我国油气勘查开采体制的市场化改革研究*

任洪涛

(海南大学 法学院,海南 海口 570228)

石油、天然气在我国能源战略中占有极其重要的地位，对促进经济健康持续发展、提高人民生活水平、加强生态文明建设、维护国家安全都具有至关重要的意义。自中共中央、国务院在2017年5月21日出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》(以下简称《油气改革意见》)以来，我国油气体制改革综合试点及专项试点地区的工作取得了长足进步，但也因日益进入改革的“深水区”而面临着诸多制度机制障碍，亟需形成适应新时代油气管理工作需要的制度革新与制度建设。油气体制改革是一项系统性工程，我国油气管理特有的复杂性和艰巨性在国际上找不到可资借鉴的先例，这就要求油气管理工作必须走出一条既适合国情又符合油气发展需要的改革之路。我国油气管理工作不断地处于市场化的调整和完善之中。在油气市场化改革的背景下，油气属性、油气开采、油气安全等都发生了深刻的变化，石油属性从国家一直强调的“战略属性”转变为市场经济条件下的“商品属性”，油气开采从以“保障经济建设”为中心转变为“环境保护与经济建设并重”的工作思路，传统的油气能源安全观也从“自我保障”转变为“开放条件下的能源安全”。这无不体现着油气体制改革“大破大立”的新时代已经到来。

2015年我国在**启动了首轮油气勘查开采体制改革试点工作，随后国土资源管理部门在2017年又将试点工作的范围扩大到江西、贵州等六省区，并要求在三年左右建成现代市场化的矿业权出让制度。经过几年的试点工作，油气勘查开采的管理与实践，成效与问题并存，亟待正视当下的现实问题，找到解决问题的出路，以便最终为油气体制改革探索出一条更加开放、竞争、有序的市场化路径。

(一)我国油气勘查开采体制改革试点工作的成果

1、油气探矿权竞争性出让方式呈现多样化

目前，我国油气探矿权的出让方式已经从单一的招标出让方式拓宽到拍卖、挂牌等多种竞争性出让方式。这种竞争性出让方式的制度设计，为的就是通过招拍挂竞争性方式，充分引入市场机制，多渠道吸收更多的油气资源勘查资金，提高油气资源配置的效率，最终实现国家自然资源所有者权益。为充分发挥市场配置资源的决定性作用，更好地发挥政府监管作用，在深化“放管服”改革的基础上，进一步完善矿产资源管理，自然资源部在2019年12月31日发布的《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见(试行)》中明确提出要全面推进矿业权竞争性出让，继续推进油气探矿权竞争出让试点，并且为了开放油气勘查开采市场，规定在国内注册且净资产不低于3亿元人民币的外资公司，均有资格按规定取得油气矿业权。这为推动油气勘查开采体制改革迈出了坚实的一步，无不体现了政府对油气市场化改革的决心和魄力。

为持续推进油气领域上游矿业权管理改革，原国土资源部陆续出台多部规定文件。如原国土资源部为了将矿产资源勘查开采审批登记的权限下放到地方省份，2016年便出台了《关于委托山西省等6个省级国土资源主管部门实施原由国土资源部实施的部分矿产资源勘查开采审批登记的决定》的专项文件。从自然资源部官网了解到，为进一步贯彻落实《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见(试行)》，积极推进油气探矿权竞争出让，自然资源部继2018年在**维吾尔自治区国土资源交易中心首次挂牌出让石油天然气勘查区块探矿权的基础上，近些年进一步加大了出让频率，仅2021年5月13日、9月26日、11月4日自然资源部组织**维吾尔自治区自然资源厅分别挂牌出让了**塔里木盆地尉犁西、**疏勒-岳普湖、**大有等18个油气勘探区块。2022年国家进一步加大了石油天然气区块出让力度,自然资源部截至目前，今年已挂牌出让了包括广西柳城北区块、鹿寨区块，以及黑龙江松辽盆地林甸1、2、3区块与拜泉南区块等多个油气勘探区块。[1]随着油气勘查开采市场化改革逐渐走向纵深，特别是允许民企、外资企业等社会各界资本进入油气勘探开发领域后，我国以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的新油气勘查开采体系正在加速形成，初步在油气资源领域形成了开放、竞争、有序的市场经济体制的新局面。

2、矿产资源权益金制度的变革之道

我国从2017年起开始实施矿产资源权益金制度的改革，这是我国矿产资源管理工作中具有里程碑意义的一次重大革新。市场化改革的前提在于产权主体是否明晰，只有产权主体的边界清晰了，才能使资源价值有明确的归属，否则，脱离了价值主体而谈价值，最终会导致矿产资源呈现“公地的悲剧”的现象。在权益金制度改革后，多数地方省份更加积极地推动权益金制度在本省的落实。截至2019年2月，广西壮族自治区国土资源厅已完成本级矿业权评估36宗，评估价值7.09亿元；
完成11宗矿业权的收益处置，应收缴价值3.03亿元。[2]矿产资源权益金制度实现了国家和地方省份权益的双赢。首先，在矿业权出让环节，矿业权人应当缴纳矿业权出让收益，从而终结了缴纳探矿权价款和采矿权价款的历史。为了平衡中央与地方政府之间的经济利益，两者分享矿业权出让收益的比例确定为4∶6。考虑到企业负担过重的实际情况，允许企业在缴纳矿业权出让收益时采取分期缴纳的方式，但其缴纳的额度是在矿业权出让时便已经确定了。其次，在矿业权占有环节，矿业权人应当缴纳矿业权占用费，且中央与地方分享矿业权占用费的比例确定为2∶8。为了提高矿产资源的利用效率，避免油气企业长期“跑马圈地”“圈而不探”等行为，明确规定可实行矿业权占用费标准的动态调整，但调整的因素局限于社会经济发展需求、矿产品价格浮动情况等多种因素。再次，在矿产开采环节，新开征的资源税已经吸纳了矿产资源补偿费，也进一步推动了资源税改革。最后，在矿山环境治理恢复环节，建立矿山环境治理恢复基金制度，取消保证金制度，矿业权人不但减轻了资金的压力和负担，还能更积极地落实相关的环保责任。

3、绿色矿山体系建设的积极推动

绿色矿山建设是油气企业实现可持续发展的必由之路，最初来源于原国土资源部在2007年中国国际矿业大会上发出“落实科学发展，推进绿色矿业”的倡议。2008年12月31日，国务院正式批复同意由原国土资源部组织实施《全国矿产资源规划(2008—2015年)》，该规划对发展绿色矿业提出了明确性的要求，并确定了到2020年全国基本建成绿色矿山格局的战略目标。为全面落实规划目标任务，原国土资源部于2010年又发布了《发展绿色矿业、建设绿色矿山的指导意见》《国家级绿色矿山基本条件》，从依法办矿、规范管理、资源综合利用、技术创新、节能减排、环境保护、土地复垦、社区和谐、企业文化9个方面提出了具体的要求。为进一步加强矿业领域生态文明建设，加快矿业转型和绿色发展，原国土资源部、环境保护部等六部委于2017年3月联合印发了《关于加快建设绿色矿山的实施意见》，要求加快绿色矿山建设进程，力争到2020年形成符合生态文明建设的矿业发展新模式。

经过多年的努力和实践，绿色矿山建设从倡议探索到试点示范，再到上下联动推进，已成为各地推动矿业领域生态文明建设的重要平台和抓手，同时也得到社会各界的广泛认可。2019—2020年，自然资源部组织开展全国绿色矿山遴选工作，分别将953家、301家矿山企业纳入全国绿色矿山名录，其中，陆上油气绿色矿山分别各有29家，包括13家原国家级绿色矿山试点单位。[3]10余年来，我国绿色矿山建设由试点探索转向全面推进，绿色矿山占全部矿山比例由试点时期的约1%，增长到当前的约10%。[4]经济推动绿色矿山体系的建设是我国推动经济发展方式转变的必然选择，也是加快转变矿业发展方式的现实途径，还是落实企业责任加强行业自律、保证矿业健康发展的重要手段。

(二)我国油气勘查开采体制改革试点工作的现实困境

1、油气探矿权竞争性出让程度不够充分

目前，我国油气探矿权已经实行了几轮竞争性出让，但招拍挂的出让方式仅仅是一个开始。虽然我国油气资源上游领域的改革有所成效，为推进油气上游投资主体多元化提供了宝贵的实践经验，但市场化程度仍然有待加深。

第一，区块出让力度与改革目标仍有较大差距。除了油气勘查体制改革的试点地区，油气探矿权的市场主体在陆地上仅限于4家，在海上仅限于3家。(1)陆上4家是中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司、陕西延长石油集团有限责任公司；
海上3家是中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司。尤其是在海上探矿权竞争性出让过程中，若有一家不愿意参与，招标程序可能就无法启动，实践中变通的方式也缺乏充分的法律依据。同时，改革之初，油气区块的内部流转形式被中石油、中石化公司宣传为该企业的重大改革措施。如2017年12月4日，中石油公司就已经完成了东西部油田矿业权的内部流转。这两家油企通过内部竞争的形式，对内部矿业权进行了再分配，虽然在一定程度上激活了内部油气矿业权，但毕竟还是将市场其他主体排除在外。

第二，招拍挂中择优中标的标准过于看中资金优势的因素。在实践中，油气探矿权实质上是以价格竞争的优势胜出来获得探矿权，但这种竞价方式更适合风险程度较小的矿业权。油气资源的勘查分为预查、普查、详查、勘查等阶段，每个阶段风险都大不相同，为保障勘查工作的顺利开展，除了基本的资金保障外，更多的应当是依靠勘查主体的技术水平及优势。在油气资源勘查阶段，若一味以价格优势竞争性出让探矿权，不但会增加企业成本，更为致命的是会让竞价人忽视油气勘查的风险，陷入资源炒作的怪圈。

第三，竞争性出让区块地质勘查资料的获取与流转存在一定的障碍。目前，政府拿出的油气竞争性出让区块的范围大多来自以往油气企业退出的区块，这些区块范围内的相关地质资料本来就偏少，且汇交托管于国家石油公司内部，往往因公司商业秘密等因素的限制，不但难以获取，更不用后续取得探矿权的企业期望通过先期地质资料进行前期研究。其实，这种通过劳动取得的地质勘查资料应当是具有价值和使用价值的一种商品，完全可以鼓励企业作为资产来参与市场流转，但由于目前相关法律缺乏对地质勘查资料法律属性的明确规定，且实践中就地质勘查资料与探矿权之间的关系也模糊不清，这就使得地质勘查资料想作为财产进行交易流转成为一种奢望。

2、油气勘查区块退出机制不顺畅

健全油气勘查区块的退出机制是我国油气体制改革中的一项重要工作。从当前油气体制改革实践和我国的实际情况来看，其中油气勘查区块退出机制不顺畅的问题是造成油气体制市场化改革效果不佳的最重要的原因之一。

第一，油气勘查区块退出的法律规定分散而碎片化。以勘查区块退出原因的不同为标准，我国可分为油气勘查区块的自愿退出、强制性退出，以及责令退出三种情形。对于第一种自愿退出的情形，主要规定在《矿产资源勘查区块登记管理办法》第22条和第24条中(2)根据《矿产资源勘查区块登记管理办法》第22条规定：“有下列情形之一的，探矿权人应当在勘查许可证有效期内，向登记管理机关申请变更登记：(一)扩大或者缩小勘查区块范围的；
(二)改变勘查工作对象的；
(三)经依法批准转让探矿权的；
(四)探矿权人改变名称或者地址的。”第24条规定：“有下列情形之一的，探矿权人应当在勘查许可证有效期内，向登记管理机关递交勘查项目完成报告或者勘查项目终止报告，报送资金投入情况报表和有关证明文件，由登记管理机关核定其实际勘查投入后，办理勘查许可证注销登记手续：(一)勘查许可证有效期届满，不办理延续登记或者不申请保留探矿权的；
(二)申请采矿权的；
(三)因故需要撤销勘查项目的。自勘查许可证注销之日起90日内，原探矿权人不得申请已经注销的区块范围内的探矿权。”这是探矿权人因申请采矿许可证、市场环境等情况变化、或与有关主体达成协议的自愿退出。对于第二种强制性退出的情形，虽然现有法规并没有明确规定，但在2009年《国土资源部关于进一步规范探矿权管理有关问题的通知》中却提出了在同一勘查阶段延续时强制性缩减区块面积的制度，并且在2017年《国土资源部关于进一步规范矿产资源勘查审批登记管理的通知》文件中，明确了非油气探矿权延续时的具体缩减要求。对第三种责令退出的情形，《行政许可法》《矿产资源勘查区块登记管理办法》《探矿权采矿权转让管理办法》等法律行政法规之中均有相关规定，即因社会公共利益、或违反法律行政法规而被发证机关撤销、吊销勘查许可证的情况。[5]因此，油气勘查区块退出法律规定长期的分散而碎片化，最终也造成了探矿权人在实践中长期持有油气勘查区块的现实。

第二，缩减勘查区块与最低勘查投入衔接机制的缺失。实际上，油气管理部门为了防止油企“跑马圈地”的行为，已经在《矿产资源勘查区块登记管理办法》第17条(3)根据《矿产资源勘查区块登记管理办法》第17条规定：“探矿权人应当自领取勘查许可证之日起，按照下列规定完成最低勘查投入：(一)第一个勘查年度，每平方公里2000元；
(二)第二个勘查年度，每平方公里5000元；
(三)从第三个勘查年度起，每个勘查年度每平方公里10000元。探矿权人当年度的勘查投入高于最低勘查投入标准的，高于的部分可以计入下一个勘查年度的勘查投入。因自然灾害等不可抗力的原因，致使勘查工作不能正常进行的，探矿权人应当自恢复正常勘查工作之日起30日内，向登记管理机关提交申请核减相应的最低勘查投入的报告；
登记管理机关应当自收到报告之日起30日内予以批复。”中对探矿权使用费和最低勘查投入标准作出了具体规定。规定最初的初衷是以此来增加矿业权人的成本，期望其能够自觉申请与自身能力情况相符的探矿权，并且希望其对没有能力勘查的区块能够主动及时地退出。但该办法出台至今，对探矿权使用费和最低勘查投入标准的规定20多年一直没有调整过，这对油企持有探矿权的成本来说，没有任何经济性的压力，自然很少有企业会主动退出相应的勘查区块。另外，虽然在该办法第29条(4)根据《矿产资源勘查区块登记管理办法》第29条规定：“违反本办法规定，有下列行为之一的，由县级以上人民政府负责地质矿产管理工作的部门按照国务院地质矿产主管部门规定的权限，责令限期改正；
逾期不改正的，处5万元以下的罚款；
情节严重的，原发证机关可以吊销勘查许可证：(一)不按照本办法的规定备案、报告有关情况、拒绝接受监督检查或者弄虚作假的；
(二)未完成最低勘查投入的；
(三)已经领取勘查许可证的勘查项目，满6个月未开始施工，或者施工后无故停止勘查工作满6个月的。”中对未完成最低勘查投入的罚则有相应规定，但该条规定的行政处罚措施之间跨度太大，没有过渡衔接，同时也缺乏与第22条中关于缩小勘查区块范围的衔接。这将导致油气探矿权的监管效果很难显现。

第三，探矿权人退出油气勘查区块的动力严重不足。探矿权人持有油气勘查区块的成本主要在于其取得油气探矿权后每年必须缴纳的探矿权使用费。然而，根据《矿产资源勘查区块登记管理办法》第12条(5)根据《矿产资源勘查区块登记管理办法》第12条规定：“国家实行探矿权有偿取得的制度。探矿权使用费以勘查年度计算，逐年缴纳。探矿权使用费标准：第一个勘查年度至第三个勘查年度，每平方公里每年缴纳100元；
从第四个勘查年度起，每平方公里每年增加100元，但是最高不得超过每平方公里每年500元。”规定可知，虽然我国明确了探矿权的使用费标准，且规定采取逐年缴纳的方式，但最高标准却不超过500元/km2·a。按照当下经济社会发展的水平，对于油气探矿权人而言，不到500元的持有成本过于偏低，其并不一定因考虑到持有成本的因素会尽快实施油气勘查，造成资源的闲置与荒废。同时，油气管理部门因探矿权人怠于实施勘查活动，面临着无新油气区块可供竞争性出让的情况，这在一定程度上也阻碍了油气勘探开发技术的创新与发展。

3、油气勘查开采监管体制的疏漏与不足

油气勘查开采的监管是油气管理工作不可或缺的组成部分，对维护油气资源勘查开采秩序，遏制违法行为，均起到了有效保障的重要作用。然而，我国油气行业的政策法规还很不完善，在监管上存在着很大的障碍。

第一，管理部门职能交叉导致多头监管的现实问题。虽然原国土资源主管部门对油气资源的勘查开发活动负有主要的监督管理职能，但有关主管部门也有义务协助国土资源部门行使相应的监督管理权。而且在油气资源开发实践的过程中涉及农业、水利、环保、交通等多家职能部门，油气行业总体而言就覆盖了上游的勘探开发、中游的炼化储运和管道建设、下游的油气市场，以及安全环保、财税5个领域，然而简单的原则性规定并没有实际解决多头监管、职能交叉的现实冲突问题。例如，仅在油气市场领域，涉及的监管部门就有自然资源部、国家发改委、生态环境部、商务部四个部委，这样多头管理的局面反而会造成监管标准不一，容易引发监管套利或监管真空的问题出现。

第二，现行监管规定缺乏对油气资源的专项规制内容。我国矿产资源监管的法律规定多以固体矿产为对象进行制定，而油气资源自身有别于固体矿产的特点，油气资源勘查开发的监管规定应当在立法理念、立法内容上有所区别。但立法者显然还没有意识到现行不加区分的监管规定，必然会影响着油气资源监管的实效与长期发展。另外，油气管理部门对勘查作业的监管考核方式过于单一。在实践中，油气勘查区块登记面积普遍较大，但油气管理部门往往没有考虑实际特点，仍然更多的是以勘查投入资金为标准来判断勘查活动的展开情况。为实现科学监管探矿权人的勘查活动，监管考核的内容还应当拓展纳入探矿权人在油气基础调查、目标优选评价、综合研究等方面花费时间和投入的比例，这样才更有利于激发探矿权的机制创新与市场活力。

第三，亟需进一步加强绿色勘查监管机制的构建与完善。随着矿业领域生态文明建设的推进，自然资源部在2018年发布的《绿色勘查指南》是我国第一个绿色勘查的团体标准，这标志着我国的绿色勘查工作已经开始进入了制度化、规范化的新征程。但《绿色勘查指南》目前仅作为部门工作文件的效力级别，是否能够切实实现生态文明理念在油气勘查活动中的贯彻和实施仍然值得研究，毕竟相关绿色勘查的具体规定鲜见于现有法规中，那么何谈对违反该规定内容的监督和责任承担。为此，构建绿色勘查的监管机制迫切而必要，特别是在目前监管事项主要集中在作业安全等方面，而对生态性指标监管的内容较为匮乏的尴尬现实下，绿色勘查监管机制的构建和完善对我国油气勘查开发管理工作提出了新的更高要求。我国正处于工业文明向生态文明发展的重要阶段，传统的监管模式已经难以满足油气行业发展的需要，行政管理也向“底线”和“服务”为导向发展等，这都在很大程度上要求创新监管方式，进一步健全完善监管体制。

虽然我国油气勘查开采体制的试点工作一直在不断地推出制度创新，但油气体制改革进入攻坚期和深水区后也逐渐显现了一定程度的“瓶颈”和“倦怠”，究其原因，在于传统油气管理体制的僵化和弊端，需要坚定地推动油气体制市场化改革工作的进一步开展。我国过去几十年的发展经验和教训表明，要相信市场，尊重市场，必须坚持让市场在油气资源配置中发挥决定性作用，更好地发挥政府的作用，促进油气行业高质量发展和满足人民美好生活需要。

(一)打破油气资源勘查开采的专营与垄断

一方面，我国油气资源的管理长期实行国家一级管理的垄断模式。这种行政垄断导致我国油气资源勘查开发实行的是计划管理模式，这意味着油气资源勘查开发的主体被限制在少数几个主体之间，市场主体呈现出高度单一、市场活力严重不足的现象。以石油资源的勘探为例，在2015年油气勘查开采体制改革试点之前，我国享有石油资源勘查权利的公司只有四家国有大型石油企业，(6)中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司、陕西延长石油集团有限责任公司。而市场上的其他石油公司只允许从事与石油上游业务无关的业务。这四家国有石油公司享有石油勘查的专营权，严重地阻碍了油气行业的市场化进程。另外，这四家国有大型石油公司仅凭借申请在先的登记方式，就可以取得相应油气区块勘探开发的准入，在缴纳相应的探矿权采矿权使用费后，就顺利地实现了其对相应油气区块权利的全覆盖。按照相关规定，(7)根据《探矿权采矿权使用费和价款管理办法》第5条规定。权利人所缴纳油气探矿权的使用费，是依据其所占有的油气区块面积计算的，并且可逐年进行缴纳相应的费用。同时，该规定还对缴纳费用的标准有一定的要求，如前三年缴纳费用的标准是每年100元/km2，而从第四年度起缴纳费用的标准是每年增加100元/km2，但对上限有每年不超过500元/km2的要求。对采矿权使用缴纳的费用，每年按矿区则不超过1000元。少数几家国有石油公司用极低的资金成本就可以取得大量的油气资源区块，这种体制优势是其他油气公司无法竞争的。

另一方面，对外合作的油气专营权成为油气领域市场化进程的重大“绊脚石”之一。在油气对外合作和外资引进活动中，相关法律法规(8)《对外合作开采海洋石油资源条例》和《对外合作开采陆上石油资源条例》。已经分别明确规定了海上的对外专营权归中海油享有，路上的对外专营权归中石油和中石化所享有。就连中海油“登陆”从事对外合作活动，中石油、中石化“下海”从事对外合作都成了绝对的禁止事项，更不用说其他市场主体的“非分之想”。这种高度的行政垄断严重地限制了油气资源的投资和勘查开发。虽然国务院为了引导和支持民间资本能够顺利进入油气勘查开采领域，曾在2006年和2010年先后两次下发了相关文件，(9)《关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》。并在文件里提出采取民间资本与国有石油企业合作的形式来开展油气勘探开发活动。但由于油气勘查开采的市场化准入问题一直悬而未决，特别是民营企业等其他市场主体难以名正言顺地进入油气行业。[6]因此，油气投资领域也必将成为未来几年的改革重地。在计划经济时代，油气资源作为国家重要的战略物资的地位被高度重视，计划管理模式也充分发挥了其指令性、宏观性、高效性的优势。我国调整油气资源法律关系的立法也主要集中在少数几部法律法规中，(10)如《矿产资源法》《矿产资源勘查区块登记管理办法》《矿产资源开采登记管理办法》《探矿权采矿权转让管理办法》等。这些法律规定不但宣示了我国油气资源管理长期实行的是国家一级管理模式，也在一定程度上推动了油气资源领域的实质性的专营和垄断。为此，油气勘查开采体制的市场化改革首当其冲的就是能够打破油气行业国企寡头垄断的格局，让民营企业和社会资本有机会进入油气勘查开采领域，促进油气勘查开采领域的竞争，激发油气勘查开采产业的发展活力，最终提升油气勘查开采的竞争力。

(二)全面深化国有油气企业改革与释放活力的发展需要

在很长的一段时期内，国有企业在我国的国民经济和社会发展中发挥了难以替代的作用。由于历史原因，部分大型国有油气企业长期肩负着“企业办社会”(11)企业办社会，主要是针对传统的大型国有企业而言，企业建立和兴办了一些与该企业的主营业务没有直接联系的机构，承担了企业和职工在生活、福利、社会保障等方面的社会职能。的职能，油气企业供水、供电、供暖、学校、医院等附属机构自称体系，关联交易和内部交叉补贴的现象比较普遍，生产效率低下一直也被诟病。所以，当前国有油气企业改革已成为全社会重点关注的领域之一。美国《财富》杂志在2016年对世界500强公司进行过排名，虽然在排行榜上我国中石油、中石化两公司的营业收入远高于埃克森美孚、康菲等世界知名石油公司，但其利润率仅约为3.82%和1.16%，而康菲石油公司的利润率约为12.27%，这明显暴露出我国油气产业的水平与其他油气发达国家之间的巨大差距。[7]

为改变这种不争事实的差距，我国开始在油气管网运营领域进行“顶层设计”，特别是《石油天然气管网运营机制改革实施意见》的出台，这标志着我国已经正式启动对石油天然气管网市场化运营机制的改革工作。该文件出台前，油气管道运营专属于中石化、中石油等单位，且这些单位之间也不能互通互用，这在很大程度上造成了管道资源的浪费和低效。为此，我国油气管网运营的改革工作将首先着手于组建国家石油天然气管网公司，新公司的成立不但可以有效整合中石化、中石油、中海油等国有大型油企的管网资产，还可以实现油气企业管输和销售业务的分开。另外，随着“一带一路”的推进和建设，这为我国油气公司“走出去”创造了有利条件和巨大的国际空间。在低油价的国际大背景下，国际大型油企迫切需要降低成本，部分公司解除了与现有合作石油公司的高价合约，转投低价石油企业，这也为国内尽快充分释放骨干油气企业活力，形成价格低廉、服务质量稳定的石油公司，并为积极地开拓国际市场提供难得的机会。

另外，碳达峰、碳中和愿景目标(以下简称“双碳目标”)的提出极大地推动了我国油气企业的绿色转型。我国碳交易市场已经顺利运营了第一个履约周期，并且成为全球规模最大的碳排放权交易的市场，第二个履约周期也已经正式启动，这标志着碳交易市场建设逐步进入了“深水区”，亟待进一步的探索和升级。能源绿色低碳转型是国内外和行业必然趋势，油气行业毫无疑问将面临较大冲击。《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》已经明确提出，2060年中国非化石能源消费比重将达到80%以上。从油气的勘查开采到油气管道运输，再到油气储备设施建设，以及油气产品的定价等环节的问题，无不需要通过坚持市场化机制创新解决。因此，中国在未来40年内能源供应体系将发生结构性重塑，油气企业如何在“双碳目标”背景下布局转型将成为该行业市场化改革中关注的重点和方向。

(三)建立健全油气安全环保体系的保障

矿业经济形势的好坏直接与矿山环保工作的积极性密切关联，特别是在矿业经济低迷时期，矿山环境恢复治理基金的建立及资金来源等均有一定程度的“缩水”。油气企业是矿区环境的破坏和污染者，应当承担相应的环保责任。但在矿山环境恢复治理过程中，矿业权人未按矿山开发利用实施方案增加必要的资金投入，或不遵守与当地政府、矿产地民众的环保契约的现象时有发生，相关法律制度又对环保契约的规制不够完善，致使矿区维护生态保护正能量的责任严重缺失。[8]特别是，政府近年来加大了油气在质量、安全、环保和能耗等方面的技术标准和排放要求。如2018年1月1日起我国全面实施国五汽油、柴油标准，海南省将从2019年7月1日起进一步提高标准，要求对新登记的轻型汽车的汽油、柴油标准全面实行国六标准。政府管理部门通过提高标准的方式，一方面倒逼了炼油企业积极改进成品油的炼制工艺，提高油品质量，另一方面也防止了污染重、规模小、产品质量不过关的油气企业进入市场。

另外，国土资源管理部门为加强矿产资源勘查开采的生态管控，积极建立矿区勘查面积抵扣机制，(12)国土资源部在2017年先后印发了《关于进一步规范矿产资源勘查审批登记管理的通知》(国土资规[2017]14号)和《关于完善矿产资源开采审批登记管理有关事项的通知》(国土资规[2017]16号)两个规范性文件。如矿业权人因生态保护、公益性重点工程建设等原因需要调整矿产勘查范围的，权利人可凭相关证明文件申请抵扣需缩减的勘查面积。但若矿业权人未完成相应的环保义务的，相关的采矿权禁止办理转让变更登记，这在很大程度上也落实了国家对绿色矿山建设的要求。(13)2017年3月22日，原国土资源部、财政部、环境保护部、国家质量监督检验检疫总局、中国银行业监督管理委员会、中国证券监督管理委员会联合印发出台了《关于加快建设绿色矿山的实施意见》(国土资规[2017]4号)，该文件要求加快绿色矿山建设进程，力争到2020年，新建矿山全部达到绿色矿山建设要求。然而绿色矿山建设不仅仅是简单的环境保护问题，更是一项系统的复杂工程，[9]其中对造成的生态损害问题的解决也是重要的一环。生态损害是生态环境恶化的一个重要人为因素，生态修复则是解决生态损害问题的有效方式，[10]在多元主体已经日益成为矿山生态修复活动中坚力量的背景下，尽快建立健全矿山生态修复的市场化路径是当务之急。

古人云：“制之有衡，行之有度。”《油气改革意见》明确了要坚持问题导向，充分利用我国油气行业多年改革发展奠定的雄厚物质基础和改革回旋余地，更好地让市场在资源配置中发挥决定性作用。《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》的发布，明确提出加快建立全国统一的市场制度规则，以及加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场。油气产业中的勘探、开发、运输、储藏、炼油、化工和销售等环节，均涉及到全国统一大市场建设的问题，特别是在油气管道网络建设等中游和油气产品销售等下游环节，更需要在深化改革中实现大市场建立的目标。为此，为实现油气体制改革的预期目标，应当采取长期的根本制度改革与近期的市场化制度改革相结合的原则，核心工作便是推进油气体制市场化改革的法治路径。

(一)完善并有序放开油气勘查开采体制

1、完善油气勘查开采体制

我国长期以来对油气资源的勘查开发实行国家一级审批登记制度。虽然这种模式在很长一段时期内为我国油气供应起到了重大的保障，然而，随着我国在全球化分工中扮演的角色和分量愈发的重要，因油气上游垄断带来的弊端也日益显现。因此，通过开放矿业权市场来完善油气勘查开采体制，是油气体制“破”与“立”的重要有效途径。

首先，降低油气企业市场准入的条件和标准，尽快有序地放开油气矿业权市场。油气上游市场能否保证市场主体的多样化、投资渠道的多元化，是能否最终构建有效竞争的市场结构和市场体系的基础。特别是，油气上游市场应当遵守公平、竞争、择优原则，确保有条件、有能力、有意愿的投资者能够有机会从事矿业活动。其次，尽快取消油气对外合作专营权，搭建油气对外合作市场平台。油气资源开发的对外合作机制需要进一步明确和完善，特别是在合作对象的资金、人才、技术等准入条件上，放宽油气外资的市场准入，为外资投资油气资源领域打造更加法治化、国际化、便利化的营商环境。再次，废除以油气地质勘查资质作为油气探矿权申请必要资格的规定，积极开放全国的油气技术服务市场。判断某个市场主体油气勘查的能力，应当通过竞争、调查等方式来决定的，而不是油气管理部门的硬性认定。油气管理部门对资质管理的重心应放在安全、环境保护等方面。最后，应当立即停止油气矿业权协议出让的方式。2016年12月，有关文件(14)《关于全民所有自然资源资产有偿使用制度改革的指导意见》。已经明确提出扩大矿业权竞争性出让的范围，即除了个别因特殊情况协议出让外，矿业权的出让一律以招标、拍卖、挂牌方式进行。同时，为减少协议出让矿业权的情况，可通过制定鼓励国内油气勘查开采的引导性政策，推动各类市场主体参与建设权责对等、利益分享、风险共担的矿业权市场机制。

2、实行油气勘查区块竞争出让制度

我国油气勘查开采长期的高准入壁垒已经严重影响到油气产业的经济绩效，阻碍了油气产业的发展，而通过实行勘查区块竞争出让制度，打破油气准入壁垒是油气产业市场化改革的关键所在。在近年来的供给侧结构性改革中，政府对油气产业的管制重点是引入竞争机制，转变成以市场发挥决定性作用的管理模式。[11]

过去几十年，我国已经将资源储量丰富、易发现的大型和特大型油气田进行了勘查开发，未来能够勘查发现新油气田的难度预计将大幅度上升，若要实现油气资源开发的大突破，除了进一步提升油气勘查开发的技术以外，引入更多的社会资金进入油气勘查开发领域是更好的路径。然而，引入资金在现实中的最大障碍就在于油气区块勘查开采的现有准入机制。为此，建议尽快明确并降低油气勘查开采市场的准入条件，制定符合国情需要的油气勘查区块竞争出让办法，最终建立公开公平的向符合条件的各类市场主体出让相关矿业权的市场化机制。

油气矿业权的出让应当采取公开有偿的竞争方式，并根据资源条件、勘查程度、开发条件等情况采取招标、拍卖、勘查方案优选、工程投入优选等方式。例如，在风险高、前景很不明朗的区块，可以由企业提出申请，通过挂牌的方式出让油气矿业权。在高风险区域，可采取约定未来油气权益分成的方式有偿出让油气矿业权。在已探明或风险程度较低的区域，则应当采取“价高者得”方式有偿出让油气矿业权。同时，进一步发挥重点国有油气企业的技术优势，鼓励多重所有制资本通过发展混合所有制或以股权合作等方式来投资国内油气勘查的开采项目。简言之，油气勘查区块的竞争出让机制，规范的是油气探矿权的“进口”，重点是完善油气勘查的合同管理，可通过约定勘查投入强度和违约责任等内容，保障勘查进度的合理推进。这也为提升国内油气资源的接续能力、保障国家利益奠定了制度基础。

3、实行更加严格的油气区块退出机制

首先，制定实施科学合理的区块退出管理办法，有助于盘活油气行业生产要素，促进市场的充分竞争，提升油企提供优质能源的供给水平。《油气体制改革意见》实施的原则是“市场”“公平”“开放”“竞争”，这四个方面的落实都需要建立在盘活油气资源的基础上，而盘活资源的有效途径就是实施严格的勘查区块退出机制，以此来促进油气勘查的“真投实干”，保障了矿业权在市场主体间的规范流转。其次，建立油气区块勘查动态通报机制。通过检查矿业权人对现有油气区块最低勘查投入义务的履行情况，动态调整矿业权人应当投入的法定最低勘查标准、矿业权使用费用的缴纳。对未完成法定最低勘查投入的矿业权人，除了应当依法承担责任外，还应当注销其探矿权。对未完成勘查合同或勘查承诺情形的矿业权人，应当要求其承担相应的违约责任。最后，规范油气矿业权流转机制。允许油气企业之间以市场化方式转让矿业权，在矿业权人退出了相应的油气区块后，应当完善相应油气地质资料的汇交和使用机制。当矿业权人缩减或退出勘查、开采油气区块时，应当履行汇交地质成果和资料的义务。为最大化地发挥地质资料的效用，油气主管部门应当对地质资料实行统一管理，建立地质资料公开和共享的使用机制，并对地质资料使用中的保管、保密、使用制定相应的管理办法。

(二)持续深化国有油气企业改革

1、完善国有油气企业法人治理结构

我国社会主义公有制性质决定了油气资源产业必须由国有经济占主导地位，但这并不意味着必须由国有石油公司垄断控制。例如，通过混合所有制改革就是在国有企业引入非国有资本的一种产权制度改革，通过改革形成国有企业的混合、多元股权结构，同时构造有效运行的公司治理结构。[12]通过完善国有油气企业法人的治理结构，释放出被长期压抑的社会生产力，这是油气产业市场化改革发展的必须经之路。一方面，董事会是公司最为重要的决策机构，建立权责对等的董事会监督机制尤为重要。为此，通过规范董事会的内部运转机制，加大对公司董事的考核评价和管理工作，特别是是对重大决策失误负有直接责任的人员，应当依法追究其法律责任。另一方面，健全企业内部监督、外部监督、社会监督机制，切实防止国有资产流失。新时代下国有油气企业改革发展的目标和方向是成为具有全球竞争力的世界一流企业。而从我国国有油气企业发展的历史上看，长期“大而不强”是因为其大多是依赖政府的行政手段，跨部门、跨行业的配置油气资源，导致国有油气企业行政色彩浓厚、效率低下使然。为此，鼓励具备条件的油气企业开展股权多元化和多种形式的混合所有制，尽快建立起符合现代企业制度的法人治理结构。

2、推进国有油气企业专业化重组整合

为保持国有油气企业在油气资源配置中始终处于主导地位，首先应当重点在企业并购重组和专业化整合方面下足功夫。首先，在人事方面推动国有油气企业的“瘦身健体”。一方面，推动国有油气企业压缩管理层级，压减法人层级，将投资权回收到管理层级三级以上；
另一方面，加大公司内部制度的改革力度，在用人事务上，应以合同管理为核心，尽快解决和消化国企冗员的问题。其次，积极应对国有油气企业剥离办社会职能和解决历史遗留问题的工作难度。应该对油气企业下属的技术咨询、技术服务、技术研发、工程设计、软件开发、信息服务等科技研发业务进行优化整合，实行内部财务独立核算，并允许其作为独立的市场主体参与竞争。最后，中央财政可通过安排国有资本经营预算支出等方式给予其必要性的支持。地方各级人民政府应同时配合油气企业做好职工分流等安置工作，既能够维护好职工的劳动权益，又能统筹与衔接相关的社会劳动保障等。国有油气企业改革在油气体制改革全局中始终处于重要地位，其改革成效关涉到油气行业的持续健康发展。

(三)建立健全油气勘查开采监管机制

1、加强油气开发利用的全过程监管

油气资源勘查开发是一项高风险的行业，面对日益呈现的新变化、新情况、新问题，加强油气勘查开发利用的全过程监管十分必要。首先，油气勘查开发涉及社会公众利益和矿业权人的合法权益，应当在资源安全、公共安全、生产安全、生态安全和环境保护方面加强监管。油气管理部门的主要监管任务是督促矿业权人履行产权人的法定义务和合同义务，同时维护国家和公共利益等事项。例如，核算勘查投入，监督税费交纳，维护勘查开采市场秩序，促进资源保护和合理利用等。其次，进一步严格油气质量标准和输送、储气设施安全标准，完善非常规油气资源产品质量标准，以确保油气质量和储运安全，通过推动海上和陆上油气输送通道建设和安全保障体系建设，提高油企全球油气安全运输和资源配置能力。最后，对油气勘查开发中的环境污染治理工作也应当成为监督的重要内容，以监管制度改革补齐生态短板，让油气企业承担起理应负担的治理责任。传统的在油气开采、加工、运输、销售、使用环节中的环保责任已经难以满足生态文明建设工作的需要，通过加快推进国内油品质量升级，实行车用柴油、普通柴油和部分船舶用油并轨的方式也是油气监管的重要途径之一。

2、建立油气勘查开发的新型政府监管体系

油气勘查开发是油气资源管理工作的重要内容，规范有序的油气资源勘查开发秩序离不开充分有效的监督，需要构建新型的政府监管体系。

首先，规范政府管理。油气主管部门的重心应当转向制定战略、规划、政策和市场规则，创造公平公正的市场环境，减少对市场和企业的直接干预。油气管理部门通过改进对油气市场的监测预警、总量平衡和运行调节，建立国内油气市场应急响应机制和油气进出口企业协调合作机制，保障国家油气供应安全和市场稳定。另外，油气管理部门应进一步加大对能源信息公共服务平台和油气地质资料信息共享平台的建设力度，为油气企业和社会提供专业化服务。

其次，健全监管机制。油气管理部门建立覆盖全社会的油气监管体制，加强对市场准入、交易行为、垄断环节、税收缴纳、环保安全等重点环节的监管。同时根据油气行业上下游技术经济的特点，明确各主管部门的监管职责，健全相关部门有序协同、分工负责的机制。健全监管机制要抓住矛盾的关键点，从完善监管标准、监管规则和监管程序方面着手，形成规范有序、公开透明的监管体系。这也是当前强化地方政府监管职责，促进油气市场公开透明、秩序公平，保障投资者、经营者、消费者合法权益的必要选择。

最后，转变监管方式。油气管理部门应当推进行业信用体系建设，建立以诚信为核心的油气监管体制，进一步构建法律约束、行政监督、行业规范、公众参与和企业诚信自律有机结合的监管新格局。在监督管理过程中，政府部门主要履行核准、监测、监督、评估、处罚等职责，监管重点更多放到资源保护、资源利用、生态安全、环境保护、安全生产、产品质量、社会公益、依法纳税等环节。油气管理部门加强对油气管道等基础设施的监管责任，建立相应机制统筹全国储运调度和信息公开。同时，通过矿业权人勘查开采信息公示制度，建设与油气矿业权国家一级管理相适应的考评机制，做到统一规则、统一标准、统一信息平台、统一考核评价，完善和扩大社会监督的作用。

经过多年的发展，我国油气产业取得了辉煌的业绩，资源勘查开发也实现了跨越式的大发展，已成为国际上重要的油气产业国家。然而，油气管理部门在取得重大成绩的同时，面临的挑战也越来越大，油气产业长期积累的矛盾和问题也越来越突出。国内外油气市场形势的急剧变化也为油气体制改革提供了难得的有利条件。为此，坚定不移地走深化油气体制改革的道路，将《油气体制改革意见》付诸实施到法律层面，做好油气体制的顶层设计，才能不断地取得实质性的进展和进步。

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