سه شنبه ۲۸ام خرداد ۱۳۹۸

logo
logo

مطالعۀ مقایسه‌ای جذابیت اقتصادی و مالی قراردادهای جدید (IPC) و بیع متقابل نمونۀ موردی میدان نفتی در بلوک اناران

نویسندگان علی فرخی  ۱؛ مهراس عباییان۲ ۱کارشناس ارشد مهندسی صنایع ۲کارشناس ارشد ام‌بی‌اِی ۱٫ مقدمه اصولاً قراردادهای نفتی به سه دستۀ کلی تقسیم می‌شوند: گونۀ اول قراردادهای امتیازی[۱] هستند که در آن‌ها دولت‌ها امتیاز استفاده از یک مخزن نفتی را در ازای اخذ بهرۀ مالکانه و مالیات در اختیار شرکت‌ها قرار می‌دهند. با توجه به اینکه در این […]

اشتراک در: telegram facebook google+

مطالعۀ مقایسه‌ای جذابیت اقتصادی و مالی قراردادهای جدید (IPC) و بیع متقابل نمونۀ موردی میدان نفتی در بلوک اناران

نویسندگان
علی فرخی  ۱؛ مهراس عباییان۲
۱کارشناس ارشد مهندسی صنایع
۲کارشناس ارشد ام‌بی‌اِی

۱٫ مقدمه

اصولاً قراردادهای نفتی به سه دستۀ کلی تقسیم می‌شوند: گونۀ اول قراردادهای امتیازی[۱] هستند که در آن‌ها دولت‌ها امتیاز استفاده از یک مخزن نفتی را در ازای اخذ بهرۀ مالکانه و مالیات در اختیار شرکت‌ها قرار می‌دهند. با توجه به اینکه در این قراردادها مالکیت مخزن نفتی به طرف قرارداد منتقل می‌شود، در برخی کشورها برای انعقاد چنین قراردادهایی موانع قانونی وجود دارد. گونۀ دوم قراردادهای نفتی قراردادهای مشارکت در تولید[۲] است. در این قراردادها که پس از موج ملی‌گرایی دهۀ شصت میلادی متداول شد شرکت طرف قرارداد مالک مخزن نفتی نمی‌شود ولی در نفت تولیدشده سهیم خواهد بود. به‌عبارت دیگر در این قراردادها شرکت‌ها از سر چاه مالک نفت خواهند بود نه در زیر زمین.

قراردادهای نفتی

 

شکل ۱٫ الگوی قرارداد مشارکت در تولید

قراردادهای خدماتی سومین نوع قراردادهای نفتی است. در این قراردادها پیمانکار نه می‌تواند مالک مخزن شود و نه مالک تولید بلکه پس از عملیات توسعه می‌تواند با استفاده از عواید حاصل از فروش نفت، هزینه‌ها و دستمزد کار خود را مستهلک سازد. این قراردادها در ایران، ونزوئلا، مکزیک، کویت و آنگولا رواج دارد. در این صورت، اصلی که برای شرکت‌ها واجد اهمیت است نرخ بازگشت سرمایه است، در واقع آن‌ها انتظار دارند در قبال سرمایه‌گذاری و تولیدی کردن یک میدان نفتی بتوانند علاوه بر هزینۀ کار عملیاتی و سود پول به اندازۀ کافی دستمزد یا پاداش نیز دریافت کنند.

قراردادهای نفتی

شکل ۲٫ الگوی قراردادی بیع متقابل

طبق اصل ۳۴ قانون اساسی جمهوری اسلامی ایران، منابع نفت و گاز انفال و ثروت‌های عمومی تلقی می‌شود و در اختیار حکومت اسلامی است تا مطابق مصالح عامه با آن رفتار کند (ابراهیمی، ۱۳۹۳). بنابراین در همۀ قراردادهای نفتی اصول ثابتی از جمله اصل حاکمیت ملی، اصل مالکیت مردم، حاکمیت دولت بر منابع و مخازن نفتی و لزوم تأمین مصالح کشور و توسعۀ اقتصادی وجود داشته و غیرقابل‌خدشه است (درخشان، ۱۳۹۲) و آنچه نقطۀ افتراق الگوهای مختلف قراردادها است عمدتاً به مسائلی از جمله نحوۀ مدیریت پروژه، مسائل مالی، مدیریت زمان، مسائل فنی و انتقال فناوری و مسائلی از این دست برمی‌گردد. در نتیجه بنا بر الزامات این نوع قراردادها نه مالکیت مخزن به پیمانکار منتقل خواهد شد و نه مشارکتی در تولید حاصل خواهد شد بلکه بازپرداخت‌ها از فروش عایدات میدان صورت خواهد پذیرفت (مؤمنی و غنیمی‌فرد، ۱۳۸۹).

۲٫ قراردادهای بیع متقابل و ایرادهای آن

قراردادهای بیع متقابل در سه نسل عرضه شد (معاونت پژوهش‌های اقتصادی مرکز پژوهش‌های مجلس شورای اسلامی، ۱۳۹۵) و در هر سه نسل این منطق حاکم بود که شرکت توسعه‌دهنده در ازای توسعۀ میدان، هزینه‌های خود را صرفاً از تولیدات همان میدان و همراه با پاداش دریافت می‌کرد. البته این سه نسل تفاوت‌هایی با هم داشتند. مثلاً، در قراردادهای نسل اول یک ایراد اساسی وجود داشت و آن این بود که سقف مالی قرارداد بسته می‌شد، یعنی در صورتی که هزینه‌های پیمانکار از سقف قرارداد بالاتر می‌رفت شرکت نفت ملزم به بازپرداخت آن‌ها نبود. در نتیجه پیمانکاران با این خطر روبرو بودند که هزینه‌ها مرز مورد نظر را رد کند و آن‌ها متضرر شوند. برای رفع این خطر، آن‌ها باید با برآوردهای بالاتر قیمت پیشنهادی را حجیم‌تر نشان می‌دادند که این هم به ضرر شرکت ملی نفت می‌شد. علاوه بر این، چون طرح جامع توسعه (MDP) توسط پیمانکار تهیه می‌شد و به تصویب شرکت نفت می‌رسید، طبیعی بود که پیمانکاران میزان تولید نفت را کمتر از مقادیر واقعی تخمین بزنند تا در صورت نرسیدن به اهدافْ حاشیۀ امنی برای خود ایجاد کرده باشند.

در قراردادهای نسل دوم به منظور رفع برخی نگرانی‌ها موارد جدیدی در قراردادها گنجانده شد. برای مثال، سقف سهم بازپرداخت پیمانکار کاهش یافت یا در قراردادها بر استفاده از توان داخلی تأکید شد.

در قراردادهای بیع متقابل نسل سوم، تغییرات مهمی در جهت اصلاح این نوع از قراردادها صورت گرفت (ابراهیمی، ۱۳۸۸). یکی از مهم‌ترین این تغییرات این بود که سقف هزینه‌ها از ابتدا در قرارداد بسته نمی‌شد بلکه پیمانکار ۱۸ ماه فرصت داشت تا طراحی و مهندسی‌های لازم را چه در بخش سطح‌الارضی و چه در بخش حفاری انجام دهد و مناقصات عمدۀ خود را برگزار کند. بنابراین، پس از این موعد، تخمین دقیق‌تری از شرح کار و قیمت پروژه حاصل می‌شد و تا حد زیادی خطر قیمت‌دهی برای پیمانکار کمتر می‌شد. همچنین، سقف سهم بازپرداخت پیمانکار از میدان دوباره به ۶۰ درصد افزایش یافت.

جدول ۱٫  سه نسل بیع متقابل

بیع متقابل

سقف مالی

سقف سهم از میدان (سالیانه)

استفاده از توان داخلی

نسل اول

بسته

حداکثر تا ۶۰ درصد

الزام بدون پاداش یا جریمه

نسل دوم

بسته

حداکثر تا ۵۰ درصد

الزام ۵۱ درصد همراه با جریمه

نسل سوم

پس از انجام مهندسی تفصیلی

حداکثر تا ۶۰ درصد

الزام ۵۱ درصد همراه با پاداش و جریمه

در تقسیم‌بندی هزینه‌های بیع متقابل، هزینه‌های مستقیم پروژه در بخش Capex، هزینه‌های غیرمستقیم (مثل مالیات، گمرک و…) در بخش Non-Capex، هزینه‌های مربوط به تأمین مالی در بخش Bank Charges و هزینه‌های عملیاتی در بخش Opex لحاظ می‌شوند.

اما چرا نیاز به بهبود قراردادهای بیع متقابل وجود داشت؟ همان‌طور که دیدیم قراردادهای بیع متقابل نیز یک الگوی قراردادی صلب نیست چرا که این قراردادها عملاً در سه نسل ارائه شده که در هر نسل به منظور بهبود شرایط اصلاحاتی در آن‌ها صورت گرفت اما درمجموع انتقادهایی به مشکلات این قراردادها وجود داشت و اعتقاد بر این بود که با رفع این مشکلات، بهره‌مندی بیشترِ طرفین قرارداد و انعقاد قراردادهای برد ـ برد ممکن خواهد شد.

یکی از موارد اصلی این ایرادها این بود که شرکت بین‌المللی سرمایه‌گذار می‌تواند به صورت بالقوه در معرض خطر قیمتی قرار گیرد؛ چرا که پیمانکار از افزایش شدید قیمت نفت بهره‌ای نمی‌برد، اما درصورت کاهش قیمت نفت با توجه به اینکه هزینه‌های بانکی و خدمات و اصل سرمایه طبق یک جدول زمان‌بندی مشخص پرداخت می‌شود، عملاً بازپرداخت‌ها به زمان دورتر موکول می‌شود و می‌توان نشان داد که نرخ بازده سرمایه‌گذاری برای سرمایه‌گذار کاهش می‌یابد، در حالی که در وضعیت کلی، نرخ بازده طرح برای شرکت ملی نفت ایران تغییر چندانی ندارد (مقدم و مزرعتی، ۱۳۸۵).

علاوه بر این، با توجه به اینکه شرکت‌های نفتی به‌عنوان یک پیمانکار اجرایی تلقی می‌شدند و صرفاً در مرحلۀ توسعه حضور داشتند و نه در مرحلۀ تولید، در نتیجه این موضوع هم می‌توانست تولید بهینه و حداکثرسازی ضریب بازیافت مخزن در بلندمدت را متأثر سازد که در واقع به زیان شرکت ملی نفت و مغایر با سیاست‌های تولید صیانتی بود و هم این که در بلندمدت یا حتی در طی مدت پیمان نیز شرکت نفتی قادر نبود ذخایر هیدروکربوری را که به بهبود قیمت سهام این شرکت‌ها در بازارهای مالی بین‌المللی منجر می‌شود به حساب خود منظور کرده و از مزایای آن در رقابت با رقبای خود بهره‌مند شود (Bindemann, 1999).

ایراد دیگر قراردادهای بیع متقابل این بود که به دلیل نداشتن ظرفیت نگهداری یا بازاریابی، در شرایطی که اجبار به کاهش تولید وجود دارد نحوۀ فروش و بازاریابی از انعطاف لازم برخوردار نیست (Ghandi & Lawell, 2011). نکتۀ مهم دیگر آن است که در قراردادهای بیع متقابل وقتی شرکت ملی نفت در حال بهره‌برداری غیربهینه باشد قرارداد چیزی را که معطوف به بیشترین نرخ تنزیل است دیکته نمی‌کند و این موضوع با حضور پیمانکار در حین بهره‌برداری تا حدود زیادی حل خواهد شد (Ghandi & Lawell, 2011). همچنین مطالعات نشان می‌دهد که نظام مالی قراردادهای بیع متقابل در مقایسه با دیگر قراردادهای نفتی به‌ویژه قراردادهای مشارکت در تولید، از پیچیدگی بیشتری برخوردار است (حاتمی و کریمیان، ۱۳۹۳).

۳٫ قرادادهای جدید (IPC)

در قراردادهای جدید نفتی، قوانین حقوقی بیش از آنکه به قراردادهای مشارکت در تولید نزدیک باشد، با قراردادهای بیع متقابل قرابت دارد به نحوی که مشخصاً بند ۲ تصویب‌نامه (هیئت وزیران، ۱۳۹۵) درمورد خصوصیات این نوع قرارداد تصریحاتی دارد که این شباهت‌ها را بیشتر نشان می‌دهد. در واقع به نظر می‌رسد که تدوین‌کنندگان قراردادهای جدید الگوی اولیۀ خود را از قراردادهای منعقدشده در عراق اخذ کرده‌اند. یکی از این قراردادها، قرارداد توسعۀ میدان رمیله است[۳] که یکی از بزرگ‌ترین میادین نفت جهان است و در صورتی که به اوج تولید خود برسد می‌تواند بعد از میدان الغوار عربستان سعودی بیشترین میزان تولید نفت از یک میدان را داشته باشد. تخمین‌ها نشان می‌دهد که ۱۷ تا ۱۸ میلیارد بشکه نفت این میدان قابل استحصال است. تولید نفت از این میدان در ابتدای پروژه حدود ۱ میلیون بشکه بوده و قرار است طی یک قرارداد ۲۰ سالۀ توسعه به حداکثر ۲٫۸۵ میلیون بشکه رسانده شود و تا افت نهایی مخزن ادامه یابد (خواجوی، ۱۳۸۹). برای نیل به این هدف، یک قرارداد انگیزشی تنظیم شده که براساس آن، شرکت‌های توسعه‌دهنده به ازای تولید هر بشکه نفت مازاد بر تولید اولیۀ میدان پاداش می‌گیرند. برنامۀ آن‌ها برای افزایش تولید، استفاده از روش‌های ازدیاد برداشت (مثل تزریق آب) از لایه‌های نفتی در حال تولید و حفاری چاه‌های جدید از لایه‌های دیگر از جمله لایۀ میشریف بوده که به صورت پلکانی به حداکثر تولید میدان خواهد رسید. در این قرارداد ضمن بازپرداخت هزینه‌ها از تولیدات میدان، پرداخت پاداش هم بر مبنای فرمولی است که در قراردادهای جدید (IPC) نیز به کار گرفته شده است. یعنی اولاً پرداخت پاداش نه مثل قراردادهای بیع متقابل بلکه براساس مقدار نفت تولیدی[۴] است. به این معنی که در قراردادهای بیع متقابل میزان پاداش به صورت کلی محاسبه می‌شد در حالی که در این قرارداد چون پیمانکار به ازای هر واحد تولید اضافی پاداش می‌گیرد، لذا هر قدر بیشتر تولید کند پاداش بیشتری خواهد گرفت و از آنجا که طول مدت قرارداد به صورت معقولی طولانی در نظر گرفته شده، شرکت توسعه‌دهنده نسبت به صیانت از مخزن برای تولید تجمعی بیشتر نیز حساس خواهد بود. ثانیاً برای اینکه میزان پرداخت پاداش در طول سال‌های تولید، تا حدی منطقی شود از یک ضریب (R) برای تنظیم پرداخت‌ها استفاده می‌شود. ضریب (R) عبارت است از نسبت کل درآمدها به هزینه‌ها در هر موقعیت زمانی. اگر این عدد بین ۰ و ۱ باشد به این معنی است که درآمدهای حاصل از میدان هنوز به میزان هزینه‌ها نرسیده بنابراین مقدار پاداش حداکثر خواهد بود اما اگر این عدد بیش از یک باشد به این معنی است که میزان درآمدها از هزینه‌ها بالاتر رفته بنابراین میزان پاداش درصدی از سقف پاداش خواهد شد. در این قرارداد به ازای تولید هر بشکه نفت ۲ دلار پاداش در نظر گرفته شده که پس از کسر سهام شرکت نفت عراق (۲۵ درصد) و مالیات (۳۵ درصد)، ۹۷۵/۰ دلار خواهد شد. این سازوکار در واقع پروفایل مالی را طوری تنظیم می‌کند که پرداخت‌ها نسبتاً متوازن شود و در طول قرارداد تداوم یابد به نحوی که سهم درآمدهای حاصله برای دولت عراق نیز حفظ شود. شرکت نفت عراق توانسته با توسعۀ میدانی که دومین میدان تولیدی دنیا بوده میلیاردها دلار درآمد کسب کند و موقعیت عراق را در تولید نفت تا حد بسیار زیادی ارتقا دهد.

در واقع می‌توان گفت که این قرارداد مبنای قراردادهای جدید نفتی (IPC) قرار گرفته است. به نظر می‌رسد دست‌اندرکاران به سه دلیل عمده این قرارداد را مبنای عمل خود قرار داده‌اند، اول محدودیت‌های قانونی درمورد انعقاد قرارداد صرفاً در چارچوب قراردادهای خدماتی به دلیل دغدغه‌هایی که عمدتاً برخاسته از ملاحظات تاریخی است.

دوم جذابیت کافی این قرارداد که امتحان خود را پس داده و مورد استقبال طرف‌های بین‌المللی و بومی قرار گرفته است. سوم اینکه احتمالاً مهم‌ترین کاربرد این قراردادها در میادینی از جمله میادین غرب کارون خواهد بود که بین ایران و عراق مشترک هستند، لذا این‌همانیِ قراردادها به جذب سرمایۀ شرکت‌های بین‌المللی کمک زیادی خواهد کرد. بنابراین قراردادهای جدید (IPC) تقریباً با این الگوی قراردادی تدوین شده‌اند و در حال حاضر برای انجام مراحل مذاکره یا مناقصه آماده‌اند.

قراردادهای نفتی

 شکل ۳٫ الگوی قراردادهای جدید (IPC)

 

۴٫ ادبیات موضوع

مطالعات مالی درمورد میزان تولید از مخازن نفت و گاز، بسیار پردامنه است اما گذشته از مطالعات نظری فراوان، مطالعات کاربردی نیز در این زمینه وجود دارد که بخشی از آن‌ها بر مبنای مقایسۀ انواع قراردادها است. از آنجا که قراردادهای بیع متقابل مدت زیادی در کشور مبنای توسعۀ میادین بوده مطالعات متنوعی در این خصوص انجام شده که برخی از آن‌ها مقایسه‌ای یا تطبیقی بوده است.

با توجه به ذهنیتی که درمورد بدیل قراردادهای بیع متقابل وجود داشت و عموماً قراردادهای مشارکت در تولید را بدیل این قراردادها می‌دانستند، مقایسه‌های تطبیقی عمدتاً بر روی قراردادهای بیع متقابل و مقایسۀ آن با قراردادهای مشارکت در تولید بوده است. برلی مثال، در مطالعۀ وصالیان و غنیمی‌فرد (۱۳۸۹) نشان داده شده است که قراردادهای بیع متقابل در قیاس با قراردادهای مشارکت در تولید جذابیت کمتری برای سرمایه‌گذار دارد، هرچند این موضوع در مطالعه‌ای که کاظمی، غفاری و تک‌روستا (۱۳۹۴) بر روی چهار فاز پارس جنوبی انجام داده‌اند به چالش کشیده شده و نشان داده شده که با تغییر شرایط در فاز ۴ و ۵ نسبت به فاز ۲ و ۳ نتایج نیز تغییر می‌یابند و سهم هریک از طرفین تابعی از شرایط است و قابل تعمیم به کل نیست. همچنین صاحب‌هنر و دیگران (۱۳۹۵) در مقاله‌ای، با استفاده از اطلاعات میدان آزادگان جنوبی، قراردادهای جدید نفتی (IPC) را با قراردادهای مشارکت در تولید مقایسه کرده و جذابیت قراردادهای مشارکت در تولید را بیشتر دانسته‌اند، اما چنان‌که در همان مقاله نیز نشان داده شده، با تغییر شرایط قرارداد و خصوصاً نرخ دستمزد، امکان جذاب کردن قراردادهای جدید نفتی (IPC) در مقابل قراردادهای مشارکت در تولید وجود دارد.

همین‌طور مطالعۀ Ghandi & Lawell (2016) بر روی میدان رمیلۀ عراق به بررسی سه سناریو پرداخته که شامل قراردادهای بیع متقابل، مشارکت در تولید و قرارداد خدماتی منعقدشده در رمیلۀ عراق است که بسیار نزدیک به نوع قرارداد IPC است. در این مطالعه، جذابیت قراردادی برای طرف سرمایه‌گذار به ترتیب مشارکت در تولید، قرارداد خدماتی و بیع متقابل تشخیص داده شده است. همچنین مطالعۀSahebhonar, Hamed and Ali TaheriFard and Fazel Farimani (2015) با تکیه بر اطلاعات دریای خزر، رژیم مالی قراردادهای جدید (IPC) را بررسی کرده و به آنالیز حساسیت این نوع قرارداد نسبت به قیمت نفت پرداخته که نشان می‌دهد تأثیر تغییرات قیمت نفت بر وضعیت مالی پروژه بسیار کم شده است، اما در این مطالعه مقایسه‌ای بین دو الگوی قراردادی انجام نپذیرفته است. همچنین، در مطالعۀ مرکز پژوهش‌های مجلس دربارۀ تفاوت‌های قراردادهای جدید نفتی (IPC) و بیع متقابل، عمدتاً چارچوب‌های قراردادی مدنظر قرار گرفته و الگوی مالی و رهیافت‌های اقتصادی بررسی نشده است.

درتحقیق پیشِ رو برای مقایسۀ دو نوع قرارداد بیع متقابل و قرارداد جدید (IPC) اولاً از یک الگوی مالی با استفاده از داده‌های واقعی یک میدان استفاده شده که تا کنون سابقه نداشته است، ثانیاً به مزیت‌های اقتصادی پروژه خصوصاً در سطح ملی اشاره شده و در آخر هم آثار قیمت نفت بر شاخص‌های مالی پروژه IRR و NPV بررسی شده است.

 

۵٫ الگوی مالی و شرح پژوهش

برای مقایسۀ قراردادهای جدید IPC و بیع متقابل یک میدان نفتی در بلوک اناران بررسی شده است. در این مطالعه تا جایی که محدودیت‌های قراردادی اجازه می‌دهد سعی شده در محاسبۀ هر دو الگوی قراردادی مفروضات یکسان در نظر گرفته شود تا امکان قضاوت صحیح‌تر در این خصوص فراهم آید. البته با توجه به برخی ویژگی‌های قراردادی طبیعی است که امکان مقایسۀ جزء به جزء وجود ندارد. مثلاً، هر کدام از این قراردادها محدودیت‌هایی درمورد دورۀ بازگشت یا سقف پرداخت یا نحوۀ بازگشت سرمایه دارند که جزء اصول و ویژگی‌های آن‌ها محسوب می‌شوند. با این حال، برای بررسی بهتر هر دو قرارداد فرض می‌شود که نرخ بازگشت داخلی سرمایه[۵] از نگاه سرمایه‌گذار بررسی و مقایسه شود. در پایان این پژوهش نیز نتایج هر دو قرارداد از دید کارفرما و کل پروژه بررسی شده است تا وضعیت قرارداد در هر دو طرف آن لحاظ شده باشد.

مطلب دیگر آن است که هر دوی این قراردادها در یک زمره طبقه‌بندی می‌شوند و هرچند ممکن است در نگاه اول اصطلاحات تخصصی آن‌ها متفاوت به نظر برسد، درمجموع مفاهیم نزدیکی را تداعی می‌کنند. به‌طور کلی هزینه‌های سرمایه‌ای یا مستقیم، هزینه‌هایی هستند که به عملیات اجرای پروژه برمی‌گردند و به اموالی تبدیل می‌شوند که باقی می‌مانند، مثل هزینه‌هایی که برای ساختمان، تجهیزات و ماشین‌آلات صرف می‌شود. هزینه‌های غیرسرمایه‌ای یا غیرمستقیم، به‌طور مستقیم به خود عملیات مربوط نیستند و به محصولی  تبدیل نمی‌شوند که باقی بماند، مانند هزینۀ خدمات و عوارض دولتی (کاظمی نجف‌آبادی، ۱۳۹۳). همچنین هزینه‌های عملیاتی، آن دسته از هزینه‌ها هستند که پس از تصویب شرکت ملی نفت، مستقیماً، ضرورتاً و منحصراً برای اجرای فعالیت‌های عملیاتی، تأمین قطعات یدکی و تأمین پوشش بیمه‌ای برای پس از تاریخ تحویل پروژه، توسط پیمانکار تعهد و پرداخت می‌شوند. هزینه‌های بانکی یا هزینۀ تأمین پول نیز برای جبران هزینه‌های تأمین مالی عملیات توسعه پیش‌بینی شده‌اند و معمولاً نرخ محاسبۀ این هزینه‌ها از جمع نرخ بهره  LIBOR و درصد دیگری که مورد توافق طرفین است، حاصل می‌شود (حاتمی و کریمیان، ۱۳۹۳).

جدول ۲٫ مقایسۀ اصطلاحات مالی ـ  قراردادی بیع متقابل و قراردادهای جدید (IPC)

Buy-Back Terms

IPC Terms

Capital Cost (Capex)

Direct Capital Cost

Non Capital cost

Indirect Capital Cost

Operating Cost (Opex)

Operating Cost (Opex)

Bank Charges

Cost of Money (CoM)

البته در این مقاله بازپرداخت هزینه‌های بانکی از سمت شرکت نفت ۲٫۵ درصد در نظر گرفته شده است که احتمالاً کمترین میزانی است که می‌توان برای این رقم در نظر گرفت. همان‌طور که در مفروضات پروژه که در جدول ۱ آمده، فرض شده است این پروژه بعد از دو سال به مرحلۀ تولید اولیه (۱۵٫۰۰۰ بشکه در روز) و پس از پنج سال به مرحلۀ تولید نهایی (۵۰٫۰۰۰ بشکه در روز) برسد. مبنای در نظر گرفتن مرحلۀ اول براساس ظرفیت موجود در پایین‌دست است که تا انجام عملیات تکمیلی قابل استفاده خواهد بود.

قیمت نفت در محاسبات ۵۵ دلار در نظر گرفته شده و فرض شده است که در طول مدت تولید، قیمتِ نفت سالی ۲ دلار رشد کند که این فرض با توجه به گزارش اوپک فرضی منطقی خواهد بود.[۶] از سویی دیگر، با توجه به اینکه در مقایسۀ هر دو الگو رشد قیمت نفت یکسان در نظر گرفته می‌شود، تأثیر رشد قیمت بر هر دو الگو نزدیک به‌هم خواهد بود.

نکتۀ مهم در این خصوص شیوۀ محاسبۀ دستمزد یا پاداش است. همان‌طور که گفته شد ،در قراردادهای بیع متقابل پاداش از دل الگوی مالی قرارداد استخراج می‌شود به نحوی که نرخ بازگشت داخلی سرمایه IRR را ارضا کند. در قرارداد بیع متقابل، پس از اینکه پروفایل مالی ساخته شد و هزینه‌ها و درآمدهای ماهیانه در فرمول‌های قراردادی جایگذاری شد، با در نظر گرفتن IRR میزان پاداش با سعی و خطا به دست خواهد آمد اما در قراردادهای جدید (IPC) بر سر نرخ پاداش مذاکره یا مناقصه صورت می‌گیرد و نرخ پاداش نسبت به هر بشکه نفت تولیدی محاسبه می‌شود، مشروط بر اینکه مثل قراردادهای بیع متقابل، IRR موردنظر در محدودۀ معینی محقق گردد. با توجه به این مفروضات در محاسبات انجام‌شده IRR پیمانکار (و نه پروژه) ۱۵ درصد در نظر گرفته شده و میزان پاداش بر این اساس محاسبه می‌شود.

جدول ۳٫ اطلاعات پروژه براساس قرارداد بیع متقابل

Buy Back Assumption

Oil Price (USD/bbl.)

۵۵٫۰۰

Oil Price Change Factor (USD/bbl.)

۲

Remuneration Fee

۱,۶۲۳,۰۰۰

Production Decline Rate

۸٫۰۰%

Production Share Cap

۶۰٫۰۰%

Cost of Money Rate (Paid by NIOC)

۲٫۵۰%

Discount Rate

۱۰٫۰۰%

Production days in year

۳۳۰

Production Rate (BBL)

۵۰,۰۰۰

Plateau Period (Years)

۵

Recovery Period (Years)

۶

First Production Development Period (Years)

۲

DCC

۱,۸۰۰,۰۰۰

Year 1

Year 2

Year 3

Year 4

Year 5

DCC Distribution in years

۷٫۰۰%

۱۴٫۰۰%

۲۳٫۰۰%

۳۴٫۰۰%

۲۲٫۰۰%

IDC/DDC

۱۵٫۰۰%

IDC Distribution in years

۷٫۰۰%

۱۴٫۰۰%

۲۳٫۰۰%

۳۴٫۰۰%

۲۲٫۰۰%

جدول ۴٫ اطلاعات پروژه براساس قراردادهای جدید (IPC)

IPC Assumption

Initial Oil Price (USD/bbl.):

۵۵٫۰۰

Oil Price Change Factor

۲٫۰۰

Development Fee (DF) per BBL

۹٫۶۵

Production Decline Rate

۸٫۰۰%

Production Share Cap

۵۰٫۰۰%

Cost of Money Rate (Paid by NIOC)

۲٫۵۰%

Discount Rate

۱۰٫۰۰%

Production days in year

۳۳۰

Production Rate (BBL)

۵۰,۰۰۰

Plateau Period (Years)

۵

Recovery Period (Years)

۶

First Production Development Period (Years)

۲

DCC

۱,۸۰۰,۰۰۰

Year 1

Year 2

Year 3

Year 4

Year 5

DCC Distribution in years

۷٫۰۰%

۱۴٫۰۰%

۲۳٫۰۰%

۳۴٫۰۰%

۲۲٫۰۰%

IDC/DDC

۱۵٫۰۰%

IDC Distribution in years

۷٫۰۰%

۱۴٫۰۰%

۲۳٫۰۰%

۳۴٫۰۰%

۲۲٫۰۰%

بنابراین، با مفروضات یکسان در خصوص مسائل تولیدی و فنی، بانکی و مالی، نرخ افت مخزن و نرخ تنزیل که شرح آن در جدول‌های ۱ و ۲ آمده است، ابتدا می‌بایست جریان نقدی ورودی[۷] و جریان نقدی خروجی[۸]‌ را در هر دو قرارداد بررسی کرد که نتایج آن در جدول‌های ۳ و ۴ (جریان نقدی ورودی) و جدول‌های ۵ و ۶ (جریان نقدی خروجی) آمده است. همان‌طور که مشخص است مفروضات پروژه در خصوص جریان نقدی خروجی شامل هزینه‌های سرمایه‌گذاری مستقیم و غیرمستقیم یکسان در نظر گرفته شده ولی باید توجه کرد که به دلیل تفاوت در جریان نقدی ورودی هزینه‌های بانکی تغییر می‌کنند. دلیل این مطلب آن است که پس از رسیدن به تولید زودهنگام، جریان نقدی ورودی در الگوی مالی وارد می‌شود و چون آورده‌های پروژه در دو الگو متفاوت‌اند، در نتیجه هزینه‌های بانکی برای مقدار باقیماندۀ سرمایه‌گذاری از مرحلۀ تولید زودهنگام تا تولید نهایی متفاوت خواهد بود. درمورد هزینه‌های عملیاتی نیز با توجه به متغیر بودن این هزینه‌ها و با عنایت به اینکه این هزینه‌ها مشمول پرداخت‌های سه‌ماهه[۹] هستند در الگوی مالی سالیانه آورده نشده و تأثیرگذار نخواهند بود.

جدول ۵٫ جریان نقدی ورودی براساس قرارداد بیع متقابل

Buy-Back Cash In (Cumulative)

Cost Recovery

M$

REM

۱,۶۲۳,۰۰۰

Petroleum Cost Recovery ۲,۲۲۲,۸۹۰
Cum. Petroleum Cost Recovery + REM ۳,۸۴۵,۸۹۰

 

جدول ۶٫ جریان نقدی ورودی براساس بر اساس قراردادهای جدید (IPC)

IPC Cash In (Cumulative)

Cost Recovery

M$

Petroleum Cost Recovery ۲,۲۸۸,۰۸۷
Development Fee (DF) ۲,۳۲۰,۹۴۸
Cum. Petroleum Cost Recovery + DF ۴,۶۰۹,۰۳۴

 

جدول ۷٫ جریان نقدی خروجی براساس قرارداد بیع متقابل

Buy-Back Cash out

Year

Total

۱

۲

۳

۴

۵

۶

۷

۸

Capex

۱,۸۰۰,۰۰۰

۱۲۶,۰۰۰

۲۵۲,۰۰۰

۴۱۴,۰۰۰

۶۱۲,۰۰۰

۳۹۶,۰۰۰

Non- Capex

۲۷۰,۰۰۰

۱۸,۹۰۰

۳۷,۸۰۰

۶۲,۱۰۰

۹۱,۸۰۰

۵۹,۴۰۰

Capex + Non-Capex

۲,۰۷۰,۰۰۰

۱۴۴,۹۰۰

۲۸۹,۸۰۰

۴۷۶,۱۰۰

۷۰۳,۸۰۰

۴۵۵,۴۰۰

Total Bank Charges

۱۴۹,۲۳۶

۰

۴,۰۹۵

۱۱,۸۲۴

۲۲,۴۱۶

۳۶,۲۳۹

۴۲,۱۵۶

۲۴,۵۶۳

۷,۹۴۲

Yearly CASH OUT

۲,۲۱۹,۲۳۶

۱۴۴,۹۰۰

۲۹۳,۸۹۵

۴۸۷,۹۲۴

۷۲۶,۲۱۶

۴۹۱,۶۳۹

۴۲,۱۵۶

۲۴,۵۶۳

۷,۹۴۲

All Figures in M$

می‌توان با بحث درمورد درآمدهای پروژه، وضعیت هر دو نوع قرارداد را بررسی کرد. در بخش درآمدهای پروژه دو عامل اساسی قابل بررسی خواهد بود: اول بازگشت هزینه‌ها و دوم دستمزد یا پاداش پروژه. این موضوع با لحاظ مفاد قرارداد و سقف بازپرداخت سالیانه ۵۰ درصد برای قراردادهای جدید (IPC) و ۶۰ درصد برای قراردادهای بیع متقابل به دست می‌آید.

جدول ۸٫ جریان نقدی خروجی براساس قراردادهای جدید (IPC)

IPC Cash Out

Year

Total

۱

۲

۳

۴

۵

۶

۷

۸

Direct Capital Cost (DCC)

۱,۸۰۰,۰۰۰

۱۲۶,۰۰۰

۲۵۲,۰۰۰

۴۱۴,۰۰۰

۶۱۲,۰۰۰

۳۹۶,۰۰۰

Indirect Cost (IDC)

۲۷۰,۰۰۰

۱۸,۹۰۰

۳۷,۸۰۰

۶۲,۱۰۰

۹۱,۸۰۰

۵۹,۴۰۰

DCC + IDC

۲,۰۷۰,۰۰۰

۱۴۴,۹۰۰

۲۸۹,۸۰۰

۴۷۶,۱۰۰

۷۰۳,۸۰۰

۴۵۵,۴۰۰

Total CoM

۱۸۴,۷۸۰

۳,۱۵۰

۱۰,۹۴۶

۲۰,۷۰۹

۳۶,۳۰۷

۴۵,۹۸۳

۳۸,۰۶۸

۲۹,۶۱۶

Yearly CASH OUT

۲,۲۵۴,۷۸۰

۱۴۴,۹۰۰

۲۹۲,۹۵۰

۴۸۷,۰۴۶

۷۲۴,۵۰۹

۴۹۱,۷۰۷

۴۵,۹۸۳

۳۸,۰۶۸

۲۹,۶۱۶

All Figures in M$

همان‌طور که از محاسبات مشخص است ارزش حال خالص[۱۰] برای قراردادهای جدید (IPC) برابر ۳۶۰٫۷۵ دلار و برای قراردادهای بیع متقابل ۲۹۳٫۳۹ میلیون دلار به دست می‌آید که به‌ترتیب ۱۲٫۲۵ درصد و ۱۷٫۶۱ درصد از سهم میدان است. با توجه به اینکه IRR برای هر دو الگو ۱۵ درصد در نظر گرفته شده این تفاوت ناشی از میزان پاداش تعلق‌گرفته به پیمانکار است. این رقم برای قراردادهای جدید (IPC) برابر ۲،۳۲۰،۹۴۸،۰۰۰ دلار در دورۀ زمانی ۲۰ ساله و برای قراردادهای بیع متقابل برابر ۰۰۰،۰۰۰،۶۲۳،۱ دلار در دورۀ زمانی ۱۱ ساله به دست آمده است. این تفاوت در پاداش و طول مدت پرداخت یکی از مهم‌ترین تفاوت‌های این دو نوع قرارداد است. از این‌رو در قراردادهای بیع متقابل دستمزد بر مبنای وضعیت پروژه و براساس IRR پروژه و در قراردادهای جدید (IPC) براساس میزان تولید (Fee/Barrel) محاسبه و پرداخت می‌شود؛ به نحوی که هرچقدر تولید بیشتر شود طبیعتاً مقدار دستمزد یا پاداش نیز بیشتر خواهد شد. در نتیجه، پیمانکار انگیزه خواهد داشت تا با بالاتر بردن تولید به‌خصوص تولید تجمعی میزان پاداش خود را افزایش دهد. همان‌طور که از جدول‌های بالا مشخص است برای قراردادهای جدید (IPC) میزان پاداش به ازای هر بشکه نفت ۹٫۶۵ دلار و در ازای مقدار ثابت IRR=15% ارزش حال خالص بیشتری نسبت به قراردادهای بیع متقابل خواهد داشت.

البته دو نکته در این خصوص وجود دارد: ا) با توجه به اینکه میزان پاداش به ازای هر بشکه نفت[۱۱] تابعی از چانه‌زنی‌های قراردادی است، در صورت تصمیم برای اعمال ضریب R اگر سقف پرداخت‌های قراردادی را متأثر نسازد و همچنین IRR را در محدودۀ موردقبول نگاه دارد، قابل تغییر خواهد بود؛ ۲) سازوکار انگیزشی درنظرگرفته‌شده برای تولید بیشتر می‌تواند باعث شود پیمانکار طرف قرارداد با تولید بیشتر نسبت به مقادیر قراردادی مبلغ بیشتری را دریافت نماید.

۶٫ رهیافت‌ها و مزیت‌های اقتصادی

یکی از مباحث مطرح در اقتصاد پروژۀ توسعۀ میادین نفتی، افزایش بازدهی این طرح‌هاست، خصوصاً در میادینی که تولید نفت سنگینی دارند یا به دلایل فنی نسبت سرمایه‌گذاری به تولید در آن‌ها بالا است، افزایش تولید تجمعی یا تولید صیانتی از مخزن مهم‌تر نیز خواهد شد.

در واقع در میادینی مثل میادین نفتی بلوک اناران که از نظر فنی پیچیده‌اند و نسبت سرمایه‌گذاری آن‌ها به تولید نفتشان بالاتر از میزان متوسط دیگر پروژه‌ها است، علاوه بر اینکه شاخص‌های مالی که قبلاً به آن اشاره شد مهم‌اند، تولید تجمعی بیشتر به منظور بهره‌مندی اقتصادی بیشتر و در نتیجه افزایش درآمدهای حاصل از میدان نیز واجد اهمیت است. به تعبیر دیگر علاوه بر اینکه قرارداد می‌بایست پروژه را به لحاظ شاخص‌های مالی تضمین کند تا پیمانکار به توسعۀ آن راغب شود، باید تمهیداتی را نیز برای انتفاع بیشتر کارفرما و صاحب مخزن در نظر گرفت.

به نظر می‌رسد که سازوکار «پاداش به واحد بشکۀ تولیدشده» که در قراردادهای جدید (IPC) در نظر گرفته شده است، انگیزه‌های لازم را برای پیمانکار ایجاد می‌کند تا با افزایش تولید پایدار در مدت زمان معقول، به تولید تجمعی بیشتر و در نتیجه افزایش درآمدهای ارزی کشور کمک کند. توجه به این نکته ضروری است که در قراردادهای بیع متقابل چون طول مدت قرارداد محدود بود و پیمانکار در مدت بهره‌برداری در میدان حضور نداشت پیشنهادهای پیمانکار برای تولید لزوماً به تولید صیانتی منجر نمی‌شد؛ چرا که پیمانکار مایل بود با افزایش موقت تولید در مدت زمان کوتاه‌تری سرمایۀ خود را بازگردانده و میدان را ترک کند، در حالی که سازوکار درنظرگرفته‌شده برای اعمال روش‌های بهبود و افزایش تولید کمک خواهد کرد تا احتمالاً ضریب بازیافت مخزن افزایش یافته و منجر به تولید بهینه از مخزن گردد زیرا به دلیل طول مدت بیشتر قرارداد و مشارکت پیمانکار در بهره‌برداری از یک‌سو و سود پیمانکار از تولید بیشترِ میدان از سویی دیگر این امکان برد ـ برد برای طرفین به وجود آمده که با بهره‌گیری از فناوری‌های جدید انتفاع بیشتری کسب کند. به این مفهوم که استفاده از فناوری‌های جدید نه صرفاً یک الزام قراردادی که انگیزه‌ای است برای تولید و انتفاع بیشتر طرفین. در واقع این امکان‌های به‌وجودآمده، نه‌تنها الزاماتی را در نظام حقوقی برقرار می‌کند که در نظام حقیقی نیز سیستم‌های انگیزشی لازم را برای بهره‌گیری از دانش و فناوری روز فراهم می‌آورد. این مسئله علاوه بر اینکه با تضمین بازگشت سرمایه منافع مالی طرح را تأمین می‌نماید، نهایتاً و احتمالاً درآمد بیشتری را نیز نصیب مالک مخزن خواهد نمود چرا که احتمال تولید تجمعی بیشتر را که در اثر به‌کارگیری دانش روز فراهم شده افزایش داده و پیمانکار را نه با الزام حقوقی که با انگیزه‌های حقیقی برای تولید تجمعی بیشتر ترغیب می‌کند.

استفاده از فناوری‌های جدید در کنار افزایش طول مدت قرارداد و ایجاد امکان مشارکت برای شرکت‌های طرف قرارداد در حین تولید باعث خواهد شد طول مدت استفاده از مخزن نیز بیشتر شده و نفت قابل استحصال برای مدت بیشتر و با مقدار بیشتری تولید شود و نهایتاً ثروت ذخیره شده در مخزن نفتی به ثروتی قابل سرمایه‌گذاری برای نسل‌های بعدی تبدیل شود.

از طرف دیگر، در قراردادهای بیع متقابل چون سازوکار پاداش‌دهنده‌ای برای افزایش تولید وجود نداشت و پرداخت پاداش با هزینه‌ها مرتبط می‌شد عملاً پیمانکار دغدغه‌ای برای کنترل هزینه‌ها نداشت، در حالی که در قراردادهای جدید (IPC) سود پیمانکار ناشی از عملکرد او در افزایش تولید خواهد بود زیرا پاداش‌ها به واحد تولید وابسته شده‌اند.

جدول ۹٫ مقایسه مزیت‌های اقتصادی قراردادهای بیع متقابل و قراردادهای جدید (IPC)

میزان سود

سطح تولید

اثر قیمت نفت

تولید صیانتی

بیع متقابل

نرخ پاداش و دستمزد با هزینه‌ها مرتبط است.

سازوکار انگیزشی برای افزایش تولید تجمعی وجود ندارد.

کارفرما از افزایش یا کاهش قیمت نفت متأثر می‌شود ولی پیمانکار بهره‌ای از افزایش قیمت نفت نمی‌برد و با کاهش آن متضرر می‌شود.

پیمانکار انگیزه‌ای برای تولید صیانتی نداشته و درصدد تولید بیشتر در زمان کوتاه‌تر است.

قراردادهای جدید (IPC)

نرخ پاداش و دستمزد با افزایش تولید مرتبط است.

سازوکار انگیزشی برای افزایش تولید تجمعی وجود دارد.

کارفرما از افزایش یا کاهش قیمت نفت متأثر می‌شود ولی تأثیر آن روی پیمانکار کم است.

به دلیل افزایش طول مدت قرارداد و پاداش تولید، پیمانکار برای تولید صیانتی با انگیزه‌تر است.

 

۷٫ نتیجه

همان‌طور که در محاسبات فوق دیده می‌شود به شرط در نظر گرفتن مفروضات یکسان، هم پاداش و هم ارزش حال خالص برای سرمایه‌گذار در قراردادهای جدید (IPC) نسبت به قراردادهای بیع متقابل بیشتر است. این موضوع نشان می‌دهد که قراردادهای جدید (IPC) درمجموع جذابیت بیشتری از قراردادهای بیع متقابل دارند. علاوه بر این، در صورتی که پیمانکار موفق شود تولید خود را از میدان افزایش دهد باز هم می‌تواند عایدات خود را از پروژه بهبود بخشد.

جدول ۱۰٫ خلاصۀ نتایج مالی قراردادهای بیع متقابل و IPC

Buyback

Contractor

Government

Project

IRR

(%)

۱۵٫۰۰

۴۱٫۵۸

NPV

(MMUSD)

۲۹۳٫۳۹

۳,۶۰۵٫۳۹

۳,۸۹۸٫۷۸

Share

(%)

۱۲٫۲۵

۸۷٫۷۵

IPC

Contractor

Gov.

Project

IRR

(%)

۱۵٫۰۰

۴۱٫۳۷

NPV

(MMUSD)

۳۶۰٫۷۵

۳,۶۰۸٫۷۲

۳,۸۹۹٫۴۷

Share

(%)

۱۷٫۶۱

۸۲٫۳۹

نکتۀ مهم آن است که علی‌رغم بالا رفتن سهم پیمانکار از میدان، با توجه به سقف حداکثر میزان برداشت، ارزش حال خالص در هر دو قرارداد به یکدیگر نزدیک است. در واقع با نگاهی به جدول ۷ می‌توان دریافت که با تنظیم شرایط قراردادی بدون اینکه کارفرما متضرر شود به پیمانکار سود بیشتری رسیده است. نفع بیشتر اقتصادی کارفرما در صورتی است که پیمانکار بتواند با استفاده از فناوری‌های جدید و سازوکار انگیزشی که در قرارداد گنجانده شده، به تولید تجمعی بیشتری برسد.

نکتۀ مهم دیگر در این بررسی آن است که تا حد امکان سعی شده تا مبالغ قابل‌دریافت در طول مدت پروژه بازپرداخت گردد که این موضوع با توجه به سقف بازپرداخت و سهم آن از تولید میدان گاهی ممکن است به طولانی‌تر شدن زمان پرداخت منجر شود که این در نرخ بازگشت سرمایه مؤثر خواهد بود. علاوه بر این همان‌طور که در نمودار ۱ نشان داده شده است، محدودۀ تغییرات نرخ بازگشت سرمایه (IRR) حساسیت نسبتاً کمی را نسبت به قیمت نفت از خود نشان می‌دهند.[۱۲] این موضوع طبیعی است چون با توجه به سقف ۵۰ درصدی درنظرگرفته‌شده برای بازپرداخت‌ها، در صورت نزدیک شدن قیمت نفت به سقف بازپرداخت‌ها تأثیر آن بر نرخ بازگشت سرمایه کمتر شده و در صورت رسیدن به این سقف نیز به‌کلی بی‌اثر خواهد شد. همچنین، با توجه به اینکه در صورت کاهش قیمت نفت یا به هر دلیل دیگر مقادیری از بازپرداخت به آینده موکول شود، به آن سود تعلق می‌گیرد، این امر عملاً جبران مافات نموده و تأثیر چندانی بر نرخ بازگشت سرمایه نخواهد داشت. بنابراین، می‌توان نتیجه گرفت که با توجه به محدودیت‌های گفته‌شده، عوامل بیرونی مانند تغییر قیمت نفت نسبت به عوامل درونی مثل افزایش نرخ تولید تأثیر بسیار کمتری دارند و این موضوع کمک شایان توجهی به پیمانکار می‌کند تا با کاهش خطرهای بازار، تمرکز خود را بر تولید تجمعی بیشتر میدان قرار دهد و این موضوع هم پیمانکار و هم دارندۀ مخزن را منتفع می‌سازد.

قراردادهای نفتی

شکل ۴٫ نمودار آنالیز حساسیت نرخ بازگشت سرمایه نسبت به متوسط قیمت نفت

با توجه به اینکه جذابیت‌های مالی برای پیمانکار طرح می‌تواند به جذب سرمایۀ بیشتر و در نتیجه چرخش چرخ‌های صنعتی کشور کمک کند، از این‌رو خصوصاً درمورد میادینی که پیچیدگی‌های فنی باعث می‌شود رغبت کمتری برای سرمایه‌گذاری در آن‌ها وجود داشته باشد، می‌توان نتیجه گرفت که الگوهای قراردادی جذاب‌تر صرفاً موجب افزایش نرخ بازگشت سرمایه نمی‌شود بلکه در سطحی وسیع‌تر به اقتصاد کلان کشور نیز کمک می‌کند؛ چرا که اولاً تولید صیانتی باعث تولید تجمعی بیشتر و درنتیجه افزایش درآمدهای میدان خواهد شد و ثانیاً با شفاف‌تر شدن قانون الزام برای استفاده از منابع داخلی برای اجرای پروژه، امکان رشد شرکت‌های سازنده و پیمانکار داخلی نیز فراهم خواهد آمد.

نکتۀ حائز اهمیت دیگر آن است که اگرچه از محاسبات انجام‌شده می‌توان نتیجه گرفت که قراردادهای جدید در حالت ایستا جذابیت بیشتری از قراردادهای بیع متقابل دارند[۱۳] اما ملاحظات دیگری نیز وجود دارد که ممکن است شرایط را تغییر دهد. این تغییر شرایط تابع مقتضیاتی است که ممکن است یک قرارداد را حتی جذاب‌تر کند. مثلاً، در میادینی که با پیچیدگی‌های فنی روبرو هستند (برای نمونه پایین بودن نرخ برداشت) یا تولید نفت سنگین و مافوق سنگین دارند، حتی با مفروضات مالی یکسان، طبیعی است که هرچقدر انعطاف قراردادی بیشتر باشد و هرچقدر سازوکار پاداش‌دهنده مؤثرتر باشد، جذابیت قراردادی نیز بالاتر خواهد بود. بنابراین، انتخاب قراردادهای جدید (IPC) در میادینی که توسعۀ سخت‌تری دارند نسبت به میادینی که توسعۀ آن‌ها سهل‌تر است اهمیت بیشتری دارد؛ چرا که در این میادین پیمانکار خطر بالاتری را متحمل می‌شود و نیاز به انعطاف بیشتری نیز دارد. البته گاهی نسبت به این دست انعطاف‌ها احساس نگرانی پیش می‌آید ولی طبیعی است که سازوکار پاداش‌دهی ارائه‌شده تا حدّ زیادی این نگرانی‌ها را مرتفع کرده و قرارداد را به سمت برد- برد پیش می‌برد.

 


[۱]. Concession

[۲]. Production Sharing

[۳]. Rumaila Oil Field

[۴]. Fee / Barrel

[۵]. Internal Rate of Return (IRR)

[۶]. World Oil Outlook, 2015, OPEC

 

[۷]. Cash In

[۸]. Cash Out

[۹]. Current Basis

[۱۰]. Net Present Value

[۱۱]. Development Fee (DF) per BBL

[۱۲]. در نمودار ۱ در بخش افقی نمودار، متوسط قیمت جهانی نفت در طول ۲۰ سال مدت قرارداد در نظر گرفته شده است.

[۱۳]. اگرچه در مقایسۀ قراردادهای بیع متقابل، قراردادهای مشارکت در تولید، و قراردادهای جدید (IPC) می‌توان نتیجه گرفت که در حالت کلی قراردادهای جدید (IPC) از دو نوع قرارداد دیگر جذاب‌ترند، چنان‌که هم صاحب‌هنر و دیگران (۱۳۹۵) و هم Ghandi & Lawell (2016) به چنین نتیجه‌ای رسیده‌اند اما نکتۀ مهم آن است که انعطاف قراردادی و تغییر در شرایط در هر یک از این گونه قراردادها باعث تغییر در نتایج خواهد شد.

مراجع

ابراهیمی، نصرالله. ۱۳۸۸٫ «نگاهی به بهینه‌سازی قراردادهای بالادستی صنعت نفت: نسل سوم بیع متقابل». مشعل.

ابراهیمی، نصرالله و محمد شیریجیان. ۱۳۹۳٫ «قراردادهای بالادستی نفت و گاز جمهوری اسلامی ایران و دلالت‌های قانونی و الزامات قراردادهای جدید». فصلنامۀ اقتصاد انرژی ایران.

حاتمی. علی و اسماعیل کریمیان. ۱۳۹۳٫ حقوق سرمایه‌گذاری خارجی در پرتو قانون و قراردادهای سرمایه‌گذاری. چاپ اول. تهران: انتشارات تیسا.

خواجوی. علی. ۱۳۸۹٫ «بررسی قرارداد توسعۀ نفتی میدان رمیله در عراق و مقایسۀ اجمالی آن با قرارداد بیع متقابل». مجلۀ اکتشاف و تولید.

درخشان، مسعود. ۱۳۹۲٫ «ویژگی‌های مطلوب قراردادهای نفتی. رویکرد اقتصادی ـ تاریخی به قراردادهای نفتی در ایران». فصلنامۀ اقتصاد انرژی ایران.

هیئت وزیران. ۱۳۹۵٫ «شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز». قابل‌دسترس در:

                http://rc.majlis.ir/fa/law/show/982405

صاحب‌هنر، حامد و دیگران. ۱۳۹۵٫ «مقایسۀ تطبیقی رژیم مالی قراردادهای جدید نفتی ایران و قراردادهای مشارکت در تولید. مطالعۀ موردی میدان آزادگان جنوبی». فصلنامۀ نظریه‌های کاربردی اقتصاد.

کاظمی نجف‌آبادی، عباس و علیرضا غفاری و علی تک‌روستا. ۱۳۹۴٫ «ارزش‌گذاری اقتصادی قراردادهای بیع متقابل گازی در پارس جنوبی از طریق مقایسه با قراردادهای مشارکت در تولید». پژوهش‌نامۀ اقتصاد انرژی ایران.

معاونت پژوهش‌های اقتصادی مرکز پژوهش‌های مجلس شورای اسلامی. ۱۳۹۵٫ «مقایسۀ قراردادهای IPC با قراردادهای بیع متقابل».

مقدم. محمدرضا و محمد مزرعتی. ۱۳۸۵٫ «مدل‌سازی و تحلیل قراردادهای بیع متقابل و ارائة مدل بهینه‌سازی قرارداد در ایران». مجلۀ تحقیقات اقتصادی.

مؤمنی وصالیان. هوشنگ و حجت‌الله غنیمی‌فرد و محمد محمودی. ۱۳۸۹٫ «بررسی مقایسه‌ای قراردادهای بیع متقابل و مشارکت در تولید در پروژه‌های بالادستی صنعت نفت و گاز ایران». فصلنامۀ علوم اقتصادی.

Ghandi, Abbas and Cynthia Lin Lawell C.-Y. 2016. “An Analysis of the Economic Efficiency of Oil Contracts: A Dynamic Model of the Rumaila Oil Field in Iraq”. Working paper.

Sahebhonar, Hamed and Ali TaheriFard and Fazel Farimani. 2015. “Economic Analysis Of New Iranian Petroleum Contract (Ipc): The Case Study Of Caspian Sea Fields”.

Ghandi, Abbas and Cynthia Lin Lawell C.-Y. 2011. “Do Iran’s Buy-Back Service Contracts Lead to Optimal Production? The Case of Soroosh and Nowrooz”.

Bindemann Kirsten. 1999. “Production Sharing Agreement, An Economic Analysis”. Oxford Institute for Energy Studies.

World Oil Outlook. 2015. OPEC. Available at: http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/WOO%202015.pdf

دیدگاه ها

دیدگاهتان را بنویسید

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد. بخش‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *

نشرهای مشابه

نویسندگان امیر وهاب‌پور  ؛ سید محمد شجاعی؛ محمذ طهماسب‌زاده؛ فاطمه رسولی پژوهشکده علوم و فناوری انرژی شریف در فرایند استخراج نفت همواره مقداری آب و گاز طبیعی هم که در لایه‌های زیرین وجود دارند همراه نفت از چاه خارج می‌شوند. جدا از گازی که همراه نفت از چاه بالا آمده، وقتی نفت به سطح زمین و فشار اتمسفر می‌رسد […]

نویسندگان احسان مرزبان  ۱؛ مهدی محمدی۲؛ علی اصغر پورعزت۳؛ سید فرید قادری۴ ۱دانشجوی گروه آموزشی آینده پژوهی و مدیریت اسلامی دانشکده مدیریت، دانشگاه تهران، تهران، ایران ۲استادیار دانشگاه‌تهران، دانشکدۀ مدیریت، گروه مدیریت صنعتی ۳استاد دانشگاه‌تهران، دانشکدۀ مدیریت، گروه مدیریت دولتی ۴استاد دانشگاه‌تهران، دانشکدۀ فنی، گروه مهندسی صنایع ۱٫ مقدمه آینده ­پژوهی حوزه­ای چندرشته‌ای یا فرا‌رشته‌ای است که با ارتقای […]

نویسندگان محمد جواد ساکت  ۱؛ محمدصادق کریمی۲ ۱دانشجوی کارشناسی ارشدِ رشتۀ مهندسی سیستم‌های انرژیِ دانشگاه صنعتی شریف ۲دانشجوی دکتری رشتۀ مهندسی سیستم‌های انرژیِ دانشگاه صنعتی شریف اصل مقاله ۱٫ مقدمه بخش حمل‌ونقل به‌عنوان عامل ارتباط‌دهندۀ مراکز عرضه و تقاضا و عنصر پیونددهندۀ فعالیت‌های اقتصادی، از دو بُعد توسعۀ ملی و قیمت نهایی کالا و خدمات، نقش اساسی و […]

نویسنده محمد نوروزی  دانشگاه امام صادق علیه السلام و مرکز رشد دانشگاه امام صادق علیه السلام اصل مقاله ا. مقدمه قرارداد بالادستی نفت ، ابزاری حقوقی برای توسعۀ میادین نفتی است. حساسیت‌های فراوان صنعت نفت که در بستری تاریخی قابل‌تحلیل است بر چالش‌برانگیز بودن قراردادهای نفتی افزوده است. در بسیاری از کشورهای صاحب ذخایر نفتی، […]

درباره ما

گروه سیاست گذاری انرژی (پاسا) از سال 93 با محوریت فعالیت های علمی پژوهشی دانشجویان کارشناسی ارشد و دکترای مهندسی سیستم های انرژی و با محوریت جناب دکتر ملکی تشکیل شد. محورهای اصلی فعالیت ها در این گروه عبارتند از اجرای پروژه های علمی-پژوهشی در حوزه سیاست گذاری، آینده پژوهی، امنیت و اقتصاد انرژی. همچنین گروه پاسا در زمینه آموزش و تربیت نیرو، دوره های علمی و صنعتی را در زمینه انرژی و زمینه های مورد نیاز سازمان ها برگزار می کند

تماس با ما

آدرس: تهران، خیابان آزادی، دانشگاه صنعتی شریف، دانشکده مهندسی انرژی

6616 - 09127350664

info@iepi.ir

کلیه حقوق مادی و معنوی سایت برای گروه پژوهشی سیاست گذاری انرژی محفوظ می باشد . طراحی سایت و اجرا گروه نرم افزاری وینپ