四、 個案研究
4.4 模擬分析與結果
以資本投資專案風險評估模型及程序，使用經濟效益評估之基本假設與參數，
藉由系統化風險評估步驟，得出海域油氣田資本投資專案風險評估之模擬分析與結 果如下：
步驟一：尋找淨現值與風險因子因果關係
整理出F 構造海域油氣天開發資本投資專案影響經濟效益之風險因子與淨現 值之間因果關係，如圖4-4 所示。
圖4-4 淨現值與風險因子因果關係 淨現值(NPV)
投資金額
銷售收益 產品成本
土地處分/ 平台拆除 天然氣/油品
價格
天然氣/油品 產量
匯率
間接費用
礦產權利金
直接費用 生產操作費
管銷/輸儲費
修井/復舊費 自有資金/
借貸金額
通貨膨脹 市場大小
折現率 : 6.65%
稅率 : 25%
步驟二：建立資本投資專案現金流量表及淨現值與投資報酬率計算
估算從生產營運階段開始，民國99 年開始至民國 110 年止，11 年期之現金流 量詳細，如表4-2；表 4-3 及表 4-4 所示。
表4-2 海域油氣田開發營運階段現金流入計算表(99 年-102 年)
產量 352,776 79.8 784,235 177.4 784,235 177.4 784,235 177.4 預計單價
(元/M3)/(美元/桶) 8.06 48.8 8.22 48.8 8.40 48.8 8.58 48.8
銷售收入
總收入 2,969,580 6,732,075 6,868,772 7,013,886
原料 0 0 0 0
直接費用 125,080 128,832 132,697 136,678
修井費用 0.0 140,000 0 140,000
折舊 3,327,743 3,148,875 2,554,150 2,071,750
*平台管線折舊 746,981 1,400,463 1,135,959 921,411 間接費用 296,800 305,704 314,875 324,321 銷管費用 44,544 100,981 103,032 105,208
產
品 成 本
輸儲費用 167,484 379,689 387,399 395,583 礦產權利金 180,071.9 489,708 528,524 563,147 總成本 4,141,723 4,693,790 4,020,677 3,736,688 稅前利潤 -1,172,143 2,038,285 2,848,095 3,277,198 所得稅 0 509,571 712,024 819,299
利潤
稅後利潤 -1,172,143 1,528,714 2,136,072 2,457,898 折舊 3,327,743 3,148,875 2,554,150 2,071,750
投資抵減 50,000
土地之處分價值 0 0 0 0
收回營運資金 0 0 0 0
加回
平台拆除復舊
現金流入 2,155,601 4,727,589 4,690,221 4,529,648
*12. 其他說明：
依礦產權利金收費辦法第三條：礦產物價格以各探、採礦場之「場」交加權平均價格計算後定之。
因此礦產權利金之徵收基礎應為天然氣在「礦場」自井口產出之價格，應自天然氣市場價格扣除自
「礦場」井口至市場間之所有必要成本（包括平台設施、油氣處理設備、海底管線及接收站之投資 費用及操作費用）,故礦產權利金繳納金額為每年產值扣除平台管線折舊及操作費用再乘以稅率。
表4-3 海域油氣田開發營運階段現金流入計算表(103 年-106 年)
產量 754,057 170.6 665,701 150.6 559,705 126.6 471,175 106.6 預計單價
(元/M3)/(美元/桶) 8.78 48.8 8.99 48.8 7.62 48.8 7.74 48.8
銷售收入
總收入 6,894,499 6,225,610 4,468,256 3,815,784
原料 0 0 0 0
直接費用 140,779 145,002 149,352 153,833
修井費用 0 0 140,000 0
折舊 1,680,460 1,363,073 1,105,630 896,811
*平台管線折舊 747,385 606,227 491,729 398,857 間接費用 334,051 344,073 354,395 365,027 銷管費用 103,417 93,384 67,024 57,237
產
品 成 本
輸儲費用 388,850 351,124 252,010 215,210 礦產權利金 567,228 513,031 347,278 289,807 總成本 3,214,785 2,809,687 2,415,689 1,977,924 稅前利潤 3,679,713 3,415,923 2,052,567 1,837,860 所得稅 919,928 853,981 513,142 459,465
利潤
稅後利潤 2,759,785 2,561,942 1,539,426 1,378,395 折舊 1,680,460 1,363,073 1,105,630
投資抵減
土地之處分價值 0 0 0 0
收回營運資金 0 0 0 0
加回
平台拆除復舊
現金流入 4,440,245 3,925,015 2,645,056 2,275,206
表4-4 海域油氣田開發營運階段現金流入計算表(107 年-110 年)
(1) 淨現值計算：
以每年之現金流入乘上現值因子(資金成本率 6.65%)，可得每年之現金流入現 值，累計11 年之現金流入現值，此累計值與基年投資實質之差數為淨現值，本 計畫淨現值為3,339,991 千元，淨現值計算表，如表 4-5 所示。
表4-5 淨現值計算表
單位:新台幣千元 年 度 基年 現金流入 基年投資成本率 現金
投資實值 (未扣可省所得 流入現值
稅之現值因子)
Vf+Vp FT K F PV=FT*F F=1/(1+i)^k
99 21,683,971 2,155,601 0 1 2,155,601 100 4,727,589 1 0.938 4,432,821 101 4,690,221 2 0.879 4,123,578 102 4,529,648 3 0.824 3,734,099 103 4,440,245 4 0.773 3,432,170 104 3,925,015 5 0.725 2,844,747 105 2,645,056 6 0.680 1,797,536 106 2,275,206 7 0.637 1,449,786 107 1,394,809 8 0.597 833,371 108 912,517 9 0.560 511,217 109 53,811 10 0.525 28,267 110 -648,123 11 0.493 -319,229
現金流入現值 合 計( SUM(PV) )= 25,023,962 淨現值 NPV= SUM(PV) - (Vf+VP)
淨現值 NPV=3,339,991 千元
未扣可省所得稅之基年投資成本率:6.65 %
(2) 投資報酬率計算：
本計畫投資報酬率經計算結果為11.66%，投資報酬率計算表，如表 4-6 所示。
表4-6 投資報酬率計算表
單位:新台幣千元 年度 基年 現金流入 第一估計 11.00% 第二估計 12.00%
投資實值 現值因子 現金流入現值 現值因子 現金流入現值 Vf+Vp Ft F1 PV1=Ft*F1 F2 PV2=Ft*F2 99 21,683,971 2,155,601 1.000 2,155,601 1.000 2,155,601 100 4,727,589 0.901 4,259,089 0.893 4,221,062 101 4,690,221 0.812 3,806,689 0.797 3,739,016 102 4,529,648 0.731 3,312,039 0.712 3,224,114 103 4,440,245 0.659 2,924,927 0.636 2,821,856 104 3,925,015 0.593 2,329,305 0.567 2,227,159 105 2,645,056 0.535 1,414,155 0.507 1,340,068 106 2,275,206 0.482 1,095,872 0.452 1,029,188 107 1,394,809 0.434 605,245 0.404 563,340 108 912,517 0.391 356,725 0.361 329,063 109 53,811 0.352 18,951 0.322 17,326 110 -648,123 0.317 -205,639 0.287 -186,320 合 計 SUM(PV1)= 22,072,960 SUM(PV2)= 21,481,470
R1 = 11.00 % R2 = 12.00 % IRR=R1 + ((SUM(PV1) - (VF+Vp)) /(SUM(PV1)-SUM(PV2)) 投資報酬率 IRR =11.66 %
基年投資實值 (Vf +Vp)＝21,683,971 千元
步驟三：計算淨現風險值(NPV-at-Risk)及專案風險值(PaR)
(NT$/M3) (NT$/M3)
油 價
管銷費率 1.80
﹪
1.50
﹪
1.35
﹪
註八
輸儲費率 6.77
﹪
5.64
﹪
5.08
﹪
註九
註一：投資費用參數設定採三角分配模型，其悲觀值、理想值、樂觀值等估計是參 考A 公司委由國外顧問公司，依規劃設計條件及詢市場價格之估算。
註二：氣價參數設定採常態分配模型，其平均值及標準差(σ)等估計，是參考 A 公 司內部93~96 年期間，每月內部成品天然氣轉撥單價之估算。
註三：油價參數設定採常態分配模型，其平均值及標準差(σ)等估計，是參考 A 公 司內部93~96 年期間，每月對國外購油單價成本之估算。
註四：操作費用參數設定採三角分配模型，其悲觀值、理想值、樂觀值等估計是參 考A 公司內部會計資訊直接與間接成本費用之估算。
註五：採收蘊藏量參數設定採三角分配模型，其悲觀值、理想值、樂觀值等估計是 參考A 公司內部研究機構與委託國外顧問公司多次模擬評估結果之估算。
註六：匯率參數設定採常態分配模型，其平均值及標準差(σ)等估計，是參考 A 公 司內部93~96 年期間，每月對國外購油匯率價格之估算。
註七：貸款利率參數設定採平均分配模型，其悲觀值、理想值、樂觀值等估計是參 考A 公司內部財務資訊向銀行借貸利率之估算。
註八：管銷費率參數設定採平均分配模型，其悲觀值、理想值、樂觀值等估計是參 考A 公司內部會計資訊報表管銷費用之估算。
註九：輸儲費率參數設定採平均分配模型，其悲觀值、理想值、樂觀值等估計是參 考A 公司內部會計資訊報表油氣輸儲費用之估算。
(2) 淨現值(NPV)模擬分析結果：
運用風險值概念評估海域油氣田投資專案計畫之經濟效益與專案風險值，是以 民國99 年開始至民國 110 年止，11 年期之現金流量為基準，採用蒙地卡羅模擬 法，在90 %、95 %、99 %等三個不同信賴水準(1-α)下，以模擬次數設定為 10,000 次，資金成本率為6.65%，模擬出平均淨現值、標準差、專案風險值(PaR)及平 均淨現值(NPV)＞0 的機率值等，計算結果如表 4-8 所示。以電腦軟體 Excel 及 Crystal ball 蒙地卡羅模擬軟體，在 90 %、95 %、99 %等三個不同信賴水準(1-α)下，淨現值(NPV)所呈現常態分配機率圖形，如圖 4-5；4-6；4-7 所示。
表4-8 不同信賴水下之淨現值(NPV)的專案風險值與機率分配
信賴水準 平均數 標準差 專案風險值 機率值 P(NPV＞0) (1- α)下 (Mean NPV) (σ)
千元
(PaR) 千元 千元
% %
90 % 3,578,125 2,505,112 540,494 93.95 %
圖4-5 90 %信賴水準下，模擬淨現值(NPV)之常態分配機率圖
95 % 3,582,187 2,498,024 -257,358 93.85%
淨現值 (NPV)
99 % 3,609,586 2,520,015 -1,590,808 93.77%
圖4-6 95 %信賴水準下，模擬淨現值(NPV)之常態分配機率圖
圖4-7 99 %信賴水準下，模擬淨現值(NPV)之常態分配機率圖
(3) 投資報酬率(IRR)模擬分析結果：
同樣以民國99 年開始至民國 110 年止，11 年期之現金流量為基準，採用蒙地卡 羅模擬法，在90 %、95 %、99 %等三個不同信賴水準(1-α)下，以模擬次數設 定為10,000 次，模擬出平均投資報酬率(IRR)、標準差、及平均投資報酬率(IRR)
＞6.65﹪(資金成本率)的機率值等，計算結果如表 4-9 所示。以電腦軟體 Excel
及Crystal ball 蒙地卡羅模擬軟體，在 90 %、95 %、99 %等三個不同信賴水準(1-α)下，投資報酬率(IRR)所呈現常態分配機率圖形，如圖 4-8；4-9；4-10 所示。
表4-9 不同信賴水下之投資報酬率(IRR)的專案風險值與機率分配 平均數 標準差 機率值 信賴水準
P(IRR＞6.65﹪) (1-α)下 (Mean IRR) (σ)
90 % 12.00% 3.73% 93.94 %
圖4-8 90 %信賴水準下，模擬投資報酬率(IRR)之常態分配機率圖
圖4-9 95 %信賴水準下，模擬投資報酬率(IRR)之常態分配機率圖 95 % 12.02% 3.7% 93.85%
投資報酬率 (IRR)
99 % 12.06% 3.74% 93.87 %
圖4-10 99 %信賴水準下，模擬投資報酬率(IRR)之常態分配機率圖