近年来我国能源消费量不断攀升， 能源进口的依赖性日益突出。从 1993 年开始成为石油净进口国，到 2009 年我国已经跃居全球第一大能源消费国。 2013 年，石油和天然气的对外依存度分别达到 58.1%和 31.6%。 由于我国石油、天然气资源相对不足，可以预见今后石油天然气对外依存度将进一步提高， 这要求我国在立足国内能源生产保障供给的同时， 还应统筹国内开发和对外合作，持续扩大国际能源合作，提高能源安全保障程度。
我国海外化石能源产业发展面临着越来越复杂的地缘政治形势以及难以估量的投资环境风险。因此，动态识别和评估海外项目的投资环境成为规避损失和保证能源安全的重大课题。 本文即在此背景下， 根据海外石油投资的影响因素建立了一套基于实物期权理论的投资环境动态评价模型。
一 、海外石油投资的环境影响分析
海外石油投资环境评价是一个高度复杂性、综合性、系统性和动态性的问题， 涉及的影响因素包括资源禀赋、技术匹配度、能源战略、国际地缘政治、气候环境、法律法规、人文特点等因素，并且这些因素多存在较大的不确定性。
根据要素未来的状态或者趋势是否能够被较为准确的预测，可将海外能源投资环境的要素分为不确定性要素和确定性要素两类，如石油市场的价格水平、汇率水平、政治风险，以及勘探开发前的石油储量变化的风险， 这些要素的共同特点是变化速度快，且未来的趋势难以预测， 可以被归为不确定性要素。 而资源国的基础设施建设水平、经济发展水平、民族文化、财税政策，以及勘探阶段基本结束进入稳定开发阶段的资源储量情况， 这些要素状态变化缓慢，较为稳定，且具有一定的可预测的趋势， 可归为确定性要素。需要强调的是，一般国家的财税政策都不会在短时间内有较为重大的变化。 而非洲一些国家短期内对政府对外资能源项目的政策变化， 其实是政治环境变化导致的结果， 本文将这类财税变化归为政治环境风险当中。
以下对各要素的特点和对石油投资收益的影响机理， 进行逐一分析。
（一）资源禀赋
石油是不可再生资源， 资源的可采储量是影响境外开发收益的重要因素。 石油资源的分布在1时地质条件、 自然地理因素也影响到现有技术条件下的实际可采储量。此外，较为恶劣的地质条件会影响到石油资源的开发成本。
（二）经济环境禀赋
资源国的经济发展水平直接决定了人力资源的质量和成本，一般而言，经济越发达的地区，人力资源的成本越高。此外，基础社会建设， 也直接影响到石油项目投资的成本。 资源国经济发展程度越高，公路、铁路、港口、机场、管道、通信等基础设施越完善，前期成本越低。可见，经济与社会环境直接影响到石油项目的开采成本。 以上所说经济环境通常较为稳定， 除非遭遇重大的战争、疾病、灾害，否则在短期内很难出现跨越式的改变。
（三）政治环境的波动
我国海外能源开发主要投资于非洲、中东、中亚等地区。 这些地区的政治环境普遍不稳定，严重的威胁着海外能源项目的收益。在海外石油投资情景下，随着政治环境动荡的加剧， 资源国政府可能要求增加分成比例 （税率）、限制出口，这样实际上提高了获得收益的交易成本， 政治风险也会使得安保成本、 人力资源成本、物价水平上升，并且,政治环境的变化也使投资存在被征用的可能。
（四）法律及政策环境
资源国对外资能源项目开发的政策直接影响到项目收益的多寡。 当前国际能源投资合同的主要类型包括租让型 （矿税制）合同、 产量分成型合同和服务型合同。 非 OECD 市场的石油和天然气资源国倾向于采用产量分成型协议，而 OECD 地区则倾向采用租让型合同。 产量分成型合同的特点是， 能源东道国始终拥有资源的所以权， 能源投资企业按照合同约定的比例分享生产出的石油，通常称为利润油。 同时，需要交纳的矿区使用费和所得税也往往可以由政府以实物油的形式代为征收。 而不同国家间的所得税税率以及对能源企业的利润分成比例不尽相同。
二、模型的建立
现有能源投资环境的评价模型，多采用静态评估方法，主要包括基于时间价值的净现值法和基于投资要素分析的指标综合评价法。 净现值法对未来现金流进行线性预测并折现。 指标综合评价法，包括层次分析法、熵值法、主成分 - 聚类分析法等， 着重于对过去数据的统计和综合， 将过去的数据作为未来投资环境的估值。 以上两种方法均旨在估计未来投资环境的可能结果， 却均忽视了未来结果的不确定性。
而在实物期权理论中， 不确定性恰恰被认为含有大量的信息和价值，且不确定性越大，投资决策当中的灵活性越大。 石油勘探开发的整个过程可以分为若干阶段， 并认为每个阶段对应一个期权或者多个期权。 例如项目初期的进入决策、区域勘探、预探、详探阶段是四个相对独立的看涨型（学习型）期权决策。 而进入稳定开发阶段， 则存在开发和暂停的转换期权以及受到严重负面影响的退出期权（图 1）。【1】
我们假设决定投资并获得资源国的油田开发项目， 经过勘探后项目达到较为稳定状态时的可采储量为 E， 项目的年开采量比例固定为 e，没有储量的损失。 这就类似于每年派发固定红利的股票， 则开发 t 年后项目的剩余储量：
Et=E-et根 据 资 料 ， 大 部 分 的 非OECD 国家的外资能源开发项目多采用产量分成型合同。 在产量分成合同模式下， 石油投资企业需要在扣除成本后， 将利润油按照合同规定的比例， 以实物油的形式向资源国政府缴纳产量分成、所得税、地租和矿产使用费。
则企业实际获得的净实物利润St可表示为：【2】
其中，T1代表企业可得产量比例，T2代表所得税税率及矿区使用费。 为了简化公式， 我们用T=T1(1-T2)表能源投资企业实际可获得的石油实物量比例。 Ct为t 期的以实物量计算的开采总成本。 r 为无风险利率。 产量分成合同中，通常规定开采前 4-5 年，企业可以逐年在利润油分配前提取回 收 建 设 和 勘 探 成 本 （ 年20-25%），为了简化计算，我们认为勘探和开发成本能够瞬时全部回收， 每年产生的总开采成本全部为可变成本， 主要包括人力费用、地租、日常消耗等成本。 而可变成本与资源国的基础设施建设、 资源禀赋， 经济发展水平相关，这里用实物形式表示为：【3】
其中 M1代表目标资源国的基础设施建设水平、M2为资源禀赋、M3为经济发展水平。 P 为世界市场上的石油价格， 我们设为已运行项目的开采成本， 则目标国的开采成本为：【4】
其中 M(M1,M2,M3)国的开采成本系数。公式可以理解为，随着国际市场石油价格的上涨单位开采原油量中成本所占的比例下降，更多的原油具有了开采价值。
由于基础设施建设、 资源禀赋和经济发展水平对成本的影响较为复杂， 涉及到专业的地质知识和开采技术。因此认为，采用半定量的层次分析法较为恰当。 选取影响开采成本的因素建立双层指标体系如表 1。
我们虽然可以利用历史数据评估目标资源国当前的开采成本，但是 Ct随时间的变动的信息却没有考虑在内。根据前面所述，政治经济环境未来的变化直接影响到开采成本，因此 Ct是一个随时间波动的变量。 在实物期权理论中， 通常假设不同国家的政治经济环境变动和石油价格变动服从几何布朗运动， 它能够较好的描述连续时间下的随机过程。 同时考虑到非洲资源国的政治经济变化一般不会对国际油价产生较大影响， 因而可以认为石油价格波动和资源国政治经济环境变化不存在相关性。 这样就大大简化了 Ct的运动过程：【5】
其中荭zc是维纳过程的增量，漂移参数 ac描述开采成本变化的趋势, 为政治经济变化趋势和石油价格变化趋势之差，σc描述开采成本的波动性， 为政治经济波动性和石油价格波动性的几何平均数。 由于未来政治经济环境的波动具有惯性， 因此参考Nordal 将物价水平作为衡量政治经济变动方差的衡量指标， 取石油投资合同的一般年限 20 年为数据年限跨度。由于无法预测，假设以实物油衡量的开采成本占总收益的比例在长期保持不变，即Ct的漂移参数为 0。 根据 Ito 定理， 可解出第 t 年的单位产量的开采成本 Ct及净实物利润 St：【6】
可以看出石油项目的净实物利润的变化并不服从几何布朗分布， 因此利用二叉树和有限差分法求其数值解较为困难。 本文采用 Longstaff 和Schwartz 在 2001年提出的最小二乘蒙特卡洛模拟的美式期权定价方法， 这种方法的优势是能够较好的处理标的资产较为复杂的问题。 其基本思路是： 利用计算机随机生成多条标的资产价格的样本路径。然后，根据期权执行的递推公式， 从期权到期日开始逆向求解， 得到每条样本路径上的最优期权执行时间和相应的期权收益， 将所有样本路径上期权收益经过贴现后的均值作为期权价值。
实物期权理论认为， 决策者在项目的合同年限内拥有根据油价、 资源国投资环境的变化提前放弃开采的相机决策的权利。 期权价值可以理解为， 在未来按照事先商定的执行价格相机执行期权所获得的收益期望。 因此期权价值是随时间变化的。 当继续持有期权获得的未来收益的期望小于立刻执行期权所获得的收益时，就选择在当期执行期权。就石油开发项目的放弃期权而言，当立即退出所获得的收益大于继续开采未来期望的收益时， 应当选择停止开采。利用上述思路，可以用 matlab 编程得以实现对期权价值的逆向求解。
三、 非洲石油投资环境的实证研究
根据美国 《油气杂志》2012年的统计， 非洲石油剩余探明可采储量 174.78 亿吨， 仅次于中东、北美和中南美洲地区，是世界第四大石油资源富集地区。 同时也是仅次于中东、 中亚 - 俄罗斯的世界第三大石油输出地。其中，石油资源最丰富的国家为利比亚和尼日利亚， 石油剩余探明可采储量分别为 65.77 和 50.96 亿吨，其次为阿尔及利亚和安哥拉，剩余探明可采储量分别为 16.71 和14.34 亿吨，上述四个国家占非洲石 油 剩 余 探 明 可 采 储 量 的84.55%。 近年来，我国在非洲地区的基础设施建设投入逐年增加，已在苏丹、乍得、尼日尔、阿尔及利亚、利比亚、突尼斯、等国开展了石油勘探开采合作。 为使结果更具对比意义， 去掉目前局势较为不确定的苏丹、 利比亚和突尼斯，加入尼日利亚、安哥拉两个重要的石油资源国作为石油投资环境的评价对象。由于无数据，假设目标国为乍得， 单位产量的开发成本为 0.4。
利用表 1 建立的开采成本系数评价指标体系可得 6 国的开采成本系数如下表 2。【7-8】
根据可获得的资料， 对 7 国所得税税率、 矿区使用费和产品分成比率进行平均估计。 在资料搜集中发现， 大部分国家法律规定的产品分成比率为一个范围，因此取其平均值作为模型中该国的比率。
不同国家的政治经济环境变动较为复杂，我们选取 IMF 提供的近 10 年各国的物价水平的标准差作为政治经济环境变动的衡量指标（见表 3）。 石油价格变动率假设为 10%，资本的时间价值为 5%。 对于单位石油储量 1，每年开采 1/20，开采年限为 20 年的油田项目， 放弃的残值回收比率k 为 5%。 运用模型计算各国的放弃型期权价值及最佳的行权时间（表 4）。【9-10】
四、结果及讨论
根据实物期权理论， 放弃的期权价值越大， 则说明通过有效的管理可以较大限度的减少由于不确定性造成的损失， 但同时该资产也应当被认为有较大的风险。 从表 4 中可以看出，加蓬、阿尔及利亚和尼日利亚的投资风险较小。 这主要得益于三国长期以来较稳定的政治和经济环境，均属于世界银行界定的中等收入国家。其中，加蓬和阿尔及利亚已经进入中高等国家行列。此外，加蓬的石油埋藏浅、品质好，且油田基本位于邻海和港口， 出口运输较为便利。 尼日利亚和阿尔及利亚是非洲重要的油气资源国， 根据美国能源信息署（EIA）的数据，2013 年两国的石油剩余储量排在利比亚之后分列二、三位。近年来，两国都加大了油气开发力度，吸引外资。可以预期，在这些国家进行石油项目投资能够获得较好的投资收益。
对于评价值较低的三个国家而言，乍得经济发展较为落后，军事政变、政府更迭频繁，是影响投资环境评价的主要因素。 安哥拉对外油气合作政策相对苛刻，政府通过税收产量分成对油气产量获得的比例要求较大， 严重损害了油气开发商的利益和积极性。
因此， 投资环境较差。 但总体上讲，6 个国家的投资环境风险性都较小， 可以预期不会出现较大的投资环境波动影响项目过早的放弃。
通过对非洲 6 个国家的石油投资环境实证研究， 本模型引入政治环境风险变量， 能够较好的反应未来不确定性对投资环境的影响, 对我国海外能源投资环境的动态评价和决策提供了一种较为科学的方法。
