معاون مديرعامل شركت ملي نفت:

قراردادهای جدید نفتی مدل رفع نقص شده بیع متقابل هستند

معاون مديرعامل شركت ملي نفت با تشريح جزييات قراردادهاي جديد نفتي آن را مدل رفع نقص شده قراردادهای بیع متقابل دانست و گفت: قراردادهای جدید نفتی به عنوان یک آیه ملزم نیست، بلكه امکان تغییر و تحول باید در آن وجود داشته باشد و همیشه بر اساس حداکثر سازی منافع ملی رفتار شود.

کد خبر: ۱۲۱۲۱۸۵

تاریخ: ۲۹ تير ۱۳۹۵ - ۱۰:۲۹

به گزارش خبرنگار خبرگزاري دانا، سال ۱۳۷۶ با حضور بیژن نامدار زنگنه در وزارت نفت، غلامرضا منوچهری اردستانی همراه وی به حوزه نفت آمد و در شرکت های مهمی همچون پتروپارس مشغول به کار شد.

منوچهری را می توان در زمره مدیران صاحب نام توسعه‌ای نامید و باید افزود که بخش اصلی فعالیت‌های وی در میدان گازی فوق عظیم پارس جنوبی است.

وی در فاصله سال‌های ۱۳۶۸ تا ۱۳۸۰ معاونت وزیر نیرو در امور آب و آبفا را بر عهده داشت.

منوچهری از سال ۱۳۷۹ تا ۱۳۸۹ برای مدت ۱۰ سال، مدیرعامل شرکت پتروپارس بود. همچنین در فاصله سال‌های ۸۰ تا ۸۹ مدیر پروژه فازهای ۶، ۷ و ۸ پارس جنوبی و عضو هیات مدیره و مدیرعامل شرکت پتروپارس بود. در سال‌های ۸۹ تا ۹۰ مشاور مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران و مدیرعامل و رییس هیات مدیره سدید بود.

در دور جدید وزارت زنگنه در صنعت نفت، در فروردین ماه ۹۳ با انتخاب اعضای هیات مدیره جدید شرکت مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی ایران (IOEC)، غلامرضا منوچهری اردستانی، سکان مدیریت ارشد این شرکت فراساحلی را به دست گرفت تا اینکه در ششم اردیبهشت ماه امسال، رکن‌الدین جوادی ابهری، مدیرعامل سابق شرکت ملی نفت ایران، با صدور حکمی غلامرضا منوچهری را به عنوان معاون خود در امور توسعه و مهندسی منصوب کرد.

با این مدیر ۶۰ ساله نفتی درباره ارزیابی قراردادهای جدید نفتی و دیگر مسایل توسعه ای صنعت نفت گفت‌وگویی داشته‌ایم که ماحصل آن را در ادامه می‌خوانید:

افکار عمومی در صنعت نفت بر این باور است که شما مرد همه کاره قراردادهای نفتی جدید هستید و قرار است روند جذب سرمایه گذاری از این محل را راهبری کنید، کمی درباره این موضوع بگویید و همچنین نظر صریح خود را درباره قراردادهای جدید نفتی (IPC) بیان کنید؟

من در قراردادهای جدید نفتی (IPC) و در شکل گیری آن در حد یک عضو نامنظم یک کمیته بودم. در خصوص بخش نخست سوال شما باید بگویم که من بر قراردادهای بیع متقابل (Buy Back) کاملا احاطه دارم، فازهای یک، ۶، ۷ و ۸ را از صفر تا صد خودم مدیریت کردم، فاز ۱۲ را از صفر تا ۴۷ درصد و در فاهازی ۴ و ۵ که پتروپارس ۴۰ درصد شریک بود هم حضور داشتم. می توان گفت روی قراردادهای مشارکتی سابقه و تجربه زیادی دارم، از این رو با یک نگاه اجرایی و دفاع از منافع ملی سعی کرده ام که در دور جدید به این قضیه نگاه کنم و در پیاده سازی آن نقشی داشته باشم تا انعقاد قرارداد به صورت صحیح انجام شود و سعی می کنم در جهت هر چه بیشترسازی منافع ملی، از دید ساخت داخل، مشارکت شرکت های ایرانی و بازیافت بیشتر از مخزن و سرعت دادن به پیشرفت پروژه ها به ویژه در میادین مرزی و مشترک، حداکثر تلاش خودم را صرف کنم.

در پارادایم قراردادهای جدید نفتی (IPC)، تکنولوژی هایی که قرار است از سوی خارجی ها از طریق این مدل قرارداد در صنعت نفت ایران به کار گرفته شود، آیا واقعا به طور کامل انتقال داده می شوند؟

اولا به اعتقاد من، این قراردادهای جدید نفتی (IPC) مدلی از قراردادهای خدماتی (Service Contract) است؛ در واقع یک مدل تکامل یافته و رفع نقص شده بیع متقابل (Buy Back) پیشین است و تجربه های به دست آمده از آن را به کار بستیم تا در قرارداد جدید به شرایط بهتری برسیم.

در قرارداد «IPC» در قیاس با بیع متقابل از لحاظ نقش کارفرمایی و نقش کامل و بدون قید و شرط شرکت ملی نفت ایران در این قراردادها، چیزی تغییر نکرده است، از دیدگاه امکان مشارکت شرکت های ایرانی در اجرای قرارداد نیز تغییر عمده‌ای ایجاد نشده است، تنها از نظر رژیم مالی قرارداد، تغییراتی در زمینه نحوه پرداخت، ایجاد شده، اما این تغییرات عمده نیست. گرچه تغییری که در حوزه مالی رخ داده به منظور بهره برداری از میدان بوده است. باید سعی کنیم در واقع آنچه که در قراردادهای گذشته نقص و ایراد شمرده می شد را بررسی و برطرف کنیم.

خطوط اصلی آنچه که در باره قراردادها جدید در هیات دولت به تصویب رسیده، روشن است و با ایرادهایی که اعمال و برطرف شد، به چارچوبی تبدیل شده که قابل دفاع و ضامن منافع ملی است. البته باید دقت کرد همیشه در پیاده سازی قرارداد در حین اجرا و بعد از آن، مدیریت کردن قرارداد خیلی مهم است. مدیریت انتقال تکنولوژی، جزیی از همین مدیریت است، همچنین حداکثر تعهدات قراردادی بر اساس شاخص حفظ منافع ملی، بخش دیگر آن است.

اساسا منظور از آن فناوری و تکنولوژی که صنعت نفت ما از آن بی بهره است، چیست؟

واقعیت این است که صنعت نفت ایران به تدریج دارد دوره تولید نفت ارزان را پشت سر می گذارد. زمانی بود که ذخایر هنگفتی داشتیم، پس به بازیافت اولیه اتکا می کردیم. الان چه در میدان های جدید مثل میادین غرب کارون و چه در میدان های در حال بهره برداری شرکت ملی نفت در مناطق نفت خیز جنوب، نیاز داریم که درباره «بازیافت ثانویه» هم فعالیت داشته باشیم و از آغاز قرارداد ضرایب بازیافت بالا را در نظر بگیریم.

هم اکنون در غرب کارون، ضریب بازیافت (Recovery) بین ۵ تا ۸ درصد است، در صورتی که باید به ۲۰ و حتی بالای ۳۰ درصد فکر کنیم، این افزایش ریکاوری بیشتر از همه محصول تکنولوژی جدید است. آنچه به نام انتقال دانش و تکنولوژی می شناسیم در واقع توان بکارگیری تکنولوژی های روز دنیا از سوی ایرانیهاست. باید بدانیم از لحاظ تئوری تکنولوژی چیست و از نظر نحوه پیاده سازی آن، ابزارهایی که برای این منظور لازم است را نیز باید بشناسیم.

همین موضوع را به صورت کاربردی توضیح دهید.

یک بخشی از تکنولوژی به مهندسی مخزن و شناخت دقیق تر از زمین شناسی مخزن به طور تفصیلی و عمیق مربوط می شود تا بتوانیم لایه های مخزنی خود را شناسایی و دنبال کنیم و بر اساس ارزیابی که پیش و پس از حفاری آزمایشی حاصل می شود، از آنها استخراج کنیم. البته در این مرحله باید ابزار و تکنولوژی لازم را در اختیار داشته باشیم تا لایه ها را تخلیه کنیم. باید توجه داشت که این ابزارها فقط مربوط به بخش حفاری نیست؛ تزریق مواد شیمیایی، آب و گاز و همچنین هیدروکراکینگ یا شکستن لایه ها به منظور آزادسازی هیدروکربور محبوس در مخزن نیز شامل این تکنولوژی می شود که متنوع هم است.

در بخش بالادستی صنعت نفت، اساسا شناخت نرم افزارها و سخت افزارهای ویژه و دانش فنی و امکان پیاده سازی آن انتقال تکنولوژی به شمار می رود، بر این اساس اگر همکاری موفقی با شرکت های بزرگ بین المللی داشته باشیم، شرکت های ایرانی هم می توانند الگو بگیرند و به سرعت رشد کنند؛ مثلا پای توتال که به پارس جنوبی باز شد و طرح توسعه فازهای ۲ و ۳ پارس جنوبی را با موفقیت مدیریت و اجرا کرد، شرکت های ایرانی هم در همکاری با این شرکت فرانسوی رشد کردند و در ادامه فعالیت های خود در دیگر پروژه ها از مدل توتال استفاده کردند و کمابیش موفق هم بودند.

مگر نمی توان خدمات و تکنولوژی های روز را به طور مستقیم از سرویس کمپانی ها خرید و با آنها قرارداد خدمات بست؟

در نظر داشته باشید هم اکنون پارس جنوبی وارد افت فشار شده است و تا چند سال آینده باید سیستم های تقویت فشار بگذاریم که مخزن به عمرش ادامه دهد، اکنون در ارتباط با ایجاد سیستم های ویژه برداشت ثانویه از مخزن که سنگین و پر هزینه است، به اقدامات تکمیلی در مخزن و استفاده از تکنولوژی های روز دنیا نیاز است. اگر شرکت های ایرانی هم در معرض شرکت های توانمند بین المللی قرار بگیرند، با الگوبرداری فرا می گیرند که شرایط جدید مخزن را چطور مدیریت و بهره برداری کنند. در آن سوی مخازن مشترک یعنی در قطر همه شرکت های صاحب نام بین المللی کار می کنند، حداقل باید در این سو بتوانیم درباره  توسعه این میادین از تکنولوژی روز دنیا استفاده کنیم تا در آینده این تکنولوژی را در فازهای دیگر مورد به کار ببریم و بهره برداری کنیم.

آمارها نشان می دهد که در برداشت از پارس جنوبی، هم تولید کاندنسیت (میعانات گازی) در حال افت کردن است و هم فشار گاز خروجی از مخزن که هر دو خطرناک است و ما را نگران کرده، از این رو، باید با کار هوشمندانه تری تولید و توسعه پارس جنوبی را ادامه دهیم. برای دستیابی به تکنولوژی های روز مورد نیاز باید با سرویس کمپانی ها و «IOC»ها (شرکت های نفتی بین المللی)، همکاری مشترک داشته باشیم.

در آینده ممکن است پروژه هایی را با مشارکت شرکت های داخلی و سرویس کمپانی ها به طور مشترک اجرا کنیم و شرکت های مشاوری هم ممکن است وجود داشته باشند که صاحب تکنولوژی باشند. میادین عظیم مشترک ما که قدرت ما را با افزایش تولید حفظ می کنند تنها با گرفتن سرویس کمپانی ها نمی تواند عقب افتادگی ها را جبران کند. در کنار این کار باید شرکت های نفتی بین المللی یا شرکت های نفتی بین المللی (International Oil Company) یا همان «IOC»ها هم شریک شوند تا پول، سرمایه، تکنولوژی و مدیریت را با هم به کشور بیاورند.

هم اکنون در بعضی از میادین مشترک توسعه نیافته، طرف مقابل در حال بهره برداری و تولید است و به نوعی از سهم ما می برد؛ فاز ۱۱ پارس جنوبی، فرزاد A و B، لایه نفتی پارس جنوبی، آذر و... بالاخره برای جلوگیری از غارت منافع ایران در میادین مشترک، چه برنامه ای دارید؟

نگرانی بزرگ ما در مورد میادین مرزی به خصوص میادین گازی است که افت فشار و مهاجرت و فرار گاز در آنها اتفاق می افتد. هم اکنون در میدان فرزاد «A» و «B»، عربستان سعودی در مجموع روزانه سه میلیارد فوت مکعب برداشت می‌کند، به طور دقیق نمی توانم بگویم اما حدود یک میلیارد از آن سهم ماست که از سوی آنها برداشت می شود. به محض اینکه در بخشی از مخزن فشار افت کند، گاز از جای دیگر به آن مهاجرت می کند. در پارس جنوبی هم این مشکل وجود داشته است. علاوه بر اینها ما میادین گازی مشترک دیگری نیز مثل هنگام، آرش، سلمان و.. را داریم. در میادین نفتی هم این نگرانی وجود دارد. در دریای مازندران هم میادین ما به نوعی مشترک است و هنوز نتوانسته ایم یک قطره نفت اقتصادی در آن بخش تولید کنیم. در بخش هایی همچون خزر که عمیق و به اصطلاح «Deep Water» هستند افزون بر مباحث خاص زمین شناسی، به تکنولوژی حفاری آب های عمیق که جدید و پیشرفته است نیاز داریم، هرچند همکاران در حفاری شمال در طول سال های گذشته، برای بومی کردن این تکنولوژی، تلاش های بسیاری کرده اند، ولی همچنان نیاز داریم که با سرعت و سرمایه لازم کار آن میدان ها را هم انجام دهیم و به یاری خدا تولید در دریای خزر را نیز آغاز کنیم. همه این موارد را اگر کنار هم بگذاریم، به نوعی ناچاریم میدان های خود را با سرعت توسعه دهیم. البته در این یک سال باقیمانده دولت فرصت چندانی نیست که بیشتر از دو یا سه قرارداد بسته شود.

در حالی که در بسیاری از میادین هیدروکربوری، شرکت های ایرانی توانایی مدیریت مخزن و توسعه میدان را دارند و می توانند با مشاور قرار دادن شرکت های خدماتی و صاحب تکنولوژی بین المللی، این کار را خودشان انجام دهند، چرا شرکت ملی نفت ایران الزام کرده است که فقط با شرکت های بین المللی سطح «AAA» یا «BBB» قرارداد ببندند و شرکت های دیگر برای حضور در پروژه های صنعت نفت ایران باید حتما با آنها همکاری کنند؟ (این در حالی است که هم اکنون شرکت های توانمندی که هم صاحب دانش فنی و سرمایه هستند، خواهان حضور در توسعه میادین ایران هستند)

امروزه اولویت شرکت ملی نفت ایران توسعه میدان های مستقل و جدید نیست. اگر در فهرست ۵۰ پروژه ای که برای توسعه به شرکت های بین المللی معرفی شده اند، نامی از میدان مستقلی باشد، قطعا برای توسعه آنها با شرکت های خارجی قراردادی بسته و اجرایی نخواهد شد. اولویت ما ابتدا میادین مشترک و گازی است.

در خوزستان ۶۰ میدان داریم و کار خیلی وسیع است. ظرفیت تولید نفت در مناطق نفتخیز جنوب نزدیک سه میلیون بشکه در روز است که باید افزایش یابد. بسیاری از  این میادین، میدان هایی هستند که به نیمه دوم عمر خود وارد شده اند و به تکنولوژی های روز دنیا در زمینه بهبود بازیافت (IOR) و بازیافت ثانویه (EOR)  نیاز دارند.

در توسعه میادین نفتی و افزایش ضریب بازیافت از آنها، آیا نمی توان از توان شرکت های خدماتی استفاده کرد؟ به بیان دیگر فقط در بخشی که به تکنولوژی نیاز داریم، خدمت مورد نظر را از سرویس کمپانی های خریداری کنیم که عموما صاحب تکنولوژی های انحصاری هستند که شرکت‌های نفتی بین المللی (IOC) هم از آنها بهره می گیرند و...

میادین ما هر یک زمین شناسی خاص خود را دارند. دستیابی به ضرایب بازیافت بالا از این میدان ها با آن حجم عظیم کار و در شرایط کنونی، از طریق بکارگیری مدلی که پیشنهاد می کنید، شدنی نیست. البته این به آن معنا نیست که نباید این کار را انجام دهیم. اتفاقا در مناطق نفتخیز جنوب باید یک بخش توسعه ای ایجاد شود، همچنین باید یک تیم مشترک با مشارکت شرکت های صاحب تکنولوژی در دنیا ایجاد و کار مشترک تعریف و اجرا شود.

باید این موضوع در چارچوب پروژه تعریف شود، زیرا هنگامی که سخن از پروژه به میان می آید، منظور فقط داشتن تکنولوژی نیست! به زبان دیگر وقتی از پروژه می گوییم، یعنی باید مشخص شود که قرار است تا چه تاریخی، به چه میزانی و به چه قیمتی نفت تولید کنیم و چه کسی متعهد ساختار مدیریت پروژه است. باید طرح جامع توسعه میدان (MDP) از ابتدا تهیه و طرف های قراردادی مشخص شوند.

وقتی از توسعه ۶۰ میدان هیدروکربوری در گستره جغرافیایی متنوع ایران اسلامی صحبت می کنید، آن هم در شرایطی که همسایه ها با سرعت در حال رشد تولیدشان هستند، پس نمی توان تنها به توان شرکت های بین المللی همچون شل اکتفا کرد. این شرکت ها سه ابزار را به طور همزمان دارند و به کار می گیرند؛ سرمایه، مدیریت و تکنولوژی. تکنولوژی متعلق به خود این شرکت ها است.شرکت‌های نفتی بین المللی (IOC) همیشه در تکنولوژِی از سرویس کمپانی ها جلوتر هستند. مثلا شرکت شل، یک «Global Solution» در هلند دارد که مطالعات و تحقیقات میلیارد دلاری در بخش های بالا و پایین دستی انجام می دهد تا از همتایان خود جا نماند. اصولا شرکت های اپراتور نفتی اگر از لحاظ تکنولوژی جلوتر از بقیه شرکت ها نباشند نمی توانند ادعایی داشته باشند. حتی در شرکتی ایرانی مثل پتروپارس ما روی فرآیند پالایشی و تا حدودی زیادی روی مهندسی مخزن مسلط بودیم و با اتکا به دانش تخصصی خود در بخش های مختلف توانستیم کنار شرکت های بزرگ قرار بگیریم. معمولا شرکت های بالادستی که یک بخش «E&P» دارند، سرمایه و دانش اصلی آنها بخش مهندسی مخزن آنها است و تکنولوژی های خود را به دیگر شرکت ها نمی دهند، به ویژه شرکت های آمریکایی بیشترین پیشرفت را در بخش افزایش بازیافت از میدان‌ها و تکنولوژی هایی دارند که انحصاری خودشان است و حاضر نیستند آن را به هر شرکتی بدهند.

سرویس کمپانی ها بر اساس خواست و سفارش شرکت‌های نفتی بین المللی (IOC) قدرت می گیرند. سرویس کمپانی ها در پناه و سایه شرکت‌های نفتی بین المللی (IOC) رشد کرده اند، گرچه شرکت خدماتی همچون شولومبرگر، مراکز تحقیقاتی مستقلی هم دارد و ادعا می کند سالانه ۲ میلیارد دلار در حوزه تحقیق و توسعه (R&D) سرمایه گذاری می کند تا عقب نماند و بتواند با شرکتی همچون هالیبرتون و دیگر شرکت های معتبر همتای خود رقابت کند.

مثلا ژاپنی ها  که در گذشته اصلا در صنایع بالادستی فعال نبودند، متوجه شدند که تکنولوژی آینده نفت مربوط به دنیای زیر زمین است، پس تحقیقاتی را در زمینه تکنولوژی های این بخش ها آغاز کرده اند. هم اکنون در ژاپن شرکت های تکنولوژی بالادستی ساخته شده است، چون متوجه شده اند در آینده بازار دارند. ما هم این فرصت را داریم، مثلا شرکت تویو که قبلا روی پایین دست و فرآیند کار می کرد، الآن روی روش های افزایش ضریب بازیافت از میدان (EOR و IOR) متمرکز شده است. هر چه سازمان های مدیریتی و مدیران ارشد درک بهتری از این موضوع داشته باشند، می توانند از این ابزار ارزان تر و بهینه تر استفاده کنند، منتها ابتدا باید بستر آن مهیا شود.

برای بهبود شرایط صنعت نفت کشورمان در این زمینه، چه اقداماتی صورت گرفته یا قرار است صورت بگیرد؟

در قراردادهای جدید نفتی موسوم به «IPC» تلاش شده است تا در توسعه میدان های هیدروکربوری، شرکت های ایرانی با شرکت های بین المللی شریک شوند. در این زمینه، بیشترین مشکل در اجرای اجزای کار است. در مذاکراتی که هم اکنون با شرکت هایی مثل شل ،توتال و پتروناس انجام شده، تأکید کرده ایم که باید از یاردهای ساخت تأسیسات نفتی شرکت های ایرانی همچون ایزوایکو، صدرا، تأسیسات دریایی و... استفاده کنند و باید حتما از امکانات داخلی و پتانسیل و توانمندی شرکت های ایرانی استفاده شود. در عین حال از آنها می خواهیم که حداکثر کمک را به شرکت ها و سازندگان ایرانی برای ارتقای کار آنها ارايه دهند.

در دوره های که شرکت فرانسوی توتال و شرکت ایتالیایی انی در پارس جنوبی فعالیت داشتند، کمک کردند تا لوله سازی اهواز برای نخستین بار، لوله های زیر دریایی ۳۲ اینچ را بسازد. متأسفانه بعدها دیدیم شرکت های ایرانی که در طرح های ۳۵ ماهه توسعه میدان گازی پارس جنوبی وارد کار شدند، به جای استفاده از ظرفیت لوله سازی اهواز، با شرکت سازگیتور آلمان قرارداد بسته که از این محل حدود یک میلیارد دلار خرید خارجی کرده و حدود ۷۰ تا ۸۰ درصد از لوله‌های مورد نیاز از خارج از کشور وارد شده بود.

با شرایطی که تشریح کردید به نظر می رسد دغدغه امروزی شرکت های ایرانی این است که در این مشارکت ها به اصطلاح به کار گل گماشته شوند و تکنولوژی و دانش شرکت های بین المللی به آنها منتقل نشود؟

هنر این است که روی شرکت های خارجی فشار بیاوریم که نظارت کنند و کنترل کیفی انجام دهند تا بخش چشمگیری از تجهیزات مورد نیاز توسعه فازهای پارس جنوبی در داخل ساخته و شرکت های پیمانکاری وحفاری ایرانی به کار گرفته شوند. خوشبختانه شرکت های ایرانی هم در سرویس کمپانی و هم در حفاری پیشرفت چشمگیری کرده اند، ولی اگر این شرکت های داخلی با شرکت های بین المللی بزرگ کار کند، راندمان کارشان خیلی بالاتر می رود. شرکت ملی نفت ایران باید این توان و قدرت را داشته باشد که شرکت های بین المللی را وادار کند تا در اجرای قرارداد سهم ۵۱ درصدی ساخت داخل را رعایت کنند، این سهم هم نباید فقط مربوط به خرید خدمات عمومی و خرید محصولاتی همچون سیمان و... صرف شود.

در پاسخ به پرسش شما ذکر چند نکته ضروری است؛ اولا قرار نیست که همه قراردادها در چارچوب قراردادهای جدید نفتی (IPC) منعقد شوند. در بعضی موارد صلاح است با مدل های دیگری همچون بیع متقابل (Buy Back)  قرارداد بسته شود. خوشبختانه در آخرین ورژن قراردادهای جدید نفتی (IPC) که در هیات دولت تصویب شده، این نکته لحاظ شده است. به اعتقاد من، باید سبدی از قراردادها به کار گرفته شود. نکته دوم اینکه در مشارکت با شرکت های بین المللی در اجرای قراردادهای بالادستی فقط هشت شرکت ایرانی پتروپارس، مهندسی و ساختمان صنایع نفت (OIEC)، انرژی دانا، توسعه پتروایران، گروه مپنا (شرکت نفت و گاز مپنا)، قرارگاه سازندگی خاتم الانبیا، سازمان گسترش و نوسازی صنایع ایران (شرکت مدیریت طرح‌های صنعتی ایران) و ستاد اجرایی فرمان امام (ره) (شرکت توسعه نفت و گاز پرشیا) را خواهیم داشت که مستعد فعالیت به شکل شرکت اکتشاف و تولید (E&P) هستند. قرار نیست مجموعه های ناشناخته ای به میدان بیایند.

بگذارید خیال همه را راحت کنم؛ قرار نیست به افراد و اشخاص رانتی اعطا شود. در باب قراردادهای کوچک پایین دستی مثل قراردادهای تا پنج هزار بشکه ای، چندی پیش وزارت نفت تصمیمی گرفت که بر مبنای آن به شرکت های ایرانی که تأیید صلاحیت شده اند، اجازه داده شد تا بروند طرف خارجی خود را بیاورند. در واقع در قراردادهای کوچک طرف اصلی ما شرکت های داخلی هستند.

مشکلی که در این زمینه وجود دارد این است که شرکت های داخلی از نظر آورده مالی ضعیف هستند و در این نوع قراردادها آورده مالی تعیین می کند که شرکت اصلی چه شرکتی است. در این زمینه چه تدابیری اندیشیده شده است؟

از آنجایی که آورده مالی این قراردادها کم است و در حدود ۳۰۰ تا ۴۰۰ میلیون دلار است، در این زمینه صندوق توسعه ملی هم کمک می کند، چون تمایل این صندوق به فعالیت در صنعت نفت است، چون سود و برگشت سرمایه در این بخش بالا و سریع است. آن شرکت خارجی هم که به قراردادی وارد می شود، می تواند یک بانک خارجی را به عنوان فاینانسور همراه خود بیاورد. حتی اگر قرارداد خوبی بسته شود، این شرکت ها می توانند از خارج نیز پول بیاورند. اعتقاد داریم حتی مجموعه هایی مثل هلدینگ هایی که وارد سرمایه گذاری در بخش پتروشیمی شده اند نیز می توانند شرکت های نفتی ایجاد کنند، بنابراین یک مقدار فضای کار را در این زمینه باز کرده ایم.

این سیاست مغایرتی با مصوبه دولت ندارد؟

خیر، حسنی که این کار دارد این است که اگر نفر اول باشی، کار را خوب یاد می گیری. زمانی که در شرکت پتروپارس بودم، در بعضی قراردادها، چون اول بودیم، می توانستیم پیمانکار بزرگ را دنبال خودمان بکشیم؛ مثلا در میدانی مثل آذر که پیچیدگی فنی دارد و با وجود تلاش شرکت های ایرانی، پر هزینه شده است، در این زمینه باید یک شرکت بین المللی صاحب تکنولوژی وارد شود و کمک کند.

بنابراین میدان باز است اما مشکلی که وجود دارد این است که درک مشترکی به وجود نیامده است. ما باید با بخش های مرتبط با صنعت نفت صحبت کنیم تا درک مشترکی به وجود بیاید. متاسفانه گاهی اوقات روی بعضی از مسایل اغراق می‌شود. همان طور که مقام معظم رهبری هم همواره تأکید داشته‌اند ما باید تلاش کنیم که از خام فروشی نفت جلوگیری کنیم. در هر صورت نفت باید تولید شود که به محصولات با ارزش افزوده بیشتر تبدیل شود.

بعضی ها اعتقاد دارند که خیلی نباید عجله کرد. ما قبول داریم که اولویت توسعه روی میادین مشترک نفت و گاز است اما از آن طرف بازارهای جهانی نفت نیز در حال دگرگونی است. امروزه، نه تنها شیل گاز و شیل نفت، بلکه انرژی های نو به ویژه انرژی خورشیدی هم در حال رشد و تغییر بازار نفت هستند. این به آن معنا نیست که باید بی قاعده عمل کنیم و نفتمان را به شکل خام بفروشم. یادمان باشد اگر کشور کوچکی مثل نروژ دارد حداکثر ذخیره نفتی خود را می فروشد و پولش را ذخیره می کند، این موضوع بی دلیل نیست. نروژی ها باهوشند، منافع ملی خود را می شناسند و نوکر کسی هم نیستند. پس اتفاقی ممکن است در آینده دنیا رخ دهد. باید بیشتر روی استراتژی توسعه آتی خود کار کنیم.

در موضوع واگذاری پروژه ها به شرکت های خارجی گفته می شود که مثلا می خواهیم فلان میدان را به شرکت توتال یا فلان پروژه را به روسیه بدهیم و... در صورتی که چندی پیش سخن از واگذاری پروژه ها از طریق برگزاری مناقصه بین المللی بود. اگر قرار است از طریق ترک تشریفات پروژه واگذار شود، خلاف قانون نیست؟ سازکار تعریف فی در این شرایط چیست؟ چون بالاخره در مناقصه کسی که فی پایین‌تر ارايه بدهد برنده می شود.

اساس کار بر برگزاری تندر بین الملی است اما در بعضی از میادین مشترک که اولویت دارند، قانون اجازه  واگذاری با ترک تشریفات مناقصه را می دهد، ولی قطعا اگر بخواهیم چنین کاری هم انجام دهیم بدون شک مجوز لازم از دولت و مقامات عالی مملکت را می گیریم. در شرایط کنونی برای امضای قرارداد با شرکت‌های نفتی بین المللی (IOC) یک شرکت بزرگ صف شکن می خواهیم. البته قرار نیست که این رویه واگذاری، قاعده شود. شاید اولین و دومین قرارداد این گونه باشد، اما باقی آنها، بدون شک از طریق برگزاری مناقصه بین المللی واگذار خواهد شد. طرف قراردادهای اولیه ما نیز همگی شرکت های دولتی همچون پتروپارس خواهند بود.

شرکت های بین المللی علاقه دارند که ذخایر یک میدانی را که قرار است توسعه دهند جزو دارایی های خود ثبت کنند که با قوانین ما منافات دارد؛ آیا برای جذاب کردن قراردادهای جدید نفتی (IPC) در این زمینه، به جای «book» کردن راهکاری وجود دارد؟

در این زمینه نمی توانیم فرمولی را که مورد قبول شرکت های حسابرسی دنیا باشد، ارائه کنیم. این موضوع بستگی دارد به اینکه شرکت های نفتی طرف قرارداد چگونه بتوانند بازپرداخت طولانی مدتی که دارند را توجیه کنند تا بتوانند آن را به نوعی «Book» کنند.

نحوه محاسبه مالیات در این قراردادها چگونه است؟

در خصوص مالیات نیز مکانیزمی در نظر گرفته ایم که در آن به این شرکت ها گفته ایم شما طبق قانون ایران مالیات ها را پرداخت کن، بخشی از این مالیات ها که مالیات پروژه است، به شما برگردانده می شود.

چرا برگردانده می شود؟

اگر این را نمی گفتیم شرکت خارجی تصور می کرد که ممکن است مالیات های سنگینی بر آنها اعمال شود و قیمت خود را بالا می برد. البته مثلا پول بیمه کارکنان را باید شرکت های زیر مجموعه اش بدهند و ان را نمی توانیم برگردانیم.

نظر صریح شما در باره اجرای مدل قراردادهای جدید نفتی (IPC) چیست؟

به نظر من قراردادهای جدید نفتی (IPC) یک الزامی است که ما برای سرعت بخشیدن به کارها و اعمال رویه ها و تکنولوژی های روز جهانی و همچنین امکان انتقال این تکنولوژی ها به صنعت نفت ایران، طراحی کردیم، بالاخره باید مدل قراردادی تازه تر را به کار ببریم.قراردادهای جدید نفتی (IPC) به عنوان یک نمونه قرارداد باید باشد. قراردادهای جدید نفتی (IPC) به عنوان یک آیه ملزم نیست، یک قرارداد دینامیکی باید باشد و امکان تغییر و تحول باید در آن وجود داشته باشد و همیشه بر اساس حداکثر سازی منافع ملی رفتار شود. امروزه نیز ما خودمان را به قراردادهای جدید نفتی (IPC) محدود نمی کنیم و قراردادهای دیگری را نیز به کار خواهیم بست که بر اساس اوضاع و احوال هر میدان، طرف خارجی یا ایرانی که وجود دارد از یکی از آنها استفاده می کنیم.

در پایان اگر نکته ای هست بفرمایید.

در جمع بندی باید گفت که به اعتقاد من موتور اقتصاد ایران را نفت باید به حرکت در آورد. در واقع یکی از اجزا اصلی آن نفت است و باید همدلی بیشتری انجام شود تا کار نفت سرعت پیدا کند. باید یک وفاق ملی به وجود بیاد که حجم سرمایه گذاری و کار در صنعت نفت را بالا ببریم و از منافع خود به ویژه در میادین مشترک استفاده کنیم و سرعت انتقال تکنولوژی به کشور را بیشتر کنیم. سرعت اشتغال جوانان را بالا ببریم و مهندسان جوانی که در طول سال های گذشته به خارج از کشور رفتند را بتوانیم برگردانیم.

همه حرفشان یکی است ولی ممکن است در بیان و گفت و گو به تقابل ها و کناره گیری هایی ختم شود که این مناسب نیست. دیالوگ در صنعت نفت باید عوض شود. اگر اختلافات سیاسی هم وجود ندارد نباید نفت هزینه آن را بدهد و نباید این اختلافات باعث توقف کارهای نفتی شود.