2014年以来，国际油价经历了两轮深度下跌（2014—2016年、2020年），布伦特原油均价由2013年高峰期的108美元/bbl跌至2020年的41美元/bbl，美国能源信息署预计2025年布伦特原油均价为67.22美元/bbl，整体仍处于相对低位且呈震荡徘徊态势^[1-4]。全球上游勘探投资同期呈现断崖式萎缩，2014年全球勘探投资为1159亿美元，至2024年降至621.7亿美元，骤降一半左右^{[1, 5]}。全球油气勘探工作量随之大幅削减，2024年全球共完钻常规探井、评价井1071口，比2023年下降28.1%，仅为2014年高峰时期的1/3左右^{[2, 5]}。2020年以来，全球油气工业在“低油价+能源转型”双重压力背景下已步入深度调整期^[6-11]。与此同时，深水、超深水及前沿盆地却逆势成为全球油气大发现的主战场。据标普全球数据库EDIN统计^[12]，2020—2024年全球十大油气发现中，有8个位于水深超过1000m或前沿盆地区域。面对上述现阶段油气行业大环境，如何以更低成本、更快速的方法将油气勘探资产中“明日的储量”转化为“今日的现金流”已成为各大国际油气公司竞争的新焦点^{[2, 4, 13]}。

意大利埃尼集团作为一家国际化大型油气公司，无论油价高低，一直秉持“上游勘探优先”的战略定位，并把油气勘探作为“第一增长引擎”^[14-15]。即使在2020年油价暴跌、全球同行大幅削减上游投资的背景下，埃尼仍将约35%的资本支出投向上游勘探业务，高于同期壳牌（约20%）和bp（约23%）等国际大型油公司的资本支出比例^[16]。在2013—2014年，埃尼集团为了应对油价低、上游投资压缩、现金流困难等现实挑战，创新性地提出了“双勘探模式”这一战略举措，通过早期价值变现、资本优化和风险分散等创新措施，成功应用于莫桑比克Area 4区块和埃及Shorouk区块等资产的经营和运作，实现了“油气发现—资产评估—权益转让—快速开发”的良性闭环管理，为埃尼集团在低油价时期创造了显著的经济效益，也为全球能源行业提供了重要的战略参考，同时对中国石油海外资产的经营策略实施也具有极大的指导价值^{[15, 17-20]}。本文根据标普全球数据库（S & P Global）、埃尼公司年/季报及网络公开报道/文献等资料，详细地梳理和总结了这一模式的内涵、执行情况、实施要领等信息，并据此对中国石油海外油气资产经营提出相关建议。

2016年，标普全球关于埃尼集团上游策略评估报告中首次出现“双勘探模式”（Dual Exploration Model）这一术语，解释为“以资源发现为目的的经营方法”“在保持运营权的同时剥离项目的股份” ^[18]。2017年，同类型报告中再次解释“双勘探模式”是“埃尼集团资产剥离计划的核心战略，其前提是在项目初始阶段通过出售权益（仍保留运营权）实现资产货币化，产生的现金流将投入到新的项目勘探或用于加快本项目的开发，并缓解公司资产负债表压力” ^[19]。同时，两份报告均不同程度地披露了自2013年起，“双勘探模式”先后应用于莫桑比克Area 4区块和埃及Shorouk区块的资产运作。

基于英文描述和典型案例分析，国内学者或机构对其进行了不同的解读。赵喆认为“双勘探模式”是在传统油气勘探工作的基础上，加入商业运作模式的综合勘探模式^[20]。高华华等认为“双勘探模式”首先是积极开展前沿领域的风险勘探，以发现大油气田为首要目标；其次是将发现的油气可采储量货币化，有限度地出售区块权益，快速获取现金流^[21]。余功铭等认为该模式应理解为“双E模式”（Exploration & Exploitation），即勘探开发一体化^[22]。中国石油勘探开发研究院标注“双勘探模式”为在一个勘探区块争取较大权益，获得发现后出售部分权益获取现金流，剩余权益以作业者身份进行开发，出售权益获得的现金流可为未来发展提供投资^[6]。上述学者或机构的解读为我们深入理解“双勘探模式”提供了不同的视角和很多细节认识。

埃尼2025—2028年资本更新计划显示^[23]，用于“双勘探模式”与“卫星模式”（Satellite Model）战略的现金流一般独立于集团资产负债表之外、以“无母公司担保”方式作为特殊目的载体单独运作管理，主要通过股权出售回收本金与溢价或引入第三方投资实现“自循环”。从现金流角度来看，“双勘探模式”与传统勘探最大的区别就是，在新项目勘探阶段获得大发现后快速通过权益稀释获取现金流，用于该项目的勘探开发或下一个新项目的勘探。而传统勘探模式多通过漫长的先勘探后开发再售出这种线性流程才能获取现金流（图 1）。因此，“双勘探模式”中的“Dual”可以理解为某一新项目的第一轮勘探+获取现金流后再次投入到该项目的下一轮勘探的“双轮”或是某一新项目的第一轮勘探+获取现金流后投入到下一个新项目勘探的“双重”。据此，笔者认为“双勘探模式”是一种以“油气权益区块”和“油气勘探活动”为载体，前提是将“实现了油气勘探大发现”的“权益区块”作为可交易的实物期权，目的是在低油价背景下降低公司投资风险和扩大自身现金流。具体来说，是通过优选全球前沿领域获取高权益区块，利用技术优势获得油气大发现，通过资产价值重新评估在项目勘探阶段快速稀释股权获取现金流，进而投入到该项目的勘探开发或新的项目勘探，在保留作业者身份的同时，主导项目后期生产运营的一种战略框架模式。该模式的核心是把传统的“先勘探、后开发”线性模式转变为“发现—货币化—再发现”闭环模式，使项目在勘探阶段即可获得正现金流，并持续滚动扩大公司油气储量规模。

图 1

图 1 “双勘探模式”与传统模式现金流流向差异图 Fig. 1 Difference in cash flow directions between the"Dual Exploration Model"and traditional model

面对国际油价近年来低位波动的不确定性和全球能源转型的迫切需求，埃尼集团分别于2013年、2022年先后实施了“双勘探模式”和“卫星模式”两大战略^{[17, 24]}。其中，“双勘探模式”是一种市场低迷时期的探索/进攻型策略，是把勘探早期的权益变成即时现金流，提振信心后持续勘探；而“卫星模式”是把新能源业务变成独立估值公司去运作，吸引投资，做精做强，是能源转型时期的一种迂回/防御型策略。二者共同支撑埃尼集团“不管市场如何变换，不减勘探、不增负债、反增现金”的战略思想。

埃尼上游资产目前分布在全球40余个国家，通常分为6种类型^[14]，即核心资产、聚焦资产、有收益资产、新区资产、持有观望资产和退出/潜在退出资产，不同类型的资产投资计划及工作量安排均有差异，实施每年动态调整和有针对地管理策略。2015年以来，公司以“双勘探模式”和“卫星模式”两大战略为核心经营策略，积极面对能源转型和2050年“碳中和”目标的最终实现，经历了20多次的上游资产运作（资金规模超5亿美元）（图 2）。其中，“双勘探模式”的资产运作主要包括埃及Shorouk区块、莫桑比克Area 4区块和科特迪瓦Baleine区块。“卫星模式”的资产运作包括与HitecVision合资成立的Vår Energi卫星公司、与bp合资成立的Azule Energy和Ithaca Energy卫星公司及集团内部业务整合成立的可再生能源Plenitude独立公司和生物燃料Enilive独立公司。不良资产剥离操作主要是为了规避风险及适应公司全球整体战略要求，包括埃及陆上、巴基斯坦海上、尼日利亚及阿拉斯加等地区的资产。另外，还包括老油田资金需求股权出售和LNG投资扩建等其他类型资产运作（图 2）。

图 2

图 2 2015年以来埃尼集团上游资产运作大事记示意图 Fig. 2 Chronicle of Eni Group's upstream asset operations since 2015

上述资产运作体现了以下几个特点：一是核心产区地域集中性强。埃尼以非洲和中东为其主战场，2024年该两地区的油气产量占公司全球油气产量的60%以上，北美、拉丁美洲、欧洲等地区的资产占比相对较低^[14]。经过近几年公司业务与产业结构调整等措施，目前在安哥拉、挪威大陆架和英国等地均形成了区域规模性行业资产，具有明显的地域集中性特点。二是股权交易常态化。不管是“双勘探模式”几次实施过程中区块股权的稀释还是卫星公司成立后通过外资引入或私募基金进行的股权稀释，均体现了其自主经营、独立运作、风险共担、现金为王的总体经营思想。三是品牌效益进一步加强。如“双勘探”“卫星”等模式已成为行业内争相效仿的勘探和公司经营战略范式，Vår Energi（挪威大陆架第二大油气生产运营商）、Plenitude（一站式绿色能源零售商）等均在行业内享有盛誉的品牌也使用此模式^[25-26]。

莫桑比克Area 4区块位于东非鲁伍马被动大陆边缘盆地深水区，区块面积为4700km²，水深总体超过1500m。2005年，莫桑比克举行第二轮许可证招标，埃尼竞标成功，于2007年授标生效。此阶段，莫桑比克对深水油气区块仅保留国家石油公司10%的干股，普遍实行利润分成随产量上升而提高的财税条款，未额外加征税费或设置本地参股下限，资源国政策相对宽松。2008年，埃尼在该区采集了1040km²的三维地震数据和2317km的二维地震数据。通过对地震数据解释和圈闭识别落实，于2011年在区块北部分别钻探了Mamba S1井、Mamba N1井和Mamba NE-1井，在渐新统、始新统储层中钻遇厚层天然气，发现Mamba气田。2012年，在区块中部钻探Coral-1井，在始新统储层中钻遇75m气层，发现Coral气田。至此，整个区块预估天然气可采储量达18406×10⁸m³，成为当时全球最大天然气发现之一^[17-19]。

2007年，埃尼在地震采集之前，将Area 4区块10%权益作价8900万美元转让给了韩国天然气公司（Kogas）。2013年3月，埃尼向中国石油出售东非资产28.57%股权（间接转让Area 4区块20%权益），对价42.1亿美元。2017年4月，埃尼再出售东非资产35.7%股权给埃克森美孚（间接转让Area 4区块25%权益），对价28亿美元。埃尼权益由最初的80%降至25%，仍任海上作业者。2025年5月，阿布扎比国家石油公司（ADNOC）旗下国际投资部门（XRG）收购葡萄牙高浦能源(Galp)持有的10%权益，交易对价约11亿美元。目前，莫桑比克Area 4区块权益分布为：埃尼25%（海上作业者）、中国石油20%、埃克森美孚25%（陆上作业者）、XRG10%、Kogas10%、莫桑比克国家石油（ENH）10%（图 3）^[17-19]。

图 3

图 3 莫桑比克Area 4区块大事记示意图 Fig. 3 Operational chronicle of Mozambique's Area 4 Block

Area 4区块是埃尼“双勘探模式”最早实施的标杆性案例，累计为埃尼集团带来了70.99亿美元的巨额现金回笼，实现了3倍以上的勘探投资回收。2022年11月首船LNG外运，标志着项目进入全产业链商务运营阶段，2024年LNG累计产量达600×10⁴t。得益于快速的现金流回收利用和合作伙伴的技术共享，该项目仅用了12年就实现了从巨型天然气发现到世界最大的浮式LNG集群生产体系投产，大大缩短了从发现到投产的时间跨度^[17-19]。

埃及Shorouk区块位于东地中海尼罗河三角洲深水区，区块面积为3865km²，水深1450~2000m。2006—2009年埃及第3轮深水招标期间，埃尼以“零签字费+承诺工作量”机制获得Shorouk区块100%权益，并任作业者。此阶段，埃及政府关注重点包括尼罗河三角洲老油田增产及苏伊士湾浅海油田维护等，对于周边深水区块没有出台额外财税条款或本地化要求等特殊条款。2010—2012年，埃尼采集并处理三维地震4000km²，首次识别出中新统碳酸盐岩生物礁建造异常体。2014年8月，Zohr-1探井开钻，完钻井深4131m，在中新统碳酸盐岩中钻遇630m油气柱，测试日产天然气0.255×10⁸m³，证实天然气地质储量为850×10⁸m³，为埃及和地中海地区有史以来最大天然气发现。2015—2016年，埃尼连续钻探Zohr-2、Zohr-3、Zohr-4和Zohr-5评价井，2P地质储量上调至6124×10⁸m³，含气构造面积扩展至100km²。2020—2025年再钻Zohr-North评价井，含气构造向北延伸约20km，预计新增地质储量（500~800)×10⁸m³（图 4）^{[2, 17-19]}。

图 4

图 4 埃及Shorouk区块大事记示意图 Fig. 4 Operational chronicle of Egypt's Shorouk Block

2015年8月，bp购入Shorouk区块10%权益，作价5.25亿美元。2016年6月，俄罗斯石油公司（Rosneft）购入区块30%权益，作价15.75亿美元。2017年3月，阿联酋穆巴达拉发展公司（Mubadala）购入区块10%权益，作价9.34亿美元。至此，埃尼仍持有区块50%权益，并担任作业者，主导区块后续生产经营。2018年12月，Zohr气田一期正式投产，实现了28个月从大气田发现到投产，打破地中海深水项目的记录。2025—2027年，埃尼计划再出售Shorouk区块10%~15%权益，预计回笼资金超20亿美元，将继续用于地中海地区前沿盆地的勘探（图 4）^{[2, 17-19]}。

埃尼集团通过Shorouk区块的3次区块权益出售，累计回收资金30.34亿美元，若在2027年前权益出售计划成功，将累计回收资金超50亿美元。2025年区块2P地质储量超6000×10⁸m³，天然气年产量超120×10⁸m³，占埃及全国天然气总产量的40%以上。目前，项目采用“净零设计”，伴生气100%利用或回注，降低碳成本，提升了区块总体估值 ^{[2, 17-19]}。

科特迪瓦Baleine区块（含CI-205/706/708/101区块）位于科特迪瓦被动大陆边缘盆地深水斜坡区，距岸约70km，水深为1000~3500m，区块总面积为5720km²。2019年3月，埃尼通过多轮深水招标以“零对价+承诺工作量”机制获得Baleine区块90%权益，剩余10%权益为科特迪瓦国家石油公司持有。此阶段，科特迪瓦仍沿用标准深水PSC合同，规定成本回收上限为60%，利润油分成随产量阶梯上升。埃尼承诺范围内1+2净零排放，政府据此加快环评审批并允许使用改装FPSO等措施实施。2019年底，埃尼再获Baleine区块东侧CI-802区块，形成南北连片的深水勘探集群。2021年9月，Baleine-1探井在CI-101区块内白垩系Turonian阶和Cenomanian-Albian阶钻遇两套浊积砂体，测试日产油峰值高达1.6×10⁴t油当量，初步估算区块资源量为7200×10⁴t油当量。2021—2022年，分别钻评价井Baleine-2井、Baleine-3井和Baleine-4井，确认原含油气构造南北延伸约35km，2P油气储量上调至3.4×10⁸t石油+934.5×10⁸m³天然气，是科特迪瓦盆地迄今为止最大的油气发现。2024年，在Baleine油气田以西约120km处，发现Calao油气田，初步估算油气可采储量达(1.36~2.04)×10⁸t油当量，计划与Baleine油气田共用基础设施进行开发（图 5）^{[2, 14]}。

图 5

图 5 科特迪瓦Baleine区块大事记示意图 Fig. 5 Operational chronicle of Côte d'Ivoire's Baleine Block

2024年3月，埃尼向维多（Vitol）出售Baleine区块30%权益，作价16.5亿美元。目前，埃尼仍持有区块60%权益，并任作业者。计划于2025—2027年再出售区块10%~15%权益，预计再回笼超20亿美元。Baleine油气田的发现在勘探上采用了智能电缆地层测试和流体取样等先进技术，开发上采用三阶段海上浮式生产储油船（FPSO）梯级开发，预留CO₂回注井，设计净零排放。2023年8月，一期FPSO投产，峰值达0.2×10⁴t/d石油+71×10⁴m³/d天然气。2024年12月，二期FPSO达产，峰值达0.82×10⁴t/d石油+198×10⁴m³/d天然气，总投资约15亿美元。Baleine油气田实现了从油气大发现到投产仅用23个月，创西非深水区最快记录，也是埃尼“双勘探模式”在西非深水的标杆案例（图 5）^{[2, 14]}。

2007年，埃尼与俄气组建“南溪管道财团”，拟绕开乌克兰向中欧输气。初始双方各持50%股权，但俄气通过不断引入新股东稀释埃尼股份，形成单方面垄断，埃尼在董事会决策上失去否决权。其次，对于地缘政治评估双方也发生分歧，俄气主要关注过境国，如土耳其、保加利亚等相关国家的政治风险，而埃尼则聚焦欧盟统一能源市场规则，对欧盟反垄断调查与乌克兰危机冲击预判不足。导致在2014年欧盟启动反垄断程序后，该项目直接陷入停滞。由于埃尼未能提前设计替代路线，也未引入欧盟官方担保，导致最终被迫退出。埃尼在该项目组建初期投入的5亿美元前期费用全部减值，且错失了在东南欧零售市场布局的最佳时机。

2017年，埃尼在挪威大陆架勘探投资约2.5亿美元，且全部为费用化。当年，挪威大陆架共钻探39口勘探/评价井，虽整体成功率约21%，但埃尼等4家欧洲公司却无一商业发现。根据公开资料查询，分析其原因，主要有一是钻探目标选在老探区外围的侏罗系—三叠系断块区，成藏规律复杂，成藏条件被公司研究团队高估。另外，深水储层预测也是基于10年前老二维地震资料，缺乏针对深层高压—低孔储层的宽方位三维地震资料的支撑。二是采用了常规垂直探井，未配备随钻压力与流体实时监测，导致两口井钻遇含水断块后无法进行侧钻调整，最终导致直接放弃。

由此可知，对于前沿领域或深水区实施“双勘探模式”，在技术端，如深水/前沿领域勘探必须审视公司已有的配套技术是否具备高成功率条件，包括辅助的三维地震与随钻实时决策系统等，否则易成高风险油气勘探陷阱。在商务端，资源与市场并重的“双勘探模式”需避免单一大股东垄断，应设置多边股权与政治风险对冲机制。在战略端，对于跨国管道、LNG等长周期项目，需将所在区域，如欧盟、美国等第三方法规变化纳入情景分析和综合考虑因素，避免地缘政治突变导致项目的整体失败。

基于上述3个典型的成功案例分析，我们对其关键参数进行统计分析（表 1），总结成功的“双勘探模式”在执行过程中最主要的特点。

表 1

表 1 埃尼集团“双勘探模式”典型成功案例关键参数统计表[2, 14, 17-19] Table 1 Key parameters of Eni Group's typical cases using"Dual Exploration Model"[2, 14, 17-19] 区块 区块特征 区块初始情况 首次发现 更新评价后 权益变化 面积/km2 水深/m 流体 获取年份 交易情况 初始权益 年份 工作量 资源量 年份 工作量 2p储量 莫桑比克Area 4 4700 > 1500 天然气 2007 预估6亿美元 80% 2011 三维1040km2，二维2317km，3口探井 — 2012 1口探井 18406×108m3天然气 2007年，Kogas购入10%；2013年，中国石油购入20%；2017年，埃克森美孚购入25%；2025年，Galp转让10%给XRG 埃及Shorouk 3865 1450~2000 天然气 2006—2009 零签字费+承诺工作量 100% 2014 三维地震4000km2，1口探井 850×108m3天然气 2015—2016 4口评价井 6124×108m3天然气 2015年，bp购入10%；2016年，Rosneft购入30%；2017年，Mubadala购入10% 科特迪瓦Baleine 5720 1000~3500 油气 2017—2019 零对价+承诺工作量 90% 2021 1口探井 7200×104t油当量 2021—2022 3口评价井 3.4×108t油+ 934.5×108m3天然气 2024年，Vitol购入30%

表 1 埃尼集团“双勘探模式”典型成功案例关键参数统计表[2, 14, 17-19] Table 1 Key parameters of Eni Group's typical cases using"Dual Exploration Model"[2, 14, 17-19]

首先，低成本、大发现是成功执行的基础。“双勘探模式”的实施首先应该有足够的溢价（按Area 4区块测算，权益出售资金总额超过勘探初始投资的3倍），其次是权益转让过程中要具有强吸引力。足够的溢价要求区块购买时成本越低越好，埃尼在Shorouk区块和Baleine区块初始交易时均没有签字费，只有承诺工作量，而Area 4区块虽然没有披露初始交易费用，但根据工作量实施前Kogas 10%权益交易价格预估签字费约6亿美元。一般情况下，要想低价购入区块，要么国际油价总体比较低、要么交易的区块大多数公司均认为其潜力有限。正因为如此，“双勘探模式”诞生于低油价时期，且实施的成功案例均为全球前沿领域/深水区。油气大发现是权益转让强吸引力的基本条件，上述3个案例均是埃尼擅长的深水领域，公司拥有4D深水地震、AI储层预测、高速钻井等成熟勘探技术和智能电缆地层测试、流体取样等新技术，为油气大发现奠定坚实基础。结合上述3个案例首次发现情况分析认为，所购区块在未钻井前资源量应不低于0.68×10⁸t（5×10⁸bbl）油当量，避免出现小发现无法摊薄成本现象。

其次，高权益、快变现是执行过程中的精髓。所购区块初始权益均高于80%，这既有利于后续权益多批次、小股份灵活出售，也有利于公司自主勘探和决策实施的主导权掌控。快速变现一般是首次大发现后3年内或更短时间（Shorouk区块为1年、Area 4区块为2年）实施权益出售。为了更进一步加强市场吸引力，多在首次大发现后1年左右的时间布置3~4口评价井更新评价证实区块储量或扩边钻1~2口探井新增区块储量，其实质是进一步扩大储量规模、增加区块变现资产价值。快速变现的另一层含义是缩短从首次大发现到投产的时间，Area 4区块、Shorouk区块和Baleine区块分别为12年、28个月和23个月，均创造了所在地区纪录，这主要得益于现金流的快速投放、成熟技术应用和相似情况开发经验等。

最后，保留作业者身份和分散风险是执行顺畅的保障。在区块权益多次出售过程中，不管最终所持权益多少，最低多不低于25%（埃尼在Area 4区块、Shorouk区块和Baleine区块目前分别持有25%、50%和60%权益），埃尼集团始终保留作业者身份，这将有利于主导区块技术实施与生产经营活动、现金流优先分配与再投资决策、品牌效应持续放大等话语权。分散风险不是通常的事后保险，而是贯穿“选区—钻探—出售—运营”整个过程，包括勘探工作量实施前通过权益出售来共担勘探风险、选区阶段的资源门槛设定和目标盆地/资源国分散分布、钻井失利后的退出条款设置、权益出售阶梯有序实施及回笼资金后的再循环等环节，创造出“失败后早退、成功后快速放大、现金永不沉淀”的逆周期生存之道。

埃尼集团“双勘探模式”是很多国际大型石油公司在油价较低时期争相效仿的勘探经营策略，为了进一步将该经验成功应用到其他地区，我们对“双勘探模式”典型案例的实施过程信息进行梳理，总结其主体过程可细分为三大阶段10个步骤（图 6）。

图 6

图 6 “双勘探模式”实施步骤流程图 Fig. 6 Implementation steps of"Dual Exploration Model"

区块购入阶段包括战略选区和低成本购入两个步骤。战略选区一般可通过地下资源、地面设施与市场销售3个维度经过指标赋值后运用数学模型来综合筛选区块，如地下资源维度中单区块原始地质资源量超0.68×10⁸t油当量、深水区块终端油气外输方式与距离、资源国政策及周边国家市场需求等关键指标要素均需重点考虑。低成本购入需综合考究首轮招标或并购条款设置、勘探程度与工作量、谈判机制、合同条款与模式、技术匹配度等多种因素。

自主勘探阶段是指购入区块后不依赖第三方作业者或服务方，运用公司自身技术与团队进行地震、钻井等工作量实施及后续评价等，自行承担全部勘探风险、费用与技术决策。油气大发现是自主勘探阶段第一步也是最重要的一步，需要公司人才团队、关键勘探技术与区块实际勘探需求匹配度高度吻合，如埃尼拥有全球闻名的深水技术专家池及4D地震勘探、AI储层预测及深水快速钻井等顶流深水勘探技术等。储量放大是指在油气大发现后开始将区块的资源量和储量进行更新评价，与区块初始资源量或储量相比将明显增大，涵盖在大发现周边的甩开钻探或部署评价井证实含油气构造边界等工作，为下一步权益出售增加市场吸引力。市场估值多是其他油公司对欲出售区块的整体评价后估值，购买部分权益往往围绕未来现金流、风险溢价和可能的退出通道等多因素来综合估算。权益出售是“发现—货币化—再发现”闭环的核心枢纽。埃尼的经验表明，油气大发现后24~36个月内，首轮出售20%~50%权益，可回笼超过三倍的勘探投入，仍保留25%~60%的长期权益并任作业者；预留10%~15%的权益二次出售，可在投产后再回笼现金，继续滚动投入下一轮前沿盆地勘探。资金回收几乎在权益出售的同时发生，埃尼回收的资金多进行独立管理，继续应用到新的项目投资或该项目的开发生产。

自循环阶段主要是现金流的流向与模式实施的经验复盘。当一部分现金流流向项目的开发生产时，将快速缩短项目的投产周期，埃尼的案例显示，成功实施“双勘探模式”的项目几乎均创造了所在区域最快的投产纪录。而当另一部分现金流流向新的项目时，将形成良性的闭环操作，如埃尼声称将利用Shorouk区块出售权益的资金继续投向地中海周缘深水新项目的获取等。复盘经验多是某个项目运作成功后的经验总结，埃尼3个深水经典的“双勘探模式”运作项目已成为行业内经典范式。

“双勘探模式”并非万能钥匙，其实施的背景首先应是国际油价处于较低时间窗口（据埃尼3个案例估算布伦特原油价格应小于70美元/bbl），油价一高，政府或合作方倾向自行开发或国有化，并不急于引入外资，而且供需关系失衡后导致公司容易溢价拿区块，后期进行股权稀释时利润率将大大降低。高油价背景下，可以借助埃尼集团的“卫星模式”，该模式是通过将某个或某些细分的能源业务整合在一起，成立独立的实体公司（卫星公司），借助商业运营和财务协同效应及加速增长来吸引新资本加入，进而创造价值，构建企业价值螺旋式上升通道。埃尼集团的Plenitude和Enilive等卫星公司的成功运作，为国际石油公司应对高油价及能源转型等均提供了很好的范式^{[2, 4, 14]}。当然，“双勘探模式”成功实施还需要资源、管输、政策、资本、技术等多个方面均满足一定的条件方可体现其优越性（表 2）。

表 2

表 2 “双勘探模式”适用条件参数表 Table 2 Applicability conditions of"Dual Exploration Model" 类型 适用条件指标说明 前提条件 低油价 布伦特原油价格低于70美元/bbl 实施条件 资源 常规资源；前沿盆地或深水区；初始资源量大于0.68×108t油当量 管输 深水区3~5年可建成外输通道；外输距离小于500km；水深小于3000m 政策 零/低签字费；股权可自由转让；明确的风控体系 资本 具备资产负债表外融资通道，无须母公司担保 技术 桶油发现成本小于2美元；探井成功率大于50%

表 2 “双勘探模式”适用条件参数表 Table 2 Applicability conditions of"Dual Exploration Model"

从资源角度来看，类型上均为常规油气资源，具备开发周期短、技术相对成熟和投资回报路径清晰等特征。地理位置上多为前沿盆地或深水区，勘探程度一般都很低，区块获取成本低。规模上，初始资源量应不少于0.68×10⁸t油当量，由此可引申至如储层有效厚度大于100m、孔隙度大于15%等相关地质条件^[14]。前沿盆地的管输条件通常均很差，油气田基础配套设施多是空白，而深水区块一般还包括海底管道、FPSO搭建、LNG外送等条件。埃尼在深水区块一般3~5年可建成新区相关油气外输设施，且外送距离多小于500km以内^{[2, 14]}。大发现如是天然气田，则当水深超过3000m时，共享FPSO天然气回收技术，目前尚处于技术上可行但需定制的状态，难度大、费用高。政策上包括合同条款、资源国区块转让相关规定、公司内部风险控制政策等。如零/低签字费、资源国允许区块股权自由转让、钻井失利12个月内退出等条件均需同时满足，否则将出现无法实施或风险失控局面。资本运作上，可参考埃尼集团把“双勘探模式”看作为特殊目的载体，独立承担风险，资金循环使用，具备资产负债表外融资通道，无须母公司担保。技术上，应具备与勘探区块相匹配的成熟勘探技术，如埃尼在深水区形成的4D地震勘探、快速钻井技术等，确保桶油发现成本低于2美元/bbl、探井成功率超过50%^{[2, 14-15]}。上述条件必须同时满足，才能确保“双勘探模式”在24~36个月内实现闭环操作，否则将因无法快速货币化而失效。

“双勘探模式”虽然在低油价时期能够有效降低勘探成本、快速回收资金，在具体实施过程中，仍将面临资源稀缺、外部市场环境、内部技术能力等诸多挑战。

资源稀缺挑战是指发现巨型油气田难度大、资源国政策收紧导致区块购买成本高等因素。随着全球油气资源的不断勘探与开发，剩余的未发现资源多集中在技术难度高、地质条件复杂的区域，如超深水（水深大于3000m）、深层、极地等环境，发现巨型油气田的难度越来越大^[6-7]。另外，资源国为了保障自身能源安全和经济利益，可能也会调整油气资源的开发政策，如提高资源税、增加本地成分要求等，这些均将增加油气勘探开发的成本和风险。

外部市场环境挑战是指国际石油公司竞争加剧、市场波动强、国际经济政治环境不确定等因素。全球深水或前沿盆地剩余可采资源量超0.68×10⁸t油当量的巨型构造日益稀少，区块首轮招标溢价逐年上升，类似埃尼2006—2009年“零对价+承诺工作量”进入埃及Shorouk区块这种窗口目前已很难复制。同时，各资源国政府在油价稍高时期也倾向于保留更多权益或直接国有化，产品分成合同中“12个月失利退出”条款收紧，导致后期在出售权益低于20%时，很难完成资金回笼超过3倍勘探投入的闭环操作。另一方面，受俄乌、中东等局部冲突走向不确定性，国际原油市场价格波动大，开放的区块估值压力凸显，一旦被高位套牢，吸引第三方进入将非常困难。2024—2025年，在布伦特原油价格超90美元时埃尼仅出售Baleine区块30%权益，且只获得16.5亿美元，回收现金远低于低油价时期超70亿美元的水平^[14]。

内部技术能力挑战是指是否具备成熟的前沿盆地、深水区等油气勘探开发配套技术和油气大发现能力。埃尼集团目前形成了深水油气勘探开发专家库及4D地震勘探、深水快速钻井、AI储层预测及FPSO统一回收等突出的深水勘探开发关键技术，为深水油气大发现和快速开发投产提供了重要技术保障。在深水油气开发方面，多油气田流量和压力控制、CO₂含量差异大等因素导致共享运营复杂性提高数倍，而超3000m水深区的共享FPSO、72小时模块化部署等技术也只处于定制阶段^{[4, 15]}。同一公司在不同的区域及不同公司间相关技术可复制性受限，导致“低成本进入+高现金回收”闭环很难同时满足。

中国石油海外油气资产组合存在“增量不足、存量老化、现金流慢”等多重现实问题^[4-6]，传统的“重持有、轻退出”的单一油气勘探开发逻辑已很难适应当前复杂多变的国内外市场环境。“双勘探模式”的核心前提是是否具备对油气区块的足够权益或控制权。因此，中国石油海外资产运作若想成功复制或借鉴该模式，需要对海外现有项目开展全生命周期评估及项目权益管理系统梳理，而对于海外新项目的获取，也应从初始阶段开始全盘规划。另外，埃尼集团“双勘探模式”的成功经验表明，油气勘探已不仅仅是技术实施过程，更是资本运营过程。通过前置性地设计退出通道，可将油气发现及时转化为现金流，降低资产负债表压力，并为项目的开发生产或下一轮新项目的风险勘探提供“内部融资”，形成独立的良性自循环体系，实现油气资产由“规模导向”向“现金流导向”的效益型经营跃迁。

中国石油海外现有项目应积极开展全生命周期资产评估，包括资源潜力与储量动态评估、开发方案优化与调整评估及市场溢价动态跟踪评估等，利用AI技术实施所有海外项目的资源规模、开发成本、合同条款、市场动态等实时监测。优选部分项目开展试点验证，如巴西Libar深水盐下区块勘探，可同步引入第三方评估机构，建立包括储量概率分布、开发方案对比优选、油价动态模拟等估值模型进行评估，在价值得到市场充分认可后出售部分权益。对于像中西非裂谷系相关项目，如乍得PSA、南苏丹1/2/4项目等，虽然经历了相对较长的时间勘探，但总体来看，这些项目勘探程度还是非常低，可以通过全生命周期评估体系进行阶段评价，向感兴趣的国际石油公司出售部分权益共担项目生产经营风险。

基于现有项目处于不同区域和不同勘探开发阶段，可建立有针对性的多级权益管理矩阵，分类型实施储量向现金流快速转化的经营策略。位于战略核心区项目需保留绝对控股权，可采用“勘探联合体+产品分成”的混合合同模式，联合体公司按权益比例承担勘探风险，产量分成阶段可设置45%~55%滑动比例条款等；位于高潜力勘探区项目，可构建“标志性成果触发式”权益出让机制，如每完成1000km²的三维地震、探井商业发现、含油气构造评价井证实等关键性节点，通过市场评估储量价值放大后，向第三方公司转让10%~15%权益，同时保留作业者身份；位于成熟生产区项目，可尝试特定期权、可转债等资本形式，与当地熟悉项目的公司或私募基金等机构进行条款洽谈，可以将出让权益中的30%设为固定价格回购选项，期限可设置为3~5年等。

新项目获取之初就应把“能否持续变现”作为立项评估的硬指标，将资产交易收益纳入新项目勘探绩效考核，建立“目标池+动态跟踪+资本纪律”投资组合方式。在区域布局上，紧盯全球前沿盆地和深水区，形成不同区域目标区块，组建目标池，如东地中海、东非南部和西非东南部海域等尚未充分竞争的远景区提前低成本锁区。实施区块状态每月更新，招投标信息和资产并购活动动态跟踪，一旦资源国有相关信息发布，第一时间给出评价结果和风控提示，供公司高层决策。将公司海外项目梯队配比作为新项目获取的整体规划考虑因素之一，应形成“成熟—新兴—前沿”三档海外项目配比，具体比例可视公司现金流情况和风控体系进行综合评估调整，保证每年不仅有可预售的证实储量，还要有可能爆发的局部领域的新开风险井实施。在资本纪律方面，必须严格遵守公司海外项目投资红线，可以设定如单项目内部收益率需超过15%、变现后现金流回收期小于3年等临界值交叉划线等，如达不到要求即强制退出，避免长期惜售拖垮公司整体回报。

“能否持续变现”新经营观还体现在以下几个方面：一是“技术+商务”双轨团队齐头并进，技术上成功应用如深水、超深水勘探开发技术，商务上确保评价节奏、储量估值、股权结构等市场动态信息及时更新，均要围绕“未来可售”目标有序展开。二是“多轨并行”决策的实施。在探井实施节点即启动开发概念设计、环境调查与评估、融资模型构建等，把传统的线性流程改成并行前进，大大缩短从油气大发现到变现的时间窗口。三是提前布局环境、社会和公司治理（ESG）与碳披露，形成可验证的减排路径，否则即使发现规模可观，也可能因高碳溢价缺失而找不到国际买家。

在全球能源体系深度重构的背景下，埃尼集团“双勘探模式”的成功实践不仅为油气行业提供了应对低油价周期的创新解决方案，更重新定义了勘探业务的价值创造逻辑。通过莫桑比克Area 4、埃及Shorouk和科特迪瓦Baleine等区块的成功实践，验证了“勘探发现—价值评估—权益转让—滚动投资”闭环模式的可行性和优越性，为各大国际石油公司、特别是中国石油公司海外业务的经营策略提供了一个可供参考的范式。未来可进一步探索，如区块链技术在油气资产权益流转中的应用、不同油价区间下“双勘探模式”的适用性边界及碳封存容量等新能源指标与传统油气资产的协同机制发展等方向。