天然气管线项目的经济性分析Word文档下载推荐.docx
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效率
34%
36％
45％
额定功率
600MW
负载因数
76%
76％
单位投资成本
1300美元/千瓦
1000美元/千瓦
650美元/千瓦
运营费
投资成本的2.5％
投资成本的2.0%
投资成本的4.0％
燃料成本
1.70美元/MMBtu
3.10美元/MMBtu
46.05美元/MMBtu
电厂投资期
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
175.5
45%
第三年
234.0
180.0
97.5
25%
第四年
120.0
0.0
0%
第五年
合计（百万美元）
780.0
100%
600.0
100％
390.0
电力热值＝3412英热单位/千瓦时
1GWH电力约消费燃料量：
406吨（10037MMBtu）
1512桶（9480MMBtu）
1650立方米（6205MMBtu）
燃料热值：
煤
6230千卡/公斤
重油
9880千卡/桶
天然气
9500千卡/立方米
注：
MMBtu即百万英热单位
煤、燃料油和天然气的发电效率分别假设为34％、36％和45％。
煤、燃料油和天然气的热值分别假设为6230千卡/公斤、9880千卡/升和9500千卡/立方米。
模型中的其它变量按照Kubota（1996年）的假设。
贴现率假设为15％。
在此模式中，为了证明潜在竞争性燃料价格和天然气价格市场渗透力间的关系，对煤和燃料油价格进行了假设。
如图3所示，天然气的竞争性市场价格与其它燃料有一一对应的关系。
例如，如果用天然气替代40美元/吨（1.48美元/MMBtu）的煤，天然气价格必须小于等于3.1美元/MMBtu。
同理，如果用天然气替代3美元/MMBtu的燃料油，天然气价格必须小于等于4.08美元/MMBtu。
只要天然气的实际价格低于净倒算值，用其替代煤或燃料油都是经济可行的。
这一结果表明，不同燃料和特定的设计方式影响了单位发电效率和建设成本。
目前联合循环和小型燃气轮机技术的创新极大的提高了燃气电厂的效率，这使天然气能够进入那些原本没有竞争优势的市场。
图3煤价和天然气净倒算值
虽然目前只对电力行业进行了模拟，但该方法也适用于其它相关工业。
这些工业将天然气与其它燃料相对的净倒算值作为一个主要燃料转换标准。
然而，转换实际上不会自动发生。
在达到净倒算值标准时，只有在成本可降低的情况下，才有可能进行天然气的转换。
根据VanGroenendaal（1998年）的预计，如果总成本减少超过7％，该公司将转而利用天然气。
如果总成本减少2％－7％，部分公司有意向利用天然气。
而如果总成本减少小于2％，没有公司愿意利用天然气。
关于渗透水平的预测，他提供了如下公式：
渗透水平＝（a-2）/（7-2）×
100%其中：
2＞a＞7
上述公式可用来详细研究相关工业的天然气需求。
管道天然气与LNG的比较
跨边境的天然气项目要求在基础设施上有巨额投资。
这些项目可能会达到规模经济效益，通常只要需求量保证，随着供气量的增加，项目赢利能力也增加。
根据输送方法和距离，有两种贸易方式：
管道天然气（PNG）和液化天然气（LNG）。
LNG项目包括液化工厂、储槽和再气化工厂的建设。
液化和再气化工厂的经济可行性由年产量和最高供气量决定。
输送成本则基本与输送距离相关。
与LNG项目不同，PNG项目既不需要液化工厂也不需要再气化工厂。
管道基本建设投资额的大小是项目经济可行性的主要决定因素。
基本建设投资额随着管线距离、管线走向、地理环境和负荷系数的变化而变化。
天然气井口价格也对PNG项目的经济可行性有较大影响。
假设井口价格相同，气田至市场的距离将决定贸易方式。
如果输送距离高于临界点，LNG项目将更加可行。
根据已建项目资料，临界距离大约为5800公里。
因而，如果俄罗斯远东和东西伯利亚天然气井口价格与国际价格具有可比性，这些地区的PNG看起来比东北亚LNG更加经济（见表2）。
表2陆上管线输送成本
年
供气量
（万吨）
价格
（美元/MMBtu）
收入
（亿美元）
基本建设费
支付利息
偿还贷款
贷款
折旧
工程抢修
税收
净收入
修正后净收入
管线
调压站
1
3.93
14.0
5.357
1.742
17.422
-3.678
-3.198
2
35.0
13.393
6.098
43.554
-10.937
-8.270
3
42.0
16.072
11.324
52.265
-17.131
-11.264
4
28.0
10.715
14.808
34.843
-18.680
-10.680
5
500.0
9.716
0.35
1.273
16.551
-10.393
-5.167
6
1000.0
19.432
7.0
2.679
0.70
2.546
1.093
8.711
0.968
-2.329
-1.007
7
1500.0
29.147
1.05
3.818
17.312
3.935
3.388
107.4
5.345
2.009
8
2000.0
38.863
1.40
5.091
16.919
7.608
6.291
274.9
11.387
3.723
9
16.158
10.555
8.227
239.6
11.489
3.266
10
15.102
12.704
9.195
242.2
11.338
2.803
11
13.832
14.521
9.679
265.8
11.039
2.373
12
12.380
15.973
309.4
10.604
1.982
13
10.783
17.570
357.3
10.124
1.646
14
9.026
19.327
410.0
9.597
1.356
15
7.093
21.260
468.0
9.018
1.108
16
4.967
20.551
531.8
11.215
1.198
17
2.912
15.518
593.4
17.687
1.644
18
1.360
8.563
640.0
25.727
2.079
19
0.504
3.749
665.7
31.141
2.188
20
0.129
1.289
676.9
33.864
2.069
21
680.8
35.243
1.872
22
1.628
23
1.416
24
1.231
25
1.071
26
709.8
33.984
0.898
27
782.4
30.839
0.708
28
869.5
27.064
0.541
29
1.452
927.6
24.548
0.426
30
0.484
956.6
23.289
0.352
最大天然气年输送量
2000万吨
管线长度
1万公里
管线直径
56英寸
管线投资
140亿美元
调压站投资
53.57亿美元
贴现率
15％
盈亏平衡点
3.931美元/MMBtu
施工进度
基本建设投资进度
1
25％
10％
2
50％
3
75％
30％
4
20％
5
6
5％
付款宽限期
年金系数
0.16275
偿还期
10年
折旧年限
25年
利率
税率
负债率
90％
通常，井口天然气价格由净倒算法决定。
虽然东西伯利亚地处偏僻，其天然气生产成本比中东可能更高，但由于该地区生产成本与中东地区不具有可比性，因此该地区的PNG项目看来是经济可行的。
考虑到计划中地区项目的距离和预计生产成本（例如伊尔库茨克和雅库茨克项目），LNG并不是一个理想的贸易方式。
（图4）
图4管道天然气和LNG的输送成本预测
二、天然气价格
根据地区和贸易方式，天然气定价主要有三种方法。
在东北亚，LNG是主要贸易方式，天然气价格与原油价格挂钩。
现有的LNG价格公式中，油价是关键决定因素。
在美国大陆，由于管道天然气是主要气源、燃料间的竞争性市场成熟，因此天然气价格通常与现货/期货价格挂钩。
而在欧洲，影响天然气价格的主要因素是天然气和竞争性燃料的市场条件。
虽然欧洲大陆的天然气价格更受竞争性燃料价格的影响，但供需变化是英国天然气价格的主要决定因素。
税收
政府的财政政策是决定天然气项目是否具有经济可行性的重要因素。
下列各表显示了东北亚国家天然气生产和销售过程中涉及的税收。
税收方面的法律包括：
利润税法、公司所得税法、个人所得税法和增值税法。
俄罗斯的税收体系自1990年以来发生了重大变化且仍在继续修正中。
下表出自伊尔库茨克项目商业计划。
表3俄罗斯税收
名称
纳税依据
凝析油消费税
增值税之前的销售收入
17美元/吨
物料再生税（Reproductionofmaterialbase）
增值税之后的销售收入
特许经营税
销售收入
8％
利润税
税前利润
35％
财产税
所有应征税的资产
2％
兵役税（Militiatax）
税前营业利润
1.5％
增值税
关税之后的销售收入
润滑油销售税
增值税之后的润滑油销售净收入
道路税
增值税之后的营业利润
1.5%
安全税
雇员工资
3%
城市垃圾税
1%
教育税
运输税
养老基金
社会保险基金
就业基金
医疗保险基金
在中国，天然气价格由国家发展计划委员会（SDPC）价格司监管。
天然气价格由井口价格、天然气处理费、天然气输送费和税收（增值税）组成（表4）。
除了增值税，其它价格组分均由SDPC监管。
表4中国的天然气销售增值税（至2000年3月）
种类
海上天然气
陆上合资开发天然气
陆上其它天然气
13％
1997年的天然气价格水平如下表所示：
表5中国天然气价格水平（1997年）
单位：
元/立方米
用户种类
天然气价格
化肥生产商
0.51-0.65
居民
0.63-1.1
其它工业
1.0-2.0
在韩国，天然气批发价格包括原料费、供应费和其它政府征收费用（表6）。
天然气零售价格由批发价格和地区供应成本加增值税（10%供应总成本）
表6韩国天然气价格的主要组成部分
韩元/立方米
LNG进口价格（到岸价）
136.34
进口处理费
韩国燃气公司确定
进口关税
1.36（进口价格的1%，到岸价）
32.31
进口附加费
5.58（由MOCIE⑴确定）
损耗
1.98（进口价格的0.9%，到岸价）
安全管理附加费
3.90（由MOCIE确定）
城市燃气价格的10%
韩国燃气公司的供气价格
214.83
终端用户价格⑵
273.21
⑴MOCIE为韩国商业、工业和能源部。
⑵终端用户价格为汉城1997年末数据
日本批发天然气税收为720日元/吨（LNG）。
用户将支付天然气零售价格5%的税。
（表7）
表7日本税收
类别
费用
关税
720日元/吨
消费税
用户价格的5%
资料来源：
IEA
APERC是日本能源经济协会（IEEJ）的附属机构，成立于1996年7月，总部位于东京。
（上海市天然气项目筹备组提供）
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