燃氣項目財務(wù)分析若干問題的探討

趙萬鵬

(中國市政工程華北設(shè)計研究總院有限公司 第十設(shè)計研究院, 天津 300074)

1 概述

財務(wù)分析是指在國家現(xiàn)行財稅制度和價格體系下,計算項目的財務(wù)效益和費用,分析項目的贏利能力和清償能力,評價項目在財務(wù)上的可行性。燃氣項目財務(wù)分析較為復雜,本文結(jié)合實際情況探討財務(wù)分析中應(yīng)該注意的問題。

2 財務(wù)效益與費用估算需準確

財務(wù)效益與費用是財務(wù)分析的重要基礎(chǔ),估算的準確性與可靠程度對項目財務(wù)分析影響極大。財務(wù)效益和費用估算應(yīng)遵循“有無對比”的原則,正確識別和估算有項目和無項目的財務(wù)效益與費用。燃氣項目財務(wù)分析中不能準確估算財務(wù)效益與費用一般表現(xiàn)在如下幾個方面。

2.1 漏算間接效益

此處的間接效益為并未在新建項目的運營中直接體現(xiàn)的效益,可以使項目增收或者節(jié)支。由于在項目直接收益中不能體現(xiàn),經(jīng)常在財務(wù)分析中被遺漏,進而對項目預期效益產(chǎn)生很大影響,甚至會導致決策錯誤。

以湖南某市應(yīng)急調(diào)峰儲配站項目財務(wù)分析為例。該項目建設(shè)方在當?shù)匾呀?jīng)營逾10 a,對該市的年用氣量預測一直較為準確。但隨著市民生活水平不斷提高,近年來供暖用氣量快速增加。供暖用戶冬夏用氣不均衡,且受氣溫影響明顯,實際年用氣量和預測年用氣量經(jīng)常出現(xiàn)較大偏差。實際年用氣量偏大時,合同外調(diào)峰氣量需要支付很高的價格,實際年用氣量偏小時,合同內(nèi)氣量消耗不掉會被上游供氣公司罰款,造成的經(jīng)濟損失較大。該市2020年和2021年供暖期用氣量統(tǒng)計見表1。

表1 2020年和2021年供暖期用氣量統(tǒng)計

可以看出,公司每個供暖期多支出的購氣費用高達3×108～4×108元。為減少損失,建設(shè)方擬建設(shè)應(yīng)急調(diào)峰儲配站項目。

該項目投資15.6×108元,包含液化、儲存、氣化、調(diào)壓等功能。建成后可以提供6 000×104m3天然氣儲存能力。經(jīng)營思路為在夏季用氣淡季時將合同內(nèi)的低價氣液化儲存至儲罐,待供暖期再氣化調(diào)壓輸入高壓管網(wǎng)調(diào)峰。氣量有盈余時還可以外銷一部分液化天然氣。進行財務(wù)分析時,調(diào)峰氣量的購入價格是2.21元/m3,銷售價格為4.5元/m3。調(diào)峰氣貢獻的凈現(xiàn)金流(不含增值稅)為12 241×104元/a。該項目此情況下稅后內(nèi)部收益率為-0.04%,低于建設(shè)方預期的7%。財務(wù)凈現(xiàn)值為-69 222×104元,投資回收期超出計算期,在經(jīng)濟上是不可行的。

上述算法的錯誤之處是沒有把項目帶來的間接效益計算入收益。實際情況是,如果沒有此項目,供暖期調(diào)峰的6 000×104m3天然氣需要按照合同外采購價格購買。如果將間接效益也納入項目收益,合同外采購價格約6.0 元/m3,帶來的成本節(jié)約為22 740×104元,把成本節(jié)約作為間接效益加入到計算模型中,并考慮液化、儲存和氣化成本,經(jīng)計算項目稅后內(nèi)部收益率為9.68%,高于建設(shè)方預期的7%。財務(wù)凈現(xiàn)值為32 276×104元,投資回收期為10.6 a,在經(jīng)濟上是可行的。

由此項目的不可行到可行充分說明,間接效益對項目的經(jīng)濟效益有很大的影響。

天津某能源公司的案例更為明顯。該公司的一個供熱站年耗氣量3 000×104m3/a,之前沒有管道氣供應(yīng),只能使用高價的LNG。平均購入價格(折合成天然氣)約為5.29 元/m3,而同期管道氣價格為3.43 元/m3。該公司投資2 125.57×104元建設(shè)燃氣管道,將氣源從高價LNG轉(zhuǎn)換為管道氣。若只按直接收益計算,則該項目經(jīng)濟上不可行。而考慮間接效益后,每年的收益為3 839×104元/a?？鄢?jīng)營成本后仍然有純收益3 539×104元/a,一年就可收回全部投資。

2.2 天然氣價格選擇錯誤

天然氣價格選擇錯誤大多出現(xiàn)在燃氣項目接氣點不在門站,或供應(yīng)端不到用戶的情況下。如果財務(wù)分析人員對天然氣價格了解不夠,就可能出現(xiàn)錯誤地使用門站價格代替接氣點價格或用戶價格代替供應(yīng)端價格,從而使項目的效益估算產(chǎn)生偏差,進而影響投資決策的正確性。

下面以某西部城市LNG液化廠項目為例說明。該項目投資5.25×108元,建設(shè)100×104m3/d天然氣液化廠1座。經(jīng)營模式為以1.51元/m3的價格購入天然氣,經(jīng)液化后按4 300元/t外銷,年開工率70%,投資方的預期收益率為稅后12%。經(jīng)計算,該項目的稅后內(nèi)部收益率高達32.55%,財務(wù)凈現(xiàn)值為72 026×104元,投資回收期僅為4.6 a。項目財務(wù)指標遠遠好于投資方的預期。后經(jīng)了解,投資方提供的1.51 元/m3的天然氣價格是當?shù)亻T站價,當?shù)馗邏汗芫W(wǎng)公司銷售給天然氣液化廠的天然氣價格是2.01 元/m3。4 300 元/t的外銷價格是周邊目標市場的平均售價,扣除運費和二級經(jīng)銷商的利潤后實際出廠價只有3 800 元/t。按此情況重新計算,該項目的稅后內(nèi)部收益率僅為7.98%,財務(wù)凈現(xiàn)值為-11 181×104元,投資回收期為11.6 a。財務(wù)指標低于投資方的預期,項目最終得出不可行的結(jié)論。

2.3 關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)不準確

以河北某LNG加氣站項目為例說明。該項目位于102國道旁,目標用戶為LNG重卡。該項目投資2 800×104元,6臺加氣機及儲罐等設(shè)備,預計LNG日加注量為100 t/a。LNG進、售氣差價為430元/t,投資方預期收益率15%。經(jīng)計算,項目稅后內(nèi)部收益率為30.18%,財務(wù)凈現(xiàn)值為2 147×104元,投資回收期僅為4.4 a。后經(jīng)分析,即使項目市場預測準確,設(shè)備加注能力滿足,但是受場地制約,日加注量不可能達到100 t/a。實地考察類似加氣站后,將日加注量定為50 t。此時項目稅后內(nèi)部收益率為8.77%,財務(wù)凈現(xiàn)值為-776×104元,投資回收期為10.6 a。收益低于投資方預期,項目沒有通過。

3 計算模型要與實際經(jīng)營模式相符

燃氣項目中容易混淆的參數(shù)有管輸費和進、售氣價差。管輸費是管道運輸企業(yè)向委托方收取的輸送油、氣等貨物的費用。進、售氣價差是燃氣銷售企業(yè)購入與銷售燃氣的價格差。兩者繳納的增值稅存在較大差異。根據(jù)財政部、國家稅務(wù)總局《關(guān)于全面推開營業(yè)稅改征增值稅試點的通知》(財稅〔2016〕36號)文件附件3《營業(yè)稅改征增值稅試點過渡政策的規(guī)定》中第二項“增值稅即征即退”部分的規(guī)定:一般納稅人提供管道運輸服務(wù),對其增值稅實際稅負超過3%的部分實行增值稅即征即退政策。所以管道運輸項目以銷項稅與進項稅的差額和銷售收入乘以3%這2個值中較小的一個作為上繳增值稅額。

下面以天津某燃氣管道項目為例說明。該項目投資1.482 2×108元,建設(shè)天然氣門站1座,高壓管道約30 km。建成后可每年向分布式能源站輸送7.0×108m3天然氣。建設(shè)方在委托經(jīng)濟分析時要求保證稅后內(nèi)部收益率不低于8%的情況下推算管輸費,并以此作為與下游分布式能源站談判的依據(jù)。于是按運輸企業(yè)經(jīng)營模式建立模型計算,管輸費臨界值為0.037 5元/m3(此時項目稅后內(nèi)部收益率為8.00%,財務(wù)凈現(xiàn)值為0元,投資回收期為11.4 a),建議管輸費為0.04元/m3(此時項目稅后內(nèi)部收益率為9.03%,財務(wù)凈現(xiàn)值為1 031×104元,投資回收期為10.7 a)。后經(jīng)了解該項目的經(jīng)營模式是銷售燃氣,需按燃氣銷售計算增值稅。重新建模,計算結(jié)果為進售氣差價臨界值為0.047 1 元/m3(此時項目稅后內(nèi)部收益率為8.00%,財務(wù)凈現(xiàn)值為0元,投資回收期為11.7 a),建議進售氣價差0.05 元/m3(此時項目稅后內(nèi)部收益率為9.10%,財務(wù)凈現(xiàn)值為1 240×104元,投資回收期為10.9 a)。若采用0.04元/m3的進售氣價差,項目的稅后內(nèi)部收益率為5.21%,財務(wù)凈現(xiàn)值為-3 049×104元,投資回收期為14.4 a。財務(wù)指標低于建設(shè)方預期。造成這樣差距的原因就是2種經(jīng)營模式有大約350×104元/a的納稅差額。由此可見,由于管道運輸和燃氣銷售這2種經(jīng)營模式所需繳納的增值稅差別較大,在進行財務(wù)分析時需要根據(jù)項目的經(jīng)營模式使用相應(yīng)的增值稅計算方法。

4 敏感性分析指標選取要貼合實際

單因素敏感性分析是燃氣項目經(jīng)常采用的分析方法。即結(jié)合經(jīng)驗判斷選擇單個對項目效益影響較大的不確定因素進行分析,進而找出項目生命周期中風險控制的重點。不確定因素一般選用投資、燃氣銷售價格、燃氣購入價格、經(jīng)營成本、生產(chǎn)負荷等;衡量指標一般選擇內(nèi)部收益率,也可根據(jù)項目特點選取凈現(xiàn)值或投資回收期,必要時可同時針對2個或2個以上的指標進行分析。

當項目存在某些特定情況時常規(guī)的不確定因素和衡量指標會得出不合常理結(jié)果。下面以河北省某新區(qū)東部A片區(qū)燃氣工程為例說明。該項目投資6 132×104元,建設(shè)燃氣管道、調(diào)壓設(shè)施等。項目建成后每年向各類用戶銷售天然氣668×104m3。由于該項目在新區(qū)定義為保民生項目,各類用戶銷售氣價執(zhí)行政府定價(該價格低于正常水平),造成項目運營期內(nèi)每年僅有約100×104元的進、售氣價差,扣除其他成本后運營首年虧損約850×104元。由于無法償還貸款,虧損額有逐年增加的趨勢,項目無法運營。隨即當?shù)馗陌l(fā)局制定了相應(yīng)的補貼機制:項目運營初期,由新區(qū)管委會按照“使用者付費+可行性缺口補助”原則,據(jù)實核定項目運營成本,年度財政補貼按照年度準許總收入與使用者付費的差值確定;項目運營中后期,如年度準許總收入與使用者付費之間不存在缺口,則不進行補貼,如仍出現(xiàn)缺口,繼續(xù)執(zhí)行年度補貼政策。年度準許總收入包含準許成本和微利收益2個部分,準許成本等于項目年度總成本費用,包括經(jīng)營成本、折舊費、攤銷費和利息;微利收益按照項目年度總成本費用利潤率為2%確定。按此情況計算該項目的稅后內(nèi)部收益率為4.57%,投資回收期為14.74 a,各年財務(wù)計劃現(xiàn)金流量均大于或等于0。效益雖然不好,但可以維持運營,符合項目建設(shè)目的。但財務(wù)分析中單因素敏感性分析出現(xiàn)了一個反常的現(xiàn)象。錯誤的敏感性分析見圖1。

圖1 錯誤的敏感性分析

其中經(jīng)營成本與效益本應(yīng)負相關(guān),即經(jīng)營成本提高效益降低,經(jīng)營成本降低效益提高,應(yīng)該是一條遞減曲線。銷售價格與效益應(yīng)正相關(guān),應(yīng)該是一條遞增曲線。但本項目卻出現(xiàn)了完全相反的現(xiàn)象。依據(jù)此計算結(jié)果得出的結(jié)論為:項目需要盡量降低銷售價格、提高經(jīng)營成本來增加收益。這顯然是非常不合理的。

造成這種不合常理情況的原因是財務(wù)分析模型中增加的財政補貼是一個非常規(guī)變量,這個變量的作用是沖抵其他不確定因素變化對衡量指標的影響。此時處理的方式有2種。一個是剝奪財政補貼的變量特性,在測算模型中將年度財政補貼修改為定值,然后測算各因素變化對內(nèi)部收益率的影響。這將得到一個正常的敏感性分析曲線。另外一個是更改衡量指標。將年度財政補貼作為衡量指標,基準狀態(tài)下的內(nèi)部收益率設(shè)為定值。即在保持內(nèi)部收益率不變的情況下考察銷售價格、投資、經(jīng)營成本對年度財政補貼的影響。正確的敏感性分析見圖2。

圖2 正確的敏感性分析

從圖2可以看出,年度財政補貼和投資與經(jīng)營成本正相關(guān),與銷售價格負相關(guān)。結(jié)合各條曲線的斜率得出如下結(jié)論:基準狀態(tài)下需要年度財政補貼691×104元。在保持微利運營的前提下,銷售價格提高、經(jīng)營成本降低都會降低財政補貼額。經(jīng)營成本和銷售價格對年度財政補貼影響較大,投資影響較小。所以控制經(jīng)營成本和保證銷售價格是項目運營過程中應(yīng)重點關(guān)注的問題。由于項目的定位是在有補貼的情況下可以微利運營,所以此種處理方法更符合投資方和政府的意圖。

5 結(jié)語

從上述案例可見,燃氣項目財務(wù)分析中,財務(wù)效益與費用估算是否準確、計算模型是否與實際經(jīng)營模式相符、敏感性分析指標選取是否貼合實際,對于財務(wù)分析的結(jié)論影響很大,如果處理不好會造成財務(wù)分析結(jié)果失真,甚至會導致決策錯誤。