مطالب برچسب شده 'قراردادهای نفتی'

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

در میانه امید و ابهام

الهام حسن‌زاده از چشم‌انداز سرمایه‌گذاری خارجی در نفت طی دوران پساتحریم می‌گوید

«قراردادها جذاب‌اند، ولی هنوز ابهاماتی وجود دارد» این را الهام حسن‌زاده می‌گوید؛ دانش‌آموخته دکترای حقوق نفت و گاز که قراردادهای جدید نفتی ایران را بهتر از بیع‌متقابل می‌داند و معتقد است پس از لغو تحریم‌ها و مذاکرات جدی می‌توان با اطمینان بیشتری به قضاوت درباره قراردادها پرداخت. حسن‌زاده، که شرکت تحت مدیریت او یعنی Energy Pioneers به شرکت‌های خارجی برای حضور در صنایع انرژی ایران مشاوره می‌دهد، از جذابیت اقتصادی سرمایه‌گذاری در ایران طی پساتحریم، ریسک اعتباری بالای کشور و لزوم توجه بیشتر به بازارهای منطقه‌ای گاز می‌گوید. به گفته این مشاور اقتصاد سیاسی بانک جهانی، چشم‌انداز سرمایه‌گذاری مستقیم خارجی (FDI) در پساتحریم مبهم است؛ اگرچه شیوه‌های دیگر تامین مالی می‌تواند به صورت جدی در دستور کار قرار گیرد. مشروح گفت‌وگوی تجارت فردا را با الهام حسن‌زاده در ادامه می‌خوانید.

به عنوان نخستین سوال، پیش‌بینی شما از زمان بازگشت شرکت‌های نفتی خارجی در پساتحریم و به طور کلی تاثیر کلی لغو تحریم‌ها بر صنعت نفت ایران چیست؟
اغلب شرکت‌های بزرگ نفتی غیرآمریکایی، که به نشست قراردادهای نفتی تهران نیز آمدند، بر این نکته متفق‌القول بودند که ژانویه سال ۲۰۱۶ میلادی، زمان آغاز بازگشت تدریجی آنها خواهد بود. بسیاری از آنها، اعم از اینکه قبلاً در ایران دفاتر تجاری داشته‌اند یا نه، در حال گشایش مجدد دفاتر خود هستند. گزارش آقای آمانو و تصمیم اخیر آژانس بین‌المللی انرژی اتمی نیز مهر تاییدی بر همان پیش‌بینی به شمار می‌رود. از سوی دیگر اخیراً نشست معرفی قراردادهای نفتی جدید ایران نیز برگزار شده است؛ اگرچه بیشتر یک طرح کلی از قراردادهای جدید ارائه شده که هنوز سوالاتی درباره آن وجود دارد. همه اینها در حالی است که کمتر جایی در دنیا وجود دارد که هزینه تولید نفت آن به اندازه ایران پایین و سرمایه‌گذاری در آن فارغ از ریسک‌های موجود، اقتصادی باشد. تاثیر دیگر لغو تحریم‌ها بر افزایش صادرات نفت خواهد بود که در این زمینه باید گفت بازار نفت در شرایط اشباع قرار دارد، اجلاس اخیر اوپک نیز بدون هیچ جمع‌بندی در تعیین سقف تولید پایان یافته است و چشم‌اندازی مبنی بر افزایش قابل‌توجه تقاضا دیده نمی‌شود.

شما به حضور شرکت‌های غیرآمریکایی اشاره کردید. آیا امکان حضور آمریکایی‌ها به طور کلی منتفی است یا امکان دارد برخی از شرکت‌ها مثل هالیبرتون یا شملبرژر دوباره به ایران بازگردند؟
احتمال حضور شرکت‌های توسعه‌دهنده طراز اول مثل اکسون‌موبیل یا شورون در آینده کوتاه‌مدت دو الی سه سال دور از ذهن به نظر می‌رسد. شرکت‌هایی مثل شلمبرژر یا هالیبرتون نیز اگرچه ممکن است اصالت آمریکایی داشته باشند، بیشتر به عنوان شرکت‌های چندملیتی شناخته می‌شوند که ممکن است بتوانند از طریق شعبه‌های خود در خارج از آمریکا وارد ایران شوند. اما باوجود امکان سود بالای سرمایه‌گذاری با حضور در ایران ممکن است با ریسک‌های اعتباری (reputational risk) مواجه شوند.

یکی از پیش‌درآمدهای پساتحریم، تدوین قراردادهای جدید نفتی ایران بوده است. جمع‌بندی شما از این قراردادها و میزان استقبال شرکت‌های خارجی از آنها چیست؟
به نظر می‌رسد به طور کلی نظر شرکت‌های اروپایی به این قراردادها مثبت است؛ چرا که آنها تجربه تلخ بیع متقابل را پشت‌سر گذاشته‌اند. قراردادها جذاب‌اند، ولی هنوز ابهاماتی وجود دارد. مثلاً گفته شده است که شرکت خارجی برای فعالیت باید یک شرکت داخلی را به عنوان partner در کنار خود داشته باشد؛ اما واقعاً مشخص نیست منظور از این شرکت ایرانی و جزییات شراکت آن چه خواهد بود؟ از سوی دیگر گفته شده است که شرکت‌های خارجی باید از یک وندورلیست تاییدشده داخلی، شریک خود را انتخاب کنند و اگر تمایل داشتند می‌توانند به جای این کار، شریک خارجی دیگری را معرفی کنند تا صلاحیت آن مورد بررسی قرار گیرد. باوجود این ابهامات، کمیته تدوین قراردادهای جدید نفتی در عین محدودیت امکانات دسترسی به مشاوران حقوقی بین‌المللی، توانست به خوبی تدوین قراردادها را به پیش ببرد و نشست معرفی آن نیز با موفقیت و استقبال برگزار شد. بقیه موارد به لغو تحریم‌ها بستگی دارد تا مذاکره مستقیم صورت گیرد و جزییات دقیق‌تر روشن شود.

اگر از بحث نفت خارج شویم و به گاز بپردازیم، همواره این سوال وجود داشته است که آیا با لغو تحریم‌ها می‌توان انتظار داشت خط‌لوله صلح یا پروژه ایران ‌ال‌ان‌جی پیشرفت کنند؟
تحریم‌ها نمی‌توانست روی صادرات گاز ایران تاثیر زیادی داشته باشد و به طور کلی هم تاثیر زیادی نداشت. در شرایط تحریم، صادرات گاز ایران به ترکیه متوقف نشد و به شیوه‌ای مشابه، اجرایی نشدن خط‌لوله صلح هم ارتباطی با تحریم نداشت. قرارداد خط‌لوله صلح اوایل دهه اول هزاره جاری میلادی به امضا رسید؛ اما حتی اگر به سرانجام می‌رسید و خط‌لوله هم احداث می‌شد، اصلاً گاز مورد نیاز برای صادرات وجود نداشت. لذا مشکل اصلی نه تحریم، بلکه کمبود گاز بوده است. به عنوان مثال دیگر از عدم تاثیر قابل توجه تحریم، می‌توان به قرارداد صادرات گاز به عمان اشاره کرد که هم‌اکنون فعالیت‌های اجرایی آن در حال اجراست. برخلاف گذشته که کشور با کمبود گاز مواجه بود، هم‌اکنون که به تدریج فازهای پارس جنوبی در حال وارد شدن به مدار تولید هستند، وضعیت قدری متفاوت است؛ هرچند قراردادهای صادرات گاز را نمی‌توان برخلاف نفت طی مدتی کوتاه به سرانجام رساند.
مثلاً یک عامل مهم در این زمینه، عدم توافق در زمینه قیمت گاز است و از قضا ماجرایی مثل کرسنت هم در پس‌زمینه تمامی موضوعات وجود دارد. مساله قیمت گاز، علاوه بر صادرات، برای صنعت پتروشیمی نیز مساله‌ساز شده است؛ چراکه یک سرمایه‌گذاری خارجی بدون اطمینان از تعیین آن طی یک بازه زمانی طولانی‌مدت دست به ریسک حضور در ایران نخواهد زد. در یک جمع‌بندی کلی می‌توان گفت پتانسیل‌های زیادی برای صادرات گاز در پساتحریم وجود دارد که می‌توان با تشکیل کنسرسیوم‌هایی بخش خصوصی داخلی و خارجی اقدام به صادرات منطقه‌ای گاز کرد و برای صادرات، بهترین مقصد کشورهای منطقه هستند.

شما به موضوع سوال بعدی ما اشاره کردید؛ یعنی صنعت پتروشیمی. ما طی دوران پس از انقلاب عمدتاً تامین مالی از طریق استقراض داشته‌ایم؛ اگرچه نمونه‌هایی از سرمایه‌گذاری مستقیم خارجی (FDI) همچون پتروشیمی آریاساسول هم داشته‌ایم. چشم‌انداز شما از سرمایه‌گذاری در صنعت پتروشیمی با توجه به هدف‌گذاری FDI به عنوان اولویت اصلی چیست؟
البته خود این مساله که بتوان نمونه‌ای را در صنعت پتروشیمی طی سال‌های پس از انقلاب پیدا کرد که عنوان «سرمایه‌گذاری مستقیم خارجی» را بتوان به آن اطلاق کرد، محل بحث و تردید است. سرمایه‌گذاری مستقیم خارجی زمانی است که طی یک دوره طولانی‌مدت ۱۵ تا ۲۰ساله، سرمایه‌گذار خارجی حاضر در یک شرکت، ضمن قبول ریسک‌ها سود خود را به دست می‌آورد. چنین پروسه‌ای را طی سال‌های پس از انقلاب در هیچ صنعتی و از جمله پتروشیمی نداشته‌ایم. کاری که آریاساسول و چند شرکت دیگر انجام دادند، Equity Based Financing بود؛ یعنی در نمونه‌های محدودی در مقابل تامین مالی یک شرکت پتروشیمی، بخشی از سهام مالکیت آن را در اختیار گرفتند. باوجود بهبود نسبی وضعیت رتبه‌بندی اعتباری ایران، به دلیل ریسک بسیار بالا، بعید به نظر می‌رسد FDI در ایران در آینده نزدیک محقق شود. لذا روش اصلی تامین مالی در پساتحریم، فاینانس خواهد بود که حتی برای آن نیز بانک‌های طراز اولی مثل دویچه‌بانک و HSBC اعلام کرده‌اند حضورشان پس از لغو تحریم‌ها ۱۸ تا ۲۴ ماه به طول خواهد انجامید. البته اگر دولت ایران مستقیماً ضمانت پروژه‌ای را انجام دهد، وضعیت می‌تواند متفاوت باشد و تامین مالی آسان‌تر صورت خواهد گرفت.

در آخرین سوال دوباره به نفت بازگردیم و مساله بازگشت ایران به بازار نفت در پساتحریم. فکر می‌کنید این بازگشت به لحاظ شرایط فنی و وضعیت بازار چقدر ممکن و آسان باشد؟
وعده‌ای که آقای زنگنه درباره افزایش تولید نفت ایران دادند، به لحاظ فنی چندان دور از دسترس به نظر نمی‌رسد. اما مساله این است که با افزایش تولید نفت ایران، قیمت‌های نفت باز هم افت خواهند کرد. اما بازگشت به بازار و افزایش تولید، حق ایران است و کشورهایی مسوول افت قیمت نفت هستند که تولید خود را طی دوران تحریم ایران افزایش دادند. به لحاظ شرایط بازار، بازگشت ایران در کوتاه‌مدت دشوار است و به نظر نمی‌رسد در زمینه فروش بتوان به موفقیت زیادی دست پیدا کرد، مگر اینکه ایران تخفیف‌های غیرمنتظره ارائه بدهد یا پالایشگاه‌هایی که سابقاً نفت خود را از ایران تامین می‌کردند، دوباره استفاده از نفت ایران را در دستور کار قرار دهند که این مورد اخیر، نیازمند بازاریابی قوی شرکت ملی نفت ایران خواهد بود.

منتشرشده در شماره ۱۵۹ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , , , , ,

بدون دیدگاه » آذر ۲۸ام, ۱۳۹۴

رختِ جدیدِ نفت

نگاهی به گذشته و حال قراردادهای نفتی ایران

تهران در روزهای شنبه و یکشنبه هفته گذشته، میزبان نشستی بود که در آن ضمن معرفی قراردادهای جدید نفتی ایران (Iran’s Petroleum Contract)، تعدادی از فرصت‌های سرمایه‌گذاری در بخش بالادستی نفت و گاز معرفی شدند. برگزاری این نشست حدود دو سال پس از تشکیل کمیته بازنگری قراردادهای نفت و گاز به ریاست سیدمهدی حسینی، که به عنوان بنیانگذار قراردادهای بیع متقابل (Buy Back) شناخته می‌شود، و در شرایطی صورت گرفت که بر اساس پیش‌بینی‌ها تا کمتر از یک ماه آینده، تحریم‌های ایران لغو و فرصت برای حضور شرکت‌های بین‌المللی غربی فراهم خواهد شد. قراردادهای جدید نفتی موسوم به IPC همچون بیع متقابل، منتقدان و طرفداران جدی دارند: گروهی معتقدند این قراردادها جذاب‌تر از مدل‌های مورد استفاده در قطر و عراق و عواید حاصل از آن برای ایران حداکثر است و دسته‌ای دیگر بر این نظر هستند که حتی اگر یکی از مشکلات صنعت نفت ایران عدم حضور شرکت‌های خارجی باشد، این قراردادها کمک چندانی به رفع این موضوع نخواهد کرد و البته حافظ منافع ملی نیز نیست. نکته جالب این است که گروه اول، عموماً روزگاری مدافع بیع متقابل بودند و اکنون آن را مناسب نمی‌دانند و گروه دوم که به قرارداد مذکور ایراداتی وارد می‌کردند، اکنون معتقدند حتی آن شیوه قراردادی هم بهتر از IPC است. از آنجا که اختلاف دیدگاه‌ها درباره IPC، پیشتر نیز درباره بیع متقابل مشاهده می‌شد و احتمالاً در ادامه پررنگ‌تر نیز خواهد بود؛ بهتر است بررسی ماجرا با یک بازگشت کوتاه به بیع متقابل آغاز شود؛ یعنی سال‌های ابتدایی دهه ۱۳۷۰ شمسی.

سه نسل از یک قرارداد
پیش از انقلاب اسلامی به موجب قانون نفت مصوب سال ۱۳۵۳، قراردادهای نفتی ایران از نوع خدماتی بودند؛ اگرچه طی سال‌ها و دهه‌های قبل از آن، قراردادهای امتیازی و مشارکتی نیز مورد استفاده قرار گرفته بودند. طی سال‌های ۱۳۵۸ به بعد، فضای عمومی کشور، که در قوانین نیز منعکس شده بودند، باعث شد سرمایه‌گذاری خارجی و به‌ویژه حضور شرکت‌های نفتی بین‌المللی از دستور کار خارج شود. از جمله ماده ششم قانون نفت مصوب ۱۳۶۶ 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.» با تغییر تدریجی پارادایم حاکم و قوانین موضوعه کشور، با به‌کارگیری قراردادهای بیع متقابل، امکان استفاده از سرمایه‌گذاری خارجی فراهم شد. «نخستین چارچوب قانونی مرتبط با بهره‌گیری از قراردادهای بیع متقابل، در تبصره ۲۹ قانون برنامه اول توسعه اقتصادی، اجتماعی و فرهنگی مصوب ۱۱ بهمن ۱۳۶۸ تعریف شده است.»۱ تبصره مذکور، امکان توسعه میدان‌های پارس جنوبی و پارس شمالی را به ‌وسیله انعقاد قرارداد با شرکت‌های خارجی تا سقف ۲ /۳ میلیارد دلار فراهم می‌کرد. متعاقباً در قانون بودجه سال ۱۳۷۲، بندی برای استفاده از این ظرفیت قانونی در نظر گرفته شد و در قانون بودجه سال ۱۳۷۳ لفظ «بیع متقابل» به کار رفت. بدین‌سان پر‌بحث‌ترین شیوه قراردادی پس از انقلاب متولد شد.
باوجود آنکه «از زمان انعقاد اولین قرارداد بیع متقابل نفتی در سال ۱۳۷۴ تاکنون هیچ فرمت قراردادی مشخصی به تصویب شرکت ملی نفت ایران یا سایر مقامات نرسیده است»،۲ اما در صورتی کلی می‌توان بیع متقابل را قراردادی از نوع خدمت (Service) دانست که در آن پیمانکار پس از انجام هزینه‌های سرمایه‌ای، غیرسرمایه‌ای، عملیاتی و بانکی، در صورت موفقیت در دستیابی به اهداف تولید، به حق‌الزحمه دست می‌یابد و بازپرداخت هزینه‌ها از محل درصد مشخصی از تولیدات میدان (حداکثر ۷۰ درصد) انجام می‌شود. «نظام مالی و مالیاتی قراردادهای بیع متقابل پیچیده است و درک کلیه زوایای آن به سادگی مقدور نیست. این قراردادها بیشتر به یک قرارداد پیمانکاری با شرح کار معین و پرداخت تقریباً مقطوع می‌ماند که پیمانکار هیچ حقی نسبت به نفت پیدا نمی‌کند و در منافع ناشی از افزایش تولید یا افزایش قیمت نفت نیز سهیم نمی‌باشد.»۳ در بیع متقابل مالکیت مخزن در دست کشور میزبان باقی می‌ماند.
دوره قرارداد نسبتاً کوتاه است و «با در نظر گرفتن سه، چهار سال دوره توسعه میدان‌های متوسط، نزدیک به ۸ تا ۱۰ سال به طول خواهد انجامید».۴ نخستین قرارداد بیع متقابل در سال ۱۳۷۴ با شرکت‌های توتال و پتروناس برای توسعه میدان‌های سیری A و E منعقد شد. از آن زمان تاکنون پروژه‌های متعددی از این شیوه بهره گرفتند که برخی از آنها همچون سروش، نوروز و پروژه‌های فاز ۱، فازهای ۲ و ۳، فازهای ۴ و ۵، فازهای ۶، ۷ و ۸، فازهای ۹ و ۱۰ و فاز ۱۲ هم‌اکنون به بهره‌برداری رسیده‌اند؛ دسته‌ای دیگر از جمله آزادگان شمالی و فاز یک یادآوران در مراحل پایانی توسعه قرار دارند و تعدادی از آنها مثل پارس شمالی، فاز ۱۱ پارس جنوبی و آزادگان جنوبی بدون نتیجه رها شده‌اند که در مورد آزادگان جنوبی، توسعه میدان توسط پیمانکاران داخلی در حال انجام است. به لحاظ تاریخی و طی روند تکامل بیع متقابل، از سه نسل قرارداد یاد می‌شود.۵
نسل نخست بیع متقابل شامل دو شیوه متفاوت برای اکتشاف و توسعه می‌شد که در صورت موفقیت پیمانکار در مرحله اکتشاف، یعنی کشف میدانی که تولید از آن به لحاظ اقتصادی توجیه‌پذیر باشد، الزامی برای حضور او در مرحله توسعه وجود نداشت. در صورت عدم موفقیت نیز هیچ‌گونه پرداختی بابت هزینه‌های انجام‌شده صورت نمی‌گرفت. پذیرش ریسک اکتشاف توسط شرکت پیمانکار، به صورت عمومی در کلیه قراردادهای نفتی پذیرفته و همواره عنوان شده است. در قرارداد توسعه نیز به صورت معمول سقف هزینه ثابت بود که در نتیجه ریسک افزایش هزینه‌های سرمایه‌ای به طور کامل بر عهده پیمانکار بود که از جذابیت قرارداد می‌کاست. کما اینکه گفته می‌شود پیمانکاران خارجی برخی از پروژه‌های بیع متقابل، قرارداد خود را با سود بسیار اندک و حتی زیان به پایان برده‌اند.
نسل دوم بیع که از اوایل دهه ۸۰ شمسی معرفی شد، متقابلاً اکتشاف و توسعه میدان را به صورت یکپارچه در نظر می‌گرفت و در صورت موفقیت عملیات اکتشاف، قرارداد عملیات توسعه نیز باید با پیمانکار اکتشافی منعقد می‌شد. در این نسل تغییراتی در زمینه انتقال فناوری و ثبت شعبه توسط شرکت خارجی در ایران صورت گرفت.
نسل سوم بیع متقابل از اواخر دهه ۸۰ مطرح شد. در این قراردادها سقف هزینه‌های سرمایه‌ای پس از برگزاری مناقصات مشخص می‌شد و از پیش مشخص نبود که مشکل پذیرش ریسک هزینه‌های سرمایه‌ای را توسط پیمانکار کاهش می‌داد.
باوجود تحولات صورت گرفته در قرارداد بیع متقابل، انتقادات اصلی به آن کماکان پابرجا بود. مهم‌ترین ایراد، به «تولید صیانتی» مربوط می‌شد که به دلیل کوتاه بودن مدت زمان حضور پیمانکار در میدان و تعیین شدن اهداف توسعه بدون کسب اطلاعات کافی از مخزن، هیچ انگیزه‌ای برای تولید صیانتی وجود نداشت. ضمن اینکه پیمانکار کماکان با مشکل ریسک افزایش هزینه دست‌ و پنجه نرم می‌کرد. عدم انتقال فناوری از دیگر انتقادات واردشده به بیع متقابل بود.

قراردادهای نفتی ایران
با در نظر گرفتن مجموع انتقادات وارده به بیع متقابل، تدوین شیوه جدید قراردادی در دستور کار قرار گرفت که نسخه اولیه آن در اسفند ۱۳۹۲ رونمایی شد. هیات وزیران نیز در مهرماه سال جاری، شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز را تصویب کرد که مصوبه مذکور در آبان‌ماه رونمایی شد. مصوبه ۱۱ ماده دارد و به بیان کلیاتی درباره قراردادهای نفتی ایران می‌پردازد. باوجود عدم انتشار متن پیش‌نویس (Draft) قراردادهای نفتی جدید، مصوبه هیات دولت و دیگر توضیحات ارائه شده تاکنون، می‌تواند رهیافتی کلی از IPC به دست دهد. در این شیوه قراردادی، شراکتی بین یک شرکت ایرانی و یک شرکت خارجی شکل می‌گیرد که مراحل گوناگون توسعه یک میدان را، شامل چهار مرحله اکتشاف، توسعه، بهره‌برداری و ازدیاد برداشت عهده‌دار هستند. البته بسته به میدان، قرارداد می‌تواند یک یا چند مورد از چهار مرحله اشاره‌شده را دربرگیرد. بر این اساس، سه دسته قرارداد تعریف شده‌اند:
الف-‌ قراردادهای اکتشاف و در صورت کشف میدان یا مخزن تجاری، توسعه میدان یا مخزن و در ادامه، بهره‌برداری از آن
ب-‌ قراردادهای توسعه میدان‌ها یا مخزن‌های کشف‌شده و در ادامه، بهره‌برداری از آنها
پ-‌ قراردادهای انجام عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت (EOR /IOR) در میدان‌ها یا مخزن‌های در حال بهره‌برداری (Brown Field) بر پایه مطالعات مهندسی مخزن و در ادامه، بهره‌برداری از آنها.
در شیوه قراردادی جدید، کلیه هزینه‌ها توسط پیمانکار تقبل می‌شود و کلیه هزینه‌های مستقیم، غیرمستقیم، هزینه‌های تامین مالی و پرداخت دستمزد و هزینه‌های بهره‌برداری از طریق تخصیص بخشی از محصولات میدان یا عواید اجرای قرارداد پرداخت می‌شود. در اینجا چند تفاوت اصلی با بیع متقابل وجود دارد:
هدف‌گذاری تولید از پیش مشخص نیست و طی دوران توسعه پلکانی انجام می‌گیرد. در نتیجه برنامه‌ریزی تولید بهتر و با اطلاعات بیشتر صورت می‌گیرد.
حق‌الزحمه به ازای هر بشکه نفت (یا حجم مشخصی گاز) تولیدی پرداخت می‌شود و نه متناسب با درصدی از هزینه‌های صورت گرفته. این باعث می‌شود اولاً، پیمانکار تلاش کند با بهره‌گیری از بهترین فناوری‌ها، حداکثر تولید صیانتی را از مخزن انجام دهد تا حداکثر درآمد را به دست آورد و ثانیاً انگیزه‌ای برای افزایش هزینه نداشته باشد.
دوره زمانی حضور پیمانکار در قرارداد، افزایش ‌یافته و به ۲۰ سال رسیده است که این زمان می‌تواند پنج سال دیگر هم تمدید شود. این باعث می‌شود برنامه‌ریزی تولید توسط پیمانکار متناسب با این مدت زمان صورت گیرد و او برای برداشت حداکثری از مخزن برنامه‌ریزی کند.
با توجه به الگوی شراکت در قرارداد، سرمایه‌گذاری صورت گرفته را می‌توان در زمره سرمایه‌گذاری مستقیم خارجی
(Foreign Direct Investment) در نظر گرفت و نه تامین مالی با استقراض که اهمیت جذب سرمایه به این روش نیاز به توضیح چندانی ندارد.
الزاماً یک شرکت ایرانی به عنوان شریک شرکت خارجی طرف قرارداد حضور دارد که باید صلاحیت آن توسط وزارت نفت تایید شود.
با در نظر گرفتن نگاه ویژه به ازدیاد برداشت در این شیوه قراردادی و همچنین حضور دائم شریک ایرانی در تمامی مراحل توسعه، می‌توان انتظار داشت انتقال فناوری بیش از بیع متقابل صورت گیرد.
با وجود این نکات مثبت، قراردادهای نفتی جدید منتقدان جدی نیز دارد. مهم‌ترین انتقاد مطرح‌شده به شیوه قراردادی جدید، تعارض آن با برخی قوانین و مقررات است. منتقدان معتقدند مطابق قانون، بخش بهره‌برداری نفت و گاز باید در انحصار دولت باقی بماند و حضور بخش خصوصی و به طور خاص شرکت‌های خارجی با قوانین موجود در تعارض است. نامه پنج نماینده به رئیس مجلس در این خصوص، اشاره دارد که حضور شرکت‌ها در مرحله بهره‌برداری با جزء بند ج سیاست‌های کلی اصل ۴۴ قانون اساسی در تعارض است. از دیگر انتقادات مطرح‌شده به قراردادهای نفتی جدید می‌توان به ضعف در انتقال فناوری، ابهام در شیوه شراکت میان شرکت‌های ایرانی و خارجی، خروج متخصصان از شرکت ملی نفت ایران و پیوستن آنها به شرکت‌های خارجی و نهایتاً تدوین قراردادها به شکلی محرمانه اشاره کرد.

ارزیابی شعارزده
انتقادات صورت گرفته به IPC را می‌توان به دو دسته کلی تقسیم کرد: انتقاداتی که ماهیت قراردادهای نفتی جدید را هدف قرار داده‌اند و انتقاداتی که به ابهامات یا لزوم اصلاحاتی در آن اشاره دارند. شاید مهم‌ترین نکته در ارزیابی IPC، پرهیز از توجه و تکرار انتقادات دسته نخست است. برخلاف آنچه ممکن است در نگاه نخست به نظر برسد، قراردادهای نفتی اعم از امتیازی، مشارکتی و خدماتی هیچ اصالت خوب یا بدی ندارند و مهم، حداکثرسازی منافع اقتصادی با توجه به بدیل‌های موجود است. حجم بالای ذخایر نفتی اثبات‌شده نفت و گاز کشور و تنوع میادین اعم از نفتی یا گازی، خشکی یا دریایی، متعارف یا غیرمتعارف، بکر یا توسعه‌یافته و… امکان استفاده همزمان از چند شیوه قراردادی را فراهم آورده است که البته روش‌های امتیازی و مشارکتی به دلایل قانونی از دایره شمول آن خارج هستند؛ اگرچه یک بررسی ساده می‌تواند نشان دهد دو شیوه یادشده می‌توانند در برخی موارد بهترین نتایج اقتصادی را به همراه داشته باشند. حال با توجه به کلیه شیوه‌های مورد استفاده در توسعه میادین و از جمله EPC و بیع متقابل، معرفی یک شیوه قراردادی جدید صرفاً گزینه‌های در دسترس را افزایش می‌دهد. در کنار این نکات نسبتاً بدیهی، نگاهی به واقعیت‌های موجود در صنعت نفت ایران از جمله تاخیر کم‌نظیر و جبران‌ناشدنی توسعه فازهای پارس جنوبی پس از خروج شرکت‌های بین‌المللی می‌تواند این سوال را به ذهن متبادر سازد که جایگزین واقعی IPC چیست؟ طبیعتاً تا زمانی که IPC روی کاغذ بهتر از شیوه‌های دیگر به نظر می‌رسد، و البته این مساله هنوز اثبات نشده است، نمی‌توان آن را کنار گذاشت. چرا که به طور کلی چیزی که جایگزین ندارد، نمی‌تواند مردود شمرده شود. بر همین اساس می‌توان گفت IPC بیش از مردود شمرده شدن، نیازمند اصلاح و انتقادات نوع دوم است.
اما بخشی از نقدهای صورت گرفته بر IPC، در یک نگاه تاریخی معنا پیدا می‌کنند و صرفاً با نگاه به دوران اخیر صنعت نفت نمی‌توان پارادایم فکری حاکم بر آنها را دریافت؛ پارادایمی که به طور خلاصه می‌توان آن را «تحمل زیان به قیمت سود نکردن دیگران» دانست. در این پارادایم فکری، قراردادهای نفتی یک بازی با جمع صفر در نظر گرفته می‌شوند که برد یک طرف، الزاماً به معنای باخت دیگری است و در نتیجه تمامی تلاش یک طرف قرارداد باید جلوگیری از سود طرف مقابل و به طور کلی نفی حضور او باشد. طی دوران پیش از ملی شدن صنعت نفت ایران، که امتیاز نفت دارسی برقرار بود، غلبه پارادایم مذکور چندان عجیب به نظر نمی‌رسید؛ چراکه نفوذ قدرت‌های خارجی در ایران آشکار بود و قراردادها به وضوح برخلاف مصالح کشور نوشته و اجرا می‌شد. اما طی دوران پس از ملی شدن، که البته ماجرای آن به نقد و بررسی جداگانه‌ای نیاز دارد، با کاهش نفوذ قدرت‌های خارجی، تشکیل اوپک و گسترش بدنه متخصصان داخلی صنعت نفت، ماجرا رفته‌رفته تغییر کرد و از سال ۱۳۵۳ به بعد، شیوه قراردادهای نفتی نیز دستخوش تحول اساسی شد.
تمامی این مقدمه برای ذکر این نکته است که باوجود انبوه تحولات صورت‌گرفته طی دهه‌های اخیر، به نظر می‌رسد هنوز برخی از دست‌اندرکاران و صاحب‌نظران مرتبط با این صنعت، با گزاره‌های مطرح‌شده در سال‌های ملی شدن صنعت نفت روزگار خود را سپری می‌کنند؛ گزاره‌هایی که حتی در آن دوران نیز صحت‌شان محل تردید بود. در چارچوب چنین پارادایمی است که می‌توان نتیجه گرفت اگر تاخیری در صادرات گاز به یک کشور خارجی به وجود آید و هیچ سودی حاصل نشود، بهتر از آن است که گاز با قیمتی ارزان فروخته شود. همچنین می‌توان گفت عقب‌افتادگی از قطر در تولید از پارس جنوبی، که بخشی از آن به دلیل مهاجرت گاز به‌هیچ‌وجه قابل جبران نخواهد بود، بهتر از انعقاد قراردادهایی در چارچوب جدید است. نتیجه‌گیری دیگر می‌تواند این باشد که صنعت نفت ایران نیازی به حضور شرکت‌های توسعه‌دهنده غربی ندارد و اگر این شرکت‌ها در عراق یا قطر حضوری چنان گسترده دارند، احتمالاً به دلیل ناآگاهی یا ناتوانی آنهاست. اما واقعاً چند نفر هستند که با چنان گزاره‌هایی موافق باشند؟ روی دیگر ماجرا می‌تواند کنار گذاشتن پارادایم باقی‌مانده از دوران ملی شدن صنعت نفت و نگاهی واقع‌بینانه به تحولات کشورهای همسایه باشد. به نظر می‌رسد در چنین صورتی، انتقادات به قراردادهای جدید نفتی کمتر از گذشته خواهد بود.

پی‌نوشت:
۱- خالقی، شهلا، بیع متقابل در صنعت نفت و گاز ایران (قراردادهای خدماتی)، هزاره سوم اندیشه، چاپ دوم، ۱۳۹۳، صفحه ۳۶
۲- شیروی، عبدالحسین، حقوق نفت و گاز، انتشارات میزان، چاپ دوم، پاییز ۱۳۹۳، صفحه ۴۳۴
۳- همان، صص ۴۳۹ و ۴۴۰
۴- بیع متقابل در صنعت نفت و گاز ایران (قراردادهای خدماتی)، صفحه ۱۹
۵- در این بخش از مطالب کتاب بیع متقابل در صنعت نفت و گاز ایران بهره زیادی گرفته شده است.

منتشرشده در شماره ۱۵۷ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , ,

بدون دیدگاه » آذر ۱۴ام, ۱۳۹۴

دورخیز نفت برای پساتحریم

قراردادهای جدید نفتی معرفی شدند

سرانجام بعد از چندین بار جابه‌جایی زمان برگزاری نشست قراردادهای نفتی جدید ایران (IPC)، این قراردادها رونمایی شدند؛ البته نه در لندن، که در تهران. البته نشست لندن کماکان پابرجاست و احتمالاً رونمایی اصلی نسخه پیش‌نویس در آن صورت خواهد گرفت؛ چرا که به گفته بسیاری از حاضران در نشست تهران، آنچه صورت گرفت بیشتر به معرفی کلیات شباهت داشت تا رونمایی. در نشست معرفی قراردادهای نفتی که طی روزهای ۷ و ۸ آذر در محل سالن اجلاس سران سازمان کنفرانس اسلامی برگزار شد، الهام امین‌زاده، معاون حقوقی رئیس‌جمهور؛ بیژن زنگنه، وزیر نفت؛ رکن‌الدین جوادی، مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران و بسیاری از مدیران و نمایندگان شرکت‌های داخلی و خارجی حضور داشتند.

برنامه اصلی نشست، معرفی قراردادهای نفتی بود که تدوین آن از مهرماه سال ۱۳۹۲ به کارگروهی سپرده شد که سرپرستی آن را سید‌مهدی حسینی بر عهده داشت؛ مدیری شناخته‌شده که به عنوان بنیانگذار «بیع متقابل» از او یاد می‌شود. قراردادهای نفتی جدید قرار است با مشارکتی طولانی‌مدت بین شرکت‌های ایرانی و خارجی، به جذب سرمایه‌گذاری خارجی و دانش فنی طی دوران پساتحریم منجر شوند. در این قراردادها پرداخت به پیمانکاران متناسب با نفت یا گاز تولیدی است که در نتیجه تولید از میادین نفت و گاز به صورتی صیانتی‌تر از گذشته صورت می‌گیرد. چارچوب قراردادهای جدید چند هفته قبل از سوی هیات دولت تصویب و سپس ابلاغ شد. پیش از معرفی قراردادهای نفتی جدید، حضور شرکت‌های خارجی در توسعه میادین نفتی ایران از طریق قراردادهای بیع متقابل بود که انتقادهای فراوانی به آن وارد می‌شد؛ اگرچه قراردادهای نفتی جدید نیز از نقد چهره‌هایی همچون احمد توکلی، نماینده مجلس، و مسعود درخشان، کارشناس اقتصاد انرژی، در امان نبوده‌اند.
علاوه بر معرفی کلیات قراردادهای نفتی جدید، که پیشتر نیز تا حدی صورت گرفته بود، در نشست تهران تعدادی از فرصت‌های سرمایه‌گذاری در بخش بالادستی صنعت نفت و گاز ایران نیز رونمایی شدند. به این منظور با حضور نمایندگان شرکت‌های دولتی کارفرما، ۵۲ فرصت سرمایه‌گذاری در میادین خشکی و دریا مورد معرفی قرار گرفتند که البته اسامی برخی از آنها پیشتر نیز به صورت پراکنده منتشر شده بود. معرفی پروژه‌ها و قراردادهای نفتی جدید در حالی صورت می‌گیرد که هنوز تحریم‌ها لغو نشده‌اند و حتی در صورت لغو تحریم‌ها نیز تا برگزاری مناقصه‌ها و انعقاد قراردادها راهی نسبتاً طولانی باقی است.

منتشرشده در شماره ۱۵۷ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , ,

بدون دیدگاه » آذر ۱۴ام, ۱۳۹۴

فرش قرمز برای غول‌های نفتی

مدل جدید قراردادهای نفتی ایران رونمایی شد

مدل جدید قراردادهای نفتی ایران رونمایی شد

چهارم اسفند، مرکز همایش‌های بین‌المللی صدا و سیما، پنل پنجم هم‌اندیشی نظام جدید قراردادهای صنعت نفت ایران؛ بسیاری از کارشناسان و مسوولان صنعت نفت معتقدند فصل جدید صنعت نفت کشور، از این زمان و مکان آغاز خواهد شد. این باور، که صحت آن تا چند ماه دیگر و زمان معرفی قراردادها در لندن مشخص خواهد شد، به یک دلیل در ذهن فعالان صنعت نفت و حتی سیاست خارجی نقش بسته است: معرفی مدل جدید قراردادهای نفتی ایران، موسوم به IPC. قرارداد نفتی ایرانی (که مخفف نام انگلیسی آن یعنی Iranian Petroleum Contract ، قرار است پس از این به کار گرفته شود) مدلی است که پیش‌بینی می‌شود حضور دوباره شرکت‌های نفتی بین‌المللی را در ایران رقم زند. در شرایطی که تاکنون عمدتاً نسل‌های اول تا سوم قراردادهای بیع متقابل زمینه‌ساز حضور شرکت‌های بزرگ نفتی در ایران بوده‌اند؛ به گفته بیژن زنگنه، شرایط بازارهای جهانی نسبت به سال‌هایی که قرارداد بیع متقابل به کار گرفته می‌شد تفاوت کرده است و در نتیجه نیاز به قراردادهای جدید احساس می‌شود. مهدی میرمعزی، مدیرعامل شرکت گسترش انرژی پاسارگاد و مدیرعامل اسبق شرکت ملی نفت ایران، گفته است در قراردادهای جدید به تجربیات دیگر کشورها و به ویژه قراردادهای نفتی عراق توجه شده است. او همچنین اعلام کرده این «مدل» هنوز به «قرارداد» تبدیل نشده است.

زنگنه در نخستین پنل همایش اعلام کرد مشکل توسعه صنعت نفت ایران، منابع مالی نیست

زنگنه در نخستین پنل همایش اعلام کرد مشکل توسعه صنعت نفت ایران، منابع مالی نیست

الزامات مدل IPC
بر اساس اعلام سید مصطفی زین‌الدین، مدیر اسبق امور حقوقی شرکت ملی نفت ایران و عضو کمیته بازنگری در قراردادهای نفتی «سیاست‌های کلان اقتصادی کشور در بخش نفت و گاز»، «تجارب حاصل از اجرای قراردادهای نفتی گذشته» و همچنین «بررسی مقایسه‌ای قراردادهای نفتی»، شکل‌دهنده نظام حقوقی-قراردادی جدید بوده‌اند. به گفته او، حفظ حاکمیت و مالکیت بر منابع نفت و گاز، منوط کردن بازپرداخت‌ها صرفاً از محل عواید حاصل از میدان، تقبل ریسک از سوی پیمانکار، تعیین نرخ بازگشت سرمایه متناسب با شرایط هر طرح و رعایت ایجاد انگیزه‌های لازم جهت به‌کارگیری روش‌های بهینه، تضمین برداشت صیانتی، رعایت مقررات زیست‌محیطی و قانون استفاده حداکثری از کالاها و خدمات داخلی، از جمله الزامات قوانین و مقررات داخلی است. سید مهدی حسینی، رئیس کمیته بازنگری در قراردادهای نفتی، در معرفی اصلی‌ترین نگرانی‌ها و بایدهای مدل جدید قراردادی با توجه به تجربه قراردادهای بیع متقابل، به ۱۲ مورد اشاره کرد:
۱- احتراز از گرفتاری‌های فعلی قراردادهای بیع متقابل/ ۲- حرکت به سمت مدل‌های شناخته‌شده و استاندارد جهانی / ۳- تعادل بین ریسک و پاداش/ ۴- بیشینه کردن مشوق‌های سرمایه‌گذاران در نواحی با ریسک پایین و بالا/ ۵- یکپارچگی عملیات اکتشاف، توسعه و تولید / ۶- بیشینه‌سازی تنظیم منافع طرفین / ۷- بهترین رویکرد فنی به عملیات/ ۸- مشارکت برای عملیات بهتر/ ۹- بیشینه کردن ضریب برداشت/ ۱۰- اتخاذ مدلی برای عملیات
‌IOR/EOR/ 11- اولویت دادن به میادین مشترک/ ۱۲-‌ انعطاف در تغییرات مربوط به هزینه و مقیاس٫
حسینی که روزگاری معاونت وزارت نفت در امور بین‌الملل و پتروشیمی را بر عهده داشته است و به عنوان بنیانگذار قراردادهای نفتی بیع متقابل در ایران شناخته می‌شود، درباره مدل IPC گفت: «انواع قراردادهایی که می‌شناسیم، شامل امتیازی، مشارکت در تولید و خدماتی است. قراردادهای امتیازی به این دلیل که انتقال مالکیت در مخزن اتفاق می‌افتد، با قوانین ما سازگاری ندارند و همان ابتدا رد می‌شوند. ما حق نداریم مالکیت مخازن خود را به شخص ثالثی منتقل کنیم. بنابراین آن را کنار گذاشتیم. درباره مشارکت در تولید هر چند در قوانین جدید مجوزهایی برای برخی مناطق ارائه شده بود، دو نگرانی جدی وجود داشت: یکی اینکه هنوز بحث وجود دارد که آیا مطابق قانون هست یا نه و دوم اینکه مشارکت در تولید حقی را ایجاد می‌کند که متناسب با ریسک پایین پیمانکار در ایران نیست. قراردادهای خدماتی با قوانین ما سازگاری دارند، اما چون هدف حل مشکلات بین ما و شرکت‌های نفتی است و علاقه‌مند هستیم سرمایه‌گذاری خارجی را جذب کنیم، این شرکت‌ها اصولاً علاقه زیادی به قراردادهای خدماتی ندارند. بنابراین ما بر آن شدیم تا مدل چهارمی را معرفی کنیم.»

ویژگی‌های مدل جدید
در مدل IPC، مطابق قوانین کشور، هیچ مالکیتی منتقل نخواهد شد. سه مرحله اکتشاف، توسعه و تولید به صورت یکپارچه در نظر گرفته می‌شود. در کل مراحل، تولید صیانتی و در مرحله تولید، حفظ ظرفیت تولید و ازدیاد برداشت نیز مورد توجه خواهد بود. پرداخت به پیمانکاران، پس از شروع تولید آغاز خواهد شد و متناسب با وضعیت و شرایط میدان، متغیر است. از اصلی‌ترین مشخصه‌های IPC، انعطاف‌پذیری آن است که در مواردی همچون ریسک، درآمد، هزینه و سقف تولید به چشم می‌خورد. به طور کلی، انعطاف‌پذیری قرارداد جدید شامل ۱۲ محور می‌شود: نقشه توسعه، برنامه کاری و بودجه سالانه به جای هزینه‌های ثابت، بازپرداخت کامل هزینه‌ها، رویکرد تعادل بین ریسک و پاداش، انعطاف در پاداش بسته به تغییر قیمت نفت، تغییر پرداخت بسته به نواحی مختلف و ریسک‌های مربوطه، شاخص صرفه‌جویی در هزینه، اصلاح فرآیند تصمیم‌سازی، شانس اکتشاف در بلوک‌های همسایه در صورت شکست، انعطاف در فعالیت‌های طولانی‌مدت، انعطاف در افزایش مدت در صورت نیاز به پروژه‌های ازیاد برداشت و انعطاف در شراکت. در مدل جدید، یک Joint Venture طرف قرارداد خواهد بود. پاداش پرداختی نیز متناسب با تولید صیانتی صورت‌گرفته توسط شرکت است. رقم مذکور، برخلاف مدل قراردادی عراق، متغیر خواهد بود. این پاداش، از ابتدای تولید برای دوره ۱۵ تا ۲۰ سال پرداخت خواهد شد. مقدار پاداش، در واقع موضوع مناقصه خواهد بود. به گفته حسینی، برنده مناقصه شرکتی خواهد بود که با بیشترین کیفیت، پاداش کمتری درخواست کند. برای میدان‌های نفتی، مقدار پاداش معادل A با واحد دلار بر بشکه و برای میدان‌های نفتی، مقدار پاداش مساوی B با واحد دلار بر هزار فوت مکعب است. اگر میدان با ریسک پایین و کشف‌شده باشد، مقدار پاداش A یا B پرداخت خواهد شد. در صورت اضافه شدن ریسک اکتشاف، مقدار یک به ضریب A یا B اضافه خواهد شد و در نهایت نیز بسته به ریسک، موقعیت میدان (خشکی یا دریا) و مشترک بودن میدان، تا ۶۰ درصد به رقم مذکور افزوده خواهد شد. این در واقع مشوقی خواهد بود تا فعالیت‌ها، در بخش‌های مشترک و پر‌ریسک و دشوار متمرکز باشد. علاوه بر این، متناسب با تحولات بازار نفت (افزایش یا کاهش قیمت نفت) پیمانکار نیز شاهد تغییر در پاداش خواهد بود.

گرفتاری‌های بخش نفت
«نقش کلیدی در تامین انرژی کشور»، «تامین‌کننده منابع برای بودجه دولت» و «تامین‌کننده ارز برای تراز پرداختی» سه کارکرد اصلی نفت از دیدگاه مسعود نیلی، مشاور اقتصادی رئیس‌جمهور است. نیلی که در سومین پنل همایش به مساله مهم‌ترین موانع پیشرفت صنعت نفت کشور می‌پرداخت، به ارائه تصویری جامع از وضعیت صنعت نفت کشور در سال‌های اخیر پرداخت که به نظر چندان مطلوب نیز نبود. نیلی در این باره گفت: «به لحاظ عملکرد یک دوره نسبتاً بلندمدت در تولید و مصرف، آنچه در سال‌های اخیر مشاهده می‌کنیم، رشد مثبت مصرف و رشد منفی تولید است که طبیعتاً سوالی را برای ما ایجاد می‌کند که آیا این روند موقتی است یا پایدار و چرا این چنین است؟ از نظر حساب‌های ملی و نقش نفت در تولید ناخالص داخلی، در سال ۱۳۹۱ ارزش افزوده این بخش حدود ۳۴ درصد کاهش پیدا کرد که بزرگ‌ترین سهم را در کاهش ۸/۵ درصدی تولید ناخالص داخلی در سال گذشته داشته است. اگر کشورهای نفتی را طی سال‌های ۲۰۰۵ تا ۲۰۱۲ مشاهده کنیم، رشد تولید نفت در این کشورها قابل توجه بوده است. در روسیه، رشد تولید نفت ۳/۱ درصد بوده است. در عراق، هم به عنوان کشوری که در همسایگی ما قرار دارد و از منابع مشترک می‌تواند برداشت کند و هم به عنوان کشوری که در اوپک در کنار ما قرار دارد و سهم تولید خود را دارد افزایش می‌دهد، شتاب رشد خیلی بیشتر بوده است. در سایر کشورها نیز همین‌طور بوده است.» رئیس موسسه عالی آموزش و پژوهش مدیریت و برنامه‌ریزی در ادامه اعلام کرد به نظر او، صنعت نفت نقشی را که باید در توسعه کشور داشته باشد ایفا نکرده است. او افزود: «از سال ۱۳۶۸ در بودجه‌های سالانه‌ای که در سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی تدوین می‌شود، همواره یک مکانیسم تشویقی وجود داشت که اگر تولید نفت افزایش پیدا کرد، بخشی از آن به صنعت نفت کشور اختصاص پیدا کند تا تولید نفت ما بتواند از چهار میلیون بشکه در روز فراتر رود. در برنامه سوم هدف‌گذاری تولید نفت، افزایش از چهار میلیون بشکه به ۳/۵ میلیون بشکه در روز بود. در برنامه چهارم، دوباره افزایش از چهار میلیون بشکه به ۳/۵ میلیون بشکه هدف‌گذاری شد. در برنامه پنجم نیز دوباره این هدف تکرار شد. این سوال مهم وجود دارد که چرا ما اهدافی را که در زمینه تولید نفت در کشور گذاشتیم، نتوانستیم محقق کنیم؟» مشاور اقتصادی رئیس‌جمهور در ادامه گفت اگر در سال‌های دهه ۷۰ برنامه‌ای برای افزایش تولید گاز وجود نداشت و این سهم زیاد در مصرف انرژی کشور به گاز داده نمی‌شد، حتماً تمامی تولید نفت در داخل باید مصرف می‌شد و چیزی برای صادرات باقی نمی‌ماند. به عقیده او، افزایش سهم گاز در سبد انرژی کشور به حدود ۷۰ درصد، عاملی بود که ضمن حفظ تولید، صادرات نیز ادامه یابد. نیلی در ادامه گفت: «اگر به گذشته بخش‌های دیگر اقتصاد مراجعه ‌کنیم، می‌بینیم بخش‌هایی که شاید به این اندازه مزیت نداشتند و این بازده بالای بخش نفت و گاز را نداشتند و از اولویت کمتری برخوردار بودند، رشدهای خیلی بالایی داشتند. یعنی جهت‌گیری در تخصیص منابع کشور، به سمت مزیت‌های اصلی اقتصادی نبود. سوال این است که چرا نتوانستیم در صنعت کشور آن توسعه مورد نظر را داشته باشیم؟ چرا اهدافی که برای توسعه صنعت نفت کشور گذاشتیم، محقق نشد؟» نیلی در ادامه به محدودیت‌های سرمایه‌گذاری در بخش بالادستی با توجه به قوانین کشور و شرایط تحریم اشاره کرد. به گفته او، بازنگری در قراردادهای نفتی باید در چارچوب یک بسته توسعه صنعت نفت دیده شود. نیلی بخش نفت را در حوزه پایین‌دستی، گرفتار «یارانه» و در حوزه بالادستی، گرفتار «رابطه مالی با دولت»، «محدودیت‌های حضور بخش خصوصی» و «محدودیت‌های ناظر بر نحوه کارکرد شرکت‌های سرمایه‌گذار خارجی» دانست؛ گرفتاری‌هایی که شاید تنها با اصلاح قراردادهای نفتی مرتفع نشوند.

نیلی در سخنرانی خود بازنگری در قراردادهای نفتی را تنها بخشی از نیاز صنعت نفت دانست

نیلی در سخنرانی خود بازنگری در قراردادهای نفتی را تنها بخشی از نیاز صنعت نفت دانست

چه کسی مالک نفت است؟
از زمان اکتشاف نفت توسط دارسی در سال ۱۲۸۷ تا چند دهه، قرارداد نفتی ایران به شکل امتیازی بود. در این شیوه قرارداد، عملاً مالکیت نفت در دست یک شرکت خارجی بود و کشور تنها عواید مشخصی را دریافت می‌کرد. بعد از آن، امتیازهای نفتی جای خود را به قراردادهای مشارکت در تولید دادند که این شیوه نیز در دهه ۵۰ منسوخ شد. بعد از انقلاب با توجه به قوانین کشور، قراردادهای بیع متقابل مجاز شناخته شدند که در آنها نیز مالکیت نفت در اختیار وزارت نفت باقی می‌ماند. در این میان، و به ویژه بعد از تصویب قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت در سال ۱۳۹۱، این ابهام به وجود آمد که آیا مطابق این قانون جدید، امکان واگذاری بخشی از تولید نفت در روی زمین به پیمانکار وجود دارد یا نه. برخی معتقدند بر اساس قانون جدید، می‌توان میان نفت «زیر زمین» و «روی زمین» تفکیک قائل شد و مالکیت نفت روی زمین را واگذار کرد. در مقابل نیز عده‌ای این برداشت را مخالف اصل مالکیت بر منابع می‌دانند؛ چرا که در صورت تحقق این امر، شرکت پیمانکار عملاً مالک بخشی از منابع نفتی می‌شود که تفاوت اساسی با مالکیت بر مخزن ندارد. با توجه به حساسیت این موضوع، قراردادهای مشارکت در تولید نیز همچون امتیازی، در بررسی شیوه‌های قراردادی مدل IPC مورد استفاده قرار نگرفتند. (+)

دستاوردهای بیع متقابل
قرارداد بیع متقابل، یکی از انواع قراردادهای خدماتی به شمار می‌رود که در آن سرمایه‌گذاری بر عهده پیمانکار است و کارفرما بعد از تولید، مدیریت را بر عهده می‌گیرد. پاداش پیمانکار و هزینه‌های مربوطه، از طریق فروش محصولات صورت می‌گیرد. با وجود انتقادات وارده به بیع متقابل، توسعه بسیاری از میادین ایران توسط این مدل قراردادی صورت گرفته است. تاکنون سه نسل از این قراردادها در ایران مورد استفاده قرار گرفته است.
نسل اول: در این قراردادها، پیمانکار عملیات توسعه را انجام می‌داد و سقف هزینه‌ها ثابت بود. این نسل از بیع متقابل، عمدتاً برای میادین با عمر بالا طراحی شد. میدان‌های سروش، نوروز، بلال، دورود، دارخوین و چند فاز پارس جنوبی با این روش توسعه پیدا کردند.
نسل دوم: در نسل دوم بیع متقابل، پیمانکار در هر دو مرحله اکتشاف و توسعه امکان حضور داشت و در صورت اکتشاف ذخایر نفتی، از اولویت مذاکره برای توسعه برخوردار بود. اکتشاف در بلوک‌های نفتی اناران، مهر، منیر، توسن و فارس در چارچوب این نسل صورت گرفت که البته برخی از این عملیات‌های اکتشافی ناموفق بودند.
نسل سوم: در نسل سوم، مساله ثابت بودن سقف هزینه‌ها تا حد زیادی مرتفع و به زمان مشخصی بعد از امضای قرارداد و انجام مهندسی پایه و برگزاری مناقصات مربوطه واگذار شد. میدان‌های نفتی یادآوران و آزادگان شمالی با این روش در حال توسعه هستند. (+)

امتیازی که نباید نادیده بگیریم / غلامحسین حسن‌تاش
ایران در مقایسه با بسیاری از کشورهای نفتی که شرکت‌های بین‌المللی در آنها مشغول فعالیت هستند، جذابیت‌های زیادی دارد: وجود میادین متعدد کم‌ریسک، زیرساخت‌های ضروری و مناسب، امنیت در نقاط کشور، نیروی انسانی کارآمد، سابقه و تجربه بیش از یکصد سال تعامل و همکاری با شرکت‌های خارجی. تحلیل تحولات بین‌المللی نیز نشان می‌دهد کشورهای صنعتی غرب متوجه شده‌اند که تخم‌مرغ‌های امنیت انرژی خود را بیش از حد در سبد بعضی کشورهای خاص منطقه گذاشته‌اند و این کشورهای خاص از موقعیت بی‌بدیل خود در بازار انرژی، از منابع درآمدی مربوط به آن استفاده کرده و تامین مالی تروریسم بین‌المللی را عهده‌دار شده‌اند. چنین وضعیتی نه‌تنها با سیاست‌های امنیت انرژی غرب که متنوع‌سازی منابع و مبادی تامین انرژی از رئوس آن است تطابق ندارد، بلکه رفته‌رفته امنیت ملی آنها را تهدید کرده است؛ لذا به نظر می‌رسد جهان غرب در تلاش برگشتن از این مسیر است که این مستلزم متنوع‌سازی سرمایه‌گذاری‌ها و بدیل‌یابی است. جمهوری اسلامی ایران از معدود کشورهایی است که از موقعیت قابل توجهی در این زمینه برخوردار است. این امتیازی است که ما نباید نادیده بگیریم. علاوه بر این، رقابت‌های اقتصادی نیز در شرایط بحرانی اقتصاد غرب بر سر به دست آوردن بازارهای جدید و فرصت‌های سرمایه‌گذاری وجود دارد که از هم‌اکنون در اولین گام‌ها از تغییر روابط ایران و غرب می‌توان آن را احساس کرد. دست‌اندرکاران قراردادها و مذاکرات قراردادی باید این امتیازات را مدنظر داشته باشند. (+)

ایراد اصلی بیع متقابل / اکبر ترکان
عمده‌ترین نقد به بیع متقابل این بوده که چطور از برداشت کل اطمینان حاصل کنیم. چگونه وقتی پیمانکاری در یک دوره کوتاه می‌خواهد سرمایه‌گذاری و سود را برداشت کند، ما مطمئن باشیم MDP می‌تواند مجموع بازیافت را در دوره عمر میدان بهینه کند. این بحث، حقوقی و قراردادی نیست و در حوزه مهندسی قرار دارد. جنس قراردادهای بالادستی، با جنس قراردادهای پایین‌دستی، در این نقطه متفاوت است. در قراردادهای پایین‌دستی، MDP معینی وجود دارد. بر اساس این MDP، یک مهندسی پایه انجام می‌شود و بر اساس آن مهندسی پایه، یک بسته تفصیلی و اجرایی به کارفرما داده می‌شود. به دلیل اینکه مهندسی پایه مشخص شده است، تغییرات و حدود مانور پیمانکار چندان وسیع نیست. جنس قراردادهای بالادستی، این‌طور نیست. کار با یک MDP اولیه بر اساس اطلاعات اولیه مخزن آغاز می‌شود که بر ۳D Seismic و Appraisal متکی است. اما مساله اصلی در بالادستی این است که رفتار میدان بر اساس مشخصات سیال و سنگ در طول دوره تولید تعیین می‌کند که اطلاعات ما از میدان چقدر دقیق‌تر شود. بنابراین اطلاعات اولیه و ثانویه متفاوت هستند. یعنی وقتی بر اساس MDP اولیه میدان توسعه داده می‌شود و تولید آغاز می‌شود، در جریان تولید، اطلاعات از مخزن، اضافه می‌شود. وقتی اطلاعات از چاه، مخزن، سیال و سنگ اضافه می‌شود، این اطلاعات اضافی می‌گوید MDP باید اصلاح شود. این اتفاق در ابتدای قرارداد قابل پیش‌بینی نیست. (+)

منتشرشده در شماره ۷۹ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , ,

بدون دیدگاه » اسفند ۱۰ام, ۱۳۹۲

فناوری و منابع مالی نیازهای صنعت نفت

گفت‌وگو با محمد آقایی، مشاور ارشد موسسه مطالعات بین‌المللی انرژی

از زمان کشف اولین چاه نفتی در مسجدسلیمان تاکنون بیش از صدسال می‌گذرد و در تمامی این مدت همواره در بین مجریان و کارشناسان این صنعت مسئله حضور یا عدم حضور و همچنین شرایط فعالیت شرکت‌های خارجی در کشورمان دغدغه بوده است. تجربه حضور این شرکت‌ها نشان داده که هرچند در بخش فنی و مدیریتی به بهبود شرایط این صنعت کمک کرده‌اند، اما تضاد منافع آنها با منافع ملی هزینه‌های بسیاری نیز برای کشور در بر داشته است. اکنون صنعت نفت نیازمند فناوری‌های جدید در بخش‌های خاص و منابع مالی است. اما این دو باید در شرایط قراردادی تأمین شود که ضمن جذابیت برای حضور موثر شرکت‌ها، بتواند منافع کشور را نیز در دراز مدت حداکثر کند. در این خصوص گفتگویی با محمد آقایی – مشاور ارشد موسسه مطالعات بین‌المللی انرژی- انجام داده‌ایم که با هم می‌خوانیم.

به عنوان نخستین سوال، تجربه قراردادهای نفتی از امتیازی و مشارکت در تولید تا خدماتی قبل از انقلاب را چگونه ارزیابی می‌کنید؟ این قراردادها چه منافع و مضراتی داشتند؟
در ابتدا باید منافع حاصل از این قراردادها را به دو بخش تقسیم کنیم؛ منافع نظام حاکم و منافع مردم. این دو بخش متفاوت است. محور اصلی قرارداد دارسی، نیاز سیستم قاجار و حاکمیت آن زمان برای ایجاد منبع درآمدی بود که. حق‌السهم ایران از این قرارداد ۱۶ درصد بود. ضمناً باید توجه داشت در آن زمان، تجربه و دانش کافی نیز در بدنه سیستم در بخش نفت وجود نداشت. در کنار این اقداماتی که برای ساخت پالایشگاه آبادان درنظر گرفته شده بود، مشخصاً برای رفع نیاز بیگانگان و به طور خاص ناوگان کشتیرانی انگلستان بود.۷۳ تا ۷۵ درصد محصولات تولیدی پالایشگاه را نفت کوره تشکیل می‌داد که نیاز حیاتی کشتی‌ها بود. حمایت انگلستان از شرکت نفت ایران و انگلیس هم به خاطر منافعی از این دست بود. بعد از آن، حوادث مربوط به جنگ جهانی دوم، برکناری رضاشاه، رقابت انگلستان و روسیه و جنبش ملی شدن صنعت نفت موجب شد در نهایت در اسفند ۱۳۲۹ نفت ملی شود. شرایط سال ۱۳۳۱ با سال بعد از آن و به طور خاص بعد از کودتای ۲۸ مرداد ۱۳۳۲ متفاوت بود. پیش از آن رقابت بین انگلستان و روسیه بود، اما بعد از کودتا آمریکا به میان آمد. قرارداد کنسرسیوم به وجود آمد. ذات قرارداد کنسرسیوم، با توجه به ملی شدن نفت، و عدم نتیجه‌گیری از مراجعه به شورای امنیت و دادگاه لاهه، تغییرمحسوسي نسبت به قرارداد دارسي و قرارداد شركت نفت ايران و انگليس و ورود سهم‌خواهان جدید بود. در واقع ضمن قبول ملی شدن نفت، حاکمیت و مالکیتی نسبت به منابع نفتی وجود نداشت و یک قرارداد مشارکتی ایجاد شد. بعداً به تدریج و در اثر فشارها، بهره مالکانه هم در ردیف هزینه‌ها منظور شد و سود خالص ایران كمي افزایش یافت. در دوره مشارکت در تولید، حوزه قرارداد تقریباً به ۲۵درصد قرارداد دارسی کاهش یافت و بعدها مبنای حوزه آسکو قرار گرفت. محدود شدن حوزه قرارداد، باعث شد دولت به فکر انعقاد قراردادهای مشارکت در تولید موازی در حوزه‌های دیگر بیافتد. سیریپ اولین قرارداد بود که با آجیپ ایتالیا بسته شد. حوزه عملیات، میدان‌های نفتی بهرگان، نوروز و بهرگانسر بود. سیریپ به نسبت کنسرسیوم، قرارداد بهتری به لحاظ درآمدی بود. قرارداد بعدی، با ایران پان آمریکن (آیپک) در حوزه سروش، فروزان و درود بود که بزرگترین منطقه عملیاتی مشارکتی خارج از حوزه کنسرسیوم به شمار می‌رفت. متعاقباً لاپکو در حوزه سلمان و ایمینیکو نیز در حوزه رسالت و رشادت منعقد شد. در این قراردادها،‌ عمده وزن طرف قرارداد را آمریکایی‌ها تشکیل می‌دادند. ضمن اینکه کماکان این نوع قرارداد، نیاز حاکمیت را تامین می‌کرد. واقعه مهم بعدی، نطق شاه در سال ۱۹۷۳ و اجلاس وزراي اوپک همزمان با بحران نفتی و افزایش قیمت نفت بود. در آن فضا، با تفاهمی که صورت گرفت، آسکو متولد شد. در واقع به جای اینکه قرارداد کنسرسیوم را ادامه دهند، قرارداد را با شرکت Oil Services Company منعقد کردند که شرکت عامل و ابزار کنسرسیوم به شمار می‌رفت. یعنی کنسرسیوم، صاحب سهام آسکو شد. قرارداد جدید، در واقع یک نوع قرارداد «خرید و فروش» بود که امتیاز بخش قابل ملاحظه‌ای از فروش نفت با تخفیف واگذار شد. قسمتی هم توسط ایران به فروش می‌رسید. در طي قرارداد آسکو،‌ تولید نفت افزایش بيشتري یافت و در بالاترین رقم برای حدود ۷-۸ ماه، تولید نفت ایران به ۴/۶ میلیون بشکه در روز رسید. از این رقم حدود ۷۵۰ هزار بشکه در روز مربوط به قراردادهای مشارکتی حوزه فلات قاره بود و بقیه عمدتاً در حوزه آسکو تولید می‌شد. سرمایه‌گذاری صورت گرفته در حوزه آسکو برای افزایش تولید نفت، به صورت مشترک توسط دو طرف صورت می‌گرفت که سهم آسکو بیشتر بود و بازپرداخت این سرمایه‌گذاری از محل درآمدها بود. مدیر آسکو، سالیانه دو بار به مدیرعامل شرکت نفت نامه می‌نوشت و تعهد تولید نفت، سرمایه‌گذاری و هزینه را اعلام و درخواست می‌کرد از محل درآمدها، شرکت سهم خود را بردارد. بعد از برداشت، مابقی به دولت ایران پرداخت می‌شد. تخفیف در فروش نفت یکی از امتیازات آسکو بود که غیر از درآمد متعارف سالیانه به این شرکت واگذار شده بود. قرارداد آسکو، به لحاظ ظاهری خدماتی بود ولی ماهیتاً تداوم جریان مشارکتی قبل به شمار می‌رفت و سهم درآمدی، کمتر از قراردادهای مشارکتی مشابه در حوزه فلات قاره نبود. لذا آسکو عملاً شبه مشارکت در تولید بود. هرچند از سال ۱۳۳۶ و برطبق قانون نفت مصوب همان سال، امکان انعقاد قراردادهاي خدماتی وجود داشت. اما این قراردادها از لحاظ منافع تفاوت زیادی با مشارکت در تولید نداشت. نمونه بارز آن، سوفیران در حوزه سیری بود. در تمامی این دوره‌های قراردادی، درآمد دولت از محل قراردادها و ارتباط میان حکومت با کشورهای خارجی بسیار بر شکل قراردادها تاثیرگذار بود و عملا اعمال حاكميت و مالکیتی بر منابع نفتی وجود نداشت.

به لحاظ فنی قراردادهای مذکور را چگونه ارزیابی می‌کنید؟ آیا تولید بهینه صورت می‌گرفت؟
شرکت‌ها در قرارداد، به دنبال سود بیشتر بودند. این سود بیشتر، ناشی از ميزان تولید نفت خام بود و اصلاً کاری به گازهای همراه نفت نداشت. در آن دوران، به قدری مشعل‌ها به صورت گسترده در حال سوزاندن گاز بودند که در بعضي شهرها مثل اهواز شب مثل روز روشن می‌شد. شرکت نفت هم حساسیتی نداشت. در عین حال، توجهی به هرزرفت نفت هم وجود نداشت. اگر میزان برداشت به قدری باشد که بر Homogenity مخزن تاثیر بگذارد و تزریق گاز صورت نگیرد، فشار می‌افتد و نفت هرز می‌رود. این مساله در آن زمان وجود داشت و بدترین میدان‌ها از این لحاظ، کرنچ و پارسی بودند. ميادين مارون، گچساران، بی‌بی‌حکیمه و رگ سفید هم تا حدودي در وضعیت مشابهی به‌سر می‌بردند. قبل از انقلاب، تولیدها بدون درنظر گرفتن پروژه‌های تزریق گاز بود. تنها تزریق گاز اندکی در هفتگل وجود داشت. آسکو و کنسرسیوم در حوزه قراردادی بزرگ خود، هیچ حساسیتی روی تزریق نداشتند و در نتیجه هرزروی زیادی به وجود آمد. به عنوان مثال، میدان‌های کرنج و پارسی یک میلیون بشکه در روز تولید نفت داشتند و حدود ۲۵ درصد هرزرفت در این میان رخ می‌داد. یعنی به ازای هر ۱۰۰ هزار بشکه تولید، ۲۵ هزار بشکه نفت محبوس می‌شد و امکان تولید نداشت. تزریق گاز در این میدان، از سال ۱۳۷۳ به بعد شروع شد و در تمامی حدود دو دهه قبل از آن، هیچ تزریقی صورت نگرفت. در مارون، تزریق گاز از سال ۱۳۶۹ شروع شد. تزریق گاز بی‌بی‌حکیمه و رگ سفید، از ۱۳۷۱ و کوپال از سال ۱۳۷۹ شروع شد. لذا در مجموع به دلیل هدف‌گذاری برای رسیدن به یک حداکثر برداشت در یک مدت محدود قراردادی، ملاحظه‌ای نسبت به گاز همراه و تزریق وجود نداشت.

کارشناسان داخلی در آن دوران نتوانستند این روند را متوقف کنند؟
در دهه ۱۳۵۰، که اوج فعالیت‌های دانشکده نفت آبادان بود، نیروهای زیادی از فارغ‌التحصیلان این دانشگاه جذب آسکو شدند. این متخصصان تا حدودی اثرگذار بودند. ولی به طور کلی در سیستم آن زمان آسکو، نتوانستند در سطح مدیریت تاثیرگذار باشند. مثلاً وقتی هیات‌مدیره آسکو در لندن تشکیل جلسه می‌داد، مهندسان مخزن و فرآورش ایرانی، در مورد بهره‌برداری و سطح تولید نظرات کارشناسی می‌دادند؛ اما هیات‌مدیره در لندن مخالفت می‌کرد. این نکات فنی، عملیاتی و اجرایی در آن دوران بسیار زیاد وجود داشت و توجهی به صیانت از مخازن نبود. منظور از صیانت این است که با ملاحظات فني و اقتصادي در بلندمدت، انتگرال سطح زیر منحنی تولید برحسب زمان، حداکثر باشد که به این مساله توجه نمی‌شد. به سوزاندن گاز همین‌طور. حتی در قراردادهای مشارکتی فلات قاره و خدماتی از قبیل سوفیران، مطلقاً توجهی به مسائل سوزاندن گاز وجود نداشت. دلیل دیگری که عنوان می‌کردند، عدم توجیه اقتصادی بود. می‌گفتند جمع‌آوری گاز از جزیره خارک یا سلمان و انتقال آن با خط لوله، توجیه ندارد. یا مصرف داخلی را بهانه می‌کردند. حدود ۳۰۰-۴۰۰ میلیون فوت مکعب گاز در روز سوزانده می‌شد. بعد از انقلاب هم تا سالياني مشابه این مساله وجود داشت و سرمایه‌گذاری بیشتر در افزایش تولید بود تا جمع‌آوری گازهای همراه.

آیا در مجموع می‌توان گفت قراردادهای نفتی با شکل متداول قبل از انقلاب اسلامی، چندان قابل دفاع نبوده‌اند و ما نیاز چندانی به آنها نداشته‌ایم؟
قبل از اینکه بگوییم آیا به قراردادهای اکتشاف و توسعه نفت با شکل مذکور نیاز داشتیم یا نه، باید بپرسیم آیا به طور کلی نیاز به اکتشاف و توسعه داریم یا نه؟ به لحاظ تاریخی، در دهه‌های آخر قرن نوزدهم، استفاده از هیدروکربن در دنیا افزایش یافت. ما هم از منابع سرشاری در این بخش برخورداریم و در نتیجه باید از این منابع استفاده کنیم. اما باید بین استفاده از نفت در توسعه زیربناها و هزینه و مصرف داخلی آن تفکیک قائل شد. یعنی بین نفت به عنوان دارایی و نفت به عنوان منبع هزینه، تفاوت وجود دارد. وقتی نفت را به عنوان دارایی درنظر بگیریم، درصدد افزایش آن و ایجاد ارزش افزوده خواهیم بود و آن‌را به یک دارایی بین‌نسلی تبدیل خواهیم کرد. در غیر این صورت، درآمدهای نفتی صرف هزینه‌های جاری یک نسل می‌شود و نفرین منابع را رقم می‌زند. وقتی تصمیم‌گیری شد که درآمدهای نفتی صرف توسعه کشور شود، باید به سوال اصلی شما برگشت. پاسخ این است وقتی حاکمیت و مالکیت كامل روي منابع و توليد و برقراري مناسب منافع ملي وجود ندارد، نمی‌توان از آن شیوه‌هاي قراردادی دفاع کرد. در پایان قرارداد دارسی، کل نیروهای کلیدی ایرانی به ۳۰ نفر نمی‌رسید. وقتی منفعت اصلی از آن طرف مقابل بود، حاکمیتی وجود نداشت و حوزه قراردادی کل کشور را در برمی‌گرفت، قطعاً قراردادها به نفع کشور نبود. در دهه ۵۰ به طور نسبی وضعیت بهتر شد، اما کماکان شاخص توجه به منافع ملی مناسب نبود و به این منافع توجه نمی‌شد. میزان توجه به منافع ملی در قراردادها، به ارتباط حاکمیت با بیگانگان وابسته است که قبل از انقلاب، با توجه به وابستگی رژیم وقت، به این مساله توجهی نمی‌شد.

اکنون بعد از پیروزی انقلاب اسلامی و قطع وابستگی به کشورهای خارجی، آیا نیاز به استفاده از حضور شرکت‌های بین‌المللی برای توسعه منابع نفتی کشور وجود دارد؟
به طور کلی در دو حوزه نیاز به حضور شرکت‌های مشترك داخلي و خارجی وجود دارد: فناوری و منابع مالی. در حوزه فناوری، تنها در بخش‌های خاصی نیاز وجود دارد. مثلاً در عمده فعاليت‌هاي اكتشاف، توسعه و بهره‌برداری نفت و گاز، در خشكي و در دريا، در توسعه و بهره‌برداري پتروشیمی، پالایشگاه‌هاي نفت و گاز و خطوط لوله و تلمبه خانه‌ها، ما توانائي‌ها و جایگاه بسیار خوبی در منطقه داریم. آسکو برای اداره مخازن، ۸۵ شركت مهندسين مشاور و مراكز تحقيقاتي مهندسي مخازن از بهترین مهندسان مخزن وقت در سطح جهانی را به عنوان مشاور به خدمت گرفت. قراردادهای مشاوره مهندسي مخازن هزینه کمی دارند ولی ره‌آورد هنگفتی را ایجاد می‌کنند. در این زمینه ما با ضعف فنی مواجه هستیم، یا در زمینه فناوری‌های کنترل از راه دور سکوهای نفتی و گازی. این فناوری‌ها، دائماً در حال توسعه و تغییر هستند. در بازدیدی که در چین از یکی از ۱۴ شرکت زیرمجموعه پتروچاینا داشتیم، مشخص شد این شرکت به تنهایی دارای سه پژوهشکده ازدیاد برداشت است که بر روی فناوری‌های تزریق گاز، آب، پلیمر، دی‌اکسید کربن و دیگر فناوری‌ها فعالیت می‌کنند و ظرف ۲۰ سال، ضریب برداشت ۱۶درصد را به ۴۰درصد رسانده‌اند. البته میادین آنها با میادین ایران متفاوت است، مثلاً مخازن ما کربناته شکافدار است و لذا ضریب برداشت هم تفاوت دارد. در فناوری‌های از این دست، ما با کمبود نسبی مواجه هستیم. در بخش مالی هم می‌توانیم شرکت‌های مشترک خصوصي داخلي و خارجي طرف قرارداد با شركت ملي نفت ايران تاسیس کنیم و منابع مالی را تامین کنیم که این تا حد زیادی وابسته به رفع تحریم‌هاست. لذا نیاز به حضور شرکت‌های بین‌المللی وجود دارد، ولی با رعایت قانون‌مندی‌ها. در بخش فناوری، با هزینه‌های کمتر می‌توان به نتیجه رسید. ولی برای جذب سرمایه، نیاز به جذابیت است. منابع داخلی دولت برای توسعه کافی نیست، ولی نباید در قراردادهای نفتی، منافع ملی و مزیت‌ها را نادیده گرفت. ایران، عراق و عربستان سه قطب توسعه نفتی منطقه هستند. پتانسیل بالای نیروی انسانی و فرهنگ عمومي و صنعتي ما اصلاً قابل مقایسه با این دو کشور نیست. سطح اداره کشور ما به هیچ وجه قابل مقایسه با کشوری مثل عربستان نیست و مشابه همین مساله در مورد امنیت در مقایسه با عراق هم وجود دارد. سرمایه‌گذاری باید در نظام برد – برد صورت گیرد.

به مساله توجه به منافع ملی اشاره کردید. به عنوان آخرین سوال، قراردادهای جدید و به طور کلی بازنگری در قراردادهای نفتی، تا چه حد این الزامات برد – برد را تامین می‌کند؟
مطالعه و تحقيق در شیوه‌هاي قراردادی و ارائه پيشنهاد براي الگوي جدید قراردادي در يك ابلاغيه مهم و ضروري توسط وزير محترم نفت در شروع دوران جديد وزارت ايشان به گروهي محول شد. عمده محور توجه شده در اين ابلاغيه تاكيد بر درنظر گرفتن و تضمين تحقق منافع ملي در اين باب بوده و هست. الگوي ارائه شده به ايشان كه در سميناري در اين رابطه مطرح شد، دارای نقاط ضعفی است كه اميد است مسئول گروه و دیگر اعضای آن با تاكيد به محورهاي مهم مورد نظر در بخشنامه وزير به‌درستي آنها را اصلاح و برطرف کنند. نخست اینکه در اين پيشنهاد مکرراً به ماده سه قانون اختیارات و وظایف وزارت نفت، مصوب سال ۱۳۹۱، استناد می‌شود. براساس این ماده، در بخش پایین‌دستی وزارت نفت می‌تواند با شرکت‌های خصوصی، قرارداد ببندد و در بخش بالادستی، این امکان با شرکت‌های «داراي ‌صلاحیت» وجود دارد. اگر در این ماده هدف از شرکت‌های داراي صلاحيت شركت‌هاي غیردولتی بود، دو بند اين ماده در مورد بخش‌هاي بالادستي و پائین‌دستي می‌توانستند در قالب يك بند ادغام شوند. اما چرا این تفکیک توسط قانون‌گذار صورت گرفته است؟ چون براساس سیاست‌های ابلاغی اصل ۴۴ قانون اساسی، که یکی از سه سند مهم و اصلي بالادستی کشور به حساب می‌آید، اکتشاف و استخراج نفت و گاز در بخش بالادستی، قابل واگذاری به بخش خصوصی نیست. دومین مطلب، یک بحث فنی است. اصولاً وقتی یک مخزن اکتشاف گرديده و تجاری تشخیص داده می‌شود، و برنامه‌ریزی توسعه آن صورت می‌گیرد، این برنامه‌ریزی بر مبنای بضاعت اطلاعاتی در مورد آن مخزن تا آن زمان است. ولی روند قطعي تولید در دوره بهره‌برداری را نمی‌توان از همان ابتدا بر مبنای اطلاعات قبل از توسعه به طور دقيق و بدون احتمال تعیین کرد. نسبت گاز به نفت، فشار چاه، میزان دبی و مشخصات نفت برای تعیین روند تولید لازم و به طور کلی دینامیک است و نه استاتيك و باید در طول زمان اصلاح شود. لذا نمی‌توان برای مخزن تعهدات قراردادی قطعي جهت تولید و حداكثر توليد براي يك دوره نسبتا طولاني ایجاد کرد. برای حل این مشکل، می‌شد بعنوان نمونه، همان بیع متقابل را در نوع جديدتر مورد استفاده کرد و از پیمانکار در دوران بهره‌برداری مسئوليت خواست و خدمات مرتبط وي را با توافق و به شكل صحيح جبران كرد. تا حدودي مشابه اين کار را عراقی‌ها انجام دادند، ولی با یک اشتباه كه مقدار پاداش افزایش تولید به ازای هر بشکه ثابت درنظر گرفته شد، به طوري كه وقتی انتظار افزایش تولید محقق نگردد، شرکت طرف قرارداد هم به پاداش و سود مورد انتظار نرسیده و از انگيزه لازم وي كاسته خواهد شد. نکته سوم در رابطه با میادین در حال بهره‌برداری است. در رابطه با هريك از اين میادین، یک شرکت مشترک تاسیس می‌شود و مثلاً حدود ۳۰ شرکت برای ۳۰ میدان در حوزه‌های مناطق نفتخیز جنوب، فلات قاره و نفت مركزي تاسیس می‌شود. شرکت مشترک، تصمیم می‌گیرد تولید یک میدان را از ۴۰۰ هزار به ۶۰۰ هزار بشکه در روز افزایش دهد و برای مدت ۲۰ سال تولید را انجام دهد. اما در این میان وظیفه مناطق نفتخیز جنوب، فلات قاره و نفت مركزي چیست؟ طرف قرارداد، درخواست می‌کند تاسیسات، پرسنل، چاه‌ها و مخازن را در اختیار بگیرد و تولید را افزایش دهد و سود بیشتری به دست آورد. امکان چنین کاری از نظر ساختاری، سیاسی، قانونی، مدیریتی و اجرائي وجود ندارد و هزینه‌ها را هم شدیداً بالا می‌برد.. مورد چهارم اینکه اگر بخواهیم یک میدان را به شرکتی واگذار کنیم، این شرکت قبل از آن پروپوزالی ارائه می‌کند. کارهای مهندسی مخزن را نوعاً خود آن شركت انجام نمی‌دهد، بلکه کار را به شرکت‌های مشاور قوي در این زمینه می‌سپارد و این شرکت‌ها برنامه توسعه و تولید پيشنهاد و ارائه می‌کنند. شركت ملي نفت ايران مي‌تواند و بسيار ضروري و مقتضي است قبل از قرارداد توسعه در مورد هر مخزن به ويژه در مورد مخازن در حال بهره‌برداري، مطالعات در مورد آن را با تكيه به پيشينه تاريخي توليد و آخرين دستاوردهاي علمي و فناوري مهندسي مخازن و تكميل مطالعات آن انجام داده و دانش خود را ارتقا و توان‌افزایي کند و بر اين اساس با دانایي و توانایي بيشتر و برجسته‌تر نسبت به توسعه مخزن و عقد قرارداد در مورد آن اقدام کند. يكي از مهمترين اولویت‌ها در توسعه صنعت نفت، شناخت بهتر مخازن است. در يكي از سه پژوهشكده يكي از چهارده شركت نفتي منطقه‌اي زير نظر شركت پتروچاينا که به آن اشاره کردم، ۲۰۰۰ نفر متخصص مشغول کار بودند که ۱۴۰۰ نفر دکترای مهندسي مخازن و ۵۰۰ نفر فوق‌لیسانس اين رشته و بقیه کارشناس مرتبط بودند. بنابراین مقتضي است شركت ملي نفت ايران هرچه سريع‌تر نسبت به ارتقا سيستم‌ها و فرآيندهاي نرم‌افزاري و سخت‌افزاري و در نتيجه ارتقا بهره‌وري خود و قرار گرفتن در سطح يكي از شركت‌هاي برتر نفتي در جهان اقدام کند و الزامات راهبردي آن را كه در مطالعه‌اي در اين زمينه در سال ۸۳ آغاز شد، پياده‌سازي نمايد. البته بيان اين مطلب بسيار ضروري است كه آنچه در بيان نقاط ضعف الگوي پيشنهادي در پاسخ به سوال اخير مطرح شد انصافاً و حقيقتاً هرگز نافي دلسوزي‌ها و پيگيري‌ها و كار سنگين و فشرده كارگروه قراردادها و بويژه مسئول آن كه از خبرگان و نيروهاي شايسته و دلسوز كشور و صنعت نفت است، نمی‌باشد و چون الگوي پيشنهادي هنوز در مرحله نقد و بررسي و اصلاح و ارتقا بوده و نهائي نشده است با توجه به تاكيدي كه روي توضيح اين سئوال داشتيد، نكاتي براي توجه در اصلاح مطرح شد.

منتشرشده در شماره ۴ توسعه صنعت نفت

برچسب‌ها: , , , , , , , ,

بدون دیدگاه » بهمن ۱ام, ۱۳۹۲

رونمایی از نسل جدید قراردادهای نفتی

سوم و چهارم اسفند سال گذشته، «هم‌اندیشی نظام جدید قراردادهای صنعت نفت» در مرکز همایش‌های بین‌المللی صداوسیما صورت گرفت. در این هم‌اندیشی، از مدل جدید قراردادهای نفتی ایران (Iranian Petroleum Contracts) یا به اختصار IPC رونمایی شد و مشخصات این قرارداد و جزئیات مربوط به آن، طی ۸ پانل تخصصی و ۱۲ میزگرد مورد بررسی قرار گرفت. این رونمایی، نخستین مرحله از معرفی مدل جدید قراردادی ایران به شمار می‌رود و قرار است بعد از جمع‌بندی پیشنهادات، کنفرانس معرفی IPC در انگلستان برگزار شود. زمان برگزاری این کنفرانس براساس آخرین اعلام، تابستان سال جاری خواهد بود و براساس پیش‌بینی برخی کارشناسان، مدل قراردادی جدید که با هدف جذب شرکت‌های نفتی بین‌المللی طراحی شده است، به افزایش انگیزه سرمایه‌گذاری این شرکت‌ها در ایران بعد از لغو تحریم‌ها، یاری خواهد رساند.

تجربه صدساله برای نسل جدید قراردادهای نفتی
اولین امتیاز نفتی که به کشف نفت در ایران انجامید، متعلق به ویلیام ناکس دارسی بود. او امتیاز کشف نفت را در سال ۱۹۰۱ به دست آورد و در سال ۱۹۰۸ میلادی (۱۲۸۷ هجری شمسی) موفق شد در مسجدسلیمان نفت کشف کند. امتیاز دارسی تا سال‌ها پابرجا بود؛ اما رضاخان در سال ۱۳۱۱ این قرارداد را لغو کرد و قرارداد ۶۰ ساله جدیدی همراه با اصلاحات، در سال ۱۳۱۲ به امضای طرفین رسید. با روی کار آمدن محمدرضا پهلوی و بعد از پایان جنگ جهانی دوم و خروج نیروهای بیگانه، قرارداد الحاقی گس – گلشائیان به امضای دولت وقت ایران رسید که مجلس با آن مخالفت کرد. در ادامه مخالفت مجلس با این قرارداد، صنعت نفت در سال ۱۳۲۹ ملی و شرکت نفت ایران و انگلیس منحل شد. این روند دیری نپایید و با کودتای ۲۸ مرداد ۱۳۳۲ و سقوط دولت دکتر مصدق، قرارداد کنسرسیوم منعقد و چند سال بعد، نخستین قانون تصویب شد. این قانون، «مشارکت در تولید» را به رسمیت می‌شناخت. کمتر از دو دهه بعد با قانون مصوب سال ۱۳۵۳، تنها قراردادهای «خدماتی»‌ به رسمیت شناخته شدند. با پیروزی انقلاب اسلامی ایران، تنها شیوه قراردادی مجاز کماکان خدماتی بود که در این چارچوب از دهه ۱۳۷۰ شمسی، «قراردادهای بیع متقابل» معرفی شدند. تاکنون سه نسل از این قراردادها با اصلاحاتی نسبت به نسل پیشین، مورد استفاده قرار گرفته‌اند که از سوی کارشناسان لزوم اصلاح در آنها در مواردی همچون توجه به حداکثر برداشت در طول عمر میدان، و با توجه به رفتار مخزن، امکان تغییر شرح کار و شیوه پرداخت، مساله انتقال تکنولوژی و لزوم توجه به سود متناسب طرفین مورد تاکید قرار گرفته است. نسل جدید قراردادهای نفتی ایران با در نظر گرفتن تجربه‌های نسل‌های قبلی، از امتیاز انحصاری دارسی تا نسل سوم قراردادهای بیع متقابل، قرار است به حضور شرکت‌های نفتی بین‌المللی در ایران کمک کند. اما اصلی‌ترین ویژگی‌های مدل IPC چیست؟

ویژگی‌های IPC

دوازده ویژگی عمده در IPC مورد توجه بوده است که به قرار زیر هستند:

۱) احتراز از گرفتاری‌های فعلی قراردادهای بیع متقابل.

۲) حرکت به سمت مدل‌های شناخته شده و استاندارد جهانی.

۳) تعادل بین ریسک و پاداش.

۴) بیشینه کردن مشوق‌های سرمایه‌گذاران در نواحی با ریسک پایین و بالا.

۵) یکپارچگی عملیات اکتشاف، توسعه و تولید.

۶) بیشینه‌سازی تنظیم منافع طرفین.

۷) بهترین رویکرد فنی به عملیات.

۸) مشارکت برای عملیات بهتر.

۹) بیشینه کردن ضریب برداشت.

۱۰) اتخاذ مدلی برای عملیات IOR/EOR.

۱۱) اولویت دادن به میادین مشترک.

۱۲)‌ انعطاف در تغییرات مربوط به هزینه و مقیاس٫

اهداف و مقیاس این قراردادها شامل اکتشاف و تولید به صورت یکپارچه، حفظ ظرفیت تولید و ازدیاد برداشت، ایجاد انگیزه برای میدان‌های مشترک، تولید صیانتی (MER)، Plateau درازمدت و پایدار و انتقال تکنولوژی است. قراردادهای جدید، به صورت فازبندی‌شده خواهد بود و سقفی مشخص از ابتدا برای آن درنظر گرفته نمی‌شود. در بودجه‌ها و برنامه‌های کاری سالیانه، وضعیت مشخص و در دوره‌های کوتاه‌مدت بازنگری می‌شود. در مرحله «اکتشاف»، در صورت عدم موفقیت، تمام هزینه‌ها توسط شرکت بین‌المللی پرداخته می‌شود. در صورت موفقیت، تمام هزینه‌ها جمع و با هزینه پول، به بخش «توسعه» منتقل می‌شود. در بخش توسعه، «هزینه‌های سرمایه‌ای مستقیم»، «هزینه‌های غیرمستقیم» و «هزینه پول» لحاظ می‌شود. در مدل جدید، Joint Venture طرف قرارداد است و پاداش (DF) بر حسب دلار در بشکه، متناسب با میزان تولید است. این رقم، متغیر است و در مورد میدان‌های نفتی و گازی بسته به نوع میدان و ریسک عملیات، تفاوت دارد. پاداش از شروع تولید، برای یک دوره ۱۵ تا ۲۰ سال پرداخت می‌شود. مقدار پاداش (A با واحد دلار بر بشکه برای میدان‌های نفتی و B با واحد دلار بر هزار فوت مکعب برای میدان‌های گازی) موضوع مناقصه است. این رقم زمانی به صورت کامل پرداخت می‌شود، که اهداف محقق شود و اگر رقم یا بازه زمانی Plateau محقق نشد، متناسب با آن پرداخت صورت می‌گیرد. اگر A رقم پاداش برای توسعه یک میدان کشف شده باشد، با درنظر گرفتن اکتشاف، عدد یک هم به ضریب اضافه می‌شود. مقدار (A+1) بسته به ریسک میدان، قرار داشتن آن در خشکی یا فراساحل و مشترک بودن یا نبودن، در ضرایب مختلفی از ۱ تا ۱٫۶ ضرب می‌شود. کمترین ضریب یعنی ۱، برای میدان‌های کم‌ریسک خشکی و بیشترین یعنی ۶/۱ برای میدان‌های مشترک پرریسک خشکی و دریا خواهد بود. در این میان دو مشوق موثر بر مقدار پاداش وجود خواهد داشت:

۱- مقدار پاداش، با افزایش یا کاهش قیمت نفت متغیر خواهد بود.

۲- فاکتور RI) R) که میزان کل دریافتی انباشتی شرکت در هر مقطع زمانی تقسیم بر کل هزینه‌های آن است. این رقم در مقاطع اولیه که هزینه بیشتر است، مقدار کمتری دارد. مقدار پاداش هرچه میدان کوچک‌تر باشد و هرچه فاکتور R کوچک‌تر باشد، بیشتر خواهد بود. یعنی با فرض فاکتور R کوچکتر از ۱، بیشترین پاداش برای میدان با کمترین تولید خواهد بود و با فرض یک میدان با تولید ثابت، با افزایش مقدار فاکتور R، پاداش کاهش خواهد یافت.

منتشرشده در شماره ۴ توسعه صنعت نفت

برچسب‌ها: , , ,

بدون دیدگاه » بهمن ۱ام, ۱۳۹۲

میراث رویتر

حاشیه و متن قراردادهای نفتی از ناصرالدین‌شاه تاکنون

علی امینی در حال امضای قرارداد کنسرسیوم

علی امینی در حال امضای قرارداد کنسرسیوم

بیش از یک قرن قبل، وقتی ناصرالدین‌شاه با وساطت میرزا حسین‌خان سپهسالار، امتیاز معادن ایران را به بارون جولیوس رویتر، بنیانگذار خبرگزاری رویترز واگذار کرد، احتمالاً هرگز تصور نمی‌کرد راهی که در واگذاری امتیاز معادن و از جمله نفت آغاز کرده است، روزی به بحث اول رسانه‌های کشور بدل شود؛ عده‌ای متهم و دیگرانی در پی برائت باشند و در نهایت قراردادهای نفتی به عنوان اصلی‌ترین پاشنه‌آشیل وزرای نفت ایران مطرح شوند. خود ناصرالدین‌شاه، خیلی زود اسیر حاشیه‌های قرارداد رویتر شد و در نهایت آن را لغو کرد. میرزا حسین‌خان هم بر سر این ماجرا، سمت خود را از دست داد. امروز اما، حاشیه‌ها با گستردگی بسیار بیش از گذشته مطرح می‌شوند. عده‌ای از وزیر پیشنهادی نفت می‌خواهند به سبب قراردادهایی همچون کرسنت، «عذرخواهی کند» و دیگرانی آنان را که قرارداد را متوقف کرده‌اند شایسته «محاکمه» می‌دانند. اقتصاد ایران با ورود نفت، شاهد حضور یک بازیگر حاشیه‌ساز جدید بوده است: «قراردادهای نفتی».

همیشه پای رشوه در میان است؟
میرزاحسین‌خان سپهسالار، مذاکره‌کننده اصلی قرارداد رویتر، خیلی زود اسیر نفرینی شد که دامن بسیاری از مذاکره‌کنندگان نفتی را گرفته است. با انتشار متن امتیازنامه، مردم و برخی از علما همچون حاج ملاعلی کنی، از در مخالفت با قرارداد برآمدند. علاوه بر این،‌ روسیه نیز از مخالفان امتیازنامه رویتر بود؛ چرا که این امتیازنامه سهم این کشور را از امتیازات نادیده می‌گرفت. در نهایت، تلاش مخالفان به ثمر نشست و میرزاحسین‌خان سپهسالار، بر‌کنار و امتیازنامه لغو شد. پس از لغو قرارداد رویتر، امتیازهای دیگری نیز برای کشف نفت اختصاص داده شد که همه بی‌ثمر بود تا آنکه قرارداد مشهور دارسی در ۱۲۸۰ امضا شد. آنچه در ابتدا باعث شد مساله قرارداد جدید نفتی مطرح شود، حضور دو دانشمند فرانسوی در ایران و کشف نشانه‌هایی از وجود نفت بود. این دو فرانسوی به کمک، آنتوان کتابچی، مدیر سابق گمرک و با واسطه‌گری یکی از مقامات سابق دولتی انگلیس، با ویلیام ناکس دارسی، میلیونر استرالیایی آشنا شدند. دارسی مذاکره‌کنندگانی به ایران فرستاد تا با امین‌السلطان، صدراعظم مظفرالدین‌شاه، بر سر مساله نفت به توافق برسند و آنگونه که روایت شده است، در این میان پرداخت ۱۰ هزار‌لیره‌ای به صدراعظم بود که کارها را تسهیل کرد. ماجرای رویتر درس عبرتی بود تا انگلیسی‌ها بدون در نظر گرفتن خواست روسیه، در پی کسب امتیاز جدیدی برنیایند و در نتیجه در قرارداد دارسی، پنج استان شمالی ایران از دامنه قرارداد مستثنی شد. با گذشت هفت سال از قرارداد و در حالی که به دلیل ناموفق بودن حفاری‌ها، از انگلستان دستور رسید که عملیات متوقف و همه به خانه‌هایشان برگردند، چاه شماره یک مسجدسلیمان در روز پنجم خرداد ۱۲۸۷ به نفت رسید. اما این تازه آغاز کار بود.

قرارداد نفتی پهلوی اول
با افزایش درآمدهای نفتی در سال‌های پس از کشف نفت، به نظر می‌رسد رضاخان نخستین کسی بود که از بخت به‌کارگیری درآمدهای هنگفت نفتی برای توسعه کشور برخوردار شد. این مساله نظر او را به سمت استفاده از درآمدهای بخش نفت برای توسعه ایران جلب کرد. رضاخان دستور داد هیاتی به بررسی قراردادهای نفتی بپردازند تا سهم ایران از این قراردادها افزایش یابد. عبدالحسین تیمورتاش، رئیس هیات مذاکره‌کننده بود که نتوانست در این مذاکرات موفقیتی را به دست آورد. همزمان با نارضایتی رضاشاه از قرارداد دارسی، در سال۱۹۳۱درآمد نفتی ایران کاهش چشمگیری یافت. این امر موجب نارضایتی بیش از پیش رضاشاه شد. او «دوسیه نفت» را خواست و با عصبانیت آن را در آتش انداخت. قرارداد دارسی ملغی اعلام شد و با وساطت جامعه جهانی،‌ قرارداد دیگری در سال ۱۳۱۲ امضا شد. در این قرارداد، برای مدت۶۰ سال دیگر امتیاز نفت ایران واگذار شد و تغییراتی در مفاد قرارداد به نفع ایران به وجود آمد. هرچند بسیاری معتقدند در نهایت با به رسمیت شناختن قرارداد دارسی برای مدتی طولانی، عملاً قرارداد به نفع طرف خارجی تنظیم شد.

پدر کو ندارد نشان از پسر
چند سال بعد از روی کار آمدن محمدرضاشاه، قرارداد الحاقی جدید امضا شد که به عنوان قرارداد «گس-گلشائیان» شناخته می‌شود. قرارداد جدید با مخالفت برخی نمایندگان مجلس و نیز جبهه ملی مواجه شد. رزم‌آرا که در‌صدد تصویب قرارداد در مجلس بود، لایحه‌ای برای تصویب به مجلس ارائه داد که مجلس آن را رد کرد و لایحه از بررسی خارج شد. همزمان، ۱۱ نماینده مجلس شانزدهم، طرح ملی شدن صنعت نفت را ارائه کردند. رزم‌آرا، مخالف اصلی طرح در ۱۶ اسفند ۱۳۲۹ ترور شد و چند روز بعد در ۲۹ اسفند، نفت ملی شد. ملی شدن نفت هم در نهایت باعث خروج بیگانگان از صنعت نفت کشور نشد. کشور با مشکل صادرات نفت و کاهش درآمد مواجه شد و در نهایت نیز دولت مصدق سقوط کرد. با مشاهده وضعیت کشور بعد از خروج شرکت‌های خارجی و ملی شدن نفت، این بار امضای قرارداد جدید با تغییراتی نسبت به قراردادهای امتیازی پیشین،‌ ساده‌تر به نظر می‌رسید. به جای یک شرکت مشترک بین ایران و انگلیس، هشت شرکت کنترل نفت ایران را در دست گرفتند. در فضای سیاسی بعد از کودتای ۲۸مرداد و شرایطی که امینی به دفاع از قرارداد می‌پرداخت، با وجود مخالفت طرفداران نهضت مقاومت ملی، مجلسین با اکثریتی قاطع قرارداد را تصویب کردند.
با گذشت زمان، محمدرضا پهلوی نیز به تدریج به جرگه منتقدان قرارداد پیشین کنسرسیوم پیوست و در اوایل دهه ۵۰ صراحتاً خواستار تغییراتی در قرارداد کنسرسیوم شد. او که همچون پدرش، نفت را سکویی برای پرتاب ایران به جمع کشورهای توسعه‌یافته یافته بود، در سخنرانی سال ۱۳۵۱ گفت: «موقعی که در ۱۹۵۴ ما قرارداد نفتی را امضا کردیم، که شاید در آن روز بیشتر از آن هم نمی‌توانستیم به دست بیاوریم، یکی از مواد قرارداد این بود که شرکت‌های عامل، منافع ایران را به بهترین وجهی حفظ خواهند کرد. ما دلایلی داریم که این کار نشده است. در قرارداد ۵۴، سه دوره تمدید پنج‌ساله در نظر گرفته بودند که ضمناً ثبت شده بود که منافع ایران حفظ بشود. ما دلایل کافی داریم که مطابق حتی همین قرارداد ۵۴، قرارداد نفت خود را با کنسرسیوم در سال ۱۹۷۹، یعنی شش سال دیگر، دیگر به هیچ وجه تمدید نخواهیم کرد.» او در نهایت دو راه پیش روی شرکت‌های غربی قرار داد: اول اینکه تا ۱۹۷۹، به کار خود ادامه دهند به شرطی که درآمد حاصل از هر بشکه نفت، از دیگر کشورهای منطقه کمتر نباشد و ایران هشت میلیون بشکه نفت در روز صادر کند. در راه‌حل دوم، شرکت‌های خارجی باید تمام مسوولیت‌ها را به دولت ایران واگذار می‌کردند و در مقابل، برای مدت طولانی با تخفیف مشتری نفت ایران می‌شدند. راه‌حل دوم، مورد توافق قرار گرفت و قرارداد کنسرسیوم در سال ۱۳۵۲، بار دیگر نیز با تغییراتی تصویب شد که این بار دولت ایران حقوق بیشتری را به دست آورد. قرارداد جدید در صورت تداوم، تا سال ۱۳۷۲ معتبر بود. اما انقلاب خیلی زودتر از موعد به کار کنسرسیوم پایان داد.

قراردادهای پرحاشیه بیع متقابل
با پیروزی انقلاب اسلامی و تشکیل وزارت نفت، شیوه‌های پیشین قراردادی عملاً منسوخ شد. به منظور جبران کاهش سرمایه‌گذاری خارجی، از دهه ۷۰ قراردادهای بیع متقابل در دستور کار قرار گرفتند که پرحاشیه‌ترین قراردادهای سال‌های اخیر به لحاظ ابعاد سیاسی، اقتصادی و فنی به شمار می‌روند. از جنبه سیاسی، شاید بتوان گفت صرف مساله تداوم قرارداد با شرکت‌های خارجی در حالی که در تمامی سال‌های پس از کشف نفت در مسجدسلیمان، نگاه مثبتی به حضور بیگانگان در صنعت نفت وجود نداشته است، موجب ایجاد نوعی عدم اطمینان شده است. سال گذشته مساله توسعه فازهای ۲ و ۳ پارس جنوبی توسط شرکت توتال، با عنوان «خیانت» این شرکت در پارس جنوبی مطرح و حتی مساله شکایت از این شرکت در مجامع بین‌المللی نیز مطرح شد. برخی اعتقاد داشتند امضای یک قرارداد چند میلیارددلاری با قطر، در واقع پاداش شرکت توتال برای انجام دادن این خیانت در حق ایرانی‌ها بوده است. به لحاظ اقتصادی، امکان به‌کارگیری شرکت‌های داخلی و هزینه بالای پروژه‌های صورت‌گرفته از سوی شرکت‌های خارجی، موجب انتقاد کارشناسان بوده است. این مساله به طور خاص در میادینی همچون آزادگان و دارخوین نیز مطرح بوده است. در بعد فنی نیز قراردادهایی مثل توسعه میادین سروش و نوروز که توسط شرکت شل صورت گرفته است، با انتقاداتی از بابت فناوری‌های به کار‌رفته برای ازدیاد برداشت مواجه شده است.
در این میان، نقش انتقادات سیاسی و معطوف به فساد در قراردادهای نفتی، پررنگ‌تر از موارد دیگر بوده است. با آغاز قراردادهای بیع متقابل از سال ۱۳۷۴،‌ بیشترین انتقادات نسبت به این نوع از قراردادها به ویژه در زمان وزارت نفت مهندس زنگنه مطرح شد. پرونده‌های رشوه در پروژه فازهای ۶، ۷ و ۸ و پروژه فازهای ۹ و ۱۰ پارس جنوبی، بیش از یک قرن پس از امضای قرارداد رویتر، «فساد» را در صدر اخبار نفتی قرار داده و پیچیدگی و عدم شفافیت قراردادهای نفتی نیز به این مساله دامن زده است. به عنوان مثال، در زمان مطرح شدن مساله «قرارداد» کرسنت از سوی محمدرضا رحیمی، رئیس وقت دیوان محاسبات کشور، او رقم ضرر ایران از این قرارداد را ۲۰ میلیارد دلار اعلام کرد که رقم قابل توجهی به شمار می‌رود و با توجه به عدم آشنایی عموم با مفاد قرارداد، هیچ اطلاع دقیقی از درستی این اعداد در دست نبوده و اثبات نشده است.

مشارکت در تولید، آری یا نه؟
با توجه به غیرمجاز بودن تسلط افراد و شرکت‌ها بر منابع نفتی، تاکنون قراردادهایی که مستلزم این امر بوده‌اند در کشور امکان اجرا پیدا نکرده‌اند. با این وجود، برخی کارشناسان معتقدند تسلط بر منابع و مخازن نفتی، شامل نفت تولیدی چاه‌ها نمی‌شود؛ لذا در صورتی که قراردادی مستلزم برداشت سهمی از نفت تولیدی توسط شرکت طرف قرارداد باشد، الزاماً به معنی تسلط شرکت مذکور بر منابع نفتی نیست و در نتیجه مخالف قانون نیست. قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مصوب سال ۱۳۹۰ نیز بر همین اساس استفاده از «الگوهای جدید قراردادی از جمله مشارکت با سرمایه‌گذاران و پیمانکاران داخلی و خارجی بدون انتقال مالکیت نفت و گاز موجود در مخازن و با رعایت موازین تولید صیانت‌شده» را مجاز دانسته است. هرچند با توجه به مخالفت‌های موجود، به نظر می‌رسد تا اجرایی شدن قراردادهای مشارکت در تولید راه طولانی باقی است، هم‌اکنون بسیاری از کارشناسان نفتی از امکان استفاده از این نوع قراردادها سخن می‌گویند. به گفته این دسته از کارشناسان، قراردادهای مشارکت در تولید به ویژه در میادین مشترک که هر روز تاخیر در تولید، موجب ایجاد عدم‌النفع می‌شود، می‌تواند به توسعه صنعت نفت کشور کمک کند. نرسی قربان در گفت‌وگو با تجارت فردا می‌گوید به طور کلی آنچه مهم است، میزان درآمد هر بشکه نفت و صیانت از مخزن است و «درآمد قراردادهای امتیازی و یا مشارکت ممکن است بیشتر از عواید قرارداد بیع متقابل هم باشد.» غلامحسین حسن‌تاش نیز نظر مشابهی دارد و معتقد است بسته به نوع میدان، می‌توان از قراردادهای متفاوتی استفاده کرد و چه‌بسا این قرارداد از نوع مشارکت در تولید باشد.

از رویتر تا کرسنت
از روزگاری که میرزا حسین‌خان (که احتمالاً اگر در روزگار ما می‌زیست، در رسانه‌ها به او «م. ح» گفته می‌شد) در پی انعقاد قرارداد رویتر، متهم به دریافت رشوه و خیانت به کشور شد، حدود ۱۵۰سال می‌گذرد که بار دیگر در پی معرفی وزرای پیشنهادی و از جمله وزیر نفت، مسائلی همچون ارزان‌فروشی گاز در قرارداد کرسنت و پرداخت رشوه در انعقاد قرارداد فازهای ۶، ۷ و ۸ پارس جنوبی، به عنوان یکی از نقاط ضعف کارنامه زنگنه مطرح می‌شود. فارغ از درستی اتهامات مطرح‌شده و محاسبات صورت‌گرفته درباره حاشیه‌های مربوط به قراردادهای نفتی، شاید بتوان از وجود شباهت‌هایی در قراردادهای نفتی ایران، از زمان رویتر تاکنون سخن گفت. مخالفان از خیانت، ارزان‌فروشی و رشوه می‌گویند هر چند اغلب چیزی اثبات نمی‌شود و موافقان معتقدند آنان که بانی انعقاد قرارداد می‌شوند، به فرض اشتباه، اهل خیانت نیستند و در برخی موارد، انعقاد یک قرارداد (با فرض وجود ایراد)، به عدم انعقاد قرارداد، عدم‌النفع چندمیلیاردی و بعضاً برداشت از میدان و تسخیر بازار توسط کشور رقیب، ارجح است. از امضای بدون نتیجه قرارداد رویتر تا به نتیجه رسیدن قرارداد دارسی، بیش از سه دهه گذشت و در این مدت نیز صنعت نفتی در ایران به وجود نیامد. از امضای قرارداد کرسنت تاکنون نیز سال‌ها گذشته است و هرچند گاز ارزان به امارات فروخته نشده است، به‌گفته غلامحسین نوذری، وزیر اسبق نفت، روزانه۶۰۰ میلیون فوت مکعب گاز در میدان مشترک با امارات سوخته است و تاسیسات میدان نیز آسیب دیده است. این میزان گاز، معادل بیش از ۵۰ درصد یک فاز استاندارد پارس جنوبی به شمار می‌رود. به گفته نوذری، «امروز سوال نمی‌شود که چرا ما هفت سال گاز نفروختیم، فقط سوال می‌شود که چرا آن قرارداد امضا شد.»

پرحاشیه‌ترین پروژه‌های اکتشاف، تولید و انتقال منابع هیدروکربنی در ایران

پرحاشیه‌ترین پروژه‌های اکتشاف، تولید و انتقال منابع هیدروکربنی در ایران

منتشرشده در شماره ۵۳ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , ,

بدون دیدگاه » مرداد ۲۶ام, 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

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: , , , , , , ,

بدون دیدگاه » مرداد ۲۶ام, ۱۳۹۲

هر چه را غربی‌ها می‌گویند به سادگی نپذیریم

غلامحسین حسن‌تاش، کارشناس اقتصاد انرژی و رئیس اسبق موسسه مطالعات بین‌المللی انرژی، از قراردادهای مشارکتی در صنعت نفت و مطرح شدن آن در سال‌های اخیر می‌گوید. مشروح گفت‌وگو با او را در ادامه می‌خوانید.

با مطرح شدن استفاده از قراردادهای مشارکتی، شما مدتی قبل در یادداشتی اشاره کردید با توجه به عدم حضور شرکت‌های خارجی، مخاطب این قراردادها احتمالاً افراد خاصی هستند. منظور شما از این اشاره دقیقاً چه بوده است؟

طی سه، چهار سال اخیر و به عبارت دیگر در دور دولت آقای احمدی‌نژاد، در بخش‌هایی از سطوح عالی نفت پیگیر بحث قراردادهای مشارکتی شدند. در گذشته اگر این بحث‌ها مطرح بود، شرکت‌های خارجی بیشتر از امروز امکان حضور داشتند و سوال این بود که چگونه می‌توان سرمایه‌گذاری خارجی بیشتری را جذب کرد. اما این سوال برای من بود که الان که ما تحریم هستیم و دفاتر شرکت‌های خارجی بسته شده است، طرح این بحث چه ضرورتی دارد؛ لذا به نظر می‌رسید این ماجرا، نه برای جذب بیشتر سرمایه‌گذاری خارجی، که با هدف انعقاد قرارداد با برخی افراد و شرکت‌های خاص داخلی مطرح شده است.

یعنی به نظر شما ورود بخش‌های خصوصی داخلی در این زمینه ممکن است ایرادی داشته باشد؟
من با این مساله اساساً مخالفتی ندارم. بلکه معتقدم باید معیارها و ضوابطی وضع شود و هر شرکت اعلام کند چه سوابق فنی، چه میزان توان تامین مالی و چه پیشینه‌ای دارد. هر شرکتی که معیارها و استانداردهای لازم را داشته باشد،‌ وارد قرارداد شود. مساله این است که ما چنین شرکت‌هایی را نداریم. شرکت‌های نفتی بین‌المللی که نمی‌آیند و هفت خواهران جدید (شرکت‌های نفتی دولتی که در گستره جهانی کار می‌کنند) نیز پس کشیده‌اند؛ لذا با توجه به اینکه امکان حضور شرکت‌های بزرگ نیست، به نظر می‌رسد پروژه «خواص‌سازی» در جریان است و امیدوارم در دولت یازدهم جلوی آن گرفته شود. من این روند را برای کشور خطرناک می‌دانم. فرقی ندارد این خواص چه کسانی باشند. بلکه مهم رانتی است که در این میان وجود دارد و گسترش رانت‌خواری لذا اگر کسی مطابق ضوابط و معیارهای صنایع نفت جهان و با توان اجرایی و منابع مالی کافی و نیز با حفظ اصول رقابت و شفافیت وارد زمینه قراردادهای مشارکتی شود، هیچ ایرادی ندارد.

به نظر می‌رسد شما با اصل قراردادهای مشارکتی به لحاظ اقتصادی و نفتی مخالفتی ندارید. درست است؟
مطرح شدن مباحث مرتبط با قراردادهای مشارکت در تولید، اغلب با ارزیابی دقیق داخلی و مقایسه تطبیقی با در نظر گرفتن منافع ملی همراه نبوده است. بلکه علت اصلی، اظهارات شرکت‌های خارجی مبنی بر جذاب نبودن قراردادهای بیع متقابل بوده است. من از ابتدا معتقد بودم چندان نباید به این حرف توجه کرد، چرا که این حرف برای شرکت‌های خارجی یک ابزار چانه‌زنی است. حرف من این بود که نباید این را به سادگی پذیرفت. سوال من این است که اگر بیع متقابل جذاب نبود، چرا خارجی‌ها آن را می‌پذیرفتند. حتی در زمان بوش، کمپینی از شرکت‌های نفتی آمریکایی شکل گرفته بود که برای حضور در ایران به دولت آمریکا فشار می‌آوردند، و می‌گفتند که اروپایی‌ها حضور دارند و نفع می‌برند و ما عقب افتاده‌ایم. بنابراین حرف من همیشه این بوده است که هر چه را غربی‌ها می‌گویند به سادگی نپذیریم و برخورد نقاد با آن داشته باشیم. مساله دیگر اینکه شرکت‌های خارجی بسته به چشم‌اندازی که از قیمت‌های آتی نفت دارند، حتی در برخی موارد ممکن است قراردادهای بیع متقابل را ترجیح دهند. اگر بر اساس چشم‌انداز، قیمت نفت نزولی باشد، با توجه به اینکه در قرارداد مشارکتی، شرکت خارجی در مقداری از تولید سهیم است و ارزش این میزان تولید در چشم‌انداز کاهش می‌یابد، تمایل به سمت قراردادهای بیع متقابل است. عکس این مساله در صورت وجود افق افزایش قیمت نفت وجود دارد. به ویژه از این رو که با افزایش قیمت نفت، هزینه‌های توسعه میدان نیز افزایش می‌یابند، ولی درآمد شرکت در قرارداد بیع متقابل، ثابت است، یعنی طرف خارجی ریسک افزایش هزینه را دارد ولی شانس افزایش درآمد را ندارد، با فرض ثابت بودن قیمت‌ها نیز ترجیحی بین دو نوع قرارداد وجود ندارد. مورد دیگر اینکه قراردادهای مشارکتی تنها قرارداد مرسوم در دنیا نیست و مثلاً در کویت یا عراق از انواع دیگر قراردادهای خدماتی استفاده می‌شود. در نهایت اینکه وقتی ما حرف از میدان نفتی می‌زنیم، این یک عبارت ژنریک نیست. مخازن نفتی بسته به خصوصیات سنگ و سیال، ضخامت لایه و بسیاری از دیگر موارد با هم متفاوت هستند و ریسک‌های فنی و اقتصادی و هزینه‌های متفاوتی دارند و لذا می‌توان متناسب با آن، قراردادهای متفاوتی را منعقد کرد و شیوه‌های سرمایه‌گذاری متفاوتی را انتخاب کرد. باید برنامه جامعی برای توسعه میادین داشت و بعد از مطالعه و اولویت‌بندی و دسته‌بندی، برای هر دسته از میدان یک نوع روش سرمایه‌گذاری و قراردادی متناسب را در نظر گرفت.

نظر شما در مورد ایرادهای حقوقی واردشده به قراردادهای مشارکتی چیست؟
البته در زمینه حقوقی، من متخصص نیستم ولی به لحاظ فنی می‌توان گفت حتی در قراردادهای امتیازی هم که در زمان دارسی داشتیم، چنین چیزی وجود نداشته است و ملی شدن نفت هم خود تا حدودی نشان‌دهنده این مطلب است. در قرارداد مشارکتی، درصدی از نفت استخراجی که بر سر آن توافق شده است، به طرف مقابل تعلق می‌گیرد؛ لذا این‌طور نیست که ذخایر نفتی به شرکت خارجی تعلق گیرد.

به نظرم نهایتاً در مورد قراردادهای مشارکت در تولید، شاید بتوان این سبک قرارداد را برای میادین مشترک توصیه کرد. این‌طور نیست؟
هر جا که ریسک‌ها بالاست می‌توان ریسک را تقسیم کرد و هر جا که شانس‌ها بالاست دلیلی ندارد که شریک بتراشیم. در میادین مشترک، یک ریسک اضافه هم وجود دارد و لحظه به لحظه عدم‌النفع ما در حال افزایش است. در چنین جایی، باید از هر شیوه‌ای که امکان دارد استفاده کرد تا جلوی این مساله را گرفت. اما در هر نوع قراردادی، هوشمندی و پیش‌بینی‌های صحیح و مطالعات کافی باعث می‌شود بتوان این قراردادها را به شکل بهینه‌ای منعقد کرد.

منتشرشده در شماره ۵۳ تجارت فردا

برچسب‌ها: , ,

بدون دیدگاه » مرداد ۲۶ام, ۱۳۹۲

Older Posts


فید مطالب

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

تقویم نوشته‌ها

فروردین ۱۳۹۷
ش ی د س چ پ ج
« بهمن    
 123
۴۵۶۷۸۹۱۰
۱۱۱۲۱۳۱۴۱۵۱۶۱۷
۱۸۱۹۲۰۲۱۲۲۲۳۲۴
۲۵۲۶۲۷۲۸۲۹۳۰۳۱

موضوعات

بایگانی شمسی

برچسب‌ها

گزیده نوشته‌ها

گفت‌وگوها