油气投资海外大抄底，中国能源企业“出海”融资不走寻常路？

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在中美签署1260亿能源合作大单前后，中海油刚刚在巴西竞标成功，获得了巴西外海若干块采油区的开采权。

2017年是中国能源公司在国外进展迅速的一年。今年年初，中石油与道达尔组成的合资公司获得伊朗南帕尔斯气田的开采。中方投资14.4亿美元。

中国民营能源企业华信集团在这一年挺进哈萨克斯坦和俄罗斯。其成就包括收购俄罗斯石油公司（Rosneft）14.16%的股份，哈萨克斯坦国有石油天然气企业KMGI的51%股权。仅俄油交易涉及金额就高达90亿美元以上。华信因此被业内人士戏称为“第四桶油”。

既然涉及高额资金，如何进行融资和规避风险，就成为中国能源企业“走出去”过程中有自己的办法。

能源版本1.0：贷款换石油

1996年，中国成为原油净进口国。这是中国油气公司大规模“出海”的开始。

实际上在1993年，中石油已经在加拿大北湍宁油田开采出中国海外第一桶原油。不过，在1990年代后面几年里，中国获得的境外原油以进口贸易为主，大多来自东南亚国家，如印尼。

进入2000年后，随着中国加入世贸组织，GDP以两位数的增速发展。原油消费总量猛增，到2016年已经达到每天消费1150万桶，每天进口量达到了759万桶/天。中国开始以“贷款换石油”的方式，加大进入非洲和中东的上游市场力度。这就是外界常常用以形容中国对外能源政策的1.0版本。

这个时期，由于发达国家的大型企业已基本上将风险较低的油气产区瓜分完毕，中企的尝试集中风险区块和新发现的油气储藏区，如非洲的苏丹、安哥拉。中石油获得的苏丹石油产区就是美国雪弗龙因担心风险而放弃的产区。

与1995年到2007年中国能源企业在苏丹展开轰轰烈烈的基建和采油活动相比，中企进入安哥拉相对较晚。通过2004年的优惠贷款，中国能源企业获得了安哥拉部分油田的开采权。

能源版本1.0在风险的控制上存在的问题是政治动荡。苏丹是基础设施建设严重不足的国度。中资进入后获得政府担保，以建设输油管道和炼油厂为交换，获得苏丹的石油开采权。在2011年南苏丹独立，与苏丹在基础设施分割、油气分配和领土上产生了严重冲突，迫使相关中企中断了在这一地区的进一步投资，油气产量大幅度下降。

在伊朗，中资企业获得了若干油气田的开发区域，但由于需要使用的西方设备遭遇禁运，相关项目迟迟无法投入运营，最终不得不暂停，甚至撤出了伊朗。在哈萨克斯坦，由于官僚程序的低效和迟缓，中企获得的项目也难以展开，直到最近两年才逐渐进入正常运营状态。

能源版本2.0：开发性金融

2008年到2010年，在世界性的金融危机冲击下，许多依赖能源出口维持经济发展的国家财政平衡遭遇重挫。在此前后开始了中国对外能源2.0版本。虽然之前的贷款换石油的基本模式没有变化，政策性银行的贷款灵活度却在大幅度提升，除了基础设施贷款，还应用了技术服务、回购、开采份额共享等办法分散风险。

中企在这一期间主要开展了在厄瓜多尔、巴西、委内瑞拉和土库曼斯坦等国家的投资。据不完全统计，这期间的中国政策性银行的贷款和资金支持高达650亿美元，确保了在2015年中资企业在这些地区每天能够获得150万到170万桶原油，2016年中资企业在上述部分地区获得的原油总量又增加了37.6%（巴西）和26%（委内瑞拉）。

这一期间，主要困扰中方的风险是2014年的油价的大幅腰斩。北海布伦特原油现货均价从2013年的108美元/桶下跌至2014年的58美元/桶，2015年进一步跌到53美元/桶。这一境况严重影响了能源输出国的财政平衡。委内瑞拉和安哥拉两国都不得不向中方提出债务重组。

在这个问题上，中方的政策性银行应用“开发性金融”这一概念以降低债务违约风险。一位在国家开发银行负责过安哥拉石油融资的管理者告诉笔者，在这种情况下通常采用资产打包的方式，将投资国所在的优质资产与风险资产打包，

例如，在2008年中俄启动能源战略合作，俄方承诺未来20年每年向中方出口原油1500万吨并建设远东原油管道中国支线，中方向俄方提供250亿美元长期贷款。此举“创造了管道运输、原油贸易和贷款的一揽子合作”模式。

2012年委内瑞拉用国家石油公司的原油为担保换取中方贷款，将一批社会保障住房建设合同交给中信建设执行，也可以视为是“开发性金融”的案例。

一些西方的分析者认为，在出现政局动荡或者是油价变化时，中国的政策性银行通常采取的做法是就双方原来商定的原油定价机制以及偿付机制进行谈判。中方与俄罗斯的石油交易中曾经出现过俄方认为合同中规定的原定价过低而要求重新谈判的情况，后来以中方做出一定让步予以解决。

之后，中方再签订相关贷款换石油的合同，通常会将国际油价与中方进口石油额度挂钩，或在还款方式上提供足够灵活性，明确了出口方在油价低于一定程度造成损失时的自动补偿机制。这是“贷款换石油”的融资过程中一般商业银行所不具备的操作能力，有效保证能源供应的多元化和可靠性。

能源版本3.0：装备换石油

2014年底，国务院发布《能源发展战略行动计划（2014-2020）》，鼓励油气企业境外投资。

在此期间，“三桶油”延续自己的海外扩张之路。陆续打开了俄罗斯、哈萨克斯坦、土库曼斯坦和乌兹别克斯坦等四国的油气上游市场，获得在勘探和开发上的准入资格。同时中企推动在非洲加纳和喀麦隆等国家的开发行为，并在联合国解除对伊朗制裁后重返其油气行业。

加速“走出去”的同时，中国油气企业在海外的运作模式进一步市场化。由于“三桶油”在因在境外投入成本过高，造成负债率普遍超过50%，不得不在融资和控股上更加谨慎和灵活。

在刚刚签署的中美能源合作大单中，商业银行而不是政策性银行将承担数百亿美元的融资进程。

在“三桶油”的战略研究人员对笔者称，“三桶油”力图改变自己在融资控股上的僵硬做法，与大型境外油气企业合作当中不再片面强调51%以上的控股权。伊朗南帕尔斯气田的开发项目中，中石油持股30%，为第二大股东。中石化与沙特阿美在延布的炼油厂中方控股37.5%，也非绝对控股。

中国民营油气企业是这一期间的亮点之一。在2010年国家政策重申鼓励民营企业进入油气领域前后，逐渐出现试水民企。在2009年到2012年期间新疆广汇和2014年洲际油气通过并购方式获得在哈萨克斯坦的油气田开发权。近年来有复星国际和华信能源等十余个中国民营油气企业在境外获得油气田的开采权。

除华信能源通过境外银行进行融资外，民营油气企业多通过上市获得融资开展其境外油气田的并购与竞标，融资规模难以与政策性银行相比较。

而且，融资涉及的资本操作复杂。新疆广汇和洲际油气因为在操作过程中出现问题，负债率和杠杆率过高。相关监管机构曾经予以警告，洲际油气停牌。

2014年以来许多民营油气企业境外“抄底”，赌的是油价在未来一段时间内能够回升。但由于原油市场的各种不确定因素，尤其是新能源技术的发展以及美国“页岩油气革命”，使油价回升缓慢。

相关预测认为2018年原油价格在60-70美元/桶之间，距离最高峰值仍有40美元差距，且重回峰值之日遥遥无期。东亚天然气价格则会因为供应充沛而走低。

资金链脆弱且产能过剩的民营企业，想要熬过投资的严冬，就需要抱团取暖。

2017年年初，山东和四川的民营油气企业相继成立行业联盟，打出“装备换石油”的旗帜，以出口油气技术设备换取石油进口。

这种做法仍属于油气贸易范畴，但其技术、资金和装备通过整合，水平将大幅提升，全面进入上游产业的日子并不遥远。未来中国对外能源政策3.0版本中，民营企业的角色或将扮演重要角色。

华尔街见闻