伊拉克第二轮招标财税条款及开发策略分析

【摘 要】 伊拉克从1900年后推出的合同模式主要为服务合同，该合同是一种介于产品分成合同模式和回购合同模式之间的合同，主要特点是合同者的净利润为报酬费，在达到伊方规定的初始商业生产产能后才开始计提报酬费和回收成本。文章主要介绍了伊拉克第二轮招标的主要合同条款，并简析了该合同的主要特点，在此基础上以Majnoon油田为例，分析针对该合同应采取的经营策略，最后结合特点和策略分析阐述了该合同的风险。合同条款中介绍了方案提交时间、初始商业生产时间、报酬费的计算、成本回收、高峰产能及所得税的计算。对合同初始商业生产产量、报酬费和高峰产能条款进行分析，根据合同特点进行开发方案策略分析。

【关键词】 服务合同； 初始商业生产； 高峰产量； 报酬费； 内部收益率

伊拉克政府2008年和2009年连续两次推出油气田公开招标，石油合同模式均采用服务合同（Service Development Petroleum Contract），简称SDPC。

第一轮推出的主要是老油田，第二轮推出的是新油田，两轮招标石油合同主要条款相同，投标参数为高峰产能和单桶报酬费，最终决标是依据投标前几天给出的计分公式，两轮投标计分公式却截然不同。虽然两轮合同模式的差别不大，但由于计分公式不同，从而导致在两轮评价过程中所关注的主要财税条款也不同，这也表明了该投标要求技术和经济效益紧密结合。第一轮招标仅拍出鲁迈拉油田，第二轮投标角逐激烈，第二轮招标中石油获得了作业权益，其对整个中石油的综合效益及油气储备战略意义重大。由于两轮招标合同模式差别很小，因此主要分析第二轮招标服务合同，希望能让更多人了解伊拉克的服务合同，在分析合同的基础上进一步分析其特点和相应的经营策略。

一、伊拉克第二轮招标回顾

二、主要财税条款及特点

（一）合同期时间要求

在合同生效后6个月内投资者提交初始开发方案，初始开发方案批准后3年内需达到初次商业生产产能，且提交最终开发方案，合同生效后7年内需达到高峰产能，高峰产能时期需维持10—13年（不同油气田稳产时间不同），合同期为20年。

（二）初始商业生产（First Commercial Production）

初始开发方案批准后的120天中的90天平均产量达到规定水平或初始开发方案批准后3年，两者中的较早者为商业生产时间，即合同者最迟在3年半内达到初次商业生产。

（三）报酬费（Remuneration fee）

第一次商业生产后的下一个月开始计提报酬费。单桶报酬费由R因子决定，R因子将调节合同者单桶报酬费，随着合同者所得的增加，R因子变动将会导致单桶报酬费降低。合同者生产油气均可获得报酬费，是合同者收入的主要来源之一，直接影响项目的经济效益。为了尽可能提高合同者的收益，合同者应该尽量多产争取获得更多的报酬费用。

（四）成本回收

石油成本主要包括Capex和Opex，初始商业生产后才开始回收石油成本和报酬费，总产量的50%可用于回收石油成本和报酬费，先回收石油成本，后回收报酬费。

60%总产量中石油成本及报酬费回收后剩余部分可用于回收补充服务成本，即补充服务成本最低回收上限为总产量的10%。

合同中限制成本油上限，但没有限制成本回收速度，合同者可以尽可能回收，降低投资不能收回的风险。

（五）高峰产量（Peak Production Target）

合同生效后7年内达到，保持高峰产量的期间为稳产期。依据上面报酬费计算的公式，稳产期内达不到高峰产量，合同者将受惩罚（P因子影响），即合同者单桶报酬费用将降低。因此合同者应该最晚在7年内达到高峰产能，并且在合同规定的稳产期内保持产量。

（六）所得税税率和税基

所得税税率为35%，税基为当年实际所得报酬费，即只要有报酬费收入，则需上缴所得税，税损不能结转，延长了合同者投资回收期。如果税基为当年应得报酬费，则合同者在成本回收前上缴所得税较多，支出增加，会给项目带来负效应，因此按照实际所得上缴所得税有利于提高合同者经济效益。

以上六点是合同的主要条款，图1是第二轮服务合同的收入分配流程图。收入可分为两部分：一部分是外方合同者（IOC，下面均称为合同者），图中右半部分；另一部分是资源国伊方，图中左半部分。总销售收入的50%可用于合同者回收石油成本和报酬费，假设石油成本回收为x%，报酬费回收为y%。总销售收入的另一50%归伊方所有，伊方的50%中需拿出10%回收额外成本，假设额外成本回收为m%。合同者的收入为石油成本、报酬费和额外成本回收之和（x%+y%+m%），合同者回收后剩余超额成本油均归伊方所有，则伊方所得为（100%-x%-y%-m%）。伊方当地石油公司有干股25%，因此伊方获得25%的报酬费，合同者获得75%的报酬费，报酬费所得税率为35%，因此合同者所得为成本回收和报酬费净得（x%+y%*75%+m%-税收）。总产量扣除合同者所得均为伊方所得。

第二轮招标合同条款相对于第一轮招标条款更为苛刻，第二轮需要建设天然气处理厂，加大了合同者前期投资，对项目效益产生负影响。

第二轮招标中油田大部分为新油田，与第一轮招标合同不同，合同者在达到初始商业生产后可以回收石油成本，因此在前期产能建设阶段，合同者只有成本支出，没有收入来源，所以早期的投资和商业生产产能会影响回收速度，因此初始产能越高，早期投资越少，合同者回收越快，即项目效益越好。这就要求油藏工程能够较好地布井和排产，地面工程进程也能够按照设计进行。开发和地面能够完美地匹配并保障油田早期按计划上产是实现项目效益的关键，这就对开发技术提出了更高的要求。

报酬费是合同者主要的利润，也是合同者主要的收入来源，相当于产品分成合同中的利润油分成。从合同的设计来看，合同者按照产量来收取报酬费，并且单桶报酬费与R因子挂钩。R因子等于1为单桶报酬费分界点，当R因子大于1时，单桶报酬费降低，单桶报酬费会随着合同者收入增加而降低，这也决定了合同者不可能获得暴利，因此合同者要想获得更多的收益只能在达到规定的PPT同时提高产量。

高峰产量是合同者投标时所投参数之一，资源国对维持这一生产能力时间有严格规定，在此期间内，如果合同者产能低于高峰产量，则合同者单桶报酬费会降低，这对合同者的开发技术水平提出了一定的要求，在规定的时间内维持规定的生产水平，并且在此生产能力下合同者要保证收益，即投资规模与生产能力合理的匹配。

三、开发策略分析

开发策略分析主要以M油田为例，也有部分分析是以哈发亚油田为例。

M油田OOIP为380亿桶，属于伊拉克南部油气区，位于巴士拉市北西方向60km处，M油田发现于1976年，1980年前完钻评价井和开发井共23口井，因战争停止，2002年开始部分生产，目前日产能为4万桶/天。

哈发亚油田处于伊拉克西南部，Missan省南部。该油田于1976年发现，共完钻7口井，发现8套油层，总OOIP约160亿桶，2005年4月开始生产，至2008年11月累计产油7.8MMBO，目前的产能7千桶/天左右，目前地面设施处理能力为10万桶/天。

结合服务合同财税条款的特点及油田现状，总结出以下开发策略：

策略一：尽早达到初始商业产量

以M油田为例，合同规定合同者只有连续90天产量达到或超过初始商业产量17.5万桶/天，合同者才能开始从石油销售收入中回收成本，提取报酬费。如图2所示，假定合同者在2013年底达到初始商业生产产能，当项目达到初次商业产量的时期推迟1个季度，项目内部收益率下降约1%，如果推迟4个季度，项目内部收益率将下降3.2%，因此，为提高项目经济效益，投资者应尽早达到初始商业生产。

策略二：初始商业生产产能越高，项目经济效益越好

以中标的哈发亚油田为例，合同规定，哈发亚油田初始商业产能不能低于7万桶/天，即初始商业产能根据具体开况在达到初始商业生产后，初始商业产能越高，则早期回收池越大，可加快成本回收，即增加投资者早期收入，因此可以提高项目经济效益。如图3假设初始商业生产能力分别为70万桶/天，100万桶/天，150万桶/天，200万桶/天，300万桶/天，FCP为100万桶/天的方案较70万桶/天方案收益率提高了1%左右，FCP为150万桶/天的方案较100万桶/天方案收益率提高了0.5%，FCP为300万桶/天的方案较150万桶/天方案收益率提高了0.5%，表明初始商业生产产能越高，投资者内部收益率越好，因此合同者应结合地面施工和油藏开发的合理性制定早期初始产能方案，以保证投资者收益最大化。

策略三：加快早期上产速度

项目在达到FCP后，投资者可以启动成本回收，那么早期产能的上产速度直接影响当年的回收上限。如图4假定在2013年初达到初始商业生产17.5万桶/天，分析2013—2016年产能及整个合同期内产能对合同者内部收益率的影响，通过分析发现，前4年产能下降20%时，合同者内部收益率下降1.2%，合同期内产能下降20%时，内部收益率下降2.6%，前4年产能增加20%，合同者内部收益率上升1%，这一收益变动前四年的产能变化对项目内部收益影响很大。因此，合理加快早期产能的上产速度，能提高投资者的经济效益。

策略四：惩罚条款对项目效益不敏感

合同规定投资者在高峰产能期间达不到投标PPT时，单桶报酬费用会受P因子调整而相应降低产能和比例。对惩罚条款敏感性分析（如图5）表明：产能低于PPT10%时，项目内部收益率下降0.1%，表明内部收益率对高峰产量期间未达产量目标的惩罚条款较不敏感。而策略二和三分析表明早期产能对项目经济影响大于惩罚条款对项目经济效益的影响，因此在生产时可将产能尽量提前。

策略五：提高高峰时期原油产量，增加报酬费

投资者的净收益所得为税后报酬费，因此如果投资者在达到PPT要求的基础上进一步增加产能，则增加的产能产生的报酬费会增加合同者的净得。而且项目对惩罚条款不敏感，因此可以在地面设施允许的情况下尽量提高高峰产能，即使项目后期产能低于PPT要求，项目经济效益仍然会提高。如图6若2019年实际高峰产量提高至144万桶/天时，项目高峰产能至维持8年，项目内部收益率较高峰产能116万桶/天会提高0.9%。

策略六：严格控制早期投资

投资对投资者收益影响较大，分别对达到商业生产前2010—2013投资，高峰产能前2010—2016投资和整个合同期内项目投资进行了敏感性分析（如图7）。投资对内部收益率敏感性分析表明，三个时间段内投资对内部收益率影响吻合很好（三条线斜率相差很小），即三个时间段的投资对项目经济效益影响差别不大，对项目效益影响最大的为项目前期投资。当产量达到可以足够回收当年的投资后，当年投入成本都可当年回收，因此后期投资基本不影响该项目经济效益。

因此，尽量控制早期投资，使早期投产产量与投资匹配最优化。

策略七：“拐点油价”降低项目负面风险

四、合同风险分析

通过以上的分析发现服务合同的风险主要有两点：（1）内部因素主要是最终开发方案，（2）外部因素主要是油价。

特点中分析得出初始商业生产时间及早期产能、早期投资对项目效应影响很大，因此是否能够尽早达到商业初始生产并快速上产而尽早回收投资和控制早期投资是影响合同者收益的最大风险。合同者只能细致深入地研究油藏工程，让早期产能和早期工程处理能力匹配，且工程建设方面公开招标，转嫁超支风险，以使项目达到较好的收益。

外部因素主要是油价，油价由国际市场决定，合同者无法控制。通过以上分析发现当油价上涨时有利于合同者。但当油价降低到某一价格时，对合同者内部收益影响较大，则合同者效益下降的风险很大。因此合同者应该尽量规避低油价风险，在高于该拐点油价时尽量多产，超过高峰产量部分的产量可依据当时的销售市场来调整，以保证项目收益。

鉴于以上对合同介绍及经营策略的分析，合同者应该将技术和经济紧密结合，伊拉克第二轮招标中拍出油田共有8个，达到高峰产能时间都差不多，8个油田同时稳产的可能性不大。目前的油价高于60美元/桶，因此，合同者应该抢在拐点油价前争取尽量早日开始商业生产并回收投资，以规避油价及不能投资回收的风险。

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