شرکت‌های مذکور می‌توانند به بازاریابی و بازارسازی مرتبط با سهم خود از نفت تولیدی میادین در بازارهای جهانی بپردازند و در این زمینه سرمایه‌گذاری کنند. در این صورت، علاوه بر اینکه از سختی و فشاری که برای فروش نفت در دوران تحریم بر دوش شرکت ملی نفت وجود دارد کاسته خواهد شد، شرکت‌های بیشتری نیز برای توسعه میادین نفتی وارد خواهند شد.
گام دولت در بند «ز» تبصره یک لایحه بودجه سال ۱۳۹۹ کل کشور، شرکت نفت را موظف کرده در واگذاری قراردادهای توسعه و نگهداشت میادین نفتی و گازی، مبنای دریافت دستمزد را به ازای هر بشکه نفت و هر متر مکعب گاز تولیدی از این میادین، در نظر بگیرد.
بر این اساس و به‌منظور افزایش ظرفیت تولید نفت و گاز کشور، پیاده‌سازی قواعد حاکمیت شرکتی در بخش بالادستی نفت و گاز، افزایش شفافیت و حفظ منافع بین نسلی، شرکت ملی نفت ایران موظف است از ابتدای سال ١٣٩٩ تمامی قراردادهای توسعه و نگهداشت میادین نفتی و گازی را در چارچوب شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفتی و گازی و ضوابط مصوب آن توسط هیئت وزیران، به متقاضیان واگذار نماید. این شرکت موظف است ظرف مدت ۶ ماه از ابلاغ این قانون نسبت به ارائه هزینه‌های جاری و سرمایه‌ای میادین در حال تولید کشور به تفکیک میادین، جهت تصویب به شورای اقتصاد اقدام نماید. پس از تعیین هزینه‌های هر یک از میادین توسط شورای اقتصاد، مبنای دریافت دستمزد شرکت ملی نفت ایران، به ازای هر بشکه نفت و هر متر مکعب گاز تولیدی از این میادین خواهد بود. تا زمان اجرایی شدن روابط مالی جدید، روال مقرر قانونی جاری در روابط مالی بین شرکت ملی نفت ایران و دولت به قوت خود باقی است.
با اینکه این نوع روش تعیین دستمزد پیش از این نیز در برخی قراردادها مورد توجه بوده، اما تعمیم آن به تمامی قراردادهای جدیدی که از سال آینده منعقد خواهند شد، پیامدهایی را در بخش بالادستی نفت و گاز به‌دنبال خواهد داشت.
ایرناپلاس در گفت‌وگو با یکی از کارشناسان حوزه نفت و انرژی، الزامات و آثار این موضوع را بررسی کرده است.
گام نخست اصلاح قراردادهای نفتی در لایحه بودجه ۱۳۹۹
میثم بیات در این رابطه به خبرنگار ایرناپلاس گفت: موردی که در این تبصره درباره دستمزد پرداختی شرکت نفت به پیمانکاران مطرح شده، خبر خوبی برای توسعه میادین و کمک به صنعت نفت ایران است.
بیات ادامه داد: البته در حالی که نوید شفافیت در واگذاری قراردادهای نفتی به بخش خصوصی در این بند آمده، برخی موارد هنوز شفاف نیستند. برای مثال، شرکت‌هایی که می‌توانند به این صورت کار کنند، مشخص نشده‌اند و موارد به‌صورت کلی مطرح شده و لازم است آیین‌نامه‌های مربوط به آن تدوین شود. یکی دیگر از ابهامات، میزان کارمزد تولید است که میزان آن مشخص نیست و همین‌طور در خصوص واگذاری بخشی از نفت تولیدی به مشارکت‌کنندگان در عوض بازپرداخت نقدی نیز صحبتی نشده است.
جذابیت سرمایه‌گذاری برای بخش خصوصی داخلی در حوزه نفت
این کارشناس مسائل انرژی گفت: مهم‌ترین نکته این بند، موظف شدن شرکت نفت به واگذاری قراردادها به متقاضیان است. پیمانکارها یا شرکت‌های اکتشاف و تولید نفت که می‌خواهند در این زمینه فعالیت کنند، باید راهکاری را برای تأمین مالی در نظر داشته باشند.
وی افزود: در حال حاضر در قراردادهای IPC، دولت بازپرداخت تأمین مالی را کاملاً بر عهده گرفته است، اما ابهاماتی درباره نحوه محاسبه بازدهی پروژه برای سرمایه‌گذاران و تأمین‌کنندگان مالی وجود دارد. بازدهی قراردادهای نفتی در ایران به نسبت به قراردادهای بین‌المللی و سطح منطقه برای سرمایه‌گذار جذاب نیست. با این حال، آنچه در لایحه آمده و دستمزد را به ازای هر بشکه نفت و هر متر مکعب گاز در نظر گرفته، به جذب سرمایه کمک خواهد کرد.
بیات درباره کارمزد قراردادهای فعلی توضیح داد: پیش از این نیز، در قراردادهای IPC کارمزد به ازای هر بشکه نفت وجود داشت، اما سقفی برای آن در نظر گرفته می‌شد و محدودیت‌های خاص خود را داشت. با این حال، به‌نظر می‌رسد آنچه در این تبصره مطرح شده و مبنای دستمزد را به ازای هر بشکه نفت یا هر متر مکعب گاز در نظر گرفته، آزادی عمل بیشتری را برای سرمایه‌گذار به‌همراه دارد.
لایحه بودجه ۱۳۹۹ شروعی برای اصلاح قراردادهای نفتی
بیات دیگر مسئله اساسی در توسعه بخش بالادستی را توجه به سرمایه‌گذار داخلی دانست و گفت: قراردادهای بالادستی نفت ایران در دوره پسابرجام و حضور شرکت‌های بین‌المللی و متناسب با نرخ بازدهی مورد انتظار آنها تدوین شدند. توسعه میادین برای این شرکت‌ها به دلیل دسترسی به منابع ارزان‌قیمت بانک‌های بین‌المللی، بازدهی قابل قبولی داشت، اما اکنون مخاطب شرکت ملی نفت برای سرمایه‌گذاری و توسعه، شرکت‌های داخلی هستند.
وی ادامه داد: برای اینکه بازدهی قراردادهای نفتی ایران برای سرمایه‌گذاران بخش خصوصی داخلی جذاب شود، نیاز به اصلاحاتی داریم که موضوع این تبصره، می‌تواند شروعی برای این اصلاحات باشد. بازدهی کل پروژه ترکیبی از بازدهی متعلق به سهامداران یا شرکای سرمایه‌گذاری و بازدهی تأمین‌کنندگان مالی است که در حال حاضر، پایین‌تر از نرخ بازدهی مورد انتظار سرمایه‌گذاران داخلی است.
ابهام در تعیین نرخ‌های بازدهی سرمایه‌گذاری نفتی
وی بزرگ‌ترین مسئله تأمین مالی پروژه‌های توسعه میادین نفتی را ابهاماتی مانند تعیین نرخ‌های بازدهی دانست و افزود: شرکت‌ها ناچار به چانه‌زنی برای تعیین نرخ بازدهی با شرکت ملی نفت هستند که این چانه‌زنی‌ها، کار را غیرشفاف می‌کند. با توجه به اینکه نرخ سرمایه‌گذاری‌های بدون ریسک مانند اوراق خزانه ما در داخل، بالا رفته، منطقاً باید برای پروژه‌های نفتی، حداقل بازدهی ۲۰ درصدی ارزی به سرمایه‌گذاران پیشنهاد شود، در صورتی که هم‌اکنون صحبت از حدود ۱۵ درصد بازدهی ارزی است.
بار فروش نفت را از دوش شرکت نفت برداریم
این کارشناس مسائل انرژی، موضوع مهم دیگر را شفافیت در واگذاری نفت تولیدی از چاه‌ها عنوان کرد و گفت: در حال حاضر این موضوع شفاف نیست که اگر شرکت نفت نتواند مبلغ نقدی بازدهی مورد انتظار سرمایه‌گذار را پرداخت کند، چه خواهد شد. در مواردی اشاره شده که پیمانکاران و شرکت‌های اکتشاف و تولید می‌توانند نفت تولیدی میادین را مطالبه کنند که البته سرمایه‌گذاران نیز انگیزه دریافت نفت را دارند.
وی ادامه داد: شرکت‌های مذکور می‌توانند به بازاریابی و بازارسازی مرتبط با سهم خود از نفت تولیدی میادین در بازارهای جهانی بپردازند و در این زمینه سرمایه‌گذاری کنند. در این صورت، علاوه بر اینکه از سختی و فشاری که برای فروش نفت در دوران تحریم بر دوش شرکت ملی نفت وجود دارد کاسته خواهد شد، شرکت‌های بیشتری نیز برای توسعه میادین نفتی وارد خواهند شد.