22 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3074美元／ｋｍ３，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。
23 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--7420美元/km3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
36Ｍｍ３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133Ｍｍ３／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 085
燃料消耗 6%(总产量)
气价 美元／ｋｍ３ 美元／ｋｍ３
年份 预测价 实际价
1990 7415 7415
1991 7804 5297
1992 7874 4732
年增长率按5%计，最高价是12359美元／ｋｍ３
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／ｋｍ３）
１９９０ 3072
1991 3178
1992 3319
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,m3/t
煤密度,t/m3
单井控制面积，m2
单井控制地质储量,Mm3
采收率，%
平均最高日产量,km3
在经济寿命期内的累计最高产量，Mm3
模拟采收率，% 10668
762
1133
146
3237496
4078Ｍ
65
566
2537
62(30年)
31 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882百万美元相比，收入投资比是52∶1；内部收益率(IRR)是211%，
按15%的贴现率计算净现值198百万美元。
如果没有第29条税收优惠法案，税后收入与投资比是34∶１；内部收益率
(IRR)是173%，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，收入投资比(P／I)是62∶1；内部收
益率(IRR)上升到33%；按15%的贴现率计算净现值是484百万美元。
在这种情况下，既使没有第29号税收优惠法案，这种低风险的开发项目投资
在税后也能获益。如果这种税收优惠政策全面实施，煤层气的勘探开发投资项目
将具有非常可观的经济效益。
32 按实际气价分析
然而，实际的天然气销售价格不是上升，而是从1990年起就一直下跌。如果
按1990年、1991年的实际气价以及1992年的预测气价进行经济分析，那么投资回
收将明显低于原来预计的数额。税前未贴现收入下降到822百万美元，收入投
资比只有17∶1；内部收益率(IRR)是71%，按15%的贴现率计算净现值是亏损
244百万美元。如果没有第29号税收优惠法案，税后收入投资比只有11∶1，
内部收益率是58%；如果第29号税收优惠政策全面实施，内部收益率(IRR)上升
到227%，未贴现的收入-投资比(P／I)是39∶1，按15%的贴现率计算净现值
是192百万美元。
很明显，如果没有第29号税收优惠法案，开发项目的投资情况将非常差。相
反，有了这项税收优惠政策，这些开发项目的投资因风险较小而变得可行。通过
对第29号税收优惠政策对开发模型经济的影响分析，明确地说明了实施这项优惠
政策的必要性，有了它，开发项目就是可行的；否则，开发项目就不能进行。
表5我们列出了不同的价格体系下，黑勇士盆
表5 煤层气开发项目税收经济指标
税前 税后 税优后
按1990年的预期价格计算
收益／投资
52
34
62
内部收益率 211 173 330
15%贴现率净现值(百万美元) 198 60 484
按1990~92年实际气价计算
收益／投资
17
11
39
内部收益率 71 58 227
１５％贴现率净现值(百万美元) (-244) (-231) (192)
地煤层气模拟开发工程项目税前和税后的有关经济指标。
４ 投资回收讨论
在黑勇士盆地煤层气勘探开发项目和位于托斯卡卢萨东南部的模型开发项目
中，单井平均最高产气率是2813m３/d，假定气价接近或超过7067美元/km
3，则该产量应该能提供较好的税前及税后投资回收率，但不显著。当气价坚挺
时，在第29号税收优惠政策保护下，投资回收较好的煤层气开发项目成为优越的
投资项目。按1990年的预测气价，模拟开发项目显示：第29号税收优惠法案几乎
使税后收入翻一番，税后现金流量从161百万美元上升到293百万美元。正是这项
优惠政策的作用，使1989～１９９０年黑勇士盆地的煤层气开发得到了突飞猛进
的发展。
随着第29号税收优惠政策的落实，预计煤层气开发项目的内部收益率达33%
，收入投资比达62∶1，这有力地推动了该盆地钻探项目的进行。已经投
产的3800口开发井最终能提供的民用煤层气产量达１４8６Ｍm3／ｄ。
就目前的天然气销售市场来说，如果没有第29号税收优惠法案的保护政策，
当气价较低时，包括我们的模拟项目在内的所有煤层气开发工程的投资回收额与
常规石油开发投资项目相比将是很低的，因为与同样深度和产能的常规天然气井
相比，煤层气开发井的投资和生产成本较高。
就现行气价进行核算，第29号税收优惠政策实施后模拟项目的累计净现金流
量将提高24倍。这就使煤层气开发项目从根本上免于受经济萧条的影响，如果
1988～1990年期间刚刚起步的煤层气开发项目在达到高产时恰好碰上气价陷入低
谷，那么这些项目的生产将变得举步艰难。
无可置疑的是，依据现有的资料将能够证明，在托斯卡卢萨县东南部模拟开
发区中我们所选用的典型钻孔好于黑勇士盆地钻孔的平均水平。
虽然在美国，煤层气目前是一种已证实能源，并已打了6000多口煤层气井。
但在气价持续下跌的情况下，由于第29号税收优惠法案到1992年就该中止，如果
不再延续的话，那么就不可能再有新的大规模煤层气开发项目。
学者新论：呼唤向传统科技理论提出挑战的新成果
陕甘宁盆地煤层气选区初步地质评价