发布日期：2017-01-19
来源： 《人民论坛·学术前沿》2016年11月下 作者： 张中祥
【摘要】国内外对中国政策性银行提供信贷支持国有能源企业在海外进行兼并、收购以及国有能源企业本身的海外收购和投资存在广泛的错觉和误解。本文客观、公正地讨论了中国政策性银行在放贷、贷款换油气交易和中国国有石油公司海外份额油方面的争议和质疑，强调中国能源企业在响应国家“走出去”战略进行海外投资布局时，会面临外部环境的复杂性、不确定性以及对其模式的质疑。对此，国有企业应充分认识海外并购和投资的战略风险及商业逻辑，还原能源商品属性，在具体操作运营上下功夫，谋求长远发展。作为全球能源需求增长最快的市场，中国应认真思考建立东北亚石油合作储备机制和共建东亚天然气交易中心。
【关键词】政策性银行 贷款换油气 国有石油企业 海外投资
【中图分类号】 P754.1 【文献标识码】A
【DOI】10.16619/j.cnki.rmltxsqy.2016.22.005
【作者简介】张中祥，天津大学管理与经济学部特聘教授、博导，天津大学国家能源、环境和产业经济研究院院长，亚太政策研究会会士，欧洲环境和资源经济学家学会中国代表。研究方向为能源经济学和政策、气候变化经济学和政策、能源资源与环境税、环境与国际贸易、创新与经济增长。主要著作有《Energy and Environmental Policy in China: Towards a Low-Carbon Economy》《海峡两岸能源经济与政策》等。
中国是世界上最大的能源消费国，对石油进口的需求量不断攀升。然而，不同于世界上其他大型经济体，中国也是世界上最大的能源生产国，能源主要靠国内供应：2015年，中国能源消费总量的84％是由国内能源生产提供的。无论是有意还是无意，在油价高企时，那些指责来自中国的石油需求和进口推高油价的“中国能源威胁论”者忽视了这一基本事实。
当然，这不是要否认中国富煤、少油、缺气和越来越依赖进口石油的事实。中国主要依赖国内煤炭生产作为主要能源来源。2011年，中国取代日本成为世界最大的煤炭进口国，打破了日本自1975年来一直保持的全球最大煤炭进口国的记录，而这也曾引发了中国是否能满足本国煤炭需求的担忧。这完全是一种过度解读，中国成为最大的煤炭进口国归因于一些特殊因素。在日本方面，福岛核电厂事故导致电力短缺，再加上日元升值，钢铁企业遏制生产，导致焦煤需求疲软。此外，9.0级地震破坏了日本东北部海岸的燃煤电厂，导致日本用于发电的动力煤进口减少。在中国方面，由于用于发电和水泥生产的煤炭需求旺盛，国内煤炭生产成本上升，因此，从国外进口煤炭对那些远离国内煤炭生产基地的地区特别有吸引力。
在石油生产方面，这些年，中国在新、老油田的增产、稳产方面做了大量工作，使国内石油的生产量基本维持在每年2亿多吨的水平。但是，随着中国经济的快速发展，国内石油产量已经不能满足其日益增长的需求，随之而来的是对国外进口石油需求的不断攀升。2009年，中国每日进口石油430万桶，占需求量的53.1%，石油对外依存率首次超过50%。到2015年，中国的石油对外依存率已达到60.6%。而且，石油进口主要来自政治不稳定的地区，并且运输要途经中国缺乏影响力的漫长海上航线，这对中国来说是极大的安全挑战。
鉴于全球石油市场极不稳定的现状，中国的石油需求增量使其他国家都相形见绌，因而中国如何应对其不断增长的石油需求就成了全球关注的焦点。中国已经努力在能源（包括石油）需求和供应两方面采取措施，比如降低单位GDP的能耗、化解煤炭行业过剩产能、维持国内原油产量、大力发展新能源、积极推行石油战略储备、与国际上知名的能源公司合作，力图达到油气进口渠道多元化和路线多样化，以应对“马六甲困局”，提高能源安全。在供应方面采取的另外一项重要措施是支持中国国有石油企业“走出去”，尤其是通过中国政策性银行的支持在海外扩张，提高海外份额油产量。
这些举措引发了国内外对中国政策性银行提供石油和天然气贷款支持国有能源企业在海外进行兼并、收购以及国有能源企业本身海外收购和投资方面广泛的错觉、误解和质疑。本文的目的在于以全球均衡视角，在笔者拙作（Zhang，2012a，2012b；张中祥，2015）基础上，分析国内外在这些问题上普遍存在的错觉和误解，客观、公正地讨论国有能源企业海外收购和投资布局战略问题，并提出应对之道以及与周边能源消费大国合作的具体建议。
中国政策性银行的信贷：纯听命于政府或兼具政策目标和商业利益？
国家开发银行和中国进出口银行是1994年金融业改革时由政府设立的两家政策性银行。因为明确其贷款支持政府的政策目标，这两家政策性银行的建立在理论上使商业银行不再负责政策性贷款，只负责理性的、以市场为基础的贷款。
尤其是，国家开发银行在支持中国境内能源产业持续健康发展的过程中发挥了不可替代的骨干作用。同时，国开行不遗余力地支持政府实施的“走出去”政策，帮助国有企业，包括国有石油企业，在海外进行油气兼并和收购，实现其发展国际业务的目标。
有一种普遍的认知，认为国开行提供这些贷款仅仅是为了达到政府的政策目的，而没有商业考量。事实恰恰与这种普遍认知相反，国开行不是中国政府的傀儡，它是全资国有的，但不是由政府运作的。诚然，国开行有帮助中国政府在海内外达成政策目的的义务，包括获取油气供应等。但是，这个服务于中国政府利益的义务并不妨碍其在国内外扩展业务、追逐利润的目标（Downs，2011）。
国开行认为，投资于能源和矿产是防范美元贬值和大宗商品价格上涨的良策，并可作为防止中国外汇储备转为低收益金融工具的媒介。因此，国开行一直在调动中国庞大的外汇储备，向俄罗斯、中亚、西亚、非洲和拉丁美洲这些资源丰富的国家提供巨额贷款，来支持跨境石油及天然气资源交易，以及为中国企业在南亚和东南亚建立境外电厂提供大量融资。2007年至2014年，国开行和中国进出口银行为海外能源项目提供了1180亿美元融资，几乎与同期世界银行、亚洲开发银行、美洲开发银行及非洲开发银行等四大多边贷款机构提供的能源贷款总额1190亿美元持平（Gallagher等，2016）。2005年至2014年的十年间，中国为企业在南亚和东南亚建立境外电厂提供了210亿美元融资，其中超过70%来自中国进出口银行和国开行（Hervé-Mignucci和Wang，2015）。
一些说法随之而来，认为相较于国际金融机构和西方政府，中国提供的贷款条款更优惠，没有附加政策条件，对环境要求也没有那么严格。而在贷款条款方面，国外学者研究发现事实并非如此。Hervé-Mignucci和Wang（2015）通过对中国对境外电厂提供融资的项目分析发现，虽然中国企业易于获得低成本融资，但中国政策银行并没有提供比德国开发银行、日本国际协力银行、日本国际协力机构和亚洲开发银行等其他多边开发银行和出口信贷机构更优惠的利率。Gallagher（2012）等学者分析的贷款合同显示，国开行贷款甚至比世界银行贷款条款更苛刻。2010年，国开行以高于伦敦银行间同业拆借利率600个基点的利率给阿根廷提供了100亿美元的贷款。同年，世界银行集团的国际复兴开发银行提供给阿根廷3000万美元贷款，利率息差仅为85个基点。在2009年，国开行以280个基点给巴西提供了100亿美元的贷款。2000年，国际复兴开发银行以30～55个基点的点差为巴西提供了4340万美元贷款。
不过，虽然中国政策银行的贷款没有附加政策条件，但为了在降低贷款风险的同时促进出口产品和输出产能，中国银行会要求国外项目一半的采购需由中国设备供应商提供或由中国企业承担15%的建设合同，以此作为获得中国银行贷款的条件。国外开发商首先必须支付15%的合同总额，然后中国政策银行可提供高达85%的境外燃煤电厂合同总额的贷款（Hervé-Mignucci和Wang，2015）。在下节将讲到的贷款换取油气交易中，国开行确实会要求借款方从中国购买设备和雇用劳工，有时也会与之签订石油出售协议作为某种附属实物担保。与巴西国家石油公司签订的协议规定，100亿美元贷款中的30亿美元必须用来从中国购买石油设备。2010年，中国为阿根廷提供100亿美元的贷款，用来购买中国火车。因此，这其实是为中国的铁路公司在阿根廷投资10个独立的铁路项目提供的信用额度贷款，贷款金额有效地留在中国。国开行贷给委内瑞拉经济和社会发展银行206亿美元贷款的一半金额以人民币计价，从而锁定委内瑞拉购买中国设备和雇用中国公司。通过这种借贷方式，中国贷款给一些信用不那么好的借款方。这似乎能够解释为什么国开行能够向委内瑞拉提供206亿美元的贷款，浮动利率仅比伦敦银行间同业拆借利率高50至285个基点，远低于主权债务市场上935个基点的借贷成本。另外，除了保证石油供给安全，这些交易也为中国企业创造了新的出口市场。
对于中国发展援助，尤其是为境外建造燃煤电厂提供融资带来的环境和社会影响，外界的担忧从未停歇。2007年至2014年间，国开行和中国进出口银行向境外建造燃煤电厂提供的资金占到能源相关领域贷款总额的66%，而为两种清洁能源——水电及其他可再生能源——提供的资金分别占能源贷款总额的27%和1%。相比之下，世界银行、亚洲开发银行、美洲开发银行和非洲开发银行等四大多边贷款机构在提供贷款方面明显更具有环境意识，同期，这些机构88%的能源贷款流向了水电及其他可再生能源项目（Gallagher等，2016）。燃煤电厂项目的社会成本巨大，Gallagher等（2016）学者研究估计，假设每吨二氧化碳外部成本为50美元，中国境外燃煤电厂每年造成逾297亿美元的社会成本。假设电厂的寿命期为30年，每吨二氧化碳外部成本为20~80美元、贴现率区间为0%至7%，这些境外燃煤电厂总社会成本可达1170亿美元至8920亿美元。
应当指出的是，虽然中国为境外燃煤电厂提供了巨额融资，但这并不是中国贷款政策对技术的倾向性造成的。事实上，对境外基础设施项目的贷款政策并没有技术取向，无论是电力项目还是非电力项目，燃煤电厂还是非燃煤电厂，贷款政策并没有区别。Hervé-Mignucci和Wang（2015）估计，中国出口信贷机构面临境外燃煤电厂的风险有限，就中国进出口银行而言，其为境外燃煤电厂提供的贷款最多只占其所有境外贷款的12%。令人鼓舞的是，中国政府认识到应以环境可持续性和社会包容性的方式，引导公共融资流向能源和基础设施领域。2015年9月25日，习近平和奥巴马共同发表了《中美元首气候变化联合声明》，中国承诺将强化绿色低碳政策规定，“严控公共投资流向国内外高污染和高碳排放的项目”。Hervé-Mignucci和Wang（2015）估计，中国政府因此可能会放弃高达180亿美元的境外燃煤电厂投资计划。这一政策的严厉程度取决于对公共投资的定义和承诺适用的范围（比如，哪些项目不能再接受公共投资？满足什么技术条件境外燃煤电厂可获得公共投资？对哪类受惠国可例外？）以及是否能够得到严格执行等关键因素，这些都还有待进一步明确。不过，对公共资金支持境外火电融资，美国几乎完全禁止的做法不免有些苛刻，经合组织的相关规则相对温和，中国做法较为务实，但这更多是市场机制使然，而不是特定产业政策的助推和保护。
贷款换油气交易
利用贷款换取油气以确保长期供应并不是中国的专利。尼日利亚、伊拉克、库尔德自治政府也从埃克森美孚石油公司、荷兰壳牌和俄罗斯石油巨头卢克石油公司等西方石油公司借款，并承诺用石油偿还。不过，中国对石油换贷款这类交易并不陌生，中国国有石油企业已参与了一段时间。最受瞩目的当属中国2009年2月17日与俄罗斯达成期待已久的大型贷款换石油交易。根据此长期协议，国开行借给俄罗斯Rosneft石油公司和Transneft石油运输公司250亿美元。作为交换，从2011年到2030年，俄罗斯将每年提供中国额外1500万吨原油，这意味着中国通过2011年1月1日开始商业交付使用的新管道，在20年内每天从俄罗斯进口30万桶原油，大约相当于中国2009年进口石油量的7％。该协议不仅为两个俄罗斯石油公司提供急需的信贷，同时也有助于俄罗斯锁定客户，减少其对西欧市场的依赖。另一个引人注意的交易是与巴西国有石油巨头巴西石油公司100亿美元的贷款协议，这是在中美洲和南美洲最大的一笔交易。这笔贷款是为了帮助巴西国家石油公司开发其新发现的近海石油资源，从而使巴西成为世界主要石油出口国。根据国开行的10年期贷款条款，2009年巴西国家石油公司向中国石化每天提供15万桶石油，在随后的2010年到2019年这9年间，提高到每天20万桶。通过贷款换取油气，委内瑞拉自2007年起，从中国获得累计500亿美元融资，安哥拉自2010年以来从中国获得250亿美元的贷款。
许多外国观察家明确或含蓄地假定，这些交易为中国国有石油企业提供折扣。言外之意就是，借款方在预设价格下运送石油到中国以偿还贷款，一旦石油价格上涨，就会蒙受损失。这是对这些交易的误解，也是对事实的误读。中国国有石油企业在价格上不能讨价还价，所有的交易都与市场价格、而不是石油的数量相关联。俄罗斯、巴西、委内瑞拉和安哥拉都是以石油市场价格向中国销售石油（Downs，2011；Gallagher等，2012）。委内瑞拉和安哥拉等国当年在油价还处于高位的时候就与中国签订了石油换贷款协议，没有预料到国际油价会从2014年下半年开始断崖式下跌，以致不得不偿付两到三倍于以往的石油来满足贷款偿还协议条款。这就是为什么满载着原油的油轮络绎不绝地驶往青岛港，以至于到港轮船数量达到历史最高记录。这些以市场为基础的安排将确保石油交付，因为如果市场价格超过谈判的价格，那么毁约的可能性将是非常大的。长期合同脱离现货市场的其他商品市场（如金融危机前铁矿石交易市场）的困境反映了这个现实。下述蒙古最大的国有煤矿企业ETT与中国铝业合约生变，也是由于协议中规定的煤炭供应长期价格机制是以当时市场行情确定的价格为基础的。尽管协议中的长期价格机制也能为ETT公司带来盈利，但当煤炭价格不再如签约时那么低迷，蒙企ETT认为原合同条款下自身利益受损，因此要求重新谈判，提高煤炭供应价格、减少供货量。
需要指出的是，这种用贷款换取资源（包括油气）的交易并非没有风险。合同可能因政权更迭而作废，蒙古政府换届直接导致中国企业与蒙古签订的第一宗煤炭长期合约面临毁约。2011年7月，中国铝业全资子公司中铝国际贸易有限公司与蒙古最大的国有煤矿企业ETT签订《TT东区煤炭长期贸易协议》。根据协议，中铝向TT项目提供3.5亿美元贷款，后者以一定价格水平的煤炭偿还债务。2012年8月，蒙古组建新政府。随后，ETT公司管理层大换血。这一系列变动直接导致《TT东区煤炭长期贸易协议》生变。其次，资源丰富的国家也可能无法提供承诺的数量。再者，由于石油本身并不是贷款的附属担保，如果借款方威胁切断石油供应，贷款方将无法获得额外的石油或石油收入来弥补可能的损失。除此之外，目前大宗商品价格下跌，宏观经济整体下行，当油价为每桶120美元的时候，偿还500亿美元贷款仅需要每日出口100万桶石油。但在油价位于每桶40美元的时候，情况就大为不同了：日均出口量需要提升到300万桶。因此，中国政策性银行以大宗商品为抵押、通过换取资源向许多风险评级较高的国家提供贷款，而这类贷款在这种情况下会面临重大的国家和宏观经济风险。
客观地讲，那些风险评级较高、签署了出口石油偿还贷款协议的低收入产油国，面对油价在如此短的时间内遭遇断崖式下跌、抵押物价值骤降逾70%时，虽欲哭无泪，但又不能违约，更不敢违约。因为一旦违约，主权债务评级将被大幅下调，现金流被冻结，海外资产将遭查封，也将不再可能从国际市场获得融资。另一方面，如果短期必须将所有石油产出都用来给中国或其他债权人偿还贷款，那么将无法进行投资，损害长期增长前景，从而影响偿清所有贷款。面对前所未有的新情况，从长远考虑，中国应审慎应对贷款问题，与债务国要加强沟通、协调和合作，必要时考虑提供适当的援助，在保证偿债责任不因政府更迭而无效的情况下，可适当修改借款条件，以防这些债务国出现债务违约。毕竟中国还有几百亿美元的欠款未收回，出现债务违约无论从地缘政治上还是经济上，对中国都是很大损失。同时，国家和宏观经济新风险也为今后签署贷款换油气协议敲响了警钟。虽然现在优质资产很少出售，即使出售，外国政府已多次阻止中国国有石油企业购买油田，中国国有石油企业可能也无法公平地中标。在这些限制下，用贷款换取油气的交易是中国多元化其石油供应的次优选择。但是，在与经济结构过于单一、财政完全或主要靠资源出口收入的低收入国家签署大额以出口资源偿还贷款的协议时，要慎之又慎。
中国石油企业的海外权益份额油
中国政府实施所谓的“走出去”政策帮助国有企业，包括国有石油公司，拓展国际业务。可以说，政府通过支持中国国有企业在海外进行油气兼并和收购，把外汇储备从低收益的金融工具转向收益率较高的资产。截至2015年底，国有石油公司在海外收购和投资的油气田生产的权益份额油达到1.38亿吨油当量，还是有成效的。但是，石油作为国际贸易商品，这个战略常常因中国国有石油企业报价过高并在海外投资时出现亏损而遭到质疑。
分析金融信贷危机之前和之后国有石油企业的一系列海外收购案例，不难发现中国石油企业历来以更高的价格购买股权（Zhang, 2012）。原因是为了确保能源资源，中国一向把支付比竞争对手更高的价格看作国家安全问题，而不是纯粹的商业决定。中国公司和其竞争对手之间的竞购战进一步加剧了中国石油公司出价远高于竞争对手的趋势。
在金融危机之前，中国比印度出价至少高10%。2006年1月，中国海洋石油总公司在尼日利亚以22.7亿美金的竞购获得Akpo海上石油和天然气田45％的股权，高出其竞争对手印度国有石油和天然气公司（ONGC）20亿美元的出价，后者因印度内阁担心所涉及的风险而退出竞标。2005年8月，中国石油天然气集团公司支付41.8亿美元收购加拿大石油公司的哈萨克斯坦石油公司，是当时中国最大的外资并购项目。中国石油天然气集团公司原本出价36亿美元。由于印度竞购方（ONGC-Mittal）出价38亿美元，为确保交易，中石油上调其报价为41.8亿美元。
金融危机加上全球石油需求减少，使石油产业成为买方市场。那么，中国石油企业现在是否比金融危机之前能够更好地达成并购交易呢？2009年6月24日，中石化斥资82.7亿加元收购国际油气勘探公司阿达克斯石油公司（Addax Petroleum），成为当时中国企业在海外最大的一笔收购。通过收购，中石化能够获得阿达克斯在西非沿海地区和伊拉克地区的油田资产。当时，韩国国家石油公司出价69亿美元收购阿达克斯，中石化出价72亿美元赢得了这笔交易。中石化的出价仅比竞争对手高4.6%，远低于信贷危机前的10%。但从不同的角度看待这场交易，结论会不一样。中石化的出价相当于探明储量34美元/桶，探明和可能储量14美元/桶。2009年的交易价格与2007年的平均原油价格类似。2007年，非洲平均交易价格为探明储量14.4美元/桶，探明和可能储量9.9美元/桶。以探明储量价格计算，2007年这笔交易价值31亿美元。也就是说，72亿美元的成交价意味着溢价135%（Xu，2009）。2008年12月，中石化支付21亿加元收购坦噶尼喀石油公司，一家在叙利亚拥有油田的加拿大公司，其95％股权的收购标志着中国公司第一次拥有前北美所属油气公司几乎完全的所有权。开始洽谈这笔交易时，石油价格为每桶90美元。同年12月，当价格下跌至每桶40美元时，定价被普遍认为过高，中石化仍坚持购买。2011年10月8日，中石化以22亿加元的现金购买加拿大石油和天然气生产商日光能源。根据交易条款，中石化每股付10.08加元，这比日光最后交易日收盘价4.59加元的两倍还多，并超过其60日加权平均交易价格的43.9％。中国最大的炼油企业完全收购日光能源付出了比其股价高出很多的溢价。
不过，出价高并不意味着就能在政治色彩强烈的能源产业赢得交易。2005年，中海油出价185亿美元竞购优尼科公司（Unocal），虽然雪佛龙报价164亿美元，但最终却凭借其他因素成交。报价高在一定程度上反映出中国国有企业需要克服近年来阻碍其海外收购的政治阻力。溢价通常被看作是必要的支出，它既可以让股东满意，又可以平息某些抵制中国的情绪带来的政治问题。
另一个问题与海外投资造成巨额损失有关。中国石油大学的一份研究表明，截至2010年底，中国石油“三巨头”投资了144个总价值达700亿美元的海外项目，但三分之二的项目面临亏损。自2008年国际油价暴跌之后，2009~2013年间，中国“三桶油”海外并购金额近1100亿美元，并购了大批海外项目（姚冬琴，2015）。这些海外项目正经历低油价的“阵痛”，其经营管理、运行效率备受关注。最有代表性的当属2012年7月23日中国海油与加拿大油气公司尼克森（Nexen）达成的并购协议。作为一种非常规能源储备，加拿大油砂受到世界关注，中国三大国有石油公司也先后进军这一领域。中国海油以151亿美元现金收购尼克森全部股份，同时还另外承担尼克森43亿美元的债务，该收购价格比尼克森在纽约证券交易所的股票2012年7月20日收盘价溢价61%，比7月20日止20个交易日期间的成交量加权平均价溢价66%。该并购交易在2013年2月26日完成时，成为了当时中国企业在海外完成的最大一笔收购。然而，2014年下半年开始，国际油价断崖式下跌，中国海油疲于应付并购造成的沉重财务负担，始终未能实现对尼克森的有效整合。当国际油价跌至60美元以下，尼克森超过60美元/桶开采成本的油砂资产，就几乎已经没有开采价值。由于战略失当，收购整合失利，该并购成了拖累中国海油业绩的大包袱（李毅和金焱，2016）。另外，与国际石油公司相比，中国国有石油公司当发现买亏了或油价开始走低时，剥离资产的止损措施比国际石油公司缓慢得多，甚至不敢作出类似决策，而大多数国际石油公司一旦意识到油价有下降趋势，就会尽快剥离非核心资产，以求损失最小。例如，壳牌从油价尚处高位的2012年左右，即开始以每年数百亿美元的规模剥离各种非核心资产。不过，由于中国国有石油公司可以在国内获得资本来弥补海外亏损，也就随之产生了这些国有企业对国家资金使用不负责任的看法。这两年，国家实施“一带一路”倡议，大力推进海外项目，也面临着亏损风险。一方面，国内参与的省、市、企业比较多，一哄而上后可能会造成互相之间压价；另一方面，现在油价下跌并维持低迷，不仅中东国家面临很多问题，“一带一路”沿线国家都是资源丰富的国家，中国企业在这些国家的投资不是扶贫、不是对外援助，油价过低会导致这些国家无力从中国购买更多产品和服务、还款困难，收回成本的可能性越来越低。这个问题一定要引起高度注意，而且，历史事实一再表明，经济快速发展的时候，各国“日子”都好过，贸易问题不那么突出；如果油价长期低迷，各国“日子”都紧巴巴时，贸易保护主义就容易抬头，贸易争端也就增多。
能源虽是一种战略性商品，但毕竟是商品。既然是商品，就应当还原其商品属性。中央最近一直在强调还原能源商品属性，这不仅仅是指在国内构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成由市场决定能源价格的机制，同时也应当包含中国能源企业海外并购、投资的商业逻辑，以及国外生产的权益份额油是否比直接在市场上购买更符合逻辑等方面的问题。一种观点认为，如果中国国有石油企业在海外的石油产量能够帮助提升中国的能源安全，那经济考量可以退为其次。但问题是，国有石油企业的权益石油份额是否能提升中国的能源安全呢？
第一，国内一直担心美国封锁马六甲海峡（Kennedy, 2011; Zhang, 2011）。如果美国封锁海峡，不管是从国际市场购买，还是国有石油企业自己在海外生产权益份额油，都会出现油运不到中国来的问题。从这个角度上来讲，这两个观点只能持其一，否则，就互相矛盾了。
第二，只有国有石油企业把权益份额油运回中国，才有可能帮助提升中国的能源安全，但是并没有证据表明，国有石油企业必须将他们的权益石油送回中国。事实上，国有石油企业在海外生产的90%以上的权益份额油都在当地销售，而不是运回国内。在2009年哈萨克斯坦—中国石油管道建成之前，中国从哈萨克斯坦的阿克纠宾（Aktobe）油田获得的权益油要通过管道运到阿特劳，然后再到国际市场上销售。即使新管道运营以后，中国石油天然气集团公司来自哈萨克斯坦的权益油仍然没有全部运回中国。那么，中石油国际公司将其生产的石油卖给中国联合石油总公司是否有利可图？作为中石油的贸易公司，中联油要负责评估，在管道开始点当地（阿塔苏）购买原油是否比中石油勘探和生产子公司在阿克纠宾购买原油并运输它到阿塔苏更为经济。到底应将权益油送回中国还是跟其他国际石油公司一样，在地区或国际市场上卖个好价钱？这个问题应当由市场来决定。
第三，目前也没有证据显示，在发生供应危机时，国有石油企业生产的石油会给中国消费者提供更低的价格或更多的数量。这些国有石油企业并未表现出当油价高时为中国客户提供折扣的倾向。事实上，在2008年之前，当原油价格上涨时，国有石油企业通过减少对中国市场油品的供应，导致加油站油品供应普遍短缺，因为政府对成品油价格的控制不允许他们将原油成本的上升转嫁给成品油消费者。
同时，中国对海外油田的投资帮助油田开采出更多石油，并提高了世界市场中中石油的总供应量，但这并不仅仅对中国消费者有利，其他国家的消费者同样也从中受益。考虑到以上几点，中国对海外油田的投资提高了世界市场的石油总供应量，因此，中国国有石油企业获取海外油气权益对于美国或西方国家的能源安全来说并不是一种威胁，但也并不能提高中国的能源安全。
中国能源企业海外投资布局仍面临很多挑战，须在具体操作运营上下功夫
党的第十八届三中全会提出：“适应经济全球化新形势，必须推动对内对外开放相互促进、引进来和走出去更好结合。加快培育参与和引领国际经济合作竞争的新优势，以开放促改革。”李克强总理在出访的过程中，也不遗余力地“推销”中国高铁和核电，反映了推进中国企业实现国际化的发展需求。
作为关系国家安全命脉的能源企业，响应国家“走出去”战略，是一条应由之路。能源企业“走出去”不仅关系企业自身利益，更是国家的战略选择。不过，这同时也给中国企业提出了一个问题：企业管理是否已经为“走出去”做好了准备？这不仅仅是中国高铁和核电“走出去”的问题，而是在海外建设工厂或研发中心、设立营销总部、采取海外并购等国际化模式，其组织架构需要扩展到海外，内部管理包含国际、国内两个市场的所有中国企业面临的共同难题。
中国能源企业也不例外。事实上，这类企业“走出去”会面临更多挑战，包括外部环境的复杂性、不确定性以及外界对其模式的质疑。首先，中国能源企业要充分认识油企海外并购和投资的战略风险。在石油企业的并购实践中，并不存在风险与收益的正相关关系，反而会出现高风险、低收益的“风险—收益”悖论，这正好契合了中国石油企业“走出去”的发展现状。其次，中国国有能源企业的性质以及经营模式在一定程度上影响了海外投资的进展，也将会对其参与的“一带一路”项目带来各种困难与风险。中国国有能源企业，尤其是央企，在对外投资的过程中，由于政企不分，经常会遇到阻碍，东道国在进行国家安全审查的时候，会认定企业投资行为为国家行为，因此央企在对外投资过程中经常遭遇各种掣肘。比如，2016年8月，澳大利亚财政部以国家安全为由，拒绝中国国家电网公司和香港长江基建集团有限公司拟获得新南威尔士州电网公司（Ausgrid）50.4%权益99年租赁权的投资申请。2016年6月，国家电网公司成为认购比利时最大的能源配网公司伊安蒂斯（EANDIS）增发14%股权的优选中标方，但同年9月，比利时国家安全局以国家安全为由措辞强硬地警告比利时政府要“极度小心中国收购比利时电网的企图”。因为伊安蒂斯为比利时弗拉芒区80%的地域提供配电和配气服务，比利时能源大臣要求弗拉芒大区政府首席大臣拒绝中国投资者收购伊安蒂斯公司。
与此同时，国企发展思路尤其是经营模式也引发了一些问题。长期以来，在对外投资过程中，中国企业只关注“政府许可”，而非“社会许可”，企业由于没能处理好与当地居民的关系，最终导致投资项目搁浅或运行麻烦，吃了大亏。例如，中石油在中缅油气管道项目中，的确在履行社会责任方面花费了巨额的“真金白银”，但并未在缅甸收到预期效果。究其原因，是因为管道沿线需要帮助，但中石油在公益项目中仅是出资方，具体实施则交由缅甸方面来做，导致学校、医院建在了远离项目途经地的其他城市，而深受项目影响的地区，却未得到应有的福利。这些问题，如果不能妥善应对，都将会对中国企业参与“一带一路”项目带来各种具体困难与风险。
因此，中国企业要“走出去、走得远”，需要在具体操作运营上下功夫，谋求长远发展。首先在布局谋划、项目可行性研究上就不能马虎，应当认真对待。在项目可行性研究和尽职调查上的“粗线条”，是央企的通病，中缅石油管道项目也不例外。对于跨境商业项目而言，强调战略意义，并不等同于可无视商业逻辑。否则，这种项目必然丧失可持续发展的基础。其次，为避免央企直接投资带来的政治障碍等问题，可考虑设立海外能源投资公司负责运营海外项目，比如开展国际油气股权投资等。除此之外，还可考虑利用海外能源基金向具有资源潜力和偿贷能力的资源国提供贷款，支持中国企业海外能源投资。另外，中国企业也应该改变以往不重视劳工法和环境法规、过于依赖政府官员的“上层路线”，转而大力加强“下层路线”的探索和培育，学习国外文化和市场经验，雇佣当地优秀人才，真正实现文化融合，从理念到方式上适应国际规则。毕竟，在交易成功以后，企业的整合和管理还面临着许多复杂问题。当今世界70%的企业在实现并购后未能获得期望的商业价值，而且70%的并购失败直接或间接起因于并购后的整合过程（赵前，2014）。中国企业和具有国际竞争力的西方跨国公司相比，在综合实力上仍存在不小的差距，“单打独斗”参与国际顶级并购的能力还不强，在项目收购成功以后，中国企业也不具备独立管理资产的经验和能力。因此，对致力于海外发展的中国企业而言，应与西方大公司在竞争中寻找共同点，在合作中取长补短，最终实现双赢、甚至多赢，这不失为迅速缩小中国企业和国际跨国公司差距、促进中国企业尽快成长为具有国际竞争力的大企业集团的一条捷径。
据商务部统计，2014年中国对外直接投资首次突破千亿美元，达到1029亿美元。2015年，中国对外直接投资总额更是创下1456.7亿美元的历史最高记录，跃居全球第二，占全球的份额也由2002年的0.4%上升到2015年的9.9%。2015年，中国实际使用外资1356亿美元，成为净资本输出国。中国正在从“中国制造”向“中国投资”转变。现在，尤其在能源资源领域，中国企业在高风险国家有大量的投资和资产，这种状况正在挑战中国长期执行的互不干涉外交政策。笔者认为，这一政策的确需要再斟酌，也许到了与时俱进、需要政府重新审视的时候了。世人总是在说美国是世界警察，这不足为奇，因为美国有大量的海外投资需要维护和保护。作为美国投资人利益代表的美国政府，岂能不为维护美国人的利益而行动呢？而中国政府如果仍然维持现行的互不干涉外交政策，本国企业在政治不稳定的国家和地区的巨大投资将面临很大的风险，这对国家及投资者来说都将是难以挽回的损失。
结语和建议
像国开行这样的政策性银行不遗余力地支持国有能源企业在海外进行兼并和收购，既有服务国家“走出去”的政策目的，更有扩展海外业务、追逐利润的商业考量。能源企业积极“走出去”，进行海外收购和投资布局，发展国际业务，对企业本身是积极的发展，以实现做大、做强的目标。不过，国有能源企业“走出去”和政策性银行支持这些企业“走出去”都兼有提高国家能源安全的目的。这就产生了这样的疑问：应该用什么样的指标体系来客观评价能源安全问题？
能源安全有多种解读，的确面临以什么指标客观评价的问题。毋庸置疑，这是一个需要深入研究的问题。笔者比较认同能源安全应从4个方面来考量的观点，也就是通过“4A”来判断能源是否安全与不安全（Kruyt等，2009）。一是有没有资源，即资源是否Available；二是以后是不是能够获得，即是否Accessible；三是以一个什么样的价格获得，即是否Affordable；考量到环境问题，可再加一个Acceptability，即是否满足环境要求、是否可接受。所以，笔者认为只要按照这四个“A”，尤其是前三个“A”，就可以对能源安全评价有一个大体上的客观标准。按照这套标准，现在有资源、能拿到、价格可以接受，因此，笔者认为，现在其实并没有所谓的能源安全问题。
过去5年中，中国能源需求的增长占全球能源增长的一半以上，今后相当长一段时间内，中国仍将是全球能源需求增长最快的市场。中国的石油需求增量使任何一个国家都相形见绌，而且其不断攀升的石油进口主要来自政治不稳定的地区，运输需途经中国缺乏影响力的漫长海上航线。因此，不难理解中国为何会从进口来源、渠道、路线、定价能力以及国内外政治因素的角度全面均衡地评估影响能源安全风险的因素。不过，在中国能源安全的讨论中，有过高估石油中断可能性和对能源贸易稳定持悲观看法的趋势，这在很大程度上反映了中国对全球石油市场的不信任。而证据表明，以市场为基础的能源合同是持久的，并且超越意识形态的差异、战争和出于政治动机的行为，足以对能源安全供应提供有力保障。例如，在商业合同下，前苏联天然气出口到西欧几乎不受阻碍，即使在冷战时期也是如此。但是，如果不遵循市场规律，“兄弟”之间也会有冲突。2005年俄罗斯和乌克兰之间的天然气纠纷就明确地反映了这一点，尽管事实上，后者是前苏联加盟共和国，当时他们之间关系非常密切，但由于在出售给乌克兰的天然气支付方面产生了分歧，俄罗斯试图停止对乌克兰的天然气供应。当时，俄罗斯供应给乌克兰的天然气价格为每1000立方米50美元，而其天然气出口到西欧的价格将近是这个数字的5倍之多。显然，这起纠纷的根本是政治原因，因为此天然气供应没有建立在商业合同之上，而是一个政治交易。因此，一方因另一方政治条件不断变化而不遵守交易就不足为奇了。在这一纠纷中，俄罗斯认为乌克兰存在自治和政治独立的显著倾向。当然，俄罗斯利用资源作为政治武器，在天然气供应价格方面，对政治上靠近俄罗斯的前苏联加盟共和国提供低价，对政治上接近西方的共和国却提出高价，这种持续性差别待遇已经在国际上受到了严厉谴责。
中国国有石油企业获取海外油气权益对美国或西方国家的能源安全来说并不是一种威胁，但也并不能提高中国自身的能源安全。既然国有石油公司的交易不能提高中国的能源安全，那么其海外扩张把盈利作为第二优先因素来考虑，则是值得商榷的，因为许多国有石油公司的交易并没有合理的经济理由。
这不是要否定国有石油企业“走出去”，相反，中国企业“走出去”是必然选择，但要充分认识海外并购、投资的战略风险。能源虽是一种战略性商品，但毕竟是商品，应当还原其商品属性。央企不应当再犯在项目可行性研究和尽职调查上“粗线条”的通病。对一个跨境商业项目而言，强调战略意义，并不等同于无视商业逻辑。否则，必然丧失可持续发展的基础。另外，中国国有能源企业，尤其是央企，在海外投资的过程中，东道国在进行国家安全审查时会认定企业投资行为为国家行为，因此央企在对外投资过程中经常遭遇各种掣肘。与此同时，国企的发展思路，尤其是经营模式，也引发一些问题。长期以来，在对外投资过程中，中国企业经常只关注“政府许可”，忽视民间的“社会许可”，最终导致投资项目搁浅或运行麻烦。如果不能妥善应对，这些都将会对其参与“一带一路”项目带来各种困难与风险。因此，中国企业“走出去”要想走得远，需要在具体操作运营上下功夫。中国企业在高风险国家的大量投资正在挑战其长期执行的互不干涉外交政策。这一政策也许到了与时俱进、需要政府重新审视的时候了。
与周边能源消费大国合作也是应对不断攀升的石油和天然气进口需求的有效方式。对中国、韩国和日本这些东北亚能源需求巨大、进口比较多的国家而言，在石油和天然气方面，能不能形成一个东北亚合作储备机制？事实上，如果每个国家都建立各自的石油储备，成本非常高，并非很合算，但是东北亚周边国家的物理距离并不远，其实可以考虑建立合作储备机制，成本会比独立建设储备机制低，也可避免独立储备造成的相互竞争，抬高油价。
在东北亚地区，也可考虑共建东亚天然气交易中心。目前，东北亚在石油和天然气上没有定价权。这就是为什么这些国家在石油和天然气进口方面，需要支付亚洲溢价、花费巨资的原因。中国、韩国和日本或许能在LNG定价权方面产生影响。但这种可能性能否变成现实取决于中国和日本两国政府是否能够进行有效沟通和合作，在东京或上海共建东亚天然气交易中心，产生一个基准价格，这对东北亚整体的消费者都有益。在东京或上海建立东亚天然气交易中心，各有其利弊。笔者建议东亚天然气交易中心模式在出资方、管理机构和所在地方面可借鉴欧洲中央银行或金砖国家新开发银行模式，最大出资方（或最高管理者）与交易中心所在地分离，这是打破目前东京和上海两地双方相互竞争、互不相让局面，通向共建东亚天然气市场唯一可行的路径。
（本文系国家自然科学基金项目“基于多区域、混合型的大型动态耦合综合评价模型对中国二氧化碳减排的技术经济路径、成本与政策研究”的成果，项目批准号：71373055）
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How to Deal with "China's Energy Threat Theory"
—State-owned Energy Corporations' Overseas Acquisitions and Investment and Associated Financial Support from Chinese Policy Banks
Zhang Zhongxiang
Abstract: At home and abroad, there are wide misconceptions and misunderstandings about the Chinese policy banks as they provide loans to support state-owned energy corporations' acquisitions of and investments in oil and gas fields overseas. Against this background, this article objectively and fairly discusses the controversies and queries surrounding the loans from Chinese policy banks, loan-for-oil and -gas deals, and overseas equity oil production of Chinese national oil corporations. It is emphasized that Chinese energy corporations will be confronted with complexities and uncertainties of overseas environment as well as the questioning of its mode when making overseas acquisitions and investment to achieve their ambition to expand global business. They should fully recognize the strategic risks and commercial logics of such overseas mergers and acquisitions and investment, work hard to improve operations carefully and seek long-term development. The article concludes by suggesting that as the world’s fastest growing energy market, China should think seriously about establishing the Northeast Asian cooperative mechanism for strategic petroleum reserves and co-establishing East Asian natural gas trading center.
Keywords: Chinese policy banks, loan-for-oil and -gas deals, national oil companies, overseas investment
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