海外油气田弃置商务经济研究

邓子渊

（中国石化集团国际石油勘探开发有限公司，北京 100029）

自1997年中国石油的苏丹项目、哈萨克斯坦项目算起，中国的石油企业已经“走出去”24年。我国石油企业在海外油气合作成果丰硕，截至目前，我国企业在全球53个国家合作运营221个项目/区块，2019年中国公司海外油气权益产量约1 997亿吨油当量，三大国有石油公司海外油气权益产量占国内企业海外油气产量的92%[1]。在海外项目投资管理中，随着全球环境保护意识的不断增强和相关法律的不断完善，加强对弃置费特别是海上油气资产的巨额弃置费用的管理和研究，是所有“走出去”的油公司面临的一个重大课题。

油气田弃置费一般发生在油田生命周期的最后阶段，一般指在油田停止生产后，拆除生产设施（如平台、井等）过程中所产生的费用。2013-2017年，全球每年有40多个油田停产，随着油田弃置的增多，全球范围内油田弃置费用呈大幅上升趋势。预计2018年之后的10年，全球油田弃置费用总额将高达1 050亿美元，石油公司面临高昂的弃置费成本（见图1），弃置市场潜力同样十分巨大。

图1 全球油气田弃置成本

1 弃置作业主要流程

陆上油气田的弃置作业流程主要包括生产系统关停、报废井封堵作业、管网及储油设施的清洗移除、废液处理、作业场地填埋清理、以及水系、土壤和植被恢复等。海上油气田弃置作业流程主要包括停产后维持维护、弃井作业、海工设备与管线清理、海上平台上部模块移除、海上平台下部导管架移除、海底设备移除、海床恢复、环境恢复和监测等。以英国北海为例，弃置工作量包含涉及井筒工程、海工、HSE、航海、废物处理、后勤、项目管理、法律合同、财务税收、社区关系、股东关系等诸多方面，是一项以工程为主导的庞大系统工程。

2 主要弃置法律法规

不同国家法律规范成熟度不同，具体要求也不尽相同，具有“一个国家，一个政策”的特点。但不同国家弃置总体目标基本一致，即应做到无油气泄漏，拆除所有设施设备，恢复海洋环境或地貌。目前主要发达国家如英国、美国、加拿大等已经建立了较完善的与弃置相关的法律和管理制度体系，而发展中国家在这方面立法明显滞后，如非洲一些国家只在签订的合同中简单规定了合同承包者应履行弃置义务，但对弃置标准、规范无详细规定。总体来说，陆上弃置法规以资源国法律为准，相对简单。海上弃置法规较为复杂，除了遵守资源国法规外，还应该遵守联合国及其他全球性组织的约定。

2.1 国际弃置法规

国际性法规和推荐的弃置标准被全球普遍遵守，主要包括：

1）《联合国海洋法公约》，该法指出沿海国家在其人工岛屿、设施或结构的弃置中负有相应的撤除义务，任何废弃或不使用的设备设施需要移除以确保航路安全，移除工作需要依据被接受的国际标准。

2）《奥斯陆巴黎保护东北大西洋海洋环境公约》，该公约对海洋设施的拆除有较明确规定，要求平台等上部处理模块需全部移除。1999年2月9日前安装的量大于1万吨导管架，可申请把导管架桩靴留在海底；重力平台可申请重力底座留在海底，高度距海平面大于55米；小于1万吨导管架，以及1999年2月9日后安装的所有导管架要全部移除，该公约主要针对海上设施，未对海底管线明确规定。

3）国际海事组织在1989年发布的《大陆架和专属经济区海上设施和结构物的拆除标准和准则》第3.2条规定，对1998年1月1日及其后置放于海床上的废弃或不再使用的设施或结构物，除甲板和上层建筑以外，其水下深度不足100米的、在空气中重量不足4 000吨的，应全部拆除。

2.2 资源国国内弃置法规

不同国家和地区在弃置国际法基础上，结合自身实际颁布了更为细化的国内法规和要求。以英国海上油气设施弃置相关法规为例，英国是海上油气开发较早的国家、相关法律制度完善，英国相关法律主要是1998年《石油法》（2008年修订）。该法的关键条款主要包括：

1）对责任主体的规定，弃置责任主体既包括设施的管理者也包括相关区块许可证的拥有者，以及联合作业者，还包括这些公司的关联公司或母公司。所有这些责任主体需对相关设施的弃置承担连带法律责任。如果责任主体没有合适的弃置方案，政府可要求责任方在一定时间内采取必要补救措施；如果责任方没有按照要求采取行动，政府相关部门有权采取补救措施并由责任主体承担有关费用及利息。

2）对责任人的财务能力的规定，政府相关部门有权要求责任人在提交弃置方案前及以后任何时间提供财务能力相关支持文件。如果政府相关部门对其财务状况不满意，可以要求责任人采取有关行动，包括提供担保。

3）对弃置方案具体内容的规定，主要包括拆卸、移除和处理的标准；部分移除的标准和安全要求；防止污染的规定；对弃置活动进行检查，收取费用和采取惩罚措施的规定等。

英国政府对于弃置态度非常明确，无论谁承担弃置责任，绝不由政府来承担有关责任。其他发达国家，如美国依据《美国法典》第43篇和《美国联邦法规》第30篇，形成了较为完备的海上油气生产设施弃置法律体系；加拿大制定了其国内法《加拿大海洋环保法》和《海洋倾废条例》，各省还制定具体的法案或条例对油气管道弃置活动进行监管等。

我国海上油气设施弃置的相关法规制定，总的来说起步较晚，缺乏经验，仅有的两部法规笼统简单、缺乏详细的指引与规定，未达到指导弃置方案编制的程度。第一部是《海上油气生产设施废弃处置管理暂行规定》（发改能源〔2010〕1305号），全文共24条，主要规定了废弃处置实施方案须包括设施废弃处置方式、作业步骤、安全防护措施、费用预算，以及弃置费的计提和关于海上油气设施的弃置管理问题。第二部是《海洋石油平台弃置管理暂行办法》（国海发〔2002〕21号），全文共23条，根据规范要求，海上平台废弃处置可分为原地弃置、异地弃置和改作他用三类，废弃平台妨碍海洋主导功能使用的必须全部拆除；在领海以内海域进行全部拆除的平台，其残留海底的桩腿等应切割至海底表面4米以下。其他相关法规有《中华人民共和国海上交通安全法》《中华人民共和国海洋环境保护法》等安全环保法规。

3 弃置费用主要财税模式

尽管世界不同国家对弃置费用财税处理机制形式多样，但大体上可以总结为两种主要类型。

一种为油气田停产后进行油气田弃置，然后进行税收抵扣或返还。税收抵扣是指对当前或未来的应纳税额进行扣除，如果当年没有足够的收入进行扣除，可以递延到以后年度。税收返还是指对以前已纳税额减去考虑弃置费用后重新计算的应纳税额进行比较，退还多缴纳的税金。这种情况通常发生在矿税制合同中。以英国为例，2013年英国政府正式颁布弃置支出减负计划，主要内容是对石油公司在油气生产经营末期面临巨额弃置支出的状况给予一定比例的减负，这种减负通过税收返还的形式实现。若应纳税所得额抵扣弃置费后为亏损，则弃置费乘以公司税率可用于抵扣该公司历史缴税年度的应纳税所得额，从而获得税收返还。弃置费减负的最高额度以该油气公司历史纳税的总额度为上限[2]。对于不符合税收返还条件的，则可用于抵扣未来年度利润实现税收抵扣。

另一种为在项目还处于生产阶段对弃置费用进行财务计提，然后提供财务担保或设立弃置基金，以减轻生产末期支付巨额弃置费用产生的财务压力，这种情况通常发生在产品分成合同中。财务担保是指在合同者对预计将来在合同期末发生的弃置费进行估算，在提供资金担保的情形下，无需在生产期间支付现金，就可以对弃置成本进行提前回收或税收抵扣；弃置基金是指合同者需要建立专门的弃置基金账户，按合同要求分期将规定的预提弃置费用以货币资金形式汇入该账户，并据此数额进行成本回收或税收抵扣。以安哥拉为例，在其产品分成合同中明确规定，当区块开发到以下程度时，开始计提弃置费：区块可采储量为5 000万桶的，剩余可采储量低于50%；区块可采储量大于5 000万桶、小于1亿桶的，剩余可采储量低于30%；可采储量大于1亿桶的，剩余可采储量低于25%。当年发生的弃置费可当作成本进行回收，回收计算公式如下：每季度可回收的弃置费=本季度总产量/（公告的可采储量－本季度期初累计产量）×（总弃置费－已支付弃置费）。

为了便于理解，根据上述财税模式，对未来发生弃置费用较大的主要国家分类总结（见表1）[3]。

表1 主要国家弃置费用财税模式

4 海外弃置管理重要关注点

按照海外油气田收购、生产经营、弃置作业的不同期间，海外弃置管理可以分成4个阶段，每个阶段的重要关注点各不相同。

1）在新项目收购阶段，要加强资源国法律法规研究以及在合同条款中明确弃置费用计提方法、回收机制。在大多数的矿税制合同中，弃置费用可以作为税收的抵减。在产量分成合同中，可以作为成本回收。需要注意的是，经调查研究，大多数发展中国家的石油合同条款中对合同末期油田移交时弃置责任不清，弃置费用回收条款比较模糊。但这些国家在油田弃置时利用模糊合同条款作出有利于资源国的解释，要求国际油公司支出巨额弃置费用，加之油田生产末期产量较低无法满足成本回收，导致外资油公司承担巨大的弃置费用不可回收风险。因此，在新项目收购合同，需要对弃置费用责任主体、弃置标准、抵税或回收方式等内容在合同中进行明确规定，避免在合同期末承担巨额弃置费用损失。

为了加深对弃置费影响的理解，引用一个案例：某项目在前期可行性研究中预计3亿美元弃置费用，并已得到政府批准，但在合同中只规定合同者须进行井和地面设施的恢复，弃置费用可以用来进行成本回收，没有明确说明回收的时间和方式。在实际执行中，资源国国家石油公司坚持认为弃置费用须在实际支出后才能用于回收，在合同执行将要结束准备区块退出移交时，该国家石油公司认为原来的3亿美元弃置费用不足，须重新估算，经聘请的第三方咨询公司测算上涨到5亿美元。从上述案例分析，影响投资收益主要体现在两个方面，一是对弃置费用在前期可行性研究中预估不足，导致后期实际发生远超预估数从而产生投资收益大打折扣。二是没有在合同中明确回收机制，导致油田末期巨额弃置费用因没有足够的石油销售收入用来回收，从而产生巨额亏损。因此，通过研究成功的弃置费案例，认为在前期可行性研究阶段，须与国家石油公司明确估算弃置费用，根据未来石油采出量与总储量之比进行调整，弃置费用实行按年计提并将相关资金汇入弃置基金中。一旦资金汇入弃置基金，就视同成本发生可进行成本回收或税收抵扣。通过这种手段，则可避免巨额损失发生。

2）在项目生产管理阶段，应加强弃置成本监控和计提披露。根据《国际会计准则第37号-准备、或有负债和或有资产》《国际会计准则第16号-不动产、厂房和设备》和中国准则《企业会计准则第27号-石油天然气开采》《企业会计准则第4号-固定资产》《企业会计准则第13号-或有事项》等，对符合预计负债确认条件的油气资产弃置义务按折现后的现值提取弃置费计入油气资产的成本，同时确认预计负债。计提金额作为资产成本的一部分计提折耗，在矿税制条件下可以减少应纳税所得额从而实现税收抵扣；在某些产量分成制合同下，按照合同规定可以按比例分期计提，只要将与计提弃置费用等额的货币资金汇入政府指定的弃置基金账户，则可以将此部分金额作为石油成本进行成本回收。在油气资产弃置会计信息披露方面，应详细说明弃置费用的相关法律条款、参考标准、计量方法、折现率、已经完成的弃置义务和新增的弃置项目等信息。

3）在油气田生产中后期，可以考虑适当的资产运营，及时转移弃置风险。全球范围内，弃置作业还处于起步阶段，仅少数国家，如英国法律运行体系相对成熟，但也存在讨论的空间；部分资源国相关法律和合同约定模糊，且实际推行力度不够，缺乏有关弃置的标准和流程，监管体系尚不健全，与政府商议的空间较大。经过对弃置风险成功转移的案例分析，在弃置法规、弃置标准不很明确的发展中国家如非洲、中东地区，可以与当地石油管理部门沟通，进行弃置费用谈判或者将油田移交给政府所属国家石油公司或通过股权转让方式，将油田资产出售给与政府谈判能力强的当地油公司，达到转移弃置风险的目的。

4）在弃置作业阶段，应加强成本管控工作。弃置作业执行的好坏对项目价值及公司生产经营产生重要影响，无论弃置费用是否能够回收，弃置工作都应在满足资源国法律的要求下尽可能节约成本。弃置费用降低主要途径为利用新技术、新工艺发展带来的效率提升；作业经验逐渐积累，学习曲线趋优趋良；大规模批量作业带来的规模优势降低成本等。由于目前弃置作业实施的工程队伍主要为欧美发达国家，弃置费用较高，在将来巨大的弃置市场中，中国石油公司特别是三大国有石油公司应该有所作为。建议积极培育中国弃置作业工程队伍，利用低成本优势，积极参与弃置工程招投标，抢占未来巨额弃置市场，从而降低弃置成本。根据目前资料，鉴于平台拆除的风险和需要付出的巨大经济代价，可以考虑利用尽量少的经济代价，进行二次开发，将废弃海洋石油平台改作暗礁，海上风电或光伏发电，观测站及养殖、旅游和军事用途等，让这些平台继续发挥一定的作用，并获得经济效益[4]。如美国将墨西哥湾废弃平台改造成人工礁，既减轻了设备拆除产生的海洋污染，又节约了大量弃置费用，为各国弃置工作提供了一个崭新的思路和成功的范例。最新数据显示，海上风电已经进入划时代的不依靠补贴的风电平价时代，发展空间巨大。根据世界银行统计，海上风电近海区域（20 km以内）的潜在市场空间为2 000 GW，远海地区（20 km以外）为5 000 GW，年利用小时可以达到4 000小时，海上风电是对电网最友好的可再生能源。国际石油公司可以与当地政府共同谋划，将废弃海洋石油平台改造成风电平台，既可节约巨额弃置费用，又可以实现经济效益二次开发，且可以为碳达峰碳中和做出贡献。

5 结语

由于海外各国油气田弃置法规和标准不同，弃置发生在油田生产末期且弃置费用金额巨大，稍有不慎就易被资源国政府强制要求无法承担的较高的弃置条件和标准，造成不可挽回的损失。

在海外油气资产并购中，应加强海外油气资产弃置风险管理和成本控制，认真研究、解读所在国弃置法律法规、熟悉弃置标准与流程，明确计提时间和成本回收或税收抵扣方式，并在合同中对弃置条款进行详细规定；在项目生产管理阶段，应加强弃置成本监控和计提披露，及时进行成本回收或税收抵扣；在油气生产中后期，可以视情况采取股权转让、资产出售等方式转移弃置风险；在弃置作业阶段，可以采用新技术或新工艺、规模批量作业、海上平台二次开发利用、培育中国承包商参与竞标等措施降低弃置成本，从而达到提升投资项目效益的目的。