تحقق 52 درصدی بیع متقابل برای ایران

به گزارش ميزنفت ، متأسفانه با وجود سپري شدن بيش از 20 سال از انعقاد اولين قرارداد بيع­ متقابل، همچنان تنظيم­ كنندگان اين قراردادها تمايل دارند تا عملكرد آن را مخفي نگه داشته و صرفاً با بيان يكسري ارقام كلي در خصوص جذب سرمايه ­گذاري خارجي و درآمد حاصله از آن نواقص و كاستي هاي آن را بپوشانند.

در این گزارش سعی شده است در راستای مستندسازی تجارب مفید و ارزشمند حاصل شده از اجرای این قراردادها و مد نظر قراردادن این تجارب در تدوین و انعقاد قراردادهای جدید نفتی، مختصرا عملکرد این قراردادها به بوته نقد گذاشته شود.

بررسی عملکرد قراردادهای بیع متقابل حاکی از آن است که تنها نسل اول قراردادهای توسعه به مرحله اجرا درآمده است و از میان نسل سوم قراردادهای بیع متقابل نیز تنها میدان یادآوران به پیمانکار خارجی واگذار شده است. به طور کلی در نسل اول قرادادهای توسعه بیع متقابل، 16 پروژه بالادستی به پیمانکاران مختلف همچون توتال، شل، انی و سایر شرکت‌های خارجی و داخلی واگذار شد که هدف آن دستیابی به افزایش تولید 1006 هزار بشکه در روز بود اما همانطور که در جدول زیر مشاهده می‌شود، در دوره مورد بررسی نتایج نشان می‌دهد متأسفانه در خوشبینانه‌ترین حالت، تنها 58 درصد از سطح تولید مذکور محقق شده است.






از میان میادین واگذار شده تنها میدان دارخوین و بلال به سطح پلتو قرارداد رسیده‌اند. در مابقی پروژه‌ها تولید تحقق‌یافته یا به سطح پلتو نرسیده‌اند و یا پس از دوره آزمایشی 21 روزه به سرعت کاهش یافته‌اند.


میادین سلمان، فروزان و اسفندیار، نصرت و فرزام نیز اساسا توسعه پیدا نکرده‌اند و میدان آزادگان جنوبی نیز توسط شرکت مناطق نفت‌خیز جنوب توسعه یافته است.

میدان مسجد سلیمان نیز تنها دو ماه در سطح پلتو باقی مانده است و سپس ظرف حدودا یکسال تولید آن کاملا متوقف شده است. به‌گونه‌ای که تولید انباشتی این میدان در طول دوره اجرای طرح بیع‌متقابل تنها 3/7 درصد تولید انباشتی پیش‌بینی شده در طرح جامع توسعه میدان بوده است.

طبق نمودار زیر در سال‌های گذشته هیچ‌گاه تولید ناشی از پروژه‌های بیع متقابل از 350 هزار بشکه در روز فراتر نرفته است و تولید انباشتی به دست آمده برابر با 1329 میلیون بشکه بوده است که تنها 52 درصد از هدف در نظر گرفته شده را پوشش می‌دهد.





همچنین بررسی‌ها نشان از عدم رعایت موازین تولید صیانتی در قراردادهای بیع ­متقابل دارد. به نظر می‌رسد به دلیل مشکلات ساختاری در قراردادهای بیع متقابل انگیزه کافی برای تولید صیانتی و حداکثری توسط پیمانکار خارجی وجود نداشته است و در بسیاری از موارد پیمانکار به دنبال رساندن هر چه سریع‌تر میدان به سطح پلتو قراردادی در دوره زمانی 21 روزه بوده تا بدین وسیله بازپرداخت هزینه‌ سرمایه‌ای و پاداش خود را محقق کند به‌گونه‌ای که در میدان سیری A و E امکان رسیدن تولید به مقادیر توافق شده نبوده است و به همین دلیل نسبت گاز به نفت بعضی از چاه‌ها در سال‌های انتهایی اجرای پروژه بسیار بالا رفته و مخزن قدت ادامه تولید را نداشته است. در میدان سروش و نوروز نیز تولید زودهنگام فراتر از متوسط تولید در توافقات بوده است و نظارت کافی بر میزان و سقف تولید از چاه‌ها و تعداد چاه‌های حفر شده وجود نداشته است.

همچنین موضوع جمع‌آوری گازهای همراه در قراردادهای نسل اول توسعه اساسا مورد تأکید قرار نگرفته است و به عنوان مثال در میدان فروزان و سیری به ترتیب روزانه 198 و 100 میلیون فوت مکعب گاز همراه نفت سوزانده شده است. لذا یک نکته اساسی که باید در متن قراردادهای آتی مورد توجه قرار گیرد توجه بیشتر به این مسئله است تا بتوان همانند تجربیات موفق در این زمینه (همچون میدان دارخوین) پیمانکار را ملزم به جمع آوری و در صورت امکان تزریق گاز همراه به میدان کرد.

متأسفانه در قراردادهای جدید نیز توجه کافی به این مسئله نشده است و محل مصرفی برای گاز همراه تولیدی پیش‌بینی نشده است. به‌گونه‌ای که از میان میادین مناطق نفت‌خیز جنوب که قابلیت تزریق دارند، تنها سه میدان نفتی معرفی شده است. لذا احتمال افزایش چند برابری حجم گاز سوزانده شده (فلر) به خصوص در منطقه اروندان بسیار بالا است.

استفاده از توان داخلی و ظرفیت‌های فنی و مهندسی موجود در پروژه‌های بیع متقابل به درستی صورت نگرفته است. در میادین سروش و نوروز پيمانکار براي بالابردن مبلغ قرارداد و رسيدن هر چه سريع‌تر به هدف تداوم توليد در 21 روز (از دوره 28 روزه)، اقدام به حفر چاه‌هاي اضافي و نصب تأسيسات جديد سرچاهي کرده و از تأسيسات و چاه‌هاي قبلي استفاده نکرده است. در میدان درود نیز وضعیت مشابهی وجود داشته است.

در میادین سلمان، نصرت و فرزام و فروزان و اسفندیار که هر سه پروژه به صورت تکلیفی به پیمانکار دولتی پتروایران واگذار شده است، پیشرفت چندانی رخ نداده است. وضعیت در سایر میادین واگذار شده به شرکت‌های ایرانی همچون میدان گازی لاوان به سپهر انرژی بانک صادرات، میدان نفتی آذر به شرکت مهندسی و ساختمانی صنایع نفت (OIEC) و صندوق بازنشستگی نفت صنعت نفت و یا میدان گازی کیش به شرکت پرل انرژی بانک ملت که همگی در سال‌های اخیر و در دوران عدم حضور شرکت‌های خارجی صورت گرفته است, بسیار بدتر است. توسعه این میادین یا به کندی پیش می‌رود و یا در بعضی موارد شرکت‌های ایرانی با صرف هزینه‌های چند میلیون دلاری کناره‌گیری کرده و پروژه متوقف شده است. لذا در چنین حالتی وجود توانمندی فنی و مالی کافی در شرکت‌های داخلی جهت همکاری با شرکت‌های بین‌المللی نفتی در قالب قراردادهای جدید نفتی ایران محل تأمل است.

اما مهمترین نواقص ساختاری قراردادهای بیع متقابل را می‌توان به طور خلاصه به صورت زیر برشمرد:

الف) کوتاه بودن طول دوره قرارداد و طول دوره آزمایشی جهت باقی‌ماندن تولید در سطح پلتو

ب) عدم توزیع مناسب ریسک‌های مختلف بین طرفین

ج) عدم ایجاد انگیزه مستقیم و غیر مستقیم برای استفاده و انتقال تکنولوژی پیشرفته

د) عدم تعامل مناسب بین کارفرما و پیمانکار در طول دوره اجرای قرارداد

و) عدم انعطاف‌پذیری قرارداد نسبت به قیمت نفت و هزینه‌های مربوطه

ه) مشخص نبودن امکانات و ظرفیت‌های داخلی موجود جهت استفاده در پروژه

ز) عدم وجود انگیزه کافی جهت صرفه‌جویی در هزینه‌های سرمایه‌ای و استفاده از ظرفیت‌های داخلی و در مقابل وجود ارتباط مستقیم میان پاداش پیمانکار و هزینه‌های سرمایه‌ای

ح) عدم نظارت کافی کارفرما بر پروژه و تصویب طرح جامع توسعه میدان پیشنهادی از سوی پیمانکار بدون بررسی وسیع میدان

بر اساس بررسی‌های صورت گرفته، در قراردادهای جدید نفتی ایران برخی از این نواقص برطرف گردیده است لیکن برخی نواقص و ابهامات قابل تأمل در ساختار این قراردادها وجود دارد که در گزارشات بعدی مورد بررسی کارشناسانه قرار خواهد گرفت.
 
 

دوشنبه ۵ بهمن ۱۳۹۴ ساعت ۰۹:۱۰