准噶尔盆地煤层气资源丰富，煤层气有利富集区带和目标主要位于该盆地南缘山前乌鲁木齐一白杨河一带。在经历了30多年的勘探和十几口井的钻探后，仅有阜煤1井发现了工业气流，煤层气勘探开发未取得实质性突破。2013年，新疆维吾尔自治区在阜康白杨河地区建立了“新疆阜康市白杨河矿区煤层气开发利用先导性示范工程”，于2014年4月开始钻探，历经半年时间共完钻50多口煤层气井并取得商业性开发，是我国西部地区中低阶煤层气开发利用的首个成功范例。由于煤层气产业具有上下游一体化以及地质、工程、效益一体化等特点，因而对其经济效益的评价工作在整个产业链研究中便显得尤为重要，是地质选区与评价、钻井和地面工程、经营管理模式等方案设计与实施的核心。为此，笔者对白杨河地区的煤层气探井和煤层气开发先导示范区分别进行了项目经济评价和单井商业气流标准研究，建立了准噶尔盆地煤层气商业气流标准。

1 项目投资、成本与税费

1.1 项目投资

煤层气项目的投资巨大，与产气区的储层条件、地质条件、开采技术与工艺、集输设施和日产气能力等因素密切相关。项目投资主要由钻井工程投资、地面建设工程投资、建设期借款利息和流动资金构成:①钻井工程投资包括钻井工程费、完井工程费、压裂施工费、生产作业费和其他费用(土地征用补偿及安置费、工程保险费等)，其投资估算根据目的层井深与平均每米进尺成本确定。②地面建设工程投资主要包括集输、压缩、供水供电、道路、通讯设备安装工程等。③由于煤层气开发先期排水降压解吸的特殊性，要估算先期排采费用，包括排采期间发生的材料、燃料、动力、人员费用及水处理和环保费用，可以井数为基础，按单井费用指标进行估算。排采期一般按1一3年考虑，发生的费用计入开发总投资，试采期间形成的试采产量收入冲减相应的排采费用。④煤层气项目的实际运作必须有一定量的流动资金，其流动资金测算参照中国石油天然气行业的扩大指标法，即流动资金估算比例采用正常年份经营成本的15%一25% o⑤建设期利息指煤层气开发项目在建设期内贷款资金应付的利息，考虑到资金的时间价值，建设期利息按复利计算。⑥弃置成本是为了进行油气勘探开发所使用的油气水井、油气集输设施、输油气水管线以及其他油气资产在废弃时发生的拆卸、搬迁、封井、场地清理、环境恢复等支出。弃置成本是一种预提费用，不属于项目建设投资，在经济年限后1年计取，为简化计算，该项目按开发固定资产投资的5%计提。

1.2 项目成本

1.2.1 生产成本

生产成本包括采气成本和折旧。油气开采中的操作费是由油气自身的特殊性所决定的，除了正常的井维修费和矿场维修外，煤层气井需要对产出气和产出水进行处理。开采和维修费用包括一些日常的活动经费，如现场人员费用、修井成本、设备维修和动力供给成本等。此外，固定资产和建设期利息按产量法折旧，形成率100%，残值率为0。弃置成本作为一项单独资产，增加油气资产原值，按直线法折旧，形成率100%，残值率为O。

1.2.2 管理费用

由于原油、天然气矿产资源补偿费费率为0，因此项目管理费用主要包括安全生产费用。根据《企业安全生产费用提取和使用管理办法》，石油和天然气安全生产费用以产量为计提依据，石油按17元//t,煤层气(地面开采)按每5元/103 m³逐月计提。项目实施过程中其他管理费按40元/103 m³计提。

1.3 补贴与税费

1.3.1 收入估算

根据《关于“十三五”期间煤层气(瓦斯)开发利用补贴标准的通知》，为进一步鼓励煤层气(瓦斯)开发利用，“十三五”期间，煤层气(瓦斯)开采利用中央财政补贴标准从0.2元//m3提高到0.3元// m³ 。根据产业发展、抽采利用成本和市场销售价格等因素的变化，中华人民共和国财政部(以下简称财政部)将适时调整补贴政策。

1.3.2 销售税金及附加估算

产品销售税金及附加包括增值税、城市维护建设税、资源税及教育费附加等:①应纳增值税，根据财政部、中华人民共和国国家税务总局(以下简称国家税务总局)2007年发布的《关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知》规定，对煤层气抽采企业的增值税一般纳税人抽采销售煤层气实行增值税先征后退政策。②城市维护建设税以应纳增值税额为计税基数，依据《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》规定，企业城市维护建设税税率为7%0③教育费附加按应纳增值税额的5%计税。

2 财务评价

2.1 评价指标

财务评价是在国家现行财税制度和价格体系条件下，从项目财务角度分析计算项目的财务赢利能力和清偿能力，据此判断项目的财务可行性。目前国际上通用的财务评价方法为现金流量法，财务评价的主要指标包括:内部收益率、投资回收期和净现值等。

财务净现值是按设定的折现率，将项目计算期内各年发生的净现金流量折现到计算初期，求得的现值累计之和医。它是考察项目在计算期内盈利能力的动态评价指标，若计算出来的财务净现值大于等于0，则表明项目在经济上是可行的。财务内部收益率是项目在整个计算期内各年净现金流量现值累计等于0时的折现率，可根据现金流量表中的净现金流量，用试差法求得。当项目内部收益率大于或等于行业基准收益率或折现率时，即认为其盈利能力已满足最低要求，在经济上是可行的。煤层气项目的基准收益率可参照《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数》02016)取值8%。投资回收期是指以项目的净收益抵偿全部投资所需要的时间，是反映项目清偿能力的重要指标。投资回收期一般从建设年开始算起，参照一般的石油天然气开采项目，基准投资回收期可取8年。

2.2 盈利能力分析

阜煤1井是中国石油新疆油田公司(以下简称新疆油田)在准噶尔盆地部署的第1口煤层气专探井，2008年10月19日开钻，11月15日完钻，完钻层位为八道湾组，完钻井深935 m。经射孔、压裂、排水后于2009年7月28日开始试气，10月17日套管见气，10月22日达到最高的产量1 386.24 m³/d，之后逐步下降，基本产量介于200一500 m³/d}  2010年3月2日停抽，日产气量不足100 m³。试产期间累计产气31 295 m³。

根据2009年钻井工程单井细账，截止到阜煤1井2009年8月开始试气，该井钻井和试采投资为1 236万元(表1)，地面投资为300万元，因试采期间形成的试采产量收入冲减了相应的排采费用，故排采费不计入本次评价。项目总投资为1 536万元，平均单位操作成本为0.505元//m3，平均单位生产成本费用为3.7元/m3m0

当气价为1.814元/ m³m时，方案的税后内部收益率为6.88%，财务净现值为一220万元，各项指标均低于行业基准值，表明在经济上是不可行的。

3 敏感性分析和临界点分析

  目前已投产的只有阜煤1井，生产数据少，可用于评价的数据更少，尚不具有煤层气井的代表性。若该井正常生产，单井平均产量达到3 200 m3/d，对其不确定因素进行敏感性分析和测算，反映各因素对未来经济效益的影响。由于气价、产气量、固定资产投资是影响煤层气经济效益的主要因素。因此本次研究主要针对这3个要素进行敏感性分析。

3.1气价敏感性分析

以气价1.814元//m3为基准，在一30%一30%区间内进行测算，结果如表2所示。当气价为1.897元//m“时，项目内部收益率才能达到8%的基准值。

3.2 产气量敏感性分析

以目前的单井累计产气量为基准，在一30%一30%区间内进行测算，得出的结果如表3所示。当单井累计产气量为0.138X lOBm“时，项目内部收益率才能达到8%的基准值。

4 商业气流的起算标准

商业气流起算标准主要依据阜康市白杨河矿区煤层气开发利用先导性示范工程进行实际井深、投资、产量和气价的计算。该示范工程于2013年立项，2014年2月完成项目论证，2014年4月开始钻探，共完钻开发井50余口，2016年产量已达到3 000 X 104 m³，成为继沁水盆地和鄂尔多斯盆地之后的第三大煤层气开发热点区。

该项目位于准噶尔盆地南缘东部白杨河地区、阜康向斜南翼，气藏层位为侏罗系下统八道湾组。新疆油田阜煤1井已包含在该工程范围内，即新疆油田油气矿权与新疆维吾尔自治区煤炭矿权是基本重叠的，整体的地质与成藏条件是相似的，煤层气富集区带的选择也是基本相同的。因此，根据该工程实际指标、参数进行的经济评价和确立的商业气流标准可以代表准噶尔盆地煤层气商业气流标准。

依据该工程煤层气单井总投资约为600万元以及相关评价参数，应用模型公式对不同埋深、不同气价下的煤层气的商业气流进行计算(表4)，煤层气商业气流标准图版如图1所示。

由计算结果可知，当煤层气井埋深小于1 000m、气价为1.814元// m³时，煤层气井商业气流标准为1 838 m³/d;当煤层气的埋深介于1 000一2 000 m时，煤层气商业气流标准为2 602 m³/d;当煤层气的埋深介于2 000一3 000 m时，煤层气商业气流标准为3 795 m³/d;当煤层气的埋深介于3 000一4000m时，煤层气商业气流标准为5 628 m³/d。对比阜康市白杨河矿区煤层气开发利用先导性示范工程的单井产量可知，该项目煤层气单井产量达到了商业气流标准。此外，目前该项目煤层气全产业链商品化成果表明，1 m³煤层气价格为1.71元，低于目前煤层气市场价格1.81元// m³，显然具有经济效益。

综合对比阜煤1井和阜康市白杨河矿区煤层气开发利用先导性示范工程煤层气商业气流研究与计算结果可以得出:准噶尔盆地南缘东部乌鲁木齐一白杨河地区埋深小于1 000 m的中下侏罗统煤层气，在目前的气价下是具有开采可行性和经济效益的。两者根本的区别在于固定资产投资的巨大差异，前者仅钻井和试采费用就达到1 23 6万元，而后者平均单井完全费用(钻井、试采、地面建设、人工费用等)仅为500万一600万元。因此，准噶尔盆地煤层气项目实施的可行性及煤层气产业发展的核心和关键因素是要按照煤层气产业的特性和规律，全面实施“低成本战略”，努力降低单井投资和成本，以煤层气商业气流标准为杠杆，经济有效地促进准噶尔盆地煤层气产业的发展。

5 结束语

白杨河地区煤层气资源丰富，探明地质储量达31 X 10⁸ m³，具有良好的产业发展前景。国家煤层气“十三五”规划已明确部署要开拓建设新疆准噶尔盆地南缘煤层气产业化试验区，突破低阶煤开发的技术瓶颈。新疆煤层气“十三五”规划也提出“十三五”末，在阜康矿区、乌鲁木齐东矿区以及库拜煤田新增探明储量1 000 X 10⁸ m³，年产煤层气lO X 10⁸ m³。中石油煤层气“十三五”规划提出新疆南缘阜康地区低阶煤煤层气将成为重要的后备战场，中石油、中石化和中海油已经相继出台投资计划。这些规划无疑是“十三五”期间新疆煤层气产业发展的极大利好。