实例三　BW气田调整开发方案经济评价

一、项目概况

BW气田位于松辽盆地东南隆起区梨树坳陷SW断陷东北部，是一个被多条近南北向断层切割的破碎的背斜构造。2004年以来BW气田营城组、沙河子组相继有4个块（SN57块、SN104块、SN135块、BK20块）18口井先后投入试采，2006年后随生产井数的增加，日产气量稳定在1．0～2．5万方，采气速度在0．3%～0．7%间波动。截止2012年12月底，气井开井7口，天然气日产能力2．71万方，基本不产水，仅少数井产微量凝析油，累产天然气3673万方，按评价地质储量13．55亿方为基础，采气速度为0．73%，采出程度为2．71%。对BW气田开发方案进行调整。

BW气田调整开发方案属于改扩建项目。经济评价方法采用“有无对比法”，用“增量效益”指标评价BW气田开发调整项目的经济性。在开发方式不变的情况下，一般可按“有无对比”的原则进行直接增量计算，即根据有项目和无项目的对比，直接计算出增量投资、增量成本和增量收入，从而直接计算增量效益指标。

二、基础数据

1．项目进度安排及计算期的确定

根据开发方案，该项目建设投资期为1年，建设期和生产期同时进行，计算期为15年。

气田调整开发方案称为有项目，不调整开发方案为无项目。

2．调整内容

根据气田调整意见，鉴于当前的实际生产技术条件及今后开发过程中可能出现的情况，从合理的井数、开采速度、开发井网等几方面综合考虑对气田未来几年的开发趋势进行预测。调整开发方案采用调整井网密度为3．6口／km²，合理井数分别为12口和6口，目前井数分别为10口和4口，可布调整井4口，同时考虑在SN163井—SN69井以南及SN163井以北部署9口滚动井来落实储量规模、砂体发育状况及评价产能。

（1）无项目开发基础数据。根据调整前的采气速度、储量和递减率，预测了以后的产量（表10－3－1）。

（2）有项目开发基础数据。根据调整方案设计的采气速度、储量和递减率，预测了以后的产量（表10－3－2）。

3．经济评价参数

1）投资估算参数

BW气田开发调整项目建设投资包括钻井工程投资、采油工程投资和地面建设工程投资。钻井工程投资又包括新建井钻井投资和老井改造钻井投资。气田开发调整项目建设投资即为“增量”建设投资。该研究设计总井数28口，其中9口新井、19口老井，固定资产净值为1000．00万元。新增钻井工程投资为8843．69万元，新增采油工程投资为644．00万元，新增地面工程投资为710．00万元。其他费用中，固定资产其他费用增量为101．98万元，无形资产费用增量为61．19万元，其他资产费用增量为40．79万元。预备费应包括两部分：一是基本预备费；二是涨价预备费。该项目基本预备费为工程费用和其他费用之和的12%。近几年物价运行得比较平稳，涨价预备费可不考虑。流动资金按照扩大指标法估算，取正常生产年经营成本的25%。

表10－3－1　无项目开发基础数据

项目实施后将导致项目占流动资金减少，流动资金按零计算。原项目流动资金为100万元。由于该项目为调整项目，建设期利息直接进入财务费用，不计入总投资中。固定资产包括工程费用、固定资产其他费用、预备费和建设期利息。建设投资进项税不形成固定资产。

2）成本费用估算参数

该项目的总成费用包括生产成本和期间费。

（1）生产成本。根据类似气田采油厂成本运行情况，确定该项目评价的开采成本项目及定额值（表10－3－3）。

表10－3－2　有项目开发基础数据

表10－3－3　操作成本项目定额表

（2）期间费。根据相关规定，确定期间费的项目及定额值（表10－3－4）。

表10－3－4　期间费项目定额表

3）油气产品营业收入估算参数

该项目商品率为95%。评价气价为1200元／千方。评价期内不考虑油气价格的上涨。

4）税金估算参数

该项目缴纳的营业税金及附加包括城乡建设维护税、教育费附加税和资源税。城乡维护建设税按增值税额的7%计征。教育费附加税按增值税额的3%计征。资源税按营业收入的5%计征。增值税率为13%。建设投资为含税价，建设投资中购进主材和设备约占建设投资的100%，需要估算建设投资进项税。该项目进行估算所得税率为25%。

5）利润分配参数

该项目除按可供利润分配的10%提取盈余公积金外，其余为未分配利润（用于还款利润包括在内）。还清借款后，未分配利润转入分配。

三、财务评价基准参数

（1）基准收益率。油气田开发建设项目基准收益率定为15%。

（2）基准投资回收期。油气田开发项目基准投资回收期一般不超过6年。

（3）项目总投资收益率和项目资本金净利润率。目前暂取80%。

（4）利息备付率、偿债备付率。利息备付率应大于2，偿债备付率应大于1．3。利息备付率一般应大于1；偿债备付率一般应大于1。

四、财务经济评价

1．投资估算与资金筹措

无项目总投资为1100．00万元，其中无项目的已发生投资（固定资产净值）为1000万元，无项目的新增投资为0，无项目的流动资金为100万元。

（1）无项目：在气田不调整开发方案下，总投资为1100．00万元，净值为1000万元。

（2）有项目：有项目总投资为12749．84万元，其中有项目的已发生投资（固定资产净值）为1000万元。

（3）建设期利息直接进入财务费用，不计入总投资中。

（4）新增流动资金：新增流动资金为零。

（5）增量投资：增量投资为11649．84万元，其中，钻井工程增量投资8843．69万元，采油工程增量投资644．00万元，地面工程增量投资710．00万元。其他费用增量为203．95万元。预备费增量为1248．20万元。建设投资进项税为1328．52万元，不形成固定资产。无项目形成的固定资产为1000万元，有项目形成的固定资产为11219．35万元。固定资产增量为10219．35万元。如附表10－3－1、附表10－3－2。

2．成本费用估算

（1）无项目：无项目的累计总成本2608．45万元。(www.daowen.com)

（2）有项目：有项目的累计总成本19675．13万元。

（3）增量成本费用：增量成本费用由附表10－3－3～10－3－5计算得到。累计增量总成本为17066．68万元（附表10－3－5），其中，增量操作成本为5082万元，单位增量操作成本为162．9元／千方；增量生产成本为1472791万元，单位增量生产成本为474．1元／千方；增量经营成本为5650．16万元，单位增量经营成本为181．1元／千方，如附表10－3－4；增量折旧费为9708．38万元，新增财务费用为1606．17万元，如附表10－3－3。

3．营业收入、营业税金及附加估算

增量气田开发调整项目增量营业收入根据气藏工程方案确定的分年气产量增量、油气商品率和销售价格计算。根据相关参数，计算出项目累计原油营业收入、营业税金及附加表如表10－3－5。

（1）无项目：无项目的累计油气产量为0．29亿方，无项目的累计营业收入为3306．00万元；累计营业税金及附加204．06万元。

（2）有项目：有项目的累计油气产量为3．41亿方，有项目的累计营业收入为38　874．00万元，累计营业税金及附加2266．63万元。

（3）增量营业收入、营业税金及附加：累计油气产量增量为3．12亿方，增长率为1075．86%；累计增量营业收入为35　568．00万元，增长率为1075．86%，累计营业税金及附加2062．56万元，如附表10－3－6。

表10－3－5　累计营业收入、营业税金及附加估算表

4．利润总额

累计所得税、利润总额及净利润计算结果如表10－3－6。

（1）无项目：所得税为123．37万元，利润总额为493．49万元，净利润为370．12万元。

（2）有项目：所得税为4233．06万元，利润总额为16932．24万元，净利润为12699．18万元。

（3）增量利润：所得税为4109．69万元，利润总额为16438．75万元，净利润为12329．06万元，增长率为3331．09%，如附表10－3－7。

表10－3－6　所得税、利润总额及净利润估算表

五、财务分析

1．财务盈利能力分析

（1）现金流量分析。根据无项目投资现金流量和有项目投资现金流量计算结果，以时间为横轴，无项目和有项目的累计净现金流量和累计折现值为纵轴，绘制项目评价期内现金流量曲线（图10－3－1）。

图10－3－1　有项目和无项目的累计现金流量和累计折现值曲线图

从图10－3－1中可以看出，无项目第1年净现金流量和折现值均为负值，累计净现金流量直到第9年才出现正值，评价期末为317．37万元。无项目的累计折现值曲线一直为负值，到评价期末为－272．91万元。有项目第1年净现金流量和折现值均为负值，然后累计净现金和累计折现值都呈上升趋势，第5年开始累计净现金流量出现正值，评价期末为12522．54万元，第6年累计折现值开始为正值，评价期末为1999．47万元。

分析表明，调整后的现金流趋势较好，调整项目能带来一定的增量收益，使项目扭亏为盈。

（2）增量现金流量分析。对调整项目增量进行盈利能力分析，编制增量现金流量表（附表10－3－8），遵循“有无对比”的原则，利用有项目与无项目的效益与费用计算增量效益与增量费用，用于分析项目的增量盈利能力，并作为项目决策的重要依据之一。计算得到项目的主要财务评价指标（增量）（表10－3－7）。

表10－3－7　项目主要财务评价指标计算表（增量）

从表10－3－7可以看出，在评价气价为1200元／千方的条件下，项目的税前财务内部收益率为37．03%，税后财务内部收益率为24．47%，均高于行业基准值15%。财务净现值税前为4740．94万元，税后为2271．45万元，均大于0。项目的税前静态投资回收期为3．00年，税后静态投资回收期为3．88年，均小于行业基准6年。表明项目的各项指标都能满足行业最低要求，并还有部分盈余，项目在盈利能力上是可以接受的。

2．偿债能力分析

偿债能力分析主要分析有项目的偿债能力。符合简化条件时，可直接用“增量”数据和相关指标进行分析。有项目的数据远大于无项目的数据，满足简化条件。通过借款还本付息表（附表10－3－3）得到，利息备付率为341．89%，大于2，偿债备付率为817．59%，大于1．3，该项目具备一定的偿债能力。

3．财务生存能力分析

改扩建项目只进行有项目状态的生存能力分析（附表10－3－9），分析的内容同新建项目。由增量财务计划现金流量表（附表10－3－10）可以看出，每年的净现金流量和盈余资金均大于零，表明方案有足够的净现金流量维持正常运营，以实现财务可持续性，因此在财务上都是可行的。

六、不确定性分析

该项目选取增量数据进行不确定性分析。

1．敏感性分析

该项目计算期内可能发生变化的因素有价格、产量、建设投资、经营成本。分析各因素变化时对财务内部收益率的影响程度，对4个主要变化因素进行了单因素变化敏感性分析（表10－3－8）。

表10－3－8　BW气田调整方案敏感性分析表

根据敏感性分析表所示数据，绘制敏感性分析图（图10－3－2）。

图10－3－2　BW气田调整方案敏感性分析图

从图10－3－2中可看出，评价期内价格为最敏感因素，其次依次为产量、建设投资，经营成本相对最不敏感。当原油价格下降18．57%或者累产油量减少21．05%，项目就不能满足石油行业基准要求，说明该项目评价期内抗风险能力一般。

2．盈亏平衡分析

该项目在第2年达到设计生产能力，此时年固定成本为1383．73万元，可变成本为263．11万元，年营业收入为4902．00万元，年营业税金及附加为245．10万元。根据计算盈亏平衡点如下：

即该项目只要达到设计规模的40．09%，也就是当年产量达到1749．57×10⁴m³时，企业就可以保本，故该项目风险较小（图10－3－3）。

图10－3－3　BW气田调整方案盈亏平衡图

七、结论与建议

由上述分析可见，调整方案不仅有较大的增量产量，而且项目的盈利能力很强，有很强的贷款偿还能力。方案从技术经济角度看，该项目是很可靠的，也是安全可行的。

由于项目对油价、产量和投资都较为敏感，价格受国际市场的影响不断波动，因此针对企业而言，只有努力提高产量和优化投资才是关键。

附表10－3－1　项目总投资估算表

附表10－3－2　投资计划与资金筹措表　　　单位：万元