煤层气开发经济模型

48个月以后，单井日排水量小于100桶。
2?2  财务模拟的假设
    我们的经济模拟着眼于经济收益，这里的经济收益是指在支付占总数额15%
的资源补偿费后的全部经营所得，煤层气总产量应该减去进行气体加压收缩而消
耗的份额，按6%计算。每年的煤层气纯产量再乘以工业销售气价就是年总产值。
    总产值减去租借生产成本、无形的钻井成本、阿拉巴马州的资源开采税以及
托斯卡卢萨县的货物税就是净收益，不包括经营收入所得税。可征税收入的计算
是在净收益减去矿藏储量衰竭减税率和依据单位产量法制定的工程投资折旧费后
的收入。另外34%的公司税率也包括在这部分纯可征税收入内。
    最后，假定适于第29条法案的全部税收优惠额也算在当年的收益中。1980年
通过的这项优惠法案是为了鼓励非常规燃料的商业化开发而制定的，象沥青砂、
页岩和煤层气。1990年的优惠数额是30?74美元／ｋｍ?３，优惠额随着通货膨
胀率的浮动作相应调整，一直到2002年为止。
2?3  气价
    我们假定模拟工程项目于1988年开始建设，黑勇士盆地煤层气的销售价格每
年按5%的幅度增加，在这个前提下，从1990的气价--74?20美元/km?3开始，
我们对其进行经济分析。糟糕的是，由于经济萧条以及天然气生产的供大于求，
天然气的销售价格从1990年至今一直呈下降趋势。以实际的平均销售价格为基准
进行二次经济分析，并与上述假设价格的情况相比较研究，以展示低于最初预测
气价的实际销售气价对模型预测所产生的经济影响。
    表3列出了在模拟现金流量和经济分析中用到的一些经济参数。
3  经济模拟结果的分析
    在我们假想的开发工程项目中，按预想的情况每口煤层气开发井应该生产25
?36Ｍｍ?３气，占单井控制面积内地质储量的62%(或采收率62%)，生产寿命超
过30年。表4列出了每口井的产量和储量。在这个250口井开发项目中，预计在项
目开发期的第六年达到最高产量，即1?33Ｍｍ?３／ｄ。

表3  黑

勇士盆地开发的有关经济指标


经营利率  100%
净收益率  0?85
燃料消耗  6%(总产量)
气价 美元／ｋｍ?３ 美元／ｋｍ?３
年份 预测价?? 实际价
1990 74?15 74?15
1991 78?04 52?97
1992 78?74 47?32
?年增长率按5%计，最高价是123?59美元／ｋｍ?３
开采税率，%                    4
矿区枯竭减税和折旧率，%        34(单位生产法)
公司税率，%                    34
第29号法案税优惠数额(美元／ｋｍ?３）
１９９０ 30?72
1991 31?78
1992 33?19
年增长率是4%，直到2002年
净现值贴现率，%                     15

表4  煤层气开发模拟项目的产量和储量


黑勇士盆地煤层气的多煤层完井
井    深，m
煤层厚度,m
平均含气量,m?3/t
煤密度,t/m?3
单井控制面积，m?2
单井控制地质储量,Mm?3
采收率，%
平均最高日产量,km?3
在经济寿命期内的累计最高产量，Mm?3
模拟采收率，% 1066?8
7?62
11?33
1?46
323749?6
40?78Ｍ
65
5?66
25?37
62(30年)

3?1  按原来预期气价分析
    我们假设模拟项目的大规模开发于1988年开始，预计气价按每年5%的速度递
增。在提高气价的前提下，我们对这个假设的250口井开发项目进行的模拟经济
分析得到以下结果：缴纳联邦收入税以前的未贴现收入是244百万美元，与投入
资金88?2百万美元相比，收入投资比是5?2∶1；内部收益率(IRR)是21?1%，
按15%的贴现率计算净现值19?8百万美元。
    如果没有第29条税收优惠法案，税后收入与投资比是3?4∶１；内部收益率
(IRR)是17?3%，按15%的贴现率计算净现值是6百万美元；当利用第29条法案获
得税收优惠后，税后收益是292百万美元，

《煤层气开发经济模型(第3页)》