معاون مدیرعامل شرکت ملی نفت خبر داد :

جزئیات قراردادهای جدید نفتی

جذب سرمایه خارجی در پسابرجام برای صنعت نفت، یک الزام برای کشور ما به شمار می‌آید که با گذشت بیش از 7 ماه از موعد اجرای برجام هنوز گرفتار هزارتوی پیچیده قوانین کشور است ؛

کد خبر: ۱۴۲۳۱۷

۰۶ شهريور ۱۳۹۵

چراکه تا وقتی مدل جدید قراردادهای نفتی ایران ابلاغ نشود امکان برگزاری مناقصه‌های بین‌المللی و عقد قرارداد با شرکت‌های سرمایه‌گذار خارجی وجود نخواهد داشت اما با وجود این شرط هنوز مدل جدید نهایی نشده است. خوشبختانه بعد از ماه‌ها تلاش مسئولان و کارشناسان برای فیلتر کردن این مدل مطابق با مصالح کشور بالاخره در هفته گذشته این اجماع به وجود آمد که باید هرچه زودتر مدل قراردادها نهایی و جذب سرمایه خارجی آغاز شود ولی هنوز تا اجرای آن فاصله داریم و اگر عجله نکنیم در فضای رقابتی جهان فرصت‌های زیادی را از دست خواهیم داد.

به گزارش اقتصادآنلاین به نقل از ایران ،  در خصوص نیازهای فنی و مهندسی صنعت نفت به این مدل موسوم به IPC و جذب سرمایه خارجی، تکنولوژی و مدیریت به روز بر اساس آن، با غلامرضا منوچهری، معاون مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران در امور توسعه و مهندسی گفت‌و‌گویی انجام داده‌ایم که در ادامه می‌خوانید:

چه الزامی برای اجرای مدل جدید قراردادهای نفتی وجود دارد؟

شرکت ملی نفت 50 میلیارد دلار به دولت، بانک مرکزی و سایر بانک‌ها، صندوق توسعه ملی و فروش اوراق مشارکت بدهی دارد که باید سود آن را نیز بپردازد و در مقابل از درآمدهای حاصل از فروش نفت فقط 5/14 درصد سهم دارد و به همین خاطر قادر به سرمایه‌گذاری جدیدی برای توسعه طرح‌های عظیم بالادستی یا اجرای طرح‌های افزایش ضریب بازیافت مخازن نیست. لذا ما برای توسعه صنعت نفت کشور نیاز به جذب سرمایه خارجی داریم، خوشبختانه طبیعت طرح‌های صنعت نفت هم به‌گونه‌ای است که می‌تواند سرمایه خارجی را جذب کند و ما با مدل مناسب قراردادی می‌توانیم به این امر دست یابیم.شاید این مهم‌ترین دلیلی باشد که ما اکنون به دنبال یک مدل جذاب برای سرمایه‌گذاران هستیم که در عین جذابیت منافع کشور را نیز تأمین کند.

یعنی از این به بعد تنها مدل قراردادی مورد استفاده صنعت نفت مدل جدید قراردادهای نفتی خواهد بود؟

خیر، ما باید  در ابتدا تلفیقی از شناخت قرارداد، تولید مخزن، مسائل فنی، مدل اقتصادی داشته باشیم و بر اساس آن بهترین انتخاب را از میان قراردادها انجام دهیم. از این‌رو ممکن است در بعضی از بخش‌ها هنوز بتوانیم از مدل قراردادی بیع متقابل و در بخش‌هایی از اجرای طرح از مدل قراردادی EPCF (طراحی و مهندسی، تأمین، ساخت و تأمین مالی) استفاده کنیم. برای طرح‌های افزایش ضریب بازیافت مدل قراردادی جدید مناسب خواهد بود و در میادین مشترک حسب مورد از مدل‌های مناسب استفاده خواهیم کرد تا حداکثر برداشت از میدان‌ها با استفاده از تکنولوژی‌های روز دنیا میسر شود. اقتصادی بودن سرمایه‌گذاری یکی دیگر از مؤلفه‌هایی است که باید لحاظ شود به طوری که با حداقل سرمایه‌گذاری به حداکثر تولید دست یابیم. تمام مدل‌های قراردادی که در دنیا مطرح می‌شود شرکت‌های صاحب تکنولوژی، سرمایه و مدیریت را به حداقل منافع و شرکت‌های مالک را به حداکثر منافع می‌رساند و حداکثر برداشت از میدان مورد نظر را ممکن می‌کند. اکنون ما به دنبال این اصل هستیم و آنچه برای ما اهمیت بیشتری دارد توسعه میادین مشترک است. این میادین باید در رأس برنامه‌ها قرار گیرد، چراکه ما در اغلب میادین مشترک دچار تأخیر در تولید نسبت به کشور رقیب هستیم.

علاوه بر توسعه میادین مشترک کدام بخش‌های دیگر صنعت نفت نیازمند حضور سرمایه‌گذار خارجی است؟

اکتشافات در آب‌های عمیق مانند دریای خزر یکی دیگر از مواردی است که به تکنولوژی‌های خاص نیاز دارد و جدا از آن نحوه تهیه برنامه توسعه (MDP) و انتقال نفت و گاز از این میدان‌ها کار ویژه‌ای است. با وجود آنکه کشور ما در زمینه ساخت تجهیزات مهندسی و زمین‌شناسی مخزن، تکنولوژی‌های مربوط به حفاری پیشرفت چشمگیری داشته است اما به دلیل تحولات تکنولوژیک در صنعت نفت جهانی نیاز به جدیدترین تکنولوژی‌ها دارد. لذا باید به این تعاملات بین‌المللی بها داد و در سایه یک مدل قراردادی مناسب تکنولوژی‌های روز دنیا را به کار گیریم تا در جهت افزایش منافع ملی قدم برداریم.

مدل‌هایی که ممکن است براساس آنها قراردادهای جدید امضا شود، کدامند؟

ما برای رفع نیازهای صنعت نفت نیاز به سبدی از قراردادها داریم. در این سبد ممکن است علاوه بر IPC مدل‌های قراردادی نظیر بیع متقابل، EPCF، مشارکت در تولید، سرمایه‌گذاری مستقیم نیز در نظر گرفته شود. اینها مدل‌هایی هستند که برای اجزای یک میدان نفتی از ابتدا تا انتهای زنجیره تولید به کار گرفته خواهند شد.

سهم بخش خصوصی داخلی از مدل جدید قراردادهای نفتی چقدر است؟

در تمام قراردادهای جدید حضور بخش خصوصی داخلی در نظر گرفته خواهد شد، حتی در مدل جدید قراردادهای نفتی پیش‌بینی شده که در برخی از موارد محور اصلی شرکت ایرانی باشد و خود آن شرکت،‌ شریک خارجی‌اش را انتخاب کند. در این شرایط مسئولیت اصلی توسعه میدان با شرکت ایرانی است و این شرکت باید به گونه‌ای مدیریت کند که مراحل انتقال تکنولوژی از طریق شرکت خارجی انجام شود. بند دیگری نیز در مدل جدید قراردادهای نفتی است که در این حالت شرکت ایرانی‌ می‌تواند یک شرکت مهندسی بین‌المللی را که توانایی بالایی دارد در کار توسعه شریک کند و در این حالت می‌تواند از منابع بین‌المللی هم استفاده کند. پیش‌بینی ما این است که بیشتر در میادین متوسط و کوچک که حجم سرمایه مورد نیاز آنها یک میلیارد دلار است شاهد این نوع سرمایه‌گذاری باشیم.

چرا بخش خصوصی داخلی نمی‌تواند به تنهایی طرح‌ها را در دست بگیرد؟

بخش خصوصی در سال‌های اخیر توانایی خوبی در اجرا کسب کرده است اما قادر به سرمایه‌گذاری نیست مگر آنکه در طرح‌های جدید از منابع داخلی و خارجی استفاده کنند. به هر حال ما نیاز به تکنولوژی و سرمایه برای کاهش هزینه‌ها و زمان اجرای طرح‌ها داریم. در طرح میدان مشترک پارس جنوبی که یک میدان گازی است، فعالیت‌های ارزشمندی در دوران تحریم انجام شد. ما توانستیم تا سال گذشته فازهایی نظیر 12، 17، 18، 15 و 16 را به میزان قابل توجهی توسعه دهیم و تعدادی از این فازها را به بهره‌برداری برسانیم اما به هر حال زمان اجرای طرح طولانی شد و توسعه برخی از فازها 10 سال زمان برد، ضمن آنکه هزینه‌های اجرای طرح بسیار زیاد شد. برای مثال فازهای 35 ماهه تعریف شد که قرار بود بعد از 35 ماه همه آنها (فازهای 13، 14، 19، 20، 21، 22، 23 و24) به بهره‌برداری برسد اما الان 76 الی 77 ماه از زمان شروع این طرح 35ماهه می‌گذرد و هیچ یک از این طرح‌ها راه‌اندازی نشده و فقط فاز 19 مرحله اول تولید را شروع کرده که امیدواریم تا پایان سال افتتاح شود. علاوه بر آن فازهای 20 و 21 نیز امسال به مرحله تولید گاز خواهد رسید ولی بهره‌برداری از فازهای 13، 22، 23، 24، 14 یعنی 6 فاز از این فازهای 35 ماهه تا 2 سال دیگر به نتیجه نخواهند رسید و پیش‌بینی ما برای تولید از این فازها سال 97 است. بنابراین زمان اجرای طرح با تکیه بر توان داخل بسیار طولانی‌تر از استاندارد توسعه شد و این به معنی زیان دیدن شرکت ملی نفت بود چرا که این شرکت کار را بین پیمانکاران ایرانی تقسیم اما تمام سرمایه موردنیاز طرح را تأمین و ریسک را تقبل کرد اما هنوز کار تمام نشده وبه درآمدزایی نرسیده است. لذا بدهی‌ها از اصل تا سود به عهده شرکت ملی نفت است.

پساتحریم چه فرصتی را در اختیار صنعت نفت قرار داد؟

تحریم‌ها باعث شده بود که اجرای طرح‌ها طولانی و پرهزینه شود اما در دوره جدید پساتحریم با آمدن تکنولوژی‌های روز دنیا و خرید آسان تجهیزات و اقلام مورد نیاز باید هزینه و زمان اجرای طرح به نصف کاهش یابد.البته تا اندازه‌ای این اتفاق در صنعت رقم خورده است، به طوری که هزینه حفر هر چاه در میادین غرب کارون 20 میلیون دلار بود اما الآن به زیر 10 میلیون دلار یعنی رقمی در حدود 5/7 میلیون دلار کاهش پیدا کرده است.علاوه بر این بسیاری از تجهیزات ما که قبلاً توقیف شده بود نظیر تجهیزات شرکت زیمنس آلمان در حال آزادسازی و تحویل به ایران است. ما در دوره تحریم به ناچار از تجهیزات نامناسب استفاده کردیم و الآن در حال جایگزین کردن این تجهیزات هستیم.

برای صنعت نفت هزینه دوره تحریم چقدر بود؟

هزینه این دوره رقم خیلی بزرگی است چراکه نوع قراردادهای بسته شده به صورت EPC بوده است و کارفرما تمام ریسک‌ها را پذیرفته است. این ریسک‌ها شامل مواردی نظر نبود تولید از میدان، به ظرفیت تولید نرسیدن، نرسیدن تجهیزات، بدعمل کردن پیمانکار دسته دوم، طولانی شدن، افزایش هزینه و... همه به عهده وزارت نفت است. اصل بدهی وزارت نفت رقمی در حدود 50میلیارد دلار است که با بهره بدهی رقم آن بسیار بزرگ‌تر می‌شود.

اساس توسعه صنعت نفت در نقاط دیگر دنیا چیست؟

در تمام دنیا  قراردادهای نفتی نوعی قرارداد توأم با ریسک هستند به گونه‌ای که ریسک بالایی دارد و به همین خاطر پیمانکاران سود نسبتاً بالایی را می‌خواهند. این موضوع در قراردادهای جدید دیده شده و براساس آن ایران تا پایان طرح هیچ پرداختی انجام نمی‌دهد و در صورت به تولید رسیدن میدان پیمانکار از محل تولیدات آن سرمایه خود را برداشت می‌کند. در این خصوص وزارت نفت هیچ تضمینی به پیمانکار خارجی نمی‌دهد. بنابراین اگر شرکت سرمایه‌گذار به هر دلیلی نتوانست تولید بکند به عهده خود آن خواهد بود.این موضوع همراستا با اقتصاد مقاومتی و تأمین منافع ملی است.