1、乍得原油管道管输费模型的构建与优化 周鹏 文健波 毛亮 晁代君 中油国际(乍得)有限责任公司 摘 要： 充分借鉴国内外管输费模式, 综合考虑项目利益、乍得政府诉求以及管输费计算模型合理性等因素, 构建了乍得一、二期原油管道全生命周期与输量比例相融合的管输费计算模型。该模型有三大创新点:一是构建了“资本性支出回收+操作费用回收+贷款利息回收+边际商业利润”计算模型;二是引入“边际商业利润”, 保证管道项目在全生命周期获得既定的内部收益率;三是创立按“输量比例”要素进行投资回收, 较好地匹配了上游项目上产节奏。按照该模型测算, 截至 2016年 12月底, 中方收取的一、二期管道乍得政府矿费油管输
2、费累计达3856.52万美元。该成果对石油天然气管道项目处理类似问题具有一定借鉴意义。关键词： 管输费; 乍得原油管道; 全生命周期; 输量比例; 收稿日期：2017-10-12Construction and optimization of Chad crude pipeline fees modelZHOU Peng WEN Jianbo MAO Liang CHAO Daijun CNPC International (Chad) Co.Ltd; Abstract： The paper, comprehensively considering projects benefit, the
3、government of Chad demands as well as the rationality of the pipeline transmission cost calculation model, constructs the Chad crude oil pipeline life cycle with the transportation ratio of pipeline transportation fees calculation model based on pipeline fees experiences at home and abroad. The mode
4、l above mentioned has three innovation points as follows: construction of the “capital expenditure recovery + operation cost recovery + loan interest recovery + marginal profit” with 4 parts of the pipeline fee calculation model; introduction of “marginal business profit” to ensure that pipeline pro
5、jects obtain vested internal rate of return during the life cycle; creation of a “investment recovery transportation ratio” elements to match the upstream project better. According to the model calculation, the amount of the oil pipeline for the Chadian government charged by China, amounted to $385.
6、52 million by the end of December in 2016. It is salutary to deal with similar problems in oil and gas pipeline projects.Keyword： pipeline fees; Chad oil pipeline; total life cycle; transportation ratio; Received： 2017-10-121 中国石油在乍得业务概览2003年 12月, 中国石油通过股权并购方式加入乍得 H区块项目, 至 2007年, 中国石油分 4次逐步完成了乍得 H区块
7、 100%权益的收购, 中国石油 100%控投的CNPCIC Bermuda (中油国际 (乍得) 有限责任公司) 和 Cliveden公司各持 50%权益, 中油国际 (乍得) 有限责任公司为 H区块的独立作业者。2007 年 9月, 乍得政府代比总统访华, 与胡锦涛主席共同见证了中国石油与乍得石油部签署合资炼厂建设协议, 开启了中乍两国石油合作的新篇章。中国石油在乍得从最初只有少量油气发现的小型勘探项目, 发展至今已经成为 300万吨/年规模的上下游一体化项目, 产量位居乍得第二, 是乍得唯一的上下游一体化、全产业链石油公司。面对低油价的严峻挑战, 2016 年中国石油乍得上游项目实现原油
8、产量 285万吨, 实现利润 1.13亿美元, 现金贡献 1.64亿美元。目前, 中国石油在乍得的投资业务已经覆盖勘探开发、管道运输、炼油仓储、工程建设和工程技术服务等领域。1.1 上游勘探开发项目 2个H 区块开发项目和新 H区块勘探项目乍得 H区块开发项目采用矿税制合同模式, 承包商通过原油销售收入回收成本, 并向政府交纳矿费、所得税、原油出口统计费等税费, 获得税后利润。根据2014年 10月双方签署的和解协议, 中国石油未来将向乍得政府转让矿税制合同 10%的权益。H 区块共有 7个开发许可, 开发面积约 829平方千米。目前已投入开发 4个油田, 2014 年建成 240万吨/年产能
9、规模, 2016 年原油产量达到285万吨。根据规划, 2017-2018 年 2.2期油田开发建设完成后, 项目将达到600万吨/年产能规模。2015年 8月, 新 H区块勘探项目产品分成合同 (PSA) 生效。勘探期内中国石油持有 100%权益, 待进入开发阶段后, 乍得政府有权决定是否入股, 持股比例最高不超过 25%。新 H区块勘探面积合计约 6.8万平方千米, 涵盖了 6个沉积盆地的部分地区。经过多年勘探与评价, 发现剩余圈闭 263个, 预测风险后可采资源量 9.2亿桶, 其中 67%分布在 Bongor盆地。新 H区块具有较大的勘探潜力。根据规划, 未来几年将重点开展 Bongo
10、r盆地滚动勘探评价, 优选临近现有H区块地面设施的油田快速投产, “十三五”末预计达到 150万吨/年产能, 合同期内预计可以建成 260万300 万吨/年产能规模。1.2 中游管道项目 2个一期、二期原油管道乍得一期原油管道 (Ronier 油田-恩贾梅纳炼厂, 即 R-N管道) 全长 311千米, 于 2009年开工建设, 管径 406毫米, 设计压力 10兆帕, 设计输量 100万吨/年。设首、末两座站场, 8 座阀室 (其中 3座远程终端设备阀室) , 该管道于 2011年 6月投产, 目前保持 70万吨/年的输油规模。乍得二期原油管道 (Ronier 油田-Kome 油田末站, 即
11、R-K管道) 全长 197千米, 与 ESSO公司 (埃克森美孚在乍得的子公司) 运营的乍得-喀麦隆跨国管道 (简称乍喀管道) 相连, 实现原油出海外销, 管径 508毫米, 设计压力 10兆帕, 设计输油能力为 300万吨/年。2014 年底, 二期管道顺利投产。2015 年 1月 19日乍得上游项目正式在国际原油市场上销售第一船原油, 2016 年全年外输原油 12船, 约 226万吨。1.3 下游炼油项目 1个恩贾梅纳炼油厂 (NRC) 2007年 9月, 中国石油与乍得石油部签署合资炼厂建设协议, 合同模式为公司制, 中乍双方按 6040 的比例共同持有炼油厂的股权。恩贾梅纳炼厂于20
12、08年 10月奠基, 2011 年 6月投产运营, 设计加工能力为 100万吨/年, 主要生产汽油、柴油、航煤、燃料油、液化石油气和聚丙烯等产品。目前年加工量70万吨。2 管输费计算模型构建与实施2.1 项目成本回收与管输费计算方法乍得一、二期原油管道是为解决上游油田供应炼厂和连接乍喀外输管道而修建。管道投运以来, 为满足项目公司运营需要, 科学合理有效地加快管道投资及成本回收, 提升整体效益, 项目公司开展了管输费计算模型的构建研究工作。乍得 H区块项目合同第 22.5条款中提到, 如果政府要求且联合公司拥有必要的设施及能力, 联合公司应负责政府矿费油的运输和交付, 其费用由政府承担。合同第
13、 14.9条款中提到, 油气产品的运输价格在石油部监督下由负责进行运输的公司制定, 制定运输价格应考虑:设备的使用率, 输油管线及设施的折旧、管线输送距离, 以及同等设施在相似条件下运行的合理利润。因此, 项目公司需要结合管道实际运营情况构建管输费计算模型, 对政府矿费油的运输收取合理的管输费用。乍得共和国地处中非内陆, 自然环境恶劣, 全年高温炎热。乍得是农牧业国家, 国家经济基础差, 是世界最不发达国家之一, 投资风险极高, 且国内政局长期动荡。一、二期管道前期建设投资巨大, 为更好地应对乍得投资环境变化, 尽早回收管道投资, 降低投资风险, 项目公司制定了 10年资本回收“先高后低”的管
14、输费计算模型。管输费通常以合理的输送成本为基础, 包括管道投资建设资本、管道操作和维护成本, 以及债务利息费用, 再加上许可合理的收益1。目前国际上通行的管输费计算方法主要有财务内部收益率法和成本利润法两种, 不同的项目可针对融资结构、运营模式来决定项目的回报率, 制定适宜的管输费计算模型。1) 财务内部收益率 (IRR) 法。这是在项目生命周期内按照折现现金流分析, 通过项目全部投资的税后内部收益率来反算管输价格, 并根据各年实际发生的成本费用数据进行逐步修正。该方法在计算过程中并没有考虑项目的融资结构及融资成本。根据该方法得出的管输费在整个生产运营期内保持相对稳定, 有利于稳定上下游企业的
15、生产经营。不足之处是管道企业在初产期产生的现金流较少, 前期偿还贷款的压力较大, 生产经营会受到一定的影响。2) “成本+利润”法。根据当年实际发生的成本费用和要求项目实现的净资产回报进行测算, 在当年实际发生的成本费用中考虑了项目的融资成本。为避免管道实际操作成本膨胀, 设定了管输费的上下限。根据该方法计算出的管输费, 其所产生的现金流能够较好地满足企业自身偿还贷款、开展生产经营活动等的要求。不足之处在于, 管道企业要保持较高的运输价格, 这对上下游企业的平稳运行造成一定困难。2.2 国内外跨国管道管输费模式研究2.2.1 中国大型跨境管道管输费模式中亚、中哈两条陆上跨境油气管道的管输费模式
16、的制定, 充分考虑了合作方所在国管输费规范和管道运价测算的具体规定, 制定了切实可行符合合作双方经济利益的运费计算方法。中亚输气管道管输费采用折现现金流法, 采用 (项目融资前) 税后内部收益率 12%的约定条件测算管输费, 并根据管道实际运营所发生的成本及所实现的年输送量按期对管输费进行修订。中哈输油管道管输费采用的是“成本+利润”法, 根据各年实际发生的成本费用和当年要求项目实现的净资产回报逐年测算, 同时兼顾了项目的融资成本。从中亚、中哈两条跨境管道管输费的计算方法可以看出, 管输费的制定并没有统一的模式, 但都符合成本回收和投资回报的基本原则。管输费的制定应充分考虑管道所在国政府的相关
17、管理规定, 按照其管输费制定模式对国际通用的财务内部收益率方法进行一定程度的调整与修改。2.2.2 乍喀管道管输费模式由于乍得二期原油管道与 ESSO公司运营的乍喀管道相连, 通过该管道实现原油出海外销, 乍喀管道的管输费模式被当地政府和公司认可, 因此需了解该管道管输费模式。为满足乍得多巴盆地原油外输需要, 油田作业者埃克森美孚、雪佛龙和马来西亚国家石油公司共同组成国际财团从世界银行贷款, 修建了乍喀管道。埃克森美孚在当地的子公司 (ESSO) 是管道作业者和最大股东。管道起自乍得多巴Kome油田, 终于喀麦隆大西洋沿岸的 Kribi港口, 线路全长 1081千米。管道所有者分别与乍得和喀麦
18、隆政府合资成立了乍得石油输送公司 (TOTCO) 和喀麦隆石油输送公司 (COTCO) , 分别管辖位于乍得、喀麦隆境内的管道资产2。乍喀管道输送收费模式, 主要根据不同的建设投资出资方式, 设定了不同的投资回报:自有资金出资可获得 10%的投资回报, 债务资金只回收本金和利息。不论何种出资方式, 投资的回收年限为 10年。运营期的经营成本可通过管输费实现当年回收, 管输费高低通过自有资金现金流内部收益率 10%进行调节。由于乍喀管道实行分段运营, 实际的管输费由各国管道公司分别收取, 管输收费以托运商、承运商、过境国政府三方共同签订的石油运输合同为依据。该合同规定了管输费的收费模式, 但并未
19、规定具体的管输价格。实际的管输价格由管道公司根据实际投资及成本回收情况, 按照约定的资本回报模式进行测算并征收, 每 3年调整一次。由于管道建设时间较早且过境国政府均为管道公司股东, 过境国政府并未对管输费进行单独核准, 石油运输合同是乍-喀管道运营方收取管输费的最终法律依据。乍喀管道输送收费模式为资本回报模式, 管输费由管道运营费用、债务本息、固定流量费用和变动流量费用 4个部分构成。该模式要求股东实际投入的资金满足项目所在国的规定, 在考虑项目债务还本付息的基础上, 给予股东 10%的资本回报率。乍喀管道的建设初衷是解决多巴原油出口问题, 但由于管道建设里程较长, 投资较大, 属于穿越复杂
20、地貌的跨国输送管道, 管输收费模式最终为各方利益博弈的结果。该模式在实现投资快速回收的同时, 大幅降低了管输成本, 为上游油田降本增效创造了空间。2.3 管输费计算模型的构建2009年, 乍得上游项目一期原油管道开工建设, 并于 2011年 6月 9日一次投产成功。管道投产前, 项目公司与乍得石油部就管输费计算协议以及计算结果曾多次会面商洽, 最终达成了以埃克森美孚与乍得石油部签订的管输费协议为蓝本, 结合一期管道项目实际情况搭建管输费计算模型的共识。TOTCO 和 COTCO管道合资公司的管输费计算模型已经使用近 10年, 这种计算方法得到乍得政府认可。乍得上游项目一期原油管道初始管输费计算
21、模型由管道运营费 (Operating Expenditures, Opex) 、债务本息费用 (Financial Expenses) 和流量付费 (Throughout Payment, TP) 三部分构成 (见图 1) 。管道运营费用, 指管道运营周期内实际发生的所有合理的必要的运营费用, 即经营成本 (总成本费用-折旧-财务费用) 。运营费用除以运输总量, 得到单桶运营费用。收取管道运营费用就是回收管道投入运营后经营性成本。债务本息费用, 指管道建设资本中长期债务部分按照融资协议计算的还本付息金额。年度债务本息费用除以管输总量, 得到年度平均每桶债务本息费用。收取债务本息费用是为了分期
22、 (按年度) 偿付项目借款本金及利息。图 1 乍得一期管道初始管输费主要构成 下载原图流量付费分为两部分, 固定流量付费及变动流量付费。1) 固定流量费用 (TPF) 。固定流量费用是对项目自有资金出资的补偿, 包含本金的回收和投资回报两部分, 自投产运营以后 10年内回收完成。计算公式:式中, EP 是资本金出资的分年回收数额, 回收期 1 0年, 计算公式 0.1。此式中, 保证资本金能够满足折旧和偿债要求, 防范实际运营阶段的资金风险, 其中 AF为建设期自有资金总额, I 为建设期总投资, DR 为分年还本付息资金。AC 的计算年限为运营期前 10年。MA 是自有资金出资比例高于 25
23、%部分的资金成本, 计算公式 MA=计算到上年末的 计算到上年末的MA的计算年限为建设期第二年至运营期第一年, 即根据前一年的建设投资计算第二年的 MA。ES是资本金出资的投资收益。资本金出资的未回收部分可分年获得 10%的固定回报, 计算期为 10年, 计算公式为:DC是年度还本付息的差额, 当采用等额本息还款方式计算还本付息资金时, DC为 0。采用等额本金还款方式时, DC 为上一年还款本金对应的利息。计算 DC主要是为了剔除因还款方式差异造成的资金回收影响。2) 变动流量付费 (TPP) 。根据对管输费计算方法的定义, 年度变动流量付费TPP为变动校正因数, 用于校正管道投资回收的内部
24、收益率, 在消除了 CPI影响后, 管道项目内部收益率达到 10%的补充付费。在 10年回收期内, 如果测算收益率低于 10%, 在单桶管输费的基础上每桶增加一定金额使收益率达到 10%。变动流量付费的计算方法, 引用了一个“未折现的年度可回收分配金额 (ARD) ”概念。计算公式:式中, DC 为分年还本付息差额, AF 为分年自有资金, IS 为所得税。IS 的计算是基于年管输收入扣除当年折旧和管道操作费用以及前一期的弥补亏损之后, 50%作为管道收入, 50%为所得税。因此, ARD 可理解为未折现的年度净现金流。管输费计算模型设计了贷款比例大于总投资的 75%时, 投资方将获得 1个百
25、分点的计复利收益。据了解, ESSO 的乍-喀管道自有资金和贷款比例为 3664。为确保项目公司经济效益最大化, 在管道内部收益率保持 10%基础上, 项目公司分析了不同自有资金和贷款比例的管输费收取情况。当管道建设投资股东出资 100%时, 管道运营生命周期内收取的管输费总额最高, 最有利于项目公司整体利益。基于此, 管输费计算模型首先假设一个单桶初始变动流量付费 (TPPI) , 并且乘以年度通货膨胀率以消除通货膨胀所带来的影响。之后, 将此数代入模型反算, 在基准折现率为 10%时, 得出 ARD为 0的 TPPI值, TPPI 再乘以年管输量, 即得出年度变动流量付费。2.4 管输费计
26、算模型的优化2.4.1“全生命周期成本利润法”管输费计算模型乍得上游项目二期原油管道 2014年底顺利投产。项目公司上报乍得政府, 建议二期管道的管输费计算模型沿用一期管道的管输费模式。但乍得政府以“不适合 CNPCIC, 单桶管输费过高”等为由, 否决了项目公司二期管道管输费计算方法。最终, 项目公司与乍得石油部达成使用“成本+折旧+财务费用+利润”方法来计算管输费的共识。项目公司在原计算模型基础上, 引入了“全生命周期成本利润法”, 对一、二期原油管道管输费计算模型进行优化升级, 完成了新的管输费计算模型设计。“全生命周期成本利润法”管输费计算模型, 主要考虑了资本性支出与费用支出的回收,
27、 并且依照 H区块项目合同中相关要求, 制定了边际商业利润 (Commercial Margin) 的收取标准。优化后的模型中管输费构成包括:资本性支出的回收、操作费用的回收、贷款利息的回收和商业利润 4部分。1) 资本性支出的回收。在管道建设投产后 10年内回收, 即管道建设投资均摊10年, 得到每年的应回收的投资额度, 再除以当年管输量, 得出单桶管输费中资本性支出部分。2) 操作费用的回收。初始计算的操作费根据历史数据统一采用 2.5美元/桶。在实际计算中, 当月产生的操作费采用会计账户中的实际数据, 计算出当月操作费的分摊结果, 实际支出多少, 即回收多少。3) 贷款利息的回收。根据预
28、期的还款计划制定, 当月发生的财务费用采用会计账户中的实际数据来计算管输费中的贷款利息部分。4) 合理商业利润的收取。优化后的模型依据管道投资内部收益率 10%, 采用现金流评价方法, 根据合同期内 (假定合同期为 n年) 项目整体投资、操作费用、财务费用、折旧等安排, 建立经济评价模型, 计算相应的现金流入、现金流出和净现金流。现金流入:现金流出:式中, CR可回收投资;O操作费用;F贷款利息;M合理商业利润;Q管输量;T乍得政府规定所得税;I管道总体投资净现金流:净现金流在 10%的基准折现率下, 依照下面的计算式累计求和等于 0时, 迭代反算出 M, 即为所求的边际商业利润。根据优化后的
29、管输费计算模型, 得出一、二期管输费情况 (见图 2图 5) 。与初始模型相比, “全生命周期成本利润法”模型将固定流量费用提炼为资本性支出 (CAPEX) 的回收和边际商业利润。资本性支出回收期为 10年, 每年回收所有投资的 1/10。即, CR=总资本支出/10。边际商业利润是根据 H区块合同中关于“合理收益”规定而制定的, 是合同期内管道合计投资内部收益率为 10%时的收益, 也是初始模型中变动流量付费的升级优化, 计算过程精简了, 在保证投资内部收益率为 10%的情况下, 每年的边际商业利润只需要根据现金流量表进行微调。2.4.2 引入“按输量比例”要素进行投资回收“全生命周期成本利
30、润法”模型中投资回收设定为 10年平均回收, 考虑乍得项目上产节奏, 保障项目公司整体利益最大化, 在管输费计算模型中创立了“按输量比例”要素进行投资回收的方法, 从而降低管道投产期初单桶管输费中的投资回收比例, 使得模型更加科学合理。图 2 乍得一期原油管道合同期内每年每桶管输费 下载原图图 3 乍得一期原油管道合同期内每年净现金流和累计现金流 下载原图图 4 乍得二期原油管道合同期内每年每桶管输费 下载原图图 5 乍得二期原油管道合同期内每年净现金流和累计现金流 下载原图“按输量比例”要素进行投资回收, 是指每年度可回收的投资金额 (CR) , 将根据各年度预测输量 (EQ) 与 10年内
31、总输送量的比率而得出 (UR) 。比率计算公式:对已给定年份 n, 回收额计算公式:每一个日历年结束后, 根据上一年的实际输送量与 10年期内输量之比, 动态调整未来年份的 CR数值, 以保证 10年内可回收投资额的平衡。3 管输费计算模型构建与实施成效3.1 创造性构建了科学合理的管输费模式项目公司在充分借鉴国内外管输费模式经验的基础上, 综合考虑了项目自身利益、乍得政府诉求, 融合了乍-喀管道管输费计算模型和国际上通用管输费计算方法的优点, 构建了全生命周期与输量比例相融合的管输费计算模型。该管输费计算模型主要有三大创新点。3.1.1 构建了乍得上游项目管输费计算模型的基本结构为满足项目公
32、司管道运营的需要, 项目公司研究了国内外管输费计算模型的基本要素, 分析了常用几种管输费计算模型的优缺点, 结合乍得 H区块合同的相关规定, 构建了由资本性支出回收、操作费用回收、贷款利息回收、边际商业利润组成的乍得上游项目管输费计算模型。该模型汲取了成本利润法和财务内部收益率法计算管输费的优点, 对操作成本和债务融资按成本利润法进行当期费用设计, 对股东投资进行全生命周期投资收益设计。这样既满足了管道偿还贷款、开展生产经营活动的要求, 也保持了管输费在整个生产运营期内相对稳定。3.1.2 引入“边际商业利润”保证管道项目在全生命周期获得既定的内部收益率边际商业利润是在乍得 H区块合同第 14.9条中“合理利润”规定基础上, 根据通用管道项目运营内部收益率标准而设定的。边际商业利润为反算指标, 并根据每年实际发生的管输费进行动态调整。边际商业利润的引入, 将项目生命周期内的收益与投资总额联系起来, 综合考虑了每期的现金流入流出加权结果。3.1.3 创立了“按输量比例”要素进行投资回收“按输量比例”要素进行投资回收是乍得上游项目优化后模型的一大亮点, 按照每年的管输量占管道投产后 10年内总管输量的比例回收投资, 而不是简单地按 10年平均回收投资。加入“输量比例”要素, 既保证了 10年投资回收期不
