鄂爾多斯大牛地氣田天然氣成本分析

劉海興　郭明晶

摘要：在分析天然氣成本基本特點和構成情況下，從生產成本和管輸成本兩方面分析了大牛地天然氣成本情況。結論認為，隨著生產的繼續，大牛地目前較低的天然氣生產成本會上升；在不增鋪管道的情況下，該地天然氣面臨著較大數額的管輸成本。最后，在分析天然氣成本管理基本原則的基礎上，從加強技術攻關，開發并完善適合的天然氣勘探配套技術、加快天然氣管道鋪設速度，大力推動調峰儲氣庫建設、增強上游的控制能力，積極推進天然氣一體化發展進程、充分發揮價格杠桿作用，認真做好推價工作，促進天然氣價格早日實現市場化等方面分析了降低大牛地天然氣成本的途徑。

關鍵詞：天然氣成本； 大牛地； 原則； 措施

中圖分類號：F407.22 文獻標識碼：Ａ 文章編號：1004-0544（2009）02-0159-05

一、 大牛地氣田天然氣成本的基本特征

（一） 天然氣成本與一般加工業產品成本的區別

石油企業屬于采掘工業性質，其生產經營的核心是根據市場需求，不斷地探索地下油氣資源，把投入資本轉化為儲量，并通過開采工藝將可采儲量轉化為可利用的商品——天然氣。石油天然氣企業經濟運行的自身特殊規律與一般加工業經濟運行規律有極大的區別。

1. 石油天然氣企業與一般加工業投入產出的轉換方式不同。油氣企業的經濟運行本質是資本轉化為儲量，再用年度的增量資本把儲量逐年拿出來，即由可采儲量轉化為油氣產量和銷售收入。而普通加工業是將投入資金購買原材料直至生產出產品的實物流過程，即通過流動資金周轉作用于存量資產，將原材料轉化為產品而獲取收益。

2. 石油天然氣企業前期投入資本主要形成儲量和其它固定資產兩種形態，而一般加工業的前期投入主要形成單一的固定資產。石油企業前期勘探投入的非鉆井成本和所打探井經過評價未發現經濟可采儲量的干井成本以及已被確定為成功探井的無效井段的探井成本均轉入“地質勘探費用”，列入當期損益。發現經濟可采儲量的成功探井，其有效井段的成本轉入“油氣井及相關設施”，予以資本化。在發現經濟可采儲量的基礎上還要進行產能建設，形成集氣站等固定資產。而一般加工業前期投入主要形成廠房、機器設備等固定資產。

3. 前期投入對產品成本的影響在一般加工業中是相對確定的，而在石油天然氣企業變化較大。一般加工業前期投入只形成固定資產，因而對成本的影響是相對穩定的，而石油企業前期投入找到的儲量則是不完全確定的，因為地質條件、儲量豐度和開采難度千差萬別，造成對成本的影響也各不相同。

4. 一般加工業投入的原材料，最終形成了產品的主體部分，而石油天然氣企業投入的原材料被消耗后進入生產成本。

5. 固定資產購建和產品加工、形成過程兩者也有很大區別。一般加工業的前期投入是根據其設計的生產規模大小和對產品質量的要求程度而確定資金投入的多少，只要決策正確，固定資產購建完畢后，只需一定數量的流動資金即可進行產品生產和維持簡單再生產。而石油天然氣企業的勘探、開發、生產基本上是連續的、不間斷的。這是因為，要保證穩定的產量，就必須不斷地進行勘探，從而保證有新的儲量接替，新增儲量又必須有新增產能建設投資相配套，因此勘探開發投資必須不間斷地滾動進行。

6. 一般加工業產品單位成本在生命周期內隨著生產時間的延續將會下降(以物價水平不變為前提)，而油氣生產的單位成本在油氣井開采期內將隨著時間的增加而上升。因為一般加工業一種產品生產時間越長，操作人員技術熟練程度就越高，勞動生產率就隨之提高，再伴隨著工藝技術的改進，產品成本將會大大降低。而油氣開采單位成本貝iJ不同，隨著油氣田開采時間的拉長，開采難度隨之增大，即使采取各項先進的井下工藝技術措施，在后期也只能彌補部分自然遞減的產量，成本仍然會隨之上升。

（二） 基本構成

按照馬克思的觀點，天然氣成本就是天然氣生產企業在天然氣產品生產經營過程中以價格形式表現的物化勞動和活勞動的消耗。從經濟的角度上來看，成本是生產商品的投入，或者是生產資料和勞動的必要耗費。假如從某項投資的全部回收期來看，則成本應包括全部投資和營運成本。從天然氣開采看，世界各國大都將勘探、開發和生產費用列入天然氣生產成本中。

根據上文的分析，再結合國際經驗，我們將大牛地氣田天然氣井口成本按其形成過程分為勘探費用、開發費用和生產費用三大塊。

從井口采出天然氣到凈化處理、管道輸送直到銷售給用戶的全過程看，天然氣生產綜合成本（城市門站成本）是根據工藝過程按逐步結轉法歸集計算的。結合鄂爾多斯大牛地天然氣生產、銷售情況，本研究將從井口成本、輸壓成本、凈化成本、管輸成本這四種成本角度研究鄂爾多斯大牛地成本情況。由于數據等方面的原因，本研究將這四種成本又分為生產成本和管輸成本。下文將結合天然氣成本變化的一般規律，對大牛地氣田天然氣成本的現狀和發展趨勢進行分析。這些分析主要是從該地天然氣的生產成本、管輸成本出發來進行的。

（三） 天然氣生產成本的變化規律

一個氣藏在整個開發生命周期內，按其天然氣產量曲線 （也叫采氣動態變化曲線）來分析，可將氣田開發劃分為4個階段即：投產建設階段、穩定階段、產量遞減階段、低壓小產量階段，如圖1所示，或者分為3個時期，即早期、中期、晚期。

在投產建設階段，天然氣產量由低到高逐年大幅度上升，而天然氣成氣成本由高到低。在進入穩產階段時，天然氣成本保持最低水平，爾后由于天然氣產量遞減，而且增產措施費用、氣田維護費用及其它費用不斷增加，使天然氣成本逐步上升。到低壓小產量階段，天然氣成本達到最高，終因氣田開采在經濟上不能產生效益而停止開發。

圖1 氣藏開發階段天然氣產量、生產成本關系圖

上圖所示的天然氣成本變化規律是一個氣藏的天然氣生產成本隨天然氣產量而變化的客觀規律。只有認識并按照這個規律來辦事，才能在整個氣藏開發期內，提高氣藏的整體開發效益。所以在擬定一個氣藏的開發方案時，就應該根據氣藏的地質條件及經濟效益最高的原則，選定一個采氣動態曲線。這樣也就確定了一個在各個開發階段，天然氣成本的變化模式。對一個氣田來說，地下可能包括幾個氣藏甚至是不同類型的氣藏，各氣藏的開發時間不同，所以整個氣田的天然氣產量變化曲線是各個氣藏采氣動態曲線疊加的結果，一個氣田的產量變化及天然氣成本變化規律和各個氣藏的產量及成本的變化規律是不一致的。對于一個天然氣生產企業或全國（或某一地區） 整個天然氣生產行業來說更是這樣。

但是我們應該看到，在一個氣區內，從長遠來看，天然氣工業在發展過程中，總是盡可能先開發條件好的、成本較低的氣田，因而從某一氣區或全國來說，采氣的成本也是有越來越高的趨勢，這也是一個客觀存在的規律。而且隨著開采時間的推移，成本不斷上升的規律是不可改變的，也是不以人們的意志為轉移的。

二、 鄂爾多斯大牛地天然氣成本分析

（一） 生產成本分析

1. 現狀分析

大牛地氣田的開發始于2003年，2003~2004年進行開發先導試驗，2005年正式進入規模化開發。按照上述天然氣生產成本發展一般規律，目前其生產成本屬于遞減階段。

（1）完全成本

表1:2003-2006年大牛地氣田完全單位成本變化趨勢

從表1中可以看出，在資源豐度、規模經濟、技術進步等因素的共同作用下，大牛地氣田的完全單位成本處于一種下降的趨勢。

（2）生產成本

由于大牛地氣田基本上還處于初期開發階段，規模效應明顯，而且目前開發的主要是一些深度低、易開采氣源，所以隨著生產規模的不斷擴大其生產成本也在不斷的減小。2004年的單位生產成本為470.57元/10³m³，2005年為400元/10³m³，處于一種較大幅度下降的狀況。

這說明在規模生產等因素的作用下，大牛地氣田的生產成本處于一種不斷下降的趨勢。

2. 趨勢分析

在短期中，大牛地氣田的完全單位成本和單位生產成本處于一種下降的趨勢，但從長期來看，這種趨勢受到多方面因素的挑戰。

如前所述，天然氣長期成本受到氣田地質構造、資源豐度、開發現狀、產能計劃等因素的影響。下面結合大牛地氣田的相關因素來分析該地生產成本的變化趨勢。

（1）地質構造

大牛地氣田是典型的低壓致密巖性氣田，具有低孔、低滲、低壓、低豐度和低產特征。儲層為濱岸障壁砂壩、三角洲平原分流河道和河流河道沉積，非均質性強，橫向變化大，平均孔隙度為8.69%，平均滲透率0.76mD，為低孔、低滲-特低滲儲層，非均質性強，地層壓力系數0.8~1.0，屬低壓、特低滲、致密砂巖巖性氣藏。這些氣藏的特點，使得大牛地氣田的開發具有世界級難度。

隨著開發的深入，開發的重點將會逐漸轉移到這些開采難度越來越大的氣層。這必然會增加勘探、開發和生產成本。

（2）資源豐度

資源豐度的大小直接決定著開采難度的大小和開采時間的長短。資源豐度越大，開采的難度就會越小、開采的時間就會越短，生產成本就會越少。

鄂爾多斯盆地鄂爾多斯大牛地所轄探區天然氣資源量主要由塔巴廟、杭錦旗、杭錦旗南、定北四個區塊組成（見表2）。其中，塔巴廟是目前的主要氣源地，杭錦旗、杭錦旗南、定北等地是未來開發的候補氣源地。

表2: 鄂爾多斯盆地大牛地氣田及其外圍探區天然氣資源現狀統計表

從表2中可以看出，在這四個區塊中，塔巴廟區的資源豐度最大，達到了4.111，但隨著開發的深入，該區塊資源豐度不斷降低，目前的資源豐度只有2.642，在四年內就下降了1.469。在剩下的杭錦旗、杭錦旗南、定北等三個區塊中，除定北的資源豐度大于1外，其余兩塊均小于1。可見，隨著開發的深入，大牛地氣田的資源豐度會不斷降低，而且在塔巴廟區天然氣完全開采完后，大牛地氣田的資源豐度的下降幅度會增大。

按照天然氣生產的基本經驗，天然氣豐度的降低將會引起勘探、開發等生產成本的增加。

（3）開發現狀

如前所述，大牛地氣田開發目前主要集中在塔巴廟區。在這個區內部，又分為老區和新區，隨著開發的不斷深入，新、老區之間的產能建設工作量有著很大的區別（見表3）。

表3: 鄂爾多斯大牛地歷年新老區產能建設工作量對比

從上表可以看出，目前的產能建設逐漸向新區偏移，而按照天然氣開發“先易，后難”的特點，隨著開發重點的轉移必然會加大開發困難，增加開發、生產成本。因此，隨著大牛地氣田開發的不斷深入、產能建設重點的轉移，生產成本也會不斷增加。

（4）產能變化

根據對2003 年前投產的氣井生產動態特征研究結果，大牛地氣田單井平均穩產時間為4年左右，20年評價期內平均遞減率7％。

所以根據對投產最早的氣井生產規律研究成果，氣井穩產年限可以按照4年測算，穩產期過后的遞減階段遞減率取7％。依據氣井投產年度對全氣田產量進行預測，例如，2005年建10×10⁸m³產能新鉆氣井233口，當年新井多數投產時間均在下半年，當年新井實際產量并不多，因此2005年所鉆氣井穩產年限從2006年初開始計算，到2009年末結束，2010年開始遞減，按7％的遞減率計算，當年產量遞減到9.3×10⁸m³；其余年份所鉆氣井產量依此類推。

上述預測結果顯示，大牛地氣田2009 年產量達到30×10⁸m³。但是，到2010年，2005年所鉆氣井的產量（10×10⁸m³）開始遞減，到2011年，在2005年所鉆氣井的產量進一步下降的基礎上，2006 年所鉆氣井的產量也開始下降；隨著各年度開發井產量逐步進入遞減期，氣田總體產量呈遞減趨勢見圖2。

從圖2中所顯示的大牛地氣田總產量的預測結果可以看出，該氣田的儲量和產量到2010年就開始遞減。

而按照圖1所顯示天然氣產量與天然氣生產成本的關系，當一個氣田的天然氣產量出現遞減時，其生產成本就呈現出遞增趨勢。大牛地氣田產量的遞減會引起該地區生產成本的增加。所以，從2010年開始，隨著天然氣儲量和產能的遞減，該氣田的生產成本會不斷上升。

圖2 分年度氣井產量及氣田總產量預測曲線

（二） 管輸成本

大牛地天然氣目前的目標市場主要分布在內蒙古當地、北京、山東、河南等地。在這些目標市場中，除內蒙古當地離大牛地氣田的距離較近外，其余的距離都很遠。因此，必須依靠較長距離的管道將天然氣輸送到北京、山東、河南等目標市場。目前，在大牛地氣田有大杭線、塔榆線這兩條管道和外面的市場連接。其中，大杭線主要是輸送給內蒙當地市場，塔榆線主要是通過陜京一線和陜京二線聯系北京、山東、燕山石化、鄭州等目標市場。

因此，大牛地氣田必須借助中石油的輸送管道才能將天然氣輸送到目標市場。大牛地氣田依靠中石油管道輸送天然氣使自己面臨著極大的風險：

首先，面臨著極大的管輸成本。由于沒有自己的、符合市場分布的天然氣輸送管道，就必須按照中石油的市場分布情況而設計的輸送管道圖來輸送天然氣。這種不符合市場分布特征的輸送線路會增加天然氣輸送成本。以大牛地氣田的天然氣運送到鄭州市場為例，按照現有的天然氣輸送管道分析圖分析，大牛地氣田的天然氣要輸送到鄭州市場首先要經過塔榆線到達陜京二線，再經過陜京二線到達安平，又從安平輸送到山東濟南后，再從濟南輸送到開封，最后，從開封輸送到鄭州。在這個漫長的輸送過程中，共經過了六條管道，輾轉四個城市。這個運輸過程中間共發生的管輸費共0.89元/m³，而該氣的井口價只為0.98元/m³。可見，輸送到鄭州天然氣管輸成本和天然氣的出廠價十分接近，如果再算上鄭州燃氣公司自己的管輸費（0.02元/m³），則整個管輸費和井口價只相差0.07元/m³。這充分說明在目前的天然氣輸送管道布局下，大牛地氣田的天然氣輸送面臨著極大的管輸成本。在天然氣市場競爭日益激烈的情況下，這種高額管輸成本的存在必然制約著大牛地天然氣乃至整個鄂爾多斯大牛地地區的發展。

其次，面臨著極大的管輸風險。中石油和中石化是我國天然氣市場上兩個主要廠商，在國內天然氣市場中存在著激烈的競爭。大牛地氣田借用中石油的天然氣輸送管道，必然會受到中石油的諸多制約。這種制約的存在不僅會提高大牛地氣田天然氣管輸成本，還會影響大牛地氣田天然氣發展戰略的實施。

三、 成本控制原則及措施

通過分析，我們發現隨著生產的繼續，大牛地氣田目前較低的生產成本會上升；而在不增鋪管道的情況下，該地天然氣面臨著較大數額的管輸成本。在市場競爭不斷激烈的情況下，必須采取科學的方法來降低成本。

（一） 天然氣成本控制的原則

根據天然氣成本形成的特點及影響因素，成本控制應遵循以下原則:

1. 全員控制原則。全員控制就是組織公司各職能部門及單位全體員工對成本發生的各個因素，在各個崗位上實行日常控制，從而使油氣成本置于企業全員控制之下。

2. 全過程控制原則。油氣成本控制要從勘探開發方案的制定到油氣生產的全過程進行控制，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開發方案的制定、工程設計、長遠規劃的制定等過程中，通過成本的預測和決策，選擇最佳的降低成本的措施和方案，確定未來的目標成本。事中控制包括在勘探鉆井、建設施工和油氣生產過程中對成本的形成和偏離成本預算的差異及其原因進行分析，并采取相應的措施加以改進，以保證目標成本的實現。事后控制就是在產品形成以后，對成本差異進行分析研究，找出成本變化的規律，為今后降低成本指明方向。

3. 綜合控制的原則。成本是綜合產生的，不應把成本與其它技術經濟因素分離開來孤立地進行控制，而必須根據成本與其它技術經濟因素的客觀聯系實行控制。在企業中，各種技術經濟因素互相聯系、互相制約，從而使產品成本的形成受到影響，特別是石油天然氣企業，因其技術含量較高，管理要求嚴格，員工的技術與管理水平對產品成本的影響很大，因此，必須多方面采取措施，通力合作，消除薄弱環節，提高管理水平，改善技術經濟狀況，使成本控制見到實效。

4. 目標管理與分段控制原則。天然氣產品成本形成與其他行業產品成本的形成具有很大差異性。這是因為石油天然氣從勘探、開發到生產的各個階段既相互聯系又相對獨立，同時各階段發生的費用又對最終的完全成本具有舉足輕重的影響。另外，各氣田的地質地理條件以及采出程度有很大差異，若以同一目標成本為依據進行成本控制，顯然是不可能的。因此，石油天然氣產品既要制訂總的目標成本，又要相應制訂各階段目標成本，并根據各氣田的具體情況進行分解，使成本控制既有理論依據，又符合實際。只有分段成本控制取得成效，總的目標成本才能得以實現。

（二） 控制措施

1. 加強技術攻關，開發并完善適合的天然氣勘探配套技術。大牛地氣田正處于規模開采的初級階段。按照經濟學的基本原理，在此階段，加大開采力度可以降低生產成本。因此，華北分公司要根據大牛地氣田勘探對象的特點發展相應的勘探技術，加強技術公關，力爭在技術上實現突破，從而加快大牛地氣田的開發速度。

2. 加快天然氣管道鋪設速度，大力推動調峰儲氣庫建設。天然氣管道建設是發展天然氣市場的前提。天然氣不同于一般商品，其生產、消費具有連續性，而連接生產與消費的就是天然氣管道，天然氣商品隨著管道進入消費市場。因此，發展天然氣市場，就必須建設天然氣管道。沒有天然氣大管網，也就無法發展鄂爾多斯大牛地氣田天然氣的東部市場。只有在目標市場建設縱橫交錯的天然氣輸送主干線和支干線，逐漸形成自己全國性的天然氣輸送主干網、地區性天然氣輸送網、城市門站的高壓輸氣管網網絡系統，才能有效地降低管輸成本。

3. 增強上游的控制能力，積極推進天然氣一體化發展進程。天然氣上中下游同步規劃建設是實現成本控制的重要手段。天然氣商品產業鏈的連續性決定了上、中、下游必須作為一個系統統籌考慮并整體優化，同步規劃建設。這樣才能保證資源有市場，市場有資源，資源可以順利送達用戶。這就要求我們要作好上、中、下游一體化發展的綜合規劃。目前，天然氣工業基礎薄弱，要求我們在起步的時候就要做好綜合規劃。（1）管網的建設。目前，必須改變以公司為單位，分散地進行“各自的”管線建設的實際情況，統籌各大公司，上、中、下游，國內生產與國外進口天然氣管網建設的要求，逐步形成、完善管網的合理布局，為進一步實現運輸的市場化奠定基礎。否則，這方面的失誤將會嚴重地阻礙天然氣工業的持續快速發展。（2）認真做好市場開拓。天然氣不是“皇帝女兒不愁嫁”，不能把意向性的“需要”視同為有實際購買力的需求。以政府的宏觀調控引導和市場手段相結合，以合理的氣價結構實現上、中、下游的互相促進，均衡發展。

4. 充分發揮價格杠桿作用，認真做好推價工作，促進天然氣價格早日實現市場化。天然氣成本控制，主要取決于氣價及天然氣消費結構等因素。天然氣價格主要受制于上游成本和中游管輸費。我國絕大多數天然氣產區地質條件復雜，天然氣資源主要分布在中西部地區。從天然氣消費結構上看，目前我國天然氣主要用于化工、油氣田開采和發電等工業部門，它們在天然氣消費中所占比例在87%以上。但建設城市配氣管網、新建用氣項目、改擴建用氣工程都需要投入大量資金，這些都加大了天然氣市場的開拓難度。為了落實天然氣價格，及時簽訂天然氣供用氣合同，華北分公司應該克服來自方方面面的阻力，與地方政府積極溝通，與天然氣用戶充分協商，堅持不懈，有張有弛，采取多種推價舉措扎實有效地開展工作。

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責任編輯 劉鳳剛