延安气田项目经济评价存在的主要问题及解决办法探讨

杨膳源　张静　周扬　高天然

摘 要：延安气田属于低产低渗的非常规气田，基本上处于边界经济效益状态，尤其需要重视经济评价。当前，在经济评价工作中存在操作成本分类不规范、投资处理方式模糊、未采用供气合同价、地面工程可研中采用反算法等一系列问题，本文提出了解决办法，并提出应建立自有的经济评价方法和参数体系，统一经济评价运行平台;任何建设项目均必须进行经济评价，并将经济是否可行作为项目是否得以实施的第一标准等建议。

关键词：经济效益;投资处理;成本归集;反算法

随着国内宏观经济适度放缓，延长石油（集团）资金状况日趋紧张，投资进一步压缩，面对不利因素，延长石油（集团）转变了以往注重上产而忽略经济效益的思路，坚持以经济效益为主线，确保各项生产经营目标顺利完成。

延安气田构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东南部，储层低产、低渗，属于非常规气田，开发难度大，经济效益不十分明显。总体上，延安气田遵循了立项→开发方案编制→可行性研究报告编制→初步设计的开发决策程序，决策程序相对规范。

但在项目经济评价中仍存在一些共性问题，主要体现在：

1 没有进行系统的操作成本归集、分类

既没有交代成本取值的数據来源，也没有成本处理的过程，往往是大概估摸出来一些数据，并根据经济评价想要的超过基准收益率结果，人为地调整成本取值数据。

正确做法：

①数据来源一是财务报表的生产成本报表、管理费用报表;

②数据来源二是现场调研的数据，与财务报表上的数据有冲突的采用现场调研的数据，否则，采用财务报表上的数据;

③进行成本参数处理。根据各项成本发生的动因进行成本数据的归集、处理，举例：直接材料费：指在气井、集气站、集输以及天然气净化等生产过程中直接消耗的材料。按照**万元/井·年折算。直接动力费：指净化厂其他燃料费，采气大队用汽油、柴油，生产性水电：生活用水、电。按照**万元/井·年折算。直接人员费：按**年实际职工薪酬，采气大队和净化厂在册人数测算。井下作业费：指为维持气井的正常生产采取的各种技术措施费，包括气井措施费、动态监测费、井下作业费、排水采气费等。按照**万元/井·年折算。测井试井费：按照**万元/井·年折算。维护及修理费：对油气资产地面设施设备、辅助设备和设施进行维护、修理所发生的费用;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。按其占地面工程投资的比例计算或按生产井数和单井所需维护费用估算。油气处理费：脱水、脱硫和天然气净化，按产量与单位气处理费估算;污水处理费按污水量和单位污水处理费估算。运输费：按拉运液量和单位吨液·公里估算。制造费用：指采气厂、矿两级生产管理部门为组织、管理生产所发生的各项费用，及工资性附加（包括社会保险费、物业费和采暖费等）。按照**万元/井·年折算;

④得出经济评价采用的成本参数取值结果。

2 投资处理方式模糊

主要体现在：

①钻采工程投资中对于老井仍采用预算投资，没有用实际投资;

②建设期利息计算方式模糊。非常规气田建产难度大，50%以上的开发井、评价井等待5年以上的时间才开始地面建站投产，产生了巨额利息。在建设期利息的处理方式中，往往存在以下问题：

a.直接采用旧井的钻井工程投资;b.按照投资发生后即进行折旧，取资产净值。举例：利用的老井90口，投资原值55050万元，按照18年折旧，第6年建站投产，经济评级是按照折旧后的净值计入，即55050×（1-6/18）=36700万元。正确的算法：实际上这些井并没有投产，6年期间共产生建设期利息：55050万元×4.75%*5=15869万元。经济评价中采用的钻井工程投资应该是55050+15869=70739万元;b.没有进行地面工程投资的劈分：气田建设项目引起特殊性，往往存在部分井接入老的集气站场、净化厂、脱水站等，新建站场从整体上考虑时往往根据规模性价比，存在较多的设计余量，便于今后的加密、调整。例如：100口气井的开发方案，其中20口气井接入了老地面站场、80口井接入了新建站场、地面新建站场投资4亿元，处理规模及能力满足120口气井，老站场投资原值8亿元、净值6亿元。现有的方案中，采用的地面工程投资出现了3中情况：情况一：直接用地面新建站场的投资，即4亿元。情况二：未考虑老站场的投资，只用地面新建站场的投资进行投资劈分，即4×80/100=3.2亿元。情况三：用老站场投资原值和新建站场投资进行投资劈分，即8×20/120+4×80/100=3.5亿元。应该用：老站场投资净值和新建站场投资进行投资劈分，即6×20/120+4×80/100=3.3亿元;

③天然气价格采用发改委发布的门站气价，应该采用供气合同价;

④地面工程可行性研究报告中的经济评价采取了反算法。例如：某地面工程可行性研究报告中的经济评价章节中，依据反算的天然气增压价格，以12%的内部收益反算天然气的增加价格为0.11元/方，该价格下税后内部收益率为9%，目前天然气的出厂价格为1.1元/方，项目在经济上是可行的。正确做法：仍采用开发方案中的经济评价方法，不要用反算法。

3 结束语

对于延安气田这种低产低渗的非常规气田，基本上处于边界收益率状态，开发风险大，在投资决策中，尤其需要重视经济评价，并尽量降低风险。

①需要建立自有的经济评价方法和参数体系，统一经济评价运行平台，以方便投资计划安排，方案审查、经济评价、投资控制及最终的财务决算和审计;

②任何建设项目均必须进行经济评价，经济是否可行，作为项目得以实施的唯一标准，通过，则根据资金状况和上级部门的审批意见予以实施，不通过，则必须进行方案优化修改，直至达到效益可行为准;

③任何项目经济评价部分工作，应委托具有资质的单位独立编制，禁止方案和经济评价由一家单位进行编制。避免因个体原因，评价不够客观，降低项目建设经济风险和决策风险。

参考文献：

[1]陆绍凯.项目管理的研究前沿[J]. 技术经济与管理研究， 2005（01）：36-38.

[2]罗佐县.新形势下国际大石油公司发展战略[J].国际石油经济，2014（11）.

[3]何兴.现代石油化工企业可持续发展战略全书[M].北京：中国科技文化出版社2005.

[4]刘永爱.动态规划在油气开发投资决策中的应用研究：中国企业运筹学学术交流大会，中国重庆，2007[C].

作者简介：

杨膳源（1986- ），2009年7月毕业于西南石油大学资源勘查工程专业，目前在延长石油（集团）油气勘探公司延长气田釆气三厂从事天然气勘探开发技术工作。

张静（1986- ），2008年7月毕业于重庆科技学院应用化学专业，目前在延长石油集团油气勘探公司釆气一厂从事天然气开发技术工作。

周扬（1986- ），2009年7月毕业于西南石油大学资源勘查工程专业，目前在延长石油（集团）油气勘探公司延长气田釆气三厂从事天然气勘探开发技术工作。

高天然（1987- ），2009年7月毕业于大庆石油学院地球化学专业，目前在延长石油集团延长气田釆气三厂地质科从事天然气勘探开发技术工作。

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