四、 個案研究
4.1 產業特性
海域油氣開發工程包括為採收油氣所需鑚井及安裝所有開發設備之相關工 程，由於鑚井、完井、安裝平台、敷設海底管線以及所有之海域作業從設計、製造、
現場施工或安裝、測試等整套作業需按照一定程序進行，費時甚長，易受季節性氣 象或海況影響或限制，因此傳統的海域油氣田開發工程通常至少需要三年至五年時 間才能完工，由於工期長，在施工階段由先前所談環境變因很多，風險不易預測控 制，會使整個計畫工期延長，造成投資計畫資金費用增加，和原先評估經濟效益產 生誤差，風險不易控管。
由於海域油氣田開發之初期投資資金甚為龐大，且資金投入後即無法撤回，而 初期投資佔整體開發營運成本之比例高達60 %至 80 %。一旦投資決策錯誤，致不 當投入過多資金或日後無法採收到當初預期油氣量，投資效益必然不彰，產生極高 之風險，因此開發決策必須格外慎重。
根據國際慣例以及企業投資理論，凡重大的資本投資計畫均應事先作好妥善投 資可行性評估，海域油氣田開發自當不例外。一般石油公司一旦探勘成功，發現具 有開發潛力的海域油氣田時，就會依照油氣開發投資計畫可行性評估，針對資金籌 措、開發成本、市場油氣售價至最後營收獲利等作詳細評估，以供決策是否具開發 價值之依據。一般通用於企業界「投資計畫可行性分析」，其主要內容包括「技術 可行性」、「市場可行性」、「效益可行性」、「環境可行性」、「投資風險評估」、以及
替代方案等，本研究將著重在「投資風險評估」方面，評估整個海域油氣田開發個 案之經濟效益可行性，主要包括各種會影響投資效益及投資成敗本之不確定風險因 素及影響加以分析，有關海域油氣田開發作業主要流程，如圖4-1 所示。
油氣探勘
發現經濟價值 油氣田
初步評估開發 環境影響評估 可行性
評估開發可行性
油氣開發基本設計 鑚井及完井
細部設計 建造安裝試車
油氣生產
N
Y
Y Y
Y
N N N
圖4-1 海域油氣田開發主要作業流程
4.2 計劃概要
A 公司海域油氣田開發案，位址於高雄外海西方約 100 公里之台南盆地中央之 F 構造油氣田，係早自民國 62 年起初次探勘即已發現的天然氣儲集構造，爾後歷 經五次國內外機構專業評估，確認可採天然氣蘊藏量可達59.73 億立方公尺。根據
初步規劃，在高雄海域F 構造設置一座海域鑽井及生產平台，從平台鑽十一口開發
由於海域油氣田開發所牽涉的範圍相當廣泛，在開發前評估階段，須評估包含 油氣蘊藏量外、資金來源、開發可行技術、環境影響評估及經濟效益分析，皆需審 慎評估確認可行後，才能真正進入到開發中階段。在開發中興建階段所面臨的問題 是工程費用控制、施工期間掌控與匯率變動，皆會影響整個開發投資總金額變動。
在開始生產營運階段，所面臨的是主要市場風險及營運費用成本管控，包括市場油 氣售價、油氣採收量、直接與間接成本、礦產權利金等。整個海域油氣田開發案，
所面臨的主要影響財務計畫的變動因子整理，如圖4-3 所示。
依整個投資開發計畫資金需求估算為新台幣20,000,000 千元，本計畫所需資金 之三分之一以A 公司自有資金支應，三分之二向國內銀行貸款，資金需求來源規劃 為6,666,665 千元由公司內以營運資金支應，13,333,335 千元以發行公司債或向國 內銀行借款方式籌措，資金成本率為6.65 %。整個開發投資金額主要包括海域平台 及設備、鑽井及完井、平台鑚機、海底管線、陸上接收站等五大項目費用，各項費 用預估，如表4-1 所示。
表4-1 海域油氣田開發案分項費用預估表
海域油氣田開發投資金額 (單位:新台幣千元) 項 目 單位 數量
生產平台及設備 座 1 5,969,946
鑚井及完井(11 口開發井) 口 11 6,725,982
平台鑚機 套 1 1,084,953
16 吋海底管線 公里 120 5,262,502
陸上接收站 座 1 956,168
合計 20,000,000
開發前評估階段
資金來源：自有資金/銀行融資
市場需求及工程技術來源
礦區開發申請與土地需求
計畫投資效益評估 環境影響評估與核准
開發中興建階段
海域平台興建成本
海域鑚井及完井成本
海底管線興建成本
陸上接收站興建及土地成本
開發後營運階段
產 品 成 本 銷 售 收 入
利 潤
所得稅率 礦產權利金稅 總投資金額
油氣銷售價格
油氣生產產量 生產操作費用 管銷/輸儲費用 匯率變動
施工費變動
圖4-3 海域油氣田開發案主要影響財務計畫變動因子
4.3 財務計畫基本假設
整個投資案經濟效益評估，原始基本假設與參數設定如下：
(1) 本投資計畫天然氣價格係參考公司預估民國 99 年至 109 年間之氣價，逐年加權 估算之天然氣價作為效益評估依據，加權平均價格相當於每立方公尺8.027 元，
另生產凝結油約 135 萬桶(21 萬公秉)之油價，係根據公司最近三年購買原油加 權平均成本之油價，以US$ 48.81 /桶油價計算。
(2) 生產操作費用(包括直接費用與間接費用)，總計為 6,731,500 千元。
直接費用包括直接人工與燃料費用；間接費用則包括保險、交通運輸、設備維 修、間接人工及管理等費用。總生產操作費用為直接費用、間接費用與修井及 復舊費用之總和。
(3) 營運期間：11 年
(4) 折舊率為 18.89%，折舊採定率折舊法 (5) 礦產權利金稅: 10%
但根據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 權平均價格計算後訂之。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，故礦產權利金繳納之金額為每年總產值扣除平台管線折舊後再乘以稅率。
(6) 投資抵減所得稅: 0.5 億元
根據促進產業升級條例第6 條：為促進產業升級需要，公司得在下列用途項下 支出金額5%至 20%限度內，抵減當年度應納營利事業所得稅額；當年度不足 抵減時，得在以後四年度內抵減之。
(7) 匯率:以 1 美元=32.7 元新台幣換算
(8) 資金成本率計算：以自有資金成本率 9.7%，貸款利率 5.4%為計算基準，計算 資金成本率得到未扣可省所得稅之資金成本率為6.65%。
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。