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伊朗新石油合作模式下风险与机遇

  伊朗副总统贾汉基里领导的政府最高经济顾问机构—抵抗型经济委员会日前批准了新的石油和天然气开发合同模式。新合同在石油价格波动和投资风险上提供更大灵活性,以提高伊朗油气产业的投资吸引力。但一些批评意见则认为这一新油气合同为外国公司提供了过多优惠。

  “后制裁时代”的伊朗似乎蕴藏无数诱人商机,任何人都不想错过这千载难逢的淘金潮,这一点从飞往德黑兰航班上迅速飙升的上座率、市区酒店时常爆满的入住率,以及写字楼一路上涨的租金就可见一斑。对于油气投资者而言,伊朗资源禀赋得天独厚、潜力巨大,是必须抢滩登陆的战略要地。伊方德黑兰石油大会后宣布将推出包含52个开发区块和18个勘探区块的招标项目。其中,52个开发区块含29个油田(21个陆上、8个海上)和23个气田(18个陆上、7个海上),实际上伊方还有很多“压箱底”的好项目,不排除通过议标和定向谈判的方式寻找合作伙伴。然而,这不意味着投资伊朗油气项目一路鲜花,也不意味着新石油合同没有任何潜在风险。投资者除了要注意欧美仍保留的制裁措施外,还要防范可能的制裁“弹回”风险。不难预测,伊朗政府不会同意把制裁“弹回”作为“不可抗力”,也不会接受因存在“弹回”风险而给予投资者特殊保证或特别优惠,因此投资者应另行寻求保险或替代性应对。

  新版石油合同基本条款已得到伊朗内阁会议正式批准,将于11月底前在德黑兰正式公布。由于该合同模式在一定程度上突破了现有法律框架,改变了政府利用外资审批模式和预算及外汇管理体系,能否顺利得到议会批准还有不确定性。因此,新版石油合同的公布和正式施行,尚存在一定变数,至少目前模板中一些相对开放和灵活的机制,有可能被重新打磨甚至修改,如果涉及体系性变动,新一轮油气招标很可能要被延后。另外,新合同模式下的国际招标能否取得预期效果,就产量和桶油报酬费这两个关键投标参数,国际石油公司之间、石油公司与伊朗国家石油公司之间会进行怎样博弈?在后续谈判中,R因子和风险系数等决定收益的关键系数怎么确定?一切都还未知。在合同具体执行过程中,基于制度变迁的路径依赖和伊方管理体制与管控思维的惯性,新合同模式也将不可避免地带有回购合同诸多烙印,受伊朗司法体系和整体投资环境所决定的回购合同的某些系统性风险,也需要提前防范和有效应对。

  为此,本刊特邀请相关专家就伊朗新石油合作模式下风险与机遇进行深度探讨,以飨读者。

  记者与现行回购合同模式相比,新合同模式有什么特点?在“后制裁时代”新石油合作模式下投资存在哪些风险与机遇?

  李锦(国资委新闻中心首席专家、中国企业改革与发展研究会副会长):以“执行日”为开端的“后制裁时代”,是《全面协议》履行过程中的重要节点。在此之后,伊朗国际生存环境将大为改善,也将为各行各业提供大量商机。但“后制裁时代”并不等于制裁完全和永久消除,实际上,在某些领域、就某些事项或针对特定人士,国际社会对伊制裁仍然有效,欧美甚至保留在某些领域强化制裁的权力,在一定条件下被取消的制裁还可以“弹回”,因此当下只是制裁局部和暂时“放松”,而非完全和永久“解除”。

  总体而言,联合国安理会以第2231(2015)号决议取代从2006-2010年先后四次针对伊朗核浓缩和核扩散所采取的制裁决议;欧盟理事会则通过一系列决议和条例修订,对2010-2012年实施的对伊制裁法令做了废止或调整,取消了在能源、金融、运输和贵金属贸易等领域限制,并把伊朗国家石油公司等实体从“专项经济制裁”名单中剔除;美国则宣布解除自2012年以来适用于非“美国实体”在美国以外所从事与伊朗相关活动的“次级制裁”,同时削减制裁人员名单,还通过特许方式允许美国公司或其境外关联方,向伊朗提供商用客机及相关零件与服务,并通过“一般许可H”(GeneralLicenseH)形式,允许美国实体所持有或控制的外国实体,从事特定种类交易之外活动,从而使美国公司境外关联方可利用美国总部“自动化和全球集成”业务支持系统(如电邮、通信、会计和资源计划软件等)从事对伊交易,并有机会与其他国家(如欧盟和日本)同行平等参与伊朗“后制裁时代”商机拓展。由此可见,伊朗所面临的国际环境大致恢复到2006年前后(也是伊朗石油业“黄金十年”后期)状态。在大幅解禁同时,国际社会仍保留部分制裁事项,投资者对此要充分注意和警惕。

  张春晓(国务院国资委研究中心咨询部部长):伊朗新总统鲁哈尼2013年组阁时,重新启用世纪之交在改革派政府中任石油部长的赞格内。赞格内复出后,采取一系列“石油新政”,其中最引人注目的是,为迎接“后制裁时代”、吸引西方石油公司重返伊朗市场,同时为快速开发边境油气田以缓解国内政治压力,组建了“石油合同修改委员会”,对“不再受投资者欢迎的”回购合同进行系统反思,收集和研究可供借鉴的其他石油合同模式(特别是伊拉克服务协议和委内瑞拉合资经营架构),着手设计新的石油合同模式,以取代回购合同,迎接新一轮油气引资热潮。

  新模式是为了修补伊朗与其他工业化国家的关系。赞格内称,伊朗希望在未来5年内吸引超过1500亿美元的外资,以重振能源体系。作为石油输出国组织的成员国,目前伊朗的石油生产总量维持在每天300万桶左右,希望在2021年以前将石油生产量提至每天570万桶,尽早恢复石油市场占有率。

  曾兴球(中化国际石油勘探开发有限公司原总经理):迄今为止伊方尚未完整地对外公布新石油合同模板,也未就相关文本征求过国际石油公司意见,目前只有内阁会议、石油部及伊朗国家石油公司的决策层、石油合同修改委员会和数量不多的外部顾问见过完整版初稿,因此其框架结构、具体内容和条款尚不得而知。通过伊方在历次学术研讨会或新闻发布会所披露的信息,以及与相关人士的咨询访谈内容,我们试图系统地整理一下新版石油合同基本理念及其对回购合同的主要突破。

  新版石油合同显然不同于现有的任何其他合同模式,是在全面修改回购合同、引入伊拉克服务合同的桶油报酬费机制并适当吸收产品分成合同和合资合同的某些要素的基础上,所创造的一种全新合同模式。尽管脱胎于回购合同,但通过对两者比较,新版石油合同不同程度地突破回购合同的“五个一定”限制,不再要求有确定的投资上限,而以“年度工作计划和预算”作为年度投资依据,并以此计算整个勘探期或开发期投资;允许投资者以“成本油”形式完全回收投资成本。在成本节约方面,新版合同取消了回报与成本之间的联系,代之以“成本节约指数”使回报与成本节约挂钩,允许承包商获得部分节约成本费用。报酬不是根据成本来计算,这可抑制承包商刻意做大成本的镶金边(gold plated)商业算计,能有效地降低成本。在工作量上,新版合同仍要求在前期制定一个总体开发方案(MDP),但此开发方案规定并非如回购合同那样难以更改。投资者可根据勘探开发过程中的新情况在年度工作计划中调整开发方案,因此更为灵活。在开发期与合同期方面,新版合同规定勘探期延长至7-9年;商业发现后,进入评价和开发阶段、生产阶段甚至二次和三次开发阶段,整个开发期延长至15-20年,合同期限将延长至20-25年。而现行回购合同开发年限仅为3-5年。短期合同到长期合同的转变,使得双方合作更为密切,对投资者而言有了更稳定的预期。由于在开发期内投资者有权按产量获取报酬,这也增加了承包商的报酬费获取年限。成本回收期延长至7年(根据以往项目情况,本息酬回收期约为3-6年),并按照Libor+1%计算利息。根据目前信息,尚不清楚项目逾期对回收影响,可以预计的是,原回购合同超期不能回收利息,以及项目管理费的规定将有所改变。

  在成本回收及报酬方面,新版合同将投资成本分为三类,一是直接资本成本,与回购合同下资本性成本基本对应;二是间接成本,与回购合同下非资本性成本相类似,但只限于伊朗税费而不包括其他细目;三是资金成本,与回购合同下的Bank Charges相对应,但利率提至LIBOR+1%。项目成本在投产后5-7年回收,且从不超过油田产量50%(即“回收池”)中回收。报酬费收取从项目投产后开始,与成本回收相互平行,不占用成本回收的“油池子”资源,收取报酬费期间可长达十几年。报酬费主要与三个因素相关,一是风险系数,新版合同中的报酬费根据不同地区和油田开发风险程度确定初始值,开发项目的风险越高,伊方所支付的报酬费越高;二是根据投入产出比确定的R因子,运用R因子来调节报酬费高低;三是油气价格,报酬费与油气价格相关联,使外国石油公司能够分享市场变化所带来的利润,油气价格越高,承包商就能够获得越多的报酬费。报酬费收取的决定性因素是项目投产,在项目前期仍会有较大的累积负现金流。

  张抗(中国石化石油勘探开发研究院咨询委员会副主任、中国能源研究会常务理事):针对投资者对回购合同的诸多质疑,新版石油合同在很多方面做了大胆突破。第一次允许在交油点将油气产品所有权转给外国伙伴,并允许石油公司将其收益所对应的伊朗油气资源纳入年度财务和会计报表,这无疑增加了新合同吸引力。通过取消投资上限,改成年度工作计划和预算审批,给投资者在成本方面提供了更大的灵活性,有利于降低投资风险。为了更有效地引进外资及其先进技术,新版合同规定外国投资者应与伊朗本地公司组成合资企业,以建立长期关系。实际上,伊方通过合资合作形式,也想利用外国公司的营销能力和销售网络,以便为伊朗打开更多出口市场,在制裁解禁后快速恢复失去的市场份额。

  相对于回购合同下只是“带资打工”的承包商角色,投资者在新合同下勘探、开发和生产活动的不同阶段,享有不同程度管理权。在勘探阶段,承办商自己进行勘探活动,独自承担勘探风险;在开发阶段,承包商要和伊朗国家石油公司(或其关联公司)按一定股比成立合资机构,进行联合开发,承包商要向伊方伙伴垫付投资;在生产阶段,承包商要和伊朗国家石油公司(或其关联公司)另行组建一个联合作业公司,基于无亏损无利润的原则负责油田生产活动。该公司对油田生产活动管理可长达十几年,最长不超过20年。外资公司将协助管理油气项目,但仍不能获得作业权,其间投资者可按固定的桶油报酬费收取报酬并回收作业成本。

  值得注意的是,合资公司具体采取什么样的模式,在勘探、开发和生产不同阶段,外国公司与本地企业在合资公司(或联合作业公司)中的股比如何、控制权归谁、小股东是否有重大事项的否决权,合资公司或者联合作业公司与伊朗国家石油公司关系如何,回购合同下的共同决策机构联管会(Joint Management Committee)与合资公司的决策机构(股东会及董事会)关系如何协调,将决定新版合同在监管体制方面主要走向,还有待于进一步研判。

  记者随着新合同模式实施,围绕伊朗石油市场将展开新一轮博弈,预计多元化市场主体将由哪些公司组成?中资企业应选择怎样的时机和途径进入?如何抓住商机并防范潜在风险?

  李锦:经历多年国际制裁和对外隔离,当前伊朗石油业对资金和技术十分渴求,对制裁之痛心有余悸,因此能带来充裕资金、先进技术(尤其是提高采收率技术)和国际政治稳定性的石油公司会得到格外青睐。尽管几乎所有国际油气投资者都对新合同模式下的区块招标表达了兴趣,但其竞争力和吸引力存在差异和分化。预计未来伊朗石油市场将由三个梯队组成:第一梯队(不包括美国企业)是欧洲石油巨头,包括意大利埃尼、法国道达尔、挪威国家石油公司、英荷壳牌、BP和俄罗斯鲁克石油公司等。这些公司拥有国际一流财务与技术实力,能满足伊朗“高端市场”需求。第二梯队是东亚及新兴经济体的国家石油公司,大体包括中国三大国家石油公司、马来西亚国家石油公司、日本INPEX、印度国家石油公司和韩国国家石油公司等,尽管这些公司在国际影响力和尖端技术实力上逊于第一梯队,但它们有独到的优势:目前伊朗出口原油90%销往这些公司所在的国家,通过与各自政府间的天然联系,能为伊朗在国际舞台上开拓更大的回旋空间。第三梯队是中小型国际油气投资公司,例如在伊拉克库尔德地区比较活跃的GenelEnergy、DNO、西扎格罗斯和在埃及有较大影响的TransGlobe等。这些公司抗政治风险能力相对较弱,因此较难说服投资方和债权人在第一时间就大规模投资伊朗,因此它们有可能采取区分策略,重点关注投资在几亿美元上下的中小型油气田或提高采收率项目,或选择与第一和第二梯队的公司结盟,以非作业者身份进入伊朗。

  张春晓:对于第一和第二梯队投资者而言,在制裁放松后,投资伊朗的主要法律障碍已经消除,执行项目所需配套设施和资源也将逐步恢复,已具备和伊方展开谈判以获取项目的基本条件,但问题是要以什么样的方式签约合作。从目前披露信息看,第一梯队石油巨头基本都与伊朗国家石油公司进行了接触,并公开表达了合作意向,因此相关谈判和议标可能已悄悄启动,至少是锁定了合作对象。第二梯队公司,也各有各的机会。尽管将不再是唯一的座上宾,但中国石油企业凭借在制裁期间留守为自己赢得先发优势,伊方也公开表态视中国石油和中国石化为长期战略伙伴,仍是北阿和雅达项目二期合作首选。日本INPEX和印度、韩国等国的国家石油公司和民营石油巨头也在感兴趣的项目和资产上与伊方接近。

  对于中小油气公司而言,由于抗政治风险能力较弱,考虑到《全面协议》的“弹回”机制和近期伊朗与周边国家关系紧张,在首轮招标或直接谈判过程中可能按兵不动,或采取保守的迂回策略,通过与第一和第二梯队合作方式,以非作业者身份间接获取伊朗项目。

  曾兴球:对于中国石油企业而言,无论是从政治还是商业角度考虑,伊朗这块阵地不仅要守住,还要尽可能扩大。根据当前形势,何时接续,以及接续多大规模新项目(包括已有项目二期开发),是很棘手的问题。就时机而言,我国两大石油企业在建项目投产移交后,需要项目接替,虽然两家企业都享有在建项目二期开发优先权,但二期开发只能适用回购合同,受制于回购合同机制和目前低油价,项目执行难度大且经济效益不理想,继续按回购合同执行二期显然不合算;要想适用新合同模式,则要参与未来的公开竞标,对此并没有绝对胜算,也不能保证新合同模式就一定优于回购模式。再看伊方拟招标的新项目,经过初步优选,规模和资源能与在建项目相比寥寥无几,而且新项目招标要和西方公司同台竞争,从招标启动到签署合同,至少也要半年的时间,不确定性更大;根据目前情势,伊方很可能让两家中资企业尽快做出决断,以便伊方在对外招标前统筹安排。就规模而言,受当前低油价和回收池比例限制,在伊建成项目回收将面临很大压力,因此二期开发或新项目投资不宜过大,否则将在资金筹集、风险分散和效益考核等方面遇到挑战,但是在群雄逐鹿、重新洗牌的后制裁时代,不进则退,因此如何选择合作伙伴、取舍作业权,以优化投资组合,缓解投资压力就需要通盘考虑和精心调配。

  项目获取之后,务必要进行精心组织和动员,从税务筹划到交易架构设计搭建,从项目团队组织到顾问遴选,从伙伴之间沟通合作到与业主之间的界面协调,从对主合同的理解宣贯到每一个分包合同和劳动合同的签订履行,从每一笔花费到每一次记账直到提油和回收,都要认真总结和吸取此前经验与教训。

  张抗:像任何硬币都有两面一样,新石油合同既是对回购合同的反思与重建,同时受制于伊朗现行法律法规,模式中资源权益、生产作业权、投资上限的取消、审批重整等能否顺利实施还存在变数,投资者还应充分考虑欧美新增制裁权力因素,并针对不同业务属性、不同交易对象,以及相关业务与欧美制裁连结点,仔细识别和有效防控潜在影响与风险。在国际油气合作中,不同合同模式各有优劣短长,并没有绝对的高下之分。具体到特定合同,要结合技术、经济、财税和法律等条款进行综合评价和分析,以判断是否可行和经济。回购合同未必就差,在低油价下,能保证15%-16%收益率,对多数石油公司而言都是优质项目。新版石油合同未必就比回购合同要好,很多合同条款和相关制度都还不明朗,决定收益率的很多参数都有待于具体确定。在即将举行的国际招标中,或许会因误读误判或者信息不完全和不对称,导致合同不尽如人意或者石油公司和伊朗国家石油公司出现零和博弈。尽管西方石油公司对新版石油合同的某些突破和优惠条件表现出了浓厚的兴趣,也对伊朗国家石油公司抛出的橄榄枝欣然接受,纷至沓来,但多数还处于前期调研阶段,真正开展实质性谈判和签署有约束力的协议,肯定要等到制裁全面解除之后,而项目的实质启动,最乐观的估计也要到2016年底。伊方精心筹备的新合同模式在伊朗的具体执行能否如愿顺利,引领伊朗油气行业步入新的黄金时代,都还有待历史的检验。中资企业要充分利用好自己的先占优势,审时度势、权衡利弊、运筹帷幄、合纵连横,如果研判下来合同条件还基本理想,也有长期占有资源的战略必要,则力争在新一轮招标中有所作为,以较理想的条件得到属意的项目。


  来源: 作者: 本刊记者 田野 [关闭窗口]

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