成立能源合资公司项目可行性实施报告

1、XX油 XXXX项目可行性研究报告XX能源有限公司一、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 港口为华南河第 一大港，地理位置优越，西江黄金水道流经市境，东临、南临和、西 接、北邻来宾。 XX市行政区

2、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

3、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区各主要城市和、 、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（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，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

4、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）3065331817750单台车天然气消耗量（标方 / 百公里）32113050天然气消耗量（吨）550841129084029064目前公司在 XX集团汽车站配置

5、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，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、

6、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3600030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

7、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

8、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 应急移动加气设施投 资19,16024003信息化投资7004建设期利息1,6605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 土地 投 资资应急加气 设施投资信息化投 资建设投资 总额2014 年2440146020010042002015 年3160219020055502016 年4440265020020074902017 年3040250010056402018 年384

9、0346010074002019 年4080370077802020 年308032006280合计240801916040070044340（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

10、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 销量表累计累计LNG销量（万吨）时间建成服务2014201520162017201820192020

11、2021202220322033203420352036203720382039站数车辆年年年年年年年年年年年年年年年年年2014 年建0.060.200.410.610.8253001.1.1.1.1.1.成站061732015 年建0.200.410.821.23成站10100061341.6462.2.2.2.2.2.2016 年建1518000.300.611.231.8512.4693.0863.0863.083.0863.0863.08成站974662017 年建0.200.412227000.8231.2341.6462.2.2.2.2.2.成站612018 年建0.203035

12、000.4110.8231.2341.6462.2.2.2.2.2.成站62019 年建1.64成站3340000.2060.4110.8231.23462.2.2.2.2.2.2020 年建3545000.2060.4110.8231.231.6462.2.2.2.2.2.成站42021 年建0.823850000.2060.4111.2341.6462.2.2.2.2.2.成站310.4912.3413.9815.2215.0113.3710.28合计3850000.0600.4111.1312.2633.9095.9668.22913937168.2296.1714.1142.表 5-3

13、 汽油销量表累计累计汽油销量（万吨）时间建成服务20142015201620172018201920202021202220322033203420352036203720382039站数车辆年年年年年年年年年年年年年年年年年2014 年建0.000.020.060.080.100.1055000.1000.1000.1000.1000.100成站8000002015 年建0.040.120.160.200.20成站10100000000.2000.2000.2000.20000.2000.2002016 年建1520000.040.120.160.2000.2000.2000.2000.20

14、0.2000.2000.20成站000002017 年建0.040.120.200.200.202230000.1600.2000.2000.2000.2000.200成站000002018 年建0.040.200.200.200.203035000.1200.1600.2000.2000.2000.200成站000002019 年建0.200.200.200.200.20成站3340000.0400.1200.1600.20000.2000.20000002020 年建3545000.0400.1200.1600.200.2000.2000.200.200.200.200.20成站00000

15、02021 年建0.160.200.200.200.200.200.203850000.0400.1200.2000.200成站0000000合计0.000.060.220.400.621.461.201.000.800.600.400.20385000800000.8201.0201.2201.38001.5001.400000000表 5-4 柴油销量表累计累计柴油销量（万吨）时间建成服务20142015201620172018201920202021202220322033203420352036203720382039站数车辆年年年年年年年年年年年年年年年年年2014 年建 成站550

16、00.010.040.120.120.20.20.20.20.20.20.22015 年建 成站1010000.080.240.320.40.40.40.40.40.40.40.42016 年建 成站1520000.080.240.320.40.40.40.40.40.40.40.42017 年建 成站2230000.080.240.320.40.40.40.40.40.40.40.42018 年建 成站3035000.080.240.320.40.40.40.40.40.40.40.42019 年建 成站3340000.080.240.320.40.40.40.40.40.40.40.420

17、20 年建 成站3545000.080.240.320.40.40.40.40.40.40.40.42021 年建 成站3850000.080.240.320.40.40.40.40.40.40.40.4合计3850000.010.120.440.761.241.642.042.442.762.9232.82.421.61.20.80.48）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:90

18、0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 05、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

19、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53359.351.1建设投资443401.2建设期利息9019.351.3流动资金15002资金来源53359.352.1自有资金合计15300其中 : 自有建设投资11800自有流动资

20、金35002.2债务资金合计38059.352.2.1长期贷款275402.2.3长期贷款利息9019.352.2.4流动资金贷款15002.2.5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1109802.541采购价格成本（不含税）万元1037842.141.1LNG万元695782.311.2汽油万元122290.61.3柴油万元219769.232运输费71960.42.1LNG万元71960.42.2汽油

21、2.3柴油二销售费用3 万元 / 站1494三总成本费用合 计1111296.545.6 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2027.072利润总额万元31875.74所得税万元7970.563税后利润万元2390

22、5.184盈余公积金万元1977.74公益金万元05未分配利润万元21927.446可分配利润万元21927.445.7 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部收益率11.30所得税后项目投资回收期 （ 含建设年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部收益率、 资本金财务部收 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

23、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

24、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。年均可变成本 100%年

25、均固定成本（生产负荷）= 年均销售收入年均销售税金=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 (%)部收益率敏感度系数临界点基本方案010.01%

26、1销量-204.11%2.8793.99%-107.33%1.961012.60%4.132014.90%3.412价差-204.11%2.8793.99%-107.33%1.961012.60%4.132014.90%3.413建设投资-2016.86%-4.92105.38%-1012.78%-5.04106.90%-1.88204.67%-2.254操作成本-2011.55%-1.8114.59%-1010.56%-2.43108.49%-0.01207.37%-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、

27、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

28、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

29、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性城市。该项目建成投入使用后，项目运行期间， “三

30、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

31、品产量1LNG万吨0.060.4111.1312.2633.9095.9668.22910.49112.34313.98915.2232汽油万吨0.0080.060.220.40.620.821.021.221.381.461.53柴油万吨0.010.120.440.761.241.642.042.442.762.923二产品销售单价1LNG元680068006800680068006800680068006800680068002汽油元10570105701057010570105701057010570105701057010570105703柴油元94609460946094609460

32、946094609460946094609460三增值税 - 销项 税72.98578.621827.453429.315714.638180.8110808.1213434.6615569.0617199.5318336.281LNG万元46.94321.53884.781770.353058.014667.216437.558207.129655.9410943.6111908.972汽油万元12.2992.15337.88614.32952.21259.371566.531873.692119.422242.292303.723柴油万元13.75164.94604.791044.6417

33、04.422254.232804.043353.853793.74013.634123.59四产品销售收入514.183985.5812351.1523376.6939150.3756569.7975228.8893881.94109059.5120981.1129415.11LNG万元361.062473.276806.0213618.0523523.1935901.5949519.6563131.6874276.4684181.5991607.432汽油万元72.27542.051987.523613.685601.27408.039214.8711021.7112467.1813189.

34、9113551.283柴油万元80.85970.263557.616144.9610025.9813260.1716494.3619728.5522315.923609.5724256.41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1LNG万吨15.01713.37110.2868.2296.1714.1142.133.262汽油万吨1.41.210.80.60.40.214.3083柴油万吨2.82.421.61.20.80.428.57二产品销售单价1LNG元6800680068006800680068006800

35、2汽油元105701057010570105701057010570105703柴油元9460946094609460946094609460三增值税 - 销项 税17746.6315601.9912331.629865.457398.514932.332466.16165494.141LNG万元11747.8110460.158046.756437.554827.583218.391609.19104249.432汽油万元2150.141842.971535.811228.65921.49614.32307.1621974.43柴油万元3848.683298.872749.062199.25

36、1649.441099.62549.8139270.31四产品销售收入125655110708.887103.1869683.7552258.2934838.8717419.441162181.621LNG万元90367.7980462.6561898.0549519.6537135.2224756.8112378.41801918.572汽油万元12647.8610841.039034.197227.355420.513613.681806.84129261.163柴油万元22639.3219405.1316170.9412936.759702.566468.383234.19231001.

37、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53359.3515174232411449156407400778062801.1建设投资4434042005550749056407400778062801.2建设期利息9019.350.000.00166.37493.871148.871803.871803.871637.501310.00655.001.3流动资金1500500070012资金来源53359.35109741769170012.

38、1自有资金合计15300420055505550其中 : 自有建设投 资11800320045504050自有流动资金35001000100015002.2债务资金合计38059.35010003206.372.2.1长期贷款275402540500010000100002.2.3长期贷款利息9019.35166.37493.871148.871803.871803.871637.513106552.2.4流动资金贷款150010005002.2.5其他附表 3. 总成本费用估算表序号项目单位2014 年2015 年2016 年2017 年2018 年2019 年2020 年2021 年202

39、2 年一产品销售成本490.973803.7711780.9222302.6337358.2953995.4871819.589637.74104136.611155341采购价格成本（ 不含税）万元458.573581.8311170.1821080.6135247.4350773.8467375.8483972.697471.391079801.1LNG万元313.272145.935905.2211815.6620409.8231149.9142965.5854776.0264445.75730391.2汽油万元68.38512.821880.343418.85299.157008.55

40、8717.9510427.3511794.87124781.3柴油万元76.92923.083384.625846.159538.4612615.3815692.3118769.2321230.77224612运输费32.4221.94610.741222.022110.863221.644443.665665.146665.227554.2.1LNG万元32.4221.94610.741222.022110.863221.644443.665665.146665.227554.2.2汽油2.3柴油二销售费用3 万元 / 站18547290909090909090三总成本费用合计508.973

41、857.7711852.9222392.6337448.2954085.4871909.589727.74104226.61115624续表 3序号项目单位2033 年2034 年2035 年2036 年2037 年2038 年2039 年合计一产品销售成本120020.8105751.4883191.7366554.5449911.5933274.3916637.191109802.541采购价格成本（ 不含税）万元111911.6298531.1477637.2962110.8846579.2531052.8315526.411037842.141.1LNG万元78407.3569813.1953705.6642965.5832220.2721480.1810740.09695782.311.2汽油万元11965.8110256.418547.016837.615128.213418.81709.4122290.61.3柴油万元21538.4618461.5415384.6212307.699230.776153.853076.92219769.232运输费8109.187220.345554.444443.66333