的上限可提高为65%；后期5年内开发成本全部回收后，回收比例下调至合同规定的标准比例。在边际油田中，这一回收比例上限调整为开发前4年为80%，自开发期第5年开始调整为65%。
3.2.2 石油生产税
根据《安哥拉石油税法》规定石油生产税税率为20%，税基为井口开采原油与天然气扣除在国家特许权所有者审核通过的石油作业中实际消耗量。但国际石油公司如果在边际油田、水深超过750 m的海上油田或政府认为难动用区域开发原油，在向国家特许权所有者提出正式证明的申请经审批后可以降至10%。
根据国家选择采用实物支付和现金缴纳2种形式缴纳石油生产税。
3.2.3 石油所得税
石油所得税征收对象为一个会计年度内，合同者所获全部收入或收益与可归于同一财年的经过国家特许权所有者审核通过的费用或损失之间的差额，按照税法规定可扣减的成本费用有5项：
（1）基本活动、偶尔或附加活动所产生的与购置或生产任何商品或服务有关的费用；（2）管理服务费；（3）成本折旧与摊销；（4）因占用必需的不动产向第三方支付的租金；（5）融资风险、退休金和废弃基金所产生的一切支出。
产量分成合同下的所得税税率为50%，矿税和风险服务合同下所得税税率为65.75%，而边际油田条款下所得税税率下调至25%。
根据法律规定，边际油田在标准财税条款测算下内部收益率不高于15%则可以适用边际油田财税条款。对于石油公司来讲，在油田自身客观条件以及外部宏观环境不可变更和掌控的情况下，申请边际油田财税条款可较大程度提高油田经济效益 [10]，而测算油田内部收益率所采用的国际原油价格假设，需要国际石油公司与国家特许权所有者进行商议。
4 取得的成效
4.1 国家石油监管部门行政效率提高
为实现油气增产、吸引投资，安哥拉国家石油，天然气和生物燃料局（ANPG）批准了一些在产区块许可证得到延期，其中，道达尔运营的17区块生产许可证延期至2045年，该区块的卫星项目（包括加密井）也顺利获批；雪佛龙的Cabinda A区和B区域延期至2050年。与此同时，ANPG计划启动勘探工作，促成油气田招标，实现油气未来接替。安哥拉政府制定了《2020—2025年国家油气勘探战略》，计划尽快对45个区域和内陆盆地进行评估和招标，并在2025年之前促进区块内51个钻探项目。
4.2 国家石油公司业务调整初具规模
2018年安哥拉政府着手对Sonangol进行重组，2020年开始通过剥离其非核心、非重要业务板块，力求理顺其上游资产组合，偿还油价暴跌期间积累的债务。Sonangol将拥有未来安哥拉境内油气发现20%的权益，逐步转变为专注于石油勘探开发活动，在整个石油上游开展商业活动中有竞争力的国家石油公司。
4.3 边际油田财税条款促进油田开发
安哥拉政府鼓励深水油田开发，基于现有油田发现，一些满足边际油田财税条款的油田通过政府审批。其中，Azule Energy运营的31区块的PAJ油田已申请边际油田财税条款审批，计划于2026年投产，根据伍德麦肯兹资产报告，PAJ剩余2P可采地质储量为138×106 bbl，资源量71×106 bbl，将为安哥拉未来石油产量做出积极贡献。
5 结论
安哥拉政府开展油气监管机构改革，提高行政效率；调整财税条款，提高国际石油公司开采区域的同时提供税收优惠，为国际石油公司在安哥拉开展上游业务提供利好环境。
（1）安哥拉未来勘探区块招标机会多出现于尚未有油气生产的纳米贝盆地和本格拉盆地，而宽扎盆地和下刚果盆地的招标将会“有限公开提供”。中国石油企业如想通过招标进入安哥拉上游业务，在密切关注招标公告的同时提前开展未来招标区块盆地地质研究，识别有利区带及圈闭、初步查明主要含油气系统油气成藏类型。