冀-宁管道改扩建工程经济评介方法的选用

张媛媛

（中国石油管道建设项目经理部）

近年来，在国际油价大幅上涨引发的石油项目投资热潮背景下，我国各类石油天然气管道项目纷纷提上日程。如何根据投资目标、项目特点、评价原则，选择有效的经济评价方法显得尤为重要。以冀-宁管道（安平—青山）南段改扩建工程为例，说明不同经济评价方法的选用。

1 工程概况

冀-宁管道是陕-京（陕西—北京）管道二线与西气东输管道的联络线，北起河北安平，南到江苏青山，全长926km，安平至泰安段、泰安至青山段管径分别为1 016mm、711mm，设计输气能力为90亿m3/a。该管道于2005年投产后，发挥了重要的作用。随着西气东输管道二线的开工建设，有一部分天然气进入冀-宁管道，其外部条件发生了重大变化，为适应天然气市场迅速发展的需要，进一步完善全国天然气管网，对管网薄弱环节进行改扩建是加快发展天然气工业的重要措施。

因此，2007年，开展了冀-宁管道增建复管（泰安—青山）工程的预可行性研究。该工程的建设目的：一是，解决向西气东输管道的调气问题；二是，为事故保安供气之用。根据经济评价结果，结合上下游市场供需情况，本着节约投资的原则，确定暂缓复管工程建设，开展增压工程可行性研究。针对这两种不同的工程内容为达到同样的建设目的，根据项目特点及参数变化，选择了不同的经济评价方法。

2 南段复管工程—类似“新设法人法”

项目将建设西北起自泰安分输清管站、东南止于青山分输清管站的冀-宁管道南段复管1条，沿线新建、扩建站场10座，工程投资估算为54.5亿元。建成后，整个冀-宁管道（含南段复管）输气规模将由原来的90亿m3/a提高至113亿m3/a。

一般来说，改扩建项目旨在以增量带动存量，以较小的新增投入取得较大的经济效益，原则上采用“有无对比法”或“增量效益法”进行经济评价。但是，新建的复管工程依托原管道设计运行，若独立于冀-宁管道来单独反算复管工程的管输费用并无实际意义。因此，鉴于该项目承担任务的特殊性，采用将增建复管工程纳入已建冀-宁管道整体考虑，即，类似“新设法人”的评价方法。

2.1 评价原则及评价方法

2.1.1 评价原则

一是，按整体进行效益评价；二是，效益和费用口径对应一致；三是，以项目能够达到基准收益率12%为目标，反算管输费。

2.1.2 评价方法

以已建冀-宁管道初步设计概算投资（不含安平压气站）及增建南段复管工程估算投资之和为计算财务评价指标的总投资，根据相应运行成本费用，反算管输费，量化增建南段复管工程对冀-宁管道管输费的影响，并对项目整体进行经济分析，得出经济评价结论。

2.2 基础数据

已建冀-宁管道项目初设概算总投资为77.7亿元，南段复管工程估算总投资为54.5亿元，得到财务评价所依据的总投资为132.2亿元。

复管工程建设期为1年，2009年开始建设，2010年投产。整体管道运营期为20年，管道项目基准收益率为12%。

南段复管工程建成后，冀-宁管道全线输气能力为113亿m3/a，根据设计输气能力及市场情况，输量安排逐年递增。

2.3 成本费用估算

2.3.1 作业成本

一是，燃料费。天然气价格按1.286元/m3计算；二是，动力费。管道沿线不同电网的电价不同，按平均电价0.6元/kW·h计取；三是，输气损耗费。输气损耗按输量的0.5%计取，损耗计算采用的天然气价格按1.286元/m3计算；四是，人员费用。管道定员219人，泰安、邳州压气站另增加40人，共计259人，年均工资以每人4万元计算，福利费按工资的14%提取；五是，折旧费。采用平均年限折旧法，折旧年限为14年，残值率为0，年折旧率为7.1%；六是，修理费。修理费按固定资产原值（不含建设期利息）的3%计取；七是，其他运营费。按1万元/年·人计取。

2.3.2 管理费用

一是，摊销费。无形资产按10年分期摊销，递延资产按5年分期摊销；二是，其他管理费。按照4.32万元/年·人计取。

2.3.3 财务费用

包括长期借款、流动资金和短期借款的利息净支出。

2.3.4 营业费用

按照营业收入的1%估列。

2.3.5 成本和费用估算结果

经估算，年平均总成本费用122 490.42万元，单位运输成本0.12元/m3。

2.4 评价结论

经对项目进行盈利能力分析、偿债能力分析及不确定性分析，在项目达到设计输量并保证所得税后内部收益率为12%时，冀-宁管道全线平均管输费用为0.297元/m3，平均管输成本为0.12元/m3。相比已建冀-宁管道管输费用0.286元/m3（可研报告数据），增建复管后，全线管输费用将增加0.011元/m3，增幅3.8%。

3 南段增压工程—“增量效益法”

在已建冀-宁管道泰安及安平2座站场增加压缩机及配套设备设施，工程总投资为5.3亿元。南段增压工程建成后，冀-宁管道向西气东输管道增加调气能力29.50亿m3/a。

考虑到保安供气属于社会效益范畴，定性说明为宜，因此，确立了定量分析西气东输新增调气量经济效益的研究思路，增压方案的研究对象仍为单一的冀-宁管道，其新增投资对应的西气东输调气增量便于数值化；另外，可以获得冀-宁输气管道的现行运费及相应成本。因此，以销售天然气为目的，通过计算财务指标来衡量增压工程对西气东输管道调气的经济效益，具有现实意义及可操作性。财务分析重点是做好成本计算与定性分析。

3.1 评价原则及评价方法

3.1.1 评价原则

一是，按增量效益进行评价；二是，效益和费用口径对应一致。

3.1.2 评价方法

财务评价采用“增量效益法”以及定量分析与定性分析相结合的方法。定量分析以冀-宁管道南段进口天然气价格为基础，结合具体增输能力，计算成本费用。

3.2 基础数据

增压工程建设期为1年，2009年开始建设，2010年投产，整体管道运营期为20年。

根据增加设计输气能力及市场情况，输量安排见表1。

表1 项目增加设计输气量情况

3.3 成本费用估算

3.3.1 作业成本

一是，燃料费。该项目燃料费是各站场运行消耗的天然气费用及水费。泰安、邳州压气站天然气价格2010年至2014年为3.05元/m3，2015年及以后为1.37元/m3，水价按照2.64元/t计算；二是，动力费。电价按平均电价0.582元/kW·h计取；三是，输气损耗费。输气损耗按输量的0.3%计取，采用冀-宁管道泰安站进气价格；四是，人员费用。泰安、邳州压气站新增定员45人，人均工资及福利费的计算方法与复管方案相同。折旧费、修理费及其他运营费的计取方法与复管方案相同。

3.3.2 管理费用

一是，摊销费。无形资产按10年分期摊销，递延资产按5年分期摊销；二是，其他管理费按照4万元/年·人计取。

3.3.3 财务费用

包括长期借款、流动资金和短期借款的利息净支出。

3.3.4 营业费用

按照营业收入的1%估列。

3.3.5 总成本和费用估算结果

经估算，年平均总成本费用18 102.84万元，单位成本0.07元/m3。

3.4 评价结论

经过测算与分析，本项目形成的年平均总成本费用为18 102.84万元，单位成本为0.07元/m3。同时，增压工程完善了天然气骨干管网——陕-京管道系统、西气东输管道，以及西气东输管道二线平顶山至泰安支线、山东支线和冀-宁管道的构成，解决了西气东输管道在青山分输清管站之前出现事故等工况下向山东及长三角地区保安供气问题，保障了供气安全，具有经济效益的同时，更具有深远的社会效益。因此，从经济效益和社会效益方面来看，项目是可行的。

4 结论

以建设项目的目的与必要性为出发点，是做好经济评价工作的根本，任何经济评价结论都服务于项目是否可行这个关键因素。因此，只有了解项目建设的必要性，明确项目建设的意图，才能保证经济评价方法的有效性。

冀-宁管道改扩建工程具有向西气东输管道调气、事故保安供气、连接几大天然气管网的作用。根据项目不同特点及数据现状，冀-宁管道复管工程与增压工程分别采用了类似“新设法人法”与“增量效益法”。其中，复管工程是站在管道运行角度，评价新增投资对于整条冀-宁管道（含复管工程）管输费的影响；而增压工程则侧重从销售角度，分析新增投资带来的增量运力所产生的成本费用。若项目承担其他无法量化的功能时，应辅以定性分析，以保证经济评价结论的完整性。

根据经济评价结果，结合上下游市场供需情况，确定将该工程由增建复管方案改为增压方案。

[1] 中国石油天然气股份有限公司规划总院.中国石油天然气集团公司油气管道建设项目经济评价方法与参数[Z].北京:中国石油天然气集团公司,2007.

[2] 中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司.冀宁输气管道工程可行性研究报告[R].北京:中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司,2004.

[3] 中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司.冀宁输气管道南段复管工程预可行性研究报告[R].北京:中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司,2008.

[4] 中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司.冀宁输气管道南段增压工程可行性研究报告[R].北京:中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司,2008.