به گزارش ارانیکو به نقل از شانا، با عنایت به ضرورت و فوریت توسعه فاز میدان مشترک گازی پارس جنوبی، مذاکرات با شرکت توتال به منظور تهیه رئوس (HOA) بذتی توسعه و بهره‌برداری فاز 11 پارس جنوبی در قالب قراردادهای جدید نفتی ایران از اوایل اردیبهشت ماه سال 1395 آغاز و رئوس توافق 18 آبان ماه 1395 میان شرکت ملی نفت ایران و مشارکت توتال و CNPCI (شاخه بین المللی شرکت ملی نفت چین) و پتروپارس به عنوان شریک ایرانی ایرانی مشارکت به ترتیب به نسبت 50.1، 30 و 19.9 درصد به امضا رسید. در این مشارکت، توتال رهبری را بر عهده خواهد داشت.
پس از امضای HOA، مذاکرات مربوط به متن قرارداد و 14 پیوست آن و نیز جزئیات طرح توسعه میان طرفین صورت پذیرفت که متن تنظیم شده قرارداد و پیوست‌ها امروز امضا می‌شود. این نخستین قراردادی است که در قالب شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای نفتی مصوب هیئت وزیران به امضا می‌رسد.
اهداف و رئوس شرح عملیات
این طرح با هدف تولید حداکثری و پایدار روزانه 2 میلیارد فوت مکعب (برابر با حدود 56 میلیون مترمکعب) گاز غنی ترش 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 طول 20 سال دوره قرارداد 335 میلیارد مترمکعب گاز طبیعی غنی و ترش از این میدان مشترک تولید شود که از این گاز غنی ترش 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.
حاکمیت ملی بر منبع و نحوه مالکیت همه تاسیسات
در قرارداد تصریح شده است که مالکیت مخزن، هیدروکربورها استخراج شده و تاسیسات، همگی از ابتدا تا انتها متعلق به شرکت ملی نفت ایران (از طرف جمهوری اسلامی ایران) است.
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 بالغ بر 23 میلیارد دلار می‌شود. ارزش گاز سبک شیرین تولیدی نیز با فرض هر مترمکعب 10 سنت دلار بالغ بر 31 میلیارد دلار می‌شود و در مجموع 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 که درآمد دولت از اجرای این طرح منحصر به دوران قرارداد نبوده و برآورد می‌شود که ارزش تولیدات این میدان پس از پایان قرارداد (با قیمت‌های فرض شده حدود 50 دلار) بالغ بر 30 میلیارد دلار شود که در نتیجه درآمد کشور از اجرای این طرح، جمعا از مبلغ 84 میلیارد دلار با قیمت‌های کنونی نفت خام فراتر خواهد رفت.
توجه به نکات زیست محیطی
از منظر زیست محیطی، با استفاده از گاز طبیعی حاصل از اجرای این طرح و جایگزینی آن با انواع سوخت‌های مایع، برآورد می‌شود سالیانه حدود 21 میلیون تن دی اکسید کرین و 1380 تن مونوکسید کربن ناشی از احتراق سوخت‌های فسیلی کاهش یابد. علاوه بر رعایت همه استانداردهای زیست محیطی در اجرا و بهره برداری از طرح منظور شده است.
بخش‌های اصلی طرح
این طرح دارای 2 بخش است:
بخش اول طرح 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 (حدود56 میلیون مترمکعب) در روز و تاسیسات مربوط و دو رشته خط لوله 32 اینچ جمعا به طول 270 کیلومتر است.
بخش دوم طرح شامل سکوی فشارافزایی برای حفظ تولید از این میدان است که ضمن آن که جز فناوریهای پیچیده و منحصر به فرد در منطقه است، دارای اهمیت اقتصادی بسیار زیادی است و تقریبا انتظار می‌رود نیمی از تولیدات بیان شده در بند قبل، از عملکرد این فناوری حاصل شود.
عملیات فاز دوم که کلیدی‌ترین بخش این پروژه است و برای اولین بار در کشور خاورمیانه انجام خواهد شد، شامل یک یا دو سکوی (حسب نتایج مطالعات آتی) فشارافزایی با ظرفیت 2 میلیارد فوت مکعب استاندارد در روز جهت تقویت فشار سیال تولیدی از سکوهای فاز 11 پس از افت فشار مخزن در سال‌های آتی است. سکوی فشار افزایی اشاره شده دارای وزنی حدود 20 هزار تن است. با شروع 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.
زمانبندی اجرای طرح
مطابق زمانبندی پیش‌بینی شده، 40 ماه بعد از امضای قرارداد، تولید اولیه از میدان آغاز می‌شود. با توجه به پیچیدگی ساخت تاسیسات فشارافزایی در فاز دوم، 36 ماه زمان برای مطالعه و آماده‌سازی و 60 ماه زمان برای ساخت سکو در نظر گرفته شده است.
برآورد میزان سرمایه‌گذاری و نحوه تامین منابع مالی مورد نیاز اجرای طرح
برآورد هزینه مستقیم این طرح 4879 میلیون دلار است. در این قرارداد طرف دوم (مشارکت توتال و همکاران) موظف به تامین کلیه منابع مالی مورد نیاز (اعم از مستقیم و غیرمستقیم) برای اجرای پروژه است و شرکت ملی نفت ایران تا پیش از آغاز تولید از میدان هیچ مبلغی به طرف دوم پرداخت نخواهد کرد. شروع بازپرداخت به پیمانکار، تنها منوط به آغاز تولید از میدان و از محل بخشی از تولید آن است.
نحوه بازپرداخت
چنانکه گفته شد، بازپرداخت اصل هزینه سرمایه مستقیم طرف دوم، 10 ساله خواهد بود که در مقایسه با قراردادهای پیشین بیع متقابل (با دوره بازپرداخت 4 تا 6 ساله) یک دستاورد مهم خواهد بود. میزان پرداخت دستمزد به پیمانکار در هر سال، وابسته به مقدار تولید از میدان است. پرداخت هزینه بهره‌برداری و هزینه سرمایه‌ای غیرمستقیم به صورت جاری خواهد بود. کلیه هزینه‌های فوق الذکر بایستی بر اساس برنامه و بودجه عملیاتی سالیانه انجام شده و بازپرداخت آنها منوط به اخذ تاییدیه‌های لازم از شرکت ملی نفت ایران است.
انتقال فناوری و ساخت داخل
شایان ذکر است بر اساس تعهدات پیمانکار در قرارداد، اجرای این طرح با حداکثر ساخت داخل همراه است. چرا که علاوه بر وجود شریک ایرانی (پتروپارس) در سازمان اجرایی طرف دوم قرارداد، وی موظف به اجرای قانون «حداکثر استفاده از توان تولیدی و خدماتی در تامین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات» مصوب 6 شهریورماه 1391 است و بیشتر از این موارد، پیمانکار موظف به انجام تحقیق و توسعه مشترک در زمینه فناوریهای ازدیاد برداشت با مراکز تحقیقاتی ایران است.
مشارکت طرف قرارداد، موظف به انتقال فناوری در چهار سطح است:
الف: ارتقای توان شریک داخلی مشارکت طرح قرارداد پتروپارس که اصول و چگونگی آن در JVA میان طرفین با تایید شرکت ملی نفت ایران مشخص خواهد شد. اعضای مشارکت موظف شده‌اند در JVA میان خود، راهکارهای مورد نیاز برای ارتقای ظرفیت‌ها و قابلیت‌های طرف ایرانی (شرکت پتروپارس) در زمینه‌های مربوط به مهندسی و مدیریت مخزن، مدیریت پروژه‌های بزرگ گازی و مدیریت دارایی‌ها و تامین مالی را به روشنی تعیین تکلیف کنند. شرکت ملی نفت ایران نیز بر اجرای مفاد قرارداد میان اعضای مشارکت، نظارت کامل خواهد داشت.
ب: رشد ظرفیت‌های تحقیقاتی و دانشگاهی پژوهشکده ازدیاد برداشت (وابسته به وزارت نفت) تحت نظارت شرکت ملی نفت ایران و به منظور برگزاری دوره‌های آموزشی حرفه‌ای، اجرای پروژه‌های تحقیقاتی مشترک، توسعه آزمایشگاه‌های تحقیقاتی و تبادل نیرو، قرارداد همکاری منعقد کند.
ج: بهره‌گیری از حداکثر توان پیمانکاران و شرکت‌های داخلی.
د: ارتقای توان تکنولوژیک و مدیریتی شرکت ملی نفت ایران.
اهم موارد انتقال تکنولوژی در بخش واگذاری کارها به پیمانکاران دست دوم به شرح ذیل دیده شده است:
در زمینه بهره‌گیری از حداکثر توان پیمانکاران و شرکت‌های داخلی، کنسرسیوم طرف قرارداد موظف به اجرای قانون «حداکثر استفاده از توان تولیدی و خدماتی در تامین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات» مصوب 6 شهریور 1391 است.
افزون بر این مشارکت طرف قرارداد موظف به رعایت موارد ذیل است:
همه پیمانکاران دست دوم GC، EPC، OSC که در مناقصات شرکت می‌کنند موظف به استفاده از حداقل درصد کالاها و خدمات ایرانی هستند که میزان آن برای هر بسته اصلی در پیوست قرارداد تعیین شده است.
به منظور انتخاب برندگان مناقصات برگزار شده از سوی مشارکت طرف قرارداد، قیمت اعلامی شرکت‌کنندگان در مناقصات، بر اساس سهم شریک ایرانی و همچنین میزان استفاده آنها از کالاها و خدمات ایرانی، تراز می‌شود. در صورت تحقق نیافتن حداقل میزان کالا و خدمات خریداری شده از داخل از سوی پیمانکاران برنده شده در مناقصات، این پیمانکاران موظف به پرداخت جریمه هستند.
به منظور ساخت ایستگاه تقویت فشار، مشارکت طرف قرارداد می‌بایست در زمان انجام مطالعات مفهومی، ظرفیت‌ها و قابلت‌های 4 یارد ساخت سکو در کشور را ارزیابی کرده و نیازهای این یاردها را برای ارتقا و امکان ساخت ایستگاه تقویت فشار مشخص و تهیه کنند.
پس از انجام مطالعات مفهومی نیز، مشارکت طرف قرارداد می‌بایست با ارتباط مستمر با این چهار یارد ایرانی، موارد مورد نیاز برای ارتقای این یاردها را بر اساس مطالعات مفهومی انجام شده، توصیه کند (این سکو چنانچه یکی باشد) حدود 20 هزار تن وزن دارد. تا به حال بزرگ‌ترین سازه دریایی ساخته شده در ایران 5 هزار تن بوده است. تمام فازهای پارس جنوبی برای جلوگیری از کاهش تولید به این تکنولوژی نیاز دارند و در حال حاضر ایران این تکنولوژی را ندارد لذا با ساخت این سکو برای اولین ار در ایران، این تکنولوژی بسیار ضروری برای توسعه آینده پارس جنوبی، در اختیار شرکت‌های ایرانی قرار می‌گیرد.
مراحل قانونی برای عملیاتی کردن قرارداد
1- عقد این قرارداد به استناد ماده 11 قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مصوب 19 اردیبهشت ماه 1391 مجلس شورای اسلامی، با کسب مجوز از وزیر نفت، فقط با رعایت آیین نامه معاملات شرکت ملی نفت ایران صورت گرفته است.
2- مستند به ماده 12 قانون رفع موانع تولید، مصوبه شورای اقتصاد در تاریخ 3 تیرماه 1396 در خصوص تایید توجیه فنی- اقتصادی و زیست محیطی و هم چنین سقف تعهد دولت و جدول زمانبندی سرمایه‌گذاری اجرا و بازپرداخت تمام هزینه‌ها و پرداخت دستمزد در طرح اخذ شده است.
3- مصوبه هیئت تطبیق قراردادهای نفتی در خصوص عدم مغایرت قرارداد با مصوبه هیئت وزیران در خصوص شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز بر پایه بند 6 مصوبه شماره 69975/ت 53421 ﻫ مورخ 10 شهریورماه 1395هیئت وزیران اخذ شده است.
4- تاییدیه وزیر نفت نیز در خصوص کلیات قرارداد (شامل قیمت، مدت و اعمال شرایط عمومی) به استناد تبصره ماده 39 قانون اساسنامه شرکت ملی نفت ایران و بند 1 مصوبه شماره 57222/ت 53367 ﻫ مورخ 16 مردادماه 1395 هیئت وزیران اخذ شده است.