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| 內容簡介： |
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《页岩气开发经济评价方法研究》聚焦于页岩气开发项目的经济评价，旨在系统探讨不同经济评价方法在页岩气开发中的应用，帮助读者更科学地理解页岩气开发项目的可行性与经济性。《页岩气开发经济评价方法研究》共11章，从页岩气的基本概念和发展背景出发，介绍国内外页岩气开发现状，涵盖常规经济评价方法、基于风险分析的方法（如蒙特卡罗模拟法和实物期权法）以及基于生产效率的评价方法（数据包络分析方法），并通过多个实际案例展示这些方法在页岩气开发中的应用。*后，《页岩气开发经济评价方法研究》总结研究成果，并提出未来在政策、技术和研究方法上的改进方向，为页岩气产业的可持续发展提供参考。
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目录第一部分 页岩气开发及其经济评价概况第1章 页岩气发展与开发概况 31.1 页岩气的定义与开发特征 31.1.1 页岩气的定义和特性 31.1.2 页岩气开发的技术经济特点 51.2 中国页岩气开发的必要性 61.2.1 能源需求快速增长的要求 61.2.2 能源消费结构转变的要求 61.2.3 能源安全与能源战略的考量 81.2.4 “双碳”目标的要求 91.3 国外页岩气开发现状 101.4 中国页岩气开发现状 141.4.1 页岩气储量丰富、开发潜力大 141.4.2 四大页岩气产区初步形成 161.4.3 开发技术和设备部分实现国产化 171.4.4 配套管网建设或天然气就地利用 181.4.5 政策和标准逐步完善 181.5 中国页岩气产业发展存在的主要问题 191.5.1 短期发展存在的问题 191.5.2 中长期发展存在的问题 20第2章 页岩气开发经济评价已有研究概述 222.1 页岩气开发经济评价研究现状 222.2 页岩气开发经济评价方法概述 242.2.1 折现现金流法 252.2.2 实物期权法 262.2.3 作业成本法 282.2.4 *小费用法 292.2.5 决策树法 302.2.6 边际值法 312.2.7 综合指数法 322.2.8 德尔菲法 322.2.9 蒙特卡罗模拟法 332.2.10 DEA方法 34第二部分 常规方法下页岩气开发经济评价第3章 页岩气开发常规经济评价方法概要 393.1 基本经济要素 393.1.1 项目投资 393.1.2 折旧与摊销 413.1.3 成本 423.1.4 收入 433.1.5 税金 433.1.6 利润 443.1.7 现金流量分析 443.2 财务分析 453.2.1 盈利能力分析 463.2.2 偿债能力分析 493.2.3 财务生存能力分析 503.3 不确定性分析 503.3.1 盈亏平衡分析 503.3.2 敏感性分析 513.3.3 风险分析 533.4 多方案比选 533.4.1 方案比选类型及原则 543.4.2 互斥方案比选方法 54第4章 页岩气开发常规经济评价案例 564.1 案例对象概述 564.2 财务效益与费用估算 574.2.1 收入估算 574.2.2 投资估算 584.2.3 成本估算 654.2.4 营业税金及附加 664.3 资金来源及融资方案 664.4 财务分析 674.5 不确定性与风险分析 684.5.1 盈亏平衡分析 684.5.2 单因素敏感性分析 694.6 经济评价结论 70第三部分 基于风险分析的页岩气开发经济评价第5章 页岩气开发风险分析 755.1 页岩气开发风险特征分析 765.1.1 页岩气开发风险概述 765.1.2 页岩气开发的风险特征 775.2 页岩气开发基本风险单元分析 785.2.1 基本风险单元定义 785.2.2 剖析基本风险单元 785.3 页岩气开发风险评价体系构建 835.3.1 层次分析法简介 835.3.2 页岩气开发风险评价体系 845.3.3 页岩气开发风险对经济效益的传导路径分析 885.4 页岩气开发风险估计 905.4.1 产量风险 905.4.2 价格风险 90第6章 基于蒙特卡罗模拟法的页岩气开发经济评价 926.1 蒙特卡罗模拟法简介 926.1.1 蒙特卡罗模拟法的基本思想 936.1.2 蒙特卡罗模拟法的优点 936.1.3 蒙特卡罗模拟法在页岩气开发经济评价中的适用性 936.2 基于蒙特卡罗模拟法的页岩气开发经济评价步骤 946.2.1 定义产量风险 956.2.2 确定风险变量的概率分布函数 956.2.3 生成随机数 956.2.4 计算经济效益值 956.2.5 统计内部收益率值的样本特征 966.3 基于蒙特卡罗模拟法的页岩气开发经济评价案例 966.3.1 案例概况 976.3.2 风险变量刻画及其概率分布规律 986.3.3 净现值和内部收益率的统计值及其分布规律 1036.3.4 经济评价结果及分析 106第7章 基于实物期权法的页岩气开发经济评价 1087.1 实物期权理论简介 1087.1.1 实物期权概念与内涵 1087.1.2 实物期权法的常见定价模型 1097.1.3 实物期权法在经济评价中的应用概况 1117.1.4 页岩气开发经济评价引入实物期权的适用性 1137.2 基于实物期权法的页岩气开发经济评价步骤 1147.2.1 页岩气项目投资风险的识别与评价 1157.2.2 页岩气开发项目中的实物期权识别 1157.2.3 实物期权模型的价值估算 1167.2.4 基于实物期权法的项目价值评估 1177.2.5 投资决策分析 1177.3 基于实物期权法的页岩气开发经济评价案例 1177.3.1 案例概况 1177.3.2 页岩气价格波动性分析 1197.3.3 基于二阶段复合实物期权的页岩气开发经济评价 1207.3.4 经济评价结果与分析 121第四部分 基于生产效率的页岩气开发经济评价第8章 基于DEA方法的页岩气开发经济评价方法 1258.1 DEA方法基本理论与模型介绍 1258.1.1 DEA方法基本理论 1258.1.2 基于DEA方法的模型介绍 1268.1.3 DEA方法在页岩气开发经济评价中的适用性 1328.2 基于DEA方法的页岩气开发常规经济评价步骤 1328.2.1 明确问题阶段 1338.2.2 建模计算阶段 1338.2.3 分析结果阶段 135第9章 基于DEA方法的页岩气开发经济评价案例 1379.1 案例概述 1379.2 投入、产出指标以及样本的选取 1399.2.1 投入与产出指标体系的建立 1399.2.2 分析样本的选取 1419.2.3 用于页岩气开发经济评价的模型 1419.3 经济评价结果及分析 1429.3.1 SBM模型评价结果 1429.3.2 SBM-超效率模型评价结果 1439.3.3 投入与产出指标可改进程度 144第五部分 结论与启示第10章 研究结论与展望 14910.1 主要研究结论 14910.2 研究展望 150第11章 政策启示与建议 15211.1 多种评价方法相结合 15211.2 制定经济评价制度体系 15211.3 组建专业的经济评价团队 15311.4 建立评价案例数据库 15311.5 总体与分步评价相结合 15411.6 兼顾国家能源战略、社会效益与企业效益 15411.7 注重环境保护与监管 15511.8 积极发展碳排放交易市场 155参考文献 157附录1 页岩气项目常规经济评价财务数据表 162附录2 页岩气项目复合实物期权定价模型与参数 173附录2.1 页岩气项目复合实物期权定价模型 173附录2.2 模型中的参数 176
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第一部分页岩气开发及其经济评价概况 第1章 页岩气发展与开发概况 随着绿色低碳发展的深入人心，我国对清洁能源的需求与日俱增。天然气是传统化石能源中*为清洁的能源，近年来，我国天然气行业稳步发展，市场规模快速扩大。2021年，天然气消费量达到3690×108m3，同比增长12.5%，在能源消费总量中的比重升至8.9%，比2020年提高了0.5个百分点。与此同时，天然气国内产量稳步提高，超过2070×108m3。天然气勘探硕果累累，新增天然气探明地质储量达到约1.6×1012m3，其中页岩气探明储量较上年增长两倍以上。尽管如此，我国天然气的进口依存度依然较高。2021年我国天然气进口呈现量价齐升，进口量达12136×104t，同比增加1970×104t，同比增长19.9%，进口金额3601亿元，同比增长56.3%，对外依存度达到45.7%，创历史新高。页岩气是我国天然气资源的重要组成部分。资料显示，我国页岩气可采资源量达21.8×1012m3，高居世界**，而我国页岩气探明率仅4.79%，资源潜力巨大。因此，开发页岩气并对其进行经济评价具有重要的现实意义。 1.1 页岩气的定义与开发特征 1.1.1 页岩气的定义和特性 页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式，成分以甲烷为主的非常规天然气。这种非常规天然气贮存于富有机质泥页岩及其夹层中，以前被认为很难经济有效地开发，但是，随着水平井大规模压裂技术的成功应用，页岩气的开发利用得以快速发展。美国掀起的页岩气革命对国际天然气市场及世界能源格局产生了重大影响，自此，世界主要资源国都加大了页岩气勘探开发的力度，中国也不例外。 截至2020年底，我国已探明的天然气田289个，其中页岩气田共7个，页岩气田数量仅占全国天然气田的2.4%，但其产量已经超过国产气总量的10%。2020年我国页岩气产量突破200×108m3，同比增长超30%。如今，我国页岩气产能已位居世界第二。我国页岩气产量自2018年突破百亿立方米以来，连年增长，探明地质储量6年增长了19倍，产气量8年增长了200倍，有力实践了习近平总书记“能源革命”的指示。 作为非常规天然气的一种，页岩气成藏的生烃条件及过程与常规天然气藏类同，泥页岩的有机质丰度、有机质类型和热演化特征决定了其生烃能力和时间。页岩气的非常规之处体现在如下几个方面：一是赋存方式存在差异，常规天然气以游离赋存为主，页岩气以吸附和游离赋存方式为主；二是移运模式不同，常规天然气成藏除了烃类气体在泥页岩中初次运移以外，还需要通过断裂、孔隙等输导系统二次运移进入储集层中；三是储集层和储集空间不同，常规天然气储集于碎屑岩或碳酸盐岩的孔隙、裂缝、溶孔、溶洞中，页岩气主要储集于泥页岩层系黏土矿物和有机质的表面、微孔隙中；四是成藏条件不同，常规天然气需要产生、储存、覆盖三者的合理组合，而页岩气属于自生自储，其成藏过程与成藏机理与煤层气极其相似。页岩气与常规天然气、煤层气、致密砂岩气的对比如表1-1所示。 1.1.2 页岩气开发的技术经济特点 页岩气藏所具有的自生自储、无气水界面、大面积连续成藏、低孔、低渗等特殊性质，决定了其与其他种类天然气在开发所需技术方面的差异，因而必须采用先进的储层改造工艺才能实现页岩气的商业性开发。虽然我国页岩气开发可以以美国、加拿大的成功经验做参考，也拥有世界**的页岩气可采资源量及较为完备的天然气生产基础设施等内在条件，但我国毕竟处于页岩气开发的初级阶段，在页岩气开发项目中仍然面临着很多经济风险。 页岩气开发项目的经济风险因素来源错综复杂，会受到法律法规及政策变化，市场供需变化，开发与利用，技术可靠性，工程方案，以及环境与社会、外部配套条件等多个方面的共同影响。与常规天然气开发项目相比，页岩气开发风险具有风险来源更广、风险水平更高和风险带来的不确定性更大的特征。 (1)风险来源广。页岩气开发风险主要来源于政策、市场、资源、技术、工程、融资、环境与社会、配套条件八个方面，每一方面都对页岩气开采的成功与否产生重要影响。另外，页岩气开发属于技术和资金密集型产业，技术要求和单位资金投入远高于常规天然气资源开发，使页岩气开发项目的经济风险受到政策、环境、社会及项目本身等多方面因素的共同影响。因此资源风险、市场风险和技术风险成为现阶段页岩气开发中*重要的风险来源。 (2)风险水平高。页岩气作为非常规天然气资源，与常规油气藏相比，其勘探开发具有开采成本高、投入资金大、投资回收期长和产量变化大等自身特征。同时，我国页岩气开发尚处早期阶段，面临着核心技术尚不成熟、基础设施不健全等问题，导致页岩气开发项目面临的风险水平更高。 (3)不确定性大。页岩气开发项目中风险来源广且风险之间的关系错综复杂，使得各风险给项目带来的不确定性增大。以产量的不确定性为例，页岩气具有井初期产量高、递减快，单井差异大、生产难同步，地面工程配套难、生产管理任务重的生产特点，这与常规天然气差异较大，加之我国页岩气开采尚处早期阶段，对页岩气井产能、产量递减规律和单井累积可采储量的认识存在局限，在实际操作中难以准确预计平台或单井产量情况，单井配产难度增加，生产过程中资源、技术、工程等风险因素对产量影响的不确定性加大。 经济效益评价作为项目决策的重要手段，对于提高页岩气项目决策的科学性，降低页岩气项目的投资风险，促进页岩气行业持续快速高效发展具有重要作用。页岩气的风险性决定了其项目经济效益评价方法的特殊性。常规的天然气经济效益的评价方法中，通常是对整个项目进行统一分析对比，通过相关财务及费用估算对项目进行经济效益评价。常规经济评价方法也进行了不确定性分析和风险分析，广泛使用的是敏感性分析技术，主要用以考察项目涉及的各种不确定因素对项目基本方案经济评价指标的影响，找出敏感因素，估计项目效益对它们的敏感程度。但这种不确定性评价方法只能粗略预测项目可能承担的风险，做法比较简单，在投资期限短、风险和不确定性相对较小的项目经济评价中应用广泛。页岩气资源的特性决定了页岩气开发项目周期长，所需投资额巨大，涉及的工艺繁杂，风险和不确定性相对较高的特点，因此应充分结合页岩气项目自身的特点，在常规经济评价方法的基础上，考虑页岩气开发项目的风险特征，基于风险导向对页岩气开发项目进行经济评价，并为最终决策提供参考。 1.2 中国页岩气开发的必要性 1.2.1 能源需求快速增长的要求 国家经济发展所带动的能源需求上涨是开发页岩气的现实驱动力。能源被称为经济的“血脉”，是经济发展的重要物质基础，是影响人类生存的重要因素，能源对一国的工业化、农业现代化、城市化等起着决定性的作用。到2018年，我国一次能源生产总量是1949年的158倍。其中，煤炭产量增长114倍，原油产量增长1574.9倍，天然气产量增长22894.7倍，发电量增长1652.9倍。中国从能源工业基础的“一穷二白”发展成为世界能源生产的*最大国。中国持续40余年的经济高速增长，其背后是各种能源的巨大支撑。据国家统计局国民经济和社会发展统计公报，2021年能源消费总量为52.4×108t标准煤，比上年增长5.2%，增长率较2020年提高3个百分点；全国发电装机容量为237692×104kW，比上年增长7.9%；发电量为85342.5×108kWh，比上年增长9.7%，比2019年增长13.7%，两年平均增长6.6%。 即便是每年持续的高增长，依然不能满足我国能源的消费需求，我国已经成为世界上最大的能源消费国。国家统计局数据显示，2021年煤炭消费量增长4.6%，原油消费量增长4.1%，天然气消费量增长12.5%，电力消费量增长10.3%。能源消费需求与生产能力的差距使得我国能源对外依存度居高不下。2021年，我国进口煤及褐煤32322×104t，比上年增长6.6%，全年累计进口总金额2319亿元，较上年增长64.1%。进口原油51298×104t，比上年减少5.4%，进口金额16618亿元，同比增加34.4%。进口成品油2712×104t，比上年下降4%，进口金额1078亿元，同比增加31.6%。进口天然气12136×104t，比上年增长19.9%，进口金额3601亿元，比上年增长56.3%。 如此大的能源需求对我国天然气工业的发展提出了严峻的挑战。如何提高产业效率，增加产品供应以适应我国经济社会发展的需求，成为整个天然气行业亟须解决的问题，而如何利用好现阶段我国天然气的可采储量，成为解决这一问题的关键环节。 1.2.2 能源消费结构转变的要求 任何一个国家的能源结构演变都需要一个长期的历史过程。在未来相当长的一段时间内，矿物燃料都将在能源结构中占据主导地位，这一点我国也不例外。目前，世界能源消费以油气为主，我国正在完成从以煤炭消费为主转向以石油消费为主的过程。由于资源条件的限制和工业发展路径等原因，我国是目前世界上仅有的几个能源消费以煤炭为主的国家，原煤生产和消费量在整个能源结构中占据绝对主导地位。相比石油和天然气，我国的煤炭储量较为丰富，开采成本低，因此长期以来，煤炭在我国能源消费结构中的比重超过50%，而煤炭资源的特点是转换效率较低、灰分较大、热值较低、运输不便，燃烧后对环境的污染较大，而煤炭燃烧是我国二氧化碳排放的主要来源。
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