جزییات نخستین قرارداد جدید نفتی در پساتحریم؛ از جذب سرمایه تا انتقال فناوری

ارزش قرارداد توسعه فاز 11 پارس جنوبی چهار میلیارد و ٨٠٠ میلیون دلار است که با به ثمر رسیدن آن، روزانه 56 میلیون مترمکعب (معادل 2 میلیارد فوت مکعب) به ظرفیت برداشت ایران از میدان گازی پارس جنوبی مشترک با قطر افزوده می‌شود.

با توجه به اینکه این قرارداد، نخستین قرارداد در قالب مدل جدید قرادادهای نفتی است که پس از لغو تحریم ها به امضا می رسد، دارای اهمیت زیادی است.

**روند امضای قرارداد

به گزارش پایگاه اطلاع رسانی شرکت ملی نفت ایران، با توجه به ضرورت توسعه فاز میدان مشترک گازی پارس جنوبی، مذاکرات با شرکت توتال برای توسعه و بهره برداری فاز 11 پارس جنوبی در قالب قراردادهای جدید نفتی ایران از اوایل اردیبهشت ماه سال 1395 آغاز شد.

توافق‌نامه اصولی توسعه فاز 11 پارس جنوبی نیز در هجدهم آبان پارسال میان شرکت ملی نفت ایران و کنسرسیومی متشکل از شرکت‌های توتال فرانسه، شرکت ملی نفت چین (سی.ان.پی.سی- CNPC) و شرکت پترو پارس ایران، امضا شد.

در نهایت، «علی کاردر» مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران، «پاتریک پویان» مدیرعامل شرکت نفتی توتال فرانسه، «لو» مدیرعامل شرکت ملی نفت چین (اینترنشنال) و «عزت الله اکبری» مدیرعامل شرکت پتروپارس، قرارداد نهایی توسعه فاز 11 پارس جنوبی را پس از نهایی کردن محورهای قرارداد امضا کردند.

این قرارداد شامل یک متن و 14 پیوست است که جزییات طرح توسعه فاز 11 پارس جنوبی را مشخص می کند.

**مراحل قانونی عملیاتی کردن قرارداد

عقد این قرارداد به استناد ماده 11 قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مصوب نوزدهم اردیبهشت ماه 1391 مجلس شورای اسلامی، با کسب مجوز از وزیر نفت، فقط با رعایت آیین نامه معاملات شرکت ملی نفت ایران انجام شده است.

همچنین مصوبه هیات تطبیق قراردادهای نفتی در خصوص مغایرت نداشتن قرارداد با مصوبه هیات وزیران درباره شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز اخذ شده است.

تاییدیه وزیر نفت درباره کلیات قرارداد (شامل قیمت، مدت و اعمال شرایط عمومی) به استناد تبصره ماده 39 قانون اساسنامه شرکت ملی نفت ایران و مصوبه هیات وزیران نیز وجود دارد.

**اهداف این قرارداد

این طرح با هدف تولید حداکثری و پایدار روزانه 2 میلیارد فوت مکعب (برابر با حدود 56 میلیون مترمکعب) گاز غنی ترش از منابع بخش فراساحل فاز 11 میدان گازی مشترک پارس جنوبی و انتقال آن به خشکی اجرا می شود.

با اجرای این طرح برآورد می شود در 20 سال دوره قرارداد 335 میلیارد مترمکعب گاز طبیعی غنی و ترش از این میدان مشترک تولید شود که از این گاز غنی ترش می توان حدود 290 میلیون بشکه میعانات گازی، 14 میلیون تن گاز مایع، 12 میلیون تن اتان و 2 میلیون تن گوگرد به همراه 315 میلیارد مترمکعب گاز سبک شیرین تولید کرد.

**الزام توتال به انتقال فناوری

بر اساس تعهد پیمانکار در قرارداد، اجرای این طرح با حداکثر ساخت داخل همراه است.

افزون بر وجود شریک ایرانی (پتروپارس) در سازمان اجرایی طرف دوم قرارداد، وی موظف به اجرای قانون «حداکثر استفاده از توان تولیدی و خدماتی در تامین نیازهای کشور و تقویت آن ها در امر صادرات» مصوب ششم شهریورماه 1391 است.

همچنین، پیمانکار موظف به انجام تحقیق و توسعه مشترک در زمینه فناوری‎های ازدیاد برداشت با مرکزهای تحقیقاتی ایران است.

مشارکت طرف قرارداد، موظف به انتقال فناوری در چهار سطح است:

الف- ارتقای توان شریک داخلی مشارکت طرح قرارداد یعنی شرکت «پتروپارس» که اصول و چگونگی آن در جی.ای. وی ( JVA) میان طرف ها با تایید شرکت ملی نفت ایران مشخص می شود.

بر این اساس، راهکارهای مورد نیاز برای ارتقای ظرفیت‎ها و قابلیت‌های طرف ایرانی (شرکت پتروپارس) در زمینه های مربوط به مهندسی و مدیریت مخزن، مدیریت پروژه های بزرگ گازی و مدیریت دارایی ها و تامین مالی را باید به روشنی تعیین تکلیف کنند.

شرکت ملی نفت ایران نیز بر اجرای مفاد قرارداد میان اعضای مشارکت، نظارت کامل خواهد داشت.

ب- سطح دیگر انتقال فناوری، رشد ظرفیت‌های تحقیقاتی و دانشگاهی پژوهشکده ازدیاد برداشت (وابسته به وزارت نفت) زیر نظر شرکت ملی نفت ایران است.

بر این اساس، برای برگزاری دوره‌های آموزشی حرفه ای، اجرای طرح های تحقیقاتی مشترک، توسعه آزمایشگاه‌های تحقیقاتی و تبادل نیرو، قرارداد همکاری منعقد می شود.

ج- بر بهره گیری از حداکثر توان پیمانکاران و شرکت های داخلی با هدف انتقال فناوری تاکید شد.

د- سطح دیگر انتقال فناوری، ارتقای توان فناورانه و مدیریتی شرکت ملی نفت ایران است.

برای انتقال فناوری و استفاده حداکثری از توان داخل، در صورت تحقق نیافتن کمینه میزان کالا و خدمات خریداری شده از داخل از سوی پیمانکاران برنده شده در مناقصات، این پیمانکاران موظف به پرداخت جریمه می شوند.

**حفظ حاکمیت ملی بر مخزن گازی و تاسیسات

در این قرارداد تصریح شده مالکیت مخزن، هیدروکربورها استخراج شده و تاسیسات، همگی از ابتدا تا انتها متعلق به شرکت ملی نفت ایران (از طرف جمهوری اسلامی ایران) است.

**سهم اعضای کنسرسیوم بین المللی

بر اساس این قرارداد، یک کنسرسیوم بین المللی به رهبری توتال فرانسه ایجاد شده است که شاخه بین المللی شرکت ملی نفت چین و پتروپارس ایران اعضای دیگر آن را تشکیل می دهند.

سهم توتال به عنوان رهبر این کنسرسیوم در این قرارداد 50.1 درصد است.

شاخه بین المللی شرکت ملی نفت چین و پتروپارس ایران نیز به ترتیب 30 و 19.9 درصد سهم دارند.

**درآمدهای طرح

با فرض قیمت حدود 50 دلار برای هر بشکه نفت خام، بدون احتساب ارزش گاز شیرین، ارزش سایر محصولات قابل استحصال در طول دوره قرارداد بالغ بر 23 میلیارد دلار می شود.

ارزش گاز سبک شیرین تولیدی نیز با فرض هر مترمکعب 10 سنت دلار بالغ بر 31 میلیارد دلار می شود و در مجموع بر اساس قیمت‌های فعلی حامل‌های انرژی در بازار بین‌المللی، ارزش محصولات این طرح در طول دوره قرارداد برابر با 54 میلیارد دلار آمریکاست.

البته باید توجه کرد درآمد دولت از اجرای این طرح منحصر به دوران قرارداد نبوده و برآورد می شود ارزش تولیدات این میدان پس از پایان قرارداد (با قیمت‌های فرض شده حدود 50 دلار) بالغ بر 30 میلیارد دلار شود که در نتیجه درآمد کشور از اجرای این طرح، از 84 میلیارد دلار با قیمت‌های کنونی نفت خام فراتر خواهد رفت.

**مراحل اجرای طرح

این طرح دارای 2 بخش است که بخش اول، شامل حفاری 30 حلقه چاه (2 حلقه توصیفی و 28 حلقه توسعه ای) 2 سکوی تولیدی هر یک با 15 حلقه چاه جهت تولید 2 میلیارد فوت مکعب گاز (حدود56 میلیون مترمکعب) در روز و تاسیسات مربوط و دو رشته خط لوله 32 اینچ جمعا به طول 270 کیلومتر است.

بخش دوم طرح شامل سکوی فشارافزایی برای حفظ تولید از این میدان است که جزو فناوری‎های پیچیده و منحصر به فرد در منطقه است و اهمیت اقتصادی بسیار زیادی دارد.

**زمان بندی اجرای طرح

مطابق زمانبندی پیش بینی شده، 40 ماه پس از امضای قرارداد، تولید اولیه از میدان آغاز می شود.

با توجه به پیچیدگی ساخت تاسیسات فشارافزایی در فاز دوم، 36 ماه زمان برای مطالعه و آماده سازی و 60 ماه زمان برای ساخت سکو در نظر گرفته شده است.

** هزینه اجرای طرح

برآورد هزینه مستقیم این طرح چهار میلیارد و 879 میلیون دلار است.

در این قرارداد طرف دوم (مشارکت توتال و همکاران) موظف به تامین همه منابع مالی مورد نیاز (اعم از مستقیم و غیرمستقیم) برای اجرای طرح است و شرکت ملی نفت ایران تا پیش از آغاز تولید از میدان هیچ مبلغی به طرف دوم پرداخت نمی کند.

آغاز بازپرداخت به پیمانکار، فقط منوط به آغاز تولید از میدان و از محل بخشی از تولید آن است.

** شیوه بازپرداخت

بازپرداخت اصل هزینه سرمایه مستقیم طرف دوم، 10 ساله است که در مقایسه با قراردادهای پیشین بیع متقابل (با دوره بازپرداخت چهار تا 6 ساله) یک دستاورد مهم خواهد بود.

میزان پرداخت دستمزد به پیمانکار در هر سال، وابسته به مقدار تولید از میدان است. پرداخت هزینه بهره برداری و هزینه سرمایه ای غیرمستقیم به صورت جاری خواهد بود.

همه هزینه های اشاره شده، باید بر اساس برنامه و بودجه عملیاتی سالیانه انجام شود و بازپرداخت آن‌ها منوط به اخذ تاییدیه های لازم از شرکت ملی نفت ایران است.

**ساخت سکوهای فشار افزا برای نخستین بار در خاورمیانه

عملیات فاز دوم که کلیدی ترین بخش این طرح است و برای نخستین بار در خاورمیانه انجام می شود، شامل یک یا دو سکوی فشارافزایی (حسب نتایج مطالعات آتی) با ظرفیت 2 میلیارد فوت مکعب استاندارد در روز برای تقویت فشار سیال تولیدی از سکوهای فاز 11 پس از افت فشار مخزن در سال های آتی است.

سکوی فشار افزایی اشاره شده دارای وزنی حدود 20 هزار تن است.

با آغاز 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.

**توجه به نکات زیست محیطی

از منظر زیست محیطی، با استفاده از گاز طبیعی حاصل از اجرای این طرح و جایگزینی آن با انواع سوخت‌های مایع، برآورد می شود سالیانه حدود 21 میلیون تن دی اکسید کرین و 1380 تن مونوکسید کربن ناشی از احتراق سوخت‎های فسیلی کاهش یابد.

همه استانداردهای زیست محیطی در اجرا و بهره برداری از طرح منظور شده است.

**پایان کار توسعه پارس جنوبی

فاز 11، آخرین فاز پارس جنوبی به شمار می رود که هنوز وضعیت توسعه آن مشخص نشده بود و پیمانکاران و شرکت های داخلی و بین المللی که مسئولیت توسعه آن را برعهده داشته اند، تاکنون نتوانسته بودند به تعهدات خود عمل کنند.

توسعه فاز 11 در سال های گذشته به سرانجام نرسید. شرکت های متعدد اروپایی، آسیایی و حتی ایرانی قرار بود توسعه این فاز را عهده دار شوند اما کار را به انجام نرساندند.

سایر فازهای پارس جنوبی در سال های گذشته، تعیین تکلیف شده اند، برخی از فازها به بهره برداری رسیده و سایر فازها در مرحله راه اندازی یا توسعه قرار دارند اما فاز 11 به دلایل مختلف، همواره بلاتکلیف باقی مانده بود.

بدین ترتیب با امضای قرارداد توسعه فاز 11، تکلیف روند توسعه همه فازهای پارس جنوبی مشخص شده است.