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.

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.

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.

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.

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

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 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: اکتشاف و تولید, تفاهم‌نامه‌های نفتی, توتال, سید غلامحسین حسن‌تاش, شلامبرژر, علی‌اکبر وحیدی آل‌آقا, قرارداد IPC, قراردادهای نفتی, هادی الویری

بدون دیدگاه » آذر ۲۰ام, ۱۳۹۵

خداحافظ رفیق

آیا شرکت‌های نفتی غربی، قربانی تحریم‌های جدید علیه روسیه خواهند بود؟

آمریکا و اتحادیه اروپا صادرات تجهیزات High-Tech نفتی به روسیه را ممنوع کرده‌اند؛ تجهیزاتی که در قطب شمال، آب‌های عمیق و پروژه‌های استخراج نفت شیل به‌کار می‌روند. بر اساس تخمین مقامات رسمی، روسیه حدود ۳۰ تا ۶۰ درصد این تجهیزات High-Tech را از اتحادیه اروپا تامین می‌کند. هرچند ارزش کل این تجهیزات حدود ۱۵۰ میلیون دلار در سال است، اما وجود آنها برای پروژه‌های چند میلیارد‌دلاری نفت اجتناب‌ناپذیر است و در نتیجه تحریم آنها عملاً به معنای مواجه ‌شدن پروژه‌های نفتی با مشکل خواهد بود. این کار، شرکت‌های غربی را که حدود ۳۵ میلیارد دلار در بخش نفت روسیه سرمایه‌گذاری کرده‌اند، در بن‌بست قرار خواهد داد. دور جدید تحریم‌ها، موجب کاهش سریع تولید ۵۵/۱۰ میلیون‌بشکه‌ای نفت روسیه، که بیشترین رقم در جهان به شمار می‌رود، نخواهد شد؛ بلکه سرمایه‌گذاری‌های خارجی آتی را در این کشور با مخاطره مواجه خواهد ساخت. آمریکا و اتحادیه اروپا امیدوارند با این تحریم‌ها، سیاست خارجی روسیه را در اوکراین شرقی تحت‌تاثیر قرار دهند. باراک اوباما، در پرده‌برداری از رژیم جدید تحریم گفت این محدودیت‌ها «در بلندمدت توسعه منابع نفت روسیه را دشوارتر خواهد ساخت». تحریم‌ها قلب اقتصاد روسیه، یعنی نفت، را هدف قرار خواهد داد؛ اما به بخش گاز آسیبی نمی‌زند. این دو بخش مجموعاً بیش از نصف درآمدهای دولت روسیه را تشکیل می‌دهند. روسیه ۵/۷ تریلیون دلار ذخایر نفت و گاز دارد که بسیاری از آنها برای استخراج، نیازمند استفاده از فناوری شرکت‌های غربی هستند. به گفته اوباما، او می‌خواهد تحریم‌های جدید مثل «یک گزش» باشند. اما این تحریم‌ها فقط روسیه را نخواهند گزید، بلکه شرکت‌های غربی مثل بریتیش پترولیوم و اگزون‌موبیل و تامین‌کنندگان تجهیزات ممکن است قربانی تحریم فناوری شوند. بر اساس اعلام وزارت خارجه روسیه، اجرای تحریم‌های اتحادیه اروپا علیه بخش انرژی روسیه موجب افزایش قیمت‌های انرژی در این اتحادیه خواهد شد.

بریتیش پترولیوم
این شرکت پس از آنکه ۷۵/۱۹ درصد سهام شرکت دولتی روس‌نفت را خرید، حضور گسترده‌ای در بازار روسیه یافت. روس‌نفت هم‌اکنون در لیست تحریم اوباما قرار دارد. هرچند بریتیش پترولیوم مصرانه اعلام کرد رابطه با روسیه مثل همیشه یک فعالیت اقتصادی بوده است؛ اما تحریم‌های بخشی می‌تواند استراتژی این شرکت را در روسیه تحت‌تاثیر قرار دهد. یک‌سوم از تولید نفت بریتیش پترولیوم از منابع روسیه صورت می‌گیرد. پیش از وضع تحریم‌های جدید، این شرکت اعلام کرد: «هرگونه فرسایشی در روابط آتی ما با روس‌نفت، یا تاثیر تحریم‌های اقتصادی بیشتر، می‌تواند در جهت عکس، بر فعالیت اقتصادی و اهداف استراتژیک ما در روسیه، سطح درآمد، تولید و ذخایر ما، سرمایه‌گذاری در روس‌نفت و اعتبار ما تاثیر بگذارد.» در زمان اعلام این اظهارنظر، شرکت انگلیسی از جهشی بزرگ در سود سه‌ماهه دوم سال جاری میلادی گزارش داد و در نتیجه آن سود شرکت با رشد ۳/۲۵‌درصدی به ۲۳/۳ میلیارد دلار رسید. در ژوئن، روس‌نفت پذیرفت تامین ۱۲ میلیون تن نفت و فرآورده‌های نفتی بریتیش پترولیوم را طی پنج سال آینده بر عهده بگیرد. پیش‌پرداخت این معامله ۵/۱ میلیارد دلار بوده است.

اگزون موبیل
این شرکت برای مدت بیش از ۲۰ سال در بازار روسیه فعال بوده است. اگزون‌موبیل که مقر آن در تگزاس است، در همکاری با روس‌نفت پروژه‌های متعددی را در دست اجرا دارد؛ که از آن جمله می‌توان به پروژه ۵۰۰ میلیارد‌دلاری باژنفت در سیبری غربی و پایانه ۱۵ میلیارد‌دلاری گاز طبیعی مایع در شرق روسیه اشاره کرد. بر اساس گزارش بلومبرگ، اگر اگزون‌موبیل مجبور به ترک روسیه شود، می‌تواند یک میلیارد‌دلاری را که قصد دارد در نواحی قطبی فراساحل و پروژه‌های شکست هیدرولیکی در سیبری سرمایه‌گذاری شود، از این کشور بیرون بکشد. بعد از اعلام تحریم‌ها، الکساندر نکیپلوف، مدیرعامل روس‌نفت گفت اگزون‌موبیل ممکن است همکاری با این شرکت را به حالت تعلیق درآورد؛ اما این مساله فقط در شرایط حاد روی خواهد داد. نکیپلوف گفت: «تا جایی که ما اطلاع داریم اگزون‌موبیل برنامه‌ای برای توقف همکاری با روس‌نفت ندارد، و امیدواریم مساله تا آنجا پیش نرود.» آلن جفرز، سخنگوی اگزون‌موبیل، در ای‌میلی به بلومبرگ گفت: «ما در حال ارزیابی تاثیر تحریم‌ها هستیم.» نکیپلوف گفت شرکت آمریکایی هم‌اکنون سرمایه‌گذاری زیادی کرده است و نمی‌خواهد پروژه‌های مشترک خود را با روس‌نفت از دست بدهد. در ماه می، دو شرکت درباره چهار پروژه اکتشافی در قطب شمال توافق کردند. علاوه بر این، اگزون‌موبیل و روس‌نفت یک دکل مشترک حفاری فراساحل را در دریای کارا اداره خواهند کرد؛ جایی که دو شرکت به ۳/۱۱ میلیون هکتار از آب‌های اقیانوس آرام دسترسی دارند. شرکت همچنین سهم قابل‌توجهی در پروژه نفتی ساخالین دارد که مساحت ۸۵ هزار‌هکتاری را دربر می‌گیرد.

توتال
غول نفتی فرانسه و بزرگ‌ترین شرکت این کشور، عهده‌دار عملیات‌های متعددی در روسیه است و این کشور چهارمین بازار توتال به شمار می‌رود. روز بعد از وضع تحریم‌ها، ارزش سهام شرکت ۶۶/۲ درصد افت کرد. در روز چهارشنبه ۸ مرداد شرکت گزارش داد سود خالص آن در سه‌ماهه دوم سال ۱۲ درصد کاهش یافت. توتال صاحب ۱۸ درصد از سهام نواتک است؛ شرکتی که دومین تولیدکننده گاز در روسیه به شمار می‌رود و در دور پیشین تحریم‌های آمریکا نام آن مطرح شده بود. مدیرعامل این شرکت طی تماس تلفنی در این‌باره گفت: «ما با لحاظ تمام عدم قطعیت‌های حاصله در نتیجه حادثه هواپیما، در همان روز حادثه خرید سهام نواتک را متوقف کردیم.» نواتک رهبری پروژه ۲۷ میلیارد‌دلاری گاز طبیعی مایع یامال را همراه با توتال و CNPC چین بر عهده دارد. ذخایر گاز طبیعی اثبات‌شده میدان تومبسکوی جنوبی ۴۹۲ میلیارد مترمکعب تخمین زده می‌شود. مدیرعامل توتال همچنین گفته است روسیه «شرکت نفتی و گازی بزرگی است و ما باید منتظر بمانیم و در ابتدا ببینیم ماهیت تحریم‌های جدید چیست». پروژه مذکور شدیداً به تکنولوژی آمریکا وابسته است و در صورت اجرایی شدن تحریم‌ها، دشواری‌های فراوانی را تجربه خواهد کرد. توتال انتظار دارد تولید نفت این شرکت در روسیه از ۲۰۷ هزار بشکه در روز طی سال ۲۰۱۳، به ۴۰۰ هزار بشکه در روز افزایش یابد.

هالیبرتون و شلمبرژر
منع صادرات کالاها و فناوری‌های خاص به روسیه بزرگ‌ترین شرکت‌های تجهیزات و خدمات نفتی جهان را تحت فشار قرار خواهد داد؛ شرکت‌هایی که هر دو در آمریکا واقع هستند و برای فروش به روسیه وابسته‌اند. بر اساس تخمین RBC Capital Markets، هالیبرتون برای فروش چهار تا پنج درصد از فروش جهانی خود به روسیه وابسته است و شلمبرژر پنج تا شش درصد از درآمد خود را از این کشور به دست می‌آورد. هر دوی این شرکت‌های خدمات نفتی که نیاز روسیه را به فناوری حفاری افقی و شکست هیدرولیکی برآورده می‌کنند، ممکن است در اثر تحریم‌ها دچار زیان شوند. ارزش بازار هر دو شرکت بعد از تحریم کاهش یافت: هالیبرتون با افت ۹۵/۱‌درصدی و شلمبرژر با کاهش ۷/۰‌درصدی مواجه شدند. دیک چنی، معاون سابق رئیس‌جمهور آمریکا، و منتقد شدید روسیه، طی سال ۲۰۰۰ به عنوان مدیرعامل هالیبرتون مشغول فعالیت بوده است.

منابع:
۱- گزارش شماره ۱۷۶۷۶۰ شبکه راشا تودی
۲- گزارش ۳۱ ژوئیه نیویورک‌تایمز به قلم استنلی رید

منتشرشده در شماره ۹۷ تجارت فردا

برچسب‌ها: اگزون موبیل, بریتیش پترولیوم, تحریم, توتال, روسیه, شلمبرژر, هالیبرتون

بدون دیدگاه » مرداد ۱۸ام, ۱۳۹۳

افتتاح «دستوری» فازهای پرهزینه

باوجود هزینه بیش از ۳۲ میلیارد دلار، فازهای پارس جنوبی هنوز هیچ گازی تولید نمی‌کنند

احمدی‌نژاد مرداد امسال بخشی از پالایشگاه فازهای ۱۵ و ۱۶ را افتتاح کرد.

محمدرضا زهیری، در مراسم تودیع خود از مسائل ناگفته‌ای پرده برداشت که در زمان حضورش در سمت مدیرعاملی شرکت نفت و گاز پارس صورت‌گرفته بود. اشاره مستقیم او به افتتاح یکی از ردیف‌های پالایشگاه فازهای ۱۵ و ۱۶ بود که توسط محمود احمدی‌نژاد صورت گرفت. زهیری در این‌باره همچنین گفت: «این پروژه با هر اشکالی که داشت و به زحمت راه‌اندازی شد تا طلسم راه‌اندازی فازهای پارس جنوبی بعد از راه‌اندازی فازهای ٩ و ١٠ شکسته شود؛ اما بنده در ماجراهایی که در حین و بعد از این مراسم بیان شد نقشی نداشتم، زیرا به ما دستور داده شد به هر شکلی این پروژه افتتاح شود.» در راه‌اندازی نمایشی مورد اشاره زهیری در نهم مرداد، بخشی از پالایشگاه فازهای ۱۵ و ۱۶ پارس جنوبی با گاز ورودی از فازهای ۶، ۷ و ۸ افتتاح شد. باوجود آنکه این افتتاح در همان زمان نیز با انتقاداتی درباره «نمایشی» بودن مواجه شد، اما در عین حال اعلام شد: «افتتاح پالایشگاه فازهای ١٥ و ١٦ پارس جنوبی، نماد خط‌شکنی در عرصه سازندگی است… با پیشرفت مهندسی پروژه، این پروژه به‌ عنوان یکی از بهترین پالایشگاه‌ها از جهت پرفورمنس و راندمان شناخته شد به گونه‌ای که این تجربه هم‌اکنون به عنوان الگوی سایر فازهای باقی‌مانده قرار گرفته است.»

افتتاح‌های نمایشی دولت نهم و دهم
افتتاح نمایشی فازهای ۱۵ و ۱۶ پارس جنوبی، نخستین نمونه از افتتاح‌های نیمه‌کاره در عسلویه به شمار نمی‌رود. در سال‌های گذشته نیز افتتاح فازهای ۶، ۷ و ۸ نیز در حالی انجام شد که پروژه این فاز به طور کامل مهیای تولید نبود. اما نقطه اوج افتتاح‌های نمایشی در عسلویه به فازهای ۹ و ۱۰ بازمی‌گردد. در آخرین روزهای سال ۱۳۸۷ و بعد از گذشت بیش از چهار سال از آغاز پروژه، تنها پالایشگاه بخش خشکی این پروژه توسط رئیس‌جمهور وقت افتتاح شد. تولید از چاه‌های این دو فاز به دلیل مشکلات حفاری و تکمیل چاه‌ها، تا بیش از یک سال بعد هم آغاز نشد و بعد از آن نیز به نوبت و در هر نوبت چند فاز به تولید رسیدند. چنان که نهایتاً در سال ۹۰ تولید کامل از این فاز مهیا شد. البته اخبار حاکی از آن است که به دلیل مشکلات بخش چاه‌های دریایی، هنوز هم تولید از تمامی چاه‌های این دو فاز صورت نمی‌گیرد و وضعیت این پروژه نیازمند رسیدگی جدی است. دکتر حسن روحانی، رئیس‌جمهور نیز در مناظره‌های انتخاباتی به مساله ناتمام بودن فازهای ۹ و ۱۰ پارس جنوبی اشاره و از این روند انتقاد کرد.

میلیاردها دلار هزینه بدون نتیجه
افتتاح نمایشی فازهای ۱۵ و ۱۶ پارس جنوبی در حالی صورت گرفت که تاکنون در فازهایی که توسعه آنها در دولت نهم و دهم آغاز شده، میلیاردها دلار هزینه صورت‌گرفته است، بی‌آنکه هیچ فازی به تولید برسد. در جدول زیر آخرین وضعیت فازهای پارس جنوبی و هزینه‌های صورت‌گرفته به تفکیک فاز آمده است. با نگاهی به این جدول مشخص می‌شود تاکنون بیش از ۳۲ میلیارد دلار برای فازهای توسعه‌ای پارس جنوبی هزینه شده است. رقم مصوب سرمایه‌گذاری در این فازها مجموعاً حدود ۵۰ میلیارد دلار است. به عبارت دیگر، حدود ۱۸ میلیارد دلار دیگر با ارقام فعلی برای توسعه پارس جنوبی باید هزینه شود. فازهای یک تا ۱۰ پارس جنوبی در مجموع با هزینه کمتر از ۱۴ میلیارد دلار به تولید رسیدند.

هزینه توسعه در سال‌های دور (+)
با درنظر گرفتن میلیاردها دلار هزینه صورت‌گرفته برای توسعه فازهای پارس جنوبی بدون تولید گاز، ممکن است این سوال مطرح شود که توسعه فازهای یک تا ۱۰ (که هم‌اکنون در حال تولید گاز هستند) با چه هزینه‌ای صورت‌گرفته است. البته مقایسه هزینه توسعه در سال‌های گذشته و اکنون با توجه به گذشت زمان و مطرح شدن مساله تحریم‌ها نمی‌تواند برداشت دقیقی به دست دهد. با این وجود بسیاری معتقدند حتی در صورت لزوم به صرف هزینه‌های فعلی، با اولویت‌بندی آنها می‌شد زودتر به نتیجه و هدف اصلی که چیزی جز تولید گاز نیست، رسید.در ادامه هزینه توسعه هر یک از فازهای تولیدی پارس جنوبی آمده است.
فاز یک: توسط شرکت پتروپارس و با ۷۸۰ میلیون دلار هزینه ظرف مدت کمتر از هفت سال به تولید رسید.
فازهای ۲ و ۳: توسط شرکت توتال با همکاری گازپروم و پتروناس و با هزینه دو میلیارد دلار طی حدود پنج سال به تولید رسید.
فازهای ۴ و ۵: توسط شرکت انی با همکاری پتروپارس و نیکو و با هزینه ۹/۱ میلیارد دلار طی کمتر از پنج سال به تولید رسید.
فازهای ۶، ۷ و ۸: توسط شرکت پتروپارس با همکاری استات‌اویل با هزینه ۸/۴ میلیارد دلار ظرف مدت بیش از ۸ سال به مرحله افتتاح رسید.
فازهای ۹ و ۱۰: توسط شرکت‌های GS، اویک و تاسیسات دریایی با هزینه حدود ۲/۴ میلیارد دلار ظرف مدت حدود ۹ سال به مرحله تولید کامل رسید.

هزارتوی آمار در عسلویه (+)
باوجود آنکه در نگاه اول ممکن است برآورد هزینه‌های صورت‌گرفته در پارس جنوبی آسان به نظر برسد، هیچ اجماعی بر سر سرمایه‌گذاری‌های صورت‌گرفته در پارس جنوبی وجود ندارد. در حالی که آمارهای شرکت نفت و گاز پارس رقم سرمایه‌گذاری صورت‌گرفته در فازهای توسعه‌ای را بیش از ۳۲ میلیارد دلار نشان می‌دهند، اکبر ترکان در نخستین روزهای پس از روی کار آمدن دکتر حسن روحانی، رقم هزینه‌های صورت‌گرفته در پارس جنوبی را ۴۶ میلیارد دلار اعلام کرد. او همچنین گفت باید بررسی شود این پول‌ها در کجا خرج شده است. خبرگزاری مهر نیز به نقل از آمارهای رسمی وزارت نفت، سرمایه‌گذاری صورت‌گرفته در پارس جنوبی را همین رقم اعلام کرده است. به نظر می‌رسد منظور از رقم ۴۶ میلیارد دلار، کل سرمایه‌گذاری مصوب در این میدان است که هرچند با ارقام اعلام‌شده توسط شرکت نفت و گاز پارس دقیقاً یکسان نیست، اما می‌توان با توجه به تعدیل‌های صورت‌گرفته در نرخ‌ها به این نتیجه رسید که رقم اعلام شده توسط ترکان که در رسانه‌ها نیز به صورت گسترده مطرح می‌شود، مربوط به سرمایه‌گذاری «مصوب» است، نه هزینه‌های صورت‌گرفته. رستم قاسمی در آخرین روزهای حضور در وزارت نفت در گفت‌وگویی با نشریه آسمان، میزان سرمایه‌گذاری در عسلویه را ۲۹ میلیارد دلار اعلام کرد که این رقم همخوانی خوبی با آمارهای اعلام‌شده توسط شرکت نفت و گاز پارس دارد. البته باید توجه داشت در سال‌های اخیر، تعدیل‌هایی در ارقام و زمان پروژه‌ها با توجه به تحریم‌ها صورت‌گرفته است. همچنین در فازهای ۱۷ و ۱۸ نیز تعداد چاه‌های مورد نیاز برای تولید گاز، از ۲۲ حلقه به ۴۴ حلقه افزایش یافته و در نتیجه هزینه کلی پروژه نیز با رشد مواجه بوده است.

منتشرشده در شماره ۶۴ تجارت فردا

برچسب‌ها: توتال, عسلویه, محمدرضا زهیری, محمود احمدی‌نژاد, نفت و گاز پارس, پارس جنوبی, پتروپارس, گاز

بدون دیدگاه » آبان ۱۱ام, ۱۳۹۲

عسلویه جان می‌گیرد؟

مدیرعامل شرکت ملی نفت می‌گوید پارس جنوبی هر ماه به یک میلیارد دلار سرمایه‌گذاری نیاز دارد

جوادی (راست) در مراسم معارفه شعبان‌پور (چپ) از عدم‌النفع روزانه ۱۰۰ میلیون‌دلاری در پارس جنوبی خبر داد

در آخرین روزهای مهرماه، محمدرضا زهیری، ششمین مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس برکنار شد. هرچند گمانه‌زنی‌های قبلی از حضور چهره‌هایی همچون سلطان‌پور، خاموشی و صالحی‌فروز به جای او خبر می‌داد، مدیرعامل جدید کسی نبود جز علی‌اکبر شعبان‌پور؛ فردی که پیش از انتصاب در منطقه عسلویه مدیرعاملی مجتمع گازی پارس جنوبی را برعهده داشت. مجتمع گازی پارس جنوبی متشکل از پنج پالایشگاه است و وظیفه پالایش گاز تولیدی از میدان گازی پارس جنوبی را برعهده دارد. در مراسم تودیع زهیری و معارفه شعبان‌پور، رکن‌الدین جوادی، مدیرعامل تازه‌منصوب شرکت ملی نفت ایران سخنانی بر زبان آورد که به صورت گسترده در رسانه‌ها منتشر شد: عدم‌النفع روزانه ۱۰۰میلیون‌دلاری ناشی از تاخیر در توسعه فازهای باقی‌مانده.

هر ماه، یک میلیارد دلار
از مجموع ۲۴ فاز تعریف‌شده پارس جنوبی،۱۰ فاز در حال تولید و ۱۴ فاز در حال توسعه هستند. به گفته جوادی، درآمد سالانه فازهای در حال توسعه حدود ۳۰ میلیارد دلار در سال خواهد بود که معادل حدود ۱۰۰ میلیون دلار در روز است. به عبارت دیگر، هر روز تاخیر در بهره‌برداری از این فازها، ۱۰۰ میلیون دلار عدم‌النفع به همراه دارد که با توجه به مشترک بودن این میدان ممکن است هرگز نتوان آن را جبران کرد و به ضرری همیشگی بدل شود. در گزارش سالانه شرکت نفت و گاز پارس نیز ارزش محصولات تولیدی این ۱۰ فاز در سال گذشته حدود ۴۸ میلیارد دلار برآورد شده است. این یعنی در صورت بهره‌برداری از بقیه فازها که حدود ۱۸ فاز استاندارد (۱۴ فاز اسمی) هستند، حداقل ۸۶ میلیارد دلار به ارزش سالانه محصولات تولیدی این شرکت افزوده خواهد شد. این در حالی است که توسعه صنایع پایین‌دستی یا صادرات گاز به کشورهای خارجی، می‌تواند سودی بسیار بیش از این برای کشور به همراه داشته باشد. به گفته جوادی، بهره‌برداری از فازهای باقی‌‌مانده ظرف ۲۴ ماه آینده، به ماهانه یک میلیارد دلار سرمایه‌گذاری نیاز دارد. این در حالی است که به گفته خود او، پرداخت علی‌الحساب به پیمانکاران تاکنون با مشکلات فراوان روبه‌رو بوده است. از سویی پیمانکاران با مشکل تعدیل هزینه‌های ناشی از افزایش قیمت ارز مواجه شده‌اند و از سوی دیگر به دلیل تحریم، کشور با مشکلات خرید تجهیزات و کمبود منابع ناشی از موانع انتقال پول به داخل مواجه شده است.

بازی دوسرباخت طرح‌های ۳۵‌ماهه
با دستور وزیر نفت مبنی بر لزوم تمرکز بر فازهای ۱۲، ۱۵، ۱۶، ۱۷ و ۱۸، طرح‌های دیگر پارس جنوبی موسوم به ۳۵ماهه با رکود نسبی مواجه شده‌اند. به‌جز فاز ۱۱، بقیه فازهای پارس جنوبی شامل فاز‌های ۱۳، ۱۴، ۱۹، ۲۰، ۲۱، ۲۲، ۲۳ و ۲۴ که معادل ۱۰ فاز استاندارد گاز تولید خواهند کرد در سال ۸۹ براساس قراردادی بزرگ به شرکت‌های داخلی سپرده شدند و مقرر شد این فازها تا پایان اردیبهشت امسال به تولید زودهنگام برسند. با این وجود، هیچ کدام از این فازها حتی در آستانه تولید گاز هم قرار ندارند و عمده پیشرفت طرح‌ها در بخش‌های غیرمرتبط با تولید گاز صورت گرفته است. براساس اعلام وزارت نفت قرار است تکلیف این طرح‌ها تا اوایل آذر امسال مشخص شود که در این صورت توقف یا رکود نسبی این طرح‌ها نیز با مشکلات خاص خود مواجه خواهد بود. از جمله این مشکلات می‌توان به فرسودگی و استهلاک سرمایه‌های فیزیکی و انسانی و همین‌طور پرداخت برخی هزینه‌های غیرقابل اجتناب (همچون ماشین‌آلات و دکل‌های حفاری) اشاره کرد. این مساله، ورود به طرح‌های ۳۵ماهه را به یک بازی دوسرباخت مبدل کرده است: از سویی تداوم روند قبلی مبنی بر توسعه همزمان همه فازها، هیچ دستاوردی در بخش «تولید گاز» به همراه نخواهد داشت و تا سالیان متمادی موجب ثابت ماندن و حتی افت ظرفیت تولید گاز کشور و وابستگی بیشتر به واردات به ویژه در فصول سرد خواهد شد. از سوی دیگر، قطع روند فعلی موجب صرف هزینه‌های جاری و استهلاک می‌شود. در نهایت نیز به نظر می‌رسد راه‌حل غایی، اتخاذ روشی بینابین برای توسعه فازهای ۳۵ماهه باشد.

عسلویه، دوباره از نو
درحالی که آغاز توسعه تمامی فازهای تولیدی پارس جنوبی در زمان وزارت قبلی زنگنه بوده است و هیچ یک از فازهای آغاز‌شده پس از او تاکنون به تولید گاز نرسیده‌اند، بازگشت مجدد زنگنه به وزارت نفت موجب امیدواری نسبی در میان مدیران و کارشناسان این صنعت شده و احتمال رونق دوباره عسلویه بیش از گذشته مطرح شده است. زنگنه بارها گفته است مشکل اصلی نفت را نه کمبود منابع مالی، که مسائل مدیریتی می‌داند و اکنون با برگرداندن چهره‌های نسبتاً آشنا و قدیمی صنعت نفت به میز مدیریت، به گفته بسیاری از کارشناسان، افزایش توان تولید میدان گازی پارس جنوبی و جبران بخشی از عقب‌ماندگی از کشور قطر، دست‌یافتنی‌تر به نظر می‌رسد.

پنج فاز اولویت‌دار (+)
بیژن نامدارزنگنه که در نخستین روزهای حضور در وزارت نفت «تامین سوخت زمستانی» و از جمله گاز را از اولویت‌های اصلی خود اعلام کرده بود، در نخستین گام بر لزوم افزایش ۳۰ میلیون مترمکعبی تولید گاز کشور تا پایان سال تاکید کرد. او برای این کار، از میان مجموع ۱۴ فاز در حال توسعه طی سال‌های اخیر، پنج فاز با پیشرفت فیزیکی بالای ۹۰ درصد را به عنوان طرح‌های اولویت‌دار برگزید و اعلام کرد توسعه پارس جنوبی باید با تمرکز بر این فازها صورت گیرد. زنگنه یک هفته بعد از رای اعتماد مجلس به عسلویه رفت و گفت: «هدف اصلی تولید هرچه سریع‌تر از ذخایر گاز این میدان است بنابراین باید فعالیت‌ها روی فازهایی که در کوتاه‌مدت امکان تولید گاز دارند مانند فازهای ١٢، ١٧ و ١٨ و ١٥ و ١٦ متمرکز شود و فعالیت بر روی فازهایی مثل فاز ١٤ و ٢٢ تا ٢٤ در مراحل  بعدی توسعه قرار خواهد داشت.» با بهره‌برداری کامل از این پنج فاز در مجموع ۲۰۰ میلیون مترمکعب در روز به ظرفیت تولید گاز کشور افزوده خواهد شد. عقب‌ماندگی حفاری بخش دریا، اصلی‌ترین علت تاخیر در بهره‌برداری از این فازها بوده است. البته پیشرفت تمامی این فازها نیز به یک اندازه نیست و پیش‌بینی می‌شود فاز ۱۲ نخستین فازی باشد که امکان تولید گاز از آن فراهم خواهد شد. فاز۱۲، بزرگ‌ترین فاز میدان گازی پارس جنوبی است و قرار است در صورت تولید، معادل سه فاز استاندارد گاز تولید کند.

شل و توتال، رهیدگانی که به عسلویه بازمی‌گردند؟ (+)
بعد از آنکه در نخستین روزهای مهرماه امسال مدیران عامل شرکت‌های شل و توتال از لزوم توسعه منابع نفتی ایران و بازگشت به کشورمان سخن گفتند، گمانه‌هایی مبنی بر بازگشت این دو شرکت نفتی و همین‌طور دیگر شرکت‌های نفتی غربی به ایران مطرح شد. توتال پیش از این توسعه فازهای ۲ و ۳ پارس جنوبی را برعهده داشت که البته این پروژه در سال گذشته با اظهارات رئیس انجمن گاز ایران با حاشیه‌هایی مواجه شد. منصور دفتریان از کلاهبرداری این شرکت در پارس جنوبی به دلیل عدم برداشت از یکی از لایه‌های میدان و لزوم شکایت به مجامع جهانی خبر داد. توتال قرار بود در توسعه فاز ۱۱ نیز مشارکت کند. شرکت شل نیز علاوه بر توسعه میادین نفتی سروش و نوروز، قرار بود در فازهای ۱۳ و ۱۴ پارس جنوبی حضور یابد. اکنون و با مطرح شدن احتمال کاهش یا لغو تحریم‌ها، وال‌استریت ژورنال خبر داده است در اوایل ماه اکتبر امسال، معاون اکتشاف و تولید خاورمیانه شرکت توتال با مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران دیدار کرده است که در نوع خود اقدامی کم‌سابقه به شمار می‌رود. شرکت شل نیز همچون توتال، مذاکره را با ایران آغاز کرده است که البته موضوع اصلی این مذاکرات، پرداخت بدهی معوق این شرکت به ایران بابت خرید نفت است. مدتی قبل نیز رویترز از آغاز مذاکرات برخی شرکت‌های آمریکایی با مقامات ایرانی خبر داده بود. پیش‌بینی می‌شود در صورت بازگشت، با توجه به اولویت‌های وزارت نفت، تجارب پیشین و حجم بالای سرمایه‌گذاری لازم، تمرکز اصلی فعالیت شرکت‌های غربی در میدان گازی پارس جنوبی باشد.

منتشرشده در شماره ۶۴ تجارت فردا

برچسب‌ها: توتال, تولید گاز, رکن‌الدین جوادی, شل, عسلویه, علی‌اکبر شعبان‌پور, پارس جنوبی, گاز

بدون دیدگاه » آبان ۱۱ام, ۱۳۹۲

بازگشت به پایتخت نفت خاورمیانه

غول‌های نفتی به ایران بازمی‌گردند؟

وقتی هواپیمای حامل رئیس‌جمهور به مقصد نیویورک بدون حضور «بیژن زنگنه» از زمین بلند شد، بسیاری از آنان‌ که با آمدن شیخ‌الوزرا رویای مذاکره با شرکت‌های بین‌المللی نفت و حضور دوباره آنها را در سر می‌پروراندند، امید خود را برباد رفته دیدند. چه در خیال آنها، حضور زنگنه به همراه روحانی در نیویورک، دوباره درهای صنعت نفت ایران را به روی غول‌های نفتی می‌گشود و اکنون با لغو سفر زنگنه در دقیقه ۹۰، دیگر این‌گونه نبود. برای کسانی که سالیان نه‌چندان دور عسلویه، روزهای پررفت‌وآمد نفتکش‌ها در خارک و تولید چندمیلیون بشکه‌ای نفت در میادین خوزستان را به یاد داشتند، نرفتن زنگنه به نیویورک پایانی بود بر رویای وزارت نفتی که قرار بود «وزارت خارجه دوم» باشد. بیژن زنگنه به دلیلی که هنوز هم به‌طور دقیق مشخص نشده است، «تهران» را به «نیویورک» ترجیح داد؛ اما این پایان کار نبود. این روزها می‌توان حدس زد این «نرفتن»، با اخبار کم‌سابقه‌ای که از تهران، لندن و واشنگتن به صورت همزمان شنیده می‌شود مرتبط است. اخباری که سرفصل همه آنها یک عبارت مشترک است: بازگشت غول‌های نفتی اروپایی و آمریکایی به ایران. خلاصه همه تحرکات و برنامه‌های بیژن زنگنه در روزهای قبل و بعد از نرفتن به نیویورک، از بازگشت حسین کاظم‌پور‌اردبیلی به نمایندگی ایران در اوپک تا تشکیل کمیته ۹ نفره بازنگری در قراردادهای نفتی به ریاست سید‌مهدی حسینی و از دیدار با لئونید بوخانفکسی، دبیرکل مجمع کشورهای صادرکننده گاز، گرفته تا معرفی محمدحسین عادلی به عنوان کاندیدای ایران برای دبیرکلی مجمع کشورهای صادرکننده گاز را می‌توان در جمله‌ای دید که منصور معظمی، یکشنبه هفته قبل در گفت‌وگو با یکی از خبرگزاری‌های داخلی اعلام کرد: «مذاکرات با شرکت‌های بزرگ نفت و گاز جهان آغاز شده است.» جمله‌ای که مشابه آن در لندن هم به کرات شنیده شد؛ جایی که کریستف دو مارژری، مدیرعامل توتال، در کنفرانس «نفت و پول» از امید به بازگشت و لغو تحریم‌ها و بازی «برد-برد» با ایران گفت و پیتر ووسر، مدیرعامل شرکت شل، توسعه منابع نفت و گاز ایران را «حیاتی» می‌شمرد. علاوه بر لندن، از واشنگتن هم صدای بازگشت به گوش می‌رسد. خبرگزاری رویترز گزارش داده است شرکت‌های نفتی آمریکایی که برای مذاکره با زنگنه در نیویورک برنامه ریخته بودند، اکنون قصد دارند برای حضور و سرمایه‌گذاری مجدد، با مدیران نفتی ایرانی دیدار کنند. این شرکت‌ها در تمامی سال‌های بعد از انقلاب، بازی حضور در ایران را به شرکت‌های اروپایی و حتی آسیایی باخته‌اند و اگر امروز تابوی «مذاکرات سیاسی» شکسته می‌شود، چرا مذاکرات «نفتی» که در آنها چنین ممنوعیت‌هایی هم وجود نداشت و مانع اصلی فقط «تحریم» بود، این‌گونه نباشد؟ از یک‌سو سرپرست معاونت بین‌الملل وزارت نفت ایران می‌گوید این وزارت مشکلی با شرکت‌های نفتی آمریکایی ندارد و از سوی دیگر رویترز خبر می‌دهد مدیر ارشد یک شرکت نفتی آمریکایی (که مطابق روال معمول و در نتیجه تحریم‌ها نمی‌خواهد نامش فاش شود) از علاقه‌مندی به مذاکره و سرمایه‌گذاری در ایران سخن به میان می‌آورد. اگر آن‌گونه که برخی تحلیلگران سیاسی معتقدند، نیویورک و در آینده ژنو مسیری به سوی لغو تحریم‌ها باشند، می‌توان ادعا کرد شل و توتال قبل از همه رقبای بزرگ خود، بهار نفتی را باور کرده‌اند.

تلاش‌های ایرانی
نخستین شاهد از تلاش‌های ایران برای دعوت از شرکت‌های نفتی غربی، خبری بود که توسط خبرگزاری فارس منتشر شد. در این خبر آمده بود: معاونت بین‌الملل وزارت نفت ایران، «در تماس با شرکت‌های نفتی شل انگلستان، توتال فرانسه، رپسول اسپانیا، اینپکس ژاپن، او‌ام‌وی اتریش و استات‌اویل نروژ به دنبال این است که مسوولان این کمپانی‌های نفتی، بازدیدی از تاسیسات نفتی ایران داشته باشند تا بتوانند همکاری‌های خود را همانند گذشته ادامه دهند». هرچند این خبر به‌سرعت توسط منصور معظمی، معاونت امور بین‌الملل و بازرگانی وزارت نفت، تکذیب شد، اما او اعلام کرد: «ایران از شرکت‌های بزرگ و معتبر بین‌المللی برای حضور در صنعت نفت به‌طور عام دعوت می‌کند.» این پایان ماجرا نبود و معظمی چند روز قبل اعلام کرد مذاکره با غول‌های نفتی جهان شروع شده است و هیچ محدودیتی نیز برای شرکت‌های آمریکایی وجود ندارد. گام بعدی، در روزهای اول مهرماه با تشکیل کمیته بازنگری در قراردادهای نفتی توسط بیژن زنگنه برداشته شد. براساس گزارش شبکه اطلاع‌رسانی روابط عمومی وزارت نفت (شانا)، سیدمهدی حسینی، مشاور عالی وزیر نفت که سابق بر این معاونت وزارت نفت در امور بین‌الملل و پتروشیمی را برعهده داشته و روزگاری قائم‌مقام مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران نیز بوده است، ریاست این کمیته را برعهده دارد. چهره‌های باسابقه و نسبتاً مطرح نفتی همچون سید‌مهدی میرمعزی، سید‌مصطفی زین‌الدین، علی کاردر، محمدعلی عمادی، حسن شکرالله‌زاده‌بهبهانی، نصرت‌الله اسپیاری، غلامرضا منوچهری و مصطفی سالاری در این کمیته حضور دارند. براساس گزارش شانا، نخستین وظیفه این کمیته، «بازنگری و ارزیابی دوباره همکاری شرکت ملی نفت ایران با شرکت‌های بین‌المللی نفتی براساس قراردادهای بیع متقابل» است. قراردادهای بیع متقابل نخستین بار در اواسط دهه ۷۰ به کار گرفته شده‌اند و با استفاده از آنها، حضور تعداد زیادی از شرکت‌های خارجی در ایران میسر شد. بخش اعظم توسعه فازهای تولیدی پارس جنوبی به مدد این شیوه قراردادی صورت گرفته است. بعد از تحریم و مشکلات سیاسی، اغلب از قراردادهای نفتی به عنوان اصلی‌ترین مانع حضور پررنگ شرکت‌های نفتی خارجی در ایران یاد می‌شود و ظاهراً زنگنه درصدد است حتی قبل از لغو تحریم‌ها، قراردادها را سر و سامان دهد.

منصور معظمی هفته گذشته از آغاز مذاکرات با شرکت‌های بزرگ نفت و گاز جهان خبر داد

تلاش‌های غربی
اما در طرف مقابل، نخستین تلاش نسبتاً روشن کشورهای غربی در مقابله با تحریم‌هایی که بخش نفت ایران را تحت تاثیر قرار داده‌اند، مربوط به کشور انگلستان است. در اواخر شهریورماه، وال‌استریت‌ژورنال خبر داد مقامات انگلیسی در گفت‌وگو با آمریکا و اتحادیه اروپا، در جست‌وجوی راهی برای معافیت از تحریم‌ها هستند تا براساس آن شرکت بریتیش‌پترولیوم بتواند تولید از میدان گازی رام را دوباره از سر بگیرد. ۵۰ درصد از این میدان گازی متعلق به یکی از شرکت‌های زیرمجموعه «نیکو» (وابسته به شرکت ملی نفت) بوده و به همین دلیل از سال ۲۰۱۰ با آغاز تحریم‌های آمریکا و اتحادیه اروپا، تولید از این میدان به حالت تعلیق درآمده است. براساس گزارش وال‌استریت‌ژورنال، یکی از سخنگویان اتحادیه اروپا در این‌باره گفته است: «میدان گازی بریتیش‌پترولیوم می‌تواند براساس یکی از مقررات کنسول اتحادیه اروپا که در دسامبر ۲۰۱۲ به تصویب رسید، معاف شود و بر اساس این مقررات، تجدیدنظرهایی در اقدامات محدودکننده علیه ایران صورت گرفته است.» یکی از سخنگویان دپارتمان انرژی و تغییرات آب‌وهوایی انگلستان نیز از تلاش برای اطمینان یافتن از امنیت درازمدت میدان گازی رام خبر داده است. میدان گازی رام، پیش از توقف تولید، روزانه ۴/۵ میلیون مترمکعب گاز (معادل حدود یک‌پنجم تولید گاز یک فاز استاندارد پارس جنوبی) تولید می‌کرد. این رقم، حدود پنج درصد از تولید گاز انگلستان است. قرارداد میدان رام در سال ۱۹۷۲ منعقد و گاز در سال ۱۹۷۷ میلادی کشف شد، اما به دلیل شرایط خاص مخزن، تولید از آن تا سال ۲۰۰۵ امکان‌پذیر نبود. امید به معافیت از تحریم در این میدان گازی، چندان دور از ذهن نیست. چراکه براساس گزارش وال‌استریت‌ژورنال، بریتیش‌پترولیوم قبلاً نیز توانسته است از تحریم‌های مرتبط با صنعت نفت ایران معاف شود. معافیت قبلی، مربوط به پروژه بزرگ شاه‌دنیز در آذربایجان است که رهبری آن را بریتیش‌پترولیوم برعهده دارد و شرکت نیکو نیز صاحب سهمی ۱۰درصدی در آن است. علاوه بر اقدام‌های عملی مذکور، اظهارات روزهای اخیر مدیران عامل دو شرکت بزرگ نفتی جهان در کنفرانس نفت و پول لندن نیز در رسانه‌های جهان خبرساز شده است. این کنفرانس به صورت سالانه توسط «اینترنشنال هرالد تریبون» و «انرژی اینتلیجنس» برگزار می‌شود و آخرین بار نیز در اول و دوم اکتبر امسال (۹ و ۱۰ مهر) برگزار شده است. به گزارش تلگراف، پیتر ووسر، مدیرعامل شرکت رویال داچ شل در کنفرانس مذکور گفته است: «در طولانی‌مدت، برای پاسخ به تقاضا باید منابع نفت و گاز ایران توسعه یابند.» همچنین براساس گزارش خبرگزاری فرانسه، کریستف دومارژری، مدیرعامل توتال نیز از بازگشت به ایران در صورت لغو تحریم‌ها خبر داده و اعلام کرده است: «اگر ایران به جامعه جهانی بازگردد، چرا ما باید به تنهایی تصمیم بگیریم که این کشور کماکان تحریم باشد؟ امروزه تحریم وجود دارد که برای همه قابل پذیرش است. ما منتظر می‌مانیم تا این تحریم برداشته شود.» دومارژری در ادامه نیز اظهار امیدواری کرد این تحریم‌ها «در اسرع زمان ممکن» لغو شوند. او از لزوم بحث بر سر شرایط قراردادها نیز سخن گفته است که به گفته او، مبنای آن مثل هر کشور دیگری، معامله «برد-برد» بین توتال و ایران خواهد بود.

پیتر ووسر، در کنفرانس «نفت و پول» از لزوم بهره‌برداری از ذخایر نفت و گاز ایران سخن گفت

امید بازگشت به سال‌های نه‌چندان دور
بریتیش‌پترولیوم، شل و توتال، هر سه تا پیش از تحریم‌ها در صنعت نفت ایران پروژه‌هایی را داشته‌اند. بریتیش‌پترولیوم قدیمی‌ترین شرکت فعال در ایران به شمار می‌رود. هسته اولیه این شرکت را شرکت نفت ایران و انگلیس تشکیل می‌دهد که عهده‌دار قرارداد دارسی بود. مدتی بعد از ملی شدن نفت، نام آن به بریتیش‌پترولیوم تغییر یافت. بعد از ملی شدن نفت و امضای قرارداد کنسرسیوم نیز بریتیش‌پترولیوم اصلی‌ترین سهامدار کنسرسیوم بود. ۴۰ درصد از سهام، مستقیماً به این شرکت تعلق داشت. همچنین از آنجا که یک‌پنجم سهام شرکت «شل» نیز در اختیار بریتیش‌پترولیوم بود و شرکت شل ۱۴ درصد از سهام کنسرسیوم را در اختیار داشت؛ عملاً ۶/۵ درصد دیگر از کل سهام نیز در اختیار بریتیش‌پترولیوم بود. با پیروزی انقلاب اسلامی ایران، حضور شرکت‌های خارجی در ایران با وقفه مواجه شد؛ اما از اواسط دهه ۷۰ هجری شمسی، این شرکت‌ها با قراردادهای بیع متقابل به ایران بازگشتند.

نصب تابلوی شرکت بریتیش‌پترولیوم به جای شرکت نفت ایران و انگلیس در لندن در سال ۱۳۳۳

نخستین قرارداد بیع متقابل ایران برای توسعه میدان سیری بین ایران و توتال به امضا رسید و بعد از آن قراردادهای بسیاری به این سبک منعقد شد. حضور توتال در فازهای ۲ و ۳ پارس جنوبی، انی در فازهای ۴ و ۵ و استات اویل در فازهای ۶، ۷ و ۸ پارس جنوبی از جمله این قراردادهاست. شرکت شل نیز قرارداد بیع متقابلی برای میادین سروش و نوروز با ایران امضا کرد. شرکت‌های پتروناس، اینپکس، هالیبرتون و شلمبرژه از دیگر شرکت‌های فعال در ایران در سال‌های پیش از تحریم بودند. اغلب شرکت‌های خارجی با استفاده از قراردادهای بیع متقابل در ایران فعالیت می‌کردند که حاشیه‌های خاص خود را داشت. مخالفان قرارداد بیع متقابل، از مواردی همچون بالا بودن سود پیمانکار، عدم توجه به تولید صیانتی و عدم انتقال تکنولوژی به عنوان نقاط ضعف اصلی این قراردادها نام می‌برند. در مقابل موافقان به جذب سرمایه‌گذاری و تولید سریع از میادین به عنوان نقاط مثبت قراردادهای بیع متقابل اشاره می‌کنند. با تشکیل کمیته بازنگری در قراردادها، یافتن راه‌حلی که در عین کاهش نواقص قراردادهای بیع متقابل، به جذابیت قراردادهای نفتی برای حضور شرکت‌های خارجی در ایران بیفزاید، بیش از گذشته امکان‌پذیر به‌نظر می‌رسد. هر چند در این میان برخی کارشناسان معتقدند بیع متقابل در مقایسه با قراردادهای پیشنهادی کشورهای همسایه همچون قطر و عراق چندان جذاب نیست.

مصائب تحریم برای هفت‌خواهران قدیم
بسیاری معتقدند تمایل شرکت‌های نفتی غربی برای حضور در ایران نشان می‌دهد تحریم‌هایی که متوجه بخش نفت ایران هستند (اعم از خرید و فروش نفت، حضور در پروژه‌های نفتی ایران، تسویه بدهی‌های نفتی و موارد دیگر) موجب زیان یا عدم‌النفع این شرکت‌ها نیز شده و با عدم حضور شرکت‌هایی همچون توتال، شل و استات‌اویل، جای آنها توسط شرکت‌های شرقی همچون سی‌ان‌پی‌سی و سینوپک از چین و گازپروم و لوک اویل از روسیه پر شده است. به عبارت دیگر، نه‌تنها شرکت‌های غربی در پروژه‌های نفتی ایران حضور ندارند، بلکه رقبای شرقی آنها روزبه‌روز بیشتر در پروژه‌های نفتی ایران فعال می‌شوند. بریتیش‌پترولیوم و شل، دو شرکت از هفت شرکتی هستند که هفت خواهران را تشکیل می‌دهند و البته دوران اوج آنها مربوط به قرن ماضی است. با اوج گرفتن تحریم‌ها، این دو خواهر قدیمی از ایران رفته‌اند و البته جای آنها را دو خواهر جدید پر کرده‌اند: سی‌ان‌پی‌سی (شرکت ملی نفت چین) و گازپروم. این دو شرکت امروزه در کنار شرکت‌های ملی نفت ایران، برزیل، ونزوئلا، مالزی و عربستان سعودی، «هفت خواهران جدید» لقب گرفته‌اند. همزمان با این مساله، پروژه‌هایی که در سالیان گذشته آغاز شده‌اند و ادامه دارند یا تسویه بدهی‌های مربوط به آنها به‌طور کامل صورت نگرفته است، به معضل جدیدی برای شرکت‌های غربی تبدیل شده است. نمونه بارز پروژه‌هایی که هنوز ادامه دارند و به مشکل برخورده‌اند، میدان گازی شاه‌دنیز و میدان گازی رام است که پیشتر بدان اشاره شد. اما به نظر می‌رسد معضل تسویه بدهی‌ها بابت پروژه‌های پیشین، از ابعادی گسترده‌تر برخوردار است. مشهورترین نمونه از مشکلات تسویه بدهی در اثر تحریم، به شرکت بریتیش‌پترولیوم مربوط است. حدود یک ‌سال قبل اخباری از تلاش این شرکت جهت پرداخت ۴/۱ میلیارد دلار بدهی خود به وسیله گندم منتشر شد. اوایل امسال نیز بریتیش‌پترولیوم جهت پرداخت ۳/۲ میلیارد دلار بدهی به‌وسیله گندم و دارو تلاش کرد که این تلاش با مخالفت دولت انگلستان به نتیجه نرسید. پیش از بریتیش‌پترولیوم، استات اویل و انی نیز بابت دریافت مطالبات خود از قراردادهای بیع متقابل با مشکل مشابهی مواجه شده بودند و حتی معافیت از تحریم‌ها نیز نتوانسته بود مشکل این دو شرکت را به طور کامل رفع کند.

اعطای مجوز توسعه میدان رام توسط دپارتمان تجارت و صنعت انگلستان در ۳۱ اردیبهشت ۱۳۸۲

مذاکرات نفتی شامل تحریم نمی‌شود (+)
پگ مکی / رویترز: به گفته منابع صنعتی، شرکت‌های نفتی آمریکایی (که برای حدود دو دهه از سوی واشنگتن برای حضور در ایران منع می‌شدند) که با صداهای جدیدی که اکنون از تهران به گوش می‌رسد دلگرم شده‌اند، برای دیدار با بیژن زنگنه، وزیر نفت، در سازمان ملل برنامه‌ریزی کرده بودند. یک مدیر ارشد اجرایی از یک شرکت بزرگ آمریکایی که به دلیل مهیا شدن برای گفت‌وگوهای ابتدایی نخواست نامش فاش شود، گفت: «ما خواهان گفت‌وگو هستیم. ایران از پتانسیل‌های عظیمی برخوردار است. وقتی تحریم‌ها برداشته شوند ما قطعاً علاقه‌مند به سرمایه‌گذاری خواهیم بود، ولی شرایط قرارداد باید جذاب باشد.» از زمانی که تهران بخش انرژی خود را در سال ۱۹۷۹ ملی کرد، شرکت‌های آمریکایی کونوکو، شورون، اگزون موبیل و آنادارکو همگی درجات متفاوتی از علاقه‌مندی به سرمایه‌گذاری در جمهوری اسلامی ایران را ابراز کرده‌اند. زنگنه به عنوان وزیر نفت در دولت اصلاح‌طلب ایران در سال‌های ۱۹۹۷ تا ۲۰۰۵ مشغول به فعالیت بوده است. به گفته منابع صنعتی، او درصدد بود همراه با رئیس‌جمهور حسن روحانی به نیویورک سفر کند، اما در دقایق آخر از سفر به نیویورک صرف‌نظر کرد. این منابع همچنین خبر دادند مقامات اجرایی شرکت‌های اروپایی و آمریکایی در پی موقعیت‌های جدیدی برای دیدار با مقامات دولتی ایران در یک منطقه بی‌طرف هستند، اما شرکت‌های اروپایی و آمریکایی از اظهارنظر در این‌باره خودداری کردند. یک مقام ارشد نفتی اروپایی که نخواست نامش فاش شود نیز گفت: «هیچ ممنوعیتی در مورد گفت‌وگو وجود ندارد.»

منتشرشده در شماره ۶۱ تجارت فردا

برچسب‌ها: انگلستان, بریتیش پترولیوم, بیع متقابل, بیژن زنگنه, تحریم, توتال, شل, منضور معظمی, نفت, پارس جنوبی, گاز

بدون دیدگاه » مهر ۲۰ام, ۱۳۹۲

اگر قرارداد امتیازی هم بدهیم، غربی‌ها نمی‌توانند بیایند

گفت‌وگو با نرسی قربان، درباره قراردادهای نفتی و تحولات موثر بر تغییر شیوه انعقاد این قراردادها

برای بررسی تغییرات قراردادهای نفتی در گذر زمان و مطرح شدن بحث استفاده از قراردادهای مشارکتی در سال‌های اخیر، به سراغ نرسی قربان، کارشناس مطرح اقتصاد انرژی رفتیم. او که دانش‌آموخته دکترای اقتصاد انرژی از لندن است، می‌گوید برای یک کشور مستقل، نوع قرارداد اهمیت چندانی ندارد. او مهم‌ترین مساله در هر قرارداد را منافع ملی و صیانت از منابع می‌داند. به عقیده قربان، این مساله به ویژه در میادین مشترکی که در صورت عدم برداشت، با عدم‌النفع مواجهیم، از اهمیت ویژه‌ای برخوردار است. گفت‌وگوی ما با قربان را در ادامه می‌خوانید.

آقای قربان اگر موافق باشید با تقسیم‌بندی شیوه‌های قراردادی مورد استفاده در کشور در سال‌های پیش از انقلاب شروع کنیم. در این برهه زمانی، قراردادهای مورد استفاده چه تغییراتی را تجربه کردند؟
قراردادهای اولیه صنعت نفت، به صورت Concession (امتیازی) بودند. این شیوه قراردادی، در همه جای دنیا به کار می‌رفت و این‌گونه نبود که فقط ایران در پی قراردادهای امتیازی باشد یا شرکت‌های خارجی از این قراردادها فقط در ایران استفاده کنند. در عربستان، کویت، عراق و دیگر کشورها همواره از این قراردادها استفاده می‌شد. در آن زمان، شرکت‌های بزرگ نفتی (موسوم به هفت خواهران) کنترل تولید، پالایش و توزیع نفت را در اغلب نقاط دنیا در دست داشتند. این شیوه قراردادی تا زمان ملی شدن نفت پابرجا بود. بعد از ملی شدن نفت، صادرات نفت ایران تقریباً قطع شد. بعد از کودتای ۱۳۳۲ و بازگشت تدریجی شرکت‌های نفتی، قراردادها با سهم مساوی ۵۰ درصد برای طرفین تنظیم می‌شدند و البته بیش از یک سال طول کشید تا نفت ایران به بازارهای جهانی بازگردد. یعنی با وجود اینکه شرکت‌های غربی به ایران بازگشتند، مدتی طول کشید تا صادرات نفت ایران به سطح قبلی بازگردد. این مساله برای دوره زمانی حاضر که با تحریم‌های نفتی مواجه هستیم نیز حائز اهمیت است و باید توجه داشت حتی در صورت پایان تحریم‌ها، نمی‌توان انتظار داشت ظرف چند ماه صادرات نفت به سطوح پیشین بازگردد. در نهایت به طور خلاصه می‌توان گفت طی برهه زمانی طولانی تا ۱۹۶۰، قراردادها به این شکل بودند. در سال ۱۹۶۰، سازمان اوپک در مقابل شرکت‌های بین‌المللی نفتی جهان شکل گرفت. این شرکت‌ها به صورت خودسرانه قیمت‌های نفت را تغییر می‌دادند و اعتقاد بر این بود که تغییرات قیمتی، موجب زیان کشورهای تولیدکننده می‌شود؛ لذا کشورهای ایران، عربستان، کویت، عراق و ونزوئلا، دور هم جمع شدند و اوپک را تشکیل دادند. با تشکیل اوپک، تعدیلاتی در مفاد قراردادی به لحاظ بهره مالکانه، مالیات و موارد دیگر صورت گرفت. از سال ۱۹۷۰، دوباره بحث سهم دولت‌ها از قراردادهای نفتی با محوریت کشورهای ایران و لیبی مطرح شد. روی کار آمدن قذافی در سال ۱۹۶۸ در لیبی نیز بر این مساله موثر بود. او پس از به قدرت رسیدن، قراردادهای برخی شرکت‌های غربی را لغو کرد و خواستار مذاکره مجدد شد. این شرکت‌ها که عمدتاً شرکت‌های کوچکی بودند و به بازارهای شرکت‌های بزرگ دسترسی نداشتند، تحت فشار قرار گرفتند و تعدیلاتی را پذیرفتند. ایران و عربستان نیز متعاقباً خواستار تغییراتی در قراردادها شدند. این تغییرات تا حدودی از وضعیت جمعیتی کشور، جوانان تحصیل‌کرده و جویای کار و نیاز کشور به توسعه نیز متاثر بود. در ایران نیز شاه در پی افزایش درآمدهای نفتی برآمد. او از این کار دو هدف داشت: نخست، افزایش صادرات نفت و دوم، زیاد شدن درآمد ایران از فروش هر بشکه نفت. این مسائل تا اکتبر ۱۹۷۳ ادامه داشت که جنگ اعراب و اسرائیل اتفاق افتاد. کشورهای عرب منطقه، دولت‌های حامی اسرائیل را تحریم کردند و به دلیل کاهش عرضه نفت قیمت‌ها افزایش یافت. در اجلاس صادر‌کنندگان خلیج فارس در کویت، آنها خواستار لغو قراردادهای قیمت‌گذاری قبلی شدند و در ژانویه ۱۹۷۴ نیز کشورهای صادر‌کننده نفت مجدداً قیمت‌ها را یک‌طرفه بالا بردند. قیمت‌های نفت از حدود دو دلار در حول و حوش سال ۱۹۷۳ به حدود ۱۰ دلار در سال ۱۹۷۴ رسید. ایران نیز از این افزایش قیمت نفت منتفع شد و به طور کلی می‌توان گفت از سال ۱۹۷۴، صادرکنندگان نفت نیز به صورت جدی وارد بازی تعیین قیمت نفت شدند. این موضوع روی دیگری هم داشت و آن رقابت شدید بین ایران و عربستان بر سر قیمت و تولید نفت بود. ایران در پی افزایش بیشتر قیمت نفت بود و البته درآمدهای نفتی نیز افزایش یافت. در آن زمان، قراردادهای مشارکت در تولید و خدماتی نیز خارج از حوزه کنسرسیوم به تدریج منعقد می‌شدند. این روند تا زمان انقلاب ادامه داشت که در این زمان، صادرات نفت ایران کاهش یافت. بعد از آن، مجدداً تولید از سر گرفته شد و تصمیم گرفته شد تولید کاهش یابد. با وجود برخی مخالفت‌ها، تولید کاهش یافت و مدتی بعد نیز جنگ تحمیلی آغاز شد.

بعد از پیروزی انقلاب، تغییراتی در قوانین کشور به وجود آمد و وزارت نفت نیز تشکیل شد. این مساله چه تغییراتی در رژیم‌های قراردادی ایران به وجود آورد؟
باید توجه داشت با وقوع انقلاب و جنگ، دیگر عملاً مسائل مربوط به امتیاز و قرارداد به حاشیه رفته بود. بعد از پایان جنگ و آغاز بازسازی، مساله قراردادها دوباره مطرح شد. در آن زمان قانون اساسی پس از انقلاب حاکم بر قراردادها بود که بر اساس آن امکان امضای قراردادهای امتیازی وجود نداشت و هر نوع قراردادی که موجب مالکیت دیگران بر منابع نفتی شود، ممنوع بود. در نتیجه، تنها راه‌حل استفاده از تکنولوژی و سرمایه شرکت‌های بین‌المللی نفتی قراردادهای «بیع متقابل» بود که عملاً هیچ کدام از طرفین از آن چندان راضی نبودند.

یعنی شرکت‌های خارجی از این قرارداد منتفع نمی‌شدند؟
شرکت‌های خارجی نظر چندان مثبتی به این قراردادها نداشتند و در واقع بیشتر به عنوان موقعیتی برای حضور در ایران به آن نگاه می‌کردند. مثلاً توتال فرانسه از این قراردادها سود خوبی به دست آورد، ولی شرکت انی ایتالیا ادعا می‌کند که در فازهای ۴ و ۵ پارس جنوبی و حوزه دارخوین به لحاظ اقتصادی موفق نبوده است.

اگر به بحث قراردادهای امتیازی در سال‌های پس از انقلاب بازگردیم، ظاهراً اجماعی بر عدم استفاده از این نوع قراردادها در داخل وجود دارد. به نظر می‌رسد حاکمیت، مردم و کارشناسان عموماً بحث این نوع قراردادها را منتفی می‌دانند و با هر نوع قرارداد امتیازی مخالفند. دلیل این امر چیست و آیا در دیگر نقاط دنیا نیز قرارداد امتیازی منسوخ شده است؟
در ایران، چون زمانی کشورهای خارجی در مسائل داخلی ایران دخالت می‌کردند و امتیازات فراوانی را با تحت فشار قرار دادن دولت‌ها به دست می‌آوردند، این تصور وجود دارد که علت اصلی، قراردادهای امتیازی بوده است. در حالی که آنچه باعث نفوذ این کشورها شده است،‌ قدرت آنها و همکاری عوامل داخلی بوده است. اکنون در برخی کشورهای دنیا، از قراردادهای امتیازی استفاده می‌شود. مثلاً در انگلستان و نروژ این قراردادها برای توسعه حوزه نفت و گاز دریای شمال به کار گرفته شد و هنوز هم ادامه دارد. در انگلستان، تمام استخراج نفت دریای شمال با قرارداد امتیازی اداره می‌شود و برای قرارداد، بهره مالکانه و مالیات تنظیم می‌شود. بعد از افزایش قیمت نفت، Petroleum Revenue Tax هم به این مالیات اضافه شد. در آنگولا، موزامبیک و برخی کشورهای آفریقایی هم این قراردادها به کار گرفته شده است. برای یک کشور مستقل، نوع قرارداد از اهمیت زیادی برخوردار نیست. مهم این است که به ازای هر بشکه نفت چه میزان درآمد نصیب کشور می‌شود و صیانت از منابع به چه صورت انجام می‌شود. درآمد قراردادهای امتیازی و یا مشارکت ممکن است بیشتر از عواید قرارداد بیع متقابل هم باشد؛ لذا قرارداد امتیازی، اصلاً ربطی به توان اجرایی کشور ندارد و می‌تواند با در نظر گرفتن منافع در کشورها اجرا شود. البته بر اساس قانون اساسی امکان اجرای این قراردادها در ایران نیست.

قوانین مشارکت در تولید نیز تا سالیان دراز در ایران ممنوع بوده است. اما با در نظر گرفتن قانون جدید نفت، مساله استفاده از این قراردادها دوباره در سطح شرکت ملی نفت و برخی شرکت‌ها مثل شرکت نفت فلات قاره مطرح شده است. فکر می‌کنید این مساله تا چه میزان اجرایی است؟ و آیا این شیوه می‌تواند به نفع ما باشد؟
این بحث قانونی که ممنوعیت دقیقاً شامل چه چیزی می‌شود، به طور کامل روشن نشده است و برخی معتقدند روح قانون این نیست که مجاز به هیچ کاری نباشیم، بلکه صرفاً امتیازهای انحصاری ممنوع است. در واقع اعتقاد این عده بر این است که پس از انجام تولید، چه ایرادی دارد بخشی از نفت تولید‌شده به یک شرکت ایرانی واگذار شود؟ آنچه قانون بدان اذعان دارد این است که مالکیت انحصاری بر ذخایر نفتی ممنوع است، ولی اگر یک شرکت ایرانی یا خارجی هیچ مالکیتی بر منابع نداشته باشد و قراردادش صرفاً شامل نفت تولیدی باشد، شاید بتوان گفت امکان اجرای آن باشد و البته حقوقدان‌های نفت بایستی در مورد آن نظر بدهند. یک زمانی هست که ما منابع مشترکی با کشوری خارجی مثل قطر یا عراق داریم و اگر تولید نکنیم، طرف مقابل برداشت می‌کند. در این مورد، بحث اینکه چقدر از درآمد نصیب ایران می‌شود، اولویت دوم را دارد. اولویت نخست این است که اگر برداشت متناسب صورت نگیرد، کشور خارجی منابع را برداشت می‌کند و می‌برد؛ لذا می‌توان در چنین شرایطی، تولید را به یک شرکت داخلی واگذار کرد و سر میزان مالیات و درآمد بحث کرد. نه اینکه تولید متوقف بماند و طرف مقابل برداشت کند و ما هیچ کاری انجام ندهیم؛ لذا وقتی به ارقام مربوط به عدم‌النفع و بعضاً ضررهای میلیارد دلاری در میادین مشترک نگاه می‌کنیم، به نظر من شکل قرارداد در مرتبه دوم اهمیت قرار دارد. در این سال‌ها، تلاش‌ها بیش از آنکه معطوف افزایش منافع کشور باشد، با این هدف بوده است که چیزی نصیب شرکت‌های دست‌اندرکار نشود.

در شرایط تحریم، آیا می‌توان امیدوار بود بتوان از قراردادهای مشارکتی استفاده کرد؟
الان حتی اگر قرارداد امتیازی هم پیشنهاد شود، شرکت‌های غربی نمی‌توانند به ایران بیایند. این شرکت‌ها همواره علاقه‌مند به حضور در ایران هستند، اما مکانیسم طراحی‌شده تحریم امکان حضور را از آنها گرفته است. در قرارداد اولیه بیع متقابل، بین توتال و کانوکو بر سر حضور در سیری رقابت بود. اما به دلیل قوانین تحریم آن زمان، این شرکت آمریکایی نتوانست در ایران حضور پیدا کند. به نظر من اگر حضور این شرکت‌ها در ایران بیشتر بود، امکان تحریم نیز کاهش پیدا می‌کرد.

منتشرشده در شماره ۵۳ تجارت فردا

برچسب‌ها: انی, بیع متقابل, تحریم, توتال, قرارداد امتیازی, قرارداد مشارکتی, قراردادهای نفتی, نفت

بدون دیدگاه » مرداد ۲۶ام, ۱۳۹۲