一、油氣區塊勘探開發：合作開發，產品分成

　　1、國內油氣勘探開發現狀：儲量快速增長

　　石油儲量快速增長，產量穩中有升。油氣“十三五”規劃顯示，根據新一輪全國常規油氣資源動態評價成果，我國陸上和近海海域常規石油地質資源量 1085 億噸，“十二五”期間年均新增探明石油地質儲量超過 10 億噸，2016 年新增探明儲量 9.1 億噸，截至 2016 年底累計探明地質儲量 380 億噸，探明程度 35%，處于勘探中期。“十二五”期間，國內原油產量穩定在 2 億噸左右，2016 年產量 2.00 億噸。

　　三、油氣管網、儲備設施等基礎設施建設：鼓勵民營企業參與建設

　　1、油氣管網：管網分離，允許第三方進入

　　我國油氣管網高度集中，實現管網分離有利于改革改革順利進行。目前我國油氣管道主要集中在中石油集團旗下。以天然氣管道為例，中石油集團 2015 年建設管道占全國 76%。油氣管網的高度集中不利于我國油氣上游開采引入民營資本等舉措，管網分離有利于推動油氣體制改革的順利進行。

　　2、儲氣庫：鼓勵民營及社會資本參與建設

　　儲氣庫是天然氣調峰的主要方式 。國內外主要的天然氣調峰方式包括地下儲氣庫調峰，LNG 接收站調峰和氣田調峰等，目前國外主要通過地下儲氣庫完成季節調峰，LNG接收站調峰只作為輔助方式用于日、時調峰，氣田調峰較多用于西北歐地區，一些地質條件不足，又依賴進口天然氣的國家多在沿海地區建立 LNG 接收站。

　　儲氣庫總量不足，分布不合理，未來將大力發展。目前我國有 25 座地下儲氣庫，2016 年調峰量 60 億立方米，占天然氣全年消費量 3%，遠低于美國的 17.4%和俄羅斯的 17.0%，也遠低于世界平均水平的 10%。據中國石油規劃總院預測，到 2020 年中國的天然氣調峰需求約占年消費量的 11%左右，而儲氣庫作為最主要的調峰方式，儲氣調峰規模至少應達到 10%以上，才能基本滿足調峰及保供需求。從調峰需求來看，環渤海、中西部、西北、東北地區調峰需求最高，長三角及中南地區調峰需求中等，西南及東南地區調峰需求較小，我國未來儲氣庫建設應逐漸擺脫那種單純為某個干線配備儲氣庫的模式，應通過各干線之間的聯絡線進行調峰。

已投運的儲氣庫分布和調峰需求

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　　3、LNG 接收站：民營資本積極進入

　　LNG 接收站加速建設，滿足SPA 照付不議義務量。SPA 具有長期性和照付不議性（指在市場變化情況下，付費不得變更，用戶用氣未達到此量，仍須按此量付款；供氣方供氣未達到此量時，要對用戶作相應補償。如果用戶在年度內提取的天然氣量小于當年合同量，可以三年內進行補提），在每年初確定該年義務量后，即使提取量不足，也按義務量收費，因此我國 LNG 接受能力應滿足每年的 SPA 照付不議義務量，目前國內投運和規劃在建的 LNG 站將較好地滿足 SPA 照付不議義務量。

我國 LNG接收站分布圖

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LNG接受能力與 SPA義務量匹配分析（Mt/a ）

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　　四、油氣價格：市場化改革

　　我國成品油定價機制從 1998 年開始經歷了較長的市場化改革歷程，從最初的計劃經濟下的政府單一價格發展為目前與國際油價直接接軌并不斷完善的局面。根據《石油價格管理辦法》，我國汽、柴油零售價格和批發價格，向社會批發企業和鐵路、交通等專項用戶供應汽、柴油供應價格，實行政府指導價；向國家儲備和新疆生產建設兵團供應汽、柴油供應價格，實行政府定價。發改委根據國際油價變動每 10 個工作日對成品油進行一次調價，汽、柴油最高零售價格以國際油價為基礎，考慮國內平均加工成本、稅金、合理流通環節費用和適當利潤確定。成品油批發企業對零售企業的汽、柴油最高批發價格，合同約定由供方配送到零售企業的，按最高零售價格每噸扣減 300 元確定；合同未約定由供方配送的，在每噸扣減 300 元的基礎上再減運雜費確定。成品油當調價幅度低于 50 元/噸時，不作調整，納入下次調價時累加或沖抵。