این نیاز خیلی زود در تشکیل کمیته بازنگری قراردادهای نفتی متبلور شد که حاصل کار آن، باید موانع موجود در میدان جاذبه صنعت نفت ایران را برطرف کند. گفتگو با آیه کاتبی، دبیر کمیته بازنگری قراردادهای نفتی نشان می‌دهد که واقع‌بینی چگونه می‌تواند شیوه‌های خردمندانه مشارکت را به جای روش‌های خام‌دستانه خرید خدمت بنشاند.

***

 
چه دلایل عمده‌ای وزارت نفت را به بازبینی مجدد قراردادهای نفتی خود سوق داد؟

-نظر به اینکه با تغییر شرایط بازار چگونگی روابط افراد و شرکت‌ها توسعه داده می‌شود، تغییر می‌کند و تکامل پیدا می‌کند، وزارت نفت نیز با توجه به این تغییرات و البته تغییرات مثبت در فضای سیاسی بین‌‌المللی و با بررسی تجارب ارزشمند حاصل از اجرای قرارداد‌های بیع متقابل طی 20 سال گذشته، همچنین عواملی نظیر کاهش میزان تولید کشور علی‌رغم ذخایر قابل‌استحصال، ضرورت نزدیک شدن مناسبات حاکم بر قرارداد‌های بالادستی نفت به رویه‌های متداول پذیرفته شده بین‌المللی و به‌وجود آمدن بازیگران جدید در منطقه نظیر کشورهای عراق، قطر و قزاقستان و ضرورت ایجاد انگیزه برای سرمایه‌گذاران در این فضای رقابتی، وزارت نفت را بر آن داشت تا با هدف اکتشاف، توسعه و بهره‌برداری بهینه از مخازن، کسب سرمایه لازم و کافی جهت اکتشاف، توسعه و تولید، کاهش هزینه‌ها و ریسک کشور در صنعت نفت، افزایش ضریب بازیافت از مخازن، تسریع روند انتقال دانش و فناوری و کمک به بین‌المللی شدن صنعت نفت، قرارداد‌های موجود را بازنگری کند.

 
مدل جدید از نظر فناوری، مدیریت، امور مالی و ایجاد فرصت همکاری بین شرکت‌های داخلی و شرکت‌های نفتی بین‌المللی چه اصلاحاتی نسبت به مدل بیع متقابل داشته است؟

- در قرارداد‌های بیع متقابل انتقال فناوری از طریق پیمانکاران فرعی ایرانی که به پیمانکاران اصلی خدمات و کالا ارائه می‌دادند، لزوم استخدام حداکثری کارشناسان ایرانی و تعهد پیمانکار به ارائه برنامه آموزشی به‌عنوان پیوستی از قرارداد اصلی جهت آموزش کارشناسان و مدیران ایرانی در نظر گرفته شده بود. در مدل جدید علاوه‌بر راه‌حل فوق پیش‌بینی شده است تا تمامی عملیات نفتی قرارداد توسط یک مشارکت که لزوما باید یک طرف ایرانی داشته باشد، انجام شود؛ این امر یعنی همکاری مشترک شرکت‌های ایرانی با شرکت‌های نفتی بین‌المللی به‌صورت Day to Day Operation (انجام عملیات روزانه) روند انتقال تکنولوژی را سرعت بخشیده و کیفیت آن را بهبود می‌دهد، درعین‌حال پیمانکاران نفتی بین‌المللی نیز این فرصت را پیدا می‌کنند تا از حداکثر توان فنی و مهندسی ایران سود ببرند.


در مورد رژیم مالی نیز قرارداد‌های بیع متقابل دو نکته مهم داشت، اولین نکته عدم تغییر درآمد پیمانکار در صورت تغییر و یا افزایش درآمد پروژه و دومین نکته ثابت بودن سقف هزینه‌های سرمایه‌ای برای انجام عملیات توسعه است. این به آن معنا است که اگر انجام عملیات جدید توسط پیمانکار بنابر واقعیت‌های پروژه و رفتار مخزن ضروری می‌نمود، شرکت ملی نفت ایران هیچ تعهدی در قبال بازپرداخت هزینه‌ها نداشت و طبیعتا این موضوع سود سرمایه‌گذاری را متاثر می‌کرد و درنتیجه این امکان وجود داشت که پیمانکار سرمایه‌گذاری‌های لازم و به‌موقع متناسب با نیاز‌های مخزن را انجام ندهد. در مدل جدید اما در صورت افزایش عواید میدان چه بر اثر افزایش میزان تولید و چه بر اثر افزایش قیمت نفت، درآمد پیمانکار نیز براساس فرمولی افزوده می‌شود؛ همچنین هزینه انجام عملیات فنی به‌صورت سالانه با توجه به رفتار مخزن و نیاز‌های آن بررسی و نهایی می‌شود و محدودیتی برای پیمانکار جهت سرمایه‌گذاری لازم و کافی وجود ندارد.

 
با توجه به مدل اولیه ارائه‌شده از قرارداد نفتی ایران(IPC)، فعالیت شرکت‌های نفتی بین‌المللی برخلاف قراردادهای بیع متقابل می‌تواند تا مرحله تولید نیز ادامه داشته باشد، این در حالی است که در قرارداد بیع متقابل انتقال تکنولوژی با واگذاری عملیات تولید به شرکت‌های بهره‌برداری وابسته به شرکت ملی نفت ایران صورت می‌گرفت، در این صورت چگونه می‌توان امکان انتقال تکنولوژی را فراهم کرد؟

-در IPC احتمال انتقال فناوری به‌شدت تقویت شده است، چراکه اولا عملیات به صورت مشترک با طرف ایرانی صورت می‌گیرد و این فرصت بزرگی برای انتقال فناوری بویژه در بخش مهندسی مخازن و برنامه‌ریزی‌های تولید و بهره‌برداری صیانتی از مخازن را فراهم می‌سازد؛ ثانیا دوران تولید و بهره‌برداری ویژگی‌های خاصی به لحاظ تکنولوژیکی به‌ویژه در زمان برداشت ثانویه و ثالثیه دارد که تجربه‌های گرانبهای شرکت‌های نفتی در مناطق مختلف می‌تواند بسیار سودمند باشد و این هم در این مدل در مقایسه با مدل قراردادی قبلی که پیمانکار در این دوره حضور نداشت، فراهم شده است.

 
مسئولان وزارت نفت از لزوم عقد قراردادهای برد_ برد سخن به میان آورده‌اند، این مهم چگونه محقق می‌شود که حداکثر منافع طرفین تامین شود؟

-نتیجه مطالعات کارشناسی کمیته نشان داد که رژیم مالی قرارداد نقش تعیین‌کننده‌ای در میزان سود و زیان طرفین قرارداد دارد و باید به‌گونه‌ای طراحی شود که دو طرف سود معقول و منطقی مورد انتظار را از قرارداد کسب کنند.

بنابراین در تجارت‌های ریسکی شبیه نفت تلاش می‌شود بین میزان خطرپذیری و سود یک رابطه منطقی وجود داشته باشد که براساس فرمول‌های علمی‌ مربوط به مدیریت ریسک در این گونه قراردادها تعیین می‌شود و هر اندازه در مدل متوازن بودن این دو عامل تقویت شود طبیعتا به مدل برد-برد نزدیک می‌شویم. در IPC رژیم مالی به‌گونه‌ای طراحی شده است که این ملاحظات از اولین مرحله عملیات که پرریسک‌ترین است یعنی مرحله اکتشاف تا مرحله بعدی که مربوط به رفتار و ریسک‌های مخزن است، مورد توجه قرار گرفته است و براساس رویه‌های بین‌المللی تلاش شده است تا با ایجاد یک رابطه منطقی بین میزان تولید و سود پیمانکار که در‌عین‌حال دارای انعطاف نیز است نزدیک شود و ما فکر می‌کنیم این مهم تحقق پیدا می‌کند.

 
با توجه به اولویت برداشت از مخازن مشترک، بحث همکاری با کشورهای همسایه به ویژه عراق با توجه به استفاده از قراردادهای خدماتی در میادین جنوبی و مشترک با ایران، مطرح می‌شود، به نظر شما چگونه می‌توانیم در قراردادهای جدید از این ظرفیت‌ها استفاده کنیم؟

-می‌توان گفت بهترین شیوه برداشت در میادین مشترک Unitization است، یعنی کشور‌های همسایه و شریک در یک مخزن توافق کنند تا یک طرف مسئولیت توسعه و تولید را برعهده بگیرد و سهم طرف دیگر را پرداخت کند که البته این امر مستلزم رایزنی‌های سیاسی خاص خودش است.


اما در شرایط کنونی اغلب مخازن مشترک ما بجز مخازن مشترک با جنوب عراق بصورت قرارداد‌های مشارکت در تولید توسعه داده می‌شوند و باید مدلی طراحی می‌شد که توان رقابت با این قراردادها را داشته باشد، برای این منظور در IPC برای میادین مشترک عوامل تشویق‌کننده‌ای در نظر گرفته شده است.

 
با توجه به لزوم برداشت صیانتی از مخازن و برنامه افزایش تولید به بیش از 5 میلیون بشکه در روز، چه برنامه‌ای برای حفظ سلامت مخازن نفتی در نظر گرفته شده است؟

-برداشت صیانتی از مخازن به منظور تولید در راستای سلامت مخزن متناسب با پتانسیل‌ها و رفتار‌های مخزن و سرمایه‌گذاری به‌موقع در آن است که اولا توسعه میدان مرحله‌ای و پلکانی و منطبق با استاندارد‌های بین‌المللی انجام شود و فرصت اعمال تغییرات مخزن در هر مرحله بوجود آید و ثانیا حضور بلندمدت پیمانکار اثر بسیار زیادی در ترغیب وی در راستای سرمایه‌گذاری کافی در راستای تولید صیانتی خواهد داشت، این در حالی‌ است که در مدل جدید علاوه بر دو مورد فوق پیش‌بینی شده است تا مهندسان مخزن ایرانی در تمام مراحل طراحی و تدوین طرح توسعه و برنامه تولید در کنار پیمانکار حضور داشته باشند و بر روند پیدایش و تدوین آن نظارت و در ایجاد آن نقش‌آفرینی کنند که این موضوع نیز علاوه بر کمک به طراحی یک برنامه صیانتی برای تولید، امکان انتقال دانش روز دنیا به ظرفیت‌های داخلی را فراهم می‌آورد.

 
به منظور افزایش میزان برداشت از مخازن نفتی، بحث استفاده از تکنولوژی‌های EOR وIOR مطرح می‌شود، درحال‌حاضر در میادین قدیمی به چه میزان از این تکنولوژی‌ها استفاده شده است؟ چه موانعی وجود دارد و چه برنامه‌ای برای اجرا و انتقال تکنولوژی توسط شرکت‌های بین‌المللی طرح‌ریزی شده است؟

-همان‌گونه که می‌دانید تولید ثانویه و ثالثیه از میدان دارای هزینه‌های قابل‌توجه و نیازمند تکنولوژی‌های برتر است، بنابراین ترغیب سرمایه‌گذاران به سرمایه‌گذاری در این بخش اهمیت فراوانی دارد. در IPC پیش‌بینی شده است درصورتی‌که پیمانکار طرح‌های مربوط به بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت از مخازن را اجرا کند، به‌تناسب دستمزد بیشتری دریافت کند. همچنین مدت قرارداد با توجه به ویژگی‌های این طرح‌ها تا مدت زمان معینی افزایش خواهد یافت، اما درمورد موانع باید گفت که بیشترین مانع در ساختار تشکیلاتی موجود صنعت نفت و تحولات پیش‌رو است، چراکه چگونگی همکاری بین شرکت‌های عملیاتی تابع شرکت ملی نفت ایران و شرکت‌های نفتی بین‌المللی داخلی، نیاز به طراحی جدید دارد که در آن حداکثر بهره‌برداری از توان و ظرفیت‌های داخلی منظور شود و درعین‌حال مسئولیت به جای خود باقی بماند یا به عبارتی خلاقیت در روابط با حفظ نظم موجود محقق شود؛ این هنری است که مجموعه صنعت نفت باید در چارچوب IPC به خرج دهد تا منافع ملی حداکثر شود.

 
با توجه به اصل 44 قانون اساسی و قانون استفاده از حداکثر توان داخلی، در این قراردادها برای مشارکت بخش خصوصی چه سهمی در نظر گرفته شده است؟ به نظر شما بخش خصوصی داخلی در کدام یک از مراحل چهارگانه اجرای یک پروژه بالادستی بیشترین همکاری را می‌توانند داشته باشند؟

-یکی از ویژگی‌های برجسته IPC نسبت به قرارداد‌های بیع متقابل این است که شرکت نفتی بین‌المللی لزوما باید شریک ایرانی صاحب صلاحیت داشته باشد با این هدف که در چنین فضای همکاری نزدیک، پیمانکاران ایرانی نیز با رویه‌ها و شیوه‌های شرکت‌های بین‌المللی نفتی ادامه حیات دهند. بدیهی است درصورتی‌که شرکت‌های خصوصی، توان فنی- مالی و قابلیت ریسک‌پذیری خود را تقویت کنند، هیچ محدودیتی برای ورود به هیچ‌یک از مراحل چهارگانه را ندارند. اگرچه به نظر می‌رسد به دلیل پرریسک بودن سرمایه‌گذاری در مرحله اکتشاف، شرکت‌های داخلی به دلیل ضعف نسبی در تامین منابع مالی و ریسک‌پذیری در این مرحله با مشکلات بیشتری روبرو می‌شوند.

 
با توجه مدل اولیه ارائه شده، رابطه بین cost و reward به مانند قراردادهای بیع متقابل از بین رفته و reward متناسب با تولید پیش‌بینی شده است، در صورت نوسانات قیمت نفت، چه راهکاری برای حفظ منافع طرفین در نظر گرفته شده است؟

-بله در IPC رابطه بین هزینه و دستمزد Fee پروژه قطع شده است و در عوض پیمانکار برای میزان تولید دستمزد دریافت می‌کند که این یک رویه متداول بین‌المللی برای این نوع از قراردادها است. درمورد قیمت نفت نیز فرمولی پیش‌بینی شده است تا پیمانکار بتواند با بالا رفتن قیمت که درنهایت ممکن است منجر به بالا رفتن هزینه‌ها شود، سود قراردادی مورد انتظار خود را کسب کند.

 
سطح روابط بین‌المللی کشور در قراردادهای جدید به چه صورت لحاظ شده است؟ آیا پدید آمدن امکان عقد قراردادهای جدید منوط به تغییر بنیادین شرایط کنونی است؟

-درواقع نه. به نظر می‌رسد ظرفیت‌های قانونی کافی برای ساختار قراردادی جدید در کشور وجود دارد، البته مواردی هست که باید رفع و رجوع شود؛ برای مثال به نظر می‌رسد شیوه اجرای بند الف ماده 125 قانون برنامه 5 ساله پنجم با روح صنعت نفت سازگار نیست، چراکه عملکرد مخزن شبیه یک موجود زنده و بنابراین غیرقابل‌پیش‌بینی است. در عمل نیز ثابت شده است که نمی‌توان یک برنامه جامع بدون نیاز به اعمال تغییرات برای مخزن نوشت و به‌طور دقیق پیش‌بینی کرد که چه میزان هزینه و یا تولید خواهیم داشت. مثال دیگر محدودیت قانونی ماده 126 است - همان قانون که پرپتانسیل‌ترین مناطق نفت‌خیز کشور را که اغلب پیمانکاران به دلیل ویژگی‌های خاص این مناطق بسیار راغب هستند عملیات اکتشاف را در آن انجام دهند، جدا کرده است- که امید داریم در برنامه‌های بعدی این ایرادهای بزرگ اصلاح شود.

 
درصورتی‌که بهبود ارتباطات بین‌المللی کشور (موضوع هسته‌ای) به درازا بینجامد، وضعیت عقد و اجرای این قراردادها به چه صورت خواهد بود؟

-واضح است که عقد قرارداد بین‌المللی در فضای تحریم اگر غیرممکن نباشد در اجرا بسیار سخت خواهد بود، در این باره خوش‌بین هستیم که لغو تحریم‌ها اتفاق بیافتد.

 
درحال‌حاضر نتیجه عملکرد کمیته بازنگری و مشاوران و کارشناسان همکار با آن به کجا رسیده و چه دستاورد ملموس و قابل‌ارائه دیگری برای فعالان این حوزه داشته است؟

به‌دنبال هم‌اندیشی و همفکری عمومی در رابطه با مدل جدید قراردادهای بالادستی صنعت نفت و گاز کشور، کمیته بازنگری قراردادها به دو اقدام ضروری همت گماشت؛ اول تهیه پیش‌نویس موردنیاز جهت تصویب هیات وزیران که با دقت و وسواس فراوانی با همفکری وزارت نفت نهایی شده و دوم تهیه متن نهایی قرارداد به‌عنوان قالب اصلی قابل‌ارائه به شرکت‌های نفتی بین‌المللی که توسط دو گروه از بهترین کارشناسان و متخصصان به صورت موازی آغاز شده و مراحل نهایی را می‌گذراند.

 
متن نهایی قرارداد چه زمانی منتشر خواهد شد؟

بدیهی است که این متن تا قبل از برگزاری سمینار نفت ایران در لندن که در هفته اول اسفند امسال برگزار می‌شود، قابل‌ارائه خواهد بود.

 
به‌عنوان سوال آخر، در طرح(پلان) اولیه امکان ایجاد joint venture با شرکت‌های بین‌المللی مطرح شده است، اما در مرحله تقسیم ریسک به مانند قراردادهای خرید خدمت تمامی ریسک بر گردن شرکت نفتی بین‌المللی نهاده شده است. به نظر شما پیمانکاران بخش خصوصی و دولتی کشور چه هنگامی می‌توانند به مانند همتایان خارجی خود در ریسک‌پذیری مورد نیاز یک پروژه بالادستی نفتی مشارکت داشته باشند؟

-در مورد بخش دوم به نکته بسیار خوبی اشاره کردید. من شخصا فکر می‌کنم شرکت‌های نفتی بین‌المللی به واسطه درک درست و دقیقی که از صنعت نفت و ماهیت آن دارند، عملکردشان را تنظیم می‌کنند و به همین دلیل توانسته‌اند رشد کنند و به یکی از بازیگران اصلی صنعت نفت جهان تبدیل شوند. قطعا درک صحیح از این صنعت هر شرکت نفتی را به مسئولیت‌پذیری، کسب دانش روز، هزینه کردن برای پژوهش، جلب نخبگان و تربیت و آموزش آنان و مهمتر از همه ریسک‌پذیری سوق می‌دهد؛ با این وجود باید سوال شما را به نوعی اصلاح کنم. در IPC مسئولیت و ریسک برعهده مشارکت JV گذاشته شده است، گرچه در آن مشارکت تقسیم وظایفی صورت گرفته است که بتوان به‌صورت طبیعی انتظار داشت بازوی بین‌المللی مشارکت مسئولیت تامین هزینه‌ها و دانش فنی لازم را بیشتر برعهده داشته باشد.

فرآیند کاهش تولید پارس جنوبی آغاز شده و هر سال سرعت خواهد گرفت  هیچ جای جهان مثل ایران نیست که تمامی خانه‌ها گازکشی شده باشند  پایان قرن نفت و هزاران میلیارد دلار سرمایه ای که کم ارزش می شود  طرح تبدیل دودکش نیروگاه به خوراک واحد پتروشیمی  تحلیل مقایسه ای مصرف واقعی انرژی برق در ایران