تفاهم در پسابرجام

شلامبرژر (Schlumberger)، بزرگ‌ترین شرکت ارائه‌دهنده خدمات نفتی1 جهان، یکشنبه هفتم آذرماه تفاهمنامه‌ای را با شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب برای مطالعه سه میدان شادگان، پارسی و رگ‌سفید امضا کرد. با در نظر گرفتن این موضوع که یکی از دفاتر مرکزی شرکت شلامبرژر در هیوستون آمریکا قرار دارد، و سهام آن در بورس این کشور معامله می‌شود، ماجرا بازتاب گسترده‌ای داشت؛ به‌ویژه آنکه امضای تفاهمنامه چند روز پس از پیروزی دونالد ترامپ در انتخابات ریاست‌جمهوری آمریکا صورت می‌گرفت. تفاهمنامه با شلامبرژر، تنها رویداد مهم دوران پس از اجرای برجام نبود: درست یک روز پیش از برگزاری انتخابات ریاست‌جمهوری آمریکا، موافقتنامه اصولی (Head of Agreement) طرح توسعه فاز 11 پارس جنوبی بین ایران و کنسرسیومی متشکل از شرکت‌های توتال، شرکت ملی نفت چین (CNPC) و پتروپارس به امضا رسید. رهبری این کنسرسیوم را توتال بر عهده دارد؛ شرکتی که یکی از پنج غول بزرگ نفتی دنیا محسوب می‌شود و حضور فعالی در خاورمیانه و از جمله ایران داشته است. هر دو این دو تفاهم‌ها، طی دوران پس از اجرای برجام امضا شده‌اند و به آنها باید فهرست تعداد زیادی تفاهمنامه دیگر را نیز افزود که هیچ یک هنوز به مرحله عقد قرارداد نرسیده‌اند؛ اگرچه موضوع و شرکت‌های مشارکت‌کننده در این دو تفاهم به آنها اهمیت ویژه‌ای بخشیده‌اند. در گزارش حاضر ضمن بررسی این دو تفاهم، چشم‌انداز امضای قرارداد و بازگشت غول‌های نفتی با نگاهی به فرصت‌ها و تهدیدهای موجود پس از اجرای برجام به تصویر کشیده می‌شود.

شلامبرژر چه خواهد کرد؟

شهرت کمتر شلامبرژر نسبت به توتال یا بی‌پی در ایران، اگرچه به دلیل اندازه کمتر این شرکت نیز بوده، بیشتر به ماهیت متفاوت فعالیت آن بازمی‌گردد. این شرکت در زمینه خدمات حفاری فعالیت می‌کند؛ در حالی که غول‌های نفتی مشهور بر کل زنجیره ارزش صنعت نفت متمرکز هستند. در حوزه خدمات میادین نفتی، شلامبرژر به لحاظ ارزش بازار و درآمد، با فاصله‌ای قابل توجه نسبت به رقبا ایستاده است. حضور این شرکت در ایران، به دهه‌ها قبل بازمی‌گردد و بر اساس اخبار غیررسمی، ارزش کل آخرین قراردادهای آن در ایران به حدود یک میلیارد یورو می‌رسد. بازگشت این غول حفاری به ایران، در چارچوب مفادی است که از آن به عنوان «چارچوب قراردادی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب» یاد می‌شود که برخی کلیات آن از این قرار هستند: «چارچوب قراردادی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب مبتنی بر دو نوع قرارداد شامل الف- توسعه، اجرای طرح‌های ازدیاد برداشت (EOR & IOR) و بهره‌برداری و ب- عملیات‌محور (Job Based) شامل عملیات حفاری، چاه‌محور یا تاسیسات سطح‌الارضی تعریف شده است. بر اساس چارچوب قراردادی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب که به تصویب هیات مدیره شرکت ملی نفت ایران رسیده است، پیمانکار همه فعالیت‌ها و هزینه‌ها را با نظارت و راهبری مجری طرح (شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب) انجام می‎دهد و راهبری توسعه، تولید و بهره‌برداری از میدان یا مخزن، برآوردهای اولیه برای دستیابی به اهداف تولیدی، تدوین برنامه پایه تولید، نهایی‌سازی برنامه‎های مالی و عملیاتی سالانه و راهبری تیم‌های مدیریتی و فنی در حین اجرای طرح بر عهده شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب خواهد بود. دوره اجرای طرح در قرارداد پنج‌ساله خواهد بود و در صورت نیاز امکان تمدید آن به شرط روزآمد شدن خط سناریوی پایه قرارداد وجود دارد. بازپرداخت همه هزینه‌های مستقیم، غیرمستقیم، هزینه‌های بهره‌برداری و نیز پرداخت هزینه‌های تامین مالی و دستمزد پیمانکار برای اجرای طرح از محل حداکثر ٥٠ درصد از تولید نفت خام یا میعانات گازی اضافی نسبت به خط پایه تخلیه و تا ٧٥ درصد از تولید گاز طبیعی اضافی نسبت به خط پایه تخلیه و در مورد دیگر محصولات بر پایه قیمت روز فروش محصول انجام می‌شود که این بازپرداخت می‌تواند با تحویل محصول یا عواید حاصل از فروش محصولات یاد‌شده انجام شود. در نهایت، خط پایه تخلیه و خط سناریوی پایه باید به تصویب شورای عالی مخازن برسد.»2 به گفته مدیرعامل شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب، این چارچوب مشمول مصوبه دولت می‌شود و برای اجرای آن چهار میدان پارسی، کرنج، رگ‌سفید و شادگان در نظر گرفته شده‌اند. شلامبرژر بر اساس تفاهمنامه جدید قرار است مخازن آسماری، بنگستان و خامی میدان رگ‌سفید، مخزن آسماری میدان پارسی و مخازن آسماری و بنگستان میدان شادگان را مطالعه کند. وال‌استریت ژورنال به نقل از این شرکت، موضوع یادداشت تفاهم را «عدم افشای اطلاعات لازم برای بررسی فنی پیش‌بینی توسعه میدان» و نه «اجرای خدمات نفتی» اعلام کرده است.3 به نوشته این رسانه، شرکت‌ها و شهروندان آمریکایی کماکان اجازه سرمایه‌گذاری را در میادین نفتی ایران ندارند. شلامبرژر در سال گذشته به دلیل نقض تحریم‌های ایران، بیش از 237 میلیون دلار جریمه شد و در نتیجه با وجود امضای تفاهمنامه، ممکن است فعالیت آن هرگز از مرحله مطالعه فنی فراتر نرود. اما اگر این مطالعات به نتیجه رسید، برنامه شلامبرژر چه خواهد بود؟

مدیران این شرکت در نامه‌ای که مدتی قبل به مقام‌های ایرانی نوشتند، از تمایل به مشارکت در «مدیریت دارایی‌ها» گفته‌اند. اکنون نیز رئیس «مدیریت تولید شلامبرژر»4 یا به اختصار SPM، قرارداد را امضا کرده؛ بخشی که در سال 2011 تشکیل و هدف آن توسعه و همکاری در مدیریت دارایی‌های مشتریان بر اساس توافقنامه‌های بلندمدت تجاری عنوان شده است.5 پروژه‌های SPM در اکوادور، کلمبیا، مکزیک، آمریکا، رومانی، مالزی و چین واقع هستند و روزانه بیش از 250 هزار بشکه نفت از آنها تولید می‌شود. ریشه‌های شکل‌گیری SPM را باید در دیگر سرویس ارائه‌شده از سوی این غول صنعت حفاری، تحت عنوان مدیریت یکپارچه پروژه6 یا IPM یافت که شامل مدیریت تولید نیز می‌شد. بخش زیادی از هدف‌گذاری SPM در عمل به سمت ازدیاد برداشت بوده و به همین دلیل نیز میادین توسعه‌یافته شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب برای فعالیت آن در نظر گرفته شده‌اند. توسعه SPM، در واقع نشان‌دهنده تغییر در مدل کسب‌وکار متعارف شرکت‌های ارائه‌دهنده خدمات حفاری متناسب با نیازها و پرهیز از در پیش گرفتن یک روش ثابت (عدم پیروی از اجماع) نیز است؛ مقوله‌ای که بحث درباره آن به صورت جدی مطرح شده و ادامه دارد. لئام دنینگ، تحلیلگر انرژی بلومبرگ، این‌گونه به تحلیل افت قیمت نفت و تاثیر آن بر موفقیت SPM پرداخته است: «قیمت‌های پایین نفت فرصتی را برای شلامبرژر ایجاد کرد تا به تصاحب سهم غول‌های نفتی ادامه دهد. کسب‌وکار داخلی مدیریت تولید شلامبرژر، به شکلی موثر کسب‌وکار اکتشاف و تولید را مشابه‌سازی می‌کند که درآمد اصلی غول‌های نفتی از آن است و سرمایه شرکت را برای فعالیت و مدیریت مستقیم یک میدان نفت یا گاز به کار می‌گیرد. اگرچه این کار باعث افزایش ریسک کسب‌وکار می‌شود، عواید آن را نیز افزایش می‌دهد. شلامبرژر هم‌اکنون حدود 250 هزار بشکه نفت را مدیریت می‌کند که سهم اندکی از بازار جهان است. ولی با افزایش فشار ناشی از قیمت‌های پایین نفت بر دولت‌های نفتی، آنها به سرمایه و دانش خارجی نیاز دارند تا تولید خود را افزایش دهند و هر میزان که می‌توانند نفت بفروشند. بزرگان نفتی، بوی نفت را از ایران و مکزیک استشمام می‌کنند، اما آرزوی‌شان برای تملک مستقیم ذخایر موجب تحریک سیاستمداران ناسیونالیست خواهد شد. در تفاوت با آنها، شلامبرژر خوشحال خواهد بود که به عنوان یک پیمانکار فعالیت کند و مجموعه قدرتمندی از فناوری و تجربه را ارائه دهد. به گفته جیمز وست، تحلیلگر ISI Evercore، بازار قابل‌شناسایی این شرکت برای چنین پروژه‌هایی که به صورت مستقیم مدیریت می‌شوند، می‌تواند پنج تا شش میلیون بشکه در روز باشد؛ یعنی حداقل 20 برابر اندازه عملیات‌های فعلی. در حالی که شرکت‌ها و دولت‌های وابسته به نفت به تمام کمکی که می‌توانند دریافت کنند نیازمند هستند، پروژه گرفتن برای شلامبرژر نباید کار مشکلی باشد.»7 موضوع مورد اشاره دنینگ، از سوی غلامحسین حسن‌تاش، تحلیلگر ارشد اقتصاد انرژی و عضو هیات علمی موسسه مطالعات بین‌المللی انرژی، نیز مورد اشاره قرار گرفته است. او به «تجارت فردا» می‌گوید: «چارچوب قراردادی پیشنهادی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب ربطی به IPC ندارد و متفاوت است. این چارچوب برای میادین در حال بهره‌برداری

(Brown Fields) و افزایش بازیافت از این میادین (IOR و EOR) پیشنهاد شده و یک قرارداد پنج‌ساله استفاده از مشاوره شرکت‌ها برای افزایش بازیافت است که از محل بخشی از تولید اضافه شده به میدان نسبت به پروفایل پایه تولید، بازپرداخت می‌شود. این قرارداد بیشتر برای این گونه میادین مناسب است و اتفاقاً شرکت‌های خدماتی تخصصی زیادی هستند که می‌توان از آنها استفاده کرد و محذورات شرکت‌های بزرگ را هم ندارند.»

توتال؛ ماجرای تفاهمنامه با مظنون همیشگی

شرکت توتال، که سال‌هاست با حاشیه‌هایی درباره شیوه برداشت از فازهای 2 و 3 میدان گازی پارس جنوبی دست‌و‌پنجه نرم می‌کند، به تازگی بازگشتی پرسروصدا به ایران داشته است؛ بازگشتی که یادآور دهه 1370 شمسی و حضور این شرکت در قرارداد سیری است. در آن زمان و پیش از توتال، مذاکرات با شرکت آمریکایی کونوکوفیلیپس بدون امضای قرارداد پایان یافت و در نهایت غول فرانسوی بود که توانست نخستین حضور غربی‌ها را در ایران از طریق قرارداد بیع متقابل توسعه سیری A و E رقم بزند. قراردادهای بیع‌متقابل در آن زمان زمینه‌ساز حضور شرکت‌های نفتی طراز اول در ایران طی دوران پس از انقلاب شدند. در این قراردادها، جبران سرمایه‌گذاری شرکت خارجی پس از شروع تولید و از محل تولیدات میدان صورت می‌گرفت. توسعه فازهای یک تا 10 پارس جنوبی و نیز برخی میادین نفتی مثل دارخوین به مدد همین قراردادها صورت گرفت. اکنون و قریب به دو دهه پس از آن سال‌ها، توتال رهبری کنسرسیومی را بر عهده گرفته است که شرکت‌های CNPC و پتروپارس نیز در آن حضور دارند. این کنسرسیوم در یک پروژه 8 /4 میلیارد‌دلاری و طی دو مرحله قرار است فاز 11 پارس جنوبی را توسعه دهد. شرکت توتال در این پروژه 1 /50 درصد سهم خواهد داشت و سهم CNPC، 30 درصد و پتروپارس، 9 /19 درصد خواهد بود. فاز 11 پارس جنوبی بر این اساس روزانه 1800 میلیون فوت مکعب گاز طبیعی به وسیله 30 حلقه چاه تولید خواهد کرد. با آغاز توسعه فاز 11 پارس جنوبی، پرونده توسعه بزرگ‌ترین میدان گازی جهان به آخرین صفحه خواهد رسید؛ چراکه تمامی فازها، تعیین تکلیف شده و در فرآیند توسعه قرار خواهند گرفت. اما آیا این‌گونه خواهد بود یا توتال منصرف خواهد شد؟

فیلیپ ساکت، رئیس بخش گاز، انرژی‌های تجدیدپذیر و نیرو شرکت توتال، در اظهارنظری صریح پس از انتخاب ترامپ گفته است که انتخاب او تاثیری بر سرمایه‌گذاری این شرکت در ایران نخواهد داشت.8 پاتریک پویان، مدیرعامل توتال نیز در گفت‌وگویی تفصیلی با نشریه میس9، که پس از انتخاب ترامپ صورت گرفته، نکاتی را درخصوص حضور در ایران عنوان کرده و هیچ اشاره‌ای به امکان انصراف نداشته است: «نهایی شدن تفاهمنامه سه تا شش ماه زمان خواهد برد و می‌خواهیم قادر باشیم قراردادهای مهندسی ساخت سکو را به محض امضای قرارداد اصلی نهایی کنیم.» پویان، از سابقه طولانی حضور در ایران و شناخت میدان پارس جنوبی گفته و عنوان داشته است که اولویت این شرکت در ایران، گاز است. او همچنین درباره قراردادهای جدید نفتی، موسوم به IPC، گفته است: «IPC اشکال اصلی بیع متقابل را رفع کرده است؛ مدت قرارداد 20 سال است، در حالی که در بیع متقابل هفت سال بود. ما در عملیات‌ها مشارکت نداشتیم و اکنون داریم. نکته مهم اینکه کل پاداش به تولید و قیمت متصل است، در حالی که در بیع متقابل به هزینه سرمایه‌ای وصل بود. بیع مقابل بیشتر به یک ترتیب پیمانکاری شباهت داشت، و به عنوان یک شرکت نفت و گاز مورد پسند ما نبود.»

سریال تفاهم؛ بدون قرارداد

با این تفاسیر به نظر می‌رسد تفاهمنامه با توتال، به صورت جدی از سوی این شرکت دنبال شود؛ اگرچه درباره بسیاری از تفاهمنامه‌های دیگر با وجود گذشت ماه‌ها، هنوز هیچ خبری از امضای قرارداد نشده است. اما چرا؟ هادی الویری، متخصص امور مالی و اقتصادسنجی نفت و گاز، در این خصوص به «تجارت فردا» می‌گوید: «اول باید توجه داشت که امضای تفاهمنامه گام مثبتی در راستای عملیاتی شدن این همکاری‌هاست. اما این فقط قدم اول است و به هیچ عنوان کافی نیست. به نظرم بعضاً استفاده تبلیغاتی که از این تفاهمات در فضای رسانه‌ای صورت می‌گیرد، مانع توجه کافی دست‌اندرکاران به اصل موضوع، که رسیدن به قرارداد است، می‌شود. عمده این تفاهمنامه‌ها در حد همکاری در حوزه ارزیابی یا مطالعات بوده و پس از مدت نسبتاً کوتاهی نیز به اتمام می‌رسند. توجه به دغدغه‌های شرکت‌های بین‌المللی به دور از تشریفات تبلیغاتی و اقدام جهت رفع آنها، رسیدن به قرارداد را تسهیل می‌کند. از آن جمله، شفاف‌سازی در خصوص جزئیات IPC، به تصمیم‌گیری شرکت‌های بین‌المللی کمک خواهد کرد. برای مثال، شرکت OMV که با شرکت ملی نفت ایران تفاهمنامه همکاری و مطالعاتی روی دو میدان هم امضا کرده، در خصوص ارزیابی اقتصادی میادین تصویر به اندازه کافی شفافی ندارد. من در دیداری که با برخی مسوولان خاورمیانه این شرکت داشتم، به وضوح شنیدم که برای تصمیم‌گیری نیاز به جزئیات بیشتری در خصوص چارچوب قراردادی دارند و تا وقتی این شفاف‌سازی صورت نپذیرد، طبعاً نمی‌توان تصمیم جدی اتخاذ کرد.»

علی‌اکبر وحیدی‌آل‌آقا، مدیرعامل شرکت اکتشاف، توسعه و تولید پاسارگاد، یکی از 11 شرکت صاحب صلاحیت در حوزه اکتشاف و تولید، درباره دلیل عدم امضا به «تجارت فردا» می‌گوید: «تا پیش از اجرای برجام، شرکت‌های خارجی به دلیل مشکل تحریم نمی‌توانستند. اما بعد از اجرای برجام، بخشی از مشکلات پابرجا بوده است. اولاً، شرکت‌های نفتی مثل هر شرکت تجاری دیگری که در کشورهای متعددی مشغول فعالیت هستند باید بتوانند پولی را که برای فعالیت خود خرج کرده و درآمدی که از آن به دست می‌آورند، از طریق سیستم بانکی به صورت رسمی جابه‌جا کنند. این در حالی است که ظاهراً هنوز محدودیت‌های بانکی به‌طور کامل رفع نشده است. ثانیاً اخیراً در مذاکره من با مسوولان یکی از شرکت‌ها، آنها می‌گفتند که هنوز به صورت رسمی اجازه انعقاد قرارداد را از دولت متبوعشان دریافت نکرده‌اند. اینکه فرمودید مذاکراتی انجام و تفاهمنامه‌هایی امضا شده‌اند باید توجه داشت که در نهایت آنچه به صورت قانونی و عملی مبنا قرار می‌گیرد و موجب تعهد و حق می‌شود، قرارداد مکتوب است و نه مذاکرات و تفاهمنامه‌ها. نکته مهم دیگر به متن قراردادها مربوط است. بدون وجود متن نهایی و رسمی قرارداد، نمی‌توان انتظار داشت شرکتی بیاید و چیزی به جز تفاهمنامه را امضا کند. هیچ نمونه قراردادی مصوب رسمی برای IPC و حتی تا آنجا که من می‌دانم برای EPCF به منظور توسعه میادین وجود ندارد و در نتیجه نمی‌توان انتظار امضای قرارداد را داشت. حتی نمی‌توان انتظار داشت شرکت‌های خارجی به دنبال امضای بیع متقابل باشند، که نمونه قرارداد مشخصی برای آن به تصویب شرکت ملی نفت ایران رسیده و موجود است؛ چراکه متولیان امر گفته‌اند که این قراردادها دیگر جذابیت ندارند و قراردادهای جدید جذاب‌ترند. از این‌رو از دیدگاه یک شرکت خارجی، امضای قرارداد فعلاً موضوعیت ندارد و در نتیجه تنها تعدادی MOU و Heads of Agreement به امضا رسیده است که به طرفین امکان مطالعه بیشتری می‌دهد.»

موضوع مورد توجه آل‌آقا، از سوی برخی از دیگر کارشناسان و مدیران نیز مورد اشاره قرار گرفته است. در حالی که فرآیند بازنگری قراردادهای جدید نفتی بیش از سه سال قبل آغاز شد، دولت مجموعاً پنج مصوبه در ارتباط با آن داشته و دو همایش نیز برای نقد و بررسی این قراردادها برگزار شده است، کماکان انتقاداتی درباره ابهام در مدل جدید مطرح می‌شود. به عنوان مثال حسن‌تاش می‌گوید: «اقتصاد اروپا در رکود به سر می‌برد و در این شرایط طبعاً گرفتن کار برای شرکت‌ها مهم است. به نظر من وزارت نفت با چیز مبهمی به نام IPC حدود دوسال وقت کشور را تلف کرد، در صورتی که می‌شد با اصلاحات کوچکی در همان بیع متقابل یا استفاده از روش‌های متنوع حسب شرایط هر میدان کار را پیش برد. بعد هم که به انتخابات آمریکا نزدیک شدیم و به انتخابات ایران نیز نزدیک هستیم. طبیعتاً برای شرکت‌ها مهم است که ببینند فضای کسب‌و‌کار در دوره سرمایه‌گذاری و بازگشت سرمایه‌شان چگونه خواهد بود.» الویری نیز به وجود ابهاماتی درباره IPC اشاره می‌کند: «IPC از دید شرکت‌های نفتی، در مقایسه با سایر رژیم‌های حقوقی در دنیا، چارچوب به نسبت غیرجذابی است؛ اما منابع نفتی ایران جزو جذاب‌ترین ذخایر دنیا هستند. البته مدل IPC از مدل سابق Buyback جذابیت بیشتری داشته، از جمله طول مدت قرارداد افزایش یافته، سقف هزینه سرمایه‌گذاری برداشته شده و رابطه معقولی میان ریسک و بازدهی تعریف شده است. ابهامات آن، همان‌طور که اشاره کردم، در خصوص جزئیات شیوه محاسبه دستمزد و همین‌طور شیوه تعامل شرکت‌ها در JV است.»

مساله تعامل شرکت‌ها در JV، که از سوی الویری عنوان شد، به یکی از ویژگی‌های قراردادهای جدید نفتی ارتباط دارد که شاید بتوان در مجموع آن را محدودیتی وارد بر شرکت‌های نفتی خارجی دانست. شرکت‌های خارجی برای فعالیت موظف به همکاری با شرکت ایرانی واجد صلاحیت هستند. به منظور ارزیابی صلاحیت این شرکت‌های ایرانی، از مدت‌ها قبل فراخوانی از سوی وزارت نفت اعلام شد تا شرکت‌ها مدارک لازم را جهت بررسی به وزارت نفت ارسال کنند. از آن زمان تاکنون و طی دو مرحله، مجموعاً اسامی 11 شرکت به عنوان واجد صلاحیت فعالیت در قالب E&P اعلام شده است. اگرچه در یک نگاه آشنایی این شرکت‌ها با محیط کسب‌وکار صنعت نفت ایران می‌تواند یک عامل تسهیل‌گر باشد، اما وادار شدن شرکت‌های خارجی به انتخاب شریک، ممکن است به مانعی در راه رسیدن به قرارداد تبدیل شود. آل‌آقا در این باره می‌گوید: «با قراردادهای جدید، که بر اساس آن شرکت‌های خارجی موظف به داشتن شریک ایرانی می‌شوند، وزارت نفت بخشی از بسترسازی لازم را برای تشکیل شرکت‌های E&P ایرانی انجام داده است. 11 شرکت هم تایید صلاحیت شده‌اند که البته بسیاری از آنها باید در آینده مراحل تشکیل E&P را طی کنند. اما در واقع، قبلاً هم شرکت‌های خارجی می‌توانستند شریک ایرانی داشته باشند و‌لی الان وادار به داشتن چنین شریکی شده‌اند. حتی اگر چهره‌های فعال در شرکت‌های ایرانی را در نظر بگیریم، آنها می‌توانند این نیروها را استخدام کنند. از این‌رو صرف وجود یک شرکت E&P، با وجود آشنایی بیشتر با محیط ایران، کمکی اساسی به آنها نیست. اما برای طرف ایرانی وضعیت فرق دارد بالاخص در رابطه با انتقال تجارب و فناوری شامل مدیریت. در قراردادهای مشارکت در تولید، به دلیل وجود ساختار مشترک، انتقال فناوری به شرکت ملی نفت میزبان مستقیماً صورت می‌گیرد؛ اما در قراردادهای خدماتی این‌طور نیست. از این‌رو باید یک مجموعه ایرانی وجود داشته باشد تا انتقال فناوری صورت گیرد. البته در واقع امر هم فناوری که آنها به ایران می‌آورند، آخرین نسل نیست و اگر 20 تا 25 سال دیگر کشور را ترک کنند، آن فناوری ممکن است از رده خارج شده باشد. مزیت دیگر حضور شرکت‌های E&P برای ایران، افزایش توان حضور در بازارهای بین‌المللی است؛ چراکه شرکت ملی نفت ایران برای حضور در بازارهای خارجی ممکن است محدودیت‌هایی داشته باشد.»

ریسک‌های ایران

یک مساله مهم دیگر در بازگشت غول‌های نفتی به ایران، ریسک‌هایی است که با وجود اجرای برجام در سر راه شرکت‌های خارجی قرار دارد و به‌طور خاص مربوط به ابعاد سیاسی موضوع می‌شود. آل‌آقا در این باره می‌گوید: «ریسک‌های بخش بالادستی نفت به چند دسته تقسیم می‌شوند که اولین آنها ریسک‌های اکتشاف است. این ریسک‌ها به‌طور میانگین در منطقه خاورمیانه و به‌ویژه در ایران، از بسیاری مناطق دیگر دنیا کمتر است. به عنوان مثال، ریسک اکتشاف در ایران کمتر از بسیاری نقاط آفریقاست. ریسک دیگر ممکن است مربوط به میزان تولید یا تخمین ذخایر مخزن باشد که امروزه در دنیا موضوعیت زیادی ندارد؛ چراکه به‌ویژه پس از اکتشاف یک میدان، می‌توان با دقت مناسبی به برآورد ذخایر آن پرداخت. از این‌رو این‌طور نیست که یک میدان با تخمین تولید 100 هزار بشکه در روز، در عمل 10 هزار بشکه در روز تولید کند. در مواردی هم که جزئیات کافی وجود ندارد، باید توسعه میدان به صورت مرحله‌ای صورت بگیرد و نه اینکه از ابتدای کل برای حداکثر تولید عملیات توسعه و هزینه انجام داد. به تدریج و با پیشرفت توسعه میدان، اطلاعات نیز افزایش می‌یابد و ریسک‌های از این نوع نیز کم می‌شود. در کنار اینها، ریسک‌های سیاسی /اقتصادی نیز وجود دارند. به عقیده آنها، در ایران اصل سرمایه‌گذاری ریسک‌های نسبتاً بالایی دارد و نه صرف فعالیت در بخش بالادستی نفت؛ چراکه مثلاً ریسک اکتشاف در اعماق چندهزارمتری آب در دیگر نقاط دنیا، قطعاً بیش از ایران است. نگرانی دیگر ممکن است مربوط به تضمین امنیت سرمایه‌گذاری باشد که احیاناً با تصویب برخی قوانین جدید، آنها دیگر نتوانند فعالیت خود را ادامه دهند و مجبور به ترک کشور شوند. به عبارت مصطلح، Country Risk در ایران بالاست. ریسک بازار هم وجود دارد؛ اینکه قیمت خرید خدمات و تجهیزات افزایش یابد یا قیمت فروش محصولات کاهش پیدا کند.»

موضوع هزینه و ریسک‌های مهندسی توسعه میادین نفت و گاز در ایران، که به نوعی در هزینه تمام‌شده استخراج هر بشکه نفت منعکس می‌شود، تاکنون از سوی موسسات متعددی مورد بررسی قرار گرفته و پاسخ اغلب یکسان بوده است: ایران، یکی از کمترین هزینه‌های توسعه و تولید را در جهان دارد. به عنوان مثال مک‌کینزی در گزارش خود هزینه هر بشکه نفت را در ایران 11 دلار برآورد کرده است؛ که در مقایسه با کشورهایی همچون عراق (15 دلار) یا روسیه (23 دلار) بسیار جذاب ارزیابی می‌شود. یا وال‌استریت ژورنال به نقل از یک گزارش رایستاد انرژی در اوایل امسال، رقم 08 /9 را برای ایران اعلام کرده که کمی بیشتر از عربستان سعودی (98 /8 دلار) و کمتر از کشورهایی مثل عراق (57 /10 دلار) و روسیه (21 /19 دلار) است. با وجود اینکه نمی‌توان به ارقام مطلق این گزارش‌ها اتکا کرد، پایین بودن ارقام ایران در مقایسه با اغلب کشورهای جهان، نشان‌دهنده جذابیت بیشتر سرمایه‌گذاری در ایران است. البته این، تمام داستان نیست. الویری در این خصوص می‌گوید: «این درست است که در مقایسه با سایر نقاط دنیا، هزینه توسعه در ایران ارزان‌تر است؛ اما نباید فراموش کرد طی دو سال گذشته در بسیاری مناطق دنیا، با راهکارهای متفاوت هزینه توسعه به‌طور چشمگیری کاهش یافته است. نکته مهم این است که وقتی صحبت از پایین بودن هزینه توسعه می‌کنیم، این تنها نیمی از مساله از دید شرکت خارجی است. در واقع هزینه توسعه پایین، معمولاً سوددهی توسعه میدان را افزایش می‌دهد، اما سوددهی قبل از مالیات. اگر چارچوب حقوقی موجود، تمامی سود حاصل‌شده را از شرکت خارجی بگیرد، دیگر ارزان بودن هزینه توسعه برای شرکت خارجی فایده چندانی نخواهد داشت. یک ریسک مهم از دید شرکت‌های خارجی، ریسک اقتصادی، از جمله شیوه محاسبه دستمزد است که به آن اشاره کردم. در حوزه ریسک سیاسی هم، با توجه به شرایط به وجود‌آمده، برخی شرکت‌های خارجی از پیامدهای احتمالی ورود به ایران نگرانند و فعلاً سعی می‌کنند سطح همکاری را در حد پایینی نگه دارند بلکه با گذر زمان شرایط مشخص‌تر شده و تصمیم معقول‌تری بگیرند. به نظر من آمدن ترامپ به‌طور مشخص روی ورود شرکت خاصی تاثیر منفی ندارد، اما به‌طور کل، باعث افزایش ضریب ریسک سیاسی ورود به ایران شده و در نتیجه کل هزینه سرمایه‌گذاری در ایران را بالا می‌برد. این افزایش هزینه منجر به تاخیر در فرآیند تصمیم‌گیری شرکت‌ها برای ورود می‌شود تا ارزیابی صحیحی از شرایط پیدا کنند. به هر حال آمدن ترامپ، ابهام‌های آینده را درباره فضای سرمایه‌گذاری خارجی در ایران افزایش می‌دهد که این البته محدود به صنعت نفت و گاز نیست. به نظرم دستگاه دیپلماسی کشورمان، با هوشیاری می‌تواند در شرایط فعلی به کاهش ریسک سیاسی سرمایه‌گذاری در ایران کمک کند.» حسن‌تاش نیز در زمینه تاثیر روی کار آمدن ترامپ نظری مشابه دارد: «روی کار آمدن ترامپ مسلماً بی‌تاثیر نیست. البته به نظر من ترامپ نخواهد توانست برجام را منتفی کند و اگر هم این کار را بکند، همراهی اروپا را نخواهد داشت و نمی‌تواند اجماع ایجاد کند. اما شرکت‌ها تجربه تحریم‌های ثانویه را دارند و از این‌رو خصوصاً شرکت‌های اروپایی که در آمریکا دارایی و منافع دارند، احتمالاً دچار تردید می‌شوند تا ببینند اوضاع چه می‌شود.»

با وجود این مسائل، مدیرعامل توتال در گفت‌وگو با میس، در پاسخ به سوال این نشریه درباره وجود ریسک‌های ژئوپولتیک در ایران، گفته است: «من درباره محل وجود نفت و گاز تصمیم نمی‌گیرم. ایران بخشی از بزرگ‌ترین ذخایر نفت و گاز دنیا را در اختیار دارد. آیا من باید از رفتن به آنجا سر باز بزنم؟ من مجبورم به آن توجه کنم... در ایران ریسک‌های خاص ژئوپولتیک هست، اما از همکاران ما در بی‌پی بپرسید که آیا در آمریکا ریسک حقوقی وجود ندارد؟ من می‌توانم بروم و دارایی‌هایی را در آمریکا خریداری کنم، کما اینکه شرکت‌های مشابه ما چنین کردند و ما نیز همین‌طور، و در نهایت همه‌مان پول زیادی از دست دادیم. به حوزه Permian آمریکا نگاه کنید که امروز در آن هر هکتار زمین 50 هزار دلار به فروش می‌رسد. فکر می‌کنید پرداختن این رقم منطقی است؟ آنجا ریسک ژئوپولتیک وجود ندارد، اما ریسک بازار هست. شما باید به ریسک نگاه کنید، ولی در ارتباط با فرصت. به ما پیشنهاد داده شده است که در ایران 20 سال بمانیم، در عملیات‌ها مشارکت کنیم، و درآمدمان به تولید و قیمت وصل باشد؛ آن هم در میدان بزرگی که به خوبی می‌شناسیم. و اینکه نخستین شرکت بزرگی هستیم که می‌توانیم امضا کنیم، برای‌مان موقعیتی عظیم است؛ چراکه می‌دانیم شرکای ایرانی ما آن را به یاد خواهند آورد.»

شفافیت و انتظار

با نگاهی به آنچه گفته شد، یک جمع‌بندی اساسی می‌تواند لزوم شفاف‌سازی بیشتر متولیان وزارت نفت درباره قراردادهای جدید نفتی باشد؛ از تصویب و انتشار قالب IPC گرفته تا ذکر دقیق جزئیات مربوط به مسائل بیمه و مالیات و معافیت. الویری در این باره می‌گوید: «شفاف‌سازی جزئیات ابهام‌بر‌انگیز IPC تاثیر زیادی در تصمیم‌گیری شرکت‌های خارجی دارد. همچنین، شرکت‌های تایید‌صلاحیت‌شده ایرانی، که قرار است شریک طرف خارجی باشند، باید ساختار‌ها و فرآیند‌های روز دنیا را در بخش E&P پیاده‌سازی کرده تا به‌طور موثرتری بتوانند با خارجی‌ها مذاکره و کار کنند. در بخش دولتی هم، بهتر است وزارت نفت و شرکت ملی نفت ایران، جهت ارزیابی حرفه‌ای و کارآمد پیشنهادات توسعه میدان از سوی شرکت‌های خارجی، از خدمات مشاوران مورد اعتماد و زبده بهره برند.» به اتکای این شفاف‌سازی و انجام اقدامات اصلاحی در محیط کسب‌وکار شرکت‌های خارجی، و شاید حتی مشارکت دولت در تسهیل روابط شرکای داخلی و خارجی بدون دخالت در تصمیم‌گیری‌ها، می‌توان انتظار داشت در سال 2018 جریان سرمایه ناشی از این تفاهمنامه وارد کشور شود؛ موضوعی که برجام شرط لازم آن بود، اگرچه کفایت نمی‌کرد و نخواهد کرد.

منابع:

1- Oilfield Services Company

2- خبر شماره 273276 شانا

3- خبر شماره 1480284897 وال‌استریت ژورنال

4- Schlumberger Production Management

5- این بخش به نقل از slb.com آورده شده است.

6- Integrated Project Management

7- www.bloomberg.com /gadfly /articles /2016-05-23 /

schlumberger-can-teach-big-oil

8- خبر کد idUSKBN1341U1 رویترز

9- نشریه میس 25 نوامبر