پاسخ به ۵ پرسش مهم درباره قرارداد فاز ۱۱ پارس جنوبی با توتال

هر دو شرکت خارجی حاضر در قرارداد جدید فاز ۱۱ پارس جنوبی در گذشته در قراردادهای بیع متقابل ایران فعالیت داشته‌اند و حتی در همین میدان نیز حضور داشته‌اند. لذا عملکرد گذشته این شرکت‌های می‌تواند نشان‌دهنده عملکرد آن‌ها در آینده باشد.

خبرگزاری تسنیم- پس از انقلاب اسلامی تا سال 1373 هیچ قراردادی امضا نشد. نخستین قرارداد نفتی در 22 تیر ماه سال 1374 برای توسعه میادین سیری A و E با شرکت توتال منعقد شد. در سال 1376 قرارداد توسعه فازهای 2 و 3 میدان پارس جنوبی با همین شرکت منعقد شد. قرارداد توسعه میدان درود نیز در بهمن سال 1377 با شرکت توتال و انی و میدان بلال در فروردین 1378 با کنسرسیومی به ریاست توتال منعقد شد. لذا توتال در نخستین قرارداد‌های بیع متقابل حضور دارد و سابقه حضور توتال در ایران پس از انقلاب اسلامی مربوط به 22 سال گذشته است. بعدها به این قراردادها و قراردادهای مشابه آن قراردادهای نسل اول بیع متقابل گفته شد. این قراردادها مربوط به دوره توسعه میدان بود و پس از دوره 28 روزه تولید‌ آزمایشی، بهره‌برداری از میدان به شرکت ملی نفت واگذار می‌شد. آخرین قرارداد توتال مربوط به اسفند ماه سال 1382 در فاز یازده میدان پارس جنوبی است که پتروناس مالزی نیز در آن حضور داشت. شرکت CNPC نیز در اردیبهشت سال 1381 برای توسعه میدان مسجد سلیمان با همین الگوی قراردادی وارد ایران شد.

تا سال 1382 تغییری در مجوزهای قانونی قراردادهای نفتی حاصل نشد. در بودجه سال 1382 به شرکت ملی نفت اجازه داده شده دوره اکتشاف و توسعه میدان‌ را با هم به یک شرکت واگذار کند که به قرارادهای نسل دوم مشهور شد. در برنامه چهارم توسعه و قوانین بودجه سالهای 1385 تا 1389 تغییراتی ایجاد شد که به آن‌ها قراردادهای نسل سوم گفته شد. از ویژگیهای این قراردادها این بود که سقف هزینه‌های سرمایه‌ای پس از برگزاری مناقصه تعیین می‌شد. در این دوره شرکت CNPC در قرارداد میدان‌های رسالت (خرداد 1387) و آزادگان شمالی (دی 1387) حضور یافت. آخرین بار این شرکت در بهمن 1388 برای توسعه فاز 11 پارس جنوبی جایگزین شرکت توتال شد.

پس از قراردادهای نسل سوم تا سال 1394 تغییر خاصی در قراردادهای بالادستی صنعت نفت ایجاد نشد. در این دوره تحریم‌هایی علیه کشور وضع شد که سبب شد شرکت‌های خارجی نتوانند قراردادی با شرکت ملی نفت ایران منعقد کنند. در مهر ماه سال 1392 کمیته‌ای با عنوان «کمیته بازنگری در قراردادهای نفتی» تشکیل شد و وزیر نفت وظیفه تدوین قراردادهای جدید نفتی را بر عهده این کمیته نهاد. نتیجه مطالعات این کمیته منجر به معرفی یک مدل قراردادی با عنوان قرارداد نفتی ایران شد که به اختصار IPC نامیده ‌شد. پس از دو سال، حاصل فعالیت‌های این کمیته در قالب مصوبه هیئت وزیران در خصوص شرایط عمومی، ساختار و الگوی قرارداد بالادستی صنعت نفت آبان 1394 منتشر شد. در این مصوبه اصلاحاتی انجام شد که در شهریور 1395 جایگزین مصوبه قبلی شد. در خرداد 1396 نیز اصلاحات دیگری انجام شد که متن آن در دسترس رسانه‌ها قرار نگرفت. قرارداد جدید توسعه فاز یازده میدان پارس جنوبی بر اساس این الگوی قراردادی جدید منعقد شده است.

با توجه به آنچه گفتیم، هر دو شرکت خارجی حاضر در قرارداد جدید فاز 11 پارس جنوبی در گذشته در قراردادهای بیع متقابل در ایران فعالیت داشته‌اند و حتی در همین میدان نیز حضور داشته‌اند. لذا عملکرد گذشته این شرکت‌های می‌تواند نشان‌دهنده عملکرد آن‌ها در آینده باشد. در این جا این سوال به ذهن می‌رسد که چرا این شرکت‌ها برای توسعه فاز 11 در گذشته قرارداد منعقد کرده‌اند و پس از گذشت چند سال دوباره برای همین فاز قرارداد می‌بندند؟ ساده‌ترین پاسخ این است که پس از انعقاد قرارداد تحریم‌هایی علیه کشور وضع شد که این شرکت‌ها با توجیهاتی هیچ گاه سرمایه‌گذاری در این فاز را آغاز نکردند و زمان زیادی را هدر دادند، لذا از این جهت عملکرد مناسبی نداشتند. در حال حاضر این شرکت‌ها در قالب قرارداد‌های جدید نفتی موسوم به IPC به ایران برگشته‌اند. سوالات مختلفی در این خصوص قابل طرح است که در این یادداشت سعی می‌شود به چند سوال پاسخ داده شود.

الف) شاید نخستین سوال در ذهن جامعه این باشد که سهم‌بری طرفین از این قرارداد چگونه است؟

برای پاسخ دقیق به این سوال لازم است به مدل ارزیابی مالی قرارداد رجوع کرد. اما این پاسخ که شامل مجموعه‌ای از فروض و ارقام است بیان‌گر زیاد یا کم بودن سهم هر یک از طرفین نیست. برای پاسخ به این سوال بهتر است شیوه انعقاد قرارداد بررسی شود. همانطور که می‌دانیم در طراحی اولیه قرارداد IPC بنا بود مناقصه‌ای بین شرکت کنندگان برگزار شود و شرکت برنده بر اساس ملاک‌هایی که از قبل مشخص شده بود انتخاب شود. مهمترین ملاک انتخاب برنده در قراردادهای IPC، کمترین دستمزد به ازای هر واحد اضافی تولید از میدان[1] است. هر شرکتی در مناقصه کمترین رقم را پیشنهاد دهد برنده مناقصه می‌شود. بر اساس علم اقتصاد، در مناقصه رقابت شکل می‌گیرد و بهترین شرکت با کمترین پیشنهاد برنده می‌شود. سوالی به ذهن می‌رسد که آیا یک رقابت جدی در انعقاد قراداد فاز 11 شکل گرفته است؟ پاسخ این سوال ساده است. برای اعطای این قرارداد مناقصه‌ای برگزار نشده است. در واقع هیچ رقابت یا شبه رقابتی برای تعیین کمترین دستمزد صورت نگرفته است، لذا نمی‌توان گفت ارقام موجود و مورد توافق طرفین، کمترین قیمت ممکن برای این قرارداد است، بلکه این قرارداد با تنها قیمت پیشنهادی منعقد شده است. پیش از انعقاد قراردادهای نفت و گاز قدرت چانه‌زنی به نفع شرکت خارجی است و می‌تواند شرایط مطلوب خود را در قرارداد بگنجاند و منافع خود را حداکثر کند. عاملی که این قدرت را کاهش می‌دهد حضور رقیب قوی در مناقصه است که در این قرارداد وجود ندارد. قدرت چانه زنی شرکت‌ خارجی پس از انعقاد قرارداد تا زمانی که سرمایه‌گذاری مهمی در پروژه انجام نشده است همچنان زیاد است. به همین دلیل در سال‌های گذشته، شرکت‌های توتال و CNPC پیش از سرمایه گذاری در فاز 11 توانستند به راحتی این قرارداد را ترک کنند. ‌در گذشته نیز برخی از قراردادهای بیع متقابل نظیر سیری A و E، فازهای 2 و 3 میدان پارس جنوبی، فاز 11 پارس جنوبی بدون مناقصه و به صورت ترک تشریفات منعقد شدند و شرکت‌های طرف قرارداد از این وضعیت منتفع شدند.

ب) آیا طولانی شدن دوره قرارداد منافع ملی را تامین می‌کند؟‌

از تفاوت‌های مهم IPC نسبت به قراردادهای بیع متقابل اضافه شدن فاز بهره‌برداری به دوره قرارداد است. پیش از معرفی این نسل از قراردادها، ورود شرکت‌های خارجی به این دوره امکان‌پذیر نبود. مثلا در قرارداد فازهای 2 و 3 کل مدت حضور توتال در این فازها تقریباً 80 ماه است. در حالیکه این دوره در قرارداد به 20 یا 25 سال افزایش یافته است.

این مسئله کارکردی دو گانه در قرارداد دارد. در قراردادهای بیع متقابل نسل اول شرکت پیمانکار موظف بود پس از تکمیل پروژه و طی دوره 28 روزه آزمایش تولید، بهره‌برداری از میدان را به شرکت ملی نفت واگذار کند. به عبارت دیگر شرکت پیمانکار سعی می‌کرد تنها برای 28 روز به سطح تولید معینی برسد، تا بازپرداخت‌ها آغاز شود. شرکت پیمانکار تعهدی نسبت به افت تولید در دوره بهره‌برداری نداشت. در قراردادهای جدید اضافه شدن دوره بهره‌برداری به دوره قراردادی سبب می‌شود انگیزه‌ پیمانکار برای حفظ سطح تولید و افزایش آن تداوم یابد. لازم است به دو نکته در این خصوص توجه کنیم نخست اینکه انگیزه شرکت پیمانکار با شرکت ملی نفت در این مورد یکسان نیست. زیرا انگیزه شرکت ملی نفت تولید صیانتی از مخزن است در حالیکه انگیزه شرکت پیمانکار حداکثر کردن منافع سهام‌دارانش است و هر یک از این طرف‌ها با توجه به منافعی که در جاهای دیگری دارد منافع خود را حداکثر می‌کند. مثلاً اگر توتال در قطر منافعی دارد نمی‌توان گفت صرفاً به حداکثرسازی منافع فاز 11 میدان پارس جنوبی خواهد پرداخت.

از سوی دیگر می‌دانیم که اضافه شدن زمان قرارداد به خودی خود سبب افزایش نااطمینانی‌ها و در نتیجه افزایش نقص قراردادی می‌شود. در طول 20 تا 25 سال قطعاً مسائلی بروز خواهد کرد که در هنگام عقد قرارداد دیده نشده است. حل بسیاری از این مسائل به عهده کارگروه مشترک مدیریت خواهد بود. در قرارداد IPC کارگروه مشترک مدیریت نظارت بر کلیه عملیات طرح را بر عهده دارد و در مسائل فنی، مالی و حقوقی در چارچوب قرارداد تصمیم‌گیری می‌کند. این کارگروه از تعداد مساوی نمایندگان طرف های اول و دوم قرارداد با حق رای مساوی تشکیل می گردد. تصمیمات این کارگروه به اتفاق آرا است و باید به تایید مقام مجاز در شرکت ملی نفت ایران برسد. مسئولیت اجرای عملیات در چارچوب برنامه مالی عملیاتی مصوب بر عهده طرف دوم قرارداد است. اگر در یک مورد اختلافی رخ دهد این آراء صد در صدی حاصل نشود یا مقام مجاز شرکت ملی نفت بخشی از برنامه را تأیید نکند، چه اتفاقی رخ خواهد داد؟ چه کسی مسئولیت تأخیر در پروژه را خواهد پذیرفت؟ قاعدتاً در این جا هر طرف مسئولیت زیان‌های وارده را به طرف دیگر نسبت می‌دهد. شرکت ملی نفت که در قرارداد اولیه هیچ ریسکی را نپذیرفته، بی‌تردید ریسک تغییر در برنامه اولیه قرارداد را نیز نخواهد پذیرفت و مطابق خواسته شرکت پیمانکار عمل خواهد کرد. ساختار کارگروه مشترک مدیریت تفاوتی کمیته مدیریت مشترک با قراردادهای بیع متقابل ندارد، و ابزار شرکت ملی نفت برای نظارت بر اجرای قرارداد در یک قرارداد 25 ساله همان ابزاری است که قبلاً در بیع متقابل وجود داشت. با این‌که مسائلی که در اجرای قرارداد در خلال 25 سال رخ می‌دهد بسیار بیشتر از یک قرارداد‌های بیع متقابل خواهد بود. مثلاً وزارت نفت تصمیم به کاهش سطح تولید به دلایل فنی مربوط به میدان یا مخزن داشته باشد، در این مورد قاعدتاً شرکت ملی نفت کاهش و یا توقف تولید از میدان را به دلایل فنی یا کیفیت کار پیمانکار نسبت می‌دهد در مقابل شرکت پیمانکار تلاش می‌کند نشان دهد این کاهش تولید به دلایل غیر فنی است تا در بازپرداخت مطالبات سررسید شده و پرداخت دستمزد متعلقه به پیمانکار تاثیر نگذارد. اگر حل این گونه مسائل به عهده کارگروه مدیریت مشترک باشد، هیچ‌گاه توافق حاصل نمی‌شود.

ج) آیا شرکت‌های بین المللی نفتی توانمند هستند؟

برای پاسخ به این سوال مطالعه جالبی راجع به شرکت‌های نفتی بین المللی در سال 2016 منتشر شد که بیان می‌کند، در در دهه 1990 شرکت‌های بین‌المللی نفتی تصور می‌کردند در هر پروژه بالادستی می‌توانند سه مزیت مهم را ایجاد کنند: الف) سرمایه مخاطره‌پذیر برای اکتشاف و توسعه فراهم کنند؛ ب) فناوری عملیات بالادستی را مهیا کنند؛ و ج) مدیریت ریسک پروژه‌های بزرگ را بر عهده بگیرند. در دهه 2000 هر سه عامل فوق‌الذکر کمرنگ شد. با افزایش قیمت نفت پس از سال 2002، محدودیت تأمین سرمایه برای کشورهای تولیدکننده کاهش یافت. شرکت‌های خدماتی که اکثر ظرفیت فنی شرکت‌های بین‌المللی نفتی در بیست سال گذشته از آن‌ها تأمین می‌شد، می‌توانستند بخش عمده‌ای از نیازهای فناوری شرکت‌های ملی نفت را تأمین کنند. شهرت شرکت‌های بین‌المللی نفتی در اثر تجربه ناموفق پروژه میدان کاشگان قزاقستان[2] و نشت نفت در خلیج مکزیک[3] زیر سوأل رفت. بنابرین علیرغم تمام تلاش‌های این شرکت‌ها، نقش آنها در عرضه نفت خام جهان در حال کاهش است.

همچنین خلال 25 سال گذشته شرکت‌های بین‌المللی نفتی مزیت فنی و مدیریتی خود را از دست داده‌اند. این شرکت‌ها بخش عمده‌ای از فعالیت‌های زنجیره ارزش خود را در دهه 1990 برون‌سپاری کردند و تحقیق و توسعه این شرکت‌ها کاهش یافت. در نتیجه ظرفیت عظیمی که این شرکت‌ها برای توسعه فناوری ایجاد کرده بودند، از بین رفت. در مقابل شرکت‌های خدماتی به خصوص در بخش بالادستی، مزیت فناوری کسب کردند. اکنون کشورهای تولیدکننده در دسترسی به فناوری به‌ شرکت‌های بین‌المللی وابسته نیستند و به سادگی می‌توانند از شرکت‌های خدماتی استفاده کنند.

د) آیا همکاری شرکت‌های بین المللی نفتی در قالب قراردادهای جدید به افزایش توانمندی شرکت ملی نفت کمک می‌کند؟

اساساً هیچ نوع قراردادی از جمله IPC چنین امکانی را فراهم نمی‌کند. زیرا هیچ شرکتی به دنبال ایجاد رقیب جایگزین خویش، در جهت تضعیف موقعیتش نیست، بلکه کاملاً‌ در جهت عکس تلاش می‌کند، تا این وضعیت رخ ندهد. فقط در قراردادهای IPC دوره زمانی این تلاش افزایش یافته است. فرگوسن در سال 2005 رفتار شرکت‌های نفتی بین المللی در برخی کشورهای آفریقایی را مطالعه کرد و به این نتیجه رسید که،‌ اولاً، شرکت نفتی مناطق را به دو دسته قابل استفاده و غیر قابل استفاده تقسیم می‌کنند. از دید این شرکت‌ها هر جا که منبعی هست، ارزشمند است و سایر مناطق ارزشی ندارند. ثانیاً‌، حرکت سرمایه در شرکت‌های چند ملیتی جهانی است به این معنا که در تمام جهان جابه‌جا می‌شود. اما یک منطقه جغرافیایی را پوشش نمی‌دهد به عبارت دیگر سرمایه در سطح جهان جریان ندارد. ثالثاً، شرکت نفتی حصاری به دور خودش می‌کشد و سرمایه‌اش از نقطه‌ای به نقطه دیگر می‌پرد و پیوندی با اقتصاد ملی کشورها برقرار نمی‌کند. در سال‌های اخیر، در برای استخراج معادن آفریقا سرمایه‌گذاری زیادی انجام شده است. اغلب این سرمایه‌گذاری‌ها منافع اقتصادی اندکی برای جامعه داشته یا اصلا نفعی ندارد. قاعدتاً همین نگاه در رابطه شرکت‌های بین المللی نفتی با شرکت‌های ملی نفت نیز وجود دارد.

ه) مذاکرات توسعه فاز یازده میدان پارس جنوبی تقریباً از سال 1379 آغاز شد و نخستین قرارداد برای توسعه فاز یازده سال 1382 آن منعقد شد. شرکت ملی نفت پس از گذشت 14 سال از آن قرارداد دوباره برای توسعه همان میدان قرارداد می‌بندد با این تفاوت که این بار قرارداد برای شرکت بین المللی نفتی جذاب‌تر شده است. آیا شرکت ملی نفت در سال‌های گذشته به حدی رشد نکرده که راه حل دیگری برای این مسئله قدیمی بیابد؟

هر بنگاهی مجموعه‌ای از قواعد تغییر پذیر است که بر اساس یادگیری و تجربه، خود را با محیط سازگار می‌کند. تجربه بنگاه، در تعداد روش‌هایی که برای حل مسائل گذشته ایجاد کرده، نهفته است. با گذشت زمان، تجربیات بنگاه تغییر می‌کند و روش‌های حل مسائل آن نیز تغییر می‌کند. شرکت ملی نفت نیز مجموعه‌ای از قواعد و روش‌هایی است که بر اساس تجربه گذشته، برای حل مسائل خود وضع کرده است. اما درباره برخی مسائل، روش‌های دیگری برای‌ حل آن ایجاد نکرده است. قاعدتاً حل این مسئله راه حل ساده‌ای ندارد و یافتن پاسخ مناسب برای آن به مطالعات و بررسی‌های دقیقی نیاز دارد.

مهدی اخوان

دکتری مدیریت قراردادهای بین المللی نفت و گاز

[1]Fee

[2]- میدان کاشگان (Kashagan) قزاقستان در سال 2000 در دریای خرز کشف شد. کنسرسیومی شامل شرکت‌های شل، اکسون موبیل، توتال، CNPC، شرکت ملی نفت قزاقستان، اینپکس و انی در توسعه این میدان حضور دارند. پیش بینی‌ می‌شد تولید از این میدان در سال نخست روزانه 180 هزار بشکه باشد و با تکمیل فاز دوم به 370 هزار بشکه در روز برسد. تاخیرهای زیادی در این پروژه رخ داد و هزینه‌ها به شدت افزایش یافت. اولین تولید این میدان در سپتامبر 2013 انجام شد. چند هفته بعد، نشت گاز از خط لوله به علت خوردگی با ترکیبات گوگرد آغاز شد و تولید متوقف شد. وزارت محیط زیست قزاقستان به علت خسارت‌ به محیط زیست شرکت‌های طرف قرارداد این پروژه را 737 میلیون دلار جریمه کرده است.

[3]- در سال 2010 سکوی نفتی دیپ واتر هوریزن (Deepwater Horizon) در خلیج مکزیک منفجر شد. 11 نفر فوت کردند و نشت نفت از یک چاه آغاز شد. شرکت BP مسئولیت این پروژه را به عهده داشت. خسارت این حادثه پس از پنج سال 18 میلیارد و 700 میلیون دلار تعیین شد.