1、天然氣管線項目的經濟性分析本文節選自2000年4月亞太能源研究中心（APERC）研究報告東北亞天然氣管線的發展。本文論述了東北亞天然氣管線項目的經濟性、天然氣價格和稅收。由于天然氣輸送成本受諸多因素影響，本文采用了一種簡單模式。即通過假設一些變量，如管線距離、天然氣流量、貸款利率、負債率、管道直徑、稅率等，對輸送費確定時的投資回報率或投資回報率確定時的輸送費進行了測算。由于對管線項目的商業特性和模式論述過于簡單，沒有考慮項目的具體細節，包括薪資、通行權、各種稅收、項目融資方式等，因此本文對管線項目經濟可行性的分析有限。對其商業層面的項目評價也超出了本文的范圍。   

2、;     一、天然氣輸送的簡單模式    亞太經合組織（APEC）地區的天然氣開發項目正日益受到關注。根據APERC的能源供需前景預測，盡管受1997年金融危機的影響，但APEC地區能源供不應求的現象將越來越嚴重。19952010年，APEC一次能源需求總量預計增加41，而一次能源產量預計僅增加31。為了填補這一差距，整個地區在進一步進行勘探的同時，勢必要考慮從其它地區進口能源。    天然氣將成為東北亞地區增長最快的一次能源，而目前LNG是該地區交易的唯一方式。

3、隨著俄羅斯遠東和東西伯利亞天然氣資源的開發，天然氣管線項目將成為LNG理想的替代方式。    然而，這些項目自身就面臨許多風險，例如巨額資金需求、極大投資風險、項目投資至運營的周期極長、政治和經濟的不穩定等等。本文論述了影響項目經濟可行性的眾多因素，重點是管道經濟學。    由于東北亞地區潛在的項目還沒有具體的項目結構，本文采用的模式需要眾多假設來替代一些風險因素帶來的不穩定性。這一模式的特點是假定輸送費隨著距離、利率、管道直徑和稅率的增加而增加，隨著天然氣流量、貼現率和負債率的增加而減少。  

4、  財務狀況和輸送成本    由于天然氣項目開發初期具有資金密集型的特點，項目參與各方的財務成本和財務結構將對天然氣項目的經濟生存力具有很大影響。財務狀況對輸送成本的影響巨大。財務狀況越好，單位輸送成本就越低。因此，為了采用一種經濟高效的方式來進行天然氣項目開發，必須采用一種先進的財務管理方法使財務風險最小化。    通常天然氣開發項目有多個參與方，因而，必須注意到影響財務狀況的體制因素。例如管道天然氣項目。在這些項目開始實施前，必須有一個針對所有參與方的投資保護條約，包括生產方、輸送方、進口方

5、和其它投資方。同時，一個公平合理的天然氣交易需要有穩定的稅收體系和合理的糾紛解決途徑。    圖1 負債率和輸送成本                  天然氣凈倒算（Netback）的市場價值    對管線項目的經濟可行性評價有兩種方法。一種是成本加成法，另一種是凈倒算法。前者的天然氣基價通過整條鏈發生的成本總額計算，包括天然氣井口價格、生產成本、

6、輸送成本、稅收等。之后再與其它競爭性燃料價格進行比較，包括其它來源的天然氣價格。然而，由于這種方法要求在整條天然氣鏈上發生成本的詳細信息，因此有一定的局限性。    圖2 利率和輸送成本    由于天然氣井口價格方面的信息無法提前了解，因此凈倒算法在天然氣管線項目經濟性分析方面是一種較實用的方法。IEA將價格凈倒算值定義為：將所有替代燃料經過利用效率和環保成本換算后，用戶可獲得的最便宜的替代燃料交付價格。一旦預測出價格凈倒算值，再減去輸送和生產成本就可確定天然氣的井口價格。但問題是所預測數值賣家是否愿意接受。另外，

7、凈倒算值經常被用來與已建項目的天然氣價格作比較，從而為一個新項目是否具有經濟可行性提供了參考依據。    為了證明天然氣凈倒算值和其它替代燃料價格間的關系，本文采用了一種仿真模型。在大多數亞洲國家，煤和燃料油是天然氣在電力領域的兩種主要替代燃料。表1是假設分別用煤、燃料油替代天然氣的初步估算。    表1. 燃氣發電替代煤、重油發電的凈倒算假設   600MW煤電廠 600MW重油電廠 600MW聯合循環電廠 效率 34% 36 45 額定功率 600MW 600MW 600MW 負載因數 76% 76

8、76% 單位投資成本 1300美元/千瓦 1000美元/千瓦 650美元/千瓦 運營費 投資成本的2.5 投資成本的2.0% 投資成本的4.0 燃料成本 1.70美元/MMBtu 3.10美元/MMBtu 46.05美元/MMBtu 電廠投資期 5年 4年 3年   第一年 78.0 10% 90.0 15% 117.0 30%   第二年 156.0 20% 210.0 30% 175.5 45%   第三年 234.0 30% 180.0 30% 97.5 25%   第四年 234.0 30% 120.0 20% 0.0 0%   第五年

9、 78.0 10% 0.0 0% 0.0 0% 合計（百萬美元） 780.0 100% 600.0 100 390.0 100 電力熱值3412英熱單位/千瓦時 1GWH電力約消費燃料量： 406噸（10037MMBtu） 1512桶（9480MMBtu） 1650立方米（6205MMBtu） 燃料熱值： 煤 6230千卡/公斤   重油 9880千卡/桶   天然氣 9500千卡/立方米 注：MMBtu即百萬英熱單位    煤、燃料油和天然氣的發電效率分別假設為34、36和45。煤、燃料油和天然氣的熱值分別假設為6230千卡/公斤、

10、9880千卡/升和9500千卡/立方米。模型中的其它變量按照Kubota（1996年）的假設。貼現率假設為15。    在此模式中，為了證明潛在競爭性燃料價格和天然氣價格市場滲透力間的關系，對煤和燃料油價格進行了假設。如圖3所示，天然氣的競爭性市場價格與其它燃料有一一對應的關系。例如，如果用天然氣替代40美元/噸（1.48美元/MMBtu）的煤，天然氣價格必須小于等于3.1美元/MMBtu。同理，如果用天然氣替代3美元/MMBtu的燃料油，天然氣價格必須小于等于4.08美元/MMBtu。只要天然氣的實際價格低于凈倒算值，用其替代煤或燃料油都是經濟可行的。

11、    這一結果表明，不同燃料和特定的設計方式影響了單位發電效率和建設成本。目前聯合循環和小型燃氣輪機技術的創新極大的提高了燃氣電廠的效率，這使天然氣能夠進入那些原本沒有競爭優勢的市場。      圖3 煤價和天然氣凈倒算值  雖然目前只對電力行業進行了模擬，但該方法也適用于其它相關工業。這些工業將天然氣與其它燃料相對的凈倒算值作為一個主要燃料轉換標準。然而，轉換實際上不會自動發生。在達到凈倒算值標準時，只有在成本可降低的情況下，才有可能進行天然氣的轉換。根據Van Groe

12、nendaal（1998年）的預計，如果總成本減少超過7，該公司將轉而利用天然氣。如果總成本減少27，部分公司有意向利用天然氣。而如果總成本減少小于2，沒有公司愿意利用天然氣。關于滲透水平的預測，他提供了如下公式：    滲透水平（a-2）/（7-2）×100% 其中：2a7    上述公式可用來詳細研究相關工業的天然氣需求。     管道天然氣與LNG的比較    跨邊境的天然氣項目要求在基礎設施上有巨額投資。這些

13、項目可能會達到規模經濟效益，通常只要需求量保證，隨著供氣量的增加，項目贏利能力也增加。根據輸送方法和距離，有兩種貿易方式：管道天然氣（PNG）和液化天然氣（LNG）。    LNG項目包括液化工廠、儲槽和再氣化工廠的建設。液化和再氣化工廠的經濟可行性由年產量和最高供氣量決定。輸送成本則基本與輸送距離相關。    與LNG項目不同，PNG項目既不需要液化工廠也不需要再氣化工廠。管道基本建設投資額的大小是項目經濟可行性的主要決定因素。基本建設投資額隨著管線距離、管線走向、地理環境和負荷系數的變化而變化。 &#

14、160;  天然氣井口價格也對PNG項目的經濟可行性有較大影響。假設井口價格相同，氣田至市場的距離將決定貿易方式。如果輸送距離高于臨界點， LNG項目將更加可行。    根據已建項目資料，臨界距離大約為5800公里。因而，如果俄羅斯遠東和東西伯利亞天然氣井口價格與國際價格具有可比性，這些地區的PNG看起來比東北亞LNG更加經濟（見表2）。       表2 陸上管線輸送成本年供氣量（萬噸）價格（美元/MMBtu）收入 （億美元） 基本建設費 （億美元） 運營費 （億

15、美元） 支付利息 （億美元） 償還貸款 （億美元） 貸款 （億美元） 折舊 （億美元） 工程搶修 （億美元） 稅收 （億美元） 凈收入 （億美元） 修正后凈收入 （億美元） 管線 調壓站 管線 調壓站 1 0.0 3.93 0.0 14.0 5.357 0.0 0.0 1.742 0.0 17.422 0.0 0.0 0.0 -3.678 -3.198 2 0.0 3.93 0.0 35.0 13.393 0.0 0.0 6.098 0.0 43.554 0.0 0.0 0.0 -10.937 -8.270   3 0.0 3.93 0.0 42.0 16.072 0.0 0.0 1

16、1.324 0.0 52.265 0.0 0.0 0.0 -17.131 -11.264   4 0.0 3.93 0.0 28.0 10.715 0.0 0.0 14.808 0.0 34.843 0.0 0.0 0.0 -18.680 -10.680   5 500.0 3.93 9.716 14.0 5.357 0.35 1.273 16.551 0.0 17.422 0.0 0.0 0.0 -10.393 -5.167   6 1000.0 3.93 19.432 7.0 2.679 0.70 2.546 17.422 1.093 8.711 0.968

17、0.0 0.0 -2.329 -1.007   7 1500.0 3.93 29.147 0.0 0.0 1.05 3.818 17.312 3.935 0.0 3.388 0.0 107.4 5.345 2.009   8 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 16.919 7.608 0.0 6.291 0.0 274.9 11.387 3.723   9 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 16.158 10.555 0.0 8.227 0.0 239.6 11.489 3.266

18、  10 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 15.102 12.704 0.0 9.195 0.0 242.2 11.338 2.803 11 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 13.832 14.521 0.0 9.679 0.0 265.8 11.039 2.373 12 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 12.380 15.973 0.0 9.679 0.0 309.4 10.604 1.982 13 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0

19、 1.40 5.091 10.783 17.570 0.0 9.679 0.0 357.3 10.124 1.646 14 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 9.026 19.327 0.0 9.679 0.0 410.0 9.597 1.356 15 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 7.093 21.260 0.0 9.679 0.0 468.0 9.018 1.108 16 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 4.967 20.551 0.0 9.679 0.0 5

20、31.8 11.215 1.198 17 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 2.912 15.518 0.0 9.679 0.0 593.4 17.687 1.644 18 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 1.360 8.563 0.0 9.679 0.0 640.0 25.727 2.079 19 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 0.504 3.749 0.0 9.679 0.0 665.7 31.141 2.188 20 2000.0 3.93 38.863 0

21、.0 0.0 1.40 5.091 0.129 1.289 0.0 9.679 0.0 676.9 33.864 2.069 21 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 0.0 0.0 0.0 9.679 0.0 680.8 35.243 1.872  22 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 0.0 0.0 0.0 9.679 0.0 680.8 35.243 1.628 23 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 0.0 0.0 0.0 9.679 0.0 680.

22、8 35.243 1.416 24 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 0.0 0.0 0.0 9.679 0.0 680.8 35.243 1.231  25 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 0.0 0.0 0.0 9.679 0.0 680.8 35.243 1.071  26 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 0.0 0.0 0.0 8.711 0.0 709.8 33.984 0.898 27 2000.0 3.93 38.863 0.0 0

23、.0 1.40 5.091 0.0 0.0 0.0 6.291 0.0 782.4 30.839 0.708 28 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 0.0 0.0 0.0 3.388 0.0 869.5 27.064 0.541 29 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 0.0 0.0 0.0 1.452 0.0 927.6 24.548 0.426  30 2000.0 3.93 38.863 0.0 0.0 1.40 5.091 0.0 0.0 0.0 0.484 0.0 956.6 23.289

24、 0.352 最大天然氣年輸送量 2000萬噸 管線長度 1萬公里 管線直徑 56英寸 管線投資 140億美元 調壓站投資 53.57億美元 貼現率 15 盈虧平衡點 3.931美元/MMBtu   施工進度   基本建設投資進度 管線 調壓站 1 25 1 10 10 2 50 2 25 25 3 75 3 30 30 4 100 4 20 20     5 10 10     6 5 5 付款寬限期 5年 年金系數 0.16275 償還期 10年 折舊年限 25年 利率 10 稅率 30 負債率 90  通常，井口天然氣

25、價格由凈倒算法決定。雖然東西伯利亞地處偏僻，其天然氣生產成本比中東可能更高，但由于該地區生產成本與中東地區不具有可比性，因此該地區的PNG項目看來是經濟可行的。    考慮到計劃中地區項目的距離和預計生產成本（例如伊爾庫茨克和雅庫茨克項目），LNG并不是一個理想的貿易方式。（圖4）      圖4 管道天然氣和LNG的輸送成本預測               

26、;        二、天然氣價格    根據地區和貿易方式，天然氣定價主要有三種方法。    在東北亞，LNG是主要貿易方式，天然氣價格與原油價格掛鉤。現有的LNG價格公式中，油價是關鍵決定因素。    在美國大陸，由于管道天然氣是主要氣源、燃料間的競爭性市場成熟，因此天然氣價格通常與現貨/期貨價格掛鉤。    而在歐洲，影響天然氣價格的主要因素是天然氣和競

27、爭性燃料的市場條件。雖然歐洲大陸的天然氣價格更受競爭性燃料價格的影響，但供需變化是英國天然氣價格的主要決定因素。    稅收    政府的財政政策是決定天然氣項目是否具有經濟可行性的重要因素。下列各表顯示了東北亞國家天然氣生產和銷售過程中涉及的稅收。    稅收方面的法律包括：利潤稅法、公司所得稅法、個人所得稅法和增值稅法。俄羅斯的稅收體系自1990年以來發生了重大變化且仍在繼續修正中。下表出自伊爾庫茨克項目商業計劃。     

28、;表3 俄羅斯稅收名稱 納稅依據 稅率 凝析油消費稅 增值稅之前的銷售收入 17美元/噸 物料再生稅（Reproduction of material base） 增值稅之后的銷售收入 10 特許經營稅 銷售收入 8 利潤稅 稅前利潤 35 財產稅 所有應征稅的資產 2 兵役稅（Militia tax） 稅前營業利潤 1.5 增值稅 關稅之后的銷售收入 20 潤滑油銷售稅 增值稅之后的潤滑油銷售凈收入 25 道路稅 增值稅之后的營業利潤 1.5% 安全稅 雇員工資 3% 城市垃圾稅 雇員工資 1% 教育稅 雇員工資   運輸稅 雇員工資   養老基金 雇員工資   社會保險基金 雇員工資   就業基金 雇員工資   醫療保險基金 雇員工資    在中國，天然氣價格由國家發展計劃委員會（SDPC）價格司監管。天然氣價格由井口價格、天然氣處理費、天然氣輸送費和稅收（增值稅）組成（表