نخستین قرارداد جدید نفتی در پساتحریم دوشنبه (دوازدهم تیرماه) بین شرکت ملی نفت و کنسرسیوم بین‌المللی به رهبری شرکت نفتی توتال فرانسه برای توسعه فاز 11 پارس جنوبی امضا شد.
ارزش قرارداد توسعه فاز 11 پارس جنوبی چهار میلیارد و ۸۰۰ 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 قراردادهای نفتی است که پس از لغو تحریم‌ها به امضا می‌رسد، دارای اهمیت زیادی است.
روند امضای قرارداد
به گزارش پایگاه اطلاع‌رسانی شرکت ملی نفت ایران، با توجه به‌ضرورت توسعه فاز میدان مشترک گازی پارس جنوبی، مذاکرات با شرکت توتال برای توسعه و بهره‌برداری فاز 11 پارس جنوبی در قالب قراردادهای جدید نفتی ایران از اوایل اردیبهشت‌ماه 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.
درنهایت، «علی کاردر» مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران، «پاتریک پویان» مدیرعامل شرکت نفتی توتال فرانسه، «لو» مدیرعامل شرکت ملی نفت چین (اینترنشنال) و «عزت‌الله 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 می‌کند.
مراحل قانونی عملیاتی کردن قرارداد
عقد این قرارداد به استناد ماده 11 قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مصوب نوزدهم اردیبهشت‌ماه 1391 مجلس شورای اسلامی، با کسب مجوز از وزیر نفت، فقط با رعایت آیین‌نامه معاملات شرکت ملی نفت ایران انجام‌شده 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 اخذشده است.
تأییدیه 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 باهدف تولید حداکثری و پایدار روزانه 2 میلیارد فوت مکعب (برابر با حدود 56 میلیون مترمکعب) گاز غنی‌ترش از منابع بخش فراساحل فاز 11 میدان گازی مشترک پارس جنوبی و انتقال آن به خشکی اجرا می‌شود.
با اجرای این طرح برآورد می‌شود در 20 سال دوره قرارداد 335 میلیارد مترمکعب گاز طبیعی غنی و ترش از این میدان مشترک تولید شود که از این گاز غنی‌ترش 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. 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 تأمین نیازهای کشور و تقویت آن‌ها در امر صادرات» مصوب ششم شهریورماه 1391 است.
همچنین، پیمانکار موظف به انجام تحقیق و توسعه مشترک درزمینهٔ 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 طرف‌ها با تأیید شرکت ملی نفت ایران مشخص می‌شود.
بر این اساس، راهکارهای موردنیاز برای ارتقای ظرفیت‌ها و قابلیت‌های طرف ایرانی (شرکت پتروپارس) درزمینهٔ مربوط به مهندسی و مدیریت مخزن، مدیریت پروژه‌های بزرگ گازی و مدیریت دارایی‌ها و تأمین مالی را باید به‌روشنی 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 حرفه‌ای، اجرای طرح‌های تحقیقاتی مشترک، توسعه آزمایشگاه‌های تحقیقاتی و تبادل نیرو، قرارداد همکاری منعقد می‌شود.
ج- بر بهره‌گیری از حداکثر توان پیمانکاران و شرکت‌های داخلی باهدف انتقال فناوری تأکید 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 خریداری‌شده از داخل از سوی پیمانکاران برنده‌شده در مناقصات، این پیمانکاران موظف به پرداخت جریمه می‌شوند.
حفظ حاکمیت ملی بر مخزن گازی و تأسیسات
در این قرارداد تصریح‌شده مالکیت مخزن، هیدروکربورها استخراج‌شده و تأسیسات، همگی از ابتدا تا انتها متعلق به شرکت ملی نفت ایران (از طرف جمهوری اسلامی ایران) است.
سهم اعضای کنسرسیوم بین‌المللی
بر اساس این قرارداد، یک کنسرسیوم بین‌المللی به رهبری توتال فرانسه ایجادشده است که شاخه بین‌المللی شرکت ملی نفت چین و پتروپارس ایران اعضای دیگر آن را تشکیل می‌دهند.
سهم توتال به‌عنوان رهبر این کنسرسیوم در این قرارداد 50.1 درصد است.
شاخه بین‌المللی 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 بالغ‌بر 23 میلیارد دلار می‌شود.
ارزش گاز سبک شیرین تولیدی نیز با فرض هر مترمکعب 10 سنت دلار بالغ‌بر 31 میلیارد دلار می‌شود و درمجموع 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 می‌شود ارزش تولیدات این میدان پس از پایان قرارداد (باقیمت‌های فرض شده حدود 50 دلار) بالغ‌بر 30 میلیارد دلار شود که درنتیجه درآمد کشور از اجرای این طرح، از 84 میلیارد دلار باقیمت‌های 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 توسعه‌ای) 2 سکوی تولیدی هر یک با 15 حلقه چاه جهت تولید 2 میلیارد فوت مکعب گاز (حدود 56 میلیون مترمکعب) در روز و تأسیسات مربوط و دو رشته خط لوله 32 اینچ جمعاً به طول 270 کیلومتر است.
بخش دوم طرح شامل سکوی فشارافزایی برای حفظ تولید از این میدان است که جزو فناوری‌های پیچیده و منحصربه‌فرد در منطقه است و اهمیت اقتصادی بسیار زیادی دارد.
زمان‌بندی اجرای طرح
مطابق زمان‌بندی پیش‌بینی‌شده، 40 ماه پس از امضای قرارداد، تولید اولیه از میدان آغاز می‌شود.
با توجه به پیچیدگی ساخت تأسیسات فشارافزایی در فاز دوم، 36 ماه زمان برای مطالعه و آماده‌سازی و 60 ماه زمان برای ساخت سکو در نظر گرفته‌شده 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 تأمین همه منابع مالی موردنیاز (اعم از مستقیم و غیرمستقیم) برای اجرای طرح است و شرکت ملی نفت ایران تا پیش از آغاز تولید از میدان هیچ مبلغی به‌طرف دوم پرداخت نمی‌کند.
آغاز بازپرداخت به پیمانکار، فقط منوط به آغاز تولید از میدان و از محل بخشی از تولید آن است.
شیوه بازپرداخت
اصل هزینه سرمایه مستقیم طرف دوم، 10 ساله است که در مقایسه با قراردادهای پیشین بیع متقابل (با دوره بازپرداخت چهارتا 6 ساله) یک دستاورد مهم خواهد بود.
میزان پرداخت دستمزد به پیمانکار در هرسال، وابسته به مقدار تولید از میدان است. پرداخت هزینه بهره‌برداری و هزینه سرمایه‌ای غیرمستقیم به‌صورت جاری خواهد بود.
همه هزینه‌های اشاره‌شده، باید بر اساس برنامه‌وبودجه عملیاتی سالیانه انجام شود و بازپرداخت آن‌ها منوط به اخذ تأییدیه‌های لازم از شرکت ملی نفت ایران است.
ساخت سکوهای فشار افزا برای نخستین بار در خاورمیانه
عملیات فاز دوم که کلیدی‌ترین بخش این طرح است و برای نخستین بار در خاورمیانه انجام می‌شود، 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 سال‌های آتی است.
سکوی فشار افزایی اشاره‌شده 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 زیست‌محیطی
از منظر زیست‌محیطی، با استفاده از گاز طبیعی حاصل از اجرای این طرح و جایگزینی آن با انواع سوخت‌های مایع، برآورد می‌شود سالیانه حدود 21 میلیون تن دی‌اکسید کربن و 1380 تن مونوکسید کربن ناشی از احتراق سوخت‌های فسیلی کاهش یابد.
همه استانداردهای زیست‌محیطی در اجرا و بهره‌برداری از طرح منظور شده است.
پایان کار توسعه پارس جنوبی
فاز 11، آخرین فاز پارس جنوبی به شمار می‌رود که هنوز وضعیت توسعه آن مشخص نشده بود و پیمانکاران و شرکت‌های داخلی و بین‌المللی که مسئولیت توسعه آن را بر عهده داشته‌اند، تاکنون نتوانسته بودند به تعهدات خود عمل کنند.
توسعه فاز 11 در سال‌های گذشته به سرانجام نرسید. شرکت‌های متعدد اروپایی، آسیایی و حتی ایرانی قرار بود توسعه این فاز را عهده‌دار شوند اما کار را به انجام نرساندند.
سایر فازهای پارس جنوبی در سال‌های گذشته، تعیین تکلیف شده‌اند، برخی از فازها به بهره‌برداری رسیده و سایر فازها در مرحله راه‌اندازی یا توسعه قرار دارند اما فاز 11 به‌دلایل مختلف، همواره بلاتکلیف باقی‌مانده بود.
بدین ترتیب با امضای قرارداد توسعه فاز 11، تکلیف روند توسعه همه فازهای پارس جنوبی مشخص‌شده است.
منبع:ایرنا