TPG狩猎民营油企解析

　　众机构聚焦新能源之际，TPG（德克萨斯太平洋集团）却重金掷向了传统能源领域的一家石油开采企业。

　　2009年6月，TPG以5300万美元(扣除交易费300万美元)的价格购买了MI能源控股有限公司（简称MI能源）约2146万系列A优先股，占MI能源发行前总股本的17.67%。当时TPG的投资成本为每股1.06港元，较招股价下限1.7港元折让了37.6%。其后，2009年10月、2010年2月，中信集团的间接附属公司Sino Link、投资公司Harmony Energy（Ever Union Capital Limited的直接附属公司）也先后入股MI能源。2010年12月14日，MI能源在港上市。

　　而实际上，这家企业没有自己的油田，仅以三份与中石油的合同维系经营；没有傲人的复合增长率，每年产量受制于下游客户中石油；而且，TPG投资时的2009年上半年，公司的净利润亏损7360万元人民币。

　　究竟是什么引起了投资大鳄们的兴趣？

　　承包商模式利弊

　　TPG合伙人王兟强调， MI能源是中国最大的私营石油开采公司。的确，在国有割据天下的石油链上游，这家民营陆上石油开采公司的一席之地显得难能可贵。在中国最主要的含油气盆地——松辽盆地，MI能源独家经营着大安、莫里青、庙3三个油田，总面积达400多平方公里。

　　但备受外界质疑的是，MI能源并不是三个油田的所有者，而是以一种产品分成合同的形式，依赖于与中石油的合作经营。今年4月，MI能源曾向美国证监会提交过上市申请书，但之后计划搁浅。有观点认为，高度依赖于中石油的单一业务关系是促使其无缘纽交所的主要原因。

　　“其实公司扮演的是一个承包商的角色。但这种模式并不意味着就是高风险。相反，由于与中石油相辅相成的关系，只要下游市场不发生太大的变化，中石油不会让它亏。至于赚多赚少，就要看具体的合作条款和公司的成本控制能力。”上述专家说。

　　据公司招股书，MI能源与中石油的合作模式可解读为：中石油为矿产资源的拥有人， MI能源为被委托合同者、提供勘探及开发经营的技术和财务服务；矿产产出后由两者共同拥有，在MI能源收回先期成本（包括全部操作费、先导试验期成本及开发费用）前，石油收益分别以80%和20%的比例分配于合同者（MI能源分得72%，因另一家澳大利亚公司作为不参与经营的合同者可分得8%）、中石油，在MI能源收回先期成本后，石油收益分别以48%和52%的比例分配于合同者（MI能源分得43.2%，澳大利亚公司分得4.8%）、中石油；建立联合委员会，双方各派4名代表共同监督经营；三个油田所生产的全部石油均销售给中石油，有关产量预算须联委会批准，产量一定程度上受制于中石油。

　　“同样是以承包商形式经营的资产，去年香港上市公司有一例收购，或者说是借壳上市，那例资产的合作模式就全然不同。”某PE业内人士对本刊记者表示。

　　该人士所指之香港上市公司为中能控股，2009年1月宣布以20亿到100亿港元（具体收购金额仍未商定）收购中国年代能源（简称年代能源）。后者除拥有位于新疆一处天然气田的采矿权外（气田还未投产），同样与中石油签有产品分成合同，以共同开发新疆塔里木盆地喀什北区块。2008年底，年代能源签订的产品分成合同与MI能源的不同在于：年代能源承担一切勘探成本，最低金额为4.37亿港元。如果发现油田，油田开始生产后的效益，需先用于冲抵中石油在合约签订前曾付出的3.15亿成本；而且中石油和年代能源须分别按51%和49%的比例承担开发成本，生产的石油在扣除勘探成本及经营成本后由中石油和年代能源按51%和49%的比例分配。如果没有发现油田，年代能源产生的所有勘探成本则将付诸东流。

　　“MI吸引人的地方是它可观的已探明储量，也就是说近两年不去做新的物探，现有的资源已经足够维持收入。”石油领域的一位专家对本刊记者表示。根据招股书，到2010年上半年，MI能源的净探明量达到了2940万桶，可能储量达到了1350万桶；而未开发、可供未来钻探的井位净探明量分别达到了860万桶、810万桶。这意味着，假如按照2010年上半年公司每桶油的平均售价76.72美元计算，未来可供钻探的收入潜力即有6.2亿美元。

　　实际上，MI能源需要承担100%的勘探成本和开发成本，相较于年代能源承担的100%的勘探成本、49%的开发成本，从比例上，前期支出负担更重，但之后收益分配的比例对于收回前期成本更有利（分别为80%和49%分配比例）。可以看到，到2010年上半年，大安油田、莫里青和庙3油田已分别收回了100%、78%和42.8%的先期开发成本，共计43.74亿元，占成本总投入46.5亿元的94%。而且即使大安油田成本已收回，由于公司在大安油田的可钻井数和投资额尚未达到上限，仍可进行额外投资（以72%分配计）。“在这个阶段进入，对于投资者来说，风险是比较小的。”上述PE人士表示。

　　6美元/桶的开采成本

　　实际上，剥去运作模式利弊，MI能源最值得关注的是其成本控制能力。

　　虽然地处黑色宝库，但MI能源所开采的三个油田区块均属于低渗透率油田。所谓渗透率，指一定压差下，岩石允许液体通过能力的大小。由于石油储存在岩石的孔隙、洞穴和裂缝之中，所以一些低渗透率的油田，因其岩石孔隙、缝洞的连通性差，石油难流出，不易开采。目前，低渗透率油田占中国全部石油储量约31%。根据商务部2007年颁发的《外商投资产业指导目录》，低渗透率油田开发被分类为欢迎外商投资的鼓励类产业。

　　“从技术角度来讲，开发低渗透率油田并不是门槛很高的事。关键是，油田的开采成本是不是很高？这是衡量石油公司的盈利能力最重要的一点。现在中石油每桶油的开采成本平均能控制在10美元以内，一般低渗透率油田的开采成本要高于这个价。”上述专家提到。

　　然而，据公司招股书介绍，2007年、2008年、2009年以及2010年上半年，平均每桶原油的开采成本分别为7.24美元、6.52美元、7.69美元和6.37美元。其中，大安油田今年上半年的开采成本更是低至每桶5.01美元。而上述时间段对应的平均每桶原油的销售价格分别达到了69美元、104.78美元、58.58美元、76.72美元。

　　这意味着，在勘探、开发成本即将收回的过程中，低采油成本的优势在其后的业绩竞争中将发挥得淋漓尽致。可参考MI能源目前的盈利情况，2007年、2008年、2009年及2010年上半年收入分别为12.22亿元、19.72亿元、11.67亿元、9.48亿元人民币，净利润分别为3.09亿元、6.11亿元、1.11亿元、2.39亿元人民币。除此以外，MI能源在该领域的竞争对手也寥寥无几。目前，就陆上油田开发与海外公司有合作的只有中石油（主要）和中石化两家。到2008底，中石油共订有23份类似的产品分成合同。2008年，洛克石油、MI能源、中亚石油占据了中石油产品分成合同中约51%的市场份额。

　　投资者防身有术

　　从目前来看，MI能源采用承包商的运作模式具有相对优势，其自身的成本控制力也出类拔萃，但未来公司长期的成长性却并不被看好。

　　“因为可采储量是一定的，按一定的速度开采完后，就没油了。除非你加大技术投入去挖额外的新油，但这样成本就非常大，风险很高，而且采出的油质量未必好。而公司是不是能拿到新的油田合作资源，完全依赖于公司管理层的个人能力，这类产品分成合同的订立都是私下协商，而不是竞标。”该专家表示。根据招股书的估算，到2018年下半年，假如公司并无概算或可能储量证实为可予开采及未能探明任何其他储量，生产将于停止。

　　MI能源的关键人士，公司董事长兼首席执行官张瑞霖，这位20年前中石油油田的技术工人，与其内弟持有的FEEL公司为MI能源大股东，占到了MI能源发行前股份的64.3%（如图）。可以看到，公司正试图利用上市募集的资金，去收购新的合作项目和储量基地，包括与中石化中原石油勘探局钻采处的合作（5800万港元）、购买松原市宁江区小油田开发公司的产品分成合同中的全部权益（3900万港元）、与国有油气企业合资在陕西勘探及开发油田（5800万港元）等，但这些项目目前大多仍处于签订谅解备忘录阶段。

　　就此，精明的投资者显然有备而来。在本次MI能源拟发行的6.62亿股股票中，33%为旧股，其中出售股东包括了TPG。上市后TPG持股比例将降至10.6%（假设超额配股权未获行使），设6个月禁售期。而且，在TPG投资MI能源时，大股东FEEL公司曾向TPG授出一份认沽期权，要求FEEL购买全部或若干系列A优先股，该等期权保证TPG将以每年15%的复合回报率回收其初始成本。