郭躍輝，葉　研，2，肖博元，李志剛

（ 1.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司；2.北京大學(xué)法學(xué)院；3.中國石油中東公司 ）

“后制裁元年”伊朗新石油合同的框架解讀與實施展望

郭躍輝1，葉研1，2，肖博元3，李志剛3

（ 1.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司；2.北京大學(xué)法學(xué)院；3.中國石油中東公司 ）

“后制裁元年”，伊朗新版石油合同艱難推進，經(jīng)修改后再次取得了內(nèi)閣的批準，即將在第一輪油氣招標(biāo)中應(yīng)用。從內(nèi)閣批準的“通用條款”中可大致看出新版石油合同的基本框架，相對于回購合同而言，合同期更長，以審批年度預(yù)算取代了固定的資本投資上限，新增了勘探開發(fā)與生產(chǎn)一體化和提高采收率合同，報酬費與增產(chǎn)量和油價掛鉤，設(shè)置了多種激勵機制，允許投資者參與生產(chǎn)階段的作業(yè)，鼓勵技術(shù)轉(zhuǎn)移和與本地企業(yè)的合資合作。在具體招標(biāo)和談判過程中，投資者需對投標(biāo)程序和要求以及報酬費的確定、成本攤銷期與延付機制、本地伙伴的選擇、各方協(xié)調(diào)和監(jiān)督機制、關(guān)鍵法律和經(jīng)濟條款等實體問題進行澄清和明確，以盡量爭取有利條件。新版石油合同在文本上還存在很大的不確定性，也給各方投標(biāo)競爭和談判博弈提供了空間，其能否順利運用到新項目招商主要受制于伊朗內(nèi)部的政治斗爭和美國對伊政策走勢，其具體的實施和引資效果則與伊朗的商務(wù)環(huán)境和管理體制緊密相關(guān)。

后制裁元年；伊朗新版石油合同；通用條款；伊朗油氣投資環(huán)境

2016年1月16日，伊朗與國際社會達成的《聯(lián)合全面行動計劃》（JCPOA）進入“執(zhí)行日”。隨后聯(lián)合國、美國和歐盟按照該協(xié)議的約定，大幅放松了自2010年以來不斷加碼的對伊制裁，伊朗宣布進入企盼已久的“后制裁時代”。時至今日，“后制裁元年”已過大半，若從簽署“伊核協(xié)議”算起，更是一年有余，盡管伊朗在石油天然氣產(chǎn)量恢復(fù)方面好于預(yù)期①根據(jù)O PEC最新的油氣市場月報（M onthly O il M arket Report）統(tǒng)計，2016年6月份，伊朗原油日產(chǎn)已達360多萬桶，接近制裁前380萬桶/日的水平。參見http://w w w.opec.org/opec_w eb/static_files_project/m edia/dow nloads/publications/M O M R%20July%202016.pdf。，但在新產(chǎn)能接替上乏善可陳，尤其是國際油氣招商只聽雷聲不見雨點，尚未簽署任何新合同，持續(xù)增產(chǎn)后勁明顯不足。

如果把全球油氣業(yè)比作武林，伊朗就是出世隱忍、閉關(guān)苦修的絕等高手，但為何在解禁一年后，傳說中的高手仍未“重出江湖”，其精心打造的獨門絕技——新版石油合同為何遲遲沒有出手，當(dāng)初那勢將天下豪杰盡攬、再創(chuàng)波斯石油輝煌的壯志何日得酬？帶著這些問題，本文將簡要回顧“后制裁元年”伊朗在油氣對外引資方面的曲折歷程和最新進展，系統(tǒng)解讀伊朗內(nèi)閣近期批準的新合同模式的基本框架，重點提示未來投標(biāo)和談判時投資方需要澄清的重點問題，分析新合同模式的實施前景。

1　新版石油合同的二次“過堂”

盡管伊朗坐擁世界第四大原油儲量和第一大天然氣儲量②根據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計年鑒2016》的數(shù)字，截至2015年底，伊朗的石油探明儲量217億噸，占世界總探明儲量的9.3%，位于委內(nèi)瑞拉、沙特阿拉伯和加拿大之后，居世界第四位；天然氣探明儲量34萬億立方米，高居世界第一位，占全球總儲量的18.2%。參見http://w w w.bp.com/content/dam/bp-country/zh_ cn/Publications/StatsReview 2016/BP%20Stats%20Review_2016中文版報告.pdf。，但要想建成高水平和可持續(xù)發(fā)展的能源強國，必須要引進外資和外國技術(shù)。據(jù)測算，伊朗要實現(xiàn)2021年日產(chǎn)480萬桶原油的宏大目標(biāo)，至少需要吸引2000億美元的外資，其中上游需要1300億美元，石化等下游領(lǐng)域需要700億美元。考慮到大多數(shù)國際石油公司因國際市場供大于求和油價長期低迷已大幅縮減了投資預(yù)算[1]，這一目標(biāo)極具挑戰(zhàn)性。受多年的制裁困擾，伊朗在既有油田的產(chǎn)能維持和挖潛方面尤其是在提高采收率（IOR/EOR③IO R (Im proved O il Recovery) /EO R (Enhanced O il Recovery)，一般理解為“在常年開采的老油田引用壓裂、油驅(qū)、化學(xué)驅(qū)、氣驅(qū)、熱力采油和生物采油等先進手段實現(xiàn)的第二次和第三次開采”。伊朗新版石油合同的通用條款對IOR和EOR做了明確的定義：IOR是指在整個油田/藏開發(fā)周期為保持產(chǎn)量、提高總采出率和防止快速遞減所采取的系列措施，包括補充性的地震研究、油藏工程研究、地球物理研究、三維及四維地震研究以及新型鉆井的設(shè)計和應(yīng)用、先進鉆探技術(shù)的采用（例如復(fù)合目的和提升氣舉效果的鉆井技術(shù)、油藏壓裂、新型井泵等）、鉆井方法的改善和水平井最大化整合等；EOR是指利用世界各種前沿和先進的技術(shù)，包括利用油藏和作業(yè)工程的研究和設(shè)計、根據(jù)油藏需要采取各種形式的注入（例如氣、水、化學(xué)藥劑、蒸汽、聚合物、二氧化碳）。如有需要，應(yīng)在不同階段采用補充技術(shù)和平行技術(shù)以在整個油田/藏的生產(chǎn)周期提高總采出率并優(yōu)化油氣和凝析油的生產(chǎn)。EGR（Enhanced Gas Recovery）是指利用世界各種前沿和先進的技術(shù)以提升或穩(wěn)定氣田/藏的壓力并最大化其流動性，最終提高氣田/藏的最終采出率。）的技術(shù)上已遠遠落后，亟待跟上最新國際潮流，這也是出臺新版石油合同（Iran Petroleum Contract）的主要訴求和出發(fā)點。

早在2015年9月30日，新版石油合同的基本條款就已得到伊朗內(nèi)閣部長會議（Council of Ministers）的正式批準[2]，伊朗石油部據(jù)此在2015年11月28－29日召開的德黑蘭峰會（Tehran Summit）上進行了推介。德黑蘭峰會盛況空前，高朋滿座，伊方向全球投資者介紹和推銷了新合同的基本框架、相對于回購合同的重大改良以及擬招標(biāo)的70多個項目，吊足了石油公司的胃口，同時宣布將于2016年2月在倫敦發(fā)布完整的合同模板。此后，伊朗石油部長和各級官員持續(xù)造勢，稱“新合同已經(jīng)到位，后續(xù)執(zhí)行沒有問題”。但2016年1月30日，伊朗國家石油公司突然宣布“倫敦路演”第五次推遲，到2016年2月10日伊朗石油部長贊加內(nèi)公開承認“新石油合同尚未定稿，內(nèi)閣去年9月份批準的只是原則性大綱”。據(jù)媒體披露，新合同模板在報議會批準時，遭到了保守派議員的強烈抵制，并引發(fā)了左翼青年的示威抗議，隨后在議會擱淺。2016年2月26日，伊朗議會舉行了制裁放松后的首次改選，支持魯哈尼政府的改革派和溫和保守派人士總體上取得了與傳統(tǒng)保守和強硬勢力相抗衡的局面，但由于仍有69個議席因無人得到超過1/4的選票而需進行二次投票。補選于2016年4月29日完成[3]，新組建的議會直到5月28日才舉行首次會議[4]。就在外界一致認為新石油合同在改革和溫和派逐漸占據(jù)主流的新議會將闖關(guān)成功時，2016年7月2日最高領(lǐng)袖哈梅內(nèi)伊在與青年代表的務(wù)虛座談時指出：“如果新版石油合同不能做出必要修改以符合國家利益，就不允許簽署任何新石油合同”，第二天（7月3日）伊朗總統(tǒng)魯哈尼重述了最高領(lǐng)袖的原話[5]。最高決策層的嚴厲表態(tài)給新版石油合同的出臺蒙上了厚厚的陰影。

經(jīng)過伊方的長期宣傳和對外營銷，新版石油合同儼然已成為“后制裁時代”伊朗油氣業(yè)復(fù)興的載體和標(biāo)志，加上國際石油公司紛紛表示“不考慮繼續(xù)以回購合同的方式參與伊朗油氣開發(fā)”，因此新版石油合同一日不出臺，伊朗的對外油氣招商就一日無望。要破局，就只有強推新石油合同這“華山一條路”了。為貫徹最高領(lǐng)袖和總統(tǒng)的指示，伊朗石油部不得不對新合同模式重新檢討和修改，對原文本做了150多處或大或小的調(diào)整，以強調(diào)國家本位和民族主義，淡化革新色彩和對油氣投資者的“獻媚”，隨后又啟動了新一輪報批程序。2016年8月3日，內(nèi)閣通過決議，批準了修改后的新版石油合同的“通用條款、結(jié)構(gòu)和模式”（以下簡稱“通用條款”）[6]。盡管該“通用條款”相當(dāng)粗略，甚至還沒有德黑蘭峰會所介紹的內(nèi)容清晰明確，但畢竟勾勒出了新版石油合同的核心要素和基本架構(gòu)，進一步表達了伊朗政府力推新石油合同的決心，也向外國投資者釋放了要啟動招標(biāo)和談判進程的信號。2016年8月22日，伊朗副總統(tǒng)賈漢基里（Eshaq Jahangiri）簽發(fā)命令（Executive Order）要求石油部和經(jīng)濟與財務(wù)部“利用新版石油合同與油氣投資者展開談判”[7]。就在此前一天，石油部長贊加內(nèi)就新版石油合同的焦點問題接受了議會的質(zhì)詢。在伊朗副總統(tǒng)發(fā)布上述指示后，議會保持了沉默，這也暗示著保守派暫緩了對新石油合同的攻擊[8]。盡管議會的能源委員會威脅新合同模式仍需進一步修改，并且魯哈尼總統(tǒng)于8月29日主持內(nèi)閣會議為“監(jiān)督新合同定稿和執(zhí)行”而對部分條款又做了“必要修改”[9]，但新版石油合同的施行已悄然啟動④根據(jù)伊朗媒體的最新報道，2016年10月伊朗國家石油公司（NIOC）利用新批準的新合同模板原則條款與一家本地公司（Irani an Persi a Oi l & Gas Industry Developm ent Co. ，PO GIDC，是7月份新批準的有資格與外國投資者合資合作的八家本地勘探生產(chǎn)公司之一）就位于兩伊邊境的雅蘭（Yaran）油田南區(qū)開發(fā)達成了框架協(xié)議（HOA），該交易作為新合同模式下的第一案，據(jù)說得到了議會能源委員會的認可。該舉動可視作為即將到來的國際招標(biāo)試水探路和營造輿論氛圍。參見http://w w w.shana.ir/en/new sagency/270397/N IO C-Inks-1st-IPC-Deal; http://w w w.shana.ir/en/new sagency/270981/M Ps-Positivew ith-Contracts-Just-Concluded。。

山重水復(fù)，千回百轉(zhuǎn)。盡管新版石油合同還有很多空白和不確定性，具體的經(jīng)濟和財務(wù)指標(biāo)還取決于招標(biāo)或談判，但伊朗石油部和國家石油公司已制訂了非常緊湊和雄心勃勃的時間表，很可能在2017年3月下旬（即伊歷新年）之前完成第一輪國際招標(biāo)，國際石油公司應(yīng)密切關(guān)注，莫失先機。

2　新版石油合同的框架與解讀

伊朗政府此次以內(nèi)閣決議的形式，對新版石油合同的通用條款和框架模式予以了批準和公布。通用條款基本上確認了2015年11月德黑蘭峰會所介紹的基本制度[10]，但是具體內(nèi)容相當(dāng)程度上是原則性的，缺少細節(jié)，仍有很大的不確定性，尤其是某些關(guān)鍵和敏感問題，例如伊方對于油氣資產(chǎn)的主權(quán)和完全所有權(quán)、被突出強調(diào)的技術(shù)轉(zhuǎn)移、與當(dāng)?shù)毓镜暮腺Y合作以及如何保證長期穩(wěn)定和有盈利空間的生產(chǎn)操作等，仍很模糊。實際上，伊朗國家石油公司正計劃通過有限招標(biāo)和雙邊談判的方式開展第一輪的對外引資，合同的經(jīng)濟條款和制度安排在很大程度上要取決于招標(biāo)和談判的雙多邊博弈。

2.1對新版石油合同的基本認識

新版石油合同與回購合同都屬于風(fēng)險服務(wù)合同，兩者的主要共性包括：油氣儲量和油氣產(chǎn)出的主權(quán)和所有權(quán)都歸伊朗所有，投資方要在墊資完成油田建設(shè)后，從油田產(chǎn)出或收益中回收成本和報酬。當(dāng)然，相對于回購合同，新版石油合同做了相當(dāng)程度的改良和優(yōu)化，包括延長合同期（開發(fā)生產(chǎn)合同一般為20年，提高采收率項目可再延長），推出了勘探、開發(fā)和生產(chǎn)的一體化合同，允許投資者在生產(chǎn)階段參與操作和管理，取消了預(yù)設(shè)的資本投資上限，將報酬和油價適度掛鉤、設(shè)計了相對靈活的給酬制度，針對高風(fēng)險和提高采收率項目予以額外激勵，要求并鼓勵對先進技術(shù)的轉(zhuǎn)讓和共享等，從而使新版石油合同相對于回購合同風(fēng)險更為可控，更有吸引力[11]。

2.2適用范圍與體例架構(gòu)

考慮到勘探項目的高風(fēng)險和獨特性，新版石油合同針對油田或油藏⑤內(nèi)閣批準的“通用條款”對油田和油藏作了區(qū)分定義：油田（Fi eld）是指蘊含油氣資源的一定地理區(qū)域，油藏（Reservoi r）是指由不可滲透的巖層包圍并具有獨立壓力系統(tǒng)的、蘊藏可移動油氣資源之自然積聚的任何地下層巖或背斜。的勘探及開發(fā)程度，設(shè)計了不同的文本類型：第一類是勘探和開發(fā)生產(chǎn)一體化合同。此類型下，開發(fā)、生產(chǎn)與勘探連成一體，在完成最低勘探義務(wù)并有商業(yè)發(fā)現(xiàn)后，投資者將獲得優(yōu)惠的開發(fā)和生產(chǎn)條件；第二類是未開發(fā)油田（Green Field）或已發(fā)現(xiàn)的油藏（Discovered Reservoir）的開發(fā)及生產(chǎn)合同；第三類是已生產(chǎn)的油田或油藏（Brown Field/Reservoir）的提高采收率（EOR/IOR/EGR/IGR）及后續(xù)生產(chǎn)合同。第三類也可以和前兩類結(jié)合適用，從而形成“勘探+開發(fā)+生產(chǎn)+提高采收率”或者“開發(fā)+生產(chǎn)+提高采收率”的超長期合同。對已開發(fā)項目，新版石油合同準備了兩種類型，并特別設(shè)計了提高采收率合同，其主要原因是：第一，能使國際石油公司以低成本低風(fēng)險的方式參與，同時能引進先進技術(shù)，并有利于快速上產(chǎn)；第二，為那些沒列入招標(biāo)名錄或?qū)ν鈬凸九兜膮^(qū)塊以及此前適用回購合同的項目，預(yù)留可用的合同工具；第三，如果能在短期內(nèi)大規(guī)模適用于已開發(fā)油田，則可為伊朗在國內(nèi)其他重要產(chǎn)業(yè)的革新提供借鑒樣本。

盡管內(nèi)閣批準的“通用條款”沒有像德黑蘭峰會一樣公布條款目錄，但從相關(guān)定義和基本制度看，此前的目錄體系將會基本保留。德黑蘭峰會所公布的合同目錄[12]，沿用了原回購合同的篇章布局，同時考慮到勘探項目的適用并借鑒國際石油合同的一般體例，對原回購合同的正文進行了擴充，由八章35條增加到八章41條。具體來看，第一章《定義和服務(wù)范圍》維持不變，第二章《合同期限》增加了“（勘探）退還”，將原來的“終止”規(guī)定挪到第八章，第三章《伊朗國家石油公司的權(quán)利和協(xié)助》保持不變，第四章《承包商的權(quán)利和義務(wù)》維持原結(jié)構(gòu)，但將原第八章的“健康安全與環(huán)評”并入此章，第五章《開發(fā)作業(yè)、工作計劃及預(yù)算和聯(lián)管會》有較大調(diào)整，主要是增加了石油作業(yè)、商業(yè)性油田、非伴生氣與凝析油等條款，同時取消了主開發(fā)方案及投資上限的規(guī)定，第六章《石油成本回收及服務(wù)費》保持原結(jié)構(gòu)，第七章《記賬審計、最大化本地成分、進出口及外匯》也無變化，第八章《一般及雜項》除了前述增刪外，還增加了財產(chǎn)（所有權(quán)）、追索權(quán)的放棄、區(qū)塊退出和現(xiàn)場恢復(fù)以及基本商業(yè)道德等條款。從“通用條款”也能看出，回購合同的諸多制度和條款將會沿用，當(dāng)然附件會有較大變化，至少需要刪掉原來的《投資上限確定程序》、《預(yù)提及所得稅報銷的還原機制》以及《（移交后的）生產(chǎn)操作和支持協(xié)助程序》等，增加《外國投資者與本地伙伴的聯(lián)合作業(yè)協(xié)議》、《產(chǎn)量遞減基準曲線（最低產(chǎn)量要求）》和進入生產(chǎn)期的《作業(yè)操作規(guī)程》等，同時要修改《報酬費的計算公式》、（理順各方關(guān)系和伊方監(jiān)管的）《協(xié)調(diào)程序》、《技術(shù)轉(zhuǎn)移程序》和《最大化利用伊朗組分的程序》等。

2.3基本概念和主要制度

“通用條款”對新版石油合同的主要概念做了定義，對基本制度做了規(guī)定，并對需要石油部和國家石油公司補充、完善或自行批準的事項做了授權(quán)，可擇要歸納如下。

2.3.1適用法

新版石油合同的準據(jù)法是伊朗法，所適用的法律規(guī)范體系包括：伊朗憲法、1986年《石油法》和其他伊朗法律法規(guī)，同時要遵守第六個五年計劃和（在制裁年代提出并在后制裁時代進一步發(fā)展的）抵制（Resistance，也可譯為“自主”）經(jīng)濟政策，還需參照國際油氣行業(yè)的普遍實踐。

2.3.2作業(yè)者

新合同模式下，外國投資者從投標(biāo)或談判階段就要選定一家本地合作伙伴，并最遲在生產(chǎn)階段要組建聯(lián)合作業(yè)公司。合作伙伴應(yīng)是經(jīng)過伊朗國家石油公司資質(zhì)認證的本地油氣勘探生產(chǎn)公司。此項規(guī)定是為扶持本地企業(yè)的發(fā)展，以培育能在國內(nèi)和國際市場獨立從事油氣田作業(yè)的全能公司，但投資者需從財務(wù)、技術(shù)和聲譽等方面對潛在伙伴進行充分的盡職調(diào)查。

在勘探、開發(fā)和生產(chǎn)的不同階段，由不同的主體擔(dān)任作業(yè)者。在勘探階段，風(fēng)險由投資者單獨承擔(dān)，作業(yè)者自然也是投資者；在開發(fā)階段，仍由投資者承擔(dān)作業(yè)風(fēng)險，作業(yè)者可能是聯(lián)合體或外國投資者與本地伙伴組建的合資公司（聯(lián)合開發(fā)公司）。

進入生產(chǎn)階段，對于提高采收率項目，本地公司應(yīng)從一開始就主導(dǎo)生產(chǎn)作業(yè)，但投資各方要繼續(xù)根據(jù)合同規(guī)定承擔(dān)相應(yīng)責(zé)任；對于新開發(fā)建成的項目，如果伊朗國家石油公司認為有必要由其子公司參與生產(chǎn)作業(yè)，則可指定其子公司與外國投資者簽訂聯(lián)合作業(yè)協(xié)議，（由新成立的聯(lián)合作業(yè)公司或聯(lián)合體）執(zhí)行油田的生產(chǎn)作業(yè)，投資者繼續(xù)承擔(dān)全部的技術(shù)、法律和其他專業(yè)的支持與監(jiān)督義務(wù)，同時提供必要的設(shè)備和材料。伊方伙伴應(yīng)遵守和履行所有技術(shù)和專業(yè)指引、（經(jīng)伊方業(yè)主批準的）投資方作業(yè)計劃。此規(guī)定將有助于減少以往回購合同下投資方對生產(chǎn)完全無控制、成本回收要取決于伊方的管理水平和單方意志的重大風(fēng)險和權(quán)利義務(wù)的天然失衡。當(dāng)然，由于伊朗公司要參與作業(yè)甚至管理，投資者需要確保本地伙伴有能力履行其義務(wù)和滿足出資要求，并且保持對聯(lián)合作業(yè)公司的充分控制。

2.3.3最低義務(wù)和產(chǎn)量目標(biāo)

對于勘探項目，合同會明確最低工作義務(wù)，也就是“在一定時間內(nèi)為發(fā)現(xiàn)商業(yè)性油田或油藏所需完成的最低工作和投入的最少支出”。一旦沒有發(fā)現(xiàn)或商業(yè)發(fā)現(xiàn)，所有風(fēng)險成本都由投資者承擔(dān)，勘探項目下最終未能達到設(shè)計產(chǎn)能或產(chǎn)量未能滿足成本攤銷的風(fēng)險，也由投資者承擔(dān)。

新合同模式將在開發(fā)計劃中預(yù)先設(shè)定一系列產(chǎn)量目標(biāo)。首先是初始產(chǎn)量，對于未開發(fā)油田而言是第一開發(fā)階段所要達到的產(chǎn)能，對于已開發(fā)油田而言是在提高采收率作業(yè)第一階段所應(yīng)增加的產(chǎn)出量。其次是最低產(chǎn)量（維持）要求，也就是遞減底線（Depletion Baseline），這是雙方約定的根據(jù)既有開發(fā)程度在不采取提高采收率措施的情況下，油田或油藏的正常遞減曲線。在生產(chǎn)過程中超過遞減底線額外產(chǎn)出的油、氣或凝析油，為增產(chǎn)油/氣。這些參數(shù)對應(yīng)項目的關(guān)鍵節(jié)點，并隱含相應(yīng)的激勵或處罰。

2.3.4成本與報酬

新合同模式下的投資與操作成本，包含四大類。一是直接資本支出（Direct Capital Expenditures），與回購合同下的Capital Costs相對應(yīng)，是指為開發(fā)或提高采收率所需的資本性支出，包括管理、工程、鉆探、必要的地下和地面建造物（包括處理廠、注入、運輸、附屬及處理設(shè)施和其他相關(guān)單元等）的建設(shè)以及為確定油田的商業(yè)性所發(fā)生的勘探支出和在生產(chǎn)階段為維持、重建和修護油藏和油田的支出等；二是間接支出（Indirect Expenditures），與回購合同下的Non-Capital Costs相對應(yīng)，是指向政府、部委和公共機構(gòu)以及市政支付的成本，例如稅、費、關(guān)稅和社會保障統(tǒng)籌等；三是財務(wù)費用（Finance Costs），與回購合同下的Bank Charges相對應(yīng)，是投資者用于投資的財務(wù)成本，應(yīng)是就直接與間接支出按一定利率（例如LIBOR+1%）計算；四是操作成本（Operation Costs），與回購合同下的Operating Costs及PSA Costs相對應(yīng)，是指根據(jù)有關(guān)會計準則所確認的生產(chǎn)作業(yè)成本。

桶（或單位）報酬費的引入，是新版石油合同相對于回購合同最大的變化。新版石油合同將報酬費定義為“就增產(chǎn)的原油（或伴生氣、天然氣和凝析油）以每桶或每千標(biāo)準立方英尺的固定額度所付的報酬”。報酬費以中央銀行所接受的外幣計價，可以現(xiàn)金或?qū)嵨锓绞街Ц?。報酬費要與每個項目的條件或要達到的目標(biāo)、資本投資符合邏輯的預(yù)期收益率、風(fēng)險回報以及鼓勵投資者采用足夠措施和先進技術(shù)等成比例。也就是，報酬費要能激勵投資者根據(jù)項目特點采用有效的勘探、開發(fā)和生產(chǎn)技術(shù)，要考慮每個油氣田的儲量和生產(chǎn)能力，要考慮勘探區(qū)塊的高風(fēng)險系數(shù)，并根據(jù)原油或凝析油的市場價格以及區(qū)域內(nèi)或合同約定的天然氣價格的波動進行調(diào)節(jié)。報酬費率是依照伊方法律法規(guī)確定中標(biāo)者的重要參數(shù)之一。

2.3.5投資與預(yù)算

回購合同最受詬病的“資本投資上限”在新版石油合同中被取消，取而代之的是“不封頂?shù)馁Y本支出”（Uncapped Capital Costs），也就是“根據(jù)油田開發(fā)的實際需要、市場動態(tài)變化以及為提高油田效率和產(chǎn)能來決定投資的必要性，并在批準的年度預(yù)算內(nèi)，對投資采取靈活處理（允許調(diào)整）”。業(yè)主對投資的控制通過“年度作業(yè)財務(wù)計劃”（即預(yù)算）來實現(xiàn)，該年度預(yù)算要符合主合同附件設(shè)定的項目開發(fā)和作業(yè)方案，列明各項開支細節(jié)，由投資方準備、業(yè)主批準，同時可根據(jù)項目實際和油田狀況進行必要的調(diào)整。盡管項目授標(biāo)之時，會預(yù)估初始投資概算，但投資沒有封頂，最終投資額將會根據(jù)被批準的年度預(yù)算而確定。

值得關(guān)注的是，“通用條款”規(guī)定投資方與業(yè)主共同組建的“聯(lián)合指導(dǎo)委員會”（Joint Steering Committee）要承擔(dān)與項目總體概算和年度工作計劃及預(yù)算相關(guān)的所有風(fēng)險和責(zé)任，具體含義尚有待澄清。一旦年度計劃和預(yù)算經(jīng)聯(lián)合指導(dǎo)委員會批準并經(jīng)業(yè)主確認后，相關(guān)的執(zhí)行性作業(yè)應(yīng)交給合格的（作業(yè)）公司具體實施。

2.3.6回收與付酬

與回購合同相同，投資者只有在生產(chǎn)啟動后才能回收成本及獲得報酬。成本回收和報酬支付方式有兩種：其一，以“實物”方式分配油氣產(chǎn)品；其二，從銷售收入中分配現(xiàn)金。具體采用何種方式，由伊方業(yè)主決定。成本回收和報酬額之和不得超過原油或凝析油產(chǎn)量的50%和天然氣產(chǎn)量的75%（或依據(jù)市場價確定的同等銷售收入）。進入生產(chǎn)之前發(fā)生的直接資本性支出、間接支出和財務(wù)費用，將在生產(chǎn)期內(nèi)的一定年限攤銷，但是沒有明確生產(chǎn)期發(fā)生的各類支出的攤銷期間（或報銷時間）。油藏工程研究及相關(guān)費用，由投資者在簽訂合同時確認并計入直接投資性支出。在生產(chǎn)階段，如果有必要對設(shè)備進行大修、修井或者對設(shè)施設(shè)備進行維護作業(yè)，須經(jīng)業(yè)主事先同意，并由投資者墊資完成，相關(guān)成本加上財務(wù)費用可根據(jù)合同約定從增產(chǎn)油氣中予以回收。

報酬費的支付期間是從達到初始產(chǎn)量、啟動生產(chǎn)直到合同期結(jié)束。但合同到期或提前終止并不妨礙剩余未付成本根據(jù)合同約定或索賠判定繼續(xù)償還。在合同約定期限內(nèi)未能完全收回投資和報酬的，如果石油部批準，未報銷的成本和指定比例的未付報酬可以在延長的時間內(nèi)回收。伊朗國家石油公司也有義務(wù)根據(jù)約定、判決或裁定以實物或現(xiàn)金方式支付合同項下的索賠。

如果擬用于償還投資和報酬的油氣產(chǎn)品須用于國內(nèi)消費，則伊朗國家石油公司有權(quán)進行相應(yīng)的互換（swap）。如果石油部出于技術(shù)性原因之外的其他原因決定人為降低油氣田的產(chǎn)量，那么該減產(chǎn)決定應(yīng)首先適用于無付款義務(wù)的油氣田。如果決定適用于有支付義務(wù)的項目，則投資者的費用回收和報酬獲取應(yīng)不受影響（如果只是靜態(tài)結(jié)轉(zhuǎn)而不調(diào)增報酬，就會影響投資者在減產(chǎn)期間的現(xiàn)金流和整體收益率）。

2.3.7所有權(quán)與監(jiān)管

“通用條款”規(guī)定，伊朗石油部代表政府行使對其境內(nèi)一切油氣資源的主權(quán)和公共所有權(quán)，“油藏中發(fā)現(xiàn)的石油、天然氣、凝析油和所有其他產(chǎn)品全部歸伊朗伊斯蘭共和國所有，生產(chǎn)出的石油、天然氣、凝析油以及所有副產(chǎn)品全部歸伊方（伊朗國家石油公司或其子公司）所有”?；谠撘?guī)則，外國投資者似乎不能將儲量甚至產(chǎn)量計入其資產(chǎn)或并入其報表[13]。

伊朗政府、中央銀行和國有銀行對伊朗國家石油公司在石油合同下的承諾不做任何擔(dān)保；從合同執(zhí)行開始，所有作業(yè)都應(yīng)是以業(yè)主名義或代表業(yè)主執(zhí)行，所有財產(chǎn)（包括建筑、采購或進口的貨物、設(shè)備、油井、地面和地下設(shè)施）都歸業(yè)主所有。

投資者應(yīng)遵守當(dāng)?shù)氐姆煞ㄒ?guī)，伊朗相關(guān)政府部門和國家石油公司對項目的授標(biāo)和執(zhí)行予以監(jiān)管和批準。伊朗國家石油公司負責(zé)新合同模式下的招標(biāo)和授標(biāo)：對于勘探開發(fā)生產(chǎn)一體化合同，伊朗國家石油公司應(yīng)事先確定最低義務(wù)工作量，并邀請可信和有能力的公司提交其勘探開發(fā)建議，進行評標(biāo)或比較；對于開發(fā)生產(chǎn)和提高采收率項目，伊朗國家石油公司應(yīng)當(dāng)基于油藏工程研究確定初步的開發(fā)框架，并以此邀請可信和能勝任的公司提交其開發(fā)計劃。伊朗國家石油公司還負責(zé)評估本地和外國公司的資質(zhì)和能力，相關(guān)標(biāo)準由石油部確定。所有項目都要進行環(huán)境影響評價研究，遵守有關(guān)安全、健康和環(huán)境與社會保護方面的規(guī)章制度。投資者在轉(zhuǎn)讓部分或全部合同權(quán)益之前，應(yīng)取得伊朗國家石油公司的事先批準。

2.3.8合同期限與中止

合同期限由石油部根據(jù)項目需要具體規(guī)定，開發(fā)項目最長可達20年，如果后續(xù)有提高采收率作業(yè)，可再延長5年。對于勘探開發(fā)和生產(chǎn)一體化的合同，勘探期可額外加到合同期上（最長可達32年）。合同期限的延長增加了投資者的可預(yù)期性，對成本回收及獲取回報更有信心，外國投資者更有動力采取長遠措施，盡量延長油氣田壽命和提高最終采收率，伊方也能從中獲益。

如果在開發(fā)和生產(chǎn)階段發(fā)生不可抗力導(dǎo)致合同無法繼續(xù)履行，或者因爭議而暫停（suspend）合同執(zhí)行，承包商有權(quán)中止執(zhí)行，直到不可抗力消失或者相關(guān)爭議解決。

2.3.9本地成分和管理本地化

“通用條款”規(guī)定投資者要遵守《為滿足國家需要和提振出口而最大化利用伊朗本地制造、服務(wù)和能力法》（簡稱《本地成分法》），盡可能地利用伊朗本國的技術(shù)、工程、制造和服務(wù)資源（《本地成分法》規(guī)定不低于合同價值51%的服務(wù)和材料應(yīng)從伊朗采買）。同時，外國投資者應(yīng)盡可能雇傭伊朗國民，為提高伊朗勞動力水平應(yīng)提交綜合性的培訓(xùn)計劃，并在資本性開支部分為執(zhí)行研究和培訓(xùn)計劃安排必要的投資，例如升級既有的研究中心、新建聯(lián)合研究中心或者執(zhí)行聯(lián)合研究課題。

在開發(fā)階段，聯(lián)合公司中的管理崗位應(yīng)在外國投資方和本地伙伴的代表之間輪換，執(zhí)行性的管理崗位應(yīng)逐步向伊朗國民轉(zhuǎn)移，以便加速專有技術(shù)和管理技能的轉(zhuǎn)移，提高伊朗人的作業(yè)經(jīng)驗、管理和工程技能。在生產(chǎn)階段，聯(lián)合作業(yè)公司中的高級管理職位應(yīng)逐漸向伊朗國民轉(zhuǎn)移。外國投資者需確保接任高級管理職務(wù)的伊朗國民接受全面充分的培訓(xùn)，以避免為合同后期的生產(chǎn)活動帶來風(fēng)險。

2.3.10技術(shù)轉(zhuǎn)移

“通用條款”強調(diào)外國投資者承擔(dān)向伊方轉(zhuǎn)移技術(shù)的義務(wù)，以“提升國家在油氣上游作業(yè)和執(zhí)行巨型油田方面的技術(shù)能力，促進伊朗企業(yè)在國內(nèi)巨型油田作業(yè)和參與地區(qū)和國際市場的能力”。為此，每個項目都應(yīng)有伊方業(yè)主認證的勘探生產(chǎn)企業(yè)作為合作伙伴共同參與。在合同執(zhí)行過程中，外國投資者應(yīng)當(dāng)為轉(zhuǎn)移和開發(fā)技術(shù)，提升專有技術(shù)（know-how）、管理及油藏工程技能等提供機會。投資者在年度作業(yè)計劃和預(yù)算中，應(yīng)專門就技術(shù)轉(zhuǎn)移和開發(fā)提交方案，并且有關(guān)技術(shù)轉(zhuǎn)移和共享的政策和執(zhí)行方式應(yīng)列入合同的附件。同時，外國投資者應(yīng)在分包合同中進一步落實主合同中所承諾的技術(shù)轉(zhuǎn)移和共同開發(fā)義務(wù)。

2.3.11聯(lián)合指導(dǎo)委員會與分包審批

承包商與業(yè)主應(yīng)各指派等額代表成立聯(lián)合指導(dǎo)委員會，以指導(dǎo)和監(jiān)督合同的執(zhí)行，并就作業(yè)框架內(nèi)的財務(wù)、技術(shù)和法律事務(wù)、招標(biāo)分包和年度計劃和預(yù)算的執(zhí)行等進行決策。決策和監(jiān)督責(zé)任由聯(lián)合指導(dǎo)委員會承擔(dān)，執(zhí)行作業(yè)的責(zé)任由投資方承擔(dān)。任何決策均需雙方一致同意才能做出，并需得到業(yè)主批準。

合同規(guī)定的所有活動（除了對整個合同的管理和油藏工程研究）都應(yīng)分包給有能力的制造商和分包商。分包商由投資方根據(jù)合同附件的程序遴選，隨后經(jīng)由聯(lián)合指導(dǎo)委員會批準后由業(yè)主確認。相對于回購合同的聯(lián)合管理委員會（Joint Management Committee），聯(lián)合指導(dǎo)委員會變成了日常的決策和監(jiān)管機構(gòu)，對作業(yè)的干預(yù)和影響也更全面、更頻繁。

2.3.12回購合同的有限留用

考慮到新版石油合同的全面施行尚需時日，而油氣引資和產(chǎn)量接續(xù)又刻不容緩，“通用條款”授權(quán)伊朗國家石油公司在經(jīng)過石油部批準后，有權(quán)對回購合同做適當(dāng)修改并適用于某些已發(fā)現(xiàn)未開發(fā)的共享油田上（例如目前中資企業(yè)兩個建成油田的二期開發(fā)）。相關(guān)修改主要與回收和報酬費相關(guān)。有分析人士指出，該權(quán)宜之計更多地是引導(dǎo)回購合同向新版石油合同轉(zhuǎn)型，而非繼續(xù)保留回購合同這一不再受歡迎的引資工具。

2.3.13一般條款

內(nèi)閣決議要求每個具體合同除了要反映“通用條款”的原則要求外，還應(yīng)明確合同雙方在各個領(lǐng)域的權(quán)利義務(wù)，例如會計、審計、支付方式或財務(wù)補償、技術(shù)監(jiān)督、維修維護、生產(chǎn)計量方式、人力培訓(xùn)、健康安全環(huán)保、進出口、保險、保密、合同終止、不可抗力、停運拆除、爭議解決方式和合同語言等，這些必須在合同中清晰約定。

3　投標(biāo)和談判時投資方需重點澄清的問題

“通用條款”只勾勒了新版石油合同的大框架和粗線體，很多內(nèi)容甚至還沒有德黑蘭峰會介紹的詳盡明確，具體的合同條款及有關(guān)經(jīng)濟參數(shù)尚待進一步明確和補充。對投資者而言，要想在下一步招標(biāo)或談判中爭取主動，以下問題應(yīng)予以關(guān)注。

3.1程序性事項

2016年7月前后，伊朗國家石油公司曾放風(fēng)稱其內(nèi)部已完成對（除因持續(xù)制裁原因而無法直接投資伊朗的美國油氣公司之外的）全球主要油氣公司的資格預(yù)審，并基于資質(zhì)實力、合作契合度和傳統(tǒng)關(guān)系等，從中選擇了10家左右簽署了合作備忘錄。簽署備忘錄前，伊方要求投資方圈定指定目錄里的1～3個重點項目并進行排序，以此作為信息披露和日后合作的基礎(chǔ)，實際上是以此對潛在合作對象的興趣目標(biāo)做了摸底，為后續(xù)制定有限招標(biāo)和直接談判的短名單提供依據(jù)。實際上，在新版石油合同的“通用條款”得到內(nèi)閣批準和議會默許，并且利用它在10月初與本地公司簽署了第一個新項目合同后，伊朗國家石油公司的信心和期望值也在升高。為了彰顯新一輪國際招標(biāo)的公開透明并擴大影響，伊方于2016年10月16日正式發(fā)布公告，邀請全球“有興趣、合格并且聲譽良好的勘探開發(fā)公司或一體化的石油公司”參與伊朗上游油氣招標(biāo)的資格預(yù)審，資料提交截止時間是2016年11月19日，通過預(yù)審的公司名單將于12月7日在伊朗國家石油公司的官方網(wǎng)站（www. nioc.ir）公布[15]。此后，通過預(yù)審的國際石油公司一旦受邀參加國際招標(biāo)，首先要就程序性事項予以明確，尤其是以下幾點。

3.1.1項目及輪次

伊朗國家石油公司在2015年德黑蘭推介大會上一度推出18個勘探區(qū)塊和52個開發(fā)區(qū)塊。其中，開發(fā)區(qū)塊包括了29個油田（陸上21個，海上8個），23個氣田（陸上15個，海上8個）。在這70多個擬適用新版石油合同的項目中，預(yù)計在2016年底前的第一輪招標(biāo)中推出10～15個，其中可能包括一些在回購合同模式下不具有商務(wù)可行性的區(qū)塊。實際上，伊方一直強調(diào)要優(yōu)先開發(fā)邊境共享油田，因此此前未列入招標(biāo)名單或因直接談判不理想而遲遲未啟動的共享油田有可能被追加列入首輪目錄。

根據(jù)國際慣例，如此大規(guī)模的項目招標(biāo)一般會分批進行，每輪招標(biāo)可能集中在某一類項目上，例如第一輪集中于未開發(fā)油田，第二輪集中于勘探區(qū)塊，第三輪集中于已開發(fā)油田的提高采收率項目。但伊朗國家石油公司未必會有清晰的分類和路線圖，也未必有意組織整齊劃一的類型化招標(biāo)，因此很可能根據(jù)開發(fā)的緊迫程度、投資者興趣和上產(chǎn)的實際需要而將各種類型的項目組合在一起同步推出。投資者對這些信息必須密切跟蹤，在第一時間掌握。

3.1.2投標(biāo)要求和時間

國際投資者應(yīng)密切關(guān)注伊朗國家石油公司的資格預(yù)審，積極準備并按時提交材料，以確保能拿到入場券。同時，要留意目標(biāo)項目所在的招標(biāo)（或談判）輪次和具體時間表，針對潛在的競爭對手，采取適當(dāng)?shù)暮献骱透偁幉呗浴?/p>

實際上，無論是招標(biāo)還是談判，投資者最關(guān)心的是哪些參數(shù)和變量可以競爭或談判，東道國如何進行評標(biāo)或評價。根據(jù)內(nèi)閣批準的“通用條款”，單位報酬費將是關(guān)鍵性的評價指標(biāo)，這也就意味著投資者需在投標(biāo)或報價時，就要對伊方標(biāo)底和對手報價有清晰預(yù)判和準確的區(qū)間定位。此外，對于勘探開發(fā)和生產(chǎn)一體化合同，競爭的另一主要參數(shù)是最低工作義務(wù)量。

除了報價和關(guān)鍵參數(shù)外，在大量留白的合同條款中，有哪些內(nèi)容可以談判，并且相關(guān)談判是“真實的商務(wù)談判”，決定了未來合同的吸引力和投資者的主動性。如果已談定的合同還需要伊方政府的層層審批，則可能削弱談判的有效性，并影響雙方互信和業(yè)主威信。當(dāng)然，目標(biāo)清晰的國際石油公司會盡可能利用好可談判的空間，甚至在議價談判前的有限招標(biāo)環(huán)節(jié)就引導(dǎo)伊方讓步和調(diào)整。

3.2實體性問題

石油合同的經(jīng)濟性和可行性，主要取決于具體的商務(wù)、經(jīng)濟和法律條款，因此，下一步投標(biāo)和談判的重心應(yīng)是明晰具體制度和經(jīng)濟模型，爭取優(yōu)惠和有利條件。實際上，“通用條款”的幾乎每個條目都需要明確和澄清，但以下問題須重點關(guān)注。

3.2.1報酬費的確定

“通用條款”并未公布報酬費的計算公式。參照2015年德黑蘭峰會披露的信息，新版石油合同極可能比照伊拉克的技術(shù)服務(wù)合同，以合同簽署時約定的單位報酬費為基準，通過R因子（即總回收/總支出）動態(tài)調(diào)整報酬費。據(jù)預(yù)測，R因子將設(shè)置“小于1”、“大于等于1且小于2”和“大于等于2”三個區(qū)間，報酬系數(shù)依次遞減。

為了對投資者產(chǎn)生充分的激勵，伊方此前曾透露以下幾種調(diào)整或激勵機制：一是根據(jù)生產(chǎn)規(guī)模大小設(shè)定調(diào)整因子，小油田報酬費更高；二是對提高采收率項目，根據(jù)累計采收的效果，設(shè)定遞增的報酬費調(diào)整系數(shù)；三是對高風(fēng)險和海上油氣田的開發(fā)，設(shè)更高的報酬費調(diào)整系數(shù)；對于勘探區(qū)塊，針對所在區(qū)位（海洋或陸地）和風(fēng)險高低，分為四個等級⑥等級4：陸地低風(fēng)險勘探；等級3：陸地中等風(fēng)險和海洋低風(fēng)險勘探；等級2：陸地高風(fēng)險和海洋中等風(fēng)險勘探；等級1：海洋高風(fēng)險勘探。，依次將R因子的各區(qū)間幅度放大，從而使得高風(fēng)險和海上勘探項目的回報空間更大、周期更長；四是設(shè)計“油價調(diào)整因子”，即以簽約時的油價和報酬費為基點，油價每上下浮動不超過50%時，報酬相應(yīng)地按照浮動比例的一半予以調(diào)整，從而導(dǎo)致報酬費有上下浮動25%的空間⑦計算公式是：即時報酬=簽約時設(shè)定的報酬×[1+（即時油價-合同生效時油價）/2倍合同生效時油價]。其中，如果即時油價/合同生效時油價＞150%時，報酬鎖定為1.25倍的簽約設(shè)定報酬，反之如即時油價/合同生效時油價＜50%時，報酬鎖定為0.75倍的簽約設(shè)定報酬。合同生效時的基準油價決定了報酬調(diào)整式的絕對適用范圍與震蕩幅度。。于是高油價能給投資者帶來較高的收益，油價降低時投資者也要與資源國共擔(dān)風(fēng)險。五是增產(chǎn)激勵，即對超過一定幅度的增產(chǎn)設(shè)定更高的回報。

這些附加的調(diào)整因素或參數(shù)，固然能有效地激勵投資者，使得報酬費的確定更為公平合理，但是這也會增加經(jīng)濟測算的難度和復(fù)雜性，投資者必須要精心評估和精準報價。同時，多元參數(shù)也會增加伊朗國家石油公司的比較或評標(biāo)難度，最后很可能只采用某單一參數(shù)進行評標(biāo)或比較，對此投資者也要有充分預(yù)計和應(yīng)對。

3.2.2攤銷期和延付處理

“通用條款”并未規(guī)定資本性投資的攤銷時間和報酬費與生產(chǎn)成本的回收時點，有關(guān)延遲回收的調(diào)整機制也不清楚。根據(jù)德黑蘭峰會披露的信息，進入生產(chǎn)期之前發(fā)生的直接資本性支出、間接支出和財務(wù)費用，在進入生產(chǎn)后一定年限（一般為5年，如果油價過低等原因?qū)е挛椿厥胀?，可延?年）內(nèi)平均攤銷。進入生產(chǎn)后的生產(chǎn)性投資包括直接資本性支出在支出后的一定期限（同樣是5～7年）內(nèi)攤銷，間接支出和生產(chǎn)操作費用則可在當(dāng)年報銷。報酬費的支付可從生產(chǎn)開始后啟動，下一季度支付上一季度的增產(chǎn)報酬?；厥者t延時，雖然可以延長攤銷期，盡量不蝕本金，但只就間接支出加計財務(wù)費用（利息），在因伊方業(yè)主原因?qū)е碌闹苯淤Y本性支出回收遲延時，也可加計財務(wù)費用。

新版石油合同下，成本和報酬分別核算，成本回收時只加計很低的利息，因此成本攤銷期的長短以及攤銷期延長后能否繼續(xù)計息甚至調(diào)增報酬，對投資者的收益有很大的影響。新版石油合同下也有“回收池”的限制，即當(dāng)期回收的投資和報酬之和不能超過50%的油田產(chǎn)出（或75%的天然氣產(chǎn)出），因此成本與報酬的回收優(yōu)先順序及各自延付的財務(wù)處理，都需要特別關(guān)注。50%的“回收池”上限比例能否擴大到目前某些回購合同規(guī)定的60%或55%，也值得嘗試。無疑，攤銷期越長、回收池上限越低，投資者對報酬費的期望就越高。

3.2.3本地伙伴的遴選

新版石油合同要求外國投資者在投標(biāo)時就要從伊朗國家石油公司審定的名單里挑選本地合作伙伴。本地伙伴在勘探開發(fā)階段是參與者，在生產(chǎn)階段則可能主導(dǎo)作業(yè)，同時在各個階段都有一定管理權(quán)限，并有權(quán)要求外方轉(zhuǎn)移技術(shù)和管理技能。據(jù)報道，伊朗國家石油公司在2016年7月公布了擬向外國石油公司推薦的首批8家國內(nèi)候選企業(yè)[14]。實際上，在經(jīng)歷了長期的制裁困擾和對外隔離后，目前伊朗具備對外合作條件的本地公司非常有限。

國際投資者需要對本地伙伴的挑選非常慎重，不僅要考慮制裁因素（在制裁年代，革命衛(wèi)隊和其他保守勢力和宗教基金也不同程度地參與了伊朗油氣開發(fā)，特別是兩伊邊境油田。這些企業(yè)有的在歐美制裁名單上⑧在伊朗國家石油公司2016年7月份所公布的8個國內(nèi)候選伙伴中，有一家伊朗革命衛(wèi)隊所屬的較大規(guī)模的關(guān)聯(lián)公司Khatam-al Anbiya。，有的則與被制裁實體存在各種關(guān)聯(lián)，因此外國投資者必須仔細甄別，以防止觸碰目前的制裁紅線或在制裁彈回時陷入被動），也要顧及其技術(shù)和財務(wù)能力以及相互協(xié)調(diào)和適應(yīng)問題。

外國投資者在當(dāng)?shù)鼗锇榈倪x定上，能有多大的自主權(quán)，為了獲取項目是否要屈服于伊方的“拉郎配”，還有待于進一步觀察；實際上，本地伙伴能在合資公司中占據(jù)多大比例的股權(quán)、是否有權(quán)持有最低比例的干股，是外方投資者尤須關(guān)注的問題。

3.2.4管理和協(xié)調(diào)機制

由于引入了本地伙伴，而本地伙伴又與伊方業(yè)主存在千絲萬縷的聯(lián)系，如何科學(xué)設(shè)計業(yè)主與投資伙伴之間以及伙伴內(nèi)部之間的管理和協(xié)調(diào)機制，是新版石油合同下的新課題。

根據(jù)德黑蘭峰會的介紹，在勘探階段，外國投資者負責(zé)勘探作業(yè)，在開發(fā)和生產(chǎn)階段，則由投資者與本地伙伴（主要是伊朗國家石油公司的子公司）組成的聯(lián)合作業(yè)公司實施作業(yè)。據(jù)此，三方的協(xié)調(diào)和管理機制可大致設(shè)計如下。

在勘探階段，在投資伙伴與伊方業(yè)主中間架設(shè)聯(lián)合指導(dǎo)委員會（JSC）和聯(lián)合勘探委員會（JEC），以在伊方業(yè)主批準年度計劃和預(yù)算之前事先審核和背書。在投資伙伴內(nèi)部則簽署聯(lián)合作業(yè)協(xié)議（JOA），并通過管理委員會（MC）和技術(shù)委員會（TC）等協(xié)調(diào)內(nèi)部決策，監(jiān)督作業(yè)者（即聯(lián)合勘探公司）的活動。

在開發(fā)和生產(chǎn)階段，伊方業(yè)主與投資伙伴仍通過聯(lián)合指導(dǎo)委員會及其下屬委員會（例如聯(lián)合開發(fā)委員會（JDC）或聯(lián)合生產(chǎn)委員會（JPC））來連接，以便在伊方業(yè)主審批年度計劃和預(yù)算之前，由專業(yè)委員會編制方案并經(jīng)聯(lián)合指導(dǎo)委員會背書。在投資伙伴內(nèi)部，由于聯(lián)合作業(yè)公司是相關(guān)開發(fā)和生產(chǎn)的實施者，投資者內(nèi)部主要通過股東協(xié)議和董事會對聯(lián)合作業(yè)公司（JOC）予以監(jiān)管，股東協(xié)議的內(nèi)容和董事會的席位分配將受制于伙伴之間的股比和角色分工?；谧鳂I(yè)的連續(xù)性，可考慮在開發(fā)和生產(chǎn)階段由同一家聯(lián)合作業(yè)公司操作，而非在兩個階段分別注冊兩家聯(lián)合作業(yè)公司，當(dāng)然，還要考慮在不同階段伙伴之間的權(quán)益比例變化和管理崗位的不同分配。

但上述架構(gòu)很可能導(dǎo)致權(quán)利和義務(wù)的不匹配，即外國投資者不能完全掌控作業(yè)和管理，卻實際上要承擔(dān)全部風(fēng)險和責(zé)任，而且本地伙伴和伊方業(yè)主的特殊關(guān)系也容易引發(fā)利益和管理上的沖突，不利于項目的順利推行。根本問題在于，如果伊方伙伴沒有足夠的技術(shù)和財務(wù)能力或者因其過錯對外方造成重大損失，伊方業(yè)主是否承擔(dān)補足義務(wù)或連帶責(zé)任？可能正是考慮到這些因素，目前“通用條款”只是強調(diào)在生產(chǎn)階段由投資伙伴組建的聯(lián)合作業(yè)公司實施操作，而在勘探和開發(fā)階段未明確規(guī)定，對此投資者仍要密切關(guān)注并提前應(yīng)對。

還需要注意回購合同下伊方對采辦和分包的嚴密控制能否有所放松?！巴ㄓ脳l款”規(guī)定聯(lián)合指導(dǎo)委員會負責(zé)核準分包合同的授標(biāo)，最終由伊方業(yè)主確認。在審查和設(shè)計具體制度時，需重點關(guān)注：一是報批額度能否提高（從目前的20萬～40萬美元提高到1000萬美元甚至更高），二是控制環(huán)節(jié)能否簡化（是否仍要覆蓋短名單、招標(biāo)文件和評標(biāo)標(biāo)準、技術(shù)和商務(wù)開標(biāo)以至最終授標(biāo)乃至執(zhí)行中的變更的全過程），三是透明度和效率能否提高。

3.2.5本地成分

回購合同對本地成分（伊朗組分）的要求是至少51%。此前德黑蘭峰會則提出了更高的要求，即在勘探和開發(fā)階段的本地成分不低于70%，在生產(chǎn)作業(yè)階段要達到90%甚至95%以上[12]。盡管“通用條款”沒有規(guī)定具體比例，但投資者須對此尤其警惕，并上升到項目可行性的高度予以研究和應(yīng)對。根據(jù)以往的執(zhí)行經(jīng)驗，伊朗本地公司尤其是土建和工程服務(wù)企業(yè)，普遍效率低、能力差，本地承包商的過多參與將會拖累進度、加劇遲延，并增加成本，甚至被無理索賠和消極怠工所綁架，對于那些處于關(guān)鍵路徑上的服務(wù)和采購要尤為小心。投資者應(yīng)爭取“如果本地?zé)o法提供合格的資源，從國外采買的部分應(yīng)自動視為本地成分；如果本地材料和服務(wù)不符合質(zhì)量和進度要求，投資者有權(quán)尋找替代，替代部分無論來源如何都應(yīng)視為本地成分”。

3.2.6年度預(yù)算的批準及其調(diào)整

新版石油合同取消了資本投資上限，取而代之的是對年度計劃和預(yù)算的控制。對此仍需注意：一是審批流程和機制如何，如果聯(lián)合指導(dǎo)委員會陷入僵局或者伊方業(yè)主沒有批準年度預(yù)算，有無替代方案，投資者能否依據(jù)初始的投資概算繼續(xù)投資？二是聯(lián)合指導(dǎo)委員會如何承擔(dān)其對年度預(yù)算審批的“風(fēng)險和責(zé)任”？三是年度預(yù)算是否允許調(diào)整，能否有一定的自主變更幅度（例如增加5%只需事后報備，無需另行事先報批）？四是超預(yù)算的支出，是否全部不能回收，對于繳納給伊方政府和公共機構(gòu)的間接支出，能否不受影響？

3.2.7爭議解決和制裁彈回

根據(jù)德黑蘭峰會的介紹，關(guān)于爭議解決、不可抗力和合同終止等法律條款，新版石油合同將基本沿用原回購合同的規(guī)定，對此投資者應(yīng)保持警惕，力爭調(diào)整。

回購合同規(guī)定：爭議能否提交國際仲裁，須以伊方取得必要的內(nèi)部（最高經(jīng)濟委員會甚至議會）批準為前提。建議將該批準作為伊方的默示義務(wù)，批準能否及時取得不得影響投資方啟動仲裁的權(quán)利和仲裁程序的正常推進?；刭徍贤瑢幾h交給臨時（Ad Hoc）仲裁庭裁決，為克服這種臨時仲裁庭在組建和程序方面的不確定性及其裁決在承認和執(zhí)行上的可能變數(shù)，建議直接指定某常設(shè)仲裁機構(gòu)為受理機構(gòu)，并將臨時約定仲裁地改為在合同中提前指定。

回購合同將國際制裁默示地排除在“不可抗力”范圍之外，德黑蘭峰會和伊方在多個場合的表態(tài)也表明未來的制裁彈回（snapback）在新版合同下也不得主張為“不可抗力”而要求免責(zé)或補償。對此，投資者要充分評估制裁彈回的可能性和后果，要求伊方予以系統(tǒng)考慮和特殊安排，并做好應(yīng)對預(yù)案。

回購合同下，對于伊方提前（有因）終止合同的，投資者的投資完全沉沒；伊方原因?qū)е潞贤K止的，如果項目已經(jīng)進入生產(chǎn)期，則比照正常回收的方式進行補償，如果項目尚未進入生產(chǎn)期，則需等到伊方或其指定的第三方完成開發(fā)并投產(chǎn)后才能獲得補償。對于以上顯失公平的規(guī)定，投資者應(yīng)盡量予以修改，要求一律按公平或預(yù)期合理收益原則以現(xiàn)金或?qū)嵨锓绞郊磿r補償。

3.2.8技術(shù)轉(zhuǎn)移和管理伊朗化

新版石油合同強調(diào)技術(shù)轉(zhuǎn)移，但具體要求尚不清晰。技術(shù)轉(zhuǎn)移的受體限于油氣公司還是涵蓋其他行業(yè)領(lǐng)域，是否適用于聯(lián)合作業(yè)公司的分包商？如果制裁一旦彈回，投資者能否豁免繼續(xù)履行該義務(wù)，如果因制裁原因不能持續(xù)技術(shù)轉(zhuǎn)移，是否要承擔(dān)罰款和處罰？作為義務(wù)的技術(shù)轉(zhuǎn)移，對應(yīng)何種權(quán)利，能否取得轉(zhuǎn)讓和使用費？

“通用條款”要求將聯(lián)合公司的管理職責(zé)和崗位逐步向伊朗國民轉(zhuǎn)移，但是轉(zhuǎn)移的進度和方式尚不明晰；如何保證取得管理權(quán)的伊朗國民能有效利用和實施外國投資者的技術(shù)和方案，是保證外國投資者履行其在聯(lián)合作業(yè)公司中義務(wù)的關(guān)鍵所在。

3.2.9其他財務(wù)經(jīng)濟條款

基于目前的“通用條款”，以下經(jīng)濟和財務(wù)問題需要進一步澄清：一是實際產(chǎn)量低于“遞減底線”會有什么樣的處罰，在喪失報酬費的同時，是否還要根據(jù)缺產(chǎn)比例扣減成本和利息？二是如果選擇以實物方式回收，投資者對所提原油有無自主銷售權(quán)？這也決定投資收益是否會有折損；三是能否增加“經(jīng)濟穩(wěn)定條款”，在長達20～30年的合同期里，盡管有報酬費可隨油價波動而調(diào)整的機制，但投資者對于法律法規(guī)特別是稅收、外匯、資本流動、本地成分和環(huán)保監(jiān)管等方面的變動處于被動的劣勢。有必要加入穩(wěn)定（Stability）和經(jīng)濟均衡（Equilibrium）條款，為投資者的風(fēng)險投資提供一定的保護；四是在開發(fā)和生產(chǎn)階段是否存在籬笆墻？建議只在不同合同區(qū)域設(shè)籬笆墻，在不同階段可打通回收池，這樣能激勵投資者承擔(dān)風(fēng)險對某些邊際性油藏深入挖潛，同時能簡化賬本簿記，避免不同階段設(shè)立不同的聯(lián)合作業(yè)公司；五是在獎勵額外增產(chǎn)的同時，能否激勵成本節(jié)約，即節(jié)約了已批準預(yù)算時，能否通過調(diào)整R/C比增加激勵；六是增值稅在新合同模式下如何適用，石油部和經(jīng)濟財政部就成本及報酬回收過程中哪部分適用增值稅是否達成共識、增值稅（目前稅率已到9%，還有不封頂上漲的可能）是否占50%“回收池”的份額，必須要在簽約前確認并明晰責(zé)任，否則將隱含巨大的稅收風(fēng)險，并對項目的經(jīng)濟性有很大的負面影響。

4　新版石油合同的實施展望

不難發(fā)現(xiàn)，透過“通用條款”只能大體把握未來新版石油合同的粗略框架，合同具體條款及其經(jīng)濟性和吸引力還有很多不確定性，取決于詳細文本的披露和未來的招標(biāo)競爭和談判博弈?？梢灶A(yù)計，在未來招標(biāo)和談判中，投資者之間、投資者與伊方業(yè)主之間將展開復(fù)雜交錯的競爭合作和多邊演義。

目前，有意參與伊朗油氣招標(biāo)的國際石油公司采取了不同的策略。有的積極推進，以我為主，與伊方唱和呼應(yīng)、互動頻繁，并利用自身的影響力和先手優(yōu)勢引導(dǎo)伊方往自己設(shè)計的道路上走；有的合縱連橫，旁敲側(cè)擊，通過其他領(lǐng)域的合作為今后參與招標(biāo)談判打下基礎(chǔ)；有的因忌憚“制裁彈回”或受制于當(dāng)前的美元資金結(jié)算障礙，投鼠忌器，仍等待觀望。受美國仍保留的制裁措施影響，對于其他國家的石油公司而言，盡管涉足伊朗市場不被禁止，但在伊投資仍面臨諸多障礙和風(fēng)險，首先不得與美國制裁名單上的實體進行交易，同時由于目前美國金融系統(tǒng)對伊朗的整體隔離，與美元相關(guān)的交易和兌換需要更多的迂回設(shè)計和風(fēng)險隔離，此外，制裁彈回的概率盡管不大但始終存在，一旦彈回對于既有投資和項目維持將會產(chǎn)生極大的風(fēng)險。這也是目前歐洲石油公司一直猶豫，沒有啟動實質(zhì)投資的主要原因。

實際上，伊朗新版石油合同能否順利實施主要受制于兩大政治變數(shù)，分別是美國2016年底和伊朗2017年中的大選。伊朗錯綜復(fù)雜的政治形勢和保守勢力與革新勢力在可預(yù)見的將來的持續(xù)對立和拉鋸式纏斗，意味著新版石油合同仍面臨持續(xù)修改的壓力，特別是在2017年5月大選前各派將激烈角逐的大背景下。制裁彈回的觸發(fā)機制很容易，國際社會任何簽約方（特別是美國和歐洲三國）可在較短時間內(nèi)通過所謂的“爭議解決機制”單方恢復(fù)已放松/解除的制裁，如果德黑蘭的政治格局發(fā)生較大變化或者特朗普當(dāng)選美國總統(tǒng)，維系“伊核協(xié)議”運行的國際平衡和協(xié)同機制將可能被打破，施行新版石油合同的基礎(chǔ)條件將會動搖。

一旦新版石油合同付諸施行，影響其實施效果和引資能力的主要還是伊朗的商務(wù)環(huán)境和管理體制?；谥贫茸冞w的路徑依賴和伊方管治模式的強大慣性，新版石油合同將不可避免地帶有回購合同的諸多烙印，由伊朗立法司法體系和整體投資環(huán)境所決定的回購合同的系統(tǒng)性風(fēng)險，在新合同模式下仍將存在甚至蔓延，對此投資者要提前防范和有效應(yīng)對，切忌盲目樂觀。

新版石油合同注定要成為后制裁時代伊朗油氣業(yè)招商引資和重返世界舞臺的目的性工具和歷史見證，其得失成敗將直接決定伊朗能否實現(xiàn)其油氣復(fù)興和國家崛起的“伊朗夢”，雄關(guān)漫道，任重而路遠。

[1] LAWSON Michael, BRADSTREET Ben. The Iranian Petroleum Contract: Foreign investment reforms in Iran's oil and gas sector[EB/OL]. (2016-08-23). http://www.kwm.com/en/ knowledge/insights/the-iranian-petroleum-contract-20160823.

[2] KUTLU Ovunc. Iranian cabinet approves new oil contract mode[EB/OL]. (2015-10-01). http://aaenergyterminal.com/ newsMain.php?newsid=6415641.

[3] 新華社. 伊朗舉行議會選舉補選 候選人角逐69個議會席位[EB/OL]. (2016-04-30). http://www.chinanews.com/ gj/2016/04-30/7854525.shtml.

[4] Tasnim News Agency. Iran's new parliament holds first session [EB/OL]. (2016-05-28). http://www.tasnimnews.com/en/ media/2016/05/28/1086156/iran-s-new-parliament-holds-firstsession.

[5] SHANA News Agency. Leader: No oil contract to be signed without any amendment[EB/OL]. (2016-07-04). http://www.shana. ir/en/newsagency/264192/Leader-No-Oil-Contract-to-Be-Signed-Without-Any-Amendment.

[6] NIOC. Iran's cabinet approves IPC[EB/OL]. (2016-08-06). http:// en.nioc.ir/Portal/home/?news/81365/71248/177218/Irans-Cabinet-Approves-IPC.

[7] SHANA News Agency. Iran signs off on new oil contract model[EB/OL]. (2016-08-022). http://www.shana.ir/en/ newsagency/267415/Iran-signs-off-on-New-Oil-Contract-Model.

[8] IHS ENERGY. Iran: New petroleum contract moves forward[EB/ OL]. (2016-09-06). http://connect.ihs.com/EmailAlerts/OpenDocu ment?source=PFC&docId=2770686&eid=6887e15e2f814b298cab 57f72eb953dd&senddate=2016-09-06&type=Immediate.

[9] SHANA News Agency. Cabinet amends new oil, gas contract model[EB/OL]. (2016-08-29). http://www.shana.ir/en/ newsagency/267994/Cabinet-Amends-New-Oil-Gas-Contract-Model.

[10] Energy Pioneers. Iranian Petroleum Contract[EB/OL]. (2016-08-04). http://www.energypioneersltd.com/products/iranpetroleum- contracts-ipcs.

[11] Herbert Smith Freehills. The NEW IRANIAN PETROLEUM CONTRACT – KEY TERMS RELEASED. [EB/OL]. (2015-12-02). http://www.herbertsmithfreehills.com/insights/legalbriefings/the-new-iranian-petroleum-contract-key-terms-released.

[12] 余海艦. 伊朗石油大會與新石油合同（IPC）解讀 [EB/OL]. (2016-02-25). 國際石油網(wǎng), http://oil.in-en.com/html/oil-2458248. shtml.

[13] 劉愷信, 孫曄. 伊朗新石油合同——政府批準 [EB/OL]. (2016-8-16). http://sites.herbertsmithfreehills.vuturevx.com/ email_handler.aspx?sid=f0a34a7e-1e3f-4d9d-859d-e93bf9d97b7 6&redirect=http%3a%2f%2fsites.herbertsmithfreehills.vuturevx. com%2f100%2f12108%2faugust-2016%2f伊朗新石油合同--政府批準(1).asp.

[14] Financial Tribune. Iran lists domestic contractors for oil, gas projects[EB/OL]. (2016-07-04). http://financialtribune.com/ articles/energy/44869/iran-lists-domestic-contractors-oil-gasprojects.

[15] SHANA News Agency. Iran announces tender for upstream oil & gas projects [EB/OL]. (2016-10-16). http://www.shana.ir/en/ newsagency/270972/Iran-Announces-Tender-for-Upstream-Oil-Gas-Projects. .

改回日期：2016-10-18

編輯：黃佳音

編審：張一馳

General interpretation and implementation perspective on Iran petroleum contract in the first post-sanction year

GUO Yuehui1, YE Yan1,2, XIAO Boyuan3, LI Zhigang3
(1. China National Oil & Gas Exploration and Development Company; 2. Law School of Peking University; 3. CNPC Middle East Company)

During the first post-sanction year， the long-awaited Iran petroleum contract （IPC） has been struggling ahead. After approved again by the cabinet with another modification， IPC model will be applied to the first round tender for upstream oil & gas projects. IPC’s basic framework can be seen from the approved general terms as follows: the longer contract term compared with the previous buy-back contract， replacing the fixed capital costs ceiling with the budget to be annually approved， adding the new types for integrated EPD and IOR/EOR projects, linking the unit remuneration with oil price and production increase, setting up a variety of incentive mechanism, allowing investors to participate in the production operation, and encouraging the technical transfer and joint venture with local partners. During the tender and negotiation, the investors need clarify and specify some practical issues such as NIOC the tender procedures and requirements, remuneration formula, the cost amortization period and the deferred payment, the selection of local partners, the coordination and supervision mechanism among related parties and key legal and economic terms in order to get the favorable conditions. There are still many uncertainties in IPC texts which leave rooms for the tender competition and negotiation bargaining. Whether IPC can be enforced smoothly is mostly subject to the trend of domestic politics in Iran and USA’s Iran policy and the effect of IPC's implementation and its attractiveness for foreign investors is largely related to Iran's commercial environment and regulatory system.

first year in post-sanction era； Iran petroleum contract； general terms； Iranian oil & gas investment environment

2016-09-18