وقتی دوران بیع متقابل به پایان می رسد/الگویی برای جذاب سازی قرارداهای نفتی

آذرجزایری:  اما اینکه مقامات نفتی این کشور چگونه توانستند ظرف سه سال، بخشی از مشکلات نفت عراق را رفع کنند، مساله ای است که باید در نوع قراردادهای این کشور جستجو شود.
سالهاست که کارشناسان نفتی ایران قراردادهای ما را بدون جذابیت برای سرمایه گذاران می دانند و تاکید می کنند قراردادهای بیع متقابل ایرانی برمبنای شراط عادی نگاشته شده در حالیکه با وجود موانع بین المللی اخیر باید آنچنان جذابیتی ایجاد شود که شرکت های خارجی وسوسه شوند.

درحال حاضردولت عراق توانسته است فضای به نسبه مناسبی برای توسعه و پیشرفت صنعت نفت عراق مهیا کند و با استفاده از قراردادهای خدماتی که ایران نیز از نوع خاصی از این قراردادها (بیع متقابل) برای توسعه میادین خود استفاده می کند، زمینه حضور برخی شرکتهای بین المللی را جهت توسعه صنعت نفت خود فراهم سازد.
بدیهی است با توجه به تغییراتی که در فضای کسب و کار این صنعت در جهان و منطقه طی سالهای گذشته بخصوص در عراق اتفاق افتاده است، وزارت نفت ایران نیزباید ضمن بررسی نقاط قوت و ضعف قراردادهای موجود، جهت جلب همکاری شرکتهای بین المللی، طراحی مجدد چارچوب قراردادهای نفتی را در دستور کاری خود قرار دهد.
از آنجا که در قوانین مصوب کشور، مشخصه بیع متقابل، بازپرداخت هزینه های پروژه از محل درآمد پروژه ذکر شده است و به جز برخی از شرایط کلی مثل لزوم انتقال فناوری یا رعایت قانون حداکثر استفاده از امکانات و توانایی های داخلی شرایط دیگری از سوی قانونگذار تصریح نشده است، بنابراین شرکت ملی نفت ایران می تواند محتوای قراردادهای بیع متقابل را متناسب با شرایط بازار، سیاست های دولت، مقتضیات و نیازهای جدید تغییر داده و اصلاح کند.
مسلما این امر مستلزم بازنگری در قراردادهای بیع متقابل است که به نوبه خود نیازمند استفاده از ترتیبات مقرر در سایر قراردادها و به خصوص قراردادهای خدمات فنی(TSC) مورد استفاده در عراق است.
مقایسه قراردادهای عراق با قراردادهای ایرانی
همچنین برخی از مهمترین وجوه تمایز قراردادهای خدمات فنی(TSC) بکارگرفته شده در عراق با قراردادهای بیع متقابل که طی سالیان اخیر در ایران منعقد شده، را می توان به شرح ذیل برشمرد:
– در قراردادهای بیع متقابل، مالیات جنبه صوری داشته و نقشی در کنترل میزان درآمد پیمانکار ندارد. زیرا مالیات‏های متعلقه به وسیله پیمانکار پرداخت شده و عینا تحت عنوان هزینه‏های غیر سرمایه‏ای (Non-Capex) به پیمانکار بازپرداخت می‏شود. بدین معنا که در زمان اختصاص نفت به پیمانکار رقم‏ها طوری تعدیل می‏شود که خالص پرداختی به پیمانکار بدون مالیات باشد. این در حالی است که در قراردادهای خدمات فنی عراق، ۳۵ درصد از سود شرکتهای طرف قرارداد بعنوان مالیات به حساب دولت واریز می شود که این میزان، مبلغ قابل توجهی است.
– در قراردادهای بیع متقابل، پاداش ویژه (Signature Bonuses) پیش بینی نشده است. در حالیکه عراق برای تمامی میادین واگذار شده نفتی خود پاداش ویژه ای در نظر گرفته است. بطوری که در مجموع دو مناقصه نفتی برگزار شده، دولت عراق بیش از ۲٫۳ میلیارد دلار از این طریق کسب درآمد کرده است. لازم بذکر است پاداش ویژه میدان رمیله ۵۰۰ میلیون دلار است.
– در قراردادهای بیع متقابل، انگیزه پیمانکار در صرفه جویی در هزینه‏ها بسیار محدود است. چرا که این صرفه جویی عملا نفعی برای وی بدنبال نخواهد داشت و عملا از آنجایی که به هزینه های سرمایه ای پیمانکار، بهره و سود نیز تعلق می گیرد، تلاش دارد که میزان هزینه ها در میدان افزایش و کیفیت کاهش یابد. اما در قراردادهای خدمات فنی بدلیل اینکه به سرمایه آورده شده پیمانکار هیچ سود و بهره ای تعلق نمی گیرد و سود پروژه تنها از بابت افزایش تولید پرداخت می شود، پیمانکار بدنبال افزایش کارآیی سرمایه گذاری در میدان و کاهش هزینه های پروژه است.
– در قراردادهای خدمات فنی(TSC)، سود پیمانکار در گرو تولید صیانتی و بهینه در دراز مدت (۲۵ تا ۳۰ سال) است که در این راستا پیمانکار ترغیب به استفاده از تکنولوژی ها و روشهای نوین بهره برداری از میدان می شود. اما در قراردادهای بیع متقابل، پس از اتمام عملیات توسعه و تحویل تجهیزات و تأسیسات نصب شده،‌ عملیات بهره برداری و تولید توسط شرکت ملی نفت ایران انجام خواهد شد و پیمانکار هیچ نقشی در این عملیات نخواهد داشت. حضور نداشتن پیمانکار در زمان بهره برداری و همچنین متصل نبودن درآمد پروژه به تولید آتی میدان، موجب می شود پیمانکار انگیزه لازم برای افزایش میزان تولید و همچنین بکارگیری بهترین فناروی ها و روشهای موجود که در دراز مدت به نفع پروژه باشد را نداشته و در مقابل بدنبال اتمام سریع پروژه باشد.
– مدت حضور شرکتهای خارجی در قراردادهای بیع متقابل نسبت به قراردادهای خدمات فنی بسیار کوتاه تر است. این موضوع تبعات مختلف و متنوعی بر عملکرد اقتصادی و فنی قرارداد و همچنین نحوه برداشت از مخزن می گذارد که از آن جمله می توان به موارد ذیل اشاره کرد:
الف- در صورتی که بخواهیم بحث تضمین پروفایل تولید، اطمینان از کارآیی تاسیسات و تجهیزات بکارگرفته شده و همچنین تولید صیانتی از مخازن را که از نکات مهم برای کارفرما و وزارت نفت است را بطور جدی در قراردادهای بیع متقابل اعمال کنیم، باید شرایط و قواعدی را در نظر گرفت که از مهمترین آنها حضور بلندمدت این شرکتها در میدان و در مرحله بهره برداری از آن است. چرا که قطعا نمی توان از پیمانکار انتظار داشت تا تنها به منظور حضور ۵ ساله خود در میدان، تضمین های ۲۵ ساله ای برای تولید از میدان های نفت و گاز کشور بدهد.
ب- اشتراک منافع شرکتهای بین المللی با کارفرما تا زمان بازپرداخت هزینه‏ها و حق الزحمه پیمانکار است و از آن به بعد پیمانکار با کارفرما اشتراک منافعی ندارند. لذا در قراردادهای بیع متقابل که حضور پیمانکاران کوتاه مدت است و هزینه های صورت گرفته با بهره و سود معین بازپرداخت می شود، می تواند منجر به مشکلات فنی و اقتصادی در قرارداد شود.
ج- یکی دیگر از مضرات حضور کوتاه مدت پیمانکاران بین المللی در پروژه ها، انتقال ناکافی فناوری، دانش فنی و آموزش نیروهای بومی است.
تشریح نمونه ای از قراردادهای عراقی
سه سال پیش وزارت نفت عراق، شانزده میدان نفتی خود را طی دو نوبت برای توسعه به مناقصه گذاشت. (ژانویه و دسامبر ۲۰۰۹) طی این مناقصات که با استقبال بسیار خوبی ازسوی شرکتهای نفتی بین المللی مواجه شد در مجموع قرارداد توسعه ۱۱ میدان به امضاء رسید. میدان رمیله، اولین قراردادی بود که در همان دور نخست واگذار شد. برای توسعه این میدان، دو کنسرسیوم به رقابت با یکدیگر پرداختند که در نهایت کنسرسیوم شرکتهای BP و CNPC، با پذیرش شرایط وزارت نفت عراق که برای تولید هر بشکه نفت مازاد، پاداش تولیدی معادل ۲ دلار در نظر گرفته بود، موفق به کسب قرارداد توسعه این میدان شد. این درحالی است که کنسرسیوم شرکتهای اکسون موبیل و پتروناس با غیراقتصادی خواندن شرایط این قرارداد، از دور رقابت کناره گیری کردند.
رمیله کجاست؟
میدان نفتی رمیله که از آن به عنوان ستون اصلی منابع نفتی عراق یاد می کنند، در استان بصره واقع شده است. نفت درجای این میدان ۶۰ تا ۸۰ میلیارد بشکه و ذخیره قابل استحصال آن ۱۷٫۸ میلیارد بشکه برآورد شده است. این میدان که شامل دو بخش شمالی و جنوبی است، در حال حاضر با تولید ۱۰۶۶ هزار بشکه در روز، به تنهایی حدود ۴۰ درصد از کل تولید نفت خام عراق را بر عهده دارد.
تولید از بخش شمالی این میدان از سال ۱۹۷۲ شروع شده و تا کنون تولید انباشتی از این بخش به ۳ میلیارد بشکه رسیده است. همچنین تولید از بخش جنوبی این میدان نیز از سال ۱۹۵۴ آغاز شده و تا کنون حدود ۹ میلیارد بشکه تولید انباشتی داشته است. درجه API نفت تولیدی میدان رمیله از ۲۵ تا ۴۰ بسته به سازندهای تولیدی، متغیر است. طبق قرارداد منعقد شده، تولید این میدان در سالهای آتی به ۲ میلیون و ۸۵۰ هزار بشکه در روز افزایش پیدا خواهد کرد. در همین راستا شرکت BP اعلام کرده است در سال ۲۰۲۴ این میدان پس از میدان قوار در عربستان، بزرگترین میدان تولید کننده نفت جهان خواهد بود.
پیش بینی نرخ تولید میدان رمیله در افق ۲۰۳۰
مدت قرارداد توسعه میدان رمیله ۲۰ ساله است که در صورت توافق طرفین برای ۵ سال قابل تمدید خواهدبود. در همین راستا، ظرفیت سالانه تولید از میدان رمیله در طی دوره قرارداد به ۴ مرحله زمان بندی شده تقسیم می شود:
مرحله “توانبخشی مجدد” میدان(RP) که زمان آن طی ۳ سال پس از تنفیذ قرارداد به پایان می رسد. مرحله “توسعه” میدان که این مرحله نیز طی ۳ سال صورت می پذیرد. مرحله “تولید پایدار” که طی این مدت، تولید از میدان به مدت ۷ سال در سقف تعیین شده قرارداد، پایدار خواهد ماند و مرحله آخر، “حفظ توان تولید” از میدان و دوره پایان قرارداد است که مدت این دوره نیز ۷ سال خواهد بود.
تولید فعلی میدان رمیله یک میلیون و ۶۶ هزار بشکه در روز است و با توجه به تاریخچه تولید آن، در قرارداد منعقد شده نرخ افت سالانه تولید از این میدان، معادل ۵ درصد در نظر گرفته شده است. یعنی در صورتی که هیچ عملیات توسعه ای در این میدان صورت نگیرد و روند تولید موجود(BLP) ادامه یابد، در سال ۲۰۲۹ تولید آن برابر ۴۰۲ هزار بشکه در روز خواهد بود.
از آنجا که پاداش تولید(RF)، به نفت تولیدی مازاد(IP) تعلق می گیرد، تعیین نرخ تولید فعلی و همچنین نرخ افت توان تولید از میدان در محاسبه نفت تولیدی مازاد(IP) و در نتیجه درآمد و هزینه طرفین قرارداد بسیار تأثیرگذار است. در حال حاضر مباحثی پیرامون نحوه تعیین این پارامترها میان کنسرسیوم و وزارت نفت عراق در جریان است. منظور از نفت تولیدی مازاد(IP)، فاصله میزان نفت خام تولیدی در حالت توسعه میدان(AAP) با میزان تولید نفت خام میدان در حالت ادامه روند موجود(BLP) است.
طبق اطلاعات منتشر شده از برنامه کاری توسعه میدان رمیله، کنسرسیوم قصد دارد در سال ۲۰۱۰ با سرمایه گذاری ۱٫۷ میلیارد دلاری، میزان تولید از این میدان را ۲۰۰ هزار بشکه در روز افزایش دهد. همچنین کنسرسیوم در سال ۲۰۱۱ با سرمایه گذاری معادل ۲٫۵میلیارد دلار، ۳۰۰ هزار بشکه در روز به تولید میدان می افزاید و در سال ۲۰۱۲ که پایان مرحله توانبخشی مجدد به میدان است(مرحله نخست)، ۵۰۰ هزار بشکه در روز به تولید این میدان افزوده می شود. در واقع تولید از میدان رمیله در پایان مرحله توانبخشی مجدد، به ۲ میلیون بشکه در روز خواهد رسید. در محاسبات انجام گرفته برای محاسبه فنی-اقتصادی این قرارداد، فرض شده است میزان تولید میدان رمیله در طی مرحله توسعه (مرحله دوم)، یعنی در سالهای ۲۰۲۴ تا ۲۰۲۴ به ترتیب برابر ۲٫۴ و ۲٫۶  و ۲٫۸۵ میلیون بشکه در روز باشد. همچنین، تولید میدان رمیله در مرحله سوم که مرحله تولید پایدار است به مدت ۷ سال معادل ۲٫۸۵میلیون بشکه در روز خواهد بود. (سالهای ۲۰۱۶ تا ۲۰۲۲) در نهایت تولید این میدان در مرحله نهایی از سال ۲۰۲۳ با نرخ افت سالانه ۵ درصد به حدود ۲ میلیون بشکه در روز در پایان سال ۲۰۲۹ خواهد رسید.
براساس موارد فوق، در نمودار زیر سه پروفایل تولید میدان در حالت ادامه روند موجود(BLP)، تولید در حالت توسعه میدان(AAP) و نفت تولیدی مازاد(IP) در طی دوره قرارداد نشان داده شده است. همان طور که پیش از این نیز اشاره شد، پاداش تولید(RF) تنها به نفت تولیدی مازاد(IP) که حاصل عملیات توسعه در میدان است، تعلق می گیرد. لذا همان طور که مشاهده می شود، حداکثر پاداش تولید(RF) در سال ۲۰۲۲ و برای ۲٫۲۷۴میلیون بشکه در روز نفت تولیدی مازاد(IP) است. در پایان دوره قرارداد، میزان نفت تولیدی مازاد(IP) به ۵۸۸٫۱ میلیون بشکه در روز افت پیدا خواهد کرد.

جریان تولید نفت خام میدان رمیله در سالهای ۲۰۱۰ تا ۲۰۲۹

تولید نفت میدان در حالت ادامه روند موجود(افت سالانه ۵ درصد، بدون انجام عملیات توسعه)BLP

تولید نفت میدان در صورت توسعه بر اساس برنامه کنسرسیومAAP

فاصله نفت تولیدی در دو حالت فوقIP

مکانیزم پرداخت پاداش تولید(RF)

طبق قرارداد، شرکتهای BP و CNPC به ازای تولید هر بشکه نفت خام تولیدی مازاد(IP)، معادل ۲ دلار پاداش تولید(RF) دریافت خواهد کرد. البته باید خاطر نشان ساخت طبق مفاد قرارداد، این پاداش پس از کسر ۳۵ درصد مالیات قابل پرداخت خواهد بود. همچنین از آنجایی که طبق قانون برگزاری مناقصات، حداکثر سهم شرکتهای خارجی طرف قرارداد با وزارت نفت عراق ۷۵ درصد تعیین شده است، شرکت بازاریابی نفت خام عراق( SOMO ) معادل ۲۵ درصد از سهام کنسرسیوم توسعه میدان رمیله را در اختیار دارد. در نتیجه پس از کسر مالیات و سهم ۲۵ درصدی شرکت SOMO، حداکثر نرخ پاداش تولید قابل پرداخت به دو شرکت خارجی فعال در کنسرسیوم، ۰٫۹۷۵دلار به ازای هر بشکه و در واقع ۴۸٫۷۵ درصد از کل نرخ پاداش در نظر گرفته شده است.
بر اساس حداکثر نرخ پاداش تولید(RF) محاسبه شده و همچنین میزان نفت تولیدی مازاد(IP)، وزارت نفت عراق می بایست معادل ۳۰ میلیون دلار در سال ۲۰۱۰ به شرکتهای طرف قرارداد خود پاداش تولید(RF) بپردازد. این میزان در سال ۲۰۲۲ به حداکثر میزان خود یعنی ۷۹۸ میلیون دلار خواهد رسید که پس از افت تدریجی به ۵۵۷ میلیون دلار در پایان دوره قرارداد یعنی سال ۲۰۲۹ ختم خواهد شد. در مجموع حداکثر پاداش تولیدی(RF) که دو شرکت BP و CNPC تا پایان دوره قرارداد از وزارت نفت عراق دریافت خواهند کرد، معادل۱۲٫۱ میلیارد دلار است که از این میزان، سهم شرکت BP معادل ۶٫۱۳میلیارد دلار (۶۶/۵۰ درصد) و سهم شرکت CNPC معادل ۵٫۹۷میلیارد دلار (۴۹٫۳۳درصد) است.
همان طور که گفته شد حداکثر پاداش تولیدی(RF) که عراق می بایست به شرکتهای کنسرسیوم در طول دوره قرارداد بپردازد، معادل ۱۲٫۱ میلیارد دلار است. اما باید در نظر داشت که میزان پاداش تولید(RF)، بر اساس دو پارامتر دیگر نیز تعدیل می شود: ضریب R و ضریب عملکرد(PF ).
1- ضریب R )R-Factor) عبارتست از نسبت کل درآمدهای شرکتهای کنسرسیوم از ابتدای قرارداد تا یک زمان مشخص به کل هزینه های انجام شده توسط شرکتهای کنسرسیوم طی همان دوره.  در واقع با توجه به سطح قیمتهای نفت خام و درآمدی که شرکتهای کنسرسیوم از بابت توسعه میدان کسب می کنند، میزان پاداش تولید(RF) متغیر خواهد بود. به عبارت دیگر، افزایش قیمتهای نفت خام با میزان پاداش تولید پرداختی نسبت عکس دارد. در جدول-۱، نرخ پاداش تولید (RF) مصوب این قرارداد را که ۲ دلار به ازای هر بشکه نفت مازاد است، پس از کسر مالیات و سهم شرکت دولتی عراق و با اعمال ضریب R مشخص شده است. 
 

همان طور که ملاحظه می شود حداکثر پاداش تولید(RF) پرداختی به ازای هر بشکه به شرکتهای BP و CNPC، معادل ۰٫۹۷۵دلار و حداقل آن نیز معادل ۰٫۲۹۲۵دلار است. البته اعمال ضریب R، نیازمند بکارگیری ابزارهای دقیق اندازه گیری در میدان، جهت محاسبه نفت خام تولیدی و محاسبه درآمدهای فرضی در بازه های سه ماهه و یکساله بر اساس آن است.
شاخص عملکرد (PF) عبارتست از درصد تحقق اهداف تولیدی ارائه شده در زمان برگزاری مناقصه توسط شرکتهای طرف قرارداد. در واقع این شاخص جهت جلوگیری از بزرگنمایی توان تولیدی میدان توسط شرکتهای بین المللی، جهت برتری بر سایر رقبا در زمان برگزاری مناقصه طراحی شده است. مثلا اگر برای برنامه تولید، هدف ۱ میلیون بشکه تعهد شده باشد، اما ۸۰۰ هزار بشکه تحقق بیابد، ۸۰ درصد از نرخ پاداش قابل پرداخت خواهد بود. همچنین قراردادهای منعقد شده از جمله قرارداد میدان رمیله، شرکتهای برنده را به استفاده از بهترین روشهای موجود در صنعت نفت جهان(BIPIP) برای دست یافتن به اهداف تولیدی، متعهد کرده است. منظور از بهترین روشها، عبارتست از نوین ترین، اقتصادی ترین، ایمن ترین، سازگارترین با محیط زیست و کارآمدترین روش که مورد قبول اکثر متخصصین بین المللی صنعت نفت جهان نیز است.
بازگشت سرمایه و درآمدهای مورد انتظار
قرارداد منعقد شده برای توسعه میدان رمیله، امکان بازگشت سریع هزینه های صورت گرفته توسط شرکتهای کنسرسیوم را فراهم می کند. بطوریکه تنها پس از افزایش ۱۰ درصد به سطح تولید فعلی در میدان، شرکتهای BP و CNPC می توانند تا سقف ۵۰ درصد از درآمدهای مورد انتظار از نفت مازاد تولیدی(IP) را جهت پوشش هزینه ها و همچنین پاداش تولید(RF) دریافت کنند. علاوه بر این، ۱۰ درصد از درآمدهای حاصل از تولید میدان در حالت ادامه روند موجود(BLP) نیز، جهت پوشش هزینه های تکمیلی دریافت خواهد شد. بسیاری از ناظران، من جمله کارشناسان وزارت نفت عراق بر این باورند که در پایان سال ۲۰۱۰ کنسرسیوم قادر خواهد بود، سطح تولید از میدان رمیله را به میزان ۱۰ درصد بالاتر از سطح تولید در سناریوی ادامه روند موجود(BLP) برساند.
بازگشت سریع سرمایه یکی از نکات مهم قراردادهای خدمات فنی(TSC) عراق است که برای شرکتهای سرمایه گذار، بسیار جذاب و قابل توجه است. موضوعی که در اظهارات مدیران شرکتهای BP، Lukoil و Statoil که رهبری کنسرسیوم های توسعه میادین رمیله، قرنی غربی۱ و زبیر را برعهده دارند، به روشنی بدان اشاره شده است. علاوه بر این، بازگشت سریع سرمایه خود یکی از عوامل مهم بهبود اقتصاد پروژه و عاملی موثر جهت افزایش نرخ IRR برای شرکتهای طرف قرارداد می باشد. بطوریکه نرخ IRR قرارداد میدان رمیله به بیش از ۲۰ درصد می رسد که این میزان بسیار چشمگیر است.
اطلاعات منتشر شده، حکایت از سرمایه گذاری ۱۵ میلیارد دلاری دو شرکت BP و CNPC جهت پوشش هزینه های سرمایه ای(Capex) و هزینه های عملیاتی میدان(Opex) در طول دوره قرارداد دارد.(۷٫۵ میلیارد دلار هزینه های سرمایه ای و ۷٫۵ میلیارد دلار هزینه های عملیاتی) هر چند بر اساس گزارش برخی از منابع، این میزان تنها مربوط به هزینه های سرمایه ای میدان است.
در نمودار-۲، با در نظر گرفتن میزان سرمایه گذاری و اعمال سقف درآمدهای شرکتهای BP و CNPC از طریق بازپرداخت های صورت گرفته و همچنین پاداش تولید (RF)، مدت زمان بازگشت سرمایه در سناریوهای مختلف قیمت نفت خام نشان داده شده است. همان طور که مشاهده می شود، درصورتی که قیمت نفت خام۵۰ دلار در هر بشکه باشد، در کمتر از ۴ سال کل هزینه های سرمایه ای و عملیاتی (Capex+Opex)، که معادل ۱۵ میلیارد دلار است، به شرکتهای سرمایه گذار قابل بازگشت است. این مدت در صورتی که قیمت نفت خام را معادل۸۰ دلار در هر بشکه فرض کنیم، به کمتر از ۳ سال کاهش می یابد.
مجموع هزینه بازگشت داده شده با در نظر گرفتن قیمتهای مختلف نفت خام

نظر به نرخ سریع بازگشت سرمایه در این قرارداد و مقایسه آن با میزان سرمایه گذاری برنامه ریزی شده برای دو سال نخست (۱٫۷ و ۲٫۵ میلیارد دلار برای سالهای ۲۰۱۰ و ۲۰۱۱)، بنظر می رسد کنسرسیوم اساساً نیازی به سرمایه گذاری اولیه ۱۵ میلیارد دلاری نخواهد داشت و می تواند از محل درآمدهای خود در همان سالهای ابتدایی، هزینه های سرمایه ای میدان را برای سالهای آتی تامین کند. البته میزان تحقق این امر، به سطح قیمتهای نفت خام نیز بستگی خواهد داشت. از سوی دیگر، نباید از نظر دور داشت که بازگشت سریع سرمایه می تواند به افزایش ضریب R )R-Factor) و در نتیجه کاهش پاداش تولید(RF) منجر شود.
سقف بالای سرمایه بازگشت داده شده به شرکتهای نفتی بین المللی، یکی از نقاط ضعف کلیدی قراردادهای منعقد شده از منظر منافع دولت عراق است. موضوعی که برای شرکتهای نفتی بین المللی طرف قرارداد، یکی از نکات بسیار مثبت بر شمرده می شود. بازگشت سریع سرمایه و سقف بالای بازپرداخت دولت عراق به این شرکتها که طبق قرارداد، تا ۵۰ درصد از درآمدهای عائد از تولید مازاد(IP) را شامل می شود، به نحوی است که نسبت مجموع درآمدهای شرکتهای کنسرسیوم به کل هزینه های صورت گرفته توسط آنان در سه سال نخست قرارداد به بیش از دو برابر خواهد رسید.(ضریب R>2) این مدت زمان با فرض قیمت نفت خام ۵۰ دلار در هر بشکه محاسبه شده و در صورتی که قیمت نفت خام را بشکه ای ۸۰ دلار در نظر بگیریم، ضریب R (R-Factor) در کمتر از دو سال به بیش از ۲ خواهد رسید. لذا کارشناسان نفتی عراقی، به مقامات ارشد وزارت نفت پیشنهاد داده اند که در سقف باز پرداخت هزینه ها به شرکتهای طرف قرارداد تجدید نظر کند.
در نمودار زیر نسبت درآمدهای دریافتی دو شرکت حاضر در کنسرسیوم، به هزینه های صورت گرفته توسط آنها را در ۴ سناریوی قیمت نفت خام در طول دوره قرارداد نشان می دهد. در این نمودار، هزینه های صورت گرفته با در نظر گرفتن حداکثر میزان آن، یعنی معادل ۱۵ میلیارد دلار برای هزینه های سرمایه ای (Capex) و ۷٫۵میلیارد دلار برای هزینه های عملیاتی (Opex) در نظر گرفته شده است. پاداش تولید (RF) نیز بدون در نظر گرفتن ضریب R )R-Factor) محاسبه شده است.
نسبت درآمدهای دریافتی به هزینه های صورت گرفته توسط BP و CNPC در طول قرارداد

نرخ تخلیه میدان رمیله
با در نظر گرفتن نرخ تولید ارائه شده توسط شرکتهای BP و CNPC و با احتساب ۳۶۰ روز تولیدی در سال، تولید انباشتی این میدان در طول دوره قرارداد به ۱۷٫۳ میلیارد بشکه خواهد رسید. آخرین برآوردها حاکی از آن است که ذخیره قابل استحصال این میدان با احتساب ضریب بازیافت ۲۰ درصد، معادل ۱۷٫۸میلیارد بشکه نفت خام است. لذا نرخ تخلیه این میدان با مقایسه تولید انباشتی دوره قرارداد و ذخیره قابل استحصال آن، معادل ۹۷٫۲درصد خواهد شد. اما با توجه به اینکه میدان رمیله از سالهای پیش، آغاز به تولید کرده است و تولید انباشتی آن تا کنون به حدود ۱۲ میلیارد بشکه می رسد، کارشناسان نفتی متعددی در داخل و خارج از عراق، تحقق نرخ تولید ارائه شده توسط شرکتهای BP و CNPC را غیرقابل دست یابی و برخلاف اصول مدیریت مخزن ارزیابی کرده اند که با تعهد مندرج در قرارداد مبنی بر استفاده از بهترین روشها(BIPIP) نیز در تناقض خواهد بود. با این وجود، وزارت نفت عراق اعلام کرده با افزایش ضریب بازیافت لایه میشریف از ۲۰ درصد کنونی به ۴۵ درصد، ذخیره قابل استحصال این میدان به میزان ۱۲۵ درصد رشد خواهد کرد که این امر تحقق نرخ تولید ارائه شده توسط کنسرسیوم را منطبق بر اصول مدیریت مخزن امکان پذیر می کند. در همین راستا کنسرسیوم نیز در برنامه کاری که برای سالهای ابتدایی خود تدوین کرده است، نصب۱۶۰ پمپ درون چاهی (ESP ) در چاه های موجود در این میدان را به منظور افزایش ضریب بازیافت، طی سالهای ۲۰۱۰ و ۲۰۱۱ پیش بینی کرده است. طبق این برنامه می بایست، نیمی از این پمپ ها تا پایان سال ۲۰۱۰ نصب شوند. با این وجود برخی از متخصصان همچنان بر این اعتقادند که حتی در صورت افزایش ضریب بازیافت میدان نیز نمی توان نرخ تولید ارائه شده را به مدت ۷ سال تثبیت کرد و پیشنهاد داده اند جهت جلوگیری از وارد شدن خسارات جبران ناپذیر به میدان، وزارت نفت عراق نرخ تولید ارائه شده توسط کنسرسیوم را بازنگری و تعدیل کند. در این خصوص وزیر نفت عراق ابتدا با مسئول دانستن شرکتهای بین المللی در ارائه اعداد بالای تولید، پایبندی آنها به رعایت برنامه ارائه شده را خواستار شد و اعلام کرد در غیر این صورت طبق مفاد قرارداد با این شرکتها برخورد خواهد شد. هرچند وزیر نفت عراق در آخرین مواضع خود اعلام کرده که برخلاف میلش و جهت تولید بهینه از میدان، مذاکره و تصحیح نرخ تولید را در کمیته مشترک فی مابین کنسرسیوم و شرکت ملی نفت عراق در دستور کاری خود دارد. البته هنوز مشخص نیست که در صورت بازنگری در نرخ تولید، وزارت نفت عراق چگونه از ضریب عملکرد(PF) در محاسبه پاداش تولید(RF) استفاده خواهد کرد؟

 مزایا و معایب قرارداد رمیله از منظر دولت عراق

با توجه به نکات مطرح شده، قراردادهای خدمات فنی(TSC) مورد استفاده در عراق و از جمله میدان رمیله از منظر دولت عراق دارای نکات مثبت متعددی است که برخی از مهمترین آنها عبارتند از:
– برخلاف قراردادهای مشارکت در تولید که منطقه کردستان عراق و اکثر کشورهای نفتخیز بویژه کشورهای آسیای میانه و حوزه خلیج فارس از آن استفاده می کنند، در قراردادهای خدمات فنی استفاده شده در عراق، مالکیت میادین همچنان در اختیار دولت عراق است و شرکتهای طرف قرارداد تنها نقش بهره بردار را بر عهده دارند.
– طولانی بودن دوره قرارداد و وابسته بودن درآمدهای شرکتهای بین المللی به تولید نفت مازاد از میدان با توجه به مکانیزم پرداخت پاداش تولید(RF) در نظر گرفته شده؛ این موضوع، عاملی است برای بالابردن انگیزه شرکتها برای استفاده از روشهای ازدیاد برداشت بمنظور افزایش تولید از میدان.
– تدبیر مناسب برای طراحی شاخص عملکرد(PF)، ضریب R و استفاده از بهترین روشها(BIPIP) برای کنترل عملکرد و سقف درآمدهای شرکتهای بین المللی؛
– استفاده از توان نیروهای داخلی عراق با در نظر گرفتن سهم حداقل ۲۵ درصدی از توسعه میدان و لزوم آموزش نیروهای عراقی درگیر در پروژه. به عنوان نمونه در قرارداد میدان رمیله شرکتهای بین المللی به اختصاص بودجه حداقل ۵ میلیون دلاری برای آموزش نیروهای عراقی درگیر در این پروژه متعهد شده اند.
علاوه بر موارد فوق، از نگاه شرکتهای بین المللی نیز عواملی چون بازگشت سریع سرمایه، سقف بالای بازپرداخت ها و مقیاس بالای تولید میدان(Economic of Scale)، این قرارداد را با نرخ IRR بالای ۲۰ درصد جذاب کرده است.
همچنین موارد ذیل را نیز می توان از مهمترین نقاط ضعف این قراردادها از منظر دولت عراق برشمرد:
– سقف بالای بازگشت سرمایه به شرکتهای بین المللی، بطوریکه مبلغ پرداخت شده بسیار فراتر از هزینه های سرمایه ای و عملیاتی آنها در میدان است؛ در واقع با این مکانیزم به جز در سالهای آغارین توسعه میدان، در سایر سالها از منابع درآمدی خود میدان برای توسعه آن بهره گرفته می شود و شرکتهای خارجی، تنها مدیریت پروژه و تضمین بکارگیری تکنولوژی های به روز را برعهده خواهند داشت.
– وجود تردیدهایی در دستیابی به نرخ تولید ارائه شده از سوی شرکتهای بین المللی؛

منابع و مأخذ:

۱- MEES, “Rumaila Economics and Its Implications”, A. Mousa Jiyad, 21 June 2010
2- MEES, “The Fiscal Regime of the Iraqi oil Model contracts”, A. Mousa Jiyad, 17 Jan2010
3- “نکات قوت و ضعف قراردادهای بیع متقابل”، دکتر سید نصراله ابراهیمی، عضو هیات مدیره و مدیر امورحقوقی و قراردادهای شرکت مهندسی و توسعه نفت (متن)، شانا

/۳۱۲۲۱

  دانلود