2025年4月11日至4月17日，方达律师事务所开启了“非洲投资周：投资非洲的关键议题与风险管理”的系列活动，与专注于能源、基础设施和自然资源领域的国际律师事务所Trinity International分别在方达上海和北京办公室联合举办了系列研讨会。在全球能源转型与地缘经济格局重塑的背景下，非洲作为资源禀赋的战略要地，正成为国际资本竞逐的核心战场之一。然而，非洲能矿投资仍面临ESG合规标准升级、本土化政策波动、地缘风险传导等多重挑战，对行业参与者的风险预判与动态适应能力提出更高要求。值此关键窗口期，本次系列研讨会围绕新能源、矿业、石油与天然气、ESG与商业人权、危机管理与争议解决等关键议题展开，涵盖行业趋势、投资风险、可持续发展实践以及特定国家的投资环境等内容。
我们将推出系列文章，分别梳理和总结此次非洲投资周活动的四大主题。本文为“非洲投资周”主题之二：石油与天然气。
首先，方达律师事务所能源与基础设施项目业务团队的合伙人孙晔律师进行了开场致辞。她强调非洲“万事皆有可能”，项目复杂但机遇众多。孙律师拥有20年执业经验，其在能源行业的职业生涯起源于油气领域，多年以来一直紧随能源转型的趋势和节奏，业务范围从上游油气资源收购、运营和处置拓展到液化天然气投资、进口贸易，并从传统气电延伸至新能源电力开发与投资。
标普全球大宗商品研究与分析总监朱坤锋分享了他对全球油气上游市场和能源转型的观察。朱坤锋负责标普的油气研究业务，着重于油气行业发展趋势研究，特别是油气公司转型与战略研究，以及油气成本与技术、交易并购、政策与地面风险等方面。
标普全球大宗商品研究总监卢潇介绍了全球天然气及液化天然气市场情况。卢潇主管中国天然气和LNG市场研究，其研究重点包括天然气和LNG市场基本面、政策和基础设施发展等。
此次邀请的LNG市场行业专家则着重分析了非洲的天然气和液化天然气项目的市场前景和投资注意事项。
Trinity International的律师们从法律的角度对非洲石油和天然气的关键问题和风险进行了分享和提示。Stephane、Lucien和Adekanmi是Trinity专注于能源（包括油气）领域的资深专家。
随后，孙晔律师与Trinity International的非洲能源法专家、中国石化国际石油勘探开发有限公司总法律顾问张全、新奥股份蔡铭进行了圆桌讨论，重点探讨了在非投资油气项目的经验和建议，以及如何进行风险管理，并交流了宝贵的经验和策略。
专题报告1：全球油气上游市场和能源转型综述（朱坤锋，标普全球大宗商品研究与分析总监）
1. 全球能源结构
过去15年来，能源转型一直是行业的核心关键词，但近两年各国开始更加关注能源安全问题。
美国希望增加天然气出口，而中国在新能源领域占据主导地位。这意味着未来的竞争不仅存在于油气领域，还将延伸至新能源和关键矿产资源。天然气购销预计将成为近期美国与其他国家贸易谈判中的一个重要议题。
欧洲未来将更加务实，强调本地能源生产，而非纯粹追求能源转型。欧洲需要增加自身油气资源的产量，例如评估油气暴利税对北海油气田的生产的影响。
加拿大由于与美国之间的贸易摩擦，也希望将其油气出口到除美国以外的其他国家，以寻求新的贸易机会。
2. 油气需求趋势
普遍观点认为，全球将在2030年前实现石油需求达峰。然而，行业内对于石油需求达峰之后的能源展望存在不同看法。例如，埃克森美孚预测，到2050年全球石油需求将在目前的基础上再增长约3%。他们认为，许多发展中国家（尤其是在非洲）仍将存在巨大的油气需求。因此，能源转型并非能源替代，而是包括油气和新能源在内的各方面能源需求都将有所增加。
天然气可能从过渡性能源转变为永久性能源。作为最清洁的化石能源，天然气在满足人工智能（AI）和数据中心不断增长的能源需求方面具有显著优势。
3. 勘探开发动态
在过去五年里，国际石油公司普遍专注于能源转型。但去年，各大国际石油公司的能源转型战略出现了明显的变化。例如，英国石油（bp）和壳牌等公司暂停、出售或以合资等新模式处理其低碳项目或投资。然而，这些国际石油公司并非完全放弃低碳项目，而是对其资源配置进行调整和优化。
不同国际石油公司未来的转型战略和方向也存在差异。以埃克森美孚和雪佛龙为代表的北美石油公司在太阳能和风能领域的投入较少，而更专注和传统油气相关的低碳领域，例如碳捕获、利用与封存（CCUS）和生物质能。欧洲方面，道达尔在低碳领域有着优秀的投资回报数据，其转型策略不会发生重大变化。意大利埃尼集团（Eni）则采取卫星模式，建立多个子公司投入到不同的低碳能源领域。此前转型相对激进的bp、壳牌和挪威国家石油公司（Equinor）等则计划收缩低回报的低碳能源投资，回归油气业务并寻求更具盈利能力的低碳项目。
目前全球勘探已进入成熟期，全球勘探活动显著下降，新发现的石油和天然气储量减少。2024年，新油气田预探井（NFW）的数量达到了自上世纪50年代以来的最低点。部分国际石油公司明确表示将重新加大勘探力度，但由于前期裁减了相关团队，重建勘探能力需要时间。国际石油公司普遍面临储量下降的压力，一些公司的储量替代率在过去几年仅为50%至60%，需要通过并购或勘探来补充储量。
4. 非洲市场机会
非洲在油气勘探方面具有巨大的潜力，是未来重要的勘探区域，尤其是在深水项目领域。相较于石油，非洲在天然气方面蕴藏着更多机遇。然而，由于非洲本身距离主要需求区域较远，液化天然气（LNG）项目可能更具发展前景。
对于中国公司而言，非洲在全球资源布局中也至关重要。非洲、中东和拉丁美洲将是中国油气投资者未来的核心投资区域。“三桶油”（中国石油、中国石化、中国海油）仍然将勘探作为重要的发展方向。
然而，中国投资者在投资非洲油气项目时也会面临一些挑战。例如，非洲许多项目是深水项目，前期投入可能较大。国内投资者在商业上可能希望成为作业者，但在技术方面可能还存在一定的差距。此外，非洲的地缘政治风险也会导致投资者在做出投资决策时更加谨慎。
即使不担任作业者，选择跟投深水项目也是完全可行的，并且存在许多潜在机会。
专题报告2：全球天然气及液化天然气市场综述（卢潇，标普全球大宗商品研究总监）
1. 价格走势
天然气价格自2022年起波动剧烈，2022年受俄乌危机影响曾达到非常高的水平。2023年、2024年以及目前的2025年，价格已相对回落。近期价格回落主要受到美国加征关税以及美俄就乌克兰问题进行和谈等政治因素的影响。
预计未来几年天然气价格将持续回落，甚至可能低于目前约11美元/百万英热单位（JKM）的价格。长期来看，价格回落将利好天然气和液化天然气（LNG）市场及需求增长。
价格回落的主要原因之一是未来几年全球天然气市场的供需基本面将发生变化。2023年和2024年新增产能较少，但从今年开始，全球LNG产能将大幅释放。美国Venture Global的CP项目已宣布商业投产，Plaquemines项目也正处于快速的产能爬坡阶段。预计LNG Canada项目将于今年下半年投产，而卡塔尔的新增产能也将陆续进入市场。因此，预计今年全球将新增约3000万吨LNG产量，2026年至2028年新增产量将达到并保持在4000万吨左右。需求方面，2022年欧洲天然气需求大幅增长，出现阶梯式上升，导致全球天然气供应紧张。2023年和2024年，尽管新增产能有限，但欧洲的LNG进口量也显著降低。今年，欧洲失去了俄罗斯过境乌克兰的天然气管道供应，并且需要补充储气库的库存，因此预计今年市场仍将处于相对紧平衡状态。然而，随着后续年度新增产能的持续释放，欧亚之间对天然气的竞争将逐渐缓和，天然气价格可能会进一步大幅回落，甚至可能回到2018年和2019年的市场水平。供需方面的变化将极大地促进一些市场对天然气的利用和开发，预计未来五年内全球LNG市场规模将实现快速增长，涨幅约为50%。
价格回落的另一个原因是LNG船舶运输费用的变化。2021年至2023年间，LNG船运费波动剧烈，但2024年和2025年的日租金已跌至1万美元。一方面，美国更多的LNG资源运往欧洲，导致运力需求减少；另一方面，全球LNG运力释放快于液化能力的建设，预计未来二至三年运力将充足。
新造船的价格较高，可能导致2028年之后交付船舶的日租金上涨。这既可能带来风险，也可能在一定程度上利好非洲LNG项目的开发。因为未来的需求增长主要在亚洲，当运力紧张、运费较高时，非洲项目相较于美国项目将更具优势。
2. 中长期需求市场展望
截至2040年，需求增长较快的市场包括中国大陆、亚洲新兴市场（南亚、东南亚）。
日本、韩国和台湾（JKT）等传统市场未来总体将经历需求缓慢下降的过程，因为这些地区的油气需求逐渐达到峰值，并且未来也将布局核电等其他能源。以韩国为例，其最新的能源规划也旨在降低LNG发电，提高核电比例。
相反，中国由于管道气供应充足，再加上受到关税压力的影响，今年的LNG需求可能会有所下降，但长期来看仍将保持增长。预计到2030年，中国的LNG需求可能将增长至1.3亿至1.4亿吨。
2030年之后，市场需求的主要驱动力将来自南亚和东南亚市场（包括印度、马来西亚、印度尼西亚和泰国）。东南亚市场的需求主要由发电驱动，而印度市场更多地依赖于城镇燃气和工业等对价格敏感度较低的需求。因此，当这些市场国内天然气产量下降，叠加天然气需求增长时，它们对LNG的需求也将越来越大。
而欧洲未来几年将维持在一个相对平稳的需求范围内，这为市场提供了很大的灵活调节空间。欧洲的储气库容量较大，支付能力也较强。
到2030年全球的LNG贸易量将从目前的约4亿吨增长到6亿吨，这将利好全球LNG资源项目的开发。
3. 中长期供应资源展望
在标普全球的预测中，非洲的天然气供应在未来的全球供应体系中相对来说并不那么突出。未来的主要供应来源仍然是美国、卡塔尔和澳大利亚。
美国不仅是全球最大的天然气生产国，其新增LNG项目的开发量也位居世界第一。但美国也面临自身的问题，此前拜登政府时期美国能源部（DOE）暂停了非自贸国家出口许可的审批。虽然随着特朗普上台，这一政策结束，但新的关税政策又带来了不确定性。如果美国继续加大关税影响，可能会导致美国本土LNG项目开发成本进一步上升。而且，如果美国与中国进一步对立，也可能导致中国买家主动减少购买美国LNG，转而寻找非美国项目的机会。
非洲方面，莫桑比克、尼日利亚以及西非的塞内加尔和毛里塔尼亚都有新的LNG项目正在开发，产能正在增长。从运输的角度来看，非洲距离亚洲市场更近，因此也具有很大的潜力。然而，开发非洲LNG项目需要考虑如何在成本方面与美国项目竞争。目前，美国LNG的采购成本大致包括Henry Hub价格加上15%的溢价、液化成本和运输费用，预计运至中国的参考价格约为10-12美元/百万英热单位。
4. AI发展和数据中心发展对需求的影响
在以天然气发电为主的市场，AI发展带来的能源需求增长是讨论的热点。然而，在美国，在AI成为热门话题之前，国内天然气消费和电力需求基本上已经达到峰值。电力供应商也已经很长时间没有考虑新增电力需求或电力供应。因此，AI所带来的新增能源需求成为美国目前特别关注的议题。但是，如果AI需求对电力系统（无论是输配电基础设施还是电源规划）的拉动过大，那么未来肯定会出现更多的节能措施，包括对算法运行效率的优化。
专题报告3：非洲的天然气和液化天然气项目（LNG市场行业专家）
1. 非洲天然气项目现状
非洲的天然气储量约占全球总储量的10%（主要集中在尼日利亚和阿尔及利亚）。2024年，非洲共有8个天然气项目，约占全球出口量的10%。刚果（布）的Tango FLNG项目于去年刚投产。bp与科斯莫斯能源（Kosmos Energy）合作开发的塞内加尔GTA项目预计将于今年投产。
非洲的新项目多为深海气田开发。此外，非洲还有许多浮式液化天然气（FLNG）项目，包括喀麦隆的Kribi FLNG项目、莫桑比克的Coral South FLNG项目、刚果（布）的Tango FLNG项目以及塞内加尔的GTA FLNG项目。FLNG项目为许多企业带来了新的机遇，首先其资本要求相对较低，其次对气田储量的要求也相对不高，因此浮式项目的发展趋势良好。
然而，非洲项目的开发并非易事。非洲的勘探和开发项目周期漫长，通常耗时10至30年。以莫桑比克为例，其最大的气田于2011年被发现，第一个项目于2017年达成最终投资决定（FID），莫桑比克LNG项目也于2019年做出FID，但目前由于当地局势而暂停建设。莫桑比克的Rovuma LNG项目和坦桑尼亚LNG项目目前也未取得进展。由此可见，每一个非洲项目都需要花费非常长的时间进行勘探、生产和出口。
2. 非洲项目的成功要素和考察要点
七个关键成功要素包括：气田储量、市场（天然气商业化方案）、选址、技术、资金、合作伙伴和政府支持。其中，就市场而言，需要专业的顾问进行研究和规划，以确定如何开发气田和如何销售天然气。天然气市场主要包括国内消费（工业用户、居民和商业用户）、出口以及作为化工原料。最重要的四个考察要点是：气田储量、政府支持、资金和合作伙伴。
在气田储量方面，一般来说，至少需要达到5万亿立方英尺（tcf）的储量才能满足一座年产量500万吨的陆上液化工厂持续运营20年。然而，非洲许多项目是FLNG项目，可以考虑建造年产量约120万吨的浮式项目，这类项目对气田储量的要求相对较低。此外，获得银行融资通常需要提前签署至少70%产量的LNG销售与购买协议（SPA）。近期非洲的许多FLNG项目规模较小，通常一个买家即可采购整个项目的产量。例如，喀麦隆的Kribi FLNG项目的全部产量都由俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）采购，而Coral South FLNG项目和GTA FLNG项目的全部产量都由bp采购。
在政府支持方面，无论在哪个国家开发天然气或LNG项目，国家的支持都至关重要。例如，澳大利亚的Timor LNG项目涉及澳大利亚和东帝汶之间的一块海上气田。由于两国政府对这块气田的边界划分存在争议，导致项目无法继续进行。加拿大也面临类似的情况，一方面加拿大项目的生产涉及多种税费，另一方面也存在原住民权益保护问题。如果政府方面不能提供有利的支持，项目将难以推进。非洲许多国家的政府支持力度相对不足，包括莫桑比克和坦桑尼亚。因此，选择项目时应优先考虑项目所在地以及当地政府是否能够提供良好的支持。
在资金方面，LNG项目的成本非常高昂，因此需要对每个环节（包括上游勘探开发、液化厂建设、船舶运输、接收站和下游市场）进行严格的尽职调查，既包括技术尽职调查，也包括商务尽职调查。技术尽职调查涵盖设计、技术、接口和成本审查，合同、项目管理和执行审查，以及运营维护、履约、经济指标和健康、安全与环境（HSE）审查。
3. 投资非洲项目的方式
非洲项目并非都由同一家企业进行全程投资，许多企业在项目中期就会退出。目前比较成功的案例有两个：一个是奥菲尔能源（Ophir Energy，一家英国上游公司）在勘探早期就将其在坦桑尼亚1/3/4区块的主要权益出售（farm out）给了英国天然气集团（BG），实现了投资收益的兑现。奥菲尔能源也在早期收购（farm in）了赤道几内亚的Fortuna FLNG项目权益，并与Golar LNG共同开发。另一个比较知名的项目是科斯莫斯能源（Kosmos Energy）在初步发现塞内加尔海上气田资产后，由于自身缺乏后续开发能力和资金，直接将其一半股份出售给了bp，由bp负责整个项目的开发和资源销售。
目前来看，非洲乃至全球油气项目的权益转让（farm in / farm out）是分阶段进行的。第一个阶段是地震勘探前，此时进行交易主要是为了锁定区块，由于缺乏勘探数据，买卖较为困难，交易相对不常见。第二个阶段是地震勘探后、钻井前，虽然已经获得了一些初步数据，但由于实际商业价值较低，很难获得高估值。第三个阶段是商业发现后、最终投资决定（FID）前，由于区块已有一定的储量数据，这一阶段是商业价值兑现的最高峰。第四个阶段是FID之后，相对较多的是大型并购交易（例如LNG Canada），目的是推动项目进一步开发、降低资金风险并吸引终端买家提前锁定销售收入。最后一个阶段是生产阶段，此时更多的是项目本身的买卖，例如国际石油公司在开采多年后预计油田进入衰竭期，就会将其权益出售以换取资金投入到其他新的项目中。
基于以上情况，考虑项目买卖基本上有四个核心要点：风险共担、充足资金、足够经验和充分的关系（包括政府关系和终端市场关系）。
因此，一般来说，大型企业比较喜欢在早期进入项目，因为潜在的利润空间较大（早期风险较大，投资较小，但回报可能也较高）。但反过来，小型企业由于自身资金和经验有限，通常在评估和选择阶段就会寻找合适的时机退出。
专题报告4：非洲石油和天然气——关键问题和风险（Stephane Brabant、Lucien Bou Chaaya、Adekanmi Lawson，Trinity International）
1. 非洲法律框架
非洲并非一个统一的国家，而是一个广阔的地区，包含54个国家（其中10个是主要的产油国），拥有数千种语言。各地的风俗和文化习惯差异巨大。西非地区的监管机制相对较强，但节奏较慢，官僚主义较为严重。东非是新兴的油气市场，其法律和监管框架仍在发展和变化之中。南非则经历了快速的行业增长，但在法律执行方面能力相对较弱。
非洲存在英语区、法语区和葡语区。不同区域之间的差异不仅体现在语言上，也体现在法律体系上。例如，英语区主要采用普通法系，而法语区主要采用大陆法系（尤其是法国法律）。然而，在非洲的商业交易中，即使涉及的资产位于法语区，包括买卖协议和融资协议在内的交易文件也经常采用英国法律。因此，交易通常需要一个能够跨越不同司法体系、掌握多种语言的律师团队提供支持。
需要注意的是，虽然融资可能需要适用英国法律，但油气项目的底层关键协议——产品分成合同（PSC）则必须适用当地法律。因此，如何协调两者之间的关系可能面临一些挑战。油气资源本身是重要的战略资源，对于东道国而言是至关重要的收入来源，其政治敏感性也会增加谈判的难度。东道国的法律和监管体系越完善、越强势，投资者就越应当深入了解当地的法律和监管体系。
尽管存在上述困难和差异，非洲仍然潜力巨大。预计未来非洲油气领域仍有高达1000亿美元的年投资潜力。
2. 非洲油气储量
非洲拥有巨大的石油储量，约占全球石油总储量的7.5%，主要的石油资源国包括利比亚、尼日利亚、阿尔及利亚、安哥拉和埃及。
非洲的天然气储量约占全球总储量的8.5%，主要的天然气生产国包括尼日利亚、阿尔及利亚、莫桑比克和埃及。然而，目前非洲的天然气产量仅占全球总产量的6%。
3. 非洲监管体系
非洲的法律监管体系包括国内法和国际标准。在国内法方面，不同国家的情况各不相同，涉及联邦法律、州法律，以及区域性法律（例如非洲商法协调组织OHADA、东部和南部非洲共同市场COMESA）。理解区域性法律的适用范围至关重要。
另一点需要强调的是，油气资源具有不可再生性。因此，越来越多的非洲国家政府要求将已开采油气资源所获得的外汇收入汇回国内。过去政府可能能够接受资金外流，但现在越来越难以争取到这种许可。因此，投资者需要认识到，当地政府可能会要求在利润分配之前将外汇兑换成当地货币。与此同时，不同于其他行业，油气行业还涉及预先拨备弃置和退役资金。过去，投资者通常会在离岸账户进行资金储备，但近年来，越来越多的政府要求投资者将此类资金存放在东道国境内的账户中，东道国会有专门的法律规定对此类资金和账户进行监管，并保护这些资金不被征收。
随着投资者在非洲的投资力度加大，反垄断和竞争监管也成为一个新的议题。过去，在许多非洲国家，竞争许可通常是自动获得的，但现在情况已非如此。涉及到控制权变更和资产所有权变更的项目需要进行反垄断申报，这对交易时长、成本和确定性都带来了新的挑战。
非洲法律体系的另一个重要方面是国际标准。越来越多的非洲国家愿意遵守国际指南和合规标准，例如采掘业透明度倡议（EITI）和石油输出国组织（OPEC）的指南。
然而，无论是国内法还是国际标准，都可能因各种原因而不断变化。在法律发生变化的情况下，作业者、投资者和交易买家都应当注意并遵守这些新的法律。近期，安哥拉、尼日利亚和莫桑比克都经历了不同程度的法律变革，但执行的尺度并不一致。因此，在了解法律要求的同时，与监管机构保持良好的关系也至关重要。
4. 地缘政治风险
在非洲，变化是常态，包括政府更迭、法律修订、环境变化以及各种突发状况。因此，投资者在交易和投资过程中需要专业顾问的协助。投资者还可能面临来自当地居民和社区的压力。相较于陆上项目，深水项目可能面临的此类障碍相对较少。
在非洲投资还会面临各种冲突，例如领土争议。同时，也会受到其他国家政策的影响，例如美元体系、外商直接投资趋势、能源安全和保护主义。例如，越来越多的贸易商希望获得上游油气资产的权益，但相较于传统的油气生产商，当地居民担心这些贸易商是否只是获取资源、榨取价值然后离开，给当地留下一系列无法解决的问题。而且，贸易商更关注降低成本，这可能意味着他们对当地居民和环境的投入会更少。这些来自当地的压力可能导致许多项目和交易的政府审批受阻。
5. 生产环节面临的挑战
投资者在生产环节也会面临一系列挑战。例如，基础设施可能非常老旧，勘探和生产区块的技术能力也可能相对较差。因此，除了资产本身，投资者还有更多机会投资于技术升级。
许多当地监管机制对项目的当地成分有明确要求，这对项目管理和治理带来了挑战。
此外，投资者还需要注意当地的反腐败和反洗钱等合规要求。由于行业的特殊性，油气行业可能更容易面临不合规的风险。
6. 合同框架
成功的油气项目需要稳定且平衡的合同架构，稳定的资源生产是建立在坚实的合同框架之上的。油气行业最主要的几份协议包括产品分成合同（Production Sharing Contract / PSC，有的国家采用特许权或许可协议的形式）、油气权益买卖协议（Farm in/out Agreements）、联合作业协议（Joint Operating Agreements / JOA）以及天然气销售协议（Gas Sales Agreements / LNG Sale and Purchase Agreements）。
在产品分成合同（PSC）的框架内，最核心的一点在于油气资源的所有权仍然归属于国家，但投资者在承担勘探成本和风险之后，有机会通过产量分成来回收成本并获取利润。PSC通常也会规定当地成分要求，这些要求通常基于当地法律设定。PSC还会规定最低作业要求，即在勘探阶段的最低资金投入。近期，非洲的PSC越来越多地涉及政府参与条款，即政府在油气资产生命周期的相对后期阶段有权获得参与权益。此外，投资人在对外转让项目或资产时，需要获得政府的批准。
油气权益买卖协议（Farm in/out Agreements）是私人投资者之间买卖项目参与权益的一种典型协议，其核心条款涉及价格机制以及风险与责任（包括历史责任和未来责任）的分配。这类协议通常适用英国法律，以最大程度地尊重协议各方的意思自治。
联合作业协议（JOA）通常是国际投资者之间针对特定区块的作业活动签署的一类协议，主要内容包括确定作业者、资产管理方式、出资比例、审计方法、预算和作业计划的制定流程以及冲突解决机制。其中，与权益转让相关的条款是核心条款，涉及优先购买权（right of first offer或right of first refusal）、拖售权和随售权等。
7. 投资保护
投资保护可以通过多种方式实现，包括双边投资协定。但需要特别提示的是，建议投资者与政府保持直接的互动和沟通。政府对油气资产享有最终权利，因此建议在项目经营过程中与政府进行定期、直接的沟通，在项目投资或退出环节尤其如此。
许多投资者在遇到问题时会考虑寻求仲裁帮助。但仲裁是最终的救济途径，通常只有在情况非常糟糕的情况下才会启动仲裁机制。任何时候都建议不要拒绝与政府的对话，应当对沟通保持开放的态度，这样才有可能实现互利共赢。
8. 非洲油气领域的三个典型争议
稳定性条款的执行效力： 面对法律变化带来的风险，稳定性条款是上游油气行业协议中很常见的一种应对措施。过去，投资者在谈判油气项目时通常会要求政府承诺在项目期间内不改变适用于该项目的法律框架。但即使合同中包含类似的条款，其执行也并非易事，而且可能无法一直持续。例如，此前某个项目中，稳定性条款适用了50至60年，但政府突然颁布新法规，宣布取消稳定性条款的待遇，要求所有投资者都必须遵守新法。这是国际投资者和东道国政府之间一类核心且日益常见的争议。国际投资者逐渐认识到并接受了即使在存在稳定性条款的情况下，也需要与政府重启谈判，寻求符合各方利益的解决方案。
成本和利润的分配： 油气资源被开采出来后，会基于合同机制被划分为成本油（cost oil）或利润油（profit oil）。实践中，投资者和政府往往对成本油和利润油的界定和分配存在争议，尤其是在油气产量下降的情况下，如何平衡成本回收和利润分配是一个难题。因此，产品分成合同（PSC）通常会针对成本油和利润油的分配提前设置一套自动调整机制，而不是在出现争议时再与政府协商。这也是PSC区别于特许权机制的灵活性所在。
间接转让油气权益涉及的缴税义务： 过去，投资者在直接转让油气权益时需要向政府缴纳税费，因此许多交易选择采用间接转让上层持股公司股权的方式来避税。现在，几乎所有的税法和油气监管机制都明确规定，即使采用间接转让结构，投资者仍然应当向东道国缴纳相关税费。集团内部的重组甚至也可能涉及同样的问题，因为这涉及到利润的转移，对于当地政府而言非常敏感。因此，建议在产品分成合同（PSC）和所有相关文件中对此做出明确的规定（尤其税务条款需要考虑到各种已有的税种和未来潜在的新增税项、非税费用），因为投资者在PSC框架下可以谈判出一套符合自身利益的财务模型。