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图片来源：www.xici.net 原文链接：Lade, G. E., & Rudik, I. (2020). Costs ofinefficient regulation: Evidence from the Bakken. Journal of EnvironmentalEconomics and Management, 102336.  引言 01 规制政策的有效性必须满足一个基本条件，即执行规制的边际成本在所有被规制的对象中都是平等的。在环境规制中，能够满足该条件的规制包括污染税和排污权交易。相反，无效的环境规制产生的原因多集中在两个方面：1.污染减排成本在部门或企业之间的错配；2.限制了企业减排成本的跨期套利，要求企业在每个合规期内均达到相同的标准。 从低效规制转向高效规制的收益通常是未知的。估计这种效率增益必须要了解企业的边际减排成本曲线，而这通常很难获得。本文针对美国北达科他州（North Dakota）新实施的一项天然气燃烧规制，对其实施效果和效率进行分析。该州Bakken地区页岩层非常规油储量非常丰富。但是，在油田公司进行开采的时候，也会附带开采出天然气和液化天然气等副产品。然而，该地区并无相关的天然气运输管道，因此这些副产品通常被就地燃烧处理。这是一种在美国非常规油开采中处理天然气和液化天然气最常见的方式，但这种方式通常会引起爆炸。尽管该地区的非常规油开采增长迅速，但是相关的处理和运输其副产品的基础设施建设却十分缓慢。2014年7月，北达科他州工业委员会通过了一项规制政策（Commission Order 24665）以减少该州非常规油开采中的天然气燃烧。该规制政策要求该州内每一家油田运营商必须对其在油田开采中附带产生的天然气进行最低百分比的捕获处理，到2020年这一比例不得低于附带产生天然气总量的91%。此外，该规制的几个特点可能导致其效率低下：1.这是针对油田开采商设定的规制，要求该州每个油田开采商均需达到同等的燃烧标准。实际上，各个开采商收集天然气的边际成本均不相同，因而该规制无法有效地在企业之间分配减排量；2.开采商必须每个月都满足燃烧标准，这意味着如果开采商的减排成本由于管道基础设施扩张或开采新油田而改变的话，企业可能会跨期错配减排成本。对于油田开采公司而言，天然气捕集法规被认为是石油生产公司最难以执行且成本最高的法规之一，这表明减排错位的成本可能很高。 政府在限制油田开采中的天然气燃烧方面存在多重动机。1.这种天然气燃烧会产生一系列的环境外部性。在全球，这种天然气燃烧每年大约会产生3亿吨CO2排放，相当于5000万量私家车的排放量（World Bank,2015）；同时也会产生氮氧化物、SO2等有害气体，提高人们患呼吸系统疾病和癌症的概率；2.这种天然气燃烧同样会对租赁所有人和政府造成经济损失，因为这种燃烧产生的气体不需要缴纳特许权使用费和税款。在美国，无论是联邦层面还是各州层面，针对这种天然气燃烧均存在一系列的规制策略。在全球，世界银行也设定了零常规燃烧的规制尝试，期望在2030年之前消除常规燃烧。然而，截至目前，既有的文献极少关注环境规制对于油气公司的决策影响。本文的主要贡献在于：使用丰富的数据构造了新型识别策略用以考察油气燃烧规制政策对于石油公司的影响。理论上，基于市场的规制工具比基于命令控制性的规制工具更有效果，因而诸多的环境经济学家提倡在环境规制政策设计中更多地选择基于市场化的规制措施，然而极少有文献从实证角度对此进行验证，本文对这一空白进行补充。 02 背景 北达科他州的大部分地质特征是“致密”地层，大量石油被锁定在页岩中。除了石油以外，在Bakken地区的页岩层中同时蕴藏了6.7万亿立方英尺的伴生天然气和5.3亿桶的液化天然气。当石油被液压井开采出来的同时，这些天然气和液化天然气也被开采出来。由于这些气体中包含有对人体健康有害的化合物（如硫化氢），燃烧能够将其中的甲烷等转化为二氧化碳，并减少其他有害副产物的量。因此，通常使用燃烧的方法消除这些伴生气体。在2006年至2013年间，燃烧气体占所生产的原油能源含量的14%；仅2013年5月从北达科他州油田燃烧的液化天然气的商业价值约为360万美元。 2014年，北达科他州工业委员会通过了一项减少油气燃烧的规制措施（Order 24665）。该规制要求：从2015年1月至2016年3月，该州油田生产商必须捕获其油田生产中至少77%的天然气和液化天然气；这一比例在2016年4月至2018年10月上升至80%；在2016年11月至2018年10月再次上升至85%；从2018年11月至2020年10月升至88%；自2020年11月之后升至91%。每个油田开采商必须在每个月份的生产中满足上述要求。该规制措施是一种企业内部的排放权交易规制措施，这意味着油田开发商只可以在其所拥有的油田中进行减排配置，而不可以与其他开发商进行燃烧权的交易。同时，该规制允许开采商将其超额油气捕获量储存最多三个月，但是不允许未达标开发商借油气捕获额。未达到油气捕获标准的企业将被责令减产至100桶/天。如果一个开采商连续三个月违反该规定，其每一口未达到油气捕获标准的油田将会收到最高每天12500美元的罚款。据统计，几乎没有开发商使用油气捕获存储条款。执行油气燃烧规定的主要途径是将油井与已建成的天然气管道相连接。这涉及到安装分支管道，用以连接油田与较大的产品管道，将捕获的天然气输送到加工厂。该规制措施自2015年1月开始实施，所有的在册油田均被包括在内。针对新开发的油田，则有自生产开始90天内的免责期。 模型设计 03 在燃烧规制约束下，我们假定一个石油开采商面临一个两阶段静态模型。第一阶段，该开采商将会确定开采油井的数量J，这些油井的位置，油井水平部分的长度以及压裂油井操作中的各项投入（如水、沙子等）。在第一阶段和第二阶段之间，关于油井开采的前提工作将会按照计划完成。在第二阶段的开始，每一口油井的油、气生产效率会随着生产被确定，开采商必须根据这些数据决定是否将每一口油井与天然气捕获装置进行连接。在第二阶段的末尾，生产出来的石油按照价格P0进行售卖，在油井与天然气捕获装置连接的情况下，天然气也被按照价格Pg进行售卖。这里我们重点关注第二个阶段。 增加两个基本假设。1. 开采商连接天然气捕获设施的决定独立于其石油生产。该假设使我们在考虑开采商的天然气连接决策时避免受到其石油生产的影响。2.开采商在确定天然气连接策略是明确知悉其油井的总天然气产量的。在模型设定中，这两个假设均不做严格限制。当开采商完成连接后，石油和天然气生产遵循相对稳定、逐渐下降的曲线进行。考虑第二阶段开采商面临的问题。每一个油井的天然气生产量以及其连接天然气捕获装置的成本均不相同。开采商将油井连接入天然气捕获装置需要花费成本，同时也可以通过天然气售卖获得一定收益。在NDIC燃烧率规制下，只有在售卖天然气的边际收益（天然气的市场价格加上企业遵循燃烧约束的影子价格）大于单位天然气承担的将油井连接入天然气捕获装置的成本时，开采商才会选择将其油井与天然气捕获装置进行连接。成本有效的规制策略将会使得所有被规制的企业的影子价格均等，在动态模型中，成本有效的策略使得所有合规期内的影子价格均等。 04 数据基本分析 本文使用的数据为2007-2016年间北达科他州54家石油开采企业名下9300个油井的月度油气生产、燃烧、售卖数据，数据来源为NDIC。在本文的主体分析中，重点关注了在2012年1月—2016年6月间投入油气生产的6800个油井的数据，包括油井地理特征数据（经纬度、深度和水平长度）以及油井所有者变更数据。作者将这些数据与其他数据进行匹配。1.从Rextag 获得2016年所有天然气和石油管道的GIS数据，基于这些数据测算每一个油井与最近的天然气捕获管道装置之间的距离。2.从FracFocus Chemical Disclosure Registry获得每一个油井的压裂投入数据。3.从最近的天气观测站（北达科他农业气象网）获得天气情况数据，还从NOAA NationalOperational Hydrologic Remote Sensing Center 获得当地的降雪数据。4.从Henry Hub (HH)天然气获得天然气的历史价格数据，从Quandl获得West Texas Intermediate (WTI) 的石油价格数据，以控制石油和天然气价格波动的影响。 文中图1a 和图1b显示了2007年1月—2016年6月之间月度石油和天然气生产量、（天然气）燃烧量、接入和未接入天然气捕获装置的油井数量及其变化趋势。从图中可以看出：2015年1月份天然气燃烧规制实施后，油田开采中的天然气生产量和燃烧率均出现了显著的下降，而且未连入天然气捕获装置的油井数量也显著下降。 图2a-图2d显示了各年份平均石油生产量、天然气生产量、燃烧率以及接入天然气捕获装置的油井数量。从图中可以看出：天然气燃烧率在油井生产周期中逐渐下降。2012-2013年间，企业在第四个月的生产中燃烧了大约40%的天然气，即使经过一整年的生产，其天然气燃烧率依然保持在20%以上。2014年建成的油井以及2015-2016年间建成的油井在前两个月的生产中其天然气燃烧率基本上保持一致。然而，从第三个月开始，2015-2016年建成的油井在天然气燃烧率上显著低于2014年建成的油井，这种下降一直持续到生产的第八个月。在第四个生产月，如果油井遵循天然气燃烧率规制，则2015-2016年建成的油井的平均燃烧率约为23%。图2d显示了接入天然气捕获装置的油井占比。在2012-2013年间，只有40%的油井在其开始生产的第一个月就接入了天然气捕获装置，而在2015-2016年间，这一比例上升至大约60%。 燃烧率规制的效果识别 05 5.1 实证策略：燃烧率 本文主要的实证检验策略是差分和双重差分估计。由于大部分的天然气生产和燃烧均发生在油井建成后的数月之内，因此本文重点关注2015年1月后建成的油井及其第一年的生产行为。处理组确定为北达科他州2015-2016年间建成并投入生产的油井。对于控制组，理想的样本应该是同一期间在与北达科他州相近经纬度位置但并未实施燃烧率规制的地区的油井。实际上，在附近的Montana 和Saskatchewan地区确实有一些非常规油井，而在北达科他州之外的油井数量非常小，且生产数据不可得。因此，本文替代性地选择在该规制产生之前位于北达科他州且生产模式与处理组样本相似的那些油井作为控制组样本。在本文的分析中，控制组油井样本为2014年已经建成并投入生产的油井。这些油井最终也会受到燃烧规制的制约，例如，在2014年7月建成的油井其天然气燃烧在2015年1月也会被纳入燃烧规制政策的监测范围。因此，本文删除了这些油井在2015年之后的生产数据，仅仅关注该规制政策对油井第一个日历生产年度内的生产行为。 本文的第一个识别策略为差分策略，比较了2014年建成的油井与2015年建成的油井在其第一年生产中的天然气燃烧率。第二个识别策略利用了以下事实：在第四个生产月之前的油井并不包括在石油开采商的总括口计算中。最后的识别策略是一个匹配估计量，用以比较2015年建成的油井与2014年建成的油井在天然气燃烧方面的差距。使用临近距离匹配法对每一个在2015年建成的油井匹配上与其邻近距离最近的5个在2014年建成的油井，匹配指标包括初始天然气生产量、油井深度、距离最近的天然气捕获管道的距离、WTI和HH价格的对数平均差距、油井生产月数。 本文的识别假设为：如果没有NDIC规制措施和上述控制条件，那些在2015年建成的油井的天然气燃烧率在第一个生产年度将会与2014年建成的油井保持一致，而且其变化趋势将会与2014年建成的油井保持在平行的水平。上述识别策略能够识别到所有油井第一个生产年天然气燃烧率的平均变化或者是第四个生产月至第十二个生产月的平均变化。进一步，我们使用双重差分模型控制油井生产周期内的规制效应的异质性。 5.2估计结果：燃烧规制处理效应 Table 1显示了该规制政策在天然气燃烧率方面的处理效应。第（1）-（3）列为第一个生产年份的处理效应估计结果，第（4）-（6）列为第四个月到第十二个月期间的处理效应估计结果。样本A包括了所有的油井，样本B仅包括自第二个生产月就接入天然气捕获装置的油井。使用样本B是为了检验该规制是否影响了油井在连接到天然气捕获装之后发生的常规燃烧。 在控制了可观测的2014年和2015年分别建成的油井之间差异的基础上，我们发现：在第一个生产年，所有油井的天然气燃烧率降低了4%-7%。在以第四个月至第十二个月的估计中，双重差分估计与匹配估计的结果有所不同：前者认为该规制对天然气燃烧率并无影响，而后者认为该规制导致了天然气燃烧率的显著下降。而在样本B中，对于那些接入天然气捕获装置的油井而言，该规制并未导致天然气燃烧率的系统性下降，这意味着该规制政策对油井的常规天然气燃烧并无显著影响。其他协变量的点估计值具有直观的符号：当企业的天然气生产量较高时、当企业距离天然气捕获装置的距离较远时，企业会燃烧更多的天然气；反之，当天然气的价格有所提高时，企业会降低天然气的燃烧。 文中Figure 3 给出了基于方程（6）的估计结果及其95%的置信区间。该估计中包含了Table 1中第5列估计中所包含的控制变量，这里显示了所有油井的处理效应以及在前两个生产月即接入天然气捕获装置的油井的处理效应。所有的估计样本均省略了第一个生产月。当估计样本包括所有油井样本时，处理效应集中在第三至第七个生产月，相对于控制组油井而言，处理组油井的天然气燃烧率降低了3%-4%。与之前一样，我们并未发现该规制对于那些接入天然气捕获装置的油井有显著的降低其天然气燃烧率的效应。 5.3机制检验 Figure 4显示了基于KM生存函数估计的“钻井—建成时间”以及“初始生产—接入天然气捕获装置时间”的估计结果及其95%置信区间。Figure 4a 显示了从钻井开始的每个月油井的生存概率。在所有的月份中，在2015年之后开始钻井的油井生存概率（未完成的概率）高于那些在2014年就开始钻井的油井。从钻井开始后的6个月内，2014年的油井只有42%未完工，而在2015-2016年间，有超过55%的油井都未完工。Figure 4b 显示了油井从投入生产到接入天然气捕获装置的时间的生存概率。2015年之后完工的油井在所有的样本月份均表现出较低的生存概率。在第一个生产月，2014年即完工的油井中有45%尚未接入天然气捕获装置，而2015年以后建成的油井只有35%尚未接入天然气捕获装置。在第2和第3个生产月份中，2014年和2015年后建成的油井之间的生存概率并无显著差别。由于该规制规定油井必须从第四个月生产月开始遵守天然气燃烧规制，因而2015年后建成的油井“初始生产—接入天然气捕获装置”的时间的生存概率直线下降，其生存函数保持较低的水平，直至第9个生产月。 Table2和Table 3 显示了结构生存模型的估计结果。第（1）-（3）列的生存模型估计系数为在加速故障时间中制定系数，以使解释变量的单位变化会导致故障时间增加量为。第（4）-（5）列显示了对2014年油井进行了回归调整的平均完成时间以及2014年建成的油井与2015年后建成的油井在建成时间方面的差距（以“月”为度量单位）。与KM估计结果一致，那些在2015年后开始钻井的油井“钻井—完成”时间段更长，但是在“生产—接入天然气捕获装置”时间上却较短。在控制了所有的控制变量后，2015年后建成的油井平均建成时间长了20%，即大约比2014年建成的油井多用了一个月的时间。在生产量方面，2015年后建成的油井从生产开始到接入天然气捕获装置的时间平均比2014年建成的油井短了12%，大约是0.7个月的时间。 Table 4显示了该规制政策对企业天然气和石油产量的影响。与2014年建成的油井相比，2015年后建成的油井在天然气和石油生产量方面并不显著差异。因此，从平均意义上看，没有证据显示石油开采商会在该规制实施后显著降低（石油和天然气）生产量。这与之前的文献结论相一致。钻井之后，石油开采企业始终都在其最大产能上进行生产行为。 06 反事实规制政策效果检验 在考察完规制效应后，本文并未就此而止，而是进一步基于反事实推演考察规制的效果。首先使用理论模型和实证结果构建石油开采企业的MAC曲线，进而使用估计的MAC曲线对NDIC规制的效率进行研究，定量考察若在该州内制定更为灵活的燃烧率标准的潜在收益。本部分进行了三类反事实政策考察。第一个政策允许企业内部贸易但继续执行每个月统一的燃烧率标准；第二个政策允许跨期交易但保留公司特定的标准；第三个政策是前两者的结合。 6.1 企业减排成本 在前文分析中可知：只有当连接油井与天然气捕获管道装置的成本低于某一阈值时，石油开采商才会将其油井与天然气捕获装置进行连接。这里基于该思想考察NDIC天然气燃烧率规制政策的效率。在静态且连续的减排函数中，当且仅当所有石油开采企业的边际减排成本都相等时，该减排规制政策才会在最小总成本的条件下获得既定的天然气燃烧率降低水平。在本文的设定中，石油开采企业的连接决策是离散的，因而企业之间的减排成本并不是相等的，这意味着我们需要对该规则进行适当的调整。当且仅当所有接入天然气捕获装置的油井的单位天然气捕获成本低于未连接的油井时，该规制政策才是有效率的。 首先构建企业和行业的MAC曲线。对于给定的月份，通过计算方程（2）右边的部分对每一个企业所拥有的在当月并未接入天然气捕获装置的油井进行估计获得该企业的MAC曲线。该计算包括两部分：1.油井的接入成本；2.油井天然气生产的期望值，对于油井天然气生产量的预期使用ARPS模型进行预测。具体计算公式及说明见文中公式（9）和（10）。Figure 5a 显示了本文样本中的五个企业在2015年11月的MAC曲线。Hess, Whiting以及XTO拥有的油井数量众多，而且油井均具有接入天然气捕获装置的成本较低而天然气产量较高的特点，而Triangle 和Slawson 两个企业的油井数量较少，且天然气产量较低而接入天然气捕获装置的成本较高。在Figure 5a中，圆点代表企业在该月份接入天然气捕获装置的油井，x点代表未接入天然气捕获装置的油井。与本文的理论模型相一致，大多数企业会选择将低成本油井接入天然气，而高成本油井并不接入天然气捕获装置。图中清晰地显示了在所有的生产油井中，那些水平缝隙最大的油井同时也是低成本的油井，这与石油企业通常将石油钻探和天然气生产与附近的天然气收集基础设施集中在一起是一致的。那些具有高连接成本的非生产井可能是探井，通常距离现有的天然气收集基础设施很远。 Figure 5 清晰地显示了五个企业在MAC上的显著差异。Figure 6a 显示了所有企业的MAC曲线。在此，接入天然气捕获装置的油井用橙色点表示，未接入天然气捕获装置的油井用蓝色x点表示。整体来看，许多较为便宜的油井尚未被连接，而一些成本较高的油井反而被接入天然气捕获装置。这些发现促使我们进行更深层次的动态反事实分析。
6.2 反事实政策模拟 这里使用我们已经估计获得的企业和行业MAC曲线对三种反事实执行场景进行分析，并比较三种情况下企业的接入天然气捕获装置决策行为以及在规制实施后的前18个月内企业的减排成本。附件Section B部分给出了构建反事实框架的具体过程。 第一个反事实：企业间交易。考虑允许在一个月内进行企业间交易的收益，但要求反事实的行业总减排量等于每月观察到的行业总减排量，并将潜在收益与企业间交易进行区分。通过建立具有随时间变化的上限而没有存储、借贷或随时间变化的浮动税的总量控制和交易程序来实现该反事实政策。Figure 5b 和Figure 6b 使用图例的方式显示了该政策在2015年11月份的模拟实施效果。基于该模拟政策，Triangle 公司并未将任何油井接入天然气捕获装置，其他企业只接入了少量的油井以达到相同的天然气燃烧降低量。Figure 6b显示了总体的减排效益。 第二个反事实：企业内配额储存和借贷。在企业将油井接入天然气捕获装置时给予其更多的自由性，但是同时对企业间交易进行限制，要求每个企业的总反事实减排成本等于其观察到的总减排成本。通过针对特定企业的总量控制和交易计划（完全灵活的配额存储和借贷），或者特定公司的燃烧税来实现这一反事实政策。 第三个反事实：企业间交易同时配额存储与借贷。这是前两个反事实政策结合，实现了企业间和跨期交易的灵活性。该政策与行业总量控制和交易，同时配额可存储与借贷具有相同的效果，也与行业燃烧税效果一致。 Table 5给出了三种反事实政策框架下成本节约的绝对量和相对量。据估计，在2015年1月至2016年6月期间，北达科他州的石油和天然气行业共计捕获了33亿立方英尺的天然气，耗资4.78亿美元。第一列显示在允许企业间交易的情况下，规制执行成本降低了16%，大约节约了7700万美元；第二列显示了允许企业间进行减排配额存储和借贷的情况下，规制执行成本降低了10%，大约节约了4900万美元。在第二种反事实政策下，能够达到同等天然气燃烧降幅效果的企业特定税应该设定在0.15美元/立方英尺至9.47美元/立方英尺之间，这意味着执行成本的较大差异。在天然气碳排放强度的平均水平上，这种税核算成碳税大约是9美元/吨CO2到179美元/吨CO2。 Table 5中的第三列显示了第三种反事实政策规制下的效益，即更为灵活的规制政策（行业天然气燃烧税或行业总量控制与交易下允许配额存储和借贷规制）下的收益。在此情况下，规制执行成本将会在18个月的生产期间降低20%，即9600万美元。达到此种程度的收益的税收水平应该设定在0.42美元/立方英尺，转换成碳税将是8美元/吨CO2，远远低于当前碳排放的社会陈本。另外，公共土地的特许权使用费率未总收入的16.66%。基于在此期间的平均Henry Hub 天然气价格（2.72美元/立方英尺）,这意味着0.45美元/立方英尺的税收。因此，基于上述三种的，认为：NDIC可以在相对较低的成本下，通过要求石油和天然气生产企业对其燃烧的天然气缴纳公共土地特许权使用费的方式，获得相同的天然气燃烧率降低幅度。
结论 07 本文使用了美国北达科他州地区油田层面的数据探讨了该州实施的一项新的致力于减少油田开采中油气燃烧的新规制措施的效果。本文的实证估计结果认为：该规制措施确实减少了油井开采中的天然气燃烧率。油田运营商的火炬燃烧率平均降低了4-7个百分点，其中有1/3—1/2的下降可归因于该规制的实施。公司遵守该规制的主要机制是比以往更快地将油井与天然气采集基础设施连接起来以减少油气燃烧率。本文进一步利用基于MAC曲线的简单反事实推演，分析认为：由于不同的公司存在着不同的规制执行成本，而统一实施的减排规制下减排目标的分配不当会导致公司实质性的成本增加；将减排目标从高成本企业重新分配到低成本企业将大大降低总的合规成本，即存在着更为有效的规制策略，如相对适度的燃烧税可以以较低的成本实现同样的总体减排。本文的研究凸显了北达科他州油气生产的一个关键特征，即公司在生产的第一年只对售出的天然气支付专利权使用费和税收。基于本文的研究结果，该州政府可以通过简单地按照目前的公共土地费率向公司收取燃烧气体的特许权使用费来实现同样的减少全州范围内油气燃烧率的目的。 在本文的研究中有几点需要注意的地方。我们使用了简化形式的方法来估算该规制政策的平均的处理效应。该方法并不允许企业进行策略性决策或者充分利用接入天然气捕获装置的功能需要大量的前提成本投入以及前瞻性行为决策。本文的估计结果是建立在北达科他州既有的天然气捕获装置的基础上。因而，本文的估计结果仅涉及该法规对石油经营者在既有管线安装决策方面的影响，而且不允许对其他天然气捕获和处理基础设施进行战略投资。通过与北达科他州的政策制定者讨论，我们确认自该法规通过以来，更为显著的变化之一即为石油运营商与天然气加工厂之间的定期协调的增长。未来的研究中应该考虑二者之间的交互效应，同时考察NDIC规制政策对天然气加工和管道运营企业的影响。 Abstract Efficient pollutionregulation equalizes marginal abatement costs across sources. Here we study anew flaring regulation in North Dakota’s oil and gas industry and document itsefficiency. Exploiting detailed well-level data, we find that the regulationreduced flaring 4 to 7 percentage points and accounts for up to half of theobserved flaring reductions since 2015. We construct firm-level marginalflaring abatement cost curves and find that the observed flaring reductionscould have been achieved at 20% lower cost by imposing a tax on flared gasequal to current public lands royalty rates instead of using firm-specificflaring requirements. 本期小编：曾依雯 |
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