油气改革政策深度展望调研投资分析报告.docx
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油气改革政策深度展望调研投资分析报告
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改革强心剂：
《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》出台
21日，中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确了深化石油天然气体制改革的指导思想、基本原则、总体思路和主要任务。
《意见》明确，深化石油天然气体制改革的总体思路是：
针对石油天然气体制存在的深层次矛盾和问题，深化油气勘查开采、进出口管理、管网运营、生产加工、产品定价体制改革和国有油气企业改革，释放竞争性环节市场活力和骨干油气企业活力，提升资源接续保障能力、国际国内资源利用能力和市场风险防范能力、集约输送和公平服务能力、优质油气产品生产供应能力、油气战略安全保障供应能力、全产业链安全清洁运营能力。
通过改革促进油气行业持续健康发展，大幅增加探明资源储量，不断提高资源配置效率，实现安全、高效、创新、绿色，保障安全、保证供应、保护资源、保持市场稳定。
《意见》部署了八个方面的重点改革任务：
一是完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接续保障能力。
实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制，加强安全、环保等资质管理，在保护性开发的前提下，允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规油气勘查开采，逐步形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系。
二是完善油气进出口管理体制，提升国际国内资源利用能力和市场风险防范能力。
建立以规范的资质管理为主的原油进口动态管理制度。
完善成品油加工贸易和一般贸易出口政策。
三是改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力。
分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开。
完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。
四是深化下游竞争性环节改革，提升优质油气产品生产供应能力。
制定更加严格的质量、安全、环保和能耗等方面技术标准，完善油气加工环节准入和淘汰机制。
提高国内原油深加工水平，保护和培育先进产能，加快淘汰落后产能。
加大天然气下游市场开发培育力度，促进天然气配售环节公平竞争。
五是改革油气产品定价机制，有效释放竞争性环节市场活力。
完善成品油价格形成机制，发挥市场决定价格的作用，保留政府在价格异常波动时的调控权。
推进非居民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制。
依法合规加快油气交易平台建设，鼓励符合资质的市场主体参与交易，通过市场竞争形成价格。
加强管道运输成本和价格监管，按照准许成本加合理收益原则，科学制定管道运输价格。
六是深化国有油气企业改革，充分释放骨干油气企业活力。
完善国有油气企业法人治理结构，鼓励具备条件的油气企业发展股权多元化和多种形式的混合所有制。
推进国有油气企业专业化重组整合，支持工程技术、工程建设和装备制造等业务进行专业化重组，作为独立的市场主体参与竞争。
推动国有油气企业“瘦身健体”，支持国有油气企业采取多种方式剥离办社会职能和解决历史遗留问题。
七是完善油气储备体系，提升油气战略安全保障供应能力。
建立完善政府储备、企业社会责任储备和企业生产经营库存有机结合、互为补充的储备体系。
完善储备设施投资和运营机制，加大政府投资力度，鼓励社会资本参与储备设施投资运营。
建立天然气调峰政策和分级储备调峰机制。
明确政府、供气企业、管道企业、城市燃气公司和大用户的储备调峰责任与义务，供气企业和管道企业承担季节调峰责任和应急责任，地方政府负责协调落实日调峰责任主体，鼓励供气企业、管道企业、城市燃气公司和大用户在天然气购销合同中协商约定日调峰供气责任。
八是建立健全油气安全环保体系，提升全产业链安全清洁运营能力。
加强油气开发利用全过程安全监管，建立健全油气全产业链安全生产责任体系，完善安全风险应对和防范机制。
油气改革意义深远，既是大势所趋也是历史必然
油气改革酝酿已久，社会各界高度重视
油气改革政策是酝酿多年、协调各方主动性的强力政策，将推动石油、天然气等能源行业健康发展，既有助于保障国家能源安全，又可提升油气资源使用效率。
自2013年十八届三中全会提出推进石油、天然气等领域改革开始，油气改革便被提起日程，在随后三年多时间内，国家出台了一系列政策推进油气改革，2017年以来油气改革再度成为年度改革计划，随着管输价格、成本监督审查、混改试点等一系列问题逐渐梳理清晰，综合改革方案出台时间已然成熟，《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（油气改革方案）终于出台。
图表1：
2013年以来国家关于推进油气改革的相关政策
“三桶油”高度重视并积极响应油气改革政策方针，新一轮的前沿布局已经陆续开启。
从中石化改革步伐来看，目前25家境内外投资者以现金出资共计1070.94亿元认购中石化销售有限公司29.99%股权；管道方面，中国人寿、国投交通共同投资228亿元认购中石化川气东送天然气管道有限公司50%股权。
此外，中石化旗下两家上市平台仪征化纤和江钻股份分别重组集团石油工程公司及机械装备资产。
与此同时，中石油市场化探索也在推进，2月底公布了《大庆油田电力集团深化改革升级发展框架方案》、《昆仑能源有限公司扩大经营自主权改革实施方案》和《中心医院社会化改革试点方案》。
中国石油天然气销售公司西部分公司日前在上海石油天然气交易中心完成首笔线上交易，使交易中心实现全国七大区域交易全覆盖。
此外中海油也正在积极推进炼化板块整合和海油发展上市。
日益复杂的全球竞争格局中，改革是提高中国油气产业竞争力的必由之路国际原油价格长期处于相对低位，预计中期将围绕60美元中枢波动我们认为，价格终究是经济问题，供需因素是油价波动最根本原因。
不考虑金融、政治因素，基于成本框架，预计原油价格中期将围绕60美元波动中枢，在50-70美元之间震荡。
预测理由如下：
40美元/桶以下不可维持。
成本因素限制，企业盈亏平衡成本和国家财政油价限制着油价不可能过低。
本轮供需变动原油产销平衡值重新回归低位，油价下行空间有限。
60美元/桶是大部分油公司基本维持盈亏平衡的价格。
在此价位上，低产能低效率油井被迫关停，淘汰的将是完全成本高额的落后产能，大部分油公司可以在此油价水平下基本维持盈亏平衡和持续发展能力。
从财政价格看，也在海合会国家短期可忍受的范围内，因此供给的主体部分不会受到太大侵蚀。
60美元/桶也会带来资本开支扩张加速。
突破60美元页岩油、海洋石油或将大幅重启复产，给予油价一定压力。
特朗普新政是国际油价的潜在不确定因素，低油价不符合美国的核心利益。
图表2：
原油期货价格走势一览（单位：
美元/桶）
北美页岩油气与中东传统优质资源激烈角逐，国际竞争形势日益严峻
长期以来，中东地区凭借着低廉的油气开发成本、庞大的油气储量和较好的原油品质对国际原油市场产生着重大的影响。
中东地区位于欧亚非三大洲的联结地带，地下碳酸盐岩的孔隙和裂缝较多，提供了储集性能良好的储存环境；柔韧性强、无断裂、厚度大的石膏层和泥岩层，又为油气提供了最好的盖层。
这种优良的油气“生储盖组合”，最终催生了厚度大、埋藏浅、杂质少、藏量可观、勘探开发相对容易的中东油气层。
从原油生产成本来看，科威特、沙特阿拉伯、伊拉克等中东地区国家成本最低，每桶成本低于10美元。
各国原油生产成本差异较大，中国、墨西哥原油成本在30美元/桶左右，美国常规原油成本为36美元/桶附近，巴西、英国等国家原油生产成本则相对较高。
图表3：
世界石油资源已探明储量分布图
图表4：
各国常规原油生产成本
2007年开始美国页岩油产量快速增长，显著改变了美国能源结构。
从产量增量结构来看，页岩油产量的占比日趋增大，2013年达到总产量的41%，这与页岩气占天然气总产量的比例大致相当。
“页岩油气革命”大大提高美国能源自给率，原油进口占美国石油消耗的比例从60%左右下降至30%左右，为1995年以来最低，使美国超过俄罗斯成为全球天然气第一大资源国和生产国。
目前美国已开始油气出口，并展现出由最大油气进口国转变为重要出口国的前景。
2011-2015年世界石油产量增量7.7百万桶/天中，非OPEC产量增量有4.8百万桶/天，这62%的世界增量几乎由美国产油贡献，而美国近几年的产油量的迅速增长，完全得益于页岩油的产量提升。
图表5：
美国页岩油与常规油气产油结构
“页岩革命”不仅在改变美国的能源结构，也将对全球能源格局产生极其深远的影响。
据美国能源情报署（EIA）《2011年全球页岩气资源初步评估》报告显示，全球页岩气技术可采资源量超过200万亿立方英尺的国家共有九个，分别是中国、美国、阿根廷、墨西哥、澳大利亚、加拿大、利比亚、阿尔及利亚和巴西。
其中，中国拥有可采资源量1275万亿立方英尺，居全球首位，占全球总量的19%。
美国和阿根廷分别拥有862和774万亿立方英尺，位列第二、第三名。
拥有储量最丰富的前六个国家中无一个中东地区国家，若页岩油开采技术成熟，将对全球能源格局带来颠覆性的改变。
页岩革命使世界从百余年仅局限于常规石油的时代，开始迈入常规与非常规油气开发并举的油气生产新时代。
图表6：
各国页岩气可开采储量
图表7：
各国页岩气可开采储量全球占比
盈利能力承压和国际竞争态势严峻的背景下，改革将是中国油气产业的历史必然选择油气改革有望提升行业整体生产和经营效率，更好抵御低油价下的盈利压力。
行业改革方面，石化行业在油气区块、油气进口权、油气管网、油气价格等方面将打破垄断，为民企及社会资本提供投资机会，推进市场化改革，从而提升行业整体经营效率，实现资源的有效配置。
另一方面，三大油气企业改革后，通过主辅分离，人员大幅度减少，会使主业更强、效益更优，提高资本运行效率。
辅业将形成新的油田服务市场，走专业化发展的道路，极大降低三大油气企业主业经营成本。
“三桶油”旗下资产重组有助于实现企业价值的最大化。
垄断程度相对较深的石油行业，油气改革的过程就是重组改制、合资合作，实行混合所有制，不断引入民资打破垄断。
央企混改方面，随着民营资本的引入，石化央企自身也会推进改革，提升经营水平。
“三桶油”对旗下资产进行专业化重组、平台化整合将是改革的方向，通过实现单一业务板块的整合重组上市，实现资产证券化，既减少了同业竞争、提升了效率，也有助于实现企业价值的最大化。
油气价格改革也有望从能源消费成本角度间接拉动中国制造业的整体竞争力。
总体来看，通过改革可以增强国内油气资源保障能力，降低油气使用成本，给国家创造更多的利润和税收，打破油气领域所有制壁垒，加快能源结构调整和代际更替步伐，从整体上提高中国制造业产品的国际竞争力。
油气体制改革虽然难度很大，但完全能够实现各参与方共赢，打造成经济增长的新亮点。
总之，油气改革最终效果将是全产业链规模的市场化变革，在低位运行的国际原油价格下以及竞争日益激烈的国际油气市场中保障我国油气公司、油服公司等产业链核心组成的国际竞争力。
随着改革走向深入，油气产业的上、中、下游各主要环节，包括矿权出让、勘探开发、管网运输、流通、炼化等环节都将进行市场化改革。
除了“上游放开”和“管网分离”之外，改革指向多维度多环节的“链式改革”，将推进油气领域向市场化产业链的根本性转变。
上游放开：
多元化投资主体即将涌现，民营油服企业有望受益
中国油气产量与消费量差距拉大，加强勘探开发势在必行
我国各大老油田已进入减产周期。
根据哈伯特峰值定律，老油田产量衰竭不可避免。
从长庆油田、大庆油田和胜利油田的历年产量来看，从2014年以后，这三大油田的产量都有所下降。
根据黑龙江省经济工作会议的信息，按照中石油公司的排产计划，占中国内陆油田总产量近四分之一的大庆油田，在2017年将减产150万吨，到2020年将调减至3200万吨，较2016年减产将近20%。
图表8：
中国前三大油田历年油气产量（单位：
万吨）
中国原油产量与消费量的差距正在逐年加大，2016年产量仅为消费量的35%左右。
近10年来，中国原油产量的复合增长量不到1%，在2016年甚至下降了近10%。
而另一方面，随着GDP的不断增长，中国消费量则连年增长，近十年复合增长率达5%。
即使面临经济转型和结构调整，经济增速放缓，我国石油消费量增速将在2020年预计年均仍能保持3％左右。
日益扩大的消费缺口将不利于中国减弱对进口原油的依赖性。
图表9：
中国历年原油产量与消费量对比
2010年以来中国天然气消费量与产量也逐渐拉开了差距。
我国天然气工业是随着石油工业的发展而发展起来的，起步相对较晚。
2010年以前，我国的天然气产业主要处于自产自销状态，随着近年来天然气进口战略通道格局的基本形成以及天然气基础设施的日益完善，进口天然气规模快速增长，天然气消费规模不断扩大，国内天然气产量增速明显低于消费量增速，2016年产量占消费量的比重降至65%左右，我国天然气消费对海外的依赖程度以达到了较高水平。
图表10：
中国历年天然气产量与消费量对比
我国石油和天然气资源分别处于勘探中期、早期，仍具有较大的勘探开发潜力。
新一轮全国常规油气资源动态评价成果表明，我国陆上和近海海域常规石油地质资源量为1085亿吨，累计探明地质储量371.7亿吨，探明程度为34%，石油资源处于勘探中期。
我国常规天然气地质资源量为68万亿立方米，累计探明地质储量约13万亿立方米，探明程度为19%，天然气资源处于勘探早期。
图表11：
2015年中国常规石油地质资源探明情况（单位：
亿吨）
图表12：
2015年中国常规天然气地质资源探明情况（单位：
万亿立方米）
加强油气勘探开发保障国内资源供给是“十三五”规划中明确指出的重要任务。
《石油发展“十三五”规划》指出“十三五”期间，年均新增探明石油地质储量目标为10亿吨左右，2020年国内石油产量目标2亿吨以上，构建开放条件下的多元石油供应安全体系，保障国内2020年5.9亿吨的石油消费水平。
《天然气发展“十三五”规划》指出“十三五”期间常规天然气新增探明地质储量3万亿立方米，到2020年累计探明地质储量16万亿立方米，2020年国内天然气综合保供能力达到3600亿立方米以上。
综上所述，在油气产量与消费量逐渐拉开较大差距和老油田产量下滑的大趋势之下，考虑到我国油气资源的蕴藏潜质，加强油气资源的勘探开发是缓解我国能源对外依赖程度的必经之路，较大规模的油气新区块勘探开发势在必行。
上游改革有望打破“三桶油”垄断，油气资源将迎高效开发的新机遇
国内油气勘探开发现状：
“三桶油”大量区块占而不采，垄断格局制约勘探开发
在我国目前实行的油气勘探开发专营权制度和对外合作专营权制度下，除少数国有油企外不允许其它市场主体进入勘探开发领域，限制资源的对外开放制约了上游市场的发展。
目前西方发达国家普遍采用招标方式出让油气矿权，对矿业权人规定了严格的权利义务。
但我国长期实行“申请在先”的矿权出让方式，长期以来在国内只有中石油、中石化、中海油和延长石油4家企业具有从事常规石油和天然气勘查开发资质。
据《矿产资源勘查区块登记管理办法》规定，探矿权申请以申请在先的原则进行登记，三大油气企业无偿取得了国内大部分油气区块的探矿权，事实上己形成对认为有油气前景区块的全覆盖。
油气矿权持有成本低，企业对大量矿区既不投入也不开采，制约了国内油气供给能力的提高，未能充分体现国家对资源的所有者权益和企业有偿使用矿权的原则。
宽松的政策规定下“占而不采”的问题日益突出。
石油、天然气勘查许可证有效期时间跨度较长，每年勘查投入要求较低，宽松的规定加之探井成本的持续上涨，导致一些“占而不采”的行为。
据了解，勘查许可证有效期最长为7年，最多可延长至15年，每年勘查投入的最低金额为1万元。
对于已经探明的石油地质储量本应全部投入开发，但是由于上述“三桶半油”的开发局限，截至2014年底，我国已探明石油地质储量中尚有超过82亿吨未投入产能建设，占到全国累积探明储量的约20%。
这部分石油地质储量若能投入产能建设，将给国内勘探开发市场空间带来大幅提升。
上游市场的垄断现象导致了国内油气勘探投入不足，优秀民营企业难以有效参与。
由于油气领域勘探开发主体较少，区块退出和流转机制不健全，竞争性不够，油气资源的开发进展一直较为缓慢。
加之不同地区地质认识和资源禀赋差异，各公司的勘探主要集中在资源丰度高地区，风险勘探积极性不高，部分地区勘探投入不足。
虽然“三桶油”之外的一些国内企业通过“走出去”已获得了国外区块，积累了勘探开发的相关技术和管理经验，但由于国内上游市场准入仍存在诸多限制，优秀民企无法有效参与，制约了多元化资本投入。
老油田的体制僵化等问题也制约了已开发油气区块的可持续发展。
国内老油田已进入开发中后期，历史包袱和社会负担重、人员冗余，经营成本相对较高。
大型国有企业经营机制不灵活、治理结构不完善，管理水平较国际一流企业仍存在较大差距。
石油海外投资迅速增长，但控制和抵御风险能力不强，盈利能力持续下滑，国际话语权较弱。
伴随2014年以来油价大幅下跌，国内石油行业市场化体系不健全、竞争力不足等体制性问题凸显。
同时，低油价下企业大幅削减投资，油田作业量减少，员工收入下降，可能带来老油区社会稳定等风险隐患。
改革东风：
“登记在先”转向“竞争出让”，各类投资主体有望构建油气勘查开发新格局
《石油发展“十三五”规划》表明我国将力争实现油气体制改革的全面深化，形成多种经济成分共同参与的勘查开采体系。
实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制，公开公平向符合条件的各类市场主体出让相关矿业权，允许油气企业之间以市场化方式进行矿业权转让，逐步形成以大型国有油气公司为主导，多种经济成分共同参与的勘查开采体系。
鼓励改革试点和模式创新。
持续推进新疆油气勘查开采改革试点，总结经验、完善制度并加快向全国推广。
总结和发展新疆、川渝、鄂尔多斯盆地等地区常规油气、页岩气、致密气勘探开发企地合作、合资混改、引入竞争等创新模式。
结合陆续出台的油气改革相关政策，我们认为上游勘探开发领域或将以四个方面为主，通过改革增强上游领域的竞争性：
探矿权由登记制改为招标制；
探矿权有效退出机制；
勘探开发信息公开机制；
建立采矿权市场交易中心。
上游勘探开发环节在油气改革进程中首当其冲，未来有望在少数巨头之外引入多元主体。
目前，中游民营企业与国企的合作在增加，然而上游的进展相对较慢，在勘探开发领域目前仍是三大油占绝对主导地位。
随着中央层面提出混合所有制改革，油气行业改革将进入新阶段。
上游是整个油气产业链的核心，如果油源垄断，便谈不上中下游的市场开放，因此上游实现主体多元化至关重要。
引入油气区块招标模式和完善退出机制能够引入多元化的市场主体，进而打破“占而不采”困局。
在矿权改革中，提高了油气企业对矿区持有的成本，势必造成三大油气企业退出一部分矿区，有利于为竞争出让矿权提供资源基础。
据了解，勘探开发期限有望被限定在3年左右，并大幅提高勘查投入的最低限额。
对国家来说，将“登记在先”出让方式改为“竞争出让”方式，既可以通过招标出让三大油气企业退出的矿区，也可以出让页岩气、煤层气等非常规油气矿区，吸引各类投资主体参与油气勘查开发。
国有企业改革中，三大油气企业出售和调整下放的油田资产，将增强地方经济实力、增加地方税源，从而调动地方参与生产开发、消化分流人员和历史遗留问题的积极性。
财税体制改革将使中央、地方更多分享油气改革给企业带来的收益。
探矿权由登记制改为招标制已在实践中开始推进。
2015年7月，国土资源部发布《新疆石油天然气勘查区块招标出让项目（2015）公告》，首次公开将6个常规石油天然气新疆油气勘查区块拿出来公开招标，是为破冰之举。
公告明确：
招标条件不分国企、民企、石油企业或非石油企业。
同时，此次勘查许可证有效期缩短至3年3个月，前3年为勘查期，后3个月为考核期。
为防止出现“只圈不探”的情况，中标企业还需缴纳承诺投入10%的履约保函。
招标与退出机制的结合将给未来新进入的市场主体带来巨大机遇，也有利于提高勘探开发工作量，进而提升油气探明储量和产量。
油气勘探信息公开化改革提高勘探效率。
长期以来，石油企业在退出区块时，往往没有将勘察数据数据交给相关部门，下一家进入的企业便不得不重新勘探，造成资源浪费。
未来，政府有望对所有勘探信息实行强制收集和统一管理，这将极大提高勘探效率。
建立采矿权的二级市场，允许采矿权进行市场交易。
这将改善“三桶半油”由于自身开发成本和精力限制导致部分采矿权闲置的现状，激发油气产业上游活力。
“上游放开”前沿阵地：
新疆两轮油气区块招标迈出改革第一步
新疆油气资源丰富，但长期以来受原有体制影响，仅有中石油等3家油企从事油气勘探开发，竞争性不足，整体勘探程度低、资源探明率低，油气储量和产量增长速度多年来在低水平徘徊。
截至2016年底，各油企在新疆共设置石油天然气探矿权131个，面积53万多平方公里；采矿权79个，面积1.4万多平方公里。
这些区块集中在少数大型油田公司手中，“占地盘”“圈而不探”现象突出。
受资质门槛限制，有投资能力的其他企业无法进行油气勘查开发，破除体制障碍的社会呼声迫切。
2015年中石油把改革的方向和顺序做了调整，提出先选定新疆作为试点，为全国推广提供经验。
中石油选定新疆作为销售和勘探开发试点区域，签订深化油气资源合资合作的框架协议，拿出克拉玛依油田、塔里木油田和吐哈油田三大油田的部分区块，与地方国有资本及民营资本合作开发，中石油明确所占股份不少于51%的底线，其控股地位不会改变。
2015年7月，国土资源部公开发布出让5个新疆油气勘查区块，当年10月正式进行公开招标，打破行业垄断，突破资源品种、勘探阶段和企业资质等限制，鼓励民营企业参与油气勘探业务。
图表13：
首轮招标油气勘查区块分布
首批中标4个区块，山东宝莫、京能集团等3家竞得企业承诺3年内投资近85亿元，为新疆油气勘查开发市场引进了新的主体、注入了活力。
本轮招标标志着着我国油气行业上游改革破冰，使得民企能够获得国家油气田勘探开发权的资质，分享国家油气改革的成果。
图表14：
国土资源部新疆首轮油气区块勘查权中标情况（2015年）
2017年新疆将启动第二轮近30个油气勘查区块并面向全社会招标，以进一步加快新疆油气资源勘查开发，把资源优势转化为经济优势。
经过多轮会商，中石化、中石油、中海油3家油企同意退出在新疆的30万平方公里、近30个油气勘查区块。
目前，新疆第二轮油气勘查区块出让工作正在加快推进，第二轮拟出让油气区块的矿权查重、优选工作已完成。
民营油服企业：
上游多元化投资主体新格局下的充分受益标的
2014年以来低油价背景下，民营油服企业的国内市场空间较为有限
石油行业主要包括勘探、开发、生产、储运、炼化和销售等行业，其中勘探、开发是石油行业的基础。
在油田公司的资本性支出中，勘探与开发投资通常能够占到50%-70%。
油田工程技术服务行业是以油田为主要业务开展场所，为石油、天然气勘探、开发与生产提供工程技术解决方案的服务性行业，大致可以分为物探、钻井、测录井、固井、完井、压裂酸化、生产收集等板块。
油田技术服务是指在石油公司勘探、开发过程中为其提供的工程和技术服务的总称。
国际范围内，油田技术服务标准定义包括5大板块32项服务：
物探、钻完井、测录试、油田生产和油田工程建设5大服务板块，服务内容主要包括地震勘探、钻井完井、测井录井、油气开采、油田建设等方面。
图表15：
石油生产过程示意图
图表16：
传统油田技术服务市场构成
国内油田服务公司包括三大石油集团下属专业服务公司（内部公司）和三大石油集团以外的众多民营专业服务公司。
其中，三大石油集团下属专业服务公司包括大庆钻探、西部钻探、渤海钻探、川庆钻探、长城钻探、胜利钻探及中原钻探等，三大石油集团以外的专业服务公司主要以民营公司为主，包括安东石油技术（集团）有限公司、华油能源集团有限公司、北京派特罗尔油田服务股
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