انواع قراردادهای نفتی ایران در یک نگاه

سجاد عالی‌زاده|کارشناس نفت و تحلیلگر حوزه انرژی

در این یادداشت، مروری داریم بر تیپ‌های قراردادی توسعه میادین نفت و گاز ایران؛ مشخصه‌های ویژه هرکدام و معیارهایی برای انتخاب تیپ قراردادی برای توسعه‌‌ میادین:

تیپ قراردادی IPC برای میادین سبز (Green)

تیپ قراردادی IPC برای میادین سبز (توسعه‌نیافته و بکر) در حقیقت همان بیع متقابل امتداد یافته است‌. مراد از امتداد یافته آن است که فعالیت‌های شرکت پیمانکار محدود به دوران توسعه نخواهد ماند و عددی دو رقمی از سال‌های بهره‌برداری را هم شامل خواهد شد‌. تعبیه این دوران میان مدت بهره‌برداری با دو هدف صورت گرفته است‌. اول آنکه اطمینان حاصل کنیم که در توسعه مخزن به ضریب بازیافت آن آسیبی وارد نمی‌شود و دیگر آنکه چون در این تیپ قراردادی، پیمانکار به جایگاه شریک صاحب مخزن در درآمدهای حاصله برای دوره‌‌ای طولانی ارتقا می‌یابد، انتظار می‌رود شرکت پیمانکار برای بیشینه‌سازی درآمدهای خود از قبل بهره‌برداری میدان، بیشترین و بهترین تمهیدات مدیریتی و فناورانه را به کار می‌گیرد تا در نهایت، درآمدهای خود از میدان در یک دوره زمانی بیش از 10 سال و حداکثر 20 تا 25 سال (با احتساب دوران توسعه) را به ماکزیمم حالت ممکن برساند‌.

درآمدهای پیمانکار در ازای تولید از میدان، تابعی از دستمزد (Fee) متناسبی به ازای بشکه نفت یا هزار فوت‌مکعب گاز است‌. برقراری این رابطه خطی میان دستمزد و تولید بشکه نفت، اقتباسی از فرم قراردادی عراق موسوم به «دستمزد به ازای بشکه» (Fee Per Barrell) است‌.

 بازپرداخت هزینه‌های دوران توسعه هزینه‌های سرمایه‌‌ای (CAPEX) و هزینه‌های غیرسرمایه‌ای (NON-CAPEX) چون بیمه، مالیات، گمرک و‌.‌.‌.) و هزینه‌های دوران بهره‌برداری (OPEX ) به همراه سود بانکی توافق شده آن (هزینه‌‌ پول) نیز دارای سقف هزینه (Cost Stop) است‌. این سقف هزینه برای میادین نفتی 50 درصد و برای میادین گازی 75 درصد ارزش تولیدات میدان در دوران بهره‌برداری است‌. واضح است که هرچه تولیدات میدان به خصوص در سال‌های ابتدایی بهره‌برداری بیشتر باشد، این تسویه هزینه‌های دوران توسعه زودتر صورت می‌گیرد‌.

با این توضیحات مشخص است که حداکثر تلاش پیمانکار IPC بر این است که در دوران توسعه طوری عمل کند که اولا بیشترین تولید در دوران بهره‌برداری را اکتساب نماید که هم زودتر به اصل و فرع پول سرمایه گذاری اش برسد و هم دستمزد بیشتری بابت واحد بشکه تولیدی دریافت کند‌. البته این تیپ قراردادی در هزینه‌های سرمایه‌ای، دارای سقف باز ( Open CAPEX ) است‌. کارفرما به لحاظ دانش و توانمندی تخصصی فنی و حقوقی و قراردادی چنان خود را ارتقا دهد که اجازه ندهد پیمانکار، هزینه‌های مضاعف و زاید یا اضافه و صوری و دوباره کاری تعریف کند تا بدین وسیله، درآمدهای خود را از پیمان افزایش دهد‌.

تیپ قراردادی IPC برای میادین قهوه‌ای (Brown)

اما تیپ قراردادی IPC برای میادین قهوه‌ای (به تولید رسیده و نیازمند توسعه بیشتر) از یک «منحنی تخلیه پایه» سخن می‌گوید‌. این منحنی همان پیش بینی تولید روزانه در طی سال‌های آینده (در مدت قرارداد) است که میزان تولید از چاه‌ها را با فشار طبیعی مخزن و اقدامات تاکنون صورت گرفته را برآورد می‌کند‌. به عبارتی، این خط حد اثربخشی پیمانکار است‌. تولیدات پیمانکار برای رسیدن به پاداش، باید از این خط به سمت بالاتر عبور کند و در صورتی که به اندازه پیش‌بینی این منحنی یا کمتر از آن تولید کند، مستحق پاداشی شناخته نخواهد شد‌. این منحنی، پایه ریسک پیمانکار است‌. مبنای پرداخت پاداش مشابه این فرم قراردادی برای میادین سبز، دستمزد به ازای بشکه‌‌ تولیدی بالاتر از خط تخلیه پایه است‌. استهلاک اصل و فرع سرمایه‌گذاری برای میادین قهوه‌‌ای مطابق تیپ قراردادی IPC بر اساس همان قاعده‌‌ سقف هزینه (Cost Stop) صورت می‌گیرد‌.

تیپ قراردادی مناطق نفت خیز جنوب

این تیپ قراردادی که مخصوص میادین قهوه‌ای (به تولید رسیده و نیازمند توسعه بیشتر) است، مشابه روش تیپ قراردادی IPC برای میادین قهوه‌ای، از منحنی تخلیه پایه استفاده می‌کند‌. اما علاوه بر آن، دارای منحنی دیگری به نام «منحنی سناریوی پایه» است‌. این منحنی همان کف تولید مورد انتظار شرکت کارفرما از فعالیت‌های پیمانکار در طول سال‌های اجرای قرارداد است‌. نرخ بازگشت سرمایه پیمانکار نیز برابر نسبت تفاوت منحنی سناریوی پایه از منحنی تخلیه پایه است‌. اما به ازای تولید بیشتر از منحنی سناریوی پایه، پیمانکار از پاداشی متناسب با تولید بشکه‌های اضافه برخوردار خواهد شد‌.

تیپ قراردادی بیع متقابل (Buy- Back)

در این تیپ قراردادی شناخته‌شده در ایران، پیمانکار تامین هزینه‌های توسعه میدان را می‌پذیرد و پس از توسعه میدان، آن را به شرکت کارفرما برای بهره‌برداری تحویل می‌دهد و اصل و فرع سرمایه‌گذاری‌اش را از ارزش تولیدات میدان مطابق مواعد قراردادی توافق شده، مستهلک می‌کند‌. تسویه این سرمایه گذاری‌ها معمولا تا مدتی پس از بهره‌برداری از میدان ادامه می‌یابد تا اینکه هزینه‌های پیمانکار کاملا تسویه شود‌. کارفرما و پیمانکار می‌توانند توافق کنند که پیمانکار، از محصولات میدان برای تسویه طلبش بردارد یا با کسر مبلغی از هر بشکه تولیدی، ارزش ارزی محصولات میدان را دریافت کند‌.

تیپ قراردادی مهندسی، تدارک، اجرا، مالی (EPCF)

این تیپ همان مدل EPC معروف به کلید در دست (Turn Key) است که در دهه گذشته و در دوران تحریم‌های شدید، بیشتر پروژه‌های نفتی ایران به این شیوه اجرا شد‌. منتها ناشی از نبود منابع مالی برای توسعه میادین شرکت ملی نفت ایران و هم به صرفه بودن واگذاری تامین مالی به پیمانکار کلید در دست، بعد مالی (F) به ابعاد سه گانه گذشته اضافه شده است‌. البته این مدل دارای دو شاخه تامین مالی توسط خود پیمانکار مجری (EPCF) و یا تامین مالی توسط یک گروه مالی و سرمایه گذاری معرفی شده توسط پیمانکار مجری (EPC + F) است‌. هرکدام از این دو شاخه چندان تفاوتی با هم ندارند‌. تنها تسویه سرمایه و سود گروه مالی در شاخه دوم به صورت مستقل از پیمانکار مجری توسط کارفرما صورت می‌گیرد‌.

تفاوت اساسی دیگر تامین مالی در تیپ EPCF با تیپ EPC آن است که در تیپ EPC، کارفرما در ابتدا مبلغی معادل 15 درصد ارزش کل پروژه را به‌عنوان پیش‌پرداخت اجرای پروژه برای تمهید اجرای پروژه در اختیار پیمانکار قرار می‌داد و در ادامه مطابق شیوه پیشرفت پروژه توافق‌شده میان کارفرما و پیمانکار، در بازه‌های مشخصی صورت حساب توسط پیمانکار برای دریافت مطالبات صورت می‌گیرد و این روند تا اختتام پروژه ادامه می‌یابد‌. از هرکدام از صورت حساب‌های صادره پیمانکار هم، درصد متناسبی از مبالغ پیش پرداخت تا مستهلک شدن کل مبلغ پیش‌پرداخت همزمان با آخرین صورت حساب کسر خواهد شد‌.

معیارهای انتخاب تیپ قراردادی برای پروژه‌های نفتی و گازی

معیار مالی:

از دید مالی، تیپ قراردادی EPCF کم‌هزینه‌ترین تیپ اجرای پروژه برای کارفرماست‌. چون پیمانکار، شرح کارهایی مشخص را اجرا می‌کند و پس از تحویل کار، اصل سرمایه‌گذاری و سود بانکی (هزینه پول) را به اضافه سود پیمانکاری توافق شده خود را در بازه‌‌ زمانی مورد توافق کارفرما و پیمانکار در قرارداد، دریافت می‌کند‌. البته پیمانکار در چنین تیپ قراردادهایی می‌تواند با کاهش زمان پیش‌بینی شده اجرای پروژه هم در هزینه‌های خود صرفه‌جویی کند و هم از پاداش تعریف شده در این جنس قراردادها، برخوردار شود‌. به واقع، شناوری سود پیمانکار به سمت بالا یا پایین وابسته به عملکرد پیمانکار است‌. اما در تیپ‌های بیع متقابل علاوه بر سود بانکی، سودی برای پذیرش و مدیریت ریسک (REM) هم به پیمانکار پرداخت می‌شود‌. این سود معمولا عدد ثابتی از سرمایه‌گذاری محقق شده است‌. در قرارداد‌های IPC که نوعی بیع متقابل امتداد یافته است، این نوع سود به منحنی تولید متصل شده است. به این شکل که مضربی از میزان بشکه‌‌ تولیدی در یک عدد سود پایه است که همان دستمزد (Fee) مبنای این تیپ قراردادهاست‌.

معیار به کارگیری فناوری:

تقاضای مطلوبیت بیشتر در این معیار مترادف است با کمرنگ شدن معیار مالی از دید کارفرما‌. در میان تیپ‌های قراردادی رایج و قانونی قابل انجام، تیپ قراردادی IPC رضایت‌بخش‌ترین مدل است‌. این مدل، مناسب میادینی است که ریسک توسعه بالاتری دارند و نیاز به سرمایه‌گذاری بالایی هم از جنبه‌‌ تجهیز به فناوری روز دارند‌. در حقیقت، با اضافه کردن دوران بهره‌برداری برای سال‌هایی با عدد دو رقمی در این تیپ قراردادی، به پیمانکار قدرت مانور برای افزایش نرخ بازگشت سرمایه‌اش از کل قرارداد داده می‌شود‌. این مانور با تعریف دستمزد به ازای واحد بشکه تولیدی برای پیمانکار در نظر گرفته شده است‌.

معیار مختصات فنی پروژه:

برای پروژه‌های با دستور کار معین، رضایت بخش ترین روش برای کارفرما همان تیپ قراردادی EPCF است‌. در این تیپ قراردادی توزیع ریسک میان کارفرما و پیمانکار صورت می‌گیرد‌. کارفرما ریسک تولید از پروژه‌‌ توسعه را برعهده می‌گیرد و پیمانکار از این جنبه دغدغه‌‌ای ندارد‌. در مقابل ریسک اجرای پروژه در زمان، کیفیت مورد انتظار و هزینه‌‌ بهینه و تحویل به موقع آن مطابق موعد قراردادی بر عهده‌‌ پیمانکار مجری است‌. مثال مشهور برای این تیپ قراردادها، پروژه‌های نگهداشت تولید و نوسازی تاسیسات و ماشین‌آلات است‌.

دیگر حالت متصور برای این تیپ قراردادی، زمانی است که تقریبا ریسکی از جهت تولید متوجه کارفرما نیست و تولید میدان دارای روند تقریبا یکنواختی است و یا نیازی به تعریف پروژه‌های ازدیاد برداشت یا افزایش ضریب بازیافت توسط کارفرما دیده نمی‌شود‌. به عبارتی، هرگاه ما بنا به دلایل فنی به این نتیجه رسیدیم که توسعه یک میدان یا نگهداشت تولید صرفا نیازمند استفاده از روش‌های چاه محور(حفاری) و تاسیسات محور (مثلا نوسازی واحدهای نمک‌زدایی) است و به پروژه‌های مخزن محور (پروژه‌های ازدیاد برداشت و افزایش بازیافت) در حال حاضر نیازمند نیست، این تیپ قراردادی رضایت‌بخش‌ترین به نظر می‌رسد‌.

البته در انتخاب تیپ قراردادی باید معیارهای بیان شده را در ترکیب با هم در نظر گرفت‌. مثلا در صورت نیاز به حفاری انحرافی با متراژ قابل توجه برای توسعه جهت تولید بیشتر، راهکار رضایت‌بخش به تیپ قراردادی بیع متقابل تغییر می‌یابد‌.

شایان ذکر است که کیفیت اجرای پروژه توسط پیمانکاران معتبر می‌تواند ما را به‌عنوان کارفرما وسوسه کند که از تیپ‌های قراردادی هزینه برتر استفاده کنیم و در عوض، با تعریف دامنه کاری متناسب، برداشت بیشتری از عواید میدان به دست آوریم‌. این همان قاعده‌‌ برد – برد است‌.

اما در میادین سبز (بکر و توسعه‌نیافته) که دارای ریسک‌های بالای توسعه و تولید اند و یا نیازمند استفاده از فناوری‌های پیشرفته کمتر قابل دسترسی هستند، تیپ قراردادی IPC رضایت‌بخش‌ترین تیپ است‌. اساسا هر جایی که ریسک بالاتری در کار است، به همان میزان پیشنهاد مالی و سود تخصیصی باید جذاب تر و بیشتر باشد‌.

از این جنبه قراردادهای IPC برای ما خیرالموجودین است‌. یعنی چه؟ یعنی لزوما رضایت‌بخش‌ترین راه‌حل موجود نیست؛ اما بهترین راه‌حل ممکن در عالم واقع و محیط قانونی فعلی ایران است‌. از قراردادهای مشارکت در تولید (PSC) می‌گوییم که با توجه به تفسیر فعلی از اصل 45 قانون اساسی در مورد انفال- که مخازن نفتی هم در شمار انفال به شمار می‌رود‌- مجاز به عقد چنین قراردادهایی نیستیم‌.

برای میادین قهوه‌‌ای (به تولید رسیده و نیازمند توسعه بیشتر) اما، مدل قراردادی مناطق نفت‌خیز مناسب‌تر از مدل قراردادی IPC مخصوص این میادین به نظر می‌رسد‌. زیرا دستمزد در مدل مناطق نفت خیز جنوب بر خلاف مدل IPC که تابعی خطی از میزان بشکه‌های تولیدی نفت است، به صورت دومرحله‌‌ای تعیین می‌شود‌. در مرحله اول بر اساس عملکرد پیمانکار (تفاوت تولید از منحنی تخلیه پایه) سود پایه‌‌ای تعیین می‌شود و در مرحله دوم به ازای عبور تولید بشکه نفت از خط سناریوی پایه (تولید حداقلی مورد انتظار) پاداشی هم تخصیص می‌یابد‌. به عبارتی، سود پیمانکار از حاصل جمع دستمزد و پاداش به دست می‌آید‌. این به واقع مشوقی است برای پیمانکار که برای عبور از خط سناریوی پایه و فاصله گرفتن هرچه بیشتر از آن، دارای انگیزه قوی باشد‌.

معیار زمان و کیفیت اجرای پروژه:

اگر کوتاه شدن زمان اجرای پروژه و کیفیت قابل قبول آن مد نظر ما باشد، قطعا باید به سمت آن تیپ‌های قراردادی برویم که منافع پیمانکار تامین‌کننده انتظارات ما را به نحو اثربخش تری می‌تواند برآورده نماید‌.

به‌عنوان مثال، تنگنای زمان در همه‌‌ میادین خشکی و دریایی مشترک ما با همسایگان با توجه به جلوافتادگی آن‌ها در تقریبا همه‌‌ مخازن مشترک به شدت احساس می‌شود و از این رو در بسیاری از این میادین، مدل IPC در میان گزینه‌های ممکن، تنها راه حل مفید است‌.

حالت دیگری که عامل زمان در انتخاب تیپ قراردادی دارای وزن موثری می‌شود به اجرای پروژه‌های ازدیاد برداشت (IOR) و افزایش ضریب بازیافت (EOR) برمی‌گردد‌. به لحاظ فنی، اثربخشی واقعی این پروژه‌ها در ظرف زمانی وسیع تر مشخص می‌شود‌.از این رو، حتما باید زمان وسیع تری را مبنای تعیین نرخ بازگشت سرمایه آن‌ها قرار داد‌. این راه حل‌ها می‌تواند یا به صورت اضافه کردن زمانی متناسب از دوران بهره‌برداری به مدت اجرای قرارداد باشد و یا تعیین نرخ بازگشت سرمایه نهایی را موکول به بازه‌های زمانی متناسبی پس از اتمام پروژه نماید که البته نیازمند ساز و کار قراردادی ویژه است‌.

در پایان خاطرنشان می‌کند مدل قراردادی بهینه وجود ندارد‌. کارفرما و پیمانکار باید به حد قابل قبولی از مطلوبیت رضایت دهند و سعی کنند ریسک‌ها و شکاف‌های اجرایی آن را مدیریت نمایند‌.

اثربخشی حداکثری هر پیمانی و به خصوص پروژه‌های نفت و گاز در پرتو نگاه متوازن و منصفانه به منافع پیمانکار و کارفرما و اجرای دقیق و حرفه‌‌ای تکالیف پیمانکارانه و کارفرمایانه به صورت توامان است‌.به صورت ساده، پیمانکار و کارفرما به جای آنکه در مقابل هم باشند و منفعت خود را در تضاد با منفعت آن دیگری ببینند، به‌عنوان شرکای هم در کنار هم بایستند و به همسویی و اشتراک منافع برسند‌. این همان شراکت استراتژیک (Strategic Partnership) است‌.