قرارداد طرح توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی نخستین قراردادی است که در قالب شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای نفتی ۱۲ تیرماه ۱۳۹۶ میان شرکت ملی نفت ایران و کنسرسیومی متشکل از شرکت توتال فرانسه، شرکت ملی نفت چین و پتروپارس به امضا رسید.
به گزارش روابط عمومی شرکت نفت و گاز پارس؛ مذاکرات با شرکت توتال به منظور تهیه رئوس توافق (HOA) جهت توسعه و بهره‌برداری فاز ۱۱ پارس جنوبی در قالب قراردادهای جدید نفتی ایران از اوایل اردیبهشت‌ماه سال ۱۳۹۵ آغاز و رئوس توافق در تاریخ ۱۸/۰۸/۹۵ بین شرکت ملی نفت ایران و مشارکت توتال، CNPCI (شرکت ملی نفت چین – بین‌الملل) و پتروپارس (به عنوان شریک ایرانی مشارکت) – (به ترتیب به نسبت ۱/۵۰%، ۳۰% و ۹/۱۹% سهم) به امضا رسید. توتال رهبری این مشارکت را برعهده خواهد داشت.
طرح توسعه و بهره‌برداری از فاز ۱۱ پارس جنوبی با هدف تولید حداکثری و پایدار روزانه ۲ میلیارد فوت مکعب (برابر با حدود ۵۶ میلیون مترمکعب) گاز غنی ترش از منابع بخش فراساحل فاز ۱۱ میدان گازی مشترک پارس جنوبی و انتقال آن به خشکی اجرا می‌شود.
با اجرای این طرح برآورد می‌شود در طول ۲۰ سال دوره قرارداد ۳۳۵ میلیارد مترمکعب گاز طبیعی غنی و ترش از این میدان مشترک تولید شود که از این گاز غنی ترش می‌توان حدود ۲۹۰ میلیون بشکه میعانات گازی، ۱۴ میلیون تن گاز مایع، ۱۲ میلیون تن اتان و ۲ میلیون تن گوگرد به همراه ۳۱۵ مترمکعب گاز سبک شیرین تولید کرد.
با فرض قیمت حدود ۵۰ دلار برای هر بشکه نفت خام، بدون احتساب ارزش گاز سبک شیرین، ارزش سایر محصولات قابل استحصال در طول دوره قرارداد بالغ بر ۲۳ میلیارد دلار می‌شود. ارزش گاز سبک شیرین تولیدی نیز با فرض هر مترمکعب ۱۰ سنت دلار بالغ بر ۳۱ 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 ۵۴ 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 فرض‌شده حدود ۵۰ دلار)، بالغ بر ۳۰ میلیارد دلار شود که در نتیجه درآمد کشور از اجرای این طرح، جمعاً از مبلغ ۸۴ میلیارد دلار با قیمت‌های فعلی نفت خام فراتر خواهد رفت.
همچنین رعایت تمامی استانداردهای زیست‌محیطی در اجرا و بهره‌برداری از طرح منظور شده است و با استفاده از گاز طبیعی حاصل از اجرای این طرح و جایگزینی آن با انواع سوخت‌های مایع، برآورد می‌شود سالانه حدود ۲۱ میلیون تن دی‌اکسید کربن و ۱۳۸۰ تن مونوکسید کربن ناشی از احتراق سوخت‌های فسیلی کاهش یابد. علاوه بر این طرح دارای دو بخش عمده است که بخش اول آن شامل حفاری ۳۰ حلقه چاه (۲ حلقه توصیفی – توسعه‌ای و ۲۸ حلقه توسعه‌ای)، دو سکوی تولیدی هر یک با ۱۵ حلقه چاه جهت تولید ۲ میلیارد فوت مکعب گاز (حدود ۵۶ میلیون مترمکعب) در روز و تأسیسات مربوط و دو رشته خط لوله ۳۲ اینچ جمعاً به طول ۲۷۰ کیلومتر (جهت اتصال به پالایشگاه‌های فازهای ۶، ۷، ۸ و ۱۲) است.
بخش دوم طرح شامل سکوی فشارافزایی برای حفظ تولید از این میدان است که ضمن آنکه جزء فناوری‌های پیچیده و منحصر به فرد در منطقه می‌باشد، دارای اهمیت اقتصادی بسیار زیادی است و تقریباً انتظار می‌رود نیمی از تولیدات این فاز، از عملکرد این فناوری حاصل شود.
کلیدی‌ترین بخش این پروژه عملیات بخش دوم است که برای اولین بار در کشور و خاورمیانه انجام خواهد شد و شامل یک یا دو سکوی فشارافزایی با ظرفیت ۲ میلیارد فوت مکعب استاندارد در روز جهت تقویت فشار سیال تولیدی از سکوهای فاز ۱۱ پس از افت فشار مخزن در سال‌های آتی است.
این سکوی فشارافزایی دارای وزنی حدود ۲۰ 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.
مطابق زمانبندی پیش‌بینی شده، ۴۰ ماه بعد از امضای قرارداد، تولید اولیه از میدان آغاز می‌شود. با توجه به پیچیدگی ساخت تأسیسات فشارافزایی در فاز دوم، ۳۶ ماه زمان برای مطالعه و آماده‌سازی و ۶۰ ماه زمان برای ساخت سکو در نظر گرفته شده است.
مدت قرارداد از زمان امضای آن ۲۰ سال است. بهره‌برداری از تأسیسات احداثی در مدت قرارداد تحت نظارت شرکت ملی نفت ایران با طرف قرارداد می‌باشد.
هزینه سرمایه‌گذاری مستقیم این طرح ۴۸۷۹ میلیون دلار برآورد شده است. در این قرارداد طرف دوم (مشارکت توتال و همکاران) موظف به تأمین کلیه منابع مالی مورد نیاز (اعم از مستقیم و غیرمستقیم) برای اجرای پروژه است و شرکت ملی نفت تا پیش از آغاز تولید از میدان هیچ مبلغی به طرف دوم پرداخت نخواهد کرد. شروع بازپرداخت به پیمانکار، صرفا منوط به آغاز تولید از میدان و از محل بخشی از تولید آن است.
بازپرداخت اصل هزینه سرمایه‌ای مستقیم طرف دوم، ۱۰ ساله خواهد بود که در مقایسه با قراردادهای پیشین بیع متقابل (با دوره بازپرداخت ۴ تا ۶ ساله) یک دستاورد مهم محسوب می‌شود. 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 و بر اساس هزینه‌های واقعی خواهد بود. کلیه هزینه‌ها بر اساس برنامه و بودجه عملیاتی سالانه انجام می‌شود و بازپرداخت آنها منوط به اخذ تأییدیه‌های لازم از شرکت ملی نفت ایران است.
در زمینه انتقال فناوری و ساخت داخل نیز 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 تأمین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات» مصوب ۶/۶/۱۳۹۱ است. همچنین 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 طرف قرارداد (پتروپارس) که اصول و چگونگی آن در توافقنامه مشارکت (JVA) بین طرفین با تأیید شرکت نفت مشخص خواهد شد. اعضای مشارکت موظف شده‌اند در JVA بین 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 تأمین مالی را به روشنی تعیین تکلیف کنند. شرکت ملی نفت ایران نیز بر اجرای مفاد قرارداد بین اعضای مشارکت، نظارت کامل خواهد داشت.
ب) رشد ظرفیت‌های تحقیقاتی و دانشگاهی پژوهشکده ازدیاد برداشت نفت (وابسته به وزارت نفت) تحت نظارت شرکت ملی نفت 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 مشاوران، سازندگان و پیمانکاران و شرکت‌های داخلی و…
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 تأمین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات» مصوب ۶/۶/۱۳۹۱ می‌باشد علاوه بر این مشارکت طرف قرارداد موظف به رعایت موارد ذیل می‌باشد:
تمامی پیمانکاران GC، EPC، OSC که در مناقصات شرکت می‌کنند موظف به استفاده از حداقل درصد کالاها و خدمات ایرانی به عنوان کف می‌باشند که میزان آن برای هر بسته اصلی در پیوست قرارداد تعیین شده است.
به منظور انتخاب برندگان مناقصات برگزارشده توسط 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 عدم تحقق حداقل میزان کالا و خدمات خریداری شده از داخل توسط پیمانکاران برنده شده در مناقصات، این پیمانکاران موظف به پرداخت جریمه می‌باشند.
به منظور ساخت ایستگاه تقویت فشار، مشارکت طرف قرارداد می‌بایست در زمان انجام مطالعات مفهومی، ظرفیت‌ها و قابلیت‌های ۴ یارد ساخت سکو در کشور را ارزیابی کرده و نیازهای این یاردها را برای ارتقا و امکان ساخت ایستگاه تقویت فشار، مشخص و تهیه نماید. پس از انجام مطالعات مفهومی نیز، مشارکت طرف قرارداد می‌بایست با ارتباط مستمر با این چهار یارد ایرانی، موارد نیاز برای ارتقای این یاردها را بر اساس مطالعات مفهومی انجام شده، توصیه کند. (این سکو چنانچه یکی باشد) حدود ۲۰ هزار تن وزن دارد. تا به حال بزرگ‌ترین سازه دریایی ساخته شده در ایران ۷ 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 بار در ایران، این تکنولوژی بسیار ضروری برای توسعه آتی پارس جنوبی، در اختیار شرکت‌های ایرانی قرار می‌گیرد.
مراحل قانونی عملیاتی کردن قرارداد طرح توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی به شرح زیر است:
۱- عقد این قرارداد به استناد ماده ۱۱ قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مصوب ۱۹/۲/۱۳۹۱ مجلس شورای اسلامی، با کسب مجوز از وزیر نفت، فقط با رعایت آیین‌نامه معاملات شرکت ملی نفت ایران صورت گرفته است.
۲- مستند به ماده ۱۲ قانون رفع موانع تولید، مصوبه شورای اقتصاد در تاریخ ۳/۴/۱۳۹۶ در خصوص تأیید توجیه فنی – اقتصادی و زیست‌محیطی و همچنین سقف تعهد دولت و جدول زمانبندی سرمایه‌گذاری (اجرا) و بازپرداخت تمام هزینه‌ها و پرداخت دستمزد در طرح اخذ شده است.
۳- مصوبه هیأت تطبیق قراردادهای نفتی در خصوص عدم مغایرت قرارداد با مصوبات هیأت وزیران در خصوص شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز بر پایه بند ۶ مصوبه شماره ۶۹۹۷۵/ت ۵۳۴۲۱ ه مورخ ۱۰/۶/۱۳۹۵ هیأت محترم وزیران اخذ شده است.
۴- تأییدیه وزیر نفت نیز در خصوص کلیات قرارداد (شامل قیمت، مدت و اعمال شرایط عمومی) به استناد تبصره ماده ۳۹ قانون اساسنامه شرکت ملی نفت ایران و بند ۱ مصوبه شماره ۵۷۲۲۲ ه مورخ ۱۶/۵/۱۳۹۵ هیأت محترم وزیران اخذ شده است.
