□本刊记者 李毅/文本刊特派记者 金焱 发自华盛顿
2016年上半年，中国海洋石油有限公司（00883.HK，下称“中海油”）净亏77.4亿元，这是中海油2001年上市以来首次出现中期业绩亏损，主要是受原油价格下降影响而计提油气资产减值准备。
业绩下跌激化了长期积累的内在矛盾，也导致部分人才流失。一位中海油前员工对《财经》记者说：“现在的中海油已经有一种劣币驱逐良币的趋势，我很痛心。”他表示，公司过去十几年培养的具有国际化背景的精英团队大半离职，财务团队、业务发展团队和法务团队原部分骨干人员星流云散。
长期以来，中海油及其母公司中国海洋石油总公司（下称“中国海油”）被外界视为国际化程度最高、管理最规范的央企“优等生”。如今，这名曾经的优等生正面临严峻考验——董事长杨华在近期召开的2016年领导干部会议上称，异常严峻的生产经营压力，已让公司面临“能否活下来的问题”。
比业绩下滑威胁更大的，是中国海油定位的迷失。这家通过海洋石油对外合作起家的公司，曾被称作“中国最西化的石油公司”。
但在最近几年国企大环境、行业中环境和公司小环境的共同影响下，它似乎逐渐丧失了早期的“国际化、规范化”基因，泯然于那些政企不分、积重难返的传统国企之列。传统优势逐渐丧失，“老本”越吃越薄。
在业界看来，这一切始于低油价的冲击。持续50美元/桶上下的国际油价揭开了此前被高油价掩盖的低效管理和战略失误，退潮之后，裸泳者现形。
产业链失衡
以业绩而论，在持续的低油价冲击下，中国三大国有石油上市公司今年上半年的业绩均属惨淡。中国石油化工股份有限公司（600028.SH，下称中国石化）虽然实现净利润199亿元，但同比下降21.6％；中国石油天然气股份有限公司（601857.SH，下称中国石油）上半年的净利润仅5.31亿元，同比下降98％，相对于其天文数字的营业额，几乎等于半年白干。
与中海油有所不同，这两家公司均属石油产业上下游一体化模式，按理说，可以更有效对冲油价风险。中国石化下游的成品油和化工产品销售利润增长受益于低油价，弥补了上游的亏损。中国石油尽管产业链偏重上游，但中下游资产规模也较大，因此盈亏基本持平。
这也是全球产业规律。数据显示，几家主要国际石油公司（IOC）在上半年也通过一体化的风险对冲方式保持盈利。除了BP石油公司继续受2010年墨西哥湾漏油事故影响而亏损20.02亿美元，埃克森美孚、道达尔和壳牌公司等几大全球油企，今年上半年分别实现利润35.1亿美元、37亿美元和18.5亿美元。
在业界看来，将中国海油逼到“生死存亡”地步的主因，是公司产业链的失衡——此前漫长的高油价周期中，公司大部分资源都向上游（油气田勘探开发）聚集，“上岸”拓展中下游（炼化、管网运输、销售）的思路虽然早就提出，但该业务一直发展缓慢，在低油价冲击下难以实现风险对冲，导致业绩受到很大影响。
从中国海油建立之初，主要依靠拥有垄断性质的海上油气对外合作专营权。该专营权意味着一个油田从初期地质普查到获得油气发现再到最后建成油田的全部成本都由合作伙伴承担，但在进入商业生产阶段后，中国海油却能分享51％的收益。因此，从1999年到2009年，中国海油的主要利润都来自合作油田，由此逐步积累成为一家油气巨头。
中国海油2015年报显示，公司总资产中，上游资产占50.3％，中、下游资产加在一起占24.4％，但公司收入的62.2％却由中下游资产贡献，上游仅贡献26.4％。
因此在高油价时期，公司业绩鲜亮，成为“央企优等生”；但财务数据掩饰了内在弊病，缺乏可持续发展的能力。在油价陡然下跌时期，业绩下跌幅度也最大。由于上游大、下游小，当市场供过于求，强大的上游供应出现过剩时，其相对弱小的下游无法消化如此多的上游资源，也无法通过外部市场消化，因此造成严重消化不良，从而导致危机。
“头大身子小”的结构使公司抗风险能力较弱，难以适应外在环境的改变。高油价以来的鲜亮业绩恰恰由于过度注重短期收益而忽视了长期收益。
中海油能源经济研究院曾以康菲石油公司（ConocoPhillips）为案例，比较上下游一体化和专业化的利弊。
2012年，康菲分拆为康菲石油和菲利普斯66两家公司，前者保留原公司名称，并主营上游勘探开采业务，后者则主营下游的炼化和油品销售业务。
重组后两年，分拆后的两家公司都实现了年均超过20％的市值增长，明显高于同期的道琼斯指数的增长率，也超过了整个石油板块的平均年增长率。
彼时石油市场正处于高油价周期，专业化分拆让公司获益良多；但随着油价的大幅下跌，主营上游的康菲石油出现巨额亏损，菲利普斯66业绩则平稳得多。
一体化模式本无绝对的好坏，需视油价高低和公司把控能力而定。如使用量化指标，则油价在30美元－50美元/桶的区间时应发展下游，以获得风险对冲能力。如油价始终在100美元/桶以上，就可以不考虑下游，只发展上游最为划算。
石油在此前很长一段时期都是全球稀缺资源，价格不断单边上涨。因此对于中海油这样以上游为主的石油公司而言，只要把油生产出来，即可获得可观的盈利。
在石油市场供需出现逆转之后，早已不习惯考虑产业链战略的中海油必然陷入慌乱，且难以在短期内改变上中下游的资产配比，以致陷入危机。
尼克森后遗症
此前几年花费上百亿美元收购加拿大油气公司尼克森（Nexen Inc），是中国海油遭遇危机的另一个重要因素，也是分析中国海油未来发展绕不过去的关键事件。中国海油内部和业界的深入分析认为，由于战略失当，收购整合失利，该并购成了拖累中国海油业绩的大包袱。
“尼克森一役暴露出了中国海油在国际化经营和管理方面的巨大缺陷。”一位长期研究中国海油的观察家如此评价。
尼克森公司成立于1971年，总部位于卡尔加里，该市是加拿大西南部的阿尔伯塔省（Alberta，加拿大油气资源最富集地区）省会，拥有约3000名员工，是加拿大第十四大石油公司。该公司资产包括勘探、开发和在产项目，分布于加拿大西部、英国北海、尼日利亚海上、墨西哥湾、哥伦比亚、也门和波兰。其核心业务包括常规油气、油砂和页岩气。
2012年7月23日，中国海油与尼克森达成协议，前者将以151亿美元现金收购后者全部股份，中国海油还另外承担尼克森43亿美元的债务。
2013年2月26日，并购交易完成。中国企业已完成的海外收购项目中，尼克森是迄今为止最大的一笔交易（详见2012年8月13日《财经》封面报道“中海油大交易”）。
中国海油当初设定的战略目标是，通过该并购获得覆盖全球各大洲的石油储量以及国际化管理经验。获得的石油储量中，64％是加拿大油砂资产，22％为英国北海深海油气资源。而油砂资源主要是位于阿尔伯塔省的长湖项目（Long Lake）。
2014年下半年开始，国际油价断崖式下跌，中国海油疲于应付并购造成的沉重财务负担，始终未能实现对尼克森的有效整合。如今北美页岩油的开采成本降到40美元/桶左右，尼克森超过60美元/桶开采成本的油砂资产，对中海油已从“鸡肋”变成拖累。
接近中海油决策层的人士向《财经》记者透露，当年部分公司高层其实并不赞成收购，其中就包括时任总经理杨华，但最终决策推进收购无可阻挡。据称，杨华当年在中海油内部讨论收购尼克森事宜时，“经常不表态，找不到人，明显不愿跟着玩。”
2016年上半年，中海油对海外资产进行104亿元的资产减值，是2015年同期资产减值的7倍多，被减值的资产主要为尼克森旗下的油砂资产。
尼克森前副总裁罗恩·沃森（Ron Watson）向《财经》记者表示，尼克森的长期表现欠佳，主要因为管理层之前在资产并购上决策失误。而中海油收购尼克森后，本应知道长湖项目的弊端，但未补救。他同时指出，尼克森舍弃部分轻油资产，看重高成本的重油资产是个错误，中海油在收购尼克森后仍继续着这条歧途。
油价大跌之后，中海油的消化不良终于爆发。尼克森经过三轮裁员，目前已经裁员1000人左右。三轮裁员既包括卡尔加里总部的员工，也有在长湖项目上的员工。目前部分部门的裁员比例已经达50％-70％。而卡尔加里当地的其他大型石油公司却并未大规模裁员。
《财经》记者获悉，收购尼克森后，中方和加方都经历了较大的心理落差。中方原本将尼克森当成拥有先进管理理念和尖端技术的国际化大公司，但揭开神秘面纱后，又将后者看作烂摊子。而在加方员工眼中，中海油从拯救者变成了一个管理混乱、随意裁员的家伙。
收购尼克森后，面对超出想象的复杂摊子，中海油派去的管理团队无力应付，于是采取了“以夷治夷”之策，从尼克森此前收购的英国北海项目上调来两位英国高管到加拿大总部负责具体管理工作。但来自北海的英国人并不懂加拿大的油砂矿和炼厂，他们将尼克森原有的管理体系和理念抛弃，新建了管理体系。
尽管新的管理体系侧重于降低成本，符合当前市场情况，但大规模裁员主要针对一线员工，导致尼克森变成了“大头小身子”——中层以上经理有200多人，人力资源和供应链管理人员合计约400人。而基层从事油气生产和加工的技术人员仅剩几十人。
这种管理理念与北美当地石油公司完全相反，当地大型石油公司在需要大幅削减成本时也会选择裁员，但一定会保留一线的工程师和技术人员，因为这些人是公司核心竞争力所在。裁掉的往往是各职能部门的中层以上管理人员。
一位尼克森员工向《财经》记者直言，“中海油对尼克森的整合是失败的，我们很失望，公司各个环节都已处于失控状态，再整合下去我完全不看好。”
经过四年的接触、磨合，当地员工已清楚认识到中方管理团队并不具备对尼克森进行有效整合的能力。2015年，长湖油砂项目发生了北美30年来最严重的陆上漏油事件；2016年初，又发生了炼化厂的爆炸，导致一死一伤。两起事故原因分别为违反监控条例和操作规定，类似事件在并购前的七八年中都未曾出现过。
直至今日，尼克森仍未划归中国海油国际公司，始终由总公司直辖，总公司花了四年时间，仍未理顺对尼克森的管理。但这起巨额并购却改变了中海油的财务状况和市场定位。
有分析人士表示，收购尼克森之前的中海油可视为“专业化石油公司”，这类企业投资规模相对小，但市场表现好，拥有独特竞争优势。收购尼克森之后，看似企业规模更大，但公司盈利能力大幅下降，并且偏离了专业化石油公司的定位，有成为“潜在出局者”的危险。
在商言政
多位接受《财经》记者采访的专家指出，尼克森并购并非完全的商业决策，其中有获得全球性石油储量以及国际化管理经验的商业目的，同时也体现了部分政府部门人士“资源为王”的思维方式，还部分掺杂着国企领导人特有的政绩观（在十八大前夕宣布并购）。
中国社科院工业经济研究所能源经济研究室主任朱彤向《财经》记者指出，与国际石油公司（IOC）相比，中国三大石油央企的弊病和苦衷在于，政企不分的体制使其无法作出纯粹的商业决策。后者的海外收购反映了“对上级负责”的文化，前者并购时体现的是“对股东负责”的文化。
多年来，中国三大石油央企需要完成政府“保供”与“走出去”任务，同时要与同行比拼资产规模，防止自己被国资委整合进更大的央企。这导致他们在油价高点收购资产的决心往往比所有IOC都大，收购的资产规模也很大。
但当发现买亏了或油价开始走低时，剥离资产的止损措施却比IOC缓慢得多，甚至不敢作类似决策。因为难以向上级解释，甚至要承担“国有资产流失”的罪名。
大多数IOC一旦意识到油价有下降趋势，就会以最快速度剥离非核心资产，以求损失最小。壳牌从油价尚处高位的2012年左右即开始以每年数百亿美元的规模剥离各种非核心资产。该公司首席财务长Simon Henry近期又表示要剥离400亿美元资产。
多位接受《财经》记者采访的中国海油前员工均指出，尽管中国海油高层有较清晰的目标和想法，但在战略层面缺乏创新，重大决策中缺乏战略研究支持，公司管理层过于自信，或者宁可相信外部智囊（例如投行），而不依赖内部研究机构。
《财经》记者获悉，几年前在对尼克森的并购中，中国海油并无一线战略研究人员完整参与。这一方面是为了保密，另一方面也导致决策缺乏系统研究的支持。
政企不分的痼疾，还突出表现在激励机制的某些畸形。中海油在卫留成时代形成了高管期权和董事袍金的激励机制。这套薪酬制度缘起于2001年中海油赴美上市路演时股东的建议。为了让股东相信中海油具备对高管的激励机制，彼时的董事长卫留成等人设立了一套与国际接轨的薪酬和期权制度，财政部也予以批准。
这一突破一度令当时的中海油高管团队兴奋。“当时大家都以为真能拿到钱了，就等两年以后行权了。”一位接近该公司高层的人士告诉《财经》记者。
然而，2003年国资委成立，随即发文要求暂停此前的薪酬期权制度，中海油向国资委重新申报，再未获批。从此，中海油财报中披露的高管市场化薪酬均成为“名义收入”，实际收入则按国资委规定的原工资待遇水平执行。收购尼克森后，中海油派去的CEO的收入也按此执行，名实不符。
之所以如此，上述中国海油人士向《财经》记者解释说，“卫留成建立的与国际接轨的人力和薪酬制度与传统的国有体制完全无法对接，自己的那一套玩不下去。”
泯然众人
石油业界比较一致的看法是，体制痼疾导致的直接后果，就是中国海油回归到传统国企作风。
中海油以前的基因和文化自成风格，重点在国际化和规范化。在傅成玉掌舵之前，这一发展脉络和基因基本一脉相承且不断发展，“央企优等生”、“中国最国际化的石油公司”等美誉也由此产生。
很长时间里，中国海油是相对规范、谨小慎微、小步快跑的公司，即使在震惊全球的中国石油窝案风暴中，该公司被揪出的违纪者也屈指可数。但至今，中国海油已不再领风气之先。
从秦文彩（1982年－1985年）、钟一鸣（1985年－1992年）、王彦（1992年－1999年）到卫留成（1999年－2003年）；再从傅成玉（2003年－2011年）到王宜林（2011年－2015年），直至现任杨华，中国海油历任领导人都给企业文化增加了新的内容，带来了新的改变。
1982年中国海油成立，时任石油工业部副部长的秦文彩任总经理。秦文彩作为中国海洋石油工业的奠基人，顶着被误解为“为资本家打工”甚至“卖国”的巨大压力推动海洋油气对外开放，并开创性地提出和坚持总经理负责制。在成立伊始，他就特别注重构建与国际接轨的石油公司体制，从而为中国海油注入了国际化、规范化的基因。
继任者钟一鸣砍掉了职工子弟技校，从而在中国海油中断了石油系统延续已久的“一人进油田，全家干石油”传统，杜绝了近亲繁殖。
王彦时代则第一次实现油公司和油田服务油田装备等专业公司分开，此举远比、当时的其他石油央企领先。
中国海油向传统国企体制的回归，源自卫留成，始于傅成玉，成于王宜林。卫留成时代，在经营上开疆拓土、攻城略地，带领中海油成功上市，迈入资本市场。在管理上积极与国际接轨，甚至在中海油历史上首次引进外籍高管。
卫留成还尝试建立一套市场化的选人用人机制和激励机制。当时总公司和二级公司都聘用了外籍高管，用人机制与薪酬制度全面与国际接轨——一方面使员工工资迅速上涨，另一方面还建立了竞聘上岗制度。在岗位名称上，废除处长局长的称呼，改称经理总经理。
彼时的中国海油提拔了一大批非常年轻的经理人，有的甚至连升七八级。很多人30岁出头就已评上经理，甚至有40岁就评上副总经理的。同时，也有约20％的干部在竞聘中被淘汰，把职位让给了能力更强的人。
中国海油在卫留成带领下进入了黄金时代，他自己却被调任海南省委副书记——这种从企业高管到政府高官的“商而优则仕”，在中国的国企高管眼里普遍被视为“荣升”。但这个从企业经营者到政府官员的通道，也无疑会对国企高管的意识和行为有深刻影响。据了解，卫留成同中组部相关人员谈话回来之后，行事风格即有所改变。
傅成玉时代前后期的分界线是对优尼科的收购。前期，傅继承了卫的国际化专业化思路。2005年6月22日，中海油正式宣布竞购美国有100多年历史的老牌石油公司优尼科（Unocal Corporation）。此举震动美国朝野，美国部分国会议员称此举危及美国能源安全，要求美国政府从中干预。政治因素迫使中海油退出竞购，优尼科最终落入雪佛龙囊中。
收购失败后，傅成玉的想法有了明显转变。他提出建设年产5000万吨的“海上大庆”，这是国企的传统做法：提出一个产量目标，然后围绕这一目标动员公司所有资源。
2011年，中海油建成第一个“海上大庆”，同年，傅成玉调任中石化一把手。但多位接受《财经》记者采访的专家却指出，以中海油有限的资源储量，其实并无持续保持高产能力。2011年至今，为保持5000万吨产量水平，中海油花费数百亿元建设、租用了大量钻井平台等装备，整个资产的折旧、摊销、递延大大推高了经营成本。
此后，中石油出身的王宜林继任，带来了更多中国石油行业传统的观念与风格，最终完成了中海油向传统国企的回归。一个典型例子，是中海油开始使用“石油管理局”这一称谓。
2003年成立的国资委对中海油回归传统国企体制起了直接作用。以“管人、管事、管资产”为设计目标的国资委，对旗下央企的业务范围、人事任免、绩效考评、工资总额等重大事项全面介入，企业在多头管理时代保有的独立操作的空间不复存在。
另一重要影响因素是2008年的金融危机。危机过后，认为中国模式优越，国企没必要继续向西方学习的舆论盛行。一向强调国际化、规范化的中海油也刻意淡化“中国最西化石油公司”的色彩，开始强调本土身份，强调“接地气”。
与这一转变互为表里的是中国海油的“上岸”战略。在提出拓展下游，实施“上岸”的发展规划后，中国海油和各地区、各层级地方政府打交道逐渐增多。在此过程中，中国海油发现，与接地气的中石油、中石化相比，和地方政府打交道是自己的一大弱项。中国海油谨小慎微、讲规则讲规范的行事风格吃不开。
为了使各地的项目获得更多便利，中国海油开始改变自己原有的文化去迎合一些潜规则的东西，从而逐渐被环境同化，丧失了最初的定位。“真正的生死存亡不是财务报表上的那些数字，而是精神上的蜕变。”一位现已离职的中海油资深员工对《财经》记者说。
海洋石油前景不明
同样对中国海油构成深远影响的，是海洋石油尤其是深海石油未来发展前景的不确定性。国内某大型海工装备制造企业前董事长曾下断言：“页岩革命后，所有深水，全部over。”
尽管没有这么悲观，但多位接受《财经》记者采访的专家均表示，随着油价的持续低迷，高成本的海洋油气板块正面临比陆地石油更寒冷的冬天。约占全球原油三分之一的海洋石油在低油价下迎来了自1998年以来最低的新建项目投资额。
北美页岩革命后，陆上石油开始重新变得分布广泛且开采成本低廉。常规石油本已不具成本优势，遑论开采成本高昂的海洋石油。
海洋石油开采成本高昂，是因为采用了各种尖端技术，深海石油尤甚。国际石油巨头雪佛龙公司的发言人米奇朱艾尔（Mickey Driver）就曾将深海油田钻探的开拓性和难度比作美国的“登月之旅”。
数据显示，浅海油田（500米以下水深）开采成本大约是陆上常规油田开采成本的10倍，而深海油田（500米－1500米水深）的开采成本则是浅海油田的10倍，超深海（1500米－10000米水深）的开采成本更加惊人。开采成本之外，安全成本同样高昂。
无论海洋石油成本多么高昂，产出的原油也与陆上非常规石油、常规石油同质同价销售。因此，随着页岩油的日益普及和开采技术的日益进步，海洋石油、特别是深海石油，未来前景难言乐观。
英国能源咨询公司Douglas-Westwood发布的《深水市场五年预测》（2016-2020年）指出，基于油价一段时期内维持低位的假设，未来五年的深水油气项目仍将保持增长，但投资预测较上次预测（2015－2019年）下调35％。
挪威雷斯塔能源公司(Rystad Energy)的最新评估数据显示，2016年海洋油气板块的新建项目预计总投资额度仅为430亿美元，相比2013年的约2750亿美元下降了约84％，是自1998年的380亿美元以来的最低值。
自上世纪70年代至今，国际石油市场共经历了四次油价下跌，每次都对海洋油气开发造成了一定的影响，其中80年代中期到90年代末的长期低油价造成了海上钻井市场的长期萎缩。
低迷的油价也让全球海工行业遭遇了十几年来最大的衰退，市场活跃度下降显著。各类钻井平台动用率、日费率均有明显下滑，上游资本支出和工程技术市场规模双降。自升式钻井平台动用率维持在65％左右，半潜式钻井平台动用率持续下降，目前仅为60％左右。
IOC们尚未大量减持深水资产，这主要因为深水的投资退出门槛太高，此前投入的资金难以短期内撤出，但它们都已减少深水投资。
资深石油专家、东帆石能源咨询公司董事长陈卫东向《财经》记者指出，回顾石油行业当初从陆上进入海洋再进入深海的历程，就是IOC们被石油资源国有化运动从陆上一步步赶到深海的过程。IOC当时的技术力量尚无法在陆上找到更多资源，因此被迫下海承受高成本。但现在陆上的非常规油气成本低且资源量巨大，分布广泛，IOC缺乏继续深入海洋的动力。
转型天然气挑战巨大
鉴于海洋石油前景不明，天然气业务被寄望成为中海油未来发展新的支撑。中海油在2015年报中指出，天然气及发电产业已成为公司中下游的重要板块，也是最具发展潜力的效益增长点。
8月22日，第一船自美国进口的7万吨液化天然气（LNG）运抵中海油大鹏接收站。该LNG船从首个获得美国政府出口许可的LNG终端——路易斯安那州萨宾帕斯终端（Sabine Pass）出发，历时32天到达中国港口。
这一场景背后是中海油迅速成长的LNG业务。中海油在国内三大石油公司中最早布局LNG，很早便完成了沿海LNG产业的全面布局。作为中国第一座LNG接收站，中海油大鹏接收站2016年进口总量已超过4500万吨。
目前中海油已投入商业运营的接收站有7座，LNG年接收能力达到2780万吨，累计接卸LNG突破8000万吨，热值相当于1亿吨原油。陆地天然气长输管线达到4309公里。公司同时还在加速布局天然气发电、LNG汽车加气等业务。
中海油向天然气业务转型，基本与全球主要IOC同步。后者也将天然气视为未来重要增长点。壳牌集团在五大IOC中对天然气重视程度最高，在天然气一体化方面的发展战略较有代表性。金融危机后，壳牌继续大力发展天然气业务，天然气储量占比始终保持在50％以上。
壳牌现任CEO范伯登（Ben van Beurden）2014年上任后，将天然气一体化经营确定为集团中期的利润增长点。他的名言“与其说壳牌是一家石油公司，不如说壳牌是一家天然气公司”，在行业广为传颂。目前，天然气一体化和新能源业务是壳牌四大业务板块之一，其他三个分别是上游业务板块、下游业务板块和项目与技术（P&T）业务板块。
壳牌执行委员会成员、天然气一体化及新能源业务执行董事Maarten Wetselaar告诉《财经》记者，壳牌始终致力于构建包括常规和非常规油气、液化天然气（LNG）、天然气凝析液（GTL）以及天然气化工在内的天然气一体化产业链。
范伯登也曾表示，公司一直在为低油价的到来做准备。2015年对英国天然气集团（BG）高达540亿美元的并购就是壳牌的应对之举，也成为此轮低油价周期中最大一笔收购。收购完成后，公司天然气一体化业务迅速壮大，总规模已达90亿美元——占总资产三分之一。
BP也在低油价周期中大力布局天然气业务。当前天然气已占BP上游业务组合的近50％，而2020年，这一比例将上升到55％。“我们现在越来越偏向天然气业务，天然气的政策导向是非常关键的，中国在政策导向上也会加强力度，引导这方面的发展。”BP中国区总裁杨恒明对《财经》记者说。
就中海油而言，尽管与壳牌、BP同步发展天然气，但尚未达到构建天然气一体化业务板块以及天然气价值链的程度，主因在于中海油天然气业务缺乏上游资源支撑，纯靠港口贸易难以形成持续、可观的利润。
年报显示，中海油2015年海内外共生产天然气251亿立方米，但仅销售126亿立方米。公司从2012年至2015年海内外天然气可采储量分别为：1700亿立方米、1790亿立方米、1906亿立方米和1980亿立方米。尽管不断增长，但距离IOC尚有距离。
壳牌2015年报显示，该公司已探明天然气储量为3800亿立方米。收购BG后，壳牌还占有了全球20％的LNG市场，其产能几乎是埃克森美孚的2倍。
由于缺乏LNG资源，中海油主要靠在国际市场购买后转手销往国内，且在当前需求不振的市场环境下也持续亏损。
近日，中海油与李嘉诚旗下公司控股的赫斯基能源公司之间关于南海荔湾3-1气田天然气长期合同的纠纷，凸显了中海油LNG业务不掌控上游资源的短板。
荔湾3-1气田是中国首个深水气田，由赫斯基能源和中海油合作开发，2014年3月投产后向珠三角地区供气，由中海油进行销售，并签订“照付不议”销售合约。
“照付不议”是天然气供应的国际惯例和规则，是指在市场变化情况下，付费不得变更。用户用气未达到此量，仍须按此量付款；供气方供气未达到此量时，要对用户进行相应补偿。
随着国际油价的断崖式下跌，LNG价格也不断下跌。2015年，美国天然气标杆价格HenryHub全年均价为2.62美元/百万英热单位，下跌39.8％；英国标杆价格NBP全年均价为6.62美元/百万英热单位，下跌14.0％。日本进口LNG全年均价估计为10.64美元/百万英热单位，下跌34.4％，其中LNG现货全年均价为7.46美元/百万英热单位，下降46.9％。
相较之下，每千立方英尺11美元－13美元的销售合约价格让中海油承受巨大销售压力。因此，中海油在2016年一季度仅按实际售气量支付给赫斯基费用，而未按合约规定气量付费。双方纠纷一度升级，险些对簿公堂。最终赫斯基让步，同意以每千立方英尺9.54美元－11.45美元的价格将天然气卖给中海油，避免了双方争端进一步升级。
在国内，由于政策和历史渊源，传统上以陆上油气业务为主的中石油、中石化两大巨头也在加快布局天然气产业。相比中海油，它们在上游气源和管网上拥有绝对优势。
以中石油为例，2015年，该公司共销售天然气1226.6亿立方米，其中954.8亿立方米为自产气。管道天然气供应范围已覆盖全国30个省区市，市场占有率达到68％。且已拥有长达50928公里的天然气管道，占全国的76.2％。同时，中石油还在去年底建成大港、金坛、刘庄、苏桥、呼图壁等储气库（群）10座，调峰能力达到52亿立方米。
中石油还运行LNG工厂12座，总产能700万立方米/日，2015年产量 5.6亿立方米。运行LNG加气站550座，在建LNG加气站136座，全年终端销售LNG15.4亿立方米，占全国 LNG汽车加气站销售量的27.3％。
中石化也已在广西、天津、温州、江苏等多地建设LNG接收站。且这两家公司可凭借较LNG低约0.5元/立方米的管道天然气优势，与LNG的灵活性相结合，对中海油形成强有力的竞争。
在业界观察者看来，随着市场竞争越来越激烈，中海油虽出手最早，其LNG市场份额却不断遭受蚕食。中海油LNG设备投资和维护成本长期居高不下，此前签订的天然气长协成本无法降低。如何消化这些成本，对LNG业务亏损的中海油而言，也是必须解决的难题。
