ضرورت تعدیل قیمت سی‌ان‌جی

یادداشت من در خبرگزاری ایلنا پیرامون ضرورت تغییر قیمت سی‌ان‌جی را از لینک خبرگزاری  هم می‌توان خواند.

با ذکر این مهم که نباید رابطه‌ی مستقیم و خطی فی‌مابین قیمت بنزین و قیمت سی‌ان‌جی وجود داشته باشد بدین معنی که فارغ از هر تصمیمی که برای بنزین گرفته شود نباید تا چند سال قیمت CNG را افزایش داد.

======================

یکی از مباحث مهم در همه‌گیری استفاده از CNG به عنوان سوخت خودروها، مقوله‌ی قیمت این سوخت و تبعات مترتب بر آن است.

در نظام اقتصادی کشور، سیاست‌گذار اصلی در تعیین قیمت سوخت، فقط شورای اقتصاد است. به همین خاطر در بحث قیمت سی‌ان‌جی نیز شورای فوق تصمیم‌گیر بوده و وزارت نفت صرفاً نقش  پیشنهاد دهنده دارد.علت کندشدن روند گرایش به CNG  از سال ۱۳۹۲ اختلاف قیمتی بوده به‌گونه‌ای که  از این سال به‌ بعد قیمت CNG‌ یک ترمز ایجاد کرده است.

امروزه  CNG یک کالای جانشین برای بنزین محسوب می‌شود. به لحاظ موقعیت مصرف‌کننده‌ها، تقاضای مردم متناسب بنزین تغییر می‌کند.  لذا مادامی‌ که کالای اصلی ارزان‌تر (مرقون‌به‌صرفه‌تر) به‌دست می‌آید تمایل به استفاده از کالای جانشین کم می‌شود. بنابراین مناسب‌ترین راهکار این است که  سهم‌CNG   بین ۲۰ تا ۴۰ درصد افزایش یابد.

آنگونه که مقامات شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی اظهار داشته اند، شورای اقتصاد محاسباتی در خصوص قیمت‌تمام شده هر مترمکعب انجام داده اما برخی محاسبات نشان می‌دهد حاصل اختلاف قیمت بنزین وارداتی با گاز صادراتی با سایر مولفه‌های موثر استفاده از CNG منجر به ۱٫۷ سنت سودآوری به‌ازای هر لیتر بنزین می‌شود. این بدان معنی است که یعنی اگر یک لیتر بنزین وارد نشده و یک مترمکعب گاز هم صادر نشود آنگاه  چیزی حدود ۱٫۷ سنت سود عاید کشور می‌شود.

باید اعتراف کرد که بعد اقتصادی مصرف CNG‌ در حال‌حاضر به‌دلیل اختلاف کم قیمت با بنزین چندان پررنگ نیست. این اختلاف از چند منظر قابل بررسی است:

اول اینکه شهروندانی که قصد استفاده از خودروی سی‌ان‌جی‌سوز دارد باید قید بخشی از فضای صندوق‌عقب را بزند.

دوم اینکه چون مقدار پیمایش سی‌ان‌جی ۱۳۰ تا ۱۴۰ کیلومتر است و یک باک بنزین ممکن است تا ۷۰۰ کیلومتر را هم طی کند لذا دفعات مراجعه زیاد است.

سوم آنکه خودروهای CNGسوز ایران‌خودرو حدود ۱ میلیون تومان گران‌تر است.

و بالاخره آنکه دغدغه‌های ایمنی هم باعث می‌شود کسی که بنزین ارزان در اختیار دارد رغبتی به مصرف CNG نداشته‌باشد.

نکته‌ی مهم قابل‌ذکر آن است که صف طولانی CNG صرفاَ در برخی جایگاه‌های مرکز شهر تهران یا بعضی جایگاه‌های خاص مشاهده می‌شود.  لذا به‌طور کلی مشکلی به نام صف طولانی سی‌ان‌جی وجود ندارد.

با این همه مسئولین وزارت نفت هم معترفند که قیمت متر مکعبی ۴۰۰ تومانی CNG نرخ جذابی  نیست. مسئولین فوق از نرخی حدود نیمی از این رقم را مناسب می‌دانند؛ کما اینکه نباید رابطه‌ی مستقیم و خطی فی‌مابین قیمت بنزین و قیمت سی‌ان‌جی وجود داشته باشد بدین معنی که فارغ از هر تصمیمی که برای بنزین گرفته شود نباید تا چند سال قیمت CNG  را افزایش داد.

ویژگی منحصر به ‌فرد صنعت سی‌ان‌جی آن است که دامنه‌ی استفاده از آن محدود و محصور به خشکی نیست. گفته شده که این طرح حتی متقاضیانی در میان مالکان وسایل نقلیه‌ی دریایی و شناورها داشته و هم‌اکنون شرکت‌هایی متقاضی CNG سوز کردن قایق‌ها و لنج‌ها شده‌اند که به‌دلیل وفور گاز در کشور و مباحث زیست‌محیطی عملاً قابلیت اجرایی خوبی در این بخش وجود دارد.

 در این خصوص سازمان حفاظت محیط ‌زیست هم همکاری‌های بسیار مطلوبی با وزارت نفت به‌عمل آورده است. آلایندگی خودروهای «پایه گازسوز» از آلایندگی بنزین یورو ۵ هم کمتر است. طبق مستندات فنی، آلایندگی یک مترمکعب سی‌ان‌جی چیزی حدود یک‌چهارم آلایندگی بنزین است.

اکنون مهم آن است که صنعت CNG به سطح تعادل خود برسد. از یک سو  پتانسیل گازی و تامین گاز و لوازم و تاسیسات است و سوی دیگر نیز خودروها و صنعت اتوموبیل‌سازی کشور قرار دارد.

 اما این تعادل نباید از طریق تبدیل خودروهای بنزینی به دوگانه‌سوز انجام شود زیرا این شیوه، فقط یک «اقدام مقطعی» است که نمی‌تواند راهکار مناسبی برای تمامی ادوار  تلقی شود. در یک نگاه  درازمدت باید مخازن CNG خودورهای کشور در پلت‌فرم تعبیه شوند و کیفیت موتور به‌نحوی باشد که بازدهی خوبی (یعنی حداقل ۴۰۰ کیلومتر کارکرد)  را به دست آورند.

دستیابی به چنین اهدافی به‌هیچ وجه دور از ذهن و «بعید» نیست. توسعه‌ی طرح سی‌ان‌جی و کاهش مصرف بنزین، در قواره‌ی یک طرح ملی قابل طرح است و از این حیث ضرورت دارد تمامی ظرفیت‌های بخش‌های مختلف اجرایی و فنی کشور مانند صنایع خودروسازی، صنایع نفت، دانشگاه‌ها، صنایع الکترونیک و الکترومکانیک، شهرداری‌ها، رسانه‌ها و سایر بخش‌های فعال و ذی‌مدخل تقنینی در این قضیه تحت راهبری واحدی به مقابله با روند افزایشی مصرف بنزین برخیزند.

بهترین خبر در این خصوص شاید جابه‌جایی رکورد واردات خودروهای هیبریدی باشد. طبق آمارهای رسمی ظرف ۴ماهه امسال تنها واردات خودروهای هیبریدی ۱۹ برابر بیشتر از مدت مشابه سال قبل بوده است. حسب آمارها در این بازه‌ی زمانی تعداد ۲۷۵۰ دستگاه خودروی هیبریدی بالغ بر ۷۹٫۵ میلیون دلار به کشور وارد شده که این رقم در مدت مشابه سال قبل حدود ۴ میلیون دلار بوده است. دولت با این اقدام نشان داده که تدابیر لازم برای مهار مصرف و  رفع وابستگی به بنزین را در دستور کار خود دارد.

نفی تکریم تحریم با قرارداد جدید وزارت نفت

یادداشت امروز من در روزنامه‌ی اعتماد به موضوع قراردادهای جدید نفتی می‌پردازد.

==================

استراتژی از مدت‌ها قبل تعیین‌شده ‌بود.

قرار این بود که فشار همه‌جانبه و هماهنگی بر قرارداد کنسرسیوم توسعه فاز ۱۱ (که اخیرا فی‌مابین شرکت ملی نفت ایران با شرکت‌های توتال فرانسه، شرکت ملی نفت چین (CNPC) و پتروپارس ایران منعقد شد) اعمال شود.

صحبت از آنهایی است که بعد از رای تاریخ‌ساز مردم در سال ۱۳۹۲ ناچار به عزل ناخواسته و خروج‌ از بخش‌ اجرایی کشور شدند؛ آنهایی که تقلای‌شان برای خیرخواه جلوه‌دادن خود در سایر عرصه‌های انتخابی کشور هم به چشم مردم نیامد و منزوی‌تر از قبل، در هر حرکت روبه‌جلوی دولت سنگ‌انداختند.

  این عده پس از حمله به برجام -که حاصل تدبیرکل نظام بود- سنگین‌ترین حملات خود را متوجه وزارت نفت کردند و سنگ‌های بزرگی پیشِ پای صنعت نفت و گاز کشور انداختند؛ سنگ‌هایی مثل مخالفت با مدل جدید قراردادهای نفتی که منجربه اطاله انعقاد قرارداد سرمایه‌گذاری در منابع مشترک نفت و گاز شد و عدم‌النفع آن کشور را مغبون کرد.

اما در خصوص قرارداد منعقده اخیر رجوع به سابقه سرمایه‌گذاری در فاز ۱۱ پارس‌جنوبی به‌خوبی نشان‌می‌دهد که چرا گره‌گشایی از کلاف سردرگم این فاز به مذاق عده‌ای خوش نیامده است.

آخرین سال‌های دهه ۱۳۷۰ بود که شرکت ملی نفت ایران و شرکت توتال فرانسه برای توسعه بخش بالادستی فاز ۱۱ پارس جنوبی و ساخت یک کارخانه حدود ۱۰ میلیون تنی تولید LNG تفاهمنامه‌ای امضا کردند. پس از امضای این تفاهمنامه، شرکت پتروناس مالزی هم برای همکاری در توسعه ‌این فازاعلام آمادگی کرد و با توافقی سه‌جا‌نبه، شرکت ملی نفت ایران ۵۰درصد، شرکت توتال فرانسه ۴۰درصد و شرکت پتروناس مالزی ۱۰درصد از سهام توسعه بخش بالادستی و پایین‌دستی را به عهده گرفتند.

اما طرفین موفق به عقد قرارداد نشدند. این در حالی بود که در فاصله‌ سال‌های ۱۳۸۴ تا سال ۱۳۹۴ فشارهای بین‌المللی گسترده‌ای که به بهانه‌ برنامه‌های هسته‌ای بر کشور واردشده‌ بود عملا امکان جذب سرمایه‌ جدید را نیز غیرممکن ساخت. پس از آغاز به‌ کار دولت یازدهم و اتخاذ سیاست خارجه مبتنی‌بر تنش‌زدایی (که با بازگشایی نسبی فضای سیاسی و اقتصادی بین‌الملل به‌نفع کشور همراه شد).

در نهایت تحت تدابیر فنی و دیپلماسی فعال انرژی، توافقنامه توسعه فاز ۱۱ پارس‌جنوبی در آبان‌ ماه سال ۱۳۹۵ بین شرکت ملی نفت ایران و شرکت‌های داخلی و خارجی امضا شد. امضای این تفاهمنامه آغازی بود بر موج جدیدی از انتقادات که با تکیه بر احتمال تغییرات در دولت‌های ایران و ایالات متحده امریکا، امضای نهایی قرارداد را بعید می‌خواند و مرتبا دولت را متهم به خیانت به کشور می‌کرد تا عزم او را برای انعقاد نخستین قرارداد بزرگ نفتی پسابرجامی سست کند.

اما دولت یازدهم طی مدت استقرار خود، نسبت به اصلاح ایرادات مدل نوین قراردادی اقدام و نهایتا در تابستان سال ۱۳۹۵ تایید IPC را از هیات تطبیق مصوبات مجلس اخذ کرد تا زمینه انعقاد قراردادی تاریخی در صنعت نفت و گاز کشور مهیا شود؛ قراردادی که به‌طور مستقیم میلیاردها دلار سرمایه را وارد کشور خواهد کرد و ظرفیتی معادل دو میلیارد فوت‌مکعب گاز غنی ترش در فاز ۱۱ پارس‌جنوبی ایجاد می‌کند.

به‌هرحال مسیر طولانی طی‌شده تا انعقاد این قرارداد که جز با درایت و ممارست دولت نتیجه نمی‌داد با وجود برخی جریان‌سازی‌ها، قبل از اتمام دوره اول ریاست‌جمهوری حسن روحانی به‌بار نشست تا یکی‌‌از مهم‌ترین نتایج قابل‌لمس برجام در صنعت نفت و گاز کشور متبلور شود.

اما این‌ پایان کار نبود؛ برخی منتقدان که مواضع‌شان در قبال تخلفات صورت‌گرفته در ادوار قبل جالب‌توجه بود و ابایی هم از تکریم تحریم‌ها نداشتند بلافاصله پس از انعقاد این قرارداد لب به اعتراض گشودند و این سرمایه‌گذاری چند میلیارد دلاری را خلاف منافع کشور خواندند.

با تمام این فرازونشیب‌ها مشهود است که منتقدان آزمایش‌پس‌داده که تحریم‌ها را موهبت می‌دانستند عملا «ناخواسته» با سیاست‌های نظام سلطه درخصوص انزوای بین‌المللی همراه شدند.  لذا بایسته است که تمامی ظرفیت‌های کارشناسی در بدنه دستگاه‌های اجرایی دولتی و خصوصی، از قانون تمکین کرده و تمام تلاش و کوشش خود را معطوف به اجرای هرچه‌مناسب‌تر و بهتر این قرارداد کنند.

شکست وزارت نفت در این آزمون به معنای شکست نظام مقدس جمهوری اسلامی است.

نگاهی به ابعاد مالی و حسابداری قرارداد کنسرسیوم توسعه‌ی فاز ۱۱

در مبحث قراردادها، یکی از موضوعات مهم، بررسی جنبه‌های مالی و حسابداری است.

یادداشت روزنامه‌ی شرق به همین موضوع اختصاص دارد که در روز یکشنبه ۲۵ تیر ماه ۱۳۹۶ در آن روزنامه منتشر شده است.

=====================

در روش‌شناسی علمی، هرگونه توافق یا قرارداد به عنوان یک «کلیت» شناخته می‌شود. این «کلیت» به معنای تجمیعی از عناصر است که در کنار یکدیگر ساختار مدونی را به اسم «قرارداد» تشکیل می‌دهند.

بدون توجه به اجزای پیش‌گفته، نقد هر قرارداد می‌تواند مصداقی از تقلیل‌گرایی باشد.

نگاهی به برخی انتقادات پیرامون قرارداد کنسرسیوم فاز ١١ نشان می‌دهد برخی ایرادات طرح‌شده، مبتلا به آفت تقلیلی و ناشی از نشناختن ساختارهای مالی، حسابداری و اقتصادی حاکم بر قراردادهاست. طیف دیگری از انتقادها نیز اساسا به حدی دور از منطق است که نیازی به تأمل پیرامون آن احساس نمی‌شود.

اما یکی از ابهاماتی که درباره این قرارداد مطرح شده، ناظر بر جنبه‌‌های مالی و حسابداری است. واقعیت آن است که اساسا در حوزه‌های مالی قراردادها، باید برآوردها با توجه به مدت‌زمان قرارداد و در جریان اجرای آن انجام شود و چون مدت این قرارداد در زمره قراردادهای بلندمدت طبقه‌بندی می‌شود، بنابراین محاسبه دقیق متغیرهای مالی (مانند سود، درآمد، قیمت‌ها و…) امر دشواری است.

در این راستا یکی از این ابهامات موجود به سهم توتال و سایر شرکت‌ها در فرایند توسعه و بهره‌برداری از فاز ١١ پارس جنوبی برمی‌گردد. دراین‌باره ادعاهای گزاف و بعضا مضحکی انجام شده است. اساسا محاسبه میزان عواید در دوره قرارداد، کار فوق‌العاده پیچیده‌ای بوده و مستلزم لحاظ‌کردن تعداد زیادی متغیر است. به طور ساده، طبق آنچه در شورای اقتصاد مصوب شده با احتساب قیمت فرضی ۵٠ دلار، درآمد کشور از این میدان در طول عمر آن حدود ٨۴ میلیارد دلار خواهد شد.

در این میان طبق محاسبات مربوطه، چیزی حدود ١٢ میلیارد دلار سهم کنسرسیوم توسعه‌دهنده به رهبری توتال خواهد بود. لازم به ذکر است ارزش خالص آنچه سرمایه‌گذاری شده، حدود پنج میلیارد دلار است؛ البته کنسرسیوم بیش از این و نزدیک به شش میلیارد دلار ارزش خواهد آورد که یک میلیارد آن صرف مالیات و عوارض به دستگاه‌های دولتی خواهد شد.

بدیهی است وقتی دوره بازپرداخت طولانی می‌شود، طبیعتا مبلغ هم افزایش خواهد یافت. از حیث عملیاتی، پرداخت به پیمانکاران از مقطعی آغاز می‌شود که میدان به تولید می‌رسد. در عین حال، این پرداخت عملا «سقف» دارد؛ به‌گونه‌ای که بالغ بر ۵٠ درصد از عواید فاز ١١ پارس جنوبی مستقیما متعلق به دولت است و بازپرداخت به سه شرکت عضو در کنسرسیوم از ۵٠ درصد باقی‌مانده انجام خواهد شد.

از سوی دیگر این ۵٠ درصد، سقف سهم این کنسرسیوم از عواید فاز در هر سال است. به این ترتیب ممکن است در سال‌های مختلف و با قیمت‌های مختلف نفت خام، عملا دریافتی پیمانکاران حتی به سطح کمتر از ٢٠ درصد از عواید میدان برسد و هر شرکت حسب سهم خود در کنسرسیوم از این دریافت‌ها منتفع می‌شود. طبق برآوردها چیزی حدود ١۵ درصد از کل درآمدهای میدان در قالب «مجموع دریافت‌های پیمانکاران» به آنها تعلق می‌گیرد.

نکته دیگر مربوط به «دوره بازپرداخت سرمایه‌گذاری انجام‌شده» است که در این قرارداد ١٠ سال تعیین شده است. پرداختی شرکت ملی نفت به پیمانکاران طرح شامل چند بخش است. بخشی از آن «اصل سرمایه‌گذاری» است که عین هزینه واقعی است. بخش دیگر کارمزد بانکی (که نرخ بهره معتبر بانکی بین‌المللی کمتر از دو درصد است)؛ و قسمتی نیز هزینه‌های غیرسرمایه‌ای (نظیر مالیات و هزینه گمرکی) است که به دولت ایران پرداخت می‌شود.

همچنین درباره دستمزد سه شرکت پیمانکار در راستای تأمین بازده سرمایه‌گذاری طرح نیز، لازم به ذکر است که طبق اظهارات مقامات وزارت نفت، دستمزد در این قرارداد ارزان‌ترین نرخ بازده سرمایه‌گذاری برآوردی در قراردادهای نفتی ایران است. همچنین بعد از اتمام دوره ١٠ساله، بازپرداخت سرمایه‌گذاری‌ها به‌ ازای هر بخش از توسعه در ١٠ سال صورت می‌گیرد و در دوره باقی‌مانده پس از اتمام پرداخت اقساط باقی‌مانده، فقط دستمزد پیمانکار پرداخت خواهد شد.

تلاش شده که تا جای ممکن میعانات گازی به جای پول نقد به پیمانکار داده شود چراکه با این کار سهم بازار ایران افزایش خواهد یافت. در عین حال بنا بر تصمیم ایران یا اگر شرایط بازار بین‌المللی طوری باشد که به هر دلیلی شرکت ملی نفت ایران نخواهد به شرکت‌های توتال و ملی نفت چین میعانات گازی را به‌روز بفروشد، آن‌گاه محصول به وسیله کشور فروخته شده و وجه مربوطه از محل این فروش به آنها کارسازی می‌شود.

ملاحظه می‌شود که ساختار قرارداد از حیث ابعاد مالی، بسیار پیچیده و دقیق است. بنابراین چگونه می‌توان از هم‌اکنون برای طول مدت قرارداد فوق (یعنی در سنوات آینده) احکامی نظیر «سود نامتعارف توتال»، «غبن در قرارداد»، «واگذاری مخزن و انفال»، «پادا‌ش‌های نامتعارف به طرف اصلی قرارداد»، و امثال آن را صادر کرد. از سوی دیگر دستگاه‌های نظارتی مانند سازمان حسابرسی نیز قطعا در طول قرارداد ملزم به رسیدگی به عملیات مالی هستند.

همچنین بنا بر عرف بین‌المللی، شرکت‌های بزرگ نیز از سوی مؤسسات بسیار معتبر بین‌المللی حسابرسی نیز تحت رسیدگی قرار دارند و فعالیت‌های مالی آنها از منظر رعایت استانداردهای حسابرسی و حسابداری به‌شدت تحت کنترل است. گزارش‌های حسابرسی در زمره مستندترین گزارش‌های قابل‌اتکا در بررسی عملکرد شرکت‌ها محسوب می‌شود.

وزارت نفت و یک آستانه تاریخی

بالاخره در روز ۱۲ تیرماه ۱۳۹۶ تمام تلاش‌های وزارت نفت نتیجه داد و قرارداد توسعه‌ی فاز ۱۱ پارس جنوبی به کنسرسیومی به رهبری شرکت توتال واگذار شد. در این کنسرسیوم قول نفتی چین (شرکت CNPC) , و همچنین شرکت پتروپارس ایران حضور دارند. سهم توتال در کنسرسیوم توسعه دهنده فاز ۱۱ پارس جنوبی ۵۰ درصد است.

اهمیت این قرارداد در این است که اولین «قرارداد» بر مبنای مدل جدید قراردادهای نفتی ایران (موسوم به IPC) محسوب می‌شود.

یادداشت امروز من در روزنامه‌ی شرق به همین موضوع اختصاص دارد که می‌توان مستقیماً از روی سایت روزنامه هم مطالعه کرد:

=======================

عرصه‌ جدیدی از بالندگی و رشد در صنعت نفت کشور آغاز شده است. صنعت نفت و به‌دنبالش اقتصاد ملی، دورانی از شکوفایی را تجربه خواهند کرد که حاصل تجربیات و تدابیر گران‌قدر تلاشگران صنعت نفت و به‌منزله‌‌ اقتدار نظام جمهوری اسلامی ایران است.

روز قبل اولین قرارداد از نوع مدل جدید قراردادهای جدی نفتی با کنسرسیومی به رهبری توتال و با حضور دو غول نفتی دیگر (شرکت CNPC از چین و شرکت پتروپارس از ایران) منعقد شد تا پرونده دو سال انتقاد، ایرادگیری و کارشکنی بسته شود.

به هر تقدیر امضای این قرارداد را باید یک «آستانه تاریخی» بسیار مهم تلقی کرد. این آستانه همانا حضور سرمایه و اقدام برای سرمایه‌گذاری در صنعت نفت ایران است.

اصول اقتصاد مقاومتی ابلاغی از سوی مقام معظم رهبری به‌طور مشخص و شفاف بر نقش و اهمیت توسعه ظرفیت‌ها و صادرات نفت و فراورده‌های آن و گاز و اثرگذاری جهانی آنها تأکید می‌کند. از سوی دیگر بدیهی است اکتشاف، توسعه، تولید و صادرات نفت و گاز ضرورت اصلی بخش انرژی و کلید حضور اثرگذاری جهانی کشور است.

ماده ١٣ سیاست‌های اقتصاد مقاومتی بیان می‌کند که بر مقابله با ضربه‌پذیری درآمد حاصل از صادرات نفت و گاز باید از راه‌هایی نظیر «انتخاب مشتریان راهبردی»، «ایجاد تنوع در روش‌های فروش»، «مشارکت‌دادن بخش خصوصی در فروش»، «افزایش صادرات گاز»، «افزایش صادرات فراورده‌های نفتی» و «افزایش صادرات پتروشیمی» در دستور کار صنعت نفت قرار داشته باشد و در ماده‌ ١۴ نیز «افزایش ذخایر راهبردی نفت و گاز کشور» و همچنین «حفظ و توسعه ظرفیت‌های تولید نفت و گاز به‌ویژه در میادین مشترک» تأکید شود.

شکی نیست که حضور همه‌جانبه و آگاهانه در بازارهای نفت و گاز، موجب تقویت جایگاه کشور در عرصه‌های بین‌المللی می‌شود که جلوه‌ اساسی آن را باید در «میزان صادرات نفت» و «سهم کشور در بازار گاز» جست‌و‌جو کرد.

تجهیز در این دو بخش، مستلزم سرمایه‌گذاری جهت اکتشاف و توسعه میادین نفت و گاز و تولید بهینه و باثبات از میدان‌ها با هدف بازاریابی و کسب بیشترین سهم در بازارهای هدف و حمل‌ونقل و انتقال و تحویل به بازارهای مصرف است. آنچه بارزتر است، آن است که تولید و مصرف بهینه و سرمایه‌گذاری لازم برای توسعه و صادرات و تعاملات منطقه‌ای و بین‌المللی عملا تابعی از توسعه‌ سرمایه‌گذاری و به‌کارگیری فناوری‌هاست.

در این راستا رقبای منطقه‌ای و جهانی بسیار قدرتمندی حضور دارند؛ این رقبا به‌خوبی آگاه هستند که سرمایه ذاتا متمایل به بیشترین بازده و کمترین ریسک است، همان‌طور که انتظارات و مطالبات سرمایه (و سرمایه‌گذاران) در کوران رقابت‌ها مشخص می‌شود. 

بازآرایی مدل جدید قراردادهای نفتی ایران نیز با توجه به همین اصول انجام شده است. در مدل جدید سعی شده تلفیقی از ضرورت‌های عملیاتی، حقوقی و مالی مورد نظر با رعایت چشم‌اندازهای آینده و نیز انتظارات طرف‌های قرارداد به وجود بیاید.

درعین‌حال شرایط بازار رقابتی، شرایط حال و پیش‌بینی‌پذیر آینده بازار از نظر عرضه، تقاضا و قیمت‌های آتی و نیز جذابیت کافی در جهت رفع تنگناهای مربوط به جذب سرمایه و تکنولوژی در آن لحاظ شود. از این طریق نه‌تنها توسعه ظرفیت‌ها در رقابت با رقبا به‌خوبی اتفاق می‌افتد؛ بلکه انتقال تکنولوژی با هدف بین‌المللی‌شدن و بی‌نیازی از این خدمات در آینده‌ای نه‌چندان دور نیز انجام شود.

با وجود این و درحالی‌که تمام رویه‌های قانونی (مانند اصلاح تصویب‌نامه شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز در هیئت دولت و اعلام همراهی و مهر تأیید مجلس شورای اسلامی بر این مدل قراردادی و تعامل سازنده دستگاه‌های نظارتی از قبیل سازمان بازرسی و دیوان) طی شد؛ اما هنوز هم عده‌ای از کلیدواژه‌هایی مانند «استیلا»، «وابستگی»، «خیانت» و امثال آن یاد می‌کنند.

این در حالی است که نمایندگان مردم در ابتدای امسال در خانه ملت پس از توضیحات وزیر نفت درباره نحوه و چگونگی قراردادهای نفتی، از پاسخ‌های او قانع شدند. به هر تقدیر حضور شرکت‌های بزرگ و برندهای نفتی دنیا در ایران، پیام روشنی برای صنعت بین‌المللی نفت دارد. شاید بتوان از آن جمله به توسعه صادرات نفت و گاز به‌عنوان یک هدف مهم استراتژیک اقتصادی و سیاسی اشاره کرد که هم به‌منظور ایجاد و افزایش ثروت و درآمد ملی و توسعه اقتصادی ناشی از آن و هم با هدف تأثیرگذاری سیاسی ناشی از تقویت جایگاه کشور در بخش تأمین انرژی جهانی و آثار سیاسی مترتب بر آن مورد توجه قرار دارد (که می‌تواند یکی محورهای اصلی اقتصاد مقاومتی در بخش انرژی تلقی شود).

صنعت جهانی نفت اکنون می‌داند نزدیک‌شدن به رویه‌های پذیرفته‌شده بین‌المللی برای توسعه همکاری‌های بخش نفت و گاز با صنعت و بازار جهانی با هدف تعامل سازنده فنی، مالی و سرمایه‌گذاری و انتقال دانش فنی با جهان، یکی از اولویت‌های اصلی صنعت نفت ایران است. این مهم و در کنار آن فراهم‌کردن سازوکار متناسب برای موفقیت در فضای رقابتی بازار سرمایه و فناوری به‌ویژه در رقابت‌های گسترده موجود منطقه‌ای قابل درک است.

 

پنج‌گانه‌ای در باب قراردادهای قریب‌الوقوع نفتی

یادداشتی است که به مناسب ورود توتال و امضای قریب‌الوقوع قرارداد برای توسعه‌ی فاز ۱۱  نوشتم و در شماره‌ی امروز روزنامه‌ی دنیای اقتصاد منتشر شده که از روی لینک خود روزنامه هم می‌توان دید.

=============

بعد از امضای تفاهم‌نامه توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی، بیژن زنگنه وزیر نفت ایران اعلام کرد تا پایان دولت یازدهم، این تفاهم‌نامه‌ چند میلیارد دلاری به قرارداد تبدیل شده و توسعه این پروژه آغاز خواهد شد.

اهمیت توسعه فاز یازده پارس جنوبی را می‌توان ذیل چند عامل بررسی کرد:

ابتدا اینکه فاز ۱۱ اصطلاحا «مرزی‌ترین» فاز پارس جنوبی است.

دوم آنکه تنها فاز باقی‌مانده از پارس جنوبی است که هنوز توسعه‌ تمام و کمالی نیافته است.

عامل سوم این است که میدان پارس جنوبی از پنج لایه تشکیل شده است که چهار لایه از آن (k1 تا k4) گاز قابل استخراج دارد. ایران در مقطع شروع به کار دولت یازدهم عمدتا فقط از دو لایه‌ این میدان تولید گاز داشت. اما در فازهای جدید (فاز ۱۱ به بعد) حفاری چاه‌ها به لایه‌های دیگر نیز رسیده و فاز ۱۱ با قابلیت تولیدروزانه ۵۶ میلیون متر مکعب گاز غنی، در عمل این قابلیت را دارد که از هر چهار لایه تولید داشته باشد.

عامل چهارم آن است که تنها بخشی از سرمایه ۸/ ۴ میلیارد دلاری برای تولید گاز از فاز ۱۱ اختصاص می‌یابد. بخش‌های دیگری از این سرمایه‌گذاری مربوط به ساخت سکویی ۱۰ برابر وزن سکوهای فعلی و کمپرسورهایی غول‌پیکر برای ممانعت از افت تولید گاز در سال‌های آینده است. این سرمایه‌گذاری‌ها تحرک‌ مطلوبی در سایر بخش‌های اقتصادی نظیر مهندسی، فن‌آوری، خدمات فراساحل، زیرپروژه‌ها،، تعمیرات و نگهداشت، خدمات عمومی، قطعات و لوازم و ابزار و خیلی بخش‌های دیگر پدید می‌آورد.

عامل پنجم نیز اینکه ایران یک پروژه مایع‌سازی گاز (ال.ان.جی) به ظرفیت ۵/ ۱۰ میلیون تن در سال تعریف کرده که قرار است گاز فاز ۱۱ را در همان محل به فرآورده‌ LNG تبدیل کرده و مستقیما راهی بازارهای صادراتی کند.

شرکت توتال اخیرا اعلام آمادگی کرده که پیرامون توسعه و تکمیل این کارخانه (ال.ان.جی) با ایران مذاکراتی را به‌عمل آورده است. در دوران اول ریاست جمهوری محمود احمدی‌نژاد چیزی حدود ۵/ ۲ میلیارد دلار با کمک شرکت لینده آلمان صرف توسعه‌ این پروژه شد. اما نهایتا این پروژه در کوران تحریم‌ها، نیمه‌کاره رها شد و اکنون حدود ۱۰ سال است که به همان شکل عاطل باقی مانده است.

با یک برآورد احتمالی، شاید بتوان اظهار کرد که سرمایه‌ای بالغ بر بیش از ۶ میلیارد دلار دیگر برای توسعه این پروژه به همراه پروژه‌های جانبی (مانند ساخت یک نیروگاه برقی عظیم، اسکله حمل گاز به کشتی‌ها، انبارهای ذخیره گاز مایع) لازم باشد. این مبالغ اساسا در حدی نیست که ساختار سرمایه‌گذاری صنعت نفت بتواند به راحتی آن را تامین و اجرایی کند. در عین حال اما منافع حاصل از آن بسیار گسترده و چشمگیر است، از جمله اینکه کشور برای اولین بار به صادرکننده گاز به بازارهای دور (از جمله شرق آسیا و اروپا) تبدیل خواهد شد. چنین رویکردی است که شرکت‌های بزرگ را روبه‌روی ایران در میز مذاکره می‌نشاند.

ایران به غیر از توسعه فاز ۱۱، یک قرارداد دیگر با شرکت فرانسوی توتال برای مطالعه کل میدان منعقد کرده است. توتال تجربه توسعه بخش ایرانی و هم بخش قطری پارس جنوبی را در اختیار دارد. فعلا تولید عملی گاز ایران از پارس جنوبی تقریبا هم‌اندازه قطر است. تولید تجمعی ایران نیز به دلیل تاخیر ۱۰ ساله از رقیب عربی خود، ۵/ ۲ برابر کمتر است (تولید قطر را تا‌کنون حدود ۵/ ۲ تریلیون متر مکعب گاز محاسبه کرده‌اند).

اخیرا نیز سعد الکعبی رئیس شرکت دولتی «نفت قطر» اعلام کرد بعد از ۱۲ سال توقف، دوباره این کشور درصدد توسعه بخش قطری پارس جنوبی (میدان گنبد شمالی) با هدف افزایش ۱۰ درصدی تولید تا ۵ سال آینده است. البته چاه‌های جدید در بخش جنوبی و دور از مرزهای آبی ایران و قطر حفاری خواهد شد، اما در دراز مدت عملا باعث افت بیشتر فشار مخزن در بخش ایرانی خواهد بود.

از سوی دیگر نباید از نظر دور داشت که به هر تقدیر میدان پارس جنوبی در سال‌های آتی به نقطه شبنم خواهد رسید که طی آن فشار مخزن دچار کاهش می‌شود. این به آن معناست که تاسیسات جدیدی باید ایجاد شود تا به مدد آنها میزان تولید از پارس جنوبی همچنان با قوت استمرار داشته باشد. بنابراین موضوع نیاز به سرمایه‌گذاری در پارس‌جنوبی، محدود به دولت یازدهم و یا دوازدهم نبوده، بلکه دولت‌های بعدی فارغ از هر سویه‌ سیاسی، گریزی از جست‌و‌جوی سرمایه‌ و سرمایه‌گذار نخواهند داشت.

با توجه به اهمیت نقش گاز در حوزه‌های اقتصاد و اجتماع و سیاست کشور، به‌نظر می‌رسد عاقلانه‌ترین کار این است که از هم‌اکنون علاوه بر توسعه‌ فازهای باقیمانده، حمایت از شیوه‌های مناسب و بهینه‌ جذب سرمایه در دستور کار تمام دست‌اندرکاران و فعالان سیاسی و اقتصادی قرار داشته باشد.

نیازهای گسترده‌ صنعت نفت در واقع بسیار کلان‌تر از آن است که بتواند با تکیه بر ابزارهای محدود مالی یا شیوه‌های سنتی (نظیر انتشار اوراق مشارکت) جمع‌آوری شود.