自2014年国际原油价格由140美元每桶的天价下行，直至今日油价维持在40美元每桶（最低价甚至低于30美元每桶）。各国油气勘探开发公司在此次油价危机中都遭到不同程度的损失，2015年同比利润均有所下降。国内三桶油（指中石油、中石化、中海油）在此形势下亦无法独善其身，中石油同比净利润下降60%～70%，中海油同比净利润下降66.4%，中石化由于2015年进行了减产及其具备上下游一体化重组优势，净利润同比下降11.4%。

面对严峻的形势和压力，国内三桶油的管理理念和盈利模式由高油价时代的单纯提高产量以达到高利润回报转变为通过合理的资产管理手段达到资产保值的目的。下面，笔者将根据海外工作经验，站在外国投资者，即产品分成合同中合同者（本文特指中国公司在海外参与油气上游投资的开发生产商）的角度阐述如何运用有效商务和管理手段实现降本增效，确保项目经济性，使海外资产保值、增值。

一、对外商务措施

作为母公司派驻在海外公司的中方管理层和商务人员，若想更好地管理资产，实现资产保值、增值目的，首先要熟悉合同者与政府签订的石油天然气产品分成合同或矿税制合同条款，仔细研读其中文字，寻找合同中某些规定的灰色地带或模糊不清的描述，联合法律与财务人员与政府主管机构沟通，作出对合同者有力的解释，从而获得更优的财税体制支持或达到收入增加的目的。为使该目的迅速有效达成，公共关系部门需与政府部门保持良好关系，及时与其搭建沟通桥梁，反馈公司意见。

1.跨篱笆圈勘探费用回收

2.摊销费用加速回收

上文提及的费用回收池中除了包括勘探费用，还包括资本投资，分为有型资本费（或固定资本费）和无形资本费。其中有型资本费主要包括工程设施建造和安装以及钻完井长线物资等费用，无形资本费包括项目工程建设中项目管理、保险、环境评估、海事研究、工程概念设计和钻完井钻机租赁等费用。本区块产品分成合同财税体制规定，费用回收中有型资本费用需进行摊销，摊销方式为余额递减法，即，见产后每年摊销上一年累计固定资本费用余额的25%，周期10年，摊销第10年回收所余未摊销完费用。由于有型资本费用中大部分为工程设施建造和安装费，在整个资本结构中占比较大，资源国政府因此规定固定资产摊销周期，其目的是为了延缓合同者回收费用的速度，以期有剩余利润与合同者进行分成，合同者进而缴纳所得税，使政府利益最大化。

经研读PSC合同发现，对有型资本费摊销回收除上规定外，还有其他解释：如摊销过的资本费用在气田的经济可采期内剩余部分未能足额回收，则不需遵循10年摊销规定，以在经济可采期内全部回收为准。根据此解释，商务人员与政府进行沟通，明确了将对区块内某小型气田固定资本费用进行加速回收处理，将周期由10年缩短到5年，盘活了该资产，提高了项目经济性。

3.增加可回收费用，提高合同者分得比例

大部分资源国政府在产品分成合同中对生产出的油气产品分成均占有优势。以本区块PSC财税体制为例，区块第一个投产项目报POD时，政府与合同者的分成比例为38.8%/16.1%成（本45.1%）。在此情况下是否还有增加合同者分得产品比例的可能性？通过研究资产历史发现，区块自上世纪80年代已有费用发生，截至笔者所在企业进入前累计历史费用支出超过2亿美元，并购时该部分价值并未足额含入并购价中。另外，因前述延期合同篱笆圈变更的问题，由于回收费用数额巨大，政府除可按分成比例获得部分第一分成油气外，见产数年内剩余收入均用于费用回收，无余额进行利润分成且合同者无需缴纳所得税。经与政府沟通，将区块内发生的历史费用均放入区块第一个见产的项目回收费用，从而使政府分成比例下降至约34%，虽然合同者分成比例也下降至10%，成本回收占比升至56%，但由于并购时历史费用未予足额考虑，且并购前未支出费用，因此可将成本提高部分视为变相提高了合同者分成比例。

二、内部管理措施

1.与承包商重谈投标价

除了与政府澄清对合同者有力的合同条款外，从合同商管理的角度，可要求重谈已经确定的投标价格。由于部分承包商投标时处于油价高位阶段，整个油气行业上游开发活动频密，承包商时间窗口间隙小，因此费用较高。当前形势下，因油价下降，各大国际上游油气勘探开发公司纷纷叫停或减少勘探开发项目，受此影响，为上游油气开发承担工程设施建造和钻井服务的外国公司业务萎缩，上游公司可以此为契机要求服务承包商与上游业主共度油价寒冬，降低部分已谈妥的合同价，以降低上游开发成本，提高盈利能力。

2.重新梳理项目，实行差异化管理

为在低油价的情况下为保证公司经济利益，油公司应以项目经济性为导向，根据海外项目不同状态和资产类别进行差异化管理。

（1）勘探项目。对于勘探项目，管理层首先要有清晰的布局，集中在某一区域或某国，进行集中勘探作业，全面、深入研究该地区地质情况，切忌“撒胡椒面”。可利用当前低油价的形势，以较低的代价或较少的义务工作量承诺获得勘探区块，或根据区块勘探程度，以购入有部分权益或承担工作量的方式进入。对于已有勘探重点区域外的海外区块，开放资料室，已出售权益或转嫁工作量的方式，减少作业费用。

（2）开发项目。对于与油价脱钩的天然气项目，特别是已经得到政府批准的开发项目必须尽快完成建设以达到尽早投产的目的。从全周期经济评价角度考虑，投产时间越晚对经济性的负面影响越大。笔者曾对区块内某气田进行延期投产的敏感性分析，如延期一年会给项目净现值带来2000余万美元的损失，项目规模越大，投产时间越晚，损失越大。由于区块产品主要为天然气，买方为印尼国内用户，出于自身经济性的考虑印尼政府规定国内销售的气价不同油价挂钩，气价的确定以确保项目经济性为目的。因此此类项目更宜积极推动开发进度，使其及早投产，以保证合同者收益。

对于原油项目，则需优化费用，尽量减少资本性投入，或研究有无可能将资本性投入转为开发费用，提高项目经济性。

（3）生产项目。对于目前在生产的项目，需进行单位桶油成本测算，比较单位桶油成本和税费是否高于目前油价，定期跟踪成本变化，确保成本和税费低于油价。另外，老油田在不大幅增加单位成本的前提下，可使用新技术进行EORE（nhance Oil Recovery，提高采收率），将产量再次提升，提高盈利水平。