فرش قرمز برای غول‌های نفتی
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
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
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. (+)
دیدگاه خود را ثبت کنید
تمایل دارید در گفتگوها شرکت کنید؟در گفتگو ها شرکت کنید.