应对低油价 中海油、中石油“亮剑”！

慧正资讯：未来，依靠减产调节油价的空间越来越小，国际油价波动日趋频繁。在此大环境下，国内石油企业一方面肩负增储上产、保障国家能源安全的重要使命，另一方面仍需提升效益，实现企业良性发展。

3月初欧佩克+会议后，由价格战导致的国际油价暴跌已持续一个月时间，其带来的方方面面影响逐渐凸显，全球知名石油企业几乎都曝出缩减支出、裁员降薪的消息。

中海油：国内产量目标不变，投资压减

4月7日，中国海油“坚决打好应对低油价挑战攻坚战”工作部署视频会议召开，深入分析公司当前生产经营面临的形势，研究部署应对低油价的整体思路、目标任务和重点工作。

中国海油党组书记、董事长汪东进从四个方面进行工作部署：一是认清严峻形势，坚定必胜信心；二是明确目标任务，落实工作责任；三是加大政策支持，保障措施落实；四是加强组织领导，统筹协调推进。

根据国际油价变动情况，集团公司经过认真研究，明确年度国内原油、天然气增产目标不动摇，年度投资压减10%-15%，总成本降低不少于10%，通过推进降本增效专项行动实现降本50亿元，亏损企业治理工作要实现减亏50亿元。总部各部门及各单位要细化措施，分解目标，压实责任，坚持全力推动各项工作落实，奋力实现公司全年生产经营目标任务。

今年年初，中海油发布2020年计划资本支出850-950亿元，国内占62%；产量目标为520-530百万桶油当量，国内产量占64%。国内将有8个新项目投产，其中渤海6个，南海东部2个；国外2个新项目，其中圭亚那Liza油田一期已提前投产。

一月产量

资本支出结构

产量目标

在降本方面，各单位要牢固树立过“紧日子”的思想，坚持“一切成本皆可控”的理念，眼睛向内挖潜增效，多措并举实现降本增效任务目标，要加大全员全过程全流程的成本管控力度，总部和各单位要严格实施管理费用总额和人均水平“双控”，从严控制各类管理销售费用。

中石油：各油田制定降本增效方案

为应对低油价，中国石油旗下主要油田陆续制定了降本增效实施方案，并明确了目标数字。

3月16日，长庆油田专门下发文件制订了2020年开源节流降本增效实施方案，厘清38项120条降本增效、管理增效具体措施硬核迎战当前的超低油价，明确今年25亿元降本增效目标。

辽河油田提出建设高质量“千万吨油田、百亿方气库”战略规划。“千万吨油田”，即在已经连续34年保持千万吨规模稳产基础上，实现千万吨稳产到2025年，力争到2030年；“百亿方气库”，即建成全国最大储气库群，成为东北及京津冀地区天然气最大调峰中心，2025年建成100亿立方米库容，2035年形成100亿立方米调峰能力。今年，辽河油田为应对低油价冲击，在此前确定的24项提质增效工程基础上，进一步推出“关停并转减”等综合举措，目前已经部署45项改革任务。

青海油田围绕高效增储、效益开发、开源增收、严控成本等9项核心任务，出台49条举措，将4亿元增效“账单”与挖潜单位、项目责任人一一对接，降本压力层层传递。

大港油田深入实施全业务链开源节流、降本增效工程，围绕原油上产、精细管理、深化改革、风险防控、政治引领5个方面，制定了涵盖56项举措的《大港油田公司持续深入实施开源节流降本增效工程行动方案(2020)》，旨在激发全员活力，深挖全业务链条潜力，提升企业整体价值创造能力和生产经营效益水平。

中石油旗下著名油服企业西部钻探，重点从强化源头控制、提升保障能力、深化内部挖潜、严控非生产性支出、统筹资金管理五个方面入手，力争实现物资采购及委外劳务合同价格同比下降5%；委外技术服务价值量份额同比下降10%；自营业务百元收入变动成本下降3%，降本增效4亿元；两级机关非生产性支出同比下降5%；资金创效1亿元以上。

勘探专家：上游业务增效关键点

低油价对各业务板块带来的冲击不同，提质增效主攻方向不同、发力点不同。《中国石油报》推出 “中国石油积极应对低油价全力提质增效对话系列”，中国石油勘探开发研究院党委书记、院长马新华、中国工程院院士刘合等，对于上游业务如何应对新一轮低油价冲击提出建议。

马新华认为，在当前低油价环境下，上游业务增效应从两个关键点入手。

一是盘活低效无效资产，挖掘存量资产创效潜力。目前，公司部分油田区块产量极低，部分井高含水或无液量。与当前的非常规资源相比，这些低效无效资产都是非常优质的现实资源。要摸清排查所有低效无效和关停井的问题矛盾和潜力，以及配套的注采集输系统资产状况；设立专项资金，加大科技创新和专项治理力度，通过重新认识以及提升井筒工艺水平等多种措施，形成注采系统。如果每年治理1万口井，可恢复200万吨的生产能力。因此，作为一项长期的战略工程，可充分挖掘释放存量资产的创效能力。

二是向老油田发力，通过加快开发方式转换，降低老区成本。十多年开发实践表明，“二次开发”工程和重大开发试验的实践已深入人心，在东部及西部的新疆地区、青海和长庆等油田，都彰显了巨大潜力。“二三结合”也初见成效。这是现实的资源潜力，因此，需要坚持从“二次开发”向“二三结合”转换升级迈进，和老区盘活低效无效资产相衔接，大幅提高单井产量和采收率；除大庆油田外，在大港、辽河、新疆和青海油田，通过“二三结合”，每年可建100-200万吨产能。同时，突出加快气驱转换开发方式的实施步伐，按照“多气并举、因藏施气”的思路，有效降低老区含水和运行成本。从当前看，“二三结合”的规模应用和加快气驱等转换开发方式都是具有战略性的重大举措，必将对公司老区资产创效、降低成本起到重要的推动作用。

马新华认为，基于对我国能源资源禀赋、公司油气产量前景、新能源发展大势等研判，未来中石油在技术上，应实现从常规油气向非常规油气的更大跨越；在类型上，实现从油气向新能源的更大跨越。

中国工程院院士刘合认为，鉴于未来依靠减产调控油价的空间越来越小，难度越来越大，石油企业更应该积极主动做好应对。短期，要加强投资结构优化。主要包括优化新、老区投资建产结构，提高资金使用效率，继续探索投资成本一体化，坚持投资效益标准。中期，应坚持高质量发展。要做优存量，实现产炼运销储贸全产业链协同优化；要做强增量，能源转型期加快培育和推进多矿种新能源增长极；要扩大储备，规范管理，增加功能，优化储备模式，扩大储备能力。中远期，应加快数字化转型。加强工业物联网建设，实现数据自动化采集，加强数据标准规范制修订，管控数据质量，建立数据共享机制，为智慧油田打造坚实基础。