اصلاحات جدید قراردادهای نفتی این هفته انجام می‌شود

به گزارش گروه اقتصادی خبرگزاری دانشجو، غلامرضا منوچهری در نشست "تشریح مدل جدید قراردادهای نفتی ایران" اظهار داشت: به طور کلی عمده گردش مالی صنعت نفت کشور در بخش بالادستی نفت است.

وی افزود: ما نتوانسته ایم به میزانی که نیاز کشور است در طی سالهای گذشته در بخش بالادستی صنعت نفت سرمایه گذاری کنیم و نسبت تولید نفت به میزان ذخایر ما بسیار کم است؛ در حالی که کشورهایی چون امریکا و روسیه به مراتب ذخایر کمتری نسبت به ایران دارند اما روزانه هر کدام از این دو کشور 10 میلیون بشکه نفت خام تولید می کنند.

معاون مدیرعامل شرکت ملی نفت با بیان اینکه "اهداف برنامه های توسعه ای کشور برای دستیابی به تولید روزانه 5 میلیون بشکه ای نفت خام محقق نشده است"، گفت: ما همواره در بیشترین میزان تولید نفت خام خود بین 3.8 میلیون بشکه تا 4.2 میلیون بشکه در روز تولید داشته ایم.

وی ادامه داد: در خصوص میادین مشترک، کشورهای همسایه ما از جمله عربستان، کویت، قطر، بحرین و عراق در سالهای اخیر سرعت توسعه طرف خود را افزایش داده اند و ما در افزایش برداشت ها بسیار بسیار ضعیف عمل کرده ایم.

*متوسط ضریب برداشت نفت خام ایران 25 درصد است

منوچهری با اشاره به پایین بودن متوسط ضریب برداشت نفت خام از مخازن نفتی کشور گفت: درست است که شاید در یک لایه نفتی ضریب برداشت 20 درصدی مناسب باشد اما در یک لایه نفتی دیگر حتی ضریب برداشت 60 درصدی هم قابل تحقق است که متوسط ضریب برداشت نفت خام ما در مخازن نفتی کشور که چیزی حدود 25 درصد است بسیار رقم پایینی است.

وی افزود: هر یک درصد افزایش ضریب برداشت نفت خام، حدود 300 میلیون دلار ارزش افزوده برای کشور به همراه دارد.

این مقام مسئول با بیان اینکه "الزامات و کار بسیاری نیاز است تا عقب ماندگی در بخش بالادستی نفت را جبران کنیم"، گفت: اگر امروز در این زمینه اقدام نکنیم، شاید فرصت ها از بین برود و باید توجه داشت که تصویر انرژی جهان در حال تغییر است که این می تواند جایگاه نفت خام را متزلزل کند.

وی ادامه داد: ما در بخش نفت و گاز نیاز به مطالعه عمیق مخزنی و انجام مطالعات طولانی زمین شناسی داریم که کاری بسیار گسترده است و ممکن است اینکار در کنار تهیه مدل های سه بعدی، آنالیز آنها با نرم افزارهای مختلف و ارزیابی یک مخزن حدود 5 سال یا بیشتر طول بکشد.

منوچهری با بیان اینکه "در پروژه های بخش بالادستی با عدم قطعیت و ریسک بالای توسعه میدان مواجه ایم"، گفت: چون مخازن نفتی ما پیوستگی واحد و قابل محاسبه ندارد، ریسک های متعددی در توسعه و بهره برداری وجود دارد که هر چه شناخت ما کمتر باشد، ریسک کار بیشتر است که یک پیمانکار باید با درنظر گرفتن یک ریسک مشخص، میزان تولیدی را متعهد شود که اگر به این تولید نرسد، بخشی از منافع پیمانکار دچار آسیب می شود.

* زمانی که زنگنه دستهایش را به نشانه تسلیم بالا برده بود، ایرانی ها فاز یک پارس جنوبی را توسعه دادند

وی افزود: زمانی ما در شرکت پتروپارس، پروژه فاز یک پارس جنوبی را به عنوان اولین پروژه ایرانی بخش بالادستی در دست گرفتیم که آقای زنگنه به عنوان وزیر وقت، دست خود را به نشانه تسلیم در این پروژه بالا برده بود و امیدی به تولید رساندن

آن نداشت، اما ایرانی ها این پروژه را توسعه دادند و ما در شرکت پتروپارس، بعد از آن اجرای فازهای 6، 7 و 8 و همچنین فاز 12 را در کارنامه شرکت ثبت کردیم و دیدیم که شرکت های ایرانی نیز می توانند پروژه های بخش بالادستی را توسعه دهند.

این مقام مسئول با بیان اینکه "طولانی بودن و استمرار فعالیت ها در طبیعت پروژه های بالادستی است"، گفت: در طول زمان شاهد افت تولید مخازن نفتی هستیم، به طوری که برخی چاههای ما زمانی تولید 20 هزار بشکه در روز داشت اما اکنون این تولید به 2 هزار بشکه در روز رسیده و این مسئله ارتباط مستقیم به ضریب برداشت نفت خام دارد.

وی ادامه داد: در برخی میادین ما ضریب برداشت نفت خام بسیار فاجعه بار است، در میدان آزادگان شمالی قراردادی که با چینی ها بستیم برای ضریب برداشت 6 و خرده ای درصدی است، یعنی 93 درصد مخزن را به حال خود رها کرده ایم و فقط 6 و خرده ای درصد از نفت درجای مخزن را برداشت خواهیم کرد.

*ضریب برداشت 6 درصدی آزادگان و 8 درصدی نوروز و سروش فاجعه بار است

منوچهری تصریح کرد: همچنین در میدان های نوروز و سروش ضریب برداشت 8 درصدی دیده شده که اینجا یکی از الزاماتی است که باید روی فرمولهای توسعه ای برویم که ضریب برداشت ما از مقادیر فاجعه بار 6 یا 8 درصدی، به بالای 20 تا 25 درصد برسد.

وی افزود: امروزه شرکت های دنیا به عنوان یک مبحث اصلی روی ضریب برداشت نفت خام و ضریب بازیافت بحث می کنند و یک ایراد اساسی که به قراردادهای بای بک وارد بود، این بود که وضعیت ضریب برداشت بعد از تولید در آن دیده نشده بود.

معاون مدیرعامل شرکت ملی نفت با بیان اینکه " تولید در طول زمان عمر پروژه برای ما ملاک است"، گفت: این موضوع حفظ تولید در درازمدت، استمرار کار می خواهد و حتی در زمان بهره برداری ممکن است به لایه های جدید برسیم و حتی تکنولوژی جدیدی در دسترس قرار گیرد، که همه اینها نیاز به استمرار کار پیمانکار دارد.

وی ادامه داد: موضوع چند انضباطی بودن پروژه های بالادستی مقوله دیگری است که باید به آن توجه شود؛ علت اصلی تأخیرهای ما در کارهایی که انجام می دهیم همین است که نمی توانیم صدها و هزاران آیتم کاری را در پروژه های بالادستی کنترل کنیم و این می شود که سالها در بهره برداری از یک پروژه عقب می مانیم.

*نرخ بازگشت سرمایه در پروژه های نفتی ایران 100 درصد است

منوچهری با اشاره به سرمایه بر بودن پروژه های بالادستی نفت گفت: پروژه های بسیار کوچک در بخش بالادستی نفت بین 500 میلیون دلار تا یک میلیارد دلار، پروژه های متوسط بین 6 تا 7 میلیارد دلار و پروژه های بزرگ تا 20 میلیارد دلار سرمایه نیاز دارند و این حجم منابع مالی، تأثیرات بسیار زیاد اقتصادی و اجتماعی در پی دارد و در جذب آن نیز مسائل متعددی مطرح است، ضمن اینکه امکان جذب سرمایه در پروژه های نفتی بالاست و زمانی که نفت حدود 100 دلار بود، نرخ بازگشت سرمایه در پروژه های نفتی ما 400 درصد بود، اکنون نیز نرخ بازگشت سرمایه در پروژه های نفتی ما 100 درصد است، در حالی که شرکت های خارجی برای سرمایه گذاری در پروژه ای با نرخ بازگشت 15 درصدی هم رغبت دارند.

این مقام مسئول با بیان اینکه "پروژه های بالادستی نیاز روزافزون به فناوری دارند"، گفت: ما واقعاً از سیستم های پیشرفته حفاری در دنیا غافل مانده ایم، اکنون شرکت هایی در ژاپن روی طراحی و ساخت تجهیزات حفاری وارد شده اند و حتی مباحث مدیریت کاری انضباطهای مهندسی مخزن را نیز پیگیری می کنند؛ همچینن شرکت های هلندی و امریکایی نیز در این زمینه پیشتازند.

وی افزود: قفلی که باید باز کنیم تا ضریب برداشت نفت خام 8 درصدی افزایش یابد، در بخش فناوری است؛ اگر به اهمیت EOR و IOR توجه کنیم حتی از بحث نانو نیز برای کشور مهم تر است، چرا که در بخش EOR و IOR می توانیم صدها میلیارد دلار بازگشت سرمایه داشته باشیم.

منوچهری با بیان اینکه "صنعت نفت یک صنعت بین المللی است که تمامی توسعه و ارتقای دانش آن در یک نقطه صورت نمی گیرد"، گفت: در نقاط مختلف جهان، دانش این صنعت در حال رشد است و اکنون می بینیم شرکت های بزرگ نفتی جهان، چند ملیتی هستند و در یک شرکت نفتی بزرگ از 60 کشور جهان متخصصین در حال فعالیت هستند.

*میادین مشترکی داریم که هنوز ما نشناخته ایم اما طرف دیگر دارد برداشت می کند

وی ادامه داد: تعلل در بهره برداری از میادین مشترک به معنای از دست رفتن فرصت هاست. بخش عمده میادین ما، میادین مشترک هستند. در آینده اکتشافات جدیدی در بخش میادین مشترک خواهیم داشت و اکنون میادین مشترکی داریم که در آن طرف کشورهای همسایه برداشت از آن را آغاز کرده اند اما ما این طرف هنوز این میدان ها را نشناخته ایم.

منوچهری اذعان داشت: در میادین مشترک فلات قاره عقب مانده ایم؛ در میادین مشترک با عراق نیز عقب هستیم و عراق به سرعت در حال افزایش سرعت توسعه خود است و برای انیده ینز در خصوص میادین مشترک با عراق نگرانی های زیادی وجود دارد اما در پارس جنوبی داریم عقب ماندگی ها را جبران می کنیم.

معاون مدیرعامل شرکت ملی نفت با بیان اینکه "باید توجه داشت که تحولات بازار انرژی در سطح جهان زیاد است"، گفت: زمانی ما فکر می کردیم با خط لوله می توانیم در تجارت گاز نقش آفرین باشیم اما امروز می بینیم که رقبای زیادی در تجارت گاز داریم که علاوه بر خط لوله با LNG وارد میدان شده اند.

وی افزود: اروپا اعلام کرده که تا سال 2050 استفاده از انرژی هیدروکربوری را به صفر می رساند و دیگر منابع انرژی را جایگزین می کند؛ پس اینکه ما تصور کنیم اگر میادین مستقل‌مان را توسعه ندهیم و بگذاریم بماند تصمیم خوبی است، درست نیست.

منوچهری با اشاره به اینکه " اکنون 157 میلیارد بشکه ذخایر قابل برداشت نفت خام داریم"، گفت: میزان ذخایر درجای ایران 800 میلیارد بشکه است که اگر یک درصد به ضریب برداشت نفت خام کشور اضافه کنیمف یعنی 8 میلیارد بشکه به ذخایر قابل برداشت نفت خام اضافه کرده ایم.

وی ادامه داد: معلوم نیست اگر امروز تولید نکنیم، در دهه های آینده چه اتفاقی می افتد.

*هنوز نسبت به رسیدن به استانداردهای ایمنی مشکل داریم

معاون مدیرعامل شرکت ملی نفت با بیان اینکه "اهمیت ملاحظات HSEQ در پروژه های بالادستی بالاست"، گفت: ما هنوز نسبت به رسیدن به استانداردهای HSEQ مشکل داریم و در سالهای تحریم ها تجهیزاتی را در پروژه ها به کار بردیم که اکنون نسبت به آن تجهیزات نگرانی داریم و باید آنها را یک به یک عوض کنیم.

منوچهری قضاوت بر اساس حافظه تاریخی نفت را به جای تحلیل شرایط موجود، روندی غیرمنطقی دانست و گفت: شرکت ملی نفت ایران فضای خاصی در تصمیم گیری ها دارد که هر وزیری آمد، خودش را با این فضا تطبیق داده است.

وی افزود: ضرورت ارتقای اطلاعات و مبانی قضاوت در گروههای کارشناسی داخلی و خارجی صنعت نفت بسیار زیاد است تا روی مسائل بدیهیات و سر اصول از پیش پذیرفته شده انقدر بحث نکنیم.

*نقش کارفرما در قراردادهای جدید نفتی پررنگ است

این مقام مسئول با تأکید بر اینکه "اصل در همه دوران بهره برداری و فروش، نقش کارفرما است"، گفت: اینطور نیست که برخی می گویند در مدل جدید قراردادهای نفتی ایران نقش کارفرما دیده نشده، بلکه این نقش بسیار مهم و پررنگ است و در هر شرایطی در دوران اجرای قرارداد، کارفرما می تواند بگوید که کار متوقف شود تا تسریع شود.

وی ادامه داد: در ایران در خصوص ضروریات احراز صلاحیت پیمانکار، علاوه بر مسائل مهندسی، مالی و مدیریتی، مسائل سیاسیت هم دخیل است و بیشتر نگاهمان به شرکت های صاحب تکنولوژی اسیایی است اما در تلاشیم تا توازن را در واگذاری قراردادها رعایت کنیم، نکته جالب اینجاست که خود شرکت های اسیایی از جمله شرکت های چینی، در حال تعامل با شرکت های اروپایی هستند تا با مشارکت آنها، پروژه های جدید را بپذیرند.

منوچهری با بیان اینکه "در سفر اخیر به چین مذاکراتی با شرکت CNPC و ساینوپک چین داشتیم"، گفت: شرکت های چینی در میادین غرب کارون فعال خواهند شدتا این پروژه ها توسعه یابند.

* شرکت های داخلی می توانند با شریک یا مشاور خارجی پروژه های جدید را در دست بگیرند

معاون مدیرعامل شرکت ملی نفت با بیان اینکه "ایجاد شرکت های بالادستی ایرانی در برنامه ها دیده شده"، گفت: در احراز صلاحیت شرکت ها تفاوتی بین شرکت هیا خارجی و داخلی نیست و اگر شرکت های داخلی نیز بتوانند قابلیت های خودشان را به اثبات برسانند و بروند یک شریک یا مشاور خارجی بیاورند می توانند پروژه های جدید نفتی را در دست بگیرند.

وی افزود: اصل کار را خود شرکت های توسعه دهنده مثل توتال و انی در یک پروژه انجام می دهند اما خودشان کار اجرا را نمی کنند، آنها صاحب دانش مخزن و مدیریت پروژه هستندو توان آوردن پول و اعتبار را دارند و می توانند برابر با استانداردها و تکنولوژی روز دنیا، پروژه ای را به اجرا برسانند اما کار راجرایی را شرکت های خدماتی نفتی انجام می دهند.

منوچهری خاطرنشان کرد: شرکت های سرویس کمپانی در ایران رشد خوبی داشته اند اما این شرکت ها به روز نیستند و نیاز است در کنار شرکت های خارجی، به روز شوند.

این مقام مسئول با بیان اینکه "کار مهمی که در مدل جدید قراردادی نفت دیده شده، پویند خوردن منافع تسوعه دهندگان با منافع کارفرماست"، گفت:وقتی بازپرداخت پول سرمایه گذاری شده از محل تولید محصول میدان است و هر چه ضریب برداشت نفت بیشتر باشد، هم منافع کارفرما و هم منابع پیمانکار تأمین می شود، اینگونه دیگر نگران تضاد منافع نیستیم.

وی افزود: البته سهم ها متفاوت است و اینگونه نیست که سهم مساوی از این منابع به پیمانکار و کارفرما برسد.

* تمامی ضرر و زیان های تأخیر پروژه های پارس جنوبی متوجه شرکت نفت است نه پیمانکاران

منوچهری اهمیت زمانی را در پروژه های بالادستی دارای بیشترین درجه اهمیت دانست و گفت: اکنون ما در پروژه های فازهای 13، 14، 19، 20 و 21 حدود 30 میلیارد دلار سرمایه گذاری انجام داده ایم که به علت طولانی شدن روند اجرای آنها این 30 میلیارد دلار سرمایه خوابیده است و بدتر از آن یک و نیم میلیارد دلار عدم النفعی است که بابت هر سال تأخیر بهره برداری از یک فاز برای کشور است.

مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران با بیان اینکه "در مدل جدید قراردادهای نفتی کشور هیچ ضمانت دولتی به سرمایه گذاران داده نخواهد شد"، گفت: قرارداد به گونه یا امضا می شود که شرکت ملی نفت ایران متعهد می شود به میزانی که سرمایه

گذار توانست تولید از میدان را محقق کند، بازگشت سرمایه و سود داشته باشد و اگر سرمایه گذار نتواند تولید کند، هیچ بازگشت سرمایه ای نخواهد داشت.

وی ادامه داد: متأسفانه این مسئله رد فازهای پارس جنوبی دیده نشد و اینکه می بینیم یک پروژه 10 سال در حال اجراست و هنوز تمام نشده، چون پیمانکاران هر سال نرخ تعدیل را بیشتر می کنند و هیچ ضرر و زیانی متوجه آنها نیتس و تمامی

عدم النفع ها و زیان ها متوجه شرکت ملی نفت ایران است.

*در قراردادهای جدید اصرار می کنیم کار اجرایی باید توسط شرکت های ایرانی باشد

این مقام مسئول در خصوص انتقال تکنولوژی در قالب مدل جدید قراردادهای نفتی ایران گفت: در قراردادهای جدید، اصرار می کنیم که هر شرکتی آمد کار را به شرکت های ایرانی برای انجام بدهد، مثلا لوله ها باید در اهواز تولید شوند، سکوها در

یارد خرمشهر و بندرعباس و بوشهر شاخته شود، نیروگاهها به مپنا داده شود و ... و در واقع از پیمانکاران ایرانی با نظارت شرکت های خارجی استفاده شود.

وی افزود: طبق قانون باید 51 درصد کار به شرکت های ایرانی داده شود که من فکر می کنم می توانیم 70 تا 80 درصد کار را در قراردادهای جدید نفتی به شرکت های ایرانی بسپاریم.

منوچهری اذعان داشت: ما باید سالانه 20 میلیارد دلار در بخش بالادستی سرمایه گذاری کنیم که اگر 70 درصد کار در دست شرکت های ایرانی باشد، یعنی بازاری 14 میلیارد دلاری برای شرکت های ایرانی فراهم می شود و در این صورت با آمدن

شرکت های خارجی نه تنها بازار کار شرکت های ایرانی گرفته نمی شود بلکه بازار کار بیشتری در اختیارشان قرار می گیرد.

وی ادامه داد: در قراردادهای جدید یک سند ضمیمه انتقال تکنولوژی همراه قرارداد می آید که به انتقال تکنولوژی از شرکت های خارجی به شرکت های ایرانی بینجامد؛ اما هنوز این سند ضمینه نهایی نشده است.

*اگر به مانعی نخوریم، تا پایان سال 3 قرارداد با مدل IPC امضا می شود

معاون مدیرعامل شرکت ملی نفت در خصوص سرانجام مدل جدید قراردادهای نفتی گفت: امیدواریم در هفته جاری اصلاحیه های جدید در دولت به تصویب برسد و بازگشتی هم به مجلس خواهیم داشت و بعد برای اجرا ابلاغ خواهد شد.

وی افزود: بعد از ابلاغ، کار نوشتن متن قرارداد آغاز می شود و به موازات آن، اسناد مناقصه ها و در موارد خاص، مذاکرات آماده شده و اگر به مانعی برخورد نکنیم، تا پایان سال جاری 3 قرارداد به امضا خواهد رسید.

منوچهری خاطرنشان کرد: وزارت نفت قرار است سازمان ویژه ای را برای اجرا و نظارت قراردادهای جدید ایجاد کند.

وی ادامه داد: IPC همان بای بک توسعه یافته است که با در نظرگرفتن منحنی تولید، تولید تجمعی و طول قرارداد که پاداش ها به میزان تولید وصل شده، برتری هایی نسبت به مدل بای بک دارد.

این مقام مسئول تصریح کرد: اگر شرکت های خارجی بخواهند به هر دلیل در طول اجرای پروژه، کار را رها کنند به معنای این است که باید سرمایه گذاری های انجام شده را رها کرده و بروند، چرا که میزان بازگشت سرمایه و سود و پاداش آنها به

بحث تولید از میدان گره خورده است.

وی افزود: بسیاری از اصلاحاتی که در مدل جدید قراردادهای نفتی لحاظ شد، بسیار مفید بود و به ارتقای این مدل قراردادی کمک کرد، از جمله اینکه به یکی از بندهای توافق ایران و 1+5 اشاره شد که اگر به هر دلیل این توافق متوقف شد،

قراردادهایی که در زمان اجرای این توافق به امضا رسیده به قوت خود باقی است.