鄂尔多斯大牛地气田天然气成本分析
2009-04-29刘海兴郭明晶
刘海兴 郭明晶
摘要：在分析天然气成本基本特点和构成情况下，从生产成本和管输成本两方面分析了大牛地天然气成本情况。结论认为，随着生产的继续，大牛地目前较低的天然气生产成本会上升；在不增铺管道的情况下，该地天然气面临着较大数额的管输成本。最后，在分析天然气成本管理基本原则的基础上，从加强技术攻关，开发并完善适合的天然气勘探配套技术、加快天然气管道铺设速度，大力推动调峰储气库建设、增强上游的控制能力，积极推进天然气一体化发展进程、充分发挥价格杠杆作用，认真做好推价工作，促进天然气价格早日实现市场化等方面分析了降低大牛地天然气成本的途径。
关键词：天然气成本； 大牛地； 原则； 措施
中图分类号：F407.22 文献标识码：Ａ 文章编号：1004-0544（2009）02-0159-05
一、 大牛地气田天然气成本的基本特征
（一） 天然气成本与一般加工业产品成本的区别
石油企业属于采掘工业性质，其生产经营的核心是根据市场需求，不断地探索地下油气资源，把投入资本转化为储量，并通过开采工艺将可采储量转化为可利用的商品——天然气。石油天然气企业经济运行的自身特殊规律与一般加工业经济运行规律有极大的区别。
1. 石油天然气企业与一般加工业投入产出的转换方式不同。油气企业的经济运行本质是资本转化为储量，再用年度的增量资本把储量逐年拿出来，即由可采储量转化为油气产量和销售收入。而普通加工业是将投入资金购买原材料直至生产出产品的实物流过程，即通过流动资金周转作用于存量资产，将原材料转化为产品而获取收益。
2. 石油天然气企业前期投入资本主要形成储量和其它固定资产两种形态，而一般加工业的前期投入主要形成单一的固定资产。石油企业前期勘探投入的非钻井成本和所打探井经过评价未发现经济可采储量的干井成本以及已被确定为成功探井的无效井段的探井成本均转入“地质勘探费用”，列入当期损益。发现经济可采储量的成功探井，其有效井段的成本转入“油气井及相关设施”，予以资本化。在发现经济可采储量的基础上还要进行产能建设，形成集气站等固定资产。而一般加工业前期投入主要形成厂房、机器设备等固定资产。
3. 前期投入对产品成本的影响在一般加工业中是相对确定的，而在石油天然气企业变化较大。一般加工业前期投入只形成固定资产，因而对成本的影响是相对稳定的，而石油企业前期投入找到的储量则是不完全确定的，因为地质条件、储量丰度和开采难度千差万别，造成对成本的影响也各不相同。
4. 一般加工业投入的原材料，最终形成了产品的主体部分，而石油天然气企业投入的原材料被消耗后进入生产成本。
5. 固定资产购建和产品加工、形成过程两者也有很大区别。一般加工业的前期投入是根据其设计的生产规模大小和对产品质量的要求程度而确定资金投入的多少，只要决策正确，固定资产购建完毕后，只需一定数量的流动资金即可进行产品生产和维持简单再生产。而石油天然气企业的勘探、开发、生产基本上是连续的、不间断的。这是因为，要保证稳定的产量，就必须不断地进行勘探，从而保证有新的储量接替，新增储量又必须有新增产能建设投资相配套，因此勘探开发投资必须不间断地滚动进行。
6. 一般加工业产品单位成本在生命周期内随着生产时间的延续将会下降(以物价水平不变为前提)，而油气生产的单位成本在油气井开采期内将随着时间的增加而上升。因为一般加工业一种产品生产时间越长，操作人员技术熟练程度就越高，劳动生产率就随之提高，再伴随着工艺技术的改进，产品成本将会大大降低。而油气开采单位成本贝iJ不同，随着油气田开采时间的拉长，开采难度随之增大，即使采取各项先进的井下工艺技术措施，在后期也只能弥补部分自然递减的产量，成本仍然会随之上升。
（二） 基本构成
按照马克思的观点，天然气成本就是天然气生产企业在天然气产品生产经营过程中以价格形式表现的物化劳动和活劳动的消耗。从经济的角度上来看，成本是生产商品的投入，或者是生产资料和劳动的必要耗费。假如从某项投资的全部回收期来看，则成本应包括全部投资和营运成本。从天然气开采看，世界各国大都将勘探、开发和生产费用列入天然气生产成本中。
根据上文的分析，再结合国际经验，我们将大牛地气田天然气井口成本按其形成过程分为勘探费用、开发费用和生产费用三大块。
从井口采出天然气到净化处理、管道输送直到销售给用户的全过程看，天然气生产综合成本（城市门站成本）是根据工艺过程按逐步结转法归集计算的。结合鄂尔多斯大牛地天然气生产、销售情况，本研究将从井口成本、输压成本、净化成本、管输成本这四种成本角度研究鄂尔多斯大牛地成本情况。由于数据等方面的原因，本研究将这四种成本又分为生产成本和管输成本。下文将结合天然气成本变化的一般规律，对大牛地气田天然气成本的现状和发展趋势进行分析。这些分析主要是从该地天然气的生产成本、管输成本出发来进行的。
（三） 天然气生产成本的变化规律
一个气藏在整个开发生命周期内，按其天然气产量曲线 （也叫采气动态变化曲线）来分析，可将气田开发划分为4个阶段即：投产建设阶段、稳定阶段、产量递减阶段、低压小产量阶段，如图1所示，或者分为3个时期，即早期、中期、晚期。
在投产建设阶段，天然气产量由低到高逐年大幅度上升，而天然气成气成本由高到低。在进入稳产阶段时，天然气成本保持最低水平，尔后由于天然气产量递减，而且增产措施费用、气田维护费用及其它费用不断增加，使天然气成本逐步上升。到低压小产量阶段，天然气成本达到最高，终因气田开采在经济上不能产生效益而停止开发。
图1 气藏开发阶段天然气产量、生产成本关系图
上图所示的天然气成本变化规律是一个气藏的天然气生产成本随天然气产量而变化的客观规律。只有认识并按照这个规律来办事，才能在整个气藏开发期内，提高气藏的整体开发效益。所以在拟定一个气藏的开发方案时，就应该根据气藏的地质条件及经济效益最高的原则，选定一个采气动态曲线。这样也就确定了一个在各个开发阶段，天然气成本的变化模式。对一个气田来说，地下可能包括几个气藏甚至是不同类型的气藏，各气藏的开发时间不同，所以整个气田的天然气产量变化曲线是各个气藏采气动态曲线叠加的结果，一个气田的产量变化及天然气成本变化规律和各个气藏的产量及成本的变化规律是不一致的。对于一个天然气生产企业或全国（或某一地区） 整个天然气生产行业来说更是这样。
但是我们应该看到，在一个气区内，从长远来看，天然气工业在发展过程中，总是尽可能先开发条件好的、成本较低的气田，因而从某一气区或全国来说，采气的成本也是有越来越高的趋势，这也是一个客观存在的规律。而且随着开采时间的推移，成本不断上升的规律是不可改变的，也是不以人们的意志为转移的。
二、 鄂尔多斯大牛地天然气成本分析
（一） 生产成本分析
1. 现状分析
大牛地气田的开发始于2003年，2003~2004年进行开发先导试验，2005年正式进入规模化开发。按照上述天然气生产成本发展一般规律，目前其生产成本属于递减阶段。
（1）完全成本
表1:2003-2006年大牛地气田完全单位成本变化趋势
从表1中可以看出，在资源丰度、规模经济、技术进步等因素的共同作用下，大牛地气田的完全单位成本处于一种下降的趋势。
（2）生产成本
由于大牛地气田基本上还处于初期开发阶段，规模效应明显，而且目前开发的主要是一些深度低、易开采气源，所以随着生产规模的不断扩大其生产成本也在不断的减小。2004年的单位生产成本为470.57元/103m3，2005年为400元/103m3，处于一种较大幅度下降的状况。
这说明在规模生产等因素的作用下，大牛地气田的生产成本处于一种不断下降的趋势。
2. 趋势分析
在短期中，大牛地气田的完全单位成本和单位生产成本处于一种下降的趋势，但从长期来看，这种趋势受到多方面因素的挑战。
如前所述，天然气长期成本受到气田地质构造、资源丰度、开发现状、产能计划等因素的影响。下面结合大牛地气田的相关因素来分析该地生产成本的变化趋势。
（1）地质构造
大牛地气田是典型的低压致密岩性气田，具有低孔、低渗、低压、低丰度和低产特征。储层为滨岸障壁砂坝、三角洲平原分流河道和河流河道沉积，非均质性强，横向变化大，平均孔隙度为8.69%，平均渗透率0.76mD，为低孔、低渗-特低渗储层，非均质性强，地层压力系数0.8~1.0，属低压、特低渗、致密砂岩岩性气藏。这些气藏的特点，使得大牛地气田的开发具有世界级难度。
随着开发的深入，开发的重点将会逐渐转移到这些开采难度越来越大的气层。这必然会增加勘探、开发和生产成本。
（2）资源丰度
资源丰度的大小直接决定着开采难度的大小和开采时间的长短。资源丰度越大，开采的难度就会越小、开采的时间就会越短，生产成本就会越少。
鄂尔多斯盆地鄂尔多斯大牛地所辖探区天然气资源量主要由塔巴庙、杭锦旗、杭锦旗南、定北四个区块组成（见表2）。其中，塔巴庙是目前的主要气源地，杭锦旗、杭锦旗南、定北等地是未来开发的候补气源地。
表2: 鄂尔多斯盆地大牛地气田及其外围探区天然气资源现状统计表
从表2中可以看出，在这四个区块中，塔巴庙区的资源丰度最大，达到了4.111，但随着开发的深入，该区块资源丰度不断降低，目前的资源丰度只有2.642，在四年内就下降了1.469。在剩下的杭锦旗、杭锦旗南、定北等三个区块中，除定北的资源丰度大于1外，其余两块均小于1。可见，随着开发的深入，大牛地气田的资源丰度会不断降低，而且在塔巴庙区天然气完全开采完后，大牛地气田的资源丰度的下降幅度会增大。
按照天然气生产的基本经验，天然气丰度的降低将会引起勘探、开发等生产成本的增加。
（3）开发现状
如前所述，大牛地气田开发目前主要集中在塔巴庙区。在这个区内部，又分为老区和新区，随着开发的不断深入，新、老区之间的产能建设工作量有着很大的区别（见表3）。
表3: 鄂尔多斯大牛地历年新老区产能建设工作量对比
从上表可以看出，目前的产能建设逐渐向新区偏移，而按照天然气开发“先易，后难”的特点，随着开发重点的转移必然会加大开发困难，增加开发、生产成本。因此，随着大牛地气田开发的不断深入、产能建设重点的转移，生产成本也会不断增加。
（4）产能变化
根据对2003 年前投产的气井生产动态特征研究结果，大牛地气田单井平均稳产时间为4年左右，20年评价期内平均递减率7％。
所以根据对投产最早的气井生产规律研究成果，气井稳产年限可以按照4年测算，稳产期过后的递减阶段递减率取7％。依据气井投产年度对全气田产量进行预测，例如，2005年建10×108m3产能新钻气井233口，当年新井多数投产时间均在下半年，当年新井实际产量并不多，因此2005年所钻气井稳产年限从2006年初开始计算，到2009年末结束，2010年开始递减，按7％的递减率计算，当年产量递减到9.3×108m3；其余年份所钻气井产量依此类推。
上述预测结果显示，大牛地气田2009 年产量达到30×108m3。但是，到2010年，2005年所钻气井的产量（10×108m3）开始递减，到2011年，在2005年所钻气井的产量进一步下降的基础上，2006 年所钻气井的产量也开始下降；随着各年度开发井产量逐步进入递减期，气田总体产量呈递减趋势见图2。
从图2中所显示的大牛地气田总产量的预测结果可以看出，该气田的储量和产量到2010年就开始递减。
而按照图1所显示天然气产量与天然气生产成本的关系，当一个气田的天然气产量出现递减时，其生产成本就呈现出递增趋势。大牛地气田产量的递减会引起该地区生产成本的增加。所以，从2010年开始，随着天然气储量和产能的递减，该气田的生产成本会不断上升。
图2 分年度气井产量及气田总产量预测曲线
（二） 管输成本
大牛地天然气目前的目标市场主要分布在内蒙古当地、北京、山东、河南等地。在这些目标市场中，除内蒙古当地离大牛地气田的距离较近外，其余的距离都很远。因此，必须依靠较长距离的管道将天然气输送到北京、山东、河南等目标市场。目前，在大牛地气田有大杭线、塔榆线这两条管道和外面的市场连接。其中，大杭线主要是输送给内蒙当地市场，塔榆线主要是通过陕京一线和陕京二线联系北京、山东、燕山石化、郑州等目标市场。
因此，大牛地气田必须借助中石油的输送管道才能将天然气输送到目标市场。大牛地气田依靠中石油管道输送天然气使自己面临着极大的风险：
首先，面临着极大的管输成本。由于没有自己的、符合市场分布的天然气输送管道，就必须按照中石油的市场分布情况而设计的输送管道图来输送天然气。这种不符合市场分布特征的输送线路会增加天然气输送成本。以大牛地气田的天然气运送到郑州市场为例，按照现有的天然气输送管道分析图分析，大牛地气田的天然气要输送到郑州市场首先要经过塔榆线到达陕京二线，再经过陕京二线到达安平，又从安平输送到山东济南后，再从济南输送到开封，最后，从开封输送到郑州。在这个漫长的输送过程中，共经过了六条管道，辗转四个城市。这个运输过程中间共发生的管输费共0.89元/m3，而该气的井口价只为0.98元/m3。可见，输送到郑州天然气管输成本和天然气的出厂价十分接近，如果再算上郑州燃气公司自己的管输费（0.02元/m3），则整个管输费和井口价只相差0.07元/m3。这充分说明在目前的天然气输送管道布局下，大牛地气田的天然气输送面临着极大的管输成本。在天然气市场竞争日益激烈的情况下，这种高额管输成本的存在必然制约着大牛地天然气乃至整个鄂尔多斯大牛地地区的发展。
其次，面临着极大的管输风险。中石油和中石化是我国天然气市场上两个主要厂商，在国内天然气市场中存在着激烈的竞争。大牛地气田借用中石油的天然气输送管道，必然会受到中石油的诸多制约。这种制约的存在不仅会提高大牛地气田天然气管输成本，还会影响大牛地气田天然气发展战略的实施。
三、 成本控制原则及措施
通过分析，我们发现随着生产的继续，大牛地气田目前较低的生产成本会上升；而在不增铺管道的情况下，该地天然气面临着较大数额的管输成本。在市场竞争不断激烈的情况下，必须采取科学的方法来降低成本。
（一） 天然气成本控制的原则
根据天然气成本形成的特点及影响因素，成本控制应遵循以下原则:
1. 全员控制原则。全员控制就是组织公司各职能部门及单位全体员工对成本发生的各个因素，在各个岗位上实行日常控制，从而使油气成本置于企业全员控制之下。
2. 全过程控制原则。油气成本控制要从勘探开发方案的制定到油气生产的全过程进行控制，主要作好事前控制、事中控制和事后控制。事前控制包括在勘探开发方案的制定、工程设计、长远规划的制定等过程中，通过成本的预测和决策，选择最佳的降低成本的措施和方案，确定未来的目标成本。事中控制包括在勘探钻井、建设施工和油气生产过程中对成本的形成和偏离成本预算的差异及其原因进行分析，并采取相应的措施加以改进，以保证目标成本的实现。事后控制就是在产品形成以后，对成本差异进行分析研究，找出成本变化的规律，为今后降低成本指明方向。
3. 综合控制的原则。成本是综合产生的，不应把成本与其它技术经济因素分离开来孤立地进行控制，而必须根据成本与其它技术经济因素的客观联系实行控制。在企业中，各种技术经济因素互相联系、互相制约，从而使产品成本的形成受到影响，特别是石油天然气企业，因其技术含量较高，管理要求严格，员工的技术与管理水平对产品成本的影响很大，因此，必须多方面采取措施，通力合作，消除薄弱环节，提高管理水平，改善技术经济状况，使成本控制见到实效。
4. 目标管理与分段控制原则。天然气产品成本形成与其他行业产品成本的形成具有很大差异性。这是因为石油天然气从勘探、开发到生产的各个阶段既相互联系又相对独立，同时各阶段发生的费用又对最终的完全成本具有举足轻重的影响。另外，各气田的地质地理条件以及采出程度有很大差异，若以同一目标成本为依据进行成本控制，显然是不可能的。因此，石油天然气产品既要制订总的目标成本，又要相应制订各阶段目标成本，并根据各气田的具体情况进行分解，使成本控制既有理论依据，又符合实际。只有分段成本控制取得成效，总的目标成本才能得以实现。
（二） 控制措施
1. 加强技术攻关，开发并完善适合的天然气勘探配套技术。大牛地气田正处于规模开采的初级阶段。按照经济学的基本原理，在此阶段，加大开采力度可以降低生产成本。因此，华北分公司要根据大牛地气田勘探对象的特点发展相应的勘探技术，加强技术公关，力争在技术上实现突破，从而加快大牛地气田的开发速度。
2. 加快天然气管道铺设速度，大力推动调峰储气库建设。天然气管道建设是发展天然气市场的前提。天然气不同于一般商品，其生产、消费具有连续性，而连接生产与消费的就是天然气管道，天然气商品随着管道进入消费市场。因此，发展天然气市场，就必须建设天然气管道。没有天然气大管网，也就无法发展鄂尔多斯大牛地气田天然气的东部市场。只有在目标市场建设纵横交错的天然气输送主干线和支干线，逐渐形成自己全国性的天然气输送主干网、地区性天然气输送网、城市门站的高压输气管网网络系统，才能有效地降低管输成本。
3. 增强上游的控制能力，积极推进天然气一体化发展进程。天然气上中下游同步规划建设是实现成本控制的重要手段。天然气商品产业链的连续性决定了上、中、下游必须作为一个系统统筹考虑并整体优化，同步规划建设。这样才能保证资源有市场，市场有资源，资源可以顺利送达用户。这就要求我们要作好上、中、下游一体化发展的综合规划。目前，天然气工业基础薄弱，要求我们在起步的时候就要做好综合规划。（1）管网的建设。目前，必须改变以公司为单位，分散地进行“各自的”管线建设的实际情况，统筹各大公司，上、中、下游，国内生产与国外进口天然气管网建设的要求，逐步形成、完善管网的合理布局，为进一步实现运输的市场化奠定基础。否则，这方面的失误将会严重地阻碍天然气工业的持续快速发展。（2）认真做好市场开拓。天然气不是“皇帝女儿不愁嫁”，不能把意向性的“需要”视同为有实际购买力的需求。以政府的宏观调控引导和市场手段相结合，以合理的气价结构实现上、中、下游的互相促进，均衡发展。
4. 充分发挥价格杠杆作用，认真做好推价工作，促进天然气价格早日实现市场化。天然气成本控制，主要取决于气价及天然气消费结构等因素。天然气价格主要受制于上游成本和中游管输费。我国绝大多数天然气产区地质条件复杂，天然气资源主要分布在中西部地区。从天然气消费结构上看，目前我国天然气主要用于化工、油气田开采和发电等工业部门，它们在天然气消费中所占比例在87%以上。但建设城市配气管网、新建用气项目、改扩建用气工程都需要投入大量资金，这些都加大了天然气市场的开拓难度。为了落实天然气价格，及时签订天然气供用气合同，华北分公司应该克服来自方方面面的阻力，与地方政府积极沟通，与天然气用户充分协商，坚持不懈，有张有弛，采取多种推价举措扎实有效地开展工作。
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责任编辑 刘凤刚
