قراردادهای نفتی ایران (IPC)

وزارت نفت برای جذب سرمایه گذاری خارجی به منظور توسعه میادین نفتی و گازی کشور، الگوی قراردادی جدیدی را با عنوان قراردادهای نفتی ایران (IPC) ارائه کرده است. در این مقاله آثار این قراردادها بر اقتصاد ملی برآورد شده است. به این منظور، مدل شبیه سازی مالی قراردادهای IPC طراحی شد. در الگوی مذکور تمام مؤلفه های اصلی رژیم مالی قرارداد، اعم از سقف بازپرداخت، نحوه تعدیل دستمزد براساس عامل R و قیمت، ساختار هزینه و پروفایل تولید، مدل سازی شده است. برآورد صورت گرفته حاکی از آن است که در سناریو مرجع درآمد خالص از اجرای این قراردادها در توسعه میادین نفتی 4/89 میلیارد دلار و در سناریو بدبینانه 8/51 میلیارد دلار خواهد بود. همچنین در سناریو بدبینانه بالغ بر 48 میلیارد دلار از مطالبات پیمانکار معوق باقی خواهد ماند که بایستی در دوره ای طولانی تر، مبلغ فوق الذکر در سال های بعد به طرق مختلف تأمین و به پیمانکار بازپرداخت شود. آثار این قرارداد بر بودجه دولت و صندوق توسعه ملی از دیگر مواردی است که به آن پرداخته شده است.

قرارداد توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی به کنسرسیومی از شرکت های توتال فرانسه با سهم 1/50 درصد، CNPC چین با 30 درصد و شرکت پتروپارس ایران با 9/19 درصد در تیرماه سال 1396 واگذار گردید. در این پژوهش با طراحی مدلی جامع و دقیق، تمامی ابعاد قرارداد مذکور اعم از ملاحظات فنی، پروفایل تولید، قیمت گاز، هزینه های پروژه، درآمدهای پروژه با درنظر گرفتن مؤلفه های مالی و اقتصادی قرارداد توسعه میدان و سایر موارد به صورت پویا، مورد ارزیابی اقتصادی و مالی قرار گرفته است و در نهایت با توجه به نتایج به دست آمده پیشنهادات اجرایی جهت بهبود رژیم مالی قرارداد ارائه شده است. طبق نتایج به دست آمده رژیم مالی این قرارداد اصطلاحاً بازگشتی یا رگرسیو است و افزایش یا کاهش درآمد میدان تأثیری بر سودآوری پیمانکار ندارد. مهم ترین ایراد وارد بر این قرارداد، نحوه قیمت گذاری گاز تولیدی است که باعث ایجاد قیمت کاذب و به دنبال آن سودآوری کاذب پروژه و پایین جلوه دادن دریافتی پیمانکار و ایجاد تعهد ضمنی برای بازپرداخت مطالبات پیمانکار از محل عواید سایر میادین هیدروکربوری کشور در صورت کاهش قیمت نفت و میعانات گازی، می گردد. نتایج به دست آمده حاکی از آن است که در قیمت گذاری گاز غنی، در صورت اعمال قیمت واقع بینانه برای گاز تولیدی، دریافتی پیمانکار خارجی در حالت تنزیل شده، از 6 درصد به 27 درصد افزایش یافته و در طرف مقابل دریافتی دولت نیز از 92 درصد به 67 درصد کاهش خواهد یافت.

همگام با تغییر نگرش وزارت نفت در سال 1397 بر واگذاری عملیات بهره برداری، نگهداری و تعمیرات مجتمع های نفت و گاز به بخش خصوصی، الگوی برون سپاری و طراحی قراردادهای مطلوب این عملیات موردتوجه جدی قرار گرفت. پژوهش حاضر که حاصل این بررسی ها و مصاحبه با مدیران و صاحب نظران بخش دولتی و خصوصی صنایع نفت و نیرو است، با دسته بندی این قراردادها به دو دسته مستقل و یکپارچه، قراردادهای دسته مستقل را در هفت نوع: تأمین منابع، بازرسی، بسته کاری، بسته کاری شاخصی، ترکیبی، مرحله ای و محصول محور بخش بندی نموده و باتوجه به جهت گیری اکثر مدیران صنعت نفت، بر تنظیم قراردادهای مستقلِ بهره برداری، نگهداری و تعمیرات، در انتهای چرخه عمر پروژه، این نتیجه حاصل شده است که شکل مطلوب برون سپاری، نه از طریق قراردادهای مستقل، بلکه از طریق قراردادهای یکپارچه توسعه و بهره برداری (تولید) که در آن بهره برداری از ابتدا به شکل زیرمجموعه (جزئی) از قرارداد است، تحقق می یابد. در انتها با بررسی ویژگی قرارداد های یکپارچه بالادستی به ویژه الگوی قراردادهای بالادستی نفتی ایران و انواع قراردادهای پایین دستی یکپارچه مانند EPC+O&M و همچنین الگوی طرح، ساخت و بهره برداری انجمن فیدیک، این نتیجه گیری حاصل می شود که مطلوب ترین شکل برون سپاری این عملیات از طریق قراردادهای ساخت، بهره برداری و انتقال و بهسازی، بهره برداری و انتقال شکل می گیرد