نگاهی به ویژگی‌های مدل جدید قراردادهای نفتی موسوم به IPC

افزایش درآمدهای شرکت های خارجی با استفاده از سازوکار «دستمزد» (fee) در کنار بلندمدت بودن دوره قرارداد و واگذاری دوره بهره برداری به این شرکت ها، سه ویژگی مهم این مدل جدید قراردادی هستند که IPC را متمایز از قراردادهای بیع متقابل می کنند و از دید وزارت نفت، اشکالات مدل قبلی قراردادی را برطرف می کنند.

پژوهش خبری صدا و سیما: یکی از مهم ترین اقدامات وزارت نفت دولت یازدهم، تلاش برای اصلاح مدل قراردادهای نفتی کشور بود. در همین راستا، به دستور وزارت نفت کمیته «بازنگری قراردادهای نفتی» به ریاست سید مهدی حسینی (مبدع قراردادهای بیع متقابل) در مهرماه 92 تشکیل شد.

وزارت نفت تلاش وسیعی انجام داد تا مدل قراردادی تدوین کند تا نقاط ضعف مدل قبلی قراردادهای نفتی (بیع متقابل) را نداشته باشد و برای شرکت های خارجی جذاب باشد تا عقب ماندگی کشور در زمینه توسعه میادین نفتی و گازی بخصوص میادین مشترک که تامین منابع مالی یکی از پیش نیازهای اصلی آن است، جبران شود.

اولین بار در اسفندماه 92، کنفرانسی در ایران با هدف مدل جدید قراردادهای نفتی موسوم به IPC تشکیل شد و قرار بود چند ماه بعد (بهار 93)، کنفرانس دیگری درلندن برای معرفی این مدل قراردادی به شرکت های خارجی برگزار شود و مذاکرات جدی با این شرکت ها که چند سال به دلیل تشدید تحریم ها عملا متوقف شده بود، بار دیگر آغاز شود. مسئولان ارشد وزارت نفت امیدوار بودند که این مدل قراردادی برای شرکت های خارجی به حدی جذاب باشد که مدیران این شرکت ها حتی در صورت عدم لغو تحریم ها، به مسئولین سیاسی کشورهای خود فشار بیاورند تا بار دیگر در صنعت نفت و گاز ایران حضور پیدا کنند .

به عبارت دیگر، وزارت نفت پیش بینی می کردند اصلاح قراردادهای بیع متقابل و ارائه امتیازات جذاب به شرکت‌های خارجی در مدل جدید قراردادی مانند افزایش سود و افزایش زمان حضور این شرکت ها حتی ابزاری برای لغو تحریم هاست . با این وجود، همانطور که بسیاری از کارشناسان پیش بینی می کردند، بازگشت شرکت‌های خارجی به صنعت نفت و گاز ایران به شدت منوط به لغو تحریم‌ها بود به گونه ای که رونمایی از این قراردادها به مشخص شدن نتیجه مذاکرات هسته‌ای گره خورد و چندین بار به تعویق افتاد. با حصول توافق بین ایران و کشورهای 5 بعلاوه 1 در زمینه هسته ای و امضای برجام در 23 تیرماه 94، روند تدوین مدل جدید قراردادهای نفتی ایران شتاب بیشتری گرفت به گونه ای که مشخصات کلی این مدل قراردادی در 8 مهرماه سال گذشته به تصویب هیئت دولت رسید .

اوایل آذرماه 94 نیز با برگزاری کنفرانسی در تهران، رسما این مدل قراردادی همراه با ۵۰ طرح به ارزش حدود ۱۸۵ میلیارد دلار به شرکت های خارجی معرفی شد . قرار بود چند ماه بعد هم کنفرانس دیگری در لندن نیز با هدف معرفی این مدل قراردادی به شرکت های خارجی برگزار شود که اوایل امسال رسما لغو شد (همان کنفرانسی که قرار بود بهار 93 انجام شود).

اهداف اصلی وزارت نفت از تدوین مدل جدید قراردادهای نفتی (IPC) عبارتست از: جذب سرمایه گذاری خارجی، انتقال فناوری، تولید صیانتی از مخازن و افزایش ضریب بازیافت و نهایتا حضور در بازارهای بین المللی با ایجاد شرکت های اکتشاف و تولید داخلی را به عنوان خود برای شناخت دقیق مدل جدید قراردادهای نفتی باید ابتدا نگاهی به انتقادات وارده به قراردادهای بیع متقابل از دید وزارت نفت و کارشناسان داشته باشیم و سپس به سراغ بررسی ویژگی های مدل جدید قراردادهای نفتی با توجه به مصوبه هیات دولت برویم.

مهم ترین اشکالات قراردادهای بیع متقابل:هرچند قراردادهای بیع متقابل در دوره زمانی تدوین آن (اوایل دهه هفتاد) با توجه به قیمت جهانی پایین نفت و همچنین کمبود منابع داخلی شرکت ملی نفت ایران، فرصت مناسبی برای کشور در توسعه برخی میادین هیدروکربوری به خصوص میدان مشترک گازی پارس جنوبی فراهم کردند. با این وجود، این قراردادها اشکالات مهمی داشتند و مشکلات زیادی برای کشور در بلند مدت ایجاد کردند که برخی از آنها عبارتست از:

1- کوتاه مدت بودن دوره قرارداد: در قراردادهای بیع متقابل بخش توسعه میدان به پیمانکار واگذار می گردید و پیمانکار موظف بود در بازه ی زمانی مشخصی تولید اقتصادی توافق شده در قرارداد را محقق کند. با شروع تولید اقتصادی از میدان، بازپرداخت هزینه های پیمانکار اعم از هزینه های سرمایه ای، غیر سرمایه ای، بانکی و حق الزحمه از محل درآمد خود میدان صورت می گرفت. لذا پیمانکار در توسعه میدان به نحوی عمل می کرد که بازپرداخت های او 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.

2- وابستگی پرداخت حق الزحمه پیمانکار به هزینه های سرمایه ای: در قراردادهای بیع متقابل، حق الزحمه پیمانکار بر مبنای درصدی از هزینه های سرمایه ای پرداخت می شود که نتیجه آن، 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 (مثلا علاقه ای به استفاده از فناوری های پیشرفته در این پروژه ها نداشت). 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.

3- نظارت ضعیف کارفرما بر عملکرد پیمانکاران: نظر به کوتاه مدت بودن قراردادهای بیع متقابل و عدم حضور پیمانکار در دوره 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 میدان در راستای تحقق تولید صیانتی از مخزن باشد. عدم تسلط کارفرما بر دانش مدیریت مخزن مساوی با تحقق تولید غیر صیانتی از سوی پیمانکار برای تسریع در بازگشت سرمایه 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 شرکت ملی نفت ایران که در این قراردادها در نقش کارفرما حاضر می‌شدند، قابل مقایسه با شرکت های نفتی بین المللی نبود و در نتیجه، عملا امکان نظارت بر این شرکت ها توسط شرکت ملی نفت ایران وجود نداشت. خروجی این وضعیت، کاهش شدید تولید این میادین پس از اتمام بازپرداخت های پیمانکار آنها بود. 

4- انعطاف پایین قرارداد: توسعه میادین، امری پیچیده است 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.

5- کم توجهی به ظرفیت ­های داخلی در پیمانکارهای فرعی: در قراردادهای بیع متقابل سهم مشخصی (بین 30 تا 50 درصد) برای استفاده از امکانات داخلی پیش­بینی شده است. اما هم دستور العمل روشنی برای اجرا و نظارت بر آن وجود ندارد و هم کیفیت به کارگیری توانمندی‌های داخلی مشخص نیست.

به عبارت دیگر، نوع ظرفیت‌های داخلی (اعم از خرید کالاها، اجاره ماشین­ آلات، استخدام کارگر ساده، بکارگیری متخصصان و …) که قرار است به کار گرفته شود مشخص نیست.

در نتیجه، ممکن است حتی سهم تعیین شده در قرارداد به لحاظ کمی کاملا رعایت شود ولی تماما در خرید کالاهای ساده و استخدام کارگران ساده خلاصه گردد بخصوص آنکه ساختار کلی قرارداد مشوق پیمانکاران در این زمینه بود. در قراردادهای بیع متقابل تمامی ریسک مربوط به عدم دستیابی به سطح تولید قراردادی، افزایش هزینه‌ها بیش از سقف مجاز و تأخیر در اجرای عملیات و ساخت تجهیزات، بر عهده شرکت خارجی قرار داشت و شرکت ملی نفت ایران هیچ‌گونه تعهد و ریسکی را در این زمینه متقبل نمی‌شود، طبیعتا طرف مقابل جهت حداقل نمودن ریسک خود، نیروی انسانی و همچنین کالاها و تجهیزات مورد نیاز خود را از شرکت‌های معتبر بین المللی تأمین می نمود و علاقه چندانی به استفاده از توان داخلی بخصوص در بخش های مهم پروژه نداشت.

عدم ایجاد انگیزه مستقیم و غیر مستقیم برای انتقال فناوری و همچنین عدم انعطاف‌پذیری قرارداد نسبت به قیمت جهانی نفت و هزینه‌های مربوطه برخی دیگر از انتقادات کارشناسان درباره این قراردادها بود.

راهکارهای وزارت نفت برای برطرف شدن اشکالات قراردادهای بیع متقابل درIPC:

مدیران ارشد وزارت نفت و اعضای کمیته بازنگری قراردادهای نفتی به عنوان طراحان IPC معتقدند ایرادات مطرح شده در موارد بالا (به غیر از مورد 5) با استفاده از سازوکارهای زیر در این مدل قراردادی برطرف می شوند :

1-بلندمدت بودن دوره قرارداد: از آن جا که IPC قراردادی بلند مدت است که شامل دوره ی توسعه و تولید می‌شود و همچنین پاداش تولید به ازای تولید هر بشکه پرداخت می گردد، نگاه پیمانکار به مخزن، نگاهی بلند مدت است. لذا پیمانکار برای دستیابی به سود حداکثری، خود را ملزم به تولید حداکثری می کند 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.

2- وابستگی پرداخت حق الزحمه پیمانکار به میزان تولید از میدان: در IPC حق الزحمه پیمانکار به میزان تولید وابسته بوده و به صورت به ازاء تولید هر بشکه نفت یا هر متر مکعب گاز پرداخت می گردد.

در نتیجه، بر خلاف بیع متقابل که حق الزحمه بر اساس هزینه های سرمایه ای است و پیمانکار را به افزایش هزینه ها ترغیب می کند، IPC میزان حق الزحمه را به میزان تولید وابسته می کند و منفعت پیمانکار را به تحقق تولید بیشتر گره می زند تا افزایش هزینه ها.

3- کاهش نقش نظارتی کارفرما: با توجه به اینکه IPC قراردادی بلند مدت است و پرداخت حق الزحمه آن بر اساس میزان تولید صورت می گیرد، لذا پیمانکار برای تامین منافع خود به دنبال تحقق تولید حداکثری است و در این راستا تمامی هزینه های لازم را انجام می دهد و نیازی به نظارت کارفرما برای تحقق تولید صیانتی نیست. بنابراین در این قراردادها بر خلاف قراردادهای بیع متقابل مسئولیت کارفرما کم رنگ می شود و از وظایف نظارتی او کاسته می شود و مشکل ضعف کارفرما در مدیریت مخزن حل می شود.

4 –انعطاف پذیری بالای قرارداد: IPC عملا توسعه پلکانی را محقق کرده است. در این قراردادها سقفی برای هزینه های سرمایه ای در نظر گرفته نشده و پیمانکار متناسب با نیاز میدان، در میدان هزینه می کند و میزان هزینه های مورد نیاز، به صورت سالانه به کمیته مشترک مدیریت پیشنهاد و به تصویت می رسد. لذا عملیات توسعه در این قراردادها به صورت گام به گام و پلکانی صورت می گیرد و پیمانکار متناسب با رفتار مخزن در طول فرآیند توسعه میدان، هزینه های خود را در میدان مدیریت می کند.البته بسیاری از کارشناسان نقدهایی به این استدلال های طراحان IPC دارند که در اینجا صرفا به یکی از آنها به عنوان نمونه اشاره می کنیم.

از دیدگاه کارشناسان، بلندمدت بودن دوره قرارداد، تضمین مناسبی برای تحقق تولید صیانتی از میادین نیست زیرا محاسبه حجم سرمایه گذاری و میزان بازپرداخت در IPC که شامل بازگشت اصل سرمایه و پاداش تولید است، به وضوح موید این موضوع است که بازگشت سرمایه های هزینه ای، به سرعت و طی سه الی چهار سال از شروع تولید اقتصادی از میدان اتفاق می افتد. بنابراین این احتمال وجود دارد که پیمانکار در دوره ازدیاد برداشت از میدان، انگیزه چندانی برای سرمایه گذاری مجدد نداشته باشد. در نتیجه، با اجرای این رویکرد، یکی از اهداف اصلی IPC که همان ازدیاد برداشت از مخازن و تحقق تولید صیانتی است، محقق نخواهد شد.

ویژگی های مدل جدید قراردادهای نفتی (IPC) با توجه به مصوبه هیئت دولت

با توجه به مصوبه 8 مهرماه 94 هیئت دولت درباره چارچوب کلی مدل جدید قراردادهای نفتی با عنوان «شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز» که تنها سند رسمی درباره این مدل قراردادی است ، ویژگی های IPC به شرح زیر است:

نوع عملیات و طول دوره قرارداد: در این مدل قراردادی، مدت قراردادهای نفتی بدون در نظر گرفتن دوره هفت ساله اکتشاف، 20 سال است و بسته به توافق طرفین تا 25 سال نیز قابل افزایش خواهد بود. این قراردادها دربرگیرنده تمامی فعالیت های بالادستی نفت و گاز ائم از اکتشاف، توسعه و تولید می شود (مواد 2 و 7 و بند «ذ» ماده 1). 

حوزه جغرافیایی استفاده از قرارداد: این مدل قراردادی، قابلیت اجرا در تمامی گستره جغرافیایی آبی و خشکی ایران و آب های آزاد بین المللی جوار کشور را دارد (بند «پ» ماده 1).

هزینه های پرداختی به شرکت های خارجی: در این مدل قراردادی، کلیه هزینه های مستقیم و غیرمستقیم و هزینه‌های بهره برداری را شرکت خارجی می پردازد و تمامی هزینه ها به همراه بهره بانکی و همچنین دستمزد، سود و سایر هزینه های جانبی، مطابق جدول زمان بندی، از محل حداکثر 50 درصد تولید میدان، به شرکت خارجی پرداخت می گردد، به طوری که نرخ بازگشت سرمایه مورد انتظار و منطقی برای طرف خارجی تامین شود (بندهای «ت» و «ط» ماده 1).

مقصود از «دستمزد» (fee)، پاداشی است که به ازای هر بشکه تولید نفت یا هر هزار فوت مکعب گاز تولیدی از میادین دست نخورده یا هر اضافه تولید از میادین در حال تولید، به شرکت خارجی پرداخت می گردد (بند «ظ» ماده 1). هدف از پیش بینی این دستمزد برای طرف طرف خارجی، ترغیب این شرکت به تولید صیانتی و حداکثر کردن تولید نهایی از میادین است.

علاوه بر این، به منظور جذاب تر شدن این مدل قراردادی، این دستمزد به قیمت نفت نیز مرتبط گردیده تا شرکت خارجی در سود و زیان حاصل از افزایش یا کاهش قیمت نفت سهیم گردد. این دستمزد متناسب با توان تولید و ریسک اکتشافی هر میدان و قیمت بین المللی نفت و گاز محاسبه گردیده و همچنین در میادین مشترک و فعالیت های پرریسک اکتشافی، ضرایب محاسبه این دستمزد افزایش می یابد. طبق مفاد مندرج در این الگو، این دستمزد مبنای اصلی انتخاب طرف خارجی خواهد بود (بند «پ» ماده 3 و بند «ب» ماده 6).

شیوه برآورد هزینه ها: در این مدل قراردادی، هزینه ها، برآوردی و با سقف باز (open capex) است (بند «ل» ماده 1 و بند «ث» ماده 8).

استفاده از توان داخلی و انتقال فناوری: در این مدل قراردادی با هدف افزایش توان مدیریتی و مهندسی مخزن شرکت های داخلی و انتقال فناوری به آنها، شرکت یا مشارکتی توسط طرف خارجی با مشارکت شرکت های صاحب صلاحیت ایرانی (JOC یا JOA) تاسیس می گردد که کلیه عملیات توسعه و بهره برداری میدان نفتی را تحت نظارت، مدیریت و مسئولیت شرکت خارجی و با پشتیبانی کامل فنی و مالی وی به انجام می رساند (بند «ع» ماده 1). همچنین طرف دوم قرارداد موظف به ارایه برنامه انتقال و توسعه فناوری به عنوان بخشی از برنامه مالی عملیاتی سالانه است (بند «الف» ماده 4).

حفظ حاکمیت ملی: در این مدل قراردادی حفظ حاکمیت ملی صراحتا ذکر شده است (بند «الف» ماده 3) اما مدیریت کل پروژه و مهندسی مخزن به صورت کامل به شرکت خارجی محول گردیده است (بند «ج» ماده 8 و بندهای «ع» و «ذ» ماده 1).

در همین راستا، اگر شرکت ملی نفت ایران به عنوان کارفرما بخواهد بخشی از بهره برداری را به شرکت های تابعه خود واگذار نماید، شرکت تابعه باید تمامی دستورالعمل های طرف دوم قرارداد را بی کم و کاست اجرا نموده و اگر تبعیت از برخی دستورالعمل ها را به لحاظ فنی و اجرایی برخلاف مصالح مخزن تشخیص داده و اجرا ننماید، این امر به منزله نقض قرارداد اصلی از سوی کارفرما تلقی شده و شرکت ملی نفت ایران را ملزم به پرداخت خسارت خواهد کرد (تبصره بند «الف» ماده 11).

جمع بندی

در سال های اخیر، وزارت نفت با هدف زمینه سازی برای استفاده از منابع مالی و فناوری های شرکت های خارجی برای توسعه میادین نفتی و گازی کشور و با توجه به ایرادات قراردادهای بیع متقابل، مدل جدید قراردادهای نفتی موسوم به IPC را تدوین کرد که جذابیت به مراتب بیشتری نسبت به مدل قبلی برای این شرکت ها دارد. افزایش درآمدهای شرکت های خارجی با استفاده از سازوکار «دستمزد» (fee) در کنار بلندمدت بودن دوره قرارداد و واگذاری دوره بهره برداری به این شرکت ها، سه ویژگی مهم این مدل جدید قراردادی هستند که IPC را متمایز از قراردادهای بیع متقابل می کنند و از دید وزارت نفت، اشکالات مدل قبلی قراردادی را برطرف می کنند.