نسخه تامین مالی بالادستی نفت

مساله «تامین مالی بالادستی نفت‌وگاز» برای چند دهه روی میز سیاست‌گذار ایرانی قرار داشته است. باوجوداینکه طی دوران اخیر این بخش بزرگ‌ترین مصرف‌کننده منابع صندوق توسعه ملی بوده، چالش مذکور به قوت خود باقی بوده و حتی معرفی چندین مدل قراردادی بومی (IPC، مدل مناطق نفتخیز جنوب، EPCF و …) نتوانسته این مساله را حل کند. از صندوق پروژه و اوراق مشارکت ارزی تا راهکارهای مبتنی بر Equity و مشارکت استراتژیک مطرح می‌شوند، ولی به نتیجه نمی‌رسند. سوال اینکه چاره چیست؟ و مهم‌تر اینکه ریشه مساله را باید کجا جست؟

ریشه اصلی مساله، عمق پایین بازار سرمایه و شرایط تورمی و بالا بودن WACC و … نیست. حتی ریسک‌های محیط کسب‌وکار یا نااطمینانی را نمی‌توان چالش محوری دانست. ماجرا به مدل قراردادی حاکم و جذابیت‌های آن از منظر تامین مالی بازمی‌گردد. برای تامین مالی توسعه پایدار نفت و گاز در کشوری مثل ایران، الزاماً باید به سراغ مدل‌های امتیازی (و شاید PSA) رفت. البته بهبود جذابیت مالی IPC (مطابق معرفی اولیه آن) می‌تواند موثر و مفید باشد، اما تنها در حد یک راه‌حل مقطعی برای دوره‌ای خاص از تاریخ و نه یک راه‌حل پایدار برای چند دهه توسعه.

جذابیت مالی برای شرکت‌هایی که مبتنی بر ترازنامه خود و همچنین منابع داخلی می‌توانند تامین مالی کنند (غول‌های بین‌المللی مثل شل و توتال، شرکت‌های دولتی مثل CNPC و بازیگران متوسط به بالا مثل ENI و OMV) شاید کافی باشد؛ ولی برای بسیاری دیگر این طور نیست. حتی شرکت‌های مذکور نیز با اتکاء به مدل‌های جهان‌شمول‌تر و با مفاد مالی جذاب، پیشنهادهای بهتری برای کشوری مثل ایران خواهند داشت. (این نوشته بر شرایط پس از تحریم تمرکز دارد.)

در رژیم خدماتی، سرمایه‌گذار کمابیش یک پیمانکار است؛ ولو به شکلی متفاوت از گذشته. شرکت‌های نفتی در بیع متقابل یا IPC عملاً صاحب منافع خاصی جز یک حق‌الزحمه مشروط و محدود نیستند. اما در دو مدل دیگر، شرکت می‌تواند به اتکاء برخی عواید و دارایی‌ها تامین مالی انجام دهد. همین نکته ظریف می‌تواند چاره چند دهه چالش تامین مالی بالادستی نفت ایران باشد. اصرار بر یک تفسیر قدیمی از قوانین کشور (که براساس آن برای دو دهه هر گونه سرمایه‌گذاری خارجی ممنوع بود و برای دو دهه بعد تنها مدل‌های خدماتی مورد استفاده قرار گرفته‌اند) به عدم توسعه متوازن و متناسب منابع نفت و گاز کشور و توان داخلی در صنعت اکتشاف‌وتولید انجامیده که عدم امکان تامین مالی در بخش بالادستی نفت یکی از گلو‌گاه‌های اصلی آن بوده است.

افزایش جذابیت مالی (مثلاً رساندن نرخ IRR ارزی پروژه‌های به حداقل ۲۵ تا ۳۰ درصد) شرطی لازم است، ولی چاره اصلی را باید در تغییر پارادایم و حرکت به سمت مدل‌های امتیازی و مشارکت در تولید جست. با اصلاح مدل قراردادی و در شرایط غیرتحریمی، صنعت نفت ایران توان کافی را برای تامین مالی به دست خواهد آورد. پتانسیل‌های بالقوه صنعت نفت برای تامین مالی کفایت خواهد کرد و نیاز چندانی به استفاده از منابع محدود و استراتژیک صندوق توسعه ملی برای توسعه این صنعت نخواهیم داشت؛ منابعی که باید صرف نیازهای ضروری‌تر کشور در حوزه‌هایی از قبیل محیط‌زیست شود.

تغییر پارادایم به همان میزان که دشوار و دور از ذهن است، ثمرات شیرینی هم دربر دارد. افزایش کمابیش هشت میلیونی ظرفیت تولید نفت آمریکا با تمرکز بر منابع شیل، با بکارگیری سرمایه‌های بخش خصوصی (Private Equity) میسر شده و تکرار این مدل و همچنین مدل‌های موفق دیگر در ایران به هیچ وجه دور از ذهن نیست و بلکه از منظر اقتصادی و امنیت ملی یک الزام به شمار می‌رود.

حجم عظیم ذخایر نفت کشور (که با فرا رسیدن پیک تقاضای نفت در معرض بلااستفاده ماندن برای همیشه قرار دارند) پتانسیل کم‌نظیری را برای توسعه به وجود آورده که با استفاده از مدل‌های امتیازی می‌تواند جهش تولید را در این صنعت رقم زند. استراتژی تولید حداکثری در صنعت نفت می‌تواند ضمن پیشگیری از متروک ماندن این سرمایه خدادادی، منابع لازم را برای رونق اقتصادی در بخش‌های دیگر به منظور تنوع‌بخشی به اقتصاد کشور و کاهش وابستگی به نفت فراهم آورد.

منتشره در «میز نفت»

6 پاسخ

دیدگاه خود را ثبت کنید

تمایل دارید در گفتگوها شرکت کنید؟
در گفتگو ها شرکت کنید.

دیدگاهتان را بنویسید

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد. بخش‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *