动用大量存在的未开发储量寻求新产能建设，要保留进行战略接替开拓的投资不断线。总之，要保持发展战略的主动性，把科技创新放在首位，以积极作为推进供给侧的改革。
从供需关系变化
看剩余产能
产能是产量的基础，产能的量决定着下一步的生产量，在二者的相对平衡中产能以一定幅度大于产量是允许的。业内把这类合理的产能大于产量部分成为富裕产能。决定剩余产能主要因素在于科技水平和经济发展速度的重大变化造成的供需间明显的失衡，也受人为因素的干扰。世界油气供需决定着其国内生产的经济边际，因此在长期低油价影响下，即使存在大量进口也可使之出现过剩落后产能。这时，适当调减落后产能、灵活经营，便是保持生产主动权的重要措施。在投资大幅缩减时要把握好目前生产和中长期持续发展的平衡，处理好当前和长远利益的关系。
动用大量存在的未开发储量寻求新产能建设，要保留进行战略接替开拓的投资不断线。总之，要保持发展战略的主动性，把科技创新放在首位，以积极作为推进供给侧的改革。
科学技术的发展持续推动着生产的发展。当生产出现革命性的重大发展、跃升时可导致供需两方面不均衡的快速变化，从而引起失衡。以油气上游为例，当页岩革命为代表的非常规油气勘探开发理论和技术趋于成熟时，意味着已有150余年历史的现代油气工业进入了常规与非常规并举的新时期，供应量快速增加，从而凸显了早已存在的产能过剩，使其得以对油气和经济的发展产生重大影响。在人类提高能源效率和环境保护意识的巨大推动下，煤炭、石油市场需求逐渐降低。供、需两个侧面快速、不同步的变化使原有平衡被打破，出现明显地石油产能过剩。
中国经济增长转为中高速的“新常态”后对油气供应增速的要求降低，这使其已经倾斜的供需天平上又增加了较重砝码，世界油气需求降低的态势更加明朗。他与上述供需两侧面的新趋势相叠加，使产能过剩的影响更加突出了。
市场以外的因素也可在相当程度上影响着供需平衡。常见到的是石油输出国人为的压产。极端的例子是上世紀第一次石油危机时欧佩克对某些西方国家的禁运。人为压产使剩余产能明显增大，造成供应紧张的态势，从而在金融操作的配合下抬高油价。众所周知，本世纪2005年以后油价摆脱了上世纪末的长期低迷状态进入了油价攀升期。与其相应的是欧佩克国家剩余产能由本世纪初的每天100至200万桶增加至2009年以来的每日300万桶以上，高时可达每日600万桶(约合每年3亿吨)左右。所以业内人士认为2008年至2014年(上半年)的整体高油价时的供应紧张是人为的假象。
从经济效益动态变化
看剩余产能
经济边际的变化影响着产能。经济活动的持续进行和发展的最低要求是生产的总成本必须低于其产品的出售价格，这就形成了生产的经济边际。就油气来说，在供应紧张需求旺盛的条件下，价格趋高、生产的经济边际值降低，推动着供应方的快速发展，促使生产向新领域的开拓。过去认为低效益、甚至无效益的资源也要被利用，这就使产能大幅度持续提高。而相反，转为供应宽松需求低迷的情况后，价格走低、生产的经济边际值提高。仅仅高效益的油气生产就能满足市场需要，过去形成的大量产能就出现过剩。人们总是在追求高效益，资源条件不佳、生产成本较高的那部份产能就会被闲置、被淘汰称之为落后产能。显然，过剩产能和落后产能都是动态概念。那么，随着生产经济边际值的变化，对产能的调整也应是顺理成章的正常现象。
开放的世界市场打破了产能利用的地区局限。发展的不均衡使世界不同国家、地区间的经济形势、生产水平有较大差异，因而出现世界油气市场的相对分割、出现各国家、地区间生产经济边际值的较大差异。历史地看，由于运输的便利石油在较早时期就形成相对完整的世界市场，有着价格变化趋势相近的价格;而天然气却在很长的历史阶段保持着区域市场的状态，其价格和经济边际的差异相当大。这种情况直到近年才开始有较大的改变。就中国来说，长期封闭型计划经济使眼光长期局限于国内，加上供不应求的局面长期存在，使以国内生产满足供应成为首要任务，在总体盈利的情况下只强调产量上升。长期开发使不少油气田进入生命的壮年阶段晚期、甚至衰亡期，低效、甚至在中、高油价条件下亏本的油气也要开发，这已成为不少人心中的“成规”。改革开放和国内外形势的变化正改变着这一状况。在世界油气供需关系宽松、长期供大于求的背景下，不存在对进口油气的人为限制。何况在世界油气消费大国中中国的对外依存度是较低的，进口增大也不影响国家安全。在国际油价长期低迷情况下使用进口油气反而更便宜、有更大的经济效益，何乐而不为?这就意味着国内若干高成本低效益的油气可视为落后的过剩产能。
新常态下
供应侧需调整
随着科技进步，一方面可挖掘出老油气田更大的潜力，使之成为近中期产量提升最直接简便的动力;另一方面使新开拓的油气区和新领域(如页岩油气)的成本迅速度过初期高成本时期，而逐渐以降低的成本不断增加着新的供应。从需求侧来看，同样出乎传统认识的预料，低油价没能明显提升石油消费国的经济发展，却对石油输出国的经济产生了明显的负作用，从而使全球经济仍处于相对低迷的状态，油气消费量只能低速增长。同时，非化石能源的增长所形成对油气的替代将是日益增长的趋势。产量的持续增长和消费的低迷两方面的叠加决定油气供应能力大于需求的局面在较长时期难以改变，这使得油价只能维持在中等的水平上。随着国际石油市场的更趋成熟和制度完善、对油气的金融炒作有更好的制约，油价涨落的幅度及其对经济的影响也将缩小。总之，与此前不同，我们将可能面临一个油气供应宽松、价格相对偏低且相对平稳的新时期。
国际石油市场的新形势对中国的油气发展提出了挑战，也为转型中中国的能源供应侧改革提供了机遇。调减落后产能、灵活经营，保持生产主动权尤为重要。低油价已对中国的油气生产产生了相当大的冲击，问题主要出在成本过高。这种状况分解到基层，许多油井、甚至部分油田实际上是在“赔本赚吆喝”。当国际油价很高时，成本低于国际油价就可视为有效益。但当国际油价大幅持续下降而进口油气又无实质性障碍时国内存在不少无经济效益的开发并导致全行业亏损就是严重问题。以落后产能持续进行生产是造成其陷于被动的重要原因之一。面对着今后国际油价可能较长期处于低迷状态我们应调整开发战略，更灵活地应对，以保持生产的主动权。
为此，首先要改变以产量为首要目标的生产计划和考核方式，而以效益为衡量企业的指标尺。建议设定几个油价区间，各油公司各油气田具体分析与之相应的不同经济边际，届时可根据实际情况决定其有经济效益的产量和所实施的开发方案。对全国和各产区来说，这虽然只是个较粗的框架，但有此就可做到事前有应对方案和措施，有与之相关各环节、领域的相互配合，容易掌握战略上的主动。落后产能的调减是个相当精细的工艺操作，不是简单的一封了之。有的井可改为间竭生产，有的可优化开采方式;关井后仍要做好地面和井下设施的管理监测维护，以备在油价提高后相机复产。今后，在部署生产时要把有计划的停止无(低)效作业、关停无效益生产井注水井，局部产区油田的减产、停产作为生产管理的正常工作内容。此外，注意到油企的成本构成中固定成本一般占3/4，操作成本占1/4。调减落后产能主要降低了操作成本，更大的提高效益空间在于改善企业的管理结构和决策程序。显然，面对着国际国内经济的新常态，在多元化的综合对策中必须强调供应侧的结构改革，努力提高全要素生产率。
总之，落后产能调减是供应侧结构改革中的“减法”，还要讨论他的“加法”。产能和结构调整不应是消极的反应，而应是促使增效益提质，取得发展战略上更多的主动性
要积极向国外发展，为投资和施工作业队伍取得高效益开拓空间，供给侧改革的眼光不应局限于国内。近年我国以“一带一路”为契机，加大了与国际经济交往的力度，无论在金融上还是在基础设施和能源上的合作上均有重大进展。这为我国油气加快走出去，改善和扩展供应侧的结构创造了良好条件。实践证明，我国的油气产业整体上处于国际先进水平。在陆相和低产油气田的开发、管线和炼厂建设、以加氢裂解延迟焦化为代表的炼油深加工等方面有独特优势，一些短板如如钻井装备制造、深水海工作业等已得到加强。这也使我们有能力承包国外油气产业的服务作业和大型施工、有条件使具备剩余能力的设备和技术队伍可更大幅度地向国外转移。
要把握好目前生产和中长期持续发展的平衡。在低油价威胁到企业生存的时候，被迫缩减开支，推迟和取消一些不会明显影响现实生产的项目，这是绝大多数企业都会采取的被动应对措施。但必须注意到油气工业的特点。为了应对已开发油气田的自然递减，为了满足持续发展的需要，必须在关注己有产能的同时，未雨绸缪地关注生产的战术接替和战略接替，保持为此所需的最低投入，以免在渡过眼前的生存危机后陷入新的后续乏力的被动局面。这个带有全球普遍性的问题对我国来说更显得重要。我国的石油己进入壮年阶段后期，新增油气储量品质下降使剩余可采储量出现降势，产能建设和开发成本增高，即使没有国际低油价的冲击近年的产量增速也已明显下降。 2010至2015年间石油产量年增率仅为1.11%。在讨论“十三五”计划时不少人将2020年的产量框算为2亿吨，即产量将降到2010年的水平。天然气也由快速增长的青年期进入了增长放慢的壮年期，产量增速由上世纪末和本世纪初的二位百分数降到一位，2010至2014年为7.11%，按2015年的初步统计值1271亿立方米计仅年增2.5%。这种形势使依靠国内外两种资源中“立足国内”的要求形成越来越大的差距。显然，我们在应对低油价的“调减”时必须有为中长期的持续发展准备后劲而做“加法”的战略考虑。对于中国来说，这个任务要比其他油气生产国更为重要和迫切。以适当的平衡照顾到眼前和今后两方面是在困境中求生存发展的管理艺术，也可望在被动中谋求一定的战略主动性。为此，针对中国的实际情况，提出几项对策：
一方面，在未开发储量中寻求新产能建设。在投入不足的情况下，新油区新领域的开拓必受到相当大的影响，新油气田的发现、储量的增长将明显趋缓，但中国却存在一个投资少见效快的新产能建设目标――探明而未开发的储量。研究表明：以2014年计中国累积探明石油地质储量中有85.96亿吨未开发、占全部储量的23.8%，石油可采储量中有10.92亿吨未开发、占全部储量的12.4%;累积探明天然气地质储量中有5.17万亿立方米未开发、占全部储量的43.7%，天然气可采储量中有1.95万亿立方米未开发、占全部储量的37.5%。储量的探明是要经历较长时间耗费大量资金才取得的成果，而未能投入产能建设和开发等于资金积压，动用这部分储量就是盘活存量资金。这只需要进行精细的室内再研究(有时也需投入少量实物工作，如地震)，就可提出其中最适合当前着手进行新产能建设的目标。这也就可在规避了新探明储量的前期投资时仍能使油气生产按需要得以持续进行。
另一方面，保留战略接替开拓的投资不断线。一个国家和大公司若要可持续发展，長期获得高效益，必须有新的优质资源(储量)以作为战略接替。中国六十余年的油气生产正是由于不断地开拓新区新领域，发现新油气田才得以持续。而这项工作是对地下情况的艰苦探索，要在相当长的时段、经历曲折失败投入大量人力物力才能实现的。只有这样的积累才能使对地下复杂情況、对流体(油气水)的动态关系的认识由浅入深逐步接近实际，才能发现新油气田和探明储量。工作中断、技术骨干的散失往往使探索、认识中断，前功尽弃。该项工作中关键的也是占投资最大份额的是要完成一批科探井(有时也称参数井)的实施，无此不足以取得突破性成果。这种短期内难直接见效的前期工作不断线、锲而不舍的进行正是中国油气发展的宝贵经验和优秀传统。在勘探开发由各类油企实施后，目前这些前期工作主要由国家出资、国土资源部地质调查局出面组织产学研结合的力量进行，其中最困难的是为科探井筹集资金。历史上科探井的成功经验表明其资金必须由负责全国勘探的高层统筹，而不能压在仅担负局部地区生产任务的具体油田头上。在目前这项资金应由国家出，在财政拨款不足时，各种为勘探、为持续发展服务的多种基金可起重要的补充作用。当然，在总体资金被压缩的情况下更倒逼使这项工作在部署上更有序、实施上更有效。
积极作为
实现供给侧改革
产能调节是手段，追求效益是目的。目前在能源各领域都在开展供给侧改革，这是从计划经济体制向市场体制转移的经济改革的一个重要步骤和组成部分。显然，经济体制和生产管理体系的改革不仅贯彻其始终而且是其得以实施的保障。这之中供给侧的构成调整是重头戏，而其目前首要的工作是调整过剩产能，无此则无以夯实进一步发展的基础、不能适应科学发展观和经济新常态的要求。对过剩产能不仅要施以削减、停产的“减法”，更要施以使其适应新常态、提质增效的“加法”，使供给侧精简而更富于生命活力，使之有可持续发展的后劲。从战略上看，他不仅是应对目前困难(对油气来说还有低油价的“寒冬”)的一种被动的“防御”，而可以变成争取主动性的“进攻”。我们应以更积极更有作为的态度对待产能调节、对待供给侧改革。
始终把科技创新放在首位。能源供给侧改革不仅要“破旧”更要“立新”，要为经济更健康更有效更持续的发展创造条件，这就要依靠科技创新为发展的动力。以对产能过剩的调节来说，怎么调、哪些减、哪些增都必须从现代科技水平上对其进行重新评价、审视。供给侧改革提质增效的实现更要立足于科技水平的提高，立足于各环节的“万众创新”。从这个角度出发应当把它看作是一个探索过程，一个动员千万从业者以创新性思维把新科技应用在能源链各环节的艰苦进军。以页岩油气为例，一方面应看到中国的开拓已取得初步成功，涪陵气田的投产使我国成为北美之外首个进行页岩气商业开发的国家，另一方面也要看到这仅是在四川一些地区在古生界海相页岩领域的突破，还有许多领域待开拓，即使在涪陵其开发成本仍相当高。目前的状态仍难以使这一在世界油气上引起重大变格的新领域在我国普遍开花结果，也难以保障“十三五”非常规气指标的完成。若要在初步成功后得到持续发展，在总投资缩减的背景上必须依靠科技创新降本增效、必须保障其相应的投入。
(作者系中国能源研究会常务理事)
