油气行业在我国能源供给侧改革中占据重要地位。“十三五”期间，我国油气行业供给侧改革应以深化油气体制改革为抓手，构建有效竞争的市场结构和市场体系，重点解决去产能、降成本、推改革、补短板、提效率、拓市场等六个方面的问题。
去产能：
妥善处理炼油、勘采相对过剩问题
在当前国际油价持续低位运行的背景下，自产原油的经济性明显下降，国内原油产能出现阶段性相对过剩。据中石化胜利油田分析，小营、义和庄、套儿河、乔庄等4个油田成本远高于当前油价，每卖1吨油大约亏损2800元。同时，炼油环节产能过剩严重。从生产端看，我国际原油加工量仅5亿吨/年，但炼油能力已经超过7.5亿吨/年。按照85%的合理开工率计算，国内炼油能力过剩超过原油生产能力1亿吨/年。按照规划，“十三五”将新增产能1.2亿吨/年，总产能将超过8.5亿吨/年。从消费端看，自2010年起，我国成品油产量与消费量的差值总体呈逐年递增态势，供大于求的局面正逐渐加剧。2015年成品油供应过剩1973万吨，较2014年扩大478万吨。随着原油进口权和进口原油使用权的逐步放开，越来越多地方炼化企业将获得优质原油资源，预计到2020年我国成品油供需富余量将达到4000万吨。
因此，需要妥善处理产能过剩问题。在勘采环节，要打破少数国有油气企业的垄断，降低油气产品生产成本，提高技术水平。同时，通过放开上游，引入社会资本，加大勘探开采投入力度，抑制落后产能增加。在炼油环节，加大对地方炼化企业的油品质量、环保标准、排放标准等的监管力度。构建合理的成品油消费税分成机制，提高地方政府监管积极性。
降成本：
有效降低油气生产与使用成本
与国际同行相比，国内主要油气企业生产经营成本相对较高，效率有待提升。由于历史原因，国内主要油企长期承担着“企业办社会”的责任，“三供一业”压力较大，主营业务与“三产多经”混合经营，需解决数百万人的就业与生活，推高企业运营成本。同时，一些老油田已进入开发后期，含水量过高，产油效率低下，勘采综合成本较高。与国际大型油气企业相比，国内油企人均贡献率明显偏低。从单位员工创造收益来看，与国际大型石油公司的差距较大。2013年，国外主要石油公司单位员工创造的收入是405万美元/人，而国内三大石油公司的平均水平不足95万美元/人。此外，我国天然气使用成本较高，抑制了天然气消费的快速增长。近年来，我国签订了多笔“照付不议”高价进口天然气合约，抬高了国内天然气价格。加之进口受限，低价天然气现阶段尚无法大量进入国内市场，造成国内消费者用气价格居高不下。
降低油气成本需多策并举。一是加快推进国有油气企业改革，实现主辅分离，移交“三供一业”，降低企业负担。二是提升勘采、炼化等技术水平，促进降本增效。三是强化市场竞争，推动企业降低成本，提高生产效率。四是妥善处理高价天然气长贸合约。对于已签订的合约，采取分步、分摊消化的方式，由企业、社会和政府等分担，企业承担主要份额。同时，系统、科学地设计长贸合约条款，选择适宜的价格参照，商定价格调整公式和斜率，合理约定调整周期，提升合约谈判能力。
推改革：
有序推进油气全产业链市场化改革
油气体制改革重在促进全产业链的市场化，打破垄断，促进竞争，形成有效竞争的市场结构和市场体系，建立由市场决定的价格形成机制，不断提高油气保障能力。
一是逐步放开油气勘查开采准入。推进矿权改革，改革油气勘探开发专营制度，实行勘查区块竞争出让制度，变“申请在先”方式为“竞争性出让”方式。规范油气企业勘查开采行为，设定最低勘查投入标准，对未完成法定最低勘查投入的，依法追究探矿权人责任，直至注销探矿权。
二是逐步放开油气进出口限制。鼓励更多市场主体参与油气资源进出口，活跃油气市场，利用国内、国际两个市场、两种资源保障油气安全。进一步鼓励具有一定资质的各类原油加工企业使用进口原油。
拓展天然气资源进口渠道，鼓励民营资本参与天然气进口，加大天然气管道、储气库、液化天然气(LNG)接收站等基础设施建设。
三是推进天然气管网等基础设施公平开放。放开竞争性业务，推进管道独立，明确管道企业只提供输送服务、收取管输费，不得参与上下游业务。逐步放开管网投资和建设，鼓励多方投资者进入。落实管网互联互通及向第三方接入服务，天然气基础设施运营企业公平、公正地向所有用户提供管输、储备、气化、液化和压缩等服务。
四是适时放开油气竞争性环节政府定价。油气领域政府定价范围主要限定在网络型自然垄断环节。随着油气改革和价格改革的持续推进，放开成品油价格的时机和条件已经成熟。应放开成品油终端销售价格和进出口权，保留政府在市场非正常时期的必要干预权。择机逐步放开天然气井口价和终端销售价格，进一步放开非居民用气价格，推进非居民用气的市场化交易。同时，加强政府对自然垄断环节价格的监管。
五是放开油气下游环节竞争性业务。允许具有资质的各类社会主体进入油气加工领域。制定严格的质量、安全、环保和能耗等技术标准，加强对油气加工企业的监管。有序放开成品油批发主体限制，放开加油站业务的市场准入。提高天然气配售环节的市场化程度，促进天然气配售环节公平竞争。
六是深化油气企业改革。进行“主辅分离、做强主业，产权明晰、完善配套”的改革，将三大油气企业的“三产多经”、油田服务等辅业剥离，推广建立现代企业制度。
补短板：
加快天然气基础设施建设和公平开放
与发达国家相比，我国天然气管网、储运等基础设施规模仍有较大差距。我国目前天然气管道干线总里程仅为美国的1/8、俄罗斯的1/4，干线管网密度仅为美国的1/8、法国的1/9、德国的1/10。同时，储气库建设滞后，调峰能力严重不足，形成夏季限产、冬季限供的尖锐矛盾，直接影响天然气的安全稳定供应。截至2015年底，国内已建成储气库18座，形成工作气量约55亿立方米，约占全国天然气消费总量的2.8%，远低于11%的国际平均水平和发达国家15%以上的水平。因此，需要补天然气管网和储气库建设短板。
补短板的关键在于完善市场机制。建议制定管网、储气、LNG接收站等基础设施投资、建设、运营向社会公平开放的有约束力的制度措施，鼓励多元投资者介入。同时，加强金融支持，逐步建立起以市场化融资为主，政策性金融机构融资、财政拨款和国际融资并存的多元化融资渠道。
提效率：
依靠科技创新提质降本增效
面对国际低油价，国际大型能源公司纷纷降低资本开支，积极推动科技创新，提高技术水平和生产经营效率。国际能源署(IEA)数据显示，2015-2016年间，全球油气上游开支削减了3000多亿美元，约2/3来自成本降低。目前，国际能源巨头重点在以下领域加大科技创新力度：一是无人机勘察，可减少九成人工成本。二是流程标准化，显著降低油气开发成本。三是自适应管道，大幅降低深水钻井项目成本。四是大数据管理，精确降低材料富余量。此外，雪佛龙公司用机器人清理检查北海油田管道内部，提高了清理检查速度，大幅提高了油田日产量。
为此，应进一步提升油气行业科技创新水平：一是提升复杂油气勘探开发技术水平。加大超低渗透和丰度低的油藏开发研发力度，完善低渗透高效钻完井技术配套;二是发展高端精细化工和新兴油气产业。包括甲醇产业链下游、乙烯下游、化工高端新材料、高端精细化学品、环境工程等产业;三是加强与国际大型油气公司在无人机勘察、机器人和大数据应用等领域的合作;四是通过科技创新进一步提升成品油质量。严把油品质量关，提高成品油生产环保和质量标准，完善油品监测机制，杜绝调和油，推动地方炼厂提高技术和装备水平，降低成品油生产能耗，生产高品质成品油。
拓市场：
鼓励油服走出去，加强海外能矿合作
近年来，油气市场持续低迷，加大了油服企业经营压力。因此，世界四大油服巨头斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯和威德福等公司纷纷降价裁员，我国大多数油服企业盈利大幅缩水。但低油价也为油服公司提供了机遇。油气刚需增长稳定，支撑和带动油气工程技术服务业务稳定发展。“一带一路”建设为我国油服公司“走出去”创造了新空间。在低油价背景下，国际大型油气企业迫切要求降低成本，部分公司解除了与现有合作油服公司的高价合约，转投低价油服企业，这为国内价格低廉、服务质量稳定的油服企业提供了难得机会。
应支持油服企业走出去，加强海外能矿合作：一是支持企业提高专业化管理水平。鼓励企业创新国际业务管理模式，推进企业经营管理方式、运作模式和业务流程与国际接轨。充分利用全球资源，加快先进技术和装备的升级改造，加快国际化人才队伍建设。
二是加强技术创新。鼓励企业加大研发力度，依靠技术引领和服务增值实现转型升级。加强科技管理和信息化建设，推广应用低成本、高效益和实用性强的成熟技术，降低工程造价和工程服务作业成本，提高服务质量。
三是健全风险防范制度。国内油服企业“走出去”面临诸多风险。“一带一路”沿线国家出现的政党更替、军事政变、宗教、民族分裂活动等，造成外部环境恶化，违约可能性增加。因此，需建立健全风险防范制度，优化合同管理，细化合同条款，健全风险预警机制，加强风险防范。
四是支持国内企业境外能源资源投资，加强石油技术服务承包领域的国际合作。鼓励国内油服企业依托油气勘探设备制造与工程技术服务优势，与国外签订油田技术服务合同，带动设备出口。鼓励银行为国际合作项目提供低成本的融资。
