بالاخره پس از 17 سال، تکلیف فاز 11 پارس جنوبی هفته گذشته مشخص شد و این فاز مرزی بزرگترین میدان مشترک گازی جهان برای دومین بار به شرکت فرانسوی توتال رسید.

در واقع مدت‌ها پیش،‌ در سال 78 بود که شرکت ملی نفت ایران و شرکت توتال فرانسه برای توسعه بخش بالادستی فاز 11 پارس جنوبی و ساخت یک کارخانه حدود 10 میلیون تنی تولید LNG به توافق رسیدند و در نهایت در سال 79 تفاهم‌نامه‌ای بین دو طرف امضا شد.

پس از امضای این تفاهم نامه، شرکت پتروناس مالزی هم برای توسعه فاز 11 پارس جنوبی پیش قدم شد و با توافقی سه جانبه شرکت ملی نفت ایران 50 درصد، شرکت توتال فرانسه 40 درصد و پتروناس مالزی 10 درصد از سهام توسعه بخش بالادستی و تا پایین دستی فاز 11 پارس جنوبی را در اختیار گرفتند.

در سال 1385 و پس از انجام دنباله‌دار مطالعات مهندسی، پاکت‌های مالی و فنی توسعه این پروژه گازی بازگشایی شد. همزمان با بازگشایی پاکت‌ها حساسیت‌های بین‌المللی نسبت به فعالیت‌های صلح امیز هسته‌ای ایران نیز افزایش یافت.

در حدفاصل سال 1385 تا 1387 توتال فرانسه به دلیل افزایش قیمت‌های جهانی فولاد و بالارفتن هزینه اجرای این پروژه مشترک گازی، دست به وقت کشی زد و  مذاکرات دنباله دار در تهران و اروپا بین دو طرف آغاز شد و در نهایت شرکت ملی نفت ایران با پیشنهاد حدود 10 تا 11 میلیارد دلاری فرانسوی ها مخالفت و در نهایت توتال از پارس جنوبی پا پس کشید.

 در خصوص روند توسعه فاز 11 میدان گازی پارس جنوبی چنین اتفاقاتی افتاده است:

سال 1379 امضای یادداشت تفاهم (MOU) با شرکت توتال فرانسه، سال های 79 تا 85 ادامه مذاکرات با توتال فرانسه و پتروناس مالزی و انجام مطالعات مهندسی، سالهای 85 تا 87 ادامه مذاکرات با توتال فرانسه و خروج فرانسوی‌ها از پارس جنوبی، خرداد 88 امضای قرارداد 5 میلیارد دلاری با شرکت CNPC چین، 1388 تا پائیز 1391  وقت کشی چینی‌ها و اولتیماتوم‌های وزارت نفت و ادامه مذاکرات در پکن، زمستان 1391 خروج چین از فاز 11 پارس جنوبی و مذاکره با پیمانکاران ایرانی، خرداد 1391 امضای تفاهمنامه با پترو ایران، تیر ماه 1392  قطع همکاری با پتروایران و مذاکره با شرکت پتروپارس، 92 تاکنون بلاتکلیفی فاز 11 پارس جنوبی؛ هر چند که به نظر می‌رسد شرکت ملی نفت ایران و مسئولان وزارت نفت تصمیم خود را برای دادن مجدد این پروژه به شرکت توتال فرانسه گرفته بودند.

مسئولان وزارت نفت از زمانی که تفاهم‌نامه مطالعاتی این پروژه را به صورت محرمانه با شرکت توتال فرانسه در آبان ماه سال 95 امضا کردند مشخص بود که شرکت ملی نفت فاز 11 را برای شرکت توتال فرانسه کنار گذاشته است. در طول یک سال گذشته مدیرعامل شرکت توتال بارها اعلام کرده است که تابع سیاست‌های آمریکا است و چند با رسما اعلام کرد که قصد ندارد به ایران بیاید و این درحالی بود که تفاهم نامه مطالعاتی با ایران امضا کرده و ضمانت داده بود که اطلاعات میدان را منتقل نخواهد کرد.

پس از اعلام مواضع مدیرعامل شرکت توتال فرانسه، مسئولان وزارت نفت نیز در این خصوص واکنش‌های مختلفی نشان دادند از جمله اینکه وزیر نفت گفت ما شرایط توتال را درک می‌کنیم. بعضی مدیران نفت نیز گفتند که توتال به قرارداد خود پایبند است و حق ندارد ایران را رها کند.

دوشنبه هفته گذشته بالاخره مدیرعامل شرکت توتال فرانسه برای امضای قرارداد به ایران آمد و براین اساس قرارداد توسعه فاز 11 پارس جنوبی منعقد شد.

جزئیات قرارداد شرکت ملی نفت ایران با کنسرسیوم

براساس آنچه رسانه رسمی وزارت نفت اعلام کرد رئوس توافق 18 آبان ماه 1395 که میان شرکت ملی نفت ایران و مشارکت توتال و CNPCI (شاخه بین المللی شرکت ملی نفت چین) و پتروپارس به عنوان شریک ایرانی ایرانی به امضا رسید هر کدام از این شرکت ها به ترتیب سهام 50.1، 30 و 19.9 درصد را در توسعه این فاز در اختیار دارند.

به طور خلاصه می‌توان گفت هدف از توسعه فاز 11 پارس جنوبی 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 است که با اجرای این طرح برآورد می‌شود در طول 20 سال دوره قرارداد 335 میلیارد مترمکعب گاز طبیعی غنی و ترش از این میدان مشترک تولید شود که از این گاز غنی ترش می‌توان 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.

در قرارداد تصریح شده است که مالکیت مخزن و هیدروکربورهای استخراج شده و تاسیسات، همگی از ابتدا تا انتها متعلق به شرکت ملی نفت ایران است.

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 می‌شود. ارزش گاز سبک شیرین تولیدی نیز با فرض هر مترمکعب 10 سنت بالغ بر 31 میلیارد دلار می‌شود 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 که درآمد دولت از اجرای این طرح منحصر به دوران قرارداد نبوده و مسئولان وزارت نفت برآورد می‌کنند که ارزش تولیدات این میدان پس از پایان قرارداد با قیمت‌های حدود 50 دلار برای هر بشکه نفت بالغ بر 30 میلیارد دلار شود که در نتیجه درآمد کشور از اجرای این طرح، جمعا از مبلغ 84 میلیارد دلار با قیمت‌های کنونی نفت خام فراتر خواهد رفت.

مطابق زمانبندی پیش بینی شده، 40 ماه بعد از امضای قرارداد، تولید اولیه از میدان آغاز می‌شود. 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.

برآورد هزینه مستقیم این طرح 4879 میلیون دلار است. در این قرارداد طرف دوم (مشارکت توتال و همکاران) موظف به تامین کلیه 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 ممکن است.

ابهامات موجود در قرارداد فاز 11 پارس جنوبی با توتال

به گزارش فارس درحالی قرارداد فاز 11 پارس جنوبی به امضا رسید که در گفته‌های مدیر عامل شرکت ملی نفت ایران و وزیر محترم نفت پس از امضای این قرارداد ابهاماتی وجود دارد که مسئولان وزارت نفت برای شفاف کردن این قرارداد پر سر و صدا بهتر است درباره این ابهامات سخن بگویند.

1) با توجه به سازوکار مدیریت پروژه بر اساس مدل IPC تصمیم­‌گیری مسائل مختلف در حین اجرای قرارداد در کارگروهی با عنوان «کارگروه مشترک مدیریت» اتخاذ می‌شود که پیمانکار و کارفرما با آرای مساوی در این کارگروه حضور دارند و موضوعات باید به‌اتفاق آرا تصویب شود.

بنابراین مشخص نیست اگر «اتفاق آرا» رخ نداد چه اتفاقی خواهد افتاد. سؤال اینجاست که اگر پیمانکار خواست عملی انجام بدهد که به نظر کارشناسان ایرانی شرکت ملی نفت و یا وزارت نفت نادرست است، آیا دولت جمهوری اسلامی به‌عنوان کارفرما و صاحب میدان می‌­تواند مانع اقدام نادرست شرکت خارجی شود؟

البته این مشکل مهم منحصر به قرارداد توتال نیست و هر قراردادی ذیل مدل IPC منعقد شود با چنین مشکلی مواجه خواهد بود. دوره طولانی حضور شرکت خارجی به خصوص در دوره بهره‌برداری از میدان مخاطرات ناشی از این مساله را عمیق‌تر خواهد کرد.

2) در مدل قراردادی IPC ، سازوکار انتقال فناوری و دانش از دو طریق طراحی شده بود؛ یک، چرخش مدیریتی در شرکت مشترک ایرانی-خارجی و دو ارائه برنامه جامع آموزش. روش‌های مذکور بر اساس تجربیات گذشته به‌هیچ‌وجه هدف انتقال فناوری را محقق نکرده است:

چرخش مدیریتی طبق بند «ت» ماده 4 مصوبه مدل قراردادی IPC بدین‌صورت است که بعد از اینکه مراحل اکتشاف، توسعه و یا افزایش ضریب بازیافت به پایان رسید، در مرحله تولید و بهره‌برداری با حفظ مسئولیت‌­های شرکت خارجی، مدیریت به دست شرکت ایرانی سپرده می‌­شود. این مدیریت در زمانی سپرده می‌شود که همه مراحل تکنولوژیک و فنی پروژه به سرانجام رسیده و همه‌چیز آماده بهره‌برداری و تولید است.

این برنامه‌ریزی در صورتی رخ می‌دهد که وزارت نفت مدعی بود که با IPC به ایجاد و تقویت شرکت‌های توسعه‌دهنده ایرانی کمک خواهد کرد، اما اکنون می‌بینیم که شرکت‌های ایرانی نهایتاً قرار است مدیریت بهره‌برداری را بیاموزند! برنامه جامع آموزش نیز طبق بند «پ» ماده 4 همان مصوبه توسط پیمانکار ارائه می‌شود و صرفاً به تائید شرکت ملی نفت می‌رسد. برنامه انتقال فناوری نیز توسط پیمانکار ارائه می‌شود و در برنامه مالی سالیانه قرار می‌گیرد. سؤال اینجاست که آیا خود وزارت نفت نمی­‌تواند مشخص کند ازنظر تکنولوژی و دانش به چه مواردی نیازمند است تا  خودش برنامه آموزشی را  پیشنهاد بدهد؟

جالب است که حتی برنامه آموزشی نیز توسط طرف دوم قرارداد نوشته می‌شود. مخصوصاً اینکه طبق همین ماده هزینه‌های آموزش نیز می‌بایست جداگانه به پیمانکار بازپرداخت شود! با توجه به این موارد به نظر می‌رسد لازم است وزارت نفت به‌جای پرداختن به ایده­‌های غیر شفاف، به امور مهمی نظیر چگونگی ارزیابی و خروجی گرفتن از برنامه آموزشی توجه اصولی داشته باشد.

حال با وجود این سازوکار ناکارآمد برای انتقال فناوری که در گذشته نیز مشابه آن در انعقاد قراردادها لحاظ شده است، آیا در این قرارداد مکانیسم دیگری برای انتقال فناوری و ضمانت تقویت شرکت‌های داخلی طراحی و اعمال شده است؟

آیا وزارت نفت بر اساس تجربه­‌های پیشین فعالیت شرکت­‌های داخلی در توسعه فازهای منطقه پارس جنوبی تعیین کرده است که چه نیازهای دانشی و مهارتی لازم است تا از طرف خارجی، انتقال فناوری صورت بگیرد؟ چگونه تضمین‌های لازم برای انتقال فناوری صورت گرفته است؟ قطعاً تکرار تجربه‌های شکست‌خورده پیشین کشور را بیش‌ازپیش متضرر می­‌کند.

3) در سرتاسر مدل قراردادی IPC ساختاری برای جریمه پیمانکار در صورت عدم عمل به تعهداتش دیده نمی‌­شود. وقتی تجربه‌های قبلی به ما نشان می­‌دهد که ممکن است پیمانکار در اثر اشتباهات یک میدان را از بین برده و یا تضعیف کند، چطور ممکن است که از گنجاندن سازوکاری برای بازدارندگی غفلت شود؟ در بخش‌های مختلف قرارداد انتظارات و مسئولیت‌های متعدد ریزودرشت برای پیمانکار در نظر گرفته شده است.

در صورتی‌ که در هر کدام از این بخش‌ها خلف تعهدی صورت بگیرد، هیچ معلوم نیست که کارفرما چه ابزاری برای مقابله و تنبیه دارد؟ حال که در طرف مقابل شرکت بدسابقه‌ای همچون توتال قرار دارد، آیا سازوکار اعمال جریمه در صورت تخلف طرف مقابل در نظر گرفته شده است؟

4) بر اساس مدل قراردادی IPC جمهوری اسلامی ایران به دلیل قهری (مثل تحریم) و یا اختیاری (مثل کاهش تولید در اثر کاهش قیمت) و هر دلیل غیر فنی نظیر آنچه اشاره شد بخواهد میزان تولید خود را کاهش دهد، طبق بند «د» ماده 3 همان مصوبه اولاً این کاهش را باید از میادین در حال تولید (که عمدتاً تولید نفت در آن‌ها توسط شرکت­‌های بهره‌بردار داخلی صورت می­‌گیرد) و نه از میادینی که به شیوه IPC  با طرف خارجی بسته شده‌­اند، انجام دهد و ثانیاً اگر بنا شد خللی در تولید نفت میدان‌های ذیل IPC  صورت بگیرد، تمام مطالبات پیمانکار ازجمله دستمزد به ازای تولید حاصل نشده نیز باید تمام و کمال پرداخت شود.

به‌طور واضح اگر تحریمی متوجه جمهوری اسلامی شده و شرایط سختی برای اقتصاد کشور ایجاد شود، تمام میادین نفتی به رکود کشیده می‌­شوند، درحالی‌که میادین ذیل IPC به‌صورت ایزوله شرایط ایده‌آل خودشان را نگه می­‌دارند. حال که با شرکت توتال قرارداد بسته‌ شده است و از طرفی این شرکت در زمان شروع تحریم‌ها در سال‌های گذشته جزء اولین شرکت‌هایی بوده است که ایران را به خاطر تحریم‌ها، ترک کرده و پروژه‌هایش رها کرده است، آیا تمهیدی در نظر گرفته شده است که در قبال ایجاد تحریم جدید (که بسیار محتمل است) یا شرایط اقتصادی خاص که کشور تصمیم به کاهش تولید از این فاز می­‌کند، این شرکت بدسابقه ایران را ترک نکند؟ یا حتی مجبوریم به او خسارت‌های ناشی از چنین تصمیماتی در کشور را پرداخت کنیم؟!

5) سهم ایران و سهم کمپانی از تولید میدان دقیقا چه قدر است؟ به خصوص با توجه به این نکته که مسئولان وزارت نفت به جای درآمدهای دوره 20 ساله قرارداد، به کل درآمدهای میدان اشاره می‌کنند و آن را با دریافتی پیمانکار مقایسه کرده و درباره سهم 15 درصدی پیمانکار سخن بگویند. بدون توجه به این نکته بدیهی و واضح که اساسا سهم پیمانکار با توجه به نوع قرارداد باید در طول دوره قرارداد محاسبه شود. نه کل دوره بهره‌برداری از میدان. با این احتساب سهم پیمانکار بسیار بالاتر از آن چیزی خواهد بود که در گفته‌های وزیر نفت به آن اشاره شده است.

وزیر نفت اعلام کرده است درآمد کشور از توسعه فاز 11 حدود 84 میلیارد دلار است و براین اساس درآمد کنسرسیوم توتال 15 درصد محاسبه می شود. د رصورتیکه براساس ادعای سایت رسمی وزارت نفت درآمد ایران از قرارداد در طول دوره قرارداد 54 میلیارد دلار است بنابراین باید در این زمینه از سوی وزیر نفت شفاف‌سازی صورت گیرد که منظور از درآمد 84 میلیارد دلاری برای چه دوره زمانی است؟

6) هزینه اجرای پروژه چگونه محاسبه شده است؟ در این فاز پالایشگاه ساخته نخواهد شد و همین شرکت ایرانی حاضر در کنسرسیوم در قیمت‌های بالاتر نفت که تامین تجهیزات و خدمات هم بسیار گران‌تر از شرایط فعلی محاسبه می‌شد، بخش باقیمانده از این پروژه یعنی بخش دریایی آن را به مبلغ 2 میلیارد دلار اجرایی کرده است. طبعا در قیمت‌های فعلی نفت که با کاهش قابل ملاحظه قیمت تجهیزات و خدمات از جمله اجاره دکل‌های دریایی همراه است هزینه اجرای پروژه باید کاهش قابل توجهی داشته باشد.

7) براساس کدام ویرایش IPC‌ قرارداد با توتال امضا شده است؟ چرا ویرایش نهایی این الگوی قراردادی که بنا به گفته‌ وزیر نفت قرار بود در معاونت حقوقی شرکت ملی نفت نفت تدوین شود منتشر نشده است؟ وزیر نفت ویرایش‌های قبلی IPC را معتبر و مورد تایید وزارت نفت و شرکت ملی نفت ندانسته بود. ویرایش مورد تایید وزارت نفت کجاست؟ و آیا باید این ویرایش را نیز به لیست طولانی محرمانه‌ها اضافه کرد؟

8) آیا مدل تعیین سند رازداری به تصویب شورای عالی امنیت ملی رسیده است؟ سند رازداری این مدل قراردادی بر اساس آخرین مصوبه دولت درباره الگوی جدید قراردادهای نفتی قرار بود پیش از انعقاد هر قراردادی در این قالب به تصویب شورای عالی امنیت ملی برسد. اما اخبار رسیده از شورای عالی امنیت ملی چنین چیزی را تایید نمی‌کند.

9) ظاهرا براساس قرارداد مقرر شده است پاداشی به ازای تولید هر 1000 فوت مکعب گاز به شرکت توتال پرداخت شود. این پاداش با قیمت نفت 50 دلاری حدود 57 سنت است واگر قیمت نفت به 100 دلار برسد به مبلغ این پاداش 30 درصد افزوده می‌شود. حال سوال اینجا است که چرا در گذشته این مبلغ پاداش به هیچ شرکت داخلی یا حتی خارجی پرداخت نشده است؟

10) براساس مصوبه دولت برای IPC قرارداد منعقد شده با طرف خارجی و تنفیذ بعد از 10 روز برای رئیس مجلس یا هیئت نظارت برای نظارت و ارزیابی ارسال می‌شود. اگر به هر دلیل هیئت نظارت و نهادهای مورد اشاره در مصوبه دولت تشخیص دادند که قرارداد باید فسخ شود میزان جریمه‌ای که ایران باید به توتال فرانسه پرداخت کند به چه میزانی است؟