دسته 'انرژی'

عبور نفت از زمستان؟

سیاست‌های آمریکا و سه سناریوی پیش روی توسعه نفت ایران

نیمه ژانویه قرار است بار دیگر پس از یک موعد ۹۰ روزه، دونالد ترامپ براساس «اینارا»، ضمیمه قانون هسته‌ای ۱۹۵۴ آمریکا، نظر خود را درباره پایبندی ایران به توافق هسته‌ای اعلام کند. آخرین مرتبه، ترامپ پایبندی ایران را تایید نکرد تا کار به کنگره برسد و در نهایت بدون هیچ تصمیمی از سوی این نهاد، برجام باقی بماند. برجام این زمینه را فراهم کرد تا شرکت ملی نفت ایران با حدود ۲۰ شرکت خارجی برای بیش از ۲۰ میدان نفتی تفاهم‌نامه‌هایی را امضا کند و از آن میان یک مورد را در فاز ۱۱ پارس جنوبی با کنسرسیومی به رهبری شرکت توتال به قرارداد برساند. از این‌رو هرگونه پیش‌بینی درباره آینده قراردادهای نفتی، به آینده برجام و مساله سیاست خارجی ایران پیوند خورده که این ارتباط دوجانبه است: همان‌طور که در زمان مذاکرات هسته‌ای، قراردادهای جدید نفتی توانست به یاری سیاست خارجی آید، اکنون نیز نمی‌توان از تاثیر انعقاد قرارداد با غول‌های نفتی بر تصویر کلان اقتصاد و سیاست ایران چشم پوشید. در عین حال، انعقاد این قراردادها نیز در گروی بقای زمینه حداقلی فراهم‌شده توسط برجام است.

رویای یک‌میلیونی

براساس برنامه ششم توسعه نفت، قرار است ۲۰۰ میلیارد دلار در این صنعت سرمایه‌گذاری شود که تحقق حتی نصف این رقم نیز بعید به نظر می‌رسد. از این حجم سرمایه‌گذاری، حدود ۹۵ میلیارد دلار صرفاً در بخش بالادستی خواهد بود که برای توسعه میادین جدید، حفظ و نگهداشت تولید و تکمیل فازهای پارس جنوبی هزینه خواهد شد. با توجه به کاهش شدید درآمدهای شرکت ملی نفت ایران طی دوران افت قیمت نفت، همزمان با بدهی ۵۰ تا ۶۰ میلیارد‌دلاری این شرکت و هزینه‌های مالی مترتب بر آن، امیدی به تامین هزینه‌های توسعه از منابع داخلی این شرکت لااقل در میان‌مدت وجود ندارد و انتظار می‌رود عمده توسعه سال‌های آتی از محل قراردادهای جدید نفتی (موسوم به IPC) صورت گیرد. در نتیجه شیوه نادرست تامین مالی و حکمرانی در سال‌های نه‌چندان دور، شرایط مالی شرکت ملی نفت ایران به حدی تنزل یافته که برای پروژه‌های حفظ و نگهداشت تولید و بازسازی تاسیسات نیز تامین مالی از سوی پیمانکاران درنظر گرفته شده است. شرکت ملی نفت ایران براساس تفاهم‌های صورت‌گرفته، افزایش ظرفیت حداقل یک میلیون بشکه‌ای را طی دهه آتی در نظر دارد. براساس ارقام اعلامی از سوی مقام‌های رسمی این شرکت، می‌توان گفت میدان‌های نفتی آزادگان، آب‌تیمور، منصوری، لایه نفتی پارس جنوبی و چنگوله از مهم‌ترین منابع این افزایش تولید خواهند بود. با وجود این، تاکنون هیچ‌یک از مذاکرات صورت‌گرفته روی میادین فوق، به امضای قرارداد نینجامیده‌اند. اکنون و با تشدید تنش‌های منطقه‌ای این سوال مطرح می‌شود که چه سناریوهایی پیش‌روی توسعه صنعت نفت ایران قرار دارد و تاثیر سیاست‌های آمریکا بر آن چه خواهد بود؟

سه سناریوی پیش‌رو

با فرض اینکه اتحادیه اروپا و دیگر کشورها به جز آمریکا از برجام حمایت خواهند کرد، می‌توان به تحلیل تاثیر سیاست‌های آمریکا بر تولید نفت ایران در میان‌مدت و بلندمدت پرداخت.

سناریوی پایه: با تداوم وضعیت فعلی، آمریکا اقدامی را که بتوان آن را نقض صریح برجام دانست، انجام نمی‌دهد. قرارداد توتال تداوم می‌یابد و احتمال امضای دو قرارداد مهم با شرکت‌های شِل و انی وجود دارد. همچنین تعداد زیادی از شرکت‌های متوسط و کوچک غربی و شرقی قراردادهایی را امضا خواهند کرد. در این حالت، ایران به بخش عمده اهداف تولید نفت برنامه ششم توسعه دست می‌یابد.

سناریوی بد: در این شرایط، باوجود تداوم برجام، آمریکا اقداماتی را انجام خواهد داد که بدون نقض صریح برجام، ریسک سرمایه‌گذاری را برای شرکت‌هایی که ممکن است منافع‌شان تحت‌تاثیر این کشور قرار گیرد، افزایش دهد. در این حالت، ممکن است بر قرارداد توتال فشار وارد شود، و غول‌های نفتی و شرکت‌هایی که تحت‌ تاثیر آمریکا هستند، از ایران خارج شوند. در عین حال تعدادی از شرکت‌های متوسط و کوچک اروپایی، و نیز شرکت‌های چینی و روسی، که منافع‌شان تحت ‌تاثیر آمریکا نیست، می‌توانند در ایران به فعالیت ادامه دهند. به طور خاص تحت حمایت اتحادیه اروپا می‌توان انتظار داشت تا زمان تداوم برجام، توسعه صنعت نفت با قراردادهای جدید ادامه یابد؛ اگرچه با کُندی.

سناریوی بدتر: در این سناریو، برجام به صورت یک‌جانبه از سوی آمریکا نقض می‌شود. طبیعتاً با تشدید تنش‌ها، آمریکا به صورت جدی سرمایه‌گذاران را از حضور در ایران منصرف خواهد کرد. تعداد کمی از شرکت‌های غربی در ایران حضور خواهند یافت و شاید هیچ‌کدام از آنها به ایران نیایند، ولی همچون دوران تحریم قبلی و با گستره‌ای بیشتر، شرکت‌های ایرانی و شرقی عهده‌دار توسعه خواهند بود. انتظار می‌رود شیوه‌های قراردادی دیگر جز IPC نیز به صورت گسترده مورد استفاده قرار گیرند. در این حالت ایران انتظار خواهد داشت که دیگر ارکان برجام حامی تداوم آن باشند؛ تا ایران بتواند از همین زمینه محدود پسابرجام برای توسعه صنعت نفت بهره بگیرد. با عدم ایفای نقش آنها، فرض اساسی این سناریونویسی منتفی خواهد شد و دیگر نمی‌توان بر حمایت کشورهای طرف ایران (به جز آمریکا) از برجام اتکا کرد. نتیجه آنکه ایران نیز در واکنشی متناسب، برجام را ترک خواهد گفت و دورانی رقم خواهد خورد که نیاز به توضیح چندانی ندارد.

فرصت‌های نفت

همان‌طور که گفته شد، و از عدم «پاره کردن» برجام از سوی ترامپ مشخص است، به نظر می‌رسد سناریوی بدتر به دو دلیل واقع نخواهد شد: نخست، هزینه‌های سیاسی آن برای دولت آمریکا در سطح جهانی و دوم، حرکت از مسیر فعلی به شرایطی شدیداً بحرانی‌تر که به زیان همه طرف‌های برجام خواهد بود. در واقع تعادلی شکل گرفته است که خروج از آن به دلیل مکانیسم‌های داخلی تعبیه‌شده، هزینه‌های زیادی دارد. در چنین تعادلی، انتظار می‌رود صنعت نفت ایران آینده‌ای بین سناریوی پایه و سناریوی بد در پیش داشته باشد. نکته مهم اینکه محیط شکل‌گیری آینده، کاملاً برون‌زا نیست و بخشی از آن به تصمیم‌های داخلی در مواجهه با شرکت‌های نفتی خارجی بستگی دارد. چنانچه روندی آهسته، با شرایط پیچیده و نامناسب محیط کسب‌وکار و قراردادی غیرجذاب در پیش‌روی شرکت‌های خارجی باشد، آینده‌ای رقم خواهد خورد که صنعت نفت ایران کوچک‌ترین متضرر آن است. پیشنهادهای ارائه‌شده برای توسعه میادین ایران بسیار جذاب هستند؛ به عنوان مثال شرکت مرسک پیشنهادی برای افزایش تولید میدان نفتی آب‌تیمور از ۵۰ هزار بشکه در روز فعلی به ۴۵۰ هزار بشکه در روز ارائه داده است. یا در نمونه‌ای دیگر، برنامه شرکت‌های خارجی برای رساندن تولید میدان نفتی آزادگان به حداقل نیم میلیون بشکه در روز، می‌تواند توان ایران را در بازار جهانی نفت اساساً و به سرعت افزایش دهد. این موارد تنها دو نمونه از پتانسیل مغفول صنعت نفت ایران به شمار می‌رود. برای نخستین بار پس از انقلاب، و با معرفی قراردادهایی که قدری بهتر از نمونه‌های قبلی هستند، شرکت‌های خارجی این مجال را یافته‌اند تا به صورتی طولانی‌مدت در ایران حضور یابند.

«قوی سیاه» نفت

آنچه گفته شد، یک فرض اساسی و ضمنی را نیز دربردارد: اینکه هیچ اتفاق غیرمترقبه‌ای روی ندهد. بسیاری از تحرکات صورت‌گرفته با محوریت آمریکا و عربستان در ماه‌های اخیر، همزمان که تاییدی بر استواری بنای برجام به شمار می‌آید؛ نشانه‌ای است از تلاش برای برهم زدن زمین فعلی بازی. تحرکات، روند صعودی را طی کرده‌اند و تقریباً هفته‌ای نیست که اقدامی تحریک‌آمیز علیه ایران صورت نگیرد. این یعنی هر آینه می‌توان انتظار رویت «قوی سیاهی» را داشت؛ قویی که برخلاف قو‌های سفید، انتظار دیدنش را نمی‌کشیم و شاید به وجودش باور نداریم. اگرچه تمامی محیط تصمیم‌گیری در اختیار سیاستگذاران ایرانی و از جمله سیاستگذاران صنعت نفت نیست، آنها می‌توانند به سهم خود در بهبود این وضعیت نقشی ایفا کنند. مثلاً، زمان و فرصت بهره‌گیری از قراردادهای جدید را مغتنم بشمارند. همچون همسایگان حاشیه خلیج فارس، توسعه نفت را جزئی از توسعه کشور درنظر بگیرند و نه مساله‌ای مجزا، مجرد و مهندسی. به توازن ریسک و پاداش توجه داشته باشند. ضعف ناشی از عدم به‌کارگیری «قراردادهای مشارکت در تولید» را با پررنگ کردن نقاط قوت قراردادهای فعلی بپوشانند و در نهایت اینکه نقش محوری نفت را توسعه اقتصاد ایران در نظر بگیرند.

منتشرشده در شماره ۲۵۱ تجارت فردا

بدون دیدگاه » دی ۲ام, ۱۳۹۶

تفاهم در پسابرجام

تفاهم‌‌های نفتی به قرارداد منجر خواهندشد؟

شلامبرژر (Schlumberger)، بزرگ‌ترین شرکت ارائه‌دهنده خدمات نفتی۱ جهان، یکشنبه هفتم آذرماه تفاهمنامه‌ای را با شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب برای مطالعه سه میدان شادگان، پارسی و رگ‌سفید امضا کرد. با در نظر گرفتن این موضوع که یکی از دفاتر مرکزی شرکت شلامبرژر در هیوستون آمریکا قرار دارد، و سهام آن در بورس این کشور معامله می‌شود، ماجرا بازتاب گسترده‌ای داشت؛ به‌ویژه آنکه امضای تفاهمنامه چند روز پس از پیروزی دونالد ترامپ در انتخابات ریاست‌جمهوری آمریکا صورت می‌گرفت. تفاهمنامه با شلامبرژر، تنها رویداد مهم دوران پس از اجرای برجام نبود: درست یک روز پیش از برگزاری انتخابات ریاست‌جمهوری آمریکا، موافقتنامه اصولی (Head of Agreement) طرح توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی بین ایران و کنسرسیومی متشکل از شرکت‌های توتال، شرکت ملی نفت چین (CNPC) و پتروپارس به امضا رسید. رهبری این کنسرسیوم را توتال بر عهده دارد؛ شرکتی که یکی از پنج غول بزرگ نفتی دنیا محسوب می‌شود و حضور فعالی در خاورمیانه و از جمله ایران داشته است. هر دو این دو تفاهم‌ها، طی دوران پس از اجرای برجام امضا شده‌اند و به آنها باید فهرست تعداد زیادی تفاهمنامه دیگر را نیز افزود که هیچ یک هنوز به مرحله عقد قرارداد نرسیده‌اند؛ اگرچه موضوع و شرکت‌های مشارکت‌کننده در این دو تفاهم به آنها اهمیت ویژه‌ای بخشیده‌اند. در گزارش حاضر ضمن بررسی این دو تفاهم، چشم‌انداز امضای قرارداد و بازگشت غول‌های نفتی با نگاهی به فرصت‌ها و تهدیدهای موجود پس از اجرای برجام به تصویر کشیده می‌شود.

شلامبرژر چه خواهد کرد؟
شهرت کمتر شلامبرژر نسبت به توتال یا بی‌پی در ایران، اگرچه به دلیل اندازه کمتر این شرکت نیز بوده، بیشتر به ماهیت متفاوت فعالیت آن بازمی‌گردد. این شرکت در زمینه خدمات حفاری فعالیت می‌کند؛ در حالی که غول‌های نفتی مشهور بر کل زنجیره ارزش صنعت نفت متمرکز هستند. در حوزه خدمات میادین نفتی، شلامبرژر به لحاظ ارزش بازار و درآمد، با فاصله‌ای قابل توجه نسبت به رقبا ایستاده است. حضور این شرکت در ایران، به دهه‌ها قبل بازمی‌گردد و بر اساس اخبار غیررسمی، ارزش کل آخرین قراردادهای آن در ایران به حدود یک میلیارد یورو می‌رسد. بازگشت این غول حفاری به ایران، در چارچوب مفادی است که از آن به عنوان «چارچوب قراردادی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب» یاد می‌شود که برخی کلیات آن از این قرار هستند: «چارچوب قراردادی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب مبتنی بر دو نوع قرارداد شامل الف- توسعه، اجرای طرح‌های ازدیاد برداشت (EOR & IOR) و بهره‌برداری و ب- عملیات‌محور (Job Based) شامل عملیات حفاری، چاه‌محور یا تاسیسات سطح‌الارضی تعریف شده است. بر اساس چارچوب قراردادی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب که به تصویب هیات مدیره شرکت ملی نفت ایران رسیده است، پیمانکار همه فعالیت‌ها و هزینه‌ها را با نظارت و راهبری مجری طرح (شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب) انجام می‎دهد و راهبری توسعه، تولید و بهره‌برداری از میدان یا مخزن، برآوردهای اولیه برای دستیابی به اهداف تولیدی، تدوین برنامه پایه تولید، نهایی‌سازی برنامه‎های مالی و عملیاتی سالانه و راهبری تیم‌های مدیریتی و فنی در حین اجرای طرح بر عهده شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب خواهد بود. دوره اجرای طرح در قرارداد پنج‌ساله خواهد بود و در صورت نیاز امکان تمدید آن به شرط روزآمد شدن خط سناریوی پایه قرارداد وجود دارد. بازپرداخت همه هزینه‌های مستقیم، غیرمستقیم، هزینه‌های بهره‌برداری و نیز پرداخت هزینه‌های تامین مالی و دستمزد پیمانکار برای اجرای طرح از محل حداکثر ٥٠ درصد از تولید نفت خام یا میعانات گازی اضافی نسبت به خط پایه تخلیه و تا ٧٥ درصد از تولید گاز طبیعی اضافی نسبت به خط پایه تخلیه و در مورد دیگر محصولات بر پایه قیمت روز فروش محصول انجام می‌شود که این بازپرداخت می‌تواند با تحویل محصول یا عواید حاصل از فروش محصولات یاد‌شده انجام شود. در نهایت، خط پایه تخلیه و خط سناریوی پایه باید به تصویب شورای عالی مخازن برسد.»۲ به گفته مدیرعامل شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب، این چارچوب مشمول مصوبه دولت می‌شود و برای اجرای آن چهار میدان پارسی، کرنج، رگ‌سفید و شادگان در نظر گرفته شده‌اند. شلامبرژر بر اساس تفاهمنامه جدید قرار است مخازن آسماری، بنگستان و خامی میدان رگ‌سفید، مخزن آسماری میدان پارسی و مخازن آسماری و بنگستان میدان شادگان را مطالعه کند. وال‌استریت ژورنال به نقل از این شرکت، موضوع یادداشت تفاهم را «عدم افشای اطلاعات لازم برای بررسی فنی پیش‌بینی توسعه میدان» و نه «اجرای خدمات نفتی» اعلام کرده است.۳ به نوشته این رسانه، شرکت‌ها و شهروندان آمریکایی کماکان اجازه سرمایه‌گذاری را در میادین نفتی ایران ندارند. شلامبرژر در سال گذشته به دلیل نقض تحریم‌های ایران، بیش از ۲۳۷ میلیون دلار جریمه شد و در نتیجه با وجود امضای تفاهمنامه، ممکن است فعالیت آن هرگز از مرحله مطالعه فنی فراتر نرود. اما اگر این مطالعات به نتیجه رسید، برنامه شلامبرژر چه خواهد بود؟

‌ غلامحسین حسن‌تاش معتقد است که ترامپ نخواهد توانست برجام را منتفی کند و اگر هم این کار را بکند، همراهی اروپا را نخواهد داشت.

‌ غلامحسین حسن‌تاش معتقد است که ترامپ نخواهد توانست برجام را منتفی کند و اگر هم این کار را بکند، همراهی اروپا را نخواهد داشت.

مدیران این شرکت در نامه‌ای که مدتی قبل به مقام‌های ایرانی نوشتند، از تمایل به مشارکت در «مدیریت دارایی‌ها» گفته‌اند. اکنون نیز رئیس «مدیریت تولید شلامبرژر»۴ یا به اختصار SPM، قرارداد را امضا کرده؛ بخشی که در سال ۲۰۱۱ تشکیل و هدف آن توسعه و همکاری در مدیریت دارایی‌های مشتریان بر اساس توافقنامه‌های بلندمدت تجاری عنوان شده است.۵ پروژه‌های SPM در اکوادور، کلمبیا، مکزیک، آمریکا، رومانی، مالزی و چین واقع هستند و روزانه بیش از ۲۵۰ هزار بشکه نفت از آنها تولید می‌شود. ریشه‌های شکل‌گیری SPM را باید در دیگر سرویس ارائه‌شده از سوی این غول صنعت حفاری، تحت عنوان مدیریت یکپارچه پروژه۶ یا IPM یافت که شامل مدیریت تولید نیز می‌شد. بخش زیادی از هدف‌گذاری SPM در عمل به سمت ازدیاد برداشت بوده و به همین دلیل نیز میادین توسعه‌یافته شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب برای فعالیت آن در نظر گرفته شده‌اند. توسعه SPM، در واقع نشان‌دهنده تغییر در مدل کسب‌وکار متعارف شرکت‌های ارائه‌دهنده خدمات حفاری متناسب با نیازها و پرهیز از در پیش گرفتن یک روش ثابت (عدم پیروی از اجماع) نیز است؛ مقوله‌ای که بحث درباره آن به صورت جدی مطرح شده و ادامه دارد. لئام دنینگ، تحلیلگر انرژی بلومبرگ، این‌گونه به تحلیل افت قیمت نفت و تاثیر آن بر موفقیت SPM پرداخته است: «قیمت‌های پایین نفت فرصتی را برای شلامبرژر ایجاد کرد تا به تصاحب سهم غول‌های نفتی ادامه دهد. کسب‌وکار داخلی مدیریت تولید شلامبرژر، به شکلی موثر کسب‌وکار اکتشاف و تولید را مشابه‌سازی می‌کند که درآمد اصلی غول‌های نفتی از آن است و سرمایه شرکت را برای فعالیت و مدیریت مستقیم یک میدان نفت یا گاز به کار می‌گیرد. اگرچه این کار باعث افزایش ریسک کسب‌وکار می‌شود، عواید آن را نیز افزایش می‌دهد. شلامبرژر هم‌اکنون حدود ۲۵۰ هزار بشکه نفت را مدیریت می‌کند که سهم اندکی از بازار جهان است. ولی با افزایش فشار ناشی از قیمت‌های پایین نفت بر دولت‌های نفتی، آنها به سرمایه و دانش خارجی نیاز دارند تا تولید خود را افزایش دهند و هر میزان که می‌توانند نفت بفروشند. بزرگان نفتی، بوی نفت را از ایران و مکزیک استشمام می‌کنند، اما آرزوی‌شان برای تملک مستقیم ذخایر موجب تحریک سیاستمداران ناسیونالیست خواهد شد. در تفاوت با آنها، شلامبرژر خوشحال خواهد بود که به عنوان یک پیمانکار فعالیت کند و مجموعه قدرتمندی از فناوری و تجربه را ارائه دهد. به گفته جیمز وست، تحلیلگر ISI Evercore، بازار قابل‌شناسایی این شرکت برای چنین پروژه‌هایی که به صورت مستقیم مدیریت می‌شوند، می‌تواند پنج تا شش میلیون بشکه در روز باشد؛ یعنی حداقل ۲۰ برابر اندازه عملیات‌های فعلی. در حالی که شرکت‌ها و دولت‌های وابسته به نفت به تمام کمکی که می‌توانند دریافت کنند نیازمند هستند، پروژه گرفتن برای شلامبرژر نباید کار مشکلی باشد.»۷ موضوع مورد اشاره دنینگ، از سوی غلامحسین حسن‌تاش، تحلیلگر ارشد اقتصاد انرژی و عضو هیات علمی موسسه مطالعات بین‌المللی انرژی، نیز مورد اشاره قرار گرفته است. او به «تجارت فردا» می‌گوید: «چارچوب قراردادی پیشنهادی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب ربطی به IPC ندارد و متفاوت است. این چارچوب برای میادین در حال بهره‌برداری (Brown Fields) و افزایش بازیافت از این میادین (IOR و EOR) پیشنهاد شده و یک قرارداد پنج‌ساله استفاده از مشاوره شرکت‌ها برای افزایش بازیافت است که از محل بخشی از تولید اضافه شده به میدان نسبت به پروفایل پایه تولید، بازپرداخت می‌شود. این قرارداد بیشتر برای این گونه میادین مناسب است و اتفاقاً شرکت‌های خدماتی تخصصی زیادی هستند که می‌توان از آنها استفاده کرد و محذورات شرکت‌های بزرگ را هم ندارند.»

توتال؛ ماجرای تفاهمنامه با مظنون همیشگی
شرکت توتال، که سال‌هاست با حاشیه‌هایی درباره شیوه برداشت از فازهای ۲ و ۳ میدان گازی پارس جنوبی دست‌و‌پنجه نرم می‌کند، به تازگی بازگشتی پرسروصدا به ایران داشته است؛ بازگشتی که یادآور دهه ۱۳۷۰ شمسی و حضور این شرکت در قرارداد سیری است. در آن زمان و پیش از توتال، مذاکرات با شرکت آمریکایی کونوکوفیلیپس بدون امضای قرارداد پایان یافت و در نهایت غول فرانسوی بود که توانست نخستین حضور غربی‌ها را در ایران از طریق قرارداد بیع متقابل توسعه سیری A و E رقم بزند. قراردادهای بیع‌متقابل در آن زمان زمینه‌ساز حضور شرکت‌های نفتی طراز اول در ایران طی دوران پس از انقلاب شدند. در این قراردادها، جبران سرمایه‌گذاری شرکت خارجی پس از شروع تولید و از محل تولیدات میدان صورت می‌گرفت. توسعه فازهای یک تا ۱۰ پارس جنوبی و نیز برخی میادین نفتی مثل دارخوین به مدد همین قراردادها صورت گرفت. اکنون و قریب به دو دهه پس از آن سال‌ها، توتال رهبری کنسرسیومی را بر عهده گرفته است که شرکت‌های CNPC و پتروپارس نیز در آن حضور دارند. این کنسرسیوم در یک پروژه ۸ /۴ میلیارد‌دلاری و طی دو مرحله قرار است فاز ۱۱ پارس جنوبی را توسعه دهد. شرکت توتال در این پروژه ۱ /۵۰ درصد سهم خواهد داشت و سهم CNPC، ۳۰ درصد و پتروپارس، ۹ /۱۹ درصد خواهد بود. فاز ۱۱ پارس جنوبی بر این اساس روزانه ۱۸۰۰ میلیون فوت مکعب گاز طبیعی به وسیله ۳۰ حلقه چاه تولید خواهد کرد. با آغاز توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی، پرونده توسعه بزرگ‌ترین میدان گازی جهان به آخرین صفحه خواهد رسید؛ چراکه تمامی فازها، تعیین تکلیف شده و در فرآیند توسعه قرار خواهند گرفت. اما آیا این‌گونه خواهد بود یا توتال منصرف خواهد شد؟
فیلیپ ساکت، رئیس بخش گاز، انرژی‌های تجدیدپذیر و نیرو شرکت توتال، در اظهارنظری صریح پس از انتخاب ترامپ گفته است که انتخاب او تاثیری بر سرمایه‌گذاری این شرکت در ایران نخواهد داشت.۸ پاتریک پویان، مدیرعامل توتال نیز در گفت‌وگویی تفصیلی با نشریه میس۹، که پس از انتخاب ترامپ صورت گرفته، نکاتی را درخصوص حضور در ایران عنوان کرده و هیچ اشاره‌ای به امکان انصراف نداشته است: «نهایی شدن تفاهمنامه سه تا شش ماه زمان خواهد برد و می‌خواهیم قادر باشیم قراردادهای مهندسی ساخت سکو را به محض امضای قرارداد اصلی نهایی کنیم.» پویان، از سابقه طولانی حضور در ایران و شناخت میدان پارس جنوبی گفته و عنوان داشته است که اولویت این شرکت در ایران، گاز است. او همچنین درباره قراردادهای جدید نفتی، موسوم به IPC، گفته است: «IPC اشکال اصلی بیع متقابل را رفع کرده است؛ مدت قرارداد ۲۰ سال است، در حالی که در بیع متقابل هفت سال بود. ما در عملیات‌ها مشارکت نداشتیم و اکنون داریم. نکته مهم اینکه کل پاداش به تولید و قیمت متصل است، در حالی که در بیع متقابل به هزینه سرمایه‌ای وصل بود. بیع مقابل بیشتر به یک ترتیب پیمانکاری شباهت داشت، و به عنوان یک شرکت نفت و گاز مورد پسند ما نبود.»

‌ آل‌آقا می‌گوید هیچ نمونه قراردادی مصوب رسمی برای IPC به منظور توسعه میادین وجود ندارد و در نتیجه نمی‌توان انتظار امضای قرارداد را داشت.

‌ آل‌آقا می‌گوید هیچ نمونه قراردادی مصوب رسمی برای IPC به منظور توسعه میادین وجود ندارد و در نتیجه نمی‌توان انتظار امضای قرارداد را داشت.

سریال تفاهم؛ بدون قرارداد
با این تفاسیر به نظر می‌رسد تفاهمنامه با توتال، به صورت جدی از سوی این شرکت دنبال شود؛ اگرچه درباره بسیاری از تفاهمنامه‌های دیگر با وجود گذشت ماه‌ها، هنوز هیچ خبری از امضای قرارداد نشده است. اما چرا؟ هادی الویری، متخصص امور مالی و اقتصادسنجی نفت و گاز، در این خصوص به «تجارت فردا» می‌گوید: «اول باید توجه داشت که امضای تفاهمنامه گام مثبتی در راستای عملیاتی شدن این همکاری‌هاست. اما این فقط قدم اول است و به هیچ عنوان کافی نیست. به نظرم بعضاً استفاده تبلیغاتی که از این تفاهمات در فضای رسانه‌ای صورت می‌گیرد، مانع توجه کافی دست‌اندرکاران به اصل موضوع، که رسیدن به قرارداد است، می‌شود. عمده این تفاهمنامه‌ها در حد همکاری در حوزه ارزیابی یا مطالعات بوده و پس از مدت نسبتاً کوتاهی نیز به اتمام می‌رسند. توجه به دغدغه‌های شرکت‌های بین‌المللی به دور از تشریفات تبلیغاتی و اقدام جهت رفع آنها، رسیدن به قرارداد را تسهیل می‌کند. از آن جمله، شفاف‌سازی در خصوص جزئیات IPC، به تصمیم‌گیری شرکت‌های بین‌المللی کمک خواهد کرد. برای مثال، شرکت OMV که با شرکت ملی نفت ایران تفاهمنامه همکاری و مطالعاتی روی دو میدان هم امضا کرده، در خصوص ارزیابی اقتصادی میادین تصویر به اندازه کافی شفافی ندارد. من در دیداری که با برخی مسوولان خاورمیانه این شرکت داشتم، به وضوح شنیدم که برای تصمیم‌گیری نیاز به جزئیات بیشتری در خصوص چارچوب قراردادی دارند و تا وقتی این شفاف‌سازی صورت نپذیرد، طبعاً نمی‌توان تصمیم جدی اتخاذ کرد.»
علی‌اکبر وحیدی‌آل‌آقا، مدیرعامل شرکت اکتشاف، توسعه و تولید پاسارگاد، یکی از ۱۱ شرکت صاحب صلاحیت در حوزه اکتشاف و تولید، درباره دلیل عدم امضا به «تجارت فردا» می‌گوید: «تا پیش از اجرای برجام، شرکت‌های خارجی به دلیل مشکل تحریم نمی‌توانستند. اما بعد از اجرای برجام، بخشی از مشکلات پابرجا بوده است. اولاً، شرکت‌های نفتی مثل هر شرکت تجاری دیگری که در کشورهای متعددی مشغول فعالیت هستند باید بتوانند پولی را که برای فعالیت خود خرج کرده و درآمدی که از آن به دست می‌آورند، از طریق سیستم بانکی به صورت رسمی جابه‌جا کنند. این در حالی است که ظاهراً هنوز محدودیت‌های بانکی به‌طور کامل رفع نشده است. ثانیاً اخیراً در مذاکره من با مسوولان یکی از شرکت‌ها، آنها می‌گفتند که هنوز به صورت رسمی اجازه انعقاد قرارداد را از دولت متبوعشان دریافت نکرده‌اند. اینکه فرمودید مذاکراتی انجام و تفاهمنامه‌هایی امضا شده‌اند باید توجه داشت که در نهایت آنچه به صورت قانونی و عملی مبنا قرار می‌گیرد و موجب تعهد و حق می‌شود، قرارداد مکتوب است و نه مذاکرات و تفاهمنامه‌ها. نکته مهم دیگر به متن قراردادها مربوط است. بدون وجود متن نهایی و رسمی قرارداد، نمی‌توان انتظار داشت شرکتی بیاید و چیزی به جز تفاهمنامه را امضا کند. هیچ نمونه قراردادی مصوب رسمی برای IPC و حتی تا آنجا که من می‌دانم برای EPCF به منظور توسعه میادین وجود ندارد و در نتیجه نمی‌توان انتظار امضای قرارداد را داشت. حتی نمی‌توان انتظار داشت شرکت‌های خارجی به دنبال امضای بیع متقابل باشند، که نمونه قرارداد مشخصی برای آن به تصویب شرکت ملی نفت ایران رسیده و موجود است؛ چراکه متولیان امر گفته‌اند که این قراردادها دیگر جذابیت ندارند و قراردادهای جدید جذاب‌ترند. از این‌رو از دیدگاه یک شرکت خارجی، امضای قرارداد فعلاً موضوعیت ندارد و در نتیجه تنها تعدادی MOU و Heads of Agreement به امضا رسیده است که به طرفین امکان مطالعه بیشتری می‌دهد.»

‌ الویری می‌گویداستفاده تبلیغاتی که بعضاً از تفاهمات صورت می‌گیرد، مانع توجه کافی دست‌اندرکاران به اصل موضوع، که رسیدن به قرارداد است، می‌شود.

‌ الویری می‌گویداستفاده تبلیغاتی که بعضاً از تفاهمات صورت می‌گیرد، مانع توجه کافی دست‌اندرکاران به اصل موضوع، که رسیدن به قرارداد است، می‌شود.

موضوع مورد توجه آل‌آقا، از سوی برخی از دیگر کارشناسان و مدیران نیز مورد اشاره قرار گرفته است. در حالی که فرآیند بازنگری قراردادهای جدید نفتی بیش از سه سال قبل آغاز شد، دولت مجموعاً پنج مصوبه در ارتباط با آن داشته و دو همایش نیز برای نقد و بررسی این قراردادها برگزار شده است، کماکان انتقاداتی درباره ابهام در مدل جدید مطرح می‌شود. به عنوان مثال حسن‌تاش می‌گوید: «اقتصاد اروپا در رکود به سر می‌برد و در این شرایط طبعاً گرفتن کار برای شرکت‌ها مهم است. به نظر من وزارت نفت با چیز مبهمی به نام IPC حدود دوسال وقت کشور را تلف کرد، در صورتی که می‌شد با اصلاحات کوچکی در همان بیع متقابل یا استفاده از روش‌های متنوع حسب شرایط هر میدان کار را پیش برد. بعد هم که به انتخابات آمریکا نزدیک شدیم و به انتخابات ایران نیز نزدیک هستیم. طبیعتاً برای شرکت‌ها مهم است که ببینند فضای کسب‌و‌کار در دوره سرمایه‌گذاری و بازگشت سرمایه‌شان چگونه خواهد بود.» الویری نیز به وجود ابهاماتی درباره IPC اشاره می‌کند: «IPC از دید شرکت‌های نفتی، در مقایسه با سایر رژیم‌های حقوقی در دنیا، چارچوب به نسبت غیرجذابی است؛ اما منابع نفتی ایران جزو جذاب‌ترین ذخایر دنیا هستند. البته مدل IPC از مدل سابق Buyback جذابیت بیشتری داشته، از جمله طول مدت قرارداد افزایش یافته، سقف هزینه سرمایه‌گذاری برداشته شده و رابطه معقولی میان ریسک و بازدهی تعریف شده است. ابهامات آن، همان‌طور که اشاره کردم، در خصوص جزئیات شیوه محاسبه دستمزد و همین‌طور شیوه تعامل شرکت‌ها در JV است.»
مساله تعامل شرکت‌ها در JV، که از سوی الویری عنوان شد، به یکی از ویژگی‌های قراردادهای جدید نفتی ارتباط دارد که شاید بتوان در مجموع آن را محدودیتی وارد بر شرکت‌های نفتی خارجی دانست. شرکت‌های خارجی برای فعالیت موظف به همکاری با شرکت ایرانی واجد صلاحیت هستند. به منظور ارزیابی صلاحیت این شرکت‌های ایرانی، از مدت‌ها قبل فراخوانی از سوی وزارت نفت اعلام شد تا شرکت‌ها مدارک لازم را جهت بررسی به وزارت نفت ارسال کنند. از آن زمان تاکنون و طی دو مرحله، مجموعاً اسامی ۱۱ شرکت به عنوان واجد صلاحیت فعالیت در قالب E&P اعلام شده است. اگرچه در یک نگاه آشنایی این شرکت‌ها با محیط کسب‌وکار صنعت نفت ایران می‌تواند یک عامل تسهیل‌گر باشد، اما وادار شدن شرکت‌های خارجی به انتخاب شریک، ممکن است به مانعی در راه رسیدن به قرارداد تبدیل شود. آل‌آقا در این باره می‌گوید: «با قراردادهای جدید، که بر اساس آن شرکت‌های خارجی موظف به داشتن شریک ایرانی می‌شوند، وزارت نفت بخشی از بسترسازی لازم را برای تشکیل شرکت‌های E&P ایرانی انجام داده است. ۱۱ شرکت هم تایید صلاحیت شده‌اند که البته بسیاری از آنها باید در آینده مراحل تشکیل E&P را طی کنند. اما در واقع، قبلاً هم شرکت‌های خارجی می‌توانستند شریک ایرانی داشته باشند و‌لی الان وادار به داشتن چنین شریکی شده‌اند. حتی اگر چهره‌های فعال در شرکت‌های ایرانی را در نظر بگیریم، آنها می‌توانند این نیروها را استخدام کنند. از این‌رو صرف وجود یک شرکت E&P، با وجود آشنایی بیشتر با محیط ایران، کمکی اساسی به آنها نیست. اما برای طرف ایرانی وضعیت فرق دارد بالاخص در رابطه با انتقال تجارب و فناوری شامل مدیریت. در قراردادهای مشارکت در تولید، به دلیل وجود ساختار مشترک، انتقال فناوری به شرکت ملی نفت میزبان مستقیماً صورت می‌گیرد؛ اما در قراردادهای خدماتی این‌طور نیست. از این‌رو باید یک مجموعه ایرانی وجود داشته باشد تا انتقال فناوری صورت گیرد. البته در واقع امر هم فناوری که آنها به ایران می‌آورند، آخرین نسل نیست و اگر ۲۰ تا ۲۵ سال دیگر کشور را ترک کنند، آن فناوری ممکن است از رده خارج شده باشد. مزیت دیگر حضور شرکت‌های E&P برای ایران، افزایش توان حضور در بازارهای بین‌المللی است؛ چراکه شرکت ملی نفت ایران برای حضور در بازارهای خارجی ممکن است محدودیت‌هایی داشته باشد.»

‌ مدیرعامل توتال، می‌گوید اگرچه ریسک‌های ژئوپولتیک خاصی در ایران وجود دارد، در بقیه جاها حتی آمریکا نیز ریسک‌های حقوقی و بازار مشاهده می‌شود.

‌ مدیرعامل توتال، می‌گوید اگرچه ریسک‌های ژئوپولتیک خاصی در ایران وجود دارد، در بقیه جاها حتی آمریکا نیز ریسک‌های حقوقی و بازار مشاهده می‌شود.

 

ریسک‌های ایران
یک مساله مهم دیگر در بازگشت غول‌های نفتی به ایران، ریسک‌هایی است که با وجود اجرای برجام در سر راه شرکت‌های خارجی قرار دارد و به‌طور خاص مربوط به ابعاد سیاسی موضوع می‌شود. آل‌آقا در این باره می‌گوید: «ریسک‌های بخش بالادستی نفت به چند دسته تقسیم می‌شوند که اولین آنها ریسک‌های اکتشاف است. این ریسک‌ها به‌طور میانگین در منطقه خاورمیانه و به‌ویژه در ایران، از بسیاری مناطق دیگر دنیا کمتر است. به عنوان مثال، ریسک اکتشاف در ایران کمتر از بسیاری نقاط آفریقاست. ریسک دیگر ممکن است مربوط به میزان تولید یا تخمین ذخایر مخزن باشد که امروزه در دنیا موضوعیت زیادی ندارد؛ چراکه به‌ویژه پس از اکتشاف یک میدان، می‌توان با دقت مناسبی به برآورد ذخایر آن پرداخت. از این‌رو این‌طور نیست که یک میدان با تخمین تولید ۱۰۰ هزار بشکه در روز، در عمل ۱۰ هزار بشکه در روز تولید کند. در مواردی هم که جزئیات کافی وجود ندارد، باید توسعه میدان به صورت مرحله‌ای صورت بگیرد و نه اینکه از ابتدای کل برای حداکثر تولید عملیات توسعه و هزینه انجام داد. به تدریج و با پیشرفت توسعه میدان، اطلاعات نیز افزایش می‌یابد و ریسک‌های از این نوع نیز کم می‌شود. در کنار اینها، ریسک‌های سیاسی /اقتصادی نیز وجود دارند. به عقیده آنها، در ایران اصل سرمایه‌گذاری ریسک‌های نسبتاً بالایی دارد و نه صرف فعالیت در بخش بالادستی نفت؛ چراکه مثلاً ریسک اکتشاف در اعماق چندهزارمتری آب در دیگر نقاط دنیا، قطعاً بیش از ایران است. نگرانی دیگر ممکن است مربوط به تضمین امنیت سرمایه‌گذاری باشد که احیاناً با تصویب برخی قوانین جدید، آنها دیگر نتوانند فعالیت خود را ادامه دهند و مجبور به ترک کشور شوند. به عبارت مصطلح، Country Risk در ایران بالاست. ریسک بازار هم وجود دارد؛ اینکه قیمت خرید خدمات و تجهیزات افزایش یابد یا قیمت فروش محصولات کاهش پیدا کند.»
موضوع هزینه و ریسک‌های مهندسی توسعه میادین نفت و گاز در ایران، که به نوعی در هزینه تمام‌شده استخراج هر بشکه نفت منعکس می‌شود، تاکنون از سوی موسسات متعددی مورد بررسی قرار گرفته و پاسخ اغلب یکسان بوده است: ایران، یکی از کمترین هزینه‌های توسعه و تولید را در جهان دارد. به عنوان مثال مک‌کینزی در گزارش خود هزینه هر بشکه نفت را در ایران ۱۱ دلار برآورد کرده است؛ که در مقایسه با کشورهایی همچون عراق (۱۵ دلار) یا روسیه (۲۳ دلار) بسیار جذاب ارزیابی می‌شود. یا وال‌استریت ژورنال به نقل از یک گزارش رایستاد انرژی در اوایل امسال، رقم ۰۸ /۹ را برای ایران اعلام کرده که کمی بیشتر از عربستان سعودی (۹۸ /۸ دلار) و کمتر از کشورهایی مثل عراق (۵۷ /۱۰ دلار) و روسیه (۲۱ /۱۹ دلار) است. با وجود اینکه نمی‌توان به ارقام مطلق این گزارش‌ها اتکا کرد، پایین بودن ارقام ایران در مقایسه با اغلب کشورهای جهان، نشان‌دهنده جذابیت بیشتر سرمایه‌گذاری در ایران است. البته این، تمام داستان نیست. الویری در این خصوص می‌گوید: «این درست است که در مقایسه با سایر نقاط دنیا، هزینه توسعه در ایران ارزان‌تر است؛ اما نباید فراموش کرد طی دو سال گذشته در بسیاری مناطق دنیا، با راهکارهای متفاوت هزینه توسعه به‌طور چشمگیری کاهش یافته است. نکته مهم این است که وقتی صحبت از پایین بودن هزینه توسعه می‌کنیم، این تنها نیمی از مساله از دید شرکت خارجی است. در واقع هزینه توسعه پایین، معمولاً سوددهی توسعه میدان را افزایش می‌دهد، اما سوددهی قبل از مالیات. اگر چارچوب حقوقی موجود، تمامی سود حاصل‌شده را از شرکت خارجی بگیرد، دیگر ارزان بودن هزینه توسعه برای شرکت خارجی فایده چندانی نخواهد داشت. یک ریسک مهم از دید شرکت‌های خارجی، ریسک اقتصادی، از جمله شیوه محاسبه دستمزد است که به آن اشاره کردم. در حوزه ریسک سیاسی هم، با توجه به شرایط به وجود‌آمده، برخی شرکت‌های خارجی از پیامدهای احتمالی ورود به ایران نگرانند و فعلاً سعی می‌کنند سطح همکاری را در حد پایینی نگه دارند بلکه با گذر زمان شرایط مشخص‌تر شده و تصمیم معقول‌تری بگیرند. به نظر من آمدن ترامپ به‌طور مشخص روی ورود شرکت خاصی تاثیر منفی ندارد، اما به‌طور کل، باعث افزایش ضریب ریسک سیاسی ورود به ایران شده و در نتیجه کل هزینه سرمایه‌گذاری در ایران را بالا می‌برد. این افزایش هزینه منجر به تاخیر در فرآیند تصمیم‌گیری شرکت‌ها برای ورود می‌شود تا ارزیابی صحیحی از شرایط پیدا کنند. به هر حال آمدن ترامپ، ابهام‌های آینده را درباره فضای سرمایه‌گذاری خارجی در ایران افزایش می‌دهد که این البته محدود به صنعت نفت و گاز نیست. به نظرم دستگاه دیپلماسی کشورمان، با هوشیاری می‌تواند در شرایط فعلی به کاهش ریسک سیاسی سرمایه‌گذاری در ایران کمک کند.» حسن‌تاش نیز در زمینه تاثیر روی کار آمدن ترامپ نظری مشابه دارد: «روی کار آمدن ترامپ مسلماً بی‌تاثیر نیست. البته به نظر من ترامپ نخواهد توانست برجام را منتفی کند و اگر هم این کار را بکند، همراهی اروپا را نخواهد داشت و نمی‌تواند اجماع ایجاد کند. اما شرکت‌ها تجربه تحریم‌های ثانویه را دارند و از این‌رو خصوصاً شرکت‌های اروپایی که در آمریکا دارایی و منافع دارند، احتمالاً دچار تردید می‌شوند تا ببینند اوضاع چه می‌شود.»
با وجود این مسائل، مدیرعامل توتال در گفت‌وگو با میس، در پاسخ به سوال این نشریه درباره وجود ریسک‌های ژئوپولتیک در ایران، گفته است: «من درباره محل وجود نفت و گاز تصمیم نمی‌گیرم. ایران بخشی از بزرگ‌ترین ذخایر نفت و گاز دنیا را در اختیار دارد. آیا من باید از رفتن به آنجا سر باز بزنم؟ من مجبورم به آن توجه کنم… در ایران ریسک‌های خاص ژئوپولتیک هست، اما از همکاران ما در بی‌پی بپرسید که آیا در آمریکا ریسک حقوقی وجود ندارد؟ من می‌توانم بروم و دارایی‌هایی را در آمریکا خریداری کنم، کما اینکه شرکت‌های مشابه ما چنین کردند و ما نیز همین‌طور، و در نهایت همه‌مان پول زیادی از دست دادیم. به حوزه Permian آمریکا نگاه کنید که امروز در آن هر هکتار زمین ۵۰ هزار دلار به فروش می‌رسد. فکر می‌کنید پرداختن این رقم منطقی است؟ آنجا ریسک ژئوپولتیک وجود ندارد، اما ریسک بازار هست. شما باید به ریسک نگاه کنید، ولی در ارتباط با فرصت. به ما پیشنهاد داده شده است که در ایران ۲۰ سال بمانیم، در عملیات‌ها مشارکت کنیم، و درآمدمان به تولید و قیمت وصل باشد؛ آن هم در میدان بزرگی که به خوبی می‌شناسیم. و اینکه نخستین شرکت بزرگی هستیم که می‌توانیم امضا کنیم، برای‌مان موقعیتی عظیم است؛ چراکه می‌دانیم شرکای ایرانی ما آن را به یاد خواهند آورد.»

شرکت‌های غربی در نسل اول بیع متقابل-‌ منبع: ایرنا

شرکت‌های غربی در نسل اول بیع متقابل-‌ منبع: ایرنا

شفافیت و انتظار
با نگاهی به آنچه گفته شد، یک جمع‌بندی اساسی می‌تواند لزوم شفاف‌سازی بیشتر متولیان وزارت نفت درباره قراردادهای جدید نفتی باشد؛ از تصویب و انتشار قالب IPC گرفته تا ذکر دقیق جزئیات مربوط به مسائل بیمه و مالیات و معافیت. الویری در این باره می‌گوید: «شفاف‌سازی جزئیات ابهام‌بر‌انگیز IPC تاثیر زیادی در تصمیم‌گیری شرکت‌های خارجی دارد. همچنین، شرکت‌های تایید‌صلاحیت‌شده ایرانی، که قرار است شریک طرف خارجی باشند، باید ساختار‌ها و فرآیند‌های روز دنیا را در بخش E&P پیاده‌سازی کرده تا به‌طور موثرتری بتوانند با خارجی‌ها مذاکره و کار کنند. در بخش دولتی هم، بهتر است وزارت نفت و شرکت ملی نفت ایران، جهت ارزیابی حرفه‌ای و کارآمد پیشنهادات توسعه میدان از سوی شرکت‌های خارجی، از خدمات مشاوران مورد اعتماد و زبده بهره برند.» به اتکای این شفاف‌سازی و انجام اقدامات اصلاحی در محیط کسب‌وکار شرکت‌های خارجی، و شاید حتی مشارکت دولت در تسهیل روابط شرکای داخلی و خارجی بدون دخالت در تصمیم‌گیری‌ها، می‌توان انتظار داشت در سال ۲۰۱۸ جریان سرمایه ناشی از این تفاهمنامه وارد کشور شود؛ موضوعی که برجام شرط لازم آن بود، اگرچه کفایت نمی‌کرد و نخواهد کرد.

مشخصات 11 شرکت اکتشاف و تولید ایران

مشخصات ۱۱ شرکت اکتشاف و تولید ایران

منابع:
۱- Oilfield Services Company
۲- خبر شماره ۲۷۳۲۷۶ شانا
۳- خبر شماره ۱۴۸۰۲۸۴۸۹۷ وال‌استریت ژورنال
۴- Schlumberger Production Management
۵- این بخش به نقل از slb.com آورده شده است.
۶- Integrated Project Management
۷- www.bloomberg.com /gadfly /articles /2016-05-23 /
schlumberger-can-teach-big-oil
۸- خبر کد idUSKBN1341U1 رویترز
۹- نشریه میس ۲۵ نوامبر

منتشرشده در شماره ۲۰۳ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , , ,

بدون دیدگاه » آذر ۲۰ام, ۱۳۹۵

آشتی در وقت اضافه

برجام چه تاثیری بر شکل‌گیری توافق تاریخی اوپک داشت؟

پیش از اجرای برجام، و حتی قبل از آنکه ایران و ۱+۵ به توافقی در این باره دست یابند، وزیر نفت بارها از بازگشت ایران به بازار نفت بلافاصله پس از رفع تحریم‌ها سخن گفته بود. شاید گفتن این حرف‌ها در روزگار نفت ۱۰۰ دلاری معنایی داشت، اما تحقق و اجرای آن در زمانی که قیمت نفت به کمتر از ۴۰ و حتی ۳۰ دلار رسیده بود، دشوار به نظر می‌آمد؛ چراکه اولاً بازار در شرایط مازاد عرضه نسبت به مصرف قرار داشت و ثانیاً اصل امکان افزایش تولید با توجه به سال‌های متمادی عدم سرمایه‌گذاری و پیش‌بینی افت طبیعی توان تولید، مبهم می‌نمود. ابهام دوم، به سرعت رفع شد و افزایش توان تولید ایران به مدد نگهداشت مناسب توان تولید در مناطق نفت‌خیز جنوب؛ و نیز افزایش برداشت ایران از میادین مشترک غرب کارون، رقم خورد؛ اما مساله اصلی به قوت خود باقی بود: قیمت‌های نفت.
ایران بازگشت خود را به توان تولید پیش از تحریم‌ها، یک حق طبیعی می‌دانست و کاهش قیمت‌ها را در نتیجه افزایش تولید کشورهایی می‌دانست که در زمان تحریم، نه‌تنها جای خالی ایران را پر کردند؛ که حتی از سقف مصوب در نظر گرفته‌شده برای سازمان کشورهای صادرکننده نفت (اوپک) نیز فراتر رفتند. در نتیجه، پاسخ مقام‌های کشور به فریز نفتی پیش از رسیدن به تولید پیشین، منفی بود. آنها حتی در نشست دوحه نیز شرکت نکردند تا عربستان نیز در واکنش، تن به توافق ندهد. هدف، افزایش تولید تا سطح پیش از تحریم‌ها بود و بدون پذیرش این امر، ایران هر توافقی را ناممکن می‌شمرد. در حالی که تا ماه‌های قبل ایران بود که از لزوم نقش‌آفرینی اوپک در موازنه بازار نفت می‌گفت و عربستان و معدود کشورهای هم‌پیمان آن در سازمان مخالفت می‌کردند، اکنون همه از لزوم فریز نفتی می‌گفتند و ایران با اتکا به امکانی که پس از برجام برای رشد صادرات و تولید نفت فراهم آمده بود، ساز مخالف می‌زد و از بازگشت به دوران پیش از تحریم می‌گفت.
با اجرای برجام، نه‌تنها صادرات به مقاصد آسیایی افزایش یافت، که صادرات به اروپا نیز از سر گرفته شد و این‌گونه بود که در نشست الجزایر، پیشنهاد منصفانه‌تری مطرح شد: همه کشورها تولید خود را کاهش دهند، ولی ایران، لیبی و نیجریه معاف شوند. جزئیات به نشست تاریخی اوپک در ۳۰نوامبر رسید؛ تا ایران، روسیه و عربستان توافقی تاریخی را رقم بزنند: کاهش ۲ /۱میلیون بشکه‌ای تولید اوپک و ۶۰۰ هزار بشکه‌ای غیراوپک. ایران در این میان اجازه یافت کاهش را نسبت به رکورد تولید خود در ۱۶ سال گذشته صورت دهد، یعنی رقمی در حدود ۲ /۴-۱ /۴ میلیون بشکه در روز که مسوولان ایرانی آن را ۹۷۵ /۳ میلیون ثبت کرده بودند. با این توافق، تولید نفت ایران نسبت به آخرین رقم‌ها نه‌تنها کاهش نمی‌یافت، بلکه در عمل با رشدی ۹۰ هزاربشکه‌ای نیز مواجه می‌شد؛ چراکه بر اساس منابع ثانویه ایران در ماه اکتبر ۷۰۷ /۳ میلیون بشکه در روز تولید کرده بود و طبق توافق اجازه داشت ۷۹۷ /۳ میلیون بشکه در روز تولید کند. ایران، که بعد از اجرای برجام توانسته بود یک گام در سیاست خارجی خود با غرب به پیش رود، اکنون و با نقش‌آفرینی روسیه توانست باوجود تنش‌های موجود، به توافقی روشن با عربستان برسد؛ توافقی که شاید خوش‌بینانه باشد ولی با توجه به روی کار آمدن ترامپ، احتمال دارد آغاز تنش‌ها باشد اما بدون برجام حتی تصور آن هم ممکن نبود.

منتشرشده در شماره ۲۰۳ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , ,

بدون دیدگاه » آذر ۲۰ام, ۱۳۹۵

بهار نفت در پاییز

صادرات نفت خام ایران از مرز ۴ /۲ میلیون بشکه در روز گذشت

تولید نفت خام ایران بر اساس آمارهای رسمی (میلیون بشکه در روز) - منبع: اوپک

تولید نفت خام ایران بر اساس آمارهای رسمی (میلیون بشکه در روز) – منبع: اوپک

دو میلیون و ۴۴۰ هزار بشکه نفت خام. این آخرین رقمی است که به عنوان صادرات نفت خام ایران از سوی مقام‌های رسمی اعلام شده و با احتساب میعانات گازی، به حدود سه میلیون بشکه در روز و شاید حتی بیشتر می‌رسد. در حالی که یک سال قبل بسیاری از تحلیلگران انتظار نداشتند با رفع تحریم‌ها ایران بتواند با چنین سرعتی تولید نفت را افزایش دهد و آن را به فروش رساند، گزارش‌های داخلی از رشد روزافزون تولید نفت ایران خبر می‌دهند و منابع خارجی نیز به این ارقام صحه می‌گذارند. بر اساس شماره جدید نشریه «بازارهای جهانی آرگوس»۱، ایران در ماه اکتبر روزانه دو میلیون و ۴۴۰ هزار بشکه نفت خام صادر کرده است؛ یعنی رقمی مساوی اعلام اخیر بیژن زنگنه، وزیر نفت. روند رو به رشد تولید و صادرات نفت ایران در حالی پابرجاست که همزمان گفت‌وگو میان اعضای اوپک و کشورهای خارج از این سازمان برای دستیابی به فرمولی برای کاهش تولید این سازمان به ۵ /۳۲ تا ۳۳ میلیون بشکه در روز ادامه دارد و تاکنون به نتیجه نرسیده است. ایران و سه کشور دیگر اوپک خواستار معافیت از کاهش تولید شده‌اند؛ یعنی همان سیاستی که از ابتدای بازگشت زنگنه به کرسی وزارت نفت در پیش گرفته شده و او بر مبنای آن اعلام کرده بود حتی یک بشکه هم از سهم ایران در بازار نفت، کوتاه نخواهد آمد.

فصل تردید
پیش از لغو تحریم‌ها، بسیاری از تحلیلگران اعتقاد داشتند بازگشت ایران به تولید پیش از تحریم‌ها، زمان زیادی خواهد برد و شاید یک سال به طول بینجامد. پل استیونس، تحلیلگر شناخته‌شده چتم هاوس، در اسفند۱۳۹۳ این‌گونه به تشریح چشم‌انداز صنعت نفت ایران پس از لغو تحریم‌ها پرداخت: «حتی اگر تحریم‌ها به سرعت لغو شوند، زمان قابل ‌توجهی طول خواهد کشید تا ظرفیت تولید شروع به افزایش کند. قطعاً انتظار نمی‌رود هیچ مورد چشمگیری پیش از ۲۰۱۶ به وقوع پیوندد و ادعای زنگنه پس از نشست اوپک در دسامبر ۲۰۱۳ مبنی بر اینکه ایران می‌تواند سال بعد به تولید نفت چهار میلیون بشکه در روز بازگردد، به روشنی خوشبینانه بوده است. اغلب ناظران معتقدند ۳ تا ۵ /۳ میلیون بشکه در روز هدف واقع‌بینانه‌تری برای دوره یک‌ساله بعد از رفع تحریم‌هاست؛ اگر بیشتر به طول نینجامد. ایران باید تلاش کند بازارهای نفتی را که طی دوران تحریم از دست داده بازپس گیرد.»۲ همان‌طور که استیونس در مقاله خود اشاره کرده است، بیژن زنگنه چندین بار از رشد تولید و صادرات نفت ایران بلافاصله بعد از لغو تحریم‌ها گفته و از جمله اعلام کرده بود صادرات نفت ایران دو برابر خواهد شد. در شماره ۱۱۱ تجارت فردا در آذر ۱۳۹۳ طی پرونده‌ای وعده بیژن زنگنه در گفت‌وگو با کارشناسان بررسی و نتیجه‌گیری شد در زمینه تولید و صادرات مشکل چندانی وجود ندارد. حمید بورد، مدیرعامل سابق شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب، که اکنون سکان شرکت نفت فلات قاره را در دست دارد، در گفت‌وگو با تجارت فردا گفته بود: «در مناطق نفت‌خیز جنوب نه‌تنها افت ظرفیت تولید اتفاق نیفتاد، بلکه ظرفیت تولید از ۹ /۲ میلیون بشکه در روز به سه میلیون افزایش یافت. اخیراً در اغلب شرکت‌های زیرمجموعه مناطق نفت‌خیز جنوب، رکوردگیری انجام شد و آنها تولید نفتی معادل ۱۰۰ درصد برنامه را محقق کردند. با در نظر گرفتن این مسائل در بدبینانه‌ترین حالت ممکن، ظرفیت تولید طی سه ماه به سه میلیون بشکه در روز می‌رسد.»

نظر بعضی کارشناسان درباره عدم تحقق امکان بازگشت به تولید قبل از تحریم‌ها طی مدتی کوتاه، ناشی از درنظر گرفتن عواملی مثل کاهش سرمایه‌گذاری در حفظ و نگهداشت تولید همزمان با افت تولید طبیعی مخازن نفت کشور بود. این در حالی است که در تحلیل‌ها، توان داخلی در حفظ و نگهداشت ظرفیت تولید، که به طور سنتی و در نتیجه انباشت دانش طی سال‌های متوالی به ویژه در مناطق نفت‌خیز جنوب به وجود آمده است، و نیز افزایش تولید بیش از ۲۰۰هزار بشکه‌ای از محل میادین غرب کارون شامل آزادگان شمالی، یادآوران و یاران شمالی مورد توجه کافی قرار نگرفته بود. در سمت صادرات نیز به نظر می‌رسد تحلیلگران، به این نکته بدیهی که با تغییر مقدار تخفیف در کوتاه‌مدت می‌توان نفت را به فروش رساند، و مشتریان سنتی به دلایل استراتژیک علاقه دارند دوباره از ایران نفت وارد کنند، به اندازه کافی توجه نشد. نتیجه نهایی وجود این فضای عمومی در اغلب تحلیل‌ها بود که بازگشت تولید ایران به پیش از تحریم‌ها، بیش از یک سال به طول می‌انجامد. اما در واقعیت، ماجرا به گونه‌ای متفاوت پیش رفت.

از رکود تا رشد
بر اساس ارقام بولتن آماری سالانه اوپک۳، بیشترین تولید سالانه نفت خام ایران طی دوران پس از انقلاب، در سال ۲۰۰۵ به میزان کمتر از ۱ /۴ میلیون بشکه در روز رقم خورد. از آن زمان تاکنون، تولید نفت ایران روند نزولی را طی کرده و طی دوران تحریم به محدوده ۱ /۳ میلیون بشکه در روز نیز رسیده است. این ارقام، به نقل از منابع رسمی هستند و آمارهای منابع ثانویه اوپک، تصویر به مراتب نامطلوب‌تری را نشان می‌دهند؛ تصویری که در آن تولید سالانه نفت ایران در سال ۲۰۱۳ کمتر از ۷ /۲ میلیون بشکه در روز بوده است. با در نظر گرفتن ظرفیت پالایش ۸ /۱ میلیون بشکه در روز، این ارقام نشان‌دهنده صادرات نفت حدود یک میلیون بشکه در روز (و در برخی ماه‌ها کمتر از آن) طی دوران تحریم بود که به مدد میعانات گازی، تا حدود ۳ /۱ میلیون بشکه در روز افزایش پیدا می‌کرد. مشتریان نفت ایران به پنج کشور آسیایی محدود شده بودند و نقل و انتقال پول، داستان پرماجرای دیگری داشت. آمارهای اوپک به نقل از منابع ثانویه نشان می‌دهد میانگین سالانه تولید نفت ایران در سال‌های ۲۰۱۴ و ۲۰۱۵ به ترتیب ۷۷۸ /۲ و ۸۴۰ /۲ میلیون بشکه در روز بوده است. احیای اندک و در واقع تثبیت تولید نفت ایران در آن سال‌ها، ناشی از توافق موقت ژنو بود که صادرات نفت ایران را در سطح مشخصی حفظ می‌کرد. پس از اجرای برجام در ژانویه ۲۰۱۶، صادرات و تولید نفت ایران به سرعت رو به فزونی نهاد. آمارهای اوپک به نقل از منابع ثانویه، نشان‌دهنده رشد بیش از دویست‌هزار بشکه‌ای تولید نفت ایران در سه‌ماهه نخست سال ۲۰۱۶ در مقایسه با سه‌ماهه چهارم سال ۲۰۱۵ است؛ یعنی افزایش از ۸۷۴ /۲ میلیون بشکه در روز به ۰۹۶ /۳ میلیون بشکه در روز٫ البته آمارهای اوپک به نقل از منابع رسمی، ارقام تولید نفت ایران را در سه‌ماهه چهارم سال ۲۰۱۵ و فصل بعد از آن، به ترتیب ۳۱۳ /۳ و ۳۸۵ /۳ میلیون بشکه در روز اعلام کرده‌اند که به نظر می‌رسد کمتر از ارقام منابع ثانویه می‌تواند مورد استناد قرار گیرد. رشد تولید نفت ایران در ماه‌های بعد ادامه یافت: ۵۳۹ /۳ میلیون بشکه در روز در سه‌ماهه دوم سال ۲۰۱۶ و ۶۰۵ /۳ میلیون بشکه در روز در سه‌ماهه سوم سال ۲۰۱۶٫
این روند با سرعتی مشابه، در صادرات نفت نیز نمایان شد؛ چنان که صادرات نفت خام ایران در ماه اکتبر بر اساس اعلام وزیر نفت و گزارش‌های دیگر، رکورد ۴۴۰ /۲ میلیون بشکه در روز را ثبت کرد. بر اساس گزارش آرگوس، ایران در ماه اکتبر روزانه ۶۵۰ هزار بشکه میعانات گازی صادر کرده است. تخمین زده می‌شود صادرات روزانه حدود ۱۰۰ تا ۲۰۰ هزار بشکه میعانات گازی، از محل ذخایر روی آب باشد و آرگوس پیش‌بینی کرده است با تداوم صادرات میعانات گازی، کل میعانات روی آب ایران تا اواخر سال جاری شمسی به فروش برسد. بر اساس آمارهای این موسسه، سهم اروپا بدون در نظر گرفتن ترکیه از صادرات ۴۴۰ /۲ میلیون بشکه‌ای، بیش از ۵۰۰ هزار بشکه در روز بوده است. محسن قمصری، مدیر امور بین‌الملل شرکت ملی نفت ایران، که گزارش‌هایی درباره بازنشستگی او در زمان نگارش این گزارش منتشر شده، رقم صادرات نفت ایران را به اروپا در ماه اکتبر ۷۰۰ هزار بشکه در روز اعلام کرده است که شاید بتوان آن را به احتساب ارقام ترکیه با قاره اروپا نسبت داد. بازگشت ایران به بازار اروپا، که پیش از تحریم مقصد حدود ۶۰۰ هزار بشکه از نفت صادراتی ایران بود، تنها بخشی از افزایش صادرات نفت را توجیه می‌کند. بخش دیگری از رشد صادرات، به دلیل افزایش واردات بعضی کشورهای آسیایی از ایران است. به عنوان مثال، نشریه mees گزارش داده چین در ۹ ‌ماهه ابتدای ۲۰۱۶ روزانه ۶۰۰ هزار بشکه نفت خام از ایران وارد کرده است. این رقم در سال‌های ۲۰۱۴ و ۲۰۱۵ به ترتیب ۵۴۸ و ۵۳۱ هزار بشکه در روز بود. صادرات نفت ایران به کره جنوبی نیز در بازه زمانی مشابه، دوبرابر شده است.

اهمیت نفت
در یک تحلیل ابتدایی، می‌توان گفت رشد صادرات نفت به ویژه در دورانی که قیمت نفت در محدوده ۴۰ دلار قرار دارد، بازارها اشباع هستند، عربستان و عراق تولید خود را افزایش داده‌اند و بسیاری از کشورها نیز در رقابت برای تولید بیشتر هستند، به افزایش درآمدهای نفتی می‌انجامد که در شرایط تنگنای مالی دولت و محدودیت درآمدهای ارزی اهمیتی انکارناشدنی دارد. اما روی دیگر ماجرا، مساله مهم‌تری به نام رشد اقتصادی است. باوجود خروج از رکود، تخمین‌ها از رشد اقتصادی مثبت ولی ناچیز در سال ۱۳۹۴ حکایت می‌کنند و در سال ۱۳۹۵ نیز یکی از پیشران‌های رشد، و شاید مهم‌ترین آنها، بخش نفت باشد. بر اساس تحلیل اخیر مسعود نیلی، مشاور اقتصادی رئیس‌جمهور، که در شماره ۱۹۷ تجارت فردا منتشر شده، رشد اقتصادی فصل اول سال جاری ۴ /۴ درصد بوده و «اولین پدیده تاثیرگذار بر رشد اقتصادی سال ۱۳۹۵، رفع تحریم‌های نفتی است». به گفته نیلی، با عملی شدن افزایش تولید بود که رشد ۵۰‌درصدی ارزش افزوده بخش نفت به عنوان یکی از عوامل اصلی رشد بهار ۱۳۹۵ ظاهر شد. نیلی از پیش‎بینی درآمدهای ارزی ۳۶ میلیارد دلاری حاصل از صادرات نفت در سال ۱۳۹۵ خبر داده است؛ آن هم در حالی که «چنانچه تولید نفت با میزان تولیدشده پیش از اجرای برجام (معادل تولید ۱۰ماهه نخست سال ۱۳۹۴) تداوم می‌یافت، در سال ۱۳۹۵ تنها در حدود ۲۲ میلیارد دلار از محل صادرات نفت نصیب کشور می‌شد». این ارقام به خوبی نشان می‌دهند ابعاد رشد تولید و صادرات نفت را فراتر از صنعت نفت ایران می‌توان دید و اقتصاد کلان کشور را در دورانی بسیار حساس تحت تاثیر قرار داده است.

پی‌نوشت‌ها:
۱- Argus Global Markets
۲- Prospects for Iran’s Oil and Gas Sector
۳- OPEC Annual Statistical Bulletin

منتشرشده در شماره ۲۰۰ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , ,

بدون دیدگاه » آبان ۲۲ام, ۱۳۹۵

بازی بزرگان

نگاهی به رقابت ایران و عربستان در بازار نفت، از تحریم تا نشست الجزایر

ایران و عربستان در بازار نفت

«برنده بزرگ اوپک». این تعبیری است که بلومبرگ درباره ایران پس از نشست اخیر الجزایر به کار برد؛ نشستی که با توافق کشورهای عضو این سازمان مبنی بر کاهش تولید نفت به ۳۳-۵ /۳۲ میلیون بشکه در روز پایان یافت تا ضمن افزایش قیمت نفت، امیدها به احیای نقش‌آفرینی اوپک دوباره زنده شود. پس از افت مداوم قیمت نفت و عدم دستیابی اعضای اوپک به توافقی مبنی بر فریز نفتی در نشست دوحه، که اردیبهشت‌ماه امسال بدون مشارکت ایران برگزار شد، انتظار می‌رفت در الجزایر نیز توافق حاصل نشود؛ به ویژه آنکه ایران بر مواضع پیشین خود مبنی بر لزوم بازگشت به تولید پیش از تحریم‌ها تاکید داشت. اما پیش از پایان نشست، اخبار غیررسمی منتشره نشان می‌داد که این بار وضعیت تفاوت دارد و پس از انتشار اعلام‌نظرهای رسمی همه مطمئن شدند که اعضای اوپک و به طور خاص ایران و عربستان به توافقی دست پیدا کرده‌اند که جزییات آن تا نشست بعدی اوپک در نیمه نخست آذر مشخص خواهد شد. قیمت نفت پس از انتشار این اخبار افزایش یافت. بهای سبد نفتی اوپک که در روز برگزاری نشست پایانی (۲۸ سپتامبر) ۲۱ /۴۲ دلار در هر بشکه بود، در روز بعد به ۳۴ /۴۴ دلار رسید و در زمان نگارش این مطلب، آخرین قیمت گزارش‌شده سبد نفتی اوپک ۲۲ /۴۸ دلار است. این افزایش بیش از ۱۴درصدی طی حدود سه هفته، نتیجه توافقی است که بدون پذیرش ایران و عربستان، دستیابی به آن ممکن نبود. با در نظر گرفتن عدم عقب‌نشینی ایران از مواضع پیشین، بسیاری معتقدند که نشست اخیر با پیروزی ایران همراه بود؛ به ویژه آنکه گفته می‌شود ایران از کاهش تولید مستثنی خواهد بود؛ اگرچه در این باره هیچ اجماع‌نظری وجود ندارد. سوال این است که داستان جدال نفتی ایران و عربستان، چه پیشینه‌ای دارد و آیا می‌توان از پیروزی ایران در صحنه اخیر سخن گفت؟

سناریوی سعودی
عربستان به طور سنتی، دهه‌ها نقش تولیدکننده نوسان‌گیر (Swing Producer) را در بازار نفت ایفا می‌کرد؛ تولیدکننده‌ای که از ظرفیت مازاد (Spare Capacity) کافی برخوردار است و می‌تواند بدون هزینه اضافی، تولید نفت خود را به سرعت تغییر دهد. اما مدت‌هاست که دیگر عربستان چنین نقشی را ایفا نکرده است؛ و به طور خاص طی دوران سقوط اخیر قیمت نفت. پس از انقلاب منابع غیرمتعارف شیل (Shale) در آمریکا، که طی آن تولید نفت این کشور از پنج میلیون بشکه در روز در سال ۲۰۰۸ به ۴ /۹ میلیون بشکه در روز در سال ۲۰۱۵ رسید، افزایش تولید نفت آمریکا در کنار مجموعه‌ای از عوامل دیگر، منجر به مازاد عرضه نسبت به تقاضا در بازار نفت شد و در نتیجه قیمت نفت سقوط کرد. هر بشکه نفت برنت که در ژوئن ۲۰۱۴ به طور میانگین بیش از ۱۱۱ دلار قیمت داشت، در دسامبر همان سال به ۶۲ دلار رسید و در ژانویه سال جاری میلادی، ۳۰ دلار. انتظار این بود که تولید نفت توسط اوپک کاهش یابد تا قیمت‌ها افزایش پیدا کند. در نشست‌های سالانه اوپک، ایران و اغلب کشورهای اوپک نیز درخواستی مشابه را می‌کردند، در حالی که عربستان و کشورهای هم‌پیمان آن دیدگاه دیگری را مطرح می‌کردند که چندان هم نادرست نبود: دفاع از سهم بازار. از این دیدگاه، می‌توان کاهش قیمت نفت را برای مدتی پذیرفت تا سهم بازار اوپک حفظ شود؛ چون در صورت کاهش تولید، باوجود افزایش قیمت نفت و رشد درآمدها طی کوتاه‌مدت، تولید از منابع غیرمتعارف نفت شیل ادامه پیدا می‌کند و سهم بازار اوپک از دست می‌رود. اوج گمانه‌زنی‌ها درباره سقوط نفت، طی این دوران صورت می‌گرفت: اینکه آیا عربستان ایران و روسیه را هدف قرار داده است، یا قصد دارد تولید نفت از منابع غیرمتعارف شیل را کاهش دهد، یا اصلاً ماجرای دیگری وجود دارد. موضوع از لحاظ اقتصادی کاملاً توجیه‌پذیر بود و است: مازاد عرضه نسبت به تقاضا، کاهش قیمت نفت را رقم زد، عربستان در جست‌وجوی حفظ سهم بازار بود و از فشار به ایران و روسیه نیز استقبال می‌کرد و تولیدکنندگان آمریکایی (که برخلاف عربستان، شرکت‌های کاملاً خصوصی هستند) مثل هر بنگاه اقتصادی دیگری، متناسب با هزینه آخرین بشکه نفت تولیدی و قیمت نفت در بازار به تولید ادامه می‌دهند. «تجارت فردا» در این زمان، پرونده‌هایی را درباره وضعیت بازار نفت و نقش‌آفرینی عربستان منتشر کرد. محمد مروتی، اقتصاددان و پژوهشگر بازار نفت، این‌گونه به توضیح رفتار عربستان سعودی پرداخت: «فرض کنیم یک Dominant Producer (تولیدکننده غالب) مثل عربستان وجود دارد که می‌تواند در بازار، قیمت نفت را تعیین کند. سوال مهم این است که قیمت را چقدر باید تعیین کند. مثلاً ۱۰۰ دلار بهتر است یا ۶۰ دلار؟ جواب بدیهی نیست. چرا که اگر قیمت نفت کم باشد، در مقدار ثابتی از فروش نفت، قاعدتاً درآمد نفتی کم خواهد بود. از طرف دیگر اگر قیمت را بالا تعیین کند، یعنی با کاهش تولید قیمت تعادلی بازار را بالا ببرد، بازار را برای تولیدکنندگان پرهزینه مثل شیل جذاب کرده است و در بلندمدت ممکن است بازار را از دست بدهد. برای سادگی فرض کنیم تولیدکننده غالب دو گزینه دارد: تولید ۱۰ میلیون بشکه نفت در روز که منجر به قیمت ۶۰ دلار شود و تولید شش میلیون بشکه نفت در روز که منجر به قیمت ۱۰۰ دلار بشود. سوالی که مطرح می‌شود این است که استراتژی بهینه برای تولید نفت عربستان چیست؟ ۱۰ میلیون بشکه در روز یا شش میلیون بشکه در روز؟ از نظر Game Theory (نظریه بازی) استراتژی بهینه این است که این کشور اصطلاحاً mix کند؛ یعنی گاهی شش میلیون بشکه در روز تولید کند و گاهی ۱۰ میلیون بشکه» (تجارت فردا، شماره ۱۲۷). در چارچوب این بررسی اقتصادی، می‌شد رفتار عربستان را تا حدودی تحلیل کرد؛ اما پیچیدگی داستان از جایی افزایش یافت که ایران به توافق هسته‌ای نزدیک‌تر شد و در تیرماه سال گذشته، بیانیه به قرائت طرفین رسید. ایران از مدت‌ها قبل اعلام کرده بود به محض لغو تحریم‌ها، تولید نفت خود را افزایش می‌دهد که این موضوع پیش از تحقق، بر روند نزولی قیمت نفت تاثیر گذاشت.

بازگشت ایران
با اجرای برنامه جامع اقدام مشترک از روزهای پایانی دی سال گذشته، تولید و صادرات نفت ایران، روند صعودی را در پیش گرفت و به سطح پیش از تحریم‌ها نزدیک شد. بر اساس گزارش اوپک به نقل از منابع ثانویه، ایران در سال ۲۰۱۱ روزانه بیش ا ز ۶ /۳ میلیون بشکه نفت خام تولید می‌کرد. این رقم در سال ۲۰۱۲ به کمتر از سه میلیون بشکه در روز رسید و در سال ۲۰۱۳ حدود ۶ /۲ میلیون بشکه در روز بود. با دستیابی به توافق موقت ژنو، تولید نفت در سال‌های ۲۰۱۴ و ۲۰۱۵ با افزایش اندکی به حدود ۸ /۲ میلیون بشکه در روز افزایش یافت و پس از اجرای برنامه جامع اقدام مشترک در اوایل سال جاری میلادی، تولید نفت ایران به سرعت رشد کرد. در سه‌ماهه نخست ۲۰۱۶، ایران روزانه ۱ /۳ میلیون بشکه نفت تولید کرد. تولید نفت در سه‌ماهه دوم و سوم به ترتیب از مرز ۵ /۳ و ۶ /۳میلیون بشکه در روز گذشت و بر اساس آخرین گزارش اوپک، در ماه سپتامبر به ۶۶۵ /۳ میلیون بشکه در روز رسید. منابع دیگر، ارقام بیشتری برای تولید نفت ایران اعلام کرده‌اند و بعضی گزارش‌های داخلی از تولید تا ۸۵ /۳ میلیون بشکه در روز خبر داده‌اند. هدف‌گذاری شرکت ملی نفت ایران، دستیابی به تولید چهار میلیون بشکه در روز تا پایان سال جاری است. با وجود این رشد قابل ‌توجه، هنوز تولید نفت به رکورد یک دهه قبل نرسیده و در عین حال سهم ایران از تولید نفت اوپک کاهش یافته است؛ چراکه در تمامی سال‌های تحریم، عربستان و عراق با تمام توان مشغول تولید بوده‌اند. تولید نفت عربستان از ۳ /۹ میلیون بشکه در روز در سال ۲۰۱۱، به ۶ /۱۰ میلیون بشکه در روز در آگوست امسال رسید و رشد ۳ /۱ میلیون بشکه‌ای را تجربه کرد. تولید عراق نیز در این مدت بیش از ۶ /۱ میلیون بشکه در روز افزایش یافت و از مرز ۳ /۴ میلیون بشکه در روز گذشت. انتظار ایران این بود که به رقم تولید گذشته بازگردد؛ در حالی که قیمت نفت کاهش یافته بود و با توجه به سرعت اندک افت تولید نفت شیل در آمریکا، انتظار نمی‌رفت قیمت‌ها به سرعت افزایش پیدا کند. راه‌حل مطرح‌شده در این زمان، به «فریز نفتی» مشهور شد و برای نخستین بار یک کشور بزرگ تولیدکننده نفت، که عضو اوپک نبود، با مذاکرات همراه شد: روسیه. پاسخ ایران روشن بود: تا زمانی برگشتن به تولید پیش از تحریم‌ها، به فریز نفتی نخواهد پیوست. این تصمیم با انتشار گمانه‌هایی مبنی بر اینکه یکی از اهداف فریز، جلوگیری از بازگشت ایران به بازارهای سنتی است که طی دوران تحریم توسط کشورهای دیگر تصاحب شده، محکم‌تر از گذشته به نظر می‌رسید. با وجود این، تصمیم به برگزاری نشست دوحه گرفته شد تا در روزهای نخست اردیبهشت، نشست کشورهای تولیدکننده نفت برگزار شود.

از قطر تا الجزایر
ایران در نشست دوحه شرکت نکرد تا به روشن‌ترین شکل ممکن مخالفت خود را با حضور در فریز نفتی اعلام کرده باشد؛ مخالفتی که به دلیل عدم بازگشت تولید نفت ایران به سطح پیش از تحریم‌ها بود. نتیجه غیاب ایران، عدم دستیابی به توافق بود. گزارش‌های غیررسمی، از تغییر موضع عربستان در نشست دوحه خبر می‌دهند و اینکه باوجود امکان دستیابی به فریز بدون حضور ایران، به دستور مقام‌های سیاسی، وزیر نفت این کشور از پذیرش توافق منع شد. جواد یارجانی در این خصوص به تجارت فردا گفته است: «رفتاری که با آقای النعیمی در دوحه صورت گرفت به عقیده بسیاری از کسانی که در آن اجلاس حضور داشتند بسیار نامناسب بود. ایشان و دیگر نمایندگان کشورها به دوحه آمده بودند تا توافق را امضا کنند. اما ظاهراً به وزیر نفت عربستان در آخرین لحظه دستور داده شده بود که بدون حضور ایران، چنین کاری را انجام ندهد و در نتیجه توافقی صورت نگرفت. این امر در بیانیه وزیر نفت ونزوئلا نیز مشهود است که او در آن انتقادهای شدیدی را به صورت صریح مطرح کرد» (شماره ۱۸۰ تجارت فردا). النعیمی چند روز بعد برکنار شد و خالد الفالح به جای او وزارت نفت را در دست گرفت؛ تغییری که از دید بسیاری کارشناسان نماد تحولی عمیق‌تر در سیاست نفتی عربستان سعودی بود. سخنان الفالح پس از حضور در وزارت، از رویکردی سازنده‌تر خبر می‌داد. با وجود این، نشست عادی اوپک بدون نتیجه خاتمه یافت تا کار به نشست مجمع بین‌المللی انرژی در الجزایر بینجامد. در شرایطی که تولید کشورهای اوپک در بیشترین سطح خود قرار دارد، که آن را می‌توان مقدمه‌ای برای چانه‌زنی برای تعیین سهمیه دانست، اعضای آن توافق کردند تولید نفت از ۲۴ /۳۳ میلیون بشکه در روز به ۳۳-۵ /۳۲ میلیون بشکه در روز کاهش یابد. ایران، لیبی و نیجریه کشورهایی هستند که احتمال مستثنی شدن آنها از کاهش تولید می‌رود. این همان چیزی است که از آن به عنوان پیروزی ایران در نشست الجزایر یاد می‌شود و البته شاید این عبارت برای آن کمی بزرگ باشد؛ چراکه در واقعیت همان‌قدر که عدم حضور ایران در نشست دوحه و افزایش تولید و صادرات نفت کشور پس از اجرای برجام توانست به تثبیت جایگاه ایران در مقابل عربستان بینجامد، کاهش ذخایر خارجی سعودی‌ها و تاثیر کاهش قیمت نفت بر رشد اقتصادی این کشور نیز بر دستیابی به توافق موثر بود. نکته قابل ذکر دیگر این است که برخلاف یک سال قبل که فقط ایران و کشورهای متحد به دنبال تثبیت بازار نفت بودند، اکنون عربستان و معدود کشورهای متحد آن نیز به رویکرد ایران متمایل شده‌اند و توافقی مبنی بر اجماع شکل گرفته که البته این به ساختار تصمیم‌گیری اوپک نیز بازمی‌گردد. با این جمع‌بندی، می‌توان گفت ایران طی کمتر از ۱۰ ماه پس از اجرای برجام، توانسته در مسیر بازگشت به بازار همراه با جلب همراهی نسبی و حتی تغییر موضع دیگر تولیدکنندگان نیز قدم بردارد. به طور خاص، تحلیلگرانی که در سال‌های گذشته از «مرگ» اوپک می‌گفتند، اکنون از احیای دوباره و نقش‌آفرینی این سازمان سخن به میان می‌آورند.

منتشرشده در شماره ۱۹۷ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , ,

بدون دیدگاه » آبان ۱ام, ۱۳۹۵

وعده مهر

چرا مصوبه قراردادهای نفتی و برگزاری مناقصه نفتی در مهرماه را می‌توان نماد تغییر پارادایم در اقتصاد ایران دانست؟

یکشنبه هفته گذشته، مصوبه پرحاشیه دولت درباره قراردادهای جدید نفتی، که حدود یک سال به صورت گسترده در میان اهالی نفت و اقتصاد و حتی سیاست دستمایه چالش و اختلاف شده بود، بار دیگر اصلاح شد تا امیدها به برگزاری نخستین دور از مناقصات نفتی ایران برای توسعه میادین نفت و گاز در پساتحریم زنده شود. اگرچه اصلاحیه‌های اخیر هیات وزیران را می‌توان در حکم سومین مصوبه در این خصوص به شمار آورد، و هنوز کلیه مراحل قانونی در آنها سپری نشده است؛ انتظار می‌رود مصوبه جدید بدون ایراد و مخالفت جدید از سوی نهادهای قانونی، به مرحله اجرا برسد. اصلاحات اخیر، بعد از حضور بیژن زنگنه، وزیر نفت، در جلسه غیرعلنی مجلس و رایزنی با نمایندگان صورت گرفته است. دو روز بعد از مصوبه هیات‌ دولت، علی کاردر، مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران، که خود از اعضای کمیته بازنگری قراردادهای نفتی نیز بوده است، در یک نشست خبری ضمن اشاره به تصویب اصلاحیه، پیش‌بینی کرد که نخستین مناقصه در مهرماه برگزار خواهد شد و گفت احتمالاً طی هفته‌ای که شماره حاضر نشریه در آن منتشر شده است، نامه‌ای به شرکت‌های خارجی ارسال خواهد شد. این سخنان کاردر را پس از مصوبه هیات دولت، می‌توان پایان راه بررسی قراردادها دانست؛ راهی که حدود سه سال قبل در ماه‌های نخست وزارت نفت زنگنه آغاز شد.

مسیر سه‌ساله
قریب به سه سال قبل بود که بیژن زنگنه طی حکمی به سید‌مهدی حسینی و تعدادی از مدیران باسابقه صنعت نفت، دستور بازنگری در قراردادهای نفتی را داد. خروجی بازنگری، مدلی بود به نام قراردادهای نفتی ایران (Iranian Petroleum Contract یا همان IPC) که کلیات آن نخستین بار در اسفند ۱۳۹۲ رونمایی و به معرض بررسی عموم گذاشته شد و سال گذشته علاوه بر معرفی کلیات مدل نهایی همراه با فرصت‌های سرمایه‌گذاری در توسعه میادین نفت و گاز ایران، هیات وزیران نیز مصوبه‌ای درباره آن داشت. با معرفی مدل جدید، و همزمان با امضای توافقنامه‌های همکاری، که البته تاکنون هیچ یک به نتیجه نرسیده‌اند، سیل انتقادها نسبت به مدل جدید شروع شد. اگرچه ایرادات نگارشی و فنی زیادی به مدل جدید مطرح می‌شد، اما اصلی‌ترین انتقادات به این شرح بود: حضور پررنگ شرکت‌های خارجی در تمامی مراحل چرخه عمر مخزن و به طور خاص دوران بهره‌برداری و تولید، عدم انتقال فناوری به شکل مناسب، محدود نشدن استفاده از مدل جدید و نادیده گرفتن شیوه‌های دیگر قراردادی و توان شرکت‌های داخلی. دایره منتقدان قراردادهای جدید، طیف گسترده‌ای را دربرمی‌گرفت که از کارشناسان و مدیران صنعت نفت شروع می‌شد و به دانشجویان و فعالان سیاسی می‌رسید. بسیاری از منتقدان معتقد بودند که باتوجه به حجم بالای نقدینگی و نیز رفع تحریم‌ها، شرکت‌های داخلی می‌توانند خود به تامین سرمایه بپردازند و با استفاده از تجربه بیش از صدساله در صنعت نفت، تنها در مواردی خاص از فناوری شرکت‌های خارجی بهره گیرند. به گفته آنها، حضور شرکت‌های خارجی باید تنها به میادینی خاص محدود می‌شد؛ امری که در اصلاحیه اخیر هیات دولت نیز گنجانده شده و شامل این چهار مورد می‌شود: مخازن مشترک، میادین و مخازنی که اکتشاف نشده است، بهره‌برداری از مخازن با ضریب بازیافت زیر ۲۰ درصد و میادین و مخازن دریای خزر، دریای عمان و مناطق شرق و شمال کشور. در نهایت و پس از جلسات متعدد و دو بار اصلاح، اکنون به نظر می‌رسد صنعت نفت در آستانه اجرای قراردادهای جدید و توسعه میادین نفت و گاز قرار دارد. اما آیا واقعاً فقط قرار است چند میدان توسعه پیدا کند؟

توسعه میدان یا کشور؟
بسیاری از منتقدان و حتی موافقان قراردادهای جدید معتقد هستند که ماجرای قراردادها، فقط به توسعه میادین نفتی مربوط می‌شود. اما این نگاه تا چه اندازه قابل دفاع است؟ آیا در صنعت نفت، به عنوان مهم‌ترین مزیت نسبی کشور، تامین‌کننده عمده درآمدهای ارزی، پیشران رشد اقتصادی و تامین‌کننده منابع مالی دولت برای توسعه ایران در دوران معاصر، صرفاً باید در جست‌وجوی یافتن راه‌حلی برای توسعه مخازن نفتی بود تا حداکثر ارزش اقتصادی از آن به دست آید؟ از یک دیدگاه، قطعاً این‌طور نیست و نفت مساله‌ای است که اقتصاد، سیاست داخلی و خارجی و امنیت کشور به آن گره خورده. براساس این نظر، حتی همان هدف توسعه بهینه نیز مستلزم همکاری با شرکت‌های پیشرو دنیا است. لذا قراردادهای جدید نه‌تنها به خاطر حضور شرکت‌های خارجی صاحب سرمایه، دانش و فناوری، جذب سرمایه‌گذاری خارجی (که برخلاف مدل بیع‌متقابل کوتاه‌مدت نیست) و پیوند زدن اقتصاد و سیاست ایران با کشورهای خارجی؛ بلکه به دلیل فراهم آوردن فرصتی برای توسعه میادین مشترک معطل‌مانده در تمامی این سال‌ها، استفاده از فناوری روز دنیا در ازدیاد برداشت باتوجه به عمر بالای بسیاری از مخازن و توسعه میادین پرریسک و گران‌قیمت در خلیج‌فارس و دریای خزر، قابل دفاع هستند. تقلیل صورت‌مساله قراردادهای جدید به توسعه میدان و سپس ساده‌سازی توسعه میدان به یک فرآیند مهندسی، درست خلاف مسیری است که بسیاری از همسایگان ایران مثل قطر، عمان، آذربایجان و حتی عراق (باوجود تفاوت مدل قراردادی آن با سه کشور قبلی) هم‌اکنون درحال طی آن هستند. ماجرای قراردادهای نفتی البته به همین موضوع منحصر نمی‌شود: اولاً پروژه‌های فعلی در پارس جنوبی و غرب کارون، در مراحل پایانی هستند و بدون آغاز همزمان تعدادی پروژه، موجی از بیکاری در شرکت‌های نفتی ایرانی در راه خواهد بود. دوم اینکه حضور شرکت‌های نفتی ایران در بازارهای منطقه و بین‌المللی، به دلیل بین‌المللی نبودن و رقابت‌پذیری پایین آنها، نزدیک به صفر است که جز با برنامه‌ریزی در سایه ایجاد فضای رقابت و مشارکت با شرکت‌های خارجی، انتظار بهبود آن نمی‌رود. در نهایت اینکه ایران بالاترین حجم ذخایر نفت و گاز جهان را دارد؛ در حالی که بخش زیادی از این ذخایر توسعه نیافته‌اند و برای توسعه آنها به ویژه در منابع مشترک، احتمالاً زمانی بهتر از امروز وجود ندارد.

تلاقی دو پارادایم
ماجرای قراردادهای نفتی جدید، از جنبه دیگری نیز قابل بررسی است: تغییر پارادایم توسعه صنعت نفت کشور. تا پیش از اجرای قراردادهای جدید، پارادایم حاکم بر صنعت نفت کشور، حتی در دوران اجرای قراردادهای بیع متقابل، مبتنی بر تفکری به جا مانده از دوران ملی شدن نفت بود که در آن هیچ پاسخ عملی برای چرایی افت تولید نفت در سال‌های پیش از تحریم، علت عدم توانایی شرکت‌های ایرانی برای حضور در بازارهای بین‌المللی، دلیل ترس از مواجهه و همکاری با غول‌های نفتی با مطرح شدن مساله حضور آنها، علت عقب‌ماندگی از همسایگان در میادین مشترک و چگونگی بهره‌گیری مناسب از منابع نفتی به عنوان ابزاری برای چانه‌زنی در معادلات سیاسی و امنیتی (مثل تعیین رژیم حقوقی دریای خزر) وجود نداشت. در چارچوب پارادایم مذکور، که هنوز طرفداران زیادی دارد، مشارکت و حضور غول‌های نفتی اصالتاً امری مذموم است، مگر آنکه خلافش ثابت شود. شاید این پارادایم در دهه ملی شدن نفت، که قرارداد دارسی پابرجا بود، دولت و مجلس در شرایط ناپایدار سیاسی قرار داشتند و کشور تحت نفوذ و حتی حضور نظامی قدرت‌های خارجی قرار داشت، می‌توانست باورپذیر و قابل دفاع باشد، اما آیا الزاماً امروز هم چنین خواهد بود؟ پاسخ نگارنده منفی است. قراردادهای جدید، با حضور طولانی‌مدت شرکت‌های خارجی، ضمن الزام به استفاده از شریک ایرانی و بهره‌گیری از مقدار مشخصی از توان پیمانکاران و سازندگان داخلی، بدون مالکیت در مخزن، نقطه آغاز تغییر پارادایم کهنه حاکم بر صنعت نفت و حرکت به سمت دوران جدید محسوب می‌شود. با عنایت به جذابیت صنعت نفت و حجم بالای تامین مالی مورد نیاز برای آن، می‌توان مدعی شد اجرای قراردادهای جدید، یک تغییر پارادایم در اقتصاد کشور نیز خواهد بود. بدین معنا که برای سرمایه‌گذاری خارجی، اجرای پروژه‌ها و بهره‌گیری از منابع مالی بین‌المللی، نباید به یک یا چند سال اکتفا کرد و باید شراکت طولانی‌مدتی را طی چند دهه هدف قرار داد. با این تفاسیر، مشکل اصلی بسیاری از منتقدان با قراردادهای جدید را می‌توان از جنس همان مشکلی دانست که مخالفان برجام از آن سخن می‌گفتند، یعنی کنار گذاشتن عملی، حقوقی و مکتوب پارادایم بیگانه‌ستیزی مبتنی بر نوعی برداشت از ناسیونالیسم؛ بدون آنکه شعارها و آرمان‌ها صراحتاً تغییر کنند. بزرگ‌ترین شاهد بر این داستان، مروری بر قوانین و مقررات مصوب مراجع قانونی کشور است. به عنوان مثال، قانون نفت مصوب سال ۱۳۶۶ کشور، مقرر می‌داشت: «کلیه سرمایه‌گذاری‌ها بر اساس بودجه واحدهای عملیات از طریق وزارت نفت پیشنهاد و پس از تصویب مجمع عمومی در بودجه کل ‌کشور درج می‌شود. سرمایه‌گذاری خارجی در این عملیات به هیچ‌وجه مجاز نخواهد بود.» اکنون، قریب به سه دهه پس از آن زمان، سیاستگذاران از همکاری بلندمدت، مدل مبتنی بر مشارکت، تامین مالی از سوی شرکت خارجی و مدیریت مشترک در کل دوران عمر میدان سخن می‌گویند و منظور آنها نیز اغلب، شرکت‌های غربی و حتی آمریکایی است. چنین تحولی، بیش از تغییر قانون است و می‌توان آن‌را تغییر پارادایم در اقتصاد ایران دانست.

منتشرشده در شماره ۱۹۱ تجارت فردا

برچسب‌ها: , ,

بدون دیدگاه » شهریور ۱۲ام, ۱۳۹۵

تولید، منشأ اصلی قدرت در اوپک

جواد یارجانی از پیشینه مساله دبیرکلی اوپک و روند انتخاب محمد بارکیندو می‌گوید

جواد یارجانی از پیشینه مساله دبیرکلی اوپک و روند انتخاب محمد بارکیندو می‌گوید

جواد یارجانی از پیشینه مساله دبیرکلی اوپک و روند انتخاب محمد بارکیندو می‌گوید

بن‌بست دبیرکلی اوپک و نحوه مدیریت آن ریشه‌های تاریخی نیز دارد که بررسی آن به ویژه در وضعیت رو به ‌افول فعلی این سازمان و شرایط متزلزل بازار نفت، اهمیت می‌یابد. برای بررسی دقیق‌تر این موضوع به سراغ جواد یارجانی رفتیم؛ مدیرکل اسبق امور اوپک و مجامع انرژی وزارت نفت که سال‌ها به عنوان نماینده ملی ایران در اوپک حضور داشته است و پس از پایان فعالیت‌های خود در این سمت، کماکان بخش زیادی از زمان خود را به فعالیت‌های مشاوره نفت و گاز در اتریش می‌گذراند. او سال‌ها به فعالیت در بخش‌های مختلف تحقیقاتی و مطالعاتی اوپک پرداخته و در نتیجه از نزدیک با نحوه تصمیم‌گیری در این سازمان آشناست. مشروح گفت‌وگوی تجارت فردا را با جواد یارجانی در ادامه می‌خوانید.

انتخاب دبیرکل جدید اوپک پس از سال‌ها عدم توفیق کشورهای عضو اوپک در دستیابی به توافقی درباره انتخاب دبیرکل آتی این سازمان صورت گرفت. دلیل اصلی بن‌بست دبیرکلی اوپک چه بود؟
دلیلی اصلی به مکانیسم تصمیم‌گیری در اوپک بازمی‌گردد که نیازمند اجماع است. طبق اساسنامه اوپک، انتخاب دبیرکل به موافقت همه اعضا نیاز دارد. طبیعتاً وقتی که اختلاف‌نظر وجود دارد، دبیرکل انتخاب نمی‌شود. ضمن اینکه قرار بود دبیرکل برای مدت شش سال به فعالیت بپردازد؛ در حالی که اگر فعالیت آقای البدری تا پایان امسال ادامه یابد، مدت حضور او در این سمت به ۹ سال می‌رسد. البته اختلاف زیاد میان اعضای اوپک، صرفاً به موضوع انتخاب دبیرکل محدود نمی‌شود. سابقه انتخاب دبیرکل در سال‌های گذشته نشان می‌دهد چنین اختلافی قبلاً هم وجود داشته است و در برخی موارد اعضای اوپک به دلیل عدم توافق مجبور می‌شدند مسوولیت دبیرخانه را برای مدتی موقت، مثلاً شش ماه یا یک سال، به رئیس دوره‌ای کنفرانس اوپک واگذار کنند. رئیس کنفرانس اوپک نیز فردی را انتخاب می‌کرد تا دبیرخانه را از طرف او اداره کند. علاوه بر این، وقتی دو کشور با مواضع مخالف خودشان کاندیدایی برای دبیرکلی دارند که در مورد اخیر این‌گونه بود، به کاندیدای طرف مقابل رای نمی‌دهند و کاندیدای سوم یا چهارم از کشوری دیگر شانس بیشتری خواهد داشت؛ چرا که امکان توافق بر روی او بیشتر است.

 دبیرکل در نهایت مسوولیت دبیرخانه را برای مدتی محدود بر عهده دارد؛ آن هم در سازمانی که دوران افول خود را سپری می‌کند. چرا چنین موضوعی اینقدر محل بحث و اختلاف است؟
بخش زیادی از موضوع انتخاب دبیرکل اوپک، با بررسی تاریخ آن قابل توضیح است. اولین دبیرکل اوپک ایرانی بود که با او آشنا هستید: مرحوم فواد روحانی. او از ژانویه ۱۹۶۱ تا آوریل ۱۹۶۴ به مدت بیش از سه سال این مسوولیت را بر عهده داشت. نفرات بعدی از عراق و کویت هر کدام به مدت دو سال این سمت را بر عهده گرفتند. دبیرکل بعدی از عربستان سعودی تنها یک سال بر صندلی دبیرکلی نشست و در نهایت نوبت به ونزوئلا رسید. این پنج کشور، در واقع اعضای موسس اوپک بودند. سپس کشورها بر اساس زمان ورود به اوپک، مسوولیت دبیرکلی را بر عهده گرفتند تا نوبت به گابن رسید. دبیرکلی نماینده گابن در زمانی به پایان رسید که جنگ عراق علیه ایران شروع شده بود که بر جناح‌بندی درون اوپک نیز تاثیر گذاشته بود. با توجه به اینکه تمامی اعضا یک بار دبیرکلی را تجربه کرده بودند، ایران در آن زمان استدلال می‌کرد که اکنون دوباره نوبت ایران است که مسوولیت دبیرکلی اوپک را بر عهده بگیرد. لذا این بحث مطرح شد که حضور نماینده کشورها در سمت دبیرکل باید به صورت نوبتی بر اساس چرخش تاریخ صورت گیرد؛ یا با در نظر گرفتن اسامی به ترتیب حروف الفبا. اغلب کشورهای عضو بر این نظر بودند که چرخش بر اساس حروف الفبا مبنای کار قرار گیرد و ابتدا الجزایر دبیرکل شود. اختلاف باعث شد دبیرخانه به مدت پنج سال توسط روسای دوره‌ای کنفرانس‌های اوپک اداره شود. طی این دوران سمتی با عنوان معاون دبیرکل وجود داشت که در عمل مسوولیت دبیرخانه را داشت و مسوولیت آن بر عهده آقای چلبی از کشور عراق بود. این روند تا سال ۱۹۸۸ ادامه یافت. در این سال، اعضای اوپک بر سر دبیرکلی آقای سوبروتو از اندونزی توافق کردند که نخستین نمونه توافق بر اساس شایستگی (Merit) به جای سیستم نوبتی بود. سوبروتو برای سال‌ها وزیر نفت اندونزی بود و میان اعضای اوپک شناخته‌شده بود؛ لذا توانست به مدت شش سال از ۱۹۸۸ تا ۱۹۹۴ مسوولیت دبیرکلی را بر عهده گیرد. لذا در یک جمع‌بندی کلی می‌توان گفت پیشینه اختلاف درباره دبیرکلی اوپک، بر انتخاب در سال‌های اخیر سایه انداخته است.

 چرا کشورهایی مثل عربستان و ایران به صورت مصلحت‌اندیشانه و برای مدتی محدود بر سر انتخاب دبیرکل با یکدیگر توافق نمی‌کنند؟
همان‌طور که مطلع هستید، موضوع دبیرکلی اوپک باوجود برخی محدودیت‌های سیاسی، برای ایران نیز اهمیت زیادی داشته و دارد. کاندیداهای معرفی‌شده توسط ایران نیز در اغلب موارد از نگاه اعضای اوپک شایستگی کافی را برای مدیریت دبیرخانه داشته‌اند. حتی در برهه‌ای از زمان که روابط ایران و عربستان در بهترین شرایط خود بود، این دو کشور تقریباً به توافقی دست یافتند که بر اساس آن کاندیدای هر کشور برای مدت سه سال مسوولیت دبیرکلی را بر عهده گیرد. در آن زمان کاندیدای ایران آقای کاظم‌پوراردبیلی بود.

 چرا این توافق اجرایی نشد؟
اعضای کوچک‌تر اوپک با این توافق مخالفت کردند. آنها گفتند که قرار نیست کشورهای بزرگ درون اوپک، مسوولیت دبیرکلی را بر عهده داشته باشند. از آنجا که حتی یک کشور هم می‌تواند به تنهایی جلوی اجرای توافق را بگیرد، این توافق هم به مرحله اجرا نرسید.

 با توجه به مکانیسم تصمیم‌گیری بر مبنای اجماع، ظاهراً مساله دبیرکلی در اوپک چندان اهمیت ندارد.
پست دبیرکل اوپک البته اهمیت دارد، اما به نظر می‌رسد ما در ایران بیش از حد به آن بها می‌دهیم. دبیرکل اوپک سخنگوی سازمان است و حرف‌های او به عنوان مواضع رسمی سازمان در مجامع بین‌المللی مطرح می‌شود؛ ولی آنقدر اهمیت ندارد که در بعضی از کشورها و از جمله ایران به آن توجه می‌شود. در بعضی از روزنامه‌ها و سایت‌ها، از عدم انتخاب دبیر کل اوپک از ایران مشابه نرفتن یکی از تیم‌های کشورمان به المپیک، با حسرت فراوان یاد می‌شود. این موضوع البته خیلی طبیعی نیست، چرا که منشأ اصلی قدرت در اوپک، میزان تولید و توان تولید است. این یک نمونه است که همه چیز را محدود به دبیرکلی نبینیم. محمدعلی (کلی)، بوکسور آمریکایی، اخیراً درگذشت. او زمانی گفت «کاسیوس مارسلوس کلی» نام برده‌داری او بوده و او از آن زمان برای خودش نام «محمد علی» را انتخاب کرد. اما در ایران ما هنوز اصرار داریم او را به نام «محمدعلی کلی» بخوانیم؛ و حتی «کلی» را در پرانتز هم ذکر نمی‌کنیم. الان هم در ماجرای اوپک، برخی از رسانه‌ها به موضوع دبیرکلی و کوتاه ماندن دست ایران از این پست پرداخته‌اند، گویی اصلاً اصل ماجرا که اهمیت افزایش توان تولید نفت به عنوان مولفه مهم پاسداری از امنیت ملی یا گازهای در حال سوختن، میادین مشترک و… است، وجود ندارد.

آیا تکیه بر افزایش تولید با توجه به سیاست‌های کاهش وابستگی به نفت منطقی است؟
بالا بردن تولید یا صادرات، الزاماً به این معنا نیست که وابستگی اقتصاد کشور به نفت زیاد شود. باید توان تولید و صادرات را افزایش داد، چرا که نفت مهم‌ترین منبع انرژی است و حداقل تا حدود سال ۲۰۳۵ اهمیت ویژه خود را حفظ خواهد کرد؛ در عین حال نباید به این منبع وابسته شد و در عین حال نباید اجازه داد وابستگی کشورها در تامین انرژی خود به ما کاهش پیدا کند؛ به ویژه آنکه نفت از مزیت‌های عمده اقتصاد ایران است. ایران از نظر ذخایر نفت، جزو پنج کشور اول دنیاست و در جایگاه چهارم (یا بر اساس برخی از منابع، جایگاه سوم) قرار دارد. اگر مجموع ذخایر نفت و گاز را در نظر بگیریم، ایران در جایگاه اول دنیا قرار می‌گیرد. با چنین پتانسیلی، نباید سهم ایران در صادرات نفت و گاز اندک باشد؛ اگرچه سهم نفت در تامین بودجه سالانه باید به حداقل برسد. تمام تلاش کشور باید این باشد که ثروت موجود در زیر زمین، یا در حال سوختن، یا در حال برداشت توسط کشورهای همسایه در میادین مشترک، به ثروت روی زمین تبدیل شود.

 به بحث دبیرکلی اوپک برگردیم. علاوه بر این سمت، کدام ارکان دیگر در مدیریت این سازمان نقش دارند؟
در اداره اوپک سه رده اصلی وجود دارد. وزرا در بالاترین سطح تصمیم‌گیری هستند. برای مثال، آنها در چند سال اخیر توانسته‌اند باوجود تصریح اساسنامه درباره مدت دبیرکلی، این زمان را تمدید کنند. اعضای هیات‌عامل در رده دوم قرار دارند که کارهای مهمی مثل تصویب بودجه سازمان را بر عهده دارند و دبیرکل نمی‌تواند خارج از چارچوب تعیین‌شده توسط آنها عمل کند. رده سوم، نمایندگان ملی هستند که قبل از نشست‌های اوپک در راس هیات‌های کارشناسی در کمیسیون اقتصادی اوپک (ECB) به بررسی کارشناسی بازار نفت می‌پردازند. آقای بارکیندو ۱۵ سال در این هیات حضور داشته است؛ لذا از نظر توانایی کاری کسی شک ندارد که ایشان توانمندی لازم را دارد. بارکیندو بعداً عضو هیات عامل اوپک شد و در سال ۲۰۰۶ که وزیر نفت نیجریه رئیس کنفرانس اوپک بود، به دلیل عدم توافق کشورها بر سر دبیرکلی ایشان برای یک سال به سمت دبیر کل موقت اوپک انتخاب شد که آقای بارکیندو از طرف وزیر نفت آن کشور مسوولیت اداره دبیرخانه را بر عهده گرفت. ایشان مدتی هم مدیرعامل شرکت نفت نیجریه و همچنین نماینده این کشور در مذاکرات جهانی تغییرات اقلیمی بوده است. آقای بارکیندو در کمیته‌ای که برای نظارت بر بازار نفت در اوپک تحت ریاست ایران وجود داشت و بعداً منحل شد نیز حضور پیدا می‌کرد.

 شما گفتید دو کشور مخالف در اوپک، به کاندیداهای یکدیگر رای نمی‌دهند و در نتیجه نماینده کشور ثالثی مثل نیجریه می‌تواند دبیرکلی را به دست آورد. اما چرا کشورهایی مثل عراق و ونزوئلا توفیق پیدا نکردند؟
سوال خوبی است. کشور عراق فردی را معرفی کرد که به عقیده بسیاری از ناظران از صلاحیت‌های نفتی لازم برخوردار بود، ولی به نظر نمی‌رسید که عربستان به لحاظ سیاسی با دبیرکلی به عنوان نماینده دولت فعلی عراق موافقت کند که این‌گونه هم شد. از سوی ونزوئلا نیز آقای علی رودریگز دبیر کل قبلی اوپک برای پست معرفی شد که با وجود سابقه مثبت ایشان، برخی به توانی جسمی و سن بالای ایشان شبهه وارد کردند. لذا در نهایت تصمیم به سمت نماینده نیجریه رفت.

 اگر موافق باشید در ادامه بحث به موضوع سیاست‌های نفتی اعضای اوپک بپردازیم و به طور خاص عربستان. درباره نشست دوحه و اظهارنظرهای متناقض عربستان در آن بیشتر توضیح می‌دهید؟
رفتاری که با آقای النعیمی در دوحه صورت گرفت به عقیده بسیاری از کسانی که در آن اجلاس حضور داشتند بسیار نامناسب بود. ایشان و دیگر نمایندگان کشورها به دوحه آمده بودند تا توافق را امضا کنند. اما ظاهراً به وزیر نفت عربستان در آخرین لحظه دستور داده شده بود که بدون حضور ایران، چنین کاری را انجام ندهد و در نتیجه توافقی صورت نگرفت. این امر در بیانیه وزیر ونزوئلا نیز مشهود است که او در آن انتقادهای شدیدی را به صورت صریح مطرح کرد. برخی معتقدند کنار رفتن آقای النعیمی به دلیل ناتوانی او در کنترل بازگشت ایران به بازار نفت بود؛ اگرچه او تنها تصمیم‌گیر نبود و مقام‌های سیاسی تاثیرگذار بودند. البته تغییر وزیر نفت تنها یکی از تحولاتی است که هم‌اکنون در عربستان صورت می‌گیرد. مورد دیگر اینکه وزارت نفت در این کشور جای خود را به وزارت انرژی، صنایع و منابع معدنی داده است. برنامه‌های بلندپروازانه‌ای برای کاهش وابستگی به نفت، کاهش یارانه‌ها و فروش بخشی از سهام آرامکو مطرح شده است. برای کشوری که بیش از ۹۰ درصد درآمدش به وسیله نفت تامین می‌شود، تحقق این برنامه‌ها آسان نیست. اما ظاهراً تغییراتی صورت گرفته است و صحبت از تغییرات وسیع در آینده است.

درباره مقاومت عربستان و دیگر کشورهای هم‌پیمان در مقابل خواست اکثریت اعضای اوپک برای کنترل سقوط قیمت نفت چه نظری دارید؟
با وجود اینکه در اوپک عربستان و آن دسته از اعضای شورای همکاری خلیج فارس که عضو اوپک هستند به لحاظ تعداد در اقلیت قرار دارند، اما از نظر مجموع تولید نفت قدرت بیشتری دارند. الان حدود دو سال از افت قیمت نفت و کاهش درآمدهای نفتی این کشورها می‌گذرد و هیچ درباره تاثیر شدید این موضوع بر آنها تردیدی وجود ندارد. عربستان سال ۲۰۱۵ را با حدود ۱۰۰ میلیارد دلار کسری بودجه به پایان برد و طی دو ماه نخست سال ۲۰۱۶، قیمت نفت به کمترین حد ۱۳ سال اخیر خود رسید. ارقام متفاوتی هم درباره زیان کشورهای مذکور عنوان می‌شود و حتی ارقام کلان ۳۵۰ میلیارد دلاری نیز عنوان شده است. شاید همین زیان‌ها نیز در نهایت باعث شد عربستان و کشورهای دیگرهمراه آن کشور مواضع قبلی خود را تعدیل کنند.

 البته به نظر می‌رسد افت قیمت نفت از حدی پایین‌تر به زیان کشورهای مصرف‌کننده نیز هست.
بله، دقیقاً. در اثر سقوط نفت، تنها کشورهای تولیدکننده متضرر نشده‌اند و سیستم مالی دنیا هم به خطر افتاده است. بسیاری از تولیدکنندگان نفت شیل به بانک‌ها شدیداً بدهکار هستند و ارزش سهام شرکت‌های بزرگ نفتی هم به شدت کاهش پیدا کرده است. لذا کاهش قیمت نفت گرچه درابتدا به نفع کشورهای واردکننده است؛ اما اگر برای مدتی طولانی ادامه یابد، ممکن است در نهایت به بحران مالی و اقتصادی بینجامد. علاوه بر این سرمایه‌گذاری‌های زیادی نیز در زمینه اکتشاف و تولید نفت متوقف شده یا به تعویق افتاده و در نتیجه ممکن است دو سال بعد با کاهش عرضه مواجه شویم و قیمت‌ها شدیداً افزایش یابند؛ اگرچه در آن صورت عرضه نفت شیل مجدداً زیاد خواهد شد و قیمت‌ها کاهش خواهند یافت. مجموع این عوامل توضیح می‌دهد که چرا طی ماه‌های اخیر قیمت‌ها به تدریج در حال رشد بوده‌اند و باوجود عدم دستیابی به توافق در نشست دوحه، این روند ادامه پیدا کرده است.

 درست در نقطه مقابل سیاست‌های عربستان، می‌توان به سیاست‌های ونزوئلا اشاره کرد. ارزیابی شما از مواضع این کشور چیست؟ چاوس چه تاثیری بر نفت این کشور گذاشت؟
بیل کلینتون در زمان ریاست‌جمهوری خود به ونزوئلا رفت و اعلام کرد شرکت‌های آمریکایی به ونزوئلا کمک خواهند کرد تا تولید نفت این کشور به شش میلیون بشکه در روز افزایش یابد؛ چرا که آمریکا نمی‌تواند برای تامین انرژی خود به خاورمیانه ناامن متکی باشد. این امر برای عربستان خبر بسیار بدی بود؛ چرا که عربستان همواره دو ملاحظه اصلی را در بازار نفت داشته است: نخست اینکه بزرگ‌ترین صادرکننده نفت دنیا باشد و امنیت انرژی دنیا را به خود وابسته نگه دارد؛ و دوم اینکه در بازار آمریکا همواره به صورت پررنگ حضور داشته باشد تا از منافع سیاسی آن بهره‌مند شود. متعاقباً ونزوئلا درهای صنعت نفت را به روی شرکت‌های خارجی گشود و امتیازهای نفتی متعددی به شرکت‌های خارجی اعطا کرد. در جلسات آن زمان، اعضای اوپک خصوصاً عربستان به افزایش تولید ونزوئلا و عدم پایبندی این کشور به سهمیه‌بندی اوپک معترض بودند و آقای آریتا، وزیر انرژی و معادن این کشور، اخبار افزایش تولید نفت کشورش را همواره تکذیب می‌کرد. سال گذشته آقای النعیمی در گفت‌وگویی با نشریه mees اعلام کرد درباره عواقب این کار به آریتا هشدار داده بود. عاقبت کار این بود که در جلسه معروف سال ۱۹۹۷ در جاکارتا، باوجود افت تقاضای نفت دنیا به دلیل مشکلات مالی آسیا، عربستان توانست بقیه کشورها را قانع کند تا با افزایش سقف تولید اوپک موافقت کنند. در نتیجه قیمت‌ها به زیر ۱۰ دلار کاهش یافت و متعاقباً آقای چاوس به ریاست‌جمهوری انتخاب شد. مخالفان آقای چاوس بعضاً مدعی شده‌اند عربستان برای انتخاب شدن او هزینه کرده است که البته به طور طبیعی مستنداتی در این خصوص وجود ندارد. حضور آقای چاوس با استقبال عربستان و دیگر اعضای اوپک مواجه شد. آنها این فرصت را فراهم کردند تا نشست کم‌سابقه سران کشورهای عضو اوپک در ونزوئلا برگزار شود، کاندیدای این کشور دبیرکلی اوپک را بر عهده گرفت. آقای چاوس نیز ملی شدن دوباره و تغییر قوانین و مقررات سرمایه‌گذاری خارجی را در دستور کار قرار داد. اعتصاب‌های طولانی صورت گرفت و بسیاری از مدیران و کارشناسان PDVSA اخراج شدند. در نتیجه رودریگز دبیرکلی را نیمه‌تمام گذاشت و به ونزوئلا برگشت و سیلوا کالدرون جای او را گرفت. ونزوئلا نیز هرگز به آن ارقام رویایی توان تولید نفت دست پیدا نکرد.

 به عنوان آخرین سوال، به جایگاه اوپک از منظر بیرونی (تاثیرگذاری بر بازار نفت) و درونی (وضعیت تعامل کشورهای عضو) بپردازیم. جمع‌بندی شما در این خصوص چیست؟
بسیاری از اهداف اولیه اوپک در زمان تاسیس، هم‌اکنون بسیار کوچک و ابتدایی به نظر می‌رسند. اعضای سازمان در ابتدا تنها قصد داشتند از کاهش قیمت نفت به طور یک‌جانبه توسط شرکت‌های نفتی ممانعت کنند و دریچه‌ای برای همکاری بین اعضای خود بگشایند. در سال ۱۹۷۳ یک عامل خارجی یعنی جنگ یوم کیپور باعث شد قیمت‌ها چهار برابر شوند و اوپک بتواند در موضع بالاتر قرار گیرد. اوپک طی این سال‌ها تحولات زیادی را پشت سر گذاشته؛ مثلاً یک عضو آن به دو عضو دیگر حمله کرده است (عراق به ایران و کویت). باوجود این، فعالیت اوپک ادامه پیدا کرده است؛ چرا که حضور در آن برای کشورها منافعی دارد. مثلاً اندونزی که از اوپک خارج شده بود، اکنون به این سازمان برگشته و با عضویت گابن نیز موافقت شده است. اوپک در برخی موارد موفق ظاهر شده است؛ مثلاً پس از کاهش قیمت نفت در سال ۲۰۰۸، اعضای این سازمان تولید نفت را به میزان بی‌سابقه‌ای کاهش دادند و قیمت‌ها مجدداً افزایش چشمگیری پیدا کردند. کاهش واگرایی اخیر در اوپک را نیز می‌توان به عوامل متعددی نسبت داد؛ از جمله رشد قیمت نفت در ماه‌های اخیر. به طور کلی باوجود فراز و نشیب‌ها، اوپک به مسیر خود ادامه داده و به ما نیز به عنوان کشور صادر‌کننده نفت منافع زیادی رسانده است؛ یک نمونه آن همین درآمد حدود ۷۰۰ میلیارددلاری در دولت‌های گذشته بود که بخش عمده‌ای از آن در نتیجه کنترل عرضه توسط اوپک صورت گرفت واگر ما نتایج مثبت این درآمد سرشار را در زمینه رشد و توسعه کشور ندیدیم به نحوه مدیریت منابع از طرف ما برمی‌گردد تا ضعیف شدن اوپک.

منتشرشده در شماره ۱۸۰ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , , ,

بدون دیدگاه » خرداد ۲۲ام, ۱۳۹۵

پایان پریشانی؟

پس از سال‌ها انتظار، اعضای اوپک درباره انتخاب دبیرکل جدید به توافق رسیدند

محمد بارکیندو به عنوان دبیرکل جدید اوپک انتخاب شد.

محمد بارکیندو به عنوان دبیرکل جدید اوپک انتخاب شد.

انتظار چندساله برای انتخاب دبیرکل اوپک به پایان رسید و اعضای این سازمان در نشست اخیر، محمد بارکیندو، کاندیدای پیشنهادی نیجریه، را به عنوان دبیرکل جدید برگزیدند. این یعنی لااقل برای چند سال از خبرهای تکراری درباره رقابت کاندیداهای کشورهای عضو برای این عنوان و میزان شانس ایران برای دبیرکلی خبری نخواهد بود؛ پدیده‌ای که بیشتر به کشوری مثل ایران اختصاص داشت. واقعیت این است که سمت دبیرکلی در اوپک، که تصمیم‌گیری‌های آن با اجماع اعضا صورت می‌گیرد، به مراتب کمتر از آنچه به نظر می‌آید می‌تواند تاثیرگذار باشد و از سوی دیگر در نتیجه همان مکانیسم یادشده، کاندیداهای ایران و عربستان تقریباً هیچ شانسی برای دبیرکلی نداشتند؛ چرا که هر کشوری از رای دادن به طرف دیگر خودداری می‌کرد. با این تفاسیر تقریباً واضح بود که دبیرکل آتی اوپک از کشور ثالثی انتخاب خواهد شد.
عبدالله سالم البدری، مرد ۷۶ساله‌ای که قریب به یک دهه از عمرش را به اداره دبیرخانه اوپک گذرانده است، از یازدهم مرداد صندلی خود را به محمد بارکیندو واگذار می‌کند. سابقه فعالیت البدری در اوپک به بیش از نیم‌قرن می‌رسد: او در سال ۱۹۶۵ به استخدام شرکت Esso Standard درآمد و ۱۸ سال بعد رئیس شرکت نفت لیبی شد. او از آن زمان تا سال ۲۰۰۶ در سمت‌های مختلف مدیرعامل، وزارت و دبیر کمیته‌های مختلف خلق لیبی به فعالیت پرداخته و همزمان از سال ۲۰۰۷ تاکنون دبیرکلی اوپک را نیز بر عهده داشته است. البدری طی دو دوره در دهه ۹۰ برای مدتی رئیس کنفرانس اوپک و مسوول اداره دبیرخانه این سازمان بوده است. عدم دستیابی اعضای اوپک به توافقی درباره جانشین او باعث شد حضور او در این سمت چند بار تمدید شود. نهایتاً اعضای اوپک در نشست ۱۶۹ اوپک در ۱۳ خرداد محمد بارکیندو را به عنوان دبیرکل جدید این سازمان انتخاب کردند.
جانشین البدری نیز همچون او سوابق طولانی در صنعت نفت دارد و از جمله برای مدت بیش از یک دهه در اوپک فعالیت داشته و از نزدیک با این سازمان آشناست. او از ابتدای آگوست برای مدت سه سال دبیرکل اوپک خواهد بود. انتخاب دبیرکل اوپک همزمان با رشد قیمت‌های نفت، افزایش تعداد اعضای این سازمان و کاهش اظهارنظرهای تنش‌زای ایران و عربستان این گمانه را در ذهن‌ها مطرح کرده است که آیا وضعیت این سازمان در حال بهبود است؟ در حالی که عدم دستیابی به توافق برای کاهش تولید طی دوران سقوط اخیر قیمت نفت و سپس ناکامی در فریز نفتی باعث شده بود بسیاری از مرگ اوپک و حتی لزوم خروج از آن سخن به میان آورند، عده‌ای دیگر خروج تدریجی نفت شیل، مذاکرات اعضای این سازمان با روسیه و در نهایت توافق اخیر بر سر انتخاب دبیرکل را به عنوان نشانه‌هایی از بهبود جایگاه این سازمان در نظر می‌گیرند. بدون هیچ قضاوتی درباره جایگاه کلی اوپک، نشست اخیر اوپک حداقل دو تفاوت با چند نشست اخیر این سازمان داشت. نخست آنکه قفل دبیرکلی سازمان بعد از سال‌ها شکست و دوم اینکه ایران و عربستان به عنوان دو قطب مخالف و مهم این سازمان، کمتر از نشست‌های پیشین به نقاط اختلاف نظر پرداختند؛ لااقل به صورت عمومی و در رسانه‌ها. این کاهش ظاهری واگرایی میان اعضای اوپک و به طور خاص ایران و عربستان، البته در شرایطی صورت می‌گیرد که قیمت نفت در کانال ۴۰ دلار قرار دارد و روند صعودی آن چند ماهی است ادامه دارد و در نتیجه شاید نتوان از کاهش عمق اختلاف میان دو قطب اوپک سخن گفت؛ اگرچه روی دیگر داستان تغییر وزیر نفت عربستان است که شاید بتوان آن را نشانه‌ای از تغییر سیاست‌های سعودی دانست که در نتیجه موفقیت کمتر از حد انتظار استراتژی حفظ سهم بازار آن هم به قیمت کاهش شدید درآمدهای نفتی صورت پذیرفت. انبوه گزاره‌های متناقض‌نمای یادشده شکی باقی نمی‌گذارد که اظهار نظر قطعی درباره آینده اوپک در دوران دبیرکلی بارکیندو، دشوار و نیازمند گذشت زمان بیشتر است.

منتشرشده در شماره ۱۸۰ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , ,

بدون دیدگاه » خرداد ۲۲ام, ۱۳۹۵

بالاتر از قطر

ايران امسال در توليد سالانه گاز از پارس جنوبي، قطر را پشت سر خواهد گذاشت

علی‌اکبر شعبانپور اعلام کرد ایران امسال در تولید سالانه گاز از پارس جنوبی، قطر را پشت سر خواهد گذاشت.

علی‌اکبر شعبانپور اعلام کرد ایران امسال در تولید سالانه گاز از پارس جنوبی، قطر را پشت سر خواهد گذاشت.

درست مثل يك حكايت شيرين، از كتابي كه فصل‌هاي زيادي از آن پر است از حکایت‌هایی تلخ: پيشي گرفتن ايران از قطر در توليد سالانه گاز از ميدان مشترك پارس جنوبي، بزرگ‌ترين ميدان گازي جهان. بر اساس وعده علي‌اكبر شعبان‌پور، مديرعامل شركت نفت و گاز پارس (كارفرماي ميدان گازي پارس جنوبي)، «در صورت تامين منابع مالي، چنانچه پنج فاز وارد مدار شوند، امسال ايران در برداشت سالانه گاز پارس جنوبي از قطر پيشي مي‌گيرد». اشاره شعبان‌پور به وارد مدار توليد شدن معادل مجموعاً پنج فاز استاندارد شامل دو سكوي فازهاي ۱۷ و ۱۸ (يك فاز استاندارد)، چهار سكوي فاز ۱۹ (دو فاز استاندارد) و دو سكوي فازهاي ۲۰ و ۲۱ (دو فاز استاندارد) است كه در صورت تحقق،‌ ايران مي‌تواند در توليد سالانه و روزانه گاز از قطر پيشي بگيرد. با وجود تمامي اينها، بخش خاكستري كتاب به جاي خود باقي است: عقب‌ماندگي چندين‌ساله‌اي كه موجب شده مجموع توليد قطر از اين ميدان مشترك، كمابيش حدود دوبرابر ايران باشد، پروژه‌هایی که با افزایش چندبرابری زمان و هزینه توسعه پیدا می‌کنند و گازی که بازاری برای فروش آن وجود ندارد. زماني كه ايران براي اولين بار از پارس جنوبي گاز توليد كرد، قريب به يك دهه از شروع توليد گاز توسط قطر مي‌گذشت.

ميوه بيع متقابل
طی سال‌های پس از انقلاب، سرمایه‌گذاری خارجی در بخش بالادستی نفت عمدتاً با استفاده از شیوه بیع متقابل (Buy Back) صورت گرفت. به بیانی ساده، در این قراردادها، بازپرداخت هزینه‌های صورت‌گرفته توسط پیمانکار در یک پروژه به همراه دستمزد، از محل فروش بخشی از محصولات همان پروژه پس از شروع تولید، صورت می‌گرفت. بیع متقابل منتقدان جدی داشت و دارد، اما حتي در ميان آنها نيز عده زيادي اعتقاد دارند كه عملكرد اين شيوه قراردادي در ميدان گازي پارس جنوبي مثبت بوده است. توسعه فازهاي ۱ تا ۱۰ ميدان گازي پارس جنوبي طي نيمه دوم دهه ۷۰ و نيمه اول دهه ۸۰ با اين شيوه به كنسرسيوم‌هايي متشكل از پيمانكاران خارجي و داخلي واگذار شد: فاز ۱ (پتروپارس)، فازهاي ۲ و ۳ (توتال، گازپروم و پتروناس)، فازهاي ۴ و ۵ (اني، پتروپارس و نیکو)، فازهاي ۶، ۷ و ۸ (پتروپارس و استات اويل) و فازهاي ۹ و ۱۰ (GS، مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی ایران و مهندسی و ساختمان صنایع نفت). متعاقب شروع توسعه، تولید از میدان گازی پارس جنوبی نخستین بار در سال ۱۳۸۰ از فازهای ۲ و ۳ شروع شد و با بهره‌برداری از تمامی فازهای ۱ تا ۱۰، از سال ۱۳۸۰ تا ۱۳۹۰ ظرفیت توليد گاز از پارس جنوبي به بيش از ۲۸۰ ميليون مترمكعب در روز رسید. تا پیش از شروع بهره‌برداری از دیگر فازهای پارس جنوبی طی سه سال اخیر، تمام تولید گاز پارس جنوبی از محل قراردادهای بیع متقابل صورت می‌گرفت و در نتیجه می‌توان گفت بخش قابل ‌توجهی از تولید گاز کشور، ثمره این نوع قرارداد بوده است. بعد از فازهای ۱ تا ۱۰، بیع متقابل تنها در فاز ۱۲ به کار گرفته شد. راهبری این پروژه بر عهده شرکت پتروپارس بود و بعد از شروع تولید در سال ۱۳۹۲، افتتاح آن در سال ۱۳۹۳ صورت گرفت. این فاز بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی و هدفگذاری تولید آن معادل سه فاز استاندارد بوده است که باتوجه به خصوصیات مخزن در آن بخش از میدان، این هدف محقق نشده است.

سنگ بزرگ ۳۵ ماهه
۲۵ خرداد ۱۳۸۹ و در حالی که پروژه فازهای ۱۲، «۱۵ و ۱۶» و «۱۷ و ۱۸» به ترتیب با پیشرفت ۳۰، ۴۵ و ۴۰ درصدی درحال توسعه بودند، بزرگ‌ترین قرارداد صنعت نفت کشور برای توسعه همزمان پروژه فازهای ۱۳، ۱۴، ۱۹، «۲۰ و ۲۱» و «۲۲، ۲۳ و ۲۴» امضا شد. بر اساس این قراردادها، پروژه‌های مذکور باید طی ۳۵ ماه یعنی تا اردیبهشت ۱۳۹۲ (قبل از پایان دولت دهم) به تولید می‌رسیدند. تا زمان تهیه این گزارش یعنی اردیبهشت ۱۳۹۵، تنها چند روز از تولید یک سکوی فاز ۱۹ می‌گذرد و بقیه فازها هنوز به تولید نرسیده‌اند. این واقعیت را می‌توان نشانی از عدم موفقیت ایده طرح‌های ۳۵‌ماهه دانست.
ممکن نبودن توسعه همزمان این تعداد پروژه باتوجه به منابع مالی و توان اجرایی کشور در همان ابتدای امر نیز بارها گوشزد شده بود؛ اما مدافعان طرح‌های ۳۵‌ماهه معتقد بودند که به لحاظ امکانات مالی محدودیتی وجود ندارد و با استفاده از طراحی مهندسی صورت‌گرفته در فازهای پیشین، می‌توان فرآیند توسعه را سرعت بخشید؛ که این‌گونه نبود. در این میان، تحریم نیز به عاملی مزید بر عوامل متداول عدم دستیابی پروژه به اهداف زمان، هزینه و کیفیت تبدیل شد. طی دوران تحریم‌ها ضمن دشواری تخصیص منابع مالی به صورت ارزی، هزینه پروژه‌ها نیز شدیداً افزایش یافت و بسیاری از سازندگان و ارائه‌دهندگان خدمات خارجی، از همکاری با طرف ایرانی سر باز زدند. این موضوع اگرچه در طرح‌های پیشرو پارس جنوبی نیز وجود داشت، در طرح‌های ۳۵ماهه بیشتر نمایان شد. در پایان فروردین امسال، یعنی حدود پنج سال که از امضای قرارداد طرح‌های ۳۵ماهه می‌گذرد، به جز فاز ۱۹، پیشرفت هیچ یک از طرح‌های یادشده به ۹۰ درصد نرسیده است. بسیاری معتقدند تمرکز بر اتمام چند پروژه به جای شروع همزمان طرح توسعه برخی از فازهای غیرمرزی و اولویت‌بندی پروژه‌های پارس جنوبی، می‌توانست نتیجه به مراتب بهتری در پی داشته باشد؛ امری که بیژن زنگنه، وزیر نفت، بلافاصله پس از ورود به وزارتخانه بدان اهتمام ورزید و طرح‌های فازهای ۱۲، ۱۵ و ۱۶، و ۱۷ و ۱۸ را در اولویت نخست قرار داد.

درصد پیشرفت پروژه‌های پارس جنوبی تا پایان فروردین 1395

درصد پیشرفت پروژه‌های پارس جنوبی تا پایان فروردین ۱۳۹۵

علاوه بر این، ماجرای عقب‌ماندگی پیشرفت بخش حفاری از پیشرفت کل پروژه، در برخی از طرح‌های ۳۵ماهه به جای خود باقی است. نتیجه این پدیده، نهایتاً در تاخیر دستیابی به اهداف تولید گاز (با وجود درصد پیشرفت نسبتاً بالای پروژه) مشهود خواهد بود. چراکه با وجود به پایان رسیدن پالایشگاه، خطوط لوله و ساخت سکوهای دریایی، به دلیل عقب‌ماندگی نسبی بخش حفاری چاه‌ها، تولید گاز مطابق اهداف از پیش تعیین‌شده میسر نیست و در نتیجه عملاً پیشرفت بالای پروژه منجر به تولید گاز از میدان مشترک نمی‌شود. این ماجرا در فازهای ۱۵ و ۱۶ نیز قبلاً وجود داشته است که افتتاح و بهره‌برداری از پالایشگاه و دیگر بخش‌های آن، پیش از شروع تولید چاه‌ها صورت گرفت. در میان پروژه‌هایی که سابقاً ۳۵ماهه نام گرفتند، پروژه فازهای ۱۳، ۱۴ و «۲۲، ۲۳ و ۲۴» به روشنی دچار این پدیده هستند. بیشترین عقب‌ماندگی به فاز ۱۴ مربوط می‌شود که مدیریت آن به کنسرسیومی متشکل از هشت شرکت داخلی واگذار شده و هم‌اکنون از چهار موقعیتی که باید در آنها حفاری صورت گیرد و سکوی دریایی نصب شود، تنها در دو موقعیت حفاری صورت می‌گیرد. براین اساس پیش‌بینی می‌شود تولید از فاز ۱۴ دیرتر از دیگر فازها محقق شود؛ البته با یک استثنا: فاز ۱۱٫ با وجود مرزی بودن این فاز و اهمیت دوچندان شروع توسعه آن، عملیات اجرایی آغازین این فاز هنوز صورت نگرفته و حتی پیمانکاری نیز برای آن تعیین نشده است. در حالی که مدت‌ها تعلل پیمانکار چینی این فاز به خلع ید آن انجامید، متعاقباً اجرای آن به هیچ یک از پیمانکاران داخلی متقاضی واگذار نشد. بر اساس آخرین اعلام، قرار است توسعه این فاز در مناقصه قراردادهای جدید نفتی (IPC) واگذار شود.

ظرفيت واقعی توليد گاز پارس جنوبي در پايان هر سال (ميليون مترمكعب در روز)

ظرفيت واقعی توليد گاز پارس جنوبي در پايان هر سال (ميليون مترمكعب در روز)

دو سوی میدان
حجم ذخایر میدان مشترک گازی در بخش قطر (موسوم به گنبد شمالی) حدود ۵ /۲۴ تریلیون مترمکعب برآورد می‌شود؛ یعنی بیش از ۸ /۱ برابر بخش ایرانی. ذخایر گازی قطر عمدتاً به همین میدان منحصر می‌شود، درحالی که میدان گازی پارس جنوبی کمتر از نصف ذخایر ایران را در خود جای داده است. در قطر، فرآیند توسعه میدان و مصارف تولیدات آن، با بخش ایرانی تفاوت اساسی دارد. در ایران، فرآیند توسعه در بخش تولید با مدیریت شرکت نفت و گاز پارس صورت می‌گیرد. بعد از شروع بهره‌برداری، پالایشگاه‌های تحت مدیریت شرکت ملی گاز ایران، پالایش را برعهده می‌گیرند. فروش و بازاریابی میعانات گازی حاصله توسط شرکت ملی نفت ایران صورت می‌گیرد و گاز بسته به نیاز، عمدتاً به مصرف بخش خانگی، سوخت نیروگاه‌ها و خوراک پتروشیمی‌ها می‌رسد. الگوی مصرف گاز در کشور و سهم بالای آن در سبد انرژی کشور باعث شده است تا سال ۱۳۹۲، تامین گاز برای مصارف داخلی به ویژه در فصول سرد با نگرانی و دشواری صورت گیرد و مقوله صادرات عملاً محل چندانی از اعراب نداشته باشد.

بر اساس گزارش اداره اطلاعات انرژی آمریکا، شرکت «قطرپترولیوم»، فرآیند توسعه صنعت نفت و گاز را به صورت یکپارچه از اکتشاف و تولید گرفته تا تبدیل به محصولات نهایی قابل فروش از جمله ال‌ان‌جی (گاز طبیعی مایع) و فرآورده‌های پتروشیمی در دست دارد. قطر پترولیوم این فعالیت‌ها را به وسیله تعریف مشارکت‌هایی با حضور غول‌های نفتی جهان شامل اکسون موبیل، شل و توتال صورت می‌دهد. «قطرگاز» و «راس‌گاز» دو بازوی قطر پترولیوم در اجرای این ماموریت هستند. کنسرسیوم قطرگاز، حاصل مشارکت با توتال، اکسون‌موبیل، میتسویی، ماروبنی، کونوکو فیلیپس و شل است. در راس‌گاز نیز اکسون موبیل مشارکت دارد. ال‌ان‌جی تولیدشده نیز بر اساس قراردادهایی که بسیاری از آنها بلندمدت هستند، به فروش می‌رسد. بسیاری از خریداران ال‌ان‌جی، همان شرکت‌هایی هستند که با قطرپترولیوم در مشارکت‌ها حضور دارند و در نتیجه عملاً فروش محصولات به همان کشورهایی صورت می‌گیرد که در فرآیند توسعه نیز مشارکت دارند.

به لحاظ حقوقی، انعقاد قراردادهای مشارکت در تولیدی که قطر از آن استفاده می‌کند، در بسیاری از کشورهای منطقه از جمله ایران، کویت و عراق (خارج از کردستان این کشور) مجاز نیست و در تناقض با حاکمیت ملی بر منابع طبیعی ارزیابی می‌شود. با وجود این قطر به مدد همین قراردادها توانسته است به بزرگ‌ترین صادرکننده ال‌ان‌جی جهان و یکی از بزرگ‌ترین صادرکنندگان گاز تبدیل شود. بر اساس آمارهای BP، قطر در سال ۲۰۱۴ بیش از ۱۷۷ میلیارد مترمکعب گاز تولید کرد. یک دهه قبل، یعنی در سال ۲۰۰۴، تولید گاز این کشور تنها ۳۹ میلیارد مترمکعب بود؛ یعنی کمتر از یک‌چهارم مقدار تولید فعلی. باتوجه به مصرف سالانه ۸ /۴۴ میلیارد مترمکعب گاز در این کشور، بخش اعظم گاز تولیدی صرف صادرات می‌شود. قطر به دو کشور عمان و امارات متحده عربی به وسیله خط‌لوله گاز صادر می‌کند، اما عمده صادرات گاز این کشور به صورت ال‌ان‌جی صورت می‌گیرد. قطر در سال ۲۰۱۴ معادل بیش از ۱۰۳ میلیارد مترمکعب گاز به صورت ال‌ان‌جی صادر کرده که عمده آن به ژاپن (۹ /۲۱ میلیارد مترمکعب)، کره جنوبی (۷ /۱۷)، هند (۲ /۱۶)، انگلستان (۴ /۱۰)، چین (۲ /۹) و تایوان (۸) بوده است. ظرفیت تولید ال‌ان‌جی قطر هم‌اکنون ۷۷ میلیون تن است و این کشور قریب به یک‌سوم از تجارت جهانی ال‌ان‌جی را در دست دارد.

مشخصات طرح‌های پارس جنوبی

مشخصات طرح‌های پارس جنوبی

تفاوت دو نگاه
تولید گاز از مخزن مشترک میان ایران و قطر، با یک دهه اختلاف بین دو کشور آغاز شد. در نتیجه با وجود رشد تولید در بخش ایران، هنوز فاصله زیادی میان برداشت دو کشور وجود دارد. به گفته مدیرعامل نفت و گاز پارس، مجموع برداشت قطر تاکنون ۱۶۱۶ میلیارد مترمکعب بوده است و مجموع برداشت ایران ۹۰۴ میلیارد مترمکعب. این اختلاف در برداشت را می‌توان به عوامل متعددی نسبت داد که تحریم، شیوه‌های مدیریتی و حتی مسائل سیاسی می‌تواند از جمله آنها باشد. شاید در این میان، سهمی را نیز بتوان به تفاوت در چارچوب‌های حقوقی، قانونی و عرفی موجود در دو کشور نسبت داد که در قوانین مکتوب و مقررات موضوع فعالیت شرکت‌ها متبلور شده است. هم‌اکنون به جز فاز ۱۲، تمامی فازهای پارس جنوبی با استفاده از قراردادهای EPC (مهندسی، تامین و ساخت) درحال توسعه هستند که به عقیده برخی از کارشناسان، بهترین روش ممکن برای توسعه میادین نفت و گاز نیست. فشار بر منابع داخل کشور برای تامین مالی، کاهش مشارکت پیمانکار در ریسک‌های بخش تولید در مقایسه با قراردادهای بیع متقابل و مشارکت در تولید و نبود مکانیسم‌های انگیزشی برای استفاده از بهترین تجربه‌های فنی از جمله مشکلات شیوه فعلی توسعه به شمار می‌روند. در شرایطی که هدف نهایی از اجرای پروژه‌ها تولید گاز از میدان است، سهم اصلی در هزینه‌های پروژه مربوط به بخش حفاری (که تولید گاز مستقیماً به آن مرتبط می‌شود) نیست و در نتیجه موارد متعددی از عقب‌ماندگی این بخش در مقایسه با کل پروژه مشاهده می‌شود. در نتیجه ضمن تاخیر در تولید از این میدان مشترک، منابع متناسب با درصد پیشرفت پروژه تخصیص داده می‌شوند، بدون آنکه الزاماً اهداف تولید گاز محقق شوند.
در قراردادهای EPC موجود مکانیسم خاصی برای مشارکت پیمانکار در سود یا زیان ناشی از تحقق اهداف تولید پیش‌بینی نشده است و در نتیجه برای پیمانکار، مشوقی برای استفاده از بهترین فناوری‌ها در آنها وجود ندارد؛ درست برخلاف قراردادهای مشارکت در تولید و بیع متقابل که در هر یک حداقلی از مشوق‌ها یا الزامات ممکن است موجود باشد. لذا این سوال اساسی وجود دارد که آیا می‌توان به تفسیری از قوانین موجود دست پیدا کرد که با به کار بستن آن در موارد خاصی از قبیل میدان‌های مشترک و با اولویت بالا، بتوان از قراردادهایی جز آنچه هم‌اکنون متداول است، بهره گرفت و البته نتیجه بهتری حاصل شود؟ پاسخ به این سوال مهم در شرایطی که حتی قراردادهای جدید نفتی (موسوم به IPC) نیز با اشکالات فراوانی مواجه شده‌اند، آسان نیست. ولی شاید نگاهی به تجربه قطر، عمان و کردستان عراق بتواند زمینه‌ای مناسب برای
دست یافتن به پاسخی مناسب فراهم سازد.

منتشرشده در شماره ۱۷۶ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , ,

بدون دیدگاه » اردیبهشت ۲۵ام, ۱۳۹۵

عبور از بحران

چه چیز مگاپروژه‌های نفتی را با افزایش زمان و هزینه مواجه می‌کند؟

سرمایه‌گذاری و تعداد پروژه‌ها به تفکیک بخش

سرمایه‌گذاری و تعداد پروژه‌ها به تفکیک بخش

همزمان با پایان عصر «نفت ارزان»، بازی‌گران صنعت در جست‌وجوی تنوع‌بخشی به پورتفولیوی خود با بهره‌گیری از فرصت‌های نوظهوری هستند که در منابع غیرمتعارف و جبهه‌های جدید نفت و گاز وجود دارند. برای بهره‌گیری اقتصادی از این فرصت‌ها، شرکت‌ها به لحاظ فنی و اجرایی درگیر مگاپروژه‌های چندمیلیارد دلاری می‌شوند. پروژه‌ها با درنظر گرفتن اندازه و مقیاس، برای تمامی ذی‌نفعان خود به لحاظ استراتژیک اهمیت ویژه‌ای پیدا می‌کنند:
شرکت‌های نفت و گاز: باید هزینه عظیمی را صرف پروژه‌ای کنند که بازگشت آن معمولاً زمان طولانی نیاز دارد. اگر پروژه به خوبی به نتیجه برسد، ارزش بنگاه و قدرت رقابت آن افزایش می‌یابد؛ در حالی که اجرای ضعیف می‌تواند پروژه‌ای را حاصل دهد که به لحاظ اقتصادی رقابت‌پذیر نیست. برای کاهش ریسک، بسیاری از شرکت‌های بزرگ از طریق تفاهم‌نامه‌های سرمایه‌گذاری مشترک وارد عمل می‌شوند. این پیچیدگی اضافی به همراه ریسک بالا و ارزش زیاد پروژه، شرکت‌ها را در مدیریت کل ریسک پورتفولیو با چالش مواجه می‌سازد.
دولت‌ها و جوامع محلی: اشتیاق آنها به پروژه‌ها، درست به اندازه پتانسیل موجود برای توسعه اقتصادی و زیست‌محیطی منطقه است. تصمیم به بهره‌برداری از ثروت طبیعی موجود باید در تعادل با مصالح بلندمدت و مسائل زیست‌محیطی باشد. حوادث تکان‌دهنده زیست‌محیطی بدان معنی است که گروه‌های محلی به دقت از اهمیت توسعه ایمن و حساس به محیط‌زیست آگاه هستند.
پژوهش EY عملکرد ۳۶۵ مگاپروژه را بررسی کرده و به این نتیجه رسیده است که باوجود اهمیت کارایی و تاثیر آن بر قیمت سهام و ارزش بنگاه‌های اقتصادی، درصد قابل‌توجهی از مگاپروژه‌ها در دستیابی به اهداف زمان و هزینه با شکست مواجه شده‌اند. روندهای بلندمدت نشان می‌دهند که نرخ موفقیت در دستیابی به اهداف به طور کلی در حال تنزل خواهد بود، به ویژه در مناطق خاصی همچون آب‌های عمیق که پیچیدگی پروژه‌ها شدیداً در حال افزایش است.
میزان سرمایه‌گذاری در ۳۶۵ پروژه یادشده، بیش از یک میلیارد دلار و در بخش‌های بالادستی، LNG، خطوط لوله و پالایش بوده است. پژوهش شامل پروژه‌هایی نیز بوده که در مرحله طرح بوده‌اند و هنوز به مرحله تصمیم نهایی برای سرمایه‌گذاری (FID) نرسیده‌اند، و همچنین مواردی که از مرحله FID عبور کرده و در فاز ساخت هستند ولی هنوز عملیات آنها شروع نشده است. این پروژه‌ها مجموعاً ارزشی بالغ بر ۲۶۰۰ میلیارد دلار دارند.

توزیع پروژ‌ه‌ها بر حسب منطقه جغرافیایی (میلیارد دلار)

توزیع پروژ‌ه‌ها بر حسب منطقه جغرافیایی (میلیارد دلار)

پژوهش نشان می‌دهد که افزایش زمان و هزینه در تمامی بخش‌های صنعت و تمامی مناطق معمول بوده است؛ اگرچه برخی بخش‌ها و مناطق به طور نسبی عملکرد ضعیف‌تری داشته‌اند. ۶۴ درصد پروژه‌ها با افزایش هزینه و ۷۳ درصد با تاخیر مواجه بوده‌اند. برای ۲۰۵ پروژه‌ای که اطلاعات هزینه در دسترس بود، تخمین‌ها نشان می‌داد که هزینه‌های فعلی اتمام به طور میانگین ۵۹ درصد بیش از تخمین اولیه بود. کل هزینه این پروژه‌ها از رقم اولیه ۱۲۰۰ تریلیون دلار به ۱۷۰۰ تریلیون دلار افزایش یافته بود. به دلیل طبیعت پروژه‌های مورد مطالعه و رویکرد «یک نقطه در زمان» در بررسی آنها، هزینه نهایی پروژه‌ها ارزیابی نشد. لذا ممکن است هزینه و تاخیر زمانی اتمام پروژه در پایان کار بیش از آن چیزی باشد که تخمین‌های فعلی نشان می‌دهند.

تداوم افزایش هزینه و زمان
در شرایط اقتصادی پس از کاهش قیمت، که پیش‌بینی آینده بسیار مهم است، شرکت‌ها باید از موفقیت برنامه‌های سرمایه‌گذاری خود، تحقق سودآوری و پایداری سطوح بهره‌وری اطمینان کافی پیدا کنند. شکست در اجرای به موقع و مطابق هزینه پروژه یا رعایت الزامات حقوقی و زیست‌محیطی بر درآمد شرکت و تمایل سرمایه‌گذاران به حضور در مشارکت‌های آینده موثر خواهد بود.
۱- اقتصاد پروژه: عدم تحقق نقاط کلیدی (Milestone) معمولاً منجر به از دست رفتن تحرک پروژه و ورود به چرخه معیوب افزایش هزینه و کاهش کارایی می‌شود که در نهایت ارزش پروژه را زایل می‌سازد. در سال ۲۰۱۳، UBS گزارش داد که پروژه‌هایی که نتوانستند به سطوح تولید برنامه‌ریزی شده مطابق با هزینه و زمان‌بندی برسند، شاهد کاهش ارزش خالص دارایی به میزان ۱۲-۶۵ درصد شدند که این رقم به نرخ بازگشت سرمایه، دوره حیات پروژه، شدت سرمایه و رژیم مالی بستگی دارد. بسیاری از پروژه‌ها (که اکنون در مراحل پایانی توسعه قرار دارند) که پیش از افزایش قیمت نفت و گاز شروع شده بودند، اکنون وجود خارجی ندارند. طی زمان، پایداری قیمت و حتی کاهش قیمت اقتصاد بسیاری از پروژه‌ها را دچار تزلزل کرده و حاشیه سود آنها را تحت فشار قرار داده است.
۲- عملکرد شرکت: طبیعت و اندازه مگاپروژه‌ها بدان معناست که شرکت‌ها حاضر باید منابع زیادی را درگیر کنند و ریسک‌های قابل‌توجهی را بپذیرند. در نتیجه، عدم دسترسی به اهداف در یک یا چندان مگاپروژه چندمیلیارد دلاری ممکن است تاثیرات عظیمی بر عملکرد مالی شرکت داشته باشد. این تاثیر می‌تواند از طریق افزایش تقاضای سرمایه (که پتانسیل تبدیل شدن به از دست رفتن فرصت‌ها و افزایش هزینه وام را دارد) یا کاهش درآمدها (به دلیل عدم دستیابی به تاریخ تولید) باشد.
۳- انتظارات سهامداران: در محیط فعلی کسب‌وکار، برای تامین مالی پروژه‌های جذاب اقتصادی، شرکت‌ها باید به فشار روبه‌فزونی سهامداران پاسخ دهند و اثبات کنند که با سرعت و به شکلی موثر درحالی نیل به اهداف و استراتژی خود هستند. سهامداران متقاضی افزایش نرخ بازگشت سرمایه و نظم در سرمایه‌گذاری، همراه با کاهش ریسک هستند. تاکید زیادی بر سرعت تبدیل پروژه‌ها به سرمایه‌های مولد همزمان با دستیابی به اهداف زمانی و بودجه‌ای وجود دارد. عدم دسترسی به این انتظارات در بسیاری موارد موجب از دست رفتن اعتماد سهامداران و افزایش هزینه‌های سرمایه‌ای شده است.
البته درصد بالای افزایش هزینه و زمان در مگاپروژه‌های نفت و گاز منحصر به این صنعت نیست و در بخش‌هایی همچون دولت، ساخت‌وساز، معدن و نیرو نیز مشاهده شده است.

درصد عبور از هزینه و زمان و میانگین عبور از بودجه به تفکیک منطقه

درصد عبور از هزینه و زمان و میانگین عبور از بودجه به تفکیک منطقه

درصد عبور از هزینه و زمان و میانگین عبور از بودجه به تفکیک بخش

درصد عبور از هزینه و زمان و میانگین عبور از بودجه به تفکیک بخش

ریشه‌های ماجرا
براساس اطلاعات عملکرد صنعت، فاکتورهای منتهی به افزایش هزینه و زمان در میان تمامی پروژه‌های نفت و گاز مشترک هستند؛ اگرچه بسته به مقیاس، هزینه و پیچیدگی، تاثیر عمیقی بر مگاپروژه‌ها دارند. مسائل غیرفنی علت اصلی اغلب افزایش‌ها در هزینه و زمان هستند. بررسی‌های کردیت سوئیس از کنفرانس فناوری فراساحل ۲۰۱۳ نشان می‌دهد که شکست ۶۵ درصد پروژه‌ها به دلیل جنبه‌هایی مثل افراد دست‌اندرکار، سازماندهی و حکمرانی بوده است. ۲۱ درصد در نتیجه مدیریت فرآیند و استراتژی‌های ساخت و تامین بوده و ۱۴ درصد بقیه ناشی از عوامل خارجی مثل مداخل دولت و تعهدات مرتبط با محیط‌زیست بوده است.

زیربنای تجاری پروژه و پورتفولیو
پس‌زمینه تجاری پروژه بر مهارت‌های نیروی انسانی و منابع در دسترس، هزینه سرمایه، شرکای درگیر و ریسکی که هر یک از طرفین متقبل می‌شود تاثیرگذار است. اصلی‌ترین چالش‌ها در این حوزه عبارتند از:
۱- چالش‌های تضاد و رابطه JV: استفاده از مشارکت‌های سرمایه‌گذاری در صنعت نفت و گاز و به ویژه پروژه‌های پیچیده در مناطق چالش‌برانگیز و بازارهای نوظهوری که مدیریت دسترسی به منابع بین دولت و شرکت‌‌های بین‌المللی منجر به حضور شرکت‌های ملی نفت می‌شود، روزبه‌روز در حال افزایش است. این موافقت‌نامه می‌توانند پیچیده باشند و مسائل مربوط به تحویل پروژه اغلب در نتیجه مبانی سرمایه‌گذاری واگرا، معیارهای ارزیابی پروژه و میزان تحمل ریسک پروژه تشدید می‌شوند.
۲- دسترسی به تامین مالی: سهم هر سرمایه‌گذار، هزینه سرمایه و مکانیزم تقسیم ریسک فاکتورهای کلیدی هستند که باید در زمان شروع توسعه یک مگاپروژه، که در آن هر جزء می‌تواند حیات اقتصادی پروژه را تحت‌تاثیر قرار دهد، مورد توجه قرار گیرند.
۳- مدیریت ضعیف پورتفولیو و تغییر ریسک: فقدان جهت‌گیری استراتژیک روشن و معیارهای انتخاب پروژه به معنای این است که طی زمان، سازمان‌ها پورتفولیوی پروژه‌ای را توسعه می‌دهند که بیش از اندازه متنوع و دچار ضعف در هم‌ترازی است. این اغلب منتج به بسط غیرضروری منابع، افزایش ریسک پورتفولیو و ضعف ارزش بالقوه ارتباطات بین‌پروژه‌ای می‌شود. انتخاب و سپس تایید پروژه‌های متناسب با توانایی، تجربه و استراتژی شرکت، حیاتی است.
با توسعه پورتفولیویی متوازن از پروژه‌ها، که در آن هر پروژه طی تفاهم‌نامه تجاری مناسبی به اتمام می‌رسد، و پشتیبانی کافی وجود دارد، سازمان‌ها خود را به سمت مدیریت اثربخش چالش‌های مختلف همراه با اتمام موفقیت‌آمیز مگاپروژه‌ها به پیش می‌برند.

، فاکتورهای منتهی به افزایش هزینه و زمان

، فاکتورهای منتهی به افزایش هزینه و زمان

توسعه پروژه
همانگونه که در ضرب‌المثل آمده است: «شکست در برنامه‌ریزی، برنامه‌ریزی برای شکست است»، تجربه نشان می‌دهد که بارگیری نامناسب بخش جلویی و تمرکز نادرست بر ضمانت‌های اجرایی اغلب منجر به تعیین اهداف غیرواقع‌بینانه می‌شود که پس از مرحله FID تبدیل به یک مساله جدی در تحویل پروژه خواهد شد.
۱- برنامه‌ریزی ناکافی: شکست در لحاظ مناسب مسائل طراحی، ساخت، راه‌اندازی و عملیاتی (شامل فاکتورهای بیرونی از قبیل تغییرات آب‌وهوایی ادواری) طی دوران شروع پروژه و مراحل FEED تاثیری تعیین‌کننده بر مراحل آتی پروژه دارد. این مساله اغلب منجر به تغییر در مقیاس یا طراحی پروژه می‌شود (شامل بازبینی بازارهای کلیدی هدف و منابع تامین) و معمولاً دوباره‌کاری را به شرکت و پیمانکاران تحمیل خواهد کرد.
۲- ضعف پیمانکاران در تامین: انتخاب پیمانکاران و قراردادهای، که طی آن سازمان با ارکان ثالث همکاری می‌کنند، عوامل کلیدی برای موفقیت پروژه هستند؛ چراکه انتخاب ضعیف، تبعات فراوانی به همراه دارد. معمولاً مشاهده می‌شود که تصمیمات بیش از اندازه به هزینه مبتنی هستند، و باوجود اطلاع از اثرات کیفیت بر هزینه پروژه و کارایی آن طی دوران حیات پروژه، تاکید ناکافی بر کیفیت صورت می‌گیرد.
۳- تخمین نادرست و خوشبینانه: یک سوال اساسی در هنگام ارزیابی عملکرد پروژه در مقایسه با اهداف زمان و هزینه این است که آیا اهداف تعیین‌شده پیش از هر نقطه کلیدی، دقیق و قابل دستیابی بوده‌اند. مکانیزمی که در آن پروژه‌ها در یک سازمان پیشنهاد و انتخاب می‌شوند، و معمولاً با طرفداری افرادی است که در توسعه پروژه درگیر هستند، بدان معنی است که انتخاب در معرض ریسک و تاثیر خوش‌بینی و تخمین کم‌تر از واقع ریسک و پیچیدگی پروژه قرار دارد. درحالی که اعوجاج ناشی از خوش‌بینی بدون هرگونه چالشی ادامه دارد، این ریسک مطرح می‌شود که پروژه‌های با مبنای تجاری غلط به پیش می‌روند و بعداً مشکلاتی را برای تیم پروژه ایجاد می‌کنند و ریسک‌های ناشناخته و غیرضروری به کل پورتفولیوی سازمان تحمیل می‌شود.

تحویل پروژه

تحویل مگاپروژه‌ها گران و بسیار پیچیده و مستلزم فناوری‌های پیشرفته، عملیات در محیط‌های جدید و حکمرانی با حضور تمامی ذی‌نفعان است. اندازه و مقیاس فعلی و درنظرگرفته‌شده، طی دوران حیات و به ویژه زمان تحویل پروژه، چالش‌هایی را برای تیم پروژه و سازمان‌های مالک به همراه می‌آورد؛ به ویژه آنکه هزینه‌های سرمایه‌ای و زمان‌بندی در بالاترین سطح خود قرار دارند.

۱- مدیریت ناموثر پروژه: برنامه‌های پروژه اغلب عناصر ضروری مدیریت زمان‌بندی را در مراحل توسعه، پذیرش، اندازه‌گیری پیشرفت وگزارش‌دهی، و همچنین ارتباط درونی با دیگر دیسیپلین‌های پروژه،درنظر نمی‌گیرند. این بدان معناست که تیم پروژه در درک کامل فعالیت‌های حیاتی و اثر کامل تغییرات بر زمان‌بندی و دیگر بسته‌های کاری دچار مشکل می‌شود. چالش کار با چند پیمانکار، که مقیاس کاری هریک در عین ارتباط، با یکدیگر پیوند درونی دارد، این مشکل در برنامه‌ریزی را تشدید می‌کند. در نتیجه، مدل‌سازی و ارزیابی کارایی و اثر تغییرات دشوار است. مثال‌هایی از بهترین تجارب در این حوزه وجود دارد که ساختارهای شکست کار دچار ارتباط درونی و اثربخش بوده و اطلاعات به صورت همزمان وارد می‌شوند.
۲- ضعف مدیریت پیمانکار: ظرفیت ناکافی تجهیزات و کیفیت پایین خدمات از وندورها، از چالش‌های متداول پروژه‌های بزرگ هستند. افزایش فعالیت‌های بالادستی در سطح جهان به افزایش شدید تقاضای تجهیزات و خدمات به ویژه تجهیزات پیشرفته و خدمات تخصصی منجر شده است. باوجود این، فقدان تامین‌کنندگان کافی (شامل EPCM و EPC) گلوگاه‌هایی را در کل زنجیره تامین ایجاد کرده است. نظارت ناکافی پیمانکار در هر مرحله از حیات پروژه ریسک زنجیره تامین را افزایش می‌دهد و پروژه را در معرض تغییرات بیش از اندازه یا ادعای پیمانکار قرار می‌دهد که اغلب منابع و تجربه کافی برای مواجهه با آن وجود ندارد.
۳- کمبود سرمایه انسانی: فعالیت روبه‌فزونی بخش نفت و گاز در سطح جهان فشار زیادی را بر منابعی همچون نیروی کار وارد آورده و در نتیجه شرکت‌ها برای محافظت از توانایی‌ها، ظرفیت و تجربه مورد نیاز برای مدیریت چالش‌های خود درحال تقلا هستند. چالش محافظت از منابع با افزایش پیچیدگی پروژه‌ها، روند روبه رشد مقررات ساخت داخل در اقتصادهای نوظهور و حرکت تدریجی از منابع متعارف به غیرمتعارف تشدید شده است.
چالش‌های مقرراتی
تمرکز روبه‌فزونی بر اثرات زیست‌محیطی پروژه‌ها، الزامات مقرراتی بیشتر و تداوم عدم‌قطعیت سیاست‌گذاری همگی بر عملکرد پروژه تاثیرگذار هستند. انتظار می‌رود این موارد روزبه‌روز افزایش یابند.
۱- ریسک HSE و ساخت داخل: در فضای zero tolerance to accidents موجود، مگاپروژه‌ها هزینه‌های خود را در زمینه تطابق با استانداردهای HSE افزایش می‌دهند. درحالی که بدون شک این یک اقدام مثبت است، بدون مدیریت کافی، هزینه‌ها ممکن است سریعاً افزایش یابند. به شیوه‌ای مشابه، در تلاش برای غلبه بر چالش‌های لجستیکی کوتاه‌مدت و میان‌مدت یافتن منابع کالا و خدمات در بازار محلی، سرمایه‌گذاری در زمینه رعایت مقررات ساخت داخل درحال افزایش است.
۲- تاخیر قانونی و ناپایداری سیاست‌گذاری: شرکت‌های نفت و گاز در سر اسر جهان با مشکلاتی در به دست آوردن تاییدیه‌های قانونی برای مگاپروژه‌های خود مواجه هستند. این تاخیرها در نتیجه مسائلی همچون نیاز به اخذ مجوز از بخش‌های دولتی مختلف، الزامات قانونی غیرشفاف و فرآیندهای بیش از حد بروکراتیک به وجود می‌آیند.
۳- زیرساخت‌های ناکافی: زیرساخت‌های ناکافی موجود باعث شده است که در بسیاری از بازارهای درحال توسعه، شرکت‌ها مجبور به سرمایه‌گذاری در زمینه پروژه‌های آب، نیرو، ریل، جاده و اسکان شوند تا به منابع دسترسی پیدا کنند. چالش این اقدامات جانبی پرهزینه و زمان‌بر در زمانی که شرکت‌ها در مناطق دورافتاده و شرابط دشوار آب‌وهوایی فعالیت می‌کنند، تشدید می‌شود.
چالش‌های ژئوپولیتیک
بازارهای خارجی و نیروهای سیاسی بر پیشرفت مگاپروژه‌ها موثر هستند. با درنظر گرفتن ارزش سرمایه‌گذاری در معرض ریسک، اثر هر تغییری در این نیروها بر اقتصاد پروژه بسیار زیاد است؛ چنانکه در برخی موارد شرکت‌ها ممکن است با تاخیر یا حتی کنسل شدن پروژه مواجه شوند.
۱- مسائل امنیت و دیپلماسی: شرکت‌های نفت و گاز در نتیجه شرایط سیاسی ناپایدار و نگرانی‌های سیاسی مداوم، از قبیل شورش‌های قومیتی خاورمیانه و شمال آفریقا، مجبور شده‌اند سرمایه‌گذاری خود را در مگاپروژه‌ها به تعویق بیاندازند. شکست در حل نقاط مناقشه می‌تواند موجب تاخیر و تعویق پروژه‌ها شود. با درنظر گرفتن تنش‌های روبه‌رشد در برخی مناطق نفت‌خیر، شرکت‌ها باید اکنون به دقت هزینه‌های بالقوه سرمایه‌گذاری را درنظر بگیرند.
۲- ناپایداری بازار عرضه‌کنندگان و تامین‌کنندگان مالی: برخی مگاپروژه‌ها به دلیل تغییرات در بنیادهای بازار دچار تاخیر شده‌اند.
۱-۲- افت اقتصاد جهانی: بعد از بحران جهانی سال ۲۰۰۸، بسیاری از شرکت‌ها نفت و گاز تاخیر در پروژه‌های پالایشی با حساسیت کمتر به زمان را برگزیدند یا به کلی پروژه‌های خود را به تعویق انداختند تا هزینه مالی کمتری انجام دهند.
۲-۲- محدودیت‌ها و قیمت‌های کالا: افزایش تقاضای مواد خام از قبیل استیل و بتن در نهایت به رشد قیمت منجر شد. درحالی که قیمت کالاها اکنون به نوعی کاهش یافته است، سازمان باید از اینکه چگونه تاخیر بین آماده سازی مورد سرمایه‌گذاری و ساخت پروژه می‌تواند بر مصرف کالاها موثر باشد، آگاه باشند.
۳-۲- نوسانات نرخ ارز: نوسانات عظیم در نرخ ارز می‌تواند هزینه‌های پروژه را در زمانی که حسابداری با ارزی متفاوت از ارز سرمایه‌گذاری صورت می‌گیرد، تحت‌تاثیر قرار دهد. یک نمونه پروژه در استرالیا وجود دارد که افزایش واحد پول داخلی در مقابل دلار، موجب رشد هزینه‌های پروژه شد.
۴-۲- تحولات صنعت گاز طبیعی: تقاضای ضعیف گاز از سوی اروپا، رشد تولید گاز شیل از آمریکای شمالی و رقابت پروژه‌های جدید LNG موجب ایجاد نااطمینانی در تقاضای آتی و قیمت گاز طبیعی شده است. این مساله فرضیات، سناریوهای کسب‌وکار و نهایتاً رقابت‌پذیری پروژه‌های احتمالی گاز را زیر سوال برده است.
۳- مشکلات مدنی و نیروی کار: قدرت جوامع محلی، گروه‌ها و دیگر مجامع ذی‌نفع برای تاثیرگذاری و یا حتی اختلال مگاپروژه‌ها رو به افزایش است. تاخیرهای پرسروصدای برخی پروژه در سال‌های اخیر نشان می‌دهد که سازمان‌ها باید حمایت گروه‌های محلی را به دست آورند و مجوزی اجتماعی برای فعالیت داشته باشند. سازمان‌های توسعه‌دهنده مگاپروژه‌ها، که در آنها نیروی کار زیادی وجود دارد، باید ریسک اغتشاشات را نیز درنظر بگیرند.

برچسب‌ها: ,

بدون دیدگاه » اردیبهشت ۲۱ام, ۱۳۹۵

Older Posts


فید مطالب

http://raminf.com/?feed=rss2

تقویم نوشته‌ها

شهریور ۱۳۹۷
ش ی د س چ پ ج
« بهمن    
 12
۳۴۵۶۷۸۹
۱۰۱۱۱۲۱۳۱۴۱۵۱۶
۱۷۱۸۱۹۲۰۲۱۲۲۲۳
۲۴۲۵۲۶۲۷۲۸۲۹۳۰
۳۱  

موضوعات

بایگانی شمسی

برچسب‌ها

گزیده نوشته‌ها

گفت‌وگوها