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1、天然气管线项目的经济性分析模式天然气管线项目的经济性分析模式天然气管线项目的经济性分析天然气管线项目的经济性分析本文节选自 2000 年 4 月亚太能源研究中心（APERC）研究报告东北亚天然气管线的进展。本文论述了东北亚天然气管线项目的经济性、天然气价格与税收。由于天然气输送成本受诸多因素影响，本文使用了一种简单模式。即通过假设一些变量，如管线距离、天然气流量、贷款利率、负债率、管道直径、税率等，对输送费确定时的投资回报率或者投资回报率确定时的输送费进行了测算。由于对管线项目的商业特性与模式论述过于简单，没有考虑项目的具体细节，包含薪资、通行权、各类税收、项目融资方式等，因此本文对管线项目经
2、济可行性的分析有限。对其商业层面的项目评价也超出了本文的范围。一、天然气输送的简单模式一、天然气输送的简单模式亚太经合组织（APEC）地区的天然气开发项目正日益受到关注。根据 APERC 的能源供需前景预测，尽管受 1997 年金融危机的影响，但 APEC 地区能源供不应求的现象将越来越严重。19952010 年，APEC 一次能源需求总量估计增加 41，而一次能源产量估计仅增加 31。为了填补这一差距，整个地区在进一步进行勘探的同时，势必要考虑从其它地区进口能源。天然气将成为东北亚地区增长最快的一次能源，而目前 LNG 是该地区交易的唯一方式。随着俄罗斯远东与东西伯利亚天然气资源的开发，天然
3、气管线项目将成为 LNG 理想的替代方式。然而，这些项目自身就面临许多风险，比如巨额资金需求、极大投资风险、项目投资至运营的周期极长、政治与经济的不稳固等等。本文论述了影响项目经济可行性的众多因素，重点是管道经济学。由于东北亚地区潜在的项目还没有具体的项目结构，本文使用的模式需要众多假设来替代一些风险因素带来的不稳固性。这一模式的特点是假定输送费随着距离、利率、管道直径与税率的增加而增加，随着天然气流量、贴现率与负债率的增加而减少。财务状况与输送成本财务状况与输送成本由于天然气项目开发初期具有资金密集型的特点，项目参与各方的财务成本与财务结构将对天然气项目的经济生存力具有很大影响。财务状况对输
4、送成本的影响巨大。财务状况越好，单位输送成本就越低。因此，为了使用一种经济高效的方式来进行天然气项目开发，务必使用一种先进的财务管理方法使财务风险最小化。通常天然气开发项目有多个参与方，因而，务必注意到影响财务状况的体制因素。比如管道天然气项目。在这些项目开始实施前，务必有一个针对所有参与方的投资保护条约，包含生产方、输送方、进口方与其它投资方。同时，一个公平合理的天然气交易需要有稳固的税收体系与合理的纠纷解决途径。图图 1 1 负债率与输送成本负债率与输送成本天然气净倒算（天然气净倒算（NetbackNetback）的市场价值）的市场价值对管线项目的经济可行性评价有两种方法。一种是成本加成法
5、，另一种是净倒算法。前者的天然气基价通过整条链发生的成本总额计算，包含天然气井口价格、生产成本、输送成本、税收等。之后再与其它竞争性燃料价格进行比较，包含其它来源的天然气价格。然而，由于这种方法要求在整条天然气链上发生成本的全面信息，因此有一定的局限性。图图 2 2 利率与输送成本利率与输送成本由于天然气井口价格方面的信息无法提早熟悉，因此净倒算法在天然气管线项目经济性分析方面是一种较有用的方法。IEA 将价格净倒算值定义为：将所有替代燃料通过利用效率与环保成本换算后，用户可获得的最便宜的替代燃料交付价格。一旦预测出价格净倒算值，再减去输送与生产成本就可确定天然气的井口价格。但问题是所预测数值
6、卖家是否愿意同意。另外，净倒算值经常被用来与已建项目的天然气价格作比较，从而为一个新项目是否具有经济可行性提供了参考根据。为了证明天然气净倒算值与其它替代燃料价格间的关系，本文使用了一种仿真模型。在大多数亚洲国家，煤与燃料油是天然气在电力领域的两种要紧替代燃料。表 1 是假设分别用煤、燃料油替代天然气的初步估算。表 1.燃气发电替代煤、重油发电的净倒算假设效率额定功率负载因数单位投资成本600MW 煤电厂34%600MW76%600MW 重油电厂36600MW76600MW 联合循环电厂45600MW76%650 美元/千瓦1300 美元/千瓦1000 美元/千瓦运营费燃料成本电厂投资期第五年
7、第四年第三年第二年第一年投资成本的2.55 年78.0156.0234.0234.078.0.010%20%30%30%10%100%投资成本的 2.0%投资成本的 4.046.05 美元/MMBtu3 年1.70 美元/MMBtu3.10 美元/MMBtu4 年90.015%117.0175.597.50.00.0390.030%45%25%0%0%100210.030%180.030%120.020%0.00%合计（百万美元）780600.0100电力热值3412 英热单位/千瓦时1GWH 电力约消费燃料量：燃料热值：406 吨煤重油天然气1512 桶6230 千卡/公斤9880 千卡/桶
8、9500 千卡/立方米（10037MMBtu）（9480MMBtu）1650 立方米（6205MMBtu）注：MMBtu 即百万英热单位煤、燃料油与天然气的发电效率分别假设为 34、36与 45。煤、燃料油与天然气的热值分别假设为 6230 千卡/公斤、9880 千卡/升与 9500 千卡/立方米。模型中的其它变量按照Kubota（1996 年）的假设。贴现率假设为 15。在此模式中，为了证明潜在竞争性燃料价格与天然气价格市场渗透力间的关系，对煤与燃料油价格进行了假设。如图 3 所示，天然气的竞争性市场价格与其它燃料有一一对应的关系。比如，假如用天然气替代 40 美元/吨（1.48 美元/MM
9、Btu）的煤，天然气价格务必小于等于 3.1美元/MMBtu。同理，假如用天然气替代 3 美元/MMBtu 的燃料油，天然气价格务必小于等于 4.08美元/MMBtu。只要天然气的实际价格低于净倒算值，用其替代煤或者燃料油都是经济可行的。这一结果说明，不一致燃料与特定的设计方式影响了单位发电效率与建设成本。目前联合循环与小型燃气轮机技术的创新极大的提高了燃气电厂的效率，这使天然气能够进入那些原本没有竞争优势的市场。图图 3 3 煤价与天然气净倒算值煤价与天然气净倒算值尽管目前只对电力行业进行了模拟，但该方法也适用于其它有关工业。这些工业将天然气与其它燃料相对的净倒算值作为一个要紧燃料转换标准。
10、然而，转换实际上不可能自动发生。在达到净倒算值标准时，只有在成本可降低的情况下，才有可能进行天然气的转换。根据 VanGroenendaal（1998 年）的估计，假如总成本减少超过 7，该公司将转而利用天然气。假如总成本减少 27，部分公司有意向利用天然气。而假如总成本减少小于 2，没有公司愿意利用天然气。关于渗透水平的预测，他提供了如下公式：渗透水平（a-2）/（7-2）100%其中：2a7上述公式可用来全面研究有关工业的天然气需求。管道天然气与管道天然气与 LNGLNG 的比较的比较跨边境的天然气项目要求在基础设施上有巨额投资。这些项目可能会达到规模经济效益，通常只要需求量保证，随着供气
11、量的增加，项目赢利能力也增加。根据输送方法与距离，有两种贸易方式：管道天然气（PNG）与液化天然气（LNG）。LNG 项目包含液化工厂、储槽与再气化工厂的建设。液化与再气化工厂的经济可行性由年产量与最高供气量决定。输送成本则基本与输送距离有关。与 LNG 项目不一致，PNG 项目既不需要液化工厂也不需要再气化工厂。管道基本建设投资额的大小是项目经济可行性的要紧决定因素。基本建设投资额随着管线距离、管线走向、地理环境与负荷系数的变化而变化。天然气井口价格也对 PNG 项目的经济可行性有较大影响。假设井口价格相同，气田至市场的距离将决定贸易方式。假如输送距离高于临界点，LNG 项目将更加可行。根据
12、已建项目资料，临界距离大约为 5800 公里。因而，假如俄罗斯远东与东西伯利亚天然气井口价格与国际价格具有可比性，这些地区的 PNG 看起来比东北亚 LNG 更加经济（见表 2）。表表 2 2 陆上管线输送成本陆上管线输送成本最大天然气年输送量2000 万吨管线长度管线直径管线投资调压站投资贴现率盈亏平衡点1 万公里56 英寸140 亿美元53.57 亿美元153.931 美元/MMBtu1234施工进度255075100123456基本建设投资进度管线10253020105收入（亿美元）0.00.00.00.09.71619.43229.14738.86338.86338.86338.863
13、38.86338.86338.86338.86338.86338.86338.86338.86338.86338.863调压站10253020105基本建设费（亿美元）付款宽限期年金系数折旧年限利率税率负债率5 年0.1627525 年103090偿还期10 年供气量价格（美元/MMBtu）3.933.933.933.933.933.933.933.933.933.933.933.933.933.933.933.933.933.933.933.933.93运营费（亿美元）0.00.00.00.00.00.00.00.0支付利息偿还贷款（亿美元）1.7426.09811.32414.80816.
14、55117.42217.31216.91916.15815.10213.83212.38010.7839.0267.0934.9672.9121.3600.5040.1290.0（亿美元）0.00.00.00.00.01.0933.9357.60810.55512.70414.52115.97317.57019.32721.26020.55115.5188.5633.7491.2890.0贷款（亿美元）17.42243.55452.26534.84317.4228.7110.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0折旧年（万吨）1 2 3 4 5
15、6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 210.00.00.00.0500.01000.01500.02000.02000.02000.02000.02000.02000.02000.02000.02000.02000.02000.02000.02000.02000.0（亿美管线调压站管线调压站14.05.35735.013.39342.016.07228.010.71514.05.3577.02.6790.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
16、0.00.00.00.00.0元）0.0.0.0.0.351.2730.702.5461.053.8181.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0910.0.963.386.298.229.199.679.679.679.679.679.679.679.679.679.679.67 22 23 24 25 26 27 28 29 302000.02000.02000.02000.02000.
17、02000.02000.02000.02000.03.933.933.933.933.933.933.933.933.9338.86338.86338.86338.86338.86338.86338.86338.86338.8630.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.01.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0911.405.0910.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.
18、00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.09.679.679.679.678.716.293.381.450.48通常，井口天然气价格由净倒算法决定。尽管东西伯利亚地处偏僻，其天然气生产成本比中东可能更高，但由于该地区生产成本与中东地区不具有可比性，因此该地区的 PNG 项目看来是经济可行的。考虑到计划中地区项目的距离与估计生产成本（比如伊尔库茨克与雅库茨克项目），LNG并不是一个理想的贸易方式。（图 4）图图 4 4 管道天然气与管道天然气与 LNGLNG 的输送成本预测的输送成本预测二、天然气价格二、天然气价格根据地区与贸易方式，天然气定价要紧有三种方法。在东北亚，LN
19、G 是要紧贸易方式，天然气价格与原油价格挂钩。现有的 LNG 价格公式中，油价是关键决定因素。在美国大陆，由于管道天然气是要紧气源、燃料间的竞争性市场成熟，因此天然气价格通常与现货/期货价格挂钩。而在欧洲，影响天然气价格的要紧因素是天然气与竞争性燃料的市场条件。尽管欧洲大陆的天然气价格更受竞争性燃料价格的影响，但供需变化是英国天然气价格的要紧决定因素。税收税收政府的财政政策是决定天然气项目是否具有经济可行性的重要因素。下列各表显示了东北亚国家天然气生产与销售过程中涉及的税收。税收方面的法律包含：利润税法、公司所得税法、个人所得税法与增值税法。俄罗斯的税收体系自 1990 年以来发生了重大变化且
20、仍在继续修正中。下表出自伊尔库茨克项目商业计划。表表 3 3 俄罗斯税收俄罗斯税收名称凝析油消费税物料再生税（Reproduction ofmaterial base）特许经营税利润税财产税兵役税（Militia tax）增值税润滑油销售税道路税安全税城市垃圾税教育税运输税养老基金社会保险基金就业基金医疗保险基金销售收入税前利润所有应征税的资产税前营业利润关税之后的销售收入增值税之后的润滑油销售净收入增值税之后的营业利润雇员工资雇员工资雇员工资雇员工资雇员工资雇员工资雇员工资雇员工资83521.520251.5%3%1%纳税根据增值税之前的销售收入增值税之后的销售收入税率17 美元/吨10在中
21、国，天然气价格由国家进展计划委员会（SDPC）价格司监管。天然气价格由井口价格、天然气处理费、天然气输送费与税收（增值税）构成（表 4）。除了增值税，其它价格组分均由 SDPC 监管。表表 4 4 中国的天然气销售增值税（至中国的天然气销售增值税（至 20002000 年年 3 3 月）月）种类海上天然气陆上合资开发天然气陆上其它天然气税率55131997 年的天然气价格水平如下表所示：表表 5 5 中国天然气价格水平（中国天然气价格水平（19971997 年）年）单位：元/立方米用户种类化肥生产商居民其它工业天然气价格0.51-0.650.63-1.11.0-2.0在韩国，天然气批发价格包含
22、原料费、供应费与其它政府征收费用（表 6）。天然气零售价格由批发价格与地区供应成本加增值税（10%供应总成本）表表 6 6 韩国天然气价格的要紧构成部分韩国天然气价格的要紧构成部分单位：韩元/立方米LNG 进口价格（到岸价）进口处理费进口关税特许经营税进口附加费损耗安全管理附加费增值税韩国燃气公司的供气价格终端用户价格136.34韩国燃气公司确定1.36（进口价格的 1%，到岸价）32.315.58（由 MOCIE 确定）1.98（进口价格的 0.9%，到岸价）3.90（由 MOCIE 确定）城市燃气价格的 10%214.83273.21注：MOCIE 为韩国商业、工业与能源部。终端用户价格为汉城 1997 年末数据日本批发天然气税收为 720 日元/吨（LNG）。用户将支付天然气零售价格 5%的税。（表7）表表 7 7 日本税收日本税收类别关税消费税资料来源：IEA费用720 日元/吨用户价格的 5%APERC 是日本能源经济协会（IEEJ）的附属机构，成立于 1996 年 7 月，总部位于东京。（上海市天然气项目筹备组提供）