地下储气库建设项目经济评价方法与实例

2020-11-21刘斌

天然气技术与经济 2020年5期

刘斌

（中国石油辽河油田公司经济评价中心，辽宁盘锦124010）

0 引言

地下储气库是天然气“产、运、储、销、用”业务链五大环节之一，在天然气调峰、战略储备等方面发挥着重要作用，是保障管道安全平稳供气和国家能源安全的重要手段［1］。中国从20世纪90年代起开展地下储气库研究设计工作，于2000年建成第一座油气藏型地下储气库——大张坨储气库［2］，2018年第一座盐穴型地下储气库——金坛储气库建成投产，2020年第一座含水层型储气库马19储气库进入可研阶段。截止到2020年8月底，国内已建成地下储气库27座，其中油气藏型26座、盐穴型1座，总调峰能力约120×108m3，约占国内2019年天然气消费量的4%，远低于12%～15%的世界平均水平［3］。因此，加大地下储气库建设，提高天然气调峰能力，对缓解国内天然气供需紧张局面，保障民生，具有重要的意义。“十四五”期间，中国石油将建设东北、华北、西北、西南、中西部、中东部六大储气中心，规划新建储气库23座，总工作气量达到270×108m3，预计投资近千亿元［4］。储气库建设的持续性发展，对项目经济评价的能力和技术要求越来越高，“技术可行、经济有效”已成为地下储气库建设项目可行性研究的重要环节。

1 地下储气库主要类型

目前典型的地下储气库有三种类型，即油气藏型、盐穴型、含水层型［5］。

油气藏型储气库是利用枯竭的气层或油层而建设的储气库，是目前常用的地下储气形式，具有建设周期短且成本低、运行可靠、垫底气可部分回收的特点，如辽宁双6储气库、河南文96储气库、重庆相国寺储气库、新疆呼图壁储气库和陕西陕224储气库［6］。盐穴型储气库是在地下盐层或盐丘中，通过水溶解盐产生空穴形成人造地下空间而建设的储气库，具有调峰能力强，生产效率高，垫底气用量少且可全部回收的特点，如江苏金坛储气库。含水层型储气库是用高压气体注入含水层的孔隙中将水排走，并在非渗透性的含水层盖层下直接形成储气空间而建设的储气库，具有建设周期长、垫底气用量大且回收率低、建设成本相对较高的特点，如在建的辽宁马19储气库。

2 地下储气库建设项目经济评价方法

地下储气库建设项目经济评价是在地质与气藏工程方案、钻采工程方案、地面工程方案的基础上，对拟建储气库建设项目的财务可行性和经济合理性进行全面分析论证的一种方法［7］。主要采用折现现金流量法，在考虑资金时间价值的条件下，根据项目在评价期内各年现金流量，对其经济效益进行分析、计算和评价［8］，达到基准收益率时的储转费指标，低于行业标定储转费则视为经济可行。该方法的特点是重视方案的技术经济比选，地上地下一体化分析；重视项目达容率、调峰气量的风险分析。地下储气库项目经济评价流程分7个步骤，即预测开发指标→建立参数体系→估算投资→测算成本费用→估算营业收入及税金→计算经济评价指标→不确定性分析。

2.1 依据开发方案预测开发指标

根据项目开发方案，确定基础工作量。针对油藏工程方案，主要掌握油气层埋深和储层特征，设计库容、注采井网、工作气量、调峰气量、注采规模等开发综合指标预测结果，以及垫底气估算和老井利用工作量；针对钻井工程方案，要掌握新井井型、钻井进尺、井身结构、完井工艺等设计指标；针对采油工程方案，需要掌握注入工艺、举升工艺、监测工艺和配套工艺设计结果；针对地面工程方案，要掌握注入系统、集输系统、供水系统、自控系统、供电系统和通信系统的设计结果。

2.2 建立经济评价参数体系

以开发方案为基础，建立技术参数体系；以国家法律法规为基础，依据企业财务管理制度和经营策略，建立经济参数体系。

2.3 依据设计工作量估算总投资

总投资的估算包括建设投资、建设期利息和流动资金。建设投资包括前期评价费、工程投资、垫底气费、利用已有设施价值（盐穴型储气库为原有资产购置费）。①前期评价费指对建库条件进行前期研究所发生的费用，包括必要的地震采集及处理费、评价井费等。②油气藏型储气库工程投资包括钻采工程投资、地面工程投资、联络线管道工程投资，其中钻采工程投资由新井钻采工程投资和老井处理工程投资构成；联络线管道工程投资是指气源到储气库之间的管道投资。盐穴型储气库工程投资包括钻采工程投资、造腔工程投资等，其中造腔工程投资包括新腔造腔工程投资和老腔改造投资。③垫底气费指将产生垫底气发生的费用。油气藏型储气库垫底气包括剩余可采储量和补充垫底气，其中剩余可采储量价值按评估标定值计算，或者按剩余可采储量和储气库所在地的天然气出厂价计算；补充垫底气投资按注入量和补充垫底气价格计算，其价格包括气源价格加上从气源到达储气库的管输费及注入成本。盐穴型储气库全部为从外部购气注入到储气库中的补充垫底气，其费用按照注入量和补充垫气价格计算。④利用已有设施价值是指设计利用已有设施的账面固定资产净值。盐穴型储气库原有资产购置费是指老腔收购、矿权获得等费用。

建设期利息是在建设投资分年计划的基础上，根据融资方案，对采用债务融资的储气库建设项目，在油藏、钻采和地面工程投资估算的基础上统一计算的利息。需根据项目进度计划，提出建设投资分年计划，列出各年投资额进行估算，同时应根据不同情况选择名义年利率或有效年利率。对于分期建成投产的项目，各期发生的投资作为项目建设投资的组成部分，按各期建设时间计算借款的利息费用，作为建设期利息予以资本化。

流动资金是指运营期内长期占用并周转使用的资金。流动资金的估算一般采用扩大指标法和详细估算法。扩大指标估算法通常采用正常年份经营成本的15%～20%。详细估算法是对流动资产与流动负债的主要构成要素分项进行估算，编制“流动资金估算表”，首先确定各分项最低周转天数，计算出周转次数，然后进行分项估算。

2.4 依据生产指标测算总成本费用

总成本费用指地下储气库项目在运营期内为注采生产所发生的全部费用［9］。由运行成本、折耗和期间费用构成；期间费用包括管理费用、财务费用、营业费用。

储气库运行成本包括固定性成本、注气费用、采气费用、损耗。估算方法有两种：①相关因素法：根据驱动各项运行成本变动的因素以及相应的费用定额估算运行成本。成本动因包括井数、注气量、采气量、定员等，费用定额的取定应参考相似储气库的运行成本数据并综合考虑储气库的位置、地面工艺流程、气藏物性等因素。②设计成本法：根据每项成本的预测消耗量和相应的价格进行估算。

固定性成本包括人员费用、井下作业费、维护修理费、监测费、厂矿管理费。

注（采）气费用包括材料费、燃料费和动力费，是指在注（采）气过程中，直接消耗于气井、注采气站以及其它生产设施上的费用。

损耗指为补偿储气库资产在生产过程中的价值损耗而提取的补偿费用。根据现行规定，折耗采用平均年限法计算。固定资产分为井、压缩机和地面设施，按不同的年限计提折耗。

期间费用包括管理费用、财务费用、营业费用。①管理费用是指储气库管理部门为管理和组织生产经营活动所发生的各项费用。为简化计算，管理费用分为摊销费、安全生产费和其他管理费三部分。②财务费用是指项目筹集资金在运营期间所发生的各项费用，包括利息支出和其他财务费用。③营业费用是指企业在销售商品和提供劳务过程中发生的各项费用以及专设销售机构的各项经费，按营业收入的一定比例计算。

值得注意的是，根据项目经济评价需要，常常需要计算经营成本、固定成本和可变成本。地下储气库项目经营成本由运行成本、安全生产费、其它管理费用和营业费用构成；固定成本包括固定性成本、折耗费、摊销费、其他管理费用和财务费用；可变成本包括注气费用、采气费用、损耗、安全生产费和营业费用。

2.5 估算营业收入及税金

地下储气库建设项目通过提供天然气存储服务取得收入，根据天然气调峰气量和储转费计算营业收入。

营业收入＝调峰气量×储转费＋副产品收入

销售税金及附加，包括增值税、城市维护建设税、教育费附加、所得税等。城市维护建设税、教育费附加和资源税构成营业税金及附加；增值税只作为计算相关税额的依据。税种的税基和税率选择，根据相关税法和项目的具体情况确定，如有减免税优惠，应说明依据及减免方式。

回收垫底气余值，可根据盐穴型储气库垫底气在评价期末可以全部采出，油气藏型储气库和含水层型储气库垫底气可以部分采出的特性，视同可销售天然气回收余值。可回收垫底气销售价格按照气源价格扣减采出成本。

回收垫底气余值＝可采垫底气量×销售气价

计算经济评价指标包括：编制现金流量表，计算内部收益率、财务净现值、投资回收期、储转费等效益指标，考察项目盈利能力。①内部收益率。项目在评价期内，各年净现金流量的现值累计等于零时的折现率。当内部收益率大于或等于行业基准收益率时，项目具备经济可行性。②财务净现值。按目标收益率或设定的折现率，将计算期内各年净现金流量折现到建设期初的现值之和。在设定的行业基准收益率下，当财务净现值等于或大于零时，项目具备经济可行性。③投资回收期。以项目净收益抵偿全部投资所需要的时间，用于考察项目在财务上回收投资的能力。④储转费。计算满足投资获得基准回报、支付成本前提下，供应每立方米调峰天然气应收取的储气费用［10］。当储转费小于或等于行业基准值时，项目具备经济可行性。

储转费计算公式如式（1）所示：

式中，F为项目储转费；COt为第t期的现金流出量；Rf为副产品营业收入；Rb为补贴收入；Sv为回收的固定资产余值；W为回收的流动资金；Qt为第t期的调峰气量；ic为项目预期收益率；n为项目计算期。

不确定性分析包括盈亏平衡分析和敏感性分析。许多不确定因素（如储转费、调峰气量、建设投资、经营成本等）的变化会影响投资方案的经济效果，当这些因素的变化达到某一临界值时，就会影响方案的取舍。盈亏平衡分析的目的就是找出这种临界值，即盈亏平衡点，判断投资方案对不确定因素变化的承受能力，为决策提供依据。敏感性分析是从多个不确定性因素中，逐一找出对投资项目经济效益指标有重要影响的敏感性因素，并分析和测算其对项目经济效益指标的影响程度和敏感性程度，进而判断项目承受风险的能力。若某参数的小幅度变化能导致经济效益指标的较大变化，则称此参数为敏感性因素，反之则称其为非敏感性因素。

3 实例分析

HJD储气库是一个油气藏型储气库，油气田投产于1970年，共有油井100口，天然气井37口，注水井34口；目前油井开井28口，气井开井3口，注水井开井6口；累积产油量为98.7×104t，累积产气达24.5×108m3，可采储量采出程度已大于90%。

3.1 方案设计要点

注气系统：外来气进入联络站计量后，通过双向输气管道输送至HJD储气库集注站，经注气压缩机增压后，通过注采气管网输至井场，计量后注入地下储气库储存。

采气系统：井口采出天然气，经注采集输管道输至HJD储气库集注站进行脱水、脱烃处理合格后，通过双向输气管道送至分输站。

库容设计：总库容为25.7×108m3，其中垫底气量为11.5×108m3，工作气量为14.2×108m3。垫底气中，剩余可采储量为1.1×108m3，尚需补充附加垫底气量约为4.1×108m3。

注采井网：部署注采井42口，其中新钻水平井4口、直井36口，利用老井2口。

生产运行：建设期为2020年至2022年，2024年达容达产。日注气规模为1 100×104m3，日采气规模为1 500×104m3；运行周期为采气期120天，注气期180天，平衡期65天，用于测压取资料和设备检修。

3.2 投资估算

项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金。

建设投资中前期评价费1 561万元。工程投资375 730万元。垫底气费中，估算剩余储量价值为12 509万元；补充垫气量为设计下限压力对应的气量与建库时气藏剩余气量的差值，设计2022年形成垫底气量达4.1×108m3，经计算补充垫底气投资61 897万元。

建设期利息：项目建设期2年，建设期利息为11 615万元（储气库部分10 466万元，联络线部分1 149万元）。

流动资金可采用详细估算法，周转天数为应收账款45天、外购材料燃料动力20天、在产品100天、产成品30天、现金30天、应付账款45天，估算流动资金为17 569万元。

项目总投资516 049万元，其中建设投资486 865万元，建设期利息11 615万元，流动资金17 569万元。单位工作气量建库投资3.09元／m3、工程投资2.5元／m3。

3.3 融资方案要点

项目建设投资60%为自有资金、40%为银行贷款，贷款利率按4.9%计算。流动资金中30%为自有资金，70%为银行贷款，贷款利率按4.35%计算。

3.4 总成本费用测算

总成本费用由生产成本和期间费用构成。

生产成本包括运行成本和折旧。运行成本包括固定性成本、注气费用、采气费用、损耗。

①固定性成本中，人员费用：设计定员70人，按16万元/人·年计算。井下作业费：49口注采井按生产周期每年进行3口井的维护性井下作业费，每次为159.8万元，每年井下作业费为479.4万元。测井试井费：测算正常年份年均测井试井费为1 002万元。维护及修理费：按地面设施投资的2.5%计算，正常年份维护修理费为5 884元。监测费：指生产过程中为掌握地下动态而发生的监测费用，预计年均监测费为2 126万元。厂矿管理费：设计定员70人，按1.8万元/人·年计算。经测算HJD储气库单位调峰固定性成本为0.08元／m3。

②注气费用中，正常年份消耗水量为2772 m3，水价为3.55元／m3；正常年份消耗汽缸油为12 000 L，气缸油价格为73.58元／L；正常年份材料费为89万元。燃料费：本项目采用电驱压缩机，没有天然气消耗。动力费：正常年份消耗电量为13 164.75万度，电价为0.663 1元/度；年耗配电容量费为1 940万元（19.469元／kVA／月）计算，正常年份年均动力费为10 669万元。经测算HJD储气库单位调峰注气成本为0.077元／m3。

③采气费用中，正常年份消耗水量1 848 m3，水价为3.55元／m3；消耗润滑油2 000 L，单价为73.58元／L；消耗甲醇7 t，单价为1.2万元／；年消耗缓蚀剂200 t，单价为1.15万元／t；消耗乙二醇1.4 t，单价为1.38万元／t；材料费共计255万元。燃料费：正常年份消耗天然气36.7×104m3，单价为1.895元／m3；燃料费70万元。动力费：年耗电达4 896.1万度，电价为0.663 1元／度；年均动力费为3 247万元。经测算HJD储气库单位调峰采气成本为0.025元／m3。

④损耗。损耗率按注气量的4%、气价执行企业规定，经测算HJD储气库单位调峰损耗成本为0.074元／m3，单位调峰运行成本为0.256元／m3。折旧根据企业财务制度规定，固定资产分为井、压缩机和地面设施，采用平均年限法计提折旧。

年折旧额＝固定资产原值×（1－预计净残值率）÷折旧年限

式中：残值率为0，折旧年限为井资产35年、压缩机14年、其他地面设施20年。经测算HJD储气库单位调峰折旧为0.087元／m3。

期间费用中，单位调峰摊销为0.017元／m3，安全生产费用按营业收入的0.2%计算。其他管理费用依据设计定员70人，按3万元／人·年计算。经测算HJD储气库单位调峰管理费用为0.02元／m3。财务费用：项目设计2023年开始还款，用于建设投资的长期借款按10年等额本金还款方式考虑。最高年支付利息为10 112万元，支付利息总额为55 614万元；最高年单位工作气量利息支出为0.071元／m3，评价期（32年）单位工作气量利息支出为0.012元／m3。营业费用按营业收入的0.5%计取，经测算单位调峰期间营业费用为0.041元／m3。

综上所述，HJD储气库单位工作气量总成本为0.385元/m3、经营成本为0.262元/m3、固定成本为0.204元/m3、可变成本为0.181元/m3。

3.5 营业收入及税金

HJD储气库通过提供天然气存储服务取得营业收入，没有副产品收入。根据天然气调峰气量反算储转费计算营业收入。

营业收入＝调峰气量×储转费＋副产品收入

HJD储气库涉及的税费主要包括增值税、城市维护建设税、教育费附加、所得税。其中增值税按气库储转费收入的6%计算；城市维护建设税按增值税的7%计算；教育费附加按增值税的5%计算；所得税按25%计算。

3.6 财务分析

在估算项目工程费用和效益的基础上，计算经济评价指标，进行盈利能力、不确定性和敏感性分析，判断项目的经济可行性。

基础参数包括基准收益率：6%（税后）；评价期：32年。其中建设期2年，生产经营期30年；法定盈余公积金比例：10%。

根据项目在评价期内各年的现金流量，计算达到基准收益率时的储转费。见表1、表2。

HJD储气库项目模拟储气库单独运营，计算满足投资获得基准回报、支付成本前提下，供应每立方米调峰天然气应收取的储转费。效益评价采取“反算”方法，动态分析与静态分析相结合、以动态分析为主进行分析。

储转费测算结果，当内部收益率为6%时，反算储转费为0.583 5元／m3，低于储转费上限0.6元／m3。此时在评价期内，年均营业收入为75 781万元，年均总成本费用为51 549万元，年均利润总额为26 453万元，年均税费为6 613万元，年均净利润19 839万元。

3.8 不确定性分析

不确定性分析包括盈亏平衡分析和敏感性分析。在做盈亏平衡分析时，当内部收益率为6%时，储转费为0.583 5元／m3，项目在评价期内每年调峰气量的盈亏平衡点见图1。

敏感性分析包括内部收益率敏感性分析和储转费敏感性分析。内部收益率为基准值6%时，考量调峰气量、储转费、建设投资、经营成本四个因素，对项目内部收益率指标的敏感性影响。结果显示，影响程度由高至低分别为储转费、调峰气量、建设投资、经营成本（表3）。

储转费为0.583 5元／m3时，考量调峰气量、建设投资、经营成本三个因素，对项目储转费指标的敏感性影响。结果显示，影响程度由高至低分别为调峰气量、建设投资、经营成本（表4）。

表1 HJD储气库项目投资现金流量表单位：万元

表2 HJD储气库项目利润分配表单位：万元

图1调峰气量盈亏平衡点

3.9 风险分析

为规避风险，实现预期目标，可从市场和建设两个方面进行风险分析。市场风险主要将HJD储气库作为中俄东线北段和中段季节调峰，主要沿线省份为黑龙江、吉林、辽宁、河北、天津和北京；京津冀及东北地区调峰需求量为201.6×108m3，储气库总工作气量为198×108m3，基本满足要求［11］。但达容前，需要与LNG共同调峰满足用户需求。因此，要加快已规划储气库的建设进度，尽快达容达产，争取与调峰需求时间相匹配；同时将LNG作为调峰的互补方案，保证生产和生活正常需求，加大清洁能源使用比例，兼顾社会发展和环境保护的协调统一。