بیع متقابل و خروج از سرخوردگی نفتی

از سال ۱۳۷۴ که قرارداد نفتی ایران برای توسعۀ میادین نفت با شرکت توتال فرانسه منعقد شد, مرحلۀ مهمی که برای متحول ساختن نوع قراردادهای نفتی مورد انتظار بود آغاز شد و از آن پس کلیۀ این قراردادها براساس «بیع متقابل» منعقد شده است

از سال ۱۳۷۴ که قرارداد نفتی ایران برای توسعۀ میادین نفت با شرکت توتال فرانسه منعقد شد، مرحلۀ مهمی که برای متحول ساختن نوع قراردادهای نفتی مورد انتظار بود آغاز شد و از آن پس کلیۀ این قراردادها براساس «بیع متقابل» منعقد شده است. قرارداد بیع متقابل که یکی از راهکارهای تجربۀ‌شده اقتصادی برای خروج از بحران آشفتگی و فقدان تعادل در موازنۀ خارجی است ویژگی‌های مثبت بسیاری دارد که می‌تواند تا حد بسیاری سیاست‌های نفتی ما را از سرخوردگی و آسیب‌پذیری نجات بخشد. در مقالۀ حاضر کم و کیف و معایب و محاسن قراردادهای بیع متقابل شرح داده شده است که امیدواریم مورد استفاده و توجه شما قرار گیرد.

بی‌گمان نفت مهم‌ترین و در عین حال سیاسی‌ترین کالای اقتصادی امروز جهان است. ازاین‌رو سیاست‌گذاری در بخش انرژی به نوعی تعیین خط مشی سیاست ملّی کشورهای نفت‌خیز به شمار می‌رود. در کشورهایی از قبیل ایران هر برنامۀ توسعه به طور مستقیم یا غیر مستقیم از سیاست‌های نفتی تأثیر می‌پذیرد.[۱]

با کشف نفت در منطقۀ خاورمیانه، توجهات جهانی به ایران به دلیل احتمال وجود نفت در آن بیشتر شد. نفت در مسجد سلیمان استان خوزستان کشف، و از آن روز به بعد انواع مختلف قراردادهای نفتی در عرصۀ صنعت نفت ایران نمایان شد. ابتدا اغلب این قراردادها یکجانبه و با استفاده از زور و توسل به انواع سیاست‌های استعماری به نفع بیگانگان منعقد می‌گردید و تنها چیزی که عاید ایران می‌شد تبدیل دولت به جیره‌خوار بیگانگان و حضور هر چه بیشتر بیگانگان در عرصه‌های مختلف داخلی کشورمان بود.

اما سیر قراردادهای نفتی با معادله‌های مختلف در زمان‌های مختلف در تاریخ صنعت نفت ایران وجود دارد که در این نوشتار سعی شده است به قراردادهای اخیر نفتی ایران با سرمایه‌گذاران خارجی، با عنوان قراردادهای «بیع متقابل» (Buy Back)، و ویژگی‌های آن اشاره گردد.

● قراردادهای بیع متقابل

تجارت متقابل[۲] در سطح وسیع آن اولین‌بار پس از جنگ جهانی اول ظهور یافت. آلمان در دوران جمهوری وایمار (Weimar) و در وضعی که پول آن کشور بر اثر بی‌ثباتی بیش از حد، نمی‌توانست وسیلۀ مبادلات خارجی قرار گیرد، به شیوۀ تجارت متقابل متوسل گردید. به این ترتیب این کشور توانست اقتصاد خسارت‌دیدۀ خود را از جنگ، دوباره به حالت عادی باز‌گرداند.[۳]

در واقع تجارت بیع متقابلی که هم‌اکنون در عرصۀ جهانی وجود دارد مربوط به سال‌های پایانی قرن بیستم است که بر اساس نیازها و مشکلات کشورهای تازه‌استقلال‌یافته، در تجارت بین‌المللی معمول شد. استفاده از شیوۀ بیع متقابل را در دورۀ جدید، باید در دهۀ ۱۹۹۰ و در کشورهای اروپای شرقی جستجو کرد. این کشورها با شرایط اقتصادی نامساعدی از قبیل نامتوازنی تجارتی شدید با غرب، افزایش بدهی‌های خارجی، نیاز به ادامۀ واردات از غرب و توفیق نیافتن در افزایش صادرات روبه‌رو بودند؛ لذا مجبور شدند واردات خود را، که نیازمند ارز معتبر بود، به اقلامی که دارای اولویت بودند، در ازای فروش اقلامی که مولّد صادرات بودند و درآمد ارزی را تضمین می‌نمود، محدود سازند. بنابراین اکثر این کشورها سازمان‌های تجارت خارجی خود را به معاملات بیع متقابل فرا خواندند.

فشارهای اقتصادی که سبب شد کشورهای اروپای شرقی به تجارت متقابل روی آورند در مورد کشورهای در حال توسعه نیز صادق بوده است؛ زیرا این کشورها اغلب با محدودیت منابع ارزی برای مدرنیزه کردن صنایع خود مواجه بوده و هستند.

در بعضی از کشورها معاملات متقابل به طور قانونی به چند مورد معین از قراردادها محدود گردیده است. در ایران نیز به منظور تحقق برنامۀ اول توسعۀ اقتصادی، اجتماعی و فرهنگی و به استناد بند «ی» تبصرۀ ۲۹ قانون فوق، اکثر وزرای عضو کمیسیون اقتصادی هیئت دولت وقت، در جلسۀ مورخ ۲۰ خرداد ۱۳۶۹، آیین‌نامۀ معاملات «متقابل» را تصویب کردند.[۴] در سال‌های اخیر بیع متقابل در بخش نفت، گاز و پتروشیمی برای توسعۀ میادین و افزایش تولیدات آن به کار رفته است.

صنعت نفت و گاز از جمله صنایع سرمایه‌بر جهان است که معمولاً دولت‌ها به تنهایی از عهدۀ تأمین منابع مالی توسعۀ آن بر نمی‌آیند؛ لذا شرکت‌های بزرگ نفتی جهان از دیر باز حضور گسترده‌ای در بخش‌های مختلف صنعت نفت و گاز کشورهای تولیدکننده داشته‌اند. پس از پیروزی انقلاب اسلامی و به دنبال تغییر قانون اساسی و قانون نفت، از بین انواع روش‌های رایج و متداول در جهان برای همکاری با شرکت‌های نفتی خارجی فعال در صنعت نفت و گاز، راهی به‌جز استفاده از روش‌هایی مانند «بیع متقابل» باقی نمی‌ماند؛ البته شرایط و ویژگی‌های بودجه‌های سالیانۀ مصوب مجلس شورای اسلامی نیز در مورد شیوۀ استفاده از منابع مالی خارجی، کشور را به سمت استفاده از روش بیع متقابل رهنمون ساخته است.[۵]

در قرارداد بیع متقابل، شرکت سرمایه‌گذار خارجی کلیۀ وجوه سرمایه‌گذاری مانند: نصب تجهیزات، راه‌اندازی و انتقال تکنولوژی را بر عهده می‌گیرد و پس از راه اندازی به کشور میزبان واگذار می‌کند. سرمایه و همچنین سود سرمایۀ شرکت سرمایه‌گذار از طریق دریافت محصولات تولیدی بازمی‌گردد.[۶]

● اصول حاکم بر بیع متقابل

مجموعه شرایط قانونی، اقتصادی و سیاسی کشور سبب شده است ایران اصول حاکم بر قراردادهای بیع متقابل را به صورت زیر ارائه نماید: حفظ حاکمیت ملّی بر منابع نفت و گاز کشور، هماهنگی کامل با قوانین و مقررّات کشور به‌ویژه قانون نفت، استفاده از فنّاوری مدرن در توسعۀ میادین، آموزش و انتقال تکنولوژی، مدیریت مشترک ایرانی ــ خارجی، عملیات بهره‌برداری صد درصد ایرانی، بهره‌گیری صد درصد از توان داخلی، حقوق نظارت کامل برای شرکت ملّی نفت، مزایای اقتصادی در مقایسه با دیگر انواع قراردادهای نفتی، شفافیّت ترتیبات مالی قرارداد، تقبّل ریسک عدم تولید با شرکت خارجی.[۷]

در قراردادهای بیع متقابل، تأمین کلیۀ هزینه‌های سرمایه‌ای، غیرسرمایه‌ای و عملیاتیِ اجرای طرح توسعه، بر عهدۀ شرکت خارجی (پیمانکار) است و کلیۀ هزینه‌ها با نظارت شرکت ملّی نفت ایران برآورد می‌شود. هزینه‌های غیر سرمایه‌ای، مالیات‌ها، هزینه‌های تأمین اجتماعی، عوارض گمرکی و همچنین هزینۀ آموزش کارکنان ایرانی را شامل می‌شود. در این قراردادها قیمت مقطوع نیست و احتمال دارد که از طریق نظارت، هزینه‌های سرمایه‌ای و در پی آن هزینۀ بهرۀ تأمین سرمایه کاهش چشمگیری یابند (ایران در مورد فازهای ۲ و ۳ پارس جنوبی تا کنون چهارصدمیلیون دلار هزینه‌های سرمایه‌ای را کاهش داده است). پس از اجرای موفقیت‌آمیز عملیات توسعه، امور عملیات تولید میدان به شرکت ملّی نفت ایران منتقل می‌گردد و پس از این انتقال کلیۀ هزینه‌های عملیاتی میدان بر عهدۀ شرکت ملّی نفت ایران خواهد بود. طی این دوره، پیمانکار فقط در منافع کالاهای تولیدشده در میدان ــ تا پایان مدت قرارداد ــ سهیم است.

هزینه‌های نفتی و پاداش پیمانکار طی سال‌های معین از طریق مستهلک‌سازی بدهی پرداخت می‌شود و این بدهی‌ها از محل فروش نفت خام، گاز یا میعانات گازی و ... از محل طرح تأمین می‌شود. در این قراردادها تأکید می‌شود که کل دریافتی سالانۀ پیمانکار از محل قراردادهای بیع متقابل تحت هیچ شرایطی نباید از ۶۰ درصد درآمد سالانۀ تولید میدان و یا پروژۀ در حال توسعه فراتر رود؛ و باقی آن، تحت هر شرایطی، به شرکت ملّی نفت ایران تعلق خواهد داشت. در واقع این بند نوعی بیمه برای ایران در شرایط کاهش شدید قیمت نفت محسوب می‌شود که البته احتمال وقوع آن بسیار ضعیف به نظر می‌رسد.

یکی از خصوصیات قراردادهای بیع متقابل کوتاهی دورۀ زمانی آنهاست که با احتساب یک دورۀ معمولاً سه‌ساله، برای اجرای عملیات ساختمانی و احداث تأسیسات، هشت تا ده سال طول می‌کشد، درحالی‌که دورۀ کامل عمر میدان‌های واقع در خشکی حداقل چهل سال و به مراتب طولانی‌تر از دورۀ زمانی حضور پیمانکار در پروژۀ مربوطه است. قراردادهای بیع متقابل ایران به شکلی تنظیم می‌شوند که پیمانکار پاسخگوی ریسک عملیاتی (ریسک هزینه‌ها و زمان‌بندی) باشد. منتها هیچ ریسکی به جهت کاهش قیمت نفت متوجه پیمانکار نخواهد بود. مسئولیت افزایش هرگونه هزینه برای تحقق اهداف تصریح‌شده در قرارداد، بر عهدۀ پیمانکار است؛ مگر آنکه در مورد چنین هزینه‌هایی قبلاً میان پیمانکار و شرکت ملّی نفت ایران توافق شود. گفتنی است که انتقال ریسک عملیاتی به پیمانکار ناشی از الزامات بودجه‌ای ایران است. این انتقال عملاً به قیمت پذیرش ریسک قیمت حاصل می‌شود.[۸]

به‌هرحال پیش‌بینی وضعیت بازار نفت و قیمت آن در آینده، تأثیر بسیاری بر ارزیابی دولت ایران از ارزش قراردادهای بیع متقابل دارد. بدیهی است که هر چه آیندۀ قیمت نفت تیره‌تر دیده شود و احتمال کاهش قیمت نفت وجود داشته باشد، قراردادهای بیع متقابل گران‌تر فرض خواهند شد، حال‌آنکه هر چه آیندۀ بازار نفت را روشن‌تر و قیمت آن را صعودی‌تر پیش‌بینی کنیم، این قراردادها ارزان‌تر جلوه خواهند کرد. به علاوه هر چه احتمال افزایش تقاضا برای نفت اوپک در بازار نفت وجود داشته باشد، عقد این قراردادها ضروری‌تر و بالعکس هر چه رشد تقاضا محدودتر پیش‌بینی شود، عقد این قراردادها غیر ضروری‌تر می‌شوند. به هر جهت میزان بازپرداخت هزینه‌ها به پیمانکار هیچ ارتباطی به قیمت نفت ندارد و فقط زمانی تأثیر خود را نشان می‌دهد که میزان درآمد پیمانکار از ناحیۀ تولیدات طرح مربوطه به قدری پایین باشد که سبب به تعویق افتادن مطالبات قسط‌بندی‌شدۀ وی گردد.[۹] در این شرایط پیمانکار همچنان به حق و حقوق خود در زمینۀ هزینه‌های نفتی و پاداش بر اساس شرایط پولی روز می‌رسد، اما ازآنجاکه به تأخیر در بازپرداخت‌ها بهره‌ای تعلق نمی‌گیرد، میزان سود وی تحت تأثیر قرار خواهد گرفت.

● ویژگی‌های قراردادهای بیع متقابل

۱) دورۀ زمانی این قراردادها بسیار کوتاه‌تر از عمر میدان است و لذا منطبق ساختن منافع پیمانکار بر منافع شرکت ملّی نفت ایران ــ در این نوع قراردادها ــ در مورد میادینی که به توسعۀ مرحله به مرحله نیاز دارند، مستلزم تعدیل چهارچوب قراردادهاست. به عبارت دیگر ازآنجاکه در مورد بعضی از میادین باید توسعۀ میدان به صورت مرحله‌ای انجام پذیرد و ممکن است اطلاعات مربوط به مراحل بعدی تا قبل از اجرای مرحلۀ اول روشن نباشد، عمر کوتاه قرارداد هم منافع پیمانکار و شرکت ملّی نفت ایران را تضمین نمی‌کند و همین امر ضرورت اجرای بعضی از اصلاحات را در چهارچوب قراردادهای بیع متقابل روشن می‌کند. ازاین‌رو شرکت ملّی نفت ایران در یکی از قراردادهای اخیر خود (میدان نفتی دارخوین)، یک قرارداد بیع متقابل دو مرحله‌ای را امضا کرده است که اجرای مرحلۀ دوم منوط به اجرای موفق مرحلۀ اول شده است و موفقیت این مرحله نیز باید به تأیید شرکت ملّی نفت ایران برسد.[۱۰]

۲) ازآنجاکه پیمانکار فقط سفارش را انجام می‌دهد، احتمال دارد که به مشکلاتِ پس از تحویل میدان توجه نکند. این مشکل در مورد میادین دارای فرآیند توسعۀ طولانی‌تر حادتر است. ازاین‌رو، افزایش مدت حضور پیمانکار در قراردادهای بیع متقابل اخیر ایران به منظور حصول اطمینان بیشتر در این رابطه است.

۳) در اغلب قراردادهای منعقدشدۀ بیع متقابل میزان سود به طور مؤثر ثابت بوده است؛ لذا هیچ انگیزه‌ای برای پیمانکار ایجاد نکرده است تا به افزایش بازیافت به نفع خود یا شرکت ملّی نفت ایران اقدام کند. برای رفع این نقیصه نوعی شیوۀ پاداش و تنبیه به قراردادهای جدید افزوده شده است؛ یعنی درصورتی‌که پیمانکار بتواند ضریب بازیافت را افزایش دهد، متناسب با این افزایش، حداکثر تا ۲ درصد می‌تواند به نرخ بازدهی سرمایۀ خود بیفزاید. همچنین در صورت ناتوانی پیمانکار از عمل به تعهدات، در ازای هر ۱ درصد کاهش در تولید، ۲ درصد از دستمزد او کسر خواهد شد.[۱۱]

● نقاط مثبت قراردادهای بیع متقابل

۱) سهم دولت از درآمدهای پروژه بسیار بالاتر از اشکال دیگر قرارداد است و حق حاکمیت و مالکیت کشور میزبان نیز حفظ می‌شود. این سهم اغلب بیش از ۹۰ درصد بوده است؛

۲) عمر کوتاه قرارداد به معنی حضور کمتر خارجی هم هست؛

۳) در میادینی که میزان تولید طی مدت بسیار کوتاهی به نقطه اوج خود می‌رسد و عملیات تولیدی را طی مدت کوتاهی می‌توان به شرکت ملّی نفت واگذار کرد، می‌تواند شیوۀ مناسبی تلقی شود، اما در میادینی که به توسعۀ مرحله به مرحله نیاز دارند، باید قراردادها به صورت چند مرحله‌ای امضاء شود؛

۴) درصورتی‌که قیمت نفت در میان‌مدت و بلندمدت افزایش یابد، حجم منافع پیمانکار خارجی از درآمدهای حاصل از طرح به صورت واقعی کاهش خواهد یافت؛

۵) شیوۀ پاداش و تنبیه، که در قراردادهای اخیر بیع متقابل لحاظ شده است، می‌تواند انگیزه‌های پیمانکار را افزایش دهد، اما لزوماً افزایش انگیزه، این نوع قرارداد را با دیگر شیوه‌های قرارداد برابر نمی‌کند؛ ۶) قراردادهای بیع متقابل، دستیابی به بازدهی و سهم بیشتر از منافع ناشی از توسعۀ میادین را نسبت به سایر اشکال قرارداد برای کشور ممکن می‌سازد.[۱۲]

شیوۀ بازپرداخت هزینه‌ها در این نوع از قراردادها هم به این ترتیب است که هزینه‌های نفتی و پاداش به پیمانکار طی سال‌های دورۀ معین مستهلک‌سازی بدهی، پرداخت می‌شود. این پرداخت‌ها به صورت تخصیص بخشی از درآمد فروش نفت خام یا گاز تولیدشدۀ ناشی از عملیات توسعۀ میدان به پیمانکار است. پیمانکار می‌تواند هزینه‌های خود را در قالب قرارداد فروش نفت خام یا گاز به شخص یا اشخاص ثالث، بر اساس طرحی که به قرارداد بیع متقابل منضم شده است نیز دریافت کند که در نتیجه، معادل درآمد حاصل از فروش، از میزان بدهی شرکت ملّی نفت به پیمانکار کاسته خواهد شد. طبق مصوبات مجلس شورای اسلامی در طرح‌های بیع متقابل، دولت و بانک مرکزی مجاز به هیچ‌گونه تعهد و تضمینی برای بازپرداخت تسهیلات به کار رفته در این نوع قراردادها نیستند و تمامی پرداخت‌های مربوط به طرح‌ها، اعم از بازپرداخت‌ها و هزینه‌های مربوط، باید از عایدات صدور محصولات تولیدی همان طرح‌ها و پیش‌پرداخت از درآمدهای همان دستگاه باشد. هزینه‌های قرارداد بیع متقابل به دلار امریکا محاسبه شده‌اند و تمام هزینه‌های دلاری، به دلار بازپرداخت خواهند شد. هزینه‌های ریالی طرح نیز بر اساس نرخ دلار در بانک‌های تجاری یا بورس تهران محاسبه، و بازپرداخت می‌شوند.[۱۳]

● قراردادهای بیع متقابل منعقدشده در بخش نفت و گاز ایران

۱) طرح توسعۀ میادین نفتی سیری A و B: میدان نفتی سیری A در فاصلۀ ۵۰ کیلومتری جنوب غربی جزیرۀ سیری، و میدان نفتی B در ۲۰ کیلومتری جنوب شرقی این جزیره واقع است. این قرارداد اولین قرارداد نفتی ایران به شیوۀ بیع متقابل است که پس از انصراف شرکت نفتی «کونوکو»[۱۴] در تاریخ ۲۲ تیر ۱۳۷۴ بین شرکت ملّی نفت ایران و شرکت فرانسوی «توتال» امضا شده است. براساس این قرارداد، پیمانکار موظف است حداقل ۳۰ درصد توان مورد نیاز را از منابع داخلی تأمین نماید. از جمله ویژگی‌های این طرح، قطعی بودن وجود نفت استحصالی در این میادین بوده، لذا عملاً ریسک خاصی متوجه پیمانکار نبوده و طرح توسعۀ فوق کاملاً توجیه اقتصادی داشته است.[۱۵]

۲) احداث کارخانه‌های گاز و گاز مایع ۱۲۰۰ و ۱۳۰۰: کارخانه ۱۲۰۰ در جوار ایستگاه تزریق گاز فشار قوی سیاه مکان، در ۲۰ کیلومتری بندر دیلم، و کارخانۀ ۱۳۰۰ در فاصلۀ ۳۰ کیلومتری شهر گچساران و در کنار ایستگاه تزریق گاز فشار قوی گچساران واقع شده است. این طرح، با هدف استحصال مایعات گازی شیرین از گازهای همراه قبل از تزریق در میادین گچساران و بی‌بی‌حکیمه و به منظور تأمین خوراک مجتمع پتروشیمی بندر امام (ره)، از طریق بیع متقابل به شرکت مهندسی و ساختمانی صنایع نفت به تاریخ ۱ بهمن ۱۳۷۰ واگذار شد.[۱۶]

۳) طرح توسعۀ میدان گازی پارس جنوبی: این میدان در امتداد گنبد شمالی و در خلیج فارس بین ایران و کشور قطر مشترک است. میدان گازی پارس جنوبی، با داشتن ۱۳۰/۱۳ تریلیون متر مکعب گاز و ۱/۱۷ میلیارد بشکه میعانات گازی، بزرگ‌ترین میدان گازی مستقل جهان است که حوزه‌ای مشترک میان ایران و قطر به حساب می‌آید. با توجه به برداشت قطر از این مخزن از سال ۱۳۷۱/۱۹۹۲، ایران نیز بهره‌برداری را از این میدان در دستور کار قرار داده است. وسعت این میدان، که در سال ۱۳۵۰ کشف شد، ۹۷۰۰ کیلومتر است که ۳۷۰۰ کیلومتر آن در آب‌های ایران و شش‌هزار کیلومترش در آب‌های قطر قرار گرفته است. با توجه به وسعت این میدان، بهره‌برداری از آن در قالب چندین مرحله و به صورت فازهای مختلف در حال انجام شدن است.

توسعۀ فاز اول این میدان از سال ۱۳۷۳ آغاز گردید، اما با توجه به کمبود منابع ارزی تصمیم گرفته شد اجرای آن بر اساس شرایط بیع متقابل به شرکت «پتروپارس»، که شرکتی ایرانی است، واگذار شود. در ادامۀ راه بهره‌برداری از این فاز، شرکت‌ پتروپارس مدیریت این پروژه را به شرکت «کورنر» واگذار کرد.

فازهای ۲ و ۳ توسعۀ حوزۀ گازی پارس جنوبی با هدف استحصال روزانه دو میلیارد فوت متر مکعب گاز، هشتاد هزار بشکه میعانات گازی و چهارصد تن گوگرد به صورت بیع متقابل در تاریخ ۸ مهر ۱۳۷۶ بین شرکت ملّی نفت ایران و کنسرسیومی متشکل از شرکت‌های توتال فرانسه، گازپروم روسیه و پتروناس مالزی منعقد گردید.

فازهای ۴ و ۵ با هدف استحصال «گاز طبیعی» به میزان روزانه پنجاه میلیون متر مکعب، «میعانات گازی» روزانه هشتاد هزار بشکه و «گاز مایع» سالانه ۰۰۰/۰۵۰/۱ تن، «اتان» سالانه یک میلیون تن و «گوگرد» به میزان چهارصد تن در روز با شرایط بیع متقابل و در تاریخ ۶ مرداد ۱۳۷۹ بین وزارت نفت ایران و کنسرسیومی مرکب از شرکت ایتالیایی «آچیپ» (از زیرمجموعه‌های شرکت «انی») و شرکت پتروپارس امضا شده است.

فازهای ۶، ۷ و ۸ با هدف تولید روزانه هشتاد میلیون متر مکعب گاز ترش و خشک برای تزریق در میادین نفت‌خیز جنوب، به ویژه میدان نفتی آغاجاری و تأمین بخشی از نیاز منطقۀ خوزستان، تولید سالانه ۲/۱ میلیون تن گاز مایع و تولید روزانه ۱۲۰ هزار بشکه میعانات گازی به منظور صادرات با شرکت پتروپارس در سال ۱۳۷۹ منعقد گردید.[۱۷]

۴) توسعۀ میدان نفتی درود: این میدان در منطقۀ خارک خلیج فارس واقع است. این طرح با هدف افزایش تولید روزانه ۲۲۰ هزار بشکه نفت خالص و تولید سیصد تا چهارصد میلیون فوت مکعب گاز در روز و تولید سی تا چهل میلیون فوت مکعب آب، بین شرکت ملّی نفت ایران و کنسرسیومی متشکل از «الف آکتین» (Elfe Actin) فرانسه و «آچیپ» ایتالیا در تاریخ ۱۱ اسفند ۱۳۷۷ منعقد گردید.[۱۸]

۵) میدان نفتی بلال: در فاصلۀ ۹۸ کیلومتری جنوب غربی جزیرۀ لاوان در خلیج فارس قرار گرفته است. این قرارداد در تاریخ ۱ مرداد ۱۳۷۸ با شرکت های «الف آکتین» و «بووالی» کانادا به ارزش سیصد میلیون دلار منعقد شد. این میدان دارای هشتاد میلیون متر مکعب ذخیرۀ نفتی است که از سال ۱۳۸۰ به مرحلۀ تولید وارد شده است. اصل و فرع سرمایه‌گذاری از ۶۰ درصد تولید میدان و طی سه الی چهار سال پس از اولین تولید بازپرداخت می‌شود.[۱۹]

۶) توسعۀ میادین نفتی سروش و نوروز: میدان سروش در ۸۰ کیلومتری جنوب غربی جزیرۀ خارک، و نوروز در قسمت شمالی خلیج فارس و به فاصلۀ ۹۵ کیلومتری جنوب غربی تأسیسات فرآیندی «بهرگانسر» واقع است. این میدان، با هدف استخراج ۱۹۰ هزار بشکه نفت خام در روز به صورت بیع متقابل، به شرکت بین‌المللی «شل» در تاریخ ۲۳ آبان ۱۳۷۸ واگذار گردید.

۷) طرح آماک (جمع‌آوری گازهای همراه نفت): آماک از چندین میدان مثل بنگستان، مخازن اهواز، آب تیمور، منصوری، کوپال و مارون تشکیل شده است. این طرح برای استحصال ۸/۴ میلیون متر مکعب گاز سبک شیرین، ۲۲۵۰۰ بشکه مایعات گازی شیرین و شش‌هزار بشکه مایعات گازی ترش، در قالب بیع متقابل بین شرکت‌ نفت ایران و کنسرسیوم شرکت‌های بین‌المللی «ایران ایرتیک» و «ایراسکو» در تاریخ ۷ خرداد ۱۳۷۹ منعقد شد.

۹) طرح توسعۀ میادین نفتی نصرت و فرزام: میدان نصرت در قسمت انتهای شمالی طاقدیس میدان نفتی فاتح امارات متحده عربی در خلیج فارس واقع شده که از آب‌های دبی به سمت جمهوری اسلامی ایران گسترش یافته است. فرزام نیز در بخش شمالی میدان فلاح امارات متحده عربی است که ادامۀ آن در آب‌های سرزمینی ایران قرار دارد. طرح فوق با هدف افزایش ظرفیت تولید میدان نصرت و فرزام به شرکت توسعۀ «پترو ایران» در تاریخ ۲۸ اردیبهشت ۱۳۷۹ واگذار گردید.

۱۰) طرح توسعۀ میدان نفت و گاز سلمان: سلمان در ۱۴۲ کیلومتری جنوب جزیرۀ لاوان و در خط آب‌های مرزی با میدان «ابوالخبوش» ابوظبی مشترک است. این طرح نیز به منظور افزایش تولید نفت خام از ۸۵ هزار بشکه به ۱۳۰ هزار بشکه در میدان سلمان و تولید گاز از مخزن دالان به میزان چهارده میلیون متر مکعب در روز به شرکت توسعه پترو ایران در تاریخ ۲ آبان ۱۳۷۹ واگذار شد.

۱۱) طرح توسعۀ میادین نفتی فروزان و اسفندیار: این میادین مشترک با عربستان در خلیج فارس و در ۹۵ کیلومتری جنوب غربی جزیره خارک واقع است. این میادین نیز برای افزایش تولید در قالب بیع متقابل به شرکت توسعۀ «پترو ایران» واگذار شده است.

۱۲) طرح توسعۀ میدان نفتی دارخوین: میدان نفتی دارخوین در ۴۵ کیلومتری شمال شهرستان آبادان قرار گرفته است. قرارداد این طرح با هدف افزایش ظرفیت تولید از ۳۵۰۰ بشکه در روز به ۱۶۰ هزار بشکه به شیوۀ بیع متقابل بین شرکت ملّی نفت ایران و کنسرسیوم متشکل از «آجیپ» و شرکت ایرانی «نیکو» در تاریخ ۴ آذر ۱۳۸۰ منعقد گردید. تمایز اصلی این قرارداد با قراردادهای قبلی در این است که در قراردادهای گذشته، پیمانکار پس از تکمیل طرح، با یک بار آزمایش طی ۲۱ روز تولید مستمر، تعهد خود به تولید را انجام می‌دهد، اما در این قرارداد برای مرحلۀ اول توسعه، سه بار افزایش و برای مرحلۀ دوم، شانزده‌بار آزمایش منظور شده که این مسئله به استفادۀ پیمانکار از تکنولوژی مدرن و به‌روز انجامیده است. همچنین درصورتی‌که پیمانکار بتواند ضریب بازیافت را افزایش دهد، متناسب با این افزایش، حداکثر تا ۲ درصد می‌تواند به نرخ بازدهی سرمایۀ خود بیفزاید. همچنین در صورت ناتوانی از عمل به تعهدات، در ازای هر ۱ درصد کاهش در تولید، ۲ درصد از دستمزد کسر خواهد شد.

۱۳) توسعۀ میدان نفتی مسجد سلیمان: اولین میدان نفتی خاورمیانه بوده و در شهرستان مسجد سلیمان واقع است. این طرح نیز، برای افزایش تولید نفت در میدان نفتی سلیمان به میزان بیست‌هزار بشکه در روز، به شرکت‌های «خدمات نفتگران» ایران و «شیرانرژی» کانادا در تاریخ ۵ خرداد ۱۳۸۱ محوّل شد. این قرارداد اولین قرارداد بیع متقابل است که نه تنها بیشتر سهام آن به یک شرکت ایرانی تعلق دارد، بلکه اجرا و فاینانس آن را نیز تقبل کرده است.[۲۰]

درحال‌حاضر نیز انعقاد قرارداد توسعۀ میدان‌های نفتی: «چشمه خوش» (بین شرکت ملّی نفت ایران و شرکت «سپسا»ی اسپانیا)، «اهواز بنگستان» ( در حال واگذاری به شرکت «بی‌پی» انگلستان)، و توسعۀ میدان نفتی «آزادگان» در دست بررسی و واگذاری نهایی است.

● منتقدان و موافقان قراردادهای بیع متقابل

منتقدان این قراردادها معتقدند که با اجرای آنها مسائل ذیل پیش خواهد آمد: ایجاد وابستگی به خارج، ناکارآیی قراردادهای بیع متقابل در زمینۀ استحصال مواد خام و زیرزمینی، تأثیر کم این نوع قراردادها در افزایش ظرفیت تولید، پر هزینه بودن این قراردادها در مقایسه با سایر انواع آن، بالا بودن نرخ سود پیمانکار قراردادهای بیع متقابل، نبود تضمین کافی برای میزان تولید پیش‌بینی‌شده، نادیده گرفتن ظرفیت‌های داخلی در پیمانکاری‌های فرعی، نبود تضمین کافی برای اجرای تعهد پیمانکار به صورت کامل، کار کارشناسی‌نکردن در زمینۀ برگزاری مناقصات، پیش‌فروش نفت و گاز بدون مشخص بودن قیمت آن، تأخیر در بهره‌برداری از بعضی میادین، به‌کارگیری تکنولوژی پایین در طرح‌ها، کوتاه بودن دورۀ قراردادها و فرصت کم برای انتقال تکنولوژی به ایران، نظارت اندک مجلس شورای اسلامی بر این طرح‌ها، ضعف اطلاع‌رسانی وزارت نفت دربارۀ قراردادهای بیع متقابل به طور شفاف.

موافقان این نوع قراردادها نیز به پیامدهای مثبت ذیل معتقدند: جذب سرمایه‌های خارجی؛ بالا بردن اشتغال داخلی، ایجاد توازن بهره‌وری با همسایگان در میادین مشترک، حفظ و ارتقای جایگاه ایران در اوپک، توسعۀ شبکه گازرسانی در داخل، ایجاد ظرفیت‌های صادراتی مایعات گازی، جلوگیری از هدر رفتن منابع در میادین مشترک، جلوگیری از سوزاندن گازهای همراه مخازن نفتی و کاهش آلودگی هوا، تأثیر بر نرخ ارز از طریق کاهش تقاضای ارزی برای سرمایه‌گذاری، افزایش قدرت نقدینگی

کشور، انتقال تکنولوژی روز دنیا به کشور، واگذاری ریسک سرمایه‌گذاری به شرکت‌های خارجی، کاهش تأثیرات تحریم‌های امریکا، افزایش قدرت چانه‌زنی سیاسی ایران در خارج.[۲۱]

اما با توجه به فشارهای ابرقدرت‌ها به رهبری امریکا علیه ایران و تلاش آنها برای تضعیف قدرت اقتصادی کشورمان، توسعۀ میادین نفت و گاز به شیوۀ بیع متقابل از نظر اقتصادی، سیاسی، اجتماعی، فرهنگی و زیست محیطی و به‌ویژه از بُعد امنیت ملّی دارای آثار مثبتی است و حتی در شرایطی که منابع داخلی به حد کافی موجود و پشتوانۀ لازم برای استقراض در دسترس باشد، بهتر است حداقل بخشی از سرمایه‌گذاری‌های بخش نفت، گاز و پتروشیمی کماکان به روش بیع متقابل انجام شود.

ولی‌اله حامی کلوانق

کارشناس ارشد دیپلماسی و سازمان‌های بین‌المللی.

پی‌نوشت‌ها

[۱]ــ داریوش مبصر و دیگران، موج دوم، تهران: کویر، ص ۹

[۲]ــ تجارت متقابل نه به معنای مبادلۀ پایاپای بلکه شیوه‌ای از تجارت است که کشورهای دارای ا قتصاد ضعیف و ناتوان از نظر سرمایۀ اولیه، که به تکنولوژی سایر کشورها نیاز داشتند، با دارندگان سرمایه و تکنولوژی در مقابل بهره‌برداری کشور سرمایه‌گذار از منافع کالای تولیدشده، منعقد می‌کردند.

[۳]ــ لئو ولت، تجارت بدون پول: شیوه‌های مبادلات تهاتری و تجارت متقابل، ترجمۀ سید محمد عادلی، تهران: انتشارات بانک مرکزی، ص ۴۵

[۴]ــ ابوالفضل حسن بیگی، نفت بای‌بک و منافع ملی، تهران: آوای نور، ص ۶

[۵]ــ علی زمانی، چالش‌های توسعه در صنعت نفت، تهران: کویر، ص ۱۴۸

[۶]ــ ابوالفضل حسن بیگی، همان، ص ۵۹

[۷]ــ داریوش باصری، «قراردادهای بیع متقابل در صنعت نفت، سابقه و عملکرد»، روزنامه ایران، ۹ اسفند ۱۳۷۹

[۸]ــ داریوش مبصر و دیگران، همان، ص ۱۲۸

[۹]ــ همان‌جا.

[۱۰]ــ ابوالفضل حسن بیگی، همان، ص ۱۰۰

[۱۱] ــ ابوالفضل حسن‌بیگی، «نگاهی به چارچوب قراردادهای بیع متقابل نفت»، روزنامه ملت، ۱۴ تیر ۱۳۸۰

[۱۲]ــ همان، ص ۱۲۳

[۱۳]ــ م. رازدان، «بازپرداخت هزینه‌ها در قراردادهای بیع متقابل»، روزنامه ملت، ۲۱ مرداد ۱۳۸۰

[۱۴]ــ انصراف این شرکت نفتی امریکایی به دلیل تحریم اقتصادی دولت ایالات متحده علیه ایران بوده است.

[۱۵]ــ ابوالفضل حسن بیگی، «نگاهی به چارچوب قراردادهای بیع متقابل نفت»، همان، ص ۷۲

[۱۶]ــ همان، ص ۸۶

[۱۷]ــ علی زمانی، همان، ص ۱۵۰

[۱۸]ــ ابوالفضل حسن بیگی، «نگاهی به چارچوب قراردادهای بیع متقابل نفت»، همان، ص ۸۷

[۱۹]ــ علی زمانی، همان، ص ۱۵۱

[۲۰]ــ ابوالفضل حسن بیگی، «نگاهی به چارچوب قراردادهای بیع متقابل نفت»، همان، ص ۱۰۲

[۲۱]ــ همان، ص ۱۴۲