回购合同模式下的风险与对策

张 浩,赵水彬

(1.中国石油工程建设公司伊朗分公司,北京100120;2.中国石油工程建设公司 采购部,北京100120)

回购合同模式下的风险与对策

张 浩1,赵水彬2

(1.中国石油工程建设公司伊朗分公司,北京100120;2.中国石油工程建设公司 采购部,北京100120)

回购合同是伊朗政府现阶段授予国外石油公司的一种有限获利的风险服务合同。其产生和使用既有法律的原因更有深刻的经济原因。回购合同模式下存在着政治、经济、投资上限、资本回收、开发周期、当地份额、工作许可证配额限制和社会保险等诸多风险。国外石油承包商应从发展战略出发,重视项目的前期调研和可行性研究,深入分析关键性条款,采用灵活多样的投标方式和采购策略,选择合理可行的退出机制,谨慎规避风险。

回购合同;贸易风险;油气开发

回购合同是伊朗政府现阶段使用的授予国外石油公司的一种有限获利的风险服务合同。2009年1月,中国石油公司同伊朗国家石油公司(NIOC)签署了一项价值17.6亿美元的油田开发协议,计划分两阶段开发北阿扎德甘油田。7月,中石油从道达尔手中接管了其在南帕斯气田的股权,成为第11期项目的开发者,签署了总值达47亿美元的合约。8月,中石油与NIOC签署价值25亿美元共同开发南阿扎德甘油田的合作备忘录。以上三个油气合作项目皆采用“回购合同”模式。合同约定,承包商以伊NIOC的名义并代表其进行作业,承担油田开发的全部投资和技术服务;油田投产后,从油气销售收入中收回投资并获得作业、财务和报酬等费用。回购合同实质上是NIOC授予国际石油公司的一种有限获利的风险服务合同。这种模式存在着譬如政治、经济、投资上限、资本回收、开发周期、当地份额、工作许可证配额限制和社会保险等诸多方面的风险。因此,承包商必须深入研究回购合同模式下的风险并提出相应的对策。

一、回购合同模式产生的原因与作用

回购合同模式是伊朗政府1997年底进行42个区块公开招标时首次推出的,一直沿用到今,已经成为伊朗油气领域对外合作的一种主要模式。伊朗政府采用“回购合同”模式主要基于两方面原因:一是伊朗宪法第81条“禁止给予外国人以开设商业、工业、农业、矿业和服务业方面的公司和企业的权利”,即受国际油气承包商欢迎的“产品分成协议”模式不能在伊朗境内使用;二是深层的经济原因。为了不违背宪法和控制国家的资源,1997年底NIOC同意采用回购合同模式引进国外投资商开发油气项目。回购合同模式下,承包商承担油田勘探开发的一切费用,项目投产后从原油销售收入中回收成本和报酬,之后项目的一切权益转交给NIOC,承包商将不能获得后期产量带来的丰厚利润。伊朗油气储藏丰富,采用回购合同模式要比产品分成模式对他们更有利。

回购合同既是规范和约束NIOC与承包商之间权利和义务的有效法律文本,又是调节石油生产总利润在双方之间分配的杠杆和标准。具体说,回购合同主要发挥着以下三个方面作用:一是伊朗政府与承包商之间进行油气资源勘探、开发的纽带,也是伊朗政府合理开发和利用石油资源、实现石油资源开发战略规划的法律保证;二是规范和约束伊朗政府与国际石油承包商之间权利和义务的法律文件,也是承包商进行石油资源勘探开发和实施生产作业的法定依据。三是有效保障和调节油气资源生产总收益在伊朗政府和承包商之间的合理分配,保障承包商的投资效益,降低其风险。[1]

二、回购合同模式下的风险

谨以2009年度某油田勘探开发一体化的回购合同草本为例,对回购合同模式下承包商可能存在很大风险的主要条款加以分析。

1.政治风险。伊朗目前面临着安理会、欧盟和美国的多重制裁。2010年4月14日,美国签署了迄今为止最严厉的制裁法案H.R.2194,将制裁对象扩展到全球任何一家向伊朗能源部门投资、向伊朗出口成品油以及向伊朗能源部门提供金融、保险服务的企业。此外,也不排除美国武力解决伊朗核问题的可能。北非和中东地区的社会动荡,无疑将对中东格局产生不可估量的影响,伊朗局势也将因此平添诸多变数。因此,投资伊朗最大的风险在政治方面。

2.经济风险。尽管伊朗《吸引外资和外资保护法》也含有外资利润可自由返回和减免税收等规定,但同时又有很多模糊的概念和限制:伊朗外汇管制严格,目前仍未有任何外国银行在伊朗设立分支机构。投资者将利润汇往国外,需要得到伊朗监督委员会的批准;如遇到国内外汇短缺时,政府将限制投资者汇出,但允许投资者以出口规定商品获得补偿。伊朗方面与外国投资者如发生纠纷可诉诸法律,但要以伊斯兰法庭的裁决为最终裁决。可见,由于伊朗是政教合一的国家,加之目前的伊朗社会还不是一个法制健全和完善的市场经济社会,由此带来很大的不确定性。

3.投资上限风险。承包商在开发期结束前,按照合同和国际石油行业的惯例承担与开发作业相关的一切成本,但承包商的投资有严格的上限,NIOC仅据其投资上限支付报酬,实际开发过程中超过上限的投资则不能回收,也得不到相应的报酬,因而蕴藏着巨大的潜在风险。[2]譬如2004年2月,日本石油公司与NIOC正式签署共同开发阿扎德干油田的合同,项目总投资28亿美元,日本持股75%,伊朗国家石油公司持股25%,原来计划在2007年正式投产,但后来日本从该项目撤资。外界一般认为是美国政府制裁所致,实际的主要原因是项目可能产生的资本成本超出预期资本成本上限太多,根据原来的合同条款该项目已经不再具有投资价值。

4.资本回收风险。根据合同,成本回收包括资本成本和非资本成本回收、操作成本和银行费用等。报酬指数乘以开发阶段的实际总投资为承包商的总报酬。总报酬按商业生产年度分期支付,但每年得到的实际报酬不能超过年产量的一定比例,即报酬天花板限制。剩余的报酬可以转结到下一个商业生产年支付。NIOC认为,合同收益率是承包商不应该达到的数值,因为很多情况下都存在导致承包商收益率降低的条款,而很少出现导致承包商收益率上升的合同内容。

5.开发工期风险。项目工期是根据承包商向资源国提交项目的总体开发计划(MDP)确定的。NIOC批准给承包商的工期一般比较紧张。合同要求,在NIOC规定的时间内,承包商必须完成相应的工作量和义务投资。油气勘探开发的各个环节均存在许多不确定因素,回购合同中总体开发方案的提出和最终谈判结果都极大地影响着回购合同的执行。由于伊朗国内基础配套设施不完善,许多做法与国际没有接轨,也会导致承包商很难按正常施工计划如期实施,这在某种程度上加剧了项目整体施工周期的紧张度。从以往使用回购合同的欧洲国家、加拿大和日本执行的项目情况看,超出预定开发周期是常态。

6.当地份额风险占51%。回购合同约定,在油气田开发过程中,承包商必须最大化地利用当地资源,承包合同额的51%要用在伊朗并对当地份额负有合同义务,否则就要被处罚。国际承包商要在其技术标书和商务标书中包括伊朗当地份额计划、利用当地分包商的计划、当地雇员的雇佣和培训计划、当地设备和材料利用计划、技术转让等内容;同时,NIOC是通过过程控制最终实现51%当地份额这个目标的,利用51%当地份额的每一步所涉及的采购厂家和当地分包的程序等都需要它的审批。

7.采购风险。首先是严格的审批程序。[3]在回购合同模式下,NIOC对承包商的采购活动有严格控制的权力,比如严格控制材料和服务供应商名单、采购策略、超过一定采购金额的招标文件、评标方案和评标结果等都需要审批。其次是物资采购受限。作为海湾地区的大国,伊朗多年来一直饱受西方国家的封锁和禁运,大部分高端的油气开发设备、工具、专用材料和技术等很难从西方国家的大公司获得。油气田开发中,通常需要使用一些价值比较高的高端设备和材料,占开发成本的比重大,而伊朗国内几乎没有能提供这种技术或材料的公司,因此很难满足当地份额的要求。

8.工作许可证配额限制风险。如果国外承包商直接和伊朗业主签订合同,签约后首先要向伊朗业主申请外国雇员配额。为保护当地劳动力就业,该配额数量有限。伊朗劳工法规定,雇佣一个外国雇员必须同时雇佣三个伊朗当地人,社会保险机构(SSO)是这项法规执行的监控机构。有的外国公司在当地雇不到合适的雇员或不需要那么多,甚至采用了“空名额”的办法(即给吃空名额当地人员发工资,缴纳社会保险,但不用上班)来满足该项规定。由于外国雇员配额和工作许可制度的限制,靠大量从国内动迁施工队伍的做法行不通,承包商必须仔细研究如何尽可能地使用当地资源来开发项目。

9.社会保险风险。伊朗社会保险法规定,当地雇员工资的7%和相当于其工资23%的社会保险,由承包商每月交到当地社会保险机构。承包商的社会保险责任是以项目为单位履行的,项目完工后,承包商拿着由业主签发的信函到当地社会保险机构办理项目社会保险清结事宜。承包商只有将核定的项目社会保险总金额缴清后,才能从当地的社保机构拿到社会保险清结证明。承包商如果对社保机构认定的社会保险费有异议可有两次抗辩机会。社会保险法还规定,项目业主必须从每张进度发票中预扣5%,并扣押最后的一张发票,直到承包商从当地的社会保险机构拿到社会保险清结证明,业主才可以将每笔发票预扣的5%和最后的一张发票的金额释放给承包商。承包商必须在工程结束一年内从当地社会保险机构拿到社会保险清结证明,否则业主必须在一年到期时将预扣的5%和扣押的最后一张发票的金额全部上缴当地的社会保险机构。即便如此,当地社保机构还会继续追究承包商的责任,并且可能对承包商进行重罚或采取冻结账户等极端措施。伊朗的社会保险法非常复杂,对承包商的社会保险责任履行的要求也是环环相扣的。

三、规避风险的措施

总的来说,在伊朗回购合同模式下的风险很多,总承包商在签订合同前应尽最大努力去识别其中潜在的各种风险,并采取措施尽可能地减少或规避风险。

1.从发展战略出发,谨慎规避风险。在伊朗投资最大的风险是政治风险。国际上的制裁与国内动荡的时局,大大加剧了在伊朗投资的风险。中国的国有石油公司对伊朗的投资之所以出现“雷声大雨点小”,来自美国的制裁压力是一个重要因素。因为中石油、中石化和中海油的股份公司,均以发行存托凭证的方式在美国上市。他们之所以愿意顶着政治和商业的双重风险在伊朗谋求一定程度的突破,更多的是出于未雨绸缪的战略性考虑。

2.高度重视项目的前期调研和可行性研究。实践证明,大量的油气合同的风险包含在合同签订前的可行性研究和合同谈判阶段。中国石油公司刚刚进入伊朗油气市场,[4]对伊朗的地理、地质、气候、商务、法律环境、社会环境等方面的了解还不充分,如对潜在的风险估计不足,很可能造成合同签订后开发工作受阻,实际投资远远超出天花板价格,导致投资不能回收。因此,必须高度重视所开发项目的前期调研和可行性研究,对潜在的风险做充分的预测和准备。

3.采用灵活多样的投标方式。一是对于有能力独立完成的油气勘探开发项目,可采用独立的投标方式。项目中标后,总承包商对分包项目再次进行招标,转移部分风险给分包商。二是针对国际石油公司纷纷撤出伊朗石油市场的情况,可与当地公司采用联合体投标的方式投标,以增强投标竞争能力,共同承担项目风险,取长补短,最大可能地利用当地资源,提高项目的执行力。三是采用合作投标模式,即总承包商在项目投标期间就确定项目中标后的分包商和分包工作范围,并与分包商共同完成该项目的投标工作。

4.对关键性的商务条款或技术条款进行深入分析。要根据回购合同的特点,针对商务性和技术性的重要条款,采用科学的风险分析和投资决策方法进行系统性分析。譬如对合同收益率、风险和收益变化、资本投资上限、成本回收上限、银行费用、报酬费、产量测试、奖惩机制、一定的开发周期等商务条款,可采用最优化方法、线性规则和运筹学等方法进行系统的设计、量化和评价,以便进行科学的预测与决策。

5.采用灵活的采购策略。伊朗复杂的国际政治环境和回购合同模式的特殊性,决定了必须采用灵活的采购策略。首先,对于使用量大、技术含量高但伊朗国内不能直接得到的物资,可以集中采购,这样既可以提高效率又能降低成本。其次,对于生产技术含量不高的物资,可以采用议标、询价、现场采购方式在伊朗国直接采购。这样既有利于发挥当地的资源优势,又能满足当地资源利用份额的要求。第三,对于一些技术含量高、价值大且采购不受限制的物资,可以和本地相关厂家签订合同,由其进行简单加工或包装处理后,直接进入到本地资源的份额中,但这样做之前必须获得NIOC的认可。第四,对于一些不可替代的高端技术设备或专利技术,生产商基本上是西方国家公司,可以采用间接采购。

6.选择合理可行的退出机制。根据回购合同的特点,结合承包商的利益选择合理的退出点,这样会大大降低承包的风险。其一,承包商在宣布发现商业油田并被NIOC认可后,有权选择是否进入开发下一阶段。承包商可以根据实际情况选择是否退出开发。如果选择退出开发,承包商有权收回勘探开发阶段的投资、银行费用和相应的报酬费。其二,选择在确定投资天花板价格时退出。NIOC对整个招标过程和结果有绝对的控制力。为了制约NIOC的权利,承包商可以和NIOC达成以下协议:如果在固定的时间内对天花板价格达不成一致意见,协议将终止,但NIOC应该偿还承包商前期的投资、银行费用和相应的报酬费。

现在,向外开放的石油资源越来越少,对于石油对外依存度超过50%的我国来说,占据石油资源丰富的伊朗市场,具有国家能源安全战略意义。随着国际油气领域激烈的竞争,高回报的投资机会越来越少,因此要珍惜并认真选择投资机会。国际上对伊朗的严厉制裁造成了国际石油巨头纷纷退出当地石油勘探开发市场,给我国石油公司进入和占领伊朗油气市场提供了千载难逢的战略性机遇。如果伊朗形势急剧恶化,我国的承包商将失去很多的投资机会,而如果形势很快好转,伊朗的投资条款将变得更加苛刻。2011年至2015年是伊朗的第五个五年计划时期,伊朗政府有强烈的吸引外资发展油气工业的要求,也采取了相应的积极措施。尽管伊朗市场存在诸多变化莫测的风险,但是结合伊朗国家形势和回购合同的特点进行综合分析判断,可以得出这样的结论:伊朗是目前我国在世界上难得的可以在油气领域深度合作的国家之一。只有牢牢抓住这个历史性机遇,立足长远,在伊朗的油气领域积极开展灵活多样的友好合作,加强政府间、企业间的交流,中伊油气合作才能获得更大的发展。

[1]周林森,郑德鹏.国际石油勘探开发合同模式以及最新变化趋势[J].国际石油经济,2006,(9):23-25.

[2]马宏伟.伊朗新一轮油气勘探开发招标及合同模板分析[J].国际石油经济,2007,(9):51-56.

[3]杨成.伊朗回购合同模式下的采购策略探讨[J].国际石油经济,2008,(3):21-25,35.

[4]王灵碧.国际石油合同中的风险与对策[J].油气地质与采收率,2006,(5):98-102.

Risk Analysis and Countermeasure Research on Buy-back Contract Mode

ZHANG Hao1,ZHAO Shui-bin2
(1.Iran Branch,China Petroleum Engineering ＆ Construction corp;2.Purchasing Office,China Petroleum Engineering ＆ Construction corp.Beijing 100120,China)

Buy-back contract is a kind of risk service contract with limited benefit,which is presently used by Iranian government to award international petroleum companies.The emergence and usage of Buy-back contract is as a result of not only the legal factors but even also the profound economic factors.There are so many risks in relation to politics,economy,investment ceiling,cost recovery,development cycle,local content,work permit quota and insurance etc.under the Buy-back contract.In order to avoid the aforementioned risks,foreign contractors should,according to its development strategy,pay special attention to the initial stage investigation and feasibility study,deeply analyze the key clauses,adopt flexible tender method and purchasing policy and choose reasonable drop out methods.

Buy-back contract;trade risk;oil gas development

F715.4

A

1672-3910(2011)06-0073-04

2011-04-20

张浩(1974-)男,河北辛集人,硕士,合同工程师。