关键词：天然气；开发建设；投资；成本；规模；影响因素；价格；政策
“十五”以来，中国石油天然气集团公司天然气业务迅速发展扩大，为满足消费增长的需求，公司投入大量资金用于气田的生产能力建设，2008年达到年产600×108m3以上生产能力。未来“十二五”期间仍将继续投入资金，扩大生产能力。
1 天然气开发投资现状
1.1 天然气开发投资规模不断扩大
近几年来，天然气工业呈跨越式发展态势，伴随着天然气储量、产量的迅速增长，天然气开发建设投资规模不断扩大。从中石油来看，在投资方向上不断向天然气业务倾斜，天然气开发投资比重不断增加(见图1)，由2000年占公司勘探开发总投资的7%，上升到2007年的13%。
“十五”期间，中石油年均新建产能55×108m3，新建产能规模和开发投资总额分别比“九五”期间增长了3.7倍和3.4倍。预计在“十一五”末，天然气产能建设和投资规模进一步增长，总建产规模和开发投资比“十五”期间分别增长1.7倍和2.5倍。
1.2 天然气投资成本呈上涨趋势
“十五”、“十一五”以来天然气产能建设工作量和投资都在成倍增长，投资规模扩大，天然气开发建设成本也在不断变化。以中石油为例，“九五”期间建产规模小，开发动用的多数是中高渗储层储量，建亿立方米产能投资水平相对较低。“十五”期间投产的气田低渗透、低丰度储量比例增加，投资成本比“九五”平均上升了13%。“十一五”以来，新建产能的低渗透气田储量比例居多，开发成本普遍偏高，使投资水平上涨较快。近几年公司气田平均建亿立方米产能建设投资呈上升趋势，“十五”建亿立方米产能开发投资比“九五”平均增长了14%，预计“十一五”比“十五”平均增长将达到45%。
1.3 投资效益良好
天然气作为清洁高效能源，其市场前景很好，有良好的经济效益和社会效益。因此近几年天然气需求不断增长，尤其是东部沿海地区，为满足消费需求，天然气生产企业加大投入不断扩大供给量，同时获得了较好的投资效益。西气东输管道工程使天然气上、中、下游均获得好的收益[1]。
2 天然气开发投资影响因素分析
2.1 地质条件影响
气田地质条件是确定开发技术和工艺的物质基础，是影响天然气开发投资的基本因素。从开发角度来看，影响投资的地质因素包括：储集层的类型、渗透率、天然气藏的空间形态、储集层的均质程度、气层压力、埋藏深度等。这些因素决定了气藏的类型及开采难度，对投资的直接影响表现在决定天然气生产所需井数的单井产能和地面工艺设计两个主要方面，不同类型的气藏会表现出不同的投资特点。
2.2 地理因素
天然气建设受到地理条件的制约，不同条件下的工程投入相差很大，相同气藏条件在不同地理条件会产生不同的经济效果。①气候条件的影响，主要是作业风险及施工周期，作业风险的增加将导致风险费用的增加，而气候恶劣将延长工程建设周期，如钻井周期等，从而增加费用；②地理位置对气田开发投资的影响，主要在于气田地面集输及管道建设，气田所在位置决定其地面工艺设计，以及资源的共享和利用。此外，有利的地理位置，在满足包括交通条件、占用社会资源的成本(征地等)、后勤保障及各种相关配套条件方面，具有较好的便利条件。
2.3 天然气组分条件
天然气组分对气田开发投资中地面工艺部分有较大的影响。天然气是干气还是湿气，是否含有重烃、CO2、H2S、N2、H2等成分以及含有这些成分的比例，将对天然气地面工艺设计和选用材料方面产生影响。从开发来看，非烃气体越多通常也会使得投入越多。例如，川渝地区天然气东输工程涉及6个主供气田，其中有两个特高含硫气田，气田开发需要选用特种钢材。为开发和输送这6个气田的天然气，不仅要进行主供气田产能建设，还需要多座净化厂等配套建设，气田开发建设投入很大。
2.4 国家的经济政策
国家的宏观经济政策对天然气投资有较大影响，这主要是国家政策和调控影响开发建设的原材料价格、地方土地价格及收费的调整，从而引起投资大幅度增加或减少。另外就是国家宏观经济政策对投资的影响如贷款利率的调整、引进设备汇率调整等一些不可抗力的因素对投资的影响。
2.5 开发技术进步
天然气开发是技术密集型的领域，技术进步在降低成本、提高产出等方面起着重要的作用。技术进步对于发展低成本配套技术，促进低品位气藏进入开发经济边界、提高资源开发建设效率和降低成本都有很大影响。这一点对低渗透气藏尤为重要，如苏里格气田，常规技术无法实现经济开发的目标，但通过低成本配套技术攻关，降低单井投资，气田已成功投入规模化效益开发。
3 天然气开发投资面临的问题
3.1 投资总量增长过快
从中石油天然气上游开发来看，近年来产量快速增长，近5a天然气产量年均增长19%，推动了产能建设工作量的增长，致使投资总量不断增加，2007天然气开发投资比2001年增加了7倍。
从投资结构上看，气田产能建设投资增幅较大，这主要是由于市场需求巨大，行业效益提升，企业加速产能扩张。特别是2004年到2007年年均建成天然气生产能力将近100×108m3，占2001年到2007年产能建设规模的80%以上。但有些地区生产能力急剧扩大，高成本区块开发比例增加，致使投资总量增长偏快，然而天然气市场发育和管道输送能力尚不均衡，这进一步加剧了资源、环境、管道输送的压力，对企业的资本运作及融资能力也提出挑战，同时对投资项目的管理提出了更高的要求。
3.2 探明储量以低、特低丰度储量类型为主，气藏复杂，开发难度大
按国家天然气储量规范的规定，天然气储量丰度分为4级，其中(1～5)×108m3/km2者为低丰度，小于1×108m3/km2的为特低丰度。据统计，全国天然气平均储量丰度仅为0.79×108m3/km2，总体上气田储量丰度以低、特低丰度类型为主。低丰度和特低丰度气田的探明储量占总储量的60%以上。以中石油为例，目前探明储量中65%是低渗透、特低渗透储量，53%的储量埋深超过4000m。这些储量的开发难度大，建设投资高。
从探明气藏的类型来看，主要有低渗透气藏、致密砂岩气藏、异常高压气藏、凝析气藏、中高含硫气藏、疏松砂岩气藏及深层气藏等复杂类型气藏，开发难度大。例如中石油目前探明未动用的储量主要以低渗透、致密砂岩气藏为主，占总探明储量的65%左右，主要分布在鄂尔多斯盆地和四川盆地，多数为低渗透、低丰度、低产能的储层，非均质性强，高产富集区认识难度大，这些储量今后投入开发工作量会很大，开发成本远高于常规气藏[2]。
3.3 气藏储量品质变差，开发成本增加
从目前气田的特点来看，气田多为储量丰度低、物性较差、非均质性强，气水关系复杂，单井产量低，这些对气田的开发和稳产有很大影响，气藏储量品质变差将使气田开发工作量增加。
如中石油“十五”比“九五”期间新建1×108m3产能的工作量增加1倍，主要是由新井投产的单井产能下降引起的。从图2看出：建亿立方米产能钻井数和进尺呈上升趋势，单井产能呈下降趋势。未来几年随着动用低渗透致密储量比例的增加，新建单位产能的工作量仍将持续保持在高水平，这势必增加了开发投入，开发成本控制的压力增大[3]。
3.4 宏观经济环境影响天然气开发投资需求
目前受全球经济危机影响，国内经济增长速度放缓，宏观调控面临更加复杂的局面，经济环境不确定。天然气开采受宏观政策调控影响较大：一方面生产建设所需的投融资政策、天然气利用、价格政策受经济调控影响存在不确定性；另一方面钢材、油料等与产能建设密切相关的生产原材料市场价格变动幅度很大。这些都对天然气开发投资效果有极大的影响。
4 政策建议
4.1 有利的价格税收政策能促进低品位储量开发
天然气作为高效清洁能源，其开采利用不仅给油气生产企业带来投资效益，更重要的是给诸多领域带来经济效益和社会效益。我国天然气资源较丰富，但气田开发具有其特殊性和复杂性，低品位储量比例较高，而目前国内的井口气价还相对较低。2008年中石油天然气平均井口价格仅为原油价格的18%，是美国天然气井口价格的33%；而2008年美国井口气价是原油价格的51%。这些低品位储量投资成本高，在目前的财税政策下投资收益差，难以投入开发。在新技术没有大突破的前提下，有利的价格和税收政策是促进这些低品位储量效益开发的最有效手段，应当针对这些难采储量制定相应的财税优惠政策，促进企业投资开采这些难采储量。
4.2 调整融资方式，拓宽资源渠道
天然气工业资金密集、风险性大，快速发展需要资金保障，资金来源完全依靠国家和企业是不可能的，可实行多渠道和多家联合的政策，充分发挥多方的积极性。
天然气上游应继续坚持加大勘探开发投资力度，保证天然气储量和产量的增长。建议政府考虑制定天然气勘探开发融资政策，用于扶持天然气上游发展，保证其资金投入的稳定性。同时进一步扩大天然气资源的对外合作，对于地质情况复杂、开发难度大的区块，可以考虑通过国内合作、国际合作等方式分散投资风险[4]。
4.3 建立健全法规体系，创造良好投资环境
政府应尽快制定相应的法律法规，通过立法来规范市场，同时对天然气企业间的具体供销行为予以规范，完善配套的经济担保和保险机制，为投资提供良好的市场环境。另一方面组织协调天然气、化工、煤炭、电力等各方关系，共同研究天然气战略规划，制定相关经济政策，使天然气工业各项工作真正落实，促使天然气工业上下游一体化协调发展[5]。
参考文献
[1] 胡奥林.解读天然气利用政策[J].天然气工业，2008，28(2)：157-159.
[2] 张今弘，袁致中.石油天然气储量商品化[M].北京：石油工业出版社，1995.
[3] 国家统计局.中国统计年鉴2007[M].北京：中国统计出版社，2007.
[4] 岳来群.中国油气资源管理的基本框架及改革方向[J].国际石油经济，2008，16(2)：8-12.
[5] 戴彦德.实现中、长期既定经济发展目标下的能源需求[R].大连：石油天然气价格与石油天然气工业发展专题研讨会，2006.
