【趋势】伊核协议对油气市场及伊朗投资有哪些影响?

2015-10-08 09:18:00 0

伊核协议 油气 投资


文|侯明扬 、张杨(中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院)


2015年7月14日,美、英、法、俄、中、德六国与伊朗经过一年半多时间谈判,就解决伊核问题达成全面协议,协议中包括解除对伊朗油气生产、运输及相关金融活动等制裁的相关内容。7月20日,联合国安理会通过决议批准该全面协议,协议将于之后90天正式执行。


1、伊核问题的国际制裁及其解除步骤


上世纪90年代末,因伊朗坚持发展本国核技术,挑战国际社会核不扩散的共识,西方国家率先对伊朗实施经济制裁。经过十多年的博弈,伊朗与六国的核谈判终于修成正果,国际制裁将逐步取消。


1.1 国际社会对伊制裁的主要内容


国际社会针对伊朗油气工业的制裁措施主要表现在三个方面(见表1)。


1.2 制裁期的油气出口对象


在国际制裁期间,尤其是近5年来,伊朗原油主要出口中国、印度、韩国、日本、土耳其和部分欧盟国家。2011年伊朗原油出口量约230万桶/日,2012年欧洲宣布参与对伊朗实施制裁后,欧盟国家不再从伊朗进口原油,其他各国也被迫减少进口伊朗原油,2015年伊朗原油出口维持在120万桶/日左右。天然气出口同样受国际制裁影响,2014年伊朗天然气出口量约96亿立方米,主要通过管道运往土耳其。


1.3 制裁期的公司经营状况


受国际制裁和低油价双重不利因素影响,伊朗石油公司经营油气资源投资严重不足。伍德麦肯兹估测,2015年其上游油气资本投资60亿美元,在中东中亚各主要产油国中仅高于土库曼斯坦。此外,伊朗现行财税条款严苛,合同类型以回购合同为主,国外石油公司在伊朗经营油气勘探开发项目难以达到规划内部投资收益率(见表2),投资意愿持续降低,仅有中国石油和中国石化仍在伊朗继续从事油气经营活动。


1.4 制裁将分阶段解除


伊核问题此次达成全面协议后,国际社会对伊朗的油气制裁将分三个阶段逐步解除。第一阶段,将率先取消金融封锁,国际资本将被允许进入伊朗国内油气市场并与伊朗公司发生借贷、并购等相关金融活动;第二阶段,运输伊朗原油货轮的保险与再保险将在2015年底被恢复;第三阶段,美国国会和欧盟委员会等将分别解除对伊朗油气领域的制裁。


2、制裁解除对油气资源市场的影响


伊朗国土面积约160万平方千米,估测人口约7900万,与亚欧两大洲13个国家接壤。2014年国内生产总值约2466亿美元,政府45%的开支来自油气资源经营收益,估测财政盈亏平衡油价约101美元/桶。


2.1 伊朗油气资源现状


伊朗油气储量极为丰富,油气工业是伊朗国家财政的重要支撑。根据BP世界能源统计数据,2014年伊朗原油探明储量1578亿桶,产量361.4万桶/日;天然气探明储量34万亿立方米,产量1726亿立方米。根据伍德麦肯兹的资料,伊朗剩余油气储量现居世界第三,仅次于俄罗斯和委内瑞拉。


2.2 伊朗政府将修改财税条款吸引外资


随着伊核问题协议的全面达成,伊朗政府势必大力推动本国油气产业的快速发展。一方面,巩固其国内现有原油和天然气产能,保障油气出口恢复至2012年欧盟制裁前230万桶/日的水平。另一方面,或将修改现行过于严苛的财税条款,吸引更多境外投资参与伊朗国内油气勘探开发活动,预计新出台财税条款将营造较好的投资环境,具体可能包括以下内容。

2.2.1 保障伊朗国家石油公司与境外公司长期合作

合同期限将延长至20~30年。境外石油公司将被允许与伊朗国家石油公司组建合资公司从事伊国内油气勘探开发活动,合资公司由伊朗国家石油公司控股,参股各方按股份比例分配经营收益并承担潜在风险。

2.2.2 改变油气合同类型,优化合同条款

预计未来与伊朗开展油气合作的合同类型将介于服务合同和产品分成合同之间,作业者将在更高的投资回报率下,依据油价变化、产量目标完成情况和各油气区块资源条件等获得浮动报酬,且可以通过获取“份额油”等形式领取报酬。

根据美国证监会(SEC)有关规定,伊朗现行回购合同条款不符合上市公司在年报内登记储量和产量的要求,不利于国际石油公司在资本市场上吸引投资者。合同类型改变后,条款也将做出相应修订,为国际公司在伊朗经营项目的储产量登记创造条件。

2.2.3 鼓励勘探活动

如果在现有勘探许可下没有获得勘探发现,石油公司将有权优先选择临近勘探区块作为部分补偿。

在伊核问题协议的全面达成前,伊朗政府已与埃克森美孚、壳牌、BP和康菲等国际石油公司和日本帝国石油等国家石油公司密切接触,一是商讨制裁结束后重返伊朗进行油气经营的有关事宜;二是就修改伊朗油气财税条款向上述公司征求意见。


3、伊朗油气出口将冲击国际油气市场


伊核问题虽然达成了全面协议,在经历了长期制裁后,短期内伊朗对国际油气市场影响有限,但伊朗油气出口对中长期市场的影响不可小觑。


3.1 增加国际市场油气供给


伊朗原油出口将分两步影响国际原油市场。短期内,伊朗原油出口将逐步恢复到2012年欧盟对其实施制裁前230万桶/日的水平。在中长期,伊朗原油出口可能进一步冲击国际原油市场,但出口规模将受上游投资制约。如果修改后的合同财税条款能够吸引更多外资参与该国油气勘探开发,且管道等基础设施建设及时完善配套,伊朗将有可能在2019年前后突破400万桶/日的原油出口历史纪录。

伊朗天然气出口份额目前仅占国内产量的5%,但未来发展潜力巨大。其中,土耳其计划在现有87亿立方米/年的基础上,再从伊朗增加100亿立方米/年的进口量。伊拉克、巴基斯坦、阿曼等国分别计划每年从伊朗进口天然气75亿立方米、80亿立方米和70亿立方米。伊朗还计划2024年前建成两条LNG生产线,总规模150亿立方米/年,用于加大天然气出口。如果上述计划全部付诸实施,预计2025年前伊朗天然气出口将达500亿立方米/年。


3.2 中长期压低国际油气价格


油气制裁解除后,伊朗国内资本投资缺乏和基础设施老旧等问题对油气产业的影响仍将存在,原油产量和出口量难以迅速增长,短期内不会对国际原油价格产生实质影响,但会影响市场预期导致油价波动。从中长期看,作为全球第三大原油剩余储量保有国,一旦伊朗原油生产全面恢复,必将极大丰富市场供给,压低国际原油价格。

伊朗天然气出口也将拉低中长期国际市场价格。伊朗天然气资源条件优越,生产成本相对较低,且有较大议价空间。伊朗横跨欧亚两大洲,能够通过管道和LNG向两大消费市场输送天然气,并产生价格辐射效应。当前欧亚天然气价格高于全球其他地区,未来低成本的伊朗天然气一旦大量投入市场,将会拉低天然气市场整体价格水平。


3.3 挤占其他油气资源国市场份额题


伊朗原油出口将挤占多个石油出口国的市场份额。一是与海湾地区的沙特阿拉伯、科威特、伊拉克等国原油出口直接竞争;二是与俄罗斯原油争夺欧洲原油市场份额;三是与尼日利亚、安哥拉和哥伦比亚等产油国在欧亚市场展开竞争。

短期内伊朗天然气出口尚不足以影响市场竞争态势。从中长期看,南帕斯等气田资源条件良好,在投资充分保障的前提下,将拥有较大成本优势。伊朗地理位置优越,天然气出口在运输环节极具竞争力。预计未来俄罗斯、部分中亚国家的管道天然气出口,以及卡塔尔的LNG出口等都将受到伊朗天然气出口的冲击。


3.4 迫使欧佩克重新分配原油出口份额


伊朗石油出口增长将在欧佩克内部激化矛盾。一方面,为了使本国经济迅速从长期国际制裁中复苏,伊朗将全力增加原油出口量,争取恢复和扩大国际原油市场份额,从而增加全球原油供给并导致国际油价走低。另一方面,出于保障本国财政等因素考虑,相对落后的欧佩克成员国安哥拉、阿尔及利亚和委内瑞拉等,希望减少欧佩克原油出口量以稳定国际原油价格[4]。

为抑制美国页岩油和全球新能源对常规油气的替代,以沙特阿拉伯为首的海湾地区欧佩克核心成员国不惜放弃限产保价政策,任由国际油价大幅走低而不减产。从长远看,欧佩克为维护国际原油市场秩序和各成员国的利益,仍需要依靠成员国出口量配额机制。预计对伊制裁结束后,欧佩克将重新分配各成员国的原油出口份额,避免伊朗低价倾销原油,或通过“以油换货”等方式冲击国际原油市场,引发油价波动。


4、新形势下伊朗油气投资机会与风险


在伊核问题达成全面协议之前,西方就已开始与伊朗政府和石油企业进行接触,毕竟伊朗油气行业的机会在全球不可多得,但风险的不确定性也不可低估。


4.1 早期油田开发项目


伊朗早期开发的油田大多横跨伊朗和伊拉克两国(见表3),资源条件良好,开发成本极低,且管道等基础设施相对完整。2015年上半年,伊朗国家石油公司曾披露,该区域部分区块的作业成本仅2.5美元/桶当量。伍德麦肯兹则预测,这些项目能够为伊朗带来100万桶/日的新增产能。


4.2 成熟油田二次采油和提高采收率项目


目前,伊朗阿瓦兹(Ahwaz)、马伦(Marun)和加吉沙朗(Gachsaran)三大主力油田产量递减严重,亟需实施二次采油和提高采收率技术以维持产量稳定。但由于被制裁,伊朗原油产量有限,上述油田的天然气回注量仅为制裁前的1/2或1/3。根据阿加贾里油田的经验,提高采收率技术能够在较短时间内大幅提高伊朗成熟油田的原油产量。伍德麦肯兹估测,如果阿瓦兹、马伦和加吉沙朗三大油田的采收率能够提高1%,则将为伊朗带来超过18亿桶的商业储量。但成熟油田二次采油和提高采收率活动的实施,当前明显受制于提高采收率技术落后、钻完井和注采设备缺乏等不利因素。


4.3 天然气开发项目


伊朗天然气开发相对缓慢,截至2015年5月,伊朗天然气总产量仅为其常规天然气储量规模的8%。为满足未来国内用气和对邻国天然气出口的需要,制裁解除后伊朗将大力开发天然气资源。伊朗南帕斯气田产量占该国总产量的45%,其中,南帕斯气田第12期开发项目于2014年建成投产,产能约260亿立方米/年。受制裁影响,严重缺乏相关技术和投资,南帕斯气田第15、16、17、18期开发工期进展缓慢,投产时间已比原计划延迟近4年,预计于2017年达产,为伊朗提供近340亿立方米/年的产能。南帕斯气田第13、14、19、22、23、24期开发项目尽管已确定作业者,但由于同样原因,目前工程仍处于停滞状态。除南帕斯气田外,伊朗的北帕斯气田、基什(Kish)气田等也都拥有规模巨大的天然气储量等待开发(见表4)。


4.4 油气勘探项目


伊朗境内有面积巨大的未勘探区域。受国际制裁影响,国际石油公司大多退出了在伊朗的上游经营活动,伊朗自2011年以来尚未有新增油气发现。据2010年和2011年新增油气发现的区域判断,波斯湾地区最具勘探潜力。此外,伊朗濒里海地区、与伊拉克交界地区以及与土库曼斯坦交界的马什哈德附近地区,都有可能获得规模较大的油气发现。


4.5 炼化项目


伊朗油气生产过程中,天然气液产量较高,为使用乙烷加工乙烯提供了优质的低成本原料。从价格上测算,伊朗用乙烷制乙烯比用其他原料制乙烯平均生产成本低200美元/吨;比中国用石脑油生产乙烯的平均成本低500美元/吨。伊朗认识到本国乙烯生产的原料成本优势,计划至2025年新增乙烯产能300万吨/年。

伊朗现有9座炼厂,炼制加工能力为180万桶/日,大多数为拔顶加氢型炼厂,长期没有升级。伊朗波斯湾炼厂是近期唯一的新建炼厂,计划2016年投产,2017年将达到36万桶/日的最大加工能力。


4.6 在伊油气投资风险


4.6.1 财税风险

伊朗现行对外油气合作中的回购合同和产品分成合同条款严苛,伊朗国家石油公司获取了项目经营的几乎全部收益。尽管伊朗政府表示已启动财税条款的修订工作,但并无确定的出台时间且修订后的财税条款的优惠性仍有待观察。因此,即使美国和欧盟彻底结束制裁,赴伊朗从事经营活动仍将面临财税方面的潜在风险。而且,与委内瑞拉和阿根廷等国类似,伊朗国家石油公司在油气经营中完全占主导地位,在该国经营油气业务同样将面临财税条款临时变动甚至油气资产被收归国有等风险。

4.6.2 基础设施风险

美国和欧盟对伊朗实施制裁前,伊朗石油产业较为发达,各类工程设备和输送管网建设较为完备。但长期制裁沉重打击了伊朗石油工业,导致油气生产设备老化、油气管网运送能力大幅降低、炼油设备亟待升级等,这一切将严重影响石油公司在伊朗的油气投资效率。

4.6.3 地缘政治风险

伊核问题协议全面达成后,以色列在第一时间表达了对中东地区核安全的担忧,沙特阿拉伯、埃及、土耳其和部分中东国家也持有相同的观点。同时,伊朗与沙特阿拉伯、土耳其、伊拉克等国家还在叙利亚、也门、库尔德以及打击IS极端势力等诸多地缘政治问题上相抵牾。随着伊朗国力恢复、国际油价持续走低,伊朗与沙特阿拉伯、伊拉克等国原油出口竞争加剧,伊朗与周边国家的矛盾可能激化,甚至引发重大地缘政治事件或冲突。


5、对中国石油企业赴伊朗投资的建议


随着国际对伊朗制裁的逐步解除,中国石油企业赴伊朗投资的机会增多,同时伴随着相应的投资风险。


5.1 关注伊朗油气上游业投资机会


1)密切关注伊朗相关财税条款修订进展,及时跟踪分析新条款并评估其对中国石油企业赴伊朗经营油气项目的影响。

2)充分利用现有资料特别是中国石油和中国石化在伊朗经营项目积累的有关资料,在最大范围内对伊朗国家石油公司未来可能提供的油气勘探、开发和提高采收率等合作项目进行评价和优选,为将来可能进行的油气招标做好准备。

3)发挥现有在伊朗油气项目部的“前哨”作用,加强与伊朗政府及其国家石油公司的联系,收集各类信息,做好投资准备,把握投资机会。


5.2 关注原油贸易及其他投资机会


1)油气贸易方面,建议利用当前低油价和制裁解除后伊朗全力销售库存原油的有利时机,尽量压低购买伊朗原油的交易价格,增加中国商业原油储备。以伊朗原油为议价参考,争取与其他国家原油交易的合理价格。

2)炼化投资方面,建议中国石油公司研究进口伊朗NGL替代石脑油生产乙烯的可能性。建议在伊朗直接投资炼厂生产乙烯和汽油、柴油,通过优化下游销售渠道,保障在伊上游油气项目的经济性。

3)管网配套方面,建议中国石油公司参与投资伊朗国内油气管道等基础设施建设,研究各类工程技术公司在伊朗扩大经营规模的可行性。


5.3 充分认识并合理规避各类潜在风险


1)充分认识在伊朗经营油气可能面临的财税风险,建议优化合作合同条款,利用商业保险等金融手段防范潜在风险。

2)充分评估在伊朗经营油气可能面临的地缘风险,建议完善公司在地缘政治敏感地区开展油气经营的应急响应机制,做好应急预案和相关准备工作。


在原油需求增长乏力、供给持续提升、美元不断走强的市场背景下,伊朗原油逐步回归国际市场必将在中长期抑制油价。判断未来数年内国际原油价格重返80~100美元/桶,甚至更高价格水平的概率极小,因此中国公司应扎实做好长期在低油价下生产经营的准备。(来源《国际石油经济》)

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