煤層氣地面開發項目經濟評價

摘 要

摘要：地面鉆井是煤層氣開發的主要方式之一，其開發周期、投資和成本費用等與常規天然氣開發不同，并影響其經濟效益。為了給煤層氣開發利用及投資決策提供科學依據，以沁水盆地某煤
摘要：地面鉆井是煤層氣開發的主要方式之一，其開發周期、投資和成本費用等與常規天然氣開發不同，并影響其經濟效益。為了給煤層氣開發利用及投資決策提供科學依據，以沁水盆地某煤層氣開發區塊為例，依據其目前的各項參數，利用現金流量法進行了經濟評價和影響因素敏感性分析。結果表明，影響項目盈利能力的主要因素有產量、投資、成本、產品銷售價格和補貼。從敏感性分析可以看出，財務內部收益率對投資、氣價和產量較為敏感，其次是成本、補貼。因此，為了提高煤層氣開發項目的經濟效益，需要進一步提高煤層氣價格，更需要通過開發理論的創新和開發技術的進步來增加單井產量、降低投資和成本。此外，建議國家根據不同地區、不同企業的生產實際情況，給予生產企業諸如加大補貼力度等更多優惠政策。
關鍵詞：煤層氣；地面開發項目；經濟評價；現金流量法；價格；產量；成本；優惠政策
    我國煤層氣資源豐富，埋深小于2000m的淺煤層氣資源量為30×1012～35×1012m3，與常規天然氣資源相當。煤層氣作為新型的清潔能源對于解決能源供需矛盾和環境污染問題極為重要[1]，同時，煤層氣的開采也是煤礦安全生產的需要。
   煤層氣項目投資大、建設周期長、投資風險大，是一個復雜的系統工程，只有通過對擬實施項目的投入、產出、效益等經濟問題進行科學分析與評估，才能論證其經濟可行性或經濟合理性。我國煤層氣資源的開發剛剛起步，開發方式主要有煤礦井下抽采和地面鉆井抽放兩種，過去多采用井下抽放方式，大部分煤層氣資源被放空，開發效率很低。為提高開發效率，地面鉆井抽采已成為我國煤層氣開發的主要方式。本文主要對地面鉆井開采煤層氣項目的進行經濟評價[2～6]。
1 煤層氣開發項目特點
   煤層氣開發的一系列特點使得開發周期、投資和成本費用等與常規天然氣開發不同，也是影響煤層氣開發經濟效益的重要因素。
1.1 煤層氣自身特點
    煤層氣主要為甲烷，二氧化碳含量很少，且基本不含硫化氫氣體，因此不存在硫化氫劇毒以及硫化氫和二氧化碳引起的強腐蝕問題，這就減少了煤層氣地面工程投資中的防腐支出。由于開發初期煤層氣產能低，往往需要1～2年甚至更長時間才能進入穩產期，因此初始投入達產見效慢，但氣井的生產期長，從而能夠確保項目的長遠經濟效益[4～9]。
1.2 煤層氣開發工藝特點
    煤層氣開發需要小井距密井網，因此開發井多、開發投資較大。由于煤層孔滲欠佳，為提高生產層的產量，煤層氣開發過程中的關鍵技術是壓裂工藝，因此投產費用要相應增加。煤層氣主要以壓力吸附形態儲存在煤層中，其開發工藝是通過較長時間的排水降壓使煤層內大量的吸附氣脫離煤層的束縛進入井筒產出。煤層氣開發工藝特點使得煤層氣田不需要建設注水工程，不產生相關投資。但要根據儲層地下水量的多少，進行抽水泵的選擇從而增加相關投資。當煤層為含水層時，水處理費用也要相應增加，從而增加投資和成本[4～9]。
1.3 煤層氣集輸工藝特點
    由于煤層氣井采用降壓生產，煤層氣的井口壓力一般都接近大氣壓，進入輸氣管道前必須增壓，因而增加了地面建設投資和輸送費用[8,10～11]。
1.4 煤層氣開發優惠政策
    對獨立核算的煤層氣抽采企業購進的煤層氣抽采與利用等專用設備，統一采取雙倍余額遞減法或年數總和法實行加速折舊；對煤層氣抽采企業的增值稅一般實行先征后退政策，即按13%的稅率先征收，然后返還8%；企業所得稅實行二免三減半政策，即第1、2年免征企業所得稅、第3～第5年減半征收企業所得稅；2020年前可申請減免探礦權使用費、采礦權使用費，對地面抽采煤層氣暫不征收資源稅；每立方米煤層氣財政補貼0.2元[12～14]。
2 煤層氣開發項目經濟評價模型
2.1 計算方法
    我國煤層氣正逐步由勘探階段向產業化階段發展，因此對煤層氣開發項目來說，在目前國家財稅制度和價格體系的條件下，從項目財務角度分析計算項目的財務盈利能力和清償能力，據此判斷項目的財務可行性和項目的初步經濟效益具有非常現實的意義。
    筆者采用現金流量法，依據產品價格、投資、生產成本費用和行業財政稅收政策，編制現金流量表，以項目現金流量為基礎，通過財務評價分析判斷項目的經濟合理性。評價的主要指標包括財務內部收益率、財務凈現值和投資回收期，可以分別表示如下[15～18]：
1) 財務內部收益率(IRR)
 
2) 財務凈現值(NPV)
 
3) 投資回收期(Pt)
 
式中CI為現金流入量；C0為現金流出量；n為計算期，a；t為計算期的年序號；ic為基準收益率或設定的折現率；T0為累計凈現值出現正值的年份；PVt-1為上年累計凈現金流量的絕對值；PVt為當年凈現金流量的絕對值。
    財務內部收益率和財務凈現值是評價項目財務盈利能力最主要的動態評價指標，若項目的財務內部收益率大于行業基準收益率(煤層氣行業基準收益率為12%)，財務凈現值大于零，說明項目的財務盈利能力已達到行業基準盈利水平，在經濟上可行。
2.2 煤層氣開發項目的現金流出
2.2.1投資估算
    根據煤層氣開發項目所要求的工程量來估算各年度發生的總投資。一般來說，總投資包括勘探投資、開發投資、流動資金和建設期利息。①勘探投資包括二維和三維地震投資、參數井和排采井投資。對于已發生的勘探投資，不可用的參數井及排采井投資和二、三維地震等其他投資全部按沉沒處理；可利用的參數井及排采井投資按照重估值計入現金流中。②開發投資包括開發井鉆井投資、排水采氣工程投資和地面建設配套投資。排水采氣工程投資主要包括抽水泵投資和壓裂改造投資；地面建設配套投資要考慮增壓的影響。③流動資金是指擬建項目投產后為維持正常生產，準備用于支付生產費用等方面的周轉資金，它是流動資產與流動負債的差額。根據國家有關規定，企業自有的流動資金必須占總流動資金的30%，利息計入財務費用的利息支出中。④建設期利息是根據貸款利率計算的固定資產投資貸款部分在建設期發生的利息。為簡化計算，假定借款發生當年均在年中支用，按半年計息，其后年份按全年計息；還款當年按年末償還，按全年計息[10～11]。
2.2.2成本費用估算
    煤層氣開發生產過程中實際消耗的直接材料、直接工資、水處理費、壓裂費、排采作業費、其他直接支出和其他開采費用，都計入開采成本；發生的期間費用(管理費用、財務費用、銷售費用)作為當期損益。操作成本根據成本與開發變量(生產井數、煤層氣產量、產水量)的關系，又可分為固定成本和可變成本。折舊折耗費、攤銷費用則根據記取要求分別取值，計入總成本費用中。
2.2.3各種稅金的確定
    對于煤層氣開發，稅金主要包括增值稅、城市維護建設稅、教育費附加。①增值稅是城市維護建設稅和教育費附加等的計稅依據，不作為稅金計入項目的現金流出，煤層氣開采的增值稅按5%計算；②城市維護建設稅以增值稅為計稅依據：稅率為市區7%，鎮5%，市區、縣、鎮以外1%；③教育費附加以增值稅為計稅依據，稅率為3%。所得稅基本稅率為25%，實行二免三減半政策。
2.3 煤層氣開發項目的現金流入
2.3.1銷售收入計算
    銷售收入等于價格乘以商品量，商品量等于產量乘以商品率，因此，銷售收入=煤層氣價格×煤層氣產量×商品率。
2.3.2財政補貼計算
    煤層氣補貼資金根據0.2元/m3的補貼標準按以下方式計算，補貼額度=(銷售量+自用量-用于發電量)×補貼標準。
3 煤層氣開發項目經濟評價實例
    應用以上經濟評價模型，以沁水盆地某煤層氣開發區塊為例進行分析。該區塊煤層埋藏深度1000～2000m，部署二維地震100km、參數井27口、排采井62口、開發井直井174口、開發水平井5口，利用參數井23口、利用排采井56口，建產能2×108m3，評價期20年，建設期5年，年產330天，參數井單井鉆井投資300萬元、排采井單井鉆井投資240萬元、開發直井單井鉆井投資180萬元、開發水平井單井鉆井投資1600萬元、單井排水采氣工程投資60萬元，直井單井地面及公用工程投資為150萬元，水平井單井地面及公用工程投資為360萬元，單位總成本為1.0元/m3。本次評價煤層氣井口價格為1.28元/m3(含稅)，國家財政補貼標準為0.2元/m3，商品率95%，增值稅率為5%，城建稅和教育費附加分別為增值稅的7%和3%，礦產資源補償費為銷售收入的1%，根據國家優惠政策，不征收資源稅，第一、第二年免征企業所得稅、第三～第五年減半征收企業所得稅，稅率為25%。稅后基準收益率為12%；固定資產貸款比例為70%，貸款年利率為7.05%；流動資金貸款比例為70%，貸款年利率為6.56%。
    由于復雜的產出機理和獨特的生產工藝技術決定了煤層氣井的生產期長，單井日產量低。通常是通過一段時間的排采，單井氣產量開始逐步進入一個穩定的高峰產量階段，之后產量緩慢降低。
   上述沁水盆地煤層氣開發區塊開發方案，在定產工作制度下的數值模擬預測的生產曲線如圖1所示。與單井相似，該區塊產量經歷快速增產期、穩產期和產量遞減期。利用該產量曲線、項目投資和生產成本等各項數據，結合國家有關稅價制度和經濟評價規定，得到的經濟評價結果如表1所示。從評價結果看，財務內部收益率小于煤層氣行業基準收益率12%，財務凈現值小于零，不滿足行業基準盈利要求。煤層氣行業的基準投資回收期為8年，沁水盆地某煤層氣區塊的動態投資回收期為9.1年。

   在計算期內，可能發生變化并影響項目盈利能力的主要因素有產量、投資、成本、產品銷售價格和補貼。根據沁水盆地某煤層氣區塊的各單項因素的變化對財務內部收益率的影響進行了敏感性分析，敏感性分析結果見圖2。從敏感性分析結果可以看出，財務內部收益率對投資、氣價和產量較為敏感，其次是成本、補貼。

4 結論與建議
    1) 考慮煤層氣開發在我國屬新興產業，開發難度大，是高風險、高投資、低產出的產業，為了推進我國煤層氣產業化發展，應加強煤層氣開發技術研究和應用。
    2) 隨著開發理論的創新和開發技術的發展，將降低投資成本和提高產量，從而提高煤層氣開發項目的經濟效益。
    3) 隨著煤層氣價格的提高，煤層氣開發項目的經濟效益也將顯著提高。
    4) 為了推進我國煤層氣產業化發展，建議國家給予生產企業更多的優惠政策。煤層氣開發減稅空間已經很小，可根據不同地區、不同企業的生產實際情況，進一步加大補貼力度(如本文沁水盆地某開發區塊財政補貼由目前的0.2元/m3調整為0.3元/m3方可盈利)。
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(本文作者：曹艷 王秀芝 中國石化石油勘探開發研究院)