从财务观点分析美国大平原煤制天然气的经验与教训

□ 美国杜克大学 杨启仁

　　美国大平原煤制气厂（Great Plains Synfuels）是全世界第一座实现商业运转的煤制油气厂。中国煤制天然气的支持者在讨论中往往把美国大平原项目的经验当作成功商业运转的案例。这样的说法事实上严重误解了美国发展大平原煤制天然气项目的历史经验。本文从财务角度分析美国大平原煤制天然气项目的经验，以供中国投资者借鉴。

 

 　大平原煤制气厂最初的可行性评估开始于1973年，起初规划的是日产250百万立方英尺的煤制合成天然气。到1975年底，评估认为资金需求过度庞大，为了降低风险，将设计产能调降一半，而改以日产量125百万立方英尺进行规划。

 　由五家油气管道公司合夥组成的大平原气化联营公司（Great Plains Gasification Associate,以下简称GPGA）于1980年开始动工兴建，美国政府为了鼓励发展以煤炭替代油气的技术，对大平原项目提供75％的贷款担保（最终担保的额度总计15.4亿美元）。GPGA并自行出资4.93亿美元。大平原煤制气厂总建厂成本大约20.3亿美元。

 　大平原煤制气厂于1983年底完工，于1984年7月28日正式商转。大平原厂在建厂前与四家天然气管道公司签订25年的优惠购气合约，管道公司同意以高于市价的优惠价格购买煤制天然气。

 　这几家同意以高价向大平原项目购气的管道公司，都是原本投资大平原项目的母公司，因此以高价向自己转投资的子公司购气，可以说是一种从财务上移花接木，左手跟右手买卖的手法。管道公司因为以高于市场价格购买煤制天然气，可以藉此理由提高管道末端的天然气售价，将提高的购气成本转嫁给消费者，而大平原厂以高价售气取得的获利，则成为股东的管道公司们的转投资收益，这样的转投资获利不受政府管制也不需要分享给消费者。

 　当时美国人普遍认为美国的自然资源禀赋就是富煤贫油少气，随着美国石油进口依赖度不断提高，天然气资源逐渐耗尽，油气价格长期看涨不看跌。必须特别说明的是，这样的预期心理是当时美国的普遍共识，而并非仅为少数投资者的错误判断。

 　在大平原煤制气商转之后，天然气价格并未如预期的上涨，GPGA根据调整后的价格重新估算，大平原厂在商转的前十年间预计将亏损13亿美元。GPGA起初试图要求美国政府提供更多的财政补贴，但是美国政府并不愿意无止尽的填补这个财政黑洞，在未能得到满意的政府援助之下，GPGA于是在1985年8月1日宣布破产。

 　因为对于GPGA所欠的15.4亿美元贷款具有连带担保责任，美国能源部不得不出面解决问题，连同利息能源部总共代GPGA偿还了16.4亿美元的债务。于1986年6月30日，美国能源部以10亿美金的帐面价（由代偿的贷款中扣抵）取得大平原煤制气厂的所有权。

 　美国能源部取得大平原厂所有权后，并无意将其作为国营企业长期经营，于是于1988年10月31日将大平原厂转让给Basin Electric Power Cooperative（以下简称BEPC）经营。售厂合同中包含几个重要项目：

    1. BEPC支付8500万美元现金给能源部。

    2. 能源部除了转让大平原厂所有权，并且支付总共1.2亿美元现金给BEPC作为大平原厂营运与整修之用，其中包含：①3000万美元环保基金以改善硫化物污染（借贷）；②7500万美元营运基金（借贷）；③1500万美元营运周转金（给付）。

    3. 20年利润分享协定（1988年11月到2009年12月），若是大平原厂的合成天然气有利润时，须按所规定比例缴交给能源部，若无获利的年份则不用付款，所有副产品的获利由BEPC独享不用分给能源部。另外，在当时美国政府为了鼓励发展替代石油的煤制合成燃料，对于煤制合成燃料提供了许多生产税收抵免(production tax credit)，但是大平原厂的转让协议中，美国政府已经承担绝大部分的亏损，因此要求BEPC必须放弃这些税收抵免。

 　在1988年8月美国能源部正式将大平原厂转交BEPC经营时，能源部自行估计这个整个转让合约约值6亿美元，然而同年10月美国国会审计总局（General Accounting Office，以下简称GAO）对于能源部的估算提出纠正，指出其中几项计算错误：①BEPC被要求放弃的税收抵免（forgone tax credits）（当时预估值三亿美元）不应该算成对政府的付款；②能源部借给大平原厂的运转基金，未来归还时不应该算成收入；③1500万美元营运周转金的交付款应该由能源部的收入中扣除。

　　GAO重估后的转让协议总价值约两亿美元。1988年GAO估计20年的利润分享约可收入1亿~2亿美元，2010年利润分享期截止后BEPC根据此利润分享协议付款总额为3.88亿美元。即使忽略20年间的利息与通货膨胀，美国能源部总计还是亏损了十余亿美元。

 　BEPC接手经营大平原煤制气厂之后，由于煤制合成天然气利润不佳，因此致力发展副产品以提高收益。20多年来大平原厂投资生产的副产品种类逐步增加，副产品种类包含：硫酸铵、无水氨、二氧化碳（用于提高原油采收率）、粗苯甲酸、氪/氙气、液态氮、石脑油、苯酚、焦油，副产品占营收的比重从1989年时的2％逐步提高到2013年时的58％。多样的副产品联产是大平原厂获利的重要来源。

 　参与组成GPGA的管道公司，原本盘算将煤制天然气较高的成本转嫁给消费者，而藉由转投资收取获利的构想，因为大平原项目破产而不再可行。根据当时签订的优惠购气合同，实际上购气的管道公司会有亏损。管道公司仍然试图要把高价购买合成天然气的成本转嫁到消费者的用气价格上，而美国的消费者团体则提起法律诉讼。最后的和解结果是双方都承担部分损失。在大平原项目破产并转让所有权后，管道公司与大平原厂不再有母子公司的从属关系。管道公司受合约限制必须以高于市场价格向大平原厂购气，但是在必须购买的总量上则发生争议，因此管道公司与大平原厂之间也展开法律诉讼，直到1994年才达成和解。

 　大平原煤制气厂的投资案，可以说是个多输的结局，原始投资者GPGA破产，美国能源部连带赔偿贷款，管道公司以亏损的高价购气，消费者也被迫承受较高的气价。

 　根据大平原项目的实际建厂成本，若是以最保守地根据10年期美国国债利率做估算（美国的商业性贷款利率一般远高于国债利率），过去20年间应付的利息大约每年1亿～2亿美元。根据大平原项目20多年来的实际营收状况，每年的获利绝大多数的年份都不超过5000万美元。可以明显看出来，如果不是当初及早宣布破产，大平原项目过去20年来每年的收入连付利息都远远不够，整个项目的债务会如滚雪球般的越滚越大。当初及早宣布破产的确是明智的决定。

 　从美国建设并经营大平原煤制天然气厂的整体经验综合来说，现在的经营者能够获利的因素有以下几项：

    1. 不承担建厂费用。因为GPGA破产与美国政府代偿负债的过程已经吸收超过95%的建厂费用。

    2. 高价售气。大平原建厂时与天然气管道公司达成高于天然市场价格的长期购气协议。

    3. 多角化经营。一方面藉由煤矿、煤电、与煤制气联营以分担营运成本，另一方面致力发展多项副产品增加收入，合成天然气目前占总营收不到一半。

 　从财务的观点来说，美国的大平原煤制天然气投资案是一个重大的失败。然而中国的投资者可以从这个惨痛的经验中学习重要的教训。

    1. 煤制天然气项目应该成立独立的法人，以子公司的方式经营，以减少母公司的财务风险。

    2. 为了减少投资者的风险，煤制天然气项目的建厂资金，应该尽可能以银行贷款支付，尽可能减少或避免动用母公司的自有资金。如此在子公司出现亏损时，可以降低对母公司的财务冲击。

    3. 为了顺利取得银行融资，可以寻求煤制天然气项目当地的地方政府做担保。

    4. 煤制天然气项目在建厂完成，营运出现亏损时，应及早宣布破产，越是拖延，负债的积累将越沉重。

    5. 在中国，因为天然气管输业务目前由石油公司垄断，而这些垄断管输业务的石油公司一般并非投资煤制天然气的业主，因此像大平原项目这样藉由提高煤制天然气卖入管网的价格，将成本转嫁给消费者，获利灌注到煤制气子公司的商业模式，在中国难以操作。少了这一项财务机制，将提高煤制天然气项目在中国的财务风险。

    6. 为了增加获利的可能性，煤制气项目应该采取多角化经营，尽可能降低煤制合成气在整个项目营收中的比重。

 　简单的说，从美国大平原煤制天然气项目的失败经验来看，若不想赔钱，最好不要投资煤制气。如果有不得已的理由一定要投资，就要尽可能借别人的钱来投资而不要动用自己的钱。如果不幸已经投资了，就要尽可能将经营重点转向煤制合成气以外的项目才比较可能生存下去。

 　(本文内容摘录自绿色和平《美国煤制天然气发展的经验和启示》报告，全文将于2014年8月11日正式发布)