中国从1993年开始原油净进口，30年来，油气对外依存度不断增加，近几年原油对外依存度已经超过70%，天然气对外依存度超过40%。也是从1993年起，中国的油气企业就开始了“走出去”历程，取得了丰硕成果。油气对外合作有三个类别：一是在国际市场购买油气; 二是吸引国际石油公司到中国投资，参与勘探开发、炼油化工项目; 三是中国的油气企业到境外投资油气项目，即“走出去”。每个种类都是一个庞大的系统工程。海外油气项目收购与运营，会遇到许多问题，笔者长期参与“走出去”项目相关工作，深感有必要将其中的一些问题及其解析总结出来，对同业、同行或许有所裨益。
在海外油气项目收购的可行性研究中，必须做经济评价。以油气开发项目为例，需要依据合同、当地税法、会计准则及其他法规，结合项目勘探开发方案及其工作量、油气产量，测算投资及费用，预测油气价格等，做出现金流量表、损益表，计算出项目的现金流、内部收益率、投资回收期、净现值;如果有几个主体参与，还要计算中方的投入产出指标。评价时通常考虑以自有资金为主，如果有融资，则还要考虑融资成本(财务费用)。这是一套规范化的流程。
经济评价实践中较多出现的问题是没有考虑资金的闭环。比如一家中国企业，投资一个境外项目，资金从北京总部投出去，最终资金回流，还要回到北京总部。而不少项目的经济评价中，通常没有把项目的现金流回到国内这个环节考虑进去，其中会涉及红利税。比如在俄罗斯，该国针对中资企业分红汇回中国境内的利润，征收10%的红利税。这就导致总部收到回收款时，比项目经济评价中少了一块。
经济评价中，一定要考虑项目资金从哪里投出来，最终要回到哪里去，把中间环节可能涉及的红利税包括进去，使资金形成闭环，才能更准确地反映项目的经济效果。
中资企业在投资境外项目过程中，有投入、有产出，中方以中国的企业会计准则为记账基础，称为“中方账”。对项目所在国而言，财务记账要以东道国的会计准则为基础，这个账称为“联合账”。较为常见的是，在东道国会计准则下，对中方开支的部分费用甚至投资，不予承认，导致中方账上对项目的实际投入，高于联合账上的投入。中方账与联合账这两者会有差异，需要注意。
1997年，中石油的委内瑞拉某项目是一个服务合同，中方中标，支付了一笔进入费。合同规定：进入费属于不可回收费用;原来的产量水平称为基础油;中方通过新增投资，用于钻井和地面建设，提高产量，高于基础产量的原油，称为增量油。对基础油，委方向中方支付2.25美元/桶操作费;对增量油，根据其油品API重度，参照美国西得克萨斯油价(WTI)等，合同中设置了一揽子价格调整公式。在联合账层面，中方的基础油收入加上增量油收入，扣除16.67%的矿费后，作为项目的总收入。累计收入小于累计投入时，收入归中方;当累计收入大于累计投入时，对盈余部分，委方与中方基本按七三比例分成。
2000年7月，委方与中方开始分成，是联合账上的结果。但此时中方账上的投入，还大于产出，也就是说，中方此时还没能实现投资回收，就提前与委方就“盈余”进行分成。这种联合账上的“盈余”分成，从中方账的角度，在当时是不应该发生的。所幸，中方很快发现了这个大问题，用了两年多时间、花了很大力气将其中绝大部分工作量补办完了各类审批手续，使其开支进入联合账予以回收，挽回了损失。
境外油气项目收购，尤其对大型、复杂的项目，收购方通常都会花重金聘请各类顾问公司，包括投行、律所、会计师事务所，有的还有公共关系顾问、技术顾问等，来帮助完成收购。对收购中的各类顾问，用好了，可以帮助收购方快速了解项目的实际情况、潜在风险，对项目进行估值，帮助提出建议等。
但买方要特别留意，财务顾问有其自身的明显缺陷，即对油气行业本身缺乏足够了解。再就是一些投行，尤其是以收购价为付费基础的合作方式下，卖方的财务顾问容易产生推高收购对价的倾向。
2005年冬，中石油拟收购意大利的BRIDAS公司。该公司总部设在米兰，油气田资产在阿根廷和玻利维亚两国，日产油气当量10万桶，天然气为主，占60%，原油40%。在米兰的公司资料室实地调研中，财务顾问计算了天然气销售价格：为2.4美元/百万英热单位;财务顾问还介绍：玻利维亚为鼓励天然气出口，对BRIDAS公司有出口增值税退税，累计应向BRIDAS支付10亿美元。
但是，谈判方发现，投行犯了一个大错误，油气合同价格应该以加权平均，却以算术平均计算。投行按要求重新计算以后，最后的加权平均价格为1.36美元/百万英热单位。
不少完成收购的项目，如果在接管后的经营中发生大幅亏损，相当一部分是在收购过程中，收购方过度依赖包括财务顾问在内的各种顾问、收购方的人员业务能力不强，把这些隐患“击鼓传花”传到公司决策层，导致作出错误的决策。
