FPSO投资项目基准收益率的确定办法

薛瑾艳，高薇，王东岳

（中海油能源发展采油服务公司，天津300452）

1 引言

浮式生产储卸油装置（Floating Production Storage and Offloading，FPSO）的专业化管理已经在国际上得到广泛认可，根据EMA 预测：未来5 年将有83～168 条浮式设施投入使用，发生大约860 亿美元投资，FPSO 将占海上油田总资本支出的40%～65%。由此可见，FPSO 产业未来仍具有广阔的发展空间。作为FPSO 专业运营商，如何在激烈的市场竞争中赢得市场机会并占领市场份额，项目基准收益率的确定至关重要，也就是项目投资门槛的确定，基准收益率的高低不仅体现了当前企业的技术和管理水平，更展示了对投资项目的信心以及企业未来发展的潜力。

2 FPSO简介

海上油气田开发是一种高投入、高风险、高技术含量的全过程投资活动，其中，包括勘探阶段探井及评价井投资、开发阶段钻完井和工程设施投资、生产阶段操作维护投入以及油田期末弃置阶段弃置费投入。海上油气田的开发主体是,拥有油气田开采权的油公司。

在整个油气田开发过程中，工程设施的投资、建造以及生产运维是关键环节。常见的工程设施主要为FPSO 和采油平台，采油平台又可分为固定式采油平台和移动式采油平台。近年来，随着技术的不断进步，FPSO 的作业范围和作业能力都在不断地扩大和提高，已成为面向不同水深、不同环境条件的海上油气开发的主流手段[1]，成为南美洲海上油气田开发的宠儿。根据FPSO NETWORK 2018 年数据统计，全球在建共有26 个FPSO 项目。而巴西在建FPSO 项目就多达13 个，占据全球在建项目半壁江山。可以说巴西是当今全球最大的FSPO 市场，也是增长最快的市场。对于FPSO 专业运营商，这是一个必须拿下的地方。巴西新的本地内容政策通过允许FPSO 运营商在亚洲船厂建造船体并使用巴西供应商来建造所选择的浮式生产模块，从而消除了FPSO 建设的重大障碍。随着巴西新的本土内容法规的发布，到2020 年中期，巴西深海盐层下油田产量有望将以更快的速度增长。

FPSO 的资产所有者分为2 类：一类是油公司；另一类是FPSO 专业运营商。在早期油田开发活动中，大多数的油公司采用自建自营FPSO 的模式，然而近些年，国际上油公司越来越多地开始选择租赁模式，将工程设施投资、建造、运营交给FPSO 专业公司完成，其中，最具代表性的是巴西国油（Petrobras）的Libra 试点项目。一方面，避免先期占用大量资金，影响公司现金流，这部分投资等同于油公司向专业公司借款，在生产阶段，使用油气销售收入以租金形式偿还；另一方面，降低投资运营风险，专业人做专业事，由专业公司进行操作维护，使油公司集中精力在油气田生产销售环节，这也是经济学原理中比较优势的充分运用。

WoodGroup2016 年的统计数据显示，1999—2016 年，油公司租赁FPSO 比例从24%增长到57%，未来新投入的FPSO，租赁比例将高达74%。2016 年数据显示，由专业FPSO运营商提供的FPSO 中，湿租比例高达84%。近些年，在役FPSO 的组成比例没有出现明显变化。由此可见，国际油公司租赁FPSO 成为一种趋势，对FPSO 专业运营商来说是个难得的发展机遇。

截至2018 年年底，全球在役178 条FPSO，其中，FPSO 专业运营商拥有103 条，国际上前三大FPSO 专业运营商，SBM拥有14 条FPSO、MODEC 拥有15 条FPSO、BWO 拥有15 条FPSO。海油发展采油服务公司作为国内唯一一家FPSO 专业运营商，拥有8 条FPSO，运营规模位于全球FPSO 专业运营商的第五、亚洲第二，占有中国近海FPSO 生产技术服务市场居绝对主导地位。

3 FPSO项目基准收益率确定办法研究

由上述市场分析可知，未来FPSO 租赁服务市场的机会仍较多，然而企业的资源是有限的，应将有限的资源进行最优配置。首先应进行项目甄别，目标项目应符合产业发展方向和定位，风险能够掌控，并达到或高于项目基准收益率。

一直以来，FPSO 产业采用的是固定基准收益率的确定办法，然而市场环境瞬息万变，固定基准收益率对市场灵敏度不高，且每个项目都有自身特点，应区别对待，否则将导致错失市场机会。因此，针对市场特点和项目特征，动态确定单项目的基准收益率是非常必要的。

基准收益率是企业或行业或投资者以动态的观点确定的、可接受的投资项目最低标准的收益水平。它表明投资决策者对项目资金时间价值的估价，是投资资金应当获得的最低盈利率水平，是评价和判断投资方案在经济上是否可行的依据。基准收益率大致可以分为行业基准收益率、企业基准收益率和项目基准收益率。前两者基准收益率主要依据行业或企业特点确定，而项目基准收益率是结合产业、企业以及项目特点综合确定的基准收益率。因此，在确定FPSO 项目基准收益率前，首先要把握FPSO 产业特点，主要有以下几点：

1）高科技含量、高投入、高风险。（1）依靠先进技术、技能、工艺、复杂劳动、创造性等要素设计和建造，是目前海洋工程船舶中的高技术产品[2]。（2）FPSO 以其投资金额大和运营风险高著称，尤其在深水油气田开发中，其投资成本甚至能够占到桶油成本的30%。以传统的单点系泊FPSO 为例，通过使用单点系泊系统加装油气加工处理设备的储油轮系泊于一点，利用风标效应降低环境因素对储油轮产生的动力载荷，以规避这些环境载荷给船体结构带来的破坏力，使之能在恶劣的海况下仍然能正常作业，然而单点系泊系统价格昂贵，约占工程设施投资的1/3，并且随着水深加大，价格成指数上涨，而且需要经常维护报养，否则存在潜在的损坏而造成停工的风险，甚至溢油风险，造成巨大的经济损失和不利的社会影响[3]。

2）单一油气田定制。（1）与单个油气田捆绑，工艺模块根据油田油品特性设计。如更换作业油气田，系泊海上安装作业需动用大型海上作业船舶，施工昂贵，并且工艺模块适应性改造投入大，因此，FPSO 项目投资评价仅针对首个目标油气田，不考虑后续油田。（2）由于FPSO 是专门为油气田定制的，很难在市场上用于其他地方，因此，银行通常认为该资产标的抵押价值不够高，除非其他的信用担保方式做补充，否则较难获得融资。

由上述分析可知，根据FPSO 特点，FPSO 的投资者应全面考虑影响因素，确定保障投资收益的最低门槛。传统上来说，基准收益率主要取决于资金来源的构成、投资的机会成本、项目风险以及通货膨胀率等几个因素[4]。而FPSO 基准收益率的主要影响因素包括：（1）借贷资本成本；（2）投资的机会成本；（3）项目风险；（4）通货膨胀率；（5）油气田类型以及；（6）评价租赁年限。

下面分别对以上6 个因素进行讨论：

资金来源的构成可分为借贷资金和自有资金2 部分，关于借贷资金的资金成本率的确定，国内项目上，可参考中国人民银行最近一期公布的中长期贷款利率或考虑一定的浮动范围；国际项目上，可参考美元借贷利率或考虑一定上浮或下调基点，浮动范围或调整基点主要取决于对项目未来借贷期限内的利率预期以及企业的融资能力。

自有资金的资金成本，即机会成本，投资者将有限的资金用于拟建项目而放弃的其他投资机会所能获得的最大收益，这里隐含着一个前提，行业市场发展前景广阔，投资机会多，因此，在不确定的情况下，自有资金的资金成本率取借贷资金的资金成本率，则i1=max（借贷资金成本、自有资金机会成本）。

项目风险（i2）来源于：（1）技术复杂度，如用于深水FPSO的风险高于用于浅水的FPSO；（2）投资目标国政治风险，对于海外FPSO 投资而言，投资目标国的政治风险也将纳入考虑；（3）资产专用性，FPSO 为油气田定制的特性，也就表明其资产专用性强，较难直接用于其他油田作业，因此，与钻井平台相比，其项目风险更高。

通货膨胀率（i3）是投资目标国物价指数的变化，可取评价期上一年通货膨胀率或者近n年平均通货膨胀率，n可考虑为5 年。

油气田类型（i4），边际油田为低、边、稠油田，通常指稠油、低孔低渗、低丰度，开发技术目前还达不到，效益在内部收益率附近的比较小、碎的油气田。产量低、品质差，因此，油田销售收入低，此种情况下，投资者可根据整体市场策略，适当下调基准收益率，以获得市场机会。边际油田指标可参考如下：低渗：油藏空气渗透率＜50md，气藏空气渗透率＜10md；低孔隙度：碎屑岩孔隙度＜15%，非碎屑岩基质孔隙度＜5%；低丰度：原油可采储量丰度＜6×105m3/km2，天然气可采储量丰度＜6×108m3/km2；稠油：原油密度≥0.92g/cm3，地层原油黏度≥50mPa·s。

评价租赁年限（i5），租赁期的确定和油田经济年限有关，租赁年限越长，承担风险越大，相应提升基准收益率。

因此，FPSO 项目的基准收益率可将以上各种影响因素量化计算得出：

式中，i1为资金成本率，i1=max（借贷资金成本、自有资金机会成本）；i2为项目风险，与技术复杂度、投资目标国政策风险以及资产专用性有关；i3为通货膨胀率；i4为油气田类型；i5为评价租赁年限。

以上6 个因素中，资金成本率和因技术复杂度而影响的项目风险可通过完善自身技术和管理水平而降低，属于内部影响因素。其他影响因素属于外部影响因素。

4 结论

FPSO 产业市场前景广阔，作为FPSO 专业运营商，提高自身技术和管理能力，综合分析影响项目收益的各种因素，客观确定项目基准收益率，准确评价项目经济可行性，是抓住优质的FPSO 投资项目机会的前提条件。依据FPSO 产业特点，本文总结FPSO 投资项目基准收益率的主要影响因素并研究各影响因素量化办法，最终确定项目基准收益率计算公式，为投资者进行FPSO 项目经济性评价和投资决策提供参考。