低油价形势下致密气与进口气竞争力分析

2017-01-13关春晓朱思南张静平李俏静孙玉平

天然气技术与经济 2016年6期

关键词：气价单井界限

关春晓朱思南张静平李俏静孙玉平

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；2.大庆油田勘探开发研究院，黑龙江大庆 163000）

低油价形势下致密气与进口气竞争力分析

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（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；2.大庆油田勘探开发研究院，黑龙江大庆 163000）

致密气已成为我国天然气供应的重要构成，是实现天然气稳产的现实接替资源。随着“甜点区”的深入开发，接替资源面临品质变差、成本上升等挑战。近年，低油价、国内经济增速放缓等新形势倒逼天然气产业思考如何优化开发项目、权衡进口气比例、提升全局效益。为此，通过评价典型致密气田经济效益现状，与进口气进行竞争力分析，得出不同油价下致密气效益产量界限。结果表明，油价为40美元/bbl时，致密气效益产量界限为1 360× 104m3；油价为50美元/bbl时其界限为934×104m3；油价为60美元/bbl时其界限为737×104m3。不同油价阶段应优先动用效益优良致密气资源，以低价进口气作为必要补充，保障天然气稳定供应，提升全局效益。

低油价致密气经济评价产量界限竞争力

0 引言

我国致密气地质资源量丰富，预计为（17～25）× 1012m3（中国石油勘探开发研究院，2011年），资源量探明率超14%，尚处于勘探早期。截至2015年底，全国探明致密气地质储量3.56×1012m3，年产量330 ×108m3，储量、产量分别占全国天然气总量的27.3%和26.6%，地位日益凸显。目前致密气已实现规模开发，主体开发配套技术完善，是保障天然气稳产的重要接替资源。

自2015年以来，国际油价持续低迷引发进口气价格不断走低、国内经济增速放缓导致天然气呈现供过于求，新形势倒逼天然气产业思考如何优化重点开发项目、权衡进口气比例，以提升全局效益。致密气作为我国天然气供应的重要组成，随着“甜点区”的深入开发，未来接替资源面临品质变差、成本上升等挑战。面对国内外能源市场带来的挑战，需开展致密气经济效益评价，以摸清效益现状，优化资源动用序列，提升自身效益水平。同时开展与进口气的竞争力分析，得出不同油价下致密气的效益产量界限，优化国内外天然气资源比例，实现整体效益最大化，十分必要。

1 国内外能源、经济环境“新常态”对国内天然气市场的影响

1.1 近期低油价仍将保持“常态”，进口气价格不断下调，成为国产天然气的有力竞争对手

自2014年下半年以来，受全球经济增速放缓、北美致密油、页岩油快速增产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，WTI油价从2014年6月的107.53美元/bbl高点跌至2016年1月的26.21美元/bbl低点，跌幅高达75%，当前处于40美元/bbl低位徘徊。2016年上半年，国际油价呈现探底后震荡回升走势。年初，受西方国家取消对伊朗制裁、美国解禁原油出口禁令、美联储加息、北半球暖冬、我国经济增速放缓等多重利空因素影响，国际油价创下新低。随后“冻结产量合约”预期、科威特石油工人罢工、阿联酋油田检修、伊拉克北部输油管道破坏、尼日利亚武装分子袭击石油设施等事件导致石油供应下滑。同时美国石油钻机数和原油产量维持下降、美国汽油需求强劲、美元走势偏弱等因素均对油价构成一定支撑，促使价格持续反弹。展望2016年下半年油价走势，预计中东发电及美国汽油需求将推动全球石油需求进入旺季、美国原油库存和产量下降、尼日利亚供应持续中断等因素将对油价构成支撑，同时英国脱欧事件使得国际油价短期面临回调压力、下半年美元可能保持强势，也一定程度上限制油价涨幅。综合上述分析，短期内油价强烈反弹的可能性不大，将持续当前低油价常态。预计2016年下半年，布伦特油价均价范围为40～50美元/bbl［1］。

BP公司统计数据表明，受国际油价下跌影响，全球4大天然气市场价格随之下调，各市场间价格差异逐渐缩小。其中以日本LNG到岸价为代表的亚洲进口天然气价格下降幅度最大，由2014年的均价16.33美元/MMBtu降至2015的10.31美元/MMB⁃tu，降幅为37%。截至2016年6月，日本LNG到岸价格降至约5美元/MMBtu，基本与英国NBP天然气价格水平持平。不断下调的进口天然气价格，削弱了高成本国产非常规天然气的效益优势，成为国产天然气的有力竞争对手。

图1 全球四大天然气市场历史气价走势图

1.2 国内经济增速步入“换挡”新常态，国内天然气市场初现供大于求局面

2015年，国内GDP增长速度为6.9%，创20世纪90年代以来新低。受国内经济增速放缓、煤炭等可替代能源价格下降、气候变暖等多重因素影响，国内天然气需求增速放缓，由2013年以前的年均增速16%降至2015年的年度增速3.7%。相比“十二五”期间天然气的产量规划，国产天然气供应相对平稳，但需求量低于预期。同时天然气长期进口贸易面临“照付不议”压力，使得我国天然气呈现总体供应略微过剩局面。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624×108m3，天然气供应超出需求76×108m3［2-5］。

在进口气价格下跌、国内天然气供大于求的双重背景下，作为天然气供应重要构成且未来成本趋高的致密气，应思考如何优化开发项目、提升效益。因此，亟待开展致密气经济效益评价。

2 致密气经济效益评价

2.1 经济参数的选取

选取鄂尔多斯盆地典型致密气田X，以该气田的生产动态资料及近期成本数据为基础，气价采用2015年国家发改委非居民用气下调0.7元/m3后的最新气价，内部收益率参考《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》中陆上致密气开采融资前税前财务基准收益率标准，取值8%，其他经济参数见表1。

表1 致密气田经济评价参数列表

2.2 经济效益现状

X气田当前直井综合投资约为1 000万元/井，由于各区块资源品质及见水程度不同，单井累计产气量介于（1 600～2 300）×104m3之间，平均为2 050 ×104m3，已开发储量主要位于“甜点区”。随着“甜点区”的深入开发，未来接替资源品位逐渐变差，单井累计产气量随之下降，基于已开发老井的生产动态，可对未动用储量的单井累计采气量予以预测。根据储量丰度、气层平均厚度、平均含气饱和度等关键开发指标，将未动用储量划分为4类（见表2），其中I类储量为剩余“甜点区”，单井累计产量为2 050×104m3/井；II类储量平均单井累计产量约为1 360×104m3/井；III类储量平均单井累计产量约为934×104m3/井；IV类储量主要位于含水区，受见水影响，平均单井累计产量仅为737×104m3/井［6-8］。

表2 X致密气田接替储量单井分类标准及分类结果表

目前该气田分年投产井初期递减率加大，单井累计采气量降低；低产低效井逐年增多，产水、积液井比例逐年上升，排水采气工作量大，生产管理操作成本增加；土地征借、安全环保等费用大幅度提高，降成本控投资压力增大。

基于X气田的当前单井累计产量范围、成本水平及未来接替储量产量水平、投资趋势，测算了3种情景共18套方案，即当前投资水平下，不同单井累计产量实现基准财务内部收益率所需最低气价界限；考虑未来资源品位变差、投资上升趋势，单井综合投资分别上浮20%、40%两种情景下，不同单井累计产量实现基准财务内部收益率所需最低气价界限［9-11］。

测算结果表明，当前投资水平下，X致密气田的产量范围为（1 600～2 300）×104m3，实现效益开发的气价为1.27～0.93元/m3，接替储量的产量范围为（737～2 050）×104m3，则实现效益开发的气价为2.59～1.03元/m3。当前该地区气价为1.13元/m3，在当前单井投资水平下，只有单井累计产量高于2 050×104m3时，测算气价才低于当地气价，即可达到基准内部收益率要求；当投资上升20%后，则实现效益开发的产量界限进一步提高，只有单井产量大于2 300×104m3时，测算气价可低于当地气价；当投资上升40%时，当前产量水平下，实现效益开发气价均高于当地气价，需进一步降本增效可达到基准内部收益率要求（见表3）。

表3 X致密气田实现8%基准收益率所需最低气价界限表

致密气经济效益评价结果仅代表其自身效益水平，如果考虑其在促进天然气产业可持续发展、保证天然气产量稳定供应、保障天然气能源供应安全及改善环境污染问题等领域的作用，其仍具有一定的不可替代性。因此还需与进口气对比其竞争力，以显示其综合社会经济价值及在能源安全、战略、资源结构优化等领域的重要意义。

3 致密气与进口气竞争力分析

3.1 受国际油价下跌影响，进口气价格出现回落

LNG现货价格与油价挂钩，受油价下跌影响，LNG现货价格出现回落。以日本LNG到岸价为例，其价格走势同油价变化基本一致，但受LNG合同价格约定方式影响，LNG价格下降节奏略延迟于油价，价格出现回落趋势，从2014年的年均16.33美元/MMBtu降至2015年的10.31美元/MMBtu（图2）。

图2 1992-2016年3月WTI、Brent油价和日本LNG到岸气价历史数据图

我国进口管道气及LNG合同价均与油价挂钩，基于前述对短期内油价强烈反弹可能性不大的判断，预计2016年下半年，布伦特油价均价范围为40～50美元/bbl，国内进口气价也将相应下调，进口气竞争力上升。经测算，当油价从100美元/bbl降至40美元/bbl时，中亚管道气价约可下浮47%、中缅管道气价约可下降23%、LNG价格约可下浮58%（见表4）。

表4 不同油价下国内进口LNG到岸完税价格测算结果表

3.2 油价40美元/bbl水平时，国产致密气相比进口气更具效益优势

将致密气实现效益开发的测算气价与进口气价相对比，可得出不同油价情景下致密气的效益竞争力情况，并界定致密气井相比进口气更具竞争力的产量界限，得出不同油价情景下致密气效益最优开发序列。基于对近期油价走势的展望，设计了油价40美元/bbl、50美元/bbl、60美元/bbl以上3种情景。

情景一：油价为40美元/bbl时，经测算，最低管道进口气价为1.42元/m3，最低进口LNG价格为1.78元/m3。由图3可见，不同类型接替储量的单井产量范围预计为（737～2 050）×104m3，该油价情景下，当单井累计产量大于1360×104m3时，国产致密气实现效益开发气价低于最低进口管道气及LNG价格。即油价为40美元/bbl时，相比于进口气，国产致密气具有效益优势，应优先开发产量高于该界限的国产致密气。

图3 油价为40美元/bbl时，致密气与进口气竞争力对比图

情景二：油价为50美元/bbl时，最低管道进口气价为1.63元/m3，最低进口LNG价格为2.19元/m3。单井累计产量大于1 360×104m3时，国产致密气实现效益开发气价低于最低进口管道气及LNG价格，具有效益优势（图4）。累计产量为934×104m3的单井，实现效益开发气价高于最低进口管道气价，但低于最低进口LNG价格，可作为补充能源考虑动用该部分储量。

图4 油价为50美元/桶时，致密气与进口气竞争力对比图

情景三：当油价升至60美元/bbl时，最低管道进口气价为1.84元/m3，最低进口LNG价格为2.6元/m3（图5）。累计产量为737×104m3的单井，实现效益开发气价仍低于最低进口LNG价格，可新增动用作为补充能源考虑动用该部分储量，保障国内天然气产量的稳定供应。

4 结论与建议

图5 油价为60美元/bbl时，致密气与进口气竞争力对比图

1）当前气价下，致密气“甜点区”可实现效益开发。经济评价结果表明，当前投资水平下，X致密气田单井累计产量不低于2 050×104m3时，实现效益开发气价为1.03元/m3，则低于当地实际气价1.13元/m3，可达到基准内部收益率要求。当前X致密气田的产量范围为（1 600～2 300）×104m3，则已开发区块“甜点区”单井产量可达到基准财务内部收益率要求。接替储量的单井产量范围为（737～2 050）× 104m3，主体小于实现效益开发的产量界限值，若保持当前气价不变，未来面临降本增效的刚性需求。

2）油价40美元/bbl时，累计产量大于1 360 ×104m3/井的致密气相比进口气更具效益优势。除考虑致密气自身经济效益外，还应综合考虑其在能源安全、资源战略、资源结构优化等方面具有的不可替代性，应与进口气进行对比分析，体现其综合社会、经济价值。油价为40美元/bbl时，单井累计产量大于1 360×104m3的致密气，其实现效益开发气价低于国内主要进口管道气及LNG最低价格，相比于进口气，国产致密气具有效益优势，应优先开发产量高于该界限的国产致密气；同时应适当加大低价进口气量，实现动用国内效益优良的天然气资源的同时，以低价进口气作为合理资源补充，保障国内天然气的稳定供应，同时提升天然气开发全局效益。

3）油价升至50美元/bbl以上时，国产致密气效益产量界限进一步降低，相比进口LNG仍具有效益优势。油价升至50美元/bbl时，产量界限进一步降低，可新增动用累计产量大于934×104m3/井的储量，可作为合理接替资源，相比进口LNG，该部分储量仍具有效益优势。当油价反弹至60美元/bbl以上时，可考虑动用累计产量为737×104m3/井的接替储量，该部分储量实现效益开发气价仍低于最低进口LNG价格。上述两种情景，加大国产致密气开采力度的同时，应适当优化进口气比例，如缩减LNG进口气量，从而实现天然气供应总体的效益最大化。

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（编辑：胡应富）