اولویت میادین مشترک در قراردادهای نفتی ۱۱ آذر

نام لاتین:Iran's Common Oil and Gas Fields

کد مطلب:UC-011

پارس جنوبی

اولویت میادین مشترک در قراردادهای نفتی
کشور ایران با داشتن ذخایر عظیم نفت و گاز حائز رتبه دوم ذخایر هیدروکربوری در دنیاست که از این فرصت کم نظیر خدادادی بایستی به نحو احسن پاسداشت و استفاده کرد و در اهمیت، حفظ و صیانت از آن جای هیچ شک و شبهه ای نیست.
در این موضوع نیز که بایستی تمامی جناح ها و گروه ها و به طور کل هر انسان خردمندی در جهت حفظ منافع ملی کشورش قدم بردارد نیز همگان اتفاق نظر داشته و مورد تاکید همگان است.

به طور کلی ذخایر عظیم هیدروکربوری کشور به دو دسته میادین مستقل و مشترک با کشورهای همجوار تقسیم می شود که بایستی در نحوه مدیریت، توسعه و برداشت از آنها تمایز گذاشت. صنعت نفت و گاز با توجه به پیچیدگی و نیاز به سرمایه گذاری عظیم در آن دارای شرایط خاصی است که قابل مقایسه با سایر بخش های صنعت نیست.

نسل جدید قرارداد های نفتی ایران موسوم به IPC از سال گذشته مطرح شد که آن را می توان قرارداد خرید خدمتی دانست که به قراردادهای مشارکت در تولید شباهت دارد. از چند دهه قبل، گرایش از قراردادهای امتیازی به سمت قراردادهای مشارکت در تولید معطوف گشته است. در این راستا جمهوری اسلامی ایران از حدود بیست سال پیش استفاده از قراردادهای بیع متقابل را که نوعی از قراردادهای خدماتی است را در دستور کار خود قرار داد. فارغ از این بحث که چه میزان از اهداف قراردادهای بیع متقابل محقق شده است، پیشتازی جمهوری اسلامی ایران از سایر رقبا در حرکت به سمت قراردادهای خرید خدمت ستودنی است.

مقایسه IPC با بیع متقابل

رژیم‌های مالی هیدروکربوری در دو گروه اصلی سیستم‌های حق امتیاز و سیستم‌های قراردادی طبقه‌بندی می‌شوند. هر گاه دولت بتواند مالکیت نفت و یا گاز را در سر چاه به شرکت طرف قرارداد منتقل کند در اصطلاح می‌گویند که این ترتیبات مالی (Financial Arrangements) در چارچوب سیستم حق امتیاز (Concessionary System) تنظیم شده است.

هرگاه دولت مالک ذخایر باشد و شرکت طرف قرارداد این حق را داشته باشد که سهمی از نفت تولید شده و یا سهمی از درآمد حاصل از فروش نفت را دریافت کند اصطلاحاً می‌گویند که این ترتیبات مالی (Financial Arrangements) در چارچوب سیستم‌ قراردادی (Contractual System) تنظیم شده است.

اگر در سیستم قراردادی شرکت طرف قرارداد سهمی از نفت تولید شده را دریافت کند نوع قرارداد را مشارکت در تولید (Production Sharing Agreement) و اگر هزینه‌ها از درآمد حاصل از فروش نفت جبران شود نوع قرارداد را خرید خدمت (Service Contract) می‌نامند. قراردادهای بیع ‌متقابل حالت خاصی از قراردادهای ریسکی خرید خدمت هستندکه پیمانکار طرف قرارداد، عملیات مربوط به اکتشاف و توسعه را در قبال دریافت حق الزحمه‌ای معین انجام می‌دهد. از ابتدا تا کنون با توجه به تغییراتی‌که در قراردادهای بیع‌متقابل صورت گرفته است می‌توان آنها را در سه نسل طبقه‌بندی کرد:

نسل اول: قراردادهایی که مشخصه اصلی آنها تعیین سقف هزینه های سرمایه ای به صورت ثابت هنگام انعقاد آنها بوده است.

نسل دوم: قراردادهای توأم اکتشاف و توسعه میادین که طبق آن، پیمانکار اکتشافی حق داشت در صورت اکتشاف میدان هیدروکربوری و تجاری بودن آن، مستقیماً و بدون قرارداد جدید، عملیات توسعه را به عهده گیرد.

نسل سوم: قراردادهایی که سقف هزینه های سرمایه ای پس از برگزاری مناقصات قراردادهای فرعی مشخص خواهد شد.

البته علاوه بر این که این تغییر نسل قراردادهای بیع متقابل در هیچ مصوبه ای مطرح نشده است، اطلاق نسل دوم به قراردادهای اکتشاف و توسعه توأم دقیق نیست و این قراردادها از جهت تعیین سقف هزینه‌های سرمایه ای از یکی از دو نسل اول یا سوم پیروی می کنند.

در کل قراردادهای بیع متقابل که به نوعی قراردادی با خرید خدمت محسوب می‌گردد، با توجه به قیمت جهانی پایین نفت و کمبود منابع داخلی شرکت ملی نفت ایران، فرصت مناسبی را برای کشور در توسعه ی میادین، به خصوص میدان مشترک پارس جنوبی فراهم کردند. همچنین با توجه به شروع افزایش قیمت نفت پس از انعقاد این قراردادها و در طول اجرای آن ها، هزینه ی تمام شده ی پیمان با توجه به قیمت جهانی نفت در زمان تحقق تولید و اتمام قراردادها، شرایط فوق العاده ای را برای کشور رقم زد و به لحاظ اقتصادی منفعت حاصل شده برای کشور بسیار بیشتر از شرکت های بین المللی نفتی حاضر در این قراردادها بود.

بررسی عملکرد قراردادهای بیع متقابل حاکی از آن است که تنها نسل اول قراردادهای توسعه به مرحله اجرا درآمده است و از میان نسل سوم قراردادهای بیع متقابل نیز تنها میدان یادآوران به پیمانکار خارجی واگذار شده است. به طور کلی در نسل اول قرادادهای توسعه بیع متقابل، ۱۶ پروژه بالادستی به پیمانکاران مختلف همچون توتال، شل، انی و سایر شرکت‌های خارجی و داخلی واگذار شد که هدف آن دستیابی به افزایش تولید ۱۰۰۶ هزار بشکه در روز بود اما در دوره مورد بررسی نتایج نشان می‌دهد در خوشبینانه‌ترین حالت، تنها ۵۸ درصد از سطح تولید مذکور محقق شده است.

بنابراین به لحاظ فنی، این قراردادها خالی از مشکل نبودند و مشکلاتی برای کشور در بلند مدت ایجاد کردند که به اختصار به تعدادی از آن ها اشاره می شود.

۱-کوتاه مدت بودن دوره قرارداد: در قراردادهای بیع متقابل بخش توسعه ی میدان به پیمانکار واگذار می گردید و پیمانکار موظف بود در بازه‌ی زمانی مشخصی تولید اقتصادی توافق شده در قرارداد را محقق کند. با شروع تولید اقتصادی از میدان، بازپرداخت هزینه های پیمانکار اعم از هزینه‌های سرمایه‌ای، غیر سرمایه ای، بانکی و حق الزحمه از محل درآمد خود میدان صورت می گرفت. لذا پیمانکار در توسعه ی میدان به نحوی عمل می کرد که بازپرداخت ها تضمین شود و تولید از میدان در بلندمدت برای او اهمیت و اولویتی نداشت. در نتیجه، تولید غیر صیانتی از میادین صورت می گرفت. به طور مشخص می توان افت شدید فشار مخزن را پس از سال های تحقق بازپرداخت، در این قراردادها انتظار داشت.

۲-وابستگی پرداخت حق الزحمه پیمانکار به هزینه‌های سرمایه‌ای: در قراردادهای بیع متقابل، حق الزحمه ی پیمانکار بر مبنای درصدی از هزینه های سرمایه ای پرداخت می شود که نتیجه ی این موضوع، تلاش پیمانکار برای افزایش این هزینه ها تا حداکثر مقدار ممکن است. البته در نسل اول و دوم این قراردادها سقفی برای هزینه های سرمایه ای در نظر گرفته شد تا پیمانکار نتواند بیش از حد این مقادیر را افزایش دهد، ولی در نتیجه این رویکرد، پیمانکار کیفیت پیمان را قربانی جبران هزینه های خود می کرد. اما در نسل سوم این قراردادها، از سازوکار دیگری استفاده شد که بر اساس آن سقفی برای هزینه های سرمایه ای در نظر گرفته نشد و مبنای تمامی هزینه ها، برگزاری مناقصه بود. این رویکرد مشکلات سقف هزینه های سرمایه ای را از بین می برد ولی مشکلات دیگری به وجود می آورد که از آن جمله افزایش بیش از حد هزینه های سرمایه ای و عدم کارآیی سازوکار مناقصه برای تعیین شفاف هزینه ها بود.

۳-نظارت ضعیف کارفرما بر عملکرد پیمانکاران: نظر به کوتاه مدت بودن قراردادهای بیع متقابل و عدم حضور پیمانکار در دوره ی تولید، نقش کارفرما در نظارت بر پیمانکار در تحقق وظایف محوله، بسیار کلیدی است. به این معنی که کارفرما باید کاملا به مدیریت مخزن مسلط باشد و برنامه جامع توسعه (MDP) که از سوی پیمانکار ارائه می شود، را به صورت دقیق و کارشناسی بررسی کند تا تمام عملیات توسعه ی میدان در راستای تحقق تولید صیانتی از مخزن باشد. تسلط ناکافی کارفرما بر دانش مدیریت مخزن مساوی با تحقق تولید غیر صیانتی از سوی پیمانکار برای تسریع در بازگشت سرمایه ی او، به بهای از دست دادن حجم زیادی از هیدروکربور در بلند مدت است. بررسی قراردادهای بیع متقابل نشان می دهد که سطح توانمندی شرکت های تابعه ی شرکت ملی نفت ایران که در این قراردادها در نقش کارفرما حاضر می‌شدند، قابل مقایسه با شرکت های نفتی بین المللی نبود و امکان نظارت کامل بر این شرکت ها توسط شرکت ملی نفت ایران، در عمل وجود نداشت.

۴-انعطاف پایین قرارداد: توسعه ی میادین، امری پیچیده می باشد و نمی توان دستور کار مشخص و ثابتی را برای کل پروژه در نظر گرفت؛ به این معنی که پروژه گام به گام پیش برده می شود و بر اساس نتایج به دست آمده از رفتار مخزن، تغییرات لازم در دستور کار قرار می گیرد. قراردادهای بیع متقابل، از انعطاف لازم برخوردار نبودند و تغییر در دستور کار به سختی ممکن بود.

مزایای طرح IPC

از آن جا که IPC قراردادی بلند مدت است که شامل دورهء توسعه و تولید می‌شود و همچنین پاداش تولید به ازای تولید هر بشکه پرداخت می‌گردد، نگاه پیمانکار به مخزن، نگاهی بلند مدت است. لذا پیمانکار برای دستیابی به سود حداکثری، خود را ملزم به تولید حداکثری می‌کند و برای تحقق تولید حداکثری، نگاهی صیانتی به میدان دارد و به دنبال حداکثر بازیافت از مخزن در بلندمدت است. لذا در IPC بر خلاف بیع متقابل،پیمانکار به دنبال تحقق تولید صیانتی و بیشینه بازیافت از مخزن است.

در IPC حق الزحمه پیمانکار به میزان تولید وابسته بوده و به ازاء تولید هر بشکه نفت یا هر متر مکعب گاز پرداخت می‌گردد. در نتیجه، بر خلاف بیع متقابل که حق الزحمه بر اساس هزینه های سرمایه‌ای است و پیمانکار را به افزایش هزینه‌ها ترغیب می‌کند، IPC میزان حق الزحمه را به میزان تولید وابسته می‌کند و منفعت پیمانکار را به جای افزایش هزینه‌ها به تحقق تولید بیشتر گره می‌زند.

قرارداد IPC عملا توسعهء پلکانی را محقق کرده است. در این قراردادها سقفی برای هزینه های سرمایه‌ای در نظر گرفته نشده و پیمانکار متناسب با نیاز میدان، در میدان هزینه می‌کند و میزان هزینه‌های مورد نیاز، به صورت سالانه به کمیتهء مشترک مدیریت، پیشنهاد و به تصویت می‌رسد. لذا عملیات توسعه در این قراردادها به صورت گام به گام و پلکانی صورت می‌گیرد و پیمانکار متناسب با رفتار مخزن در طول فرآیند توسعهء میدان، هزینه های خود را در میدان مدیریت می‌کند.

در کل مهم‌ترین ادعای طراحان مدل جدید قراردادی این است که توانسته‌اند با پیش‌بینی انعطاف‌های ذیل در مفاد قرارداد نفتی ایران (IPC) ، ایرادات وارد بر قراردادهای بیع متقابل را حتی المقدور برطرف کنند:

۱-برنامه و بودجه پروژه به صورت سالیانه بر اساس رفتار مخزن و واقعیت‌های پروژه تعیین می گردد.

۲-کلیه هزینه های انجام شده پروژه پس از شروع تولید اولیه در صورت انجام کلیه تعهدات قراردادی طی دوره معین باز پرداخت می‌گردد.

۳-توازن و همخوانی مثبت بین ریسک ها و درآمد های طرفین وجود دارد.

۴-سود سرمایه گذار به صورت فی برای تولید هر بشکه نفت یا هر هزار فوت مکعب و تعیین درصدی انعطاف پذیر در برابر تغییرات بازار نفت

۵-سود متفاوت برای میادین با ریسک های متفاوت

۶-اصلاح ساختار ها و شیوه های تصمیم گیری

۷-شانس اکتشاف در بلوکهای جانبی در صورت عدم موفقیت در اکتشاف

۸-انعطاف پذیری برای همکاری بلند مدت از طریق تشکیل شرکت مشترک

۹-انعطاف پذیری برای افزایش زمان همکاری در صورت نیاز به انجام عملیات افزایش ضریب برداشت (Enhanced Oil Recovery: EOR)

۱۰-انعطاف پذیری دستمزد در برابر تغییرات بازار نفت

نتیجه گیری

با وجود اینکه IPC ایرادات بیع متقابل را بهبود می بخشد ولی جهت رفع کامل نقاط ضعف آن باید قدم برداشت و نقاط قوت فراوان آن را جهت کارشناسان و سیاستمداران توضیح داد. با این وجود، به نظر می رسد مهم تر از خود قرارداد IPC، پروژه های هدف این قراردادها هستند که باید توسط شرکت نفت تعیین شود. باید توجه شود که شرایط کشور در میادین مشترک نفتی و گازی به خصوص با توجه به محدودیت های ایجاد شده در سال‌های اخیر وضعیت مناسبی ندارد و همزمان رقبای کشور، پیشرفت های قابل توجهی در توسعه و برداشت از این مخازن داشته اند. در میادین مشترک هر روز تاخیر در بهره برداری از آن سبب لطمات و فرصت سوزی جبران ناپذیری می شود که نمونه بارز آن بهره برداری روزانه ۴۰۰ هزار بشکه ای نفت از لایه نفتی پارس جنوبی توسط قطر می باشد در صورتیکه سهم کشور ما صفر است .

لازم به توضیح است در میادین مشترک که اتفاق نظر دو کشور همسایه جهت تولید مشترک و بهینه وجود ندارد ، هر کشور به دنبال بهره برداری حداکثری از آن میباشد و در این میادین برداشت صیانتی مطرح نیست ولی متاسفانه کش مکش موجود این فرصت را از ما گرفته و مخازن موجود در میادین مشترک در حال تخلیه حداکثری توسط کشورهایی همچون عراق ،قطر ، عربستان و امارات است.

در صورت اجرای صحیح قراردادهای IPC می توان به اهداف ذیل دست یافت:

۱- با توجه به کمبود منابع مالی در کشور می توان از فضای شکل گرفته در دوران پسا تحریم بهره برد و از منابع مالی شرکتهای بین المللی و سرمایه گذاری آنها در میادین استفاده نمود که به طبع آن اشتغال زایی وسیعی صورت خواهد گرفت.

۲- نظر به اینکه میادین عظیم نفتی کشور به نیمه عمر خود رسیده اند و با علم به اینکه در حال حاضر تکنولوژی روشهای ازدیاد برداشت در کشور به حد مطلوب وجود ندارد، می توان در این نوع قرارداد از دانش روز و تکنولوژی شرکتهای معتبر بین المللی استفاده نمود و ضریب بازیافت میادین را به نحو چشمگیری افزایش داد.

۳-با توجه به برداشت حداکثری کشورهای همسایه در بهره برداری از میادین مشترک با کشور لازم است هر چه سریعتر با اولویت بخشیدن به سرمایه گذاری و بهره برداری حداکثری از این منابع ، عقب افتادگی سالیان گذشته را جبران نمود.

۴-در صورت بالفعل نمودن توسعه میادین و تولیدی شدن مخازن، قدرت چانه زنی کشور در مجامع بین المللی همچون اوپک افزایش یافته و به عنوان بازیگری استراتژیک ایفای نقش بارزتری خواهد کرد.

منبع: احسان غفرانی رئیس اداره زمین شناسی شرکت نفت مناطق مرکزی ایران

برچسب‌ها

اولویت میادین مشترک در قراردادهای نفتی ۱۱ آذر

برچسب‌ها

نظرات کاربران

نظر شما

عناوین دانشی صنعت نفت