油砂产业成本构成及发展趋势研究

乔 璐 1,2,3,常毓文 4,王 恺 1,4,吕 鑫 1,2,3,唐葆君 1,2,3 (1. 北京理工大学能源与环境政策研究中心,北京 100081;2. 北京理工大学管理与经济学院,北京100081;3. 北京电动车辆协同创新中心,北京 100081;4. 中国石油勘探开发研究院,北京 100083)

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摘要:本文基于加拿大能源研究院(CERI)报告数据及上市公司年报数据,对油砂产业成本构成进行了全面细致的量化分析;同时,结合常规油气生产数据,对比分析了操作成本及研发投入的发展趋势,并对加拿大本土最大的油砂生产企业 Suncor Energy 的成本构成及发展战略进行了分析和解读,提出了对我国石油企业油砂发展战略的思考与政策建议。

关键词:油砂;成本构成;发展战略

中图分类号:F416 文献标识码:A 文章编号:1003-2355-(2018)05-0034-06 Doi: 10.3969/j.issn.1003-2355.2018.05.007

Abstract: Based on the Canadian Energy Research Institute (CERI) report data and the annual report data of listed companies, this paper conducts a comprehensive and detailed quantitative analysis of the cost structure of the oil sands industry. At the same time, combining the conventional oil and gas production data, it compares and analyzes the operating costs and development trends of R&D investment. Finally, this paper analyzes the cost composition and development strategy of Suncor Energy, the largest oil sands producer in Canada, and puts forward the thinking and policy recommendations for the oil sand development strategy of China’s oil companies.

Key words: Oil Sands; Cost; Development Strategy

1 引言

石油作为保障经济安全的重要战略性资源,受到世界许多国家的高度重视。据《BP世界能源统计年鉴》( 2017 版)统计, 2016 年世界石油消费量占世界能源总消费量的 1/3,为全球消费量最高的能源。随着中国经济的快速发展,中国石油的消费量和进口量近几年仍将处于高速增长时期,石油已成为中国能源的瓶颈。中国石油企业协会最新发布的《2018 中国油气产业发展分析与展望报告蓝皮书》[1] 中指出,“截至 2017 年底,我国多达 34 家能源企业(其中民营企业 23 家)参与海外 210 个油气项目投资;境外石油权益产量连续24 年保持快速增长,石油权益突破 1.5 亿 t,油气

权益产量达到 1.9 亿 toe。其中,94% 的石油权益产量来自于我国三大国有石油公司,预计海外石油权益产量在 2018 年达到 1.58 亿 t,石油对外依存度逼近 70%。”

随着常规石油资源的不断开采和日益减少以及世界各国能源需求的持续增长,国际原油市场上的供需矛盾也日益凸显,各个国家和跨国石油公司纷纷把目光转向了非常规石油资源的开发利用。同时,随着石油开采技术的进步,许多在过去技术条件下难以开发的石油资源也变得可开采并且具有了经济价值。各大石油公司在扩大传统石油开采的同时也开始投入大量资金开发生产成本较高的非常规油气。其中,加拿大油砂作为世界可采储量最大的非常规油气资源(约占世界石油

可采资源总量的 31.96% ,仅次于常规石油),其开发和利用受到了广泛关注。在此背景下,我国石油企业也从战略安全及经济效应方面考虑,对加拿大非常规油气进行了战略性投资 [2]。

然而,非常规原油相比常规原油,由于埋藏地质条件和开发技术的复杂性,开发成本更为高昂,因而也面临更大的项目投资风险。特别是2014 年下半年国际油价大幅下跌后,持续低迷的油价无法支撑非常规油气高额的生产成本,造成石油开发工业大面积亏损,很多非常规原油开发项目被迫缩减产量甚至停产。在此背景下,各大石油公司将提高技术水平以及降低油气生产成本作为提高市场竞争力的主要抓手,以期获得更高的市场份额。因此,对油砂产业进行细化的成本分析,规范量化成本构成,找出问题所在,明确发展方向,是现阶段极具现实意义的研究课题。

2 油砂产业成本构成

油砂产业的全生命周期成本指的是油砂沥青从地下开采、分离、稀释,再到管道运输至炼油厂的全过程成本,分别由资本支出、操作成本、矿税、企业所得税、排放成本、弃置费用、稀释剂成本和运输成本 8部分构成。由于开采出来的油砂沥青粘稠度高、流动性差,需要用轻质原油稀释后才能通过管道运输的方式运送出去,因此油砂资源的开发成本中需要加入稀释剂成本。但是,由于不同项目的稀释剂成本和运输成本的差异较大,大多数研究通常选取井口成本(即不包括稀释剂和运输成本)进行比较。本文通过对加拿大能源研究院 2011—2016 发布的《油砂供应成本和开发展望报告》中的数据进行整理和总结,将油砂近年来的井口成本构成及变化趋势列于表 1。

油砂产业的资本支出可以分为固定资本支出(包括初始资本支出、维持资本支出)和营运资本,初始资本指的是钻井、完井、地面设施投资,维持资本指对上述设施的维持和替换投资。从表1可以看出,2014 年以前,油砂的固定资本支出处于波动上涨的趋势,2014 年油价暴跌后,资本支出稍有下降,但占到了总成本的 40% 以上。

油砂生产的第二大成本是操作成本,占比超过30%。不同地区、不同公司的会计准则和油气项目成本分类方式存在差异,对操作成本的定义也有所不同,国际大型石油公司一般遵循“美国19 号财务会计准则”对油气成本的规定和会计处理方式进行工作,操作成本包括:生产过程中消耗的材料、燃料和服务;人工成本;维护和修理成本;已探明矿区财产、矿井和有关设备设施所适用的财产税和保险费;采掘税等,不包括折旧、折耗和摊销成本 [3],由于生产中燃料费用,即天然气价格由国际油气市场决定,不受企业本身控制,而其他操作成本企业则可以通过采取相关的管理措施进行控制,故本文将油砂操作成本划分为燃料操作成本和非燃料操作成本两大类,主要关注其他操作成本。由表1 可以看出,在 2014 年油价暴跌后,各公司纷纷采取措施压缩管理成本提高生产效率,其他操作成本显著降低,降幅接近 50%。

矿税、企业所得税等税收是组成油砂产业的第三大成本。中国石油企业进行海外油气项目开发主要采取与资源国政府进行合作的方式,签订的合同主要包括矿税制合同、产量分成合同和服务合同三种 [4],其中矿税制合同也称租让制合同、许可证协议,从财税体制的角度称为“矿费—税收制合同”,在矿税制下,石油公司获得原油和天然气实物,向资源国政府交纳矿区使用费和所得税及其他税收,税收内容由资源国政府通过立法规定来控制 [5]。加拿大油砂资源开发的合同类型是矿税制合同。阿尔伯达政府 2009 年 1 月针对所有油砂项目颁布新的矿税法令,油砂项目矿税税率与美国 WTI 油价( 55~120 加元 / 桶)挂钩,根据油价变化进行滑动,有两种不同税基和税率。投资回收前项目的矿税按毛收入矿税计算;对于投资回收后项目的矿税按照毛收入和净收入矿税计算出来的较大者收取。企业所得税是对本国范围内从事生产经营活动的企业、组织的生产经营所得和其他所得征收的一种税。排放成本指的是生

产经营过程中碳排放量超标所需要支付的成本。由于税收部分企业可控力较小,本文在此不做详细讨论。

3 油砂企业战略及发展趋势

为了更好地量化分析油砂产业的发展趋势,本文对 6家美国上市的加拿大油砂企业公司财务报告进行整理,并通过德温特数据库和智慧芽数据库获得了样本公司专利的历年数据,在此基础上对油砂产业的产量规模、操作成本、研发专利等数据进行了细化分析。为了更加清晰地描述油砂产业的发展阶段,本文同时对7 家综合性石油企业(市值排名前 10,且专利数据可获得)的数据进行了整理,以此代表常规油气生产与油砂产业进行了对比分析。

3.1 控制操作成本,适应油价波动常规原油和油砂的操作成本水平以及产量规模分别列于图 1 和图 2。从整体上来看,油砂的操作成本远高于常规油气,平均超出2 倍到 3 倍, 2009 年高达 5倍之多。这是由于油砂作为非常规油气,生产方式主要采取原位生产和蒸汽辅助重力泄油( SAGD)技术,原位开采对于环境的破坏严重,根据加拿大相关政策,开采后的生产商需要对环境进行补偿,产生的环境复原成本较高;而 SAGD 技术的技术操作难度较大,且需要用到大量天然气等燃料辅助。从趋势上来看,常规油气的操作成本较为稳定,2000—2006 年间缓步上行,2008 年由于国际油价刺激而大幅上升,随后回落,2009—2014 年间与油价同步上升,2014 年油价暴跌后,各大公司大幅压缩成本,2016 年操作成本已回落至 2009 年油价攀升时的水平。油砂生产方面则波动较大,2000—2007 年,成本震荡上行,大部分公司操作成本在 18~28 美元 / 桶之间,2008 年随着国际油价冲高,在利润的刺激下,油砂生产商加大了对生产难度较高区域的油砂开采力度,油砂操作成本随之暴涨,成本均值一度接近 40 美元 /桶,但随着油价的回落,操作成本很快回落至 30 美元 / 桶,并在 2009—2014 年间一直维持在此水平。根据上市公司年度报告结合日产量(图 2 )分析,可以看出,高油价刺激下,油砂生产商扩大了生产规模,即将开采难度较大的油田纳入了生产范围,同时加大了研发力度(图3),促进了油砂生产技术的逐渐成熟,维持了该阶段成本的稳定。2014 年油价暴跌后,长期低迷的油价无法支撑油砂高额的生产成本,油砂生产 企业迫于盈利压力,大幅停产,逐渐剥离开采难度较大的油田资产,优化管理系统,同时,企业间开始并购重组,以求压缩成本, 2014-2016 年间,油砂操作成本从 2013 年的 28 美元 / 桶下降至 16 美元 / 桶,降幅超过 70%。

图 2中的折线代表生产规模,柱状图表示增长率,为方便比较,用灰色的折线描述了 WTI 油价的月度增长率。从整体体量上看,常规原油生产规模是油砂生产规模的 10 倍左右。从趋势上来看,常规油气的生产规模变动幅度较小,产量水平较为稳定,而油砂产量较小,生产规模浮动较大,产量水平受国际油价影响幅度极大。具体来看,油砂生产规模在 2000—2006 年间保持上升趋势( 2005 年最大的油砂生产商 Suncor 公司由于火灾减产严重);2008 年与 2009 年国际油价大

幅波动,油砂生产规模锐减,累计下降幅度接近30% ;2010—2014 年间,油砂生产规模与油价同步,波动上升; 2014—2016 年间,持续低迷的油价迫使油砂生产商逐渐关停生产难度较大的油田,以降低生产成本。

3.2 重视研发投入,技术发展迅速高油价的刺激和低油价的压力都促使油砂生产企业高度重视研发,迫切的寻求技术突破以求扩大生产规模和降低生产成本。本文基于对德温特数据库和智慧芽数据库所获得的样本公司专利

[6]数据的整理,参考了 Klaassen 等人 在风力发电领域中的方法,考虑了研发作用于实际生产的时间滞后和知识存量的折旧。2000—2016 年间常规原油和油砂各公司年度新增专利总数的平均数和累计知识存量,见图 3 和图 4。

从整体专利数量来看, 2009 年以前,常规原油公司专利数量大约为油砂公司数量的40 倍, 2009 年以后,则为 10 倍左右。从发展趋势来看,常规原油在 2000—2008 年间处于波动上升的阶段,2009 年起下降趋势明显,2016 年专利总数不及 2009 年的 1/2;油砂公司专利总数在 2014 年以前整体处于上升趋势,2015 年后回落明显。

对于累计知识存量,首先,研发成果需要一定的时间才能运用于实际生产,这个值本文参考Klaassen 和 EK[7] 等人的研究取 2 年;第二,累计的知识随着技术的发展会逐渐失去价值 [8]。对于累计知识存量的起始存量本文参考了 Samadi[9] 的

[10-11]

研究,结合 Hall 等 对技术密集型行业的论述,本文对折旧和标准增长率分别取 15% 和 8%。计算方法如式(1)和式(2)所示。 R&DSTOCKit=R&Dit-x+(1-δ)R&DSTOCKit-1 (1) R&DSTOCKit0=R&Dit0/(δ+g) (2)其中: R&DSTOCKit—公司 i

在 t 时期内的累计研发存量;

R&Dit—公司 i 在 t 年的当年研发投入;

x—研发运用到实际生产的时间滞后

年数;

δ—折旧率; R&Dit0—初始研发量;

g—标准增长率。

图 4展示了累计知识存量的计算结果,折线代表累计知识存量,柱状图表示增长率。从变化趋势来看,常规原油的累计知识存量在 2012 年之前逐年上升,2012 年开始下降;而油砂公司则在2015 年出现了下降的趋势。从增长率来看,很明显油砂的增长幅度远高于常规原油,这与油砂作为产业新兴阶段的技术发展特征相吻合。

3.3 大型跨国企业迅猛发展,行业突破指日可待

森科能源( Suncor Energy )是加拿大首屈一指的综合能源公司,北美第五大能源公司,也是世界上最大的独立能源公司之一。Suncor Energy于 1967 年 9 月 30日开始生产油砂,日产量 4.5万桶,是世界上第一家开发油砂的公司;1996 年,累计产量达到5 亿桶; 2009 年 Suncor Energy 收购了加拿大石油股份有限公司( Petro-Canada),获得了后者在北海、北非和拉美的全部资产,成为全球最大的油砂资源公司,2016 年 10 月 6 日, Suncor Energy 又以 66 亿加元收购了加拿大油砂

图 5 对 Suncor Energy 的油砂产量和单位生产成本进行了梳理。可以看出,从 1992 年起油砂产量稳步上涨,除个别年份产量有小幅下降外,平均每年以 600 万桶的速度增长。从 1992 年的 2100 万桶增长了 8 倍,2016 年年度产量实现18000 万桶。其中 2002 年,根据 Suncor Energy的年报介绍,由于前期对于基础设施、技术和人员的投资,使得其油砂产量几乎翻了一番,由2001 年的 4497 万桶增加了 67% ,年度产量达到7512 万桶。2005 年,由于火灾的原因导致8 个月的产量减半,年度产量首次下降。2006—2008年间,年度产量处于小幅回落趋势,但仍保持在8000 万桶以上。Suncor Energy 和加拿大石油公司的合并于 2009 年 8 月 1 日生效,成为了加拿大最大的能源公司。同年产量暴涨 35% ,达到 11195万桶。并在此后的 7 年稳步保持 7% 的增长率。即使在 2014 年油价暴跌后, Suncor Energy 的产量依然每年保持 7%~10% 的增长。

在生产成本方面,1992—2004 年期间,生产成本随着产量的增加逐渐降低。以平均每年3% 的速度由 1992 年的 19.50 加元 / 桶下降至 2004 年的11.95 加元 / 桶,这与 Suncor Energy 对于成本管理的努力和对于技术的不断改进有着不可分割的关系。2005 年火灾原因造成成本暴涨 63%,回升到 19.50 加元 / 桶。2006—2008 年,在国际油价飙升的刺激下,Suncor Energy 开始扩大油砂生产,逐步引入了成本较高的新技术以生产更多的原油,也因此造成生产成本大幅上升97% ,从 2005 年的 19.50 加元 / 桶直逼 2008 年的 38.50 加元 / 桶。2009年,受国际金融危机的影响,油价大幅下 跌,生产成本也小幅回落,同年 Suncor Energy 和加拿大石油公司合并,并购后对新技术进行了大力引进,导致成本居高不下。同时,由于高油价的刺激,生产成本一度逼近 40 加元 / 桶。随着新技术的突破和成熟,2012 年起生产成本稳步下降, 2014 年下降至 33.80 加元 / 桶,相比 2011 年的39.05 加元 / 桶下降 10%。由于 2014 年年底国际油价的断崖式下跌和至今低迷的油价,该公司放弃了较高生产难度的油井和区块,生产成本也因此出现了较大幅度的降低,从 2014 年的 33.80 加元 / 桶锐减 23%,降至 26.50 加元 / 桶。

本文对 Suncor Energy 油砂部门支出数据进行了汇总和整理,在图 6中展示了其变化趋势及单桶成本构成。从整体趋势来看,2012 年以前,油砂部门总体支出以年均 24% 的涨幅稳步上升,由2003 年的 1.5 亿加元上涨至 2012 年的 10 亿加元。2012 年后处于高位震荡,在 10 亿加元左右浮动。从单桶支出来看,自 2003 年起处于稳步上升走势,以年均 10% 的涨幅震荡上行。2016 年单桶支出费用达 60.16 加元 / 桶,相较于 2003 年的19.92 加元 / 桶增幅超过 2倍。从成本类别来看,生产操作支出占到了总支出的 50% 以上。从单桶支出来看,生产成本平均占比54% ,且从 2012年起呈逐年下降的趋势,证明单桶支出的增加不是由于生产成本的提升造成。折旧、损耗、摊销(DD&A )占总支出的比重约为 23% ,是比重第二大的支出项目。折旧、损耗和摊销支出是针对固定资产而言,通常体现了油气企业对于基础设施、勘探开发的重视程度以及对新技术的采用接纳度。从 Suncor Energy 公司的数据来看,DD&A支出从 2003 年的 4.5 亿加元,一路飙升至 2014

年的 40 多亿加元,增长近9 倍。除去 2005 年受火灾影响以及 2013 年和 2015 年对非核心项目的关停影响,DD&A支出有所下降外,其他年度支出均以 40% 的速度增长。单桶支出增减变化也与DD&A 支出息息相关, 2013 年和 2015 年分别出现 10.37 加元 / 桶和 13.50 加元 / 桶的降低,相反2012 年 DD&A 支出暴涨 189%,造成单桶支出上涨 23%,达到历史高点 77.13 加元 / 桶。

以 Suncor Energy 为例,可以看出加拿大油砂行业产量处于稳步上升的趋势,即使在低油价运行的今天,油砂生产依然保持着增长的趋势。从生产成本方面来看,油价平稳或低位时期,对于采用成熟技术和已建成开采区的生产成本呈逐年下降的趋势,但在高油价刺激下,企业会加大对地形相对复杂、开采难度较大的区域进行开发和生产的力度,并将采用更先进的技术,因此会导致生产成本的增加。同样,在总体支出和单桶平均支出方面,总体支出在 DD&A支出大幅增长的带动下,持续保持年均 20%的上涨,平均单桶成本则由于生产成本的压缩,在 65 加元 / 桶上下浮动。

4 政策建议

本文从中国实际国情出发,结合国际大型石油公司经验,提出以下三点政策建议。

(1)拓展海外资源市场,优选资源,提高项目的效益

加强项目前期投资分析力度,从全球市场出发,把握油气行业整体走势,抓住“一带一路”政策良机,深入推进全产业链合作。正如国家能源局局长努尔 · 白克力在世界油商大会上指出的“在经济全球化深入发展的时代,协调合作、共赢发展是我们的必然选择。希望大家以干在实处、走在前列的精神,进一步加强油气资源勘探开发和产能建设的合作,加强油气管网和储备等基础设施的合作,加强油气贸易的合作,加强油气科技研发和人才的合作,力争在推进油气全产业链合作上取得丰硕成果。”

(2)加大研发投入,实现技术突破,降低生产成本

在控制操作成本,节约管理行政费用的同时,重视研发投入,推动科技进步是降低成本,提高经济效益的根本途径。在当前低油价的市场环境下,实现突破性技术进步是非常规油气大幅降低上游成本,增强市场竞争力的唯一途径。石油公司应通过增加研发力度,与高校、科研院所等机 构合作等方式,迅速提升技术水平。同时,对于重点项目和关键技术要集中上下游、产学研全方位力量共同发力,尽快突破,以占领技术高点,提高生产效率,降低生产成本,进而在市场竞争中处于绝对优势地位。

(3)通过兼并、收购和剥离战略,优化资源配置,提升产业结构

在非常规油气投资中,由于其本身的行业特点,开采难度较大,生产技术要求较高。实现技术突破需要较长时间的积累,因此,在积极开展研发的同时,应注重通过并购、相互持股等形式进行企业合作。通过联合或兼并研发投入较多,或持有互补性技术资产(专利,当地勘探开采和生产经验等)、具有核心业务优势的油气企业,从而实现生产要素的优化配置,形成互补、协同效应。同时,经营业务方面,通过资产结构调整和置换,强化核心优势业务,精简非核心业务。

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