关于中国石油公司sec储量评估的思考

关于中国石油公司sec储量评估的思考

1中国石化集团的上市和评估工作现状中国的三大石油公司于1999年在纽约上市，并于2000年在美国上市。上市这一重要战略举措对中国的石油公司的影响巨大。目前,中国的石油公司正在酝酿由过去基于注重社会效益的地质储量观念的静态管理体系,逐步过渡到以最大经济效益为目的的剩余经济可采储量观念之上的动态管理体系。其中最直接的改变是储量观念的改变。近5年来,中国石化集团在5次配合外方的年终上市储量评估和3次年度中期上市储量评估工作中都取得了显著的成绩。每年勘探开发人员在新增探明储量、老区提高采收率上做了大量扎实的工作,最大限度地争取SEC储量,取得连续5年储量替代率超过1的好成绩。2剩余经济可采储量c根据美国证监会规定,在纽约上市的石油公司必须按照净现值法评估储量的价值。净现值法的基本流程是:首先对油气储量预测指定评估日之后每年或每月的产量,然后计算每年或每月的收入总额,减去所有操作成本、相关税项和费用,得到年度或月度净现金流,在这一时间点之前的累计预测产量为剩余经济可采储量。公式如下:maxNPV=∑(CI-CO)t(1+i)-tCI——现金流入CO——现金流出t——当净现金流为0时的第t年(月)RESERVES=∑i=1tQiRESERVES=∑i=1tQiRESERVES——剩余经济可采储量Qi——第i年(月)的预测产量i——时间,年(月)剩余经济可采储量的价值是指在指定的折现率下经济寿命期内各年的净现金流量现值的代数和。计算公式如下:NPV=∑i=0n(CI−CO)t(1+i)−tΝΡV=∑i=0n(CΙ-CΟ)t(1+i)-tNPV——净现值CI——现金流入CO——现金流出i——折现率(基准收益率)n——投资方案寿命期,年t——第t年3油气产品质量依据RyderScott公司和香港毕马威审计的要求,中石化财务部门每年提供给SEC储量评估的经济参数如下:(1)油气产品价格:美国证监会规定,油气产品价格采用指定评估日的市场交易价格。中石化采用印尼米纳斯12月31日原油交易价格。产品价格包括原油价格、天然气价格、凝析油价格和液化石油气价格。油气产品价格以中石化各分公司为单位提供。(2)操作成本:中石化以成本核算中心为单位提供操作成本数据。一般以采油厂或作业区为单位。例如胜利油田有限公司分别提供了11个采油厂的操作成本。(3)投资:包括勘探投资、开发投资以及废弃费和残值。陆上油气田一般将废弃费和残值抵消。(4)矿权:要求提供每一个SEC储量评估单元的实际矿权开采期限。(5)增值税:为销项税与进项税之差。中国陆上石油行业的销项税税率:原油为17%,天然气为13%。(6)权益:包括矿区权益、作业权益、产品权益。除了与其它公司合作开发的油气田之外,一律取100%。(7)折现率:美国证监会规定了统一的折现率为10%。4计算测算油、天然气行业发展计算为4个月储量评估专家依据SEC储量评估标准,首先对储量评估单元进行产量预测,得到评估单元在指定评估日之后的每年或每月的产量。(1)收入的计算:FGR=NetProduction*Price未来总收入(FGR)等于净产量乘以产品价格,得到未来每年或每月的油和天然气的销售收入。(2)增值税的计算:增值税的计算包括:原油增值税=FGR(oil)*17%/(1+17%)天然气增值税=FGR(gas)*13%/(1+13%)(3)操作成本的计算通常依据提供的操作成本,按照40%为可变成本,60%为固定成本进行劈分。可变成本除以该年度油当量得到桶油可变成本。固定成本按照评估单元产量或销售收入所占成本核算中心所辖评估单元的比例劈分到每个评估单元。操作成本等于评估单元的产量与单位可变成本的乘积加上固定操作成本。(4)未来净收入的计算:未来净收入等于总收入减去增值税、操作成本和投资。经过折现可以得到每年或每月的净现值。(5)当净现金流量为零时,可以得到经济寿命期内的剩余经济可采储量和累计净现值。5工程因素和经济因素影响剩余经济可采储量的因素包括地质因素、工程因素和经济因素等,各种因素的影响集中体现在储量评估中的产量变化模式、投资和成本的取值、价格的确定、经济极限产量值等方面。5.1经济极限产量测算模型在SEC储量评估中,利用净现值法计算剩余经济可采储量的过程包含了经济极限产量的概念。在其它参数相对确定的情况下,经济极限产量测算相对低的话,评估的经济储量值较高,反之,则较低,见图1,可以看出,经济极限产量为300Mbbl/a和200Mbbl/a,在不同递减类型下的剩余经济可采储量的差异很大。如何合理测算经济极限产量是问题的关键,下式是计算经济极限产量的公式:Qel=CfPe−CvuQel=CfΡe-CvuQel——经济极限产量,bbl/month;Pe——有效油价,$/bbl;Cf——平均月固定操作成本,$/month;Cvu——单位可变操作成本,$/bbl;由于中石化在经济评估中仅提供了生产增值税,所以油价的计算如下:Pe=P1+VATΡe=Ρ1+VAΤ其中,P——原油价格,$/bbl;VAT——增值税,%;单位可变操作成本为总的可变操作成本与总产量之比。5.2指数递减模型SEC储量评估工作中,主要利用产量递减法进行产量预测。其中包括指数递减法,双曲递减法和调和递减法。在油气田产量递减阶段,递减初期一般符合指数递减规律,中后期一般符合双曲递减规律。依据油气田产量递减特征选择合适的递减曲线进行拟合,可以预测油气田的产量。图2是某油田直线递减、指数递减、双曲递减和调和递减的特征曲线。由图可见,对于同一个油气田,不同递减曲线类型预测的产量具有很大的差距。在递减初期差距较小,随着时间的推移,差距加大。其中直线递减最快,指数递减次之,双曲递减和调和递减缓慢,由此评估测算的经济可采储量有很大差异(见图1)。由于指数递减能够代表油气田产量递减规律,并且产量预测量比较保守,为SEC储量评估所普遍应用。对同一种递减模式不同的递减率对经济可采储量的影响也很大,图3是递减率分别为3%,5%,10%,15%和20%下的指数递减曲线。图中揭示出递减率越小,产量递减越缓慢,由此评估测算的经济可采储量越大;反之,产量递减越大,评估测算的经济可采储量越小。由以上分析可以看出,油气田的产量递减规律对剩余经济可采储量的预测起到主导作用,而经济极限产量的变化也会产生相应的明显影响。在油气田一定的产量递减规律下,通过前期的经济参数处理,降低经济极限产量,也可以增加其剩余经济可采储量。尤其是对进入开发后期,递减率比较低的油气田,降低经济极限产量可以大幅度地增加剩余经济可采储量。5.3重的标准曲线:选择可采储量由经济极限产量公式可以看出,油价的高低直接影响经济极限产量的大小。油价越高,经济极限产量就越小。图4是埕东油田在不同油价下的经济极限产量。当年可变成本为2.5$/bbl,固定成本为1173130$。通过公式计算油价从5$/bbl到40$/bbl相对应的经济极限产量。可以看出,当油价为10$/bbl,经济极限产量为16Mbbl/month;油价低于10$/bbl,经济极限产量接近直线上升,当油价为5$/bbl时,经济极限产量高达55Mbbl/month。由此可见,油价低于20$/bbl时,对剩余经济可采储量的影响非常显著。当油价高于20$/bbl之后,经济极限产量变化趋缓。油价分别为20$/bbl、30$/bbl和40$/bbl时相对应的经济极限产量分别为6.7Mbbl/month、4.2Mbbl/month和3.1Mbbl/month,绝对值变化量较小,对储量的影响较小。图5反映的是在不同的油价下对埕东油田预测的剩余经济可采储量。当油价低于4$/bbl时,埕东油田失去了开采价值,剩余经济可采储量为0。油价从4$/bbl到10$/bbl,储量急剧攀升,当油价高于20$/bbl之后,储量增势趋缓,尤其是油价高于30$/bbl之后,对储量的影响很小。5.4经济极限产量的分配在SEC储量评估工作中,中石化各个分公司对总的操作成本进行可变成本和固定成本的劈分,劈分比例多数为四六分或五五分。由公式可知,在总操作成本保持不变的情况下,可变成本和固定成本的劈分比例对经济极限产量同样产生影响。图6是按照三七、四六、五五和六四分的比例将总的操作成本劈分为可变成本和固定成本情况下的经济极限产量。可见,不同的成本劈分比例,同样影响经济极限产量的大小,固定成本的比例越小,经济极限产量就越小。在具体操作中,劈分可变成本和固定成本时,应尽可能的增大可变成本的比例。在评估时,可以考虑通过减员增效,降低成本等管理措施,降低总的操作成本,以降低经济极限产量,提高剩余经济可采储量的价值。5.5增加剩余经济可采储量由于SEC储量评估采用净现金流法,体现的是经济效益最大化,其开发投资仅对现金流有影响,并且必须能够回收投资,所以开发投资必须能够增加剩余经济可采储量。否则开发投资是无经济价值的。图7揭示了如果没有开发投资,在2010年就会失去继续开发价值。增加开发投资后,既能保证投资的回收,还要增加可采储量。否则该投资方案是无效的。实践表明,对于已开发油气田,通过加密井网、注水等提高采收率措施或开发调整方案,在增加了开发投资的同时,又增加剩余经济可采储量(图8)。6经济因素的预测和控制通过对与经济极限产量相关因素的分析,论证了油气田的产量递减规律决定了其未来剩余可采储量,而经济因素决定了剩余经济可采储量。其中油价对剩余经济可采储量影响最为明显。然而,美国证监会的规则决定了经济因素的确定性。在指定评估日,经济因素也是指定不变的。因此,对产