海外石油开发产量分成合同执行中反惯性认知规律的现象分析

徐 平

（中国石化集团国际石油勘探开发有限公司，北京 100029）

习近平总书记提出的“一带一路”国际发展战略为国内诸多企业打开了海外发展的大门，石油行业作为传统的海外拓展行业，在“一带一路”沿线国家有着广泛的业务，吸引了除“三桶油”外其他国内能源企业和与能源相关行业、企业的关注。产量分成合同（PSC）是目前国际石油开发中应用较为广泛的合同类型之一，其主要应用区域多分布于“一带一路”沿线资源国。很多从事海外石油开发的企业，由于在国内经营时间较长，对国内单一税制（矿税制）较为熟悉，走出国门后，面对国际事务，经常会用国内的惯性思维考虑问题，譬如油价越高越好、产量越高越好、投资成本越低越好、生产运行一定要降本增效等。本文重点分析海外石油开发PSC合同执行过程中存在的一些反惯性认知规律的现象，以期能为更多的走出国门从事海外石油同行提供借鉴。

1 反惯性认知规律现象之一—油价并非越高越好

一般情况下，油价越高，石油开发发生的投资与成本回收越快，合同者获得的总收益也越高。但是，在一些特定情况下，油价越高反而会对合同者产生不利影响。

1.1 成本回收的获取方式

PSC合同在成本回收模式上，会让合同者在货币支付（Pay in Cash）和实物支付（Pay in Kind）[1]两种模式之间进行选择。大多数情况下，合同者会选择货币支付模式。这种模式下，油价高，支付的货币自然也多，这是常规现象。但有些情况下，合同者会选择实物支付模式。

实物支付模式即资源国直接交付石油以供合同者进行成本回收和参与利润分配。这种模式的计算方式一般通过经济评价模型计算出当期应回收成本及获取利润油的数额后，再反算出对应油价的实际石油数量采用实物支付模式一般有几点原因：①资源国财政紧张，没有能力以货币形式（主要是美元）支付合同者，从而主动建议合同者采用实物支付模式。②合同者在资源国内或资源国周边建有下游油气炼化项目，主动选取实物支付模式。

同货币支付模式相比，实物支付模式简单快捷，不需要与资源国政府就支付问题产生过多来往。油在交油点交收，特殊时期甚至可以“先斩后奏”。

实物支付模式下，油价高，收到的份额油自然就少。虽然合同者在国际石油市场可以将石油产品兑现，但不同的量，销售策略会受到影响。例如，原本每月一次的提油计划因油价高有可能变为两月一次或一季度一次，这会削弱与石油运输商的谈判能力。对于上下游一体化公司的下游企业，将不得不寻找新石油供应渠道以弥补因油价高而从这个项目减少的石油供应，不但增加了石油采购成本，而且上下游一体化关联交易所产生的对冲效应也大幅降低，整个企业风险敞口明显放大。

对于上述这两种情况，适宜的油价区间可以根据合同财税通过模型计算得出。不同合同，价格区间自然也大不相同。而且，在回收问题上，合同者一般在PSC合同签订时会尽量压低交油点的核算油价或设定油价区间以保护自己的利益，这取决于合同者与资源国之间的博弈能力。

1.2 合同者收益比

合同者收益比就是合同者所运行的项目在整个开发期（或剩余开发期）内获取的成本回收与利润分成占油气销售收入的比例。

这是国际油公司常用的一个指标：①横向上，在公司内部用来比较公司持有的不同项目的财税条款优劣。收益比高，说明项目现金流创造能力强，自然是后续经营管理关注的重点。②纵向上，用来衡量与评估项目生命周期内最终收益与风险。为此，合同者可以通过积极主动的行动尽量延缓下降，争取获取最高的收益比。

例如：某PSC合同在Brent油价长期预测50美元/桶时，NPV为2.23亿美元，合同者收益比为48.8%；油价整体上升20%后，NPV为12.15亿美元，收益比降为45.6%；当油价整体上升100%，即长期油价为100美元/桶时，NPV为34.29亿美元，合同者收益比降至33.5%。表面上看油价高，合同者NPV也水涨船高，但从项目运行获取的实际收益比在50～100美元/桶之间降低了15%，对应比例NPV绝对值超过15亿美元，远超过这个项目60美元/桶油价下的收益。

不同的PSC因其财税条款不同，合同者收益比也千差万别。当合同者收益比降至25%或者更低时，合同者在选择新项目收购决策时，在PSC合同、矿税制合同和服务合同之间会产生摇摆。

2 反惯性认知规律现象之二—产量并非越高越好

产量越高，获取的收入自然越高，成本回收自然加快，投资者效益也会增加，这是任何石油开发者都希望见到的局面。但有些PSC合同，因财税条款特殊，在特定时期却是反向而行，即须将产量设定在特定水平，以避免效益受损或延迟效益受损。

例如，某PSC项目在高油价时代运行过程中便出现过此类现象。该PSC合同利润油分配比例依据表1进行，随着开发的深入，油价的走高，合同者的税后名义收益率逐年升高，利润油的分配比率也逐档降低。

表1 某PSC合同利润油分配比例 %

图1 某PSC合同产量与份额油关系

在某一年年度计划预算制定过程中发现，下一年度产量在7000～7400万桶时，合同者的份额油（成本回收油＋利润油）会在3380万 ～3500万桶之间波动，即合同者的收益并未随着产量的增加而增加（见图1）。究其原因是在这一年度，合同者的税后名义收益率将超过25%，从而使得利润油分配比率从60%降至40%。产量规模不同，利润油分配比例调整的时间也不同。如果产量计划设定在7000～7400万桶，将有一部分产量是无效/低效产量，即资源国政府获取了超额收益。为避免这一现象发生，产量计划就要规避这个区间，或者产量计划低于7000万桶，让60%利润油分配比例延缓一年；或者产量计划直接超过7400万桶，利润油分配比例直接降至40%，这样仍可以维持现有的份额油水平。

PSC合同千差万别，不仅本案例如此，其他PSC合同因财税条款设置不同，也会有此类现象发生，如果不能提前发现这一点，合同者的收益就会受损。

3 反惯性认知规律现象之三—降本不一定会增收

对于资源国政府，降本增收不需质疑，但对于PSC合同者而言，却需要具体到PSC合同分析。有几种情况，降本对增收效果并不佳。

3.1 已经不能按照上限回收成本的项目

PSC合同一般都会设置一个固定的比例（成本回收上限）让合同者进行成本回收。如果当期的额度不能回收所有已发生成本，可以结转至下一年度，如果当期额度有剩余，则剩余部分转入利润油，参与利润油分配。

对于项目执行期内，成本回收上限额度始终无法完全回收投资成本的PSC项目，降本是必然增效的，因为不降本，意味着项目将无法完成成本回收。

对于完成前期投资回收的项目，当期成本回收仅涉及操作成本和很少部分当期投资，剩余的大部分额度将转入利润油分配，合同者当年乃至以后的实际收益将会下降。

例如，某PSC合同矿区使用费10%，成本回收上限40%，利润分配政府与合同者各50%，不考虑其他因素。成本回收上限100%额度回收和成本回收上限50%额度回收的合同者收益见表2、表3。

很明显，成本回收上限额度使用50%的当年实际收益较上限额度100%使用情况下，少了9美元或者说9%，而一旦投资成本完成回收，操作成本所占比例远低于本例中假设的成本上限的50%，更多的收益将被资源国政府拿走。所以，海外石油开发，只要合同者资金较为充裕、资源国政府认可投资回收，合同者在生产期内都是有意无意的维持一定投资，以保证较多的利润油分配。本文论述反惯性认知规律现象之二中的例子，降本也还会使得利润油分配比例降档的时间提前，从而减少收益。

表2 成本回收上限额度100%使用情况下，合同者当年收益

表3 成本回收上限额度50%使用情况下，合同者当年收益

对于PSC合同执行，降本增收的动力更多的来自资源国政府，而不是合同者。

3.2 对于投资有特定激励/补贴条款的项目

对于海上石油开发或者恶劣地区的石油开发，资源国政府为吸引投资者，一般会在PSC合同财税条款中给予优惠条款，如一定比例的激励或者补贴[2]。用更通俗例子解释，就是同国内民间吸储非常相像，许诺高额的投资回报，不同的是资源国政府不会跑路，而且这些回报需要通过生产的石油来兑现。因油田处于特殊开发环境，所以这些激励或补贴的比例都较高，一般为20%～50%[3]，即投资者投资100美元，在未来回收过程中将回收120～150美元。这些优惠远高于同期银行贷款利率，这使得合同者持续投资的意愿更强烈。对于这类情况，降本实际上也等于降低自己的收益。

4 结语

1）海外石油开发油价越高，PSC合同者获得的收益也越高，但对于以实物支付的合同来讲，必须考虑综合效益。如果高油价不能带来高的综合收益，那么，在PSC合同谈判之初就要对高油价进行预警或者设限，避免遭受损失。高油价下的高收益仅意味着获得了较高的绝对值，并不意味着合同者收益比会高，PSC合同的基本结构决定了油价越高，合同者收益比越低。

2）对于一些特殊的PSC财税条款，实时监控是非常必要的。因为在某一段时间，产量越高，合同者收益反而会下降。尽管随着开发生产的深入，分配比例自然会下降，但如果能提早发现并有效延迟这一现象，合同者收益就能有保障。

3）低油价时期，降本增收是国内、国外每个石油开发商都要采取的重要举措，但对PSC合同一定要谨慎分析，尤其是对投资有激励条款的PSC合同。只要资源国政府对投资回收不设置苛刻障碍，维持一定投资获取较高收益对企业度过低油价寒冬始终都是一件有利的事情。