نگاهی به تحولات و کارنامه قراردادهای بیع متقابل

ـ قراردادهای بیع متقابل یکی از انواع قراردادهای خرید خدمت هستند که در اوایل دهه هفتاد به ابتکار شرکت ملی نفت ایران طراحی شدند و هدف آن تأمین مالی پروژه‌ها و جذب تکنولوژی در صنعت نفت بود و تا پایان دولت دهم، مدل اصلی کشورمان برای قراردادهای نفتی با خارجی ها محسوب می شدند.

ـ نگاهی به نتایج قراردادهای بیع متقابل از زوایای مختلف، حاوی نکات مهم و قابل تاملی درباره کارنامه شرکت‌های خارجی در ایران است و می تواند درس های مفیدی برای شرایط امروز کشور دارد.

ـ قراردادهای بیع متقابل با وجود تمام مزایایی که داشتند و کارنامه مثبتی که در زمینه توسعه پارس جنوبی به جای گذاشتند، در زمینه توسعه میادین نفتی اصلا موفق نبودند (میادینی که اتفاقا تمامی آنها به غیر از آزادگان جنوبی مستقل بودند) و نقاط ضعف بزرگی مانند عدم رعایت موازین تولید صیانتی، نادیده ­گرفتن ظرفیت­ های داخلی در پیمانکارهای فرعی، عدم انتقال تکنولوژی به مفهوم واقعی آن و عدم انعطاف‌پذیری هزینه های پیمانکار داشتند.

پژوهش خبری صدا و سیما: قراردادهای بیع متقابل یکی از انواع قراردادهای خرید خدمت هستند که در اوایل دهه هفتاد به ابتکار شرکت ملی نفت ایران طراحی شدند و هدف آن تأمین مالی پروژه‌ها و جذب تکنولوژی در صنعت نفت بود و تا پایان دولت دهم، مدل اصلی کشورمان برای قراردادهای نفتی با خارجی ها محسوب می شدند. در واقع، قراردادهای بیع‌متقابل حالت خاصی از قراردادهای ریسکی خرید خدمت هستند که پیمانکار طرف قرارداد، عملیات مربوط به اکتشاف و توسعه را در قبال دریافت حق الزحمه ای معین انجام می‌دهد. قراردادهای بیع متقابل تقریبا از نظر تئوری اکثر نگرانی‌های طرف ایرانی را به لحاظ حفظ مالکیت و حاکمیت دولت بر منابع طبیعی کشور، مرتفع می ساخت. همچنین دولت ایران هیچ تعهدی برای بازپرداخت هزینه­ های انجام گرفته توسط شرکت پیمانکار نداشته و ریسک سرمایه‌گذاری بعهده پیمانکار گذاشته شده است. نکته قابل توجه دیگر این است که پیمانکار در عموم قراردادها به استفاده حداقل 50 درصدی از توان فنی داخلی اجبار شده است. مبنای داوری حقوقی در صورت بروز مشکل دادگاه ایران معرفی شده است و بهره ­برداری در اختیار شرکت ملی نفت ایران است. پیمانکار هیچ حقی از تأسیسات ندارد و در صورتیکه نظارت جامع و دقیقی بر تعهدات فنی پیمانکار اعمال شود این قرارداد می تواند تامین حداکثری منافع ملی را در پی داشته باشد. با توجه به تغییراتی‌که در قراردادهای بیع‌متقابل صورت گرفته است می‌توان آنها را در سه نسل طبقه‌بندی کرد:

 نسل اول : قراردادهای توسعه و یا اکتشاف،که مشخصه اصلی آنها تعیین مبلغ قرارداد بصورت ثابت بوده و برای کارهای اکتشافی و یا توسعه میادین به کار رفته است.

 در تمامی‌ این‌ قراردادها، مبلغ قرارداد از سقف مشخصی برخوردار بوده است و هزینه‌های پیمانکار بایستی حداکثر معادل سقف و یا کمتر از آن باشد. این مسئله باعث انعطاف‌پذیری پایین قرارداد از یکسو و کاهش تعامل پیوسته میان پیمانکار و کارفرما در جریان تعیین هزینه‌های سالیانه از سوی دیگر می‌گردد و ارتقای توانمندی‌های مدیریت را با اختلال مواجه می‌سازد.

 همچنین در این قراردادها طرح جامع توسعه میدان توسط شرکت پیمانکار تهیه می‌شد و شرکت ملی نفت بدون مشارکت در تهیه این طرح تنها آن را تصویب می‌کرد.

· نسل دوم: قراردادهای توأم اکتشاف و توسعه میادین که طبق آن، پیمانکار اکتشافی حق دارد در صورت اکتشاف میدان هیدروکربوری و تجاری بودن آن، مستقیماً و بدون قرارداد جدید با سقف مشخص و ثابت، عملیات توسعه را بعهده گیرد.

· نسل سوم: قراردادهای توسعه و قراردادهای توأم اکتشاف و توسعه میادین است که سقف مبلغ قرارداد از طریق برگزاری مناقصات در زمانی پس از تنفیذ قرارداد مشخص خواهد شد.

 هر چند در این نوع از قراردادها نسبت به نسل اول انعطاف بیشتری نسبت به تعیین مبلغ قرارداد وجود دارد و اصطلاحا سقف‌باز (open capex) هستند، لیکن بعد از مشخص شدن هزینه‌های سرمایه‌ای بعد از انجام مناقصات و صدور سفارش خرید تجهیزات، سقف تعیین شده ثابت بوده و طی اقساط مساوی در دوره مربوطه به پیمانکار بازپرداخت می‌شود. به عبارت دیگر ریسک افزایش هزینه‌های سرمایه‌ای از عهده پیمانکار خارج گشته است، اما کماکان ریسک افزایش هزینه‌های عملیاتی وجود دارد.

تعداد و شرایط قراردادهای بیع متقابل امضا شده:

در مجموع 16 قرارداد در نسل اول توسعه، 7 قرارداد در نسل اول اکتشاف، 4 قرارداد در نسل دوم اکتشاف و توسعه و 8 قرارداد در نسل سوم توسعه منعقد گردید. از میان سه نسل متفاوت از قراردادهای بیع متقابل، نسل دوم قراردادهای اکتشاف و توسعه به نتیجه مطلوب منتهی نشد و از میان نسل سوم قراردادهای توسعه، تنها توسعه میدان یادآوران، آزادگان شمالی، یاران شمالی و آذر اجرایی شده است. همچنین تنها برخی از قراردادهای اکتشافی نسل اول به تولید تجاری منتهی گردید. می‌توان گفت مطلوب‌ترین عملکرد مربوط به قراردادهای نسل اول توسعه بوده است که شرایط حاکم بر آن عبارت بود از:

- قیمت قرارداد و سقف آن: در کلیه قراردادهای توسعه میادین نسل اول، قیمت قرارداد دارای سقف معینی است و هزینه‌های پیمانکار بایستی حداکثر معادل سقف و یا کمتر از آن باشد، سقف قراردادی جز در موارد کارهای اضافی که شرکت ملی نفت ایران به پیمانکار ارجاع می نماید قابل افزایش نمی‌باشد و هر پرداختی اضافه بر سقف قرارداد (که به تأیید شورای اقتصاد رسیده است) نیاز به تأیید مجدد شورای اقتصاد دارد.

- طرح جامع توسعه: در تمامی قراردادهای توسعه نسل اول طرح جامع توسعه توسط پیمانکاران تهیه شده و نهایتاً به تصویب شرکت ملی نفت ایران رسیده است.

- مدت قرارداد: در اکثر قراردادهای توسعه میادین، مدت اجرای قرارداد معمولاً بین 4 تا 5 سال از تاریخ تنفیذ قرارداد و مدت بازپرداخت بین 7 تا 9 سال از تاریخ خاتمه عملیات توسعه و یا شروع تولید اولیه در نظر گرفته است.

- هزینه‌ها: در تمامی قراردادها، هزینه‌های نفتی شامل هزینه‌های سرمایه‌ای، هزینه‌‌های عملیاتی، هزینه‌های بانکی و هزینه‌های آموزشی می‌باشد. این هزینه‌ها باضافه مبلغ حق‌الزحمه و دستمزد قابل پرداخت به پیمانکاران است.

- بازپرداخت هزینه‌ها و حق الزحمه پیمانکار : بجز سه قرارداد سیریA و E، فاز یک و فاز 2 و 3 پارس جنوبی که طی انها بازپرداخت هزینه‌های پیمانکار از محل دیگری بجز محصول میدان ممکن شده است در تمامی قرارداد هزینه‌ها و حق­الزحمه پیمانکاران از محل درآمد محصول میدان پرداخت می‌گردد (بعد از تصویب تبصره (29) قانون بودجه سال 1378 کل کشور که ضمن آن مقرر شده بود حداقل 40 درصد عواید طرح در دورة بازپرداخت به حساب درآمد عمومی کشور واریز گردد، این موضوع در قراردادهای نسل اول درج و حداکثر 60 درصد عواید طرح برای بازپرداخت هزینه‌ها تخصیص یافته است.).

- تولید: در تمامی قراردادها، بازپرداخت هزینه‌های پیمانکار زمانی قانونی و قراردادی است که پیمانکار به تولید اولیه تعریف شده در قرارداد و طرح جامع توسعه پیدا کند. شرط تحقق تولید اولیه و یا زودهنگام در تمامی قراردادها، دست یابی به میزان تولید ذکر شده در قراردادها طی مدت حداقل 21 روز در یک دوره متوالی 28 روزه است.

- تصدی و مسئولیت عملیات: در قراردادهای نسل اول، عامل (operator) انجام عملیات در طول مدت عملیات توسعه پیمانکار است و پس از خاتمه عملیات توسعه و تحویل آن، عامل عملیات شرکت ملی نفت ایران است. همچنین در این نسل از قراردادها، ماده یا ضمیمه‌ای بعنوان انتقال دانش فنی از طرف پیمانکار دیده نمی‌شود. فقط در بعضی از قراردادها در ماده مربوط به (تصدی و مسئولیت عملیات) پیش بینی شده است که جهت استفاده از دانش فنی پیمانکار در زمان پس از خاتمه عملیات توسعه قرارداد خدمات و کمک فنی بین طرفین منعقد گردد.

- استفاده از توان و امکانات داخلی: تا قبل از تصویب قانون حداکثر استفاده از توان فنی و مهندسی کشور در قوانین بودجه سالیانه شرکت‌های دولتی در قراردادهای بیع‌متقابل ملزم می گردیدند در قراردادهای منعقده، شرکت‌های خارجی را به استفاده از حداکثر توان موجود کشور مجبور نماید. در قراردادهای بیع‌متقابل نسل اول پیمانکاران ملزم به رعایت قانون گردیده و بعضاً با استفاده از استثنائات موجود در قانون، میزان درصد استفاده از ساخت داخل توسط شورای اقتصاد کاهش یافته و در قرارداد درج شده است. در هیچ یک از دو مورد فوق، تشویق و یا جریمه‌ای برای پیمانکار در صورت رعایت بیشتر یا عدم رعایت حدنصاب وجود ندارد.

- نرخ بازگشت سرمایه: نرخ بازگشت سرمایه (ROR) در این قراردادها مشخص و ثابت بوده و قبل از امضاء قرارداد بایستی در پیشنهاد پیمانکار اعلام گردد و بطور قطعی تعیین و در محاسبات اعمال شود.

البته سه قرارداد منعقده اولیه برای توسعه میادین نفتی سیری A و E با شرکت توتال و میدان گازی پارس جنوبی (فاز های 2 و 3 و همچنین فاز 1) با شرکت های توتال و پتروپارس در زمینه بازپرداخت هزینه های پیمانکاران تفاوتی با بقیه قراردادهای منعقده برای توسعه میادین داشت. در این سه قرارداد، با استفاده از مجوز داده شده در قسمت (1.1) بند (و) تبصره (29) قانون بودجه سال 1376، جهت بازپرداخت هزینه‌های پیمانکاران منبع دیگری بغیر از تولیدات میدان در نظر گرفته شده است. در این بند قانونی به شرکت ملی نفت ایران اجازه داده شده بود در رابطه با طرح­های موضوع جدول شماره (13) بند (م) تبصره (22) قانون برنامه دوم توسعه، قرارداد بیع‌متقابل منعقد نماید و هزینه بازپرداخت آنها را از محل صادرات کالاهای تولیدی آنها (نه از محل صادرات کالاهای تولیدی هر طرح برای همان طرح) انجام دهد.

کارنامه قراردادهای بیع متقابل به روایت آمار:

نگاهی به نتایج قراردادهای بیع متقابل از زوایای مختلف، حاوی نکات مهم و قابل تاملی درباره کارنامه شرکت‌های خارجی در ایران است و می تواند درس های مفیدی برای شرایط امروز کشور دارد. لیست این قراردادها به شرح زیر است (همانطور که اشاره شد، بررسی عملکرد قراردادهای بیع متقابل نشان می دهد که تنها نسل اول قراردادهای توسعه به مرحله اجرا درآمده است و از میان نسل سوم قراردادهای بیع متقابل نیز تنها میدان یادآوران به پیمانکار خارجی واگذار شده است):

الف- میزان افزایش تولید محقق شده : همانطور که در جدول 1 آمده است، در نسل اول قراردادهای توسعه بیع متقابل، 16 پروژه بالادستی (10 پروژه نفتی و 6 پروژه گازی) به پیمانکاران مختلف همچون توتال، شل، انی و سایر شرکت‌های خارجی و داخلی واگذار شد که هدف آن دستیابی به افزایش تولید 1006 هزار بشکه در روز نفت خام و 343 میلیون متر مکعب گاز و 510 هزار بشکه میعانات گازی با جذب 29.5 میلیارد دلار سرمایه‌گذاری بود. هرچند این قراردادها در زمینه توسعه پروژه های گازی (فازهای مختلف پارس جنوبی) موفق بودند و اهداف مدنظر برای افزایش تولید گاز و میعانات گازی تا حدود زیادی محقق شدند (به غیر از فاز 12 پارس جنوبی که نیمه کاره ماند و بعدا توسط شرکت های داخلی تکمیل شد) اما در زمینه نفت این قراردادها کارنامه بسیار منفی بر جای گذاشتند. همانطور که در جدول زیر مشاهده می‌شود،در دوره مورد بررسی (1379 تا 1393) در خوشبینانه‌ترین حالت، تنها 58 درصد از سطح تولید نفت مذکور محقق شده است (587.44 هزار بشکه در روز).

از میان میادین واگذار شدهتنها تولید متوسط سالیانه میادین دارخوین و بلال به سطح مورد نظر قرارداد رسیده است و مابقی میادین مذکور در هیچ سالی به سطح مورد نظر قرارداد نرسیده اند و در بسیاری از موارد فاصله میان مقدار محقق شده و هدف قرارداد قابل توجه بوده است. در مابقی پروژه‌ها تولید تحقق‌یافته یا به سطح پلتو (سطح مورد نظر قرارداد) نرسیده‌ است و یا پس از دوره آزمایشی 21 روزه به سرعت کاهش یافته‌ است. میادین سلمان، فروزان و اسفندیار، نصرت و فرزام نیز اساساً توسعه پیدا نکرده‌اند و میدان آزادگان جنوبی نیز توسط شرکت مناطق نفت‌خیز جنوب توسعه یافته است. میدان مسجد سلیمان نیز تنها دو ماه در سطح پلتو باقی مانده است و سپس ظرف حدودا یکسال تولید آن کاملا متوقف شده است.به‌گونه‌ای که تولید انباشتی این میدان در طول دوره اجرای طرح بیع‌متقابلتنها 7.3 درصدتولید انباشتی پیش‌بینی شده در طرح جامع توسعه میدان بوده است. در میدان سروش نیز هدف قرارداد 190 هزار بشکه نفت خام بوده است که باید در مرحله تولید اولیه 60 هزار بشکه و بعد از 45 ماه از تاریخ عقد قرارداد (تیرماه 82) به سطح 190 هزار بشکه در روز می‌رسید. در حالی که با تأخیر دو ساله پروژه با نواقص و مشکلات متعددی نظیر وقوع خوردگی وسیع در تجهیزات و عدم کارایی سیستم نمک زدایی در مهرماه 1384 تحویل کارفرما شده و در نهایت، متوسط تولید در سال 1385 به 141.5 هزار بشکه در روز رسیده و در سال 1386 به بیشترین میزان خود 165.3 هزار بشکه در روز رسیده است و بعد از آن کاهش یافته است. طبق نمودار زیر در سال‌های گذشته هیچ‌گاه تولید نفت ناشی از پروژه‌های بیع متقابل از 350 هزار بشکه در روز فراتر نرفته است و تولید انباشتی به دست آمده برابر با 1329 میلیون بشکه بوده است کهتنها 52 درصداز هدف در نظر گرفته شده را پوشش می‌دهد.

ب- بررسی صیانتی بودن فرایند توسعه و تولید: در مورد نحوه توسعه و تولید از میادین و صیانتی‌ بودن آن، بررسی‌ها نشان از عدم رعایت موازین تولید صیانتی از میادین دارد. به‌گونه‌ای که در میدان سیری آ و ئی توان تولید میدان به مقادیر توافق شده نبوده است و به همین دلیل نسبت گاز به نفت بعضی از چاه‌ها در سال‌های انتهایی اجرای پروژه بسیار بالا رفته و مخزن قدرت ادامه تولید را نداشته است. در میدان سروش و نوروز نیز تولید زودهنگام فراتر از متوسط تولید در توافقات بوده است و نظارت کافی بر میزان و سقف تولید از چاه‌ها و تعداد چاه‌ها حفر شده وجود نداشته است. در میدان درود به منظور دستیابی‌ سریع‌تر به سطح تولید قراردادی و کاهش هزینه‌های سرمایه‌گذاری تزریق آب نسبت به گاز ترجیح داده شده است. همچنین موضوع جمع‌آوری گازهای همراه در قراردادهای نسل اول توسعه به صراحت مورد تأکید قرار نگرفته است و به عنوان مثال در میدان سیری روزانه 100 میلیون فوت مکعب گاز همراه نفت سوزانده شده است.

ج- میزان استفاده از توان داخلی: استفاده از توان داخلی و ظرفیت‌های فنی و مهندسی موجود در پروژه‌های بیع متقابل به درستی صورت نگرفته است. در میادین سروش و نوروز پیمانکار برای بالابردن مبلغ قرارداد و رسیدن هر چه سریع‌تر به هدف تداوم تولید در 21 روز متوالی، اقدام به حفر چاه‌های اضافی و نصب تأسیسات جدید سرچاهی نموده و از تأسیسات و چاه‌های قبلی استفاده نکرده است. در میدان درود نیز وضعیت مشابهی وجود داشته است و چاه‌های موجود مورد تعمیر و استفاده قرار نگرفته است. از سوی دیگر مطالعات متعدد صورت گرفته توسط کارشناسان داخلی و خارجی در خصوص ارجحیت تزریق گاز نسبت به آب در این میدان مورد توجه پیمانکار قرار نگرفته است.

د- انتقال فناوری و دانش فنی: انتقال فناوری و دانش فنی به مفهوم واقعی آن هیچ گاه صورت نگرفته است. چرا که اساسا شرکتهای خارجی انگیزه‌ای برای چنین اقدامی نداشتند و در بعضی از موارد نیز نسبت به متخصصین ایرانی برتری چندانی نداشته‌اند, به‌گونه‌ای که حتی در برخی موارد شواهد حاکی از انتقال معکوس فناوری از سوی متخصصین ایرانی به شرکت‌های خارجی بوده است. به عنوان مثال، میدان سروش پس از تحویل از سوی شرکت شل با مشکل جدی بالا بودن نمک همراه نفت تولیدی روبرو بوده است است و این شرکت نتوانست مقدار نمک را از 80 پی بی تی پایین‌تر بیاورد. اما با ابتکار کارکنان شرکت نفت فلات قاره و توسط یکی از سازندگان داخلی، مواد شیمیایی (تحلیل شکن) با ترکیب‌های جدید تولید شد که نمک نفت این میدان‌ها را به حدود ‌15 پی‌.تی‌.بی رسانده است  . همچنین در توسعه میدان بلال شرکت توتال در سال 1381 قادر به تولید از لایه نفتی خاتیا نگردید، اما متخصصین شرکت فلات قاره در سال‌های گذشته توانسته‌اند با توسعه این لایه نفتی و حفر 5 حلقه چاه، به تولید 5 هزار بشکه در روز از این لایه بپردازند  .

ه- طول دوره اتمام قرارداد: تمامی پروژه‌های بیع متقابل به جز میدان سیری یا با تأخیر به اتمام رسیدند و یا کماکان نا تمام هستند. می‌توان توسعه میدان سیری آ و ئی و توسعه فازهای 1 تا 5 را جزء سریع‌ترین طرح‌های اجرا شده بیع متقابل دانست که بدون تأخیر و یا حداکثر با 1 تا 2 سال تأخیر به اتمام رسیده‌اند. از سوی دیگر هم میدان درود در خرداد 1387 تحویل نهایی شده است که نسبت به زمان 4 ساله قرارداد، 69 ماه تأخیر داشته است. پروژه‌های نصرت و فرزام، سلمان، فروزان و اسفندیار و آزادگان جنوبی نیز کماکان ناتمام هستند. پروژه فاز 12 پارس جنوبی نیز بعد از نیمه کار رها شدن توسط شرکت‌های خارجی طرف قرارداد، توسط شرکت های داخلی (شرکت پتروپارس) تکمیل شد.

جمع بندی:

همانطور که اشاره شد، قراردادهای بیع متقابل با وجود تمام مزایایی که داشتند و کارنامه مثبتی که در زمینه توسعه پارس جنوبی به جای گذاشتند، در زمینه توسعه میادین نفتی اصلا موفق نبودند (میادینی که اتفاقا تمامی آنها به غیر از آزادگان جنوبی مستقل بودند) و نقاط ضعف بزرگی مانند عدم رعایت موازین تولید صیانتی، نادیده­ گرفتن ظرفیت ­های داخلی در پیمانکارهای فرعی، عدم انتقال تکنولوژی به مفهوم واقعی آن و عدم انعطاف‌پذیری هزینه های پیمانکار داشتند. همین مسائل در کنار تلاش وزارت نفت دولت یازدهم برای افزایش جذابیت قراردادهای نفتی باعث شد تا پرونده این قراردادها در پایان دولت دهم بسته شود و دولت فعلی به دنبال تدوین مدل جدید قراردادهای نفتی برود.

پژوهش خبری صدا و سیما//

* منابع در آرشیو موجود است.