我国是能源需求大国，能源是国民经济发展的支柱，对国民经济健康持续发展具有重要的战略意义。中国已超越美国成为第一大能源消费国，石油对外依存度也越过了50%这一国际警戒线。随着传统资源的日渐枯竭，环境保护观念的日益普及，石油、煤炭等传统能源由于成本较高及污染较大，日益制约着经济的发展。寻求清洁能源并普及其应用成为各国发展面临的首要问题。清洁能源，是指在生产和使用过程中不产生有害物质排放的能源，可再生的、消耗后可得到恢复的，或非再生的(如风能、水能、天然气等)及洁净技术处理过的能源(如洁净煤油等)。当前，车辆上使用的清洁能源主要有电力、CNG、LPG、醇燃料、LNG等，在众多的清洁能源中，LNG凭借其经济性和安全性，在众多的清洁能源中脱颖而出，成为各国争先发展的目标。
从20世纪70年代开始，国外开始大规模生产LNG，至今其总生产规模已达到7,500万吨/年，占世界天然气销售量的20%，且以每年5%～7%的速度增长。我国天然气资源非常丰富，资源量达38×1012m3，主要集中于中、西部及海上，自上世纪60年代以来，我国开始进行LNG汽车的试验研究，经过四十余年的历程，LNG汽车的推广已不存在技术障碍，涌现出了以东风商用、红岩、中国重汽、陕汽等知名厂家为代表的LNG汽车生产产家，LNG即将迎来历史性的发展机遇。为促进四川省清洁汽车产业健康、有序发展，加快建设资源节约型、环境友好型社会，避免能源危机给社会和人民的生活带来不利影响，根据《四川省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》和《四川省压缩天然气汽车安全管理办法》(省政府令第256号)等有关文件精神，四川省发展和改革委员会编制了《四川省“十二五”清洁汽车产业发展规划》，全面推进CNG、LNG汽车产业的发展。2012年3月，总投资约11.5亿元的LNG应急储备库在彭州濛阳镇开建，预计2013年冬天就会先行投用，进一步保障成都的能源供用。同时，根据中国石油天然气股份有限公司四川销售分公司规划， 2012年～2015年将新增加气站158座，其中CNG加气站68座、LNG加气站103座、L-CNG加气站9座。LNG加气站将在全省得到最广泛的推广，为有效地提高LNG加气站项目资金的使用效率，有必要根据这些项目的成本(或预期成本)和效益(或预期效益)情况，采用经济学的有关概念和方法，进行科学的成本效益分析。
1 投资分析
根据《液化天然气LNG汽车加气站技术规范》(NB/T1001-2011)，LNG加气站按总罐容量分为三个级别，分类情况如下：
在确定LNG投资成本时，应注重设备的选购，追求设备周期费用最低化。设备的寿命周期费用(Life Cycle Cost，LCC)是指设备在预定有效期内发生的直接、间接、重复性、一次性及其他有关费用。简而言之是指设备在寿命周期内所发生的一切费用总和。一般说来，寿命周期费用可分为两大部分，即系统的设置费用和系统的维持费。
LCC=AC+SC
式中，AC：系统的设置费;SC：系统的维特费;其中，设置费包括研究开发费、设计费、制造及准备费、试运行费等。在可行性研究中，设置费即为购置费(含必要的安装费、运输费等)。维持费包括运行费、维修费、后续支特费、报废费等。
2 运营成本分析
LNG加气站运营成本是指加气站运营期间为维持正常的经营活动所发生的成本，根据《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数(2010)》，结合当前加气站运营的实际，确定LNG加气站运营成本如下：
2.1 销售成本
销售成本是指天然气进价成本，该项成本应根据市场实际情况、参照国家对天然气能源的指导价格进行确定，并在一定的期间内保持不变，以保持评价结果的可比性。
2.2 运输费
采用离岸价进行结算时，运输费是指LNG由批发地运至加气站所发生的运输费，按照年销售量和单位运输费用估算;采用到岸价进行结算时，销售成本已包含运输费用，此项费用不单独再列，不做进一步的考虑。
2.3 损耗费
损耗费指LNG在运输、转移、销售过程中所发生的蒸发损耗和渗漏损耗。按照中石油2010评价参数之规定：天然气利用损耗率城市燃气为5%，CNG为5%，LNG未做规定。鉴于LNG较好的防漏技术，建议在成本效益分析中将LNG损耗率确定为2%。
2.4 外购燃料和动力费
外购燃料和动力费指加气站经营过程中直接消耗的燃料、电和水，按照年消耗量和当地燃料价、电价和水价估算，按成本性态分为两个部分：固定成本费用和变动成本费用。该费用的估算应根据运营加气站的历史数据为依托，一般采用回归分析法进行确定。
2.5 工资及福利费
工资及福利费按照工资总额计入成本费用的工资和按照规定从成本费用中提取的职工福利费构成，该项成本按所在地已有加气站的工资水平和设计定员计算。
2.6 折旧费
折旧费是以固定资产原值为基数，扣减净残值后，按照中石油2010评价参数规定：LNG和CNG固定资产折旧年限为15年，城市燃气折旧年限为14年。从而确定评价中固定资产折旧期限为15年。
2.7 固定资产净产值
按照中石油2010评价参数规定：炼油、化工、油库、加油(气)站、LNG、天然气利用、新能源及其他类项目预计净残值率在0%～5%，城市燃气、CNG为5%，LNG为3%，从而确定LNG成本效益分析中固定资产净残值为3%。
2.8 土地费用的处理
对于大中城市中心的LNG项目，建议土地按其使用年限折旧，期末回收原值。对于其他地区的土地投资，由于土地流通性较差，建议将其计入固定资产价值，按固定资产处理方式进行处理。
2.9 修理费
修理费是指按照规定计入成本费用的固定资产等的修理费用。按照评价参数，LNG项目修理费的取值应按项目资产的构成进行计算，管道、码头、接收站分别计取或取综合值。管道部分按管道执行，码头部分按码头执行，接收站按炼油化工执行。建议以工程费用为基数，综合修理费费率按基数的2%估算。
2.10 其他制造费用
根据中国石油经济评价参数规定，长输管道、天然气利用项目其他制造费用定额为10,000元/人·年～18,000元/人·年;炼油化工、油库、加油(气)站、新能源项目其他制造费率为1%～3%，其中炼油化工新建单套装置顶目取低限。LNG隶属加气站项目，从而确定制造费率为3%。
2.11 其他营业费用
其他营业费用是指企业在销售产品，自制半成品和提供劳务等过程中发生的各项费用，以及专设销售机构的各项经费。包括应由企业负担的运输费、装卸费、包装费、保险费、委托代销手续费、广告费、展览费、销售部门人员工资及福利费、差旅费、办公费、折旧费、修理费、物料消耗和低值易耗品摊销等。为简化计算，油气开发、油库、管道、天然气利用(不包括CNG子站)、新能源和一般工程建设项目可按营业收入的0.5%～1%估算营业费用。CNG子站参照加油(气)站营业费使用费率执行。按照中石油2010评价参数规定：加油站其他营业费用按营业收入的0.1%～0.5%估算，建议在LNG成本效益分析中，其他营业费率按0.1%估算。
2.12 管理费用
指分公司一级管理部门为管理和组织经营活动所发生的各项费用，主要包括分公司经费、工会经费、职工教育经费、董事会费、咨询审计费、诉讼费、排污费、绿化费、税金、土地使用及损失补偿费、技术开发费、无形资产摊销、业务招待费、坏帐损失和矿产资源补偿费等。由于在生产成本中已计算了全部定员的人员费用和全部固定资产的折旧和修理费，在项目财务分析中，管理费用不再包含公司管理部门的人员费用、折旧费和修理费，本项目所指管理费用主要指其他管理费用。
根据中国石油经济评价参数规定：管道、天然气利用项目为20,000元/人·年～30,000元/人·年，也可根据企业实际情况计取;LNG、油库项目为15,000元/人·年～20,000元/人·年，加油(气)站项目不计取此项费用。
2.13 财务费用
财务费用是指新设公司为筹集资金等而发生的各项费用，主要包括利息支出(减利息收入)。财务费用的估算主要参照当期银行贷款利率和投资中贷款数额进行确定。
3 效益分析
效益分析的主要目的是为投资提供依据，帮助投资者合理地分配资源，使一定量的资源对目标的实现作出最大的贡献。效益分析需要各种不同的评价指标从不同的角度来反映投资项目的效果，并用相应的评价标准判断其可否接受。在成本效益分析中，较为常用的是财务内部收益率、投资回收期(静态)，财务净现值。财务内部收益率(internal rate of return，IRR)是指项目在计算期内净现金流量现值累计等于零时的折现率。是考察项目盈利能力的主要动态评价指标。当财务内部收益率大于投资者要求的最低收益率(基准收益率)时，该项目予以采纳，反之，则予以放弃。投资回收期(pay back time，PBT)：指从项目的投建之日起，用项目所得的净收益偿还原始投资所需要的年限。投资回收期分为静态投资回收期与动态投资回收期两种，项目评价中一般采用静态投资回收期。投资回收期是为了度量项目流动性，当回收期小于投资者要求的投资回收年限时，项目可行，反之则不可行。财务净现值(financial net present value，FNPV)指项目按行业的基准收益率或设定的目标收益率,将项目计算期内各年的净现金流量折算到开发活动起始点的现值之和，它是项目财务评价中的一个重要经济指标。主要反映技术方案在计算期内盈利能力的动态评价指标。该指标是一个绝对数指标，当指标大于零时，项目将被采纳，当指标小于零时，项目将予以放弃。
4 案例分析
2012年，A公司在M高速中标取得一加气站运营项目。该项目属新建项目，占地面积约5亩，站房面积300m2，罩棚700m2，双枪加气机4台，LNG储罐容积120m3(单罐60m3)。经调研，在优选设备的基础上，确定加气站工程投资933万元，土地中标价1，629万元，项目总投资2，562万元。项目要求的基准收益率为12%。投资中65%以资本金投入，其余通过长期贷款解决，长期贷款利率为6%。
基准收益率确定为12%，基准投资回收期为10年，所得税按25%计算，增值税按13%计算，城建税和教育费附加分别按基础税率的7%和3%计提。经测算，项目目标市场日销量为1.7万立方米，达销期三年，第一年负荷率为80%，第二年为90%，第三年为100%，加气站内其他业务年收入50万元，成本率为65%。CNG进价为2.48元/万立方米，销价为3.54元/万立方米(以上价格均为不含税价)。
参照营运成本分析内容，结合案例具体情况，确定案例评价基准参数值见下表：
注：人员按工人9人，月工资1，800元;站长1人，月薪3，000元设置，福利费按14%计提。
通过以上参数，结合项目评价的一般方法，计算得到以下评价参数：
根据以上评价结果，项目财务内部收益为12.22%，大于基准收益率12%;投资回收期为8.36年，小于基准投资回收期，财务净现值为134万元，大于0万元，综上可得，该项目满足投资者的要求，应予以采纳。同时，由于贷款部份要求的投资回报率为6%，小于基准收益率，导致与资本金相关的各项指标均好于项目指标。
5 结论
本文通过项目评价的一般方法，针对LNG加气站项目成本效益评价的一般要求，结合作者本人在加气站项目可行性研究中积累的一些经验，对加气站项目的一些重要参数提出了必要的参考。并参照实际的案例，对LNG成本效益分析进行了示范性的举例。随着四川省加气站布局的快速推进，加气站相关评价参数将进一步完善，方法将进一步向前发展。在各类加气站中具有比较优势的LNG加气站，将成为未来加气站的首选，对LNG加气站成本效益评价方法的探索，将有助于加深对该类项目的了解，为投资者提供合理的投资建议和指导方法。
