CCUS煤层气开采项目经济可行性分析

张 燕，张绍良

（1.中国矿业大学环境与测绘学院，江苏 徐州221116；2.中国矿业大学低碳能源研究院，江苏 徐州221116）

CCUS （Carbon Capture，Utilization and Storage）煤层气开采项目将CO2捕集后注入到煤层气中来实现CO2地质封存和煤层气增强开采的双重功效，是温室气体减排背景下的一个国际研究热点问题[1]。美国、加拿大等国家针对CCUS过程中的驱气开采技术、驱油开采技术都开展了大量的研究和实践[2－3]，而我国的煤层气商业化开发处于起步阶段，且CO2驱气开采技术研究还仅处于注气置换的物理模拟实验和理论数值分析阶段[4－5]。目前研究大多关注驱气开采的潜力[6]、地质条件[7]与环境效应[8]，对CCUS煤层气项目的经济可行性研究较少。在沁水盆地南部地区开展的微型先导性实验表明该技术可获得良好的经济效益和环境效益[9]。然而CCUS煤层气开采项目面临巨大的CO2埋存成本，包括捕集、压缩、运输和储存成本，并且项目建设周期长、投资风险大，是一个复杂的系统工程[10]，需要对项目的投入与产出问题进行科学分析和评估。

本文以山西国际能源CCUS煤层气开采项目为例，利用现金流量法评价项目的经济可行性，分析内部收益率对各影响因素的敏感性，并据此提出改善经济效益的建议，以期为CCUS煤层气开采项目的投资决策和管理提供依据。

1 数据与方法

1.1 案例项目与基本数据

2012年，“山西国际能源“350MW富氧燃烧发电碳捕集利用封存（CCUS）工程可行性研究项目”受中国清洁发展机制（CDM）和山西省发改委共同资助立项，旨在探究CO2封存利用新途径和煤层气开发新技术。CCUS煤层气开采时，将煤炭电厂的CO2捕集并利用管道运输到煤层气区块驱替开采煤层气。目前，该项目正处在可行性研究阶段，计划从胡底电厂捕集CO2驱替开采潘庄区块煤层气。

依据项目的初步设计，项目设定服务年限为20年，建设期3年，每年捕集200万t CO2，铺设40km 15MPa管道运输CO2。同时，根据CO2驱替开采煤层气的潜力和区块条件，计划布设940口煤层气井，当前技术条件下预计每口井每年平均产出煤层气2000亿m3。经济可行性评价时，成本与产出方面，如CO2捕集成本、煤层气井产出能力按照国际CCUS煤层气项目先导性试验确定，煤层气售价按市场实际价格确定；税收与补贴方面，按照产业政策，CO2捕集封存部分不考虑税收和补贴，煤层气开采部分的税收和补贴参照行业标准执行。

1.2 经济评价方法

开展CCUS煤层气项目经济可行性评价，可依据CCUS煤层气开采过程中的产品、价格、投资、成本费用和财政税收政策，编制现金流量表，通过财务评价分析项目的经济合理性。同时，由于CCUS煤层气开采项目在运行过程中会面临生产不确定、市场不确定、社会环境不确定等风险，在经济评价过程中要考虑不确定因素对经济评价结果的影响，则需要进行敏感性分析。财务评价和敏感性分析的主要指标包括内部收益率（IRR）、净现值（NPV）、投资回收期（Pt）和灵敏度（β），计算见式（1）～（4）。其中，内部收益率、净现金流量和投资回收期能反映项目盈利能力与清偿能力，灵敏度能反映各种不确定因素对经济效果的敏感性程度。

上式中，净现值是按照行业基准收益率ic，将项目各年发生的现金流入与现金流出折现到计算初期的现值累计之和。内部收益率是项目在计算期内达到盈亏平衡的收益率，即项目净现值为零时的收益率。投资回收期是项目开始盈利的时间，处在净现值开始出现正值的年份T0内。灵敏度是指影响因素在一定幅度Xj内发生变化时，内部收益率的相对于变化率。需要指出的是，CCUS煤层气开采项目的现金流出（式（1）中CO）由投资、成本费用、税收三大部分组成，投资包括CO2运输过程的管道建设投资和煤层气采收的建造投资；成本费用包括CO2的捕集成本、运营与维护成本（含CO2运输管道的运营与维护成本、煤层气井的运行与维护成本、煤层气压缩及净化成本三项）；税收包括所得税、增值税、城市维护建设税和教育费附加。CCUS煤层气开采项目的现金流入（CI）主要来源于煤层气的销售收入和国家补贴。

2 结果与分析

2.1 项目经济效益

应用经济评价模型，对案例项目进行经济评价，结果见表1。项目在全生命周期总投资173794.4万元，其中CO2管道运输投资按119.86万元／km计，占总投资的2.7%；煤层气钻井投资按80万元／口，占总投资的97.3%。而项目成本费用主要发生在正常生产年份，即第四年开始，年成本费用合计62511.94万元，其中，CO2的捕集成本以国际上比较先进的270元／t计为54000万元，占年成本费用86.4%；CO2管道运营与维护成本（按管道运输投资的1%计）、煤层气井的运营与维护成本（6万元／a·口）、煤层气压缩及净化（0.05元／m3）三项运营与维护成本总计8511.94万元，占年成本费用的13.6%；依据增值税、城市维护建设税等煤层气行业税收标准，项目在正常生产年份产生的税金及附加为397.06万元。此外，在正常生产年份，煤层气价格按照市场价格1.56元／m3销售，年收入87984万元，同时，按照国家给予的煤层气财政补贴0.2元／m3，年可获得财政补贴11280万元。根据现金流入与现金流出情况，案例项目财务内部收益率为6.04%，动态投资回收期为10年。

一般而言，当内部收益率大于行业基准收益率或者投资回收期小于等于行业的基准投资回收期时，就认为项目盈利能力能满足最低要求，则经济可行。从经济评价结果来看，本项目的财务内部收益率远远小于煤层气行业基准收益率12%，动态投资回收期大于煤层气行业基准投资回收期8年，单纯从经济指标来看，不满足煤层气行业基准盈利要求。

表1 经济评价指标汇总表

图1 内部收益率对各因素的灵敏度

相对于煤层气开采项目而言，CCUS煤层气开采项目增加的投入有CO2管道运输投资、CO2捕集成本，尽管CO2管道运输投资占总投资的比例不大，但CO2捕集成本在每年的成本费用中占有很大的比例，较大程度地增加CCUS煤层气开采行业的现金流出。同时，CCUS煤层气开采项目获得的额外收益仅仅来源于驱气开采的煤层气增量收入。CO2注入后煤层气全部产量销售收入与财政补贴尚不能弥补项目成本。

2.2 项目经济敏感性

考虑CO2捕集成本等单项因素的变化对内部收益率的影响，进行敏感性分析。在各因素保持为案例项目设定的情况下，项目内部收益率为6.04%，低于行业基准收益率12%。计算内部收益率对各因素的灵敏度，产气量和CO2捕集成本是最为灵敏的正向和负向影响因素，灵敏度分别为0.85、0.4，前者正向影响内部收益率，即若将产气量提高10%，内部收益率将提高到14.32%；后者负向影响内部收益率，而若将CO2捕集成本提高10%，内部收益率将降低到1.03%。

可以看出，内部收益率对产气量、煤层气销售价格、CO2捕集成本、投资较为敏感，其次是补贴和运营与维护成本。显然，CCUS煤层气开采项目的内部收益率与煤层气行业的基准收益率差异很大，要想实现基准收益率，可以依据其对各项因素的敏感反应，调整一项或者多项因素，如降低CO2捕集成本、项目投资、运行与维护成本或者提高产气量、煤层气单价、补贴，而最显著的办法是降低CO2捕集成本并且提高煤层气产量。

3 结论与讨论

CCUS煤层气开发项目相对于煤层气开发项目而言，额外增加CO2埋存成本，但CO2注入后煤层气全部产量销售收入与财政补贴尚不能弥补项目成本，因此CCUS煤层气开发项目不能达到煤层气行业的基准盈利要求，经济上难以实行。影响CCUS煤层气开采项目经济效益的主要敏感性因素有投资、CO2捕集成本、运营与维护成本、产量、销售价格和补贴，提高内部收益率，需要对一项或者多项敏感性因素进行调整。

当前，CCUS煤层气项目仍然处在可行性研究阶段。加强CO2埋存技术、煤层气开发技术、驱气开采技术的研发，从而降低CCUS煤层气开采项目过程中的成本与投资、增加煤层气产量，是CCUS经济可行的必要措施。同时，在CCUS煤层气行业政策方面，应该逐步考虑对CO2埋存实施补贴，并给予优惠政策。总之，技术研发和政策推动是CCUS煤层气项目得以实施的关键所在。

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