如何快速确定油气矿权竞争性出让区块的报价

罗旻海 王蜀源 张 悦 罗新雨

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；2.四川家益石油房地产开发有限责任公司，四川 成都 610051；3.西南石油大学经济管理学院，四川 成都 610500）

0 引言

近年来，我国石油和天然气的对外依存度居高不下，分别持续保持在70%和40%以上，给国家的能源安全带来了较大的压力，因此，我国迫切希望提高国内油气供应能力，缓解国内油气需求矛盾。但是长期以来，油气领域实行严格的资质审批制度和许可证制度，使得三大石油公司延长石油等国家石油公司以外的其他企业难以进入到油气勘探开发领域，竞争的不充分导致油气企业主动创新发展勘探开发技术的积极性不足，主动加快资源勘探开发的意愿也不足。为了释放油气行业的生产活力，加快油气行业的创新步伐，自2010 年开始，国家出台多个油气改革意见，鼓励民间资本进入油气勘探开发领域，促进国有油气企业优化资本，增强竞争力；同时利用民营资本较强的创新竞争力，将科技尽快向生产力转化。2019 年12 月，矿权竞争性出让全面落地，标志着油气行业进入全面开放的时代。

2020-2022 年，油气领域共出让14 轮66 个矿权，矿权出让成功的同时也让竞价参与者面临越来越大的困难。一是出让节奏加快使参与者的工作量巨大，近3 年油气矿权分别出让1 轮、3 轮、10 轮，矿权竞争性出让节奏呈现出明显的加速态势，而每一次出让都要对出让区块进行地质条件综合评价、资源量测算、勘探和开发工作部署、经济评价、风险评估等，所需材料丰富而且要求很高；二是区块品质差异大、竞价激烈，理性竞价难度大。在此情况下，根据对手的报价变化，及时提出新的合理报价就成为了竞价者亟待解决的一大难题，为此有必要建立一套优化的经济评价方法来适应复杂的竞价环境。

1 油气矿权竞争性出让背景

1.1 国家能源安全形势严峻

近年来，随着社会经济的不断发展，我国对石油、天然气的需求不断加大，油气进口量增长迅速，油气对外依存度不断提高。2022 年，因国内油气供给能力提高和国内油气消费增长速度有所下滑，我国油气对外依存度有所下降，但原油和天然气的对外依存度依然分别保持在70%及40%以上［1-2］。据国际能源署（IEA）的预测，中国的石油对外依存度将在2040 年达到80%，天然气对外依存度到2030 年将达到54%。如此高的油气对外依存度，在国际油气供应出现动荡时，必将对我国的经济产生重大影响。因此，改革油气体制，释放油气生产活力，提高国内油气供应能力迫在眉睫。

1.2 油气领域的垄断制约了行业发展活力

能源是关系到国计民生的重要领域。依据《中华人民共和国矿产资源法》第一章第三条规定，“从事矿产资源勘查和开采的，必须符合规定的资质条件”。油气领域实行严格的资质审批制度和许可证制度，使得仅有中国石油、中国石化、中国海油所属企业和陕西延长石油等国家石油公司具备申请勘查、开采许可证条件，国家石油公司以外的其他企业难以进入油气勘探开发市场［3-5］。勘探开发领域的高度集中容易导致主动创新发展勘探开发技术的积极性不足，资源勘探开发的效率难以提升，油气生产和使用成本偏高，国有大型油气企业大而不优，一定程度上削弱了中国经济在国际上的竞争力；二是主动加快资源勘探开发的意愿不足，导致“圈而不探”“探而不采”的现象出现，降低了资源的利用效率，阻碍了油气行业健康可持续发展［6-9］。

1.3 全面推进矿权竞争性出让意义重大

世界各国的经验表明，70%以上的新技术来自中小企业，行业的发展离不开中小企业在技术创新中所发挥的关键作用；民营企业敢于尝试新技术，并积极将新技术转化为生产力，具有较强的创新竞争力；许多民营企业实力雄厚，如果大力介入油气领域，可弥补国内油气资源勘探开发投入的不足，提高国产油气的保障程度；国有石油企业在国际油气资源问题上容易受到制约，但民营企业因政治倾向不明显，能更方便、更便宜地获得国外石油资源［10］。因此，创造公平的竞争环境，引入社会资本特别是民营资本，全面推进矿权竞争性出让，不仅有助于优化国有资本，建立竞争性国有油气企业，更有利于实现油气领域的深度改革，提升资源接续保障能力。

2 油气矿权竞争性出让进展及参与出让面临的挑战

2.1 油气矿权竞争性出让进展

油气矿权的出让经历了两个阶段，一是油气改革试点阶段，二是竞争性出让阶段。油气改革试点阶段以页岩气为主，常规油气为辅，出让方式主要为邀请招标和公开招标；竞争性出让阶段以常规油气为主，页岩气为辅，出让方式为挂牌，价高者得［11］。

2010 年5 月7 日，《国务院关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》（国发〔2010〕13号）发布实施，鼓励民间资本进入油气勘探开发领域，与国有石油企业合作开展油气勘探开发。油气矿权改革进入试点阶段。

2016年12月30日，《矿业权出让制度改革方案》出台，全面推进矿业权竞争性出让，油气矿权改革进入竞争性出让阶段。2019 年12 月自然资源部印发了《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7号，简称7号文），严格限制协议出让，矿权竞争性出让全面落地。

2011 年以来，自然资源部共出让114 个矿权区块，矿权面积16.1×104km2，涉及中国石油、中国石化、中国海油、延长石油等企业，并引入50 多家地方国有企业和民营企业。

油气改革试点阶段共出让41个区块，面积10.67× 104km2，分布于南黄海、银额、新疆、贵州等地区。2015年公开招标出让了4个常规油气区块，引入了3 家地方企业，使地方企业首次介入常规油气领域。

竞争性出让阶段共出让73 个区块，5.38×104km2。“7 号文”实施三年来共出让14 轮66 个油气矿权，涉及矿权面积4.19×104km2。

各年矿权出让情况如表1所示。

2.2 参与矿权竞争性出让面临的挑战

1）出让节奏加快导致参与出让的工作量巨大。《7 号文》实施三年来油气矿权出让共14 轮，其中2020 年1 轮，2021 年3 轮，2022 年10 轮，矿权竞争性出让的节奏呈现出越来越快的趋势；三年出让油气矿权66个，每轮出让1～9个，出让数量也呈逐年快速增长趋势［12］；正式发布公告到延时竞价阶段一般不超过2个月，时间紧迫。

参与竞争性出让需在短期内进行大量多专业紧密合作的研究工作，对出让区块进行地质条件综合评价、资源量测算、勘探和开发工作的部署、经济评价、风险评估等，准备的材料丰富而且要求很高。同时管理决策也因动用资金量大而涉及众多部门，如勘探与生产、法律、财务、综合管理、研究单位等。区块竞争性出让竞价方案一般要经历多轮次多级别汇报审查才能获得通过［13-15］。

2）区块品质差异大、竞价激烈，理性竞价难度高。出让区块的品质差异大，品质总体不高，综合评价难度较大。相对于国家石油公司，民营企业竞价的积极性明显较高，许多区块的成交价明显高于实际价值，使得理性竞价获得出让区块的难度增大。因此，要在矿权出让中增加成功的概率，则必须对现有经济评价方法进行优化，能提前根据区块经济评价结果制定出合理的竞价方案，并快速根据竞价场上的变化提出自己能承受的最新报价。

3 竞争性出让区块优化经济评价方法

3.1 资源量估算

1）地质评价。综合研究油气的生、储、盖、圈、运、保及匹配关系，提供油气分布的规模、规律，预测油气资源勘探的前景及可行程度，为资源量的计算提供参考依据。

2）资源量估算。根据资源类型和资料的翔实程度，采用容积法等方法，对区块资源量（储量）进行估算。

3.2 编制勘探开发方案

1）编制勘探方案。根据区块的勘探程度编制区块勘探方案，预估区块获得探明地质储量所需部署的二维地震、三维地震、探井等工作量。

2）编制开发方案。根据预估的探明储量编制开发方案，预估区块达产规模及分年钻井数、投产井数、产量、商品量等［16-20］。

3.3 快速经济评价

1）勘探开发投资估算。根据勘探、开发工作量及单位工作量投资估算勘探开发投资，在对评价范围内投资的归集上与常规经济评价有较大的不同。①评价范围内投资只包括新增投资，已发生工作量的投资不纳入评价范围，否则会使计算出的区块价值低于客观实际，从而形成误判，因为竞价时要预判的是将来投入资金可能产生的收益，以前发生投资应按沉没投入处理；②竞标价格不纳入区块经济评价，而以计算出的项目净现值作为己方的最高报价，这样可大大减轻储量评价的工作量，并提高报价的反应速度，常规做法是将竞标价格纳入总投资，再判断项目内部收益率是否达到基准收益率，两种方法本质上相同，但前者通过前期的评价结果即可确定合理的报价范围，而后者却需要反复计算，从而加大了评价工作量，影响了报价速度；③在评价区块价值时不考虑融资渠道的影响，勘探开发投资全部按自有资金处理，这样不仅能准确评判储量的客观价值，而且能大大降低计算工作量。

2）不同期望收益率下的最高报价。采用折现现金流量法计算区块价值。根据企业的战略目的，设定勘探开发投资的多个期望收益率，如6%、10%等，并以期望收益率作为基准收益率，计算区块勘探开发项目在不同基准收益率下的净现值，该净现值即为满足投资期望收益条件下的区块价值，也即竞价时的最高报价。总而言之，进行竞争性出让区块的品质通常相对较差，民营企业竞价的热情较高，为了竞价成功，对勘探开发投资的期望收益就不能太高，这样才可能有更大的报价空间；同时要努力采取控投措施，通过较大幅度降低勘探开发投资来提升企业在区块出让时的报价竞争力。

4 评价示例

4.1 区块地质条件评价及储量计算

A气田位于某盆地中部，地面属丘陵地貌，海拔一般在300～500 m 之间，全年气候温暖，水源丰富，交通方便。区块所在地经济条件相对较好，具有较好的市场潜力，天然气的勘探开发条件较佳。X气藏为一套内陆河湖交替的陆源碎屑岩沉积，厚度稳定分布在400～600 m。储层岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，孔喉结构较差，储层低孔低渗，局部有裂缝发育，储集类型主要为孔隙型，局部裂缝发育段为裂缝—孔隙型储层。

在对获得的气藏含气面积、有效厚度物性下限、有效厚度、有效孔隙度、含水饱和度等资料进行深入研究的基础上，计算出区块探明地质储量为590×108m3。

4.2 勘探开发部署方案

A 区块竞价前已完成二维地震、三维地震若干。经研究认为，为了探明该区块的地质储量，还需部署探井12 口，钻井成功率50%。预计开发A 区块X气藏需部署开发井为229口，钻井成功率为90%，建成生产规模为9×108m3，稳产期为7年。各年钻井工作量及产量安排如表2所示。

表2 A区块X气藏各年钻井工作量及年产量表

4.3 新增勘探开发投资估算

根据A 区块及类似区块历史钻井及地面投资资料，不含税的探井钻完井投资（直井）为2 100万元／口，开发井（斜井）钻完井投资为2 000万元／口，地面工程投资为300 万元／口。则12 口探井钻完井投资为2.52 亿元，229 口开发井钻完井投资为45.80 亿元，213口投产井的地面建设投资为6.39亿元，勘探开发A 区块X 气藏共需投资为54.71 亿元（不含税），分别发生在第1年—第10年。

4.4 A区块最高报价的确定

4.4.1 评价参数

1）气价、操作成本、其他管理费等评价参数根据区块实际情况进行取值；

2）税率：增值税税率为9%；城市维护建设税和教育费附加分别取增值税的7%和5%；资源税税率为6%；所得税税率为25%。

4.4.2 区块价值计算及最高报价确定

根据企业的不同战略目的，将勘探开发投资的期望收益率分别设定为，0，2%，4%，6%（期望收益率因竞价激烈而设定得较低），并以此作为项目的基准收益率，计算出项目在不同基准收益率下的净现值（表3），则该净现值为满足勘探开发投资预期收益下的最高报价。例如，如果期望区块后续的勘探开发投资能取得6%的收益，则区块竞价时的最高报价为14.66 亿元；如果企业将做大规模作为第一目标，勘探开发投资只要保证不亏就行，则区块竞价时的最高报价可提高到54.24亿元。

表3 不同期望收益率下的净现值及最高报价表 单位：亿元

5 结论

油气矿权竞争性出让中赢得先机的关键一环是如何快速、合理地确定己方报价。笔者提出的优化经济评价方法将已发生投资不纳入计算能更客观地体现出让区块的实际价值；将竞标价格不纳入区块价值计算，而以计算出的项目净现值作为己方的最高报价，可极大减轻储量评价的工作量，并大幅提高报价的反应速度。优化后的出让区块经济评价方法能很好地适应复杂的竞价环境，有助于决策者在竞价场上作出合理的投资决策。