چرا منوچهری همه چیز را برعکس می خواند؟

امیر حسین تبیانیان/ غلامرضا منوچهری معاون مدیرعامل شرکت ملی نفت در مصاحبه اخیر خود با خبرگزاری فارس به موضوع مهم government take در قرارداد IPC اشاره داشته اند که به دلیل اهمیت این موضوع قصد بررسی بیشتر آن را در این یادداشت داریم. وی در این مصاحبه می گوید:«دعوای اصلی ما سر government take و company take است. سر مسائل دیگر دعوا وجود ندارد. دعوای government take هم بر سر درصد فی است که شما چه میزان می خواهید در هر بشکه بردارید و جمع بشکه های تولیدی چقدر است.»

همچنین در جایی دیگر عنوان می شود:«ببینید نفع ما و شرکت خارجی به هم گره خورده است. هر چه تولید تجمعی در میدان زیاد شود هر دو سود می بریم. سهم ما 80 درصد است و سهم او 20 درصد است. تولید که بالا بروند که سهم بیشتر را به او نمی دهیم. شرکت خارجی یک رقم کپکس دارد و از نفت تولیدی هم 10 یا 15 درصد را بابت فی پر برل بر می دارد. اصلا این حرف درست نیست که تولید بیشتر باعث منفعت بیشتر او می شود. از تولید بیشتر ما منفعت بیشتری می بریم.»

توضیح آن که بر اساس قرارداد IPC، از محل 50 درصد افزایش تولید صورت گرفته هزینه سرمایه ای (CAPEX)، هزینه های غیر سرمایه ای (non CAPEX) و هزینه بانکی مربوطه (BANK CHARGE)، به پیمانکار پرداخت می شود و علاوه بر این ها به ازاء هر بشکه نفت تولیدی (نسبت به خط پایه تخلیه توافق شده) حق الزحمه(Fee) نیز پرداخت می شود. هزینه سرمایه ای به صورت سالانه و در برنامه مالی عملیاتی مصوب کارگروه مشترک مدیریت تعیین می شود.
حال با توجه به توضیحات فوق و صحبت های آقای منوچهری چند سوال مطرح است:

1. در IPC اگر در دوره ی توسعه طبق برنامه مالی عملیاتی، هزینه های سرمایه ای مصوب کارگروه مشترک مدیریت صورت گرفت ولی برنامه تولیدی مصوب محقق نشد و تولیدی کمتر محقق شد، تمامی هزینه ها از جمله هزینه های سرمایه ای، از محل 50 درصد تولید محقق شده(کمتر از تولید مصوب) بازپرداخت می شود. مثلا اگر پیمانکار موظف بود در ازاء هزینه کرد دو میلیارد دلار، 100 هزار بشکه تولید محقق کند، ولی علی رغم صرف این مبلغ، 80 هزار بشکه محقق کرد، تمامی دو میلیارد دلار از محل 50 درصد همین 80 هزار بشکه بازپرداخت می شود. در نتیجه این کاهش تولید ممکن است قسمتی از بازپرداخت های پیمانکار به دلیل عدم کفایت تولید معوق شود که در این حالت اولا دوره بازپرداخت افزایش می یابد و حتی اتمام مدت قرارداد هم نمی تواند مانع این کار شود و ثانیا بازپرداخت های معوقه به همراه هزینه بانکی پرداخت می شود. بنابراین در این موضوع پیمانکار به هیچ وجه ریسک کاهش تولید را نمی پذیرد و از این بابت ضرری به او وارد نمی شود.

حال آقای منوچهری افزایش هزینه های سرمایه ای صورت گرفته در قبال تولید محقق نشده را چگونه در government take می بینید؟ به عبارت دیگر با کاهش تولید میدان، هم کشور و هم پیمانکار(به دلیل کاهش Fee) ضرر می کنند ولی با توجه به اینکه پیمانکار مستحق بازپرداخت تمامی هزینه ها شناخته شده است، government take کاهش می یابد؛ چگونه این کاهش را در قرارداد کنترل کرده اید؟

2. حق الزحمه(Fee) پرداختی به ازاء هر بشکه اضافه تولید نسبت به خط پایه تخلیه توافقی صورت می گیرد. حال سوال اصلی اینجاست که چگونه می خواهید یک خط پایه تخلیه را برای مخزن در یک دوره طولانی بیست ساله(مدت قرارداد) پیش بینی کنید؟ رفتار مخزن مشخص نیست و پیش بینی خط پایه تخلیه برای آن در دوره ای 20 ساله محال است. حال چه مشکلی ایجاد می شود؟

اگر در عمل خط پایه تخلیه مخزن بالاتر از خط پایه توافقی در قرارداد بود، شرکت نفت به ازاء بشکه هایی Fee پرداخت می کند که اصلا این بشکه های تولیدی ربطی به عملکرد پیمانکار ندارد. در واقع بشکه هایی به عنوان اضافه تولید به حساب پیمانکار شارژ می شود که پیمانکار در تولید آن ها نقشی نداشته است. بگذریم که با این رویکرد افزایش تولید با نگه داشت تولید به یک قیمت حساب می شود.

حال آقای منوچهری چگونه انحراف خط پایه تخلیه واقعی میدان از خط پایه تخلیه توافقی در قرارداد را در government take پیش بینی می کنید؟ اگر این دو خط پایه بر هم منطبق نبود چگونه کاهش government take را کنترل می کنید؟

3. فرمودید که سهم ما 80 درصد و سهم پیمانکار 20 درصد است. با این قطعیتی که شما فرمودید این گونه تصور می شود که در IPC، به صورت مشخص سهم پیمانکار از سود پروژه مشخص می شود و یا همانند قراردادهای بیع متقابل سقف ROR پیمانکار تعیین می شود. این در حالی است که نه در مصوبه هیات دولت و نه در آخرین نسخه پیش نویس این قرارداد، چنین موضوعی وجود نداشت. کما اینکه در صورت وجود چنین چیزی، یکی از اصلی ترین انتقادات به IPC حل می شد.

حال با توجه به اینکه اولا میزان هزینه کرد پیمانکار مشخص نیست، دوما میزان تولید در پلاتو و دوره ی آن توسط پیمانکار تضمین نمی شود، سوما سقف ROR برای پیمانکار در نظر گرفته نشده است، چهارما خط پایه تخلیه واقعی میدان مشخص نیست و با احتمال بالا با خط پایه توافق شده در روز انعقاد قرارداد منطبق نیست، چگونه سهم 80 درصدی از میدان برای کشور را با این قطعیت عنوان می کنید؟

با توجه به موارد عنوان شده بدیهی است چنین قراردادی صرفا برای مخازنی مناسب است که از عدم قطعیت های بالایی برخودار بوده و به هیچ  وجه ریسک های عملیاتی آن قابل کنترل نیست؛ به عبارت دیگر شرکت ملی نفت تا به حال نتوانسته نسبت به آن مخزن مسلط شود و برنامه های توسعه و تولید در نظر گرفته شده تا به حال با شکست مواجه شده است؛ لایه نفتی پارس جنوبی نمونه ی عینی این مخازن است. در نقطه ی مقابل میادین غرب کارون است که علی رغم تجارب موفق شرکت های دولتی و غیر دولتی در این منطقه و اشراف کامل نسبت به مخزن، در لیست واگذاری قرار گرفته است.

براین اساس به جناب آقای منوچهری که تاکید خاصی روی government take دارند، پیشنهاد می شود که این تیپ قراردادی با مشخصات خاص و امتیازات منحصر به فردی که برای پیمانکار در نظر گرفته شده است، فقط و فقط در تعدادی مشخص از میادین مشترک دریایی نظیر لایه نفتی پارس جنوبی و آب های عمیق دریای خزر مناسب است و در سایر مناطق نظیر غرب کارون استفاده از سایر روش ها به شدت government take را نسبت به IPC افزایش می دهد و IPC پر هزینه ترین راه برای توسعه و تولید در این میادین است. لذا استفاده از IPC در این میادین مغایر با منافع ملی است.

شنبه ۱۰ مهر ۱۳۹۵ ساعت ۰۹:۵۲