某油田开发项目经济评价-0803.doc
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某油田开发项目经济评价
本案例是大型企业集团的一个油田开采项目，企业集团具备法人资格，但项目本身不具备法人资格，在这个意义上，本案例实际上是大型企业集团扩建项目。
该项目所需资本金和债务资金由集团财务部门统一筹措，盈利能力与偿债能力的分析只针对项目自身，与实际资金筹措与债务偿还无关。
由于项目主体的财务边界清楚，又不需要利用大型企业集团的部分可利用资产，所以将项目经济评价过程简化处理，以新建项目的分析方法对此改扩建项目进行财务分析。
一、概述
（一）项目概况
本项目是某集体公司国内陆上一个新开发油田建设项目，位于某盆地的中部。
本地区地势平坦，植被覆盖，地面条件较好。
地面海拔130-160m，年平均气温15℃，交通便利。
距本项目东部20km的某油田（与本项目一样都属于某集团公司）已投入开发多年，给排水、电力、通讯等配套设施较齐全，给本油田的开发提供了便利条件。
经过5年的勘探在本地区已发现石油地质探明储量3850万t，本开发方案计划动用含油面积76km2,动用探明石油地质储量2580万t，动用可采储量520万t，建成产能48万t。
本项目的经济评价范围为油田开发方案包括的开发井和相应的地面工程，针对本油田的建设和生产进行评价。
（二）编制依据
（1）《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）
（2）某集团公司颁布的《石油工业建设项目经济评价参数》（2005-2006）。
（三）建设规模和主要开发指标预测
根据开发方案，本油田的设计产能是48万t，共部署开发井558口，其中：
油井427口，水井131口。
开发方案的主要开发指标预测详见表1-1。
表1-1主要开发指标预测表
时间
总井数（口）
油井数（口）
水井数（口）
年产油
（万t）
年产液
（万t）
年注水
（万m3）
1
310
237
73
13.3
19.0
43.6
2
558
427
131
37.3
57.4
81.4
3
558
427
131
42.7
68.9
93.5
4
558
427
131
34.2
59.9
84.5
5
558
427
131
29.0
59.3
83.9
6
558
427
131
25.3
60.1
85.3
7
558
427
131
22.5
62.5
88.9
8
558
427
131
20.0
64.5
91.5
9
558
427
131
17.8
66.0
93.6
10
558
427
131
15.8
68.9
98.9
11
558
427
131
14.1
70.5
99.3
12
558
427
131
12.6
73.8
102.6
（四）计算期
根据油田开发的特点和行业规定，本项目的计算期确定为12年（包括2年的建设期），且项目是边建设边生产。
（五）目标市场及价格说明
本油田生产的原油由某油田公司统一销售，生产期销售价格以国际原油价格50美元/桶为基础计算（1吨为7.4桶）。
（六）外汇与人民币兑换率
本项目的原油价格采用美元计价，美元与人民币的汇率按1：
6.83计算。
二、费用与效益估算
（一）投资估算
油田开发是在勘探的基础上进行的，只有通过勘探发现了可采储量才能进行开发。
在勘探阶段发生的投资属于已发生的投资。
本项目应用“成果法”对勘探投资进行会计处理，在“成果法”下，将成功探井、评价井的投资予以资本化，在开发阶段计提折旧、折耗，其他勘探投资费用化，进入当期费用。
本项目的勘探开发都是由某集团公司完成，储量并未资本化。
该公司采用“成果法”核算勘探投资，将成功探井、评价井的投资计入项目建设投资。
1、建设投资估算
（1）估算范围。
本项目的投资估算包括558口开发井（其中利用成功探井2口、评价井23口，新钻开发井533口）、处理能力为50万t/年的集中处理站、原油集输系统、注水系统、供电系统、通讯系统、道路工程等。
（2）估算依据及说明：
1）油藏、钻井、采油、地面等工程专业提供的工程量；
2）与本项目地质、油藏情况相近的油田近3年的钻井成本资料；
3）某工程造价中心发布的油田地面工程投资估算指标及有关的工程造价文件；
4）某工程造价中心发布的工程建设其他费用计算方法和费用标准；
5）按某集团公司颁布的《建设项目经济评价参数》，基本预备费率取10%；
6）按某集团公司颁布的《建设项目经济评价参数》，涨价预备费率取0%。
（3）估算值
1）固定资产费用：
①工程费用
a.利用成功探井、评价井费用：
项目的勘探和开发是由同一公司完成，公司按成果法核算成本，本项目开发方案利用成功探井2口，评价井23口，投资为9500万元。
因为是己发生的费用，所以这部分费用不再计取固定资产其他费用、预备费用等。
b.新钻开发井费用：
新钻开发井533口，平均井深2020m，根据与本项目相邻的某油田近3年实际发生的钻井成本并结合本项目的实际情况，确定本项目单位钻井综合成本为980元/m，新钻开发井费用为105513万元。
这部分费用是采用综合指标估算，不再计取固定资产其他费用、预备费等。
c.地面工程投资：
根据地面设计方案，估算地面工程投资为35000万元。
②固定资产其他费用。
包括建设单位管理费、可行性研究费用、安全环保评价费、勘察设计费、联合试运转费等，经估算为3200万元。
这里的固定资产其他费用是与工程费用中的地面工程相对应的费用，利用成功探井、评价井费用和新钻开发井费用是综合投资，已包含所用费用，不再单独估算固定资产其他费用。
2）无形资产费用。
主要为土地征用及迁移补偿费，估算值为1600万元。
对于石油开发项目无形资产中还应包括采矿权使用费。
目前国内勘探开发市场尚未开放，采矿权使用费是一个企业统一上缴，没有核算到每个区块，并且数量非常少。
只用在资产交易时才涉及采矿权无形资产的评估作价，而目前国内储量资产的交易还没有开放，随着我国勘探开发市场的开放和规范，今后采矿权的价值会体现出来。
所以，在本项目的投资估算中暂不考虑采矿权使用费。
3）其他资产费用。
主要包括生产准备费、开办费、办公及生活家居购置费等，估算值为700万元。
4）预备费。
预备费包括基本预备费和价差预备费。
基本预备费=（地面工程费用+固定资产其他费用+无形资产费用+其他资产费用）*基本预备费率。
基本预备费率为10%,估算值为4050万元。
本项目不考虑价差预备费。
5）建设投资。
建设投资包括固定资产费用、无形资产费用、其他资产费用、预备费用，总计159563万元，详见附表—建设投资估算表（财务分析辅助报表1）。
2、建设期利息估算
本项目建设投资的55%为自有资金，45%为银行借款，借款有效年利率为12%。
由于本项目是边建设边生产，建设期发生的利息直接计入当期财务费用，所以在建设投资中建设期利息为零。
3、流动资金估算
油田开发生产每年的年产量都不一样，每年流动资金的需求量也不一样，为简化计算，按该公司的规定，本项目的流动资金采用扩大指标估算法，按经营成本的20%估算流动资金。
共需流动资金1618万元，第一年投入992万元，第二年投入626万元。
油田开发项目在生产期每年的经营成本都是变化的，经营成本的变化导致每年所需流动资金也是变化的，但考虑到经营成本每年的变化不大，为简化计算可考虑将原油产量达到最大年份所需要的流动资金作为项目的流动资金或按生产期平均经营成本作为项目流动资金的计算基础。
本项目将第二年所需流动资金作为项目的流动资金。
4、总投资
本项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金三部分，共计161181万元。
（二）固定资产、无形资产和其他资产的原值形成
本项目是边建设边生产，工程单体建设完成后即投入使用，形成相应的资产原值。
为简化计算，各年实际发生的投资，在第二年年初分别形成固定资产、无形资产和其他资产原值，为简化计算预备费全部形成固定资产；利用成功探井、评价井的投资在建设期第一年年初形成固定资产原值。
各年新增资产原值见表1-2。
表1-2新增资产原值表
序号
项目
合计
1
2
3
1
固定资产原值
157263
9500
76837
70926
2
无形资产原值
1600
832
768
3
其他资产原值
700
364
336
4
合计
159563
（三）经营成本和总成本费用估算
根据目前油田项目开发的实际情况，本项目的成本估算采用制造成本法。
1、生产成本估算
（1）操作成本估算。
根据类似油田近三年实际发生的操作成本，并结合本项目的实际情况估算其操作成本。
1）材料费：
采油过程中直接消耗于油气井、计量站、集输管线以及其他生产设施的各种材料。
该费用主要与生产井数有关，按单井所需材料费用进行估算，单井材料费为6万元/（井·年）；
2）燃料费：
采油过程中直接消耗的各种燃料。
主要与产液量相关，按产液量所需燃料费进行估算，吨液燃料费10元/吨液；
3）动力费：
采油过程中直接消耗的电力等。
主要与产液量相关，按产液量估算动力费，吨液动力费为40元/吨液；
4）生产工人工资：
直接从事于生产的采油队，集输站等生产人员的工资、奖金、津贴和补贴。
按定员和工资标准进行计算。
本项目新增生产工人200人，年工资为5万元/人，生产工人工资为每年1000万元；
5）职工福利费：
按工资总额的14%提取，每年140万元；
6）驱油物注入费：
为提高才采收率，多产油气，对地层进行注水所发生的费用。
主要与注水量相关，按注水量进行估算，单位注水费为8元/吨水；
7）井下作业费：
井下作业费包含维护性井下作业费和增产井下作业费两部分，按单井井下作业费进行估算，单井井下作业费为5万元/（井·年）；
8）测试试井费：
原油生产过程中为掌握油田地下油水分布动态所发生的测井试井费用，主要与生产井数相关，按生产井数进行估算，单井测井试井费为1.5万元/（井·年）；
9）维护修理费：
为了维护油气生产的正常运行，保证油田地面设施原有的生产能力，对油田地面设施进行维护、修理所发生的费用，为保护安全生产修建小型防洪堤、防火墙、防风沙林等不属于资本化支出的费用，以及辅助设施发生的修理费用。
主要与地面工程的假设规模相关，按单井所需维护费用估算，单井维护修理费为1.5万元/（井·年）；
10）油气处理费：
指原油脱水、脱气、脱硫、含油污水脱油，回收过程所发生的费用。
主要与产液量相关，按产液量估算油气处理费，吨液处理费为12元/吨液；
11）运输费：
为油气生产提供运输服务以及按规定缴纳的车辆养路费等，包括单井拉油运费。
按产油量进行估算，吨油运输费用为7元/吨油；
12）其他直接费用：
除上述费用以外的直接作用于油气生产的其他费用，主要与生产井数有关，按生产井数进行估算，单井其他直接费用为1万元（井·年）；
13）厂矿管理费：
油气生产单位包括采油（气）厂、矿两级生产管理部门为组织和管理生产所发生的各项费用。
按每个生产工人每年9000元的管理费定额计算厂矿管理费，每年的厂矿管理费为200万元。
（2）折旧、折耗：
固定资产折旧、折耗采用直线折旧法，按有关规定油气资产的综合折旧年限为10年，固定资产残值率为0%。
这里的固定资产折旧、折耗包含所有新增资产的折旧、折耗，管理费和营业费中不含折旧、折耗费。
2、管理费用
管理费用是上级行政管理部门为管理和组织生产经营所发生的各项费用。
为简化计算，除摊销费和矿产资源补偿费以外的其他费用称为其他管理费用。
（1）摊销费：
包括无形资产和其他资产的摊销费，无形资产的摊销期为10年，其他资产的摊销期为5年。
（2）矿产资源补偿费：
按营业收入的2%计算。
（3）其他管理费：
按每人每年4万元计算，年其他管理费为800万元。
3、财务费用
主要为生产经营期间发生的建设投资借款和流动资金借款利息净支出，根据融资方案确定。
4、营业费用
营业费用是指在原油销售过程中所发生的费用，根据本项目所属油田公司近3年的实际发生营业费用，本项目的吨油营业费用为15元/吨。
5、生产成本和费用估算结果
经估算，本项目生产期内年均总成本和费用32693万元，年均单位生产成本和费用1274元/吨，年均单位经营成本704元/吨，年均单位操作成本602元/吨。
尽管总成本和费用在生产期内略有下降，但由于原油产量递减，单位成本在成产期是逐年增加的。
成本和费用的估算详见总成本费用估算表，见附表-财务分析辅助报表4。
（四）收入和税金估算
1、收入估算
根据有关部门的规定，生产期原油价格以国际油价50美元/桶为基础进行计算，折算到本油田的出厂价为2527元/t（不含增值税），原油商品率为96%。
经计算，评价期内的年均营业收入为57529万元。
2、税金估算
本项目所需缴纳的税金包括营业税金及附加（城市维护建设税、教育附加、资源税）及增值税。
（1）增值税的计算。
原油生产的增值税率为17%，应纳增值税税额计算公式为：
应纳增值税税额=当期销项税额—当期进项税额
1）销项税：
销项税额=营业收入（不含税）×税率
2）进项税：
在企业实际生产经营活动中，进项税额比较容易确定，取得的增值税专用发票中注明的增值税税额就是进项税额。
在项目评价时，不同成本项目进项税额的计算是不一样的，下面根据有关规定计算的进项税额。
由于采用的成本是不含增值税的，所以进项税的计算公式为：
①材料费、燃料费、动力费按100%的比例计算增值税进项税额：
进项税额=外购材料费、燃料费、动力费×增值税税率
②维护及修理费按50%的比例计算增值税进项税额：
进项税额=维护及修理费×50%×增值税税率
③井下作业费、驱油物注入费、测井试井费、油气处理费按30%的比例计算增值税进项税额：
进项税额=（井下作业费+驱油物注入费+测井试井费+油气处理费）×30%×增值税税率
生产期年均增值税额为8215万元。
（2）营业税金及附加。
城市维护建设税案增值税的17%估算，教育费附加按增值税的3%估算，原油资源税的课税对象为原油商品量，税率为22元/t。
生产期的年均营业税金及附加为1304万元。
营业收入、营业税金和增值税估算详见附表—财务分析辅助报表3.
三、资金筹措
本项目新增建设投资150063万元（不含成功探井、评价井投资9500万元）的55%为资本金，剩余45%为银行借款。
所需流动资金的30%为铺底流动资金，70%为银行借款。
本项目所需的资本金和债务资金由某集团公司财务部门统一筹措，资金来源是有保障的。
建设投资的借款利率为12%，借款偿还期为6年，根据油田开发项目在开采初期经营现金流较大而后期逐年减小的特点，在油田开采初期尽量多还款，从第3年开始还款，每年的还款比例分别为25%、25%、20%、15%、10%、5%。
流动资金借款利率为5.7%。
资金筹措详见项目总投资使用计划与资金筹措表，见附表—财务分析辅助报表2。
四、财务分析
（一）盈利能力分析
本项目在生产经营期间没有维持生产经营的投资发生，所以在现金流量表中此项为零。
维持运营投资是生产经营期间，为维持生产的正常运行，按财务规定不能进入生产成本的投入。
对于油田开发项目维持现有的油气井及相应地面设施正常运行、降低原油产量递减率等所发生的投入，按目前的财务规定都可以费用化，分别进入维护修理费、井下作业费等成本项目。
在生产期间为弥补产量递减新钻调整井、加密井、滚动扩边井等发生的投入，应该资本化作为投资，但这些投入是扩大现有设施规模，并不是维护现有设施正常运行必须发生的投入；另外，在一般情况下将一个“区块”独立进行开发方案设计时，是不考虑生产期间“打新井”等增加的工作量和投入，所以该项目没有考虑生产期维持运营投资。
1、项目财务现金流量表分析
根据项目财务现金流量表（附表—财务分析报表1），所得税后项目财务内部收益率是32.8%，远大于13%（13%是按照“加权平均资金成本”法测算的行业基准收益率）的行业最低要求；财务净现值73890万元，大于零；投资回收期3.8年，小于行业基准投资回收期8年。
因此，本项目的财务盈利能力可满足要求。
2、资本金财务现金流量表分析
根据资本金财务现金流量表（附表—财务分析报表2），项目的资本金财务内部收益率为50.6%，满足投资者的要求。
3、利润与利润分配表分析
油田开发项目的特点是原油产量逐年递减，营业收入不断下降，而生产成本基本保持稳定，还可能略有上升，所以在生产期利润逐年减少。
根据利润与利润分配表（附表—财务分析报表3）计算的年净利润为17010万元。
总投资收益率（RIO）=EBIT/TI×100%=25226/159563×100%=15.8%
式中EBIT——生产期内年平均息税前利润；
TI——项目总投资。
资本金净利润率（ROE）=NP/EC=17010/92521×100%=18.4%
式中NP——生产期内年平均净利润；
EC——项目资本金。
项目总投资收益率高于7%的行业标准，资本金净利润可满足投资者的要求。
（二）清偿能力分析
项目的还本付息见借款还本付息计划表（附表—财务分析报表5）。
由于项目的还款方案是针对油田开发项目的特点设计，在生产初期偿还了较多的债务，所以利息备付率和偿债备付率指标基本都是上升的，每年的利息备付率基本在7以上，偿债备付率在2以上。
因此，本项目具有良好的财务状况和足够的偿债能力。
（三）生产能力分析
现金流量表（见附表—财务分析报表4），尽管本项目每年的经营活动净现金流量逐年减少，但都在1.4亿元以上，并且累积盈余资金最低为7221.6万元，逐年增加，到生产期末达到21亿元，所以本项目具有很强的财务生存能力。
五、不确定性分析和风险分析
由于油田开发项目每年的盈亏平衡点都不一样，正常生产年份的盈亏平衡点不具有代表性，还可能引起误解，所以本项目不再进行盈亏平衡分析。
（一）敏感性分析和临界点分析
影响项目效益的主要因素为投资、原油价格、原油产量、经营成本、汇率等。
本项目主要分析这些因素对所得税后项目财务内部收益率的影响，各敏感因素的分析结果详见表1-3和图1-1。
表1-3敏感性分析表
序号
不确定因素
变化率（%）
内部收益率（%）
敏感度系数
临界点（%）
基本方案
1
原油产量
-30
12.9
2.0
69.7
-20
19.4
2.0
-10
26.0
2.1
0
32.8
10
39.8
2.1
20
47.1
2.2
30
54.8
2.2
2
原油价格
-30
12.6
2.1
70.2
-20
19.2
2.1
-10
25.9
2.1
0
32.8
10
39.9
2.2
20
47.4
2.2
30
55.2
2.3
3
经营成本
-30
39.5
-0.7
185.7
-20
37.3
-0.7
-10
35.0
-0.7
0
32.8
10
30.6
-0.7
20
28.4
-0.7
30
26.1
-0.7
4
汇率
-30
12.6
2.1
70.2
-20
19.2
2.1
-10
25.9
2.1
0
32.8
10
39.9
2.2
20
47.4
2.2
30
55.2
2.3
图1-1敏感性分析图（项目财务内部收益率）
从表1-3可知，对项目效益影响最大的因素，从大到小分别为原油价格、汇率、原油产量和经营成本。
当原油价格下降29.8%，为1774元/t时，达到效益临界点；当美元与人民币汇率下降29.8%，为1：
4.79时，达到效益的临界点；当原油产量下降30.3%时，达到效益临界点；当经营成本增加85.7%时，达到效益临界点。
（二）风险分析
1、产量风险
石油开采属于资源开采业，深埋地下，由于对油藏认识所限，储量、产量的风险比较大，尤其是勘探项目，开发项目的产量也存在风险，投产后原油产量低于预期的可能性还是比较大的。
2、原油的价格风险
近年来国际市场原油价格波动较大，对石油开发投资决策带来一定的影响，根据目前有关权威部门的分析预测，未来国际原油价格将在不低于60美元/桶的高位运行，该项目生产期国际原油价格按50美元/桶计算，原油价格风险是比较小的。
3、投资风险
由于受地质认识的限制，在油田建设过程中，钻井数、井深及地面工程量都可能有所变化，导致投资增加，风险加大。
4、经营成本风险
由于油田的经营成本是根据类似油田进行预测，所以在油田的生产过程中实际经营成本存在一定的不确定性，但根据上面的敏感性分析，当经营成本增加85.7%时，才达到效益的临界点，因此经营成本增加引起的风险是比较小的。
5、汇率风险
目前中国面临人民币不断升值的压力，已由原来的8.11跌到现在的6.83，由于国内原油价格已与国际接轨，人民币的升值导致原油的出厂价格下降，所以人民币的升值会增加项目风险。
所以本项目的主要风险将来自于原油产量和汇率，在方案实施过程中应加强对油藏规律的认识和研究，优化开发方案，提高产量降低投资。
六、评价结论
税后项目财务内部收益率为32.8%，大于13%的行业标准，资本金财务内部收益率为50.6%，可满足投资者的要求。
项目财务净现值73890.2万元（i0=13%），大于零；投资回收期3.8年，满足投资回收期小于8年的行业标准。
本项目具有较强的财务盈利能力、足够的偿债能力和财务生存能力，因此本项目在财务上是可行的。
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