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?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。