مطالب برچسب شده 'قرارداد IPC'

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

وعده مهر

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

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

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

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

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

منتشرشده در شماره ۱۹۱ تجارت فردا

برچسب‌ها: , ,

بدون دیدگاه » شهریور ۱۲ام, ۱۳۹۵

رازِ گاز

گفت‌وگو با الهام حسن‌زاده درباره اقتصاد، سیاستگذاری و دیپلماسی گاز

گفت‌وگو با الهام حسن‌زاده درباره اقتصاد، سیاستگذاری و دیپلماسی گاز

«زنی که آینده نفت ایران را شکل می‌دهد.» این تعبیری است که بلومبرگ درباره الهام حسن‌زاده به کار می‌برد؛ دانش‌آموخته دکترای حقوق نفت و گاز از انگلستان و فلوشیپ موسسه انرژی آکسفورد که برای سرمایه‌گذاری در صنایع انرژی ایران به شرکت‌های بین‌المللی مشاوره می‌دهد. در گفت‌وگو با حسن‌زاده، مدیرعامل شرکت مشاوره نفت و گاز Energy Pioneers، از سیاستگذاری صنعت گاز ایران و آینده صادرات پرسیدیم. او، که کتابش درباره صنعت گاز ایران طی دوران پس از انقلاب اسلامی به وسیله موسسه انتشارات دانشگاه آکسفورد روانه بازار شده است، از پتانسیل بالای صنعت گاز ایران می‌گوید و انبوه فعالیت‌هایی که هنوز باید صورت بگیرد. به گفته حسن‌زاده، که به عنوان مشاور اقتصاد سیاسی در بانک جهانی نیز مشغول فعالیت است، در سال‌های آتی ظرفیت مازاد گازی به وجود خواهد آمد که از هم‌اکنون باید به دنبال صادرات آن بود؛ اگرچه موانعی در این خصوص وجود دارد. موانعی که البته یکسان نیستند ولی عمدتاً به دو مساله قیمت و امنیت مربوط می‌شوند. به گفته حسن‌زاده، قیمت‌های صادرات گاز ایران به ترکیه بسیار بالاست و در نتیجه توافق بر سر هر قیمتی پایین‌تر از آن، با مخالفت‌های داخلی مواجه خواهد شد و در نتیجه پیش‌بینی می‌شود نهایتاً قراردادی به سرانجام نرسد. در این میان صادرات LNG نیز روی میز قرار دارد که به گفته این کارشناس انرژی، به دلیل اشباع بازار چشم‌انداز روشنی برای آن متصور نیست و چه‌بسا فاقد توجیه اقتصادی باشد.

برای ارائه یک تصویر کلان از صنعت گاز ایران، معمولاً به آمار ذخایر اتکا می‌شود و این در حالی است که بسیاری معتقدند باید به سهم ایران در تجارت گاز توجه بیشتری داشت. شما صنعت گاز ایران را چگونه به تصویر می‌کشید؟
اولین نکته این است که مردم، کارشناسان و مسوولان ما عموماً نگاهی غیرواقعی نسبت به صنعت گاز ایران دارند. معمولاً گفته می‌شود ایران دارنده بزرگ‌ترین ذخایر است، اما در دنیای واقعی مابه‌ازای واضحی از آن را نمی‌بینیم؛ درست مشابه نگاهی که درباره تاریخ چندهزارساله ایران نیز وجود دارد. طی دوره‌ای کشور به دلیل مسائل مربوط به تحریم‌ها، از نظر حضور در بازار گاز با مانع مواجه بود. اما از الان به بعد مهم است که بدانیم چطور قرار است از این ذخایر عظیم استفاده کنیم. به طور مثال می‌توان به مخزن مشترک پارس جنوبی اشاره کرد که قطر به صورت حداکثری از آن تولید کرده است؛ به طوری که یک استمهال برای تولید در نظر گرفته‌اند و متوجه شده‌اند تولید با نرخ بیش از حد فعلی ممکن است در طولانی‌مدت مجموع برداشت آنها را تحت‌تاثیر قرار دهد. همین توقف توسعه بیشتر در قطر، می‌تواند فرصتی برای ایران باشد. برخی معتقدند با در نظر گرفتن توان تولید قطر، ایران فاقد تاثیرگذاری لازم در بازار گاز منطقه‌ای خواهد بود؛ اما واقعیت این است که عمده صادرات قطر به صورت LNG به بازارهای دوردست و به وسیله قراردادهای بلندمدت صورت می‌گیرد و مازاد بر آن نیز به صورت Spot (تک‌محموله) به فروش می‌رسد. این یعنی قطر برخلاف ایران پتانسیل صادرات گاز را به صورت طولانی‌مدت و از طریق خط لوله ندارد. در یک جمع‌بندی کلی می‌توان گفت پتانسیل ایران، عظیم و کارهای انجام‌شده، خواسته یا ناخواسته، ناکافی بوده است. خوشبختانه آقای زنگنه در دوران جدید وزارت تمرکز خوبی بر پارس جنوبی داشته‌اند و فازهای با درصد پیشرفت بالا را در اولویت اتمام قرار داده‌اند. با وجود این حجم تمرکز بر توسعه پارس جنوبی، مساله دیگر این است که با فرض افزایش ظرفیت تولید، گاز تولیدی به چه مصرفی خواهد رسید؟ مگر مصرف گاز داخلی برای پتروشیمی‌ها چقدر است؟ آن هم با در نظر گرفتن اینکه توسعه صنعت پتروشیمی باید از تمرکز بر خوراک گاز فاصله بگیرد و به سمت خوراک مایع هدایت شود.

با وجود اینکه شما به افزایش مازاد ظرفیت گاز کشور در سال‌های آتی اشاره کردید؛ بسیاری معتقدند که با توجه به تداوم رشد مصرف گاز در کشور به دلیل ارزانی نسبی آن در اثر یارانه‌های پرداختی، عملاً با مازاد ظرفیت گاز مواجه نخواهیم بود.
میزان مصرف داخلی همواره در حال ‌افزایش و همراه با رشد خواهد بود؛ اما مهم اندازه و به طور دقیق‌تر شتاب رشد است. در حوزه گازرسانی بیشتر توسعه انجام شده است و هم‌اکنون ۶۵ درصد نواحی روستایی و بیش از ۹۵ درصد مناطق شهری از گاز برخوردارند. از سوی دیگر سیاست‌های افزایش کارایی و بهره‌وری انرژی نیز به صورت گسترده در حال پیگیری هستند. در زمینه واردات تجهیزات نیروگاه نیز تمرکز بیشتری بر کلاس F و G صورت گرفته است که از بازده بالاتری برخوردارند که مصرف گاز را، حتی در مورد گازی که قرار است جایگزین مازوت و نفت‌کوره شود، کاهش خواهد داد. در نتیجه به نظر نمی‌رسد که مصرف گاز با شتاب گذشته ادامه پیدا کند.

با فرض وجود مازاد تولید گاز، سوال مهم دیگر این است که کدام بخش برای مصرف آن در اولویت است. برخی معتقدند تا زمانی که قیمت حامل‌های انرژی و از جمله گاز به صورت اقتصادی و در چارچوب عرضه و تقاضا تعیین نشوند، عملاً مازاد مصرف به دلیل ارزانی در خانه‌ها و کارخانه‌ها خواهد سوخت.
یک نکته مهم این است که حتی اگر قیمت گاز خانگی به مراتب کمتر از قیمت گاز صادراتی باشد، هرگز نباید مصرف گاز را در این بخش قطع کرد. مواردی مثل مصارف خانگی، صنعت و تجاری، استراتژیک هستند و باید گاز مصرفی آنها تامین شود. سوال این است که قیمت گاز باید چقدر باشد تا مصرف آن به صورت بهینه صورت بگیرد و فرهنگ هدر دادن آن از بین رود. در واقع قیمت گاز باید به صورتی تعیین شود که خریداران ضمن برخورداری از توان خرید، آن را به صورت غیربهینه مصرف نکنند. اینجاست که بحث یارانه‌ها مطرح می‌شود. اگر ملاحظات سیاسی در میان نباشد، بهتر است بازنگری اساسی در پرداخت آن صورت گیرد. اخیراً در عربستان باوجود وضعیت نامناسب سیاسی داخلی و خارجی، قیمت تمامی حامل‌های انرژی یک‌شبه ۵۰ درصد افزایش پیدا کرد. افزایش قیمت حامل‌های انرژی به دلایل متعدد قابل دفاع است؛ از جمله اینکه منابع دولتی را افزایش می‌دهد، اصلاح الگوی مصرف صورت گرفته و موجب کاهش انتشار آلاینده‌ها می‌شود که در نهایت به معنای بهبود وضعیت سلامتی مردم خواهد بود. به طور کلی، باوجود باقی ماندن مصارف استراتژیک گاز، سیاست کلان کشور باید مبتنی بر حذف یارانه‌ها باشد. شرایط فعلی که قیمت‌های نفت پایین است، بهترین فرصت برای آزادسازی قیمت حامل‌های انرژی به شمار می‌رود. برخورداری ایران از بزرگ‌ترین ذخایر گاز و چهارمین ذخایر بزرگ نفت جهان، نباید به معنای استفاده غیربهینه از منابع باشد.

یک نکته مهم در این میان وجود دارد که برخی معتقدند اصلاً خام‌فروشی نفت یا گاز کار اشتباهی است و باید آنها را به محصولات با ارزش افزوده بالاتر اضافه کرد.
دو بحث کلان در سیاستگذاری کلان گاز وجود دارد: صادرات آن و تبدیل به محصولات با ارزش افزوده بالاتر. درست مشابه تبدیل میعانات گازی به محصولات با ارزش افزوده بالاتر در پالایشگاه‌های ستاره خلیج فارس یا سیراف، می‌توان در صنعت پتروشیمی نیز ارزش افزوده بالاتری به دست آورد. آنچه موجب جذب سرمایه‌گذاری خارجی و ایجاد اشتغال می‌شود، ساخت پالایشگاه و پتروشیمی است که ممکن است با صادرات گاز هم‌راستا نباشد. مساله مهم دیگر این است که نمی‌توان قرارداد با یک کشور خاص را به عنوان مبنا (Benchmark) در نظر گرفت و بعد قیمت هر قراردادی را با آن مقایسه کرد. قیمت ۴۹۰ دلار در هزار مترمکعب برای صادرات گاز ایران به ترکیه بسیار بالاست و ایران با خوش‌شانسی توانست چنین قراردادی را منعقد کند. این قیمت تقریباً معادل ۱۸ دلار در هر میلیون BTU است؛ در حالی که قیمت گاز در هنری‌هاب آمریکا حدود ۵ /۲ دلار است. در ژاپن که همواره به عنوان گران‌ترین واردکننده انرژی دنیا شناخته می‌شود، قیمت گاز حدود یک‌سوم رقم صادرات ایران به ترکیه است. قیمت صادرات گاز ایران به ترکیه، نمی‌تواند واقعیت بازار را نشان دهد. وقتی که قیمت‌های نفت بالا بود، کشورهای واردکننده مثل کره جنوبی و ژاپن سعی داشتند ارتباط قیمت نفت و گاز، به ویژه LNG، را از بین ببرند و بگویند گاز به اندازه نفت ارزش ندارد. الان که قیمت‌ها کاهش پیدا کرده است، دیگر چنین ادعایی مطرح نیست، مشکلی با مرتبط کردن قیمت گاز و نفت وجود ندارد و درخواست‌های سابق مبنی بر مبنا قرار دادن هاب منطقه‌ای دیگر مطرح نمی‌شود. قبلاً پیشنهاد این بود که قیمت گاز در هاب منطقه مشخص شود؛ مثل هنری‌هاب آمریکا. بر اساس آن پیشنهاد، مثلاً ترکیه می‌توانست مبنای قیمت منطقه باشد و ترکیبی از قیمت کره جنوبی و ژاپن به عنوان مبنای شرق آسیا در نظر گرفته شود.

با این همه مبانی متفاوت، اصلاً قیمت‌گذاری گاز صادراتی باید چگونه صورت گیرد؟
فرمول گاز صادراتی ایران، باید منعطف و متناسب با واقعیت‌های بازار باشد تا قیمت بر اساس واقعیت‌های عرضه و تقاضا، شناور شود. روزگاری قیمت نفت ۱۲۰ دلار بود و الان به کمتر از ۳۰ دلار رسیده است. قیمت گاز نیز باید مثل نفت منعکس‌کننده عرضه و تقاضا باشد و هزینه فرصت را نیز لحاظ کند. طراحی چنین فرمول‌هایی دشوار نیست و هم‌اکنون در کشورهای دیگر اجرا می‌شود. اما باید این واقعیت بازار را پذیرفت که ورود به فعالیت تجاری، روزی با برد همراه است و روز دیگری منجر به باخت می‌شود. نه بردن به معنای شاهکار است و نه باختن به معنای بر باد دادن منافع ملی. کارشناسان و سیاسیون ایرانی باید این واقعیت را بپذیرند.

شاید از مجموع حرف‌های شما بتوان نتیجه گرفت که ایران بازیگر مهم و تاثیرگذاری در بازار گاز نیست. اگر در سال‌های آینده وضعیت تغییر کند و امکان صادرات گاز فراهم شود، استراتژی و مقصد اصلی برای صادرات گاز چه خواهد بود؟
بهترین گزینه برای ایران، صادرات منطقه‌ای است. هیچ بازاری در دنیا به اندازه همین منطقه خاورمیانه جذابیت صادرات ندارد. چرا که اولاً می‌توان با خط لوله قراردادی را منعقد کرد که برای مدت ۲۰ تا ۲۵ سال درآمدی را به همراه آورد. مورد دیگر اینکه رقابت چندانی در بازار خاورمیانه وجود ندارد؛ درست برخلاف بازار اروپا که ایران باید با روسیه، مصر، الجزایر و اکنون محموله‌های LNG آمریکایی رقابت کند. هیچ کشوری در خاورمیانه وجود ندارد که به اندازه ایران از موقعیت استراتژیک برای رهبری بازار گاز برخوردار باشد. حتی موقعیت صادرات گاز به کشوری همچون افغانستان هم وجود دارد و امکان‌سنجی آن نیز صورت گرفته است که منابع مالی بین‌المللی زیادی برای این پروژه وجود دارد. صادرات گاز به افغانستان و افزایش تولید برق، موجب صنعتی شدن و ایجاد اشتغال می‌شود که اثر آن را در کاهش گرایش به فعالیت‌های افراط‌گرایانه و تروریستی نیز می‌توان دید که در نهایت یک هدف استراتژیک برای ایران خواهد بود. با وجود این گفته می‌شود که به دلیل عدم توجیه اقتصادی چنین پروژه‌ای مطرح نیست؛ در حالی که باید مساله از منظر سیاسی و امنیتی هم در نظر گرفته شود.

تاکنون سه بازار به طور خاص به عنوان مقصد اصلی گاز ایران مطرح شده‌اند: عراق، عمان و پاکستان که در ادامه به بررسی چشم‌انداز صادرات گاز به این سه کشور خواهیم پرداخت. صادرات گاز به عراق در چه وضعیتی قرار دارد؟
در بازارهای سه‌گانه مورد اشاره، عراق کشوری است که به منابع نفتی عظیمی دسترسی دارد. باوجود کاهش درآمدها به دلیل سقوط قیمت نفت، می‌توان انتظار داشت که در ادامه با توجه به صادرات قابل‌توجه نفت، منابع مالی مناسبی در اختیار دولت این کشور قرار گیرد. بر این اساس در زمینه پرداخت پول گاز به ایران، احتمالاً مشکل چندانی وجود نخواهد داشت. عراق ضمناً یک بازار بالقوه بزرگ است. عراق نیازمند تامین برق فراوانی است و در این کشور نیروگاه‌های متعددی در حال احداث هستند. در عراق نیز مانند افغانستان مساله گاز استراتژیک است. امنیت ما چیزی نیست جز امنیت همسایه‌های ما. هرقدر برای امنیت عراق تلاش کنیم، در نهایت منافع آن به ایران نیز بازخواهد گشت. مسیر صادرات گاز به عراق مشخص شده و دو انشعاب از خط لوله سراسری ششم به سمت بصره و دیاله کشیده شده است. اما به دلیل حضور داعش در استان دیاله، گازی به عراق صادر نمی‌شود. اما این تنها بخشی از دلیل عدم صادرات گاز به عراق است و ماجرا مثل همیشه به قیمت مربوط می‌شود. متاسفانه برخی در داخل، تمامی قیمت‌ها از جمله قیمت صادرات گاز به عراق را، با قیمت صادرات گاز به ترکیه می‌سنجند. اگر فردی واقعیات امروز بازار را بپذیرد و قراردادی را با قیمتی پایین‌تر از صادرات گاز به ترکیه منعقد کند، باید در داخل کشور جوابگو باشد.

آیا این گفته واقعیت دارد که اگر ایران گاز را به عراق، با قیمتی پایین‌تر از قیمت صادرات به ترکیه بفروشد، این کشور در شکایت‌های همیشگی علیه ایران دست بالاتری پیدا خواهد کرد؟
بله، همین‌طور است. همین الان هم ترکیه علیه ایران اقامه دعوا کرده و گفته است که ایران به عنوان یک تامین‌کننده گاز قابل اتکا نیست… و علاوه بر این، خواستار بازنگری در قیمت‌ها نیز هستند که مذاکرات مربوط به آن ادامه دارد. با توجه به سقوط قیمت نفت و ثابت باقی ماندن قیمت گاز صادراتی به ترکیه، که قیمت بسیار بالایی هم هست، احتمالاً رای داوری برای ایران چندان دلپذیر نخواهد بود.

به سوال اصلی درباره صادرات بازگردیم. شما درباره عراق توضیح دادید. چشم‌انداز صادرات گاز به عمان به چه صورت است؟
مساله عمان هم شباهت‌هایی به مورد عراق دارد. عمان کشوری ثروتمند است و با ایران نیز رابطه بسیار خوبی دارد. اضافه کردن گاز به مجموع روابط سیاسی و اقتصادی موجود، می‌تواند موجب تحکیم بیشتر آنها شود. اما داستان قیمت گاز اینجا هم وجود دارد و شاید حتی بتوان گفت که تیم مذاکره‌کننده عمانی در مقابل مبانی و منطق قیمت‌گذاری ایران سردرگم شده است. در شرایطی به قیمت گاز صادراتی به ترکیه اشاره می‌شود که ایران با فرض صادرات سالانه ۱۰ میلیارد مترمکعب گاز به ترکیه، نخواهد توانست در شرایط کنونی حتی یک مترمکعب دیگر به آن بیفزاید؛ چرا که اصولاً ترکیه گاز را با چنین قیمت بالایی دیگر نخواهد خرید. این را مسوولان باتجربه صنعت گاز ایران می‌دانند. آنها با جزییات فرمول‌های قیمت‌گذاری و معادلات جهانی گاز آشنایی کامل دارند؛ اما در عمل نمی‌توانند کاری از پیش ببرند و به اصطلاح دست‌شان بسته است. چرا؟ چون باید هزینه‌های سیاسی بالایی را بپردازند. اگر گاز را یک دلار زیر قیمت صادراتی به ترکیه بفروشند، برخی از جریانات داخل کشور آنها را به فروش منافع ملی متهم می‌کنند. این در حالی است که منافع ملی به معنایی که جریانات مورد اشاره تصور می‌کنند، اصلاً وجود خارجی ندارد. این ذهنیت اشتباه درباره قیمت‌گذاری گاز باید به شکلی اساسی و به دور از سیاسی‌کاری اصلاح شود تا ماجرای صادرات گاز به عمان نیز حل شود. مذاکرات متعددی میان وزارت نفت ایران و عمان درباره صادرات گاز صورت گرفته است که امیدواریم پس از انعقاد قرارداد با عمان، گاز ایران از طریق این کشور به کل بازار منطقه صادر شود. به عنوان مثال با توجه به حاشیه‌های قرارداد صادرات گاز به امارات متحده عربی (موسوم به کرسنت) ممکن است جرات مطرح کردن دوباره صادرات گاز به این کشور وجود نداشته باشد؛ حتی با یک شرکت ثالث. در چنین شرایطی می‌توان انتظار داشت گاز ایران از طریق شرکتی ثالث به کشورهای منطقه و از جمله امارات متحده عربی صادر شود؛ و چه‌بسا آن شرکت ثالث عمانی باشد. در واقع یک شرکت ثالث می‌تواند در چارچوب یک قرارداد کاملاً توجیه‌پذیر به لحاظ اقتصادی و تجاری، عملیات بازاریابی و فروش گاز ایران را بر عهده گیرد و حتی به عربستان گاز صادر کند. کل منطقه جنوب دریای عمان، خلیج‌فارس و جنوب عربستان می‌تواند با این روش به بازار گاز ایران تبدیل شود.

صادرات گاز به پاکستان تا چه اندازه امکان تحقق دارد و موانع موجود بر سر راه آن چیست؟
در مورد پاکستان وضعیت به مراتب متفاوت از عراق و عمان است. این کشور دچار سطح بالایی از مشکلات امنیتی مزمن است و حتی در قیمت‌های پایین فعلی نیز منابع مالی کافی را برای احداث خط لوله و خرید گاز ایران در اختیار ندارد. از سوی دیگر هند نیز عملاً از پروژه خط لوله صلح خارج شده است و به هیچ‌وجه قصد مشارکت در پروژه‌ای را ندارد که از خاک پاکستان می‌گذرد؛ چرا که نتیجه آن وابستگی به پاکستان در عین وجود انبوه اختلافات سیاسی خواهد بود. خروج هند از خط لوله، چشم‌انداز آن را مبهم‌تر از گذشته کرده است؛ مگر اینکه گاز تا مرز پاکستان برسد و بعد چاره‌ای برای صادرات آن اندیشیده شود. هم‌اکنون خط لوله سراسری هفتم تا استان سیستان و بلوچستان احداث ‌شده و قرار است تا چابهار نیز امتداد پیدا کند. با توجه به انبوه مشکلات مالی و غیرمالی موجود، حتی با در نظر گرفتن احداث خط لوله تا مرز پاکستان، اجرایی شدن خط لوله صادرات گاز به پاکستان بعید به نظر می‌رسد. برای پاکستان نیز گزینه بهتر این است که به جای واردات گاز به وسیله خط لوله، گاز مایع طبیعی (LNG) را در مقیاس کوچک خریداری کند. به جز این روش، هر راه‌حلی برای پاکستان بعید به نظر می‌رسد.

خط لوله تاپی (ترکمنستان-افغانستان-پاکستان-هند) یا واردات LNG از قطر چقدر می‌توانند یک گزینه بالقوه برای پاکستان باشند؟
تاپی به لحاظ سیاسی پیشرفت خوبی داشته و از حمایت آمریکا نیز برخوردار بوده است. اما از نظر اجرایی بعید است به نتیجه برسد؛ چرا که از دو کشور پرمخاطره دنیا یعنی افغانستان و پاکستان عبور می‌کند. تامین امنیت خط ‌لوله تاپی تقریباً ناممکن است و از این جهت وضعیت آن از خط‌ لوله صلح به مراتب پیچیده‌تر است. مضافاً اینکه هزینه احداث چنین خط لوله‌ای بسیار بالا و شاید بیش از ۱۰ میلیارد دلار برآورد می‌شود. احداث چنین خط لوله‌ای در افغانستان نتیجه‌ای نخواهد داشت جز قرار دادن سرمایه‌ای در دست گروه‌های تروریستی برای خرابکاری. اگر طالبان خرابکاری نکنند، احتمالاً گروه دیگری در پاکستان یا افغانستان این کار را خواهد کرد و در نهایت اصل ماجرا به قوت خود باقی است. در مجموع به نظر می‌رسد باوجود پشتوانه سیاسی قابل ‌قبول، این خط ‌لوله هم به سرانجامی نخواهد رسید؛ درست مثل خط ‌لوله صلح.

یعنی اجرایی شدن صلح منتفی است؟
صلح را باید تمام‌شده در نظر گرفت. لااقل من چشم‌اندازی برای احداث آن متصور نیستم .

منظور شما اجرایی نشدن خط ‌لوله صلح تا هند است یا حتی پاکستان را هم به عنوان یک مقصد بعید می‌دانید؟
حتی پاکستان هم بعید است از ایران گازی خریداری کند. احتمال صادرات LNG به پاکستان به مراتب بیشتر است. البته نه LNG که شاید چند سال بعد از پروژه «ایران LNG» صادر شود. بهترین شرایط برای پاکستان، خرید LNG به صورت تک‌محموله خواهد بود.

شما به پروژه ایران LNG اشاره کردید. برخی معتقدند ممکن است بازار LNG در سال‌های آتی اشباع شود و در نتیجه ورود به این بازار برای کشوری مثل ایران که فرصت‌های متعددی برای صادرات از طریق خط ‌لوله دارد، چندان منطقی نیست. آیا به نظر شما هم امکان اشباع بازار LNG وجود دارد؟
امکان نه؛ بازار قطعاً اشباع است و شکی در این وجود ندارد. از شرق آفریقا و استرالیا به اندازه کافی LNG به بازار وارد می‌شود. به تازگی نیز خبر جالبی درباره صادرات محموله LNG از آمریکا مطرح شد. یک شرکت فرانسوی فعال در آمریکا که قصد داشت محموله‌های LNG صادر کند و به عنوان نخستین صادرکننده از این کشور شناخته شود، اعلام کرد تاخیر زیادی در صادرات نخستین محموله خواهد داشت. اخباری از این دست می‌توانند تا حد زیادی نشان‌دهنده پایین بودن قیمت گاز در بازار باشند؛ آن‌قدر پایین که ممکن است هزینه انتقال گاز با کشتی تقریباً به اندازه درآمد صادرات باشد. اگر قدری به این واقعیات توجه کنیم، متوجه می‌شویم بحث LNG در ایران به صورت اغراق‌آمیزی مطرح شده است و بعضاً مرثیه‌سرایی‌هایی می‌شود که از واقعیات بازار به دور است. البته نقطه عکس این ماجرا هم وجود دارد که برخی می‌گویند با سقوط قیمت‌ها، درآمد قطر از صادرات گاز کاهش پیدا کرده و این کشور به دلیل سوءتدبیر یا سیاستگذاری غلط در صادرات LNG، دچار مشکل شده است. مدافعان این نظریه باید توجه داشته باشند که قطر بعد از ۱۵ سال صادرات مداوم LNG و کسب درآمدهای هنگفتی که توانست رشد و توسعه اقتصادی کم‌نظیری را برای این کشور به همراه داشته باشد، تازه دچار مشکل شده است. این نوساناتی که قطر یا کشورهای دیگر با تبعات آن دست‌به‌گریبان هستند، شبیه چرخه‌های تجاری است که گاهی با رونق همراه می‌شود و گاهی با افول؛ اما در نهایت روند صعودی به صورت همیشگی و جدی ادامه دارد. در واقع نمودار باوجود تناوب، رو به رشد است و باید این را پذیرفت. نفت ۱۲۰ دلاری ممکن است ظرف یک سال به کمتر از ۲۵ دلار برسد و در این میان قرار نیست حتماً فردی منافع ملی را زیر سوال برده باشد.

با این حساب شاید پروژه ایران LNG چندان اقتصادی نباشد.
همان‌طور که گفته شد توجیه اقتصادی برای ورود LNG پروژه‌های جدید به بازار وجود ندارد. کشوری مثل ایران که می‌تواند از گاز خود به مراتب استفاده‌های بهتری را انجام دهد، چرا باید به سراغ چنین پروژه‌هایی برود؟ این در حالی است که هزینه‌های سرمایه‌ای (CAPEX) پروژه‌ها نیز به مراتب افزایش پیدا کرده است. یک پروژه هشت میلیون تُنی LNG که روزگاری هزینه‌های لازم برای آن ۱۵ میلیارد دلار تخمین زده می‌شد، اکنون با ۳۵ میلیارد دلار در استرالیا به پایان می‌رسد. البته قرار نیست دولت چنین هزینه‌هایی را انجام دهد و باید برای چنین پروژه‌هایی به دنبال سرمایه‌گذاری خارجی بود. اما حتی اگر فرض کنیم پیشنهاد مشارکت در چنین پروژه‌ای به کنسرسیومی با رهبری شل یا بریتیش پترولیوم ارائه شود، آنها نخواهند پذیرفت؛ چرا که چشم‌انداز مناسبی برای تولید LNG وجود ندارد. اگر روزگاری توتال، پتروناس و میتسوبیشی برای پروژه‌های LNG ایران پیشگام می‌شدند، چشم‌انداز خوبی برای صادرات LNG می‌دیدند؛ چشم‌اندازی که الان دیگر وجود ندارد و در نتیجه لااقل شرکت‌های خارجی برای پروژه‌های LNG در ایران پیشگام نخواهند شد. بنابراین به طور کلی بازار LNG در کوتاه‌مدت و میان‌مدت کاملاً اشباع خواهد بود، هزینه‌های سرمایه‌گذاری بالاست و سرمایه‌گذاری جدید در این حوزه اصلاً اقتصادی به نظر نمی‌رسد. مضافاً اینکه ایران از کل فرآیند تولید LNG فقط گاز آن را در اختیار دارد و نه بیشتر. شرکت‌ها با اختیار و تصمیم خودشان وارد می‌شوند.

به تازگی قراردادهای جدید نفتی (موسوم به Iran Petroleum Contract) معرفی شده‌اند که گفته می‌شود جذاب‌تر از قراردادهای قبلی بیع متقابل (Buy Back) هستند. آیا این امکان وجود ندارد که شرکت‌های خارجی با پشتوانه IPC وارد پروژه‌های LNG ایران شوند؟
پیش‌بینی من این است که اولویت اول شرکت‌های خارجی ورود به پروژه‌های ازدیاد برداشت در میادین قدیمی (Brown fields) خواهد بود که این مساله را در مذاکرات و بررسی‌های غیررسمی صورت‌گرفته با شرکت‌های خارجی می‌توان مشاهده کرد. اولویت دوم آنها نیز میادین نفتی بزرگ منطقه غرب کارون است که به دلیل مشترک بودن، دولت توجه ویژه‌ای به آنها دارد؛ یعنی آزادگان، یادآوران و یاران. اما میادین گازی که قرار است خوراک پروژه‌های LNG را تامین کنند، لااقل در گام‌های نخست با استقبال چندانی مواجه نشده‌اند و نخواهند شد. یعنی میادین گلشن و فردوسی احتمالاً مقصد اولیه سرمایه‌گذاران خارجی نخواهد بود. شاید توسعه بیشتر میدان گازی کیش از این وضعیت مستثنی باشد؛ آن هم به دلیل وجود چشم‌انداز صادرات گاز آن به منطقه.

آخرین درصد پیشرفت پروژه ایران LNG حدود ۶۰ درصد اعلام شده و هنوز چند سالی تا اتمام آن زمان باقی است. باوجود اشباع بازار، به نظر می‌رسد تصمیم بر این است که پروژه به هر قیمتی تمام شود تا هزینه‌های صورت‌گرفته تاکنون لااقل در ظاهر امر توجیه‌پذیر باشند. نظر شما درباره ادامه پروژه چیست؟
بحث این پروژه با تعصب و حساسیت زیادی دنبال می‌شود و در نتیجه احتمالاً حتی در صورت عدم توجیه اقتصادی، ادامه پیدا می‌کند. ایران LNG به عنوان یک پروژه ملی در نظر گرفته می‌شود و در نتیجه با توجه به اینکه حدود ۴۰، ۵۰ درصد آن باقی مانده است، احتمالاً تا دو سال آینده با تامین تجهیزات از شرکت‌های خارجی و از جمله لینده، به پایان خواهد رسید. چهار تا پنج سال ممکن است قدری اشباع بازار کمتر شود و تقاضا افزایش پیدا کند تا در نتیجه کمی جا برای ایران باز شود. تکمیل پروژه ایران LNG اگر در ادامه هزینه اضافی نداشته باشد و ایران بتواند یک شریک خارجی پیدا کند، ممکن است توجیه‌پذیر باشد. با ایران LNG باید مدارا کرد، ولی تعریف پروژه دیگری جز آن فاقد توجیه است.

باوجود اشباع بازار، آیا شریک خارجی می‌تواند در اصل ماجرا فرقی ایجاد کند؟
بله، قطعاً. حضور یک شریک خارجی بیش از دلایل مالی، به لحاظ بازاریابی اهمیت دارد. انتظار از شریک خارجی این است که فرآیند مدیریت پروژه، بازاریابی و فروش را در دست بگیرد. در سال‌های آینده مشکل اصلی در پروژه‌های پایین‌دستی پتروشیمی و پالایشگاهی ایران چیزی نخواهد بود جز بازاریابی و فروش.

یک سوال مهم دیگر در سیاستگذاری منابع نفت و گاز، اولویت گاز بر نفت است. امسال به دلیل سقوط قیمت نفت، درآمدهای حاصل از صادرات نفت حداکثر ۲۵ میلیارد دلار برآورد می‌شوند؛ در حالی که بخشی از همین رقم هم به میعانات گازی مربوط است که در پارس جنوبی همراه با گاز تولید می‌شود. بخش دیگری از صادرات کشور نیز به محصولات پتروشیمی و صنایع ارتباط دارد که سهم زیادی از آن گازمحور هستند. آیا می‌توان انتظار روزی را داشت که گاز، لااقل در تامین درآمدهای ارزی، از نفت پیشی بگیرد؟
من نه‌تنها پیش‌بینی چنان روزی را می‌کنم، بلکه امیدوارم مسوولان و سیاستگذاران نیز زمینه‌ساز چنین فرآیند‌ گذاری باشند. یک دلیل این است که درآمدهای نفتی نوسانات شدیدی دارند؛ در حالی که قیمت گاز تا این حد نوسان نمی‌کند و نوسانات آن نیز تا این حد پیش‌بینی‌ناپذیر نیست. مشابه همین مساله را در تبدیل گاز یا نفت به ارزش‌افزوده نیز می‌توان دید؛ یعنی درصد نوسان قیمت فرآورده‌های نفتی و گازی به مراتب کمتر از نفت خام و گاز است. مثلاً پالایشگاه‌ها از سقوط نفت تاثیر منفی چندانی نمی‌پذیرند و ممکن است فعالیت‌شان سودآورتر هم بشود. به عنوان مثال، اگر قیمت نفت از ۱۲۰ دلار به ۲۰ دلار برسد، قیمت بنزین از ۲ /۱ پوند به یک پوند می‌رسد و نه به ۲۰ پنس٫ لذا سیاست آقای زنگنه برای مشارکت، اجاره و خرید تمامی یا بخشی از یک پالایشگاه بسیار مفید خواهد بود. مورد دیگر اینکه عصر طلایی نفت برای صادرکنندگان به پایان رسیده است و دیگر نمی‌توان چشم‌به‌راه درآمدهای بادآورده نفتی بود که روزگاری از ۱۲۰ دلار هم عبور کرد و برخی پیش‌بینی می‌کردند تا ۲۰۰ دلار هم می‌رسد. چرا که با پیشرفت فناوری اگر قیمت نفت به ارقام بالا، یعنی حدود ۱۰۰ دلار و شاید حتی کمتر برسد؛ دوباره تولید از منابع غیرمتعارف مثل نفت شیل آمریکا اقتصادی خواهد شد و با افزایش عرضه جهانی نفت، دوباره قیمت‌ها کاهش پیدا خواهند کرد. تنها استثنا این است که اتفاق غیرمترقبه‌ای به وقوع پیوندد؛ مثلاً رشد اقتصادی چین دوباره به ۱۵ درصد برسد یا اقتصاد بزرگی مثل آمریکا با یک جهش بی‌سابقه مواجه شود. در شرایط عادی، چنین رویدادهایی دور از ذهن به نظر می‌رسد. علاوه بر اینها، خاورمیانه تشنه گاز است و کشورهای منطقه ارزش گاز را متوجه شده‌اند. در دنیا نیز به دلیل مسائل زیست‌محیطی، رویکرد از نفت به سمت گاز در حال تغییر است که در نتیجه تقاضای آن با افزایش بیشتری مواجه خواهد شد که ایران می‌تواند بهره‌برداری دوچندانی از آن کند. با صادرات می‌توان حتی کشوری مثل عربستان را که منابع گاز کافی در اختیار ندارد، به خود وابسته کرد.

البته خود این وابستگی کشوری مثل عراق یا عربستان می‌تواند با افزایش تنش‌ها مواجه شود؛ درست مثل رابطه روسیه و اروپا.
قرار نیست وابستگی عربستان به گاز ایران، فرصتی برای بستن شیر گاز در اوج دوران نیاز باشد. این وابستگی می‌تواند موجب بهبود روابط اقتصادی دو طرف شود که در نهایت به افزایش روابط و چانه‌زنی‌های دیپلماتیک نیز بینجامد. من صرفاً به این روابط تجاری و دیپلماتیک توجه دارم و نه چیز دیگری.

امسال چند اجلاس مهم مجمع کشورهای صادرکننده گاز (GECF) در ایران برگزار شد. باوجود تبلیغات فراوان درباره این مجمع نسبتاً نوپا، به نظر می‌رسد این مجمع با چشم‌انداز اولیه‌ای که تحت عنوان «اوپک گازی» از آن یاد می‌شد فاصله زیادی دارد که هرگز بدان نخواهد رسید؛ اگرچه حتی همین عنوان اوپک برای مجمع مرتبط با «گاز» به قدر کافی اشتباه است. به عنوان آخرین سوال، چشم‌انداز شما از GECF چیست؟ آیا می‌توان روزگاری را در نظر آورد که این مجمع همچون اوپک یک قدرت در بازار نفت به حساب آید.
انتظار اولیه این بود که GECF سازمانی با تاثیرگذاری اوپک شود که این‌گونه نخواهد شد؛ چرا که طبیعت صنعت نفت و گاز با هم متفاوت است. وقتی گاز تولید شد، باید سوزانده شود یا همان‌جا به مصرف برسد. در حالی که نفت پس از تولید می‌تواند ماه‌ها در مخازن بزرگ یا تانکرهای غول‌پیکر روی آب‌ها ذخیره شود و بعد به فروش برسد. مورد دیگر اینکه قیمت‌های نفت بین‌المللی است، در حالی که قیمت گاز این‌گونه نیست و اصلاً چیزی به عنوان قیمت بین‌المللی گاز وجود ندارد. قیمت گاز به صورت منطقه‌ای تعیین می‌شود و حتی در یک منطقه نیز قراردادها ممکن است با یکدیگر تفاوت فاحشی داشته باشند. در نتیجه تشکیل مجمعی برای هماهنگی در زمینه قیمت و مقدار تولید گاز همچون اوپک کاملاً بعید است. اما GECF می‌تواند نقش دیگری ایفا کند و به پشتوانه‌ای برای سیاستگذاری گاز در کشورهای عضو تبدیل شود. در واقع می‌توان آن را اندیشکده‌ای (Think Tank) در نظر گرفت که پژوهش‌ها و تحقیقاتی در آن صورت گیرد و آمار و اطلاعات کشورهای عضو در آن جمع‌آوری و مدیریت شود. GECF می‌تواند در سطح کلان و نه حتی موارد جزیی خاص، به یک نهاد مطالعاتی و سیاستگذاری تبدیل شود. اما نباید توقع نقش‌آفرینی آن به عنوان یک اوپک دیگر را داشت. مضافاً اینکه در بین اعضای آن ناهمگونی شدیدی مشاهده می‌شود: قطر LNG را با قراردادهای بلندمدت به فروش می‌رساند، روسیه در حال استفاده از خط لوله برای صادرات است و ایران نیز به تنها قرارداد صادراتی که با قیمت بالا منعقد کرده، اکتفا کرده است. این یعنی اهداف اعضا به هیچ‌وجه یکسان نیست و چشم‌اندازها نیز کاملاً متفاوت است که در نتیجه کارتلی به وجود نخواهد آمد.

منتشرشده در شماره ۱۶۵ تجارت فردا

صنعت گاز ایران طی دوران پس از انقلاب
در کتاب الهام حسن‌زاده که توسط انتشارات دانشگاه آکسفورد به چاپ رسیده، صادرات گاز ایران به بازارهای منطقه‌ای و بین‌المللی مورد بررسی قرار گرفته است. ایران در این کتاب کشوری واجد پتانسیل تبدیل شدن به یک صادرکننده بزرگ معرفی شده که به دلیل تحریم‌های موجود در زمان انتشار کتاب، سیاسی شدن صنعت گاز و فقدان چارچوب سرمایه‌گذاری جذاب، هنوز امکان استفاده از پتانسیل‌های خود را پیدا نکرده است. در این کتاب، چالش‌های صنعت گاز ایران با رویکردی بین‌رشته‌ای بررسی می‌شود؛ چالش‌هایی که بازه‌ای گسترده از سیاسی و حقوقی تا اقتصادی و مالی را دربرمی‌گیرند.نویسنده کتاب می‌نویسد باتوجه به بازار داخلی بزرگ، اهداف توسعه صنعتی، جمعیت جوان و نیاز به ایجاد شغل و همچنین وابستگی کشور به تزریق گاز جهت حفظ ظرفیت تولید نفت، ممکن است هدف ایران تبدیل شدن به «قطر بَعدی» در صادرات گاز نباشد. داده‌ها نشان می‌دهند صادرات گاز سودآورترین کاربرد آن نخواهد بود و حتی در صورت لغو تحریم‌ها، ممکن است دستیابی به چنان ظرفیتی برای صادرات گاز ۱۵ تا ۲۰ سال زمان ببرد. کتاب از مقدمه، نتیجه‌گیری و شش فصل درباره نمای کلی صنعت گاز ایران، سیاسی شدن صنعت نفت، اثر تحریم‌ها بر توسعه صنعت نفت و گاز ایران، رژیم سرمایه‌گذاری در بخش نفت و گاز، یارانه‌های انرژی و اصلاح آن و در نهایت سیاستگذاری تخصیص گاز و چالش‌های تعیین اولویت تشکیل شده است.در کتاب الهام حسن‌زاده که توسط انتشارات دانشگاه آکسفورد به چاپ رسیده، صادرات گاز ایران به بازارهای منطقه‌ای و بین‌المللی مورد بررسی قرار گرفته است. منتشرشده در شماره ۱۶۵ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , , , ,

بدون دیدگاه » بهمن ۱۰ام, ۱۳۹۴

مسیر اکتشاف و تولید

ملاحظاتی درباره شکل‌گیری و تعیین صلاحیت شرکت‌های E&P پس از معرفی قراردادهای IPC

تعداد شرکت‌های موجود در دایرکتوری RIGZONE برحسب حوزه فعالیت

تعداد شرکت‌های موجود در دایرکتوری RIGZONE برحسب حوزه فعالیت

با معرفی نه چندان کامل قراردادهای نفتی جدید در کنفرانس تهران، می‌توان از شروع فرآیندهای مرتبط با IPC در سطوح مختلف سخن گفت که از جمله مهم‌ترین مباحث مرتبط با آن، شکل‌گیری شرکت‌های اکتشاف و تولید (E&P) است. در قراردادهای جدید نفتی، مشارکتی بین شرکت‌های اکتشاف و تولید ایرانی و خارجی در طرف دوم قرارداد حضور خواهند داشت. باوجود این، تنها شرکتی که در قالب توصیف متداول درباره شرکت‌های اکتشاف و تولید می‌گنجد، شرکت ملی نفت ایران است و در عمل تقریباً نمی‌توان از هیچ شرکت ایرانی به عنوان نمونه دقیقی از آن نام برد. لذا برنامه‌هایی برای شکل‌گیری، تقویت و ارزیابی (تایید صلاحیت) شرکت‌های مذکور در دست بررسی قرار دارد و از آن جمله مدتی قبل، ابلاغیه وزیر نفت درباره شیوه‌نامه تعیین صلاحیت شرکت‌های اکتشاف، توسعه و تولید ابلاغ شد. ابلاغیه وزیر، یک مقدمه و چهار بند اصلی دارد و ضمن بیان کلیاتی از موضوع، مسوولیت‌ها را برعهده کارگروهی به ریاست معاون امور مهندسی وزیر و حضور یکی از مدیران ارشد آن معاونت و سه نفر از مدیران شرکت ملی نفت ایران قرار داده است. از جمله ملاک‌های ارزیابی مورد اشاره در ابلاغیه می‌توان به دارا بودن تجربه و ظرفیت در حوزه مهندسی مخازن هیدروکربوری، مدیریت اجرای تاسیسات بالادستی نفت، سرمایه و توان تامین مالی و نهایتاً توانمندی برای بهره‌برداری از تاسیسات اشاره کرد که لیست نهایی آن همراه با جزئیات مربوطه توسط کارگروه تعیین صلاحیت مشخص خواهد شد.


در نگاه نخست به نظر می‌رسد عدم شکل‌گیری شرکت‌های اکتشاف و تولید در ایران را می‌توان تابعی از چارچوب‌های حقوقی و قراردادی مستقر دانست که براساس آن حضور پیمانکار تنها در قراردادهای خدماتی اکتشاف و توسعه، برای انجام شرح کار معین و در مقابل دریافت‌های مشخص به رسمیت شناخته شده است. عدم حضور پیمانکاران در مراحل بهره‌برداری و ازدیاد برداشت بنا بر ملاحظات اسناد بالادستی همچون قانون اساسی، ضمن آنکه بر کارایی و اثربخشی قراردادها تاثیرگذار بوده، موجب شده است تا به جز شرکت ملی نفت ایران (و شرکت‌های تابعه آن) هیچ شرکت اکتشاف و تولید دیگری در ایران شکل نگیرد. دایره تاثیر اسناد بالادستی مورد اشاره البته بسیار بیش از مقدار مورد اشاره است. عدم وجود شرکت‌های اکتشاف و تولید به از دست رفتن فرصت حضور در بازارهای منطقه‌ای (از جمله عراق) انجامیده و در نهایت پیمانکاران رده‌های پایین‌تر (همچون سازندگان و تامین‌کنندگان، خدمات‌دهندگان حفاری و مشاوران) نیز از راهیابی به بازارهای مورد اشاره بازمانده‌اند. باوجود عدم شکل‌گیری شرکت‌های اکتشاف و تولید، به نظر می‌رسد توسعه شرکت‌های فعال در بخش‌های مختلف صنعت حفاری (مدیریت پروژه، تامین دستگاه‌های حفاری و ارائه خدمات حفاری) به مراتب بیشتر بوده است که از توان مذکور می‌توان به عنوان هسته اصلی شکل‌گیری شرکت‌های اکتشاف و تولید یاد کرد. البته باید توجه داشت که براساس ابلاغیه وزیر، شرکت‌های اکتشاف و تولید باید طی بازه زمانی مشخصی تصدی فعالیت‌های مرتبط با خدمات حفاری یا مهندسی و ساخت را واگذار کنند.
ملاک‌های ناکارامد
ارزیابی شرکت‌های اکتشاف و تولید در مقیاس جهانی معمولاً با معیارهای مالی همچون سود (Profit)، درآمد (Revenue)، دارایی‌ها (Assets) و نرخ‌های بازده (Rate of Return) صورت می‌گیرد که این مساله به بعد از شروع فعالیت شرکت مربوط است و نه پیش از آغاز آن. لذا به نظر می‌رسد این معیارها نمی‌تواند در ابتدای امر تعیین صلاحیت چندان راهگشا باشد. البته چنانچه شرکت‌های فعال در صنعت حفاری تصمیم به تشکیل شرکت‌های اکتشاف و تولید بگیرند و سپس طی مدت زمانی مشخص فعالیت‌های غیرمرتبط خود را واگذار کنند، می‌توان از از معیارهای مالی مذکور به عنوان یکی از ملاک‌های ارزیابی استفاده کرد. در این شرایط ارائه صورت‌های مالی حسابرسی‌شده مطابق با اصول حسابداری پذیرفته‌شده همگانی (Generally Accepted Accounting Principles) و دیگر استانداردها ضروری به نظر می‌رسد. حضور شرکت‌ها در بازار بورس یا فرابورس، مشارکت در رتبه‌بندی ۱۰۰ شرکت برتر ایران (IMI100) و استقرار برخی از نظام‌های مدیریتی می‌تواند به عنوان یک معیار جانبی در این زمینه در نظر گرفته شود.
دیگر معیار متداول در ارزیابی، ذخایر تحت مدیریت و میزان تولید منابع هیدروکربنی (نفت خام، گاز طبیعی، میعانات گازی، مایعات گازی، فرآورده‌های نفتی و محصولات پتروشیمی) است. ارزیابی بر این مبنا نیز عملاً تنها برای شرکت ملی نفت ایران امکان‌پذیر است؛ چراکه تنها این شرکت امکان مدیریت مخازن و تولید را داشته است. موضوع فرآورده‌های نفتی و محصولات پتروشیمی نیز عملاً باتوجه به عدم وجود یکپارچگی عمودی (Vertical Integration) در ساختار مورد بحث شرکت‌های اکتشاف و تولید ایرانی عملاً خارج از حیطه بررسی ارزیابی می‌شود. این در حالی است که بخش قابل‌توجهی از سودآوری شرکت‌های بزرگ اکتشاف و تولید جهان، در تداوم زنجیره ارزش محصولات به سمت پایین یا بالا نهفته است و شرکت‌های مورد اشاره پس از تولید نفت و گاز، فرآیندهای انتقال، پالایش، تولید فرآورده، بازاریابی، فروش و توزیع را نیز انجام می‌دهند و از محل یکپارچگی این فرآیندها، ارزش افزوده مضاعفی به دست می‌آورند. این مساله‌ای است که به نظر می‌رسد دیر یا زود باید مورد توجه قرار گیرد و چه بهتر که زمان آن پیش از اجرایی شدن قراردادها باشد.
راه ناهموار ارزیابی
صرف تعیین ملاک برای ارزیابی شرکت‌هایی که حتی وجود ندارند، به اندازه کافی دشوار به نظر می‌رسد. به ویژه آنکه ملاک‌های مذکور باید ضمن فراهم ساختن امکان حضور شرکت‌های تازه‌تاسیس ذی‌صلاح، از مشارکت شرکت‌های کاغذی (Paper Company) نیز باید جلوگیری کنند. در صورتی که تعیین صلاحیت مربوط به شرکت‌های فعال در صنعت حفاری بود، دارایی‌های فیزیکی موجود می‌توانست یک معیار تعیین‌کننده و نسبتاً دقیق باشد. اما برای شرکت‌هایی که دارایی اصلی آنها نه تعداد دستگاه‌های حفاری، که دانش انسانی و سازمانی آنهاست، چه معیاری می‌توان تعیین کرد؟
براساس ابلاغیه وزیر، لااقل چهار حوزه اصلی می‌تواند مورد بررسی قرار گیرد که به طور خلاصه عبارتند از: مهندسی مخازن، تاسیسات بالادستی، توان مالی و مهندسی بهره‌برداری. در تمامی زمینه‌های مورد اشاره، به جز مهندسی بهره‌برداری، شرکت‌هایی وجود دارند که از قضا امکان ارزیابی آنها براساس آیین‌نامه تشخیص صلاحیت مشاوران سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی کشور وجود دارد. گروه نفت و گاز در آیین‌نامه مورد اشاره، شامل شش تخصص اصلی است:
۱- مطالعات اکتشاف و استخراج نفت و گاز (مطالعات جامع مخازن هیدروکربوری)
۲- واحدهای پالایشگاه نفت و گاز و صنایع پتروشیمی
۳- خطوط انتقال نفت و گاز
۴- تاسیسات بالادستی روزمینی
۵- شبکه توزیع و ایستگاه‌های کاهش فشار گاز
۶- مقاوم‌سازی
برای رتبه‌بندی در هر یک از تخصص‌های مورد اشاره، حداقلی از نیروی انسانی متخصص، تجربه کاری شرکت، ساختار مدیریتی و امکانات پشتیبانی مورد نیاز است که برخورداری از آنها هرچند برای مدیریت پروژه‌های چندصدمیلیون دلاری یا حتی چندمیلیارد دلاری نفت و گاز کافی به نظر نمی‌رسد، اما عدم برخورداری از آنها می‌تواند یک نکته منفی تلقی شود. لذا می‌توان احراز رتبه از سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی را یکی از ملاک‌های ابتدایی درنظر گرفت که فرآیند ارزیابی و تایید صلاحیت را تسریع می‌کند. ضمن اینکه همزمان با استفاده از این ملاک، باید تجدیدنظر و اصلاح بخش‌های مربوط به نفت و گاز باتوجه به الزامات IPC در دستور کار قرار گیرد.
چه باید کرد؟
عبور از مسیر تولد و توسعه شرکت‌های اکتشاف و تولید چندان آسان نیست. در زمان نگارش این مطلب، RigZone مجموعاً مشخصات ۴۰۵ شرکت فعال در این حوزه ذکر شده؛ درحالی که رقم مذکور برای شرکت‌های خدمات دهنده حفاری ۱۴۳۴ عنوان و برای شرکت‌های مشاور ۲۰۵۹ عنوان است. (نمودار ۱) به طور کلی نیز انتظار می‌رود با توجه به مشخصات بازار تعداد شرکت‌های E&P به نسبت اندک باشد؛ چنانکه در بسیاری از صنایع مثل هواپیماسازی یا کشتی‌سازی نیز ممکن است اینگونه باشد؛ درست برخلاف صنعتی مثل پوشاک. با درنظر گرفتن این مسیر دشوار، به نظر می‌رسد بهترین راه‌حل برای ایجاد شرکت‌های اکتشاف و تولید، بهره‌گیری از پتانسیل‌های موجود در اقتصاد کشور و به طور خاص صنعت نفت باشد. هسته اولیه شرکت‌های اکتشاف و تولید می‌تواند با محوریت شرکت‌های بزرگ صنعت حفاری که سابقه مدیریت پروژه‌های را دارند تشکیل شود. این البته کافی نیست، ولی احتمالاً گزینه بهتری نسبت به آن وجود ندارد. حضور بانک‌ها و موسسات تامین مالی، شرکت‌های مشاور حقوقی و شرکت‌های فعال در زمینه مدیریت پروژه می‌تواند به غنای این فرآیند بیافزاید. در واقع سهامداران و هیات مدیره شرکت اکتشاف و تولید می‌تواند مجموعه‌ای متشکل از تمامی بنگاه‌های اقتصادی یادشده باشد. برای ارزیابی و تعیین صلاحیت نیز می‌توان متناسب با دیسیپلیسن‌های موضوع فعالیت شرکت، موارد مختلف را مورد بررسی قرار داد. به عنوان مثال برخورداری از حداقلی از نیروی انسانی متخصص در تمامی حوزه‌های مالی، قراردادی، مهندسی مخزن و مهندسی بهره‌برداری می‌تواند یک معیار باشد. استقرار نظام‌های مدیریت و کیفیت و حجم مالی پروژه‌های پیشینی که شرکت در آنها فعالیت داشته می‌تواند معیار دیگر باشد. در نهایت به نظر می‌رسد ارزیابی و تعیین صلاحیت شرکت‌های اکتشاف و تولید، نباید فارغ از تشکیل آنها باشد و وزارت نفت باید به صورت ارشادی در مرحله تشکیل این شرکت‌ها نیز حضور داشته باشد تا تجربه شکل‌گیری و فعالیت آنها به نمونه‌ای ناموفق تبدیل نشود.

شرح خدمات تخصص‌های شش‌گانه گروه نفت و گاز آیین‌نامه تشخیص صلاحیت مشاوران

شرح خدمات تخصص‌های شش‌گانه گروه نفت و گاز آیین‌نامه تشخیص صلاحیت مشاوران

برچسب‌ها: , ,

بدون دیدگاه » دی ۱۰ام, ۱۳۹۴

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


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