中美頁巖油發(fā)展經(jīng)濟(jì)性比較研究
——基于鄂爾多斯延長組長7段與威利斯頓巴肯組的對比

劉濤，來軒昂，蔣傳杰，殷桂琴，冀忠倫，夏良玉

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室；3. 中國石油長慶油田分公司第五采氣廠；4.中國石油大學(xué)（北京）經(jīng)濟(jì)管理學(xué)院）

美國通過頁巖油氣革命，實現(xiàn)了從油氣進(jìn)口國到出口國的轉(zhuǎn)變，在2017年超越沙特阿拉伯和俄羅斯，成為全球第一大產(chǎn)油國[1]。近年來中國的石油對外依存度逐年攀升，2020年已高達(dá)73.5%[2]。中國擁有豐富的頁巖油資源，儲量規(guī)模僅次于美國與俄羅斯，排名全球第三[3]。中國加緊部署頁巖油勘探開發(fā)計劃，取得了重大進(jìn)展，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)長慶、大慶兩個10億噸級頁巖油田[4-5]，建設(shè)了國家級頁巖油開發(fā)示范基地。大油田的發(fā)現(xiàn)及示范區(qū)的建立，為中國的頁巖油產(chǎn)業(yè)發(fā)展奠定基礎(chǔ)。美國頁巖油開發(fā)的成功經(jīng)驗則為中國頁巖油開發(fā)提供有益啟示。

影響頁巖油效益開發(fā)的主要因素有地質(zhì)條件、開發(fā)技術(shù)、原油價格、稅費(fèi)政策等，這些影響因素性質(zhì)差異大，深刻影響頁巖油產(chǎn)業(yè)發(fā)展，中美頁巖油開發(fā)對比研究主要圍繞這些因素展開[6-13]。前期研究主要圍繞各項因素本身差異，對于這些因素在頁巖油產(chǎn)業(yè)發(fā)展中的作用大小及演變過程，難以通過直接定量比較確定出各自影響權(quán)重，研究成果較少。本文試圖從經(jīng)濟(jì)視角開展中美頁巖油開發(fā)的對比研究，將這些影響因素納入同一對比框架，從投資效益角度，定量分析不同因素變化對于頁巖油開發(fā)效益的影響，揭示影響頁巖油不同開發(fā)階段的根本驅(qū)動力量。

1 對象選取與研究思路

中美不同盆地間的頁巖油地質(zhì)條件差異較大，地質(zhì)條件的差異會直接影響頁巖油的產(chǎn)量和開采成本，進(jìn)而影響開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益。雖然地質(zhì)條件是影響頁巖油發(fā)展的重要因素，但它屬于不可變因素，并不因人類活動而改變，本文重點關(guān)注可變因素。為了消除地質(zhì)條件差異造成的影響，在兩國各自不盡相同的資源中，尋找出資源稟賦最相近的區(qū)塊進(jìn)行比較。

經(jīng)過對比中美兩國頁巖油地質(zhì)成藏條件、富集規(guī)律、油藏條件、原油性質(zhì)等因素，發(fā)現(xiàn)鄂爾多斯盆地延長組長7段與美國威利斯頓盆地巴肯組地質(zhì)條件相對相近[14-18]。對延長組長7段生產(chǎn)情況進(jìn)行油藏數(shù)值模擬，結(jié)果顯示，兩者平均單井采出量相差14%。綜合分析認(rèn)為，這兩者在地質(zhì)條件及產(chǎn)出特征上相似度高，可以作為比較對象（見表1）。

表1 鄂爾多斯長7段與巴肯油田地質(zhì)條件對比

鄂爾多斯盆地延長組長7段自2018年開始規(guī)?；_發(fā)，美國2007年開始規(guī)?；_發(fā)巴肯油田，二者開發(fā)時間和發(fā)展階段均不同步。美國頁巖油產(chǎn)業(yè)經(jīng)歷了起步、增長階段，正處于穩(wěn)定階段；中國頁巖油產(chǎn)業(yè)處于起步階段，其特征與美國發(fā)展早期也不盡相同。為了解決這一矛盾，本文首先對美國2007－2020年開發(fā)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，再選擇與中國當(dāng)前階段最具可比性的階段進(jìn)行對比，以保證對比結(jié)果的合理性和可借鑒性。

2 經(jīng)濟(jì)評價模型建立

為了從經(jīng)濟(jì)視角解讀頁巖油發(fā)展特征及關(guān)鍵影響因素，需要還原美國頁巖油在不同發(fā)展時段下的投資決策。常規(guī)的經(jīng)濟(jì)效益評價方式主要是評估投資與收益狀況，不能滿足從行業(yè)層面開展比較研究的需要。行業(yè)層面的研究主要關(guān)注總體或平均水平，強(qiáng)調(diào)投資質(zhì)量而不僅僅是規(guī)模。對此，本文建立了滿足行業(yè)對比需求的經(jīng)濟(jì)評價模型。

2.1 經(jīng)濟(jì)評價模型

為剔除投資規(guī)模對總效益的影響，依照中美財稅制度，將投資和產(chǎn)出分?jǐn)傊羻尉?，分別建立中美頁巖油單井的財務(wù)評價模型[19]。選擇財務(wù)凈現(xiàn)值（NPV）作為主要評價指標(biāo)，評比不同階段項目的獲利能力。財務(wù)凈現(xiàn)值等于各年現(xiàn)金流入減去現(xiàn)金流出的折現(xiàn)值，其中現(xiàn)金流入為銷售收入，是產(chǎn)油量和原油價格的乘積。

2.1.1 美國頁巖油財務(wù)評價模型

依據(jù)美國能源信息署（EIA）公布的北美頁巖油開發(fā)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，產(chǎn)量遞減曲線采用雙曲-指數(shù)遞減模型（當(dāng)月遞減率小于0.83%時，雙曲遞減轉(zhuǎn)化為指數(shù)遞減）?，F(xiàn)金流出包括操作運(yùn)營成本、鉆完井投資、地面工程投資及稅費(fèi)支出等。有形鉆井成本和地面工程投資采用加速折舊方法，無形鉆井成本當(dāng)期沖銷并可以結(jié)轉(zhuǎn)抵稅?；谝陨戏治?，構(gòu)建美國頁巖油財務(wù)評價模型如下。

式中，CI——現(xiàn)金流入；CO——現(xiàn)金流出；D C——鉆完井投資；FC——地面工程投資；TD——折舊年限；IC——有形鉆井成本；OP——油價（美元/桶）；EX——操作運(yùn)營成本（美元/桶）；LS——低產(chǎn)井免稅額；r——礦區(qū)使用費(fèi)率；TA1——所得稅率；TA2——產(chǎn)量稅率；TA3——開采稅率；NC——無形資產(chǎn)費(fèi)用化結(jié)轉(zhuǎn)部分；DEP——資源耗竭補(bǔ)貼稅率；N1——產(chǎn)量計算模型轉(zhuǎn)換結(jié)點年份（一般大于折舊年限）；n——生產(chǎn)期；為油井的月遞減率大于0.83%時的雙曲遞減產(chǎn)量計算模型，為油井的月遞減率小于0.83%時的指數(shù)遞減模型，代表產(chǎn)量；為加速折舊計算公式；i0——基準(zhǔn)收益率。

2.1.2 中國頁巖油財務(wù)評價模型

按照中國財稅制度[19-20]，現(xiàn)金流入項為銷售收入，現(xiàn)金流出包括鉆完井投資、地面工程投資、操作成本及稅費(fèi)支出等，構(gòu)建中國頁巖油開發(fā)財務(wù)評價模型如下。

式中，TA4——增值稅速算比率；TA5——城市維護(hù)建設(shè)稅；TA6——教育費(fèi)附加稅；TA7——資源稅；qt——第t年的產(chǎn)量。

比較中美財務(wù)凈現(xiàn)值NPV計算公式，現(xiàn)金流入和現(xiàn)金流出中鉆完井成本、地面工程投資、折舊、操作成本等基本因素均相同。區(qū)別在于中美兩國對于非常規(guī)油氣開發(fā)稅費(fèi)及優(yōu)惠政策的不同。中國主要收取資源稅、城市維護(hù)建設(shè)稅、教育費(fèi)附加稅和所得稅等；美國主要收取礦區(qū)使用費(fèi)、產(chǎn)量稅、開采稅、有形鉆井投資、無形鉆井投資和低產(chǎn)油井的稅費(fèi)優(yōu)惠政策。

2.2 中美政府稅費(fèi)及優(yōu)惠政策

2.2.1 美國稅費(fèi)及優(yōu)惠政策

美國聯(lián)邦政府和州政府對頁巖油開發(fā)進(jìn)行稅收優(yōu)惠通常不是直接給予財政補(bǔ)貼，而是通過稅收減免來實現(xiàn)[21]。州級稅收由各州政府決定，州級稅收優(yōu)惠一般是減免開采稅，各州政府在征稅之后，聯(lián)邦政府征收所得稅。巴肯區(qū)塊隸屬于北達(dá)科他州，該州對頁巖油開采沒有減免開采稅，還征收了產(chǎn)量稅。聯(lián)邦政府稅收減免內(nèi)容包括無形鉆井成本費(fèi)用化扣稅、有形鉆井成本資本化的稅項扣減、資源耗竭補(bǔ)貼和《2004年美國創(chuàng)造就業(yè)機(jī)會法》中針對低產(chǎn)井的減稅政策，詳見表2。

表2 美國頁巖油適用稅費(fèi)

2.2.2 中國稅費(fèi)及優(yōu)惠政策

中國頁巖油開發(fā)無采礦權(quán)的費(fèi)用，資源稅、企業(yè)所得稅及增值稅均享受政府財政補(bǔ)貼，取消礦產(chǎn)資源補(bǔ)償費(fèi)的征收。中國頁巖油適用稅費(fèi)見表3。

表3 中國頁巖油適用稅費(fèi)

國家對石油開采企業(yè)銷售原油因價格超過一定水平所獲得的超額收入按比例征收石油特別收益金。根據(jù)財政部《關(guān)于提高石油特別收益金起征點的通知》（財稅[2014]115號），特別收益金起征點為65美元/桶，實行5級超額累進(jìn)從價定率計征。本文計算中，油價按照60美元/桶測算，因此不用繳納特別收益金。

相比而言，美國整體稅費(fèi)稅率占比高于30%，中國平均在9%；美國采用浮動式稅費(fèi)政策，隨著開發(fā)效益調(diào)整稅費(fèi)，開發(fā)效益不好時稅費(fèi)依據(jù)各種優(yōu)惠政策低至13.5%，效益好時則按政策收取。中國采用固定稅費(fèi)政策，總體上美國稅收優(yōu)惠政策要優(yōu)于中國。

2.3 關(guān)鍵參數(shù)

2.3.1 投資及成本

表4為美國2007－2020年鉆完井投資、地面工程和操作成本的數(shù)據(jù)統(tǒng)計，其中美國鉆完井投資主要取自美國能源信息署與IHS公司合作公布的頁巖油原油開發(fā)成本變化趨勢研究報告[25]，并選取有關(guān)研究文獻(xiàn)中的數(shù)據(jù)作為補(bǔ)充[26]。操作成本來自最早進(jìn)入巴肯進(jìn)行開采的大型油氣生產(chǎn)商Continental公司的年報。地面工程投資中2014年數(shù)據(jù)來自美國能源信息署，其余年份依據(jù)2014年鉆完井投資與地面工程投資的比值估算求得。地面工程投資與有形鉆井成本以折舊形式回收，折舊年限為7年，折舊方法為加速折舊法[27]。表中的b參數(shù)為美國頁巖油財務(wù)評價模型中參數(shù)m=的經(jīng)驗系數(shù)，主要用于產(chǎn)量計算模型的修正。中國國內(nèi)投資、成本類數(shù)據(jù)取自在產(chǎn)開發(fā)區(qū)塊，鉆完井投資與地面工程投資均采用折舊方式回收，折舊年限為10年，折舊方法為直線折舊。

表4 投資成本參數(shù)及產(chǎn)量b參數(shù)

2013年以后，頁巖革命使得北美非常規(guī)油氣桶油成本持續(xù)下降，2017年底桶油完全成本降至30～40美元，操作成本降至不到6美元/桶。2021年美國頁巖油核心產(chǎn)區(qū)加權(quán)平均成本約為37美元/桶。中國自2018年大規(guī)模開發(fā)以來，因儲層地質(zhì)條件的變化導(dǎo)致操作成本、完全成本逐年遞增，操作成本達(dá)到了15美元/桶，完全成本達(dá)到了55美元/桶，中國頁巖油開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益較差。

2.3.2 銷售收入

在評價期內(nèi)，中美兩國均不涉及政府補(bǔ)貼，銷售收入是兩模型中唯一的現(xiàn)金流入項，銷售收入的計算涉及油價（Op）和產(chǎn)量（qt）兩項參數(shù)。

1）油價。對于歷史油價，美國采用北達(dá)科他州原油價格[29]，中國采用國際油價，長慶油田所產(chǎn)原油與迪拜油價掛鉤。對于未來油價，綜合有關(guān)研究，本文以60美元/桶作為基準(zhǔn)價格進(jìn)行預(yù)測[30-31]。

2）產(chǎn)量。美國單井產(chǎn)量預(yù)測由投產(chǎn)后的最初12個月實際產(chǎn)量和遞減率計算取得，實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)來自美國能源信息署產(chǎn)量剖面數(shù)據(jù)[30,32-33]。遞減模型選擇巴肯地區(qū)產(chǎn)量預(yù)測中常用的雙曲－指數(shù)遞減模型[17，27]，模型中參數(shù)b根據(jù)Art Bremen等人對巴肯區(qū)塊研究進(jìn)行推測的經(jīng)驗值（見表4）[34]，評價時生產(chǎn)期取20年。為了能直觀反映出不同年投產(chǎn)油井的產(chǎn)量情況，將不同年投產(chǎn)油井的生產(chǎn)時間拉齊，能夠縱向上反映出各年油井的實際生產(chǎn)情況（見圖1）。

圖1 2007－2020年美國頁巖油投產(chǎn)井平均產(chǎn)量

中國長慶油田長7段頁巖油規(guī)模開發(fā)時間較短，產(chǎn)量數(shù)據(jù)包括兩部分，一部分是2018年至的實際產(chǎn)量數(shù)據(jù)，另一部分是根據(jù)歷史數(shù)據(jù)的遞減規(guī)律擬合得到，兩部分共同構(gòu)成了壽命期內(nèi)的產(chǎn)量曲線，同樣將生產(chǎn)時間拉齊進(jìn)行對比（見圖2）。

圖2 2018－2020年中國長慶頁巖油投產(chǎn)井平均產(chǎn)量

2.4 評價結(jié)果

應(yīng)用上述評價參數(shù)，經(jīng)過經(jīng)濟(jì)效益數(shù)學(xué)模型分別求解，得到中美評價區(qū)域單井各年度對應(yīng)的平均NPV值（見圖3）。從圖中發(fā)現(xiàn)，即便是在美國頁巖油資源條件相近的區(qū)域，不同時期的投資收益具有很大的差異；中國2018－2020年的頁巖油投資收益顯著低于美國同期，與美國頁巖油開發(fā)初期接近。

圖3 中美評價區(qū)平均單井投資凈現(xiàn)值

3 基于經(jīng)濟(jì)分析的中美頁巖油發(fā)展比較分析

下文通過縱向?qū)Ρ戎忻理搸r油發(fā)展歷程，揭示美國和中國頁巖油經(jīng)濟(jì)效益存在差異的本質(zhì)原因。

3.1 美國頁巖油發(fā)展縱向比較

盡管水平井開發(fā)和大規(guī)模水力壓裂技術(shù)是美國頁巖油氣革命的根本推動力量，但頁巖油開發(fā)初期的高油價和優(yōu)惠的財稅政策也是不可忽略的因素。為了去掉評價油價和政策支持的影響，本文采用單一油價60美元/桶油價和未享受優(yōu)惠政策的情況重新評價美國頁巖油開發(fā)效益（見圖4和圖5）。結(jié)果顯示，在沒有高油價條件和優(yōu)惠政策的情況下，美國頁巖油開發(fā)初期盈利能力顯著下降，原油價格和優(yōu)惠政策對美國頁巖油早期產(chǎn)業(yè)發(fā)展起了決定性作用。

圖4 剔除油價因素美國頁巖油投資收益（單井財務(wù)凈現(xiàn)值）

圖5 美國優(yōu)惠政策對美國頁巖油經(jīng)濟(jì)影響（單井財務(wù)凈現(xiàn)值）

2007－2015年，得益于稅收優(yōu)惠政策，美國頁巖油開發(fā)技術(shù)逐漸成熟，雖然單井投資因水平段長度和改造規(guī)模的增加而大幅提升，但單井產(chǎn)量增加幅度高于投資增幅，單井噸油成本的大幅下降，使得頁巖油開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益大幅提升。2015年后，隨著時間的推移，逐步擺脫了對高油價和優(yōu)惠政策的依賴，頁巖油產(chǎn)量大幅提升，鉆完井成本大幅減少，技術(shù)進(jìn)步帶來的產(chǎn)油量和開發(fā)成本下降，成為了頁巖油效益進(jìn)一步提升的關(guān)鍵。

3.2 中美成本收益結(jié)構(gòu)及財稅負(fù)擔(dān)比較

3.2.1 成本收益結(jié)構(gòu)比較

與美國海相頁巖油相比，長7頁巖油具有“一強(qiáng)二差三低”特點：非均質(zhì)性強(qiáng)、分布穩(wěn)定性差、物性差、裂縫發(fā)育程度低、脆性指數(shù)低、壓力系數(shù)低等，這導(dǎo)致了中美在工藝技術(shù)和產(chǎn)能規(guī)模上有所不同。中國水平井單井水平段設(shè)計長度、改造規(guī)模均低于美國，單井產(chǎn)量也低于美國，在這種情況下，僅就成本收益的絕對值進(jìn)行對比缺乏合理性。為了消除投資規(guī)模和產(chǎn)能大小的影響，本文構(gòu)建了反應(yīng)經(jīng)濟(jì)要素結(jié)構(gòu)的相對指標(biāo)進(jìn)行合理對比。

圖6為在60美元/桶單一油價條件下，2007－2020年美國和2018－2020年中國頁巖油成本收益結(jié)構(gòu)變化趨勢?？梢钥闯觯袊搸r油成本占比偏高，凈利潤占比較低，總體經(jīng)濟(jì)性遠(yuǎn)低于美國。其中，操作成本及地面工程投資占比明顯高于美國各個時期，鉆完井投資占比情況與美國高成本時期相當(dāng)。美國頁巖油開發(fā)鉆完井投資、地面工程投資及操作成本占比總體呈降低趨勢，稅費(fèi)支出和凈利潤占比逐漸增加。

圖6 中美頁巖油開發(fā)成本收益結(jié)構(gòu)比較

圖7為2007－2020年美國頁巖油開發(fā)單井稅費(fèi)支出及凈利潤數(shù)據(jù)統(tǒng)計，從美國頁巖油開發(fā)稅費(fèi)及利潤絕對值看，2018－2020年美國頁巖油開發(fā)稅費(fèi)額平均為800萬美元以上，凈利潤平均為700萬美元。中國頁巖油開發(fā)單井年稅費(fèi)支出平均為63萬美元，利潤為137萬美元。美國頁巖油開發(fā)經(jīng)濟(jì)性整體要優(yōu)于中國。

圖7 2007－2020年美國頁巖油單井開發(fā)稅費(fèi)支出及凈利潤比較

3.2.2 不同財稅政策下成本收益結(jié)構(gòu)比較

盡管圖6顯示出美國的稅收占比整體高于中國，但這一結(jié)論忽略了成本收益結(jié)構(gòu)對稅收的影響。由于中美成本收益結(jié)構(gòu)的差異，美國稅收與凈收益占比均高于中國。為了合理對比中美稅收政策，按照美國早期的稅收優(yōu)惠政策，應(yīng)用美國財務(wù)評價模型計算中國頁巖油的成本收益結(jié)構(gòu)（見圖8）。在美國財稅體制下，鉆完井、地面工程投資和稅費(fèi)支出占比并未發(fā)生顯著變化，但操作成本占比減少，使得凈利潤占比增加，頁巖油的經(jīng)濟(jì)效益顯著改善。中國頁巖油目前的操作成本遠(yuǎn)高于美國頁巖油開發(fā)各個時期，未來中國頁巖油開發(fā)需要通過進(jìn)一步提升技術(shù)創(chuàng)新能力和單井產(chǎn)量來管控成本，以提高和改善開發(fā)效益水平。

圖8 中國油井應(yīng)用美國財稅政策后情況

4 結(jié)論

通過建立中美頁巖油開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益評價模型，進(jìn)行縱向和橫向?qū)Ρ?，深入研究美?007－2020年及中國2018－2020年頁巖油發(fā)展歷程，取得了以下幾點認(rèn)識，以及對中國頁巖油發(fā)展的啟示。

1）美國頁巖油開發(fā)早期，政府政策支持和高油價對產(chǎn)業(yè)發(fā)展起到了重要作用；開發(fā)后期，技術(shù)進(jìn)步帶來的規(guī)模開發(fā)和成本降低成為了主要因素。

2）中國現(xiàn)階段鉆完井投資、地面工程投資、操作成本占比均遠(yuǎn)高于美國，下降潛力巨大。

3）中國操作成本占比高于美國各開發(fā)階段，是影響頁巖油效益的關(guān)鍵點，需要進(jìn)一步提升開發(fā)技術(shù)能力，實現(xiàn)產(chǎn)量提升和成本下降。

4）美國優(yōu)惠政策中規(guī)定，對年產(chǎn)量小于9125桶油當(dāng)量的低產(chǎn)井減稅3美元/桶。中國頁巖油開發(fā)中有1/3的油井年產(chǎn)油量低于9125桶，如果中國的頁巖油開發(fā)有同等優(yōu)惠政策，享受到政策補(bǔ)貼，這對于行業(yè)發(fā)展極具激勵意義。