近日，中国社科院研究生院国际能源安全研究中心与社会科学文献出版社在京共同发布《世界能源蓝皮书：世界能源发展报告（2017）》。

　　今年的蓝皮书一大亮点是以“天然气人民币战略”为题推出了一个专题篇，深入探讨了天然气人民币战略实施的可行性和实施路径。

　　中国社科院研究生院院长、国际能源安全研究中心主任黄晓勇表示，未来20年内，以中国为代表的亚洲市场在全球天然气需求市场中的比重将会从目前的32%上升至50%。因此，在中国建立全球性天然气交易中心的设想便具备了现实的可能，而且，这也十分必要。另一方面，近十年来，随着中国综合国力和经济影响力的进一步提升，人民币也逐步从区域货币演化成世界货币。如何进一步推进人民币国际化？综合考虑目前各项因素，有理由充分相信，天然气或可成为人民币国际化的最佳载体。通过建立“天然气人民币”体系，将有力地维护我国金融安全和能源安全。

　　蓝皮书指出，正是在石油时代，美国确立了“石油美元”这一政治经济金融体制，凭借这一体制美国攫取了大量的利益。目前，全球能源正从石油向天然气转型。恰恰也是在这个阶段，全球政治经济体系经历着剧烈的变革。相比于石油，中美在天然气领域的规则竞争刚刚开始。目前来看，中国有可能利用特殊的地缘优势掌握先机，利用亚洲在天然气消费方面的独特性，以及与天然气生产国良好的政治关系，创建区域性的、以人民币为结算和计价货币的天然气交易机制，不仅进一步夯实人民币的区域化，也可推动中国引领的“一带一路”发展。

　　预计世界石油市场重归平衡

　　2016年，全球经济复苏缓慢，受此影响，世界石油需求增长疲弱，其增长量为130万桶/日，较2015年的170万桶/日下降明显。石油需求增长主要来自非经合组织（OECD）国家，这主要是因为新兴经济体国家经济状况普遍有所改善。石油供应方面，全球石油供应小幅增加，仅比2015年增加了20万桶/日，其中非欧佩克国际石油供应比2015年减少了100万桶/日，沙特阿拉伯、伊拉克和伊朗的石油产量比2015年增长了120万桶/日，尤其是沙特阿拉伯，其2016年石油产量为1046万桶/日，较2015年增长了27万桶/日，其2016年出口量为765万桶/日，比2015年增长了26万桶/日，产量与出口量双双创下历史纪录。欧佩克石油产量大幅增长最终导致世界石油市场没有达到预期平衡状态，尽管如此，总体来看，全球2016年石油市场供大于需60万桶/日，较2015年供大于需170万桶/日明显有所收窄，整体趋势正缓慢重归平衡。

　　需求侧方面，预计2017年世界GDP增长率基本与2016年持平，世界石油需求达9700万桶/日（国际能源机构估计为9761万桶/日，电子工业协会估计为9699万桶/日，欧佩克估计为9566万桶/日），同比增长110万~130万桶/日，增量与上年基本持平，从主要经济体来看，得益于基础设施建设推进及宏观经济改善等因素，全球石油需求增量主要来自中国、印度、美国和中东，分别为35万桶/日、35万桶/日、30万桶/日和10万桶/日，印度有望超越中国成为世界石油需求增长最快的国家，而欧洲、日本、拉美等地石油需求将出现下滑。

　　供给侧方面，欧佩克和非欧佩克产油国于2017年开始执行联合减产协议，尽管历史上欧佩克减产的平均履约效果仅为60%，但因为沙特阿拉伯和俄罗斯首次公开募股（IPO），加上此次产油国平衡市场的决心，预计本次减产协议执行效果将好于以往，预计本次实际削减量可达130万~150万桶/日，但是仍存在不确定性，上半年产油国联合减产的执行效果及下半年减产政策是否延续将起到决定性作用；享有豁免权的部分欧佩克国家增产以及非欧佩克产油国（尤其是美国）的增产很可能大幅度地抵消欧佩克的减产效果。受低油价影响，近年来石油勘探开发投资大幅下降，石油产量中高成本部分大量削减，此外，常规石油的开发需要一定时间，故其产量增加有限，而在完全市场化的机制下，美国页岩油产业能够及时对市场变化做出反应。2017年上半年，利比亚、尼日利亚、加拿大、美国等4国将增产100万桶/日以上，其中美国将增加50万~60万桶/日，这将在很大程度上削减产油国减产的实际效果。

　　综合来看，2017年全球石油供应将减少20万桶/日，甚至可能出现100万桶/日的供需缺口，市场整体趋于再平衡，但是，美国特朗普的施政走向给国际石油市场和油价带来不确定性。

　　预测世界范围内煤炭市场的“黄金时期”已经结束

　　蓝皮书指出， 在经历了2015年需求的大幅下滑之后，2016年世界煤炭市场在中国的影响下产生了较大幅度的波动，这也说明了在当前重视治理空气污染和碳排放的情况下，煤炭处在一个较为矛盾的位置。一方面，作为首要的二氧化碳排放来源和空气污染物来源，多数发达国家已经大幅降低了煤炭的使用量；另一方面，由于开采成本较低且分布广泛，大量发展中国家仍然对煤炭有较高的需求，这就造成了世界煤炭市场重心向亚洲等发展中经济体和新兴市场国家的继续转移，世界仍然对煤炭有着高度的依赖性。

　　从趋势上来讲，可以说煤炭市场的“黄金时期”已经结束，由于可再生能源和节能技术的迅速发展，煤炭在发电以及各个领域的需求都会继续下降。但是，由于开采成本较低且分布广泛，煤炭仍将是发电、炼钢和制造水泥等产业的首选燃料。虽然由于对空气质量和碳排放量的影响，近年来煤炭广受批评，但目前并不能彻底放弃煤炭，这也是煤炭的矛盾之处。同时世界煤炭市场仍在向亚洲转移，这些人口稠密的新兴市场国家正在寻找便宜且安全的能源来推动经济增长。图26显示，2000年，欧洲和北美的需求占据全球煤炭总需求的一半左右，亚洲占了不到一半。到了2015年，亚洲占到了四分之三，而欧洲和北美的需求占比大幅降至四分之一以下，这一转变仍将继续。

　　据BP预测，全球煤炭需求增长率在接下来的几年内将大幅下降（从过去20年的2.7%降至0.2%左右），同时，全球煤炭消费量将在2025年前后达到峰值当然，这一预测在很大程度上也要看中国的实际需求情况，因为中国的煤炭产量和需求量都占了全球的一半左右，并且比其他任何国家对世界煤炭价格的影响力都要强。减速的主要原因在于中国，其可持续发展战略促使政府转向鼓励发展清洁低碳能源。在政策影响下，中国煤炭消费量在未来20年里将趋于平稳，其中仅有化学品制造成为唯一煤炭需求增加的部门。这与过去20年的迅速增长形成了鲜明的对比。即使如此，中国仍将继续主导全球煤炭市场，预计到2035年，中国的煤炭消费仍占世界消费总量的一半左右。作为增长最快的市场，印度在世界煤炭市场需求的份额将从2015年的10%增长到2035年的20%，超过三分之二的新增需求将主要用于发电。OECD国家的煤炭消费到2035年将下降40%，其在发电部门的份额将主要由可再生能源和天然气取代。除印度和其他非OECD亚洲国家仍将保持强劲的增长以外，中国和OECD国家的消费量都趋向于降低。

　　分区域来看，世界主要地区煤炭产量历史及预测数据，从表中可以看出，北美和欧洲地区的煤炭产量已经进入了一个快速下降的阶段，而亚太地区作为最大的煤炭生产地区仍将保持较快的增速和占有较大的份额，另外拉美、独联体、非洲等地区也会有一定程度的增长。

　　在消费领域，世界主要地区和主要行业煤炭消费量的历史及预测数据。与生产端相似，北美和欧洲地区的煤炭消费量的下降速度较快，而亚太地区仍将是世界最大的煤炭消费地区和增速最快的地区，另外拉美、中东、非洲等地区也会有一定程度的增长。作为发电业和工业的最主要能耗来源，煤炭在这两个行业中所占的比重预计将进一步下降，尤其是在发电业的比重将由2015年的40%左右降至2035年的30%左右，降幅高达四分之一。

　　2017年预计全球电力消费增长放缓、中国用电量快速增长

　　回顾2016年，全球经济增长继续发生调整，全球经济增速较2015年有所放缓。发达经济体增速出现分化，新兴经济体经济增速有所企稳。受美元加息等影响，2016年全球资本流动加剧，受投资下降、需求回升和资本流动等因素的影响，大宗商品价格有所上涨。

　　受全球经济复苏缓慢、节能减排持续推进和能源效率提高等影响，2015~2016年主要经济体一次能源与电力消费缓慢增长或略有下降。BP统计显示，2015年，世界一次能源消费增长了1.0%，成为1998年以来的最低增速（除金融危机时期以外）。2016年世界一次能源消费预计将维持低速增长。

　　美国商务部数据显示，2016年第四季度经通胀和季节调整后，GDP增速为1.9%，较第三季度增速3.5%大幅下滑，也低于市场普遍预期的2.2%；2016年全年，美国GDP增速为1.6%，创2011年以来新低。美国能源信息署的统计显示，2016年美国日均发电量为11.144千兆瓦，较2015年日均发电量11.172千兆瓦，微降0.25%。

　　日本经济增长有所企稳。日本内阁府公布的数据显示，2016年第四季度GDP环比增长0.3%，高于初值0.2个百分点；同比增长1.2%，高于初值1个百分点。分析指出，主要受出口带动，2016年日本经济实现了连续四个季度的正增长，增长期为三年以来最长。受美元加息和强势美元硬性的影响，日元持续贬值，这将进一步刺激日本出口、支持企业利润反弹。2016年，日本经济增长有所企稳，电力消费有望结束多年负增长的趋势，实现小幅增长。

　　与此同时，2016年日本电力体制改革有序推进。2016年6月，日本参议会通过《电气事业修订法案》，标志着日本实现电力销售的全面自由化。日本电力行业销售，由10家企业垄断单一地区的电力销售模式由此打破，电力公司之间的竞争机制形成，电力销售将实现服务多样化。然而，需要看到的是，日本启动电力销售体制改革后，并没有出现期待中的电价下降的局面。受火力发电燃料的原油价格上涨，日本大部分大型电力公司提高了电力价格。

　　总体上看，美、日和西欧发达国家已经走过了以重化工业为主的工业化阶段，进入以服务业为主的阶段，经济增速的放缓和产业结构的调整，已经使发达国家告别了电力需求快速增长的阶段。研究显示，发达国家在进入人均GDP 1万美元之后，全社会用电量和人均用电量增速均大大放缓，甚至出现了一定程度的负增长。未来全球电力需求的重点无疑将进一步向新兴经济体转移。目前，尽管中国已经成为电力消费第一大国，但从人均电力消费来看，中国人均电力消费只有美国的1/3。未来中国、印度等新兴经济体将创造全球电力消费增量的主要部分。

　　受经济增速放缓和电力建设增长的共同作用，2016年，印度基本结束了电力严重短缺的局面，出现了电力供给小幅过剩。国际货币基金组织（IMF）在世界经济前景预期中表示，2016年印度经济的增速略低于中国，预计其2016年的经济增速为6.6%。据媒体报道，2016年，印度发电量达11780亿单位，整体电力过剩1.1%，峰值过剩2.6%。而上一个年度，印度全国电力供给缺口达到2.1%，是单年度最低水平。

　　随着中国经济增长的企稳和触底回升，2016年全年全社会用电量增速呈现前低后高的局面。上半年全社会用电量增长仅2.7%，全年则迅速回升至5%。这主要受下半年工业增长回稳、房地产与基础设施投资增速加快所致。中国电力消费增速遥遥领先全球主要经济体，成为全球电力市场的一大亮色。

　　中国国家能源局发布的2016年全社会用电量数据显示，2016年，中国全社会用电量为59198亿千瓦时，同比增长5.0%。其中，第一产业用电量为1075亿千瓦时，同比增长5.3%，增速较为平稳；受制造业增速下滑影响，第二产业用电量为42108亿千瓦时，同比增长仅为2.9%；第三产业增速最快，其用电量达7961亿千瓦时，同比增长达11.2%。随着居民收入和生活水平的提高，居民生活用电持续较快增长，2016年城乡居民生活用电量为8054亿千瓦时，同比增长10.8%。

　　随着中国产业结构的调整，第三产业用电量的增速已经显著高于第二产业，但第三产业用电量的占比仍远低于第二产业。近年来，产业结构的调整，已经使我国的电力消费弹性系数小于1，即电力消费增速低于GDP增速。随着我国进入一个消费型社会，消费对经济增长的贡献已经超过七成，居民用电量将保持较快增长的态势。与发达国家居民用电占全社会用电量的20%相比，我国居民用电占比仅略高于13%，仍有一定的增长空间。

　　尽管我国电力需求增长较快，但受电力建设过快的影响，我国电力供给过剩的局面进一步凸显。随着“十二五”期间开工建设的发电设备逐步投入运行，我国局部地区电力供过于求的局面加剧，近年来电力设备利用小时数持续走低。数据显示，2016年，我国全国电源新增生产能力（正式投产）12061万千瓦。其中，水电1174万千瓦，火电4836万千瓦，火电仍是新增电源的主力。2016年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备的累计平均利用小时数仅3785小时，比上年进一步减少203小时，利用小时数创下1964年以来最低。其中，水电设备平均利用小时数为3621小时，比上年小幅增加31小时；火电设备平均利用小时数为4165小时，比上年继续大幅减少199小时。

　　受政策和市场因素的共同影响，我国煤电建设持续过热。2014年，我国火电项目审批权下放，2015年火电项目的环评审批权也被下放；与此同时，煤炭价格不断走低，各地上马煤电项目的热情高涨，发电企业、煤炭企业，甚至非能源企业都试图参与其中。投资热情上升导致发电量增速与装机容量增速严重不匹配，煤电供给饱和，煤电机组开始越来越频繁地接到电网公司停机的安排。“十三五”期间，我国整体上处于电力富余的状态，“拉闸限电”成为历史。

　　2016年，我国煤电供给过剩的同时，“弃风”“弃水”等问题进一步加剧。统计显示，全国弃风率从2014年的8%上升至2015年的15%，2016年则上升至17%。截至2016年底，我国“三北”地区新能源装机1.63亿千瓦，外送能力仅3700万千瓦，并且还要承担煤电外送任务，远不能满足新能源送出需要。

　　2016年，我国水电装机容量和年发电量分别突破3亿千瓦和1万亿千瓦时，分别占全国装机和发电总量的20.9%和19.4%。水电是我国最主要的清洁电力来源，但由于电力供给过剩，水电消纳压力和“弃水”问题严峻。数据显示，“云南、四川两个水电大省2016年的弃水电量将分别达400亿千瓦时、260亿千瓦时。随着新一轮电改逐步推进，水电企业纷纷成立售电公司尝试市场化竞价机制，致使电价一再下调，以往经营良好的水电企业所面临的经营压力骤增”。

　　针对电力市场供给过剩，国家加大了电力行业的供给侧改革。2016年国家发改委、国家能源局下发多个通知，提出对煤电建设要“取消一批、缓核一批、缓减一批”，除江西、安徽、海南、湖北等省份外，28个省级电网区域被列为煤电规划建设“红色预警地区”。我国《电力发展“十三五”规划》也明确提出，“十三五”期间取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，力争将煤电装机控制在11亿千瓦以内。经过上述政策调整，有望使我国煤电企业依靠扩大装机规模寻求发展的时代宣告结束。

　　推进“天然气人民币”对我国多领域具有深远影响

　　公开资料显示，“天然气人民币”的概念最早是由中国社会科学院研究生院院长、国际能源安全研究中心主任黄晓勇教授，在2016年11月12日举行的《能源博弈论集》新书发布会暨“天然气人民币”战略研讨会上提出的。天然气人民币的概念提出后，引起了媒体、能源主管部门和油气产业界的高度关注和强烈兴趣。这是融合能源安全与金融安全的一大理论创新，这一战略构想对推动人民币国际化、提升我国全球经济治理话语权，指导和引领我国天然气行业改革、扩大天然气使用规模、改善我国生态环境等方面都有着十分积极和深远的影响。

　　首先，推进天然气人民币有助于人民币国际化。未来天然气贸易额有望超过石油，成为全球最主要的大宗商品之一，而且是一种可以标准化的产品，便于交易所市场的交易。天然气人民币计价和结算所形成的人民币循环链条，可以大大拓展人民币在全球贸易结算中的使用空间，助推人民币国际化。人民币国际化带来的好处主要有以下几个方面。第一，有助于提升中国国际话语权。人民币国际化后，我国将拥有一种世界货币的发行和调节权，对全球经济活动的影响将随之增大。第二，有助于减少汇率风险，促进国际贸易和投资增长。第三，人民币国际化有助于促进中国边境贸易的发展。第四，最直接和最大的收益是获得国际“铸币税”，同时，政府、企业等可以获得更低的人民币融资成本。

　　其次，推进天然气人民币战略，还可以进一步提升我国乃至东北亚地区天然气的定价话语权。长期以来，东北亚地区作为主要的油气进口地区，存在严重的定价话语权缺失的问题。统计显示，2013年，东北亚地区遵循的天然气贸易基准价格——日本液化天然气平均到岸价格为每百万英热单位16.17美元，约等于德国、英国天然气进口价格的1.5倍，相当于美国亨利天然气中心（Henry Hub）价格的6倍。天然气贸易的区域性特征较为明显，“亚洲溢价”现象在天然气市场表现得比在石油市场更加突出。这一现象严重影响了东北亚地区的经济利益。目前日本推行的与石油挂钩的JCC定价机制已经无法反映全球和亚太地区天然气的供需格局，将来在推进天然气人民币战略的过程中，通过建立东北亚区域性的天然气交易中心，可以建立起反映东北亚地区天然气供需状况的基准价格，提升东北亚地区在全球天然气定价中的话语权，从而维护东北亚地区的利益。

　　最后，推进天然气人民币战略，可以推动国内天然气改革和能源结构优化。近年来，尽管我国天然气行业的勘探开发和管网开放、定价机制调整等工作总体取得了一定进展，但是我国天然气行业的改革还是相对滞后，导致了我国天然气开发的积极性不高、规模不足，国内销售价和进口价倒挂等也抑制了企业进口的积极性，管网、储气库、LNG接收站等基础设施建设相对滞后，运输和调峰能力不足等，都制约了我国天然气开发和利用的规模，延缓了我国能源结构调整和优化的进程。当前，我国天然气行业改革由于缺乏宏观指导和战略指引，往往头痛医头、脚痛医脚，这种缺乏顶层设计的改革，使得我国天然气行业改革不断循环反复，难以实质性推进。我国需要在天然气人民币这一战略的指引下，进一步推进国内天然气勘探开发和进口主体的多元化，理顺各个环节的价格机制，推动定价机制市场化，更好地提高市场主体各方参与的积极性，从而推动我国天然气的勘探开发、进口和利用，从而改善我国能源结构和自然环境。

　　总之，天然气人民币战略的实施，应该成为我国能源和金融领域的一个重要顶层设计。在这个顶层设计下，我国要更好地完善国内天然气产业政策和外汇管理体制，做好天然气人民币交易机制的设计。

　　中国与中东合作，将为亚洲地区创建天然气人民币奠定基础

　　蓝皮书分析指出，人民币国际化并不只是经济力量自然发展的结果，而是政治、军事和经济多重力量发挥合理作用的结果。在这一点上，中国有比日本和德国更大的优势，因中国是一个独立的战略行为体。但正如黄晓勇在论及天然气人民币国际化的挑战时指出的，“中国不具备和美国同样强大的军事实力，没有强制约束力推动天然气贸易使用人民币进行交易”。因此，基于目前中美在亚洲的政治和经济影响力，与其将目标定在全球，不如立足于亚洲区域，推动天然气人民币的路线图的规划。事实上，黄晓勇在论述天然气人民币路线图时，也是从亚太地区起步，并在未来逐步推进到全球。此外，尽管美元主导地位没有发生根本变化，但是其他货币也在区域乃至全球层面发挥着作用，形成了一个等级性的“货币金字塔”。因此，问题的关键不是以动摇美元为目标，而是综合考虑天然气供应国与消费国的利益，考虑它们能从天然气的人民币计价和结算中获得何种更优于美元的重大利益。

　　首先，天然气价格呈现典型的区域化特征，亚洲国家之间的合作需求在上升。自20世纪90年代后期以来，天然气价格整体上呈上升趋势。这种发展主要得益于全球对天然气消费的剧增。但在2008年国际金融危机后，全球天然气贸易价格的分化加速发展（见图5），以日本到岸价为代表的亚洲天然气价格明显高于欧洲和北美两个地区，突出了“亚洲溢价”问题。因此，从亚洲消费国的角度而言，降低这种溢价是有好处的。以往对这一问题的讨论较少涉及换一种计价货币，多数研究集中在增加天然气的供应方作为解决办法。日本在天然气长期合约中与油价挂钩，一直饱受波动之苦。为此长期以来影响亚洲天然气价格的日本也采取了诸多措施，如从2010年起提高短期合约的比重，但是效果不彰。从2012年起，日本还与美国达成供应协议。此外，日本还与韩国等进行需求方的合作。但是，总体来讲，日本在未来几年仍然无法摆脱受控于油价的困境，也无法承担起制定亚洲价格的重任。2013年3月，国际能源署（IEA）曾提出让新加坡担当亚洲天然气贸易枢纽，其基础是新加坡在天然气运输、基础设施建设方面的优势。但新加坡的劣势也很明显，如国内市场狭小。有的学者认为，鉴于中国大量的国内天然气生产、管道天然气进口以及LNG进口，中国比新加坡更具有扮演亚洲天然气枢纽角色的优势。

　　其次，由于中国的日渐上升且规模巨大的天然气消费量，同时带动中国巨大的进口额，且中国的谈判能力显著增强。如表5所示，2015年，中国消费天然气1973亿立方米，占全球5.7%，但从2000~2015年消费增速看，中国惊人地达到42.4%，增速居全球第一。在这样一种强劲的天然气消费需求下，中国对天然气价格的稳定以及降低进口价是十分在意的。据IEA预测，至2040年，天然气的增速将达到年均1.5%，尽管低于过去25年的增速，但这是未来所有化石能源中增速最快的。天然气在全球能源中的占比将从目前的21%上升至2040年的24%。而且，尤其重要的是，地区间贸易将在未来十年迎来一个十分迅猛的增长。其中，中国将在2035年超过欧洲成为仅次于美国的能源消费者，消费量达到5470亿立方米，并且与中东一起成为未来25年增量最多的两个消费群体。此外，IEA估计，到2025年，中国将进口1760亿立方米的天然气，超过日本、韩国两国进口量330亿立方米。

　　再次，天然气供给过剩的问题在未来将日渐突出。IEA认为，目前全球天然气的供应过剩已经产生，未来随着美国和澳大利亚持续加大天然气出口，天然气供需格局将比石油格局经历更为重大的变化。按照EIA的预测，2025年，俄罗斯将出口天然气2350亿立方米，中东地区出口1340亿立方米，里海地区出口1080亿立方米，澳大利亚的出口将达到1000亿立方米。因此，这样一种格局对中国的价格博弈是有利的。

　　最后，中国与中东地区的关系也趋向于更为紧密的安排，以人民币为中心的金融合作取得快速发展。前文提及，中国已经与卡塔尔、阿联酋迅速推进了人民币合作。2017年3月，沙特阿拉伯国王萨勒曼访华，双方表示要推动中国与沙特阿拉伯的全面战略伙伴关系不断取得新成果，继续打造能源领域一体化合作格局。沙特阿拉伯驻华大使在接受新华社记者采访时表示，中国与沙特阿拉伯在基础设施和金融方面合作前景十分广阔。至2040年，中国与中东在天然气消费领域的迅猛增长也表明，双方在基础设施和金融领域加强合作有利于深化彼此合作。同时，我们也不应忘记，20世纪70年代“石油美元”提升了伊斯兰金融势力。如今，中国通过与中东的合作，有可能将显著开辟新型金融合作关系，从而为在亚洲地区创建天然气人民币奠定一个基础。

　　如果进一步从国际政治关系来看亚洲天然气人民币业务的前景，那么中国与俄罗斯、中亚地区以及伊朗的良好关系将进一步确保中国发挥独特的优势。就此而言，中国的政治优势显著大于当年的日本与德国。且日本因为追随美国，一度参与对俄罗斯和伊朗的经济制裁，严重制约了日本发挥天然气需求方的定价作用。

　　我国油气企业“走出去”面临能源民族主义等挑战

　　越是面对热火朝天的局势，越要冷思考。当今世界正处在大发展、大变革、大调整时期，科技飞速发展、经济日新月异、政治碰撞剧烈、文化深度融合。尽管我国油气企业的国际化经营已取得了比较可观的成绩，但与世界发达国家和地区相比仍存在明显的差距，面临的问题与挑战依然严峻。

　　2008年金融危机以来，全球能源民族主义有所抬头。能源民族主义的突出表现是国有化和本国利益最大化。中国企业在海外大举收购资源，引发了部分资源国的焦虑甚至恐慌。例如，一些资源国的舆论担心卖掉的资源或企业的价值被低估，担心国家的资源命脉被中国买断，担心国家安全受到威胁。

　　中国石油公司主体国有化，政府给予了必要的政策倾斜和支持。国有企业行为往往被视同为政府行为，这激起了不少资源国的不满甚至恐慌。中国石油公司的激进扩张和快速并购，也使“中国威胁论”甚嚣尘上。有些企业自身建设不足，为了争夺项目在一些地区采取了不正当的非商业手段，影响了企业形象和国家形象。种种原因使一些目标资源国对中国产生了不信任，增加了我国国际并购的隐性障碍。

　　目标资源国的法律因素和经济制约障碍越来越多，一方面，因为“走出去”较晚，失去先发优势，导致我国石油企业获得海外区块的难度不断增大。我国石油企业在“走出去”时，进入了西方石油公司不愿意进入的市场，而且这些国家和地区往往政治风险较大。另一方面，资源国为了自身利益，“自己吃肉别人啃骨头”，制定了诸多法律法规和限制条款，造成合作区块勘探开发难度较大，经济效益差，能源民族主义是个普遍的现象，不是单一的某些国家。如何在共赢的理念基础上用实际行动化解隔阂和矛盾，是“走出去”的一大挑战。