成立能源合资公司项目可行性研究报告.doc

成立能源合资公司项目

可行性研究报告

一、项目概况
为开拓中海油XX能源有限公司(以下简称公司)在XX市地区天然气和成品油的加注市场，建设天然气和成品油加注网络，公司与XXXX汽车运输（集团）有限公司（以下简称XX集团）签署了合作协议，经过双方多次的沟通和谈判，目前，双方已就成立合资公司事宜达成初步意向。
二 市场和主要技术分析
（一）市场情况
XX市是XX的一个下辖地级市，位于XX东南部，西江流域中游，浔郁平原中部，是大西南出海通道的重要门户，XX港口为华南内河第一大港，地理位置优越，西江黄金水道流经市境，东临梧州、南临玉林和钦州、西接南宁、北邻来宾。XX市行政区域面积约1.06 万平方公里，辖3个市辖区，1个县，1个县级市，总人口510万。截止目前，XX市地区省城际、乡镇客运车2500多辆，公共汽车近270辆，货运卡车2900辆，客运出租车380多辆。
（二）合作方介绍
XXXX汽车运输（集团）有限公司前身为XXXX市汽车运输总公司，目前公司总资产2亿多元，员工1200多人，是XX市骨干企业，XX十大专业运输企业之一，是国家一级道路旅客运输企业。目前XX集团在XX、桂平、平南三地共拥有10家客运站、8家客运分公司、4个汽车维修厂和XX市XX出租车有限责任公司、XX市华通汽车运输有限公司、XXXX物流有限公司等7家子公司。拥有运营车辆1000多台，开行客运班线200多条，班线覆盖XX区内各主要城市和广东、海南、江西等八省。
（三）合作目标
2012年，公司与XX集团签署了合作协议和供气合同（详见附件1和附件2），合作双方共同货币出资成立合资公司，主要业务为：XX地区内（高速公路除外）的成品油、天然气终端销售业务，即车船加油（气）站的开发、建设和运营管理，及其他与天然气和成品油有关的业务。
合资公司的经营目标是在合资公司成立后的五年内，在合作区域建设和经营不少于30座加油（气）站（包括加油站、加气站、油气合建站），实现XX地区的公交车、出租车燃料全部改装天然气，城际大巴、乡镇小巴油改气替换率达50%以上，物流车辆油改气替换率达30%以上，部分船舶完成油改气。XX集团能够协调和控制的加油（气）站规划用地应全部租赁给合资公司使用，特别是客运站场和现有的加油站，该目标将分步实施，具体发展计划由双方制定。据此目标到2018年底，XX地区使用天然气汽车的车辆为3406辆，每年需消耗天然气约13万吨。
车辆类型
公交车
出租车
重卡
城际客车
目标市场车辆（辆）
306
533
1817
750
单台车天然气消耗量（标方/百公里）
32
11
30
50
天然气消耗量（吨）
5508
4112
90840
29064

目前公司在XX集团汽车站内配置了临时加注设施，同时，XX集团已投放了7辆LNG客运车和16辆气电混合公交车，运行状况良好，并计划2014年内增加投运100台以上天然气出租车和客运车。
三 项目投资方案
根据国家清洁能源利用政策和低碳经济发展战略，XX在“十二五”规划中明确提出“建设清洁能源体系，转变能源生产和利用方式，优化能源结构”、“加强节能管理，把大幅降低能源消耗强度和二氧化碳排放强度作为约束性指标”的要求，中海油XX项目的战略目标将在XX地区建设30座加油加气站点。按实现经营目标测算，在未来5年内，本项目各经营目标的实施预计需要5.1亿元人民币，在XX地区进行规划、基础设施建设、建库（站）等。
序号
项目
分项　
投资额（万元）
规模
1
成品油、天然气终端销售
油气站
36000
30个油气站
合计

36000

四 投资资金落实情况
中海油XX项目公司计划启动注册资本金为1000万元，根据项目实际的投资情况，各股东按照其出资比例增加资本金投入，项目开发投入按照30%资本金投入，70%寻求金融机构融资的比例进行。项目的投资建设资金来源为现金投入，并通过项目滚动及项目贷款进行发展。
五 经济及财务分析评价
5.1、 经济效益评价范围
本规划经济效益评价对象包括XX能源公司和2014-2020年在XX区规划建设的加气站，即以规划中加气站总量作为评价对象。为统一评价口径和方法，本次评价的加气站全部是自建新站，不考虑租赁、收购等其它模式。
5.2、 编制依据
（1）国家发改委编发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）；
（2）《中国海油液化天然气（LNG）汽车加气站可行性研究报告（代初步设计）编制要求》；
（3）《中国海油液化天然气（LNG）汽车加气站项目经济评价参数》。
5.3、 经济评价方法
规划经济评价选取了必要的基础数据进行成本费用估算、销售收入和相关税费估算，对项目的盈利能力进行了分析、评价。
通过对规划项目投入与产出的各种经济因素进行分析、计算，从而对规划项目建设的经济效果进行客观、科学和公正的技术经济评价。本次经济评价采用固定价格体系，以建设期初年为基准年。
5.4、评价参数和基础数据

（1）投资估算汇总见表5-1
单位：万元
序号
项目明细
金额
1
建站投资
24,080
土地投资
19,160
2
应急移动加气设施投资
400
3
信息化投资
700
4
建设期利息
1,660
5
流动资金
5,000
合计
51,000

表5-1-1 分年度建设投资估算表 单位：万元
年度
建设 投资
土地 投资
应急加气设施投资
信息化投资
建设投资总额
2014年
2440
1460
200
100
4200
2015年
3160
2190

200
5550
2016年
4440
2650
200
200
7490
2017年
3040
2500

100
5640
2018年
3840
3460

100
7400
2019年
4080
3700

7780
2020年
3080
3200

6280
合计
24080
19160
400
700
44340

（2）本次评价物价水平为2013年物价水平。
（3）计算评价期限按照：对于单站来说，建设期＋经营期＝20年；对于整个规划作为一个项目来说，建设期（非经营期）＋经营期＝27年。
（4）基准收益率：根据《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）的相关规定，石油天然气项目的行业基准收益率为8%，资本金行业基准收益率为10%。
（5）建设投资和流动资金的贷款比例均为70％。长期贷款利率为6.55％，短期贷款利率为6％。
（6）销售价差
成品油销售价差：单站汽油销售价差570元/吨，柴油销售价差460元/吨。
LNG销售价差：以涠洲岛年平均出站价格为基准，XX地区平均出站价格约为5500元/吨，运输费用按450公里、1.20元/吨·公里测算，运费约为540元/吨，销售价差900元/吨。
（7）销售量
销售量详见表5-2、表5-3、表5-4，项目投产期为1年，其中：生产经营期第一年按设计能力的20%，第二年按设计能力的60%，第三年按设计能力的80%，后续年度按照设计能力的100%。
表5-2 LNG销量表
时间
累计建成站数
累计服务车辆
LNG销量（万吨）
2014年
2015年
2016年
2017年
2018年
2019年
2020年
2021年
2022年
……
2032年
2033年
2034年
2035年
2036年
2037年
2038年
2039年
2014年建成站
5
300
0.060
0.206
0.411
0.617
0.823
1.029
1.029
1.029
1.029
1.029
1.029

2015年建成站
10
1000

0.206
0.411
0.823
1.234
1.646
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057

2016年建成站
15
1800

0.309
0.617
1.234
1.851
2.469
3.086
3.086
3.086
3.086
3.086
3.086

2017年建成站
22
2700

0.206
0.411
0.823
1.234
1.646
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057

2018年建成站
30
3500

0.206
0.411
0.823
1.234
1.646
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057

2019年建成站
33
4000

0.206
0.411
0.823
1.234
1.646
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057

2020年建成站
35
4500

0.206
0.411
0.823
1.234
1.646
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057

2021年建成站
38
5000

0.206
0.411
0.823
1.234
1.646
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057
2.057
合计
38
5000
0.060
0.411
1.131
2.263
3.909
5.966
8.229
10.491
12.343
13.989
15.223
15.017
13.371
10.286
8.229
6.171
4.114
2.057

表5-3 汽油销量表
时间
累计建成站数
累计服务车辆
汽油销量（万吨）
2014年
2015年
2016年
2017年
2018年
2019年
2020年
2021年
2022年
……
2032年
2033年
2034年
2035年
2036年
2037年
2038年
2039年
2014年建成站
5
500
0.008
0.020
0.060
0.080
0.100
0.100
0.100
0.100
0.100
0.100
0.100

2015年建成站
10
1000

0.040
0.120
0.160
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200

2016年建成站
15
2000

0.040
0.120
0.160
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200

2017年建成站
22
3000

0.040
0.120
0.160
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200

2018年建成站
30
3500

0.040
0.120
0.160
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200

2019年建成站
33
4000

0.040
0.120
0.160
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200

2020年建成站
35
4500

0.040
0.120
0.160
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200

2021年建成站
38
5000

0.040
0.120
0.160
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
0.200
合计
38
5000
0.008
0.060
0.220
0.400
0.620
0.820
1.020
1.220
1.380
1.460
1.500
1.400
1.200
1.000
0.800
0.600
0.400
0.200

表5-4 柴油销量表
时间
累计建成站数
累计服务车辆
柴油销量（万吨）
2014年
2015年
2016年
2017年
2018年
2019年
2020年
2021年
2022年
……
2032年
2033年
2034年
2035年
2036年
2037年
2038年
2039年
2014年建成站
5
500
0.01
0.04
0.12
0.12
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2

2015年建成站
10
1000

0.08
0.24
0.32
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4

2016年建成站
15
2000

0.08
0.24
0.32
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4

2017年建成站
22
3000

0.08
0.24
0.32
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4

2018年建成站
30
3500

0.08
0.24
0.32
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4

2019年建成站
33
4000

0.08
0.24
0.32
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4

2020年建成站
35
4500

0.08
0.24
0.32
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4

2021年建成站
38
5000

0.08
0.24
0.32
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
合计
38
5000
0.01
0.12
0.44
0.76
1.24
1.64
2.04
2.44
2.76
2.92
3
2.8
2.4
2
1.6
1.2
0.8
0.4

（8）基础数据见表5－5
表5-5 基础数据表
1、进价
LNG: 5900元/吨(含税、到站价) ，损耗率:按1%考虑；
汽油：10000元/吨（含税、到站价），不计损耗；
柴油： 9000元/吨（含税、到站价），不计损耗。
2、差价
LNG:900元/吨(含税)
汽油：570元/吨（含税）
柴油：460元/吨（含税）
3、销售费用
3万元/站·年
4、折旧费用
折旧采用直线法：房屋折旧年限为20年，固定资产净残值率为10%；设备折旧年限为15年，固定资产净残值率为4%；无形资产按10年，其他资产按5年，残值为0 ,土地折旧年限为20年，残值为0
5、贷款利率
长期贷款利率为6.55%，流动资金及短期贷款利率为6%
6、法定盈余公积金
按税后利润的10%计提
7、税收及附加
LNG和自来水增值税税率为13%，其他增值税税率为17%。城市建设维护税7%，教育费附加5%（含地方教育费附加），所得税25%。

5.5 资金筹措及总成本费用估算
5.5.1资金使用及筹措计划
建设总投资5.34亿元，建设投资4.43亿元，资金来源，自有资金1.53亿元，其中自有建设投资资金11800万元，自有流动资金3500万元。债务资金3.81亿元，其中长期贷款本金27540万元，流动资金贷款1500万元。

表5.5-1资金使用及筹措计划汇总表（详表见附件2）
序号
项目
合计
1
建设总投资
53359.35
1.1
建设投资
44340
1.2
建设期利息
9019.35
1.3
流动资金
1500

2
资金来源
53359.35
2.1
自有资金合计
15300

其中:自有建设投资
11800

自有流动资金
3500
2.2
债务资金合计
38059.35
2.2.1
长期贷款
27540
2.2.3
长期贷款利息
9019.35
2.2.4
流动资金贷款
1500
2.2.5
其他

5.5.2总成本费用估算
采用生产要素概算法计算各年总成本费用。总成本费用111.12亿元。见表5.5-2总成本费用估算汇总表，详表见附件3。
表5.5-2总成本费用估算汇总表
序号
项目
单位
合计
一
产品销售成本

1109802.54
1
采购价格成本(不含税）
万元
1037842.14
1.1
LNG
万元
695782.31
1.2
汽油
万元
122290.6
1.3
柴油
万元
219769.23
2
运输费

71960.4
2.1
LNG
万元
71960.4
2.2
汽油

2.3
柴油

二
销售费用
3万元/站
1494
三
总成本费用合计

1111296.54

5.6 收入、税金及利润估算
根据基础数据进行计算，项目生产经营期年总收益、年平均收益及主要损益指标见表5.6-1，各年详细损益预测表见附件4：
表5.6-1 主要损益指标汇总表
序号
项目
单位
合计
1
销售收入
万元
1162181.62

总成本费用
万元
1111296.54

财务费用:长期
万元
0.00

短期
万元
90.00

增值税
万元
16892.27

其中：销项税
万元
165494.14

进项税
万元
148601.87

城建税及教育费附加
万元
2027.07
2
利润总额
万元
31875.74

所得税
万元
7970.56
3
税后利润
万元
23905.18
4
盈余公积金
万元
1977.74

公益金
万元
　0
5
未分配利润
万元
21927.44
6
可分配利润
万元
21927.44

5.7 财务分析
5.7.1 盈利能力分析
根据《建设项目经济评价方法与参数》（第三版），石油天然气项目的行业基准收益率为8%，资本金行业基准收益率为10%。
表5-8 盈利能力指标汇总表
指标名称
单位
指标值
所得税后项目内部收益率
％
11.30
所得税后项目投资回收期(含建设期)
年
11.88
所得税后项目投资净现值（i=8%）
万元
2929.23
根据拟定方案，由上表可以看出项目财务内部收益率、资本金财务内部收益率均高于行业的基准收益率，投资净现值均大于零，说明该规划项目在财务上是可以被接受的。
5.7.2 偿债能力分析
根据《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）的相关规定，市政燃气项目的行业最低可接收的利息备付率2.00。
本规划项目借款偿还分析采用最大还款能力分析法进行分析，偿还贷款的资金来源为固定资产折旧费、无形资产及递延资产摊销费及未分配利润。
根据计算，规划项目在经营期2013-2018年，利息备付率均低于行业最低可接受值，自2019年往后各年均高于行业最低可接受值。
5.7.3 财务生存能力分析
财务生存能力分析主要是通过考察规划项目计算期内的投资、经营活动所产生的各项现金流入和流出，计算净现金流量和累计盈余资金，分析项目是否有足够的净现金流量维持正常运营，以实现财务可持续性。
根据现金流量表、财务计划现金流量表可以看出，经营期内每年经营活动现金流入均大于现金流出。从经营活动、投资活动全部净现金流量看，也同样如此。因此，规划项目具备财务生存能力。
5.8 不确定性分析
本规划项目经济评价所采用的数据，一部分来自测算和估算，有一定程度的不确定性。为了分析不确定性因素对经济评价指标的影响，需进行不确定性分析，以估算规划项目可能承担的风险，确定规划项目在经济上的可靠性。
5.8.1 盈亏平衡分析
计算结果表明：盈亏平衡点从投产初期到后期呈逐年降低趋势，其主要原因是由于固定成本变化的影响。
ＢＥＰ（生产负荷）= × 100%
=2432.17/（44699.29-650-40310）
=65.04%
即，当产品销售量达到设计规模的=65.04%时,本规划项目达到盈亏平衡。说明本规划项目的抗风险能力较强。
5.8.2 因素敏感性分析
销售价差、经营成本、销售规模和建设投资等数据来源于预测，存在变化的可能，具有一定的不确定性。因素敏感性分析是通过分析、预测其主要因素发生变化时对项目财务评价指标的影响，从中找出敏感因素，并确定其影响程度。

表5-9 敏感性分析表
表5-9 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
0
10.01%

1
销量
-20
4.11%
2.87
93.99%

-10
7.33%
1.96

10
12.60%
4.13

20
14.90%
3.41

2
价差
-20
4.11%
2.87
93.99%

-10
7.33%
1.96

10
12.60%
4.13

20
14.90%
3.41

3
建设投资
-20
16.86%
-4.92
105.38%

-10
12.78%
-5.04

10
6.90%
-1.88

20
4.67%
-2.25

4
操作成本
-20
11.55%
-1.8
114.59%

-10
10.56%
-2.43

10
8.49%
-0.01

20
7.37%
-0.66

从单因素敏感性分析结果可以看出，各种因素不同程度影响财务盈利指标。由表5－9可以看出敏感性大小依次为操作成本、建设投资、销售量、销售价差。因此，企业在生产经营活动中需注重降低操作成本和建设投资，使企业经营风险降到最小。
以上分析显示，本规划项目的抗风险能力符合行业的一般要求。
9.9 经济评价分析结论
从项目的盈利能力分析看，本项目的财务内部收益率均高于行业基准收益率，财务净现值均大于零，规划项目盈利能力显著。
从项目的财务生存能力来看，本项目各年的资金流入均大于资金流出，项目具有财务生存能力。
从项目的抗风险能力来看，本项目生产利用率达到设计生产能力65.04%时，规划项目就可达到盈亏平衡。因此，本项目的抗风险能力符合行业的一般要求。从以上分析可以看出，本项目在经济上是可行的。

六 风险分析与防范措施
销售价差、经营成本、销售规模和建设投资等数据来源于预测，存在变化的可能，具有一定的不确定性。因素敏感性分析是通过分析、预测其主要因素发生变化时对项目财务评价指标的影响，从中找出敏感因素，并确定其影响程度，但其最主要还是与XX的地方经济发展速度以及国家、地方政府对节能减排、推广新能源政策与否息息相关。
在国家及XX地区的经济发展向好的前提下，能源需求的不断增长是推动经济发展必不可缺的重要因素，本项目的成长最关键的是如何引导当地政府出台扶持新能源汽车产业的相关政策、法规以及资金补贴。因此，中海油XX项目将立志于推动当地政府制定有利于新能源汽车推广的相关政策。
七 研究结论与建议
本项目符合国家产业政策，市场广阔，持续时间长，从地区经济发展的大局考虑，项目的实施有利于改善XX地区的能源消费结构，不但保证了能源的多样性及稳定性，还减少对油、煤、电等传统能源的依赖，对促进XX地区的招商引资，满足XX地区的经济发展起到极大的作用。
相较柴油车，天然气车辆综合减排率达80％，其中CO排放减少97%，HC减少70%-80%，NOX减少30%-40%，CO2减少25%，微粒排放减少40%，噪声减少40%。随着该天然气利用项目的推广应用，XX地区可将成为XX乃至全国的节能减排示范性城市。
该项目建成投入使用后，项目运行期间，“三废”对社会环境影响不大。可为社会提供1000个就业岗位，社会效益较好，促进劳动就业。
从财务分析看出，项目经济效益较好，各项指标均远远高于基准指标，具有较强的抗风险能力，能在较短的时间内收回投资，并对促进XX市的发展起到积极的作用，具有显著的经济效益与社会效益，项目从各方面来看都是可行的。
建议尽快批复中海油XX项目的成立，并支持中海油XX公司在当地获取相关土地、资源等有利于天然气汽车发展的政策。

附表1.销售收入预测表
逐年产品销售收入预测表
序号
项目
单位
2014年
2015年
2016年
2017年
2018年
2019年
2020年
2021年
2022年
……
2032年
一
产品产量

1
LNG
万吨
0.06
0.411
1.131
2.263
3.909
5.966
8.229
10.491
12.343
13.989
15.223
2
汽油
万吨
0.008
0.06
0.22
0.4
0.62
0.82
1.02
1.22
1.38
1.46
1.5
3
柴油
万吨
0.01
0.12
0.44
0.76
1.24
1.64
2.04
2.44
2.76
2.92
3
二
产品销售单价

1
LNG
元
6800
6800
6800
6800
6800
6800
6800
6800
6800
6800
6800
2
汽油
元
10570
10570
10570
10570
10570
10570
10570
10570
10570
10570
10570
3
柴油
元
9460
9460
9460
9460
9460
9460
9460
9460
9460
9460
9460
三
增值税-销项税

72.98
578.62
1827.45
3429.31
5714.63
8180.81
10808.12
13434.66
15569.06
17199.53
18336.28
1
LNG
万元
46.94
321.53
884.78
1770.35
3058.01
4667.21
6437.55
8207.12
9655.94
10943.61
11908.97
2
汽油
万元
12.29
92.15
337.88
614.32
952.2
1259.37
1566.53
1873.69
2119.42
2242.29
2303.72
3
柴油
万元
13.75
164.94
604.79
1044.64
1704.42
2254.23
2804.04
3353.85
3793.7
4013.63
4123.59

四
产品销售收入

514.18
3985.58
12351.15
23376.69
39150.37
56569.79
75228.88
93881.94
109059.5
120981.1
129415.1
1
LNG
万元
361.06
2473.27
6806.02
13618.05
23523.19
35901.59
49519.65
63131.68
74276.46
84181.59
91607.43
2
汽油
万元
72.27
542.05
1987.52
3613.68
5601.2
7408.03
9214.87
11021.71
12467.18
13189.91
13551.28
3
柴油
万元
80.85
970.26
3557.61
6144.96
10025.98
13260.17
16494.36
19728.55
22315.9
23609.57
24256.41

续表1
序号
项目
单位
2033年
2034年
2035年
2036年
2037年
2038年
2039年
合计
一
产品产量

1
LNG
万吨
15.017
13.371
10.286
8.229
6.171
4.114
2.057
133.26
2
汽油
万吨
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
14.308
3
柴油
万吨
2.8
2.4
2
1.6
1.2
0.8
0.4
28.57
二
产品销售单价

1
LNG
元
6800
6800
6800
6800
6800
6800
6800

2
汽油
元
10570
10570
10570
10570
10570
10570
10570

3
柴油
元
9460
9460
9460
9460
9460
9460
9460

三
增值税-销项税

17746.63
15601.99
12331.62
9865.45
7398.51
4932.33
2466.16
165494.14
1
LNG
万元
11747.81
10460.15
8046.75
6437.55
4827.58
3218.39
1609.19
104249.43
2
汽油
万元
2150.14
1842.97
1535.81
1228.65
921.49
614.32
307.16
21974.4
3
柴油
万元
3848.68
3298.87
2749.06
2199.25
1649.44
1099.62
549.81
39270.31

四
产品销售收入

125655
110708.8
87103.18
69683.75
52258.29
34838.87
17419.44
1162181.62
1
LNG
万元
90367.79
80462.65
61898.05
49519.65
37135.22
24756.81
12378.41
801918.57
2
汽油
万元
12647.86
10841.03
9034.19
7227.35
5420.51
3613.68
1806.84
129261.16
3
柴油
万元
22639.32
19405.13
16170.94
12936.75
9702.56
6468.38
3234.19
231001.89

附表2. 资金使用及筹措计划表（单位：万元）
序号
项目
合计
2014年
2015年
2016年
2017年
2018年
2019年
2020年
2021年
2022年
……
2039年
1
建设总投资
53359.35
15174
23241
14491
5640
7400
7780
6280

1.1
建设投资
44340
4200
5550
7490
5640
7400
7780
6280

1.2
建设期利息
9019.35
0.00
0.0