一、亚美能源概况
亚美能源是中国领先的独立煤层气生产商。专注于非常规天然气资源的开发及价值优化，为中国经济供应清洁能源。与中国政府授权与外国公司合伙勘探、开发及生产中国煤层气资产的四家国有企业中的两家，即中联煤层气及中石油（通过其母公司中国石油集团）订立产品分成合同。根据该等产品分成合同，成为潘庄及马必区块的作业者，获得勘探、开发及生产区块内的煤层气的授权。分别持有潘庄产品分成合同及马必产品分成合同80%及70%的参与权益。潘庄及马必区块位于沁水盆地南部，根据SIAEnergy，沁水盆地的证实煤层气地质储量居中国各盆地之首及为中国最活跃的煤层气生产盆地。根据SIAEnergy，潘庄区块是中国商业化程度最高的中外合作煤层气资产，该区块是中国首个并且是唯一一个取得总体开发方案批准的中外合作煤层气区块。
1、两大PSC分成项目概况
2、合作区块资源概况
3、合作区块投产情况
4、经营情况
5、募投计划
亚美能源拟按每股3元至3.7元发售约7.61亿股，10%作本港公开发售，并有15%超额配股权，以定价中位数(3.35元)计算，集资约21.44亿元。
集资所得款项约60%将用于在潘庄及马必区块勘探及开发煤层气；约35%将用于收购其他煤层气或其他非常规天然气区块的权益或相关项目；约5%将用作营运资金及一般企业用途。
如无超额认购上市后已发行股份约为3324百万股，按中间价集团市值将为11136百万港元，暗示一四年历史报告市盈率为46.2倍。假设15年盈利比增50%，PE则在25～30区间。
二、行业概览
1、PSC合同分成各个阶段
PSC 合同（产品分成合同，英文全称为Production Share Contract）是国际油气田开发项目中所采取的一种惯常合作模式，资源方（国）与（合同）作业者就合作开采油气资源订立PSC 合同，由（合同）作业者投资进行勘探，承担全部勘探风险。在发现商业性油气田后，由（合同）作业者同资源方（国）按照约定比例共同投资合作开发，（合同）作业者负责开发和生产作业，并按照约定比例分享油气产品生产销售收益。国内PSC合同发展主要阶段如下图：
在获得发改委整体开发方案批文之前是纯烧钱的阶段，而且行业发展初期规则不明，在提交方案时不确定性较多，即使看潘庄来看，上一手的开发商受不了转手给亚美，亚美接手后也花了5年才最终拿下整体开发方案，在获得发改委批文后正式进入大规模开发还要融一大波钱启动第一轮开发，所以这个产业是土豪的游戏…
2、煤层气开采成本概况
从目前开发技术而言，煤层气相较页岩气开发的经济性还是有优势的，而且在中国发展的时间更长，由于中国的地质条件和美国差异较大，完全用国外技术是不科学的，即使是引进最先进的技术也要针对地质国情进行适配调整，这也是需要时间的。
3、煤层气开采周期特点
从勘探到稳产大概在5～8个月左右，逐步攀升至最高产量后稳步下行，有效生产年限长，但在PSC合同期内基本都开采完毕。
4、煤层气开发商
中国煤层气生产商可分类为大型国有公司、外资煤层气生产商及地方煤矿公司。
大型国有公司在筹措资金、管道进入及区块登记方面具有先天优势，能在中国煤层气行业发挥主导作用，作为其本身在常规天然气竞争力的延伸。至于国有公司开发煤层气资产，有与外国公司合作开发的，也有其自己单独开发的。不论架构如何，国有公司都可通过各种方式来发挥其优势，包括管道接入和区块登记等。然而，与外国公司合作开发煤层气对国有公司有利，因为外国公司承担全部勘探成本及风险，并可以带来有助于有效开发煤层气的技术、专业知识及相关资源。
外国公司参与中国煤层气行业的唯一途径是与四间获授权国有企业其中之一订立产品分成合同。由于国有公司在开发煤层气方面竞争激烈，故外国公司因更多合作选择将有更多机会进入煤层气行业。目前从事煤层气业务的外国公司或会有先发优势并具备有利地位从国有公司之间日益激烈的竞争中获益。由于国有企业均开始建立自己的中下游设施及基础设施，但短期内不会得到充分利用，早期开拓者（如AAG）可获得更多的中游渠道和下游市场，否则他们有可能需要自己来营建这些设施。
地方煤矿企业（如晋城无烟煤矿业集团）也在其拥有的煤矿矿区范围内进行煤层气开发。然而，地方煤矿企业对煤层气的利用通常并不属于商业开发，因为其煤层气抽采的资金主要来源于煤矿安全生产基金，该基金是中央政府为鼓励天然气抽采而设立的。然而，煤炭企业的竞争力因缺乏专业技术及具经济效益的煤层气生产方式而受到限制。
5、外资煤层气生产商
目前，根据SIAEnergy，至少有9家外资作业者参与中国的18份煤层气产品分成合同。大部分外国公司为小型天然气勘探及生产公司。按开发阶段、资源质量及数量、技术复杂程度及基础设施情况计算，中国目前有三间主要外资煤层气生产商，分别为GreenDragonGas（绿龙公司）、FarEastEnergy（远东能源）及AAG。GreenDragonGas于伦敦证券交易所上市。FarEastEnergy乃于美国场外电子交易板上市，总部设于得克萨斯州休斯敦市。根据SIAEnergy的资料，于2013年，这三家外资煤层气生产商的煤层气商业化年产量占中国煤层气商业化总产量的6.0%。在外资煤层气生产商中，AAG于2013年的市场份额为4.5%，而GreenDragonGas及FarEastEnergy的市场份额分别为1.3%及0.3%。
而之前研究过的中国油气控股旗下三交项目有望成为第二个取得发改委总体开发方案批复的区块。
三、标杆区块---潘庄
潘庄项目是目前首家取得国家发改委对总体开发方案批准的中外合资煤层气区块，且为取得国家发改委批准的唯一区块。通过观察潘庄项目的发展历程可以看到行业的其他项目的发展路径。
1、历史沿革
2006年，亚美大陆煤层气收购美中能源（为潘庄产品分成合同的外国合同方）。
2007年，国家发改委向潘庄项目颁发潘庄总体开发方案前期批复。
2009年，提交潘庄总体开发方案，国土资源部颁发煤层气开采许可证，授予潘庄项目中心区域开采权。
2011年，潘庄总体开发方案获得国家发改委的批准，可开始全面商业开发。
2012年，国土资源部颁发煤层气开采许可证，授予潘庄项目整个区域的开采权。
2、总体开发方案详情
在勘探阶段编制总体开发方案，其中包括与开发煤层气储量有关的可开采储量、开发钻井模式、总体设计、产量情况、经济分析及时间表以及估计生产阶段的期限的详情。批准潘庄总体开发方案后，潘庄区块进入产品分成合同的开发阶段。总体开发方案详情如下：
3、全面开发后经营情况
于2011年，潘庄区块成为首家取得国家发改委对总体开发方案批准的中外合资煤层气区块，自此，潘庄区块的总产量已大幅增加，于2012年、2013年及2014年分别上升至3,487百万立方英呎、5,493百万立方英呎及12,631百万立方英呎，复合年增长率为90.3%。根据SIAEnergy，于2012年12月、2013年12月及2014年12月，潘庄区块的日均产量分别为9.7百万立方英呎、25.4百万立方英呎及47.9百万立方英呎，复合年增长率为122.2%，而于2014年12月期间，潘庄区块的日均单井总产量为958.9千立方英呎，是截至2014年12月31日中国煤层气区块最高单井平均产量。预期未来数年将继续提升潘庄区块的产量。
来自潘庄的收入由2012年的人民币9,240万元增加至2013年的人民币13,840万元，并进一步增加至2014年的人民币42,590万元，及于2012年、2013年及2014年，其他收入分别为零、人民币6,430万元及人民币15,120万元。潘庄区块的EBITDA由2012年的人民币1,970万元增加至2013年的人民币15,430万元，并进一步增加至2014年的人民币48,950万元。由于潘庄区块已提升产量，收入及盈利能力得到大幅改善，并将继续改善。
产量随着生产井数目增加及单井产量增加而大幅提升。随着提升产量，亦受惠于规模经济，并通过大规模分摊不同井的劳工及材料来降低单位成本，从而，同时通过分摊相对固定的气田地面工程、劳工、物流及其他服务成本提高营运杠杆效应。
·提升产量。于煤层气产量提升至总体开发方案指定的生产目标，且联合管理委员会宣布开始生产阶段时，产品分成合同即进入生产阶段。产量随着生产井数目增加及由于增产措施改善导致的单井的产量增加而大幅提升。
·单位产量净生产成本降低。如上文所述，单位产量净生产成本对处于勘探阶段的试生产项目而言处于较高水平，但预期在商业开发及生产阶段时会因经营效率提高及规模经济而下降。
·单井钻探成本减少。单井钻探成本将会减少，此乃由于活动水平增加令钻井数目增加以及实现规模经济所致。
4、后续开发计划
NSAI报告预计，于潘庄产品分成合同期限内，将有必要钻探额外约185口水平井以开发3P储量。根据SIAEnergy的资料，截至2014年12月31日，于潘庄区块有49口已投产的生产水平井及1口直井，该等井取得中国煤层气平均单井最高产量。截至2014年12月31日，已运行四个集气站以支持煤层气的产能提升。于2015年2月完成又一个新增集气站的建设。
预期产量按与钻井数目增加的比例大幅度增加。计划于2015年在潘庄区块钻探32口水平井。NSAI报告假设将需要于2015年、2016年及2017年年底前将潘庄区块的井数目分别增至76口、105口及134口（用作开发潘庄区块的2P储量）NSAI报告亦假设将需要于2015年、2016年及2017年年底前将钻井数目分别增至76口、112口及147口（用作开发潘庄区块的3P储量）。
NSAI报吿预计2015年、2016年及2017年潘庄区块总产量分别为160亿立方英呎、176亿立方英呎及227亿立方英呎(采用2P储量占算)及分别为164亿立方英呎、201亿立方英呎及297亿立方英呎(采用3P储量估算)。
预计2015年及2016年，开发潘庄区块2P储量及3P储量所需资本开支总额分别为13,650万美元（人民币83,490万元）及15,630万美元（人民币95,600万元）。
小结：潘庄的发展路径是值得多多体会，绝对的临界点是ODP获批，获批后需要大量的资金开支来支持开发，目前项目还没过平衡点实现滚动开发，还是要输血。气量随着开发迅速攀升，盈利能力（利润率）由于管道建设、网点假设、人工等公摊成本降低稳步提升。区块资源如果比较优质，其产量是可以高过ODP设计产能的，看看16、17年预测产能，实际产能以区块运营成效为准，因此不仅勘探是技术活，运营（稳产）也是技术活。
四、潜力区块--马必
马必区块位于沁水盆地南部的山西省晋城及临汾，根据马必产品分成合同所占面积为898.2平方公里，马必区块远大于潘庄区块（13倍...）。马必区块于2010年开始试产。马必区块总产量于2012年、2013年及2014年分别为0.98亿立方英呎、5.97亿立方英呎及6.23亿立方英呎。
截至2014年12月31日，在马必已完成逾1,161.7公里的2-D地震勘测，并取得41个岩芯钻孔及135口地质参数井的数据。我们于2010年开始试产。由于其面积很大，将分阶段勘探及开发马必区块，及预期最终提交两个或三个马必区块总体开发方案。我们于2010年上半年开始于马必进行煤层气试产并于2013年11月取得国家能源局对马必总体开发一期方案的前期批复，该项方案涵盖总面积131.7平方公里区域的年产能350亿立方英呎。前期批复让我们可以开始办理所有必要政府批准以取得国家发改委对马必总体开发一期方案的最终批准。
我们与中方合作伙伴合作于2015年第三季度提交马必总体开发一期方案的申请以供国家发改委最终批准，及根据在处理潘庄总体开发方案监管批准程序方面的经验及近期国家发改委的惯例，预期于是项提交后六至十二个月内取得国家发改委的最终批准，之后将开始马必总体开发一期方案的商业开发。
除了马必总体开发一期方案所涵盖的区域外，截至2014年12月31日，我们已取得马必区块内总面积288.3平方公里的其他区域的国土资源部认证，并将继续办理余下储备区域的认证，预计到2016年年底前完成。一旦取得该等国土资源部认证，将办理取得其他总体开发方案批准，以使可以从商业利益出发开发马必区块内的所有储量。相信能够于该等区域获认证后约三至四年内取得对该等余下区域的一个或多个总体开发方案的批准。
预计2015年及2016年，开发马必区块2P储量及3P储量所需资本开支总额分别为7,380万美元（人民币45,140万元）及7,650万美元（人民币46,790万元）。
五、一些思考
1、天然气行业发展阶段
煤层气作为天然气整个行业中的一个非常规气源，其发展必然受到行业大趋势影响，在思考天然气行业的过程中一直有个问题，这个行业究竟是供给推动的还是需求推动的？这个区别直接决定了整个产业链上下游利润分配的比例，在看了天然气各类公司的财报和政策的变化，个人感觉天然气行业的发展逐渐从需求推动转换成供给推动，逻辑如下：
1）第一阶段
行业发展初期要架设管道网络，普及天然气使用场景等等，通过政策管制人为压低天然气终端价格刺激管道等基础设施建设和消费者使用习惯，这个阶段利润在下游。
2）第二阶段
在基础设施建设基本完成后，天然气需求增长高于国内天然气供给增长出现用气缺口，气源不足严重影响下游地方政府、企业普及天然气使用，试想地方政府如果对气源稳定性信心不足，肯定不会使劲推天然气的，哪怕上面的要求再多也只能阳奉阴违…如果把设施都改成用天然气的，然后像几年前电荒一样时不时来几次气荒，地方政府哪里受得了…不是每个地方政府都像帝都这么任性…
对外依存度逐年上升，2014年对外依存度已经达到对外依存度达32.2%，按照国家能源安全的出发点，政府肯定不希望对外依存度过高，现在增量的沿海LNG接收站，如果和越南、日本有什么眉来眼去那就受不了了（虽然概率上是不可能，但是政府会按这个标准来定制应对方案）…在这一阶段，天然气的政策逐渐转向支持上游气源开发，石油价格的低迷对天然气使用推广是阻力，但是对天然气价改是好事，在低点的时候慢慢实现并轨对标石油，难度比在油价高企的时价改低得多。
价格机制理顺后通过补贴刺激国内上游气源开发，目前常规天然气增储上产难度加大；页岩气虽有良好前景，但产量与预期存在较大差距；煤层气仍未走出困局，产量也低于预期。政策向页岩气和煤层气倾斜是可预见的，这个阶段有多久？不知道…但是这个阶段整个行业的利润会集中在上游气源商。
3）第三阶段
和国内众多产业一样，一般的剧情都是：政策支持--投资过热--产能过剩，所以一轮的刺激政策后，众多资本涌入非常规气源，然后刺激政策逐步退出，加上油气开发周期长，油气开发商硬着头皮也得投产，高成本气源被迫退出市场，最终让供给、需求都市场化定价，然后达到生命的大和谐…真到这一阶段利润会在下游渠道商和成本优势气源商之间分配。
没有什么能永垂不朽，好三年、坏三年、缝缝补补又三年，不同行业的生命周期差异很大，即使在同一个大行业中，趋势向好的时候全部都有钱赚，但是不同环节利润的分配是不平衡的。远的不说，就看煤老板和电老板斗智斗勇这十年就很有借鉴意义了。
2、PSC公司的冰与火
1）小马拉大车
这是PSC分层项目最大的问题就是开发主体的资金实力偏弱，背后没有大金主支持。早年优质区块让外资合作开发，目的估摸着是引进国外先进技术进行适配，但是外资整着整着发现整不动了，慢慢的有些项目就转手了，也有些就是技术人员起家承接项目，但是行业发展初期规则尚未明确，也就是传说中的发展中解决问题，这些先烈为整个行业技术发展的优化和政府管理细则的明确作出了重大贡献，潘庄03年签订合同，06年转手，11年获批，历时8年，马必04年签订合同，目前准备递正式ODP，整个漫长的过程都是要靠钱养着的，勘探要钱、试运营要钱、走关系要钱、拿批条要钱、监管政策调整推倒重做打补丁要钱，在获得发改委批条之前都是净投入，而这段时间项目的分成方是不投钱的，这期间资金流紧张，走大额的贷款就是找死，保不准发改委拖一下资金流就断了，所以需要持续性的股权融资，上市前亚美的机构投资者都可以开两台麻将了，同时这种能源型的成长性、收益是可以较精确的估算的，前期估值是刷不上去的，不像互联网一轮一轮的融资估值一直刷上去同时还可以保持创始人股份的不被严重摊薄，而机构投资者要的是一二级市场的差价，融资需求旺盛、机构退出需求导致上市成了必然之选。
2）中马拉大车
即使总体开发方案（ODP）顺利拿到批条，就要开始第二轮大规模的融资，即使拿到批条后与合作方按分层比例出资，但是大规模开发启动需要的钱远远高于之前试运营期间的需求，以潘庄为例，11年拿到批条，经过3年开发，14年EBITDA已经刷到4.8亿，但是15、16年计划资本开支为8.3亿、9.5亿，还是需要融资，但是已经可以走债权了。
加上马必，亚美仅两个区块15、16年计划资本开支12.8亿、14.1亿，还未包括可能出现的对外投资，同时马必体量大概是潘庄的10几倍，即使按照分期开发，15年交一期正式ODP后（约为潘庄两倍），即使届时潘庄稳产，你猜马必获批后一期开发需要融资多少？所以说这个血是必然要抽的（配股），大概在马必ODP获批前几个月吧，至于抽多少，得看马必一期步子迈得有多大？那个时候资本结构怎样？
3）找死的循环
整体还是很看好煤层气这个行当的，趋势明确、政策引导，在憋过去最难过的那个阶段，资本开支下降、营收增长后，开始过上幸福美满的生活，然后会进入资源型企业的找死循环了…企业的存在其必然需求就是要增长，而且还是持续性的增长，所以兜里有钱之后就会横向并购多买几个区块，资源型企业一个硬伤是好的年景赚钱赚到飞起，仆街的时候扑到贴地…这波政策红利能吃多少年没人知道，保不准哪一天达到了上下游的平衡后，或者哪天政策转向了，越新的产能成本越高，消化不良的话苦日子就来了。所以要观察这些PSC公司会不会走上页岩油的老路，资本开支永远比盈利高，融资挖矿---赚钱---融资挖更多的矿--赚更多的钱---融资挖更多更多的矿---行业调整---集体仆街…
个人感觉如果上游气源商横向并购比较容易仆街，如果走纵向并购模仿神华的路线比较稳。
4）先烈的好处
虽然上文对先烈们的悲伤着重强调了一下，但是实际上先发优势还是**的，首先领先的开发公司能够吃到整个支持政策的所有红利，也就是最舒服的利润全部吃上了；其次领先的开发公司在技术方面的积累比较充足，起码在其所有的区块里面是玩得转的，ODP获批也是对其开发能力的认证，随后的大规模开发不存在技术性的问题；最后领先的开发公司基本都能刷到上市，上市了融资渠道就拓宽了，特别是在港股，花样多时效快（估值虽然没A股高，但是胜在速度快不用审啊），解决资金问题比没上市的容易多了。
虽然政策倾斜之后的ODP审批流程可能优化提速是可预见的，成熟技术的推广，新项目的开发会加速，但是资源开采不比互联网，一步一步来，该花多少时间就多少时间，偷不了步的，虽然会加快，但是该走的流程少不了…
3、政策的风向
4月份发的文章《中国油气控股：冉冉升起的煤层气巨头？》对行业政策已有相应的表述，就不再赘述，随后具体看了一些政策的发文，有以下发现：
2013年国家能源局制定了《煤层气产业政策》是相对重要的纲领性文件，同年稍后国务院发布《国务院办公厅关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的意见》，俗称97号文，开篇即明确“加大财政资金支持力度”，但是其中的扶持政策特别是财政补贴一直没有进展，依旧沿用07年的0.2元/方的标准，毫无进展的两年过去了，15年能源局又憋了个《煤层气勘探开发行动计划》，打了个补丁，其中再次明确“加快出台配套政策措施，确保落实到位。综合考虑抽采利用成本和市场销售价格等因素，提高煤层气(煤矿瓦斯)开发利用中央财政补贴标准，进一步调动企业积极性。严格落实煤层气市场定价机制，定期组织开展价格专项督查，严肃查处地方政府不当干预价格行为。按照合理成本加合理利润的原则，适时提高煤矿瓦斯发电上网标杆电价。进一步严格煤矿瓦斯排放标准，制定低浓度瓦斯和风排瓦斯利用鼓励政策，提高利用率。优先安排煤层气(煤矿瓦斯)开发利用项目建设用地。完善煤层气(煤矿瓦斯)输送利用基础设施，督促天然气基础设施运营企业为煤层气输送提供公平、开放的服务。”
然而这并没有什么卵用，政策不落地发一万个文都没用…
之前写中国油气控股的时候提起，其所有的三交煤层气项目被列为山西省2015年重点项目，后来去翻查了《山西省2015年重点工程项目名单》，发现这个重点工程其实也并没有什么卵用，项目多得要用Cart+V才能找到，可以明确在册的项目政府肯定都是一路绿灯扶持力度比不在册的要高，但是发现更有魔性的现象，2015年山西省重点项目名录中，煤层气项目首次单列并排第七，煤炭项目消失了，政府文件出现这种现象，你懂的…
结论还是和上一篇文章类似，政府大的政策是推动的，地方政府比中央要积极，但政府的话不能不信，但也不能尽信，要观其言察其行，落地才是王道，中央的财政补贴落地是个重要的标志信号，看0.2元/方能提到多少。
六、结论
1、煤层气行业从政策面、产业特点来看都是很好的，有土豪老爸养着的的标的目前市场上还没发现，A股中方股份的注入流产了，港股两个PSC公司亚美能源、中国油气控股是可以持续关注的标的。
2、PSC公司标志性的转折点是ODP的路条，而ODP提交发改委在财报中都会披露，一般在6-12个月获批，按照上文的逻辑，获批前后启动一轮新的融资，或公司债、或配股，通过这些现象可以判断气获批进度，获批且融资结束前后的区间就是较好的介入时机。
3、回到亚美能源，资质是不错的，招股结束后仅获得4倍的超额认购底价发行，按港股的风格以这个行业和发行价估摸着破发是大概率事件，招股说明书也对15、16年的计划写得很清楚，不用急先观察执行情况，等到马必提交一期开发方案之后就可以开始关注有没有好机会了，如果可以一路阴跌就最好了…（居然敢说破发，坐等打脸…）
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