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“后制裁元年”伊朗新石油合同的框架解读与实施展望

“后制裁元年”伊朗新石油合同的框架解读与实施展望

2016年1月16日,伊朗与国际社会达成的《联合全面行动计划》(JCPOA)进入“执行日”。随后联合国、美国和欧盟按照该协议的约定,大幅放松了自2010年以来不断加码的对伊制裁,伊朗宣布进入企盼已久的“后制裁时代”。时至今日,“后制裁元年”已过大半,若从签署“伊核协议”算起,更是一年有余,尽管伊朗在石油天然气产量恢复方面好于预期,但在新产能接替上乏善可陈,尤其是国际油气招商只听雷声不见雨点,尚未签署任何新合同,持续增产后劲明显不足。

如果把全球油气业比作武林,伊朗就是出世隐忍、闭关苦修的绝等高手,但为在解禁一年后,传说中的高手仍未“重出江湖”,其精心打造的独门绝技——新版石油合同为何迟迟没有出手,当初那势将天下豪杰尽揽、再创波斯石油辉煌的壮志何日得酬?带着这些问题,本文将简要回顾“后制裁元年”伊朗在油气对外引资方面的曲折历程和最新进展,系统解读伊朗内阁近期批准的新合同模式的基本框架,重点提示未来投标和谈判时投资方需要澄清的重点问题,分析新合同模式的实施前景。

1. 新版石油合同的二次“过堂”

尽管伊朗坐拥世界第四大原油储量和第一大天然气储量,但要想建成高水平和可持续发展的能源强国,必须要引进外资和外国技术。据测算,伊朗要实现2021年日产480万桶原油的宏大目标,至少需要吸引2000亿美元的外资,其中上游需要1300亿美元,石化等下游领域需要700亿美元。考虑到大多数国际石油公司因国际市场供大于求和油价长期低迷已大幅缩减了投资预算,这一目标极具挑战性。受多年的制裁困扰,伊朗在既有油田的产能维持和挖潜方面尤其是在提高采收率(IOR/EOR)的技术上已远远落后,亟待跟上最新国际潮流,这也是出台新版石油合同(IranPetroleum Contract)的主要诉求和出发点。

早在2015年9月30日,新版石油合同的基本条款就已得到伊朗内阁部长会议(Council ofMinisters)的正式批准,伊朗石油部据此在2015年11月28-29日召开的德黑兰峰会(TehranSummit)上进行了推介。德黑兰峰会盛况空前,高朋满座,伊方向全球投资者介绍和推销了新合同的基本框架、相对于回购合同的重大改良以及拟招标的70多个项目,吊足了石油公司的胃口,同时宣布将于2016年2月在伦敦发布完整的合同模板。此后,伊朗石油部长和各级官员持续造势,称“新合同已经到位,后续执行没有问题”。

但2016年1月30日,伊朗国家石油公司突然宣布“伦敦路演”第五次推迟,到2016年2月10日伊朗石油部长赞加内公开承认“新石油合同尚未定稿,内阁去年9月份批准的只是原则性大纲”。据媒体披露,新合同模板在报议会批准时,遭到了保守派议员的强烈抵制,并引发了左翼青年的示威抗议,随后在议会搁浅。

2016年2月26日,伊朗议会举行了制裁放松后的首次改选,支持鲁哈尼政府的改革派和温和保守派人士总体上取得了与传统保守和强硬势力相抗衡的局面,但由于仍有69个议席因无人得到超过1/4的选票而需进行二次投票。补选于2016年4月29日完成[3],新组建的议会直到5月28日才举行首次会议。就在外界一致认为新石油合同在改革和温和派逐渐占据主流的新议会将闯关成功时,2016年7月2日最高领袖哈梅内伊在与青年代表的务虚座谈时指出:“如果新版石油合同不能做出必要修改以符合国家利益,就不允许签署任何新石油合同”,第二天(7月3日)伊朗总统鲁哈尼重述了最高领袖的原话。最高决策层的严厉表态给新版石油合同的出台蒙上了厚厚的阴影。

经过伊方的长期宣传和对外营销,新版石油合同俨然已成为“后制裁时代”伊朗油气业复兴的载体和标志,加上国际石油公司纷纷表示“不考虑继续以回购合同的方式参与伊朗油气开发”,因此新版石油合同一日不出台,伊朗的对外油气招商就一日无望。要破局,就只有强推新石油合同这“华山一条路”了。为贯彻最高领袖和总统的指示,伊朗石油部不得不对新合同模式重新检讨和修改,对原文本做了150多处或大或小的调整,以强调国家本位和民族主义,淡化革新色彩和对油气投资者的“献媚”,随后又启动了新一轮报批程序。

2016年8月3日,内阁通过决议,批准了修改后的新版石油合同的“通用条款、结构和模式”(以下简称“通用条款”)。尽管该“通用条款”相当粗略,甚至还没有德黑兰峰会所介绍的内容清晰明确,但毕竟勾勒出了新版石油合同的核心要素和基本架构,进一步表达了伊朗政府力推新石油合同的决心,也向外国投资者释放了要启动招标和谈判进程的信号。2016年8月22日,伊朗副总统贾汉基里(Eshaq Jahangiri)签发命令(Executive Order)要求石油部和经济与财务部“利用新版石油合同与油气投资者展开谈判”。就在此前一天,石油部长赞加内就新版石油合同的焦点问题接受了议会的质询。在伊朗副总统发布上述指示后,议会保持了沉默,这也暗示着保守派暂缓了对新石油合同的攻击。尽管议会的能源委员会威胁新合同模式仍需进一步修改,并且鲁哈尼总统于8月29日主持内阁会议为“监督新合同定稿和执行”而对部分条款又做了“必要修改”,但新版石油合同的施行已悄然启动。

山重水复,千回百转。尽管新版石油合同还有很多空白和不确定性,具体的经济和财务指标还取决于招标或谈判,但伊朗石油部和国家石油公司已制订了非常紧凑和雄心勃勃的时间表,很可能在2017年3月下旬(即伊历新年)之前完成第一轮国际招标,国际石油公司应密切关注,莫失先机。

2. 新版石油合同的框架与解读

伊朗政府此次以内阁决议的形式,对新版石油合同的通用条款和框架模式予以了批准和公布。通用条款基本上确认了2015年11月德黑兰峰会所介绍的基本制度,但是具体内容相当程度上是原则性的,缺少细节,仍有很大的不确定性,尤其是某些关键和敏感问题,例如伊方对于油气资产的主权和完全所有权、被突出强调的技术转移、与当地公司的合资合作以及如何保证长期稳定和有盈利空间的生产操作等,仍很模糊。实际上,伊朗国家石油公司正计划通过有限招标和双边谈判的方式开展第一轮的对外引资,合同的经济条款和制度安排在很大程度上要取决于招标和谈判的双多边博弈。

2.1 对新版石油合同的基本认识

新版石油合同与回购合同都属于风险服务合同,两者的主要共性包括:油气储量和油气产出的主权和所有权都归伊朗所有,投资方要在垫资完成油田建设后,从油田产出或收益中回收成本和报酬。当然,相对于回购合同,新版石油合同做了相当程度的改良和优化,包括延长合同期(开发生产合同一般为20年,提高采收率项目可再延长),推出了勘探、开发和生产的一体化合同,允许投资者在生产阶段参与操作和管理,取消了预设的资本投资上限,将报酬和油价适度挂钩、设计了相对灵活的给酬制度,针对高风险和提高采收率项目予以额外激励,要求并鼓励对先进技术的转让和共享等,从而使新版石油合同相对于回购合同风险更为可控,更有吸引力。

2.2 适用范围与体例架构

考虑到勘探项目的高风险和独特性,新版石油合同针对油田或油藏的勘探及开发程度,设计了不同的文本类型:第一类是勘探和开发生产一体化合同。此类型下,开发、生产与勘探连成一体,在完成最低勘探义务并有商业发现后,投资者将获得优惠的开发和生产条件;第二类是未开发油田(Green Field)或已发现的油藏(Discovered Reservoir)的开发及生产合同;第三类是已生产的油田或油藏(Brown Field/Reservoir)的提高采收率(EOR/IOR/EGR/IGR)及后续生产合同。第三类也可以和前两类结合适用,从而形成“勘探+开发+生产+提高采收率”或者“开发+生产+提高采收率”的超长期合同。

对已开发项目,新版石油合同准备了两种类型,并特别设计了提高采收率合同,其主要原因是:第一,能使国际石油公司以低成本低风险的方式参与,同时能引进先进技术,并有利于快速上产;第二,为那些没列入招标名录或对外国石油公司披露的区块以及此前适用回购合同的项目,预留可用的合同工具;第三,如果能在短期内大规模适用于已开发油田,则可为伊朗在国内其他重要产业的革新提供借鉴样本。

尽管内阁批准的“通用条款”没有像德黑兰峰会一样公布条款目录,但从相关定义和基本制度看,此前的目录体系将会基本保留。德黑兰峰会所公布的合同目录,沿用了原回购合同的篇章布局,同时考虑到勘探项目的适用并借鉴国际石油合同的一般体例,对原回购合同的正文进行了扩充,由八章35条增加到八章41条。具体来看,第一章《定义和服务范围》维持不变,第二章《合同期限》增加了“(勘探)退还”,将原来的“终止”规定挪到第八章,第三章《伊朗国家石油公司的权利和协助》保持不变,第四章《承包商的权利和义务》维持原结构,但将原第八章的“健康安全与环评”并入此章,第五章《开发作业、工作计划及预算和联管会》有较大调整,主要是增加了石油作业、商业性油田、非伴生气与凝析油等条款,同时取消了主开发方案及投资上限的规定,第六章《石油成本回收及服务费》保持原结构,第七章《记账审计、最大化本地成分、进出口及外汇》也无变化,第八章《一般及杂项》除了前述增删外,还增加了财产(所有权)、追索权的放弃、区块退出和现场恢复以及基本商业道德等条款。从“通用条款”也能看出,回购合同的诸多制度和条款将会沿用,当然附件会有较大变化,至少需要删掉原来的《投资上限确定程序》、《预提及所得税报销的还原机制》以及《(移交后的)生产操作和支持协助程序》等,增加《外国投资者与本地伙伴的联合作业协议》、《产量递减基准曲线(最低产量要求)》和进入生产期的《作业操作规程》等,同时要修改《报酬费的计算公式》、(理顺各方关系和伊方监管的)《协调程序》、《技术转移程序》和《最大化利用伊朗组分的程序》等。

2.3 基本概念和主要制度

“通用条款”对新版石油合同的主要概念做了定义,对基本制度做了规定,并对需要石油部和国家石油公司补充、完善或自行批准的事项做了授权,可择要归纳如下。

2.3.1 适用法

新版石油合同的准据法是伊朗法,所适用的法律规范体系包括:伊朗宪法、1986年《石油法》和其他伊朗法律法规,同时要遵守第六个五年计划和(在制裁年代提出并在后制裁时代进一步发展的)抵制(Resistance,也可译为“自主”)经济政策,还需参照国际油气行业的普遍实践。

2.3.2 作业者

新合同模式下,外国投资者从投标或谈判阶段就要选定一家本地合作伙伴,并最迟在生产阶段要组建联合作业公司。合作伙伴应是经过伊朗国家石油公司资质认证的本地油气勘探生产公司。此项规定是为扶持本地企业的发展,以培育能在国内和国际市场独立从事油气田作业的全能公司,但投资者需从财务、技术和声誉等方面对潜在伙伴进行充分的尽职调查。

在勘探、开发和生产的不同阶段,由不同的主体担任作业者。在勘探阶段,风险由投资者单独承担,作业者自然也是投资者;在开发阶段,仍由投资者承担作业风险,作业者可能是联合体或外国投资者与本地伙伴组建的合资公司(联合开发公司)。

进入生产阶段,对于提高采收率项目,本地公司应从一开始就主导生产作业,但投资各方要继续根据合同规定承担相应责任;对于新开发建成的项目,如果伊朗国家石油公司认为有必要由其子公司参与生产作业,则可指定其子公司与外国投资者签订联合作业协议,(由新成立的联合作业公司或联合体)执行油田的生产作业,投资者继续承担全部的技术、法律和其他专业的支持与监督义务,同时提供必要的设备和材料。伊方伙伴应遵守和履行所有技术和专业指引、(经伊方业主批准的)投资方作业计划。此规定将有助于减少以往回购合同下投资方对生产完全无控制、成本回收要取决于伊方的管理水平和单方意志的重大风险和权利义务的天然失衡。当然,由于伊朗公司要参与作业甚至管理,投资者需要确保本地伙伴有能力履行其义务和满足出资要求,并且保持对联合作业公司的充分控制。

2.3.3 最低义务和产量目标

对于勘探项目,合同会明确最低工作义务,也就是“在一定时间内为发现商业性油田或油藏所需完成的最低工作和投入的最少支出”。一旦没有发现或商业发现,所有风险成本都由投资者承担,勘探项目下最终未能达到设计产能或产量未能满足成本摊销的风险,也由投资者承担。

新合同模式将在开发计划中预先设定一系列产量目标。首先是初始产量,对于未开发油田而言是第一开发阶段所要达到的产能,对于已开发油田而言是在提高采收率作业第一阶段所应增加的产出量。其次是最低产量(维持)要求,也就是递减底线(Depletion Baseline),这是双方约定的根据既有开发程度在不采取提高采收率措施的情况下,油田或油藏的正常递减曲线。在生产过程中超过递减底线额外产出的油、气或凝析油,为增产油/气。这些参数对应项目的关键节点,并隐含相应的激励或处罚。

2.3.4 成本与报酬

新合同模式下的投资与操作成本,包含四大类。一是直接资本支出(DirectCapital Expenditures),与回购合同下的Capital Costs相对应,是指为开发或提高采收率所需的资本性支出,包括管理、工程、钻探、必要的地下和地面建造物(包括处理厂、注入、运输、附属及处理设施和其他相关单元等)的建设以及为确定油田的商业性所发生的勘探支出和在生产阶段为维持、重建和修护油藏和油田的支出等;二是间接支出(Indirect Expenditures),与回购合同下的Non-CapitalCosts相对应,是指向政府、部委和公共机构以及市政支付的成本,例如税、费、关税和社会保障统筹等;三是财务费用(Finance Costs),与回购合同下的Bank Charges相对应,是投资者用于投资的财务成本,应是就直接与间接支出按一定利率(例如LIBOR+1%)计算;四是操作成本(Operation Costs),与回购合同下的Operating Costs及PSA Costs相对应,是指根据有关会计准则所确认的生产作业成本。

桶(或单位)报酬费的引入,是新版石油合同相对于回购合同最大的变化。新版石油合同将报酬费定义为“就增产的原油(或伴生气、天然气和凝析油)以每桶或每千标准立方英尺的固定额度所付的报酬”。报酬费以中央银行所接受的外币计价,可以现金或实物方式支付。报酬费要与每个项目的条件或要达到的目标、资本投资符合逻辑的预期收益率、风险回报以及鼓励投资者采用足够措施和先进技术等成比例。也就是,报酬费要能激励投资者根据项目特点采用有效的勘探、开发和生产技术,要考虑每个油气田的储量和生产能力,要考虑勘探区块的高风险系数,并根据原油或凝析油的市场价格以及区域内或合同约定的天然气价格的波动进行调节。报酬费率是依照伊方法律法规确定中标者的重要参数之一。

2.3.5 投资与预算

回购合同最受诟病的“资本投资上限”在新版石油合同中被取消,取而代之的是“不封顶的资本支出”(Uncapped Capital Costs),也就是“根据油田开发的实际需要、市场动态变化以及为提高油田效率和产能来决定投资的必要性,并在批准的年度预算内,对投资采取灵活处理(允许调整)”。业主对投资的控制通过“年度作业财务计划”(即预算)来实现,该年度预算要符合主合同附件设定的项目开发和作业方案,列明各项开支细节,由投资方准备、业主批准,同时可根据项目实际和油田状况进行必要的调整。尽管项目授标之时,会预估初始投资概算,但投资没有封顶,最终投资额将会根据被批准的年度预算而确定。

值得关注的是,“通用条款”规定投资方与业主共同组建的“联合指导委员会”(JointSteering Committee)要承担与项目总体概算和年度工作计划及预算相关的所有风险和责任,具体含义尚有待澄清。一旦年度计划和预算经联合指导委员会批准并经业主确认后,相关的执行性作业应交给合格的(作业)公司具体实施。

2.3.6 回收与付酬

与回购合同相同,投资者只有在生产启动后才能回收成本及获得报酬。成本回收和报酬支付方式有两种:其一,以“实物”方式分配油气产品;其二,从销售收入中分配现金。具体采用何种方式,由伊方业主决定。成本回收和报酬额之和不得超过原油或凝析油产量的50%和天然气产量的75%(或依据市场价确定的同等销售收入)。进入生产之前发生的直接资本性支出、间接支出和财务费用,将在生产期内的一定年限摊销,但是没有明确生产期发生的各类支出的摊销期间(或报销时间)。油藏工程研究及相关费用,由投资者在签订合同时确认并计入直接投资性支出。在生产阶段,如果有必要对设备进行大修、修井或者对设施设备进行维护作业,须经业主事先同意,并由投资者垫资完成,相关成本加上财务费用可根据合同约定从增产油气中予以回收。

报酬费的支付期间是从达到初始产量、启动生产直到合同期结束。但合同到期或提前终止并不妨碍剩余未付成本根据合同约定或索赔判定继续偿还。在合同约定期限内未能完全收回投资和报酬的,如果石油部批准,未报销的成本和指定比例的未付报酬可以在延长的时间内回收。伊朗国家石油公司也有义务根据约定、判决或裁定以实物或现金方式支付合同项下的索赔。

如果拟用于偿还投资和报酬的油气产品须用于国内消费,则伊朗国家石油公司有权进行相应的互换(swap)。如果石油部出于技术性原因之外的其他原因决定人为降低油气田的产量,那么该减产决定应首先适用于无付款义务的油气田。如果决定适用于有支付义务的项目,则投资者的费用回收和报酬获取应不受影响(如果只是静态结转而不调增报酬,就会影响投资者在减产期间的现金流和整体收益率)。

2.3.7 所有权与监管

“通用条款”规定,伊朗石油部代表政府行使对其境内一切油气资源的主权和公共所有权,“油藏中发现的石油、天然气、凝析油和所有其他产品全部归伊朗伊斯兰共和国所有,生产出的石油、天然气、凝析油以及所有副产品全部归伊方(伊朗国家石油公司或其子公司)所有”。基于该规则,外国投资者似乎不能将储量甚至产量计入其资产或并入其报表。

伊朗政府、中央银行和国有银行对伊朗国家石油公司在石油合同下的承诺不做任何担保;从合同执行开始,所有作业都应是以业主名义或代表业主执行,所有财产(包括建筑、采购或进口的货物、设备、油井、地面和地下设施)都归业主所有。

投资者应遵守当地的法律法规,伊朗相关政府部门和国家石油公司对项目的授标和执行予以监管和批准。伊朗国家石油公司负责新合同模式下的招标和授标:对于勘探开发生产一体化合同,伊朗国家石油公司应事先确定最低义务工作量,并邀请可信和有能力的公司提交其勘探开发建议,进行评标或比较;对于开发生产和提高采收率项目,伊朗国家石油公司应当基于油藏工程研究确定初步的开发框架,并以此邀请可信和能胜任的公司提交其开发计划。伊朗国家石油公司还负责评估本地和外国公司的资质和能力,相关标准由石油部确定。所有项目都要进行环境影响评价研究,遵守有关安全、健康和环境与社会保护方面的规章制度。投资者在转让部分或全部合同权益之前,应取得伊朗国家石油公司的事先批准。

2.3.8 合同期限与中止

合同期限由石油部根据项目需要具体规定,开发项目最长可达20年,如果后续有提高采收率作业,可再延长5年。对于勘探开发和生产一体化的合同,勘探期可额外加到合同期上(最长可达32年)。合同期限的延长增加了投资者的可预期性,对成本回收及获取回报更有信心,外国投资者更有动力采取长远措施,尽量延长油气田寿命和提高最终采收率,伊方也能从中获益。

如果在开发和生产阶段发生不可抗力导致合同无法继续履行,或者因争议而暂停(suspend)合同执行,承包商有权中止执行,直到不可抗力消失或者相关争议解决。

2.3.9 本地成分和管理本地化

“通用条款”规定投资者要遵守《为满足国家需要和提振出口而最大化利用伊朗本地制造、服务和能力法》(简称《本地成分法》),尽可能地利用伊朗本国的技术、工程、制造和服务资源(《本地成分法》规定不低于合同价值51%的服务和材料应从伊朗采买)。同时,外国投资者应尽可能雇佣伊朗国民,为提高伊朗劳动力水平应提交综合性的培训计划,并在资本性开支部分为执行研究和培训计划安排必要的投资,例如升级既有的研究中心、新建联合研究中心或者执行联合研究课题。

在开发阶段,联合公司中的管理岗位应在外国投资方和本地伙伴的代表之间轮换,执行性的管理岗位应逐步向伊朗国民转移,以便加速专有技术和管理技能的转移,提高伊朗人的作业经验、管理和工程技能。在生产阶段,联合作业公司中的高级管理职位应逐渐向伊朗国民转移。外国投资者需确保接任高级管理职务的伊朗国民接受全面充分的培训,以避免为合同后期的生产活动带来风险。

2.3.10 技术转移

“通用条款”强调外国投资者承担向伊方转移技术的义务,以“提升国家在油气上游作业和执行巨型油田方面的技术能力,促进伊朗企业在国内巨型油田作业和参与地区和国际市场的能力”。为此,每个项目都应有伊方业主认证的勘探生产企业作为合作伙伴共同参与。在合同执行过程中,外国投资者应当为转移和开发技术,提升专有技术(know-how)、管理及油藏工程技能等提供机会。投资者在年度作业计划和预算中,应专门就技术转移和开发提交方案,并且有关技术转移和共享的政策和执行方式应列入合同的附件。同时,外国投资者应在分包合同中进一步落实主合同中所承诺的技术转移和共同开发义务。

2.3.11 联合指导委员会与分包审批

承包商与业主应各指派等额代表成立联合指导委员会,以指导和监督合同的执行,并就作业框架内的财务、技术和法律事务、招标分包和年度计划和预算的执行等进行决策。决策和监督责任由联合指导委员会承担,执行作业的责任由投资方承担。任何决策均需双方一致同意才能做出,并需得到业主批准。

合同规定的所有活动(除了对整个合同的管理和油藏工程研究)都应分包给有能力的制造商和分包商。分包商由投资方根据合同附件的程序遴选,随后经由联合指导委员会批准后由业主确认。相对于回购合同的联合管理委员会(Joint Management Committee),联合指导委员会变成了日常的决策和监管机构,对作业的干预和影响也更全面、更频繁。

2.3.12 回购合同的有限留用

考虑到新版石油合同的全面施行尚需时日,而油气引资和产量接续又刻不容缓,“通用条款”授权伊朗国家石油公司在经过石油部批准后,有权对回购合同做适当修改并适用于某些已发现未开发的共享油田上(例如目前中资企业两个建成油田的二期开发)。相关修改主要与回收和报酬费相关。有分析人士指出,该权宜之计更多地是引导回购合同向新版石油合同转型,而非继续保留回购合同这一不再受欢迎的引资工具。

2.3.13 一般条款

内阁决议要求每个具体合同除了要反映“通用条款”的原则要求外,还应明确合同双方在各个领域的权利义务,例如会计、审计、支付方式或财务补偿、技术监督、维修维护、生产计量方式、人力培训、健康安全环保、进出口、保险、保密、合同终止、不可抗力、停运拆除、争议解决方式和合同语言等,这些必须在合同中清晰约定。

3 投标和谈判时投资方需重点澄清的问题

“通用条款”只勾勒了新版石油合同的大框架和粗线体,很多内容甚至还没有德黑兰峰会介绍的详尽明确,具体的合同条款及有关经济参数尚待进一步明确和补充。对投资者而言,要想在下一步招标或谈判中争取主动,以下问题应予以关注。

3.1 程序性事项

2016年7月前后,伊朗国家石油公司曾放风称其内部已完成对(除因持续制裁原因而无法直接投资伊朗的美国油气公司之外的)全球主要油气公司的资格预审,并基于资质实力、合作契合度和传统关系等,从中选择了10家左右签署了合作备忘录。签署备忘录前,伊方要求投资方圈定指定目录里的1~3个重点项目并进行排序,以此作为信息披露和日后合作的基础,实际上是以此对潜在合作对象的兴趣目标做了摸底,为后续制定有限招标和直接谈判的短名单提供依据。

实际上,在新版石油合同的“通用条款”得到内阁批准和议会默许,并且利用它在10月初与本地公司签署了第一个新项目合同后,伊朗国家石油公司的信心和期望值也在升高。为了彰显新一轮国际招标的公开透明并扩大影响,伊方于2016年10月16日正式发布公告,邀请全球“有兴趣、合格并且声誉良好的勘探开发公司或一体化的石油公司”参与伊朗上游油气招标的资格预审,资料提交截止时间是2016年11月19日,通过预审的公司名单将于12月7日在伊朗国家石油公司的官方网站(www.nioc.ir)公布。此后,通过预审的国际石油公司一旦受邀参加国际招标,首先要就程序性事项予以明确,尤其是以下几点。

3.1.1 项目及轮次

伊朗国家石油公司在2015年德黑兰推介大会上一度推出18个勘探区块和52个开发区块。其中,开发区块包括了29个油田(陆上21个,海上8个),23个气田(陆上15个,海上8个)。在这70多个拟适用新版石油合同的项目中,预计在2016年底前的第一轮招标中推出10~15个,其中可能包括一些在回购合同模式下不具有商务可行性的区块。实际上,伊方一直强调要优先开发边境共享油田,因此此前未列入招标名单或因直接谈判不理想而迟迟未启动的共享油田有可能被追加列入首轮目录。

根据国际惯例,如此大规模的项目招标一般会分批进行,每轮招标可能集中在某一类项目上,例如第一轮集中于未开发油田,第二轮集中于勘探区块,第三轮集中于已开发油田的提高采收率项目。但伊朗国家石油公司未必会有清晰的分类和路线图,也未必有意组织整齐划一的类型化招标,因此很可能根据开发的紧迫程度、投资者兴趣和上产的实际需要而将各种类型的项目组合在一起同步推出。投资者对这些信息必须密切跟踪,在第一时间掌握。

3.1.2 投标要求和时间

国际投资者应密切关注伊朗国家石油公司的资格预审,积极准备并按时提交材料,以确保能拿到入场券。同时,要留意目标项目所在的招标(或谈判)轮次和具体时间表,针对潜在的竞争对手,采取适当的合作和竞争策略。

实际上,无论是招标还是谈判,投资者最关心的是哪些参数和变量可以竞争或谈判,东道国如何进行评标或评价。根据内阁批准的“通用条款”,单位报酬费将是关键性的评价指标,这也就意味着投资者需在投标或报价时,就要对伊方标底和对手报价有清晰预判和准确的区间定位。此外,对于勘探开发和生产一体化合同,竞争的另一主要参数是最低工作义务量。

除了报价和关键参数外,在大量留白的合同条款中,有哪些内容可以谈判,并且相关谈判是“真实的商务谈判”,决定了未来合同的吸引力和投资者的主动性。如果已谈定的合同还需要伊方政府的层层审批,则可能削弱谈判的有效性,并影响双方互信和业主威信。当然,目标清晰的国际石油公司会尽可能利用好可谈判的空间,甚至在议价谈判前的有限招标环节就引导伊方让步和调整。

3.2 实体性问题

石油合同的经济性和可行性,主要取决于具体的商务、经济和法律条款,因此,下一步投标和谈判的重心应是明晰具体制度和经济模型,争取优惠和有利条件。实际上,“通用条款”的几乎每个条目都需要明确和澄清,但以下问题须重点关注。

3.2.1 报酬费的确定

“通用条款”并未公布报酬费的计算公式。参照2015年德黑兰峰会披露的信息,新版石油合同极可能比照伊拉克的技术服务合同,以合同签署时约定的单位报酬费为基准,通过R因子(即总回收/总支出)动态调整报酬费。据预测,R因子将设置“小于1”、“大于等于1且小于2”和“大于等于2”三个区间,报酬系数依次递减。

为了对投资者产生充分的激励,伊方此前曾透露以下几种调整或激励机制:一是根据生产规模大小设定调整因子,小油田报酬费更高;二是对提高采收率项目,根据累计采收的效果,设定递增的报酬费调整系数;三是对高风险和海上油气田的开发,设更高的报酬费调整系数;对于勘探区块,针对所在区位(海洋或陆地)和风险高低,分为四个等级,依次将R因子的各区间幅度放大,从而使得高风险和海上勘探项目的回报空间更大、周期更长;四是设计“油价调整因子”,即以签约时的油价和报酬费为基点,油价每上下浮动不超过50%时,报酬相应地按照浮动比例的一半予以调整,从而导致报酬费有上下浮动25%的空间。于是高油价能给投资者带来较高的收益,油价降低时投资者也要与资源国共担风险。五是增产激励,即对超过一定幅度的增产设定更高的回报。

这些附加的调整因素或参数,固然能有效地激励投资者,使得报酬费的确定更为公平合理,但是这也会增加经济测算的难度和复杂性,投资者必须要精心评估和精准报价。同时,多元参数也会增加伊朗国家石油公司的比较或评标难度,最后很可能只采用某单一参数进行评标或比较,对此投资者也要有充分预计和应对。

3.2.2 摊销期和延付处理

“通用条款”并未规定资本性投资的摊销时间和报酬费与生产成本的回收时点,有关延迟回收的调整机制也不清楚。根据德黑兰峰会披露的信息,进入生产期之前发生的直接资本性支出、间接支出和财务费用,在进入生产后一定年限(一般为5年,如果油价过低等原因导致未回收完,可延至7年)内平均摊销。进入生产后的生产性投资包括直接资本性支出在支出后的一定期限(同样是5~7年)内摊销,间接支出和生产操作费用则可在当年报销。报酬费的支付可从生产开始后启动,下一季度支付上一季度的增产报酬。回收迟延时,虽然可以延长摊销期,尽量不蚀本金,但只就间接支出加计财务费用(利息),在因伊方业主原因导致的直接资本性支出回收迟延时,也可加计财务费用。

新版石油合同下,成本和报酬分别核算,成本回收时只加计很低的利息,因此成本摊销期的长短以及摊销期延长后能否继续计息甚至调增报酬,对投资者的收益有很大的影响。新版石油合同下也有“回收池”的限制,即当期回收的投资和报酬之和不能超过50%的油田产出(或75%的天然气产出),因此成本与报酬的回收优先顺序及各自延付的财务处理,都需要特别关注。50%的“回收池”上限比例能否扩大到目前某些回购合同规定的60%或55%,也值得尝试。无疑,摊销期越长、回收池上限越低,投资者对报酬费的期望就越高。

3.2.3 本地伙伴的遴选

新版石油合同要求外国投资者在投标时就要从伊朗国家石油公司审定的名单里挑选本地合作伙伴。本地伙伴在勘探开发阶段是参与者,在生产阶段则可能主导作业,同时在各个阶段都有一定管理权限,并有权要求外方转移技术和管理技能。据报道,伊朗国家石油公司在2016年7月公布了拟向外国石油公司推荐的首批8家国内候选企业。实际上,在经历了长期的制裁困扰和对外隔离后,目前伊朗具备对外合作条件的本地公司非常有限。

国际投资者需要对本地伙伴的挑选非常慎重,不仅要考虑制裁因素(在制裁年代,革命卫队和其他保守势力和宗教基金也不同程度地参与了伊朗油气开发,特别是两伊边境油田。这些企业有的在欧美制裁名单上,有的则与被制裁实体存在各种关联,因此外国投资者必须仔细甄别,以防止触碰目前的制裁红线或在制裁弹回时陷入被动),也要顾及其技术和财务能力以及相互协调和适应问题。

外国投资者在当地伙伴的选定上,能有多大的自主权,为了获取项目是否要屈服于伊方的“拉郎配”,还有待于进一步观察;实际上,本地伙伴能在合资公司中占据多大比例的股权、是否有权持有最低比例的干股,是外方投资者尤须关注的问题。

3.2.4 管理和协调机制

由于引入了本地伙伴,而本地伙伴又与伊方业主存在千丝万缕的联系,如何科学设计业主与投资伙伴之间以及伙伴内部之间的管理和协调机制,是新版石油合同下的新课题。

根据德黑兰峰会的介绍,在勘探阶段,外国投资者负责勘探作业,在开发和生产阶段,则由投资者与本地伙伴(主要是伊朗国家石油公司的子公司)组成的联合作业公司实施作业。据此,三方的协调和管理机制可大致设计如下。

在勘探阶段,在投资伙伴与伊方业主中间架设联合指导委员会(JSC)和联合勘探委员会(JEC),以在伊方业主批准年度计划和预算之前事先审核和背书。在投资伙伴内部则签署联合作业协议(JOA),并通过管理委员会(MC)和技术委员会(TC)等协调内部决策,监督作业者(即联合勘探公司)的活动。

在开发和生产阶段,伊方业主与投资伙伴仍通过联合指导委员会及其下属委员会(例如联合开发委员会(JDC)或联合生产委员会(JPC))来连接,以便在伊方业主审批年度计划和预算之前,由专业委员会编制方案并经联合指导委员会背书。在投资伙伴内部,由于联合作业公司是相关开发和生产的实施者,投资者内部主要通过股东协议和董事会对联合作业公司(JOC)予以监管,股东协议的内容和董事会的席位分配将受制于伙伴之间的股比和角色分工。基于作业的连续性,可考虑在开发和生产阶段由同一家联合作业公司操作,而非在两个阶段分别注册两家联合作业公司,当然,还要考虑在不同阶段伙伴之间的权益比例变化和管理岗位的不同分配。

但上述架构很可能导致权利和义务的不匹配,即外国投资者不能完全掌控作业和管理,却实际上要承担全部风险和责任,而且本地伙伴和伊方业主的特殊关系也容易引发利益和管理上的冲突,不利于项目的顺利推行。根本问题在于,如果伊方伙伴没有足够的技术和财务能力或者因其过错对外方造成重大损失,伊方业主是否承担补足义务或连带责任?可能正是考虑到这些因素,目前“通用条款”只是强调在生产阶段由投资伙伴组建的联合作业公司实施操作,而在勘探和开发阶段未明确规定,对此投资者仍要密切关注并提前应对。

还需要注意回购合同下伊方对采办和分包的严密控制能否有所放松。“通用条款”规定联合指导委员会负责核准分包合同的授标,最终由伊方业主确认。在审查和设计具体制度时,需重点关注:一是报批额度能否提高(从目前的20万~40万美元提高到1000万美元甚至更高),二是控制环节能否简化(是否仍要覆盖短名单、招标文件和评标标准、技术和商务开标以至最终授标乃至执行中的变更的全过程),三是透明度和效率能否提高。

3.2.5 本地成分

回购合同对本地成分(伊朗组分)的要求是至少51%。此前德黑兰峰会则提出了更高的要求,即在勘探和开发阶段的本地成分不低于70%,在生产作业阶段要达到90%甚至95%以上。尽管“通用条款”没有规定具体比例,但投资者须对此尤其警惕,并上升到项目可行性的高度予以研究和应对。根据以往的执行经验,伊朗本地公司尤其是土建和工程服务企业,普遍效率低、能力差,本地承包商的过多参与将会拖累进度、加剧迟延,并增加成本,甚至被无理索赔和消极怠工所绑架,对于那些处于关键路径上的服务和采购要尤为小心。投资者应争取“如果本地无法提供合格的资源,从国外采买的部分应自动视为本地成分;如果本地材料和服务不符合质量和进度要求,投资者有权寻找替代,替代部分无论来源如何都应视为本地成分”。

3.2.6 年度预算的批准及其调整

新版石油合同取消了资本投资上限,取而代之的是对年度计划和预算的控制。对此仍需注意:一是审批流程和机制如何,如果联合指导委员会陷入僵局或者伊方业主没有批准年度预算,有无替代方案,投资者能否依据初始的投资概算继续投资?二是联合指导委员会如何承担其对年度预算审批的“风险和责任”?三是年度预算是否允许调整,能否有一定的自主变更幅度(例如增加5%只需事后报备,无需另行事先报批)?四是超预算的支出,是否全部不能回收,对于缴纳给伊方政府和公共机构的间接支出,能否不受影响?

3.2.7 争议解决和制裁弹回

根据德黑兰峰会的介绍,关于争议解决、不可抗力和合同终止等法律条款,新版石油合同将基本沿用原回购合同的规定,对此投资者应保持警惕,力争调整。

回购合同规定:争议能否提交国际仲裁,须以伊方取得必要的内部(最高经济委员会甚至议会)批准为前提。建议将该批准作为伊方的默示义务,批准能否及时取得不得影响投资方启动仲裁的权利和仲裁程序的正常推进。回购合同将争议交给临时(Ad Hoc)仲裁庭裁决,为克服这种临时仲裁庭在组建和程序方面的不确定性及其裁决在承认和执行上的可能变数,建议直接指定某常设仲裁机构为受理机构,并将临时约定仲裁地改为在合同中提前指定。

回购合同将国际制裁默示地排除在“不可抗力”范围之外,德黑兰峰会和伊方在多个场合的表态也表明未来的制裁弹回(snapback)在新版合同下也不得主张为“不可抗力”而要求免责或补偿。对此,投资者要充分评估制裁弹回的可能性和后果,要求伊方予以系统考虑和特殊安排,并做好应对预案。

回购合同下,对于伊方提前(有因)终止合同的,投资者的投资完全沉没;伊方原因导致合同终止的,如果项目已经进入生产期,则比照正常回收的方式进行补偿,如果项目尚未进入生产期,则需等到伊方或其指定的第三方完成开发并投产后才能获得补偿。对于以上显失公平的规定,投资者应尽量予以修改,要求一律按公平或预期合理收益原则以现金或实物方式即时补偿。

3.2.8 技术转移和管理伊朗化

新版石油合同强调技术转移,但具体要求尚不清晰。技术转移的受体限于油气公司还是涵盖其他行业领域,是否适用于联合作业公司的分包商?如果制裁一旦弹回,投资者能否豁免继续履行该义务,如果因制裁原因不能持续技术转移,是否要承担罚款和处罚?作为义务的技术转移,对应何种权利,能否取得转让和使用费?
“通用条款”要求将联合公司的管理职责和岗位逐步向伊朗国民转移,但是转移的进度和方式尚不明晰;如何保证取得管理权的伊朗国民能有效利用和实施外国投资者的技术和方案,是保证外国投资者履行其在联合作业公司中义务的关键所在。

3.2.9 其他财务经济条款

基于目前的“通用条款”,以下经济和财务问题需要进一步澄清:一是实际产量低于“递减底线”会有什么样的处罚,在丧失报酬费的同时,是否还要根据缺产比例扣减成本和利息?二是如果选择以实物方式回收,投资者对所提原油有无自主销售权?这也决定投资收益是否会有折损;三是能否增加“经济稳定条款”,在长达20~30年的合同期里,尽管有报酬费可随油价波动而调整的机制,但投资者对于法律法规特别是税收、外汇、资本流动、本地成分和环保监管等方面的变动处于被动的劣势。有必要加入稳定(Stability)和经济均衡(Equilibrium)条款,为投资者的风险投资提供一定的保护;四是在开发和生产阶段是否存在篱笆墙?建议只在不同合同区域设篱笆墙,在不同阶段可打通回收池,这样能激励投资者承担风险对某些边际性油藏深入挖潜,同时能简化账本簿记,避免不同阶段设立不同的联合作业公司;五是在奖励额外增产的同时,能否激励成本节约,即节约了已批准预算时,能否通过调整R/C比增加激励;六是增值税在新合同模式下如何适用,石油部和经济财政部就成本及报酬回收过程中哪部分适用增值税是否达成共识、增值税(目前税率已到9%,还有不封顶上涨的可能)是否占50%“回收池”的份额,必须要在签约前确认并明晰责任,否则将隐含巨大的税收风险,并对项目的经济性有很大的负面影响。

4 新版石油合同的实施展望

不难发现,透过“通用条款”只能大体把握未来新版石油合同的粗略框架,合同具体条款及其经济性和吸引力还有很多不确定性,取决于详细文本的披露和未来的招标竞争和谈判博弈。可以预计,在未来招标和谈判中,投资者之间、投资者与伊方业主之间将展开复杂交错的竞争合作和多边演义。

目前,有意参与伊朗油气招标的国际石油公司采取了不同的策略。有的积极推进,以我为主,与伊方唱和呼应、互动频繁,并利用自身的影响力和先手优势引导伊方往自己设计的道路上走;有的合纵连横,旁敲侧击,通过其他领域的合作为今后参与招标谈判打下基础;有的因忌惮“制裁弹回”或受制于当前的美元资金结算障碍,投鼠忌器,仍等待观望。受美国仍保留的制裁措施影响,对于其他国家的石油公司而言,尽管涉足伊朗市场不被禁止,但在伊投资仍面临诸多障碍和风险,首先不得与美国制裁名单上的实体进行交易,同时由于目前美国金融系统对伊朗的整体隔离,与美元相关的交易和兑换需要更多的迂回设计和风险隔离,此外,制裁弹回的概率尽管不大但始终存在,一旦弹回对于既有投资和项目维持将会产生极大的风险。这也是目前欧洲石油公司一直犹豫,没有启动实质投资的主要原因。

实际上,伊朗新版石油合同能否顺利实施主要受制于两大政治变数,分别是美国2016年底和伊朗2017年中的大选。伊朗错综复杂的政治形势和保守势力与革新势力在可预见的将来的持续对立和拉锯式缠斗,意味着新版石油合同仍面临持续修改的压力,特别是在2017年5月大选前各派将激烈角逐的大背景下。制裁弹回的触发机制很容易,国际社会任何签约方(特别是美国和欧洲三国)可在较短时间内通过所谓的“争议解决机制”单方恢复已放松/解除的制裁,如果德黑兰的政治格局发生较大变化或者特朗普当选美国总统,维系“伊核协议”运行的国际平衡和协同机制将可能被打破,施行新版石油合同的基础条件将会动摇。

一旦新版石油合同付诸施行,影响其实施效果和引资能力的主要还是伊朗的商务环境和管理体制。基于制度变迁的路径依赖和伊方管治模式的强大惯性,新版石油合同将不可避免地带有回购合同的诸多烙印,由伊朗立法司法体系和整体投资环境所决定的回购合同的系统性风险,在新合同模式下仍将存在甚至蔓延,对此投资者要提前防范和有效应对,切忌盲目乐观。

新版石油合同注定要成为后制裁时代伊朗油气业招商引资和重返世界舞台的目的性工具和历史见证,其得失成败将直接决定伊朗能否实现其油气复兴和国家崛起的“伊朗梦”,雄关漫道,任重而路远。

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甲基橙
石油圈认证作者
毕业于中国石油大学(华东),化学工程与技术专业,长期聚焦国内外油气行业最新最有价值的行业动态,具有数十万字行业观察编译经验,如需获取油气行业分析相关资料,请联系甲基橙(QQ:1085652456;微信18202257875)

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