【石油】伊朗改革石油合同模式：吸引外资进入油气领域

2017-11-01 华气能源猎头

（本文章时间：2016/08/23）

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。

相关：伊朗石油大会与新石油合同（IPC）解读

导读

2015年11月28日～29日，伊朗在其首都德黑兰的国际会议中心举行了“德黑兰峰会——新伊朗石油合同(IPC)说明”(Tehran Summit-The Introduction of New Iran Petroleum Contracts)。会议就伊朗在石油天然气勘探开发新颁布的IPC(Iranian Petroleum Contract)进行了介绍说明;对外发表18个勘探区块和52个开发区块，其中29块油田，23块气田。拉开了伊朗油气工业试图重新融入全球油气工业的序幕。

一、伊朗油气资源概要

伊朗为世界重要的油气资源国，据《2015 BP世界能源统计年鉴》显示，截至2014年底，伊朗石油探明储量217亿吨，占世界总探明储量的9.3%，位于委内瑞拉、沙特阿拉伯、加拿大之后，居世界第四位;天然气探明储量34万亿立方米，高居世界第一，占总储量的18.2%。伊朗的油气资源主要富集在扎格罗斯山前褶皱带和波斯湾盆地，主要的油气田由阿瓦士(Ahwaz)、马伦(Marun)、加奇萨兰(Gachsaran)、阿加贾里(Aghajari)、比比哈基梅(Bibihakimeh)和帕里斯(Paris)。

伊朗同样是世界重要的石油生产国，2008年石油产量达2.15亿吨，居世界第4位;2012年由于受到美国和欧洲的石油禁运，伊朗石油产量大幅下降至1.77亿吨，2014年小幅回升，为1.69亿吨，居世界第6位，同年伊朗国内石油消费9319万吨，出口达7600万吨。2014年伊朗天然气产量1726亿立方米，国内消费1702亿立方米。

二、制裁解除

油气工业为伊朗国民经济的支柱产业，油气依赖度高，占政府税收的80%～90%。占GDP的40%～50%。在2016年制裁解除之后，为增加政府收入，伊朗将增加石油产量和出口量，重返国际石油市场。

2015年7月20日，联合国安理会一致通过决议，批准伊朗核问题六国与伊朗达成的全面解决核问题的决议，将解除对伊朗石油、天然气开采技术和设备的资产冻结及禁令。伊朗国家石油公司在协议达成后已决定对所有油田增加石油产量，预计可以达到裁制之前的400万桶/天。

三、新石油合同

在德黑兰峰会上颁布的新石油合同由8个部分的41条组成(见下表)。此合同与已有的回购合同一样属于风险服务合同的一种。储藏油气和产出油气的主权和所有权归伊朗所有，对开发商(IOC)提供资金和技术的要求没有变化，也就是说新合同的本质没有发生变化。但合同期限得到延长，IOC的生产成本回收上限撤销，增加了灵活的报酬制度等等。为IOC提供了各种各样的激励机制。

关于这次峰会上公布的新石油合同，主要有以下几点不明确的风险点有待说明。

1、IOC的生产阶段相关澄清点

在回购合同下，IOC参与勘探开发，在生产开始之后一定期间内业主身份必须从IOC转向伊朗国家石油公司。但另一方面，在新合同IPC中，IOC也可以与伊朗本土企业组成合资企业参与油气的生产阶段。

在伊朗本土企业的选定上，伊朗国家石油是否有决定权未在合同中明确。

在油气开发的合资企业组成过程中，对伊朗本土企业的甄别是IOC很慎重的工作。因为伊朗的政治环境中，作为保守强硬派势力强大的革命防卫军如果也参与了油气开发，假设与伊朗核武器研发有直接和间接关系的伊朗企业因为与外资石油公司组成合资企业而遭遇来至美国制裁，会使IOC蒙受巨大损失。对伊朗本土投资公司的彻底的背景调查是十分必要的，但新IPC合同中没有提到提供对伊朗本土公司背景调查一项中提供来至是伊朗国家石油公司的义务。而外资企业对政治背景调查一事无伊朗本国石油公司的主权国优势。

在与合资投资比率相对应的收益分配方面，在本次德黑兰峰会上伊朗政府特别地对这一关键内容没有作任何说明。到目前为至，伊朗政府没有对最低收益比率上作设定，以及在组成合资企业时的企业之间的协议决定，没有作明确说明。

2、合同期限相关澄清点

关于合同期限，新合同规定开发，生产阶段为20年(在EOR技术应用区块可以最多再延长5年期限)，但是在Buy back合同中明确的开发期限还是5～7年时间。到底以哪个为依据?

在IOC参与10年以上的长期开发的情况下，对IOC的长期成本回收，营利方面没有提出明确的展望。只是单方面对展望了伊朗渴望从IOC引进的技术方面的蓝图。

3、关于油气区块储藏量澄清点

对于伊朗国家石油公司对52个油气区块的储藏量上的说明的正确与否，对外资IOC来说也是非常关键的参考。虽然说根据新合同IPC，储藏油气与产出油气的主权和所有权归伊朗政府所有，但在Buy Back 合同下，储藏量与产出量又是实实在在与IOC的利益挂钩。在德黑兰峰会上，关于这个问题，伊朗政府只给出了“这是根据现有的条件得到的可信的勘探结果”这个没有答复的答复。具体是根据什么来明确这52块油气区块的储藏量是伊朗政府还需要明确的点。

4、关于成本回收澄清点

根据Buy Back合同，在签订合同后18到24个月之内，在伊朗国家石油公司批准的区块开发方案的基础之上设定成本回收上限标准。IOC只能在这个标准范围之内回收投资成本，而超出预算的投资由IOC 100%来承担。而另一方面，在新合同IPC中，签订合同的时间点不设定成本回收上限，成本预算需要一年，开发方案的敲定以及取得伊朗国家石油公司批准之后再给出成本回收方案即可。Buy Back合同和新合同IPC在这个时间结点上有矛盾。待澄清。

值得IOC投资商留意的一点还有，勘探风险由IOC 100%承担。在勘探和勘探结果评估期间发生的一切成本，只能在取得商业性开发认可之后方才有可能把勘探成本回收。反之，就是IOC 的沉没成本。

成本回收以及支付报酬是在“(First Production)第一次商业生产”阶段开发，生产收入的50%为上限来支付，回收期限表见下表。

直接成本定义：所有与勘探，评估，开发，EOR(增产作业)等为达到开发油气目的而进行的投资成本。
间接成本定义：所有与油气开发有关系，但间接支付给伊朗政府，各政府部门，机构组织，社会公共团队，比如社会保险，关税，增值税等等。

如果在期限之内IOC没有能够回收成本，在伊朗政府的认可下，可以延长合同期限。成本回收和报酬方面。IOC有权选择用现金或者石油来支付。

5、报酬相关澄清点

根据Buy Back合同，在签订合同时IOC的报酬额就应该已经确定了。不会因为油气区块的实际规模和产出的上下变化而变化，是属于“照付不议”合同。也就是说哪怕在原油价格下跌时也不会给IOC带来损失，油价上涨IOC也不会得到更多的实惠。但是，在新合同IPC 当中，却设定了种种的参数，采取了灵活的报酬设定方式。这和Buy Back 合同是相矛盾的。报酬是根据成本回收率来决定的(见下表)。

而又由于区块现场的特性不同(海上、陆上)，生产规模大小各异，EOR、IOR技术采用的激励机制不同等等复杂因素。这个报酬计算公式太过于简单，根本不能把影响IOC利益的各种因素考虑进去。需要澄清的几点有以下：

a. 根据生产量的规模大小来设定(小油田报酬额度提高);
b. 在采用了EOR 技术的区块，根据现场的回收率(比如20%以下，21%～40%，41%～60%，61%～80%，81%以上)实际结果来支付报酬。
c. 在原油的国际价格变动时，以下面公式来变动报酬额度。

以上面公式来设定每年的报酬支付额可以最大限度规避双方风险。

d. 勘探阶段，根据勘探风险度(海洋、陆地)等特性分4个风险等级。

等级4：陆地低风险勘探;等级3：陆地中等风险和低风险海洋勘探;
等级2：陆地高风险勘探和中风险海洋勘探;
等级1：海洋高风险勘探。

报酬从First Production开始支付。按上面的风险等级来调整生产收入上限比率。

6、关于生产目标澄清点

生产目标是根据开发计划来规定的，若没能达到预期的生产目标，是否会按照Buy Back 合同给予同样的罚款没有得到明确。

7、关于本土化和技术转移澄清点

本土化是指：外国企业在当地国开展项目时，原材料、备件、服务、人才等等的采购和雇佣必须有一定比例的义务在当地国进行。一般来说是以最低51%来设定的。本土化率越高来至政府的优惠也越多。但伊朗政府在峰会上提出来勘探阶段本土化率可以在70～80%，而生产阶段必须达到95%以上。

峰会上，伊朗政府再三强调的是技术转移。而具体需要什么技术转移到伊朗，现阶段还不明确，在具体开发过程遇到问题后再作说明。给IOC后续开发带来不确定性。

8、关于不可抗力澄清点

2015 年7 月14 日，随着核问题六国与伊朗签订了Joint Comprehensive Plan of Action(JCPOA)协议，现在欧美对伊朗的制裁告一段落。伊朗也按照协议内容，在国际原子能机构的监督下把相关浓缩铀设施销毁掉。销毁后制裁正式在2016年1 月解除。但是，若伊朗一旦被发现再次启动核浓缩项目，制裁会再次启动。

如此，在错综复杂的伊朗政治环境中，IOC在峰会上也向伊朗政府呼吁在新IPC中增加关于制裁再启动不可抗力的对应条款。

伊朗政府也表明，会召集国际伊朗问题专家，国内保守强硬派等各方人士讨论新石油合同中“制裁再启动不可抗力”的特别条款，并在下次石油峰会上作说明。

四、对外开放油气区块介绍

本次德黑兰峰会上，除了新合同IPC的介绍之外，也介绍了伊朗国家石油公司NIOC的组织架构(下图)，以及相关子公司业务内容。计划对外资开放52块油气区块，其中29个油田区块，23个气田区块。勘探区块有18个。在新合同IPC 颁布一年之开始进行各大油气区块国际招标。

1、18个勘探区块介绍

18个勘探区块多集中在边境地区，伊朗主要的油田群集中在西南部的4大区块(Zahab、Timab、Abadan、Tudej)。在波斯湾海上有3个区块(Parsa、Mahan、Bamdad)。在与阿富汗接壤的地区有Sistan、Taybad 2个区块。与土库曼斯坦接壤的有Dusti、Sarakhs、Raz 3个区块。在里海上有Sardar-e-Jangal(Block6)、Block24、Block26、Block29这几个区块。阿塞拜疆边境有Moghan区块。最后一个是内陆地区的Kavir区块。下面是这18个勘探区块的地理位置略图。

另外，值得IOC注意的是，关于里海里的4个区块(离岸100～250公里位置)，一直是有领海所属争议问题的，没有得到解决。里海五国(阿塞拜疆、伊朗、土库曼斯坦、哈萨克斯坦、俄罗斯)就里海领海所属规划分别于2002年、2007年、2010年、2014年开会争论了4次。其他几国之间争议已经搁置，但还残留有伊朗、阿塞拜疆、土库曼斯坦三国之间争议没解决。

2、52个油气区块开发

52个油气区块开发项目(29 块油田、23 块气田)，是指已经开始生产的油气田。在第2次开采已经到后期的老油气田需要大量引进IOR/EOR技术再次增产开发的项目。它们主要集中在伊朗的西南地区和波斯湾海上(下图)。

另：EOR(Enhanced Oil Recovery)是指在长年开采的老油田引用压裂、油驱、化学驱、气驱、热力采油和生物采油等先进手段实现第二次和第三次开采。

29块油田大多位于西南地区的陆上油田，在这29区油田中，20个油田已经开始生产了，9块油田还没有进入到生产阶段，多数为重质油。23块气田大多位于西南地区，有8个在海洋上，已经开始生产的气田只有2个，其他21个气田都没有开始生产的。

五、关于新石油合同未来动向

关于以上介绍的油气区块具体招标计划原定于2016年2月在伦敦石油峰会上公布，但2月份的伦敦石油峰会已经取消，下次峰会合适召开，时间尚未确定。2016年开始进行国际招标的可能性很小。

关于伊朗新颁布的石油新合同IPC，伊朗方面表示还会根据IOC的反馈意见再作个别修改调整。制裁解除后的伊朗还有一定的不透明性，需要外资企业有敏锐的判断能力来快速地融入到伊朗的政治和经济环境。

来源：作者： Michael Lawson 和 Ben Bradstreet.&石油观察作者：余海舰

编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）

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1、伊朗新版石油合同模式的主要特征