“后制裁元年”伊朗新石油合同的框架解讀與實施展望

2016年1月16日，伊朗與國際社會達成的《聯合全面行動計劃》（JCPOA）進入“執行日”。隨后聯合國、美國和歐盟按照該協議的約定，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“伊核協議”算起，更是一年有余，盡管伊朗在石油天然氣產量恢復方面好于預期，但在新產能接替上乏善可陳，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，持續增產后勁明顯不足。

如果把全球油氣業比作武林，伊朗就是出世隱忍、閉關苦修的絕等高手，但為在解禁一年后，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，當初那勢將天下豪杰盡攬、再創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，系統解讀伊朗內閣近期批準的新合同模式的基本框架，重點提示未來投標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，但要想建成高水平和可持續發展的能源強國，必須要引進外資和外國技術。據測算，伊朗要實現2021年日產480萬桶原油的宏大目標，至少需要吸引2000億美元的外資，其中上游需要1300億美元，石化等下游領域需要700億美元?？紤]到大多數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算，這一目標極具挑戰性。受多年的制裁困擾，伊朗在既有油田的產能維持和挖潛方面尤其是在提高采收率（IOR/EOR）的技術上已遠遠落后，亟待跟上最新國際潮流，這也是出臺新版石油合同（IranPetroleum Contract）的主要訴求和出發點。

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閣部長會議（Council ofMinisters）的正式批準，伊朗石油部據此在2015年11月28－29日召開的德黑蘭峰會（TehranSummit）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月在倫敦發布完整的合同模板。此后，伊朗石油部長和各級官員持續造勢，稱“新合同已經到位，后續執行沒有問題”。

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公開承認“新石油合同尚未定稿，內閣去年9月份批準的只是原則性大綱”。據媒體披露，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。就在外界一致認為新石油合同在改革和溫和派逐漸占據主流的新議會將闖關成功時，2016年7月2日最高領袖哈梅內伊在與青年代表的務虛座談時指出：“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）伊朗總統魯哈尼重述了最高領袖的原話。最高決策層的嚴厲表態給新版石油合同的出臺蒙上了厚厚的陰影。

經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”伊朗油氣業復興的載體和標志，加上國際石油公司紛紛表示“不考慮繼續以回購合同的方式參與伊朗油氣開發”，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。為貫徹最高領袖和總統的指示，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多處或大或小的調整，以強調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，內閣通過決議，批準了修改后的新版石油合同的“通用條款、結構和模式”（以下簡稱“通用條款”）。盡管該“通用條款”相當粗略，甚至還沒有德黑蘭峰會所介紹的內容清晰明確，但畢竟勾勒出了新版石油合同的核心要素和基本架構，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和談判進程的信號。2016年8月22日，伊朗副總統賈漢基里（Eshaq Jahangiri）簽發命令（Executive Order）要求石油部和經濟與財務部“利用新版石油合同與油氣投資者展開談判”。就在此前一天，石油部長贊加內就新版石油合同的焦點問題接受了議會的質詢。在伊朗副總統發布上述指示后，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。盡管議會的能源委員會威脅新合同模式仍需進一步修改，并且魯哈尼總統于8月29日主持內閣會議為“監督新合同定稿和執行”而對部分條款又做了“必要修改”，但新版石油合同的施行已悄然啟動。

山重水復，千回百轉。盡管新版石油合同還有很多空白和不確定性，具體的經濟和財務指標還取決于招標或談判，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，國際石油公司應密切關注，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，但是具體內容相當程度上是原則性的，缺少細節，仍有很大的不確定性，尤其是某些關鍵和敏感問題，例如伊方對于油氣資產的主權和完全所有權、被突出強調的技術轉移、與當地公司的合資合作以及如何保證長期穩定和有盈利空間的生產操作等，仍很模糊。實際上，伊朗國家石油公司正計劃通過有限招標和雙邊談判的方式開展第一輪的對外引資，合同的經濟條款和制度安排在很大程度上要取決于招標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險服務合同，兩者的主要共性包括：油氣儲量和油氣產出的主權和所有權都歸伊朗所有，投資方要在墊資完成油田建設后，從油田產出或收益中回收成本和報酬。當然，相對于回購合同，新版石油合同做了相當程度的改良和優化，包括延長合同期（開發生產合同一般為20年，提高采收率項目可再延長），推出了勘探、開發和生產的一體化合同，允許投資者在生產階段參與操作和管理，取消了預設的資本投資上限，將報酬和油價適度掛鉤、設計了相對靈活的給酬制度，針對高風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的轉讓和共享等，從而使新版石油合同相對于回購合同風險更為可控，更有吸引力。

2.2　適用范圍與體例架構

考慮到勘探項目的高風險和獨特性，新版石油合同針對油田或油藏的勘探及開發程度，設計了不同的文本類型：第一類是勘探和開發生產一體化合同。此類型下，開發、生產與勘探連成一體，在完成最低勘探義務并有商業發現后，投資者將獲得優惠的開發和生產條件；第二類是未開發油田（Green Field）或已發現的油藏（Discovered Reservoir）的開發及生產合同；第三類是已生產的油田或油藏（Brown Field/Reservoir）的提高采收率（EOR/IOR/EGR/IGR）及后續生產合同。第三類也可以和前兩類結合適用，從而形成“勘探+開發+生產+提高采收率”或者“開發+生產+提高采收率”的超長期合同。

對已開發項目，新版石油合同準備了兩種類型，并特別設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險的方式參與，同時能引進先進技術，并有利于快速上產；第二，為那些沒列入招標名錄或對外國石油公司披露的區塊以及此前適用回購合同的項目，預留可用的合同工具；第三，如果能在短期內大規模適用于已開發油田，則可為伊朗在國內其他重要產業的革新提供借鑒樣本。

盡管內閣批準的“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，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”規定挪到第八章，第三章《伊朗國家石油公司的權利和協助》保持不變，第四章《承包商的權利和義務》維持原結構，但將原第八章的“健康安全與環評”并入此章，第五章《開發作業、工作計劃及預算和聯管會》有較大調整，主要是增加了石油作業、商業性油田、非伴生氣與凝析油等條款，同時取消了主開發方案及投資上限的規定，第六章《石油成本回收及服務費》保持原結構，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（所有權）、追索權的放棄、區塊退出和現場恢復以及基本商業道德等條款。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》、《預提及所得稅報銷的還原機制》以及《（移交后的）生產操作和支持協助程序》等，增加《外國投資者與本地伙伴的聯合作業協議》、《產量遞減基準曲線（最低產量要求）》和進入生產期的《作業操作規程》等，同時要修改《報酬費的計算公式》、（理順各方關系和伊方監管的）《協調程序》、《技術轉移程序》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，可擇要歸納如下。

2.3.1 適用法

新版石油合同的準據法是伊朗法，所適用的法律規范體系包括：伊朗憲法、1986年《石油法》和其他伊朗法律法規，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展的）抵制（Resistance，也可譯為“自主”）經濟政策，還需參照國際油氣行業的普遍實踐。

2.3.2 作業者

新合同模式下，外國投資者從投標或談判階段就要選定一家本地合作伙伴，并最遲在生產階段要組建聯合作業公司。合作伙伴應是經過伊朗國家石油公司資質認證的本地油氣勘探生產公司。此項規定是為扶持本地企業的發展，以培育能在國內和國際市場獨立從事油氣田作業的全能公司，但投資者需從財務、技術和聲譽等方面對潛在伙伴進行充分的盡職調查。

在勘探、開發和生產的不同階段，由不同的主體擔任作業者。在勘探階段，風險由投資者單獨承擔，作業者自然也是投資者；在開發階段，仍由投資者承擔作業風險，作業者可能是聯合體或外國投資者與本地伙伴組建的合資公司（聯合開發公司）。

進入生產階段，對于提高采收率項目，本地公司應從一開始就主導生產作業，但投資各方要繼續根據合同規定承擔相應責任；對于新開發建成的項目，如果伊朗國家石油公司認為有必要由其子公司參與生產作業，則可指定其子公司與外國投資者簽訂聯合作業協議，（由新成立的聯合作業公司或聯合體）執行油田的生產作業，投資者繼續承擔全部的技術、法律和其他專業的支持與監督義務，同時提供必要的設備和材料。伊方伙伴應遵守和履行所有技術和專業指引、（經伊方業主批準的）投資方作業計劃。此規定將有助于減少以往回購合同下投資方對生產完全無控制、成本回收要取決于伊方的管理水平和單方意志的重大風險和權利義務的天然失衡。當然，由于伊朗公司要參與作業甚至管理，投資者需要確保本地伙伴有能力履行其義務和滿足出資要求，并且保持對聯合作業公司的充分控制。

2.3.3 最低義務和產量目標

對于勘探項目，合同會明確最低工作義務，也就是“在一定時間內為發現商業性油田或油藏所需完成的最低工作和投入的最少支出”。一旦沒有發現或商業發現，所有風險成本都由投資者承擔，勘探項目下最終未能達到設計產能或產量未能滿足成本攤銷的風險，也由投資者承擔。

新合同模式將在開發計劃中預先設定一系列產量目標。首先是初始產量，對于未開發油田而言是第一開發階段所要達到的產能，對于已開發油田而言是在提高采收率作業第一階段所應增加的產出量。其次是最低產量（維持）要求，也就是遞減底線（Depletion Baseline），這是雙方約定的根據既有開發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。在生產過程中超過遞減底線額外產出的油、氣或凝析油，為增產油/氣。這些參數對應項目的關鍵節點，并隱含相應的激勵或處罰。

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（DirectCapital Expenditures），與回購合同下的Capital Costs相對應，是指為開發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、附屬及處理設施和其他相關單元等）的建設以及為確定油田的商業性所發生的勘探支出和在生產階段為維持、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-CapitalCosts相對應，是指向政府、部委和公共機構以及市政支付的成本，例如稅、費、關稅和社會保障統籌等；三是財務費用（Finance Costs），與回購合同下的Bank Charges相對應，是投資者用于投資的財務成本，應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，是指根據有關會計準則所確認的生產作業成本。

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“就增產的原油（或伴生氣、天然氣和凝析油）以每桶或每千標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，可以現金或實物方式支付。報酬費要與每個項目的條件或要達到的目標、資本投資符合邏輯的預期收益率、風險回報以及鼓勵投資者采用足夠措施和先進技術等成比例。也就是，報酬費要能激勵投資者根據項目特點采用有效的勘探、開發和生產技術，要考慮每個油氣田的儲量和生產能力，要考慮勘探區塊的高風險系數，并根據原油或凝析油的市場價格以及區域內或合同約定的天然氣價格的波動進行調節。報酬費率是依照伊方法律法規確定中標者的重要參數之一。

2.3.5 投資與預算

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“不封頂的資本支出”（Uncapped Capital Costs），也就是“根據油田開發的實際需要、市場動態變化以及為提高油田效率和產能來決定投資的必要性，并在批準的年度預算內，對投資采取靈活處理（允許調整）”。業主對投資的控制通過“年度作業財務計劃”（即預算）來實現，該年度預算要符合主合同附件設定的項目開發和作業方案，列明各項開支細節，由投資方準備、業主批準，同時可根據項目實際和油田狀況進行必要的調整。盡管項目授標之時，會預估初始投資概算，但投資沒有封頂，最終投資額將會根據被批準的年度預算而確定。

值得關注的是，“通用條款”規定投資方與業主共同組建的“聯合指導委員會”（JointSteering Committee）要承擔與項目總體概算和年度工作計劃及預算相關的所有風險和責任，具體含義尚有待澄清。一旦年度計劃和預算經聯合指導委員會批準并經業主確認后，相關的執行性作業應交給合格的（作業）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”方式分配油氣產品；其二，從銷售收入中分配現金。具體采用何種方式，由伊方業主決定。成本回收和報酬額之和不得超過原油或凝析油產量的50%和天然氣產量的75%（或依據市場價確定的同等銷售收入）。進入生產之前發生的直接資本性支出、間接支出和財務費用，將在生產期內的一定年限攤銷，但是沒有明確生產期發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。在生產階段，如果有必要對設備進行大修、修井或者對設施設備進行維護作業，須經業主事先同意，并由投資者墊資完成，相關成本加上財務費用可根據合同約定從增產油氣中予以回收。

報酬費的支付期間是從達到初始產量、啟動生產直到合同期結束。但合同到期或提前終止并不妨礙剩余未付成本根據合同約定或索賠判定繼續償還。在合同約定期限內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回收。伊朗國家石油公司也有義務根據約定、判決或裁定以實物或現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品須用于國內消費，則伊朗國家石油公司有權進行相應的互換（swap）。如果石油部出于技術性原因之外的其他原因決定人為降低油氣田的產量，那么該減產決定應首先適用于無付款義務的油氣田。如果決定適用于有支付義務的項目，則投資者的費用回收和報酬獲取應不受影響（如果只是靜態結轉而不調增報酬，就會影響投資者在減產期間的現金流和整體收益率）。

2.3.7 所有權與監管

“通用條款”規定，伊朗石油部代表政府行使對其境內一切油氣資源的主權和公共所有權，“油藏中發現的石油、天然氣、凝析油和所有其他產品全部歸伊朗伊斯蘭共和國所有，生產出的石油、天然氣、凝析油以及所有副產品全部歸伊方（伊朗國家石油公司或其子公司）所有”?；谠撘巹t，外國投資者似乎不能將儲量甚至產量計入其資產或并入其報表。

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保；從合同執行開始，所有作業都應是以業主名義或代表業主執行，所有財產（包括建筑、采購或進口的貨物、設備、油井、地面和地下設施）都歸業主所有。

投資者應遵守當地的法律法規，伊朗相關政府部門和國家石油公司對項目的授標和執行予以監管和批準。伊朗國家石油公司負責新合同模式下的招標和授標：對于勘探開發生產一體化合同，伊朗國家石油公司應事先確定最低義務工作量，并邀請可信和有能力的公司提交其勘探開發建議，進行評標或比較；對于開發生產和提高采收率項目，伊朗國家石油公司應當基于油藏工程研究確定初步的開發框架，并以此邀請可信和能勝任的公司提交其開發計劃。伊朗國家石油公司還負責評估本地和外國公司的資質和能力，相關標準由石油部確定。所有項目都要進行環境影響評價研究，遵守有關安全、健康和環境與社會保護方面的規章制度。投資者在轉讓部分或全部合同權益之前，應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項目需要具體規定，開發項目最長可達20年，如果后續有提高采收率作業，可再延長5年。對于勘探開發和生產一體化的合同，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。

如果在開發和生產階段發生不可抗力導致合同無法繼續履行，或者因爭議而暫停（suspend）合同執行，承包商有權中止執行，直到不可抗力消失或者相關爭議解決。

2.3.9 本地成分和管理本地化

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

在開發階段，聯合公司中的管理崗位應在外國投資方和本地伙伴的代表之間輪換，執行性的管理崗位應逐步向伊朗國民轉移，以便加速專有技術和管理技能的轉移，提高伊朗人的作業經驗、管理和工程技能。在生產階段，聯合作業公司中的高級管理職位應逐漸向伊朗國民轉移。外國投資者需確保接任高級管理職務的伊朗國民接受全面充分的培訓，以避免為合同后期的生產活動帶來風險。

2.3.10 技術轉移

“通用條款”強調外國投資者承擔向伊方轉移技術的義務，以“提升國家在油氣上游作業和執行巨型油田方面的技術能力，促進伊朗企業在國內巨型油田作業和參與地區和國際市場的能力”。為此，每個項目都應有伊方業主認證的勘探生產企業作為合作伙伴共同參與。在合同執行過程中，外國投資者應當為轉移和開發技術，提升專有技術（know-how）、管理及油藏工程技能等提供機會。投資者在年度作業計劃和預算中，應專門就技術轉移和開發提交方案，并且有關技術轉移和共享的政策和執行方式應列入合同的附件。同時，外國投資者應在分包合同中進一步落實主合同中所承諾的技術轉移和共同開發義務。

2.3.11 聯合指導委員會與分包審批

承包商與業主應各指派等額代表成立聯合指導委員會，以指導和監督合同的執行，并就作業框架內的財務、技術和法律事務、招標分包和年度計劃和預算的執行等進行決策。決策和監督責任由聯合指導委員會承擔，執行作業的責任由投資方承擔。任何決策均需雙方一致同意才能做出，并需得到業主批準。

合同規定的所有活動（除了對整個合同的管理和油藏工程研究）都應分包給有能力的制造商和分包商。分包商由投資方根據合同附件的程序遴選，隨后經由聯合指導委員會批準后由業主確認。相對于回購合同的聯合管理委員會（Joint Management Committee），聯合指導委員會變成了日常的決策和監管機構，對作業的干預和影響也更全面、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，而油氣引資和產量接續又刻不容緩，“通用條款”授權伊朗國家石油公司在經過石油部批準后，有權對回購合同做適當修改并適用于某些已發現未開發的共享油田上（例如目前中資企業兩個建成油田的二期開發）。相關修改主要與回收和報酬費相關。有分析人士指出，該權宜之計更多地是引導回購合同向新版石油合同轉型，而非繼續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，還應明確合同雙方在各個領域的權利義務，例如會計、審計、支付方式或財務補償、技術監督、維修維護、生產計量方式、人力培訓、健康安全環保、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經濟參數尚待進一步明確和補充。對投資者而言，要想在下一步招標或談判中爭取主動，以下問題應予以關注。

3.1 程序性事項

2016年7月前后，伊朗國家石油公司曾放風稱其內部已完成對（除因持續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審，并基于資質實力、合作契合度和傳統關系等，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，實際上是以此對潛在合作對象的興趣目標做了摸底，為后續制定有限招標和直接談判的短名單提供依據。

實際上，在新版石油合同的“通用條款”得到內閣批準和議會默許，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的公開透明并擴大影響，伊方于2016年10月16日正式發布公告，邀請全球“有興趣、合格并且聲譽良好的勘探開發公司或一體化的石油公司”參與伊朗上游油氣招標的資格預審，資料提交截止時間是2016年11月19日，通過預審的公司名單將于12月7日在伊朗國家石油公司的官方網站（www.nioc.ir）公布。此后，通過預審的國際石油公司一旦受邀參加國際招標，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個勘探區塊和52個開發區塊。其中，開發區塊包括了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，預計在2016年底前的第一輪招標中推出10～15個，其中可能包括一些在回購合同模式下不具有商務可行性的區塊。實際上，伊方一直強調要優先開發邊境共享油田，因此此前未列入招標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。

根據國際慣例，如此大規模的項目招標一般會分批進行，每輪招標可能集中在某一類項目上，例如第一輪集中于未開發油田，第二輪集中于勘探區塊，第三輪集中于已開發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，因此很可能根據開發的緊迫程度、投資者興趣和上產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 投標要求和時間

國際投資者應密切關注伊朗國家石油公司的資格預審，積極準備并按時提交材料，以確保能拿到入場券。同時，要留意目標項目所在的招標（或談判）輪次和具體時間表，針對潛在的競爭對手，采取適當的合作和競爭策略。

實際上，無論是招標還是談判，投資者最關心的是哪些參數和變量可以競爭或談判，東道國如何進行評標或評價。根據內閣批準的“通用條款”，單位報酬費將是關鍵性的評價指標，這也就意味著投資者需在投標或報價時，就要對伊方標底和對手報價有清晰預判和準確的區間定位。此外，對于勘探開發和生產一體化合同，競爭的另一主要參數是最低工作義務量。

除了報價和關鍵參數外，在大量留白的合同條款中，有哪些內容可以談判，并且相關談判是“真實的商務談判”，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主威信。當然，目標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環節就引導伊方讓步和調整。

3.2 實體性問題

石油合同的經濟性和可行性，主要取決于具體的商務、經濟和法律條款，因此，下一步投標和談判的重心應是明晰具體制度和經濟模型，爭取優惠和有利條件。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服務合同，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）動態調整報酬費。據預測，R因子將設置“小于1”、“大于等于1且小于2”和“大于等于2”三個區間，報酬系數依次遞減。

為了對投資者產生充分的激勵，伊方此前曾透露以下幾種調整或激勵機制：一是根據生產規模大小設定調整因子，小油田報酬費更高；二是對提高采收率項目，根據累計采收的效果，設定遞增的報酬費調整系數；三是對高風險和海上油氣田的開發，設更高的報酬費調整系數；對于勘探區塊，針對所在區位（海洋或陸地）和風險高低，分為四個等級，依次將R因子的各區間幅度放大，從而使得高風險和海上勘探項目的回報空間更大、周期更長；四是設計“油價調整因子”，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，報酬相應地按照浮動比例的一半予以調整，從而導致報酬費有上下浮動25%的空間。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風險。五是增產激勵，即對超過一定幅度的增產設定更高的回報。

這些附加的調整因素或參數，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，但是這也會增加經濟測算的難度和復雜性，投資者必須要精心評估和精準報價。同時，多元參數也會增加伊朗國家石油公司的比較或評標難度，最后很可能只采用某單一參數進行評標或比較，對此投資者也要有充分預計和應對。

3.2.2 攤銷期和延付處理

“通用條款”并未規定資本性投資的攤銷時間和報酬費與生產成本的回收時點，有關延遲回收的調整機制也不清楚。根據德黑蘭峰會披露的信息，進入生產期之前發生的直接資本性支出、間接支出和財務費用，在進入生產后一定年限（一般為5年，如果油價過低等原因導致未回收完，可延至7年）內平均攤銷。進入生產后的生產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）內攤銷，間接支出和生產操作費用則可在當年報銷。報酬費的支付可從生產開始后啟動，下一季度支付上一季度的增產報酬?；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費用（利息），在因伊方業主原因導致的直接資本性支出回收遲延時，也可加計財務費用。

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計息甚至調增報酬，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，即當期回收的投資和報酬之和不能超過50%的油田產出（或75%的天然氣產出），因此成本與報酬的回收優先順序及各自延付的財務處理，都需要特別關注。50%的“回收池”上限比例能否擴大到目前某些回購合同規定的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階段是參與者，在生產階段則可能主導作業，同時在各個階段都有一定管理權限，并有權要求外方轉移技術和管理技能。據報道，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家國內候選企業。實際上，在經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，特別是兩伊邊境油田。這些企業有的在歐美制裁名單上，有的則與被制裁實體存在各種關聯，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），也要顧及其技術和財務能力以及相互協調和適應問題。

外國投資者在當地伙伴的選定上，能有多大的自主權，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多大比例的股權、是否有權持有最低比例的干股，是外方投資者尤須關注的問題。

3.2.4 管理和協調機制

由于引入了本地伙伴，而本地伙伴又與伊方業主存在千絲萬縷的聯系，如何科學設計業主與投資伙伴之間以及伙伴內部之間的管理和協調機制，是新版石油合同下的新課題。

根據德黑蘭峰會的介紹，在勘探階段，外國投資者負責勘探作業，在開發和生產階段，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）組成的聯合作業公司實施作業。據此，三方的協調和管理機制可大致設計如下。

在勘探階段，在投資伙伴與伊方業主中間架設聯合指導委員會（JSC）和聯合勘探委員會（JEC），以在伊方業主批準年度計劃和預算之前事先審核和背書。在投資伙伴內部則簽署聯合作業協議（JOA），并通過管理委員會（MC）和技術委員會（TC）等協調內部決策，監督作業者（即聯合勘探公司）的活動。

在開發和生產階段，伊方業主與投資伙伴仍通過聯合指導委員會及其下屬委員會（例如聯合開發委員會（JDC）或聯合生產委員會（JPC））來連接，以便在伊方業主審批年度計劃和預算之前，由專業委員會編制方案并經聯合指導委員會背書。在投資伙伴內部，由于聯合作業公司是相關開發和生產的實施者，投資者內部主要通過股東協議和董事會對聯合作業公司（JOC）予以監管，股東協議的內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的連續性，可考慮在開發和生產階段由同一家聯合作業公司操作，而非在兩個階段分別注冊兩家聯合作業公司，當然，還要考慮在不同階段伙伴之間的權益比例變化和管理崗位的不同分配。

但上述架構很可能導致權利和義務的不匹配，即外國投資者不能完全掌控作業和管理，卻實際上要承擔全部風險和責任，而且本地伙伴和伊方業主的特殊關系也容易引發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和財務能力或者因其過錯對外方造成重大損失，伊方業主是否承擔補足義務或連帶責任？可能正是考慮到這些因素，目前“通用條款”只是強調在生產階段由投資伙伴組建的聯合作業公司實施操作，而在勘探和開發階段未明確規定，對此投資者仍要密切關注并提前應對。

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”規定聯合指導委員會負責核準分包合同的授標，最終由伊方業主確認。在審查和設計具體制度時，需重點關注：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），二是控制環節能否簡化（是否仍要覆蓋短名單、招標文件和評標標準、技術和商務開標以至最終授標乃至執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，即在勘探和開發階段的本地成分不低于70%，在生產作業階段要達到90%甚至95%以上。盡管“通用條款”沒有規定具體比例，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對。根據以往的執行經驗，伊朗本地公司尤其是土建和工程服務企業，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，對于那些處于關鍵路徑上的服務和采購要尤為小心。投資者應爭取“如果本地無法提供合格的資源，從國外采買的部分應自動視為本地成分；如果本地材料和服務不符合質量和進度要求，投資者有權尋找替代，替代部分無論來源如何都應視為本地成分”。

3.2.6 年度預算的批準及其調整

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算的控制。對此仍需注意：一是審批流程和機制如何，如果聯合指導委員會陷入僵局或者伊方業主沒有批準年度預算，有無替代方案，投資者能否依據初始的投資概算繼續投資？二是聯合指導委員會如何承擔其對年度預算審批的“風險和責任”？三是年度預算是否允許調整，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

根據德黑蘭峰會的介紹，關于爭議解決、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定，對此投資者應保持警惕，力爭調整。

回購合同規定：爭議能否提交國際仲裁，須以伊方取得必要的內部（最高經濟委員會甚至議會）批準為前提。建議將該批準作為伊方的默示義務，批準能否及時取得不得影響投資方啟動仲裁的權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行上的可能變數，建議直接指定某常設仲裁機構為受理機構，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，要求伊方予以系統考慮和特殊安排，并做好應對預案。

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；伊方原因導致合同終止的，如果項目已經進入生產期，則比照正?；厥盏姆绞竭M行補償，如果項目尚未進入生產期，則需等到伊方或其指定的第三方完成開發并投產后才能獲得補償。對于以上顯失公平的規定，投資者應盡量予以修改，要求一律按公平或預期合理收益原則以現金或實物方式即時補償。

3.2.8 技術轉移和管理伊朗化

新版石油合同強調技術轉移，但具體要求尚不清晰。技術轉移的受體限于油氣公司還是涵蓋其他行業領域，是否適用于聯合作業公司的分包商？如果制裁一旦彈回，投資者能否豁免繼續履行該義務，如果因制裁原因不能持續技術轉移，是否要承擔罰款和處罰？作為義務的技術轉移，對應何種權利，能否取得轉讓和使用費？
“通用條款”要求將聯合公司的管理職責和崗位逐步向伊朗國民轉移，但是轉移的進度和方式尚不明晰；如何保證取得管理權的伊朗國民能有效利用和實施外國投資者的技術和方案，是保證外國投資者履行其在聯合作業公司中義務的關鍵所在。

3.2.9 其他財務經濟條款

基于目前的“通用條款”，以下經濟和財務問題需要進一步澄清：一是實際產量低于“遞減底線”會有什么樣的處罰，在喪失報酬費的同時，是否還要根據缺產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？這也決定投資收益是否會有折損；三是能否增加“經濟穩定條款”，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整的機制，但投資者對于法律法規特別是稅收、外匯、資本流動、本地成分和環保監管等方面的變動處于被動的劣勢。有必要加入穩定（Stability）和經濟均衡（Equilibrium）條款，為投資者的風險投資提供一定的保護；四是在開發和生產階段是否存在籬笆墻？建議只在不同合同區域設籬笆墻，在不同階段可打通回收池，這樣能激勵投資者承擔風險對某些邊際性油藏深入挖潛，同時能簡化賬本簿記，避免不同階段設立不同的聯合作業公司；五是在獎勵額外增產的同時，能否激勵成本節約，即節約了已批準預算時，能否通過調整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任，否則將隱含巨大的稅收風險，并對項目的經濟性有很大的負面影響。

4　新版石油合同的實施展望

不難發現，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競爭和談判博弈?？梢灶A計，在未來招標和談判中，投資者之間、投資者與伊方業主之間將展開復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、互動頻繁，并利用自身的影響力和先手優勢引導伊方往自己設計的道路上走；有的合縱連橫，旁敲側擊，通過其他領域的合作為今后參與招標談判打下基礎；有的因忌憚“制裁彈回”或受制于當前的美元資金結算障礙，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對伊朗的整體隔離，與美元相關的交易和兌換需要更多的迂回設計和風險隔離，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生極大的風險。這也是目前歐洲石油公司一直猶豫，沒有啟動實質投資的主要原因。

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，分別是美國2016年底和伊朗2017年中的大選。伊朗錯綜復雜的政治形勢和保守勢力與革新勢力在可預見的將來的持續對立和拉鋸式纏斗，意味著新版石油合同仍面臨持續修改的壓力，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）可在較短時間內通過所謂的“爭議解決機制”單方恢復已放松/解除的制裁，如果德黑蘭的政治格局發生較大變化或者特朗普當選美國總統，維系“伊核協議”運行的國際平衡和協同機制將可能被打破，施行新版石油合同的基礎條件將會動搖。

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環境和管理體制?；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境所決定的回購合同的系統性風險，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其油氣復興和國家崛起的“伊朗夢”，雄關漫道，任重而路遠。

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