2016/08/23

伊朗改革石油合同模式:吸引外资进入油气领域

本文作者: Michael Lawson 和 Ben Bradstreet.

在过去的9个月中,国际社会对伊朗石油和天然气领域外商投资改革的兴趣日益增加,这也是2015年11月伊朗首次公布相关改革原则时希望实现的效果。此次改革公布的细节很有限,但全面披露将指日可待——预计改革后第一批项目将于2016年年底前得到批准。

在这篇文章中,我们将重点探讨新伊朗石油合同中已知的条款,分析其与目前的“第三代”回购合同有何区别以及对国际石油公司会产生哪些关键影响。

鼓励外资参与

石油和天然气行业对伊朗有关键意义,也是经济活动和政府财政收入的重要支撑。伊朗的油气储量在世界名列前茅,石油和天然气储量全球排名分别达到第四和第二。但想要在全球范围内发掘其资源潜能,伊朗石油和天然气行业需要外国投资和外国技术专长。

伊朗希望在未来5年吸引约2000亿美元外商投资,相当于每年400亿美元。考虑到大多数国际石油公司面对供大于求的国际市场和石油低价已缩减了投资预算,这一投资额度可谓巨大。其中1300亿美元需要满足上游资本需求,700亿美元将用于下游投资,包括石化行业。

伊朗还希望通过采用国内尚不具备的技术提高行业效率,尤其是提高石油(天然气)采收率技术(IOR技术)和强化石油(天然气)采收率技术(EOR技术)。这些技术是伊朗充分利用其石油和天然气资源经济效益的关键。

送走回购,迎来IPC

伊朗使用不同版本的回购合同已有25年左右的历史,但许多人认为这一模式并不具有商业效益。签订回购合同的国际石油公司通常不会对行业投入大量资源,也不会开展风险较大的开发。许多投入资源或参与高风险开发项目的国际石油公司不得不承受损失或仅能达到收支平衡。因此,依靠回购合同吸引行业扩张所需的资本投入和技术转让是不现实的。

伊朗已经认识到了解决这些问题的迫切性,并制定了一种新的投资模式,即伊朗新石油合同(IPC)。IPO合同将为伊朗政府、伊朗国家石油公司和关键利益相关方(包括下游和相关行业)开启一个行业增长新时代。

2015年11月底在伊朗首都德黑兰举办的伊朗石油大会首次宣布将采用IPC合同。IPC合同的一般性条款已于2016年7月12日得到伊朗政府经济咨询机构的批准,并于8月3日经议会(部长会议决议)审议通过。IPC示范合同预计将于近日得到最终批准和启用。

但由于回购合同和IPC合同都属于“风险服务合同”,称IPC合同为“新式”合同尚需谨慎。在石油和天然气行业中,风险服务合同原则上是由承包商为勘探和开发提供资金,如果项目成功,承包商将有权收回成本并从生产收入中获得现金或实物回报。.

我们知道原则但不了解条款

IPC示范合同启用后,每个项目的具体条款将根据实际情况协商决定。但条款所基于的原则现在相对已较为明确。

议会批准中列明了上游石油和天然气开发项目的一般性条款、结构和模式,这让我们得以对推动外国投资改革的政府政策有进一步理解。从议会批准来看,此次外国投资改革的规模将超出原有预期,而棕地项目将包含两种IPC类型。其重要性体现在三个方面:

  • 棕地合同将使国际石油公司能够以较低的成本和风险(利用专家专有应用)参与项目,同时对生产有更直接的影响;
  • 棕地合同将用于之前未向国际石油公司开放或采用回购合同的领域;及
  • 如果在已有的项目中广泛实施,棕地合同将扩大伊朗对其重要产业的改革。

主要区别何在?

无论是否能实现伊朗吸引外国投资的目标,几乎可以肯定的是,IPC合同将在诸多方面改善国际石油公司所处的投资环境。我们在下表中对此进行简要总结:

要求

回购合同

IPC合同预期

合同类型

风险服务合同

风险服务合同

IPC合同将分为三类:绿地项目IPC合同、棕地项目IPC合同及棕地项目IOR/EOR专用IPC合同

合同关系

国际石油公司作为承包商为伊朗国家石油公司(或其子公司)提供服务

国际石油公司和伊朗国家石油公司或其指定的子公司将作为合资方

合资运营公司将作为承包商

运营商权利

国际石油公司在开发中担任运营商

伊朗国家石油公司在生产中担任运营商(国际石油公司不参与)

国际石油公司在开发中担任运营商

合资运营公司在生产中担任运营商(国际石油公司负责管理)

国际石油公司对运营公司的行为负责

期限

最高7年,无延期

最高20年,IOR/EOR项目有额外5年

国际石油公司权益性质

无项目资产所有权

无项目资产所有权

对储集层中的石油或天然气无权利

对储集层中的石油或天然气无权利

对实际石油或天然气生产无权利

国际石油公司预计将对石油或天然气(仅限于实际开采上来的部分)拥有权利

国际石油公司不得将储量登记入账

国际石油公司预计将可以将储量登记入账

预算和工作方案

预算和工作方案在合同开始时由伊朗国家石油公司批准

预算和工作方案由国际石油公司提交合资管理委员会批准

伊朗国家石油公司有最终批准权

已批准的工作方案预算固定,国际石油公司承担勘探、开发和生产阶段成本超支的风险

预计将许可在生产阶段根据伊朗国家石油公司的批准每年对预算和工作方案进行调整,最高可增加5%

提高已批准的预算预计将造成合同罚金的提高

成本回报和酬金

勘探和开发成本在5-7年内摊销(无延期)

勘探和开发成本在5-7年内摊销( 但如果成本未收回可以延期)

生产成本(包括基本工程)可摊销

酬金仅以费用形式支付

酬金可采取费用或实物的形式

如国际石油公司选择“实物”报酬,而国内需求不能得以满足,石油部长仍可选择要求石油公司接受支付费用

可收回的成本和费用最高为原油产值的50%

预计可收回的成本和费用最高将为原油产值的50%或天然气产值的75%

可收回上限在项目开始时确定

可收回上限在项目开始时不确定,根据预算调整

费用结构

费用占生产收入的固定比例

预计按数量计算费用(石油每桶或天然气每一千立方英尺),并根据市场参考价设定上限

不调整费用,而伊朗国家石油公司可单方面决定降低费用

基础费用将通过收入成本比率和生产率调整

根据激励机制,基础费用可进一步调整(如提高基础费用的比例)

激励金

无激励金或升值共享

某些项目可获得激励金(如高风险、棕地、较小的油气田)

IOR/EOR项目将获得激励金

本地成分

51%的价值归本地承包商所有

预计本地承包商将获得更高比例

执行管理层将逐渐从国际石油公司提名变为本地公司提名

伊朗国家石油公司缩减决定的影响

国际石油公司可获得的利润减少,承担风险

国际石油公司仍可收回成本和得到费用(通过延长收回期限)

未能满足最低产量

伊朗国家石油公司控制生产

后果包括无法收回成本和费用

 

合资运营公司控制生产

生产量未达到目标的后果尚未不明确

生产量不足的后果包括无法收回成本和费用

市场营销

国际石油公司不参与市场营销

预计如果选择实物回报,国际石油公司将对已开采上来的资源享有市场营销权

制裁“即刻恢复”

仅有暗示,不存在国际制裁保护

预计将有明确要求;无国际制裁适用保护

争议解决

多级谈判,最终由仲裁解决

多级谈判,最终由仲裁解决

哪些问题在IPC启用前无法确定?

很多。IPC合同正式启用前,甚至是在具体项目投标和谈判结束前,尚有大量我们无法确定的问题。细节无法确定将导致项目复杂性增加。对这些问题的进一步猜测也许并不能提供任何确定性,但及早考虑某些极为重要的未知因素将令企业处于优势地位,包括:

  • 谈判范围:IPC合同某些部分将需要经过谈判,这原则上是一件好事。但是否能发挥其本意将依赖于这些条款的性质及是否存在真正意义上的商业谈判。谈判取得最大的成效将取决于高效的招标环境。例如,如果要求IPC合同在经过谈判后进一步取得政府批准,将对改革进程造成阻碍,同时增加项目招标和文件制作过程中的各方疑虑。而具备清楚、确定的目标的国际石油公司将最有可能在中标石油公司正式双边讨论开始前在与伊朗国家石油公司谈判的过程中获益,即便在招标中提出偏差的可能性有限。
  • 本地合伙:议会明确要求国际石油公司在招标程序得出结论前与本地企业达成合伙安排。国际石油公司必须与伊朗国家石油公司批准的本地企业合伙。我们目前已知道若干家得到批准的本地企业,预计最终得到批准的企业数量不会太多。伊朗国家石油公司在批准的过程中也不大可能考虑各个制裁机构所采取的立场。国际石油公司将需要谨慎评估本地企业是否适合参与项目,不仅是其受到制裁的风险,也包括其财务和技术能力及是否能实现协同增效。
  • 油田:IPC合同预计将适用于37-74座油田,其中10-15座预计将参与第一轮IPC招标。这一数字包括位于目前已存在区块中,但在过去采用回购模式时不具有商业可行性的油田。其中部分油田将优于其他油田,而某些油田可能完全不会参与招标。政府已表示将优先考虑与临近国家石油公司开展的合资开发项目[1]。这种表态可能属于地缘政治需要,但这意味着优先项目将不会适用IPC招标,或第一轮IPC“公开”招标在这些优先项目双边安排完全确定后才会启动。
  • 招标程序和要求:目前我们对招标程序设计和投标要求所知甚少。当然最引人关注的将是国际石油公司在投标中存在的商业、法律和技术可变因素以及如何评估这些可变因素。

    我们从议会批准中了解到第一类IPC合同(勘探)将包含一个常见的机制,即国际石油公司将受邀参与投标并履行伊朗国家石油公司规定的一系列基本义务[2]。议会批准还规定,IPC合同下履行这些义务应支付的费用将是核心评估标准之一。这就意味着国际石油公司需对其投标文件中的费用金额进行调整。

  • 确定费用:国际石油公司将采取何种机制确定其费用目前尚未决定。如果采取伊朗的“技术服务合同”模式,承包商将就费用进行竞标,而收入成本比率将适用。但(例如)由于更昂贵的技术或风险较高的项目可能扭曲成本和生产收益之间的关系,这一模式将要求项目采用充分的激励机制。

    国际石油公司可通过其他一些额外的或替代性的元素对费用进行调整,但这将进一步增加伊朗国家石油公司评标的难度。我们预计伊朗国家石油公司将更希望通过招标程序的设计实现一种单一的比较机制,使其能够以简单的方式对不同的投标文件进行定价(及成本)比较。

  • 知识产权转让:知识产权转让是改革的核心。但国际石油公司需提供何种承诺尚不明确。国际石油公司将根据什么样的条款履行其技术转让和开发义务?本地分包商和合资运营公司的本地分包商是否有权要求国际石油公司履行这一义务?尤其是,如果发生制裁“即刻恢复”,国际石油公司是否会由于制裁而被要求放弃其知识产权或承担 重大违约财务责任?
  • “伊朗化”:伊朗希望实现管理层向伊朗公民的转变。但执行管理层从国际石油公司提名变为本地公司提名将采取何种速度尚不清楚。如本地公司管理层制定关键决策,包括如何使用和应用国际石油公司的技术,将产生非常重大的后果(尤其是将使国际石油公司对合资运营公司的行为承担责任)。
  • 回购能否继续存在?尽管回购合同将被IPC合同取代,根据议会批准第12条,伊朗国家石油公司仍有权在“必要”的情况下经石油部长批准,就已探明但未开发的资源签订经修订形式的回购合同。修订涉及成本回收和酬金。这一权利的范围尚不清楚,但其目的似乎是为取消回购模式提供一段过渡期,而非在未来继续使用这一模式。



[1]临近和较不临近——最近的例子包括伊朗国家石油公司与印尼国家石油公司在两个区块的初步合作安排(这两个区块被认为是优质资产)。

[2]针对第二类和第三类IPC合同(现有项目及IOR/EOR),招标要求将更灵活。国际石油公司将可以对包含多个阶段的指示性计划(基于伊朗国家石油公司的储藏工程研究)进行投标,或根据储藏的性质以其他方式进行投标。


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