劉 斌 李 豐

（ 1中國石油遼河油田公司；2中國石油集團咨詢中心 ）

0 引言

油氣儲量是石油公司的核心資產(chǎn)，是油氣開采企業(yè)發(fā)展之基、效益之源，體現(xiàn)了企業(yè)的實力與競爭力。對于一個礦業(yè)權(quán)區(qū)塊而言，只要儲量經(jīng)過國家或者企業(yè)認證，就具體確定了其價值屬性。而我國現(xiàn)行的儲量管理，仍然側(cè)重于技術(shù)管理，石油公司在取得油氣礦業(yè)權(quán)后，強調(diào)勘探開發(fā)一體化[1]，自己找儲量，自己謀開發(fā)。從儲量申報到建產(chǎn)開發(fā)，更多的是強調(diào)開發(fā)方式和開采技術(shù)，對儲量的認識缺乏價值觀念，儲量資產(chǎn)的概念尚未形成。

“十三五”以來，國家放寬油氣勘查開采限制，實行嚴格的區(qū)塊退出機制，推行礦業(yè)權(quán)競爭性出讓[2]。隨著探礦權(quán)、采礦權(quán)轉(zhuǎn)讓管理和礦業(yè)權(quán)交易的逐步推進，以及石油公司礦業(yè)權(quán)區(qū)塊內(nèi)部流轉(zhuǎn)的持續(xù)深入，油氣儲量的資產(chǎn)屬性愈加凸顯[3]。油氣儲量價值評估是適應國家油氣行業(yè)體制改革，打破儲量“有量無價”慣例，推進石油公司從儲量“規(guī)模”優(yōu)化向“價值”優(yōu)化轉(zhuǎn)變，實現(xiàn)儲量資產(chǎn)化管理的重要環(huán)節(jié)。

1 油氣礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)的現(xiàn)狀

礦業(yè)權(quán)是探礦權(quán)與采礦權(quán)的合稱。礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)是指經(jīng)國土資源主管部門批準，礦業(yè)權(quán)在不同經(jīng)濟主體之間發(fā)生轉(zhuǎn)移的行為，包括出讓和轉(zhuǎn)讓。出讓是礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)的一級市場，即國家將探礦權(quán)或采礦權(quán)讓渡給企業(yè)或個人的行為；轉(zhuǎn)讓是礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)的二級市場，即礦業(yè)權(quán)人將占有礦業(yè)權(quán)轉(zhuǎn)讓給其他企業(yè)或個人的行為。

隨著石油天然氣行業(yè)市場化進程的深入，礦業(yè)權(quán)的流轉(zhuǎn)逐步展開[4]。在國家層面，國務院《探礦權(quán)采礦權(quán)轉(zhuǎn)讓管理辦法》明確，探礦權(quán)人在完成規(guī)定的最低勘查投入后，經(jīng)依法批準，可以將探礦權(quán)轉(zhuǎn)讓他人；原國土資源部《礦業(yè)權(quán)交易規(guī)則》和自然資源部《關(guān)于推進礦產(chǎn)資源管理改革若干事項的意見(試行)》提出，開放礦業(yè)權(quán)市場，實施競爭性出讓、協(xié)議出讓、凈礦出讓[5]。國家發(fā)展和改革委員會和國家能源局《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》指出，放開油氣上游勘查開采市場，全面實施礦業(yè)權(quán)競爭性出讓，嚴格區(qū)塊退出；實行勘查區(qū)塊競爭出讓制度和更加嚴格的區(qū)塊退出機制。至此，礦業(yè)權(quán)轉(zhuǎn)讓的基本構(gòu)架已經(jīng)成型。在企業(yè)層面，石油公司積極落實國家油氣體制改革精神，紛紛啟動內(nèi)部礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)工作。中國石油于2017年下半年完成第一批鄂爾多斯、四川、柴達木三大盆地及部分外圍盆地共16個探礦權(quán)、采礦權(quán)區(qū)塊在7個油氣田企業(yè)的內(nèi)部流轉(zhuǎn)；2019年底完成第二批38個探(采)礦權(quán)區(qū)塊的礦業(yè)權(quán)內(nèi)部流轉(zhuǎn)；2021年在四大盆地的11個區(qū)塊啟動實施第三輪礦業(yè)權(quán)優(yōu)化配置。中國石化2017年底完成旬邑—宜君礦業(yè)權(quán)區(qū)塊由華北油氣分公司至河南油田分公司的流轉(zhuǎn)；2018年底完成通南巴礦業(yè)權(quán)區(qū)塊、百色油田礦業(yè)權(quán)區(qū)塊和彰武油田礦業(yè)權(quán)區(qū)塊在5個油田的內(nèi)部流轉(zhuǎn)。中國海油2019年7月與中國石化簽訂渤海灣盆地、北部灣盆地、南黃海盆地和蘇北盆地19個油氣探礦權(quán)區(qū)塊的合作框架協(xié)議。同時，2017年12月新疆維吾爾自治區(qū)國土資源交易中心對塔里木盆地柯坪西等5個油氣勘查區(qū)塊的探礦權(quán)以掛牌方式公開出讓，打開了民營企業(yè)進入上游開發(fā)領(lǐng)域的大門。隨著礦業(yè)權(quán)從內(nèi)部流轉(zhuǎn)向外部流轉(zhuǎn)進程的加速，傳統(tǒng)意義上“劃地為牢”的勘探開發(fā)格局將被徹底打破。

實踐證明，礦業(yè)權(quán)在油氣田企業(yè)的內(nèi)部流轉(zhuǎn)，既加快了大中型盆地勘探開發(fā)的節(jié)奏，又加快了儲量升級和產(chǎn)能建設(shè)的步伐，為老油田資源接替和扭虧解困注入了生機和活力。吐哈油田公司和吉林油田公司在吉木薩爾落實頁巖油預測地質(zhì)儲量超億噸[6]，華北油田公司在流轉(zhuǎn)區(qū)塊發(fā)現(xiàn)億噸級吉蘭泰油田[7]，大慶油田公司在川渝探區(qū)獲重大勘探突破，遼河油田公司在鄂爾多斯礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)區(qū)新增探明地質(zhì)儲量220×104t，玉門油田公司在環(huán)慶流轉(zhuǎn)區(qū)發(fā)現(xiàn)多個油藏并建產(chǎn)，河南油田分公司在流轉(zhuǎn)區(qū)創(chuàng)建“市場＋項目化”生產(chǎn)管理模式，投資下降30%、產(chǎn)量提高28%。

2 當前礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)中暴露的問題

面對獲得的流轉(zhuǎn)區(qū)塊，相關(guān)油氣田企業(yè)均給予厚望，紛紛調(diào)整投資方向，制訂“投資向潛力區(qū)轉(zhuǎn)移、成本向低效負效區(qū)叫?！钡牟渴鹪瓌t。在這種背景下，礦業(yè)權(quán)內(nèi)部流轉(zhuǎn)暴露的直觀問題就聚焦到油氣儲量價值評估上。例如經(jīng)過50年勘探開發(fā)的遼河油田，面對“地盤小、油質(zhì)差，再加之企業(yè)體量大，稠油占比高”的現(xiàn)實矛盾，在低油價期間，一度在虧損中掙扎。2017年8月獲得青海油田公司澀北、啞叭爾、北陵丘—大紅溝、紅三旱—那北4個約1.9×104km2的探礦權(quán)，昆北油田切4井區(qū)、切16井區(qū)和紅柳泉油田2個約161km2采礦權(quán)，依據(jù)開發(fā)綜合數(shù)據(jù)技術(shù)評估，一度為之振奮。但是，經(jīng)過3年的勘探開發(fā)，儲量產(chǎn)量收獲甚微，距離《三年開發(fā)框架方案》確定的21×104t產(chǎn)量目標相差甚遠，盡管實施了多層次的管理改革，流轉(zhuǎn)區(qū)仍然連年虧損。經(jīng)過油氣儲量價值評估，盈虧平衡油價大于100美元/bbl，僅采礦權(quán)區(qū)塊的折耗就突破10000元/t，成為油田公司扭虧解困的沉重包袱，2021年下半年不得不退出。

東部老油田普遍面臨著資源匱乏的現(xiàn)實問題，但又擁有新油田不具備的技術(shù)和人才優(yōu)勢。礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)，讓資源、技術(shù)和人才均流動起來，實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置，對于油氣體制改革具有試驗性的先導意義。在這種背景下，儲量價值評估就顯得尤為關(guān)鍵，如何充分發(fā)揮市場對資源配置的導向作用，科學評估礦業(yè)權(quán)區(qū)塊的儲量價值，成為備受關(guān)注和亟待解決的瓶頸難題。

3 油氣儲量價值評估方法

廣義而言，油氣儲量價值評估是將儲量作為資產(chǎn)，對其某一時點價值的估算。狹義而言，油氣儲量價值評估就是統(tǒng)籌兼顧儲量、產(chǎn)量、效益，綜合估算企業(yè)擁有的油氣儲量資產(chǎn)的經(jīng)濟現(xiàn)值。對于上市公司而言，油氣儲量是公司的核心資產(chǎn)，對其進行價值評估是公司年度報告中必須披露的一項重要內(nèi)容。

3.1 重置成本法

重置成本法的思路是考慮儲量的獲得投入，即以勘探開發(fā)中的投入來確定儲量的價值。其基本原理是首先按原始工作量估算出當前經(jīng)濟技術(shù)條件下獲得儲量的重置成本，再扣除各種損耗而對儲量資產(chǎn)進行重估評價[8]。

3.1.1 評估模型

重置成本法評估模型是建立在當前經(jīng)濟技術(shù)條件下，重新獲取評估單元儲量所需的全部成本，再減去評估單元儲量的實體性變化、功能性變化和經(jīng)濟性變化的差額后，以其作為評估單元的現(xiàn)實價值。其基本模型為：

由此得出重置成本法估算模型為

式中RV——儲量價值，萬元；

CR——重置成本，萬元；

SC——實體性變化，萬元；

FC——功能性變化，萬元；

EC——經(jīng)濟性變化，萬元；

CCr——綜合變化率；

NEWr——成新率；

PWL——申報探明地質(zhì)儲量時的工作量；

Pcm——現(xiàn)時的市場價格，元/t；

SCr——實體性變化率；

FCr——功能性變化率；

ECr——經(jīng)濟性變化率；

Iep——費用化的勘探投資，萬元；

DPDA——勘探投資的有形損耗，萬元；

Ip——勘探投入，萬元；

Icp——資本化的勘探投資，萬元；

STPV——因技術(shù)進步而增加的價值，萬元；

Bct——現(xiàn)技術(shù)產(chǎn)生效益，萬元；

Bot——原技術(shù)產(chǎn)生效益，萬元；

NPVf——申報探明地質(zhì)儲量時的財務凈現(xiàn)值，萬元；

NPVc——現(xiàn)時評估財務凈現(xiàn)值，萬元。

中國石油集團咨詢中心在《油氣科技成果經(jīng)濟價值評估方法與應用研究》一文中，根據(jù)各個油氣田企業(yè)勘探開發(fā)工作實際，針對不同油氣藏類型開展了增儲增產(chǎn)技術(shù)要素收益分成研究，提出了收益分成系數(shù)參考值。本文依據(jù)這一研究成果來確定儲量評估單元因技術(shù)進步而增加的價值變化率，即技術(shù)要素收益分成系數(shù)(表1)。

表1 增儲增產(chǎn)技術(shù)要素收益分成系數(shù)表Table 1 Income sharing coefficient of technical factors for increasing reserves and production

3.1.2 評估流程

重置成本法評估流程由6個步驟組成：

（1）依據(jù)區(qū)塊申報探明儲量時開發(fā)方案設(shè)計的工作量，采用現(xiàn)時(評估基準日)的市價，估算區(qū)塊重置成本。

（2）確定被評估區(qū)塊的生命周期，以及剩余經(jīng)濟有效期。

（3）估算區(qū)塊的資本化投資和折舊值，確定儲量資產(chǎn)的實體性變化率。

（4）估算區(qū)塊因技術(shù)進步而增加的價值，確定儲量資產(chǎn)的功能性變化率。

（5）估算區(qū)塊現(xiàn)時條件下的凈現(xiàn)值，確定儲量資產(chǎn)的經(jīng)濟性變化率。

（6）綜合估算區(qū)塊的價值。

3.2 折現(xiàn)現(xiàn)金流量法

折現(xiàn)現(xiàn)金流量法的思路是考慮儲量的未來收益，即以未來開發(fā)生產(chǎn)中能帶來的收益確定儲量價值。其基本原理是在考慮資金時間價值的條件下，根據(jù)儲量在經(jīng)濟壽命期內(nèi)各年現(xiàn)金流量，對其經(jīng)濟效益進行分析、計算和評價[9]。

折現(xiàn)現(xiàn)金流量法評估流程由以下5個步驟組成。

3.2.1 依據(jù)開發(fā)概念設(shè)計(或開發(fā)方案)預測開發(fā)指標

根據(jù)儲量單元的開發(fā)概念設(shè)計(或開發(fā)方案)確定基礎(chǔ)工作量。其中依據(jù)油藏工程方案確定探明地質(zhì)儲量及其動用狀況、油層埋深和儲層特征，設(shè)計生產(chǎn)井數(shù)、注入井數(shù)、單井產(chǎn)能、單井配注、年產(chǎn)出量、年注入量等開發(fā)綜合指標；依據(jù)鉆井工程方案確定新井井型、鉆井進尺、井身結(jié)構(gòu)、完井工藝等設(shè)計指標；依據(jù)采油工程方案確定注入工藝、舉升工藝、監(jiān)測工藝和配套工藝設(shè)計結(jié)果；依據(jù)地面工程方案確定注入系統(tǒng)、集輸系統(tǒng)、供水系統(tǒng)、自控系統(tǒng)、供電系統(tǒng)和通信系統(tǒng)的設(shè)計結(jié)果。

3.2.2 建立經(jīng)濟評價參數(shù)體系

以開發(fā)概念設(shè)計(或開發(fā)方案)為基礎(chǔ)建立技術(shù)參數(shù)體系，包括油氣產(chǎn)量和商品量指標。以國家法律法規(guī)為基礎(chǔ)，依據(jù)企業(yè)財務管理制度和經(jīng)營策略，建立經(jīng)濟評價參數(shù)體系，包括產(chǎn)品價格、評價期和稅費規(guī)定。

3.2.3 依據(jù)設(shè)計工作量估算總投資

總投資是指開發(fā)概念設(shè)計(或開發(fā)方案)在評價期所需要的全部投資，包括建設(shè)期總投資和運營期投資。建設(shè)期總投資包括建設(shè)投資、建設(shè)期利息和流動資金，其中建設(shè)投資是指從建設(shè)到投入運營前所需的全部投資，按工程內(nèi)容可劃分為開發(fā)井工程投資和地面工程投資兩部分；運營期投資是指為了彌補產(chǎn)量遞減而新鉆產(chǎn)能接替井所發(fā)生的鉆井投資和地面投資。

3.2.4 依據(jù)生產(chǎn)指標測算總成本費用

總成本費用是指油氣開發(fā)項目在運營期內(nèi)為油氣生產(chǎn)所發(fā)生的全部費用，由生產(chǎn)成本和期間費用組成。生產(chǎn)成本由操作成本和折舊、折耗構(gòu)成，其中操作成本是指在油氣生產(chǎn)過程中操作和維持井及有關(guān)設(shè)備與設(shè)施發(fā)生的總的成本支出；折舊是固定資產(chǎn)由于損耗而轉(zhuǎn)移到產(chǎn)品中去的那部分價值；折耗是油氣資產(chǎn)隨著當期開發(fā)而逐漸轉(zhuǎn)移到油氣成本中的價值，其計算公式為

期間費用是指企業(yè)行政管理部門為組織生產(chǎn)和管理生產(chǎn)經(jīng)營及銷售活動而發(fā)生的各項費用，包括管理費用、財務費用、營業(yè)費用和勘探費用。

3.2.5 計算經(jīng)濟可采儲量

編制現(xiàn)金流量表，計算內(nèi)部收益率、財務凈現(xiàn)值（NPV）、投資回收期等效益指標，考察儲量單元的盈利能力。

在財務內(nèi)部收益率達到行業(yè)基準值、財務凈現(xiàn)值大于零的條件下，將計算之日至年凈現(xiàn)金流為零之日確定為剩余經(jīng)濟可采儲量壽命期，剩余經(jīng)濟可采儲量加上至計算之日前的累計產(chǎn)油量，即為經(jīng)濟可采儲量，此時對應的財務凈現(xiàn)值即為油氣儲量的價值。

3.3 綜合成本法

綜合成本法的思路是既考慮儲量的獲得投入，又考慮儲量的未來收益，綜合確定儲量價值。其基本原理是從油氣儲量資產(chǎn)可為經(jīng)營者或擁有者帶來收益的角度出發(fā)，既考慮已發(fā)生的資金成本，又兼顧對未來收益的期望值，綜合評估油氣資產(chǎn)的價值[10]。

3.3.1 歷史成本模型

歷史成本是對過去形成資產(chǎn)投入的成本歸集，體現(xiàn)了資產(chǎn)的投入價值[11]。

式中Ch——歷史成本，萬元/t；

Ipf——預探投入，指發(fā)現(xiàn)預測地質(zhì)儲量和控制地質(zhì)儲量的投入，萬元；

Ipe——評價投入，指獲批探明地質(zhì)儲量的投入，萬元；

Ri——投資資本化率；

NR——探明技術(shù)可采儲量，104t。

3.3.2 折現(xiàn)成本模型

折現(xiàn)成本是過去形成資產(chǎn)的折現(xiàn)，即儲量資產(chǎn)按照現(xiàn)在經(jīng)濟條件的發(fā)現(xiàn)成本，它體現(xiàn)了資產(chǎn)的重置價值，是儲量價值的盈虧平衡線。

式中PV——折現(xiàn)成本，萬元；

Ipi——資本化投資凈值，萬元；

t——儲量發(fā)現(xiàn)時間，a；

CPI——居民消費價格指數(shù)，%。

國家統(tǒng)計局發(fā)布數(shù)據(jù)顯示，“十三五”期間，CPI上漲維持在2.0%～2.9%之間，平均值為2.2%，2021年達到3.4%。

評估流程：(1)統(tǒng)計匯總儲量單元發(fā)現(xiàn)年份、資本化和費用化投入金額、探明地質(zhì)儲量和技術(shù)可采儲量；(2)將勘探投入按10年進行折舊，確定目前凈值；(3)將凈值從儲量獲批年份起進行折現(xiàn)，確定其現(xiàn)值。

3.3.3 增值收益模型

增值收益是遵循資產(chǎn)的保值增值屬性，依據(jù)目前的經(jīng)濟技術(shù)條件，測算未來升值的空間，增值收益通常采用折現(xiàn)現(xiàn)金流法計算取得。

操作流程：(1)技術(shù)指標預測。根據(jù)儲量區(qū)塊的開發(fā)概念設(shè)計確定產(chǎn)量預測剖面，計算技術(shù)可采儲量；(2)經(jīng)濟指標預測。依據(jù)目前經(jīng)濟技術(shù)條件估算投資、成本、稅費等指標，建立經(jīng)濟評價參數(shù)體系；(3)效益評價。編制現(xiàn)金流量表，計算內(nèi)部收益率和凈現(xiàn)值指標，確定儲量投入開發(fā)后增加的價值。

3.3.4 儲量價值模型

儲量價值是探明地質(zhì)儲量投入資金（即折現(xiàn)成本）與未來可獲收益的總和。即

式中Vai——儲量的增值收益，萬元。

3.4 方法的適用性分析

根據(jù)評估思路的不同，油氣儲量價值評估的方法存在明顯差異。重置成本法適用于考慮儲量獲得投入的評估對象；折現(xiàn)現(xiàn)金流量法適用于考慮儲量未來收益的評估對象；綜合成本法適用于既考慮儲量獲得投入，又考慮儲量未來收益的評估對象。

4 案例剖析

為了進一步論述油氣儲量價值評估技術(shù)的實用性，本文以長湖油田M77區(qū)塊油氣儲量價值評估為例，教學式闡述該項技術(shù)的流程和效果，并對3種方法的適應性進行了分析。

4.1 區(qū)塊簡況

長湖油田M77區(qū)塊是一個東西走向的南傾單斜構(gòu)造，儲層巖性為中粗砂巖、細砂巖、粉砂巖，儲層呈薄互層狀，平均滲透率為5.1mD，有效孔隙度為17.8%，屬中孔、低滲—特低滲型儲層，油層埋深為2500～3150m，原油密度為0.856g/cm3，50℃黏度為9.86mPa·s。

M77區(qū)塊勘探始于1992年12月，1993年獲批預測地質(zhì)儲量473×104t，經(jīng)試采證實勘探潛力甚微。2015年4口評價井和1口預探井在構(gòu)造低部位見到良好油氣顯示，壓裂后試油單井日產(chǎn)油26.4t，2016年獲批石油探明地質(zhì)儲量352×104t、技術(shù)可采儲量56.39×104t，溶解氣探明地質(zhì)儲量2.92×108m3、技術(shù)可采儲量0.47×108m3。2017年以來，因技術(shù)和經(jīng)濟原因，M77區(qū)塊一直處于未動用狀態(tài)，近期被列入內(nèi)部流轉(zhuǎn)備選區(qū)塊。

4.2 儲量價值評估

4.2.1 重置成本法估算

M77區(qū)塊勘探投入Ip為11506.41萬元，其中資本化的勘探投資Icp為8175萬元。截至2021年底勘探投資的有形損耗DPDA為4087.5萬元，2016年批復探明地質(zhì)儲量時的凈現(xiàn)值NPVf為3875.1萬元。依據(jù)M77區(qū)塊申報探明儲量時開發(fā)概念設(shè)計的工作量，采用現(xiàn)時的市價，估算區(qū)塊重置成本CR為53594.68萬元，財務凈現(xiàn)值NPVc為15977.6萬元。根據(jù)公式（4），計算其實體性變化率SCr為0.138426239。

M77區(qū)塊為常規(guī)油氣藏，對應的技術(shù)要素收益分成系數(shù)為30%～40%。考慮到該區(qū)塊長期未動用，其功能性變化率FCr取值30%。

依據(jù)M77區(qū)塊財務凈現(xiàn)值變化，根據(jù)公式（6），確定其經(jīng)濟性變化率ECr為0.225815323。由此，根據(jù)公式（1）計算M77區(qū)塊油氣儲量價值為17994.86604萬元。區(qū)塊油氣探明技術(shù)可采儲量合計為60.14×104t油當量，因此截至2021年底，M77區(qū)塊油氣單位可采儲量價值為299.21元/t。

4.2.2 折現(xiàn)現(xiàn)金流量法估算

4.2.2.1 開發(fā)指標預測

方案設(shè)計采用天然能量開發(fā)。按有效厚度大于10m范圍內(nèi)部署9口水平井(其中新鉆井8口，利用老井1口)，利用4口直井常規(guī)壓裂。

類比長湖油田低滲砂巖油藏水平井體積壓裂單井的生產(chǎn)能力，預測M77區(qū)塊水平井單井產(chǎn)量為15t/d，前3年遞減率為25%，后期逐漸降至20%，第7年實施重復壓裂后產(chǎn)量恢復至初始產(chǎn)量一半左右，后期遞減率由25%逐漸降至15%，平均單井累計產(chǎn)油2.78×104t；直井按照現(xiàn)開發(fā)規(guī)律預計初期單井產(chǎn)量為8t/d，遞減率由27%逐漸降至10%，平均單井累計產(chǎn)油1.1×104t。

4.2.2.2 經(jīng)濟評價參數(shù)體系建立

以開發(fā)概念設(shè)計(或開發(fā)方案)為基礎(chǔ)，建立技術(shù)參數(shù)體系(表2)；以國家法律法規(guī)為基礎(chǔ)，依據(jù)企業(yè)財務管理制度和經(jīng)營策略，建立經(jīng)濟評價參數(shù)體系(表3)。

表2 M77區(qū)塊技術(shù)參數(shù)表Table 2 Technical parameters of M77 block

表3 M77區(qū)塊經(jīng)濟評價參數(shù)表Table 3 Economic evaluation parameters of M77 block

4.2.2.3 總投資估算

(1)勘探投資。M77區(qū)塊已發(fā)生三維地震、前期評價研究、探井和評價井投資共計11194萬元，截至2021年底，勘探投資凈值為5597萬元(表4)。

表4 M77區(qū)塊勘探投資匯總表Table 4 Summary of exploration investment in M77 block

(2)開發(fā)投資。方案設(shè)計開發(fā)井13口，其中新鉆水平井8口，利用老井5口(其中水平井1口)。

8口新井鉆井進尺為2.88×104m，單位進尺投資為5844元/m，鉆井投資為16831萬元，地面工程投資976萬元，建設(shè)總投資為17807萬元；5口老井資產(chǎn)凈值為3534萬元。

棄置成本在評價期末按總投資的5%計入資本性支出。

4.2.2.4 總成本費用測算

依據(jù)M77區(qū)塊方案設(shè)計生產(chǎn)指標，確定評價期（10年）單位操作成本為669.77元/t，分項操作成本見表5。

表5 M77區(qū)塊操作成本定額測算表Table 5 Cost quota calculation of M77 block

4.2.2.5 經(jīng)濟可采儲量計算

通過編制現(xiàn)金流量表，計算M77區(qū)塊油氣儲量價值為15977.6萬元。該區(qū)塊油氣探明技術(shù)可采儲量合計為60.14×104t油當量，因此截至2021年底，M77區(qū)塊油氣單位可采儲量價值為265.67元/t。

4.2.3 綜合成本法估算

4.2.3.1 歷史成本計算

2015年預探投入為3353.6萬元；2016年獲批石油探明地質(zhì)儲量352×104t，技術(shù)可采儲量56.39×104t，評價投入為8152.81萬元；溶解氣探明地質(zhì)儲量2.92×108m3，技術(shù)可采儲量0.47×108m3；該區(qū)塊油氣探明技術(shù)可采儲量為60.14×104t油當量。

經(jīng)計算，勘探投入Ip為11506.41萬元。投資資本化率為71.05%，故資本化的勘探投資為8175萬元。根據(jù)公式（9）計算，M77區(qū)塊歷史成本為135.93元/t。

4.2.3.2 折現(xiàn)成本計算

資本化的勘探投資為8175萬元，按平均折舊法(10年)計算，勘探投入到2021年底，資本化投資凈值為4087.5萬元。參照國家統(tǒng)計局發(fā)布的“十三五”期間全國居民消費價格指數(shù)上漲率，CPI取值2.2%。折舊后歷史成本為67.97元/t。

根據(jù)公式（10）計算得，M77區(qū)塊折現(xiàn)成本為3666.09萬元。

4.2.3.3 儲量價值估算

在折現(xiàn)現(xiàn)金流量法中，計算M77區(qū)塊目前經(jīng)濟技術(shù)條件下的增值收益為15977.6萬元。

根據(jù)公式（11）計算，M77區(qū)塊油氣儲量價值為19643.69萬元。該區(qū)塊油氣探明技術(shù)可采儲量合計60.14×104t油當量，因此截至2021年底，M77區(qū)塊油氣單位可采儲量價值為326.63元/t。

4.3 評估結(jié)果分析

從M77區(qū)塊油氣儲量價值評估結(jié)果看，綜合成本法既考慮了儲量的獲得投入，又考慮了儲量的未來收益，其單位可采儲量價值最高，為326.63元/t；折現(xiàn)現(xiàn)金流量法考慮的是儲量的未來收益，其單位可采儲量價值最低，為265.67元/t；重置成本法考慮的是儲量的獲得投入，其單位可采儲量價值居中，為299.21元/t（表6）。

表6 M77區(qū)塊油氣儲量價值評估結(jié)果對比表Table 6 Comparison of value evaluation results of oil and gas reserves in M77 block

由此可見，在油氣儲量價值評估中，考慮的因素不同，其評估結(jié)果存在較大差異。其中只考慮儲量未來收益的折現(xiàn)現(xiàn)金流量法評估值較低。

5 構(gòu)建油氣儲量全生命周期價值評估體系的建議

隨著低油價與低成本的常態(tài)化，受資金和機制的制約，將有更多的低效益、低品位已探明地質(zhì)儲量處于閑置狀態(tài)[12-13]，儲量的存量資產(chǎn)無從盤活，礦業(yè)權(quán)擁有企業(yè)因此而背上沉重的包袱。為此建議：強化儲量資產(chǎn)化理念[14]，強化經(jīng)濟可采儲量的核心地位，構(gòu)建規(guī)范有序的全生命周期價值評估體系，推進礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)市場化。

（1）完善礦業(yè)權(quán)有償使用制度。從制度層面完善油氣礦業(yè)權(quán)有償使用的具體規(guī)則，保障礦業(yè)權(quán)人的所有者權(quán)益[15]。

（2）建立礦業(yè)權(quán)轉(zhuǎn)讓交易平臺。從國家或政府層面建立礦業(yè)權(quán)轉(zhuǎn)讓交易平臺并配套相關(guān)政策和制度，通過油氣儲量價值評估，確定交易談判基準價。

（3）探索混合所有制合作模式。打破國企與民企的界限，通過企業(yè)與企業(yè)之間、國企與民企之間的風險勘探合作，建立利于儲量資產(chǎn)保值增值的混合所有制合作模式，通過聯(lián)合研究、成果共享、互利雙贏，提高油氣儲量的開采效率和效益。

（4）強化投入產(chǎn)出一體化評價。在礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)中，應從技術(shù)層面加強地質(zhì)儲量估算參數(shù)的收集與匯總，從經(jīng)濟層面加強地質(zhì)儲量的價值評估，通過強化投入產(chǎn)出一體化評價，夯實儲量價值評估的基礎(chǔ)。

（5）構(gòu)建價值型儲量資產(chǎn)經(jīng)營模式。通過深化礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)，持續(xù)提升儲量資產(chǎn)的運營質(zhì)量及創(chuàng)效能力，建立以價值管理為核心的油氣儲量全生命周期管理體系，構(gòu)建價值型儲量資產(chǎn)經(jīng)營模式，實現(xiàn)油氣儲量的保值增值。

6 結(jié)論與認識

（1）油氣儲量價值評估打破了儲量“有量無價”慣例，促進了儲量發(fā)現(xiàn)從“規(guī)?！毕颉皟r值”的轉(zhuǎn)變；油氣儲量價值評估技術(shù)實現(xiàn)了儲量價值的科學評估，在礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)中，有效發(fā)揮了市場對資源配置的導向作用。

（2）在現(xiàn)行管理格局和管理體制下，礦業(yè)權(quán)的內(nèi)部流轉(zhuǎn)，既盤活了資源的存量儲量，促進了儲量升級和產(chǎn)能建設(shè)步伐，又加快了大中型盆地的勘探開發(fā)節(jié)奏，助力了老油氣田的高效勘探和低成本開發(fā)。

（3）油氣儲量價值評估技術(shù)由3種方法構(gòu)成，其中綜合成本法既考慮了儲量的獲得投入，又兼顧了儲量的未來收益，其估算值最高；折現(xiàn)現(xiàn)金流量法考慮的是儲量的未來收益，其估算值最低；重置成本法考慮的是儲量的獲得投入，其估算值居中。

（4）在深化礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)中，應從完善礦業(yè)權(quán)有償使用制度、建立礦業(yè)權(quán)轉(zhuǎn)讓交易平臺、探索混合所有制合作模式、強化投入產(chǎn)出一體化評價、構(gòu)建價值型儲量資產(chǎn)經(jīng)營模式5個方面，強化油氣儲量全生命周期價值評估體系的創(chuàng)建。