自2014年下半年以来，国际油价的断崖式下降已持续近两年半。这使全球石油工业、特别是上游，陷入空前的困境，进入了“寒冬”期。即使是从中长期角度看油价可有所回升，但以不变美元计的年均油价也很难超过每桶80美元，高油价时代将难再现。这个漫长的寒冬在中国石油工业链的上游不但表现特别明显，而且还面临着其特有的难题。
2016年 ：利润产量双下降
国际油价从每桶100美元大幅下跌至50美元甚至更低，使全球的石油企业都难以招架，绝大部份以油气生产为主业的公司都出现利润明显下降、甚至亏损，不少企业（特别是中小油企）破产而被兼并重组。仍生存的企业和大部分产油国都在压缩目前不甚需要的开支，同时也在尽量加大油气产量以获得必需的现金流。
进入2016年，经历困难而留存的企业表现出不同程度的“耐寒”能力，生产经营成本降低使亏损面有所减少。中国以“三桶油”为代表的国营油企受低油价的影响相当明显，表现为利润持续下降和产量减少。
中国的石油产量在2015年同比仅增加1.8％，为历史最低增长率。但2016年，特别是下半年以来则出现幅度越来越大的减产。据统计，1~10月原油产量同比下降6.7％，其中7~9月同比下降分别为7.6％、9.5％、11.3％。随着经营的困难，无效且产量越多亏损越多的油田、油井（被形象地称为“出血点”）将更多地关闭。业内估算，在油价停留在每桶50美元左右时，我国约有一半产量陷于无效、甚至亏损状态。因而近期我国石油产量有可能继续降低或基本停滞。
自油价下跌以来，三大油公司的营收和盈利情况逐步恶化。以中石化为例，2014年营收额降低1.87％、2015年降低35.99％。2016年前三季度中石化、中石油、中海油营收分别降低27.4％、25.6％、33.4％。显然，产量持续走低和营收利润的大幅度下降对整个石油工业链、乃至经济发展都会产生一定的负面影响。
保有有效储量堪忧
储量是油气生产可持续发展的保障。从数量上评价油气资源采用：资源量-储量系列。资源量是从已有的认识出发，对地下可能保有油气数量的预测。由于资料掌握的程度不同、认识和评价方法不同，预测值可有相当大的差异，如对中国天然气资源量的预测值相差几万亿立方米是完全可以理解的现象。严格说，这个预测只对勘查者的远景评价有参考价值。储量则需要在投入相当的资金并实施勘探工作后才能获得，还需经其主管部门的严格审批。如在中国，需经国家储量委员会审批；国外上市公司需经公认的储量审查机构和财务公司认定，因而储量可被计入公司资产并可出售转让。但遗憾的是，国内不少业外人士和媒体却常把资源量混同于储量，也有人将其译为储备，从而产生误导。
在工作中进一步将储量分为地质储量和可采储量，前者指地下赋存量，后者是可以采出并获得经济效益的量。我国比较强调地质储量并以其対外公布，而国际上只对外公布可采储量。在市场经济中，已采出的可采储量自然失去了作为地下资源的本义，因而绝大多数统计中只列出剩余可采储量并约定俗成地把它直称为储量。这样就产生了评价其资源保障程度的最直接最重要的参数――储产比，即当年的产量与保有的剩余可采储量的比。
显然，随着经济可采边际值变化、每年新增可采储量值、产量的变化，储产比值也都在变化。以2015年计，世界油、气的储产比分别是50.7和52.6，可看出世界油气资源是有充分保障的。相比而言，我国即使在产量连年停滞在2亿吨左右的情况下，2015年的全国探明剩余可采储量为25.70亿吨、产量2.03亿吨、储产比仅有12.66。由于探明储量的过程花费了相当大的投资和较长的时间，只要有销路，任何企业都要求尽快开发以收回投资获得利润。但在中国官方发布的储量公报显示，探明而未开发储量逐年增加。2015年中国累计探明地质储量372亿吨，其中未开发88亿吨，占23.7％。为何我国石油一直存在着上产的压力，却守着这么多已探明储量不去开发，确实令局外人难以理解。
其实质是“非不为也、实不能之”。其主要原因在于这些已探明储量的开发成本过高，经济上明显低于经济边际值的下限。须知，这还是发生在国际油价偏高的背景下，前几年油价年均值可达每桶100美元左右。以今后近中期内油价在每桶50美元左右去衡量，不能经济开发的“可采储量”肯定要成倍增加。以此去审视上述储量表中的储采比实际上将降到个位数，大约只有5~6。中国石油的储量形势已很严峻、可持续发展能力已受很大影响。
在低油价下，油企普遍的应对措施是压缩开支，特别是取消或推迟不能立刻产生效益的勘探投资。但如果这种情形一直存在，必然使保有的剩余可采储量下降而影响其可持续发展、影响产油国、石油公司的长远和根本利益。而对中国来说更不能掉以轻心，面对着如此低的实际有效储产比，不大力加强勘探，会有“无米下锅”之忧。
2017年 ：深化改革面临诸多挑战
深化经济体制改革、使市场成为配置资源的决定性因素，是我国的必然选择。事实证明，这一改革越是推后，所积累的问题越多。中央经济工作会议已明确2017年的国企混合所有制改革将首先在电力、石油、天然气等七个领域进行，并以此推动行业改革的深化。行业深化改革的顶层设计和与之配套的若干规定、方案的出台将会使整个行业链发生重大变化，带来新的挑战。本文在此只讨论两个迫在眉睫的问题。
石油工业上游实质上的垄断局面是影响整个行业难以进入市场化运行的关键因素。作为上游源头的勘探开发区块，一直被“三桶半油”的国营企业全覆盖式的占有，未按规定到期缩减区块面积或退出，以致形成“终身占有”。近年来以页岩气勘探开发和新彊作为先行实验区为契机，仅在局部地区打开了一个小缺口，在某些未被其占有的区块上实现了向其他企业的矿权招标。由于这些区块都处于油气条件较差的地区，上述很有限的开放也难取得较好的成果。
显然，依法实施勘探开发矿权的开放就成为当务之急，要使所有具备资质的企业平等地参与矿权投标。这就对以“三桶半油”为代表的国营油企提出了更高的要求：首先，必须改变长期占有但投资和相应的工作量远达不到区块合同要求的局面，在区块数量和总面积缩小的基础上集中力量加大投入。这就更突出了对上游加大投资的迫切性。但在目前经济条件下做到这点是有较大困难的。
第二，必须改变以探明地质储量、产量为首要指标考核企业及其领导人的传统思维，要按供给侧改革的要求提质增效，以效益来评价优劣取舍。对于勘探来说，不再突出探明了多少地质储量，而是强调增加了多少可供开采的有效储量；对于开发来说，必须采取更加果断的措施，关停在近期无法取得经济效率的油田油井，停止不能取得经济效益的增产作业。当然，在生产调整的同时，还必须要进行机构和管理方式的改革，包括人员的精简。
与资金、生产规模类似的国际石油公司相比，我国国营油企的职工人数比其高一个数量级；而以人均产量和利润额相比，却往往有更大的差距。无论是从正常的提质增效，还是从机构精简来看，都面临着逐渐削减大量人员的问题。我国在煤炭和钢铁去过剩产能、关停僵尸企业的实践也说明精简职工的安排是个棘手的问题。对这个问题的“社会托底”显然需要国家统筹安排，但也必须要行业和企业做出巨大努力。经验表明，在企业经营情况较好、资金较宽松的情况下做出相关安排尚有不少困难，而在企业整体亏损的情况下进行这个工作则会有更大的难度。
面对即将到来的诸多挑战，本文所谈到的似乎只是“冰山一角”。通过这个“一角”，笔者想强调两点：1.我们似乎对油气工业面临的新形势还缺乏深入的分析，需要解放思想、实事求是地总结经验教训并提出系统对策。2.我们已有了应对油气“寒冬”的经验，也看到深化改革将带来的巨大活力，在稳中求进的过程中将继续谱写出奋斗的乐章、迈出前进的步伐。
资源量的预测只对勘查者的远景评价有参考价值，储产比才是评价资源保障程度的最直接最重要的参数。
以今后近中期内油价在每桶50美元左右去衡量，不能经济开发的“可采储量”肯定要成倍增加，以此审视储采比，将降到个位数，我国石油储量形势很严峻。