伊朗油气资产值得投资吗？

□ 文/孟凡超



伊朗油气资产值得投资吗？

□ 文/孟凡超

全球超过80％已发现油气资产控制在国家石油公司（NOCs）手中，为满足股东要求及更长的资产生命周期（RLI），国际石油公司（IOCs）和独立石油公司不得不多元化其资产组合，将目标瞄向非常规资源，但该类资产要求更高的资本支出强度、勘探开发成本和运营成本。对于伊朗油气资产，低廉的桶油资本支出和运营支出，在当前低油价的环境下，注定将成为那些胆大玩家竞相追逐的蛋糕。

伊朗石油合同及桶油成本

目前，伊朗原油日产量320万桶，其中超过70％的产量来自寿命达到或超过50年的老油田，为弥补其8％-10％的产量下降，亟需大量资金投入。

伊朗国家石油公司（NIOC）估计，伊朗原油开采的桶油成本为8美元-10美元。根据总部位于加拿大卡尔加里的NAFT能源公司分析师分析，伊朗原油勘探开发成本加上运营成本大概在10美元-16美元/桶。根据伊朗1995-2005年开发的项目计算，伊朗陆上绿色油田项目的资本支出强度大概在每流动桶（per flowing-barrel）10000美元-15000美元，考虑到2000年到2015年3％的年均通胀率，该水平大概为北美非常规油气资产的1/3。

从1901年出现第一份以特许权形式的石油合同，到1951年改为产品分成合同（PSC），伊朗的石油合同历史悠久。1978年伊朗伊斯兰革命发生后，伊政府开始实施国有化方案，自然资源包括油气资源被划归国有，国际石油公司购买油气资产从宪法上被予以禁止。随后，1995年到2005年，出现了第三代技术合同（即著名的回购合同）。在此之间，伊朗吸引了500亿美元的投资。2010年至2014年随着国际制裁的加深，几乎所有投资者都离开了伊朗。

在回购合同模式下，一般是国际石油公司与伊朗国家石油公司（NIOC）签署回购合同，制定主体开发计划，同意资本支出天花板的参与方，明确项目开发期限，同时确定一个固定的投资回报率。国际石油公司需要承担油气田开发所有资本支出，该支出被视为对伊朗国家的一项贷款，待项目建成投产移交后，国际石油公司再定期从产品销售收入中回收投资成本、操作费用、固定报酬和银行利息；国际石油公司也可以选择以石油作为报酬。开发阶段通常只有2-4年，生产阶段约为5-10年。通过与NIOC签订回购合同并不是最好的技术服务模式，但15％-18％的投资回报率已具有足够的吸引力，在上世纪90年代和20世纪初的前几年，许多家的石油公司都是在这种模式下与NIOC开展石油贸易的。

最近，伊朗新的石油合同被官方视为“综合性石油项目合同”，虽不是PSC合同，但吸收了其中的几项优点。虽然购买油气资产虽仍然被禁止，但回购合同中的部分不足似乎也得到了弥补。在即将举办2016年伊朗石油合同许可证招标大会上，国际石油公司将就开发计划的不同部分系数进行投标，包括但不限于最低承诺工作量、产量峰值、单位运营成本、桶油费用和成本回收速度，将采用模型对每一位投标者记分。要考虑的其他的复杂因素还包括，如开发阶段及提高采收率、勘探区块的地质成功率。听起来很复杂，但随着透明度增大，NIOC承诺招投标大会肯定会成功。

新石油合作模式重点是什么？

伊朗希望到2020年，能为油气工业上游领域吸引至少1800亿美元投资，将原油产量提至570万桶/日。伊朗国家石油公司目标是，在2016年石油合同许可证招标大会上，能达成增产100万桶/日的协议，其中15万桶来自23个具有竞争力的陆上及海上油田，30万桶来自强化采油（IOR）项目，剩余55万桶则来自过去20年来发现的大型油田。最终的项目清单将于2016年一季度在伦敦举行的石油大会上公布，首轮石油合同许可证招标预计在二季度举行。

考虑到短时间内NIOC需要处理的工作量巨大，伊朗石油合同授权招标很可能会举行2到3轮。如果再考虑该国的国家现金流情况，大部分的勘探区块合同很可能会被推迟，而在2014年未被NIOC公布的大型油田IOR项目最可能出现在首轮许可证招标大会上。

NIOC追寻的技术目标总结如下：提高采收率技术，高精度盆地及油藏模拟，高分辨率地震解释、油藏描述，油田水驱与注气技术，以及水力压裂技术等。尤其针对南帕斯气田的酸性气体处理技术及相关设备，小规模LNG及天然气制液（GTL）技术，开发天然气和为满足日益增长的国内需求及区域性天然气出口合同进行的天然气货币化实践技术，以及波斯湾海洋油气勘探开发技术等需求迫切。对于里海深层油气及伊朗页岩油气等难开采油气，在中短期内不会成为NIOC勘探开发技术的首选目标。

技术转移和培训本地技术实力是新石油合同的基础，为达到此目的，新石油合同设计了一个报酬偿付分层机制，即在产量目标超额完成的情况下，允许国际石油公司将增加的费用分摊到产出的每桶石油成本里。该机制是为了鼓励国际油公司能够在油藏管理、优化及开发过程中采用最先进的技术。

谁会成为伊石油项目投标主体？

大型油气公司能带来更好的交易条件，他们可以给伊朗带来技术、资金、政治平衡能力和组织能力。同时，大型油气公司对市场风险有更强的容忍度及应对经验。据悉，道达尔、埃尼、壳牌、鲁克石油、OMV、马来西亚国油（Petronas）及印度国油（ONGC）已经与NIOC进行会谈。预计美国油气公司不会参与IPC许可证招标大会，至少首轮不会参与，因为他们眼前更关注的应该是2016年11月份的美国总统大选。

在回购合同时期已涉入伊朗油气的中型油气公司预计会再次参与投标。他们可能不会增强两国间的政治关系，但如果他们展示了很强的竞争优势及完成产能目标的能力，估计有很大机会获得日产能低于50000桶的资产，这类资产将占IPC项目清单的比例很大。在库尔德斯坦和阿曼等地有一些运营很成功的中小型勘探开发公司，他们可能参与伊朗IPC许可证招标大会，从而将业务拓展到伊朗。马士基石油在卡塔尔北方气田境内运营油气资产，DNO公司在库尔德斯坦和阿曼有很好的油气开发经验。初创公司注定不会满足NIOC的资格初审。但是，有些小型公司（juniors）可能会有机会，他们早有准备，已经跟伊朗相关部门建立联系，拥有独特的竞争优势，而且目标明确。CCED公司在阿曼3/4区块的成功就是一个例子，其在确定区块油气前景后，短短9个月的时间就完成了早期的产能建设。

通过认真研究过去10年在诸如阿曼、库尔德斯坦、安哥拉、肯尼亚和莫桑比克等新兴市场成功运营油气资产的公司，可以肯定的是，如果想成功进入伊朗油气领域，尤其是中小企业，详细规划和及早准备是关键。此外，除油公司外，油田服务公司进入伊朗也存在很大的机遇。毕竟，油田技术服务合同更是伊朗所需要的。预计斯伦贝谢将会参加伊朗石油合同（IPC）许可证招标大会，因为其已经在伊朗拥有多个项目经验。

与挪威大陆架或美国墨西哥湾油气区块投标大会不同，参加伊朗石油合同许可证招标大会，国际石油公司不应期望能在一开始就权责分明，能有很棒的购标、投标体验。理解伊朗的商业文化，学习并尊重当地的价值观念是个很好的开始。而且，参与者还应该尝试了解NIOC，了解其关注重点、任务及目标。一份完整的计划，与股东沟通，了解市场动态，以及进入伊朗后的开发规划至关重要。如果在参加招标大会之前，参与者能够做好尽职调查，制订完整的进入战略及风险消除计划，其将获得更高的成功可能性。

投资者进入伊朗等此类新兴市场都期望能获得更高的投资回报，但也应该注意此类市场的高风险。通常油气资产是该类国家唯一的收入来源，所以油气工业常具有很强的政治属性，这增加了进入及之后运营过程中的风险和复杂性。

总体来说，中东地区不是最理想的投资地，伊朗尤其如此。商业监测国际（BMI）公司给出的百分制投资评级系统显示，考虑到贸易和投资风险，伊朗得分仅为28.1，是该地区18个国家中排名第4的高风险国家。较高的国家风险意味着更高的保险费率和成本支出，同时伊朗对汇率进行管制，官方汇率与黑市汇率共存，国内通胀率高达2位数等都增加了在伊投资的风险。虽然伊朗的商业团体及私营部门与国际公司有很长的商业贸易史，但在公司合作上，实现长期、双赢的合作局面并不常见。

伊朗石油部长反复强调即使在当前低油价环境下，伊朗仍将继续开放，考虑到伊朗极低的桶油开采成本，即便在油价为40美元-50美元/桶的情况下，也能确保国家与投资者获得合理的利润。一些市场分析人士相信目前的低油价已经充分反映了在2016年一季度“联合全面行动计划”实施后伊朗原油解禁对市场的影响，但是仍然很难估计出其对国际油价的影响程度。

历史上，OPEC多会在内部消化其成员国原油产量的增长，从而保证其整体原油产量上限。但最近该组织的战略表明其为了维护市场份额很可能不会内部消化伊朗石油产量的增长，以便进一步打击非常规油气的未来产能。

伊朗油气重返世界石油市场对全球油气勘探行业而言或许不是个好消息，但对那些想趁机买入低桶油成本资产的企业来说是个新机遇—毕竟新的优质资产的出现，将为其平衡资产组合提供了更多的选择机会。

（作者系中国石油化工联合会研究员）