)的专家。同时, 在需要的时候,其他与石油天然气事务有关的政府官员和专家也参与 了联合工作小组的工作。 世界银行能源专家分别于 1999 年 9 月、11-12 月和 2000 年 4 月,三次访问了北京,访问期间,联合工作小组的中方成员与世界银 行专家进行了密切的合作,并共同起草完成了本报告。 世界银行工作人员对中方合作伙伴的工作给予了极高的评价,体 改办研究所也非常感谢世界银行专家的努力、智慧和效率。同时,双 方都衷心感谢所有给予积极合作的有关各方,尽管本报告的观点不一 定与各有关方面的意见完全一致,但所有参与此项工作的单位及人员 所提供的意见对于我们完善报告是有很大帮助的。 7 联合工作小组人员名单 工作小组组长: 世界银行: Noureddine Berrah 专题小组组长,世界银行能源项目协调人 国务院体改办研究所: 陈 立 常务副所长 成员: 成员: 世界银行: Bent Svensson 首席能源经济学家 Elaine Sun 世界银行北京办事处能源项目协调人 Ralf Dickel Sr. 天然气专家 Roland Priddle 顾问 Tom Houston 顾问 Peter N. Cameron 顾问 Robert McManus 顾问 Dean Girdis 顾问 体改办研究所: 宦国渝 室主任,研究员 何晓明 研究员 李晓东 副研究员 8 王建梅 副处长 高世楫 室主任,副研究员 国土资源部: 车长波 地质勘查司特矿处处长 国家石油和化学工业局: 刘 岩 规划司石油处处长 中国石油天然气股份公司: 蒋立新 董事会秘书局副总经济师 中国石油化工集团公司: 张旭之 战略研究小组组长 方忠于 战略研究小组成员 中国海洋石油总公司: 梁执立 法律部副经理 周声伟 企改办处长, 9 概 述 主题 I:中国石油天然气行业的结构调整已经取得了较大的进展,但 由于采取了划地域而治的重组方案,并且没有完全摈弃以行政手段干 预市场的做法,因此,改革存在着一定的局限性 1.尽管中国的能源行业发展较快,但相对于国际水平而言,能源消 费仍然处于较低层次:从能源消费结构看,中国的能源消费以煤为主, 石油和天然气在一次能源消费结构中约占 23%和 3%,流体燃料(石 油和天然气)的消费份额远低于许多发达国家(这些国家流体燃料的 消费份额超过 50%);从人均消费量看,中国的人均能源消费量为 0.9 吨石油当量 / 人,虽略高于除中国以外的亚洲其它地区的平均值(约 ,但却远低于西欧人均消费 4.0 吨石油当量 为 0.6 吨石油当量 / 人) 的水平。 2.中国的石油大部分产自北方,年产量约为 1.6 亿吨,目前可满足 国内约 80%的需求。但由于国内的消费缺口在不断加大,致使原油 和成品油的进口量增长较快。虽然中国政府已制定了在 2010 年将天 然气的份额提高到 6%的目标,天然气产量的增长也快于石油,但与 使用进口液化天然气的邻近国家相比,其在中国能源消费结构中所占 份额仍然很低。相对较低的石油储产比(约为 14)表明上游投资缺 乏有效性;而相对较高(与工业化国家相比)的天然气储产比(约为 40),又显示出下游市场开发投资的不足。 3.中国在提高勘探开发的技术水平、增加石油产量和石油产品出口 以及通过产品分成合同(PSCs)吸引外资等许多方面已经取得了较 大的进步。但是,由于技术相对落后、管理薄弱、设施老化、人员过 多以及投资分散等原因,石油工业仍然面临着较大的挑战。 10 4.虽然中国政府已经对能源行业进行了重大改革。包括:(a)对石 油和天然气的价格进行了改革,以改善国家石油公司的财务状况、鼓 (b)已经开始分离政府和企业职能; 励勘探并增加天然气份额; (c) ,促进了海洋石油 1982 年,成立了中国海洋石油总公司(CNOOC) (d)1998 年又对行业进行了重组,组建了两个相 和天然气的勘探; 互竞争的、纵向一体化的全新的大型公司:中国石油天然气集团公司 (CNPC)和中国石油化工集团公司(SINOPEC)(e)国家石油公 ; ,CNPC 和 SINOPEC 分别于 司的部分股份首次公开发行(IPOs) 2000 年 4 月和 10 月发行成功,CNOOC 也将于 2001 年重新上市发 行。国有石油公司的公开上市,将通过分离核心业务与非核心业务、 分离企业的办社会职能,使管理层以公司利润的最大化为经营目标并 将精力集中于核心业务,这将提高公司的经营效率。 5.然而,由于目前的这种重组是以行政手段实施的,同时采取了部 分“ 模拟” 市场体系的划地域而治改革方案,因此,存在着明显的 不足。中国政府正考虑进一步推进全面的结构调整,使整个行业逐渐 向市场力量开放,同时,创建一个综合性的石油天然气现代监管框架。 主题 II:行业结构调整和监管改革的主要障碍 6.在上游领域,中国公司之间“ 划地域而治” 的做法以及对外合作 的专营权尚未完全取消,行业的准入尚存在一定的障碍;矿产许可证 管理方式尚未更多地引入市场竞争机制:还未普遍采取招标方式发放 矿产许可证,也没有制订更为严格的矿产许可证延期条件,以促使拥 有许可证的公司积极勘探;产品分成合同的财税条件还有待修改,特 别是由于采取了限制产品分成合同的合作伙伴从事石油和天然气销 售的做法,降低了潜在进入者的兴趣,并可能损害中国政府在该行业 吸引私有资金的努力。所有这些都意味着石油资源没有向广泛的勘探 11 思路和技术开放。 7.在下游领域,炼油和批发业务的竞争仅限于 CNPC 和 SINOPEC, 没有完全向竞争各方开放零售业务,并且在进口、出口和定价上还存 在着政府控制;城市配气系统的公司化经营和市场化运作水平还有待 提高;天然气价格尚受到各级政府的干预。总之,由于缺乏竞争压力, 下游领域的效率还不高。 8.在监管上也存在着一些障碍:政府内部的监管职能分散、重叠、 交叉,有些领域的监管缺位,特别是经济监管还十分薄弱;有一些领 域还存在着政企不分的现象。这些障碍影响了投资者(尤其是外国投 资者)的积极性,使管道等资产利用效率较低,同时也影响了安全和 环保措施的执行。 9.对石油和天然气监管的法律框架目前还不完善:没有一个综合的 石油天然气法,没有专门的、完整的行业监管法律框架。因此,往往 是根据条例和政府文件,而不是根据法律授权来履行监管职能。为了 给有序发展创造条件,鼓励私有投资和保护公共利益,必须弥补这些 不足之处。 10.总之这些结构、监管和法律方面的障碍影响了资源开发,导致了 低效率,使消费者负担了额外成本,阻碍了中国石油天然气行业的顺 利发展。 主题 III:需要进行新一轮改革以改善行业管理,增加竞争,创建现代 监管 11.在计划经济向社会主义市场经济过渡的大背景下,中国政府的目 标是为石油天然气行业创造良好的环境,以便满足中国现代化过程中 的能源需求,同时也为中国的石油公司创造条件,使它们在行业开放 12 时能够成功地参与竞争,成长为世界级企业。 改革的原则和目标 12.改革将遵循如下原则: a.使中国的石油资源得到优化利用; b.分离政府和企业职能; c.对所有的行业参与者施加竞争压力,以提高效率; d.吸引外国投资; e.创建现代监管; f.为该行业提供全国性的综合法律框架。 13.改革的目标是: a.促进石油天然气上游领域的勘探开发; b.提高石油下游领域的效率; c.发展天然气,到 2010 年,将天然气在能源消费结构中的比重增 加到 6%; d.建立与市场导向式的油气行业结构相适应的现代监管框架。 结构和监管改革的理念 14.用以指导进一步改革的政策理念包括:尽可能引入竞争力量;对 管道和配气系统等自然垄断设施采取灵活的监管方式;进行渐进式改 革。 15.市场开放的理由是很充分的:它使投资渠道、管理技巧和技术多 元化;它通过竞争而不是通过管制来约束所有的参与者;使所有资源 得到最佳利用,同时也将增强中国公司的实力。这是世界经济强国在 13 石油和天然气行业所采用的通行模式。 16.随着监管体制改革的逐步展开,政策的制定将与监管分开,政策 制定者将决定行业的宏观政策环境,而独立的监管机构则针对具体情 况作出决策,并最终将集中精力处理与市场垄断有关的问题。监管机 构还将采用国际标准指导健康、安全和环保方面的技术监管。为了顺 利实现政府的这一改革目标,监管改革的过渡期安排应采取一种全 面、谨慎和灵活的方式。 17.我们建议了一个为期五年的、务实而灵活的过渡期(2001~2005 年,与第十个五年计划一致)。这一建议是根据以下四个方面的考虑 提出的:一是政府、公司等各个方面在彻底变革管理和行为方式的过 程中需要克服许多困难,需要一个逐步适应的过程;二是行业的改革 需要与其 它 经济 领域 的改革, 尤 其是要与中国 加入 世界 贸易 组 织 (WTO)所需要的改革同步;三是法律框架的建立和完善、政府机 构和职能的调整不可能一蹴而就,这决定了推进和完成监管改革的长 期性;四是国有公司需要时间,提高竞争力,以应对在新的竞争环境 中将会面临的严峻挑战。 主题 IV :改革行业以增加开放度和促进竞争 18.行业改革要实现三大目标:增加上游的勘探开发、提高石油行业 下游领域的效率、加快天然气的发展。 19.为了提高资源开发的速度和效率,应该在上游领域逐渐引入更多 的有序竞争:降低行业准入门槛,以促使国际石油公司更多地参与勘 探开发,从而达到吸引资本和新技术的目的;使中国公司承受竞争压 力,并使其进一步与国际投资者合作,以提高其效率,增强其竞争力; 在继续保留产品分成合同这一主要的对外合作方式的前提下,采取具 14 有竞争力的财税条件。 20.为了增加勘探开发,需要逐步采取的措施是:审查产品分成合同 的财税条件,必要时加以调整;取消对中国公司的地域限制;制定并 切实执行更为严格的申请勘探许可证所应具备的条款,以促使获得区 块的公司积极勘探;增加可用于产品分成合同招标的勘探区块;独立 管理新产品分成合同的发布,使之具有竞争性。 21.放开国际石油公司通过产品分成合同所掌握的利润油气的市场准 入,将会极大地鼓励他们参与勘探开发的积极性。因此要逐步做到: 首先允许产品分成合同的合作伙伴向市场直接销售其利润油,然后是 利润气;允许他们投资于长距离运输管道;最终允许他们不受歧视地 进入所有的管道,无论管道归谁所有。 22.开放原油市场的步骤是:研究取消石油企业内部对炼油厂的原油 分配和价格控制可能产生的影响;可能的改革方案是:在过渡期采取 ,最终停止审批原油到厂价格。此 最高限价的方式(如果需要的话) 外,应逐步取消进口配额和许可证。 23.为了进一步引入竞争力量,需要开放原油市场,但这可能增加原 。这种趋势可 油的进、出口(虽然加强勘探开发可以减少净进口量) 能会加重中国政府对民用石油供应安全的担忧。对于这个问题,经合 发组织(OECD)国家的经验有借鉴意义。它们采取如下方法保证民 用石油的供应安全:能源总体供应多样化;石油供应渠道多元化;使 供应商之间相互竞争;使供应商能够自由地从各种渠道获得石油和足 够的外汇。 24.1998 年中国政府通过组建中国石油天然气集团公司和中国石油 化工集团公司,引入市场竞争,以刺激石油行业下游领域提高效率。 目前,中国的油气行业已出现了日趋激烈的竞争。但是,为了进一步 提高下游领域的效率,必须进一步对行业进行重组,以动员更多的中 15 国公司和国际石油公司参与竞争,特别是国际石油公司除了能够带来 资本外,还可为该行业带来新的管理技能和先进的生产技术。同时应 该对城市配气系统进行公司化改造,并通过试点,使中国公司获得参 与公平而开放的市场竞争的第一手经验(公平而开放的市场竞争是加 。到过渡期结束时,整个下游领域应该对所有各方 入 WTO 的条件) 的资本、技术和管理技巧开放。 25.需要根据周密的过渡期计划作出下述决策:研究石油和天然气的 税收;允许中国公司和合资公司投资于成品油批发市场;用成品油的 最高限价取代政府的基准价;在试点的基础上,允许有资质的中国公 司和国际石油公司在批发和零售市场上公开竞争;加快城市配气系统 的公司化改造;取消对外国公司在零售业务中拥有多数股份的限制; 最终向国际贸易和投资开放整个行业。 26.与先进国家,甚至依赖天然气进口的国家相比,中国的天然气资 源开发是落后的,天然气在全国能源供应中的份额很低。天然气份额 到 2010 年达到 6%的目标是一个重要的承诺,并且从目前的发展趋 势看,有可能会超额实现这个目标。 27.实现 6%的目标,意味着要使该行业增加与意大利天然气行业相 等的产量规模,这需要扩大该行业各领域的投资,消除天然气市场化 发展过程中的障碍,包括天然气分配限额和价格扭曲,中国石油天然 气集团公司在批发市场上的准专营权,以及运输服务回报不足等问 题。 28.要实现 6%的目标,天然气配送领域的作用至关重要。需要关注 配气系统的规划和公司化,要着眼于改善融资条件和方式、更积极地 进行市场开发,同时,要解决该领域盈利不足的问题。 29.总而言之,我们建议的行业改革方案将使所有权多元化,在贸易 流向和产品定价方面发挥市场力量的作用,从而达到提高经济效益, 16 实现资源配置和利用的最佳化,使石油天然气行业更加壮大和现代化 的目标。 主题 V:建立现代化的石油天然气监管体制 30.对于政府管制,国际上广泛达成的共识是:政府的政策角色必须 与其监管职能分离,而企业则更不应有这两方面的职责。政策的作用 在于处理宏观问题,如保证供应安全;实施资源管理;制定有竞争力 的财税条件以及市场运行规则;制定对管道和其它自然垄断设施的控 制原则;为健康、安全和环保确定监管原则;处理行业的社会问题等。 31.现代监管框架涉及三个主要领域:矿产资源管理及其有关的财税 事务;对健康、安全和环保的技术监管;对自然垄断设施的经济监管。 此外,监管机构还有必要为经营者进入该行业的各个领域确定准入条 件,例如技术能力和财务实力,以保证进入该行业的经营者适于从事 石油天然气业务。 32.监管改革必须与行业结构的调整相配合,以保证行业的市场化改 革有序而健康地进行。中国有机会在这个领域获得一个崭新的开端, 建立起高效率的现代化石油天然气监管体制。这项改革将创建一个公 平的监管环境,并将分散于各政府部门的环境、技术、运营、经济监 管以及审批等方面的职能,归口由一个独立的委员会来履行。 33.要特别注意把健康、安全、环保和技术监管统一起来,包括有效 的石油矿藏管理,使之符合中国的公共利益。要求在项目审批时进行 环境评价,并且进行审查,以适当区分常规项目和复杂项目。监管机 构将就这些方面制定技术和环保标准,监管地下资源的开采,以避免 浪费,并建立起公共协商制度、检查程序以及其他一些必须遵守的程 序。在经济监管方面,监管机构将监督石油天然气市场竞争的发展, 17 并有效管理自然垄断设施。 34.新的监管文化要求监管及其实施过程具有透明度。这将创造一个 公平的环境,透明度与稳定性一样,是现代石油天然气监管的另一个 重要特征。 35.根据设定的目标,到 2005 年底,中国政府将在石油天然气行业 建立起公平、稳定的永久性综合监管体制。考虑到上游和下游领域的 构成不同,所需的监管及其程序也不同,因此,可分设永久性的上游 和下游监管委员会。 36.为了实现这些目标,要开展一系列工作,包括:对现行监管进行 分析和研究;对过渡期所需采取的措施进行决策;批准下一步的工作 计划,如确定中国天然气领域的监管框架。技术性任务包括研究并采 取现代化的管道收费设计方法;研究并制订管道公开准入条例等。要 实施新型监管体制,首先需要清理现行的监管体制,然后确定三个主 要领域的监管政策,并确定相应的监管技术以及立法安排和程序。同 时,设计监管组织时要考虑职能、权力、组织结构及其相互关系、经 费来源等方面的问题。 37.总之,当这些监管改革任务在过渡期结束时全部完成以后,中国 将具备完全现代化的国际高标准监管体制,而且可能还会比先进国家 的体制更优越。 主题 VI:过渡期和分步实施的挑战 38.为了实现石油天然气行业改革和建立新型监管体制的目标,在灵 活务实的五年过渡期内必须开展许多工作。完成这些工作将成为中国 政府面临的主要挑战。其中需要克服的最大困难将是改变观念和行为 方式。整个体系将承受巨大压力,但潜在的得益将远远大于风险。一 18 个生机勃勃的、以市场为导向的石油天然气行业将会改善石油供应平 衡;增加天然气消费的比重,减少大气污染;带来新的投资、管理技 巧和生产技术;增加就业机会,并从服务质量和价格方面更好地维护 消费者利益。 39.制定新的法律需要很多时间。上游领域法律法规框架的现代化, 将会在烃类资源的开发中吸引外国投资;通过确定监管领域以及监管 实施机构的监督职责,下游领域的法律法规框架尤其将会对天然气工 业产生巨大影响。 40.就此而言,首先在天然气下游领域建立新型监管,然后再逐步扩 大到其它领域,是一个值得考虑的建议。因为目前天然气下游领域监 管的缺位,已严重阻碍了天然气行业的发展,并且在这一领域较少涉 及权力的重新分配问题,操作起来会比较容易。目前,在这方面已经 做了许多准备工作,并计划作更多工作。因此,这一步可以作为对于 石油天然气行业这一领域进行现代化监管的“ 示范工程” 。 以下是五年改革进程图。 19 进程图:政策、结构、监管和立法 年 政策 结构 监管 立法 石油 2000 政策公告 审查财政条件、有关许可证发放及延期的规 研究制定结构改革和 z 结构调整 定和产品分成合同条款 监管改革的工作范围 z 监管现代 研究成品油的税收和定价 确定监管职责 化 研究取消现有原油分配和价格制度后所产 制订进程图 政策指导 生的影响 巩固改革进程 创建临时监管机构 研究分阶段取消原油和成品油进口配额和 许可证制度 研究如何监控和 报告 监管改革和市场发展 天然气 进程 法律人员了解现 研究逐步取消计划内外定价 有的监管法律文 件 石油和天然气 研究管道开放准入和收费规则 编 制和分析 现 行 石油行业的法律 法规和监管清单 20 进程图:政策、结构、监管和立法 年 政策 结构 监管 立法 2001 政策公告: 石油 对管道收费和使 用准 评估现 有的法律 z 取消原油 允许中国公司 不受地域 限制 地从事勘探开 入作出监管决策 ,支 文件,必要时进行 分配、进口 发 持产品分成合同 的合 修改 限制 作伙伴能够直接销售 确定非国有公司的原油和成品油进口限额 石 油 和 天 然 气 检查是否 需要 修 z 逐步取消 ( 2002 ~ 2003 年 生 改法律 ,如果 需 或统一天 制定逐 步取消原油和成 品油进口 配额和 许 效) 要,则开始修改 然气计划 可证制度的方案 内外价格 取消国有企业和行业 法律人员作出立 允许中国公司和中外合资企业投资并经营 协会的监管和政策职 法目录 成品油批发业务 能,监管职能转移到 政策指导: 临时的及最终的监管 法律 人 员起草 所 发放产品分成 汽柴油零售价格采取最高限价的方式 组织,政策职能交回 需的法律 合同区块 给政府部门 天然气 开始监控并报告 结构 最大限度地逐步取消计划内天然气分配 改革、监管改革进程 和市场表现 所有新的天然气工程项 目实行更 加市场化 的价格制度 开始对监管政策进行 研究并确定具体 工作 中国公司和产 品分成合 同合作伙伴直接 向 (2002 年初完成) 程序 消费者销售天然气 鼓励新工程采取协议气价 研究监管技术并确定 具体 工作程序( 2002 促进市场的规划和发展 年后期完成) 石油和天然气 增加用于矿权许可和 PSC 合同的可勘 探区块 严格执行探矿权,勘探许可证的延期 条件,并提高持有许可证的费用 使新的和转让的勘探区块可用于 PSC 合同 21 进程图:政策、结构、监管和立法 年 政策 结构 监管 立法 2002 不需要新的政 石油 完成对监管政策的研 当政策和技术工 策公告或决定 不再审批炼厂到厂原油价格 究和决策 作完成并得到批 准以后,法律人员 政策层获得关 中国公司和产 品分成合 同合作伙伴直接 向 完成对监管技术 的研 开始起草工作 于行业结构和 客户销售其利润油 究和决策 监管改革进程 的定期简报 启动成品油市场自由化的试点 临时监管组织继续监 制定 技 术 监管法 督竞争性产品市场的 规 的工作 仍继续 石油和天然气 过渡,以及结构改革 进行 允许外国投资者拥有管道的多数股权 和监管改革的其它进 展 引入管道公开准入的监管机制 进程图:政策、结构、监管和立法 年 政策 结构 监管 立法 石油 2003 发布经过修改 取消外 国公司在汽柴油 零售 业务中的 多数 没有新启动的工作 制定促进石油天 的或最终的石 股权限制,允许外国公司拥有炼油厂的多数 然气 商 品 市场化 油天然气定价 股权 临时监管组织已经与 的法规 政策 有关部门建立了良好 的合作和协调关系, 法律 人 员完 成监 临时监管制度有效运 管立法工作 行 临时监管体系在 支持 结构调整中有效运行 进程图:政策、结构、监管和立法 年 政策 结构 监管 立法 2004 根据正式审查 临时监管组织完 成对 全 部 法 规 的 起草 的结果,决定是 监管改革方案的 正式 工作结束 否完成监管改 审查 革过渡 国务 院 作 出积极 逐级上报,提交 国务 决策,授权开展任 院 何 所需新法律的 起草工作 22 进程图:政策、结构、监管和立法 年 政策 结构 监管 立法 2005 不需要进一步 石油 所有监管职能和监管 继续并完 成法律 决策 完全取消原油进口配额和许可证制度 活动都集中于临时监 起草工作. 管组织 全国人民代表 削减成品油进口关税 人民代 表 大 会和 大会审批新的 强化人员培训和合作 其它 立 法机构 批 立法 取消进出口配额和成品油进口许可证制度 准 并颁布 新的法 成立上游和下游监管 律框架 无论是上游还 取消关 于 投资石油天然气所有业务的全 部 委员会,并接管 临时 是下游 经济管制 监管机构的全部 监管 职能 加速从事批发业务的市属企业公司化,并制 定其股票上市方案 完全取消进口配额和许可证制度 对中国公司引入招 标取得新的勘探区块 的 制度 23 第 1 章 变化中的行业:中国石油天然气行业走向市场化 1.1 背景 目前,中国已经成为世界上第二大能源国。1999 年,全国一次 能源的产量和消费量分别达到 11.00 亿吨和 12.20 亿吨标煤当量。同 时,中国的能源消费结构也有了一定的改善, 1990 年煤在中国能源 消费结构中所占比重为 76.2 %,到 1999 年已缩减到 67.1 %1。尽管 在过去十年里,煤的生产、消费的增长速度放慢了,但煤仍然是主要 的能源。 1990~1997 年期间,石油产量年增长率为 2.2%,达到了 1.6 亿 ,但到了 1998 年和 1999 吨(约为 2.3 亿煤当量或 1.54 亿油当量) 年,石油产量则一直在上述水平上停滞不前;而同期石油的一次能源 消费量的年增长率却高于 8%,达到了 2.86 亿煤当量(1.92 亿油当 。中国自 1993 年起成为石油净进口国,1999 年油品净进口量约 量) 为 4381 万吨,约占一次石油消费量的 22 %。 20 世纪 90 年代期间,中国的天然气生产和消费量以每年 5.7% 的速度缓慢增长,约达 3591 万吨煤当量(252 亿立方米)。尽管政府 在九十年代初期确定了大力开发天然气的目标,但 1990~1999 年天 然气在一次商品能源消费中的比重约由 2.1%缓慢增长到 2.8%。 中国的石油天然气储采比(R/P)清楚地显示出该行业的弱点。 约为 14 的低石油储产比表明勘探开发投资不足(主要是上游的问 , 题) 而高达 40 左右的天然气储采比表明资源动用率低和天然气市场 。石油进口量的逐年增加表明, 开发停滞不前(主要是下游的问题) 该行业增加产量的潜力不足,难以满足国内日益增长的需求,这是因 注1 : 为统一起见,本章所有数据均以《中国统计年鉴》为基础。 24 为缺乏勘探的新思路、提高油气田采收率的技术相对落后,并且缺乏 资金使新的油气田进入开采期。 表 1.1 1990 ~ 1999 年一次能源产量和消费量 单位:百万吨标煤当量、% 产量 消费量 能源 1990 1999 1990 1999 产量 份额 产量 份额 消费量 份额 消费量 份额 煤 771.0 74.2 750.2 68.2 752.1 76.2 818.6 67.1 石油 197.4 19.0 229.9 20.9 163.8 16.6 285.5 23.4 天然气 20.8 2.0 34.1 3.1 20.4 2.1 34.2 2.8 水力发电 49.9 4.8 85.5 7.8 50.3 5.1 81.7 6.7 合计 1039.2 100.0 11100.0 100.0 987.0 100.0 1220.0 100.0 摘自《2000'中国统计年鉴》 尽管 1990~1999 年期间,煤在能源消费中的比重持续下降,但它仍然是主要的能源。 图 1.1 一次能源消费结构的变化 天然气 水电 天然气 水电 2% 5% 7% 3% 石油 1 7% 煤 23% 石油 67% 76% 煤 1990 年能源消费结构 1999 年能源消费结构 ……1990~1999 年间,石油的消费比重在缓慢增加,而天然气的比重变化甚微。 25 图 1.2 石油供应缺口逐渐增大 250 200 石油 净 进 口 量 1 50 生产量 1 00 消费量 50 0 1 990 1 99 1 1 992 1 993 1 994 1 995 1 996 1 997 1 998 1 999 …… 石油进口量逐步增加 1.1.1 行业改革与法律框架 中国石油工业的组织形式一直在不断地改变,近二十年来尤其如 此。1949~1955 年,石油天然气行业由燃料部石油工业局管理;1955 年,该局上升为石油工业部,统管烃类资源的勘探、开发和运输等所 有领域;1970 年,石油工业部与煤炭部和化学工业部合并;1975 年, 这些部又分开。 1988 年,石油工业部撤消,同时,组建了能源部、成立了中国 石油天然气总公司(CNPC)。原石油工业部的职能分别由新成立的 能源部(MOE)和中国石油天然气总公司(CNPC)来履行。 石 26 1994 年,能源部撤消,其大部分职能移交给国家计委(SDPC), 但是,由于中国石油天然气总公司在油气行业管理方面具有较强的人 力资源优势,因此,也有一部分能源部的职能转移到该公司。 直到 1998 年行业重组以前,中国油气行业的市场结构大致如下: 中国石油天然气总公司主管中国绝大部分陆上石油勘探和开发活动, 包括与国际石油公司的谈判和协议管理(通过其子公司,中国石油天 然气勘探开发公司); 创 建 于 1981 年 的 中 国 海 洋 石 油 总 公 司 ,负责所有的海上石油业务;成立于 1983 年的中国石油 (CNOOC) 化工总公司(SINOPEC),负责大部分炼油业务和以石油为原料的石 化产品生产;中国化工进出口总公司(SINOCHEM)主管原油和成 品油贸易。该行业的主管部门主要有两个:地质矿产部主管油气行业 上游领域的地质工作;化学工业部主管大部分以天然气和煤为原料的 石化产品生产厂。 从 1998 年起,政府对行业结构和该行业国有公司的管理职能进 行了重大改革:(a) 重组全国石油天然气行业资产,使 CNPC 和 (b) SINOPEC 成为两个纵向一体化的公司。 把 CNPC 和 SINOPEC 的核心业务从非核心业务和社会服务中剥离出来,分别组建成新的公 司化实体,即中国石油天然气股份有限公司和中国石油化工股份有限 (c) 公司。 中国石油天然气股份有限公司和中国石油化工股份有限公 司根据政府允许外国股东持有该行业大型国有企业的少数股权的决 定,分别在境外资本市场上首次成功地进行了公开发行(IPOs)。而 中国海洋石油有限公司也将在 2001 年一季度到境外资本市场上市。 这些事实表明国际石油公司和金融市场对中国石油天然气行业的强 烈而谨慎的兴趣。 最后,中国政府还采取了一些重要步骤,使石油和天然气价格逐 步提高到市场水平。目前国内原油和成品油价格已经与国际价格接 27 轨,天然气价格也已经接近国际水平,有时甚至超过了长期边际成本, 但在天然气的定价中没有考虑与其它燃料的竞争。 综上所述,中国政府的行业改革是局部式的,这种方式和本节指 出的法律与监管缺陷引起的问题将在 1.2 节中进一步讨论 目前中国石油天然气的法律框架的缺陷是: (a)没有专门的石油、天然气法; (b)没有完整的行业监管框架; (c)大部分监管不是依据法律,而是依据法规或政府文件授权 进行的; (d)油气行业的法律法规尚不健全,在一些重要方面存在空白, 而在另一些方面却又有重叠。 总之,法律框架的不健全,造成了现有监管框架不完整,使监管 职能分散、重叠和交叉。 为了该行业长期顺利的发展,需要制定上游和下游领域的石油天 然气法。许多国家认为,制定行业专门法律有利于石油天然气行业的 有序发展,这个法律的目的是创造民间投资所需要的环境,同时也维 护了公共利益。(相关的一个例子是中国的《电力法》)。鉴于制定新 法律需要很长的时间,而政府的目标是实现行业的快速发展,因此, 保证法律的制定、监管的实施与行业的发展同步,是十分重要的,特 别是在新的天然气行业迅速发展的过程中。 1.2 成功改革的障碍 尽管在过去二十年中,中国的石油天然气行业已经取得了进步, 但一些重大问题仍在阻碍着行业的发展及其经营效率的提高。本报告 的基本立足点是:为使中国油气行业成功地完成市场化进程并提高行 28 业效率,必须具备两个前提,即营造一个竞争性经营环境和引入现代 监管机制。从这一目标出发,行业存在的主要问题和所面临的挑战是: 挑战 。 (a)原油产量增长跟不上国内需求增长的步伐。尽管中国 具有 可观的石油资源潜力,但由于原油产量增长跟不上国内需求增长的步 伐,自 1993 年以来,中国的原油进口持续增长。预计国内石油需求 将继续快速增长。石油年需求每增长一个百分点,2000 年的供应就 需要增加约 200 万吨, 2010 年则需要增加约 500 万吨; (b)天然气消费量在最终能源消费总量中的份额没有增加。虽 然政府 宣 布 要大力 开发 天然气, 使 天然气在能源结构中的 比重 在 2010 年上升到 6%,但实际上从 1990 年到 1999 年的十年间,天然 气的比重仅仅由 2 %上升到 2.8 %。即使在未来十年中一次能源消费 量每年仅增加两个百分点,要实现政府在 2010 年使天然气在能源结 构中的比重上升为 6%的目标,其消费量也需增加约 600 亿立方米。 这相当于整个意大利天然气行业十年的总产量。开发如此规模的中国 市场,需要建成 5 个象西气东输项目那样的天然气工程。 形成行业改革障碍的关键问题 (c)政府制定政策和监管的角色仍然没有从其国有企业所有者 和管理者的角色中清楚地分离出来。政策和监管职能在很大程度上是 分散的和相互交叉的。“ 命令和控制” 的监管方式仍然根深蒂固,并 且对人员健康、安全和环境保护方面的问题关注还不够。 (d)国有企业仍有政策和监管职能。已经在股票交易市场上市 29 的(或将要上市的)国有企业仍然承担了监管职能,导致了利益冲突 和对潜在竞争对手的歧视性做法。 (e)对国有企业管理方式不当。在《公司法》颁布实施 17 年后, 又经过了几次公司化改革,大多数(如果不是全部)国有公司仍然没 能依据公司章程(公司宪章),并通过其董事会进行治理。在这些经 营实体公司化之后,有时甚至公司在国内外股票市场上市之后,政府 机构和(或)其控股公司(母公司)对管理决策的干预仍在继续,减 少了公司经营管理的自主性,弱化了经营责任; (f)行业效率低。导致低效率的原因是:(i)对创新业务的投资 不足导致技术相对过时;(ii)投资方向带有向非核心业务(“ 边缘业 (iii)人员过 务” )倾斜的特点,没有积极投资于核心勘探开采业务; 多,国有企业明显承担了过多的社会义务,并且核心的石油业务也存 在人员过多的问题;(iv)管理方法和公司治理有缺陷;(v )由 于操 作程序不安全,并缺乏适当的维护,造成现有设施老化和利用率低; )部分天然气的行政性分配和天然气价格结构的不合理,是 (g)部分天然气的行政 导致天然气资源得不到优化利用的主要障碍之一。这种做法不利于吸 引行业发展所需要的各种资金。 改革不配套的弊端 没有对行业进行配套改革是上述问题长期存在以及政府的行业 目标不能全部实现(有一些没有实现)的主要原因。例如: (a)在国有公司重组、公司化和商业化过程中,没有同时形成竞 争性市场结构和独立的监管体制,结果造成了极大的利益冲突:以赢 利为目标的经营者同时承担了制定和执行操作标准和安全标准的责 任;行业新进入者必须与具有极大市场权力和监管权力的国有公司联 30 合;并且由于这种市场权力的存在,难以鼓励新进入者,也限制了外 国投资者在该行业的投资。 (b)在三家大型国有公司与国际产权市场联系在一起之后,利 益冲突的情况将会越来越多。 (c)在没有取消天然气分配制度和按供应成本改善价格结构的情 况下,提高天然气价格并不能对天然气生产和消费的增加及其合理化 起到适当刺激作用。 (d)由于监管职能的分散和交叉以及在某些重要领域的缺位, 也由于国有企业保留了部分监管职能并缺乏提供适当透明度的统一 法律体系,致使目前行业的监管较为薄弱。 如果上述问题得不到解决,将会妨碍该行业的进一步发展,更重 要的是,还会限制中国企业在更加开放的环境中提高竞争力。中国政 府为加入世界贸易组织(WTO)所同意的一些条款设定了这种竞争 环境。 1.3 政策目标 本报告旨在指出上述这些挑战和问题,并提出解决思路,以利于 实现中国政府确定的下述行业改革目标: 1.使中国的石油资源得到最佳利用。根据中国的石油资源状况, 加大勘探开发力度可以减少中国石油净进口的快速增长,并缓解中国 政府对外汇成本和进口石油供应安全的担心。加强勘探开发也有利于 增加天然气供给,并使国家的能源种类多样化。 取消国有企业的监管职能,建立清晰的现代监管框架。 2.取消 的现代监管框架。 就此,需要进行两项基本工作: (a)首先,将政策和监管职能从国有企业的经营活动中分离出来, 31 使国有企业能够集中于盈利性经营活动,精简人员,降低经营成本; (b)其次,创建一个新型的法律体系,以便通过法律为石油天 然气的综合监管提供基础。 3.增加 力以提高效率。事 增加国有企业和行业其他参与者的竞争压力以提高效率 实证明,竞争力量,而不是政府控制和指令,是促使现有资源得到最 佳使用的有效方法。通过竞争,可以使国有企业改进管理,更好地利 用其资本,逐渐成为世界级公司,这是它们生存和长期兴旺的需要。 4.吸引 资。中国政府的目的是充分利用那些先进的外国 吸引外国投资。 公司所拥有的技术资源和资金资源,使它们投资于中国石油天然气行 业的上游和下游领域。可以通过使他们更多参与产品分成合同、允许 他们投资于管道和其它基础设施、大型国有企业的股票继续到境外资 本市场上市等多种方式吸引这些投资。 天然气。中国政府公开声明的目标是将天然气在能 5.大力发展天然气。 源结构中的份额从目前的 2%提高到 2010 年的 6%。增加天然气的市 场渗透率将减少煤的消费量,从而缓和用煤对环境、特别是对健康造 成的不利影响(减少酸雨)。 1.4 全面改革的关键领域 必须全面实行行业改革。 为了实现 1.3 节所设定的政府政策目标, 局部改革的方法已不起作用,还会危及实现政府目标。国际上发达国 家和发展中国家的经验都表明,更多依靠市场力量与政府对行业进行 适当监督相结合,必将提高经济效率,吸引开发石油天然气资源所需 的投资和企业家,满足国家的需求。因此,必须进行下述领域的改革: 行业结构——创造条件,使企业能够进入并投资于石油天然气行 业的所有领域,开展生产、销售、采购、和进出口等经营活动; 32 新型 监管 —— 对 企业的 某 些不 受 竞争力量 支 配的经 营 业务 实 行 政府控制和指导,这些业务一般包括:健康、安全、环境保护、合理 的油藏管理、对具有自然垄断特性的管道及其价格和服务准入权的适 当监管等。 大多数先进工业化国家的石油天然气行业都遵循开放和 充分发 挥市场作用的原则。近年来,开放市场对石油开发产生的良好效果在 、国 阿根廷、玻利维亚和加拿大等国家已经表现出来了。欧盟(EU) 际能源机构(IEA)和拉美能源组织(OLADE)等国际组织都赞同市 场开放的石油天然气政策。 在对石油天然气行业实行封闭和高度控制的国家,行业效率低并 且供应成本高,导致了过高的消费价格和政府预算不必要的消耗;国 有企业的商业目标往往服从于政府的政策考虑;企业人员过多;环境 管理通常达不到标准;技术落后;不能坚持用“ 最佳做法” 进行工程 设计和操作;一些资源开发机会,尤其是天然气开发机会可能被忽视; 油藏利用通常不能达到最佳化;国内成品油规格低于国际标准;零售 服务的质量也不能令人满意。 在所有正在推行改革的国家,由于从前的国有企业逐渐面临市场 竞争,增大了管理层必须提高其赢利能力的压力,他们往往会削减环 境保护等领域的成本,充分利用其现有的市场优势地位,以应对竞争 压力。这种趋势在中国也有可能发展,因此必须通过高度警惕的独立 监管来保护公众利益。 在市场原则生效时,对于什么是适当的政府在石油天然气行业中 的职能,正在形成广泛的国际共识。首先,国有企业不应行使监管职 能;其次,监管也应从政府制定政策的职能中适当地分离出来。这样 做将有助于改善投资环境,增强公众的信心,为各类企业创造“ 公平 赛场” 。 33 1.5 改革的指导方针及分阶段实施 为了指导行业进行进一步的改革,我们提出了两个基本的原则建 议,并将在第 2 章和第 3 章中运用这些原则: (a)行业结构:为了 )行业结构: 实现人力资源和矿产资源的优化利用,提 高生产力,必须更多依靠市场力量,并逐渐开放行业贸易和投资。 (i)允许和吸引国内外各种投资、企 开放市场并依靠竞争力量将会: 业和技术参与石油天然气行业所有领域的开发,并且(ii)对新、老 公司等所有市场参与者施加压力,减少对行政性干预的需要,促使他 们提高投资和经营效率,使成本最小化,以达到保护消费者利益的目 的。通过逐步开放市场,中国公司将从迎接国际竞争中获益非浅。理 论和实践都表明,充分发挥市场作用是促进投资、使资源得到最有效 最合理利用、在增强公司实力的同时保护消费者利益的最佳方式。 (b)监管:必须创建一个现代监管框架,其中的经济监管保护 政府和消费者不受滥用垄断权力的危害,技术监管要根据国际高标准 实施。 从计划经济向社会主义市场经济转轨并不意味着放弃政府干预, 而是意味着由全面干预转为更具选择性和目标性的干预,目的是为公 众利益服务。新型监管首先要求分离政府的监管职能与决策职能,并 且建立新的监管机构。其次,它将使政府管理行业的方式发生根本变 化。随着石油天然气市场的发展,对市场的行政干预式监管将减少并 最终消失。在管道和天然气配售系统等存在自然垄断而市场不起作用 的领域,要引入新型经济监管,以防止滥用优势地位,并鼓励市场对 流经管道的商品发挥调节作用。在技术监管领域中,新的监管机构要 使用统一的国际高标准。这将使公众各方面的利益得到保障:例如通 34 过部分市场的竞争,通过对健康、安全和环境保护等竞争压力无须发 挥作用的领域实行监管,可以确保有效的行业经营。 由于认识到改革的涉及面很大,不仅涉及全行业,还牵动整个国 民经济,并且在多数情况下宏观经济形势与有关;同时考虑到改革初 期无论是企业,还是有关的政府部门,都需要有一个适应期,以便克 服与新体制磨合过程中必然会遇到的困难;此外,为保证改革的顺利 进行,不断地维持改革压力也很重要。因此,需要有一个灵活务实的 过渡期,同时,采取分阶段实施的方法是明智之举,它包括制定下一 步的研究计划,以及在实现最终目标的过程中需要作出的各项决策。 改革必须与履行中国作出的国际承诺同步,但又不仅限于此。为此, 我们提出了一个五年过渡期(2001 年~2005 年)的建议,它与第十 个五年计划是一致的。 第2章 创建竞争性的行业结构 2.1 概述和目标 35 中国已经朝重组石油天然气行业的方向迈出了第一步。CNPC 和 SINOPEC 的重组、PetroChina 以及中国石化股份的首次公开发行 (IPOs)等都是迈向更加市场化的例子。但是与电信等其他一些行 业相比,重组的步伐则相对缓慢,还有许多工作有待于完成,改革的 速度也应当加快。石油天然气行业改革必须解决的主要问题包括: (a)勘探开发力度不够; (b)生产和供应的效率低; (c)缺少竞争,尤其在石油天然气上游勘探和下游领域; (d)传统的行业监管限制了竞争; (e)天然气市场开发不够,份额小。 为了全面解决这些问题,并实现第 1.3 节中所设定的中国政府关 于石油天然气行业的政策目标,本报告建议根据逐步增强竞争的市场 化原则实行结构改革,并达到如下目标: (a)加强上游勘探开发; (b)提高石油下游领域的效率; (c)促进天然气市场开发,提高天然气市场份额。 为实现上述目标,首先,要通过增加石油天然气供应商的数量来 促进竞争,这是向市场经济的方向迈进、在上游领域充分发挥市场作 用的必要条件。例如,目前只有三家中国公司独立开采或与其产品分 成合同的外国合作方共同开采的原油在中国市场出售,也只允许中国 公司凭进口许可证进口。无法为竞争性原油市场提供坚实的基础。 第二,增加现有公司和新公司对勘探开发的投资,应该更多地引 入外国资本、技术和专门技能,扩大石油矿权的发放,同时应当审查 上游领域的财税体制是否具有国际竞争力。 36 第三,所有国有企业和其他公司要有权进入市场销售其原油、成 品油和天然气,逐步取消政府保留的价格权或数量分配权。 2.2 公司治理和所有权 随着向竞争性市场的过渡,中国的主要石油天然气公司目前的角 色将会改变。可能受到影响的领域包括:公开上市后所有权结构的变 化、为应对竞争挑战而可能引入的新型管理、实施新的政策可能产生 的影响等。 随着市场的进一步开放和外国投资者参与的增加,中国石油天然 气行业的竞争将会日趋激烈,国有企业改善经营业绩的压力将会增 大。这种压力将增强经营责任,有助于促进改革。企业决策方式可能 将趋于分散化,并作出以业绩为基础的决策;由董事会进行独立的公 司治理将减少政府对日常经营业务的干预程度。与此同时,政府机构 的职能也将集中于制定政策,保证市场公平竞争和通过董事会管理政 府在该行业的资产。总之,政府和企业行为方式都必须改变,这种改 变虽然困难,但是没有这种改变,就会阻碍向有效市场的发展,无法 获得随之而来的效率。 2.3 加强上游勘探开发 通过增加上游领域的竞争,石油资源开发将更快更有效。首先要 通过与国际石油公司建立起积极的关系,更好地利用国际石油公司的 资本、技术和管理技能,提高行业业务水平。同时,通过竞争也将使 中国公司的实力更强。为了达到这些目标,需要做到以下三点:使有 资质的公司更容易获得石油矿权并有权进入市场,还应推行价格机制 37 与分配制度的改革。 2.3.1 有权获得石油矿产权 矿产许可证政策(包括被许可进入产品分成合同的条件)和勘探 开采的财税条件,是促使国际石油公司增加勘探活动的最有效的政策 工具。中国现行的石油矿产权制度是这样的:首先,由国有企业向国 土资源部申请勘探开采许可证,并根据申请的先后顺序获得这些许可 证,除非该区块留作其它用途。然后,国有企业决定是自己勘探,还 是通过产品分成合同方式与国际石油公司进行合作。国际石油公司只 能通过产品分成合同的方式参与中国的石油天然气勘探开发。目前, 只有 5%的陆上区块采用了产品分成合同方式,而大部分海上区块都 采用了产品分成合同方式;并且现有公司的许可证很容易延期,持有 大区块勘探权的费用也比较低。 现行的石油矿产权制度的弊病是:没有在矿产权的获取中引入市 场竞争机制;矿产权的延期制度没有以促进已获得矿产权的公司积极 勘探为出发点。因此,需要进行必要的改革。 首先要增加行业内部的有序竞争,应该允许中国公司在上游领域 进行不受地域限制的竞争,并且区块的取得应该通过竞标的方式。除 了在中国公司之间引入更大程度的、更为有序的竞争外,还应该实施 更为积极的石油矿权许可证政策:严格执行勘探许可条款,同时要增 加持有许可证的费用。采取这一步骤的目的是改进区块转让程序,使 已获得某一区块勘探开采权的公司必须按申请时承诺的条款利用其 勘探权进行勘探,并保证那些未被一家公司重视的区块能够转让给对 勘探前景持不同看法的公司。这项政策会促使已经获得许可的矿权加 速转让,使可供勘探的矿权数量最大化,以便更快地发现和更有效的 利用石油资源。 38 其次,要充分利用外国资本、技术和专门技能。一些以前对石油 天然气行业实行“ 封闭” 的国家在开放市场后取得了十分明显的效果。 数十年的国际经验表明,发现和开发石油天然气储量的最佳方式是允 许运用广泛的勘探思路和工程技术,国际石油公司是传播这些思路和 工程技术的重要媒介。这些国际石油公司被允许进入先前由国有企业 占优势的领域之后,往往就能通过自身的活动,使石油和天然气开发 的速度和效率发生变化。同时,通过它们的竞争也通过其“ 示范效应” , 国际石油公司的存在对现有公司可以起到极大的促进作用。 第三,在可能的情况下增加用于产品分成合同方式进行勘探开发 的区块,加快那些没有被国有企业充分利用的区块以竞争的方式进行 转让。产品分成合同方式在中国运作得很好,并且政府和国际石油公 司对此也非常熟悉。因此,可以保留这一对外合作模式,但应采取竞 争性招标的办法选择产品分成合同的合作伙伴。即在中国公司获得一 个区块后,由负责管理石油矿产权的机构再将这个区块对所有感兴趣 的各方进行产品分成合同招标。在工作量承诺和利润分成两项指标上 投标额最高的国际石油公司将被选定为产品分成合同的合作伙伴。然 后,由产品分成合同的中标者履行其工作量承诺开展勘探活动,如果 勘探成功,接着开采这个区块的烃类资源。这一步骤的目的是:使产 品分成合同的决标管理独立于国有企业;增加产品分成合同的数量; 让有资格的中国公司和国际石油公司都参与勘探活动。目前,有效利 用这一政策工具的主要限制是,最具前景的石油区块都已发放了许可 证,在今后几年内预计不会有可供转让的重大的新区块。 最后,为了鼓励国际石油公司的投资,应该制定具有竞争力的财 税条件并定期进行审查和修改,以确保所有参与者所依据的财税条件 保持国际竞争力,并适用于所有企业。一旦发现财税条件的总体(包 括天然气开发方面)的竞争力有不足之处,应及时进行修订。(参见 39 附录 2) 框图 2.1 行业改革措施:有权获得石油矿权 为了改进石油矿产权的准入并增加勘探活动,建议采取下述措施: 1 审查财税条件,评价其国际竞争力和有效性,以实现扩大勘探开采的目 标(应立即实施); 2 最初,确保中国三家勘探开采公司拥有在中国陆上或海上任何地方从事 勘探活动的权利(建议从 2001 年开始); 3 增加可用作产品分成合同招标的勘探区块数量,并提供有前景区块的探 矿权(建议从 2001 年开始); 4 严格执行勘探许可证的延期条款,并提高持有许可证的费用(从 2002 年或尽早开始); 5 通过每年的竞争性招投标过程,使所有新区块和转让区块都符合产品分 成合同的要求(建议从 2001 年开始),这种招投标过程由有权签订产品分成 合同的独立机构来管理。 最终,考虑在中国公司之间进行新勘探区块的分配中引入一些竞标形式。 2.3.2 市场准入 国际石油公司更多参与上游领域的活动,将有助于实现增加勘探 开采的目标。但是,如果国际石油公司有权进入下游市场,他们会更 愿意参与产品分成合同。这一点对天然气领域尤其重要,因为天然气 商业化需要在市场营销上付出更多努力。这些公司如果能够直接销售 40 其通过产品分成合同获得的石油和天然气,并保证他们能够利用其它 公司的管道或建设自己的管道获得需要的管输能力,就有助于提高这 些公司投资中国天然气领域的兴趣。目前,国际石油公司通过产品分 成合同方式获得的天然气只能由国有企业销售,或由国有企业与产品 分成合同合作伙伴共同销售。这严重挫伤了国际石油公司勘探和开发 天然气的积极性。国际通行的准则是允许所有合作伙伴自主决定如何 销售其份内的利润气。这样,各方可以使自己的分成产品的价值最大 化。如果在中国可能做到这一点,国际石油公司对产品分成合同,尤 其是天然气领域的产品分成合同的兴趣就会增加,并随之作出更加积 极成功的营销努力。 在天然气方面,国际石油公司在世界各地的勘探开发和市场开发 过程中积累了十分丰富的经验,如投资建设管道,与消费者进行创造 性地协商,有时还建设并拥有天然气发电厂。这被称为创造天然气“ 价 值链” 。国际石油公司不会愿意把他们的天然气销售和由此带来的收 益拱手让给其他公司。因此,如果能创造条件让这些国际石油公司直 接销售其利润气,那么这些公司会更有信心进行天然气勘探,如果一 切顺利,他们付出的努力将使天然气市场得到更迅速的发展并吸引更 多的投资,从而给中国的能源经济带来更大的好处。 应该允许产品分成合同中的外方合作伙伴投资于管道并 拥有多 数股权,以增加产品分成合同,尤其是天然气领域的产品分成合同对 国际石油公司的吸引力。但是,要特别注意,开采企业所拥有的管道 应该受到监管,以保证其拥有者不能滥用垄断权,其服务应向所有各 方平等开放,并且收费也应合理。由于监管和税收方面的考虑,其他 公司或开采企业拥有的管道都应该成为独立的法人实体,其管理和财 务应当从开采业务(或其他业务)中分离出来(或者至少成为独立于 。 开采企业的利润中心) 这一措施已经在中国政府 2000 年 7 月 12 日 41 关于西气东输管道工程的一份声明中得到了部分体现,声明显示出该 工程对外国投资开放的可能性。 应该允许所有开采企业和有权直接销售石油和天然气的 产品分 成合同的合作伙伴进入其他公司的现有管道。在北美石油天然气市场 发展过程中就曾出现过由于管道没有向所有潜在的发货人开放而阻 碍了市场发育的问题。这个问题是通过强制管道运输向所有潜在的发 货人开放准入的监管措施解决的。这对提高开发效率,尤其是对扩大 天然气市场产生了深远的影响。不管这些管道归谁所有,所有企业, 包括产品分成合同中的外方合作伙伴,都可以在不受歧视的原则下使 用它们。这样做,将避免中国走北美石油天然气市场发展过程中曾经 走过的弯路。可公开准入的管道必须输送完全合格的商品天然气,因 此,对进入管道系统的天然气,必须公布并实施严格的质量规定。这 样,管道公司和托运者都会重视质量问题。这种政策可以解决目前存 在的问题 2。 在原油方面也存在同样的问题,但可能不很严重。这是因为,相 对于天然气市场,目前中国的石油开发和原油市场更为均衡透明,并 且一些运输设施(管道和铁路)已经在运行。至于允许国际石油公司 直接销售其原油的问题,是与在炼厂的原油供给市场中引入更多的资 源供应方和更多的竞争有关。相对于鼓励国际石油公司开展更加积极 的上游活动而言,原油市场准入可能会带来更有利的效果。允许产品 分成合同中的外方合作伙伴与中国三家勘探开发公司平等地销售原 油,将在以下两个方面产生积极的作用。第一,这将有助于建立起一 个竞争性的上游市场,进而从经济上提高优化原油配置的效率;第二, 通过保证国际石油公司能够和国有企业平等争夺国内原油市场,可以 鼓励他们从事勘探开发活动。 注2 这样,公开准入将解决目前各地部分开采企业向管道输入不合格天然气的问题。 42 框图 2.2 行业改革措施:市场准入 为了使石油和天然气生产商有权进入市场,建议了如下一些措施: 1 允许产品分成合同中的外方合作伙伴直接销售其利润气,其价格通过买 卖双方谈判来确定(2001 年); 2 允许产品分成合同中的外方合作伙伴与中国的三家勘探开发公司平等地 销售利润油(2002 年); 3 允许产品分成合同中的外方合作伙伴投资于管道并拥有多数股权; 4 产品分成合同中的外方合作伙伴,不管其是否拥有石油天然气管道,都 可以在不受歧视的原则下使用这些管道(2002 年)。 2.3 2.3.3 引入市场力量:原油定价、分配和竞争 目前,虽然原油和成品油的定价机制已进行了改革,且价格也已 经与国际石油市场价格水平接轨。但是一些法规和做法还是限制了石 油市场参与者的商业经营活动,这种控制体制使国有企业无法完全按 照商业方式经营。要想充分发挥原油市场的作用,并获得竞争力量所 带来的好处,就需要进一步改革定价机制、取消进口许可证制度和政 府对原油市场的其他干预行为,因为这些行为不利于公司的商业决 策。 目前,炼油厂的原油到厂价格是参照国际价格,由公司之间的指 导性原油供应协议来确定。在企业之间无法达成协议时,由国家计委 对这些定价协议进行协调。国家计委同时负责对汽柴油零售价格的指 导性监管。虽然公司之间的原油数量分配并不是强制性的,但目前的 43 法规也为政府机构提供了强制的权力。在向完全市场化过渡的过程 中,这些措施将成为监管的障碍。因此,为了获得市场效率,必须逐 步取消这些措施。 根据中国加入 WTO 的协议要求,将逐步取消原油进口许可证制 度,这将会逐步扩大炼油企业的原油供应选择权,创造有助于供应商 和购买者就国内原油市场价格进行谈判的环境,使原油得到充分合理 的利用。在进一步进行原油定价机制的改革时,需要解决三个问题: 使用什么计量单位(是体积还是重量?);如何确定升水或贴水;对 密度和硫含量等质量波动的规定。这就要求在国内原油价格谈判中充 分反映相近品质原油的国际价格。这样的定价机制对买卖双方都有 利:双方都能够作出各自的最优决策。对于购买方而言,应将权力下 放到炼厂一级。这在工业化国家的炼油行业中几乎已经成为普遍的做 法。但是,由于中国的炼油行业尚需增加投资,以适应原料来源的灵 活性并从中获利,同时提高与进口成品油的竞争能力。因此,实施上 述措施前要先进行研究。 石油供应安全 中国目前已经成为石油净进口大国,虽然增加有效的勘探开发可 以缓解进口增长,但是这种状况却难以根本改变; 另外,一旦取消 石油进、出口和价格限制,进出口都会增加。中国政府对于民用石油 供应安全的担忧将因此增加。在提出具体解决方案之前,必须很好地 认识这些担忧。附录 3 提供了一些参考资料,并提供了一些解决这些 问题可能采取的措施,有助于减少中国政府对前景的担心。 44 框图 2.3 行业改革措施:定价、分配和竞争 为了逐步取消政府定价和配额,建议采取下述措施: z 一旦具备市场条件,国家计委对于企业之间已达成协议的价格将不再保留干 预权,也不再干预企业间与原油价格相关的事务; z 按预先设定的时间表,取消原油进口配额和许可证制度(2001 年开始,2005 年完成)。 2.4 提高石油下游领域的效率 1998 年的行业重组虽然增强了石油行业下游领域的竞争,但是, 由于这一重组方式实际上形成的是中国石油天然气集团公司 (CNPC)和中国石油化工集团公司(SINOPEC)两家寡头竞争的 局面,而寡头垄断一般无法使市场的作用得到充分发挥。因此,有必 “ 改革 要再次进行行业改革,以创造条件让更多的竞争者进入市场。 进程图” 中的建议旨在增加市场供应方,通过竞争为各方带来好处。 在过渡期结束时,整个下游炼油、进口和储存领域都将对中外各方的 资本、技术和管理技能完全开放。 石油行业下游领域为从事批发业务的小公司提供了一些机会。应 当动员中国的民间资本参与,并让国际石油公司通过合资公司的形式 参股,为他们提供进入批发领域(进口中转站、储存、运输和配售) 的机会。国际石油公司可以带来更多的资本、先进的管理技能和技术, 以及向中国公司提供技术转让的机会。和石油行业其它领域一样,国 际石油公司也会在这一领域引入环保、安全和健康保护等方面的高标 45 准。 在汽柴油零售领域,应该取消对外资的多数股权限制,以逐步增 加 CNPC 和 SINOPEC 在零售领域所面临的竞争。众所周知,两家 公司正在接收私营小加油站。要使竞争更为有效,并且使消费者能够 获得相应的好处。还可以引进采用外国公司品牌的加油站,通过采用 外国公司的品牌,这些加油站可以获得支持其基础设施建设、开展广 告宣传、品牌认同和其它消费者公关活动得费用。有必要发放足够数 量的许可证,包括每个许可证允许建的加油站数量,以确保在加油站 业务中形成充分竞争的环境。这样将增加就业,引入新的零售技术, 改善零售领域中现有供应商和新参与者的服务质量。 在炼油领域,竞争主要来自对进口成品油开放市场。同时,当目 前的过剩能力不复存在的时候,炼油领域也应对中外投资者开放,允 许他们改造和新建炼油厂。这将为零售领域带来更多的成品油供应 商,并且允许零售领域的新投资者决定他们自己的成品油供应来源。 为了使中国公司获得开放市场的第一手竞争经验,可以选择两个 地区进行试点,让取得资格的中国公司和国际石油公司在批发和零售 市场上从事经营活动,其目的是使中国公司在下游领域全面开放之前 就能够获得一些很好的经验。 在税收和定价方面,要就石油和天然气产品(包括液化石油气) 的税收进行研究,以便了解税收工具的作用及其对财政收入的潜在影 响。该研究的目的是分析这种税收对能源消费结构的影响,及其对环 保限制的伴随影响。 在国家计委保留成品油定价权期间,应当采取最高限价的方式。 其目的是消除竞争性市场运行过程中可能出现的行政障碍,因为基准 价不利于鼓励价格竞争。许多国家对成品油定价通常采用最高限价的 方式。竞争将会使价格低于最高限价,从而让消费者受益。这将有助 46 于实现完全市场化的最终目标。成品油的最高限价应该继续与国际价 格水平接轨。在现有价格监管存在的前提下,成品油价格的调整应该 与原油价格的调整同步。这就避免了成品油价格的变动频率低于原油 价格的变动频率,从而导致炼厂的利润受到不应有的影响,使消费者 能够通过成品油供应商之间的竞争获得实惠,在竞争也不能适当约束 售价的领域和地区,也能对消费者起到良好的保护作用。 城市配气系统中的市属企业目前在下游领域发挥着重要作用。他 们需要在更具竞争性的环境中运行。首先应该尽快使这些企业公司 化,并促进其股票上市发行。市属储存、分销和零售企业的公司化进 程当然不是一帆风顺的,但如果这些企业要在过渡期结束,国际石油 公司将全面进入市场之前具备竞争力,就需要加快公司化进程。这样 就可以使这些重要的中国资本和企业在全面的市场竞争中得以生存, 并作出贡献。 要使下游领域市场充分发挥作用,就要降低成品油进口关税,取 消进出口配额。同时,还要取消对石油批发和零售业务的所有投资限 制。中美就中国加入 WTO 达成的协议规定,中国将最迟于 2005 年 取消成品油进口配额,届时还将允许外国公司从事原油和成品油的批 发和零售业务;中国与欧盟之间的协议确定了非国有公司的原油和成 品油进口额,加入年份开始的时候,这个限额约为目前原油和成品油 进口量的 25%。为了实现这些协议规定的开放,“ 进程图” 设定了一 个过渡期。 由于要对中外投资者逐渐、并最终完全开放行业,就有必要讨论 一下准入条件的问题。许多国家是由政府或负责机构制定准入标准, 愿意从事某种石油业务的法人必须满足这些标准,包括:根据预先设 定的条件组建公司,具备一定的财务实力和技术能力等。为了促进有 序竞争,使资源得到最佳使用并保护公众利益,制定和实施上述标准, 47 是中国政府的一项法定职能,但不能将这些标准当作限制竞争、保护 国有企业的一种机制。对石油天然气业务参与者的“ 条件” 或“ 资质” 审查也将作为一项监管职能在第 3 章中提到,并在附录 4 中详细说明。 2.5 增加下游天然气的 天然气的市场份额 天然气有很高的专业化应用价值,是燃气涡轮式热电联产和联合 循环发电等新型能源转换技术的基础。它对于满足全国与日俱增的低 污染能源需求相当重要。在某些领域,天然气作为优化环境的现代燃 料很好销售。天然气在北美一次能源中所占份额近 30%,在整个欧 洲约占 20%,甚至在完全依赖进口的日本,这个比例也达到了 12%。 中国政府的目标是在十年内将天然气在中国能源供应中的比例 增加到 6%,即十年之后,天然气年消费量将从目前的 200 多亿立方 米上升到 800 亿立方米左右(800 亿立方米相当于德国 1999 年的消 费规模)。要在相对较短的时期内使如此大规模的天然气投入商业化 应用,将是一个巨大的挑战。考虑到提高国内储量利用率、增加储量、 从海外进口液化天然气、从俄罗斯进口管输天然气等方面的可能性, 从供应的角度看,这个目标显然是完全可行的,而且从长远来看,有 理由相信这个份额可以远远超过 6%。但也应该看到,要达到或超过 既定目标,需要加大对现有勘探开发的投资力度,以增加天然气勘探 开发活动,增加对新建和扩建管道及配送系统的投资,并消除天然气 市场化运作的制约因素。下述各项措施旨在帮助创造必要的政策条 件,以完成上述任务。 目前,以较低的“ 计划内” 价格进行分配的天然气约占 1/4,这 就扭曲了生产商和消费者获得的价格信号,不利于鼓励新的供给,阻 碍了天然气资源的合理有效利用。从九十年代初,中国政府每年都在 48 减少计划内气量,增加计划外的数量。因此,应该继续逐步取消这种 分配。同时,应当考虑对那些曾经受益于较低的“ 计划内” 天然气价 格而不是直接享受政府补贴的化肥厂进行调整。即采取直接补贴的方 式以替代其从“ 计划内” 价格中获得的优惠,但这种补贴应当根据化 肥工业的经济性来确定,使之在财政上是合理的,并且这种补贴应当 在 5 年内逐步取消。 “ 计划外” 价格可以通过协商上下浮动 10%,还有许多新 目前, 项目也都是由买卖双方商定价格,没有纳入计划内/计划外的管理范 围,中国西部土哈管道项目(Tu-Ha)就是这类新项目的实例。这一 改革已经朝正确的方向迈出了一步,但还需要进一步以市场为导向改 革定价机制,允许所有的计划外气量的价格都可以自由商定。这将成 为中国政府长期政策的明确信号,确保所有新的天然气开发项目都以 市场为导向,同时也使现有开发项目逐步进入竞争性环境。随着卖方 和买方数量的增加,天然气市场的竞争和市场化将逐步发展。 在向竞争性市场发展的起始阶段,中国政府有必要直接或通过监 管机构提供一些指导,例如,在买卖双方不能就价格和其它条件达成 协议时,指导他们如何应用市场规则。这是充分利用现有天然气市场 供应渠道、向天然气生产商提供正确的价格信号、保证经济有效地配 置天然气资源、鼓励天然气开发的必要条件 3。 目前,CNPC 在天然气批发业务中拥有“ 专营权” ,它由于拥有 大多数管道,在天然气交易中占据优势地位。为了鼓励天然气勘探开 采,应当允许国有企业和产品分成合同的合作伙伴等各类生产商,直 接向电厂和工业用户等消费者销售其发现的天然气。同时,他们也应 当有权使用现有管道进行运输,并允许他们投资于新的天然气管道。 注3同样地,国家计委对炼厂供应给化肥行业的轻油出厂价的监管也必须逐步取消,基 本理由是相同的。 49 目前,天然气管道收费设计通常是根据输送量简单确定一个统一 的费用,这种方法使管道经营风险过高,还可能增加融资成本,不能 刺激托运人实现全年高输量。如采取现代化的收费设计可以极大地鼓 励天然气市场开发,应当对此进行认真研究。 上述这些步骤是支持中国政府实现 6%目标的一整套措施。要实 现 6%的目标,除了要求更积极地开发目前的国内资源外,可能还需 要进口天然气。部分进口已在计划之中。中美关于中国加入 WTO 的 协议规定,从 2002 年开始取消天然气进口关税。 需要进一步推敲所确定的政策和监管措施。为了满足 800 亿立方 米的天然气市场,必须做好重大管网工程的规划,并监督实现目标的 进程。要随时审查上述措施的实施效果,一旦发现问题,可采取进一 步支持性措施进行调整。 为了增加天然气市场渗透率,需要解决城市天然气配售领域中的 一些问题。最重要的是要根据天然气与其他替代能源的竞争性,来制 定天然气市场规划并促进其实现。其次,要逐步使天然气配售系统公 司化,使之脱离市政府的控制和限制,更积极地开展营销业务,安排 自己的财务,并解决由目前天然气定价带来的配售收益不当问题。这 样做可以激发起一种企业精神,有助于实现政府在能源行业提高天然 气市场渗透率的政策目标。 50 框图 2.4 提高下游效率 为了提高石油行业下游领域的效率,建议采取下述措施(按时间顺序排列): z 进行石油天然气产品税收,以及与之有关的石油配售价格和利润研究(先期 ; 准备年) z 国家计委可对成品油采取最高限价的方式,以取代现行制度(建议从 2001 年开始); z 允许中国公司和中外合资企业投资并从事成品油批发市场经营(2001 年开 始); z 非国有公司获得原油和成品油进口配额(2001 年); z 确定一个时间表,逐步取消成品油进口配额和许可证制度(2001 年); z 允 许 有资质的中国公司和国 际 石油公司在两 个 试 点地区从 事成品油 批 发 和 零售业务(从 2002 年起); z 取消对外商参与汽柴油零售业务的多数股权限制(从 2003 年起),并发放更 多的许可证; z 允许外国公司拥有炼厂的多数股权(2003 年); z 加快并统一从事批发业务的市属配气企业的公司化过程,并制定这些企业的 股票上市方案(2005 年之前); z 减少成品油进口关税,取消进出口配额和许可证制度(2005 年),允许中外 投资者在中国石油天然气行业内所有领域开展经营活动(从 2005 年年底开 始)。 对其他可选择方案的分析 一种方案是授权一家或几家国有企业至少承担几个所需工程,但 51 鉴于下述理由,建议中国政府不采取这一政策: (a)西气东输管道项目的声明表明,中国政府打算让这类工程 在外国私营企业的合作下进行, (b)以政府授权的方式决定企业的投资方向,不符合“ 自主经 营” 的原则; (c)这可能与投资者对 PetroChina 首次公开发行的预期相矛 盾; (d)这可能会耗费国有企业的资金,阻碍他们承担其他工程, 其管理层可能认为别的工程也许赢利更多。 另一方案是允许国际石油公司通过使用现有管道或投资 新建天 然气管道的方式直接销售天然气。这一方案保留了国有公司(可能是 CNPC 的一部分)作为唯一的天然气全国性购买者和批发商的重要角 色。这就要求无歧视对待所有的供应商和购买者,并通过买卖双方所 确认的最好价格努力使经营活动最优化。这有些象法国燃气(Gaz de France)目前沿用的前欧洲模式。我们并不建议这种模式,因为: (a)竞争性市场方式将在时间、价格和扩大业务方面给供应商 和购买者带来更好的结果; (b)投资资金筹集不易,可能延缓天然气发展; (c)这个模式已经被先进工业化国家放弃或正在放弃。 政策选择结论 通过这种对政策选择方案的考虑,发现上述两种方案都有不足之 处。因此,没有现成的方案可循。要想增加天然气的市场份额,就必 须促进竞争性市场的发展,鼓励国际石油公司参与天然气领域的各种 经营活动。相反,要认识到国家在该行业中的作用有限,而且国家在 诸如制定宏观经济政策和处理社会安全问题等方面还有其他更为广 52 泛的责任。 竞争性市场运行的补充措施 上述措施以及加强勘探开发,将为天然气的发展创造一个较之目 但为确保实现 2010 年将天然气份额增加达到 6% 前更为有利的环境, 的目标,还需要采取一些补充措施来支持天然气的市场营销(也许从 公司自己的利益来看是必要的,因为它们有助于降低环境成本),这 些补充措施包括: (a)加强对所有燃料的排污控制,尤其在城市地区; (b)对使用高硫燃料征税,至少在特别需要关注空气污染的地 区; (c)在可以获得天然气的地方,逐步禁止除发电厂以外的商业 用户和工业用户用煤; (d)针对为更换天然气所付出的投资费用,向一些公共领域和 居民提供贷款或补助金; (e)确保其它能源政策,例如有关电力的能源政策,不阻碍天 然气发展。 必须对照目标认真监控天然气发展的速度。政府机构应该随时注 意企业的天然气供应、管输、配送和转换工程的规划和发展,并对上 述改革措施进行慎重研究。如果发现这些措施可行,应立即开始实施。 如果进展速度落后于实现 2010 年 6%的目标所需要的速度,应该立 即采取相应措施。 框图 2.5 增加天然气下游市场份额 53 为了实现增加天然气市场份额的目标,建议采取下述措施: - 研究如何逐步使计划内和计划外价格并轨(2000 年); - 取消天然气数量分配并逐步取消使用计划内价格(2001 年); - 为私营企业参与大型天然气项目开发创造或改善条件(从 2000 年起); - 根据天然气与其它燃料的竞争性,促进市场规划和开发(2001 年); - 研究并提出可供实施的补充措施,以支持天然气市场营销(2001 年); - 开放现有管道和新管道(2002 年,见框图 2.2 ); - 新项目的天然气价格要由买卖双方谈判确定(2001 年)。 54 第 3 章 监管改革:增加透明度、鼓励投资和促进竞争 3.1 监管的作用 在现代石油经济中,监管被认为是一项基本的职能,政府也为它 提供了极大的支持。例如,美国矿产管理委员会拥有 1800 名雇员, 监管联邦海域,主要是墨西哥湾内有关石油天然气的所有事务。加拿 大阿尔伯达省能源和公用设施委员会负责该加拿大主要产油省内石 油天然气行业的技术监管和经济监管。现有雇员 650 人,年度预算 4000 多万美元。其前身是成立于 1937 年的阿尔伯达省石油天然气 资源保护委员会。1995 年它与成立于 1915 年的阿尔伯塔省公用设 施委员会合并。 石油天然气监管的范围很广,包括了从地质和地球物理勘探方案 审批,到民用天然气配送网络经营的全部经营活动。监管从项目建设 开始,一直到其最终放弃、报废和清算。监管组织的结构、人员和经 费来源由其监管的范围、性质和目的所决定。 法规是石油天然气法律框架的基本组成部分。其中一部分由政府 发布,另一部分通过政府授权监管机构来发布。无论哪种情况,其目 的都是为石油天然气基本法(该法律在中国还没有发布)提供必要的 详细解释,便于应用。监管机构和整个行业都受其约束。这些法规是 通过政府或监管机构的指令来制定的,它们也可以通过同样的方式得 到改变。因此,相对于基本的法律而言,它们的稳定性较低,更具灵 活性。正确起草和实施这些法规,将指导石油天然气行业的发展,为 吸引各方投资提供依据。 55 3.1.1 监管机构 中国石油天然气行业现代监管的设计须经政府批准,并由设立在 政府内的监管机构负责实施。该机构的高级成员被授予监管的自主决 策权,保证其任期为 3~5 年左右,由一些专家协助,并有适当的经 费。可授权一位资深部长作为监管机构与国务院的联系人,了解监管 机构的活动、预算等情况,把握监管机构的总体政策方向,但不干预 其对具体事务的决策。本章将分以下几个方面阐述监管机构的性质、 职能、组织以及实施监管的法律依据和程序:业务范围(见 3.1.3); 与政府部门的关系,包括职能的界定(见 3.2.1)和决策的独立性(见 3.2.2 和框图 3.1);其监管规定和程序的透明性原则, ;实 (见 3.2.4) 施监管的法律依据(见 3.2.5);监管机构组成的备选方案 。 (见 3.3.1) 此外,还提出了组建监管机构需要解决的若干政策问题(见 3.3.2)。 3.1.2 监管改革的必要性 上文已经指出过,现在要特别强调的是,需要具有一致性的天然 气政策和相应的天然气法规。如果宏大的天然气计划得以实现(2010 年天然气在一次能源消费结构中占 6%),对明确的政策决定及其相 关法规的需要就会很迫切。这些法规及其实施必须具有坚实的基础, 要公正和透明。这将有助于形成达到政府政策目标的市场规范,有助 于为投资者创造公平的竞争环境。吸引外国投资,是该行业发展的主 要动力之一。 中国石油天然气行业目前没有统一的监管框架,从而导致缺乏明 确的机制来规范行业运作。这种状况制约了行业的发展。通过实施监 管改革及第 2 章所描述的行业结构改革,必将促进未来的发展。 监管改革的一般理由已在第 1 章中简单地提到过。新型监管的特 56 殊理由在下面各节中阐述。主要要讨论的是,采取计划经济方式的监 管不能满足社会主义市场经济的需要,理由如下: : (a)旧式监管不适应市场发展:对石油天然气价格、油气产品 流通和企业投资等方面的控制,阻碍了市场力量的运行,使企业经理 人员不能按业主的最佳利益行事。这些控制必须调整和取消,以实现 行业开放。 监管对健康、安全和环保问题重视不够:现行人员 (b)旧式监管对 : 健 康、安全和环保等领域的监管,即使在某些方面是足够的,但在许多 方面并没有得到综合有效地执行。因此,需要引入国际高标准的技术 监管,并由独立的机构公正地实施。 监管在某些领域存在“ 缺位” :例如,对石油天然气生 (c)旧式监管在 产运行的监督,以防止国有资源的浪费(比如,油藏管理不善或不必 要的天然气燃烧);又如,对管道的监管,确保那些希望运输其石油 和天然气的任何有资格的各方能够获得准入。 (d)缺乏保证有效监管的体制基础:旧式监管在政府内是分散 的,许多部委和机构中的部门都拥有石油天然气监管职责。相反,没 有一个组织作为该行业的基本监管主体,对现有监管活动之间的协调 也没有明确的规定。 明: 央计划经济时期的监管程序达不 (e)旧式监管程序不透明:中 到新型监管所要求的标准。例如:旧式监管程序通常没有从政府政策 职能中适当地分离出来;国有企业仍然保留了部分监管的角色;旧式 监管程序缺乏透明度,也不能保证在具体的决策中不受行政干预。 从长期来看,旧式监管难以适应行业市场化的需要。如果要创建 一个积极的市场环境,必须对旧式监管进行改革。与行业结构改革一 样,本方案也应该按照设立灵活务实的过渡期的原则来实施。监管改 革是结构改革必要的配套措施,监管改革的实施将支持并推动结构改 57 革。因此,监管改革必须与结构改革同步。 3.1.3 新型监管的广度和深度 新型 监管 回 答 的是这 样 一个问题:“ 为了 创 建一个有 益 于 竞争 的、以市场为基础的石油工业监管框架,需要做些什么?” 新型监管 意味着“ 政府对企业的控制和指导仅限于市场规律是不起作用的业务 领域” 。 大体上说,有四个市场力量无法调节的领域需要监管,即: 1.技术监管 主要包括工程技术、油藏管理、健康、安全、环 境保护等; 2.经济监管 通常涉及到管道和天然气配送系统等自然垄断设 施的服务价格、服务准入和服务质量; 此外,其它两方面的监管也应由石油天然气监管机构来负责: 资源和财政监管 包括有关管理油气矿产资源的一些行 3.矿产资源和 政职能,如出租探矿权和采矿权、为国家收取矿区使用费等有关税费、 建立有关数据库并在一定的范围内对外开放等。 4.石油天然气业务的参与者的资格 确保他们的技术能力、财 务实力和管理能力是适合进入该行业的(参见附录 4)。 以上所建议的监管活动全部列于附录 1,环境监管问题将在附录 6 中作进一步详细讨论。 3.2 监管框架:鼓励投资的原则 在中国建立一个新的石油天然气监管框架,应该遵循 5 个原则: (a)监管与政策制定相分离; (b)独立的监管决策; 58 (c)取消国有企业在政策和监管方面的职责; (d)透明监管; (e)坚实的法律框架。 在基于上述原则的监管框架实施之后,一种“ 新的监管文化” 将 会出现,其特征是:监管措施公平地适用于所有企业,决策具有稳定 性和可预见性。这就意味着,有关各方能够预见长期实施的基本监管 方式,监管机构在处理相似的实际问题时,会作出基本相似的决策。 这将会增加企业的信心。 3.2.1 监管与政策制定相分离 对企业活动的全面控制是中央计划经济的主要特征。在这种模式 下,政策和监管职能是合并在一起的。但是,在社会主义市场经济日 益发展的形势下,企业的活动越来越受到市场的支配。那些不由市场 控制的活动要受到独立的监管。政府的主要政策手段不再是对投资的 审批。取而代之的是,作为一项整体职能,它将集中精力为行业和整 个国民经济的发展创造宏观政策环境。 在社会主义市场经济中,有关政府在石油天然气行业中的政策角 色主要涉及如下几类问题: (a)保障长期供应; (b)管理国内资源; (c)保障市场公平运行; (d)创造吸引外国投资的有利环境; (e)行业就业和社会福利问题。 政府在上述方面制定政策和政策原则。在很大程度上,这些政策 和政策原则是通过某种形式的独立监管来实施的。为了有效地实施监 管,政策和监管的职能必须从组织上相互分开。政策制定者不能作出 59 影响具体企业的监管决策;监管者在作出具体决策时,必须考虑宏观 政策,但是没有制定政策的职能。 3.2.2 独立的监管决策 监管决策应只能由监管机构作出,而宏观政策环境则由政府政策 层负责。但是,在一定权限范围内,政策制定者保留了对监管机构重 大决策的否决权,比如大规模进出口天然气、大型管道建设等。 独立监管的其它特征和要求包括: (a)企业不能对监管机构施加不恰当的影响; (b)监管行为应当具有很高的权威; (c)监管者要有任期保障,以减少其由于作出的决策可能不受 企业或政府欢迎,而产生的失业恐惧; (d)监管机构应有足够的经费,以保证其有必要的人力资源和 财力,以完成他们所承担的职责。相对于由政府预算提供经费而言, 监管机构从“ 服务收费” 或对行业经营活动收费中获得经费,是一种 更好的方式。 这种条件下的独立监管,比如,由监管机构在不受外界影响的情 况下独立对环境进行监管和对垄断进行控制,对公众而言,会增强信 心;对企业而言,有助于为所有的参与者提供公平竞争机会,从而改 善投资环境。 框图 3.1 提供了关于独立监管主要原则的总结。 框图 3.1 独立监管的原则 重要的是,监管机构能够对管道收费和服务准入条件等作出自主决策,并且 60 只能以申请人和感兴趣各方提出的具体事实为依据。“ 自主决策” 一般是指决策 者能够在各个方案中进行选择。例如,管道公司投资项目不同的回报率可能决定 了与之有关的商品或服务的价格。这与“ 行政决策” 形成鲜明对照,行政决策依 据的是申请人是否符合预先设定的主要事实标准或条件。 自主决策的独立性对受监管设施的投资者和使用者来说是重要的。独立性保 证了各种来源的压力(无论政治的还是商业的)不会影响具体个案中的决策。这 是在监管公用设施行业中树立信心的重要因素。 为了维护独立性,监管机构不应接受政府政策层的指令,并且所有的沟通和 提交监管机构的证据都应公开。最终一定要依据这些公开信息作出决策。 独立性也能通过如下一些方式得到保证,监管人员的任命期限要固定(3~7 年),通过服务收费或对行业经营活动收费(比如按管输量)为监管提供费用, 而不依赖于政府预算。 独立的监管机构应该受到政府政策的影响。无论这些政策是针对一般经济还 是专门针对这个受监管的行业。对此,加拿大提供了两个例子。其一,八十年代 初期,国家处于快速通货膨胀时期。政府要求所有的监管机构将其监管的所有产 品的价格增量限制在政府规定的最高限量范围内。能源监管机构在价格决策中考 虑了这个最高限量。其二是,1985 年,政府宣布进行全国能源政策改革,减少 行政控制,推进市场化。能源监管机构对此的响应是,取消石油控制,允许天然 气生产商更顺利地进入出口市场,要求管道向第三方提供使用权,这样各个天然 气卖主和买主就能够直接进行交易。 3.2.3 取消国有企业在政策和监管方面的职能 只要国有企业拥有自我监管和参与监管的职责,并且在政策制定 中也发挥一定作用,那麽市场就不会是公平的。政策制定是政府政策 层的专门工作。自我监管,即使能够得到自觉遵守,但仍存在被滥用 的可能性。国有企业参与监管是其它竞争者无法接受的。国有企业的 61 经营管理必须是自主的,并将精力集中在商业活动。解决办法是,取 消国有企业制定或参与制定政策的任何职能,并尽可能将监管职能移 交到全国性的监管机构。 3.2.4 透明监管 “ 监管的透明性” 意味着,具有合法权益的被监管实体和部门, 应该知道监管所遵循的所有规则和程序。个案处理中,除商业秘密外, 所有事实均应公开,并且监管机构的决定及其理由也应公开。 透明监管的一个例子是,新的天然气管输收费办法的申请文件要 公之于众;有关各方的支持或反对意见要公开;如果需要举行听证会 来审查文件,听取争论,则听证会要公开,监管机构根据事实和争论 作出决策,决策的理由也要公布;同时,监管机构应每年向公众报告 其监管活动。 透明性与独立性一样,是增强企业和持股人对监管公正性信心的 重要因素。同时,透明性也有助于决策的一致性和稳定性,这些都是 良好监管应具备的特征。 3.2.5 坚实的法律框架 新型监管要成功运行,需要一个法律框架,这个框架要适应社会 主义市场经济的特征,为建立和加强监管制度提供法律依据。 制定一个适当的法律框架,将给予政策制定者对监管机构合适的 监督权力,同时也给予监管机构独立处理具体个案的权力。法律框架 将对监管程序的透明性作出概括性的规定,并对监管决策的申诉作出 规定。各级政府机构、中央和省级监管机构将具备现代监管所需的合 适的法律依据。 法律框架应该赋予新型监管永久性和确定性。同时,它也应该明 62 确不再采用旧式监管。这些都是增强公众和投资者信心的附加因素, 下面将对此进行讨论。 国际上监管的最佳实例 为了展望现代石油天然气监管的内容和结果,关于行业结构和监 管改革的国际最佳做法在附录 5 中提供了一些例子。其中涉及到的国 家在过去 10~15 年间,成功地实现了行业结构调整,并引入了新型 监管。在加拿大的例子中,还涉及到原有监管如何适应新的政策目标。 3.3 行业监管的建议和目标 到 2005 年底的最终目标是,在石油天然气行业的上游和下游领 域建立起公平、全面和永久的石油天然气监管体制。这个体制将: (a)对油气矿产资源和相应的财政领域实行有效的管理; (b)在工程的可靠性及健康、安全和环保等方面实行高标准的 技术监管; (c)在收费、服务和投资项目等方面对垄断性设施实施有效的 经济监管; (d)监控市场运行; (e)保证进入行业经营活动的企业受到公平对待。 应该建立透明的程序,向受到监管影响的所有各方提供全面的信 息,并向政府和公众定期报告监管活动及其结果。新型监管将推动和 支持行业结构改革。 3.3.1 组织结构选择 一个选择是,到 2005 年底,创建相互分离的上游和下游监管委 63 员会。其专门职能列于附录 5。这种建议是出于下面一些考虑: (a)行业中不同领域的组织形式不同,不同领域最终也是由不 同的公司组成; (b)下游监管具有更多的自主决策成分; (c)上游和下游具有不同的开放方式; (d)各领域的技术监管要求不同的技术和管理能力; (e)政府作为矿产资源的所有者和出租人,要求获取利益,这 与监管下游领域的目的完全不同。 第二个选择是,建立一个监管委员会,其中包括两个“ 分支机构” 分别管理上游和下游领域。 3.3.2 要解决的政策问题 无论 选择哪 种 组 织结构,都有 几 个 重要的 宏 观政 策 问题需要 解 决,比如: (a)根据附录 2 中列出的监管活动,应当由哪个部门负责石油 矿权的管理; (b)在监管事务中,允许监管委员会自主决策的程度,例如, 是让监管委员会还是让政策制定者来决定允许哪类消费者有权选择 自己的天然气供应商; (c)监管委员会在具体个案中能够自主进行监管决策的范围, 例如,在没有政府政策层的参与下,是否允许监管委员会审批大型的 新建项目; (d)政府政策层与监管委员会之间进行沟通的规定,例如,向 监管委员会传达一般的能源、石油或天然气政策建议,而不是干预或 64 试图干预具体个案的监管决策; (e)对监管委员会决策进行申诉的安排,例如,什么样的决策 可以被申诉,在什么地方和向哪一级机构申诉,是在监管委员会内部 还是外部进行申诉; (f)新的监管委员会与国家现有监管部门的关系,这些部门目 前正在行使应当移交监管委员会的职能。 (g)向地区和省、市各级下放权利的问题也很重要,需要在此 进行专门讨论。 下放 国家监管权利的下放 目前省市一级在城市天然气配售系统和商业协议等方面已经形成 了行政管理机构。这些机构及其人员具备一定的工作经验,适应当地 条件,并且熟悉被监管企业。但这种管理模式过分服从当地的社会和 政治形势,有时迫使配售企业进行非商业性经营,阻碍了企业在不断 扩展的天然气行业中发挥重要作用。 在澳大利亚、加拿大、俄罗斯和美国等联邦制国家中,宪法分权 使各州或省政府有权负责其辖区以内的全部经济活动。因此,这些国 家各州内部的石油天然气业务,主要是油气钻井和天然气配售,接受 州级监管。联邦(国家)政府的职责涉及海上石油天然气业务和跨州 天然气配售。在大多数情况下,州或省级监管是长期和可靠的(见 3.1.1 节对加拿大阿尔伯达省能源与公用设施委员会的介绍)。除根据 宪法进行分权外,还有一些带有纯粹地方特点的业务由地方监管机构 负责。 中国不是联邦制国家。而且实际情况表明地方政府对天然气的行 政控制并未很好执行。有的地方机构不服从中央指令,例如国家计委 65 的价格指令。因此,对于现有地方机构准备认可和接受新型监管改革, 我们不能过于乐观。现在天然气配售领域已经向外国公司开放,一旦 他们投资于新的天然气配售业务,与省、市监管机构相比,他们对国 家级监管机构的稳定性和公正性会更有信心。 中国监管机构的权利下放问题在政治上显然较为敏感,行政管理 上也比较复杂。因此,需要进行进一步研究。不过,工作组建议,如 果要下放权利,那么地区、省市各级要遵循国家监管程序标准和投资 回收等方面的准则。否则,政府将难以完成其促进天然气在能源市场 中增加份额的重要任务。 技术监管更应该是纵向的 目前,各类技术监管的管理分散在几个政府机构和国有企业中。 将来,各类技术监管职能应是集中的。它将客观地实施较高的国际标 准。其要点包括: (a)国家环保总局将继续制定国家级环境标准。 (b)对石油天然气的监管一般将采取“ 一个窗口” 的管理模式, 这就意味着,石油天然气项目的所有环节通常均由一个机构来审批。 (c)一个监管机构的监管标准和监管活动与一般性 “ 横向” 监 管(例如,监管机构的环境监管与国家环保总局的环境监管)之间可 能会发生冲突,但这可以通过仔细规定权限和权限中的任务,适当授 权石油天然气监管机构实施由“ 横向” 环境监管机构制定的标准来解 决。 (d)例如:石油天然气工业硫排放、处理并清除危险化学制品 及放射性材料的使用由有关“ 横向” 监管机构负责直接或间接监管。 天然气燃烧、污水回注和井场清理等所有石油天然气行业特殊业务由 “ 纵向” 监管机构负责。 66 (e)甚至在某些由其他机构制定标准的领域,也可按“ 一个窗 口” 的构架授权专门行业监管机构负责实施,以提高效率。 (f)在适当的地方,监管业务可以由地区或省市一级完成。但 是,监管要求、程序和执行都要依据国家标准; 一个部门负责发放许可证可提高监管效率。相对于职责被分散在 “ 一个窗口” 将提供更为有效的监管。 多个机构中的监管体制, 经济监管应逐步减少 石油天然气行业的经济监管在过渡期间将会减少,因为许多现有 的控制将被取消,石油天然气的价格和流通将更多地由竞争性的市场 力量来决定。同时,在行业中需要监管的领域,将引入现代监管体制, 以替代竞争。这将推动和鼓励石油天然气(尤其是作为商品的天然气) 的竞争性市场的运作。 3.4 过渡期 表 3.1 和表 3.2 概括了 2000 年~2005 年过渡期内及以后的监管 任务。前后的监管环境有两个最大的不同,第一,从发放进出口许可 证的方式过渡到仅仅监控的方式,第二,对石油天然气价格和费率的 管制将在 2005 年前取消。 67 表 3.1 2000 年~2005 年过渡期内的监管领域 业务活动 矿权和财政监管 进出口 价格和收费 服务标准 大型工程审批 技术监管 上游 石油 是 许可证 是 是 是 天然气 是 许可证 是 是 是 下游 管道 是 准入 是 是 炼油厂 是 是 分销 天然气 是 是 专营权 是 石油零售 许可证 是 当地 是 表 3.2 充分市场化后的监管领域(2005 年后) 业务活动 矿权和财政监管 进出口 价格和收费 服务标准 大型工程审批 技术监管 上游 石油 是 监控 否 是 是 天然气 是 监控 否 是 是 下游 管道 是 准入 是 是 炼油厂 是 是 分销 * 天然气 是 是 专营权 是 石油零售 监控 否 当地 是 * “上游”包括勘探、开采、集输和净化。“下游”包括天然气净化出厂和原油进入外输管道后的所有 业务领域。 * 配送收费,不是天然气售价。 下面各节,叙述了 2000 年~2005 年间要完成的具体任务。 3.4.1 过渡期内的组织和关系 在建立新的行业结构和监管体制的过程中,需要决定由谁来履行 以下职能:审查所有的研究和建议、对临时的监管活动进行监控并在 必要时调整实施进程。为此,我们建议: 首先,由国务院授权组成一个具有必要权威的“ 改革领导小组” , 68 作为“ 改革后盾” ,来作出高层决策,承担行业结构改革和监管改革 的监督职能。这是关键性的组织步骤。该领导小组的负责人具体负责 改革的各项事务,并向国务院汇报改革进展情况。为了确保这位负责 人在监管组织设计和人员配备等方面公正行事,一开始就应明确他将 不在未来的监管委员会中担任高层职务。 组织结构 立即建立一个新的常设监管组织是行不通的。建立常设监管组织 所需的法律和行政的工作量很大,须费时日,并且启动监管改革也要 花费一定的时间和精力。为此,在过渡期内,需要建立一个临时监管 组织,负责根据新目标来协调现有监管(如成品油价格的监管)以及 。这个组织还要负责 实施新的监管(如对开放管道运输准入的规定) 监控和报告监管改革和结构改革的进程。 首选的方式是,确定一个“ 首席临时监管人” ,以及分管上游和 下游的两个副手,赋予其开展工作的权力。首席临时监管人将完全负 责管理监管改革的各个方面。在过渡期内,他有权得到政府部门和机 构的合作。他向“ 改革领导小组” 及其负责人汇报。很显然,临时监 管组织的人员组成是一个很重要的问题。无论“ 首席临时监管人” 的 想法能否实现,都需要一批富于献身精神的、满腔热情的人投身监管 改革。他们组成“ 核心小组” 向上游 向 和下游的两个副手报告工作,并 且需要马上得到培训,其中的法律工作人员要很好地理解目前的石油 天然气法律法规。这个小组最初可由 15 名专家组成,应该从需要合 作的部门和机构中精心挑选。要定期对小组的编制和培训进行认真评 估,并及时作出调整。 采纳“ 首席临时监管人” 的作法对监管改革成功至关重要。他的 重大失误则可能导致对整个改革的偏见,并危及常设监管委员会的顺 69 利组建。应赋予他适当的权力,提供充分的条件,使其倾尽全力,履 行应尽职责。 组织关系 为使临时监管组织能够运行,必须仔细研究各有关部门和机构间 的关系。过渡期内有关部门和机构在各个领域的全部监管活动必须得 到明确。这些活动包括最终要放弃的监管活动和新的监管活动。过渡 期结束时,成立常设监管委员会,并被授予权力,具有完善的组织、 充实的人员和足够的经费,能够正常运行。 国有企业(或“ 行业协会” )所承担的技术监管必须在组织上从 国有企业中分离出来,独立运行。最后,这些职能和工作人员应转移 到常设监管委员会。 制定永久性监管方案的职责 应该考虑由谁来集中精力承担在政策、技术、立法和组织等方面, 制定永久性监管方案的任务。这可能是临时监管组织的一项职责。这 样安排的优点是随着临时监管组织活动的逐步开展,其所掌握的信息 以及人力资源也会不断增加,这将有利于永久性监管方案的制定;缺 点是由于承担的监管责任越来越重,会不利于其集中精力考虑永久性 方案。因此,还有一种选择是由一个不承担监管责任的独立组织来履 行这个职责。框图 3.2 和表 4.1 概括了这些建议。 70 框图 3.2 对组织措施建议的总结 要点如下: z 为行业结构和监管改革 确 定部 级 或 副部 级 的改革 领 导 小组 负责 人作为 “ 改革后盾” 。 z 挑选“ 首席临时监管人” 以及上游和下游的两个副手,并赋予其权力 z 挑选一个多学科的“ 核心小组” ,配合上游和下游的两个副手工作,并马 上接受培训,其中的法律工作人员要了解有关石油天然气的现行法律法 规。 z 为过渡期内要进行的各类监管活动确定联系部门和机构。 z 实施这些步骤的过程,应该是一个不断审查、评估的过程。同时,应不 断地向政策层报告过渡期进程和临时监管的经验。 3.4.2 监管改革所需要的一些准备性研究 在监管改革的过渡期开始时,需要开展并完成一系列研究工作。 在实施永久性监管体制之前,这些研究要提前进行。 1.对现有监管进行改革的建议:包括由中介机构(“ 协会” )实 施的上游技术性操作的和环境的监管等,这些监管活动已经从国有企 业中分离出来; 2.廓清现行监管体制。 3.临时的和常设的监管组织与其它组织的关系。必须对以下问 题进行研究并作出决策: (a)它在中国政府机构中的地位; (b)与其它部门和机构之间关系的界定,包括与国有企业以及 71 “ 协会” )之间的关系; 和国有企业有联系的组织( (c)权力(它们能做什么及针对谁); (d)广泛意义上的内部结构(具体的组织设计应该留给各自的 管理层); (e)人员编制及来源; (f)经费及获得这些经费的方式(例如,从提供的监管服务中 收费、根据管道等有关被监管实体的产量收费); (g)各级政府监管职责的划分(中央政府、 。 省政府和地方政府) 4.为四个主要监管领域制定监管政策。例如,关于获得矿产资 源勘探开发权的程序,监管政策应该是一个机制性过程还是可以自主 决定的?在技术监管领域,监管政策是“ 指令性的” ,还是“ 目标导 向的” ?对于经济监管,管道收费是采用“ 最高限价” 方式,还是采 用 与 服 务成本有关的一 些 方 式 ? 如 何 规 定石油业务 准入 的主要 标 准? 5.确定基本的监管技术。与特定的监管政 。 策决定相一致,需要 决定“ 如何去做?” 。例如,如果技术监管是指令性的,那么如何制 定相关的标准?哪些应该采用国际标准(API, ISO)?如果管道收费 由服务成本方式决定,那么需要收集什么数据?何种会计准则才能满 足这种监管方式?需要采取必要的监管政策和监管技术,以帮助进行 上述决策。 。需要确定哪些监管规定要列入法律(这些 6.立法设计和实施。 ,哪些要列入法规(这些规定改变起来容易一些, 规定一般很难变化) 因而具有“ 灵活性” );哪些监管权力由政策制定者保留,哪些授权监 管机构行使。还要考虑现有法定权力中,有哪些并在多大程度上可以 继续用来满足新型监管的需要,有哪些需要重新制定,以便获得一个 72 崭新的开端。 一旦这些研究工作完成了,就需要对监管改革活动的法律“ 依据” 和起草这些法律作出安排。法律的起草和制定需要开展一系列复杂的 工作。必须由临时监管组织内精干和熟练的法律人员在先期准备年就 着手进行。为了彻底实现监管改革的目标,要求在 2005 年完成包括 成立常设的上游和下游监管委员会、修订或取消现行法律法规等在内 的所有法律、法规、指导方针方面以及其它方面的准备工作。 3.5 监管改革的结论 过渡期结束时,所有的监管改革工作都将全面完成。中国政府和 石油天然气行业具备了按国际高标准设计的现代监管框架。这种框架 借鉴了其它工业化国家几十年的经验教训,以综合配套的方式建立起 来。在某种程度上,它将优越于其它国家的监管框架,将是第一流的。 建立这种框架既是顺利进行结构改革的必要条件,也是支持这种改革 的必要手段。 综上所述,本章讨论的主要内容包括: 要的。 前的监管基于计 (a)取消旧式的、不适当的监管是必要的。目 划经济体制,不适应中国正在向社会主义市场经济的转变。 (b)三类截然不同的监管内容,即矿权和财政监管、技术监管 和经济监管,每类监管必须要区别对待。 (c)监管与政策制定的分离是前提:实现了这一点,政府政策 和市场自主发展的目标冲突将会消失。 (d)新型监管必须是独立和透明的:国有 明的: 企业不再参与监管, 以避免与其它企业可能存在的利益冲突。决策透明可使国际石油公司 73 完全了解监管程序及其理由。 (e)需要一个坚实的法律框架:监管所需的 框架: 法律法规框架必须 是明确的、一致的,并遵循国际惯例。 74 第 4 章 总结:挑战和实施步骤 4.1 主要挑战 行业改革和监管是石油天然气行业的重要问题,也是培育充分竞 争性市场的决定因素。必须完成很多操作性工作,以实现油气行业改 革和新型监管的目标。这些工作在政府组织机构、人员安排以及监管 所需的特殊要素等方面面临强大的挑战。为了完成这些工作,中国政 府必须正视挑战,从当前行业结构和运行实际出发,充分考虑加入世 界贸易组织的协议,制定一个逐步过渡的《进程图》。 从行政控制方式向更加市场化方式过渡是一个艰巨的过程,将会 面临许多可能的、难以预料的困难。需要深入研究,认真筹划,分步 实施,适时调整,以平稳运作,少走弯路。 最为困难之处或许在于转变观念和行为方式。公司经理人员必须 从习惯于政府控制行业转到适应市场环境、追求经营业绩上来;政府 官员应从关注中央计划和对经济的直接控制,转到集中精力制定旨在 防止阻碍市场发育和运行的行为、鼓励以市场为基础的高效率的总体 政策框架并监督其实施上来。 这一切都将给整个体制带来很多压力。完成改革的阻力不小,但 潜在的收获对于中国来说至关重要,而且收获将远远超过风险。与那 种“ 传统运营” 方式相比,这种改革可以改善供需平衡,增加天然气 市场份额,减少大气污染,促进中外资本、企业家以及他们带来的新 技术进入油气行业。从而创造高价值的新就业机会,使各类消费者在 质量和价格等方面受益。基于这种前景,联合工作小组确信值得迎击 挑战,承受改革带来的风险。 75 4.2 过渡期和法律框架的必要性 引入市场化方式不可能一蹴而就,必须循序渐进。制定新的法规 是过渡期的一项重要任务。这些法规经国务院批准之后,可以在过渡 期内临时实施。虽然立法的工作量很大,须花费时日,但这些法律法 规是行业改革和监管改革的合法依据,有助于创建监管环境的稳定 性,建立起一个“ 政策框架” ,指导石油天然气工业。只有引入它们 后才能开始实施行动。因此,应尽快颁布这些法律法规,规定新监管 政策和监管框架的内容。其要点包括: (a)在石油上游领域及其监管中建立现代法律框架和监管框架, 使中国能够吸引国内的民间资本和外国资本来开发油气资源。 (b)在下游领域,以发展天然气工业以及增加天然气运输、配 送和销售领域中的竞争作为目标,指出哪些领域将继续受到监管,规 定监管机构的组成、权力和监管活动。 4.3 启动的切入点:天然气行业下游监管 实施新型监管需要一个启动切入点。一个明显的领域是天然气下 游监管,首先是天然气长距离管输,然后是为合理监管城市天然气配 售制定国家标准。 2000 年 7 月的西气东输管道工程声明使潜在投资者看到了中国 天然气领域的发展前景,但也不可否认这样一个事实:在中国,这个 行业的重要领域刚刚向外国公司开放。目前,还没有天然气下游领域 的专门监管。天然气行业需要一个监管框架,缺少它将阻碍该行业的 投资和发展。 世界银行目 前正 在中方的密切合作 下为天然气下游领域现代监 76 管进行大量准备工作。这项“ 中国天然气下游领域实施监管框架研究” 以本联合报告为依据,涉及监管职能、监管原则、监管技术和过渡期 的安排等方面。现在正在讨论第二阶段研究的工作大纲,其中包括监 管组织、程序和起草天然气法。 本报告提出 了尽 早建立与天然气 下游有关的 临时监管 机构的 步 骤。应当考虑在 2001 年成立天然气下游临时监管机构。这样的现代 监管“ 示范” 项目将明确表示政府继续推进改革的决心。这项工作应 与西气东输工程适当挂钩。就具体操作而言,它将为联合工作小组下 一步工作打下基础。其设计不应造成分散式监管,而应当为建立一个 综合性下游石油天然气监管机构铺平道路。 4.4 实施和《进程图》 下面的《进程图》是过渡期所需的主要措施的指南和概括。 77 五年进程图:政策、结构、监管和立法 表 1: 年度 政策 结构 监管 立法 先期准备年: 政策公告: 石油 研究制定结构改革 临时监管组织 2000 年 • 行业结构 和监管改革的工作 中的法律人员 重组 审查财政条件、有关许可证发放及延期的规 范围(持续过程) 全面了解所有 • 建立现代 定和产品分成合同条款 监管所需的现 监管 确定实施监管的关 有法律文件 研究成品油的税收和定价 键任务: 任命“改革领导小 编制和分析现 政策指导 研究取消现有原油分配、原油价格和成品油 组”负责人 行石油行业的 • “ 一个窗 零售价格制度后所产生的影响 法律法规和监 口”的监管 廓清现有监管程序 管清单 方式 研究取消原油和成品油进口配额和许可证 制度 创建临时监管组 织,确定办公地点、 天然气 工作关系、职权、 组织结构、人员组 研究逐步取消计划内外定价 成和培训。确定“首 席临时监管人”和 ,并赋 “核心小组” 石油和天然气 予其权力 研究管道开放准入和收费规则 研究如何监控和报 告结构改革、监管 改革和市场发展进 程 78 表 2: 年度 政策 结构 监管 立法 2001 年: 发布的政策决 石油 对管道收费和使用 检查确认是否 过渡期开 定: 准入作出监管决 可以使用现有 始 • 取消原油 允许中国的勘探开发公司在陆上和海上从 策,支持产品分成 的法律文件,必 分配、进 口 事勘探开发 合同的合作伙伴能 要时进行修改 限制 够直接销售石油和 确定非国有公司的原油和成品油进口限额 天然气(2002~ 检查是否需要 • 逐步取消 2003 年生效) 修改法律,如果 或 统 一天然 制定逐步取消原油和成品油进口配额和许 需要,则开始修 气 计划 内 外 可证制度的方案(2005 年前完成) 取消国有企业和行 改 价格 业协会的监管和政 允许中国公司和中外合资企业投资并经营 策职能,监管职能 法律人员作出 成品油批发业务 转移到临时的及最 立法目录 政策指导: 终的监管组织,政 发放产品分成 汽柴油零售价格采取最高限价的方式 策职能交回给政府 法律人员起草 合同区块 部门 所需的法律 天然气 开始监控并报告结 最大限度地逐步取消计划内天然气分配 构改革、监管改革 进程和市场表现 所有新的天然气工程项目实行更加市场化 (持续工作) 的价格制度,根据天然气与其它燃料的竞争 力,促进市场规划和开发 开始对监管政策进 行研究并作出决 中国公司和产品分成合同合作伙伴直接向 策,联合工作小组 消费者销售天然气 也参与此项工作 (2002 年初完成) 石油和天然气 研究和作出技术监 通过实施更为积极的区块许可政策,增加可 管决策(2002 年后 供勘探的区块:打破目前中国公司划“地域 期完成) 而治”的状况,促使区块向对勘探前景持不 同看法的公司转移,增加可用作产品分成合 同招标/决标的勘探区块数量,并提供更具 前景的区块,探矿权,勘探许可证的延期条 件要得到严格执行,并提高持有许可证的费 用,所有新的和可转让的勘探区块都可采取 产品分成合同的方式与国际石油公司合作, 并可采取每年竞争性招投标的方式获得 表 3: 79 年度 政策 结构 监管 立法 2002 年:第 不需要新的政 石油 完成对监管政策的 当政策和技术 二个过渡 策公告或决定 研究和决策 工作完成并得 年 不再审批炼厂到厂原油价格 到批准以后,法 政策层获得关 完成对监管技术的 律人员开始起 于行业结构和 中国公司和产品分成合同合作伙伴直接向 研究和决策(经济 草工作 监管改革进程 客户销售其利润油 监管,土地和财政 的定期简报 监管,技术与健康、 政策层考虑制 启动成品油市场自由化的试点 安全和环境监管) 定《石油法》等 法律,制定技术 石油和天然气 临时监管组织继续 监管法规的工 监督竞争性产品市 作仍继续进行 允许外国投资者拥有管道的多数股权 场的过渡,以及结 构改革和监管改革 引入管道公开准入的监管机制 的其它进展 表 4: 年度 政策 结构 监管 立法 2003 年:第 发布经过修改 石油 巩固年:没有新启 制定促进石油 三个过渡 的或最终的石 动的工作 天然气商品市 年 油天然气定价 取消外国公司在汽柴油零售业务中的多数 场化的法规 政策 股权限制,允许外国公司拥有炼油厂的多数 临时监管组织已经 股权 与有关部门建立了 法律人员完成 良好的合作和协调 体现监管技术 关系,临时监管制 的立法工作,并 度有效运行,促进 使之生效 了行业结构改革, 监督向竞争性产品 市场的过渡,向政 策层提供定期报告 和评估 继续审查和调整临 时监管组织及其工 作人员的规模和能 力, 人员培训继续 进行。 80 表 5: 年度 政策 结构 监管 立法 2004 年:正 根据正式审查的 临时监管组织完 全部法规的起草 式审查年 结果,决定完成监 成对监管改革方 工作结束 管改革过渡,建立 案的正式审查,逐 监管委员会 级上报,提交国务 国务院作出积极 院讨论和决策 决策,授权开展任 何所需新法律的 起草工作 81 表 6: 年度 政策 结构 监管 立法 2005 年:完 不需要进一步决策 石油 所有监管职能和监 继续并完成法律 成年 管活动都集中于临 起草工作 全国人民代表大会 完全取消原油进口配额和许可 时监管组织,所有 审批新的立法 证制度 的工作人员集中办 人民代表大会和 公(前几个月) 其它立法机构批 削减成品油进口关税,取消进出 准并颁布新的法 口配额和成品油进口许可证制 强化人员培训和合 律框架 度,取消关于投资石油天然气业 作 务的所有经济管制,无论是上游 还是下游 成立上游和下游监 管委员会,并接管 加速从事批发业务的市属企业 全部监管职能 公司化,并制定其股票上市方案 (2005 年前) 对中国公司引入招标取得新的 勘探区块 82 附件 1 参与“ 中国石油天然气行业监管框架” 项目研究的 专家名单 (按字母排序) 安丰全 中国石油化工集团公司经济技术研究院,高级工程师 蔡金勇 中国国际金融公司投资银行部,总经理 陈方红 中国石油天然气集团公司计划部,副处长 陈战杰 国土资源部政策法规司,高级工程师 方风雷 中国国际金融公司,副总裁 冯 飞 国务院发展研究中心产业部,副部长 甘臧春 国土资源部政策法规司,司长 贺 嘉 国家石油和化学工业局政策法规司,副处长 何俊雄 国家税务总局国际税务司,副处长 黄太和 国务院体改办研究所,副所长 胡炳军 中国石油天然气集团公司财务部 柯 昶 国家海洋局海域管理司,工程师 李 建 财政部税制税则司综合处,博士 李家强 中国石油化工集团公司经济技术研究院,高级工程师 凌 江 国家环保总局政策法规司,处长 李润生 国家石油和化学工业局政策法规司,司长 刘 斌 国土资源部储量司,副处长 刘京生 中国国际金融公司投资银行部,副总经理 刘显法 国家石油和化学工业局政策法规司,副司长 -1- 刘小为 中国国际金融公司投资银行部,副总经理 马深远 国家石油和化学工业局发展规划司,副处长 满 锐 中国石油天然气集团公司发展研究部,副处长 牟广丰 国家环保总局监督管理司,副司长 聂 磊 中国石油化工集团公司战略研究小组,经济师 牛育斌 国家发展计划委员会价格司 彭剑琴 中国石油天然气集团公司经济和信息研究中心,教授 石兴春 中国石油天然气集团公司经济和信息研究中心,副主任 束伟星 国土资源部政策法规司,处长 唐正国 国土资源部储量司,处长 王宝成 国家发展计划委员会规划司 王中华 国家发展计划委员会规划司 向 泽 中国石油天然气集团公司财务部价格税务处,处长 徐迪安 国家税务总局国际价格税务司,处长 徐 涛 财政部税制税则司,副处长 杨 丹 中国国际金融公司投资银行部,经理 杨会杰 中国石油天然气股份有限公司财务部 杨积武 国家海洋局环保司,博士 仰晓屹 中国海洋石油总公司安全环保办公室,工程师 杨 锐 中国国际金融公司投资银行部,助理经理 饶一山 中国石油天然气集团公司质量安全环保部,高级工程师 原庆丹 国家环保总局政策研究室 詹 鲲 中国石油化工集团公司安全环保局,副局长 张玉清 国家发展计划委员会经济预测司,副处长 赵小辉 中国石油化工集团公司咨询公司 郑碧莹 中国海洋石油总公司安全环保办公室,处长 -2- 周建罡 中国石油天然气集团公司经济和信息研究中心 朱 煜 中国石油化工集团公司经济技术研究院,院长 (以上名单根据参与人员当时的登记表制作,目前有些人员工作单位 可能有变化,恕不一一纠正) -3- 附件 2 中国石油行业上游领域财税条件的对比分析 引言 1.本报告是 Pedro van Meurs 博士应世界银行的要求撰写的, 旨在对 中国石油行业上 游领 域的财税 条件进 行经济 排 名, 并 根据 CNOOC 和 CNPC 在境外资本市场部分上市的实际情况,对这些条款 建议了一些修改意见1。 经济框架 2.本对比分析基于海上成本和生产数据,而不论这些条件是适用 于陆上,还是适用于海上。这种做法是为了提供国际上通用的公认参 照和框架。本分析只针对原油,比较了 284 个石油上游领域的财税条 件。其它因素,如国家和地区之间在地质、政治和监管方面的差异没 有包括在内。 成本和产量:海上油田 水深 3.设定油田的水深应小于 200 米。 油田规模 4.本经济分析采用如下三种油田规模: 1 本分析报告是在 SINOPEC 部分上市之前完成的。 -4- 3 亿桶 5 亿桶 75 亿桶 采油井数量 5.采油井的数量对于项目的经济性是很重要的。上述三种规模的 油田假定的采油井数量是: 3 亿桶:10 口 1.5 亿桶:12 口 0.75 亿桶:14 口 6.一般来说,规模较大的油田所拥有的采油井数量也多。但本报 告的假定与通常情况正好相反,采油井的数量随着油田规模的减小而 增加。之所以采取这样的假定,是因为通过这种逆向分析,可以评估 多种可能的产量和成本结构。这就意味着,考虑的范围包括了从贫瘠 的小油田到丰产的大油田,就能够对经济效益和财税制度进行很好的 比较。 最高产量水平和油田寿命 最高产量水平和油田寿命 7.假定在最高产量水平下,油田开采寿命较短。这是目前开采油 田最通行的做法。下表是本分析采用的最高产量水平和油田寿命: 最高产量 油田寿命 油田规模 (桶油/天) (年) 3 亿桶 100000 15 1.5 亿桶 55000 12 0.75 亿桶 35000 10 -5- 海上油田经济框架 成本 8.本分析采用的成本假定见框图 1: 框图 1:成本假定 本:在现金流的第一年,地球物理成本估计为 500 万美元。 地球物理成本: 本:依据浅海的浮动钻井平台,假定探井成本为 2500 万美元。 探井成本: 探边井 本:假定小型油田需要 1 口探边井,中型油田需要 2 口,大型油田需要 探边井成本: 3 口。每口井成本估计为 2000 万美元。 本:平台和设施成本采用一般方法进行估计,因不可能考虑油田的 平台和设施成本: 具体设计或布局。对于 6 个水深不足 200 米的油田,其平台和设施的总成本估计 如下: 3 亿桶 4.4 亿美元 1.5 亿桶 3.2 亿美元 0.75 亿桶 2.0 亿美元 一般情况下,这些投资假定在两年内完成。 平台井:平台井 平台井: 的成本假定为 1000 万美元。 本:假定小型油田的固定运营成本为 800 万美元/年,中型油田为 1100 万 运营成本: 美元/年,大型油田为 1400 万美元/年。 可变成本假定如下: 小型油田:4 美元/桶 中型油田:3.5 美元/桶 大型油田:3 美元/桶 -6- 总成本分析 9.下表是以每桶为基础的总成本,与其它国际数据具有可比性。 每桶投资成本 每桶操作成本 每桶总成本 油田规模 (美元/桶) (美元/桶) (美元/桶) 3 亿桶 2.11 3.70 5.81 1.5 亿桶 3.42 4.38 7.80 0.75 亿桶 5.24 5.07 10.31 价格 10.未来油价具有很大的不确定性,假定油价为 21 美元/桶。 11.此油价是指从生产平台发货点注入油轮时的价格。 增长率 12.所有的投资、运营成本和油价每年上涨 3%。 进度 13.对于各个情况,假定勘探阶段需要 2 年,包括完成地震方案 和第一口勘探井。然后是为期 2 年的勘界和评估阶段,在此期间开钻 探边井和进行进一步的地震调查。之后,开始为期二年的建设阶段并 在第二年(即现金流的第 6 年)开始钻探和开采。最后,继续钻井, 增加产量,直至达到最高产量。 融资 14.所有的油田是在融资之前进行分析的,这是石油公司在分析 勘探项目时通常采用的方法。但是,在宣布商业发现之后,就可能开 始融资。 -7- 总现金流量 15.总之,按美元的不变价计算,各种情况的经济效益如下: 案例 贴现率为 10% 总收入 投资成本 操作成本 可分配利润 回报率 油田 的净现值 (百万美元) (百万元美) (百万美元) (百万美元) (%) 规模 (百万美元) 3 亿桶 6300 633 1110 4557 50.2% 1499 1.5 亿桶 3150 513 657 1980 42.0% 694 0.75 亿桶 1575 393 380 802 30.8% 266 项目 614 122 126 367 27.3 111 16.从上表可以看出,各类油田获得的总收入、投资成本和操作 “ 可分配利润” 为收入与成本之差。 成本的差异非常大。 之所以称为可 分配利润,因为它是在政府和公司之间进行分配的利润。 17.“ 项目” 是指考虑了地质风险的勘探项目经济分析结果。地 质风险估计如下: 干孔概率: 80% 小规模发现概率: 7% 一般规模发现概率: 10% 大规模发现概率: 3% 18.根据上述关于收入、成本和风险的假定,相对于政府的 27% 回报率,项目具有很好的盈利前景。 独立分析与增量分析 19.可以采用二种分析方法: -8- 独立分析法 增量分析法 20.“ 独立” 分析是指分析项目时,假定该项目是投资者在某个 国家和某个合同区域开展的第一个项目,也是唯一的项目。这对于公 司所得税和其他财税问题的计算有着重要的影响。 21.“ 增量” 分析是指分析项目时,假定已经有一个“ 正在开展 的” 经营项目,例如,一个油田已经投产,而且已经有了应税收益。 在这种情况下,对新勘探井的投资就会直接导致减税,或以增加成本 油的方式立即回收投资。换句话说就是,投资的“ 净成本” 小于总成 本。 22.本分析的排序结果基于独立分析法。 盈利性和风险分析采用的标准 盈利性和风险分析采用的标准 23.为简单起见,采用单一尺度进行比较——对每个案例,采用 的是回报率,对于“ 项目” ,采用的是风险回报率。 24.回报率(ROR):是指现金流量回报率,是总投资回报率, 它表示投资的盈利性。 25.风险回报率:对于“ 项目” ,采用的是加权平均现金流量回 报率。 经济排序 采用的财税制度 -9- 26.为了与中国的条件进行比较,本分析总共采用了世界上 284 种石油财税制度并采用了三组中国的财税条件: 海上条件 陆上一般地区条件 陆上边远地区条件 27.另外,还对海上条件的一种替换条件进行了排序。因此,表 1 的排序共包括了 285 种财税制度。 28.分析中未包括美国和加拿大的陆上财税条件,因为这些财税 条件通常适用于极为不同的经济环境,这些环境中的经营成本很低。 但是,本分析包括了美国和加拿大的海上石油财税条件。 中国的财税条件 29.本节总结了分析中所采用的中国的财税条件。 中国的海上财税条件 签约费 签约费:25 万美元;对开发区域进行选择是 50 万美元。 租金和费用 无(由 CNOOC 缴纳) 增值税和矿区使用费 5%的增值税。矿区使用费:按规模不同而不同; 100 万吨/年以下为 0%; 100~ 150 万吨/年为 4%; 150~200 万吨/年为 6%; 200~300 万吨/年为 8%; 300~400 万吨/年为 10%; 400 万吨/年以上为 12.5%。 成本油 成本油限定在总产量的 62.5%以内。成本油中首先扣除矿区使用费,其次是操 作成本,最后是勘探和开发成本。开发成本的利率认定为 9%。 所得税 30%的所得税加 3%的地方税,共计 33%。勘探成本费用化处理。开发和设施的投 资在 6 年内按直线法折旧。 利润油 按规模不同分为 8 档,政府的利润油份额从 8%到 75%(假定)。 参股 CNOOC 拥有在每个商业发现的油田中参股 51%的选择权。 利润股 无 其它 。 工商综合税(不适用于独立分析法) 财税条件的法律框架: 可协商性 可以就利润油的分配进行协商。 稳定性 除公司所得税外,合同中已经定好了全部条件。 - 10 - - 11 - 中国陆上一般地区的财税条件 签约费 签约费:100 万美元,不可收回。 租金和费用 无 增值税 5%的增值税。 矿区使用费 50 万吨/年以下为 0%; 50~100 万吨/年为 2%;100~ 按规模不同而不同: 150 万吨/年为 4%; 150~200 万吨/年为 6%; 200~300 万吨/年为 8%; 300~400 万吨/年为 10%; 400 万吨/年以上为 12.5%。 所得税 30%的所得税加 3%的地方税,共计 33%。勘探成本费用化处理。开发和 设施的投资在 6 年内按直线法折旧。 2 成本油 成本油限定在总产量的 60%以内 。勘探成本首先回收,其次是操作成本, 最后是开发成本。认定利率为 9%。矿区使用费单独从余下的 40%中扣 除。 利润油 。 按规模不同分为 8 档,政府的利润油份额从 5%到 60%(假定) 参股 PetroChina 拥有在每个商业发现的油田中参股 51%的选择权。 利润股 无 财税条件的法律框架: 可协商性 可以就利润油的分配进行协商。 稳定性 除公司所得税外,合同中已经定好了全部条件。 2 只是计算中采用的假定。合同中没有对最高成本油进行限制。 - 12 - 中国陆上财税条件——青海省、西藏和新疆维吾尔自治区 假定的财税条件: 陆上石油第二轮评价,1994 年 2 月,1995 年实行矿区使用费激励措 施;参见 WPA95-I 第 522 页,PW96 第 106 页关于 VMA 的信息。 签约费 签约费:100 万美元,不可收回。 增值税 5%的增值税。 租金和费用 无 矿区使用费 按规模不同而不同:100 万吨/年以下为 0%; 100~150 万吨/年为 4%; 150~200 万吨/年为 6%; 200~300 万吨/年为 8%; 300~400 万吨/年 为 10%; 400 万吨/年以上为 12.5%。 所得税 30%的所得税加 3%的地方税,共计 33%。勘探成本费用化处理。开发 和设施的投资在 6 年内按直线法折旧。 成本油 成本油限定在总产量的 60%以内。勘探成本首先回收,其次是操作成 本,最后是开发成本。认定利率为 9%。矿区使用费单独从余下的 40 %中扣除。 利润油 按规模不同分为 8 档,政府的利润油份额从 5%到 60%(假定)。 参股 国家拥有在每个商业发现的油田中参股 51%的选择权。 利润股 无 财税条件的法律框架: 可协商性 可以就利润油的分配进行协商。 稳定性 除公司所得税外,合同中已经定好了全部条件。 30.海上和陆上的利润油标准属于可竞标的内容,下表所列出的 标准没有基于任何具体的合同: 利润分配 油田产量(桶油/天) 海上(%) 陆上(%) < 10000 8 5 10000 — 20000 10 8 20000 — 4 0000 12 12 40000 — 60000 20 25 60000 — 100000 27 30 100000 — 150000 40 40 150000 — 200000 65 50 - 13 - > 200000 75 60 31.下一节所述的中国制度排序,在很大程度上取决于所假定的 利润油分配情况。本比较分析中假定的标准比较有吸引力,没有必要 反映目前的一般条件。 世界范围的排序结果 32.本附件的表 1 提供了中国海上财税条件、陆上一般地区财税 条件和陆上边远地区财税条件在世界范围的排名。 33.下表列出了中国的财税条件在世界范围的排名。 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名: 111-陆上边远 112-陆上边远 115-海上 141-陆上边远 122-陆上一般 115-海上 116-陆上边远 146-海上 123-海上 116-陆上一般 123-陆上一般 149-陆上一般 从上表可以看出,对于小规模油田,海上油田的排名略低于陆上 油田,而对于大规模油田,海上油田的排名略高于陆上油田。这是因 为利润油分配标准是不同的。 34.从世界范围来看,不管油田规模的大小,油田的排序大致相 同。这是由于财税条件的中立性造成的。在 285 个财税制度中,三类 “ 无风险” 油田规模的总体水平是比较有利的,其财税制度的排名稍 优于世界平均值 142。 35.“ 项目” 的排名仅居于世界平均水平。 36.“ 项目” 的排序较差,完全是由于 51%的参股权造成的。这 - 14 - 严重影响了勘探经济性,因为在发现油田之后,CNOOC/PetroChina 拿走了 51%的现金流量。 37.这意味着,一般而言,中国模式合同的总体结构原则上可以 使中国的财税条件处于世界平均水平,这取决于竞标时不同的利润油 分配标准。然而,从勘探的角度来看,这种结构在本质上是很不利的。 可能的新合同 国有企业的股份上市 38.CNPC 将其在 PetroChina 中拥有的 10%股份首次上市成功, 以及 CN00C 和 SINOPEC 的上市不会给现有的产品分成合同带来特 别影响。 39.从 CNOOC 招股说明书看,国际石油公司只能通过与 CNOOC 签订产品分成合同在中国从事海上勘探开发活动。在为公开上市而进 行的业务重组中,CNOOC 将其在所有现有的和今后的产品分成合同 中拥有的商业权益移交给 CNOOC 上市公司。但根据目前中国法律, 这个 上 市 公司 还不能直 接 与 外 国公司 签订 产 品 分 成合 同 。因此 , CNOOC 将继续负责产品分成合同的签约,而在签约后,CNOOC 将 立即把所有的商业及运营权利都移交其上市公司。 40.CNOOC 将保留其全部行政职能,包括组织产品分成合同的 国际招标、决标和签约,并收取签约费,批准完成评价工作的展期, 向中国政府呈交计划和报告。但其上市公司获得实施产品分成合同的 - 15 - 权利和收益,并承担责任。这就是说,上市公司负担成本,获得利润 油和利润气,在产品分成合同的合作伙伴承担了勘探成本后,上市公 司保留了在油气田开发中参股 51%的权利。在 PetroChina 公开上市 之前,CNPC 也对产品分成合同问题进行了类似的重组。 41.由于是部分上市,中国政府将获得 CNOOC 参股权的全部红 利和利润油。 42.举例来看,对于 PetroCanada 公司私有化,加拿大曾经历过 类似的过程。根据先前的法律,PetroCanada 公司也在边远地区拥有 参股权,如在 Hibernia 油田。通过私有化,这种参股权得以维持下来, 并流向私人投资者。但在加拿大,私有化进程一经启动,PetroCanada 公司的待遇就同其它石油公司完全一样了。 43.在中国,新区块的发放将带来一个问题,因为招股说明书指 出,CNOOC 的上市公司将继续获得新区块的参股权和利润油。把新 区块的参股权和利润油给一个部分上市的公司将会引起严重的利益冲 突,新区块的参股权和利润油由政府拥有的母公司进行谈判。 可能的新产品分成合同 44.许多国家在石油开发的初期都广泛采用了参股权的做法,目 的是为了使国家公司获得技术和管理技能。但这也带来了一个特殊的 问题,即投资者承担了勘探成本,却只得到了收益的 49%,严重损害 了勘探的经济性。下述例子表明,如果在今后的招标过程中,用利润 油份额代替参股权,则利润油份额将会增加多少。由于取消了参股权, - 16 - 改善了勘探的经济性,将会增强投资者对勘探的兴趣。 45.下表列出了新的利润油分配方案,这个方案用于改变财税条 件后的例子的计算。 油田产量 利润油分配 (桶油/天) 海上-旧(%) 海上-新(%) < 10000 8 30 10000 — 20000 10 35 20000 — 4 0000 12 40 40000 — 60000 20 45 60000 — 100000 27 50 100000 — 150000 40 55 150000 — 200000 65 75 > 200000 75 85 46.从新的排名结果可以看出,这些新的利润油分配方案,加上 参股权的取消,将创建一个更加具有累进特性的财税制度,对勘探投 资者也更具吸引力。新的排名如下: 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名: 107-新 PSC 112-陆上边远 115-海上 108-新 PSC 111-陆上边远 115-海上 116-陆上边远 141-陆上边远 122-陆上一般 116-陆上一般 123-陆上一般 146-海上 123-海上 119-新 PSC 133-新 PSC 149-陆上一般 47.可以看出,新的产品分成合同对小规模油田如何具有更大的 吸引力,但对较大规模的油田不利,因为这种财税制度更具有累进的 “ 项目” 的排名明显好于以前,使得勘探更具吸引力。 特性。同时, - 17 - 结论 48.通过对中国海上石油的财税条件的比较分析表明,其吸引力 在世界 280 个财税制度的排序中属中等水平。中国政府最近已采取了 若干举措,以增强财税条件对投资者的吸引力。例如,外国投资者若 购买当地的商品和服务,允许额外的所得税抵扣。这将主要影响陆上 石油和天然气的开发。政府也正在考虑进一步的改革措施,以改善财 税条件。 49.但是,也许还需要对石油勘探开发的财税制度和产品分成合 同制度进行更为彻底的改革,以保证其竞争力。有一个问题是,从长 期来看,产品分成合同的结构是否具有可持续性,尤其是当国有公司 的更多股份被卖给私人股东时。因为将国家在今后合同中的利润油和 参股权转移给部分上市公司,将会导致部分租金转移到私人投资者的 手中。 50.需要对财税制度及其法律和合同框架等开展深入的工作。这 些工作包括增加中国石油财税制度竞争力的方案选择,对与外国投资 者签订石油合同的选择方案进行分析,作为对产品分成合同方式的补 充,以及如何改善招决标过程的透明度和时间安排。 - 18 - 表 1:财税制度世界范围排名 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 1 不包括政府提留 0.347 1 不包括政府提留 0.463 1 不包括政府提留 0.547 1 不包括政府提留 0.312 2 斯瓦尔巴群岛 0.301 2 斯瓦尔巴群岛 0.416 2 斯瓦尔巴群岛 0.501 2 斯瓦尔巴群岛 0.28 3 爱尔兰-近海-边界 0.292 3 阿根廷 DEL 火地岛 0.405 3 阿根廷 DEL 火地 0.491 3 阿根廷 DEL 火地岛 0.272 岛 4 爱尔兰-近海-深水 0.292 4 帕劳群岛 0.403 4 帕劳群岛 0.489 4 帕劳群岛 0.272 5 爱尔兰-近海-浅水 0.291 5 爱尔兰-近海-边界 0.397 5 爱尔兰-近海-国 0.479 5 爱尔兰-近海-国界 0.264 界 6 黎巴嫩-陆上 0.291 6 爱尔兰-近海-深水 0.397 6 爱尔兰-近海-深 0.479 6 爱尔兰-近海-深水 0.264 水 7 阿根廷 DEL 火地岛 0.291 7 爱尔兰-近海-浅水 0.397 7 爱尔兰-近海-浅 0.479 7 爱尔兰-近海-浅水 0.264 水 8 帕劳群岛 0.289 8 黎巴嫩-陆上 0.388 8 黎巴嫩-陆上 0.465 8 黎巴嫩-陆上 0.26 9 圣皮埃尔和密可隆 0.274 9 圣皮埃尔和密可隆 0.378 9 巴哈马群岛 0.46 9 巴哈马群岛 0.252 岛 岛 10 巴哈马群岛 0.264 10 巴哈马群岛 0.376 10 圣皮埃尔和密可 0.459 10 圣皮埃尔和密可隆 0.247 隆岛 岛 11 英国-近海 0.264 11 哈萨克-里海 0.367 11 英国-近海 0.447 11 英国-近海 0.241 12 哈萨克-里海 0.261 12 英国-海上 0.366 12 哈萨克-里海 0.435 12 哈萨克-里海 0.241 13 尼加拉瓜 0.258 13 尼加拉瓜 0.356 13 葡萄牙-近海-深 0.434 13 尼加拉瓜 0.234 水 14 葡萄牙-近海-深水 0.255 14 葡萄牙-海上-深水 0.356 14 尼加拉瓜 0.434 14 葡萄牙-近海-深水 0.232 - 19 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 15 大陆架外 0.254 15 乍得 0.354 15 摩尔多瓦 0.43 15 蒙古 0.232 -GOM>800M 16 乍得 0.253 16 蒙古 0.352 16 乍得 0.429 16 摩尔多瓦 0.229 17 比奥克-近海-浅水 0.251 17 巴拉圭 0.348 17 巴拉圭 0.429 17 乍得 0.228 18 以色列-近海 0.249 18 以色列-近海 0.348 18 以色列-近海 0.427 18 塞浦路斯 0.226 19 以色列-陆上 0.249 19 以色列-陆上 0.348 19 以色列-陆上 0.427 19 瑞典 0.226 20 瑞典 0.247 20 OCS-GOM〈800M 0.345 20 塞浦路斯 0.425 20 巴拉圭 0.225 21 大陆架外 0.247 21 瑞典 0.344 21 瑞典 0.424 21 波多黎各 0.225 -GOM<800M 22 巴拉圭 0.247 22 波多黎各 0.343 22 波多黎各 0.423 22 乌拉圭 0.224 23 波多黎各 0.245 23 塞浦路斯 0.342 23 乌拉圭 0.421 23 以色列-近海 0.223 24 蒙古 0.245 24 摩尔多瓦 0.341 24 蒙古 0.419 24 以色列-陆上 0.223 25 丹麦-一般-4thR 0.243 25 乌拉圭 0.339 25 英国-北爱尔兰 0.419 25 英国-北爱尔兰 0.223 26 希腊 0.241 26 英国-北爱尔兰 0.338 26 福克兰群岛 0.416 26 福克兰群岛 0.221 27 塞浦路斯 0.238 27 比奥克-近海-浅水 0.337 27 大陆架外 0.415 27 奥地利-新 0.218 -GOM>800M 28 乌拉圭 0.237 28 希腊 0.337 28 格林兰岛 0.414 28 德国-近海 0.217 29 英国-北爱尔兰 0.235 29 福克兰群岛 0.336 29 克罗地亚 0.413 29 希腊 0.216 30 福克兰群岛 0.234 30 大陆架外 0.335 30 奥地利-新 0.409 30 意大利-近海 0.213 -GOM<800M 31 格林兰岛 0.234 31 格林兰岛 0.333 31 希腊 0.409 31 葡萄牙-陆上 0.213 32 葡萄牙-近海-浅水 0.234 32 克罗地亚 0.33 32 OCS-GOM〈800M 0.407 32 葡萄牙-近海-浅水 0.212 33 葡萄牙-陆上 0.233 33 奥地利-新 0.328 33 德国-近海 0.407 33 比奥克-近海-浅水 0.212 34 巴基斯坦-陆上-1 0.231 34 葡萄牙-陆上 0.328 34 意大利-近海 0.406 34 阿根廷-GEN 0.212 - 20 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 区 35 卡塔尔-RESTATED 0.231 35 葡萄牙-近海-浅水 0.328 35 葡萄牙-陆上 0.405 35 格林兰岛 0.211 36 奥地利-新 0.23 36 哈萨克-ORYX 0.326 36 葡萄牙-近海-浅 0.403 36 波兰-陆上-GEN 0.211 水 37 哈萨克-ORYX 0.23 37 德国-近海 0.326 37 波兰-陆上-GEN 0.403 37 巴基斯坦-陆上-1 0.21 区 38 马达加斯加 0.229 38 意大利-近海 0.325 38 法国 0.403 38 牙买加 0.209 39 摩尔多瓦 0.227 39 巴基斯坦-陆上-1 0.324 39 阿根廷-GEN 0.403 39 哈萨克-ORYX 0.208 区 40 圭亚那-近海 0.227 40 波兰-陆上-GEN 0.323 40 伯里兹 0.402 40 OCS-GOM〉800M 0.208 41 新斯科舍-近海 0.226 41 伯里兹 0.321 41 巴基斯坦-陆上-1 0.402 41 法国 0.208 区 42 意大利-近海 0.226 42 法国 0.321 42 牙买加 0.401 42 伯里兹 0.208 43 德国-近海 0.226 43 马达加斯加 0.32 43 斐济 0.394 43 马达加斯加 0.207 44 波兰-陆上-一般 0.225 44 阿根廷-GEN 0.319 44 哈萨克-ORYX 0.393 44 斐济 0.207 45 秘鲁-近海-Z-29 0.224 45 牙买加 0.319 45 秘鲁-近海-Z-29 0.392 45 巴基斯坦-近海-深 0.205 水 46 伯里兹 0.223 46 圭亚那-近海 0.317 46 匈牙利 0.391 46 秘鲁-近海-Z-29 0.205 47 巴基斯坦-近海-深 0.222 47 巴基斯坦-近海-深 0.317 47 巴基斯坦-陆上-2 0.39 47 匈牙利 0.203 水 水 区 48 巴基斯坦-陆上-2 0.222 48 秘鲁-近海-Z-29 0.316 48 瑞士 0.39 48 多米尼加共和国 0.203 区 49 法国 0.22 49 新斯科舍-近海 0.314 49 马达加斯加 0.39 49 圭亚那-近海 0.203 50 纽芬兰-近海-一般 0.22 50 巴基斯坦-陆上-2 0.314 50 比奥克-近海-浅 0.389 50 OCS-GOM〈800M 0.202 - 21 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 区 水 51 牙买加 0.219 51 多米尼加共和国 0.312 51 新西兰 0.389 51 哥斯达黎加 0.201 52 厄立特里亚-MIN 0.219 52 斐济 0.312 52 哥斯达黎加 0.389 52 瑞士 0.201 53 阿根廷-一般 0.218 53 匈牙利 0.312 53 毛里求斯 0.388 53 毛里求斯 0.201 54 克罗地亚 0.218 54 厄立特里亚-MIN 0.31 54 巴基斯坦-近海- 0.387 54 新斯科舍-近海 0.201 深水 55 巴基斯坦-近海-浅 0.217 55 巴基斯坦-近海-浅 0.309 55 ERITREA-MIN 0.387 55 ERITREA-MIN 0.2 水 水 56 南非 0.217 56 巴巴多斯 0.309 56 新斯科舍-近海 0.386 56 巴巴多斯 0.2 57 巴巴多斯 0.216 57 瑞士 0.309 57 巴巴多斯 0.386 57 巴基斯坦-陆上-2 0.199 区 58 澳大利亚-近海 0.216 58 中国-台湾 0.307 58 多米尼加共和国 0.385 58 中国-台湾 0.198 -GEN 59 帝汶岛 GAP-ZOCB 0.216 59 大陆架外-GOM 0.307 59 尼日尔 0.385 59 巴基斯坦-近海-浅 0.198 〈400M 水 60 大陆架外-GOM 0.215 60 毛里求斯 0.305 60 大陆架外-GOM 0.382 60 石勒苏益格.荷尔 0.196 〈400M 〈400M 斯泰因 61 多米尼加共和国 0.215 61 尼日尔 0.304 61 中国-台湾 0.381 61 海地 0.196 62 匈牙利 0.214 62 哥斯达黎加 0.303 62 圭亚那-近海 0.38 62 海地 0.193 63 塞内加尔 0.214 63 巴基斯坦-陆上-3 0.303 63 巴基斯坦-陆上-3 0.379 63 捷克共和国 0.192 区 区 64 斐济 0.213 64 塞内加尔 0.302 64 海地 0.378 64 下撒可森 0.192 65 巴基斯坦-陆上-3 0.212 65 中非共和国 0.3 65 中非共和国 0.377 65 尼日尔 0.192 区 - 22 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 66 新西兰 0.21 66 卡它-RESTATED 0.3 66 石勒苏益格.荷尔 0.375 66 马尔代夫 0.191 斯泰因 67 加拿大西北区 0.209 67 海地 0.3 67 巴基斯坦-近海- 0.375 67 菲律宾-近海-深水 0.19 浅水 68 中国-台湾 0.209 68 丹麦-GEN-4THR 0.298 68 塞内加尔 0.374 68 厄瓜多尔-MIN 0.19 69 菲律宾-近海-深水 0.209 69 南非 0.297 69 捷克共和国 0.374 69 巴基斯坦-陆上-3 0.188 区 70 瑞士 0.207 70 菲律宾-近海-深水 0.297 70 马尔代夫 0.371 70 塞内加尔 0.188 71 赞比亚 0.207 71 石勒苏益格.荷尔 0.296 71 菲律宾-近海-深 0.37 71 克罗地亚 0.188 斯泰因 水 72 中非共和国 0.207 72 坦桑尼亚-RUKWA 0.295 72 下撒可森 0.369 72 卡它-RESTATED 0.185 73 尼日尔-近海〉 0.206 73 尼日尔-近海〉 0.294 73 大陆架外-GOM 0.368 73 土尔其 0.185 1000M 1000M 〈200M 74 毛里求斯 0.205 74 澳大利亚-近海 0.294 74 尼日尔-近海〉 0.368 74 日本 0.185 -GEN 1000M 75 坦桑尼亚-RUKWA 0.205 75 帝汶岛 GAP-ZOCB 0.294 75 立陶宛 0.366 75 丹麦-GEN-4THR 0.185 76 坦桑尼亚-中部 0.205 76 赞比亚 0.293 76 赞比亚 0.364 76 坦桑尼亚-RUKWA 0.185 77 纽芬兰岛-陆上 0.204 77 纽芬兰岛-近海 0.292 77 越南-近海-深水 0.362 77 澳大利亚-近海 0.183 -GEN -GEN 78 坦桑尼亚-TEXACO 0.204 78 厄瓜多尔-MIN 0.291 78 日本 0.362 78 帝汶岛 GAP-ZOCB 0.183 79 乌干达-中部 0.204 79 捷克共和国 0.291 79 南非 0.361 79 大陆架外-GOM 0.183 〈400M 80 石勒苏益格.荷尔 0.2 80 马尔代夫 0.29 80 土尔其 0.36 80 尼日尔-近海〉 0.183 斯泰因 1000M - 23 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 81 哥斯达黎加 0.2 81 下撒可森 0.29 81 厄瓜多尔-MIN 0.36 81 新西兰 0.182 82 危地马拉-97R-15 0.198 82 大陆架外-GOM 0.289 82 帝汶岛 GAP-ZOCB 0.36 82 赞比亚 0.181 〈200M 83 尼日尔 0.198 83 越南-近海-深水 0.286 83 澳大利亚-近海 0.36 83 立陶宛 0.181 -GEN 84 纳米比亚 0.196 84 坦桑尼亚-中部 0.286 84 尼日尔-近海 0.356 84 越南-近海-深水 0.18 〈1000M 85 新南威尔士 0.195 85 土尔其 0.285 85 越南-近海-浅水 0.354 85 菲律宾-近海-GEN 0.18 86 圣多美和普林西比 0.195 86 纽芬兰岛-陆上 0.285 86 纽芬兰岛-陆上 0.354 86 纽芬兰岛-近海 0.18 -GEN 87 厄瓜多尔-MIN 0.195 87 日本 0.284 87 秘鲁-近海-中部 0.352 87 纽芬兰岛-陆上 0.178 88 下萨克森 0.194 88 尼日尔-近海 0.282 88 纽芬兰岛-近海 0.352 88 坦桑尼亚-中部 0.177 〈1000M -GEN 89 尼日尔-近海 0.194 89 立陶宛 0.281 89 马里 0.352 89 秘鲁-陆上-中部 0.176 〈1000M 90 越南-近海-深水 0.194 90 突尼斯-边境 0.28 90 突尼斯-边境 0.352 90 斯洛伐克 0.175 91 土尔其 0.193 91 突尼斯-GEN 0.28 91 菲律宾-近海-浅 0.352 91 越南-近海-浅水 0.175 水 92 日本 0.193 92 越南-近海-浅水 0.279 92 突尼斯-GEN 0.521 92 尼日尔-近海 0.174 〈1000M 93 马尔代夫 0.192 93 坦桑尼亚-泰柯撒 0.279 93 斯洛伐克 0.35 93 突尼斯-边境 0.174 科 94 大陆架外-GOM 0.192 94 突尼斯-一般 0.278 94 RAS AL-KHAIMAH 0.35 94 大陆架外-GOM 0.173 〈200M 〈200M - 24 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 95 肯尼亚 0.192 95 危地马拉-97R-15 0.278 95 突尼斯-GEN 0.349 95 危地马拉-97R-15 0.173 96 海地 0.192 96 肯尼亚 0.278 96 坦桑尼亚-RUKWA 0.347 96 科特迪瓦-近海 0.173 97 突尼斯-边境 0.191 97 加拿大西北区 0.278 97 塞拉利昂 0.344 97 突尼斯-GEN 0.173 98 突尼斯-GEN 0.191 98 秘鲁-陆上-中部 0.277 98 尼日尔-近海 0.343 98 扎伊尔 0.172 〈800M 99 捷克共和国 0.191 99 菲律宾-近海-浅水 0.276 99 意大利-陆上 0.342 99 南非 0.17 100 秘鲁-陆上-中部 0.19 100 马里 0.274 100 南朝鲜 0.342 100 肯尼亚 0.169 101 纽芬兰-爱尔兰 0.189 101 纳米比亚 0.272 101 秘鲁-陆上-中部 0.339 101 荷兰安地利斯岛 0.169 102 印度-公共事业委 0.189 102 科特迪瓦近海-深 0.27 102 丹麦-GEN-4THR 0.338 102 马里 0.169 员会-NOCAR 水 103 菲律宾-近海-浅水 0.188 103 尼日尔-近海〈800 0.269 103 刚果 0.335 103 孟加拉 0.168 104 索马里 0.188 104 刚果 0.269 104 QATAR-RESTATED 0.335 104 塞拉利昂 0.168 105 多哥 0.187 105 马来西亚-近海-深 0.269 105 坦桑尼亚-中部 0.335 105 坦桑尼亚泰柯撒科 0.168 水 106 越南-近海-浅水 0.187 106 RAS AL-KHAIMAH 0.268 106 阿根廷-MIN 0.335 106 意大利-陆上 0.167 107 中国-新产品分成 0.186 107 印度-公共事业委 0.268 107 肯尼亚 0.334 107 秘鲁-陆上 0.167 合约 员会-NOCAR -CAMISEA 108 俄罗斯-科米共和 0.185 108 斯洛伐克 0.268 108 阿尔巴尼亚-油沙 0.334 108 中国-新产品分成 0.167 国-公共事业委员 合约 会 109 尼日尔-近海〈800 0.182 109 秘鲁-陆上 0.267 109 印度-公共事业委 0.332 109 刚果 0.166 -CAMISEA 员会-NOCAR 110 新斯科舍-近海 0.182 110 孟加拉 0.266 110 危地马拉-97R-15 0.332 110 尼日尔-近海〈800M 0.165 111 中国-陆上-边境 0.182 111 塞拉利昂 0.265 111 孟加拉 0.331 111 纳米比亚 0.165 - 25 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 112 南澳大利亚 0.181 112 中国-陆上-边境 0.265 112 尼日尔-近海 0.33 112 加拿大西北区 0.164 〈500M 113 奥地利-N-TERR 0.181 113 荷兰安地利斯岛 0.264 113 科特迪瓦-近海- 0.329 113 新南威尔士 0.162 深水 114 昆士兰 0.181 114 意大利-陆上 0.263 114 纳米比亚 0.329 114 印度-公共事业委 0.161 员会-NOCAR 115 维多利亚 0.181 115 中国-近海 0.263 115 中国-近海 0.328 115 冈比亚 0.16 116 阿尔巴尼亚-陆上 0.181 116 中国-陆上-一般 0.262 116 中国-陆上-边境 0.328 116 刚果 0.16 -93R 117 马里 0.181 117 新斯科舍-近海 0.261 117 KAZ-ELF-泰米尔 0.327 117 北朝鲜 0.16 118 孟加拉 0.18 118 北朝鲜 0.26 118 刚果 0.327 118 马来西亚-近海-深 0.159 水 119 马来西亚-近海-深 0.18 119 中国-新产品分成 0.258 119 巴拿马 0.327 119 新斯科舍-近海 0.158 水 合约 120 秘鲁-陆上 0.18 120 新南威尔士 0.258 120 苏里南 0.326 120 苏里南 0.157 -CAMISEA 121 立陶宛 0.18 121 南朝鲜 0.257 121 坦桑尼亚 0.326 121 尼日尔-近海〈500M 0.156 --TEXACO 122 中国-陆上 REG 0.179 122 新西兰 0.257 122 阿尔巴尼亚-近海 0.326 122 阿尔巴尼亚-近海- 0.153 -新 新 123 中国-近海 0.178 123 尼日尔-近海,500M 0.256 123 中国-陆上 REG 0.325 123 阿尔巴尼亚-陆上 0.153 -93R 124 荷兰安地利斯岛 0.177 124 阿尔巴尼亚-陆上 0.255 124 新斯科舍-近海 0.325 124 KZA-ELF 泰米尔 0.152 -93R - 26 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 125 阿尔巴尼亚-油沙 0.176 125 阿尔及利亚-MIN 0.255 125 马来西亚-近海- 0.325 125 约旦 0.151 深水 126 韩国-北朝鲜 0.176 126 摩洛哥-近海-深水 0.255 126 冈比亚 0.324 126 柬埔寨-陆上-GEN 0.151 127 摩洛哥-近海-深水 0.176 127 阿尔巴尼亚-近海- 0.254 127 摩洛哥-近海-深 0.323 127 南澳大利亚 0.15 新 水 128 科特迪瓦-近海-深 0.176 128 冈比亚 0.254 128 荷兰安地利斯岛 0.323 128 澳大利亚北区 0.15 水 129 摩洛哥-近海-浅水 0.175 129 摩洛哥-近海-浅水 0.252 129 阿尔巴尼亚-陆上 0.322 129 昆士兰 0.15 -93R 130 柬埔寨-陆上-GEN 0.174 130 乌干达-中部 0.251 130 北朝鲜 0.319 130 维多利亚 0.15 131 塞拉利昂 0.174 131 柬埔寨-陆上-GEN 0.251 131 摩洛哥-近海浅水 0.319 131 布隆迪 0.149 132 意大利-陆上 0.173 132 布隆迪 0.25 132 新南威尔士 0.316 132 巴拿马 0.148 133 冈比亚 0.172 133 KAZ-ELF 泰米尔 0.249 133 中国-新产品分成 0.314 133 阿尔巴尼亚-油沙 0.148 合约 134 塔斯马尼亚 0.171 134 汤加 0.248 134 尼日尔-近海 0.314 134 扎伊尔 0.147 〈200M 135 利比里亚 0.17 135 印度公共事业委员 0.247 135 扎伊尔 0.313 135 埃及-地中海-保加 0.146 会 CARRY 利亚 136 阿尔巴尼亚-近海- 0.17 136 索马里 0.246 136 JDA 0.3130 136 索马里 0.146 新 .313 137 RAS-AL-KHAIMAH 0.17 137 苏里南 0.246 137 印度-公共事业委 0.3120 137 Ras Al-Khaimah 0.146 员会-CARRY .313 138 斯洛伐克 0.17 138 约旦 0.243 138 土库曼斯坦 0.31 138 厄瓜多尔 0.145 139 西澳大利亚 0.169 139 纽芬兰-西伯呢亚 0.242 139 布隆迪 0.31 139 JDA 0.145 - 27 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 140 尼日尔-近海<500M 0.169 140 南澳大利亚 0.242 140 约旦 0.309 140 尼日尔-近海 200M 0.144 141 印度-公共事业委 0.168 141 澳大利亚-北区 0.242 141 厄瓜多尔 0.309 141 0.143 员会-CARRY 142 布隆迪 0.165 142 昆士兰 02.42 142 乌克兰-96R 0.306 142 塔斯马尼亚 0.142 143 柬埔寨-PREM 0.161 143 维多利亚 0.242 143 几内亚 0.306 143 黎巴妹妹 0.142 144 阿尔及利亚-MIN 0.161 144 扎伊尔 0.241 144 柬埔寨-陆上-GEN 0.302 144 乌克兰-96R 0.142 145 泰国-近海-深海 0.16 145 土库曼斯坦 0.241 145 西西里乌 0.302 145 几内亚 0.141 146 新几内亚岛 GEN 0.16 146 JDA 0.24 146 刚果 0.301 146 中国 0.141 147 乌克兰-96R 0.16 147 尼日尔-近海〈200M 0.24 147 埃及-地中海-保 0.3 147 西澳大利亚 0.141 加利亚 148 埃塞俄比亚 0.159 148 巴拿马 0.239 148 南澳大利亚 0.3 148 土库曼斯坦 0.14 149 韩国-SOUTH 0.158 149 乌克兰-96R 0.239 149 澳大利亚北区 0.3 149 中国 0.139 150 汤加 0.158 150 埃及-地中海-保加 0.236 150 昆士兰 0.3 150 乌干达 0.139 利亚 151 尼泊尔-壳牌公司 0.157 151 埃塞俄比亚 0.235 151 维多利亚 0.3 151 埃塞俄比亚 0.139 152 土库曼 0.157 152 利比里亚 0.234 152 KYRGYZSTAN 0.299 152 西西里乌 0.138 153 玻利维亚-新-NTR 0.155 153 柬埔寨-PREM 0.233 153 乌克兰-KRYMG 0.299 153 柬埔寨-PREM 0.138 154 玻利维亚-新-TRD 0.155 154 黎巴嫩-近海 0.232 154 玻利维亚-新-NTR 0.297 154 玻利维亚-新-NTR 0.138 155 杜拜 0.155 155 塔斯马尼亚 0.231 155 玻利维亚-新-TRD 0.297 155 玻利维亚-新-TRD 0.138 156 也门-NIMIR 0.154 156 几内亚 0.23 156 特立尼达和多巴 0.296 156 韩国-SOUTH 0.138 哥-陆上 157 尼日尔-近海<200M 0.153 157 刚果-金 0.23 157 文莱-近海>10ml 0.295 157 讯芬兰-爱尔兰 0.138 158 苏里南 0.153 158 玻利维亚-新-NTR 0.23 158 索马里 0.294 158 摩洛哥-近海-浅水 0.138 159 加纳 0.153 159 玻利维亚-新-TRD 0.23 159 AJMAN-SCIMITAR 0.293 159 阿尔及利亚-MIN 0.137 - 28 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 160 约旦 0.152 160 西澳大利亚 0.229 160 乌兹别克斯坦 0.293 160 KYRGYZSTAN 0.137 161 J DA 0.152 161 俄罗斯-科米共和 0.228 161 埃塞俄比亚 0.29 161 乌克兰-KRYMG 0.136 国-公共事业委员 会 162 开曼群岛 0.151 162 尼泊尔-中部 0.228 162 罗马尼亚 0.289 162 尼泊尔-中部 0.136 163 尼泊尔-中部 0.149 163 厄瓜多尔-TRITON 0.226 163 保加利亚-近海- 0.288 163 特立尼达和多巴哥 0.136 深水 -陆上 164 黎巴嫩-近海 0.148 164 危地马拉-97R-30 0.224 164 文莱-近海,10ML 0.288 164 摩洛哥-近海-浅水 0.135 165 埃及-地中海-保加 0.147 165 尼泊尔-壳牌 0.224 165 塔斯马尼亚 0.288 165 刚果-公共事业委 0.135 利亚 员会 166 刚果-GEN 0.146 166 乌克兰-KRYMG 0.224 166 坦桑尼亚-中部 0.288 166 乌兹别克斯坦 0.134 167 乌兹别克斯坦 0.145 167 加纳 0.224 167 黎巴嫩-近海 0.287 167 加纳 0.134 168 特立尼达和多巴哥 0.145 168 阿尔巴尼亚-油沙 0.224 168 BR-维尔京群岛 0.287 168 危地马拉-97R-30 0.134 -近海浅水 169 扎伊尔 0.144 169 开曼岛 0.223 169 尼泊尔-中部 0.287 169 俄罗斯-科米共和 0.132 国-公共事业委员 会 170 刚果-公共事业委 0.144 170 西西里岛 0.222 170 FUJAIRAH 0.286 170 AJMAN-SCIMITAR 0.132 员会 171 危地马拉-97R-30 0.143 171 莫桑比克 0.222 171 西澳大利亚 0.286 171 尼泊尔-壳牌公司 0.132 172 莫桑比克 0.143 172 乌兹别克斯坦 0.222 172 柬埔寨-PREM 0.285 172 莫桑比克 0.132 173 KAZ-ELF-TEMIR 0.142 173 文莱-近海〉10ML 0.22 173 老挝 0.285 173 贝宁 0.131 174 乌克兰-KRYMG 0.14 174 阿曼-新月 0.22 174 贝宁 0.284 174 印度-公共事业委 0.13 员会-CARRY - 29 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 175 贝宁 0.138 175 KYRGYZSTAN 0.22 175 加纳 0.283 175 泰国-近海-深水 0.129 176 塞舌尔 0.138 176 特立尼达和多巴哥 0.219 176 COL-TRD 0.282 176 老挝 0.129 177 AJMAN-SCIMITAR 0.137 177 泰国-近海-深水 0.216 177 利比亚 0.281 177 智利 0.128 178 荷兰-95 0.136 178 保加利亚-近海-深 0.216 178 乌干达-mdi 0.279 178 保加利亚-近海-深 0.126 水 水 179 几内亚 0.135 179 贝宁 0.215 179 文莱-陆上 0.279 179 利比亚 0.126 180 新苏丹 0.135 180 新几内亚-GEN 0.214 180 塞舌尔 0.279 180 塞舌尔 0.124 181 印度尼西亚-PRET- 0.135 181 也门-NIMIR 0.214 181 危地马拉-97R-30 0.278 181 帝汶 GAP-20CA 0.123 边境 182 印度尼西亚-EOR- 0.135 182 文莱-近海〈10ML 0.213 182 开曼群岛 0.278 182 刚果-GEN 0.123 边境 183 特立尼达和多巴哥 0.134 183 刚果-GEN 0.212 183 智利 0.278 183 杜拜 0.123 -陆上 184 文莱-近海>10ML 0.134 184 维尔京群岛 0.21 184 莫桑比克 0.276 184 喀麦隆-Other 0.117 185 巴拿马 0.133 185 FUJAIRAH 0.21 185 喀麦隆-Other 0.276 185 开曼群岛 0.116 186 西西里岛 0.133 186 塞舌尔 0.21 186 杜拜 0.275 186 特立尼达和多巴哥 0.116 -近海-浅水-公共 事业委员会 187 利比亚 0.132 187 帝汶 GAP--ZOCA 0.209 187 俄罗斯科米共和 0.274 187 印度尼西亚-EOR- 0.114 国-公共事业委员 边境 会 188 帝汶 GAP-ZOCA 0.132 188 老挝 0.208 188 俄罗斯-陆上-ELF 0.273 188 宝洁-PEN 0.114 189 保加利亚-近海-深 0.131 189 喀麦隆-OTHER 0.206 189 苏丹-旧 0.272 189 埃及-地中海 0.113 水 -TEIKOKU - 30 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 190 厄瓜多尔-TRITON 0.131 190 智利 0.206 190 帝汶 GAP-20CA 0.271 190 印度尼西亚-PRET- 0.112 边境 191 泰国-近海-浅水 0.128 191 特立尼达和多巴哥 0.206 191 尼泊尔-壳牌公司 0.269 191 几内亚比撒奥 0.11 192 荷兰-旧 0.127 192 荷兰-95 0.205 192 荷兰-95 0.267 192 荷兰-95 0.107 193 文莱-近海,10ML 0.127 193 杜拜 0.204 193 印度尼西亚-EOR- 0.266 193 旧苏旦 0.107 边境 194 苏丹 0.126 194 文莱-陆上 0.204 194 旧波利维亚-GEN 0.265 194 旧 BIOKO 0.105 195 喀麦隆-OTHER 0.126 195 印度尼西亚-EOR- 0.203 195 俄罗斯-GEN-JV 0.264 195 越南-公共事业委 0.104 边境 员会-OXY 196 印度尼西亚-近海 0.125 196 罗马尼亚 0.203 196 俄罗斯 0.261 196 文莱-近海>10ml 0.103 >1500M -GEN-JV-1997 197 BR-维尔京群岛 0.124 197 印度尼西亚-PRET- 0.201 197 特立尼达和多巴 0.259 197 罗马尼亚 0.103 边境 哥-近海-浅水-公 共事业委员会 198 FUJAIRAH 0.123 198 利比亚 0.201 198 UMM-AL-QAIWAN 0.259 198 利比亚 0.102 199 阿塞拜疆-ALOC 0.121 199 COL-TRD 0.2 199 也门-NIMIR 0.258 199 COL-TRD 0.102 200 智利 0.121 200 俄罗斯-陆上-ELF 0.197 200 阿塞拜疆-ADP+ 0.258 200 FUJAIRAH 0.102 201 布隆迪-陆上 0.118 201 苏丹-旧 0.196 201 讯芬兰-爱尔兰 0.258 201 刚果-NKOSSA 0.101 202 印度尼西亚-PRE 0.117 202 荷兰-旧 0.195 202 印度尼西亚 0.258 202 旧玻利维亚-GEN 0.101 TER -PRET-边境 203 几内亚比撒奥 0.117 203 埃及-地中海 0.194 203 几内亚比撒奥 0.257 203 印度尼西亚-近海 0.1 -TEIKOKU >1500M 204 阿塞拜疆-ADPT 0.117 204 几内亚比撒奥 0.193 204 刚果-GEN 0.256 204 泰国-近海-浅水 0.099 205 COL-中部-95 0.117 205 阿塞拜疆-ALOC 0.192 205 旧荷兰 0.255 205 BR 维尔京群岛 0.098 - 31 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 206 埃及-地中海 0.115 206 缅甸-陆上-AMOC 0.191 206 泰国-近海-深水 0.254 206 刚果-PNGF 0.098 -TEIKOKU 207 泰国-陆上-坷拉特 0.112 207 苏丹-新 0.188 207 印度尼西亚 0.253 207 新苏旦 0.098 -ENEON 208 阿布扎比-NOM 0.112 208 印度尼西亚-ENRON 0.187 208 刚果-NKOSSA 0.252 208 科特迪瓦-近海-浅 0.098 水 209 阿塞拜疆-RFC 0.109 209 阿塞拜疆-ADPT 0.187 209 旧 BIOKO 0.251 209 喀麦隆-RDR 0.098 210 挪威-巴仑支海 0.108 210 印度尼西亚-近海》 0.186 210 喀麦隆-RDR 0.249 210 文莱-近海>10ml 0.098 1500M 211 挪威北海 0.108 211 刚果-NKOSSA 0.186 211 越南-公共事业委 0.249 211 挪威-巴仑支海 0.098 员会-OXY 212 印度 ENRON 0.107 212 越南-公共事业委 0.185 212 埃及-地中海 0.247 212 挪威-巴伦支海 0.097 员会-OXY -TEIKOKU 213 COL-TRD 0.106 213 阿塞拜疆-RFAC 0.185 213 缅甸-近海-AMOC 0.247 213 挪威-北海 0.097 214 刚果-科萨萨 0.106 214 UMM AL-QAIWAN 0.183 214 阿塞拜疆-RFAC 0.246 214 也门-NIMIR 0.097 215 喀麦隆-RDR 0.106 215 俄罗斯-库页岛 2 0.182 215 阿塞拜疆-AIOC 0.246 215 阿曼-公共事业委 0.097 员会 216 阿曼—公共事业委 0.105 216 喀麦隆-RDR 0.181 216 刚果-PNGF 0.242 216 俄罗斯-陆上-EH 0.094 员会 217 KYRGYZSTAN 0.104 217 比奥科-旧 0.18 217 挪威-巴伦支海 0.241 217 旧荷兰 0.094 218 科特迪瓦-近海-浅 0.102 218 俄罗斯-GENJV 0.179 218 挪威北北海 0.241 218 印度尼西亚 0.094 水 -PRETERF 219 罗马尼亚 0.099 219 印度尼西亚 0.178 219 特立尼达和多巴 0.241 219 特立尼达和多巴哥 0.093 -PRETERT 哥-近海-GEN -近海-GEN - 32 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 220 UMM-AL-QAIWAN 0.099 220 北巴伦支海 0.176 220 印度尼西亚-近海 0.238 220 埃及 GOS-阿帕其 0.091 >1500m 220 UMM-AL-QAIWAN 0.099 220 北巴伦支海 0.176 220 印度尼西亚-近海 0.238 220 埃及 GOS-阿帕其 0.091 >1500m 221 俄罗斯-撒卡林 2 0.096 221 北北海 0.176 221 利比亚 0.238 221 文莱-陆上 0.091 222 泰国-陆上-C 0.096 222 泰国-近海-浅水 0.176 222 旧苏旦 0.235 222 俄罗斯-撒卡林 0.09 223 俄罗斯-陆上-阿尔 0.093 223 俄罗斯 0.175 223 也门-BP 0.235 223 埃及-陆上 0.088 夫 -GEN-JV-1997 -TEIKOKU 224 老挝 0.093 224 阿曼公共事业委员 0.173 224 阿曼-公共事业委 0.234 224 泰国-陆上-KHORAT 0.088 会 员会 225 俄罗斯-GEN-JV 0.093 225 刚果-PNGF 0.172 225 阿布达比-NOM 0.234 225 格鲁吉亚 0.087 226 格鲁吉亚 0.092 226 科特迪瓦-近海-浅 0.171 226 越南-公共事业委 0.231 226 也门-BP 0.085 水 员会-拉斯莫 227 越南-公共事业委 0.091 227 COL-MDI-95 0.17 227 印度尼西亚 0.23 227 俄罗斯 0.083 员会-OXY -PRETERF -QEN-JV-1997 228 加蓬-近海-浅水- 0.0910 228 埃及-GOS-阿帕其 0.165 228 俄罗斯-撒卡林 2 0.23 228 俄罗斯-QEN-JV 0.083 公共事业委员会 .089 229 也门-REVISED 0.088 229 越南-公共事业委 0.164 229 COL-MDL-95 0.226 229 印度尼西亚 0.082 员会 拉丝莫 -94-INC 230 印度尼西亚-马格- 0.088 230 ABUDHABI-NOM 0.164 230 也门-更新 0.224 230 埃及-GOS-REPSOL 0.082 边境 231 刚果 PNGF 0.088 231 也门-REVISED 0.164 231 泰国-近海-浅水 0.222 231 印度-ENREN 0.081 232 印度尼西亚 0.088 232 玻利维亚-GEN 旧 0.162 232 印度尼西亚 0.222 232 埃及-地中海 0.081 -94-INC -94-INC -AMOEO - 33 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 233 埃及-GOS 阿帕其 0.087 233 埃及-陆上 0.162 233 印度尼西亚-MRG- 0.222 233 印度尼西亚 0.081 -TEIKOKU 边境 -94-INE 234 埃及-陆上 0.086 234 特立尼达和多巴哥 0.161 234 新苏旦 0.221 234 越南-公共事业委 0.08 -TEIKOKU -GEN 员会 235 俄罗斯 GEN-JV1997 0.084 235 缅甸-陆上-中部 0.161 235 格鲁吉亚 0.22 235 埃及-陆上-壳牌公 0.079 司 236 委内瑞拉-帕瑞阿 0.082 236 泰国-陆上-KHORAF 0.16 236 埃及-GOS-阿帕其 0.22 236 埃及-近海-莫比尔 0.079 -E 237 安哥拉-近海-中部 0.081 237 加蓬-近海-浅水- 0.156 237 缅甸-陆上-中部 0.219 237 UMM-AL-QAIWAN 0.078 公共事业委员会 238 泰国-海湾 0.08 238 印度尼西亚 0.156 238 洪都拉斯 0.216 238 加蓬-近海-浅水- 0.077 -94-INC 公共事业委员会 239 缅甸-近海-AMOC 0.08 239 印度尼西亚边境 0.155 239 萨尔瓦多 0.215 239 泰国-陆上-C 0.077 240 尼日尔-内岛 0.079 240 格鲁吉亚 0.155 240 尼日尔-内陆 0.215 240 阿塞拜疆-ADP+ 0.076 241 特立尼达和多巴哥 0.078 241 缅甸-陆上-YUK 0.155 241 埃及-陆上 0.215 241 缅甸-陆上-中部 0.076 -近海-GEN -TEIKOKU 242 埃及-GOS-REPSOL 0.077 242 埃及-地中海-阿莫 0.154 242 埃及-近海-莫比 0.213 242 缅甸-陆上-YUK 0.076 科 尔 243 埃及-地中海-阿莫 0.077 243 也门-BP 0.153 243 阿尔巴尼亚-近海 0.213 243 埃及-陆上-国际埃 0.075 科 -OLD 及石油公司 244 旧比奥科 0.077 244 埃及-GOS-REPSOL 0.152 244 缅甸-陆上-YUK 0.213 244 尼日尔-内陆 0.075 245 俄罗斯 GEN-公共事 0.074 245 印度尼西亚-MARG 0.151 245 埃及-陆上-壳牌 0.212 245 阿尔巴尼亚-近海 0.075 业委员会 公司 -OLD 246 阿尔巴尼亚-近海 0.072 246 埃及-陆上-壳牌公 0.151 246 科特迪瓦-近海- 0.211 246 COL-MDL-95 0.073 - 34 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 -OLD 司 浅水 247 巴林 0.071 247 埃及-近海-莫比尔 0.148 247 泰国-陆上-C 0.21 247 也门-更新 0.07 248 埃及-陆上-国际埃 0.07 248 阿尔巴尼亚-近海 0.146 248 埃及-地中海-阿 0.207 248 洪都拉斯 0.07 及石油公司 -OLD 莫科 249 埃及-陆上-壳牌公 0.07 249 泰国-陆上-C 0.146 249 埃及-GOS-REPSOL 0.205 249 埃及-陆上-马拉松 0.068 司 250 印度尼西亚-MARG 0.063 250 埃及-陆上-国际埃 0.143 250 中立区-陆上 0.205 250 泰国-海湾 0.067 及石油公司 251 尼日尔三角洲 0.059 251 泰国-海湾 0.135 251 埃及-陆上-马拉 0.205 251 委内瑞拉-帕瑞阿 0.064 松 -E 252 阿鲁巴岛 0.058 252 俄罗斯 GEN-公共事 0.135 252 加蓬-近海-浅水- 0.201 252 阿布达比-NOM 0.064 业委员会 公共事业委员会 253 越南-公共事业委 0.057 253 玻利维亚 0.131 253 泰国-陆上-C 0.201 253 萨尔瓦多 0.062 员会-拉斯莫 254 缅甸-陆上-中部 0.052 254 埃及-陆上-马拉松 0.13 254 哈萨克-坦哥孜 0.199 254 巴林 0.061 255 沙加 0.046 255 巴林 0.128 255 埃及-陆上-国际 0.198 255 印度尼西亚边境 0.057 埃及石油公司 256 埃及-近海-莫比尔 0.046 256 印度尼西亚边境 0.125 256 也门-EXXON 0.196 256 尼日尔三角洲 0.052 257 委内瑞拉三角洲 C 0.045 257 中立区-陆上 0.121 257 泰国-海湾 0.195 257 尼日尔三角洲 0.049 258 缅甸-内陆-YUK 0.043 258 尼日尔三角洲 0.12 258 秘鲁-陆上-BL-52 0.192 258 秘鲁-陆上-BL-52 0.049 259 马来亚-近海-浅水 0.042 259 委内瑞拉-帕瑞阿 0.119 259 俄罗斯 GEN-公共 0.19 259 哈萨克-坦哥孜 0.047 -E 事业委员会 260 洪都拉斯 0.04 260 埃及-近海-莫比尔 0.113 260 印度尼西亚边境 0.188 260 俄罗斯 GEN-公共事 0.041 业委员会 - 35 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 261 玻利维亚 0.039 261 萨尔瓦多 0.111 261 巴林 0.187 261 阿鲁巴岛 0.041 262 印度尼西亚-CONV 0.038 262 也门-EXXON 0.109 262 尼日尔三角洲 0.183 262 中立区-陆上 0.04 263 委内瑞拉-瓜纳尔 0.035 263 哈萨克-坦哥孜 0.107 263 沙加 0.179 263 阿塞拜疆-RFC 0.039 264 也门-BP 0.031 264 阿鲁巴岛 0.106 264 也门-新月 0.164 264 缅甸-内陆-YUK 0.037 265 南斯拉夫-塞尔维 0.025 265 安哥拉-近海-中部 0.103 265 阿尔及利亚-公共 0.163 265 阿塞拜疆-ALOC 0.036 亚 事业委员会-GEN 266 中立区-陆上 0.024 266 秘鲁-陆上-BL-52 0.103 266 委内瑞拉-帕瑞阿 0.155 266 阿尔及利亚-公共 0.034 -E 事业委员会 267 阿尔及利亚-公共 0.023 267 阿尔及利亚-公共 0.097 267 印度尼西亚-CONV 0.151 267 印度尼西亚-CONV 0.031 事业委员会 事业委员会-GEN 268 委内瑞拉-帕瑞阿 0.023 268 印度尼西亚-CONV 0.092 268 卡塔尔-中部 0.149 268 委内瑞拉-瓜纳尔 0.031 -W 269 阿尔及利亚-公共 0.016 269 委内瑞拉三角洲 C 0.083 269 阿鲁巴岛 0.149 269 安哥拉-近海-中部 0.03 事业委员会-GEN 270 中立区-近海 0.012 270 阿尔及利亚-公共 0.083 270 阿尔及利亚-公共 0.142 270 卡塔尔-中部 0.027 事业委员会 事业委员会 271 埃及-陆上-马拉松 0.01 271 卡塔尔-中部 0.081 271 中立区-陆上 0.141 271 阿尔及利亚-公共 0.027 事业委员会 272 秘鲁-陆上-BL-52 0.01 272 中立区-陆上 0.078 272 也门-诺斯克-海 0.138 272 也门-新月 0.024 卓 273 哈萨克-坦哥孜 0.006 273 越南-公共事业委 0.075 273 越南-公共事业委 0.137 273 中立区-陆上 0.022 员会-BHP 员会-BHP 274 也门-OXY 0 274 委内瑞拉-瓜纳尔 0.074 274 安哥拉-近海-中 0.126 274 沙加 0.009 部 - 36 - 0.75 亿桶 1.5 亿桶 3 亿桶 项目 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 排名 名称 收益率 275 萨尔瓦多 0 275 马来亚-近海-浅水 0.074 275 叙利亚-公共事业 0.123 275 马来亚-近海-浅水 0.007 委员会-中部 276 卡塔尔-中部 0 276 也门-新月 0.069 276 委内瑞拉三角洲 C 0.123 276 委内瑞拉-帕瑞阿 0.006 -W 277 越南-公共事业委 0 277 委内瑞拉-帕瑞阿 0.064 277 马来亚-近海-浅 0.12 277 委内瑞拉-木棉 0 员会-BHP -W 水 278 也门-新月 0 278 中立区-近海 0.06 278 中立区-近海 0.119 278 伊朗 0 279 也门-诺斯克-海卓 0 279 委内瑞拉-木棉 0.034 279 委内瑞拉-瓜纳尔 0.118 279 委内瑞拉-吉皮其 0 280 委内瑞拉-木棉 0 280 委内瑞拉-吉皮其 0.033 280 也门-OXY 0.118 280 也门-OXY 0 281 叙利亚-公共事业 0 281 也门-新月 0.027 281 委内瑞拉-帕瑞阿 0.109 281 中立区-近海 0 委员会-中部 -W 282 伊朗 0 282 叙利亚-公共事业 0.018 282 叙利亚-尤诺卡 0.096 282 叙利亚-公共事业 0 委员会-中部 委员会-中部 283 委内瑞拉-吉皮其 0 283 伊朗 0.007 283 委内瑞拉-木棉 0.083 283 叙利亚-尤诺卡 0 284 叙利亚-尤诺卡 0 284 也门-OXY 0.004 284 委内瑞拉-吉皮其 0.082 284 越南-公共事业委 0 员会-BHP 285 也门-埃科松 0 285 叙利亚-尤诺卡 0 285 伊朗 0.079 285 也门-诺斯克-海卓 0 - 37 - 附件 3 市场开放和石油供应安全 中国政府对缺乏石油储备已有政策方面的考虑,以满足当国家对 某些地区进口依赖性越来越大时的民用和国家安全的需要,例如,可 能会出现这样的情况:当市场力量导致中国的石油出口过多时,炼油 商的需求就不得不更多地依赖于进口解决。国家安全对成品油的需求 必然是国防和能源政策的一部分,这超出了本报告的范围。在提出具 体的解决办法之前,应正确认识关注民用石油供应安全问题。为了有 助于中国政府对远景的关注和采取解决这些问题的可能措施,我们提 供了如下一些考察资料。 全球石油供应安全被认为在过去 20 年中有了极大的改善,主要 原因是供应渠道在地理上的分散性、国际能源机构(IEA)的作用以 及美国战略石油储备(SPR)的存在。这种改善在 1990~1991 年伊 拉克-科威特危机中得到了验证:尽管石油出口减少了约 400 万桶 /天,但石油供应充分,价格保持在可承受的水平,如果发生在 70 年代,减少的这个数量会给世界经济带来严重的困难。IEA 和 SPR 的存在,事实上使所有使用进口石油的国家受益,而不仅仅是 IEA 成 员国。 随着中国石油进出口的逐步放开,可能会增加对总进口(进口 的绝对数量)的依赖性。但是,净进口(进口减去出口)的增长可能 要低于“ 维持现状” 的水平。不过,预期的大规模总进口会导致中国 在政策上的关注,这是可以理解的,正如与其它国家一样。同时,也 必须要在中国经济的背景下来认识这些关注,中国能源消费结构中石 油的份额,以及进口石油的份额仍然远低于欧洲或美国(二者能源消 。 费结构中石油的份额约为 40%,进口石油的份额在一半以上) 普遍来看,当前工业化国家主要是通过拥有多种能源供应渠道的 政策使能源供应安全问题得到最好的解决,其中石油的多种来源依赖 于对那些相互竞争的供应商,不设任何限制,比如获得外汇的条件、 供应商充分利用国际供应渠道的能力等。这与行业结构改革的建议是 一致的,也与本报告的观点是一致的,即改善中国石油供应的最好方 式是增加勘探开发,其中包括来自更多国际石油公司的参与。 16 个国家于 1974 年签署了国际能源计划(IEP),成立了 IEA。 IEA 目前有 24 个成员国。参与 IEP 协议的国家承诺将各自的应急石 油储备保持在至少 90 天的石油净进口量的水平,并且准备了抑制石 油需求的方案,按照 IEP 应急方案参与石油分配。除欧盟成员国外, 石油净出口国在 IEP 中没有储备义务。IEA 成员国拥有不同类型的储 备制度:14 个国家只有公司储备(包括强制的和商业的储备),2 个 国家拥有公司和政府储备(美国和日本),6 个国家拥有公司和机构 ,2 个国家拥有三种类型的石油储备。 储备(成本实行分摊) 无论储备是由政府拥有,还是由石油公司拥有,这是保证民用石 油供应安 全的最昂贵的方式。因此,这里就有一个问题需要讨论,中 国能否负担这种石油安全储备的“ 奢侈品” ,是依靠公开筹资,还是 依靠税收,增加商业领域的经营成本,并在市场价格得到回收。 -39- 另外一种方式是,独立国家的石油公司在海外原油产量中占有股 份或“ 拥有” 这些产量,目的是利用这些石油供应来满足该国国内市 场需求。日本在过去就是这样做的,其国家公司在科威特-沙特中立 区开展经营活动。我们知道 CNPC 在苏丹 Greater Nile 项目的份额 油已进口到中国。如果开发国外资源的确比开发国内石油便宜,适当 考虑了任何潜在的代价(如相对于国内炼厂配置而言的原油质量), 并且对资源安全有十分的把握,那么这种方式才会有意义。这种被认 为是“ 可靠的” 进口来源当然必须建立在非紧急的条件上,而不是在 危机时刻从其它市场上转移而来的。从业公司在这种方式中所承担的 任何成本必须要清清楚楚,并要得到政府的补偿,尤其当国有企业处 于私有化过程中的时候。 上段所描述的方式涉及到国与国之间的某种贸易。这种观念就是 直接与外国签定供给合同,或更可能是与外国国有公司签定供给合 同,这被认为是提供了“ 可靠的” 供应渠道,并通过这种渠道建立了 满足进口地区需求的石油来源。这种方式在某些情况下可能是有意义 的。在 70 年代的石油供应危机中,以及在 80 年代早期,与出口国 国有公司所签定的合同被认为是保证供应安全的潜在重要因素的情 况下,曾经采用过这种方式。但是,目前已不再广泛应用。因为这种 方式可能会带来许多问题,如定价、质量、运输、时间安排,以及这 些进口量在用户间的分配。按照进口地区的市场对竞争力量开放的程 度,以及当国有公司部分或全部上市的时候,这些问题可能更加难以 解决。 -40- 最后,一些国家已经考虑到,要求部分用油设施具备双燃料的能 力,在紧急时刻减少石油的使用。虽然这在技术上是可行的,比如在 发电行业,但是这种设施和这种“ 备用的” 使用替换燃料的能力也要 承担成本。我们认为,出于供应安全的目的而具备燃料转换能力已经 起不到什么作用,在现在安装这种设施的地方,更多的是利用燃料市 场价格机遇,而不是出于供应安全的考虑。 附件 4 -41- 石油天然气业务经营者的“ 资格” 或“ 条件” 1.在要求希望从事某种石油业务的公司必须满足设定条件方面, 许多国家的政府和负责机构已经具有了一些实际经验。 2.一般来说,这样做的目的是保证未来的经营者有资格从事这 个行业的业务。这个“ 资格” 既涉及到财务实力或技术能力,或者这 二者都涉及,也涉及到包括实证经验和在其它地方从事相同业务的成 功经验的一些要求。 3.很显然,需要考虑下面两个因素的平衡问题,一是希望经营 者要具有资格,二是希望多家公司参与不同的领域,以有利于竞争市 场的发展。 4.同时,这个“ 资格” 还应以明确的、客观的标准为基础,并 且,政府或其代理机构在决定一个申请者是否满足这些标准的时候, 不应有或很少有偏见。 5.下面给出一些资格标准的例子: z 开展业务的公司应满足预定条件,并确定主要工作人员和 主管; z 财务实力:验证最近几年经审计的财务报表中可靠的净资 产; z 技术能力:在其它地方相关石油业务中可靠生产的业绩。 6.下面给出需要“ 资格” 或“ 条件” 的业务的一些例子: z 勘探开发业务,尤其是海上业务; z 建设和经营一些大型设施,如:加工处理装置、长距离管 道运输或液化天然气码头; z 参与能源商品市场(天然气),并对这些市场的小用户提 供服务。 -42- 7.在某些业务中,政府当局对经营者的“ 资格” 或“ 条件” 要 求应与下述内容区别开来: z 行业经营者对承包人或业务伙伴在财务实力,或更多的是 技术能力方面要求的条件。因为这是非官方当事人之间的 事情。例如,一家石油公司可能有一系列针对钻井承包人 的标准,钻井承包人必须达到这些标准,以获得这家公司 的钻井业务。 z 政府当局对一个行业的所有经营者都适用的标准。例如, 为了从事液化石油气(LPG)的业务,监管机构在产品处 理和装备方面要求满足一些特定的标准(如丙烷气瓶的标 准)。这是一项非常具有共性的监管,适用于所有的业务。 重要的是,这些标准应该平等地适用于所有各方。 标准和“ 不公平竞争” 8.至少有两个“ 不公平” 的情况应该在联合工作小组的综合考 虑中得到关注: z 不符合行业标准的加油站造成的汽油零售市场不公平竞 争。解决这个问题的办法是落实执行的责任。 z 第三方在国有企业已从国家获得许可证的油气田周围钻 井,导致国有企业的石油和天然气事实上被这些第三方 “ 盗窃” 。解决这个问题的办法是落实监管和执行的责任: 每一口井在开钻之前应该获得批准,并且只有当钻井单位 拥有矿权时才能获得批准。 -43- 附件 5 建议的监管活动一览表 上游3 矿权和财税监管 1.对具有油气前景的所有区块编制地质参考图。 2.建立一个石油矿权发放情况的信息库,包括是否发放、接受 单位、许可期限等信息4。 3.允许真正的石油天然气经营者获得尚未发放的矿权,以勘探、 开发和生产这些石油资源,允许条件可以由中国政府根据情况随时确 定。 4.监督获得许可证的承租人按符合规定的方式开展经营活动, 如遵守相应许可证的所有条款。 5.对于通过产品分成合同获得的石油矿权,应审查其合同条款 并监督其执行情况。 6.管理所有受石油和天然气经营活动影响的地表权问题,包括 对地表权拥有者和油气承租人之间的争议进行仲裁(作为一项选择, 这项监管活动可以由专门成立的独立的调解或仲裁委员会来承担)。 3 “ 上游” 是指,经处理后的原油在管输到炼油厂之前,或市售管输天然气离开净化 厂之前的所有上游业务活动。 4 上游领域的“ 发放” 是指,中国政府出于勘探开发石油资源的目的所提供的任何形 式的石油矿权准入。 -44- 财税监管 7.建立一个全面的会计制度,以记录所有的石油、天然气、液 化天然气、硫和其它液体矿产的生产、回注、销售及其它处置情况。 8.评估和收取矿区使用费和所有涉及许可证使用的其它税收, 中国政府可根据情况随时调整矿区使用费和其它财税标准。 技术监管——工程方面 9.处理从事石油天然气上游领域的所有经营活动以及建设装置 和设施的申请,比如,勘探、资源评价、开发、海上作业设施、集输 管道、石油天然气的现场加工、提高采收率的方案,以及最终废弃和 拆除这些设施,并清理装置和设施的安装场地5。 10.监督所有地下资源储量的管理、开采计划和作业实施,以保 护石油资源并得到最高的采收率。 11.监督、检查、审查并确保所有装置和设施的建设及经营活动 符合所有要求。 12.建立一个关于中国石油资源和储量的信息库,收集来自政府 机构和石油天然气经营企业的地质、地球物理和工程数据,在规定的 保密期结束后,要公开这些数据。 13.处理石油天然气企业在地下开采和所有权方面可能产生的所 有争议。 5 “ 处理” 是指接收、研究,或者批准、有条件批准、建议重新申请或者拒绝。 -45- 上游和下游6 技术监管—–健康、安全和环保 14.制定并实施所有涉及环保、安全和劳动方面的石油天然气行 业专门的标准、规则和法规。例如,在环保方面,涉及到环境影响评 价,设施选址,废气、废水以及固体废弃物的排放;在污染控制设备 和公众、工人安全的设计标准方面,涉及到油井控制、管道和配送系 统;在工人安全方面,涉及到所有工作场所的灾害预防措施。 15.审计、检查、收集环境和经营数据,保证符合标准和许可要 求。 16.负责事故调查,包括对影响或可能影响公众、工人和环境安 全的设备故障进行调查,确定事故或设备故障是否与设计缺陷或监管 失灵有关。 17.收集并维护有关油气井、管道和其它设施的分布地点及状态 的数据。 下游 技术监管 18.处理管道和设施建设申请中的技术(包括环境)问题,这些 管道和设施是指除油气田外的长距离油气管道和天然气配送系统,用 于将原油运至炼厂,将天然气运至最终用户。 6 “ 下游” 是指不包括脚注 1 中“ 上游” 在内的所有业务活动。 -46- 经济监管—–垄断设施的收费和服务条件 19.制定或审批石油天然气管道的收费率和其它所有服务条件。 20.制定或审批天然气配送系统的收费率和其它所有服务条件。 21.收集、储存和处理有关制定或审批收费率所要求的所有信息, 比如,根据一个统一的会计制度,对被监管企业的投资、折旧、原值 和折旧率依据等一系列全面的数据进行维护,为决定其服务成本提供 依据,或为最高限价等其它形式的经济监管提供基准。 22.对执行情况进行审计和检查,保证完全按照审批的费率收费, 并且提供的服务完全符合审批的标准。 23.处理被监管的管道和配送系统的用户在收费率和服务方面的 投诉。 经济监管—–对垄断设施的项目审批 24.接受并审批被监管企业的重大投资项目申请,包括申请占用 其他人拥有的土地的权利,以获得管道通行权,如果监管机构认为这 一申请是符合公众利益的,则批准之。 25.接收并审批天然气配送系统专营权的申请。 26.制定并实施天然气配送系统的改扩建条件,以向先前不属于 服务范围的地区或客户提供服务。 监管程序和信息的透明度:适用于上游和下游,以及技术监管和经济 监管 27.在保证国家和商业秘密安全的同时,要制定提供全面信息的 -47- 程序,包括:上述所有审批活动所需要的信息和应遵循的程序、要求 审批的申请人的权利、支持或反对批准这些申请的个人或组织所拥有 的权利、获得批准的申请人的权利和责任。 28.在保证国家和商业秘密安全的前提下,要制定向政府和公众 定期汇报的程序,对上述所有监管活动的实施结果要以数据和文字的 形式予以说明。 -48- -49- 附件 6 环境监管 1.本附件着重论述有关工人安全、公众安全、环境保护、工程、 环境标准的制定、石油天然气企业运营规范等技术监管7方面的内容。 2.联合工作小组认为,有必要在中国石油和天然气监管框架改 革的建议中考虑有关技术、环境以及公众安全和工人安全问题所起的 作用。联合工作小组认识到,在实现中国政府确定的工人安全和环境 政策的目标时,有效的环境和安全监管制度是很重要的。此外,对于 确保竞争市场的形成,独立监管机构采取透明、及时、有效的监管程 序是十分重要的。环境监管职能(与经济监管目的相似)可以为资源 开发中的竞争者提供一个“ 公平赛场” ,以保证环境和安全标准能够 达到所要求的遵守水平。如果不能建立这样的监管体制,将不可避免 地导致如下的竞争市场结构:对环境最不负责的企业会获得最大的经 济利益,这样就会惩罚负责任的经营者,而奖励最差的经营者。 3.本环境监管附件要达到以下目的: z 描述石油行业在环境、安全和技术监管方面的“ 现代” 监管 框架的典型职能。 z 描述中国现有的石油天然气行业环境监管框架,包括环境标 准、环境影响评价,及工人和公众安全。 z 找出目前中国环境监管框架的问题。 7 “ 技术监管“ 包括环境标准、排放标准、补救和复耕要求、良 考虑到本报告的目的, 好的石油行业操作标准、工程设计标准、地质和储量管理监管、公众安全要求、工人安全标 准和其它与石油行业的开发和经营有关的监管要求。 -50- z 为建立新监管体制及其职能提出建议。 本报告的方法和范围 4.本报告中有关中国环境监管过程的背景、分析和问题都基于 2000 年 4 月在北京两周的工作期间对数家中国政府机构和石油天然 气公司代表的访问,以及对有关中国环境监管过程的文献的查阅。这 些都提交联合工作小组进行讨论,并与本领域国际最好经验进行了比 较。这是初步的研究结果,还需要其它有关环境和排放标准的信息, 并要深入访问地区和地方环境组织,以进一步确认这些信息。 健康、安全和环境(HSE)以及技术监管的职责 5.现代监管框架的基本职能是确保资源开发和销售符合“ 公众 利益” (也就是说,采取的方式要使公众从这些活动中获得的利益最 。确保资源开发对自然环境和社会环境的有害影响降到最低, 大化) 也是这些监管职责的重要组成部分。为了在中国的石油行业中达到这 个目标,必须有人代表中国政府来履行一些环保、技术和市场运行方 面的监管职能。下面各段阐述了这些职能以及将它们作为职责包括在 所建议的中国石油行业新型监管中的理由。 石油项目建设中的环境检测、影响评价和审批程序 6.建设活动(如钻井、实施地震评价、建设管道或加工处理设 施)中的环境检测和环境评价是监管审批程序中的重要手段。这些审 查措施的监管目的是: z 审查项目的可选择性; z 确保项目计划中尽可能采取措施,以预防和减少对环境的负 -51- 面影响; z 决定建设项目是否被批准继续建设和经营,是否要做一些修 改,或者是否被驳回。 7.石油行业现代监管机构通常制定检测标准和方法,以决定所 需环境评价的适当规模和类型。对项目建议书采取分类考察的办法以 便将常规项目(依据标准、法规和指标就能够减轻和控制其对环境影 响的项目是常规项目)从复杂项目中分离出来,因为复杂项目可能会 对环境产生严重的不利影响,并需要更专业、更集中的监管审查。复 杂项目的确定以项目选址(即是否建在环境或社会敏感地区)、规模 、唯一性(项目是否是唯 (项目越大,对环境或社会的影响就越广) 一的或采用了未知的技术)为依据。在许多实行监管的地区,环境影 响评价是由石油监管机构和国家级(即政府)或省级负责环境评价的 行政部门共同承担的职责。通过对大型项目实行更为正式的环境评价 审查程序,国家的环境评价程序补充了石油行业监管机构的职责,大 型项目可能有全国性的环境、社会或经济政策方面的考虑。在这种情 况下,大型石油项目在继续得到其它更详细的审批之前,必须得到环 境评价证书。对于中国的情况,大型石油项目的正式《环境影响评价 报告》(EIA)的审查程序可以由新设立的石油监管机构和国家环保总 局(SEPA)共同承担。 8.确定常规的和更复杂的环境审查所依据的具体标准和适当的 监管审查程序,将会提高审批过程的效率,并使监管资源集中于那些 能够获得最大环境利益的项目。 技术和环境标准的确定 9.现代监管框架中的监管机构将针对钻井方案、管道、油田生 产和处理设施的设计制定工程标准和环保标准。良好的设计能够保证 -52- 环保标准被采用,因此,在设施运行过程中破坏环境或给公众安全带 来风险的环境过度污染或事故就可以避免。当事故、事件或故障导致 环境破坏或给公众和工人带来风险的时候,监管机构将进行调查,以 查清原因。这些调查的结果将要公开,并用来改进设计标准和监管, 在适当的时候也用于建立更完善的操作规范。 地下生产监管和储量管理计划 10.现代监管框架中的监管机构也通过某种方式监督资源的开 发,以确保公众利益在石油开发的生产阶段得到保护。这个目标通过 如下一些措施来实现:确定允许的最大产量,以开采的石油天然气数 量最大化为目的批准油田开发计划。监管机构也要建立保证公平获取 资源的机制,即同一个油气田中有一个以上的企业从事生产活动。 公众协商 11.目前,监管机构通常要求企业或公司将建设项目提交当地政 府和可能受到影响的公众,请他们对项目的计划进行审查。在监管机 构决定是否批准项目继续进行时,公众协商中的问题以及获得的建议 都将得到考虑。 检查和服从 12.对于检查石油项目及其经营活动,现代监管框架必须具有组 织能力和法定权力,确保它们服从于标准和允许的要求,同时,当没 有达到标准的时候也能够采取强制行动。现代监管的通常做法是确定 常规监测信息,并要求经营者必须提供,以证明他们与标准和允许的 要求是相符的。例行审计和检查是对监测活动的补充,以确保监测数 -53- 据的准确性以及设计和经营标准得到采用。 公众安全 13.监管评价和审批、技术标准的确定以及使它们得到遵守和强 制执行所作出的努力,都必须保证石油开发不会给在这些设施(含硫 气井、管道和油田处理装置)附近居住的人们带来不可接受的风险。 通过采用现代的技术设计标准,建立应急计划要求和程序,监管机构 将维持尽可能高的公众安全水平。 工人安全 14.监管职责也包括制定可接受的规范,以确保工人在石油设施 建设和经营过程中的安全。为了保证工人的安全标准得到施行,这些 职责应该包括:评估设施设计的可操作性、审查和规定操作程序、检 查建设和经营场所。使工人安全符合监管要求,也是企业的职责。监 管机构有权制定这些标准并使之得到执行,并且当这些标准没有得到 企业遵守的时候,可以通过法律起诉他们。 中国现有的监管安排和框架 15.根据对中国现有环境监管制度的初步考察8,已经具备了综 8 《中国的环境:概述》 Woodrow Wilson 国际学术中心,1996 年 11 月 26 日, , http://ecsp.si.edu/ecsplib.nsf/451f9216,2000 年 4 月 24 日修正。 世界银行环境、人类资源和城市开发部东亚及太平洋地区办公室,第 9669-CHA 号 “ 中国环境战略报告,卷 I:主要报告和卷 II:附件” 。 报告,1992 年 4 月, 世界资源研究所,2000 年 1 月, , 《保护环境和健康的法律与政策》 http://www.wri.org/wr-98-99/prc2laws.htm,2000 年 4 月修正。 -54- 合监管框架的结构性要素。中国国家环保总局(SEPA)是包括石油 行业在内的各工业部门的主要的环境监管机构。作为中国国务院的一 个政府部门,国家环保总局管理了一整套全面的准则、法律、法规和 标准,以达到环保目标,职责范围较宽。中国的环境监管程序主要依 靠环境评价、标准设定和环境科学等方面的较强技术能力来完成。 中国环境监管的法律框架 16.1979 年以来,中国已经建立起全面的环保法律框架,包括 实施了六个全国性的环保法律,其中均可部分适用于石油和天然气业 务9: z 《环境保护法》 z 《海洋环境保护法》 z 《大气污染防治法》 z 《水污染防治法》 z 《固体废物防治法》 z 《噪声污染防治法》 z 《自然保护区条例》 z 《建设项目环境管理条例》 17.另外,中国环境保护法律框架中许多其它内容也已建立起来, 其中一些直接针对石油天然气业务: z 《中国政府关于海上石油勘探开发中的环境保护管理条例》 中有 28 条行政性规定; 厦门环保局, 《环保法规》 1996 年, ,http://chinavista.com/xiamen/invest/env-reg.html。 2000 年 4 月修正。 9 国家石油和化学工业局的介绍,2000.4.17 -55- z 65 条有关环保的部门行政性规定(其中,56 条由国家环保 ; 总局颁布,9 条由国家海洋局颁布) z 3 个有关海上石油开发的专门法规; z 100 条以上的劳动卫生标准; z 900 个以上由地方政府环保部门颁布的环保法规。 18.从行政上来看,环境监管职责和履行由国家级和省级环保机 构(EPAs)以及地方(市)环保部门(EPBs)逐级管理。这种做法 主要适用于陆上石油业务。海上石油开发业务主要由国家海洋局管 理,承担审批、标准制定(国家制定海上标准)和监督职责(与国家 环保总局和其它一些海上监管机构一起)。 19.依据中国的法律和行政框架建立的环境监管制度,主要基于 排污收费、“ 三同时” 和环境影响评价。 排污收费 20.在过去,中国超标排放并不被当作违法行为来对待。依据中 国的《环境保护法》第 18 条,超标的情况下,“ 应根据排污数量和浓 度收取赔偿费。” 10根据“ 排污收费” 的原则,中国的地方环保部门 实行这样一种制度,即对许可排放量收取排污费,超出许可排放量时 征收罚款。排污费由地方环保部门收取,并再分配给企业,作为企业 采取措施减少污染或消除污染的资金。这些资金约 80%用于帮助企 业建设污染控制设施。其余 20%用作地方环保部门科研和宣传的费 用。超标排放的罚款移交中央政府。2000 年 9 月 1 日,《环境大气污 染防治法》开始生效。这个新的法律规定超标排放是违法行为,污染 10 Dasgupta et al,1997 年,Dasgupta、Susmita、Manul Huq 和 David Wheeler, 《关注规则:中国酌情处理的污染控制》 1997 年 2 月, , http://www.worldbank.org/nipr/work_paper/1761/index.htm,2000 年 4 月修正 -56- 制造者将承担适当的法律责任,或采取补救措施。 三同时 21.“ 三同时” 要求所有新项目在项目计划、设计、施工或经营 阶段必须包括环保措施。这些措施通过将污染预防计划纳入项目总体 规划、设计、建设和投产中,以促进减少污染11。 环境影响评价 22.中国环境监管框架的另一个重要方面是环境评价程序。根据 中国法律,新建、扩建和改建项目对环境的影响程度不同,对其环境 ,需要 评价的要求也不同。对于大项目(指投资高于 2 亿元人民币) ,一般要求国家环保部门审批。对 有详细的环境影响报告书(EISs) 于轻度或很小影响的项目,只需要完成环境影响表格这样更简单的程 序。投资低于 2 亿元人民币的项目,其环境影响报告(或表格)由地 方环保部门审批12。 23.地方环保部门指定的“ 有资格的机构” 代表企业为项目准备 环境影响报告书的提纲。然后,由适当的政府负责机构审查并批准提 纲。提纲批准后,要准备和提交详细的环境影响报告书,连同项目设 计一起报批。环境影响报告书和整个项目被批准后,环境影响报告书 用于项目建设阶段的监督,也用于项目启动阶段测试污染控制设备, 然后才能批准投产。 11 中国环境战略论文,1992 年;与国有企业代表的讨论,2000.4.19 12 《中国环境评论》,中国环境和健康每季度新闻公告, http://www.environmental-expert.com/magazine/aer/china/summer/article2.htm,2000 年 4 月修正。 -57- 环境和技术标准及排污许可 24.国家环境标准和技术排污标准由国家环保总局制定。国家环 ,并 保总局制定的国家标准要服从于《标准化法》和《环境保护法》 要得到检查和批准。目前,国家环保总局已制定了 360 个国家环境 标准。许多地方环境标准是对国家标准的补充。 25.省级或地方(市)环保部门制定的地方标准,往往比国家标 准更严格。地方环保部门向当地政府负责。地方环保部门负责制定许 可的排污水平以控制排污,同时监督企业遵守标准。 目前中国环境监管制度的问题 26.下面的意见,主要基于与熟悉中国环境技术监管框架的政府 机构和企业代表的会谈,并与联合工作小组讨论过。 环境监管框架的复杂性 27.我们对中国环境监管和技术监管程序的复杂性提出了许多意 见。这些意见主要集中在,在同样的情况下,环境影响评价和技术标 准对不同的企业有时会出现并不是一视同仁的情况。一般而言,对于 那些效益好的大企业执行的标准和要求就会高一些,相反,对那些小 企业执行的标准和要求就会低一些。 28.目前的多级环保机构的监管框架,依靠国家级、省级、县级 或当地环保机构和环保部门来审查环境影响报告、设定标准、监督标 准的执行、收取排污费、分配排污罚款,这种框架结构为环保要求的 不一致执行提供了机会。 -58- 权限职责交叉 29.在某些情况下,一个以上的省级和当地环保部门都对同一个 设施进行现场检查。 多机构管辖 30.在海上资源开发方面,也存在多机构管辖问题和职能交叉现 象。当海上开发项目的部分工程(如管道或加工处理设施)上岸后, 负责这部分工程的管辖机构也变了。海上项目的陆上工程要进行单独 的环境评价。这就导致了对项目海上部分要进行一个评价,对陆上设 施又要进行另外的评价。不同的部门管理这些环境评价的审查程序。 另外,许多其它机构也拥有对海域或沿岸的环境监管权,这些机构也 必须涉足环境影响报告的审查。在这种情况下,想通过多重监管机构 和复杂的监管程序获得项目批准,对于企业来讲,就成为一件非常具 有挑战性的事情。 31.2000 年 4 月 1 日发布修订的《海洋环境保护法》,明确国家 海洋局统一管理海上石油天然气勘探开发的陆上工程。但是,海上开 发项目(如管道和生产设施)的陆上附属设施的环保问题必须仍由国 家环保局承担审查和批准工作。 石油开发中的标准设定 32.一些企业反映,监管机构(主要是国家环保总局)没有足够 的资源为石油开发问题提供很强的专业技术支持。因此,制定的有些 -59- 标准或规定使国有企业难以遵守。 33.我们只对大气质量标准(悬浮颗粒物、SO2、NOX、CO 和 臭氧)和地表水标准(pH、化学耗氧量、生物耗氧量和矿物油)进 行非常有限的查阅。查阅的这些标准均摘自 1994 年的报告13。我们 不能确定这些标准现在依然有效。另外,依据环境的可容纳程度,中 国制定的排污标准和浓度是不同的,很难直接与典型国际标准进行比 较。地方环保部门制定了更严格的地方标准,没有包括在本文作者查 阅的 1994 年关于国家标准的报告中,但也可能适用于石油企业的业 务活动。 34.应该进行详细的标准比较,选择一个石油业务活动和设施作 为样本,直接与其它实行监管的地区相似设施所采用的环境和排放标 准进行比较。通过这种分析可以将适用于石油天然气开发的中国环保 标准与其他国际公认标准进行有意义的比较。 环境标准和政策在地方的施行 35.通过与国家环保总局、石化局和一些石油天然气公司的会谈 表明,地方环保部门的执行职责(包括检查、监督排放标准和监督企 业遵守有关的经营要求)对达到中国政府的环境政策目标是最重要 的。但为增加就业和经济发展所造成的地方冲突和压力,以及立法中 复杂而含混的标准,致使协商解决有时会严重背离环境监管的要求。 36.石油天然气行业的特点是,总是有大量的建设项目,包括钻 、管道和油田生产设 井(例如,CNPC 在 1998 年钻井超过 8000 口) 施,如油库、脱水设备、内部管道等。项目过多和地点分散给监管机 13 DHA 咨询公司 BV、CH2M HILL 国际有限公司顾问和 COPIA 北京,1994 年 11 月 28 日。 “ 行动计划和可行性支持” ,主报告第 I 章第 1 湖北城市环保工程工业污染控制部分, 节。 -60- 构进行有效监督和检查带来了困难。大型加工设施(炼厂、化工厂、 天然气加工处理设施)需要更为频繁的监督和检查,但这些设施是当 地重要的就业和税收来源。很明显,由于地方环保部门与当地政府存 在上下级关系,造成环保部门尽量避免采取可能对地方就业和税收产 生影响的、会导致减少加工能力或关闭这些设施的强制行动。 建议 37.联合工作小组建议,应将环保、工人和公众安全、技术监管 作为监管职责的一部分并入新创建的石油行业上游和下游现代监管 框架内。 38.新的上游和下游监管机构具有以下职责: z 保护环境、保证工人和公众安全; z 通过有效的储量管理技术,负责资源保护; z 制定用于石油经营活动和工程设计的技术标准; z 数据收集和归档; z 对陆上和海上项目及相关基础设施(需要考虑全国性环境影 响和社会影响的大项目除外)进行环境和技术审查。 39.上游和下游的监管机构有权组织对项目决策或对经营性政策 问题进行调查。 40.新监管机构的经费来源可以根据石油天然气产量或加工量征 税,也可以直接收取服务费。 41.新监管机构应该是全国性机构再加对其负责的地区分部,并 且地区分部直接从全国性机构获得资金支持。 -61- 加强上游和下游监管权力的理由 42.中国石油行业监管改革的目标应包括提高现行监管制度的效 率。建立一个具有较强的环境、技术、财税、经济和矿产管理职责的 监管机构,以提高这个行业环保水平,加强工人和公众安全。 43.全国性监管机构,加上对其负责的地区分部,并且地区分部 完全从全国性监管机构获得经费保证,这种监管体制有利于确保监管 审查程序以及技术和环保标准制定和执行的一致性。地区分部向总部 负责,将有利于执行和采用更一致的监管和强制行为。制定统一的环 保标准并使之适用于从事石油业务的所有企业,是建立公平竞争环境 并保证经营者公平竞争的关键所在。 44.有效履行环保以及工人和公众安全的监管职责,需要在工程 设计、建设经验、操作问题以及将来可能导致的环境和安全问题等方 面具有很强的技术知识。在组建上游和下游监管机构时,要将这些技 术的和环境的评价能力集于一身,这符合以“ 一个窗口” 的监管模式 构建监管框架的趋势。相对于职权和职责分散于多个政府部门或有审 “ 一个窗口” 的监管方式具有 批和监管职能的多个机构的监管体制, 极大的优越性。 45.加强环保以及工人和公众安全的监管权力和责任(也包括矿 ,使监管机构能够建立起更为 产资源、财税和经济方面的监管职能) 集中的组织形式和管理体制。虽然拥有的人力和财力更少了,但综合 性的体制也能够使监管机构为客户提供更高水平的监管服务。集中的 “ 一个窗口” 监管方式更加容易培养技术熟练的监管力量。工程、环 保和经营方面的专家也可以支持其它监管职能。 46.在技术上胜任的监管机构能够将政府的健康、安全和环保政 策更好地转变为标准、规定和检查程序,从而保证这些政策能够在中 -62- 国整个石油行业(陆上或海上)得到实施。上游和下游石油监管机构 最有效的组织形式是,由强有力的“ 总部” 和位于石油开发地区的“ 地 区分部” 组成。总部应该给地区分部提供全部的资金支持,以避免在 强制执行环保、公众安全和工人安全的任务时出现利益冲突。为了保 证监管机构不受当地就业或税收问题的过度影响,这种监管体制是必 要的,因为当一些设施达不到所要求的运行标准时,采取强制措施可 能会导致这些设施的减少或关闭。 深入研究和实施改革的步骤 47.目前中国石油开发中的环境监管体制非常复杂。为此,实行 更为现代化的监管体制,需要更多的深入研究和行动,作为过渡期的 一部分: A.编制技术和环境方面的现行法规目录 B.绘制现行监管程序图 C.起草法律和法规 D.确定监管事务程序 E.组织结构设计 A.编制技术和环境方面的现行法规目录 48.为各级中国政府机构管理的有关石油开发(海上和陆上)环 保和安全的法规、政策、准则和标准编撰一个目录。找出有交叉的、 有冲突的、权限不清的地方。 -63- B.绘制现行监管程序图 49.绘制一张描述现行监管程序的图,包括环境评价和取得许可; 标准制定;工人安全标准的制定;监督、执行和技术工程方面的做法。 标出管辖职责有交叉的地方以及空白点。 C.起草法律和法规 50.新成立的上游和下游监管机构履行其职责需要中国政府制定 和实施新的法律。新的法律应体现专门的健康、安全和环保以及技术 。立法起草机构应该由技术上能胜任的 监管职责(由中国政府决定) 代表组成,这些代表可以来自合适的政府机构、企业(国有企业和国 际石油公司)以及可能的环境方面的非政府组织。 51.在新法律起草工作完成后,可开始起草健康、安全和环保以 及技术方面的法规。起草法规时应参考在先前的法律法规审查中发现 。完成这项工作还应用国 的法律空白点和交叉之处(第一步完成的) 际公认的“ 单一窗口” 监管模式来审视这些法律法规。 D.确定监管程序 52.通过起草法律、法规,确定目标和预期结果,就可以开始制 订达到这些目标所需要的监管程序。 E.组织结构设计 53.确定了具体的监管程序后,就应该完成与履行健康、安全和 -64- 环保以及技术监管职能有关的详细的组织结构设计、技能要求和人员 配备等工作。这些监管事务程序目前可由其他机构(步骤 A 和 B 中 提及的)来承担。在这种情况下,这些组织的人员可以重新安置到监 管石油行业上游和下游领域的新的监管机构中去。 -65- 附件 7 结构和监管改革的国际案例 1.联合工作小组要求世界银行提供一些石油天然气行业改革和 监管的国际案例。本附录包括从阿根廷、巴西、玻利维亚、加拿大、 波兰及英国等 6 个国家的经验。 具体国家的经验 加拿大——石油天然气行业的国家管理模式被放弃后,结构改革取得 了成功 2.国家管理模式:从 1973 年开始,加拿大实行能源自给自足的 政策导向,试图把自己从国际市场中分离出来,采取“ 国家” 定价和 歧视外国投资的政策。对生产课以沉重的新税。几乎所有交易中的石 油天然气价格都被管制。控制的价格鼓励消费而不鼓励生产。出口的 价格被确定在市场价格以上的水平。在全国范围内建立起不经济的石 油贸易流向。 3.结果是灾难性的:石油天然气生产滑坡;石油出口几乎停止; 天然气出口市场受到严重损害;行业投资减缓;开发项目被放弃;外 国公司出卖其资产后离开了这个国家;生产和消费地区之间的政治关 系和利益变得紧张起来。 4.结构改革:1984 年,新政府决定在全行业实施市场导向的政 策,降低税收,同时,监管机构在做出决策时也要考虑这些政策。尽 管国际市场的价格环境恶化了,但投资仍然向该行业回流,市场得到 -66- 改善,生产者和消费者之间的紧张关系消除了。现在的监管采取“ 宽 松手段” 的方式,便于市场的有效运行。石油产量提高了 30%,成 为一个较大的净出口国。天然气产量翻了一倍多,出口接近原来的四 倍,是世界第二大天然气出口国。80 年代被放弃的石油和天然气项 目重新复活了。国内石油天然气消费价格是世界上最低的。 玻利维亚的私有化 5.在玻利维亚国有石油天然气公司(YPFB)私有化之前,这个 公司的生产正在逐步下降,出口到阿根廷的天然气价格也在下降,勘 探力度剧减。此外,YPFB 的财务状况受重税收的挤压而严重恶化, 并且政府干预其日常经营活动。这个公司毫无生气。 6.在这种情况下,政府决定进行改革。改革的目标是在将 YPFB 公司的所有权转移给私有部门或成年公民后,重新确定政府在该行业 中的角色;在烃类行业最大限度地鼓励私人投资;私有化前使股票的 价值最大化;增加竞争,提高效率,并进一步放松监管;通过监管保 护消费者和环境;增强其制定政策的能力。 7.通过广泛审查多个有关组织结构的备选方案,政府决定组建 “ 存续” 公司保 两个勘探开发公司和一个经营所有管道的管道公司。 、炼油和分销石油 留在国家手中,它从事服务(如钻井和地震分析) 产品,与私有公司签定特许合同,承担确保完成与巴西签定的天然气 出口合同的责任。建立了一个监管机构负责上游和下游领域的监管。 8.1997 年,政府对两个勘探开发公司及一个管道公司进行了私 有化改造。大约 25 家公司参与投标,三个夺标公司的标的额超过 8 亿美元。 -67- 阿根廷——国有工业私有化后的监管 9.阿根廷的天然气市场是拉丁美洲最发达的和最自由的,也是 世界上最发达的天然气市场之一。1996 年, (包括 499.8 520 万个用户 万个居民用户)共消费天然气 269 亿立方米。 10.80 年代,国家控制了经济领域的主要部分。1989 年,117 个国有企业在国民生产总值(GNP)中占大约 50%,这些企业中的 30%享受国家补贴。到 1994 年底,这些企业大多数已经私有化,私 有化公司的总价值达到 269 亿美元。在 1992 年下半年私有化之前, 整个石油和天然气工业都是国有的。上游石油和天然气勘探开发由国 有公司 YPF 控制,天然气的运输和分销由另一家国有公司,YFP 的 子公司 GdE 控制。 11.1992 年下半年,整个天然气管网被重组为两个运输公司(一 个负责南方,另一个负责北方)和八个配送公司,这些公司随后都私 有化了。采取与当地公司成立合资企业的方式,邀请外国公司投标购 买这些公司。同时作出严格规定,防止投资者同时得到运输公司和配 送公司的所有权,或者一个集团得到一个以上的配送公司的所有权。 这种方式促使了有外国投资者广泛参与的竞争市场的形成,这些外国 投资者给阿根廷天然气工业带来了急需的投资。阿根廷天然气工业的 主要国外投资者所有权(全部与阿根廷当地公司有伙伴关系)如下所 述: -68- 运输 Transportadora de Gas del Norte ( TGN , 北 方 运 输系统 ) ——TransCanada PipeLines,加拿大; Transportadora de GAS del Sur ( TGS , 南 方 运 输 系 统 ) ——Enron,美国。 配送 z Metrogas(布宜诺斯艾利斯中部地区)——British Gas,英国; z Gas Natural BAN(布宜诺斯艾利斯北部地区)——西班牙天然 气公司; (布宜诺斯艾利斯南部地区和布宜诺斯 z Camuzzi Gas Pampeana 。 艾利斯省)——Camuzzi(意大利天然气配送公司) 12.1992 年的《天然气法案》是天然气监管的框架。目的是在 天然气工业的所有领域鼓励竞争,但也认识到要在运输和配送领域达 到这个目标是很困难的,这就需要有监管。采取了开放准入的制度, 国家不再提供服务,只有私有公司才能从事天然气运输和配送业务。 《天然气法案》也为天然气的进出口设定了条件,并且成立了天然气 监管机构(Enargas)。政府确定的目标是采取宽松方式的监管体制, 将对正常商业活动的干预减到最少。根据“ RPI-X” 公式14确定价格, Enargas 每五年要进行审查。如果通货膨胀、天然气价格、运输费用 或税收制度发生了变化,配送公司可以自行调整他们的价格。需要特 别注意的是,重组、私有化和现代监管要同时进行。这意味着投资者 要预先知道管理他们的一些规则。 14 “ X” )后的速 在“ RPI-X” 制度下,价格按零售物价指数(RPI)减去效率因素( 度递增,效率因素由监管机构定期发布。 -69- 天然气行业的法律框架 13.在巴西,管理天然气工业的基本法律是 1997 年的《烃资源 法》,目的是取消巴西石油公司(Petrobras)对石油天然气业务的垄 断。该法函盖范围较广,明确了石油天然气勘探开发准入、炼油和石 油产品运输以及天然气进口运输的条件。该法律强制能源企业在经过 磋商后向第三方提供石油和天然气管道运输,建立了烃资源行业监管 机构(ANP)来监督竞争的引入,规定该法律生效三年后石油产品和 天然气的价格自由确定。ANP 已经成立,但人员安排尚未到位,也 未完全运转起来,能源领域的法规体系正在酝酿中。但是,配送领域 已经被纳入 1995 年的《公共服务准入法》中,该法要求所有公共服 务的进入必须经过竞争投标。巴西各州也有单独的配送监管机构。 14.在波兰,有两个重要的能源法案约束着天然气领域的活动。 1994 年的《地质矿产法》确定了准许进入石油天然气勘探开发的原 则和程序。1997 年的《能源法》规定了在能源系统实行竞争的原则, 包括天然气、供热和电力。《能源法》要求从事运输和配送的能源企 ,成立能源行业 业必须为国内能源生产商提供运输服务(开放准入) 监管机构(ERA)来监督该行业的竞争发展,并且规定天然气关税将 在该法律生效两年内(或 1999 年 12 月)由财政部确定。尽管 ERA 已经成立,但还未完全运转起来,管理能源行业的法规体系正在编写 中。 如何开发天然气市场 15.下列要素对于发展天然气市场是十分必要的: 有竞争力的井口价。这是从与之竞争的其它燃料的最终用户价格 ,比如说电站,这样一开始就可以 倒算出来的;要有大用户(靠山) 有较高的利用率。考虑到环境治理的费用,对于中国一些地区的燃煤 -70- 电厂,天然气可能是有竞争力的; 在配送领域有相当大的投资; 制定具有前瞻性的市场发展战略; 在一段时间内允许天然气配送商实行专营。 如何建立和发展天然气配送的两个实例 北爱尔兰:如何建立天然气市场 16.北爱尔兰是英国的一部分,直至最近才刚用上天然气。其天 然气市场的开发,始于 1993 年英国天然气公司(BritishGas)将巴 利卢福德(Ballylumford)电厂进行私有化。这座一千兆瓦高硫燃油 发电厂对环境污染十分严重。英国天然气公司将它改建为天然气电 厂,改建工程于 1996 年底完成。为负责向这家电厂提供天然气,专 。在向这个电厂销售 门成立了一家管道运输公司(Premier Transco) 过 程中, 又 成 立 了 一家 配 送 公司 ——凤凰 天然气公司( Phoenix Natural Gas)。英国天然气公司(如今是英国天然气上市公司)是这 两家公司的主要投资开发商,但这两家公司都接受了美国投资,获得 了专业技术。 17.1997 年,凤凰天然气公司开始在大贝尔法斯特(Greater Belfast,北爱尔兰的主要城市)地区开发配送市场。为了鼓励这一网 络的发展,政府批准在一定时间内实行专营,配送网络的运输专营期 ,向用户销售天然气的专营期限为 8 年 限为 20 年(截止到 2016 年) ,但是对大用户(消费量超过 7.5 万千卡或 20.4 (截止到 2004 年) ,专营期限只有 3 年。购买天然气采取为期 10 年的长期 万立方米) 合同。 -71- 18.凤凰天然气公司获得许可的条件之一是,必须提出开发计划。 这项计划把该地区划分成 15 个小区,并确定规定年限内要新接通天 然气的目标。建成的网络要保证 90%的用户可以很容易地并网。 巴西圣保罗:如何建立天然气市场 19.Comgas 公司在巴西圣保罗向 25 万居民和几百家工业用户 销售天然气,年销售量约 12 亿立方米。预计今后几年需求量还会大 幅度增长,每年将增加 29 亿立方米。1997 年,州政府让壳牌公司 (Shell)作为战略投资者介入,并拥有 20%的股权。1999 年,Comgas 公司完全私有化,壳牌公司和英国天然气上市公司组成财团在公开招 标中以略低于 10 亿美元的价格收购了该公司(这是世界上公用设施 。 售出的最高价格之一) 20.这次私有化采用的是 30 年特许的形式(英国天然气公司和 壳牌公司获得在经营期内的经营权,经营期满后公司交还州政府), 经营者获得在整个 30 年经营期中管道网络和向居民和商业用户供气 的完全专营权。对工业和电厂用户(大用户)的销售专营权为期 12 年。对 Comgas 公司每年敷设配送管道有硬性的目标要求。 21.最终用户的价格包含了天然气成本和运输费用(指天然气从 。根据长期合同,这两个因素体现 玻利维亚输送过来的国际输送费) 在从巴西石油公司(巴西联邦政府垄断石油天然气上游业务和运输业 务的公司)到门站的一揽子服务中。但 Comgas 公司可以从其他开 采商处定购额外的天然气供应。 英国——国有工业私有化后的监管 22.英国的天然气是完全自给自足的,1997 年消费量为 858 亿 -72- 立方米。二战后,许多私有的公共设施公司被国有化,由国家直接控 制。这是为了不让个人参与勘探,也是安全和价格稳定方面的考虑。 当时认为天然气工业是自然垄断工业,因此由国家控制比私人拥有能 更好地为公众利益服务。 23.1948 年的《天然气法案》共将 1046 家私有和市属天然气 公司收归国有,然后由英国政府经营。这个法案还建立了 12 个地方 天然气委员会,并成立了天然气理事会。新成立的地方天然气委员会 按单独的法律实体运作,控制了与天然气供给有关的一切事务。最初 城市里使用的是煤气,但在根据 1964 年《大陆架法案》的有关规定, 授予石油公司海上勘探许可证以后,在北海发现大量的天然气储量。 24.在作出以天然气替代煤气的决定后,全英国的燃气设施必须 转而使用天然气。另外,还不得不在东海岸建设了天然气中转码头, 并建设了终端高压天然气运输系统。天然气工业结构也重新进行了调 整,这样 1972 年的《天然气法案》将天然气理事会改名为英国天然 气公司(British Gas Corporation),并控制了 12 个地方天然气委员 会。 25.英国天然气公司于 1986 年 12 月以公开出售的方式进行了 私有化改造,销售收入为 79 亿英镑(约 130 亿美元)。英国天然气 公司以一个纵向一体化的公司出售,在 90 年代,天然气工业又进行 了行业重组。重组过程对公司及其雇员来说是极为痛苦的。新的《天 (1995)和英国天然气公司最终分成两个完全独立的上市 然气法案》 公司(BG plc 拥有运输管网和国际资产,Centrica 拥有向用户供应 天然气的权利) 26.目前的天然气工业结构包括天然气生产商(100 个以上)、 天然气船运商和天然气供应商(约 40 个)以及得到公开准入的天然 气输送商(尽管有 6 个其它很小的地方配送公司,但实际上整个运输 -73- 和配送网络由 BG Transco 拥有)。 27.天然气价格由三个要素组成:生产成本、输送成本和收费基 准。后两项是受到监管的。含收费基准的价格上限是根据 RPI-X 公 式计算的。Centrica 对那些消费量每年不超过 2500 千卡的用户有供 应专营权,但从 1998 年开始,竞争扩展到所有的用户。这使得英国 天然气市场成为世界上最自由的和最富有竞争性的天然气市场(电力 行业也是这样)。与上述阿根廷的案例相比,英国政府出现了私有化 后重组的失误,那是一个影响投资者信心的痛苦过程。 -74-