您现在的位置:首页 > 数字期刊当前期刊政策研究
中国陆上油气对外合作区块总体开发方案相关管理问题解析
更新日期:2017-01-20    作者:孔令峰,魏正学(中国石油天然气集团公司);罗成玉(中国石油长庆油田公司)    【字体:
 

摘 要:中国陆上油气对外合作区块总体开发方案是油气田开发决策的基础性文件,目前由国家发改委按照核准程序履行国家审批职能。中方石油公司在审查总体开发方案过程中发现的问题主要集中在总体开发方案的编制和执行方面,包括技术方案和投资与效益指标争议、执行过程中的偏差和调整过大、弃置管理制度缺失、总体开发方案与石油合同不匹配等问题,导致国家和中方石油公司较大利益损失。其原因除了中方石油公司缺乏对外合作管理经验、准入门槛过低、管控能力不足之外,国家在油气对外合作管理方面的法律法规和油气行业基本管理制度的长期缺位是问题的主要根源。要解决这些问题,需要建立健全国家油气行业管理和对外合作管理方面的法律法规,尽快修改完善标准石油合同,国家相关部委应进一步完善和明确审批和监管职能,出台一些必要的油气行业管理制度,中方石油公司内部更是要加强对外合作项目管理,完善对外合作项目前期工作程序。

关键词:石油天然气;勘探开发;对外合作石油合同;总体开发方案;核准;石油天然气法;行业管理

 

Analysis on management problems about overall development plans of China onshore oil and gas foreign cooperation blocks

KONG Lingfeng1, WEI Zhengxue1, LUO Chengyu2

(1. China National Petroleum Corporation; 2. PetroChina Changqing Oilfield Company)

AbstractOverall development plan is the fundamental document for making development decision of an onshore petroleum foreign cooperation block in China, which is under the examination and approval by the National Development and Reform Committee through the checking procedure. Main problems found during the examination process by China’s oil companies are concentrated on the formation and execution of overall development plans, including the dispute on technological schemes and investment & economic indexes, the deviation and over-adjustment for the approved plan, the absence of the management stipulation on oilfield facilities disposal, and the mismatching between the overall development plan and the petroleum contract. These problems resulted in huge economic loss of the central government and the national oil companies. Besides the reasons such as the poor experience on foreign cooperation management from the China’s oil companies’ sides, the weak control capabilities on foreign cooperation projects and the low admittance standards for the foreign oil companies’ entry, the core is the long-term absence of the fundamental law and regulations on foreign cooperation, and the fundamental regulations on petroleum industry management. The paper suggests to set up and perfecting these fundamental law and regulations on the nation level, amending and bettering the standard petroleum contract. Government should further consummate and define the duty of examination and supervision and issue the fundamental regulations on petroleum industry management. National oil companies should wholly reinforce the management and perfect the preliminary work procedure of foreign cooperation projects.

Key wordsoil and gas; exploration and development; foreign cooperation petroleum contract; overall development plan; project approval; petroleum law; industrial management

 

国内陆上石油天然气勘探开发对外合作始于1985年,历经30多年的发展,在引进资金、技术、管理经验,提升国内石油工业发展整体水平的同时,为国内石油工业走出去,参与国际能源治理创造了条件[1]

截至目前,中国还没有出台石油天然气法,对外合作依据的基本法规是“中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例”[2](以下简称条例),条例最早颁布于1993年,历经2001年、2007年和2011年三次修订。该条例赋予中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司油气开发合作项目的对外谈判和签约权,并规定石油合同由商务部审批,总体开发方案[3]由国家发展和改革委员会(以下简称国家发改委)审批。该条例明确,除非合同另有约定,外国合作者应单独投资进行勘探,发现有商业开采价值的油(气)田后,由外国合作者与中方石油公司共同投资合作开发。在此基础上,国务院法制办、商务部等部门参与制定产品分成标准合同[4]

2013年国务院对该条例进行了进一步修改,将由商务部审批石油合同改为向商务部报送合同有关情况[5]2014年颁布的《外商投资项目核准和备案管理办法》[6]规定,《外商投资产业指导目录》中有中方控股(含相对控股)要求的总投资(含增资)3亿美元及以上鼓励类项目,由国家发改委核准。现行《外商投资产业指导目录》(2015年修订)将石油、天然气(含油页岩、油砂、页岩气、煤层气等非常规油气)的勘探开发和矿井瓦斯利用列为鼓励类外商投资产业目录,但是限于合资、合作方式。最新颁布的政府核准的投资项目目录(2016年本)[7]规定,《外商投资产业指导目录》中总投资(含增资)3亿美元及以上限制类项目,由国务院投资主管部门核准,其中总投资(含增资)20亿美元及以上项目报国务院备案;总投资(含增资)3亿美元以下限制类项目,由省级政府核准。油气勘探开发对外合作项目归类到限于合资、合作方式的外商投资项目,按限制类外商投资项目执行总体开发方案核准规定。

 

1 总体开发方案基本概念和审批(核准)程序

 

对外合作区块总体开发方案是油气开发决策的依据和指导性文件,是作业者必须根据国家有关开采石油资源的规定制订,并在区块前期研究阶段结束后提交审批,经国务院指定部门批准后,才能作为开发作业和生产作业的实施依据[2]。总体开发方案内容包括地质与油气藏工程钻井完井与采油工艺、地面(海洋)石油工程、健康安全环境保护、油气市场、开发费用估算和经济评价等,体现了区块前期阶段的研究成果。对外合作区块强调对整个区块发现油气藏的总体开发部署,除保留开发面积外的区块面积将退出合作,除非双方另有约定;无论是否考虑分期开发,总体开发部署均应覆盖整个开发生产期,开发生产期限由石油合同约定。总体开发方案编制和审批要求,体现了资源国政府在合同约定的勘探和评价阶段对外方合作者充分开展工作的督促作用,也是尽可能多地发现储量、最大化开发利用资源的措施体现。批准后的总体开发方案在实施过程中可根据实际情况进行相应调整,但需要报国家发改委申请核准变更,变更事项主要包括但不限于:建设地点,主要建设内容(建井数、产能规模和建设投资等),合作者或股权的变化等[6]。考虑到地下油气储量看不见、摸不着,本身就允许一定幅度的计算误差,开发过程中主要建设内容也会随着储量变化情况进行调整,通常只对变化幅度超过20%的总体开发方案进行核准变更。

在石油合同既定情况下,对外合作区块总体开发方案是决定资源国政府、中方石油公司和外方合作者利益划分的关键依据,决定了各自能够分到的权益份额及回收分成顺序。三方立场不同,权责不同,在投入上也有差异,因此对总体开发方案的关注点各有侧重。资源国希望通过对外合作加大油气勘探开发投入,多发现油气资源,充分开采油气储量,增加国内油气供应,从而增加矿费(资源税)、增值税、石油特别收益金、企业所得税等税费和政府分成(留成油)收入;在外方合作者回收全部投资并获得一定利润时,希望中方石油公司能够接管作业,以保障中方的利益。中方石油公司是国家授权开展对外合作的执行者,担任国家石油公司的角色,是对外合作区块油气矿权和油气资产的持有者,整体掌控对外合作项目按照国家法律法规和国家石油公司规章制度运行;中方石油公司也是合作伙伴,通过产品分成取得投资收益,因此,中方石油公司可以选择在开发阶段降低投资比例,在税费负担过重、效益低迷情况下采取相应的项目优化运行措施,可以从效益、管理、安全环保等因素出发考虑是否接管作业。外方合作者属于外商投资人,首先关注的是投资效益最大化和投资风险有效控制,通常会优先动用优质资源,把握油气价格高企时机,综合平衡资金成本和机会成本,快速获得产量,回收投资,降低风险,或者选择在项目取得预期回报、估值较高的时机转让权益。

对外合作项目总体开发方案在中方石油公司上报国家发改委审批(核准)之前,需要通过中方石油公司内部的审查。国家发改委审批(核准)主要关注项目在法律法规、产业发展规划、产业政策、外汇管理等方面的合规性,以及资源有效利用情况、安全环保节能用地情况、公众利益影响等方面。对于一些重大油气开发项目,国家发改委通常会委托第三方咨询机构对总体开发方案进行评估,只有通过评估的总体开发方案才能进入审批(核准)阶段。中方石油公司对总体开发方案的审查首先要涵盖国家发改委审批(核准)关注事项;其次则更多体现在专业技术和投资效益方面,重点审核油气储量、开发部署、工程技术方案、产品销售、投资估算与经济评价,以及安全、环保、节能、节水等技术措施;同时关注工程技术和工程建设服务、主要设备和大宗材料的技术标准和采购方案,以及地质、工程和投资风险的分析和应对措施等。对于需要上报国家审批(核准)的总体开发方案,中方石油公司在内部审查阶段通常也开展第三方评估工作,通过强化方案论证提高投资决策的科学性。

国际大石油公司担任作业者时,通常会综合平衡全球投资机会,对项目是否进入开发期的决策较为果断,体现了较高的专业水平和行业准则;为了获取最大利益,也会选择主动推动总体开发方案获批顺利进入开发期、争取最大的合作区块保留面积和最大的投资额度,再根据最有利的时机将区块投入开发;遇到油气市场低迷时则考虑延缓实施、分步实施或大幅调整总体开发方案,充分利用石油合同中的有利条款获取最大的经济效益,经营策略较为灵活。资金和技术实力、经营规模较小的石油公司担任作业者时,在遇到开发技术障碍、油气市场行情不好或融资困难时,则通常采用拖延方式,利用资源国政府监管法律缺失、石油合同中的终止和延期条款不清[8]、仲裁过程繁冗等方面的漏洞,甚至通过外交层面或引用双方国家投资贸易协定相关条款向资源国政府施压,既不按时完成合同约定的最低义务工作量,又牵强附会地要求申请延长勘探期,即使提交总体开发方案后也不积极配合中方石油公司的审核和国家发改委的审批工作。在移交作业权方面,即使石油合同条款有相关约定,部分外方石油公司也会利用作业者身份,通过持续性或间歇性的新增投资-回收投资循环,延缓满足作业权移交条件的时间节点。此外,石油合同中关于作业者提取上级管理费”的定义模糊[8],很多对外合作项目审计均发现外方作业者提取数额过高的上级管理费,从项目上谋取进一步的利益。

 

2 总体开发方案在审批和执行过程中遇到的主要问题

 

本文统计20002015年国内25个陆上油气对外合作区块项目——包括赵东、长北、川东北和苏里格南项目等22个油气勘探开发项目和3个煤层气勘探开发项目,在总体开发方案审批和执行过程中遇到的情况。总体上看,由小型石油公司担任作业者的项目,绝大多数都会选择依托项目所在油气田企业的技术力量开展各项工程方案编制、实施和生产运行管理服务,编制的总体开发方案基本依照中方石油公司的油气田勘探开发管理制度,在中方石油公司审查和国家发改委审批(核准)过程中很少遇到问题,最多会在工程方案优化方面出现小的分歧。由国际大石油公司担任作业者的项目中,国别特征比较弱的跨国石油公司在坚持国际惯例的同时会适当考虑资源国的特殊国情和油气工业管理特点,主要以协商方式解决双方分歧。个别国别特征明显、作风霸道的独立石油公司多会强调“国际惯例”,对待双方分歧的处理方式较为极端,动辄诉诸国际仲裁或诉讼,而不是选择协商或接受调解。

中方石油公司在总体开发方案审查过程中,发现的问题主要集中在总体开发方案的编制和执行方面:包括技术方案和投资与效益指标争议;执行过程中的偏差和调整过大;弃置管理制度缺失;总体开发方案与石油合同不匹配等。这些问题对资源国政府和中方石油公司的利益影响较大,也存在较大争议。

2.1 总体开发方案中技术方案和投资与效益指标问题

2.1.1 在储量标准和开发方式选择方面的分歧

一些担任作业者的独立石油公司坚持用国际上比较通用的SEC储量[9],即证实(P1)和控制(P2)可采储量总和作为总体开发方案的编制基础,但2P可采储量与国土资源部批复的探明可采储量存在一定的差异,中方要求说明总体开发方案到底动用了多少探明地质储量,但个别作业者选择忽视中方要求,理由是不符合国际惯例。由此引出的恶劣影响是一些独立石油公司在编制总体开发方案时,对拟动用储量存在严重的挑肥拣瘦现象,优先动用孔渗条件最好、丰度最高的储量区域,采取大泵提油方式快速开采,初期采油速度过高,导致油藏过早水淹,甚至爆性水淹,采收率降低。而中方自营油田的开发原则通常是,确保取得好的经济效益和较高的采收率,尽可能优化井网、井距、井型,力争一次布井覆盖全部探明地质储量,尽可能提高探明储量动用率,设计合理的采油速度,综合平衡单井稳产和区块稳产,尽可能保持较长时间的稳产,实现较高的采收率。表面上看,对外合作区块开发井控制范围内储量的采收率并不低,但由于区块整体储量动用率较低,区块整体采收率明显降低。这造成中方石油公司在接手作业时,可能面对的是水淹严重、油水界面混乱、剩余油分布极为复杂的油藏,继续开采价值很低。此类独立石油公司往往基于项目未来的资本运作预期,并不谋求长期运营,以少数高产井、少量投资制造出高产高效的形象,以小部分优质储量的高效开发掩盖剩余储量品质较低的问题,拟在资本市场将项目高价转手,套取较大的经济效益。

例如,国内某油田对外合作项目,外方作业者就曾在项目高产阶段结束之前,编制上报了一版补充开发方案,推荐方案是将区块“潜在商业储量”纳入产能建设的规划方案,且测算投资效益好于仅开发剩余2P可采储量的基础方案,规划方案投资大、产量高、效益好,基础方案投资小、产量低、效益差。经审查发现,作业者在规划方案中增加了部分投资少、效益好的措施产量,预计潜在商业储量开发井单产要高于2P储量开发井单产,但基础方案中没有措施产量。因此,中方石油公司要求外方作业者进一步落实潜在商业储量、核实产量预期、补充相关测算依据,但该作业者坚持推荐规划方案,采取拖延手段不予修改,反而连续多次致函中方石油公司强硬督促尽快予以批复。随后中方石油公司从国际资本市场公开披露信息中发现,该作业者正在与潜在买家商谈项目权益出售事宜,基本达成协议后买家披露了相关交易信息,随后外方作业者才函告中方石油公司其转让权益情况。同样是该项目,在涉及钻采工程、重大地面工程(海工工程)装置投资方面,外方作业者在编制总体开发方案时坚持用中标价格作为估算投资,当中方石油公司要求其提供详细的工程造价概算,以便有效控制投资时,外方合作者依旧采取拖延战术,迟迟不予提供。

2.1.2 在项目投资基准收益率方面存在分歧

对于投资项目的基准收益率,中方石油公司要求项目全投资税后内部收益率要高于12%,所执行的是国家发改委和建设部于2006颁布的《建设项目经济评价方法与参数》(发改投资[2006]1325号),以及国家发改委和住房城乡建设部2013年《关于调整部分行业建设项目财务基准收益率的通知》(发改投资[2013]586号);而外方作业者认为中方石油公司投资内部收益率达到12%即可,外方仅要求8%的内部收益率,并称中国政府和中方石油公司规定的项目基准收益率不适用于对外合作项目。

外方作业者对投资项目基准收益率的要求高低有多方面的因素。2008年国际金融危机以后,美联储实施了大规模量化宽松政策,国际资本市场上美元融资成本较低[10]2010年初至2014年上半年国际原油价格持续高企,中国国内油气需求旺盛,外方作业者采用有油快流的开采方式,单井服役期仅30个月左右,油气产销两旺,投资风险很低,因此外方作业者可以降低基准收益率要求;而且,外方作业者抓住国际油气市场供应宽松趋势确立时机,希望在高油价阶段末期尽量做大项目估值,以较低的折现率尽快转手出让区块权益。但对于开发投资权益比例51%的中方石油公司来说,同期国内融资成本较高,上市业务加权平均资本成本(WACC)多在10%12%之间[11-12],对总体开发方案要求达到12%的基准收益率既符合国家要求,也体现了高效、核心、可持续发展的需要,同时成为高油价阶段避免低技术开发和盲目扩大生产导致投资风险的必要举措,是中方石油公司在中国开展油气上游合作项目必须要坚持的准则之一。

2.2 总体开发方案执行过程中的偏差和调整问题

对外合作项目总体开发方案要考虑从投入开发一直到合同生产期末的全部开发生产活动,时间跨度较大,油气市场和价格行情时刻影响着项目的效益。在总体开发方案执行过程中,作业者可能会加快或放缓产能建设速度,主要建设内容出现偏差,进行必要调整的情况也较为常见。国际大石油公司担任作业者的项目,通常会针对较大调整情况及时编制调整开发方案或补充开发方案,并上报中方石油公司审查,获取国家发改委的审批(核准);而个别独立石油公司会无视中方石油公司要求,执意忽视总体开发方案重大变更审批(核准)手续,理由依然是遵循“国际惯例”行事,项目生产规模未超出获批总体开发方案的生产规模,但开发井工作量、开发投资和动用储量已远远超过获批总体开发方案设计范围,甚至已成倍增加。担任作业者的独立石油公司已经从项目中获得足够的现金流进行滚动投资,不需要再申请更多的入境外汇额度,因此会忽略总体开发方案重大变更审批(核准)手续。所谓“国际惯例”,并没有任何一个国际协定和国际组织给予其明确定义,除非项目合作方共同达成协议,否则无法作为合作项目的行事准则。但个别独立石油公司坚持认为凡是在“条例”和石油合同中没有阐明的都不具备法律效力,以其自己理解的“国际惯例”凌驾于国内油气行业管理制度之上,甚至“条例”的法律效力也不足以约束“国际惯例”,这些现象也间接体现了中国“条例”的法律等级较低[13],国家石油天然气法长期缺位问题较为严重[14]

更有甚者,个别项目担任作业者的独立石油公司为了自身投资利益的最大化,利用“条例”和合同漏洞一再拖延投产日期,在资源落实、主体开发技术成熟、资金到位、市场供不应求等情况下,总体开发方案获批长达数年不投产。而且在总体开发方案调整方案审查过程中,在产能规模不变、建设内容没有大的改变的情况下,投资增幅翻倍增长,与处于同一盆地、地理位置相邻、资源品质相近、自然环境基本相同且同期投入开发的自营区块相比,单位产能投资水平高出3倍以上。中方石油公司对其已完成投资开展联合账簿审计,担任作业者的独立石油公司对审计整改要求拒之不理,声称除非是经其同意的第三方审计才予以接受。当项目开发投资一再增加、投产时间一再延后时,项目整体投资效益必然下降,所有合作方的投资收益都会受到影响,但该项目作业者完全不顾及其国际声誉,长期拖延投产日期,开发投资增加到极不科学的规模。

经分析,产品价格上涨预期是造成作业者这种行为的主要原因。由于中国政府长期对国内天然气价格进行管制,项目产品价格上调预期强烈,作业者一再拖延项目投产时间,20148月国家发改委首次上调非居民存量天然气价格后,作业者终于开始加快投产进度。第二个原因则来自石油合同条款,即该区块产品分成合同约定开发投资可以按每年9%的复利回收利息,对照项目从总体开发方案获批到投产同时期的国际金融环境,美元35年期企业债利率在2%3%左右[10],仅此一项就可以让作业者获取极大的收益空间。初步估算,该项目在主要投资早已发生、投产推迟近6年的情况下,累计需要回收的开发投资和利息将增加67.7%,预计累计回收金额达到原始投资额2倍以上,在拖延投产阶段每年也可获得超过6%的净收益,远高于同期海外美元投资的收益水平。项目拖延的最终结果可能造成项目利润归零,合作双方所得税也归零,结果是政府税收严重流失。由此也容易理解作业者为什么要尽可能增加开发投资,尽可能拖延项目投产时间。在国家发改委审批该项目调整开发方案过程中,作业者同样千方百计拖延时间,也不按照国家发改委委托的第三方咨询机构评估要求修改、完善补充开发方案。除了以合作伙伴身份进行督促,中方石油公司并无明确的行政或法律管控手段迫使作业者加快进度。

关于开发投资按年利率9%的复利回收利息的条款通常存在于勘探开发一体化的对外合作区块,源于上世纪九十年代初期的标准石油合同,当时的背景是国内通货膨胀水平较高,银行利率波动较大,国内石油工业综合实力也较弱,需要以较优惠条件引进资金和技术。中国自2001年加入了世界贸易组织后,国民经济实现了持续快速发展,通货膨胀总体控制在温和水平[15],银行利率波动幅度很小,国内石油工业也取得了长足发展,技术和资金实力、国际竞争力显著增强[16],年利率9%的复利是否过高甚至该条款是否继续适用,很值得商榷。类似情况在国际上也不多见,而且容易理解为油气对外合作外商投资者长期享受超国民待遇。

2.3 弃置方案和弃置费用计提问题

中国自营油气田开发较少考虑编制弃置方案问题,随着一些海洋油气对外合作区块陆续进入生产后期,海上油气生产设施弃置问题率先出现。20106月,国家发改委等5部委联合颁布了《海上油气生产设施废弃处置管理暂行规定》[17],该规定是依据《中华人民共和国海洋环境保护法》和《中华人民共和国海洋倾废管理条例》等法规,为加强海上油气生产设施废弃处置的管理与监督,落实海上油气田废弃处置的权利和义务而制定的,要求油气田作业者在项目核准或备案时,同时上报油气田设施废弃处置预备方案,在油气田实施废弃处置前上报油气田废弃处置实施方案,未编制预备方案的需要补编并补报备案。该规定明确要求预备方案和实施方案内容均应包括弃置方式、弃置费估算、弃置费计提、使用和监管方法。时值国际油价高企,虽然在海上油气对外合作老项目中推行时遇到来自外方作业者的强力抵制,最终还是能够推行下去。

对于陆上油气对外合作项目,国家迟迟没有出台油气生产设施弃置处置管理办法。中方石油公司为了保障国家和公司利益,按照公司内部“油气田开发生产设施管理规定”要求外方作业者编制弃置预备方案,但鲜有外方作业者在提交新项目总体开发方案时附上弃置预备方案,更没有老项目补报弃置预备方案。对外合作区块油气田开发多采用“有油快流”方式进行滚动开发,生产期或合同期末的生产设施弃置需要大量费用。一旦遇到外方合作者转让合同权益,脱离了中方政府和中方石油公司监管,新接手方不愿意承担原外方合作者在转让权益之前的弃置费用,最终要么是中方石油公司自己承担弃置义务,要么双方达成协议基于区块未来产量提取弃置费用,项目收益下降,中方利益损失。

弃置费用计提的主要原则是足额、及时,但《海上油气生产设施废弃处置管理暂行规定》在弃置费计提方法上界定不够清晰,作业者可选择年限平均法或产量法计提弃置费,计提方法一旦确定不得变更,一个油气田只能选择一种计提方法。从海上油气田主流开采方式看,油气产量前期很高,中后期递减很快,通常等不到生产期结束合作者就可能转让权益,采用年限平均法计提弃置费会遇到初期产量高但计提不足、中后期产量太低无法足额计提的问题;以产量法计提更能保障弃置费的足额及时计提,相当于把弃置费分摊到项目生产期内所有可采储量,不会出现计提不足问题。但外方作业者与中方石油公司立场不同,外方作业者会选择年限平均法,中方石油公司要求采用产量法,因为此项规定导致双方分歧,且无法依据国家法规裁决,最终上升到项目弃置预备方案和总体开发方案层面分歧管控问题。

2.4 总体开发方案和石油合同不匹配问题

个别对外合作区块总体开发方案在上报审查时,发现缺少对应区块的石油合同,从而无法就该区块开发的合法性做出判定。外方作业者却坚称,该区块是国家发改委单独批准开展对外合作的,作业者与临近区块作业者是同一家外资公司,已与中方石油公司签署了临近区块石油合同的补充协议,临近区块石油合同的补充协议将该区块纳入了临近区块石油合同范围。石油合同是界定对外合作各方权利和义务的基本文件,也决定了合作各方利益划分的根本原则。撇开新区块是否按照10年前签订的其他区块石油合同执行的问题,即使合作双方同意新区块可以与老区块适用相同的利益划分条款,在法律上也应单独签订新区块的石油合同,不可能用无直接法律关系的临近区块石油合同覆盖新区块。

个别老区块在石油合同执行过程中发现了有开发价值的新层系,作业者却编制了一份原总体开发方案的补充开发方案上报审查。虽然国内标准石油合同没有对勘探开发层系进行明确限定,发现的新层系油气资源,可以包括在该区块石油合同范围内,即新层系油气储量经国土资源部批准、取得采矿权证后可以投入开发,但需要一个单独的以新层系资源为开发对象的总体开发方案作为基础。由此涉及已建开发设施的配套调整问题,也应纳入到新层系总体开发方案中。这是对新增投入产出对应关系的基本体现,是界定新层系开发投资与成本费用回收、利润分成的需要,也是判定新层系开发投资效益的依据,必须要与老层系开发划清界限,不能够以原总体开发方案的补充开发方案替代。

2.5 从总体开发方案审查引申出来的其他问题

从对外合作区块总体开发方案审查发现的主要问题引申开来,还有相关的其他问题,包括中方石油公司是否参与开发投资,煤层气、页岩气、致密油气总体开发方案编制依据,由于前期石油合同的分成条款已定而在总体开发方案审查阶段缺少中方利益保障手段问题等。

2.5.1 中方石油公司是否参与开发投资

中方石油公司选择不参与开发投资,以资源换效益,表面看中方石油公司获得“干股”分红,但实际上外方合作者的投资回报可能更高;或者从鼓励资金技术实力较弱的外国合作者角度,中方石油公司选择参与勘探阶段投资,在回收勘探投资方面也与外方合作者处于同等地位。这些做法是否与“条例”阐述的,“外国合作者单独投资进行勘探,负责勘探作业,并承担勘探风险;发现有商业开采价值的油(气)田后,由外国合作者与中方石油公司共同投资合作开发”基本精神相符,还值得认真商榷。

2.5.2 煤层气、页岩气、致密油气总体开发方案编制依据

煤层气、页岩气、致密油气勘探开发的特点与常规油气明显不同[18-20],资源赋存和工程效果的不确定性均较大,基本不可能先全部探明地质储量再整体投入开发,通常围绕评价确定的甜点区进行滚动开发。从鼓励开发低品位资源角度出发,外方作业者在编制总体开发方案时,应当考虑允许以含有部分控制和预测资源量的储量为基础编制滚动开发方案,允许根据开发进展逐步、分批退出不具备开发前景的合同面积。但为了避免开发过程失控,确保开发生产的连续性和稳定性,必须对作业者在不可抗力因素之外的开发生产暂停行为进行严格限定,杜绝只圈地、不作为”现象。

2.5.3 对外油气合作项目的前期可行性研究问题

中方石油公司投资主管部门在审查总体开发方案效益指标时,发现中方效益情况已在签订石油合同阶段被分成条款基本“锁定”,常用的压减投资规模、降低成本费用等手段很难发挥作用,这与持有项目51%投资权益的控股地位极不相称。这说明,对外合作项目前期研究阶段存在漏洞,在总体开发方案审查之前缺失了对外合作可行性研究过程。对外合作项目可行性研究应该一揽子研究对外合作的必要性、可行性,根据中方石油公司对资源的现有认识,确定选择外方合作者在勘探开发技术、资金实力和管理经验方面的必要条件,同时对区块未来的资源前景、开发技术、投资规模、经济效益等做出判断;并根据期望的收益区间,确定石油合同中的投资权益和分成等关键条款,从根本上保障国家和中方石油公司的利益。对外合作项目可行性研究作为前期工作的一个重要阶段,属于重大决策事项,应该按照投资管理规范履行报告编制、第三方评估和审批程序,由中方石油公司管理层集体决策。石油合同谈判也必须与区块对外合作可行性研究结合进行,谈判条款的确定必须以可行性研究测算结果作为支持和依据,这样才能够对冲2013年商务部下放石油合同审批权限带来的决策风险。

 

3 问题根源分析

 

总体上,从中方角度来看,外方合作者在对外合作区块总体开发方案编制、审批和执行过程中出现的一系列问题,所体现的都是双方经济利益的博弈。造成中方石油公司和政府收益损失的主要原因,除了中方石油公司缺乏对外合作管理经验、准入门槛过低、管控能力不足之外,国家在油气对外合作管理方面的法律法规和国家层面油气行业基本管理制度的长期缺位是问题的主要根源。

在问题比较集中的煤层气对外合作方面,个别对外合作区块遇到法律纠纷,尤其是上升到政府层面之后,中方石油公司被要求“降至公司层面优先协商解决”。当妥协成为控制事态的主要手段,而不是尽快填补法律和制度漏洞时,容易造成一些中小合作者更加有恃无恐,霸住合作区块长期不作为,这种现象在煤层气对外合作中有所体现[21]。特定国家的个别独立石油公司,有着丰富的国际油气项目运作经验,也善于钻研和利用资源国法律法规方面的漏洞,制造一切可能的机会谋求自身利益最大化,具有典型的国际热钱投机特征,对中方利益能够造成很大损失,监管防范困难。

油气对外合作项目管理,本质上就是油气勘探开发项目的管理,都应属于矿权持有者——中方石油公司的管理范围。对外油气合作项目本质上讲,也不过是通过石油合同,以合作模式把作业权和作业权附带的权利与义务一起赋予作业者,无论是外方合作者担任作业者或者中方石油公司担任作业者,一切勘探开发生产作业活动都应该受到国家法律法规、油气行业规章制度和中方石油公司的监管,这些都需要以法律的形式确定下来。但目前中国油气对外合作管理方面仅有一部国家“条例”,条款也较为简单粗糙,缺少实施细则,其他关键法律,例如矿产资源法、外资企业法、审计法等,对开展油气合作的外资企业管理适用问题也没有明确阐述。“条例”规定的总体开发方案审批程序,在实际操作中逐渐演变成核准程序,行政放权超越了法律法规,这种做法需要进一步商榷;石油合同审批改为报送有关情况,容易造成标准石油合同已经失效的误解,与国际上通行的石油合同管理方式大相径庭;陆上油气对外合作弃置管理规定迟迟缺位,繁重的弃置义务仍然无从落实。中方石油公司从原国家石油部继承下来的行业管理制度已经变成了公司内部管理制度,除非重新上升到国家油气行业管理方面的规章制度,否则难以贯彻到对外合作区块管理中。此外,整个石油行业在法律方面也存在立法分散、层级较低,重要法律缺位,法律陈旧滞后、体系不健全等问题,缺乏一部统一的《石油天然气法》[22],这与中国油气资源所处的战略地位极为不符。

 

4 措施建议

 

4.1 建立健全中国油气对外合作法律法规

要从根本上解决油气对外合作总体开发方案审批遇到的一系列问题,首先需要建立健全国家油气行业管理和对外合作管理方面的法律法规。但考虑到制定国家石油天然气法的立法过程可能较长,为了进一步鼓励油气对外合作,合理保障国家和中方石油公司利益,应尽快修改完善对外合作条例,配套出台实施细则,或者尽快将其上升到国家法律层面,是目前规范油气对外合作管理的快捷途径。补充完善至少应涉及以下几个方面:1)填补对外合作条例中缺少的总体开发方案编制应遵循的相关规定,在基本原则上需要与国内现行的油气行业管理规定保持一致;2)明确对外合作项目合同延期、终止和退出机制,适当简化相关程序,依法将不具备技术和资金实力、长期不作为的外方作业者清理出去;3)将标准石油合同纳入条例,明确作为条例附件,提升标准石油合同的法律效力;4)增加项目审计管理、审计效力方面的内容,明确中方石油公司对联合账簿的审计结论经国家审计署备案后具有国家审计效力,同时明确作业者的整改义务;5)明确中方石油公司有不参与开发投资的权利;6)明确对外合作油气田弃置义务,明确弃置费计提和使用基本原则。

4.2 修改完善标准石油合同

建议尽快修改完善标准石油合同,将条例主要内容全面予以体现,并明确作为条例的附件。至少应修改以下几个方面:1)删除已经过时的条款,例如开发投资可按9%复利回收利息,或者调整为国际通行的按照伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)加一定利率的方式抵御通货膨胀因素,将作业者上级管理费计提与产量因素挂钩等;2)明确涵盖的油气层系和资源种类,明确适用的储量管理标准,必须满足国内油气储量管理相关规定;3)明确总体开发方案编制和审查程序要求,包括非常规油气总体开发方案编制原则,并明确总体开发方案对储量动用率和期末采出程度的最低要求、项目投资效益标准等,不能低于国家要求和国内同类项目水平;4)强调中方石油公司审计效力和作业者按照审计要求进行整改的义务,项目会计程序必须同时符合中方石油公司管理要求;5)明确中方石油公司选择不参与开发投资情况的分成原则;6)收紧对作业者在不可抗力因素之外的开发暂停、生产暂停行为的约束,规定相应的惩罚措施;7)进一步明确合同勘探期(评价期)、开发期和生产期的延期约束条件;8)细化合同终止条款适用情形,并补充合同自动终止条款。

4.3 进一步完善审批和监管职能,出台必要的油气行业管理制度

建议国家相关部委进一步完善和明确审批和监管职能,出台一些必要的油气行业管理制度,包括但不限于以下几个方面:1)明确新签石油合同、修改石油合同的审批或备案规定,明确报送有关情况的确切含义;2)出台陆上油气对外合作区块油气生产设施弃置管理规定;3)在国家标准基础上,尽快完善并发布总体开发方案编制规定,明确对外合作区块总体开发方案、补充开发方案、调整方案的审批管理规定,对外合作区块储量管理规定,以及适用的勘探开发生产作业监管规定。

4.4 石油公司应加强对外合作项目管理

建议中方石油公司内部加强对外合作项目管理,将其作为国家审批的重大投资项目进行管理,完善对外合作前期工作程序,增加区块开展对外合作可行性研究报告编制、评估和审批程序,并由中方石油公司管理层集体决策。在中方石油公司层面建立统一的管理团队,制定对外合作管理制度,履行监督管理职能。对外合作项目可行性研究审批、石油合同谈判签约和联合账簿管理等重大事项分别由中方石油公司投资管理、法律事务和财务部门统一归口管理。加强对外合作项目管理队伍建设,提高项目中方人员业务素质和国际项目管理能力。

 

参考文献:

[1] 曾兴球. 中国早期陆上石油对外合作与国际招标[J]. 能源, 2015 (3): 108-112.

[2] 国务院. 国务院关于修改《中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例》的决定(国务院令第606号) [S/OL]. (2011-09-30. http://www.gov.cn/gongbao/content/2011/content_1977822.htm.

[3] 石油工业标准化技术委员会. 油田总体开发方案编制指南(中华人民共和国石油天然气行业标准: SY/T 10011-2006[S]. 北京: 石油工业出版社, 2006.

[4] 韩学功. “引进来、走出去开创国际石油合作新局面——改革开放以来中国开展国际石油合作的回顾与展望[J]. 中国石油和化工经济分析, 2008 (11): 40-46.

[5] 国务院. 国务院关于废止和修改部分行政法规的决定(国务院令第638号)[S/OL]. (2013-07-18). http://www.gov.cn/zwgk/2013-07/26/content_2456151.htm.

[6] 国家发展和改革委员会. 外商投资项目核准和备案管理办法(国家发展和改革委员会令第12号令)[S/OL]. (2014-05-17). http://www.sdpc.gov.cn/gzdt/201405/W020140521525371323624.pdf.

[7] 国务院. 国务院关于发布政府核准的投资项目目录(2016年本)的通知(国发[2016]72号)[S/OL]. http://www.gov.cn/zhengce/content/2016-12/20/content_5150587.htm.

[8] 辛恬, 许志明, 吴锦嵩. 中国石油对外合作项目产品分成合同探讨[J]. 天然气技术与经济, 2013 (2): 65-67.

[9] 张伦友. 国内外油气储量的概念对比与剖析[J]. 天然气工业, 2005 (2): 186-189.

[10] 白云霞, 邱穆青, 李伟. 投融资期限错配及其制度解释——来自中美两国金融市场的比较[J]. 中国工业经济, 2016 (7): 23-39.

[11] 张令银. 我国上市中央企业平均资本成本分析[D]. 青岛: 中国海洋大学,2014.

[12] 彭博金融信息系统[DB].2016.

[13] 郭进平. 我国《石油法》立法研究(2)——制定《石油法》的必要性[J]. 石油规划设计, 1995 (5): 22-24.

[14] 夏丽洪. 公平与效率应成为油气立法之根本——王世声、冷源、陈薇、韩学功访谈[J]. 国际石油经济, 2006 (2): 1-4.

[15] 余玲玲. 我国经济适度增长环境下的通货膨胀区间估计[J]. 统计与决策, 2015 (19): 121-124.

[16] 陈耕. 石油工业改革开放30年回顾与思考[J]. 国际石油经济, 2008 (11): 1-7.

[17] 国家发展和改革委员会, 国家能源局, 财政部, 国家税务总局, 国家海洋局. 关于印发《海上油气生产设施废弃处置管理暂行规定》的通知(发改能源[2010]1305号文)[S/OL]. http://www.nea.gov.cn/2012-01/04/c_131262512.htm.

[18] 杨震, 孔令峰, 杜敏, 赵晨晖. 国内致密砂岩气开发项目经济评价和财税扶持政策研究[J]. 天然气工业, 2016 (7): 98-109.

[19] 孔令峰, 李凌, 孙春芬. 中国页岩气开发经济评价方法探索[J]. 国际石油经济, 2015, 23 (9): 94-99.

[20] 孔令峰, 栾向阳, 罗成玉. 国内煤层气地面开发技术经济分析和可持续发展扶持政策探讨[C]. 第三届全国石油经济学术年会论文集, 2016.

[21] 孙茂远. 对外合作开采煤层气的昨天、今天和明天——论我国煤层气产业发展之三[N]. 中国能源报, 2014-01-06 (A15).

[22] 田国兴. 我国石油天然气法律制度完善研究[J]. 湖北社会科学, 2012 (3): 174-176.

收稿日期:2016-12-29 

编  辑:王立敏    

编  审:张一驰   

分享到

二维码扫描

《国际石油经济》编辑部版权所有 Copyright 2018 cnpc.com.cn 京ICP备15060718号