低油价下国内非常规气与进口气竞争力对比

关春晓 陆家亮 唐红君 王亚莉 朱思南 孙玉平 李俏静 张静平

1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 2.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院

低油价下国内非常规气与进口气竞争力对比

关春晓1陆家亮1唐红君1王亚莉1朱思南2孙玉平1李俏静1张静平1

1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 2.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院

关春晓等.低油价下国内非常规气与进口气竞争力对比. 天然气工业，2016, 36(12): 119-126.

近年来，非常规天然气已成为我国天然气供应的重要构成之一，在低油价的新常态下，中国油气行业面临究竟是继续低效益开发国内非常规气，还是加大进口海外天然气的现实抉择。为此，基于国内典型非常规气田的开发成本现状，采用净现金流量法，开展了典型非常规气田单井经济效益评价，构建了反映单井投资、累计产量、内部收益率3大关键指标的技术经济界限图版并与进口气价格进行对比，得出不同油价下我国非常规气效益开发的最优序列。研究结果表明：①在当前气价、投资、产量水平下，只有致密气藏“甜点区”可实现效益开发，煤层气藏、页岩气藏的内部收益率均低于基准收益率，有待于进一步降本增效；②当原油价格发生变化时，若油价为40美元/桶（1桶=0.159 m3），国产致密气相比进口LNG效益更优，可优先开发，并加大LNG进口比例；③若油价为50美元/桶及以上时，国产非常规气相比进口LNG效益更优，应加大开发力度，平衡好国产气与进口气的供应比例关系，以实现效益最大化。

低油价 国内非常规天然气 致密气 煤层气 页岩气 进口天然气 竞争力对比 内部收益率 经济技术图版

自2014年下半年以来，国际油价持续低迷，与油价挂钩的海外进口天然气（以下简称进口气）价格不断走低，给国产天然气的效益与竞争力带来冲击。2015年，我国经济增速放缓、天然气出现供大于求的局面，倒逼国产天然气进行项目效益排队，优选效益最优开发序列。

我国非常规天然气（包括致密气、煤层气、页岩气等，以下简称非常规气）资源丰富，可采资源量超40×1012m3，可采资源量探明率约为5%，勘探潜力大。截至2014年底，全国非常规气探明地质储量为4.3×1012m3，年产量385×108m3，储产量分别占全国天然气总量的33%和30%。综合资源基础、技术成熟度等因素考虑，非常规天然气是目前我国最为现实的天然气接替资源。但由于非常规气具有地质条件差、开发难度大等特点，其开发成本较高，受低油价影响较大。因此，亟需对我国的非常规天然气开发进行经济效益评价，以摸清其效益现状，优化资源动用序列。同时应开展我国非常规天然气与进口气的竞争力对比分析，优化国内外天然气资源比例，最终实现天然气供应整体效益最大化。

1 国内外能源市场环境变化

1.1 国际油价持续低位波动，短期内未现强烈反弹趋势

自2014年下半年以来，受全球经济增速放缓、北美致密油与页岩油快速增产，以及产油大国抢占市场份额、地缘政治日趋复杂等多重因素影响，国际油价出现大幅下滑。以WTI油价为例，油价由2014年6月107.53 美元/桶（1桶=0.159 m3，下同）的高点跌至2016年1月26.54美元/桶的低点，跌幅高达75%，当前则波动于50美元/桶的低位。为守住石油收益，传统产油大国纷纷上调产量，采取以量补价的方式保持石油增产，进一步加剧了石油供需失衡。同时，通过增产压价等方式，产油大国也打压了其他国家的石油产业，以守住自身市场占有率。低油价助力传统产油大国打压美国新兴页岩油气产业，并以油价为武器在经济层面向俄罗斯和伊朗等国施压[1-3]。在未来一段时间内，全球经济增速放缓、原油需求量未明显增加、原油供需基本面宽松、限产约定无法达成共识等多重因素仍将压制油价上涨，短期内油价强烈反弹的可能性不大，将持续当前低油价的常态。

1.2 受国际油价影响，进口气价格下降

我国进口管道气及LNG合同价均与油价挂钩。基于短期内油价强烈反弹可能性不大的判断，我国进口气价也将相应下调，进口气竞争力上升（表1）。经测算得出，油价从100美元/桶跌至50美元/桶时，国内LNG到岸价格下跌48.3%，与相同油价背景下日本LNG实际到岸价格的跌幅47.7%吻合，证明测算数据可靠。由于我国进口管道气签订的多是“照付不议”长贸合同，价格弹性较小。因此在研究中不予考虑。在分析进口气价格竞争力时，采用与油价挂钩紧密的LNG更能反映出市场的实时变化。

表1 不同油价下我国进口LNG到岸完税价格测算结果表

1.3 受经济增速换挡影响，国内天然气呈现供大于求趋势

2015年，中国GDP增长速度为6.9%，是自20世纪90年代以来的最低水平。受国内经济增速放缓、可替代能源价格下降、气候温和等因素的影响，我国天然气需求量增速放缓，由2013年前的年均16%降至2014年的8.6%，2015年增速进一步降为3.7%.较之于“十二五”天然气产量规划，天然气需求量低于预期；国产天然气供应相对平稳，加之天然气长期进口贸易面临“照付不议”的压力，我国天然气呈现总体供应过剩趋势。2015年，全年表观消费量约为1 910×108m3，全年产量为1 362×108m3，进口气量为624×108m3，总体供应量略超过消费量[4]。

在进口气价格下跌，国内天然气供大于求的双重背景下，我国天然气发展面临效益优先的挑战。其中非常规天然气作为高投入低产出的资源类型，受到的冲击是最大的。面对国内外能源市场的新常态，对非常规气进行经济效益评价，并与进口气进行竞争力比较分析显得尤为重要。

2 国产非常规气经济性分析

2.1 经济评价方法

笔者采用现金流量法进行单井经济效益测算，选取内部收益率为核心指标，测算达到基准内部收益率标准时所需气价，实现与进口气价的直接对比，从而开展国产非常规气与进口气竞争力分析。

财务内部收益率（Internal Rate of Return，缩写为IRR）是反映投资项目盈利能力的重要动态财务评价指标，是指投资项目在整个项目计算期内，各年净现金流量现值累计等于零时的折现率，是所得税后指标。计算公式如下。

式中CI表示现金流入量，万元；CO表示现金流出量，万元；i表示给定折现率；n表示投资方案的寿命期，a；(1+i)-t表示第t年的折现系数；(CI－CO)t表示第t年的净现金流量，万元。

财务内部收益率是项目评价指标，基准收益率是行业内投资项目资金应当获得的最低财务赢利水平，当投资项目的财务内部收益率大于或等于基准收益率时，该项目处于效益可接受水平，该指标是目前常用的衡量项目经济性的关键指标。由于考虑了资金的时间价值及方案在整个生命期内的经营情况，且该指标以百分数形式表现，比净现值更能反映不同方案的相对经济效益，适用于不同类型气源的横向效益对比[5-7]。

2.2 经济参数的确定

2015年11月20日，中华人民共和国国家发展和改革委员会（以下简称国家发改委）将非居民用气最高门站价格降低0.7元/m3，气价实现并轨。笔者在测算时采用了并轨后各地区实施的最新气价。依据《国家发展改革委、住房城乡建设部关于调整部分行业建设项目财务基准收益率的通知》中的标准，致密气、页岩气基准内部收益率为8%，煤层气基准内部收益率为10%。测算参数分别选自鄂尔多斯盆地S致密气田某区块、四川盆地蜀南地区X页岩气田及沁水盆地F煤层气田3个典型气田的生产及成本数据（表2）。

表2 不同类型气测算采用经济参数表

2.3 技术经济界限图版的建立

气田开发经验表明，在开发过程中，单井初期产量、递减率、累计采气量、单井投资、气价是影响收益的关键因素，其中单井初期产量、递减率与累计采气量呈关联关系，单井最终累计采气量是单井初期产气量与递减率综合作用的体现。因此，选取单井累计采气量、单井综合投资、内部收益率、气价为核心指标，测算单井不同累计采气量、投资条件下，实现基准内部收益率时所需气价，建立非常规气井的技术经济界限图版。

2.3.1 致密气技术经济界限研究

S致密气田当前直井综合投资水平约为1 000万元/井，平均单井累计产气量为2 150×104m3。测算方案的设计主要基于S致密气田的生产现状及未来开发、成本趋势。基于不同单井综合投资及单井累计采气量情景，共设计了36套方案，得出不同情景下实现8%基准内部收益率所需的最低气价界限。由于接替资源品位变差，分年投产井初期递减率逐年加大、单井累计采气量降低、低产低效井比例增加，预计未来单井累计产量将呈现下降趋势。因此设置了单井累计产量依次下调400×104m3、800×104m3、1 200×104m3、1 600×104m3等4种情景；考虑未来技术进步及有效增产措施的使用，另设置单井累计产量增加400×104m3的情景。考虑未来资源品质变差，土地征借、安全环保等费用大幅度提高，单井综合投资预计呈上升趋势，设计单井综合投资上浮20%、40%、60%、80%等4种情景；同时考虑未来有效控投资、降成本等措施可能带来的投资下降，设置投资下降20%的情景。

测算结果表明：随着单井累计采气量下降、单井综合投资上升，致密气实现8%内部收益率所需气价界限逐渐提高。在当前单井投资水平下（1 000万元/井），单井累计产量从550×104m3增加至2 550×104m3时，气价界限从3.42元/ m3降至0.89元/ m3；在当前产量水平下（2 150×104m3/井），单井综合投资从800万元升至1 800万元时，气价界限从0.85元/ m3升至1.69元/ m3。S致密气田在当前投资、产量水平下，实现效益开发气价为1.02元/ m3，低于该地区目前气价1.13元/ m3，实现了效益开发。以该地区当前气价为标准，该气田只有单井累计产量大于1 750×104m3，单井综合投资小于1 200万元的部分“甜点区”可实现效益开发（表3）。

表3 致密气实现8%基准收益率所需最低气价界限表

2.3.2 煤层气技术经济界限研究

沁水盆地F煤层气田当前单井综合投资水平约为220万元/井，含20万元排水采气费用，最终平均单井累计产量预计可达到450×104m3[8-9]。以该气田生产动态特征及当前投资水平为基础，采用相同研究思路，设计了36套方案。考虑未来资源品质变差，开采技术瓶颈无重大突破，设计了单井累计产量在当前水平上分别下降100×104m3、200×104m3的情景；假设未来发现优质区块及核心开采技术进一步取得突破，设计累计产量分别增加100×104m3、200×104m3、300×104m3的情景。同时考虑开发中后期随着排水采气工作量增大，排采费用、安全环保费用的增加，单井综合投资呈现上升趋势，将单井投资依次上浮20%、40%、60%、80%；同时考虑降本节能、开采技术获得突破等有效控制投资的因素，设计了投资下降20%情景。

测算结果表明：在当前投资水平下（220万元/井），单井累计产量从250×104m3增加至750×104m3时，气价界限从2.92元/ m3降至1.37元/ m3；在当前平均产量水平下（450×104m3/井），单井综合投资从180万元升至400万元时，气价界限从1.65元/ m3升至2.95元/ m3。F气田在当前投资、产量水平下，实现效益开发气价为1.89元/ m3，高于该地区当前气价1.63元/ m3，即目前气价下尚未达到10%内部收益率标准。若要实现效益开发，单井产量需保持在550×104m3/井之上，投资需控制在260万元以内（表4）。

2.3.3 页岩气技术经济界限研究

四川盆地蜀南地区X气田生产数据表明气井第一年平均日产气量为7.1×104m3。参照美国相似盆地典型页岩气井的年自然递减率，前4年递减率取值分别为65%、35%、20%、10%，第5年起保持5%递减率，评价期15 a，单井累计产量约为8 000×104m3。保守估计，单井钻完井投资平均为6 500万元/井，地面工程投资分摊约6 00万元，后期实施增压开采、排液采气等措施费用100万元，总成本约7 200万元/井[10-16]。基于对该区块页岩气井生产动态、投资水平的跟踪及预测，设计了单井不同投资、累计采气量情景下的36套方案。考虑“工厂化”作业水平提升、大位移水平井钻完井、体积压裂、微地震监测等核心技术进一步突破，并且区块各类单井产量差别较大，设计产量上浮2 000×104m3、4 000×104m3、6 000×104m3的情景；同时考虑开发效果低于预期的情况，设置累计产量下降2 000×104m3、 4 000×104m3的情景。考虑开发中后期压裂费用、安全环保费用的增加，单井综合投资可能呈现上升趋势，将单井投资依次上浮20%、40%、60%、80%；同时考虑降本节能、技术突破等措施可能带来的投资下降，设计了投资下降20%情景。

测算结果表明：在当前投资水平下（7 200万元/井），单井累计产量从4 000×104m3升至14 000×104m3时，气价界限从3.76元/ m3降至1.37元/ m3；在当前平均产量水平下（8 000×104m3/井），单井综合投资从5 800万元升至13 000万元时，气价界限从1.76元/ m3升至3.43元/ m3。在当前投资、产量水平下，该气田实现效益开发气价约为2.09元/ m3，高于该地区实际气价1.18元/ m3（表5）。

表5 页岩气实现8%基准收益率所需最低气价界限表

综上研究，在当前气价、投资水平、单井累计产量的现状下，只有致密气实现了效益开发，达到基准内部收益率要求；煤层气、页岩气收益仍低于基准收益率要求，仍有待降本增效以实现效益开发。

3 国产非常规气与进口气竞争力对比分析

在不同油价情景下，以相应的LNG进口气价为标准，通过与国产非常规气实现效益开发的气价界限对比，可以衡量出相对于进口LNG具有效益优势的国产非常规气。从上述研究中可查出不同类型非常规气在不同油价下的单井累计采气量界限，可得出不同油价情景下国产非常规气的技术经济界限及最优开发序列。根据当前油价现状，设计了4种油价情景，即油价跌至40美元/桶、油价保持50美元/桶、油价升至60美元/桶、油价反弹至70美元/桶之上。

3.1油价跌至40美元/桶时情形

油价跌至40美元/桶时，最低进口LNG价格为1.78元/ m3。图1纵坐标为3种非常规气，横坐标为当前投资水平下每种非常规气在不同单井累计采气量下实现内部收益率标准时所对应的气价界限，红线为最低进口LNG价格。通过对比，红线左侧的国产非常规气价格比进口LNG低，具有价格优势；红线右侧国产非常规气价高于进口LNG，竞争力低于进口LNG。通过图版，可查找出气价为1.78元/ m3时，致密气、煤层气、页岩气的累计产量分别为1 123×104m3、490×104m3、9 798×104m3，即油价40美元/桶时，相比进口LNG，高于上述产量界限的非常规气井才具有效益竞争力。

3.2油价保持50美元/桶时情形

油价保持在50美元/桶水平，最低LNG进口价格为2.19元/ m3。可优先开发产量大于893×104m3的致密气、产量大于371×104m3的煤层气及产量大于7 537×104m3的页岩气（图2）。

3.3油价升至60美元/桶时情形

当油价升至60美元/桶时，最低进口LNG气价上升为2.6元/ m3。可优先开发产量大于742×104m3的致密气、产量大于290×104m3的煤层气及产量大于6 115×104m3的页岩气井（图3）。3.4油价反弹至70美元/桶时情形

图1 油价为40美元/桶时，国内非常规气对应的技术经济界限图

图2 油价为50美元/桶时，国内非常规气对应的技术经济界限图

图3 油价为60美元/桶时，国内非常规气对应的技术经济界限图

当油价反弹至70美元/桶以上时，最低管道进口气价格上升为3元/ m3。可优先开发产量大于637×104m3的致密气、产量大于242×104m3的煤层气及产量大于5 165×104m3的页岩气井（图4）。

该方法使国产非常规气价格与油价联动，可研判不同油价下，哪些国产气相对于进口气具有价格优势，以此优选出不同油价下的国产非常规气的最优开发序列，并给出相应的产量界限。

图4 油价为70美元/桶以上时，国内非常规气对应的技术经济界限图

4 结论

由于非常规气具有开发成本高、开采难度大等特点，在低油价的形势下，其开发效益最容易受到可替代能源的冲击。因此，测算非常规气开发效益，并与进口气进行竞争力对比，以应对来自内部、外部的挑战显得尤为重要。笔者通过建立反映单井投资、累计产量、内部收益率3大关键指标的技术经济界限图版，计算出当前投资、产量水平下所需气价界限，与进口LNG价格进行对比，优选出不同油价情景下具有竞争力的非常规气效益最优开发序列，并给出了相应技术界限。

1）在当前气价、投资、产量水平下，只有S致密气田“甜点区”可实现效益开发，F煤层气田、X页岩气田的内部收益率均低于基准收益率，有待进一步降本增效。

2）当油价为40美元/桶时，致密气、煤层气、页岩气累计产量分别大于1 123×104m3、490×104m3、 9 798×104m3的单井相比进口LNG更具效益竞争力。在当前技术经济水平下，S致密气田、F煤层气田、X页岩气田的单井产量水平分别为2 150×104m3、450×104m3、8 000×104m3，仅有致密气产量高于该产量界限。即该油价下，相比于进口LNG，开采国产致密气效益更优，应优先动用产量高于1 123×104m3/井的致密气。

3）当油价为50美元/桶时，致密气、煤层气、页岩气产量界限分别为893×104m3、371×104m3、7 537×104m3，其中煤层气、页岩气均高于该界限，可新增动用煤层气、页岩气，其开发效益均优于进口LNG。

4）当油价升至60美元/桶及以上时，国产非常规气均相比进口LNG具有价格竞争力，应加大国产非常规气开发力度，平衡好国产气与进口气的供应比例关系，以实现效益最大化。

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（修改回稿日期 2016-11-01 编 辑陈 嵩）

Competitiveness comparison between domestic unconventional natural gas and imported gas in the context of low oil price

Guan Chunxiao1, Lu Jialiang1, Tang Hongjun1, Wang Yali1, Zhu Sinan2, Sun Yuping1, Li Qiaojing1, Zhang Jingping1
(1.Langfang Branch of PetroChina Exploration & Development Research Institute, Langfang, Hebei 065007, China;
2.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Daqing Oilfield Company, Daqing, Heilongjiang 163000, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.119-126, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

In recent years, unconventional gas has become one important portion of natural gas supply in China, so under the present low-oil-price global situation, oil and gas operators have to make a realistic choice of whether to keep on developing unconventional gas resources with low efficiency and low profit or to turn to more gas import from abroad. In view of this, based on typical dynamic and cost data from domestic unconventional gas fields, the Net Present Value (NPV) was applied to make a single-well economic evaluation of typical unconventional gas fields, and the technological and economic limit charts were made reflecting the three indexes of the investment & cumulative output per well and the internal rate of return (IRR). Then, through a comparison with the imported gas prices, the optimal development sequences under different oil price scenarios were obtained. The following findings were achieved. First, under the present level of gas price, investment and gas yield, benefits will be achieved only in the sweet point zones of tight gas fields, while lower cost and higher efficiency will be highly needed in those CBM and shale gas fields, the IRR of which is lower than the minimum acceptable rate of return (MARR). Second, if crude oil price stays at 40 USD per barrel (1 barrel equals 0.159 standard cubic metres), domestic tight sand gas should be developed primarily with the increasing imported LNG as a supplement; If the price rises to more than 50 USD per barrel, all domestic unconventional gas should be developed in the first place, and the supply balance between domestic and the imported gas will be well kept to achieve the maximum benefit.

Low oil price; Unconventional natural gas; Tight sand gas; Coalbed methane (CBM); Shale gas; Imported gas; Competitiveness comparison; Internal rate of return (IRR); Minimum acceptable rate of return (MARR); Technological and economic limit charts

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.017

关春晓，女，1986年生，工程师；主要从事天然气规划及经济评价等方面的研究工作。地址：（065000）河北省廊坊市广阳区44号信箱。ORCID: 0000-0002-7915-4680。E-mail: gcx69@petrochina.com.cn