海外油气并购前景展望

近年来，随着中国经济发展及审批逐渐放松，中国企业海外并购交易日益增多，其中，油气并购又以其巨大的交易体量而格外引人注目。虽然TMT、医药等行业已然跻身跨境并购“新贵”，但以油气为代表的能源领域却依然是市场上举足轻重的“老钱（old money）”。根据汤森路透统计，中国企业2013年海外并购交易总额619亿美元，其中能源行业（主要是油气领域）并购交易金额280亿美元，占比高达45%。 　　然而，海外油气并购交易却因其专业性较强而存在诸多难点。例如，如何应对美国、加拿大等国对战略资源并购的国家安全审查、劳工保护和环保风险？在或投资环境欠佳、或宗教矛盾尖锐、或政局不稳的西亚、非洲、拉美、中东、中亚、俄罗斯等地区和国家，如何评价和控制相关的政治和法律风险？面对不同的储量标准，如何对油气资产进行储量评价或储量核实？怎样对处于勘探阶段（exploration period）和开发生产阶段（production period）的油气资产分别评价其风险和价值？如何解读和消化不同类型合同中的财税条款（fiscal terms）？诸如此类，不一而足。所有对这些事项的解读、认知以及采取的应对措施，最终都会反映在买卖双方签订的收购协议当中，并集中体现在估值条款上。毕竟，用最低的成本买入最优质的资产是所有并购交易买方的理想目标。 　　本文拟从买方顾问（buyer’s advisor）的角度，围绕估值这一核心主题，对中国企业海外油气并购交易中的投行业务实践进行描述，以期为买方及相关中介机构深入理解海外油气并购的交易实质、提高交易成功率提供一定借鉴。 　　一、海外油气并购的交易类型 　　海外油气并购交易通常可分为股权并购和资产并购两大类。 　　股权并购是指以油气公司全部或部分股权（或可转换债券等类股权）为收购对象的交易，典型者如中海油收购尼克森。通常，股权并购是并购交易的主要形式，但在油气并购中却并非主流。其原因包括但不限于：可能要承担标的公司债务（包括或有债务），财务风险较大；收购后面临人员与文化等并购整合风险；因存在不同类型资产（如同时拥有上、中、下游资产）、多元化股权安排（普通股、优先股以及可转债、股票期权等潜在稀释因素等）、不同类型融资方式等原因，估值更难、耗时更久，等等。 　　资产并购是指以油气区块权益为收购对象的交易，因其交易相对明晰、估值相对简单，在油气并购中较为多见。通常，作为收购对象的“权益”是指“工作权益（working Interest）”，相当于油气区块的开采权或用益权。工作权益的所有者有权在油气区块上勘探、开发和作业，在承担区块勘探、开发和作业生产成本的同时，享有在支付矿区使用费（Royalty）等相关税费后，获得所产油气或销售利润的权利。 　　二、海外油气并购的交易流程 　　从买方角度看，海外油气并购的交易流程通常可分为五个阶段。 　　第一阶段是项目启动。本阶段最主要的工作是组建顾问团队和拟定工作计划。顾问团队包括： 　　（1）作为牵头方和财务顾问的投资银行，其主要职责包括代表买方与卖方及卖方顾问进行沟通，协调买方顾问团队并对工作成果提出修改建议，进行估值并制定并购方案，协助买方完成各项审批，安排融资并协助买方完成交易等； 　　（2）技术顾问，买方可使用其内部技术团队，也可聘请外部顾问（如UNIWE等专业咨询公司），其主要职责为参与技术尽职调查，审阅核实标的资产的储量报告，对项目储量进行技术性和经济评价，为投行估值提供技术支持等； 　　（3）法律顾问，通常会聘请对并购标的所在国家或地区油气法熟悉、在油气交易领域有专业经验的律所，其主要负责参与法律尽职调查，评估交易的法律风险并提出应对措施，起草和审阅交易相关法律文件等； 　　（4）财税顾问，通常由精通并购标的所在国家或地区会计准则、熟悉当地税务法规、具有良好专业声誉且在油气交易领域具有经验的会计师事务所担任，其主要职责包括参与财税尽职调查，审阅和核实并购标的财务报告，评估交易的财税风险并提出应对措施等。 　　第二阶段为尽职调查（Due Diligence，简称“DD”）。当买卖双方确认可进一步推进交易且在买方提交保密承诺（confidential letter）后，卖方会开放尽职调查数据库（Virtual Data Room，简称“VDR”），这一数据库通常设置在FTP之上，买方及其顾问可凭密码访问来获得所需资料。除审阅书面材料外，尽职调查的方式还包括与卖方电话/视频会议沟通、现场尽职调查等。 　　通过尽职调查，买方及买方顾问从技术（如储量、产量、开发计划、资本开支及预测等）、财税（财务数据审查、应收账款分析、税收政策确认、资产相关债务核实等）、法律（监管及审批风险识别、资产权属及可转让性确认、诉讼及潜在风险识别等）等方面对并购标的进行认知和评价，为推进交易奠定基础。投行通常也会在此阶段搭建估值模型，并就其中的关键假设和参数选取与卖方及卖方顾问、买方顾问团队进行交流和修正，从而获取对并购标的之初步估值。 　　尽职调查之后，如买方无意继续，则交易至此终结；如买方有意继续推进，则会根据尽职调查结论和顾问团队建议，结合并购标的初步估值结果，向卖方提交收购意向书（Letter of Intent，也称为Non-binding offer或Term Sheet）。通常，收购意向书中会包含买方在某些限定条件下的收购要约，并会给出相应的收购价格区间。值得注意的是，虽然该文件名称中包含“意向”、“无约束力”等词汇，但除非出现不符合限定条件或其他重大变化的情形，其主要内容将被包含在正式交易协议当中，因此也值得认真对待。另外，根据交易的规模和性质，在此阶段可能还需履行项目信息报告（所谓“小路条”）等预核准程序。 　　第三阶段是交易决策和协议签署。在买方提交收购意向书后，如卖方不接受相关条件且买方也不愿对收购意向进行修改，则交易终止；如卖方反馈正面，则买方及买方顾问在补充尽职调查的基础上，确定并购标的估值结果，并向卖方提交“约束性报价（binding offer）”。之后，买卖双方就交易结构、交易价格、交易先决条件、卖方保证（warranties）等事项进行谈判，在此基础上形成并签署交易协议（SPA）。待收购事宜较为确定后，投行通常还会协助买方安排未来融资事宜，包括设计融资方案、与潜在资金方接触、获得资金方融资意向函等。 　　第四阶段为政府审批和对价支付。政府审批分为中国政府审批与东道国政府审批。其中，中国政府审批包括发改委、商务部和外管局对境外投资项目、投资行为和外汇使用的核准、备案或登记；如为国有企业，还需要国资监管机构审批；上市公司也可能涉及中国证监会等监管机构的审批。东道国政府审批主要聚焦在国家安全、反垄断、环境保护、外汇管制等方面，有时甚至还会涉及到利益相关第三国的审批。对价支付包括现金、股票、承债等多种方式，资金来源一般包括买方自有资金、银行等外部融资，多数情况下还需安排过桥资金。 　　第五阶段是完成交易。在并购交易获得政府批准、完成对价支付后，还需进行最终的确认性审计（confirmatory audit）并完成交易先决条件的确认。有时，为了防范交易后出现尽职调查时未能发现的风险，还会安排部分对价的延迟支付。待买卖双方交割完毕，交易即宣告完成。 　　三、海外油气并购交易的估值 　　与国内并购交易有所不同，海外油气并购交易的估值多由投行而非评估师（appraiser）完成。究其原因，大致有四：其一，海外并购交易相对复杂，投行作为牵头机构对整个交易的背景、架构、融资安排等事项了解较为全面，能够更好地将对并购标的之认知、评价体现在估值结果中；其二，油气并购专业性较强，在估值过程中需要技术顾问、财税顾问的配合，投行作为顾问机构协调人的地位使其更易获得其他顾问方的支持；其三，投行基于其良好的研究能力、对资本市场的稔熟以及对并购交易的持续关注，在可比公司选择、可比交易匹配、油气价格走势判断等方面更为专业；其四也是最不重要的，可以减少买方的顾问费支出。 　　（一）估值准备之一：处理储量信息 　　收集、分析和消化与并购标的相关的储量信息是油气并购交易估值中不可或缺的准备工作。该项工作的主要依据是第三方储量评估机构出具的储量报告，一般会由卖方提供。 　　1、明确储量标准 　　处理储量信息的核心是明确并购标的所使用的储量标准。全球目前尚无统一的储量标准，例如，在美国、伦敦和香港上市的油气公司多执行SEC标准，在加拿大上市的油气公司执行NI51-101标准，俄罗斯和中亚地区的油气公司则多采用俄罗斯的A/B/C级标准，等等。当前，最常见也最为主流的是美国石油工程师协会（SPE）标准，为多数国际及欧美石油公司所采用。我国海外油气项目也多执行SPE标准，但国内油气项目储量标准却与其有所不同。 　　注：我国标准中的储量通常指地质储量，而SPE标准中的储量则指剩余可采储量。 　　SPE储量标准分为三级，包括证实储量、概算储量和可能储量。 　　证实储量（Proved Reserves，简称“P1储量”或“1P储量”）是指在现行经济条件、操作方法和法律框架下，未来能够以至少90%的概率（P90）从已知油气藏中进行商业性开采获得的油气数量。证实储量又分为三类： 　　（1）证实已开发正生产储量（Proved Developed Producing Reserves，简称“PDP”），指可以从储量估算时即已在产的油气区块中采出的油气数量，由于该种储量类型在储量估算时即能产生现金流且风险最小，因此是估值权重最高的储量类型； 　　（2）证实已开发未生产储量（Proved Developed Non-producing Reserves，简称“PDNP”），包括关井储量（shut-in reserves）和管外储量（behind-pipe reserves）两类，其中关井储量是指预期可从在储量估算时或虽开井（open）但不再生产、或因市场等原因已关井、或因设备原因而不再生产的油气区块中开采出的油气数量，管外储量是指预期通过较小的额外完井工作后可从现有油井套管之外开采出的油气数量； 　　（3）证实未开发储量（Proved Undeveloped Reserves，简称“PUD”），指预期或从未钻井区域的未来新井中、或通过注水等增产措施从现有井中、或通过对现有井进行较大支出的再完井后可以开采出的油气数量。 　　概算储量（Probable Reserves，简称“P2储量”）是指采出可能性比采不出可能性更大的未证实储量。如果用概率表示，油气藏实际采出量将达到或超过证实储量加概算储量（通常称为“2P储量”，即2P=P1/1P+P2）的概率应至少为50%（P50）。 　　可能储量（Possible Reserve，简称“P3储量”）是指采出可能性比采不出可能性小的未证实储量。如果用概率表示，油气藏实际采出量将达到或超过证实储量加概算储量再加可能储量（通常称为“3P储量”，即3P=P1/1P+P2+P3）的概率应至少为10%（P10）。 　　除上述三种储量类型外，SPE标准下还包括潜在资源量（Contingent Resources，也称“C级资源量”，依低、中、高估算方案分为1C、2C、3C）、远景资源量（Prospective Resources）等其他分类，但由于其被认为不具有商业可开采性（commercially non-recoverable），一般在估值中权重较低，此处从略。值得注意的是，在SPE标准下，即使能够在地质上证实储量的存在，但如果其开采存在技术、环境或政治等障碍，甚至是产品缺乏稳定的市场，都可能被视为不具有商业可开采性。 　　油气并购估值中通常也使用SPE标准，如果并购标的之储量标准与SPE标准不一致，还需将其与SPE标准进行对应。由于1P、2P和3P储量分别代表储量的低、最佳和高估算量方案，故而在估值过程中一般会赋予1P和2P储量较高权重，对3P储量和潜在资源量（一般多使用2C资源量）仅适度考虑。 　　此外，境外上市油气公司有时会为满足报告要求而使用SEC标准。按照该标准，储量只有在具有较高可采出概率的情况下才能被记录和报告。由于SEC标准认可的储量实质上相当于附限制性条件（如仅认可生产许可证初始有效期内的可采量而不认可展期后的可采量）的SPE标准下的证实储量，因此，SEC标准较SPE标准更为保守，可能会导致对未来储量的低估。 　　2、储量核实与评价 　　出于维护买方利益的考虑，买方技术顾问通常会基于自身经验、区块地质地震数据、生产历史及Wood MacKenzie、OFM等专业数据库信息，对储量报告中的储量数据进行核实和评价，并协助投行将核实后的储量数据纳入估值模型当中。 　　一般而言，技术顾问在进行储量核实与评价时的考量因素包括但不限于：储量报告对原始估算的技术修正是否合理？储量报告对区块未来勘探开发潜力和风险的描述是否可靠？如何评价勘探区块的C级资源量？许可证可选展期（optional extension）的可靠性如何？钻加密井、注水、扩边井等增产措施会对储量产生何种影响？P3/P2储量升级为P1储量的可能性有多大？……等等。 　　（二）估值准备之二：处理权益和财税信息 　　获得储量信息后，还需要结合并购标的相关权益份额和财税信息，才能将储量信息进一步量化在估值模型中。该项工作的依据主要是与并购标的相关的油气合同。 　　1、油气合同类型 　　因为不同类型合同项下的经济利益计算方法存在较大差异，故而在估值前应先明确并购标的相关的油气合同类型。传统上，国际油气合同通常分为租让制、合同制和混合型三大类。 　　租让制合同也称为“许可证协议（License Agreement）”，是指资源国给予承包方（Contractor）在一定合同期和合同区域内实施勘探、开发、生产、运输和销售等各种作业的权利，并享有租让矿区内所产油气的所有权。 　　在租让制合同下，由承包商进行投资并承担全部风险，并在合同期内向资源国缴纳矿区使用费和所得税等税费，其收益主要来源于油气销售收入扣除相关税费后的部分，因此该类合同也被称为“矿税制合同”或“税收和矿区使用费合同（Tax and Royalty Contract）。此外，在租让制合同下，资源国（通常为国家石油公司）有权参与合资经营（通常为承包方承担所有勘探费用，资源国在发现商业油气流后按一定比例承担开发和作业费用，并在总收入扣减矿区使用费后按比例回收），且拥有对承包方决策的审查和监督权。 　　合同制合同依计算费用方式的不同又分为产品分成合同和服务合同两类。 　　产品分成合同（Production Sharing Agreement，简称“PSA”）是指在资源国拥有油气资源所有权和专营权的前提下，承包方在合同区域内进行勘探、开发和生产工作并承担相应风险和费用，若合同到期无商业性发现或承包方放弃合同，损失由承包方承担；若有商业性发现则继续开发生产，投产后的油气产品在扣除矿区使用费后，一部分作为“成本回收油（cost recovery oil）”用以补偿承包方的勘探开发投资和作业成本，另一部分则由资源国和承包方按合同比例分成。在产品分成合同下，承包方通常也需向资源国缴纳所得税等税费。产品分成合同是目前国际上采用最多的合同类型。 　　服务合同（Service Contract）是指资源国拥有油气所有权和经营权，承包商根据约定以现金形式回收成本并获得报酬（服务费）的合同。根据风险承担方不同，服务合同又分为纯服务合同和风险服务合同两类。在纯服务合同下，由资源国雇佣承包方提供技术服务并向其支付服务费，承包方不承担任何风险，所有油气发现及产品均归资源国所有。纯服务合同仅为个别国家所采用，较为少见。 　　在风险服务合同下，资源国拥有油气所有权和经营权，承包商负责勘探开发投资并承担全部风险，资源国在油气田投产后依照约定偿还承包商的投资并支付风险服务费。风险服务合同在拉美国家被广泛采用，在伊拉克、伊朗、菲律宾等国家也存在此类合同。 　　此外，目前伊朗、伊拉克等国使用的回购合同也可被视为特殊的风险服务合同。在回购合同下，承包商承担勘探投资和风险，当有商业性油气发现时合同终止，承包商享有与资源国（一般为国家石油公司）谈判开发合同的优先权；如谈判未果，资源国偿还其勘探费用并按协议支付勘探阶段报酬（即资源国以该方式回购），如谈判成功，则承包商根据新的合同条款从事开发作业，并从油气销售收入中回收投资和获取报酬。 　　混合型合同是一种融合了租让制合同、合同制合同（多为产量分成合同）和服务合同（多为风险服务合同）中两种或两种以上合同特点及主要条款的合同类型。资源国和承包方签订的联合经营合同就是一种典型的混合型合同。 　　由于同一国家可能存在多种合同类型，而且合同条款也可能随资源国与承包商的利益博弈、世界石油经济局势变动而发生变化，并不存在某个一成不变的合同模式。因此在估值时，还应对合同的具体条款进行细致分析。 　　2、模型信息量化 　　无论是储量、权益还是财税信息，均需通过量化后进入估值模型，成为影响未来现金流的因素，并最终体现在估值结果当中。 　　模型信息量化的关键是明确并购标的相关的成本比例和收益份额。油气合同规定了资源国（或国家石油公司）与承包方之间的权利义务，明确了承包方可从中获得的经济利益及要承担的费用和风险比例（即所谓工作权益）。然而在多数情况下，承包方是由数家油气公司组成的团体（Contractors）。 　　承包方团体的参与方为明确各自的权利义务，通常还会签署一份联合作业协议（Joint Operating Agreement），在协议中明确由某一参与方担任作业方（Operator），并约定各参与方应承担的勘探、开发、作业成本比例和可享有的产品收益份额。上述各参与方在联合作业协议项下应承担的成本比例和收益份额通常被称为“参与权益（Participating Interest）”。 　　值得注意的是，在参与权益项下，某一参与方享有的收益份额与其承担的成本比例未必一致，特别是当资源国国家石油公司也参与到承包方团体中时，其通常只享有收益而不承担成本（carried interest，即“干股”），相关成本由其他参与方分摊，故会出现其他参与方收益份额小于成本比例的情形。 　　明确并购标的相关的参与权益之后，即需依此对合同中的主要财税条款进行分解量化，并运用到估值模型当中。财税条款主要包括资源国是否参股及参股方式（资源国通常在获得商业性油气发现后才参股，这会降低承包商的收益）、产品定价机制与销售方式、矿区使用费的征收比例、成本回收上限及顺序、利润油的界定与分配、服务费（仅在服务合同中）、企业所得税的比例、成本和税收的“篱笆圈”（Ring Fence，即资源国对承包商从油气收入中回收成本及应税收入费用扣除范围的限制性条款）、关税、折旧与摊销、管道建设义务及其费用、亏损结转、国内市场义务（承包商需按约定折扣将一定数量油气产品出售给资源国政府的义务）、培训费（Training Bonus，也有冠以Institutional Bonus或Social Development Bonus等名称者）、定金及其回收（定金通常分为Signature Bonus即签字定金和Production Bonus即生产定金两种，且多数合同不允许回收）、其他费用等。 　　除财税条款外，油气合同中的作业条款和法律条款同样会对油气田生产经营的稳定性、持续性以及未来现金流产生影响，也应在估值中予以关注。作业条款一般包括工作义务和支出义务、合同期限、合同面积、撤销或放弃的权利、设备所有权、商业性的判断和宣布、弃置义务（abandonment）等。法律条款一般由转让（assignment，通常需经资源国政府审批）、健康安全和环保（HSE）、保险、不可抗力、适用法律与争议解决、保密、合同生效和终止等部分组成。 　　（三）估值方法之一：现金流折现法（DCF） 　　现金流折现法是并购交易中最常用的一种绝对估值法，其流程大致为：（1）通过预测收入（Revenue）和折旧、摊销、管理费用等成本费用，得出息税前利润（EBIT）；（2）息税前利润加或减资本支出、营运资本变化、折旧摊销等非现金项目、净利息费用（考虑税盾）等调整项后，得到无杠杆自由现金流（UFCF）；（3）对预测期内的无杠杆自由现金流和终值（TV）以一定折现率进行折现后得到企业价值；（4）企业价值减去净债务和少数股东权益后，得到标的股权价值。上述过程用公式表示如下： 　　标的股权价值=企业价值-净债务-少数股东权益。 　　DCF估值的关键是计算预测期内的无杠杆自由现金流。所谓“无杠杆”，是指不考虑融资对现金流的影响；所谓“自由”，是指计算时已扣除需追加的营运资金（Working Capital）及固定资产投资，所得现金流可供企业自由支配，并可支付给债权人和所有者。通常，对于单独的油气区块，预测期可采用其开发合同的有效期（一般除非常确定外不考虑合同延期）；对于油气公司，预测期可根据需要确定为10-20年。在计算并购标的现金流时，主要考虑未来油气产量（根据产量曲线）、油气售价（取决于对中长期油气价格的判断）、开支及成本（资本支出和运营成本等，可从开发计划中得到）、通货膨胀等因素。 　　终值（Total Value，简称“TV”）是预测期后直至永远的现金流在预测期末时的折现值。终值计算有永续增长率法和退出倍数法两种，后者在油气并购交易中更为常用，即采用预测期最后一年的EBITDA乘以一定的估值倍数来得到终值。 　　在估值时，一般采用加权平均资本成本（WACC）作为折现率，其等于所有投资者（包括股东和债权人）要求的回报率，即：WACC=债务资本成本×（1-税率）×债务资本比 + 股权资本成本×股权资本比。通常，会选取油气行业平均资本结构作为估值时使用的目标资本结构。 　　值得注意的是，油气资产的DCF估值结果对于油价和贴现率的选取非常敏感，因此一般会对上述变量进行敏感性分析来确定合理的估值区间。另外，还应根据资源国政府规定对需支出的弃置费用加以考虑，以免造成资产价值高估。 　　鉴于DCF估值存在刚性假设、对不确定性考虑不足等缺陷，学界从上世纪90年代初开始探讨在油气交易估值中引入实物期权法（Option Pricing Method）作为DCF估值的补充或替代。[1]但这一方法争议较多，在投行实践中并不常见。 　　（四）估值方法之二：可比公司法（Comparable Companies） 　　可比公司法属于相对估值法，即选取与并购标的可比的企业（通常为上市公司），通过与该公司重要财务指标和关键倍数的比较，得出并购标的相对于该可比公司的企业价值。可比公司法的核心是选择合适的可比公司和确定估值倍数（valuation multiples）。 　　虽然在现实中不存在两家完全可比的公司，但可以借助能源专业数据库，依照下述标准选择具备一定程度可比性的公司作为参照物：（1）规模与结构，包括市值、资产规模、收入、资本结构和储量规模等；（2）油气比（gas/oil mix），指石油和天然气在储量或产品结构中的占比；（3）储量寿命（reserve life），指证实储量与年生产量之比，也称储采比（R/P ratio）；（4）证实未开发储量（PUD）在总证实储量中的占比，该指标反向表征证实储量中正在产生现金流的储量占比；（5）作业区域，例如油气区块属于陆上作业还是海上作业，等等。 　　与一般并购交易不同，油气并购更看重储量和未来现金流，故而在相对估值时较少使用常见的市盈率法或PEG法（市盈率/盈利增长率）。油气并购中常用的估值倍数包括：（1）企业价值/储量（EV/Reserves），通常根据需要选择权益证实储量或2P储量，如同时存在石油和天然气产品则需折算为油当量；（2）企业价值/日均产量（EV/Daily Production），日均产量一般为权益产量；（3）企业价值/息税折旧摊销前利润（EV/EBITDA），采用EBITDA可以避免公司之间不同的折旧摊销政策、财务杠杆所带来的差异，有利于提高可比性。 　　需要注意的是，可比公司法不能反映控制权溢价因素，因此对于存在控制性权益（如担当作业方）的交易，还需要对估值结果进行调整。 　　（五）估值方法之三：历史交易法（Precedent Transactions） 　　历史交易法也属于相对估值法，其原理是基于对油气领域历史并购交易的财务指标和估值倍数的比较分析，得出本次交易的相对估值。相关交易信息主要来自投行对市场交易的持续关注，以及Dealogic、Mergerstat等数据库。 　　在对历史交易进行选择时，主要关注在交易规模、作业区域、资产结构等方面具有较高可比性的交易；采用的估值倍数包括企业价值/储量、1P/2P储量每桶价格等。 　　虽然历史交易法能够反映控制权溢价，但由于历史交易通常不公开或不完整披露，而且交易时所处的行业环境（价格上行或下行）、收购性质（敌意或善意）、对价支付方式（现金或股权）等差异性较大，因此其估值结果通常只作为参考。 　　（六）估值方法应用 　　由于油气并购交易一般具有交易体量大、标的资产多、所处地域广等特点而难以进行一体化估值，“化整为零”往往成为油气估值时重要的应用原则，即：对每个油气区块分别估值后再行加总；对处于不同阶段的油气区块采用不同方法进行估值，例如勘探区块以相对估值法为主（以储量、区块面积等作为估值参数），而开发区块则以DCF估值为主；对于一体化油气公司，则分别对其上中下游依各自特点进行估值后再行加总。 　　通过多种方法估值后，一般会根据估值经验和交易认知在估值结果间进行比较，然后以某一方法估值结果为主，参考其他方法估值结果进行修正后得到最终估值区间。一般可以通过情境分析（Scenario Analysis）对估值结果的可信度进行验证，也可采用取交集的简单方式来确定最终估值区间。有时，还需结合资源国政治局势稳定性程度、可能面临的风险因素等对估值结果进行相应修正。 　　四、海外油气并购交易常见风险 　　买方通常需要对交易可能面临的风险进行评估后才能做出最终决策。但是，石油天然气作为战略资源的特殊属性、多数油气产区不稳定的政治经济环境等因素的存在，导致油气并购交易较多数行业并购面临着更为复杂多变的风险，也进一步加大了海外油气并购交易的操作难度。 　　一般而言，海外油气并购交易的常见风险包括政治风险（国家安全审查、国有化、腐败、战争、暴乱、恐怖主义、种族冲突等）、社会经济风险（经济发展水平、能源政策、环境保护、劳工权益等）和商业风险（投资限制、利润汇出和货币兑换限制、合同或财税条款变更、运营风险、融资风险等）。其中，最值得关注的莫过于政治风险。因为，社会经济风险与商业风险往往是政治风险的衍生物。阿根廷政府2012年将雷普索尔-YPF公司强行国有化、厄瓜多尔政府2007年大幅提高石油溢价收入分成比例并强势要求与外国油公司重新谈判合同、美国政府通过国家安全审查狙击中海油收购尤尼科等事例迄今仍历历在目，因此，对政治风险的重视、关注和警惕在海外油气并购交易中应贯穿始终。 　　五、海外油气并购交易前景展望 　　当前种种迹象表明，新一轮海外油气并购交易热潮已然在望。理由有三： 　　其一，美国引领的原油生产大潮遭遇疲软的全球需求，国际油价大幅下挫且将在一定时期内处于低迷状态，油气并购的时间窗口已然出现。截至2014年12月24日，纽约商品交易所2015年2月交货的轻质原油期货价格收于每桶55.84美元，油价自2014年6月初以来已近腰斩。 　　根据BMO对全球130多家上市石油公司（其原油和天然气产量之和分别占全球油、气产量的四分之一强和三分之一强）数据统计显示，1999-2013年，单桶并购成本、勘探开发成本与国际原油价格（WTI和Brent的平均值）的相关系数分别是0.9599和0.9536，具有显著正相关性；并购成本对国际原油价格的弹性系数是勘探开发成本对国际原油价格的弹性系数的2倍以上。除并购成本因素外，在油价（包括北美天然气价）持续低迷时期，资源国对油气资源的控制通常会有所放松，也会有部分油气公司因资金链紧张而不得不出售资产或被并购。因此，在原油价格下行时期，油气并购交易的活跃将成为大概率事件。 　　其二，“三期叠加”导致当前部分行业的产业升级和转型需求迫切，而随着油气改革大幕逐渐拉开，对原油进口权进一步放开、油气价格市场化的乐观预期使得油气领域成为诸多企业尤其是上市公司业务转型之上选。考虑到目前国内上游资源仍掌握在“三桶油”等少数企业手中，海外油气资源并购需求日益凸显。同时，随着油价大跌引发资本开支减少、产能缩减对供需再平衡效应的逐渐显现，后续油价反转只是时间问题，当前可能正是抄底北美优质油气资产（特别是天然气资产）的难得机遇。 　　据不完全统计，近年在A股上市公司中，广汇能源和洲际油气（原正和股份）在哈萨克斯坦，国际实业在中亚，恒逸石化在文莱，通源石油、美都能源（原美都控股）和海默科技在美国，杰瑞股份、恒泰艾普、浙富股份和宝莫股份在加拿大，风范股份在俄罗斯等国家和地区进行了包括油气区块权益、油气公司股权、炼厂、输油管道在内的诸多类型海外油气并购投资。如再加上非上市企业，则相关交易数量更为可观。仅2013年一年，中国企业实施的海外油气资产并购交易即达到17宗，交易金额约216亿美元。 　　其三，随着海外并购审批流程大幅简化，中国企业参与海外并购将更加便利。2014年3月，国务院发布《关于进一步优化企业兼并重组市场环境的意见》后，相关部委相继对原并购审批办法进行了修订。2014年4月，国家发改委发布了新的《境外投资项目核准和备案管理办法》，规定只有中方投资额10亿美元以上、或涉及敏感国家和地区（包括未建交和受国际制裁的国家，发生战争、内乱等国家和地区）或敏感行业（包括基础电信运营，跨境水资源开发利用，大规模土地开发，输电干线、电网，新闻传媒等行业）的对外投资才需国家发改委核准；其中投资额20亿美元以上且涉及敏感国家和地区或敏感行业的项目，由国家发改委提出审核意见后报国务院核准；其他项目均只需备案即可。 　　2014年9月，商务部发布了新的《境外投资管理办法》，规定境外投资涉及敏感国家和地区（指未建交和受联合国制裁的国家，必要时商务部可另行公布名单）、敏感行业（指涉及出口中国限制出口的产品和技术的行业、影响一国或地区以上利益的行业）的，由商务部核准；其他情形的境外投资仅需备案。2014年10月，中国证监会发布了新的《上市公司重大资产重组管理办法》，其在优化上市公司并购审批方面的举措主要包括：全面放开对上市公司现金收购、资产置换、出售资产等并购重组行为的审核；取消对上市公司发行股份购买资产的交易规模限制；出台了包括上市公司向非关联方购买资产时不强制要求做盈利补偿在内的诸多更贴近国际商业惯例和实践的规则；不再将国家发改委实施的境外投资项目核准和备案作为上市公司并购重组行政许可审批的前置条件，改为并联式审批，等等。 　　与以往不同的是，这波已经显现的海外油气并购浪潮并非是以“三桶油”为代表的大型国企和以高盛为代表的外资专业服务机构所独享的盛筵。随着越来越多民营企业、上市公司依循从无到有、由小渐大的路径稳步推进海外油气并购交易，我们有理由相信，经过充分准备和逐渐试炼，假以时日，内资专业机构终将在海外油气并购的舞台上扮演更重要的角色。（无所不能专栏作者：郭剑寒，美国纽约州注册律师、中国律师资格，现于民生银行从事能源类投行业务。曾就职于某著名投资银行多年，在能源等领域的境内外并购交易、股债权融资、私募股权投资等方面具有丰富经验。）