زوایای قرارداد توتال

قرارداد توسعه فاز 11 پارس‌ جنوبی بین شرکت ملی نفت ایران و کنسرسیومی به رهبری توتال فرانسه در حالی به امضا رسیده که بسیاری بر این باورند که ابهامات زیادی در خصوص زوایای این قرارداد باقی مانده است. برای بررسی این قرارداد و زوایای مختلف آن به سراغ دکتر مهدی عسلی، کارشناس ارشد اقتصاد انرژی و مدیر سابق امور اوپک و روابط با مجامع انرژی رفته‌ایم. دکتر عسلی در این گفت‌وگو مزایای مختلف قرارداد با توتال اعم از مزایای اقتصادی و سیاسی را برشمرد و بر این باور است که همه دولت‌های آینده ناگزیر به جذب سرمایه در صنعت نفت و گاز کشور هستند و این خود تضمینی برای اجرایی شدن این قرارداد در سال‌های آتی است. وی نرخ بازدهی این سرمایه‌گذاری را برای کنسرسیوم حدود 5 /4 تا 6 درصد می‌داند و بر این باور است که این نرخ با توجه به ریسک‌های کنونی کشور و منطقه منصفانه و مناسب است. دکتر عسلی یکی از عوامل پذیرش ریسک از سوی توتال را الگوی جدید قراردادهای نفتی می‌داند که شرایط مناسب‌تری برای حضور شرکت‌های خارجی در صنعت نفت ایران فراهم کرده است.

♦♦♦

اجرایی شدن این قرارداد چه مزایایی برای کشور دارد؟

هدف این قرارداد تولید حداکثری و پایدار روزانه حدود 56 میلیون متر‌مکعب گاز طبیعی از منابع میدان گازی فراساحلی مشترک پارس جنوبی و انتقال آن به خشکی است. برآورد می‌شود با اجرای این طرح طی 20 سال از این میدان مشترک 335 میلیارد متر‌مکعب گاز طبیعی غنی تولید شود که از این حجم گاز غنی حدود 290 میلیون بشکه میعانات گازی، 14 میلیون تن گاز مایع، 12 میلیون تن اتان و دو میلیون تن گوگرد به همراه 315 میلیارد متر‌مکعب گاز سبک شیرین به دست خواهد آمد. با فرض متوسط قیمت 50‌دلاری برای هر بشکه نفت در 20 سال آینده ارزش میعانات و گازهای مایع همراه تولیدی حدود 23 میلیارد دلار و با فرض 10 سنت برای هر متر‌مکعب گاز طبیعی حدود 31 میلیارد دلار ارزش و در مجموع حدود 54 میلیارد دلار خواهد بود. ارزش دیگر تولیدات میدان فاز 11 پس از خاتمه دوره 20‌ساله قرارداد حدود 30 میلیارد دلار برآورد شده است، یعنی جمعاً 84 میلیارد دلار از ابتدا تا پایان بهره‌برداری از فاز 11 پارس جنوبی درآمد عاید کشور می‌شود.

قرارداد با توتال چه پیامی برای آمریکا دارد؟

از آنجا که این قرارداد اولین قرارداد با شرکت‌های خارجی تحت چارچوب IPC است، حالت سمبلیک داشته و پایه و اساسی برای مقایسه با قراردادهای بعدی و نیز شاهدی بر پایان دوران تحریم‌های بین‌المللی علیه ایران است. این که یکی از شرکت‌های بزرگ بین‌المللی نفت، به‌رغم تجدید تحریم‌های دولت آمریکا حاضر به سرمایه‌گذاری بلندمدت در کشور شده‌اند بسیار حائز اهمیت است. از سویی مطابق با مفاد قرارداد توتال و شرکت ملی نفت چین می‌توانند جبران خدمات خود در اجرای پروژه را به صورت نقد یا میعانات گازی (کاندنسیت) دریافت کنند. از آنجا که مراودات مالی کشور با سیستم مالی و بانکی بین‌المللی هنوز کاملاً به صورت عادی برنگشته است، به‌نظر می‌رسد این تمهیدی موفق برای دور زدن تحریم‌های بانکی آمریکا بوده است. هر دو شرکت توتال و CNPC از تجربیات زیادی در اجرای این نوع از پروژه‌ها برخوردارند.

واکنش رقیب قطری ایران در میدان مشترک پارس‌ جنوبی به این قرارداد چه بوده و چه نتیجه‌ای می‌تواند در پی داشته باشد؟

از آنجا که میدان عظیم گازی پارس جنوبی با قطر مشترک است، قطر 24 ساعت پس از امضای قرارداد گازی ایران با توتال و CNPC اعلام کرده است که در‌صدد افزایش تولید گاز در بخش این کشور است. میزان این افزایش تولید حدود 110 میلیون متر‌مکعب در روز (چهار میلیارد فوت مکعب در روز) اعلام شده است. در صورتی‌که این توسعه در جانب قطر تحقق یابد این کشور خواهد توانست فاصله تولید خود نسبت به ایران را برای یکی دو سال آینده حفظ کند هر‌چند تا سال 2020 میلادی انتظار می‌رود تولید ایران در این میدان عظیم گازی از قطر پیشی گیرد.

طرح توسعه فاز 11 با طرح توسعه دیگر فازهای پارس‌ جنوبی چه تفاوتی دارد؟

عملیات فاز دوم کلیدی‌ترین بخش این پروژه است و برای اولین بار در کشور و در خاورمیانه انجام خواهد شد. این عملیات شامل یک یا دو سکوی (حسب نتایج مطالعات آتی) فشارافزایی با ظرفیت دو میلیارد فوت مکعب استاندارد در روز جهت تقویت فشار سیال تولیدی از سکوهای فاز ۱۱ پس از افت فشار مخزن در سال‌های آتی است. سکوی فشار‌افزایی اشاره‌شده دارای وزنی حدود ۲۰ هزار تن است. با شروع کاهش تولید از سایر فازهای پارس جنوبی، اجرای طرح مشابه و ساخت سکوهای فشارافزایی برای سایر فازهای پارس‌ جنوبی نیز یک ضرورت خواهد بود و از این منظر، اجرای این بخش از طرح در کشور و کسب دانش فنی ساخت این سکو، یک دستاورد مهم و حیاتی برای توسعه آتی میدان پارس جنوبی است.

مدل مالی این قرارداد را شما چگونه ارزیابی می‌کنید، چه تفاوتی با مدل مالی قراردادهای قبلی ایران (بیع متقابل) دارد؟

برآورد هزینه مستقیم این طرح ۴۸۷۹ میلیون دلار است. در این قرارداد طرف دوم (مشارکت توتال و همکاران) موظف به تامین تمامی منابع مالی مورد نیاز اعم از مستقیم و غیرمستقیم برای اجرای پروژه است و شرکت ملی نفت ایران تا پیش از آغاز تولید از میدان هیچ مبلغی به طرف دوم پرداخت نخواهد کرد. شروع بازپرداخت به پیمانکار، تنها منوط به آغاز تولید از میدان و از محل بخشی از تولید آن است. بازپرداخت اصل هزینه سرمایه مستقیم طرف دوم، ۱۰‌ساله خواهد بود که در مقایسه با قراردادهای پیشین بیع متقابل (با دوره بازپرداخت چهار تا شش‌ساله) یک دستاورد مهم محسوب می‌شود. میزان پرداخت دستمزد به پیمانکار در هر سال، وابسته به مقدار تولید از میدان است. پرداخت هزینه بهره‌برداری و هزینه سرمایه‌ای غیرمستقیم به صورت جاری خواهد بود. تمامی هزینه‌های فوق‌الذکر باید بر اساس برنامه و بودجه عملیاتی سالانه انجام شده و بازپرداخت آنها منوط به اخذ تاییدیه‌های لازم از شرکت ملی نفت ایران است.

نرخ بازدهی سرمایه در این قرارداد به چه شکل است؟

بر اساس اظهارات مقامات وزارت نفت بازدهی سرمایه‌گذاری طرف‌های خارجی در 20 سال قرارداد از 12 میلیارد دلار تجاوز نخواهد کرد که اگر میزان سرمایه‌گذاری اولیه را پنج میلیارد دلار در نظر بگیریم، نرخ بازدهی این سرمایه‌گذاری حدود 5 /4 تا 6 درصد خواهد بود که در شرایط موجود ریسک‌های کشوری و منطقه خاورمیانه کاملاً منصفانه به نظر می‌رسد.

یکی از دغدغه‌هایی که در زمان تنظیم الگوی قراردادها مطرح بود، انتقال فناوری به داخل کشور و به‌کارگیری توان داخلی در اجرای قراردادها بوده است. به اعتقاد شما آیا این مساله در قرارداد فاز 11 دیده شده است؟

اجرای این طرح با حداکثر ساخت داخل همراه است. چرا که علاوه بر وجود شریک ایرانی (پتروپارس) در سازمان اجرایی طرف دوم قرارداد، طرف خارجی موظف به اجرای قانون «حداکثر استفاده از توان تولیدی و خدماتی در تامین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات» مصوب ۶ شهریورماه ۱۳۹۱ است و بیشتر از این موارد، پیمانکار موظف به انجام تحقیق و توسعه مشترک در زمینه فناوری‌های ازدیاد برداشت با مراکز تحقیقاتی ایران است. در این پروژه راه‌های انتقال فناوری پیشرفته به شرکت ملی نفت ایران و سایر شرکت‌های ایرانی فعال در بخش نفت و گاز نیز لحاظ شده است. این انتقال فناوری هم از طریق ارتقای قابلیت‌های شرکت پتروپارس در زمینه‌های مهندسی و مدیریت مخزن و مدیریت دارایی‌ها و تامین مالی پروژه‌ها و هم از طریق ارتقای ظرفیت‌های تحقیقاتی و دانشگاهی پژوهشکده ازدیاد برداشت و نیز بهره‌گیری از حداکثر توان پیمانکاران و شرکت‌های داخلی خواهد بود.

با توجه به عملکرد ضعیف شرکت ملی چین در برخی پروژه‌های نفتی کشور، حضور این شرکت در قرارداد فاز 11 چه مزیتی دارد؟

در سال 2004 میلادی کنسرسیومی از توتال و پتروناس مالزیایی قرار بود این پروژه را انجام دهند که با تشدید تحریم‌های بین‌المللی کار ناتمام ماند و توتال در سال 2008 ایران را ترک کرد. سپس شرکت CNPC در سال 2009 به جای توتال برگزیده شد اما در سال 2012 به دلیل فقدان پیشرفت کار از کنسرسیوم گازی وقت کنار گذاشته شد. به نظر می‌رسد از عملکرد ضعیف این شرکت چینی در فاز 11 پارس جنوبی و سپس در توسعه میدان نفتی آزادگان چشم‌پوشی شده است. این تصمیم با توجه به سهم چین در صادرات کنونی نفت ایران و اهمیت بالقوه آن کشور برای همکاری‌های آینده اقتصادی کشور قابل توجه است.

 به اعتقاد شما آیا تغییر الگوی قراردادها در امضای قرارداد با توتال موثر بوده است؟

بدون شک اصلاحاتی که در قراردادهای IPC نسبت به قراردادهای بیع متقابل ایجاد شده است در امضای این قرارداد و بازگشت توتال به ایران بی‌تاثیر نبوده است. آقای پاتریک پویان، مدیر‌عامل توتال امتیاز قراردادهای جدید نسبت به بیع متقابل را تایید کرده و اظهار داشته است که قراردادهای جدید این امکان و انگیزه را به توتال می‌دهد که کارشناسان خبره خود را به پروژه آورده و تولید صیانتی از گاز ایران انجام دهند.

امکان مشارکت با این شرکت فرانسوی در چه بخش‌های دیگری از اقتصاد کشور وجود دارد؟

توتال برای سرمایه‌گذاری در بخش پتروشیمی و نیز توسعه میدان عظیم نفتی آزادگان نیز اظهار علاقه کرده است. سال گذشته این شرکت یک تفاهمنامه با ایران برای تاسیس یک پالایشگاه اتان و نیز مطالعه میدان نفتی آزادگان امضا کرده است. برای مشارکت شرکت‌های خارجی در میدان آزادگان انجام تشریفات مناقصه یا مزایده که امسال (2017) انجام خواهد شد در نظر گرفته شده است.

چه شد که توتال از همه تردیدها و ریسک‌ها عبور کرد و قرارداد با ایران بر سر توسعه فاز 11 را به امضا رساند؟ در واقع قرارداد برای توتال چه جذابیتی داشت؟

مدیر‌عامل توتال اعلام کرده که اولویت آنها در ایران گاز و پتروشیمی است. در کمتر جایی در دنیا منابع گازی عظیم و مستقلی نظیر منابع گاز پارس جنوبی وجود دارد و سرمایه‌گذاری در بخش بالادستی میادین گاز پارس جنوبی به لحاظ ساختار هزینه و دسترسی به بازار به صرفه است. طبیعی است توتال که در‌صدد افزایش سرمایه‌گذاری در گاز است به سرمایه‌گذاری در پارس جنوبی که با آن آشنایی قبلی نیز دارد علاقه نشان دهد. اگر توتال بخواهد در صنعت پتروشیمی ایران سرمایه‌گذاری کند منطقی است که ابتدا در صنعت گاز ایران وارد شده و  در مراحل بعد در پتروشیمی هم سرمایه‌گذاری سودآور کنند. از سوی دیگر بهبود چارچوب قراردادها را که نسبت به قراردادهای بیع متقابل بلندمدت‌تر شده و انگیزه بیشتری را برای سرمایه‌گذاران خارجی ایجاد می‌کنند می‌توان در جلب سرمایه‌گذاری توتال موثر دانست. مدیر‌عامل توتال نیز در مصاحبه اخیر خود به این نکته اشاره کرده بود که ویژگی‌های قراردادهای IPC اجازه می‌دهد توتال متخصصان خود را به ایران آورده و تولید صیانتی گاز انجام دهند. یک قرارداد 20‌ساله برای سرمایه‌گذاری در بخش بالادستی گاز پارس جنوبی با این مشخصات که قابل تمدید هم هست طبعاً جذابیت‌های زیادی دارد که به‌رغم ریسک‌های سرمایه‌گذاری در منطقه و ریسک تحریم‌های ‌آمریکا توتال را تشویق به سرمایه‌گذاری در ایران کرد.

 سیاست‌های کلی شرکت توتال در امضای این قرارداد چه تاثیری داشته است؟

به‌طور کلی رشد تقاضا برای گاز در مرحله ‌گذار انرژی یعنی در  20  تا 30 سال آینده بیشتر از سایر حامل‌های انرژی فسیلی یعنی نفت و زغال‌سنگ خواهد بود و توتال نیز علاقه‌مند است جای پایی در منابع عظیم گازی منطقه داشته باشد که با سرمایه‌گذاری در گاز قطر و ایران این هدف بلندمدت را پیگیری می‌کند.

آیا این قرارداد می‌تواند به عنوان سد‌شکن ورود سرمایه به ایران در دوران پسابرجام عمل کند؟

مسلماً تاثیر مثبتی خواهد داشت و نشانه‌های آن بلافاصله با اظهار علاقه هندی‌ها برای بازگشت به میدان گازی فرزاد (ب) با بهبود پیشنهادهای قبلی خود مشاهده می‌شود. هندی‌ها پیشنهادهای خوبی برای توسعه میدان گازی فرزاد (ب) و نیز ایجاد تسهیلات تولید LNG و صادرات آن به هندوستان ارائه داده‌اند که امید می‌رود با ایجاد یک کنسرسیوم قراردادی برای میدان فرزاد (ب)، کار توسعه و تولید گاز از این میدان نیز شروع شود. شرکت هندی OVL قبول کرده است که شش میلیارد دلار برای توسعه میدان گازی سرمایه‌گذاری کرده و پس از آن نیز پنج میلیارد دلار برای ایجاد تسهیلات صادرات LNG سرمایه‌گذاری کنند. هند سال گذشته میلادی 2 /17 میلیون تن LNG وارد کرده که 60 درصد آن از امیر‌نشین قطر بوده است. طبعاً هند مایل است مبادی واردات گاز خود را تنوع بخشد. از سویی ایجاد تاسیسات تولید و صادرات گاز مایع (LNG) در کشور ما به دلیل تحریم‌های بین‌المللی عملاً کنار گذاشته شده بود، بنابراین انجام این پروژه برای ایران فواید قابل توجهی خواهد داشت.

وزیر نفت بر این باور است که بیش از 70 درصد از نیاز 200 میلیارد‌دلاری صنعت نفت ظرف پنج سال آینده باید از سوی سرمایه‌گذار خارجی تامین شود. به نظر شما کشور چه پتانسیل‌هایی برای جذب این مقدار از سرمایه از خارج کشور دارد؟

رقم 200 میلیارد دلار برای فعالیت‌های بالادستی و پایین‌دستی نفت و گاز از جمله صنعت پتروشیمی کشور است. سود‌آور بودن این فعالیت‌ها به دلیل هزینه پایین تولید نفت و گاز در کشور طبعاً انگیزه زیادی در دنیا برای سرمایه‌گذاری در این بخش‌های اقتصادی ایران ایجاد می‌کند. مسلماً با بهبود روابط بین‌المللی کشور و کاهش ریسک سرمایه‌گذاری در ایران، جریان سرمایه‌گذاری به کشور می‌تواند افزایش یابد و جذب متوسط 15 میلیارد دلار در سال برای سرمایه‌گذاری در بالادستی و پایین‌دستی نفت و گاز دور از دسترس نخواهد بود.

  اجرایی شدن قراردادهای جذب سرمایه با چه موانع و چالش‌هایی مواجه است؟

کارشکنی‌های مخالفان سیاسی دولت در داخل، رقبای ایران در منطقه از طریق افزایش ریسک سرمایه‌گذاری در ایران و اقدامات غیر‌دوستانه دولت آمریکا برای توسعه تحریم‌های خود علیه کشور و ایجاد چالش برای سایر سرمایه‌گذاران بین‌المللی در اقبال به سرمایه‌گذاری در بخش نفت و گاز ایران را می‌توان از جمله موانع و چالش‌های پیش‌رو دانست. 

  چه ضمانتی برای پایبندی دولت‌های آینده به این توافق وجود دارد؟

اجرای این پروژه‌ها به نفع کشور است و ضرورت افزایش تولید نفت و  گاز در میادین مشترک نفت و گاز کشور را هیچ‌کس نمی‌تواند انکار کند. بنابراین هر دولتی در آینده سر کار بیاید ناگزیر از جذب سرمایه‌گذاری خارجی برای توسعه این میادین است و مخالفت با این روند منجر به کاهش درآمد دولت و مشکلات اقتصادی بیشتر در کشور می‌شود. بنابراین اگر دولتی در آینده غیر از این جهت را دنبال کند طبعاً با  مخالفت مراکز سیاسی و تصمیم‌گیری کشور و نارضایتی مردم و فعالان اقتصادی مواجه خواهد بود. به نظر می‌رسد منافع  بارز و قابل توجه کشور در اجرای این پروژه‌ها ضمانت اجرایی آنهاست.