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
