眾機構聚焦新能源之際，TPG（德克薩斯太平洋集團）卻重金擲向了傳統能源領域的一家石油開采企業。

2009年6月，TPG以5300萬美元(扣除交易費300萬美元)的價格購買了MI能源控股有限公司（簡稱MI能源）約2146萬系列A優先股，占MI能源發行前總股本的17.67%。當時TPG的投資成本為每股1.06港元，較招股價下限1.7港元折讓了37.6%。其后，2009年10月、2010年2月，中信集團的間接附屬公司Sino Link、投資公司Harmony Energy（Ever Union Capital Limited的直接附屬公司）也先后入股MI能源。2010年12月14日，MI能源在港上市。

而實際上，這家企業沒有自己的油田，僅以三份與中石油的合同維系經營；沒有傲人的復合增長率，每年產量受制于下游客戶中石油；而且，TPG投資時的2009年上半年，公司的凈利潤虧損7360萬元人民幣。

究竟是什么引起了投資大鱷們的興趣？

承包商模式利弊

TPG合伙人王?強調， MI能源是中國最大的私營石油開采公司。的確，在國有割據天下的石油鏈上游，這家民營陸上石油開采公司的一席之地顯得難能可貴。在中國最主要的含油氣盆地??松遼盆地，MI能源獨家經營著大安、莫里青、廟3三個油田，總面積達400多平方公里。

但備受外界質疑的是，MI能源并不是三個油田的所有者，而是以一種產品分成合同的形式，依賴于與中石油的合作經營。今年4月，MI能源曾向美國證監會提交過上市申請書，但之后計劃擱淺。有觀點認為，高度依賴于中石油的單一業務關系是促使其無緣紐交所的主要原因。

“其實公司扮演的是一個承包商的角色。但這種模式并不意味著就是高風險。相反，由于與中石油相輔相成的關系，只要下游市場不發生太大的變化，中石油不會讓它虧。至于賺多賺少，就要看具體的合作條款和公司的成本控制能力。”上述專家說。

據公司招股書，MI能源與中石油的合作模式可解讀為：中石油為礦產資源的擁有人， MI能源為被委托合同者、提供勘探及開發經營的技術和財務服務；礦產產出后由兩者共同擁有，在MI能源收回先期成本（包括全部操作費、先導試驗期成本及開發費用）前，石油收益分別以80%和20%的比例分配于合同者（MI能源分得72%，因另一家澳大利亞公司作為不參與經營的合同者可分得8%）、中石油，在MI能源收回先期成本后，石油收益分別以48%和52%的比例分配于合同者（MI能源分得43.2%，澳大利亞公司分得4.8%）、中石油；建立聯合委員會，雙方各派4名代表共同監督經營；三個油田所生產的全部石油均銷售給中石油，有關產量預算須聯委會批準，產量一定程度上受制于中石油。

“同樣是以承包商形式經營的資產，去年香港上市公司有一例收購，或者說是借殼上市，那例資產的合作模式就全然不同。”某PE業內人士對本刊記者表示。

該人士所指之香港上市公司為中能控股，2009年1月宣布以20億到100億港元（具體收購金額仍未商定）收購中國年代能源（簡稱年代能源）。后者除擁有位于新疆一處天然氣田的采礦權外（氣田還未投產），同樣與中石油簽有產品分成合同，以共同開發新疆塔里木盆地喀什北區塊。2008年底，年代能源簽訂的產品分成合同與MI能源的不同在于：年代能源承擔一切勘探成本，最低金額為4.37億港元。如果發現油田，油田開始生產后的效益，需先用于沖抵中石油在合約簽訂前曾付出的3.15億成本；而且中石油和年代能源須分別按51%和49%的比例承擔開發成本，生產的石油在扣除勘探成本及經營成本后由中石油和年代能源按51%和49%的比例分配。如果沒有發現油田，年代能源產生的所有勘探成本則將付諸東流。

“MI吸引人的地方是它可觀的已探明儲量，也就是說近兩年不去做新的物探，現有的資源已經足夠維持收入。”石油領域的一位專家對本刊記者表示。根據招股書，到2010年上半年，MI能源的凈探明量達到了2940萬桶，可能儲量達到了1350萬桶；而未開發、可供未來鉆探的井位凈探明量分別達到了860萬桶、810萬桶。這意味著，假如按照2010年上半年公司每桶油的平均售價76.72美元計算，未來可供鉆探的收入潛力即有6.2億美元。

實際上，MI能源需要承擔100%的勘探成本和開發成本，相較于年代能源承擔的100%的勘探成本、49%的開發成本，從比例上，前期支出負擔更重，但之后收益分配的比例對于收回前期成本更有利（分別為80%和49%分配比例）。可以看到，到2010年上半年，大安油田、莫里青和廟3油田已分別收回了100%、78%和42.8%的先期開發成本，共計43.74億元，占成本總投入46.5億元的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鉆井數和投資額尚未達到上限，仍可進行額外投資（以72%分配計）。“在這個階段進入，對于投資者來說，風險是比較小的。”上述PE人士表示。