摘要：产量是决定页岩气开发项目投资收益的主要因素，页岩气开发井有其特有的产量递减规律，如何确定合理的生产周期也就成为决定页岩气项目投资成败的关键，也是页岩气投资项目最大的风险点。目前业内普遍采用20年的生产运营期来规划设计方案，如此长的生产评价期是否具有现实可行性、能否实现投资收益最大化需要进一步研究。过长的生产周期会带来远期不确定性风险，不利于页岩气开发项目的降本增效。不论是页岩气井的实际产量递减规律还是不同情景下的经济评价对比分析，都不支持页岩气井20年的生产运营期。通过对比分析不同情境下不同生产周期方案的收益率变化规律，结合已开发井的生产数据，建议页岩气井在规划设计阶段采用10年的生产运营期来设计，投产后根据边际利润理论来核定生产运营期，实现页岩气投资项目的收益最大化。
关键词：页岩气；生产周期；收益
1前言
国内页岩气开发投资以国有企业为主，各单位在页岩气投资决策开展经济评价时，采用的理论与方法主要依据的是国家发展和改革委员会和原建设部联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》，两部委要求有关部门(行业)根据国家发布的《建设项目经济评价方法》与《建设项目经济评价参数》，结合行业特点制定实施细则，并报国家发展和改革委员会与建设部审批[1]。国内建设项目经济评价在理论和方法上需要与两部委的规定保持一致，以项目现金流为计算基础，以财务内部收益率为核心指标。不同行业、不同企业、不同项目在具体开展经济评价工作时，只是在具体的参数选取时有所区别，国内油气行业投资经济评价工作也是如此。关于页岩气经济评价的研究也主要围绕参数的选取展开，一般使用敏感性分析法分别测算单一参数的变动对项目效益的影响程度[2]，使用蒙特卡洛方法模拟多参数随机变动时评价结果的概率分布，确定影响单井经济性的多种因素[3]。有学者将实物期权方法引入页岩气开发投资分析研究，将页岩气开发项目看作欧式看涨期权[4]，或分段看作美式看涨期权[5]，进行投资决策分析，但该方法因理论研究和实践经验较少，是否实用还有待进一步观察。在以往国内页岩气投资分析中，主要关注单井综合投资、单井EUR、气价、经营成本等参数指标，没有深入研究不同生产周期对投资收益的影响。产量是决定页岩气开发项目投资收益的主要因素，页岩气开发井有其特有的产量递减规律，在相同的产量递减规律下，生产评价周期的长短决定其最终的总产量，也就决定了其在运营期的总收益。一般情况下，在制定开发方案及项目投资决策时都是按照一定的递减规律来安排产量，如何确定合理的生产周期也就成为决定页岩气投资成败的关键，也是页岩气投资项目最大的风险点。目前行业内在基础研究、预测最终产量及开发方案经济评价时，页岩气单井普遍采用20年[6]的生产运营期来计算，有的将评价周期选为30年[7]。现实生产中，多采用控压生产的方式，来达到延长生产期的目的，但国内外业界有关页岩气是否应采用控压方式投产的讨论由来已久[8]。即使控压生产，20年以上的生产评价期是否具有现实可行性，是否采尽最后一立方米气才能实现投资收益最大化，需要对比不同的生产周期对投资收益的影响，来确定最合理的生产评价期，保障投资收益的最大化。
2传统的20年生产评价周期的收益率
本文以页岩气单井开发为例，来计算不同情景下的收益率。假设钻井当年即产气，主要经济评价参数：单井平均投资按照7453万元来计算，包含地面、地震、评价井等投资；天然气价格按照每立方米1.275元来测算，扣除了税费和管输费；操作成本按照每立方米0.242元计算，管理及营业费用按照每立方米0.03元来计算；天然气资源税按照5.32%计算，城建税率7%，教育附加税税率5%，企业所得税税率15%；折旧采用产量法安排折旧，不考虑财政补贴，主要参数见表1。最终可采储量(EUR)按照11810×104m3计算，传统方法按照20年来安排页岩气井的生产评价期，第1~3年年产EUR的16.7%，合计采出EUR的50%；第4年递减50%，第5年递减30%，第6年递减18%，第7年递减15%，第8年递减11%，其余年份均环比递减10%(见表2)。按照以上参数评价，税后财务内部收益率是10.93%，财务净现值970.1万元，投资回收期5.69年(见图1)。
3不同生产周期情境下的收益率对比
不同生产周期情境与原有传统方案区别主要在产量上，其他参数不变。相对于20年的生产评价期，缩短生产评价周期有三种情景：一是原有的排产计划不变，也就是原有的递减率不变，这将造成总产量的减少；二是比较理想的情景，改变现有控压生产的模式，通过技术手段提高前几年的产量，保持总产量不变；三是比较可能的情景，改变现有控压生产的模式，通过技术手段提高前几年的产量，总产量介于第一种场景和第二种场景之间，为了比较方便选取两者之间的平均数来计算。下面以页岩气井单井开发为例，分析不同生产评价周期对投资收益的影响。①第一种情景，原有递减率不变，原有的排产计划不变，总产量在20年周期方案中按年份减少。这种情景下与传统的20年方案相比年产量递减规律不变，主要变化的是总产量，分别按照17年、14年、11年、8年、5年的生产周期计算产量(见表3)。17年生产评价期的总产量是11057×104m3，14年周期的总产量是10373×104m3，11年生产评价期的总产量是9781×104m3，8年生产评价期的总产量是9051×104m3，5年生产评价期的总产量是7578×104m3。经过计算，此情景下20年、17年、14年、11年、8年、5年生产评价期的财务内部收益率分别为10.9%、10.4%、9.5%、8.3%、6.1%、-2.1%；财务净现值分别为970.06万元、877.69万元、717.66万元、454.17万元、9.82万元、-747.81万元；投资回收期分别为5.7年、5.6年、5.5年、5.4年、5.2年、∞年，主要指标见表4。生产评价期由20年到5年呈现逐年减少的趋势，20年缩短至17年方案收益率差别不大，14年以内的收益率变化较大(见图2)。②第二种情景，改变现有生产的模式，等比例提高前几年的产量，总产量与20年周期方案相比不变，这是一种十分理想的极限情景。这种情景下，20年、17年、14年、11年、8年、5年方案的总产量都为11810×104m3，生产周期短的方案年产量会逐渐增加，最高年产量分别为1968×104m3、2038×104m3、2142×104m3、2303×104m3、2569×104m3、3068×104m3(见表5)。经过计算，此情景下20年、17年、14年、11年、8年、5年生产评价期的财务内部收益率分别为10.9%、12.1%、13.7%、16.5%、21.2%、31%；财务净现值分别为970.06万元、1113.17万元、1291.04万元、1519.30万元、1785.06万元、2081.77万元；投资回收期分别为5.7年、5.2年、4.6年、3.9年、3.2年、2.6年，主要指标见表6。生产评价期由20年缩短到5年，收益率呈现逐年增加的趋势，周期越短增长率越大(见图3)。此情景下，应该缩短生产评价期，提高投资收益率。③第三种情景，改变现有生产的模式，等比例提高前几年的产量，总产量取前两种情景的平均值，也就是总产量减少前两种情景差值的一半。这种情景下，生产周期短的方案年产量会逐渐减少，20年、17年、14年、11年、8年、5年方案的总产量分别为11810××104m3、11609×104m3、11332×104m3、10952×104m3、10430×104m3、9694×104m3；缩短生产评价期后，年产量介于前两种情景之间，最高年产量分别为1968×104m3、2003×104m3、2055×104m3、2136×104m3、2268×104m3、2518×104m3(见表7)。经过计算，此情景下20年、17年、14年、11年、8年、5年生产评价期的财务内部收益率分别为10.9%、11.4%、11.9%、12.7%、13.5%、13.6%；财务净现值分别为970.06万元、995.62万元、1004.73万元、987.12万元、899.45万元、670.30万元；投资回收期分别为5.7年、5.4年、5.0年、4.6年、3.9年、3.2年，主要指标见表8。此情景下，生产周期越短，财务内部收益率越大，但是财务净现值最高值出现在14年周期方案附近，计算结果证明应该缩短生产评价期，提高投资收益率。综合考虑财务净现值指标，8~14年周期方案较为有利，两项指标交叉点出现在10年周期左右(见图4)。此情景下，计算结果证明10年周期方案最为有利。
4合理确定页岩气单井生产评价期，提高投资收益确定性
前文对比了页岩气单井不同生产评价期的变化，很明显情景二、三比情景一更有利，情景二周期短收益高是最理想的投资情景；情景一是最不利的情景，周期长、收益低、风险大。情景三比较接近真实的场景，因为在传统的20年周期方案中，一般采取控压生产的方式延长生产周期，人为使前期产量有所降低，如果不采取控压生产的方式来排产，极有可能出现接近第三种情景下的情况。
4.1单井生产周期过长会带来远期不确定性风险
从投资的角度来讲，项目的周期过长会有很多远期的不确定风险。具体到页岩气投资项目，主要风险体现在三个方面。一是产量缩减的风险，20年的生产运营期的中后期，页岩气井是否还能如方案设计时设想的那样能够产气具有很大的不确定性，如不能则项目总产量会减少，这是最大的风险点；二是天然气价格变化的风险，随着国内能源市场化步伐的加快，在远期天然气价格存在跨周期波动的风险，可能比预期的高也可能比预期的低，具有很大的不确定性，会带来收益降低的风险；三是成本递增的风险，随着时间的增长，页岩气投资项目的变动成本可能会增加，增加程度与通货膨胀系数相关，存在成本大于收入的风险。如果收益率相同的情况下，短周期比长周期对于投资方更有利，情景三比情景一更有利，也就是投资界常说的“落袋为安”原则。
4.2页岩气项目投资决策阶段，适合采用10年左右的单井评价期
根据已投产页岩气井区生产实际来看，页岩气产量具有递减快的特点，高产期主要集中在前3年，前三年基本采出预测EUR(最终可采储量)的50%~60%，第四年开始递减率都在15%以上，这就决定了在10年以后页岩气井的产量很少。目前在产的页岩气井，生产年限最长的在7年左右，同一井区的在产井数在7年间快速递减(见图5)，后期生产数据还需进一步观察，但能够维持20年生产期的概率较小。结合前面的情景对比，按照收益率大、风险低的原则，根据实际的生产经验，在页岩气项目投资决策阶段，采用10年的单井生产评价期比传统的20年单井生产评价期更为合理可行。4.3页岩气井投产后，可用边际利润精确核定生产周期在页岩气井没有投产之前，没有真实的产量和财务数据，无法精确确定单井的最佳生产运营期，所以前文建议在方案设计和投资决策阶段采用10年的单井生产评价期。在页岩气井投产之后，有了实际的产量数据和财务数据，即可以按照边际利润来精确确定最优的生产周期。边际利润是反映增加产品的销售量能为企业增加的收益[9]。边际利润的计算公式为：边际利润=边际收益-边际成本。边际收益是指增加一单位产品的销售时所增加的收益，即最后一单位产品的售出所取得的收益。利润最大化时边际收益等于边际成本，此时边际利润等于零，达到了利润最大化(见图6)。对于页岩气单井投资来讲，在其他条件不变的前提下，随着后期产量的逐渐减少，变动成本可能逐年上升从而带动总成本的上升，边际利润逐年下降，在边际利润为零时及时停产关井是保障投资方利益最大化的必然选择，并不是采尽最后一方气才能达到利益最大化，也就是说并不是生长期越长对提高投资收益越有帮助。
5结论与建议
综上所述，过长的生产周期会带来远期不确定性风险，不利于页岩气开发项目的降本增效。不论是页岩气井的实际产量递减规律还是不同情景下的经济评价对比分析，都不支持页岩气井20年的生产运营期。从获得页岩气井投资收益最大化的角度出发，规划设计阶段没有页岩气井真实的生产数据时，建议采用10年的生产评价期来规划设计；投产后有了真实的生产数据之后，可以利用边际利润理论来精确核定每口井的生产运营期。
参考文献：
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作者：史建勋 王红岩 赵群 刘德勋 吝文 于荣泽 武瑾 蔚远江 李小龙 单位：中国石油勘探开发研究院 国家能源页岩气研发