潘莊煤礦煤層氣項目經(jīng)濟評價及影響因素分析

牛 雪

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300457)

山西晉城潘莊區(qū)塊是我國煤層氣開發(fā)試驗最早的地區(qū)之一，位于山西沁水盆地，是中國煤層氣商業(yè)開發(fā)程度最高的區(qū)塊之一，還是中國首個總體開發(fā)方案獲得國家發(fā)改委核準批復并進入全面商業(yè)開發(fā)的中外合作煤層氣區(qū)塊。目前潘莊區(qū)塊已開發(fā)生產(chǎn)并獲得較好的經(jīng)濟效益。煤層氣屬于邊際氣田，有“高技術，高成本”的特點，因此煤層氣的開發(fā)對技術和經(jīng)濟可行性都有嚴苛要求。煤層氣的勘探開發(fā)項目大部分以盈利為目的，因此經(jīng)濟評價的重點在于經(jīng)濟可行性。目前我國煤層氣項目經(jīng)濟評價的主要方法為折現(xiàn)現(xiàn)金流法。

1 折現(xiàn)現(xiàn)金流法

現(xiàn)金流量折現(xiàn)法是對企業(yè)生產(chǎn)建設或者項目開發(fā)規(guī)劃等進行預算的一種常用方法，折現(xiàn)現(xiàn)金流法中的指標參數(shù)為凈現(xiàn)值(NPV)和內(nèi)部收益率(IRR)，公式如下：

NPV=(CI-CO)t(1+ic)-t

(1)

(2)

式中：CI—第t年當年現(xiàn)金流入量；CO—第t年當年的現(xiàn)金流出量；t—評價期內(nèi)第t年；ic—基準收益率；n—評價期年限。

折現(xiàn)現(xiàn)金流法是國內(nèi)外常規(guī)油氣勘探開發(fā)項目中經(jīng)濟評價的主要方法，也是煤層氣勘探開發(fā)項目經(jīng)濟評價的主要方法。與常規(guī)油氣經(jīng)評相同，影響項目收益的主要參數(shù)有產(chǎn)氣量、氣價、投資及成本費用等，但由于煤層氣作為一種非常規(guī)能源，具有高風險，高投資等特點，在經(jīng)濟評價過程中還需對折現(xiàn)現(xiàn)金流法進行改進。

由于煤層氣生產(chǎn)周期長，不同階段的煤層氣具有顯著的不同，因此煤層氣需要分階段評價。以潘莊煤層氣田為例，2011年之前屬于開發(fā)試驗階段，2012～2016年進入開發(fā)階段，2016年底進入商業(yè)性生產(chǎn)期(圖1)。本文將詳細描述潘莊煤層氣田商業(yè)性生產(chǎn)期的經(jīng)濟評價分析。

圖1 潘莊項目歷年開發(fā)井數(shù)及年產(chǎn)氣量

2 潘莊經(jīng)濟效益評價

2.1 煤層氣開發(fā)項目概況

潘莊區(qū)塊面積約150km2，主力煤層為山西組3號煤層和太原組15號煤，3號煤層厚度5～6m，15號煤層厚度2～3m，賦存比較穩(wěn)定。儲量評價表明，該區(qū)煤層氣探明地質(zhì)儲量為150×108m3，技術可采儲量為85×108m3。

兩主力煤層的儲層參數(shù)及原始壓力系統(tǒng)相近，滲透性接近，實測臨界解吸壓力差異不大，但兩煤層深度跨度較大。目前已實施的開發(fā)方案是將3號煤與15號煤作為兩套層系獨立開發(fā)，3號煤的開發(fā)井以多分支水平井為主，15號煤以單分支水平井為主，排采效果較好。有幾口叢式井合采3+15號煤，產(chǎn)量較低。因此后續(xù)開發(fā)方案還是以分層開發(fā)為主。

潘莊區(qū)塊商業(yè)性生產(chǎn)期的開發(fā)方案共部署生產(chǎn)井234口，其中多分支水平井28口，長單支水平井鉆井159口，叢式井、直井鉆井47口。地面工程包括井場76座，閥組10座，集輸管線24km，采氣管線29km，總站擴容40×104m3/d增壓、脫水裝置2套，10kV電力線路41.3km，0.4kV電力線路70km，35kV變電站1座，工程道路17km，及其他相應配套工程。

商業(yè)性生產(chǎn)期項目共投資16.5億元(表1)，其中包括建井工程投資約12.5億元，地面工程投資約4億元，棄置費7858萬元。

表1 項目總投資構(gòu)成表

2.2 項目收入及財務評價

項目的收入包括直接銷售收入和政府財政補貼兩部分。煤層氣價沿用2018年銷售氣價1.3元/m3，按照98%的商品率計算，排采15年，累計銷售收入為105億。財政補貼根據(jù)相關文件，對煤層氣開發(fā)企業(yè)按0.3元/m3進行補貼，補貼收入為23.7億。綜上，項目生產(chǎn)收入共計128.7億。

表2 潘莊煤層氣商業(yè)生產(chǎn)期經(jīng)濟評價結(jié)果表

根據(jù)項目的財務現(xiàn)金流表和損益表，對項目進行財務盈利能力分析。經(jīng)計算，項目稅后財務內(nèi)部收益率為19.14%，高于內(nèi)部基準收益率10%，稅后財務凈現(xiàn)值約為8.2億元，因此項目具有較好的財務可行性和經(jīng)濟合理性(表2)。商業(yè)性生產(chǎn)期收益可觀，本項目在財務上具有較高的投資價值。

3 影響因素分析

3.1 影響因素

煤層氣項目經(jīng)濟性的影響因素有以下幾點：

(1)價格風險

目前，國內(nèi)天然氣價格已基本與國際市場價格接軌，但國內(nèi)氣價上升空間很大，未來價格將逐漸走高，因此本項目的價格風險可以基本排除。

(2)產(chǎn)量風險

根據(jù)該地區(qū)產(chǎn)量的歷史資料以及對比以上分析數(shù)據(jù)表明，本項目經(jīng)濟評價所用產(chǎn)量可靠，因此產(chǎn)量風險可以基本排除。

(3)投資風險

在煤層氣田建設以及開發(fā)生產(chǎn)過程中，可能會受國家宏觀調(diào)控的影響，如原材料價格上漲等因素，而導致投資增加，風險增加，但公司會采取積極的應對措施，加強管理，降低投資成本，減少投資風險。

(4)經(jīng)營成本風險

由于本項目煤層氣田的經(jīng)營成本是根據(jù)實際成本進行測算的。可能會受國家宏觀調(diào)控的影響，如原材料價格上漲等因素，而導致成本增加。公司會采取各種措施，控制成本支出，使風險降為最小，因此經(jīng)營成本增加引起的風險是比較小的。

(5)政策風險

煤層氣行業(yè)是國家現(xiàn)階段大力扶持的新興行業(yè)，出臺了很多優(yōu)惠政策。其中，0.3元/m3財政補貼這項政策對本行業(yè)的影響最大。由于煤層氣產(chǎn)業(yè)的重要性，國家對煤層氣行業(yè)的扶持政策將長期存在，政策風險比較小。

3.2 敏感性分析

本文針對影響煤層氣開發(fā)項目經(jīng)濟性的主要因素進行敏感性分析，主要因素有投資、產(chǎn)量、氣價及生產(chǎn)作業(yè)費(圖2)。

圖2 經(jīng)濟因素敏感性分析圖

結(jié)果顯示，對內(nèi)部收益率影響最大的因素是產(chǎn)量，其次是氣價，再次是建設投資，經(jīng)營成本(生產(chǎn)作業(yè)費)對財務內(nèi)部收益率的影響較小。在氣價漲價預期強烈的情況下，本項目的主要風險為生產(chǎn)能力和投資風險，產(chǎn)氣量和建設投資的穩(wěn)定是項目可行的保證。經(jīng)營成本相對建設投資和產(chǎn)量來說敏感性較弱。

3.3 情景分析

2016年之前根據(jù)相關文件，國家對煤層氣開采企業(yè)進行補貼，補貼為0.2元/m3；2016年之后，根據(jù)財政部《關于“十三五”期間煤層氣(瓦斯)開發(fā)利用補貼標準的通知》財建[2016]31號文件規(guī)定，對煤層氣開采企業(yè)進行補貼的標準提高為0.3元/m3，有效期為3年。

表3 財政補貼情景分析經(jīng)濟評價結(jié)果表

假如2019年以后財政補貼由0.3元/m3降至0.2元/m3，則有項目的所得稅后財務凈現(xiàn)值為6.7億元(表3)，較之前的8.2億元凈現(xiàn)值有所下降，但項目整體財務盈利能力仍為較強。因此財政補貼政策即使發(fā)生變動，本項目仍具有較高投資價值。