刘涛，来轩昂，蒋传杰，殷桂琴，冀忠伦，夏良玉

（1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院；
2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；
3. 中国石油长庆油田分公司第五采气厂；
4.中国石油大学（北京）经济管理学院）

美国通过页岩油气革命，实现了从油气进口国到出口国的转变，在2017年超越沙特阿拉伯和俄罗斯，成为全球第一大产油国[1]。近年来中国的石油对外依存度逐年攀升，2020年已高达73.5%[2]。中国拥有丰富的页岩油资源，储量规模仅次于美国与俄罗斯，排名全球第三[3]。中国加紧部署页岩油勘探开发计划，取得了重大进展，陆续发现长庆、大庆两个10亿吨级页岩油田[4-5]，建设了国家级页岩油开发示范基地。大油田的发现及示范区的建立，为中国的页岩油产业发展奠定基础。美国页岩油开发的成功经验则为中国页岩油开发提供有益启示。

影响页岩油效益开发的主要因素有地质条件、开发技术、原油价格、税费政策等，这些影响因素性质差异大，深刻影响页岩油产业发展，中美页岩油开发对比研究主要围绕这些因素展开[6-13]。前期研究主要围绕各项因素本身差异，对于这些因素在页岩油产业发展中的作用大小及演变过程，难以通过直接定量比较确定出各自影响权重，研究成果较少。本文试图从经济视角开展中美页岩油开发的对比研究，将这些影响因素纳入同一对比框架，从投资效益角度，定量分析不同因素变化对于页岩油开发效益的影响，揭示影响页岩油不同开发阶段的根本驱动力量。

1 对象选取与研究思路

中美不同盆地间的页岩油地质条件差异较大，地质条件的差异会直接影响页岩油的产量和开采成本，进而影响开发经济效益。虽然地质条件是影响页岩油发展的重要因素，但它属于不可变因素，并不因人类活动而改变，本文重点关注可变因素。为了消除地质条件差异造成的影响，在两国各自不尽相同的资源中，寻找出资源禀赋最相近的区块进行比较。

经过对比中美两国页岩油地质成藏条件、富集规律、油藏条件、原油性质等因素，发现鄂尔多斯盆地延长组长7段与美国威利斯顿盆地巴肯组地质条件相对相近[14-18]。对延长组长7段生产情况进行油藏数值模拟，结果显示，两者平均单井采出量相差14%。综合分析认为，这两者在地质条件及产出特征上相似度高，可以作为比较对象（见表1）。

表1 鄂尔多斯长7段与巴肯油田地质条件对比

鄂尔多斯盆地延长组长7段自2018年开始规模化开发，美国2007年开始规模化开发巴肯油田，二者开发时间和发展阶段均不同步。美国页岩油产业经历了起步、增长阶段，正处于稳定阶段；
中国页岩油产业处于起步阶段，其特征与美国发展早期也不尽相同。为了解决这一矛盾，本文首先对美国2007－2020年开发数据进行分析，再选择与中国当前阶段最具可比性的阶段进行对比，以保证对比结果的合理性和可借鉴性。

为了从经济视角解读页岩油发展特征及关键影响因素，需要还原美国页岩油在不同发展时段下的投资决策。常规的经济效益评价方式主要是评估投资与收益状况，不能满足从行业层面开展比较研究的需要。行业层面的研究主要关注总体或平均水平，强调投资质量而不仅仅是规模。对此，本文建立了满足行业对比需求的经济评价模型。

2.1 经济评价模型

为剔除投资规模对总效益的影响，依照中美财税制度，将投资和产出分摊至单井，分别建立中美页岩油单井的财务评价模型[19]。选择财务净现值（NPV）作为主要评价指标，评比不同阶段项目的获利能力。财务净现值等于各年现金流入减去现金流出的折现值，其中现金流入为销售收入，是产油量和原油价格的乘积。

2.1.1 美国页岩油财务评价模型

依据美国能源信息署（EIA）公布的北美页岩油开发统计数据，产量递减曲线采用双曲-指数递减模型（当月递减率小于0.83%时，双曲递减转化为指数递减）。现金流出包括操作运营成本、钻完井投资、地面工程投资及税费支出等。有形钻井成本和地面工程投资采用加速折旧方法，无形钻井成本当期冲销并可以结转抵税。基于以上分析，构建美国页岩油财务评价模型如下。

式中，CI——现金流入；
CO——现金流出；
D C——钻完井投资；
FC——地面工程投资；
TD——折旧年限；
IC——有形钻井成本；
OP——油价（美元/桶）；
EX——操作运营成本（美元/桶）；
LS——低产井免税额；
r——矿区使用费率；
TA1——所得税率；
TA2——产量税率；
TA3——开采税率；
NC——无形资产费用化结转部分；
DEP——资源耗竭补贴税率；
N1——产量计算模型转换结点年份（一般大于折旧年限）；
n——生产期；
为油井的月递减率大于0.83%时的双曲递减产量计算模型，为油井的月递减率小于0.83%时的指数递减模型，代表产量；
为加速折旧计算公式；
i0——基准收益率。

2.1.2 中国页岩油财务评价模型

按照中国财税制度[19-20]，现金流入项为销售收入，现金流出包括钻完井投资、地面工程投资、操作成本及税费支出等，构建中国页岩油开发财务评价模型如下。

式中，TA4——增值税速算比率；
TA5——城市维护建设税；
TA6——教育费附加税；
TA7——资源税；
qt——第t年的产量。

比较中美财务净现值NPV计算公式，现金流入和现金流出中钻完井成本、地面工程投资、折旧、操作成本等基本因素均相同。区别在于中美两国对于非常规油气开发税费及优惠政策的不同。中国主要收取资源税、城市维护建设税、教育费附加税和所得税等；
美国主要收取矿区使用费、产量税、开采税、有形钻井投资、无形钻井投资和低产油井的税费优惠政策。

2.2 中美政府税费及优惠政策

2.2.1 美国税费及优惠政策

美国联邦政府和州政府对页岩油开发进行税收优惠通常不是直接给予财政补贴，而是通过税收减免来实现[21]。州级税收由各州政府决定，州级税收优惠一般是减免开采税，各州政府在征税之后，联邦政府征收所得税。巴肯区块隶属于北达科他州，该州对页岩油开采没有减免开采税，还征收了产量税。联邦政府税收减免内容包括无形钻井成本费用化扣税、有形钻井成本资本化的税项扣减、资源耗竭补贴和《2004年美国创造就业机会法》中针对低产井的减税政策，详见表2。

表2 美国页岩油适用税费

2.2.2 中国税费及优惠政策

中国页岩油开发无采矿权的费用，资源税、企业所得税及增值税均享受政府财政补贴，取消矿产资源补偿费的征收。中国页岩油适用税费见表3。

表3 中国页岩油适用税费

国家对石油开采企业销售原油因价格超过一定水平所获得的超额收入按比例征收石油特别收益金。根据财政部《关于提高石油特别收益金起征点的通知》（财税[2014]115号），特别收益金起征点为65美元/桶，实行5级超额累进从价定率计征。本文计算中，油价按照60美元/桶测算，因此不用缴纳特别收益金。

相比而言，美国整体税费税率占比高于30%，中国平均在9%；
美国采用浮动式税费政策，随着开发效益调整税费，开发效益不好时税费依据各种优惠政策低至13.5%，效益好时则按政策收取。中国采用固定税费政策，总体上美国税收优惠政策要优于中国。

2.3 关键参数

2.3.1 投资及成本

表4为美国2007－2020年钻完井投资、地面工程和操作成本的数据统计，其中美国钻完井投资主要取自美国能源信息署与IHS公司合作公布的页岩油原油开发成本变化趋势研究报告[25]，并选取有关研究文献中的数据作为补充[26]。操作成本来自最早进入巴肯进行开采的大型油气生产商Continental公司的年报。地面工程投资中2014年数据来自美国能源信息署，其余年份依据2014年钻完井投资与地面工程投资的比值估算求得。地面工程投资与有形钻井成本以折旧形式回收，折旧年限为7年，折旧方法为加速折旧法[27]。表中的b参数为美国页岩油财务评价模型中参数m=的经验系数，主要用于产量计算模型的修正。中国国内投资、成本类数据取自在产开发区块，钻完井投资与地面工程投资均采用折旧方式回收，折旧年限为10年，折旧方法为直线折旧。

表4 投资成本参数及产量b参数

2013年以后，页岩革命使得北美非常规油气桶油成本持续下降，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年美国页岩油核心产区加权平均成本约为37美元/桶。中国自2018年大规模开发以来，因储层地质条件的变化导致操作成本、完全成本逐年递增，操作成本达到了15美元/桶，完全成本达到了55美元/桶，中国页岩油开发经济效益较差。

2.3.2 销售收入

在评价期内，中美两国均不涉及政府补贴，销售收入是两模型中唯一的现金流入项，销售收入的计算涉及油价（Op）和产量（qt）两项参数。

1）油价。对于历史油价，美国采用北达科他州原油价格[29]，中国采用国际油价，长庆油田所产原油与迪拜油价挂钩。对于未来油价，综合有关研究，本文以60美元/桶作为基准价格进行预测[30-31]。

2）产量。美国单井产量预测由投产后的最初12个月实际产量和递减率计算取得，实际生产数据来自美国能源信息署产量剖面数据[30,32-33]。递减模型选择巴肯地区产量预测中常用的双曲－指数递减模型[17，27]，模型中参数b根据Art Bremen等人对巴肯区块研究进行推测的经验值（见表4）[34]，评价时生产期取20年。为了能直观反映出不同年投产油井的产量情况，将不同年投产油井的生产时间拉齐，能够纵向上反映出各年油井的实际生产情况（见图1）。

图1 2007－2020年美国页岩油投产井平均产量

中国长庆油田长7段页岩油规模开发时间较短，产量数据包括两部分，一部分是2018年至的实际产量数据，另一部分是根据历史数据的递减规律拟合得到，两部分共同构成了寿命期内的产量曲线，同样将生产时间拉齐进行对比（见图2）。

图2 2018－2020年中国长庆页岩油投产井平均产量

2.4 评价结果

应用上述评价参数，经过经济效益数学模型分别求解，得到中美评价区域单井各年度对应的平均NPV值（见图3）。从图中发现，即便是在美国页岩油资源条件相近的区域，不同时期的投资收益具有很大的差异；
中国2018－2020年的页岩油投资收益显著低于美国同期，与美国页岩油开发初期接近。

图3 中美评价区平均单井投资净现值

下文通过纵向对比中美页岩油发展历程，揭示美国和中国页岩油经济效益存在差异的本质原因。

3.1 美国页岩油发展纵向比较

尽管水平井开发和大规模水力压裂技术是美国页岩油气革命的根本推动力量，但页岩油开发初期的高油价和优惠的财税政策也是不可忽略的因素。为了去掉评价油价和政策支持的影响，本文采用单一油价60美元/桶油价和未享受优惠政策的情况重新评价美国页岩油开发效益（见图4和图5）。结果显示，在没有高油价条件和优惠政策的情况下，美国页岩油开发初期盈利能力显著下降，原油价格和优惠政策对美国页岩油早期产业发展起了决定性作用。

图4 剔除油价因素美国页岩油投资收益（单井财务净现值）

图5 美国优惠政策对美国页岩油经济影响（单井财务净现值）

2007－2015年，得益于税收优惠政策，美国页岩油开发技术逐渐成熟，虽然单井投资因水平段长度和改造规模的增加而大幅提升，但单井产量增加幅度高于投资增幅，单井吨油成本的大幅下降，使得页岩油开发的经济效益大幅提升。2015年后，随着时间的推移，逐步摆脱了对高油价和优惠政策的依赖，页岩油产量大幅提升，钻完井成本大幅减少，技术进步带来的产油量和开发成本下降，成为了页岩油效益进一步提升的关键。

3.2 中美成本收益结构及财税负担比较

3.2.1 成本收益结构比较

与美国海相页岩油相比，长7页岩油具有“一强二差三低”特点：非均质性强、分布稳定性差、物性差、裂缝发育程度低、脆性指数低、压力系数低等，这导致了中美在工艺技术和产能规模上有所不同。中国水平井单井水平段设计长度、改造规模均低于美国，单井产量也低于美国，在这种情况下，仅就成本收益的绝对值进行对比缺乏合理性。为了消除投资规模和产能大小的影响，本文构建了反应经济要素结构的相对指标进行合理对比。

图6为在60美元/桶单一油价条件下，2007－2020年美国和2018－2020年中国页岩油成本收益结构变化趋势。可以看出，中国页岩油成本占比偏高，净利润占比较低，总体经济性远低于美国。其中，操作成本及地面工程投资占比明显高于美国各个时期，钻完井投资占比情况与美国高成本时期相当。美国页岩油开发钻完井投资、地面工程投资及操作成本占比总体呈降低趋势，税费支出和净利润占比逐渐增加。

图6 中美页岩油开发成本收益结构比较

图7为2007－2020年美国页岩油开发单井税费支出及净利润数据统计，从美国页岩油开发税费及利润绝对值看，2018－2020年美国页岩油开发税费额平均为800万美元以上，净利润平均为700万美元。中国页岩油开发单井年税费支出平均为63万美元，利润为137万美元。美国页岩油开发经济性整体要优于中国。

图7 2007－2020年美国页岩油单井开发税费支出及净利润比较

3.2.2 不同财税政策下成本收益结构比较

尽管图6显示出美国的税收占比整体高于中国，但这一结论忽略了成本收益结构对税收的影响。由于中美成本收益结构的差异，美国税收与净收益占比均高于中国。为了合理对比中美税收政策，按照美国早期的税收优惠政策，应用美国财务评价模型计算中国页岩油的成本收益结构（见图8）。在美国财税体制下，钻完井、地面工程投资和税费支出占比并未发生显著变化，但操作成本占比减少，使得净利润占比增加，页岩油的经济效益显著改善。中国页岩油目前的操作成本远高于美国页岩油开发各个时期，未来中国页岩油开发需要通过进一步提升技术创新能力和单井产量来管控成本，以提高和改善开发效益水平。

图8 中国油井应用美国财税政策后情况

通过建立中美页岩油开发经济效益评价模型，进行纵向和横向对比，深入研究美国2007－2020年及中国2018－2020年页岩油发展历程，取得了以下几点认识，以及对中国页岩油发展的启示。

1）美国页岩油开发早期，政府政策支持和高油价对产业发展起到了重要作用；
开发后期，技术进步带来的规模开发和成本降低成为了主要因素。

2）中国现阶段钻完井投资、地面工程投资、操作成本占比均远高于美国，下降潜力巨大。

3）中国操作成本占比高于美国各开发阶段，是影响页岩油效益的关键点，需要进一步提升开发技术能力，实现产量提升和成本下降。

4）美国优惠政策中规定，对年产量小于9125桶油当量的低产井减税3美元/桶。中国页岩油开发中有1/3的油井年产油量低于9125桶，如果中国的页岩油开发有同等优惠政策，享受到政策补贴，这对于行业发展极具激励意义。

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