محورهای ۱۰ گانه قراردادهای جدید نفتی ایران

به گزارش بولتن نیوز به نقل از خبرگزاری فارس، آیه کاتبی در هم‌اندیشی بررسی مدل جدید قراردادهای نفتی ایران در دانشگاه امام صادق اظهار داشت: هر قرارداد بیع متقابل بالای 93 درصد برای کشور سود داشته است.

وی افزود: با این حال پیمانکارن نسبت به این قراردادها انتقادهایی دارند از جمله اینکه تغییر در شرایط قرارداد بسیار دشوار بود، هزینه‌های اضافی پیش‌بینی نشده بود یا هزینه‌های سرمایه‌گذاری در دوره‌ای نهایی می‌شد و بالاتر از آن تضمین نمی‌شد.

دبیر کمیته بازنگری در قراردادهای نفتی ایران تصریح کرد: از آنجا که میدان غیرقابل پیش‌بینی است تخمین صحیح سرمایه‌گذاری بسیار دشوار یا غیر ممکن است.

وی اضافه کرد: مسئله بعدی عدم حضور مؤثر پیمانکار در دوره تولید برای بهره‌برداری و زمانبر بودن دوره بازپرداخت بود.

وی در ادامه با بیان اینکه قراردادهای نفتی 33 کشور دنیا را مورد بررسی قرار دادیم، گفت: همه مطالعات و تحقیقات انجام شده درباره رژیم مالی قراردادهای بالادستی در سراسر دنیا و همچنین پایان‌نامه‌های دانشگاه‌های دنیا در این باره نیز بررسی شد و از همه پیمانکاران داخلی و خارجی که در ایران کار کرده بودند اظهار نظر گرفتیم.

کاتبی ادامه داد: در نهایت به این نتیجه رسیدیم که نوع قرارداد به خودی خود تأثیر چندانی در سود و زیان طرفین ندارد بلکه رژیم حاکم بر قرارداد است که روی این مسئله تأثیر دارد.

*محورهای 10 گانه قراردادهای جدید نفتی ایران

وی با بیان اینکه IPC یا قراردادهای جدیدنفتی ایران 10 محور دارد اضافه کرد: بر اساس قانون اساسی اجازه انتقال مالکیت مخزن وجود ندارد و در IPC نیز مالکیت مخزن در اختیار شرکت ملی نفت باقی می‌ماند.

دبیر کمیته بازنگری در قراردادهای نفتی ایران افزود: در این الگوی جدید شرایط برد - برد برای طرفین قرارداد همسوسازی منافع طرفین، ثبات و پایداری روابط قراردادی طرفین و بهره‌برداری بهینه و کارآمد و بهبود روند انتقال تکنولوژی بین‌المللی و فعال‌سازی ظرفیت‌های داخلی کشور مورد تأکید قرار گرفته است.

وی با بیان اینکه برای 7 موقعیت متفاوت IPC قابل اجراست، گفت: اکتشاف، اکتشاف و توسعه همزمان، افزایش ضریب بازیافت میادین مشترک، مناطق مشترک و پر ریسک، قرارداد مستقل توسعه و تولید از جمله این موقعیت‌های متفاوت هستند که IPC برای آنها طراحی شده است.

کاتبی تأکید کرد: ویژگی مهم این نوع قرارداد پیوستگی عملیات اکتشاف، توسعه و تولید است، چنانکه شرکت خارجی می‌تواند با کشف یک میدان تجاری با شرکت‌ ایرانی جوینت ونچر تشکیل داده و میدان را توسعه دهد.

وی افزود: هدف این جوینت ونچر انتقال تکنولوژی و رویه‌های مدیریتی، شفافیت بیشتر در هزینه‌های تولید و توسعه، بهره‌برداری بهینه از مخازن و در نهایت بین‌المللی کردن ظرفیت‌های نفت ایران است.

*توسعه میادین پلکانی انجام خواهد شد

دبیر کمیته بازنگری در قراردادهای نفتی ایران ادامه داد: عملیات توسعه در این مدل به صورت پلکانی و بر اساس رفتار مخزن انجام خواهد شد و طرح توسعه قابل بازنگری است.

وی اضافه کرد: هدف از ایجاد این انعطاف‌پذیری آن بود که با شناخت بیشتر از میدان، رفتار بهینه با میدان و تولید صیانتی از آن محقق شود.

وی با بیان اینکه هزینه‌ها به هزینه‌های مستقیم سرمایه‌گذاری، هزینه‌های غیر مستقیم سرمایه‌گذاری و هزینه‌های بانکی تقسیم می‌شود، گفت: لایبور به اضافه یک را به عنوان هزینه بانکی تعریف کردیم.

کاتبی اظهار داشت: در بیع متقابل کل هزینه و سود در کل دوره بهره‌برداری بازپرداخت می‌شود و سود پیمانکار کم می‌شود که به همین دلیل ما فکر کردیم اصل هزینه بین 5 تا 7 سال بازپرداخت شود و باقی مانده سود از بقیه زمان تولید تأمین شود.

وی افزود: اصل و سود پیمانکار از محل 50 درصد از عواید میدان پرداخت خواهد شد و مبلغی نیز به ازای تولید هر بشکه نفت به عنوان حق‌الزحمه و سود پرداخت می‌شود.

*4 منطقه اکتشافی از بدون ریسک تا پر ریسک تعریف شد

وی با بیان اینکه 4 منطقه اکتشافی از بدون ریسک تا پر ریسک و مشترک و آب‌های عمیق تعریف کرده‌ایم، گفت: ضریب ریسک برای هر یک از این 4 بسته متفاوت است و به وسیله اعمال ضریب ریسک در میزان حق‌الزحمه و سود پیمانکار انگیزه برای سرمایه‌گذاری در میادین مشترک و مناطق پرریسک و افزایش ضریب بازیافت ایجاد می‌شود.

دبیر کمیته بازنگری در قراردادهای نفتی ایران با تأکید بر اینکه هزینه‌های پیمانکار در IPC به روش آرفاکتور کنترل می‌شود، گفت: در بیع متقابل به وسیله گذاشتن سقف یا نرخ بازگشت سرمایه قرارداد را کنترل می‌کردیم اما در IPC کل درآمدهای سالانه به کل هزینه‌های سالانه تقسیم می‌شود تا اگر از بازده تعیین شده بالاتر رفت از بخشی از سود آنها بکاهیم و سود غیرمنطقی نبرند.

وی با اشاره به پیش‌بینی IPC برای دوره قرارداد گفت: در مرحله اکتشاف وابسته به میزان اطلاعات شرکت ملی نفت بین 7 تا 9 سال زمان در نظر گرفته‌ایم که در صورت موفقیت وارد مرحله توسعه و تولید خواهند شد؛ از زمان لازم‌الاجرا شدن عملیات توسعه تا پایان قرارداد نیز زمان 15 تا 20 ساله در نظر گرفته‌ایم.

*انعطاف‌پذیری قراردادهای جدید نفتی ایران در 12 وضعیت متفاوت

کاتبی با بیان اینکه برای 12 شرایط متفاوت نوع قرارداد انعطاف‌پذیر است، گفت: تکمیل تدریجی اطلاعات مخزنی، ریسک برنامه‌ریزی و تولید و سرمایه‌گذاری را کاهش می‌دهد و سپس ریسک بر اساس رفتار مخزن بازنگری می‌شود.

وی اضافه کرد: در عین حال بودجه بر اساس برنامه واقعی بازنگری می‌شود و بازپرداخت کل هزینه‌های سرمایه‌ای در صورت رسیدن به تولید در زمان کوتاه‌تر و ایجاد تعادل بین ریسک و پاداش پیمانکار مورد تأکید قرار دارد.

دبیر کمیته بازنگری در قراردادهای نفتی ایران اظهار داشت: سود سرمایه‌گذاری به صورت فی و تعیین درصدی در برابر تغییرات بازار نفت در نظر گرفته می‌شود و برای میادین متفاوت سود متفاوتی خواهیم پرداخت.

وی تصریح کرد: برای ایجاد انگیزه پیمانکار و جلوگیری از افزایش هزینه او پیشنهاد شد که اگر از بودجه سالیانه کمتر هزینه کند بخشی از آن به عنوان پاداش به پیمانکار پرداخت شود.

کاتبی با تأکید بر اینکه تصمیم‌گیری و راهبری روز به روز به سرعت تصمیم‌گیری اضافه خواهد کرد، گفت: شرکت ملی نفت می‌تواند اگر پیمانکاری در میدانی عملیات اکتشاف انجام داد و نتوانست میدان تجاری کشف کند یک بلوک دیگر را با همان شرایط به آن پیمانکار واگذار کند.

وی با اشاره به انعطاف‌پذیری IPC برای همکاری بلندمدت از طریق جوینت ونچر اظهار داشت: اگر از سال 15 یا 16 قرارداد پیمانکار بخواهد برای افزایش بازیافت سرمایه‌گذاری کندIPC به پیمانکار اجازه می‌دهد ترم قرارداد را متناسبا افزایش دهد و در عین حال فی پرداخت شده به پیمانکار نسبت به مرحله اولیه متفاوت خواهد بود.