7 亿元基金认缴规模（数据尽调与试点）
4.2 亿元劣后级，优先级 2.8 亿元
3 期按决策节点分期实缴
9.7%基准情景基金整体内部收益率，持有至许可期满
01方案结论
- 可以由国内上市公司与产业方共同组建基金。 形式宜为单一项目的产业基金，认缴约 7 亿元人民币，只覆盖数据尽调与试点（约 9,600 万美元）。扩展期约 5.2 亿美元另行融资，基金持有优先认购权。
- 产业方是劣后资金的主要来源。 基准情景下，基金持有至 许可期满，整体内部收益率约 9.7%，劣后级约 8.5%，低于优先级的 12.7%。单看财务回报，劣后级的风险补偿不足；产业方另有钻井、装备、原油承购等业务收益，才有出资的商业理由。
- 劣后级的保护作用有上限。 分级私募基金的优先级与劣后级比例上限为 1:1，优先级承担亏损或获取收益的比例不低于 30%。本方案取优先 40%、劣后 60%。优先级资金须按权益风险决策，上市公司的差额补足或回购承诺会带来担保认定与合规问题，方案未作此类安排。
- 资金分三期到位，每期对应一个决策节点。 前两期约 1.09 亿元只由劣后级出资，试点投资决策通过后优先级才进入。在数据尽调结束时终止，基金累计投入约 4,500 万元。
- 退出以项目现金回款和试点后的权益转让为主线。 基金存续期建议 7+2+1 年。持有至 2036 年且不计残值，基准情景回报倍数约 1.30 倍，因此基金须在存续期内安排权益转让或扩展期再融资。
- 运营与管理分工明确。 设国内运营主体与联席普通合伙人（Co-GP），基金管理职责由已登记的私募基金管理人承担。
- 按两步启动合作。 先明确劣后资金和项目主体公司的油气行业能力，再签署合作协议与委托协议。前期费用在协议中一并确定。
02启动条件
名单与资料交换前，各方先签署保密与不绕开协议。随后在约 45 天内完成以下两项确认，作为签署合作协议与委托协议的前提。
条件一：劣后资金明确
| 确认事项 | 需要明确的内容 | 确认依据 |
|---|---|---|
| 认购方与金额 | 劣后级意向合计不低于 4.2 亿元，至少包括一家油服或装备企业、一家产业集团 | 董事长或授权代表签署的认购意向函 |
| 决策路径 | 各方的决策层级、预计决议时间，上市公司的披露安排 | 投资与合规部门的书面说明 |
| 资金来源 | 自有资金及比例，前两期 1.09 亿元的到位时间 | 资金来源说明 |
| 出资主体 | 由上市公司本体还是全资子公司出资，直接认购基金还是平行投资 | 法律意见 |
| 附加诉求 | 对订单、承购权、回购或收益保障的要求 | 意向函的条件清单 |
条件二：项目主体公司能力明确
项目主体公司指拟与 资产方签署油田能源管理协议的项目公司及其发起股东。按协议框架，资产方 保留租约与作业权，项目公司提供融资与技术服务，因此能力确认围绕这一角色展开。作业能力可由项目公司自身具备，也可通过合同引入。境内事务由国内运营主体承担。
| 能力维度 | 需要明确的内容 | 确认依据 | 补足方式 |
|---|---|---|---|
| 主体与授权 | 公司全称、股权结构、实际控制人；与 资产方 的授权或合作关系、协议范围 | 营业执照、股权结构图、书面授权或协议范围确认函 | 由发起股东共同组建项目公司 |
| 上游项目经验 | 油藏、钻完井、生产、工程管理的负责人与项目业绩，尤其是西非陆上项目 | 核心人员履历、项目清单、业主证明 | 聘任有经验的总经理与技术负责人；引入技术服务方跟投 |
| 技术服务落实 | 钻完井、集输站修复、能源服务的承担方及其合作条件 | 合作备忘录或服务协议草案 | 以有当地作业记录的钻完井服务商为主，并设备选 |
| 当地资质 | 当地上游监管机构的准入，本地成分主管机构的注册，本地成分计划 | 证照与注册文件、本地成分计划 | 由持证的当地服务公司承担，或设立合资运营公司 |
| 安全环保体系 | 健康安全环保管理体系、陆上作业事故记录、环境基线方案 | 体系文件、第三方审核记录 | 聘请专业承包商与监理 |
| 社区工作 | 与项目所在地社区及主管部门的沟通进度，社区发展信托方案 | 沟通记录、社区协议草案 | 聘请当地社区工作团队 |
| 财务实力 | 前期投入能力、跟投比例、审计报表 | 近三年审计报告、资金证明 | 由产业方在基金层面补足 |
| 合规体系 | 反腐败、制裁筛查、受益所有人披露 | 合规制度、筛查报告 | 按投资人标准建立合规计划 |
每一项确认后归入三类：自身具备、合同补足、尚需引入。全部归入前两类后，再启动合作协议与委托协议。
国内运营主体配置
国内运营主体负责境内项目管理与多方协调，其配置在签署合作协议前明确。
| 配置事项 | 启动前完成的内容 |
|---|---|
| 职责范围 | 境内协调、投资人与服务方对接、物资采购协同、项目管理系统运行、项目报告与文件管理 |
| 经营范围 | 按运营职责调整工商经营范围，并取得开展业务所需的资质 |
| 资本与预算 | 实缴资本到位，与年度运营预算相匹配 |
| 核心团队 | 项目负责人、财务负责人、合规负责人、油气技术负责人到岗 |
| 股权披露 | 向基金投资人披露股权结构、实际控制人与受益所有人 |
| 资金安排 | 项目与基金资金由托管账户按授权支出直接拨付，运营主体按运营服务协议收取费用 |
| 责任划分 | 与境外项目公司、当地运营公司的权责写入运营服务协议 |
03基金方案
参与方定位
| 角色 | 建议参与方 | 商业理由 | 建议认缴（亿元） |
|---|---|---|---|
| 油服与钻完井（劣后） | 有海外作业能力的油服类上市公司 | 钻完井服务订单，进入西非市场 | 1.2 |
| 天然气与能源装备（劣后） | 天然气装备、电气与储能类上市公司或集团 | 伴生气回收、发电、光伏储能的设备与服务订单 | 0.8 |
| 产业集团（劣后） | 有非洲投资经验的产业集团 | 非洲布局、产业链协同与投资收益 | 1.2 |
| 原油承购与贸易（劣后） | 炼化类上市公司、大宗贸易集团 | 稳定的原油来源，分成原油的优先承购权 | 0.6 |
| 发起方与管理人（劣后） | 项目发起股东、基金管理人 | 与投资人利益绑定 | 0.4 |
| 优先级 | 产业资本财务投资平台、具备风险承受能力的机构投资人 | 优先分配，风险低于劣后级 | 2.8 |
| 合计 | 7.0 |
各类认缴金额为示例，以各方决策结果为准。承购方的权利须按市场价格定价。
基金要素
| 要素 | 建议 |
|---|---|
| 组织形式 | 有限合伙型私募股权基金，单一项目投资，向投资人书面揭示集中投资风险并取得确认 |
| 认缴规模 | 7 亿元，约合 1.04 亿美元（汇率 6.73）；预计实缴 6.36 亿元，其余约 0.64 亿元为超支储备 |
| 分级 | 优先级 2.8 亿元（40%），劣后级 4.2 亿元（60%） |
| 管理人 | 已登记的私募股权基金管理人，具备境外能源或跨境项目投资经验，担任普通合伙人与执行事务合伙人 |
| 联席普通合伙人 | 建议以新设的有限责任公司担任 |
| 期限 | 7 年（投资期 2 年、退出期 5 年），可延长 2+1 年 |
| 管理费 | 按实缴规模每年 1.5%，设立费用约 0.5%（测算假设） |
| 投资决策 | 投资决策委员会由管理人、联席普通合伙人与主要产业方组成；与上市公司存在交易关系的事项，相关委员回避 |
| 业绩报酬 | 优先级与劣后级均取得 8% 门槛收益后，超额部分的 20% 归普通合伙人，由管理人与联席普通合伙人按约定分配（测算示例 70：30） |
| 托管 | 基金由商业银行托管；项目收入进入境外托管账户，按协议顺序分配 |
| 超支处理 | 储备内由投资决策委员会批准；超出储备须投资人另行决议，不自动追加 |
| 扩展期 | 基金持有优先认购权，可通过增资或后续基金参与，也可向新投资人转让 |
04基金架构
| 层级 | 主体 | 职能 |
|---|---|---|
| 投资人层 | 上市公司（宜通过全资投资平台）、产业集团、机构投资人 | 认缴基金份额，履行各自的决策与披露程序 |
| 基金层 | 有限合伙型产业基金（管理人担任普通合伙人，另设联席普通合伙人） | 汇集资金、投资决策、分级分配 |
| 国内运营层 | 国内运营主体 | 境内项目管理、多方协调、采购协同与报告 |
| 平行投资（可选） | 已有境外平台的上市公司 | 经自身境外投资手续直接投资控股公司，与基金同条件进退 |
| 境外控股层 | 项目控股公司（香港或新加坡，以税务意见定案） | 汇集股本，作为再融资、权益转让与上市的主体 |
| 项目层 | 采油项目公司、能源服务公司 | 与 资产方 签署油田能源管理协议，持有成本回收与利润油分成权益 |
| 运营层 | 当地运营公司 | 现场管理、本地用工与采购、本地成分合规 |
基金认购项目控股公司现金出资的 95%，技术服务方认购 5%。计入项目层权益安排后，基金享有约 90% 的分配。
联席普通合伙人安排
| 事项 | 安排 |
|---|---|
| 法律定位 | 已登记管理人同时担任普通合伙人时，另一名普通合伙人通常无须持有管理人资格；备案要求须由律师和基金业协会系统确认 |
| 职责 | 项目来源与结构设计、产业方协调、投资决策委员会席位、投后监督 |
| 募集与管理 | 基金募集与管理职责由已登记管理人或持牌销售机构承担 |
| 责任隔离 | 普通合伙人对合伙企业债务承担无限连带责任，因此以新设有限责任公司担任，与其他业务隔离 |
| 收益来源 | 业绩报酬分成与认缴份额收益；管理费由已登记管理人收取 |
| 利益冲突 | 同时提供方案服务或与上市公司有服务合同时，须向全体投资人披露，并在相关决策中回避 |
收益分配顺序
| 顺序 | 分配内容 |
|---|---|
| 1 | 基金费用与税费 |
| 2 | 优先级实缴本金与 8% 门槛收益 |
| 3 | 劣后级实缴本金与 8% 门槛收益 |
| 4 | 超额收益：20% 归普通合伙人，其余归劣后级 |
| 5 | 期末校正：优先级在总收益或总亏损中的占比不低于 30%，劣后级不高于 70% |
境内外路径与合规要点
| 事项 | 要点 |
|---|---|
| 对外投资规定 | 《国务院关于对外投资的规定》自 2026 年 7 月 1 日施行，投资者须如实办理核准备案、信息报告与跨境资金登记手续（第十二条），建立合规与风险防范制度（第十六条）；未履行手续或提交虚假材料须承担法律责任（第二十七条） |
| 投资主体 | 有限合伙基金作为境外投资主体，通常要说明上层出资人与资金来源，新设主体也会受到关注。基金宜投向已确定的具体项目，并提前与备案机关和银行沟通；已有境外投资记录的上市公司可采用平行投资 |
| 备案时序 | 先完成基金备案与境外投资手续，再出资到境外；周期通常按 3—6 个月预留 |
| 前期费用汇出 | 累计不超过 300 万美元且不超过中方投资总额 15% 的，可直接到银行办理；汇出前须与银行确认现行要求 |
| 募集 | 基金由管理人自行募集，或委托具备基金销售资格的机构募集，面向合格投资者 |
05上市公司参与要点
| 事项 | 建议安排 |
|---|---|
| 决策与披露 | 按交易所关于上市公司与私募基金或专业投资机构合作投资的规定，履行董事会或股东会程序并及时披露；管理人或其他出资人为关联方时，按关联交易程序办理 |
| 持有方式 | 通过全资投资平台认购，单家不控制基金。持有比例与委派委员情况决定会计处理：通常以公允价值计量，具有重大影响时用权益法，取得控制时合并报表 |
| 差额补足与回购 | 上市公司不向优先级或其他投资人提供差额补足、回购或收益保障。此类承诺有被认定为担保的先例，法院也曾否定保底性质的差额补足协议 |
| 业务往来 | 基金所投项目向上市公司采购或销售原油时，经比价或招标定价，按关联方标准审议和披露。相关成本须能通过 资产方 与投资人的成本回收审计 |
| 内幕信息 | 合作意向、认购金额与项目进展纳入内幕信息管理，知情人员登记；各方对外口径由上市公司公告为准 |
| 公告时点 | 社区协议与主要决策条件明确后再公告项目参与，公告如实说明尚未验证的产量、财税条款与社区风险 |
| 港股公司 | 港股公司按香港上市规则判断须予公布的交易与关连交易 |
06投资节奏
时间安排以 2026 年 11 月启动工作为基础，与可行性分析的阶段划分一致。
| 阶段 | 时间 | 资金（亿元） | 出资方 | 用途 | 进入下一阶段的条件 |
|---|---|---|---|---|---|
| 筹备期 | 2026 年 11 月—2027 年 3 月 | 约 0.04—0.07（基金设立前） | 发起方与首批产业方 | 能力确认、法律与税务方案、独立资源初评、基金设立 | 劣后意向达标；项目主体能力确认；合作协议与委托协议签署；资产方 书面确认协议范围 |
| 第一期 | 2027 年上半年 | 0.45 | 劣后级 | 数据室、井况普查、设施评估、环境基线（基金承担 475 万美元）及基金费用 | 独立机构出具资源评估；试点方案与分井预算确认；财税条款路径明确 |
| 第二期 | 2027 年二、三季度 | 0.64 | 劣后级 | 社区能源与环境先行包（基金承担 950 万美元） | 社区协议签署；油田能源管理协议签署；外输与安保方案落实；政治风险保险出具承保意向 |
| 第三期 | 2027 年四季度—2028 年 | 5.27 | 优先级 2.54 + 劣后级 2.73 | 4 口老井重新进入、4 口新钻井、集输站修复（基金承担 7,695 万美元）及基金费用 | 首油；试点产量与成本经独立验证 |
| 扩展决策 | 2029 年 | 另行融资 | 基金增资、新投资人、贸易商预付、开发性金融 | 约 5.2 亿美元，债务占比可达 50%—60% | 独立储量报告；扩展期融资到位 |
累计投入：第一期后 0.45 亿元，第二期后 1.09 亿元，第三期后 6.36 亿元。
07回报测算
测算沿用财务模型的试点方案与协议条款（成本回收上限 60%、资金成本 10%、利润油分成 40%/30%），扣除基金费用与业绩报酬，结果为未经审计的概念阶段估算。试点单独测算时，资金方费用前内部收益率约 15.4%；计入项目层权益安排与基金费用后，基金整体约 9.7%。
持有至 许可期满（优先 40%、劣后 60%）
| 情景 | 基金整体 | 倍数 | 优先级 | 倍数 | 劣后级 | 倍数 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 基准（新财税条款，75 美元） | 9.7% | 1.49x | 12.7% | 1.34x | 8.5% | 1.53x |
| 油价 95 美元 | 16.7% | 1.66x | 15.8% | 1.43x | 15.1% | 1.66x |
| 低油价（60 美元） | 0.8% | 1.04x | 8.0% | 1.16x | −0.6% | 0.96x |
| 产量下调 30% | 0.1% | 1.00x | 8.0% | 1.16x | −1.5% | 0.90x |
| 投资上浮 30%（须追加出资） | 2.4% | 1.11x | 8.0% | 1.14x | 1.4% | 1.09x |
| 60 美元且产量下调 30% | −7.1% | 0.69x | −5.2% | 0.77x | −8.4% | 0.64x |
| 现行财税条款（75 美元） | −17.6% | 0.33x | −12.3% | 0.50x | −22.2% | 0.22x |
基准情景下，基金累计现金流约在 2033 年转正。
退出路径比较（基金整体）
| 路径 | 基准 | 油价 95 美元 | 60 美元且产量下调 30% |
|---|---|---|---|
| 持有至 2036 年，不计残值 | 7.4%，1.30x | 15.8%，1.56x | −11.9%，0.60x |
| 2031 年按 15% 折现率转让剩余现金流 | 10.3%，1.31x | 18.9%，1.56x | −14.3%，0.64x |
| 持有至 许可期满 | 9.7%，1.49x | 16.7%，1.66x | −7.1%，0.69x |
上述转让价仅计试点井的剩余现金流，未计扩展期选择权。若基金全额参与两阶段开发，且扩展期负债 55%（利率 10%），基准情景整体约 15.3%、2.17 倍，但基金股本需求升至约 3.2 亿美元（约 22 亿元），须由后续基金或新投资人承担。
分级比例比较（持有至许可期满）
| 优先：劣后 | 基准：优先级 | 基准：劣后级 | 下行：优先级 | 下行：劣后级 |
|---|---|---|---|---|
| 30：70 | 15.2%，1.46x | 8.2%，1.46x | −7.1%，0.69x | −7.1%，0.69x |
| 40：60 | 12.7%，1.34x | 8.5%，1.53x | −5.2%，0.77x | −8.4%，0.64x |
| 50：50 | 10.8%，1.27x | 8.9%，1.64x | −4.2%，0.81x | −10.3%，0.57x |
下行情景指 60 美元且产量下调 30%。优先级占比提高后，劣后级倍数上升，但内部收益率仍低于优先级，主要因为优先级先回款，并按规定至少分享 30% 的总收益。
提高基金回报的主要途径
| 途径 | 效果（基准，持有至许可期满） |
|---|---|
| 协议条款：成本回收上限提至 70%，利润油分成提至 50%/40% | 基金整体由 9.7% 升至 12.2%，劣后级升至 10.6% |
| 产业方业务收益：以试点 8 口井约 5,600 万美元工作量、15% 毛利率假设计算 | 约 840 万美元（约 5,650 万元），归承接方所有，须按公允价格取得 |
| 扩展期优先认购权 | 试点验证后以约定规则参与，是劣后级的主要上行空间 |
| 油价管理 | 试点首油后以零成本领口等工具锁定部分产量的价格区间，基金回报对 60 美元情景的敏感度随之下降 |
08各方收益测算
以下按第七节同一口径测算：基准为 75 美元、95 美元情景仅调油价，下行为 60 美元且产量下调 30%；持有至 许可期满，超过基金存续期的部分假定按等值转让或由继续持有方取得，汇率 6.73。
有限合伙人（LP）
| 类别 | 认缴（亿元） | 实缴（亿元） | 基准：内部收益率、倍数、净收益 | 95 美元 | 下行 |
|---|---|---|---|---|---|
| 优先级机构 | 2.80 | 2.54 | 12.7%，1.34x，0.87 亿元 | 15.8%，1.43x，1.09 亿元 | −5.2%，0.77x，−0.59 亿元 |
| 劣后级：油服与钻完井 | 1.20 | 1.09 | 8.5%，1.53x，0.58 亿元 | 15.1%，1.66x，0.72 亿元 | −8.4%，0.64x，−0.39 亿元 |
| 劣后级：天然气与能源装备 | 0.80 | 0.73 | 8.5%，1.53x，0.39 亿元 | 15.1%，1.66x，0.48 亿元 | −8.4%，0.64x，−0.26 亿元 |
| 劣后级：产业集团 | 1.20 | 1.09 | 8.5%，1.53x，0.58 亿元 | 15.1%，1.66x，0.72 亿元 | −8.4%，0.64x，−0.39 亿元 |
| 劣后级：原油承购与贸易 | 0.60 | 0.55 | 8.5%，1.53x，0.29 亿元 | 15.1%，1.66x，0.36 亿元 | −8.4%，0.64x，−0.20 亿元 |
| 劣后级：发起方与管理人 | 0.40 | 0.36 | 8.5%，1.53x，0.19 亿元 | 15.1%，1.66x，0.24 亿元 | −8.4%，0.64x，−0.13 亿元 |
产业方 LP 计入业务收益后
业务收益为税前毛利，未扣除运营成本，且以承接相应业务为前提，须按公允价格取得。
| 类别 | 业务假设 | 业务毛利（亿元） | 基准合计收益率 | 95 美元 | 下行 |
|---|---|---|---|---|---|
| 油服与钻完井 | 承接 8 口井约 5,600 万美元工作量，毛利率 15% | 0.57 | 26.3% | 43.1% | 6.7% |
| 天然气与能源装备 | 承接集输站与社区能源约 3,500 万美元工作量，毛利率 10% | 0.24 | 17.4% | 29.0% | −1.2% |
| 原油承购与贸易 | 基金权益油约 225 万桶，每桶毛利 1 美元（95 美元情景 197 万桶，下行 142 万桶） | 0.15 | 12.5% | 19.9% | −4.2% |
产业集团没有配套业务，回报与财务投资人相同，建议其通过优先认购权或项目层合作取得补偿。
提前终止时的亏损上限
| 类别 | 第一期后终止（万元） | 第二期后终止（万元） |
|---|---|---|
| 优先级机构 | 0 | 0 |
| 油服与钻完井 | 1,286 | 3,114 |
| 天然气与能源装备 | 857 | 2,076 |
| 产业集团 | 1,286 | 3,114 |
| 原油承购与贸易 | 643 | 1,557 |
| 发起方与管理人 | 429 | 1,038 |
普通合伙人（GP）与管理人
| 收入项 | 计算方式 | 基准（万元） | 95 美元（万元） | 下行（万元） |
|---|---|---|---|---|
| 管理费 | 实缴规模的 1.5%，每年约 967 万元，按 10 年计 | 9,667 | 9,667 | 9,667 |
| 业绩报酬 | 双方取得 8% 门槛收益后，超额部分的 20% | 1,858 | 5,824 | 0 |
| 合计（未扣团队与运营成本） | 11,525 | 15,491 | 9,667 |
业绩报酬按示例 70：30 分配，联席普通合伙人认缴示例为基金规模的 1%（700 万元，实缴约 637 万元，按劣后级条件）：
| 主体 | 收入项 | 基准（万元） | 95 美元（万元） | 下行（万元） |
|---|---|---|---|---|
| 已登记管理人 | 管理费 | 9,667 | 9,667 | 9,667 |
| 已登记管理人 | 业绩报酬 70% | 1,301 | 4,077 | 0 |
| 联席普通合伙人 | 业绩报酬 30% | 557 | 1,747 | 0 |
| 联席普通合伙人 | 认缴份额净收益 | 338 | 422 | −230 |
管理费约占实缴规模的 15%，基准情景下明显高于业绩报酬，且不随项目表现变化。单一项目基金的投资人很可能要求下调，建议退出期改按未退出本金计费，把管理人收入更多地与业绩挂钩。管理人另按认缴比例取得劣后级收益，已计入上表 LP 部分。
国内运营主体
运营服务费用按预算与成本加成确定，以下为示例：2027—2029 年每年 400 万元，2030—2036 年每年 150 万元，合计 2,250 万元。这笔费用不属于投资收益，须扣除团队与运营成本后才形成利润。
| 项目 | 基准 | 95 美元 | 下行 |
|---|---|---|---|
| 运营服务费用合计（万元） | 2,250 | 2,250 | 2,250 |
| 计入项目成本后的基金整体收益率 | 8.9%，1.45x（未计入时 9.7%，1.49x） | 15.7%，1.62x（16.7%，1.66x） | −7.9%，0.66x（−7.1%，0.69x） |
引荐方（经纪人）
引荐方没有现金出资，不计内部收益率。以下费率为示例，实际水平由各方协商。
| 类型 | 计费示例 | 基准（万元） | 95 美元（万元） | 下行（万元） | 支付方与条件 |
|---|---|---|---|---|---|
| 项目引荐 | 项目层附带权益 1 个百分点，首油后按分配取得，累计至许可期满 | 1,136 | 1,260 | 573 | 从项目层既有权益安排中分出，基金回报不再额外减少 |
| 服务订单引荐 | 试点工作量 8,100 万美元的 1%，一次性 | 545 | 545 | 545 | 由服务商从自身收入支付，不进入项目可回收成本 |
| 原油承购引荐 | 权益油每桶 0.10 美元，累计至许可期满 | 151 | 133 | 96 | 由买方或贸易方支付 |
| 持牌销售机构 | 优先级认缴 2.8 亿元的 1%，一次性 | 280 | 280 | 280 | 仅限具备基金销售资格的机构，须向投资人披露 |
资金端的引荐须符合募集规定：基金由管理人自行募集或委托持牌销售机构，未持牌的个人或机构不按认购金额或到位金额收取报酬。各类引荐方均须完成身份与受益所有人核查，签订书面协议，经银行账户收款，不得向政府官员、国有企业人员或社区代表转付任何款项；项目所在地的代理人是反腐败审查的重点。
09退出方式
| 退出方式 | 时点 | 对优先级 | 对劣后级与上市公司 |
|---|---|---|---|
| 项目现金分配 | 2028 年首油起 | 优先回收本金与门槛收益 | 随后回收本金，基准情景约 2033 年基金累计转正 |
| 试点后权益转让 | 2030—2032 年 | 主要退出路径 | 可部分转让，或继续持有并参与扩展期 |
| 扩展期再融资回收股本 | 2031 年前后 | 提前回收本金 | 不出售权益的前提下回收部分本金 |
| 资产方 提前终止补偿 | 协议期内 | 按分配顺序受偿 | 补偿未回收投资加约定收益，须写入协议 |
| 基金份额转让 | 存续期内 | 向产业方或二级市场基金转让 | 产业方持有优先购买权，价格按独立评估确定 |
| 上市公司收购（选择权） | 产量与储量明确后 | 按公允价值退出 | 上市公司可选择收购基金持有的权益，无收购义务；按重大资产交易与关联交易程序办理 |
| 转为法人合资公司后出售 | 扩展期之后 | 适用于延期阶段的退出 | 须取得 资产方 与主管部门同意 |
| 控股公司上市 | 稳定投产 2—3 年后 | 适用于延期阶段的退出 | 须具备储量报告与审计记录，上市地另行比较评估 |
10合作协议、委托协议与前期费用
文件顺序
| 顺序 | 文件 | 签署方 | 主要内容 | 时点 |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 保密与不绕开协议 | 项目主体、产业方、方案服务方 | 项目来源报备、资料使用范围、不绕开期限 | 名单与资料交换前 |
| 2 | 认购意向函与能力确认文件 | 产业方、项目主体 | 启动条件一、二所列内容 | 第 1—45 天 |
| 3 | 合作协议 | 项目主体、国内运营主体、拟任管理人、联席普通合伙人、主要产业方 | 基金要素、分工、认购安排、费用分摊、排他期、决策与退出机制 | 两项条件明确后 |
| 4 | 委托协议 | 项目主体或发起方（委托方）、方案服务方（受托方） | 尽调组织、架构与模型、协议文件、产业方对接、第三方机构协调；服务费用与支付节点 | 与合作协议同步 |
| 5 | 基金文件 | 管理人、联席普通合伙人、投资人、托管人 | 合伙协议（含普通合伙人权责与业绩报酬分配）、认购文件、托管协议；基金备案 | 第 3—5 个月 |
| 6 | 运营服务协议 | 项目控股公司、国内运营主体 | 职责、预算、费用标准、授权支出、审计权 | 基金设立时 |
| 7 | 项目文件 | 项目公司、资产方、技术服务方、承购方 | 油田能源管理协议、技术服务协议、承购协议、账户监管协议 | 第二期出资前 |
委托范围为项目研究、结构设计与协调工作。基金募集由管理人或持牌销售机构承担，受托方的费用按阶段工作成果和项目里程碑（如协议签署、基金备案完成）确定，与募集金额分开。
筹备期费用估算
| 项目 | 估算（万元） | 承担方式 |
|---|---|---|
| 境内外法律与基金设立方案 | 150—250 | 现金分摊 |
| 税务架构意见 | 30—50 | 现金分摊 |
| 独立油藏与资源初评 | 100—200 | 现金分摊 |
| 项目主体能力确认、合规与制裁筛查 | 50—80 | 现金分摊 |
| 基金设立与备案、境外投资手续 | 40—80 | 现金分摊 |
| 第三方费用合计 | 370—660 | |
| 方案服务费用 | 在委托协议中约定 | 委托协议约定 |
以上为询价前估算，以实际报价为准。第三方费用按拟认缴比例分摊，基金设立后，可在合伙协议约定的范围和上限内，由基金承担其中的设立费用。
11九十天推进计划
| 时间 | 工作 | 成果 |
|---|---|---|
| 第 1—15 天 | 确定项目主体公司与牵头人；确定联席普通合伙人主体；签署保密与不绕开协议；确定首批产业方名单 | 协议签署；接洽名单 |
| 第 16—45 天 | 项目主体提交能力确认文件；国内运营主体完成运营配置方案；向产业方介绍方案；收集认购意向 | 能力确认表；劣后意向函 |
| 第 46—60 天 | 与拟任管理人确定基金要素；律师确认分级、备案与境外投资路径 | 基金条款清单；法律意见 |
| 第 61—75 天 | 签署合作协议与委托协议；确定前期费用安排；上市公司走内部决策 | 两份协议；费用安排 |
| 第 76—90 天 | 启动基金设立与备案；同步推进 资产方 协议范围确认 | 基金设立文件；协议范围确认函 |