tile

منافع ايران و قراردادهاي نفتي بيع متقابل



مقدمه
اقتصاد ايران در دوران بيست ساله پس از انقلاب، به رغم بيشتر از سيصد ميليارد دلار درآمدهاي نفتي، دچار تنگناها و نابساماني هاي کم نظير شده است. تورم سرسام آور، بيکاري مزمن، توزيع ناعادلانه درآمد و ثروت، تنزل فاحش درآمد سرانه و بالاخره گسترش ابعاد فساد مالي در نهادهاي دولتي و شبه دولتي را بايد از جمله عوارض آشکار اين تنگناها و نابساماني ها شمرد. آشفتگي وضع اقتصادي کشور درحدي است که حتّي برخي از رهبران و سخنگويان جمهوري اسلامي نيز آشکارا به آن اعتراف مي کنند و سخن از ضرورت يافتن راه علاج بيماري مي رانند.1
نابساماني هاي اقتصادي از همان بدو انقلاب به صنعت نفت ايران نيز سرايت کرد و در نتيجه تدوين و اجراي سياست هاي نادرست و نسنجيده از سوي مديران و مسئولان بي تجربه و ناوارد بنيه اين صنعت نيز تحليل رفت و از اين رهگذر نيز صدمات غيرقابل جبراني به اقتصاد ايران وارد شد. صنعت نفت ايران (شامل نفت و گاز و پتروشيمي)، که روزي کارکنانش از حدود پنجاه هزار نفر تجاوز نمي کرد اکنون بيش از سيصد هزار نفر را در استخدام خود گرفته است. اين تعداد هيچ گونه تناسبي با حجم فعاليت هاي اين صنعت، حتي بادرنظر گرفتن توسعه پالايشگاه ها و پخش فرآورده هاي نفتي و گاز رساني و واحدهاي پتروشيمي، ندارد. به اين ترتيب، صنعت نفت که يکي از بهره ورترين صنايع کشور بود اکنون، مانند صنايع ديگر، بيشتر محلي براي استخدام بي رويه و زائد بر نياز شده است. بي دليل نيست که هزينه توليد يک بشکه نفت در منطقه جنوب ايران که قبل از انقلاب حدود 10 سنت بود اکنون از مرز يک دلار و سي سنت هم تجاوز کرده است.2
درخلال اين دو دهه، ايران، که روزي چهارمين توليد کننده و دومين صادرکننده نفت درجهان بود، مقام رهبري و نفوذ خود در اوپک را به ميزان قابل ملاحظه اي از دست داده است و در نتيجه امروز عربستان سعودي عملاً سياست هاي اوپک را تعيين و به ديگر اعضاء تحميل مي کند. مسئله انتخاب کانديداي ايران براي شغل دبيرکل اوپک نيز هنوز لاينحل مانده است. از اين مهمتر، ذخائر نفتي کشور به علت توليد بي رويه و بيش از حد مجاز و عدم اجراي برنامه هاي لازم براي افزايش توان توليد و بازيابي ثانوي آسيب هاي غيرقابل تصوري ديده اند. کمبود مديريت کاردان و حرفه اي و نيز ناتواني در سرمايه گذاري هاي لازم را بايد از ديگر عوامل اساسي اين آسيب ها دانست. اکنون هم که پس از گذشت سال ها و فوت فرصت ها جمهوري اسلامي دست به اقدماتي براي جلوگيري از ادامه اين صدمات زده است، به علت ملاحظات سياسي و ايدئولوژيک تصميم گيران رژيم، صيانت ذخائر نفتي ايران که در سرلوحه وظايف شرکت ملي نفت ايران قرار دارد فداي منافع کوتاه مدت شرکت هاي نفتي خارجي شده است.

سياست توليد نفت در دهه اخير
در يک مصاحبه مطبوعاتي با خبرنگاران خارجي در اکتبر ماه سال 1992، وزير نفت وقت ايران3 سياست اصولي توليد نفت در کشور را با اشاره به اين نکته تشريح کرد که ايران مصمم است ظرفيت توليد را تا ماه مارس 1993 به 5/4 ميليون بشکه در روز برساند که درآن صورت سطح توليد مداومي درحدود 4ميليون بشکه در روز امکان پذير مي شد. وزير نفت هم چنين ظرفيت مورد نظر ايران در ميان مدت را به ميزان 5 ميليون بشکه در روز اعلام داشت که براي رسيدن به آن ضروري بود نه تنها ميدان هاي نفتي صدمه ديده در دوره جنگ با عراق، به خصوص ميدان هاي فراساحلي، ترميم و بازسازي شوند بلکه ميدان هاي جديدي که هنوز وارد توليد نشده اند، مانند بلال، هرمز و قسمتي از منابع واقع در حوزه سيري، نيز توسعه يابند.
سياست دولت ايران در سال هاي اوليه پس از خاتمه جنگ اين بود که بازسازي تأسيسات نفتي صدمه ديده با سرمايه گذاري دولتي صورت گيرد. تا سال 1992 نيز بر اساس همين سياست عمل شد. در نتيجه اين سرمايه گذاري ها ظرفيت توليد نفت ايران که درسال 1988 به حدود 2/2 ميليون بشکه در روز کاهش يافته بود4 به تدريج با استفاده از مهندسين مشاور و پيمانکاران خارجي و بازسازي تأسيسات بارگيري جزيره خارک و سکوهاي عملياتي ميدان سلمان و مرمت ميدان هاي نفتي واقع در خشکي به حدود 4 ميليون بشکه در روز افزايش يافت. با اين همه، برخلاف ادعاي بي اساس وزير وقت نفت ايران و ساير سياستگزاران نفتي که صنعت نفت ايران از نظر فني هيچ گونه احتياجي به خارجي ها ندارد، سرانجام مضيقه شديد مالي و بحران هاي پي در پي اقتصادي و احساس نياز به تکنولوژي هاي پيشرفته امروزي و منابع وسيع مالي خارجي دولت جمهوري اسلامي را وادار کرد که درسال 1992 علاوه بر مبالغي که در بودجه براي توسعه فعاليت هاي صناعت نفت و گاز از محل درآمدهاي دولت در نظرگرفته بود اجازه استفاده از منابع مالي خارجي را نيز به تصويب مجلس شوراي اسلامي برساند. به سخن ديگر، دولت عملاً ناچار به استفاده از منابع مالي خارجي شد و به تشويق و ترغيب شرکت هاي نفتي بين المللي براي سرمايه گذاري در بازسازي و توسعه ميدان هاي نفت و گاز فراساحلي ايران پرداخت. اين تغيير روش خود اعتراف به اين واقعيت بود که در نتيجه توليد بي رويه و ناسالم از ميدان هاي نفتي طي سال هاي بعد از انقلاب و متوقف ساختن طرح هاي تزريق گاز به ميدان هاي نفتي و عدم اجراي به موقع طرح هاي مرمتي و بالاخره ناديده گرفتن توصيه هاي فني کارشناسان مجرّب و صديق صنعت نفت نه تنها به ذخائر نفت قابل بهره برداري و ظرفيت و توان توليد ايران صدمات جبران ناپذيري وارد آمده است بلکه تاخير بيشتر در استفاده از بهترين تکنولوژي موجود اين صدمات را چندين برابر خواهد کرد.
متعاقب اتخاذ اين سياست نسبتاً واقع بينانه در سپتامبر سال 1992، موافقتنامه اي براي مرحله اوّل توسعه ميدان گازي پارس جنوبي با کنسرسيومي متشکل از شرکت هاي ايتاليائي، ژاپني و روسي به امضاء رسيد که ضمن آن کنسرسيوم مزبور تعهد کرد منابع مالي را براي انجام طرح فراهم نمايد. گرچه اين مذاکرات به تدريج زمينه را براي همکاري با شرکت هاي نفتي خارجي فراهم مي کرد ولي هنوز الگوي مشخصي براي نحوه سرمايه گذاري و تنظيم روابط قراردادي بين شرکت ملي نفت ايران و شرکت هاي خارجي شکل نگرفته بود. همزمان با اين تحولات، مذاکراتي نيز در زمينه توسعه ميدان هاي نفتي بلال، سيري و هرمز و ميدان گازي پارس شمالي با شرکت هاي خارجي جريان داشت. در ژانويه سال 1993، براي تشريح سياست هاي ايران در مورد توسعه ميدان هاي جديد واقع در خليج فارس و آگاهي از نظرات شرکت هاي نفتي خارجي،هيئتي از طرف شرکت ملي نفت ايران با شرکت شش نفراز متصديان امور اکتشاف و توليد به شهر هوستون تکزاس فرستاده شد. اين هيئت بانمايندگان شرکت هاي آموکو(Amoco)، کانوکو (Conoco)، آرکو(Arco)،موبيل(Mobil) ، سان (Sun)، شورون (Chevron) ، و آپاچي (Apache) به تبادل نظرهاي گسترده پرداخت.
در ماه ژوئن سال 1993 مذاکرات با شرکت شل در مورد انجام مطالعات مشترکي در زمينه نحوه توسعه ميدان گازي پارس شمالي به نتيجه رسيد و طي موافقتنامه اي طرفين قبول کردند اين مطالعات شامل تزريق احتمالي گاز اين ميدان به ميدان هاي نفتي نزديک مخصوصاً گچساران باشد و ظرف شش ماه نتيجه آن به طرفين گزارش شود. در اين موافقتنامه ضمناً پيش بيني شده بود که شرکت شل ظرف مدت معيني طرح همکاري و اصول روابط قراردادي طرفين را تهيه و تسليم شرکت هاي ملي نفت ايران نمايد تا طرفين در صورت موفقيت مطالعات اوليه بتوانند براساس آن با جرح و تعديل هاي لازم همکاري را به ثمر برسانند. با اين همه، تا اواخر سال 1993، گرچه زمزمه معاملات بيع متقابل (Buy Back) به گوش ميرسيد ولي هيچ يک از مذاکرات و يا موافقتنامه هائي که با شرکت هاي پيمانکاري و نفتي خارجي، براساس تأمين منابع مالي از خارج، منعقد شده بود به ثمر نرسيد از آن جمله موافقتنامه مرحله اوّل توسعه ميدان گازي پارس جنوبي با کنسرسيوم شرکت هاي ايتاليائي، ژاپني و روسي و يا قرارداد توسعه ميدان ابوذر با کنسرسيومي از شرکت هاي آمريکائي، فرانسوي و ژاپني.
درخلال اين تحولات، سياست توسعه منابع نفت وگاز ايران، به ترتيبي که با قانون اساسي جمهوري اسلامي و منع هرگونه مشارکت در توليد نفت و گاز از طرف شرکت هاي خارجي، مطابقت داشته باشد به تدريج شکل گرفت. سرانجام، در دومين کنفرانس ساليانه نفت و گاز خاور ميانه که در ژانويه سال 1994 در بحرين تشکيل شد اين سياست توسط نماينده ايران به صورت زير اعلام گرديد:5
1- ترميم و توسعه ميدان هاي نفتي ابوذر، سروش، هنديجان، بحرگانسر، نوروز، رسالت و رشادت توسط شرکت ملي نفت ايران صورت خواهد گرفت؛
2- توسعه ميدان هاي نفتي واقع در خشکي با کمک سرمايه گذاران خارجي از اولويت برخوردار نيست؛
3- توسعه منابع گازي واقع درخشکي و خليج فارس براي مصرف داخلي و تزريق به ميدان هاي نفتي و صادرات از اولويت برخوردار است و سرمايه گذاران خارجي مي توانند درآن مشارکت نمايند؛
4- شرکت ملي نفت ايران آمادگي دارد توسعه ميدان هاي جديد بلال، هرمز، سيري A و سيري E را از طريق همکاري با شرکت هاي نفتي خارجي به انجام برساند؛
5- قراردادها ازنوع خدمت (Service Contract) خواهدبود وبا همکاري مالي از طريق بيع متقابل منعقد خواهد شد. علاوه بر اين، شرکت ملي نفت ايران طي قانوني که از مجلس شوراي اسلامي گذشت مکلف گرديد که از آن پس از امکانات مهندسي و پيمانکاري داخلي نهايت استفاده کند و با تقسيم طرح هاي بزرگ به چندين جزء حداقل 30 درصد از کار را به مهندسين مشاور و پيمانکاران ايراني واگذارد.
در سپتامبر سال 1994، به علت عدم موفقيت پيمانکاران خارجي در تهيه منابع مالي براي اولين طرح توسعه ميدان گازي پارس جنوبي آن موافقتنامه نيز فسخ و شرکت ملي نفت ايران مجبور شد که اجراي طرح مزبور را به يکي از شرکت هاي تابعه خود -شرکت توسعه و مهندسي نفت (PEDECO)- به مبلغ 900 ميليون دلار واگذار نمايد و طرح ميدان نفتي ابوذر را نيز به شرکت ايراني ديگري (مشارکتي بين شرکت ملي نفت ايران و وزارت صنايع سنگين) بسپارد. ولي مذاکرات با شرکت هاي نفتي کماکان ادامه يافت تا بالاخره در ماه مارس سال 1995 اولين قرارداد، که بر اساس بيع متقابل تنظيم شده بود، بين شرکت کانوکو (Conoco)و شرکت ملي نفت ايران براي توسعه ميدان هاي نفتي سيري A و سيري E به امضاء رسيد. گرچه اين قراردادبه علت تحريم اقتصادي ومخالفت دولت آمريکا از طرف شرکت کانوکو فسخ گرديد شرايط مندرج درآن پايه قراردادهاي ديگري شد که بين شرکت ملي نفت ايران و شرکت هاي نفتي خارجي به امضاء رسيد و در اين نوشته مورد بررسي قرار خواهد گرفت.

سابقه ملي شدن نفت در کشورهاي اوپک
صنايع نفت در کشورهاي عضو اوپک از جمله ايران بدين سبب ملي شدند که قراردادهاي معمول آن زمان که همه از نوع امتياز (Concession) بودند و اختيار کامل و مطلق اداره عمليات و نحوه و ميزان توليد و صادرات و قيمت گذاري در اختيار شرکت هاي نفتي خارجي قرار داشت از هرلحاظ مغاير حق حاکميت ملي و مانع استقلال سياسي و اقتصادي کشورهاي صاحب نفت بود. ولي پس از آنکه کشورهاي عضو اوپک، و در رأس آنها ايران، اختيار کامل اداره و کنترل صنايع نفت و گاز و صادرات و قيمت گذاري را خود به دست گرفتند شرکت هاي ملي نفت در اغلب اين کشورها به آن درجه از رشد و تکامل رسيدند که هم طراز و هم پايه شرکت هاي عمده بين المللي نفت گرديدند. در چنين شرايطي، استفاده ازسرمايه و تجربه و تکنولوژي هاي پيشرفته و مدرن شرکت هاي بين المللي بدون ترديد کاري منطقي و ضروري است زيرا اين شرکت ها نه به عنوان صاحب اختيار و اداره کننده بلکه تنها به عنوان خدمتگزاران صنايع نفت و گاز کشورهاي صاحب نفت انجام وظيفه مي کنند و لذا وجود آنها هيچ گونه مغايرتي با حق حاکميت ملي ندارد. در برخي از کشورهاي اوپک، مانند الجزيره، ونزوئلا و قطر، که در دهه هفتاد دچار تب ملي کردن و خروج شرکت هاي نفتي شده بودند، بازگشت مجدد اين شرکت ها به منظور سرمايه گذاري در عمليات اکتشاف و توسعه منابع نفت و گاز و عمليات بازيافت ثانوي در مقابل مشارکت مناسبي در توليد در دهه نود پذيرفته شد. امّا، چنين همکاري متأسفانه از سوي تصميم گيران رژيم اسلامي ايران به منزله عقب گرد و از دست دادن حق حاکميت ملي و يک نوع ملي زدائي (Denationalization) تلقي گرديد. حال آن که اين تغيير رويه در سياست نفتي را بايد در واقع نتيجه بلوغ سياسي و استقلال مديريت اقتصادي و لازمه پيشرفت و توسعه دانست.

تکامل صنعت نفت ايران و قراردادهاي نفتي قبل از انقلاب
صنايع نفت و گاز ايران طي يک دوره 25 ساله يعني از بدو تأسيس شرکت ملي نفت ايران تا وقوع انقلاب چنان سير تکامل و توسعه اي را پيمود و به چنان توانايي هايي دست يافت که شرکت ملي نفت ايران موفق گرديد از نظر نيروي انساني کار آزموده، درجه تخصص و کاربرد تکنولوژي هاي پيشرفته و توانائي مديريت در کليه رشته هاي عملياتي از اکتشاف و توليد و پالايش تا پخش فرآورده هاي نفتي، کشتيراني و حمل و نقل بين المللي و بازاريابي در داخل و خارج از کشور و خدمات ستادي مانند امورمالي، اداري، حقوقي، آموزشي در رديف يکي از بزرگ ترين شرکت هاي عمده بين المللي نفت در جهان قرار گيرد.
درسال هاي پس از ملي شدن صنعت نفت و عقد قرارداد کنسرسيوم درسال 1954، دولت ايران تصميم گرفت که براي توسعه فعاليت هاي اکتشافي و توليدي از سرمايه و تکنولوژي خارجي استفاده کند و بدين منظور دو قانون نفت يکي در سال 1957 و ديگري در سال 1974 تدوين و به مرحله اجرا گذارده شد که طبق آن قراردادهاي نفتي ايران در يک سير تکاملي و همگام با بالارفتن توان مديريت شرکت ملي نفت ايران از مرحله امتياز به عامليت و سپس به مشارکت و تشکيل شرکت هاي مختلط و بالاخره به نوع قرارداد خدمات (Risk Service Contract) تبديل گرديدند.
در آخرين نوع قرارداد يعني خدمات، شرکت هاي نفتي خارجي صرفاً به صورت پيمانکار و سرويس دهنده تحت نظارت و کنترل دقيق و کامل شرکت ملي نفت ايران عمل مي کردند. در اين گونه قراردادها، پيمانکار، علاوه بر تعهد سرمايه گذاري در عمليات اکتشاف و توسعه ميدان هاي مکشوفه، بلافاصله پس از عقد قرارداد يک پذيره نقدي نيز به شرکت ملي نفت ايران پرداخت مي کرد. افزون براين، پيمانکار عمليات اکتشافي را با سرمايه و ريسک خود طبق برنامه و بودجه مصوبه شرکت ملي نفت انجام مي داد و چنانچه موفق به کشف نفت و يا گاز به ميزان تجاري، که ضابطه آن در قرارداد پيش بيني شده بود، نمي شد ريسک هزينه هاي اکتشافي با خود او بود و هزينه هاي انجام شده بازپرداخت نمي گرديد. دوره اکتشاف نيز در قرارداد خدمات مشخص مي شد و پيمانکار موظف بود براي انجام عمليات پيشبيني شده اکتشافي مبلغ معيني سرمايه گذاري کند و حفر اولين چاه اکتشافي را حداکثر در عرض دوازده ماه از تاريخ اجراي قرارداد آغاز نمايد. چنانچه در خاتمه دوره اکتشاف تمام مبلغ قيد شده در قرارداد را پيمانکار بطور کامل مصرف نمي کرد مابه التفاوت آنرا نقداً به شرکت ملي نفت ايران مي پرداخت.
درصورت کشف نفت به ميزان تجاري، پيمانکار عمليات توسعه ميدان مکشوفه را براساس طرح و برنامه و بودجه مورد توافق شرکت ملي نفت با تأمين سرمايه لازم از جانب و زيرنظر شرکت ملي نفت ايران به مرحله اجرا مي گذاشت. پس از تکميل طرح توسعه ميدان و آغاز بهره برداري تجاري شرکت ملي نفت ايران راًساً اختيار کنترل و اداره کليه تأسيسات و عمليات توليد را به عهده مي گرفت و قرارداد پيمانکاري خاتمه مي يافت و از آن پس شرکت ملي نفت قرارداد ديگري صرفاً براي فروش مقدار معيني از توليدات ميدان مورد بحث با پيمانکار منعقد مي کرد. طبق مفاد مندرج در قانون نفت 1974، در اين گونه قراردادهاي فروش حداکثر پنجاه درصد از نفت و يا گاز توليدي براي مدت 15 سال به قيمت روز بازار منهاي يک تخفيف معين به پيمانکار فروخته مي شد. دراين تخفيف سه عامل به شرح زير در نظر گرفته شده بود:
اول- استهلاک هزينه هاي اکتشافي بدون در نظر گرفتن بهره به مدت ده سال يعني هرساله يک دهم اصل سرمايه اکتشافي بدون بهره؛
دوم- استهلاک هزينه هاي سرمايه اي توسعه ميدان مکشوفه با درنظرگرفتن بهره وبه نرخ بين المللي ( London Interbank Offered Rate)به اضافه يک درصد در مدت ده سال يعني هرساله يک دهم اصل و بهره سرمايه هاي توسعه اي؛
سوم - تخفيفي معادل حداکثر 5 درصد از قيمت روز بازار به منظور جبران ريسک سرمايه گذاري در اکتشاف و تأمين سرمايه توسعه و کارمزد خدمات و سرويس هاي انجام شده براي کشف و توسعه ميدان و آماده کردن آن جهت بهره برداري تجاري.
در اين نوع قرارداد خدمات، طرف دوم يا پيمانکار هيچ گونه حقي از نظر مالکيت و يا سهم ذخائر مکشوفه نداشت و علاوه بر قبول ريسک سرمايه گذاري اکتشافي، چون کارمزد خود را براساس خريد درحد معيني از توليد با تخفيف مشخصي بر روي قيمت روز بازار دريافت مي کرد، ريسک تنزل قيمت را نيز بر عهده داشت. افزون بر اين، چون ميزان کارمزد پيمانکار در دراز مدت بستگي به ميزان بهره دهي و سطح توليد ميدان مکشوفه داشت، طبيعتاً پيمانکار در تهيه و اجراي طرح توسعه ميدان مي کوشيد تا با بهره جويي از روش هاي صحيح صنعت نفت ضريب بهره دهي و توان توليد ميدان را در بهترين وضع تأمين و حفظ کند.

تحولات بعد از انقلاب
در سال اوّل پس از انقلاب، دولت جمهوري اسلامي با لغو کليه قراردادهاي نفتي نه تنها موجبات پرداخت غرامت به شرکت هاي خارجي را فراهم کرد بلکه با بي اعتنايي به استفاده از روش هاي صحيح توليد در صنعت نفت صدمات عظيمي به منابع زير زميني ايران وارد کرد. جنگ ويران گر هشت ساله با عراق، انزواي سياسي و اقتصادي کشور و فقدان سرمايه گذاري لازم در صنايع نفت و گاز مسائل و مشکلات را در اين زمينه دو چندان کرد. سرانجام، دولت جمهوري اسلامي، به حکم اجبار و بر خلاف تبليغات وسيعي که در مورد خودکفائي و عدم لزوم بازگشت شرکت هاي نفتي خارجي به ايران برپا کرده بود تصميم گرفت که به منظور احياء صنعت نفت بدون وضع قانون نفت جديد و يا استفاده از مقررات آخرين قانون نفت قبل از انقلاب به جلب سرمايه هاي خارجي و استفاده از تجربه و تکنولوژي شرکت هاي نفتي خارجي اقدام کند. امّا، ظاهراً بر اساس ملاحظات سياسي و عقيدتي، تصميم گيران رژيم کليه تجربيات و درس هاي ارزنده گذشته را که از عقد قراردادهاي نفتي و روابط با شرکت هاي نفتي خارجي به دست آمده بود ناديده گرفتند و نوع قرارداد جديدي به نام بيع متقابل را که ظاهراً با قانون اساسي جمهوري اسلامي منطبق است اساس کار خود قرار دادند.
گرچه در بادي امر فقط تعداد محدودي از ميدان هاي نفت و گاز واقع در خليج فارس براي سرمايه گذاري خارجي عرضه شد، امّا به تدريج طيف تقاضاها گسترش يافت و سرمايه گذاري خارجي بر مبناي بيع متقابل براي فعاليت هاي زير در نظر گرفته شد:
1- توسعه ميدان هاي نفت و گاز مکشوفه با ذخائر قابل بهره برداري مشخص شده؛
2- احياء و نوسازي ميدان هاي توسعه يافته و توليدکننده نفت که در طول جنگ با عراق صدمه ديده و ظرفيت توليد آنها کاهش يافته است؛ و
3- اجراي طرح هاي بازيافت ثانوي (Secondary Recovery) درميدان هاي توسعه يافته و در حال بهره برداري نفت که به علت افت فشار و رخنه آب در چاه هاي توليد يا در نتيجه عدم صيانت ظرفيت توليد آنها به سرعت کاهش يافته است. نهايتاً در سال 1998 هفده طرح اکتشافي نيز به اين گروه ها اضافه شد. به اين ترتيب، در حال حاضر شرکت ملي نفت ايران علاوه بر 5 قراردادي که براي توسعه ميدان هاي نفتي قديم و جديد و ميدان گازي پارس جنوبي در خليج فارس منعقد کرده جمعاً 40 طرح ديگر نفت و گاز را براي سرمايه گذاري خارجي عرضه نموده و از شرکت هاي خارجي دعوت کرده است که براساس قراردادهاي بيع متقابل براي اين طرح ها (شامل 17 طرح اکتشافي در فلات ايران و آب هاي خليج فارس، 8 طرح توسعه و بازسازي در خليج فارس و 15 طرح توسعه و ترميم در فلات ايران) پيشنهادهاي خود را ارائه دهند.

قراردادهاي منعقده براساس بيع متقابل
تاکنون هيچ قراردادي براي اکتشاف در نواحي آزاد شده منعقد نگرديده و فقط پنج قرارداد بيع متقابل براي توسعه ميدان هاي مکشوفه و يا توليدي به شرح زير به امضاء رسيده است.
الف- قرارداد با شرکت توتال (Total) فرانسوي در سال 1995 براي توسعه و بهره برداري از ميدان هاي مکشوفه سيري A و سيري Eواقع در خليج فارس در نزديکي جزيره سيري براي توسعه ذخائري حدود 500 ميليون بشکه با توليد روازنه اي نزديک به 120 هزار بشکه. دراين قرارداد شرکت توتال متعهد گرديده است که براي توسعه اين دو ميدان حدود 610 ميليون دلار سرمايه گذاري کند و جمعاً نزديک به 1,070ميليون دلار (شامل بهره روي سرمايه و حق الزحمه) در مدت کوتاهي دريافت دارد. مدت بازپرداخت هزينه هاي سرمايهاي و بهره پنج سال و حق الزحمه سه سال از تاريخ شروع توليد از ميدان است. توليد آزمايشي از اين دو ميدان در اواخر سال 1998 آغاز گرديد و هم اکنون به حدود 70 هزار بشکه در روز رسيده است. پس از امضاء قرارداد با شرکت ملي نفت ايران، شرکت توتال 30 درصد از سهام خود در اين طرح را به شرکت پتروناس (Petronas) مالزي واگذار کرد.
ب- قرارداد با شرکت هاي بووالي(Bow Valley) کانادائي و اِلف (Elf) فرانسوي براي توسعه ميدان مکشوفه بلال (بهرام سابق) واقع در خليج فارس درنزديکي جزيره لاوان. ذخيره زيرزميني ميدان بلال حدود 117 ميليون بشکه تخمين زده شده است. بر اساس اين طرح، توليد 40 هزار بشکه در روز خواهد بود که قرار است 3 تا 4 سال بعد از عقد قرارداد نهائي (که درآوريل 1999 صورت گرفت) يعني حدود سال 2002 آغاز گردد. هزينه سرمايه اي پيش بيني شده براي اين طرح 169 ميليون دلار است و شرکت هاي طرف قرارداد 279 ميليون دلار (شامل 31 ميليون دلار بهره روي سرمايه و 79 ميليون دلار حقالزحمه) طي 3 تا 5 سال دريافت خواهند داشت.
پ- قرارداد سپتامبر1997 با شرکت هاي توتال فرانسوي (40 درصد)، گازپروم روسي (Gaz prom) (30 درصد) و پتروناس مالزي (30 درصد)، براي اجراي طرح مراحل دوم و سوم ميدان گاز پارس جنوبي واقع در جوار خط ميانه بين ايران و قطر در خليج فارس. اين طرح براي توليد 20 ميليارد مترمکعب گاز در سال و 80,000 بشکه مايعات گازي (condensate) در روز است. بر اساس اين طرح قرار است شرکت هاي نامبرده 2 ميليارد دلار سرمايه گذاري کنند و در مقابل 4 ميليارد دلار (شامل 6/0 ميليارد دلار بهره روي سرمايه و 4/1 ميليارد دلار حق الزحمه) به صورت مايعات گازي محصول ميدان و يا نفت خام از منابع ديگر دريافت دارند. مدت بازپرداخت حق الزحمه 5/5 سال و سرمايه و بهره 7 سال از تاريخ شروع بهره برداري خواهد بود. پيش بيني شده است که توليد به تدريج از اواسط سال 2001 آغاز خواهد شد و ظرف دوسال به ظرفيت مورد نظر خواهد رسيد.
ت- قرارداد با شرکت هاي نفتي اِلف فرانسوي (%55)و اني (Eni) ايتاليائي (%45) منعقد درمارس سال 1999 براي اجراي طرح افزايش بهره دهي وظرفيت توليد ميدان نفتي درود (داريوش سابق) واقع در خليج فارس در جوار جزيره خارک. با اجراي اين طرح انتظار مي رود که با حفر چاه هاي اضافي و از طريق تزريق گاز و آب توليد از 150 هزار بشکه در روز به 220 هزار بشکه در روز افزايش يابد. شرکت هاي نامبرده 540 ميليون دلار در اين طرح سرمايه گذاري خواهند کرد و در مقابل جمعاً يک ميليارد دلار (شامل 160 ميليون دلار بهره و 300 ميليون دلار حق الزحمه) ظرف نه سال از تاريخ شروع توليد اضافي دريافت مي کنند.
ث- قرارداد با شرکت شل (Shell)منعقد در نوامبر سال 1999 براي اجراي طرح افزايش بهره دهي و ظرفيت توليد ميدان هاي سروش (سيروس سابق) و نوروز واقع در خليج فارس. در اين قرارداد مقرراست شرکت شل نزديک به 800 ميليون دلار سرمايه گذاري کند و با حفر چاه هاي اضافي و تزريق آب و گاز، توليد را از 50 هزار بشکه به حدود 190هزار بشکه در روز برساند. بازپرداخت اين سرمايه گذاري و بهره مربوط و حق الزحمه جمعاً مبلغ 1455 ميليون دلار از طريق فروش قسمتي از نفت توليدي ظرف ده سال از تاريخ شروع توليد اضافي صورت خواهد گرفت.

مفاد قراردادهاي خدمات برمبناي بيع متقابل
هماگونه که قبلاً اشاره شد دولت جمهوري اسلامي، بدون استفاده از مقررات آخرين قانون نفت قبل از انقلاب مصوب سال 1974 و يا وضع قانون نفت جديد، نه تنها عملاً عقد قراردادهاي نفتي را از مسير عادي آن که معمولاً مورد بررسي و شور مراجع مختلف قرار مي گرفت خارج کرده بلکه با پذيرفتن تعهدات مالي غيرعادي و قابل اجتناب لطمه شديدي به منافع ايران وارد ساخته است. در واقع، مسئولان امر با حفظ صورت ظاهر قراردادهاي خدمات که در قانون نفت سال 1974 پيش بيني شده و مورد عمل هم قرار گرفته بود، با ندانم کاري و کج سليقگي و به دستاويز منع مشارکت شرکت هاي خارجي درفعاليت هاي نفتي که در قانون اساسي جمهوري اسلامي قيد شده است، بسياري از اصول پذيرفته شده قراردادهاي نفتي را زير پا گذاشته اند.
دوره اکتشاف گرچه در اين نوع قرارداد دوره اکتشاف مشخص مي شود ولي براي پيمانکار هيچ گونه تعهدي نه از لحاظ شروع عمليات حفاري و نه از نظر حداقل ميزان سرمايه گذاري در نظر گرفته نشده است و پذيره نقدي نيز پرداخت نمي شود. چنانچه عمليات اکتشافي منتج به کشف ميدان نفت و يا گاز تجاري نشود ريسک سرمايه گذاري به عهده پيمانکار است ولي اگر ذخائر نفت و گاز تجاري کشف شود شرکت ملي نفت ايران و پيمانکار براي مشخص نمودن طرح توسعه ميدان مکشوفه و عقد قرارداد توسعه آن وارد مذاکره مي شوند. در صورت اخير، چنانچه دو طرف به توافق برسند و قرارداد توسعه منعقد شود طبق مفاد قرارداد پيمانکاري توسعه بر مبناي بيع متقابل که در زير شرح داده خواهد شد عمل خواهند کرد ولي درصورتي که توافق حاصل نشود دو راه حل درنظر گرفته شده است.
الف- شرکت ملي نفت ايران تعهد مي نمايد طي حداکثر شش ماه از خاتمه عمليات اکتشاف اصل سرمايه به کار رفته توسط پيمانکار را با محاسبه بهره بانکي آن به اضافه حق الزحمه مورد توافق نقداً به پيمانکار بپردازد.
ب- شرکت ملي نفت ايران از شرکت هاي خارجي از جمله پيمانکار اوليه دعوت مي نمايد پيشنهادات خود را براي اجراي طرح توسعه ميدان مکشوفه مورد بحث تسليم کنند. چنانچه پيمانکار اوليه که ميدان را کشف نموده برنده شود قرارداد بيع متقابل براي توسعه با آن شرکت منعقد خواهد شد و در غير اين صورت پيشنهاد دهنده ديگري انتخاب و قرارداد بيع متقابل جهت توسعه ميدان مکشوفه با آن شرکت منعقد خواهد گرديد. در صورت شق دوم شرکت جديد موظف است اصل سرمايه اکتشافي و بهره و حق الزحمه پيمانکار اوليه را ظرف دوماه از تاريخ عقد قرارداد توسعه با شرکت ملي نفت ايران به پيمانکار اوليه بپردازد و در حساب سرمايه گذاري خود منظور نمايد.

دوره توسعه
اين نوع قرارداد ناظر به توسعه ميدان هاي مکشوفه، احياء و نوسازي ميدان هاي توسعه يافته و توليدکننده و اجراي طرح هاي بازيافت ثانوي و يا ادامه فعاليت هاي اکتشافي است که منجر به کشف ميدان نفتي و يا گازي شده باشد. طبق مفاد پيش بيني شده پيمانکار براساس طرح و برنامه و بودجه اي که قبلاً ارائه و به تصويب شرکت ملي نفت مي رساند رأساً طي يک دوره، که معمولاً بين دو تا چهارسال نسبت به ميزان کار به طول مي انجامد، به عمليات توسعه مي پردازد. از تاريخ تکميل طرح هاي مربوطه و آغاز بهره برداري پيمانکار اصل سرمايه و بهره بانکي به اضافه حق الزحمه اي که براساس نرخ بازگشت (Rate of Return) بين 20 تا 25درصد روي اصل سرمايه محاسبه مي شود دريافت مي دارد. از تاريخ آغاز بهره برداري عمليات توليد و نگاهداري تأسيسات به شرکت ملي نفت ايران واگذار مي گردد.

مدت باز پرداخت سرمايه گذاري پيمانکار خارجي
يکي از ايراداتي که دولت جمهوري اسلامي به مفاد قانون نفت 1974 وارد مي دانست و در باره آن به تبليغات وسيعي دست زد مدت قرارداد فروش نفت بود که در آن قانون پانزده سال پيش بيني شده بود. سخنگويان رژيم و مسئولان صنعت نفت مدعي بودند که در قانون نفت 1974 هنوز برخي آثار قراردادهاي امتيازي گذشته، مانند حق سرمايه گذار خارجي به برداشت نفت از ميدان مکشوفه براي مدت طولاني، باقي بود و در نتيجه منافع ايران را پايمال مي کرد. چنين ادعايي مهم ترين انگيزه شرکت هاي نفتي را که همانا دسترسي به منابع نفت و حصول اطمينان نسبت به تأمين احتياجات بازارهاي خود باشد ناديده مي گرفت. هنگام رويارويي با واقعيت بود که دولت جمهوري اسلامي يکسره با عقب نشيني از موضع قبلي خود از اين ادعا دست برداشت و پذيرفت که حق برداشت نفت از ميدان مورد قرارداد را تا ده سال به پيمانکار واگذارد. امّا در اين عقب نشيني جمهوري اسلامي امتيازي را که قانون 1974 براي ايران در برداشت از دست داد. زيرا در آن قانون حق سرمايه گذار خارجي در برداشت نفت در ازاي قبول ريسک عمليات اکتشافي بود، درصورتي که در قراردادهاي بيع متقابل که براي توسعه ميدان هاي مکشوفه منعقد شده است (مانند قرارداد با شرکت شل براي افزايش بهره دهي ميدان سروش) اين حق را دولت جمهوري اسلامي به سرمايه گذار خارجي اعطا کرده است بي آن که سرمايه گذار به قبول هيچگونه ريسکي در عمليات اکتشافي تن در داده باشد.

معايب قراردادهاي بيع متقابل
در مقايسه با قراردادهاي خدمات قبل از انقلاب قراردادهاي بيع متقابل در موارد بسيار، از جمله موارد زير، به منافع ايران لطمه مي زنند:
اول- ميزان سرمايه گذاري و زمان بندي شروع عمليات اکتشافي در اختيار پيمانکار است و هيچ گونه تعهدي از نظر حداقل ميزان سرمايه گذاري و يا حداکثر زمان شروع عمليات حفاري در نظرگرفته نشده است.
دوم- پس از کشف ميدان تجاري نفت و يا گاز، درصورتي که شرکت ملي نفت ايران و پيمانکار نتوانند نسبت به جزئيات طرح توسعه ميدان مکشوفه و عقد قرارداد توسعه به توافق برسند، به همان پيمانکار که احتمالاً به علت سنگيني شرايط از عقد قرارداد توسعه شانه خالي کرده است، فرصت جديدي داده مي شود که همراه با ساير شرکت هاي نفتي خارجي پيشنهاد تازه اي تسليم کند. شرکت ملّي نفت پيشنهاد تازه پيمانکار را در صورتي که بر ساير پيشنهادات برتري داشته باشد خواهد پذيرفت. اعطاي چنين امتيازي به سرمايه گذار در عمليات اکتشافي، که به ظاهر براي رعايت انصاف است، متضمن سود مشخصي براي ايران نيست. برعکس، اعطاي چنين امتيازي در عمل يا مانع ارائه پيشنهاد از طرف شرکت هاي ديگر نفتي خواهد شد (زيرا اطلاعات فني آنها درباره ميدان مورد نظر کمتر از اطلاعات پيمانکار اوليه است) و يا شرکت ملّي نفت را ناچار به پذيرفتن شرايط نامساعدتري خواهد کرد.
سوم- اصولاً جدا کردن دوره هاي اکتشاف و توسعه به عدم ثبات و بلاتکليفي در قرارداد خدمات مي انجامد و انگيزه لازم را از شرکت هاي نفتي خارجي براي مباشرت و سرمايه گذاري در فعاليت هاي اکتشافي سلب مي کند. (کما اين که تا بحال ايران نتوانسته است با شرکت هاي نفتي خارجي قراردادي براي اکتشاف منعقد کند). در قراردادهاي قبل از انقلاب تکليف اين دو مرحله از اول روشن و تعهدات شرکت خارجي نيز منجّز و معين بود. پس از تکميل طرح توسعه نيز، چون کليه تأسيسات تحويل شرکت ملي نفت ايران مي گرديد شرکت پيمانکار خارجي فقط قراردادي صرفاً براي خريد مقدار معيني از توليدات با شرکت ملي نفت ايران منعقد مي کرد. براي ايجاد انگيزه لازم و تعديل اين مشکل شرکت ملي نفت ايران در ماه ژوئيه 1999 تصميم گرفت که براي پيمانکار اکتشافي اوليه که موفق به عقد قرارداد توسعه نگرديده است حقي قائل شود تا بتواند تا سطح حداقل سي درصد در قرارداد توسعه مشارکت کند.
چهارم- چنانچه توسعه ميدان مکشوفه طي قرارداد بيع متقابل به شرکت نفتي خارجي ديگري جز پيمانکار اوليه واگذار شود شرکت ملي نفت ايران مکلّف است که يا مبلغ سرمايه گذاري به اضافه بهره و حق الزحمه را يکجا و نقداً در عرض شش ماه به پيمانکار اوليه بپردازد که خود مغاير فلسفه جلب سرمايه خارجي است و به هر حال بار سنگيني بردوش شرکت ملي نفت و دولت خواهد گذاشت. در غير اين صورت، پيمانکار جديد طبق مفاد قرارداد کل مبلغ مورد اشاره را ظرف دوماه به پيمانکار اوليه پرداخت خواهد کرد و آن را به حساب سرمايه گذاري خود در توسعه ميدان منظور خواهد داشت. به اين ترتيب، نسبت به اصل و بهره سرمايه اکتشافي و حتي حق الزحمه پرداخت شده به پيمانکار اوليه، براي بار دوم به پيمانکار جديد حق الزحمه مضاعف پرداخت خواهد شد.
پنجم- شرکت هاي خارجي که فقط مسئوليت توسعه ميدان هاي مکشوفه و يا نوسازي و اجراي طرح هاي افزايش بهره دهي و ظرفيت توليد ميدان هاي در دست بهره برداري را به عهده مي گيرند مي توانند بلافاصله پس از مدت نسبتاً کوتاه سرمايه گذاري کل سرمايه و بهره بانکي به اضافه حق الزحمه اي معادل 20 درصد بازگشت روي سرمايه و بهره متعلقه را -آن هم در مدّتي کوتاه- دريافت و از ايران خارج کنند. آشکارا، اين نحوه کار و چنين قراردادهايي با جلب سرمايه هاي طويل المدة خارجي مغايرت دارد. البته اين بار اولي نيست که ملاحظه هاي عقيدتي و محسابه هاي صرفاً سياسي مسئولان و تصميم گيران رژيم را به اقدامات نابخردانه اي واداشته است. در دوران اوّل انقلاب نيز جمهوري اسلامي نسنجيده قروض دراز مدت سازمان هاي مالي بين المللي را بازپرداخت و پس از چند سال دوباره براي دريافت همان گونه وام ها به تلاشي گسترده افتاد.
ششم- شرکت ملي نفت ايران متعهد است که، طي مدّت نسبتاً کوتاهي، سرمايه و بهره وحق الزحمه پيمانکاررا جمعاً و به صورت مبلغ مشخصي به دلار به پيمانکار مسترد دارد. به سبب همين تعهد ممکن است مجبور شود قسمت عمده اي از توليد نفت ساليانه را تحويل پيمانکار دهد و خود به درآمد مختصري اکتفا کند. از اين مهمتر، از آن جا که در ميزان برداشت سهميه شرکت هاي خارجي نمي توان محدوديتي قائل شد، چنانچه با اجراي اين گونه طرح ها ظرفيت توليد ايران از سهميه آن در اوپک تجاوز کند شرکت ملي نفت ايران وادار مي شود براي مدتي از سهم صادرات مستقل خود، و درنتيجه از درآمدنفتي کشور و به تبع از توانايي اقتصادي کشور بکاهد و درواقع، آتيه آن را درگرو اين پرداخت ها قرار دهد.
هفتم- پيمانکار توسعه، با وجود دريافت حق الزحمه اي قابل ملاحظه، هيچگونه ريسک سرمايه گذاري اکتشافي را به عهده نمي گيرد و چون بازپرداخت سرمايه توسعه و بهره آن و حق الزحمه مربوط نيز بر مبناي مبلغ مشخص دلاري تعيين مي شود از کاهش قيمت نفت نيز زياني نخواهد ديد. زيان چنين کاهشي متوجه شرکت ملي نفت ايران خواهد بود. به سخن ديگر، اگر قيمت نفت در بازار مانند سال 1998 تنزل فاحش داشته باشد شرکت ملي نفت ايران متعهد است حجم بيشتري نفت به پيمانکار تحويل دهد تا کل بدهي خود را مستهلک نمايد و چنانچه توليد ميدان مربوط به قرارداد تکافو نکند ايران متعهد است که نفت لازم را از ميدان هاي ديگر تأمين کند.
هشتم- با تعيين نرخ بازگشت روي سرمايه پيمانکار هيچگونه علاقه و انگيزهاي براي کاهش هزينه هاي مربوط به اجراي طرح ها نخواهد داشت زيرا اين عمل منتج به تقليل ميزان حق الزحمه او خواهد شد. افزون براين، پيمانکار براي کشف منابع جديد، استفاده از تکنيک هاي نو براي بالا بردن بهره دهي مخازن و يا بهينه کردن سطح توليد نيز انگيزه اي نخواهد داشت.
نهم- سعي پيمانکار در تهيه و اجراي طرح ها بيشتر معطوف برآن خواهد بود که در چند سال اوّل بهره برداري ظرفيت توليد درحد اکثر ميزان ممکن نگاه داشته شود تا او بتواند در کوتاه ترين مدت سرمايه و بهره آن و حق الزحمه خود را به صورت نفت خام برداشت کند. به اين ترتيب، بهره دهي دراز مدت و صحيح ميدان ها قرباني سود کوتاه مدت پيمانکار مي شود.
دهم- کوتاه بودن دوره قرارداد بيع متقابل مانع انتقال تکنولوژي و مديريت مدرن صنعت نفت به ايران است زيرا هيچ شرکت نفت خارجي حاضر نيست آخرين پيشرفت هاي تکنولوژيکي خود را بر اساس قراردادي منتقل کند که فقط براي مدت کوتاهي منعقد شده است. از اين بابت نيز شرکت ملي نفت ايران از دسترسي به اين گونه تکنولوژي ها و مديريت پيشرفته محروم خواهد ماند و اين در اوضاع و احوالي است که بزرگ ترين مشکل صنعت نفت ايران طي بيست سال پس از انقلاب عدم دسترسي به تکنولوژي هاي پيشرفته بوده است.
اجبار به پذيرفتن شرايط سنگين قراردادهاي بيع متقابل و تن دادن به کاستي هاي اين قراردادها، به شرحي که گذشت، آشکارا پي آمد انزواي سياسي و اقتصادي است که به سبب سياست هاي نسنجيده رژيم جمهوري اسلامي گريبانگير ايران شده. کوتاهي و اهمال مسئولان جمهوري اسلامي در حفظ و صيانت منابع نفتي ايران را نيز، که از اوان انقلاب تا کنون ادامه داشته است، بايد بر ديگر پيامدهاي انزواي ايران افزود. فراموش نبايد کرد، که پس از تبديل قرارداد کنسرسيوم به قرارداد فروش و خريد نفت،6تصميم گيري و اداره کامل صنعت نفت در اختيار شرکت ملي نفت ايران قرار گرفت. از سوي ديگر، با افزايش قابل ملاحظه قيمت نفت خام در سال 1973 زمينه اقتصادي براي اجراي طرح هاي تزريق گاز به منابع نفتي فراهم گرديد و اين امر در سرلوحه اقدامات شرکت ملي نفت ايران قرار گرفت. در اين زمينه اقدامات وسيعي آغاز شد و در آستانه انقلاب طرح هاي متعددي در دست اجرا بود که پس از استقرار جمهوري اسلامي به ملاحظات سياسي و عقيدتي، و نه فنّي و اقتصادي، با جديت دنبال نشد. به عنوان مثال، در مورد ميدان آغاجاري پيش بيني شده بود که با تزريق روزانه 8/1 ميليارد فوت مکعب گاز مجموع توليد ميدان تا سال 2033 به 18 ميليارد بشکه يا معادل 37/5 درصد نفت موجود در اين ميدان بالغ گردد. به علت تأخير و نهايتاً متوقف ماندن اجراي طرح اوليه و تزريق فقط 50 تا 60 درصد ميزان گاز مورد نياز، بازيافت اوليه از ميدان از 13 ميليارد بشکه تجاوز نخواهد کرد. به اين ترتيب، مي توان خسارتي را که تنها از اين رهگذر متوجه مردم ايران شده است بهاي حدود 5 ميليارد بشکه نفت يا حدود 120 ميليارد دلار به قيمت هاي امروز دانست.7
نتيجه کوتاهي و غفلت تصميم گيران رژيم در ديگر موارد نيز به چشم مي خورد. به عنوان مثال، در قرارداد بيع متقابلي که با شرکت هاي اِلف(Elf) و اني (ENI) به منظور افزايش بهره دهي و ظرفيت توليد ميدان درود منعقد شده، قرار است با حفر 25 حلقه چاه جديد تزريقي و توليدي و تزريق روزانه 165 هزاربشکه آب و 235 ميليون فوت مکعب گاز ضريب بازيافت (Recovery Factor) از ميدان از 5/22 درصد در حال طبيعي به حدود 35 درصد افزايش داده شود و بدين ترتيب نزديک به 870 ميليون بشکه به ميزان ذخائر قابل بهره برداري اضافه گردد. گرچه اين قرارداد به ظاهر منافع ايران را تأمين خواهد کرد، نگاهي به سوابق بررسي هاي فني انجام شده در دوران قبل از انقلاب نشان مي دهد که به علّت ناتواني و غفلت دولت جمهوري اسلامي و خودداري از اجراي طرح اوليه تزريق چاه هاي نفت، به منافع درازمدت ايران آسيبي قابل ملاحظه وارد شده است. برپايه اين بررسي ها، که براساس مدل هاي رياضي مخازن سنگ آهکي مناطق نفت خيز جنوب ايران انجام شده بود، تزريق گاز نتيجه اي به مراتب بهتر از تزريق آب براي بالا بردن ضريب بهره دهي در اين ميدان دارد. بطوري که اگر در روز نزديک به 600 ميليون فوت مکعب گاز به مخزن تزريق گردد و فشار مخزن در سطح 4200 تا 4400 پوند بر اينچ مربع حفظ شود ضريب بهره دهي ميدان تا حدود 60 درصد نفت موجود در مخزن افزايش خواهد يافت.8
البته اجراي طرح به شکل اوليه و تزريق 600 ميليون فوت مکعب گاز به ميدان درود به علت کمبود گاز استحصالي در خود ميدان نيازمند به ايجاد خطوط لوله گاز از ميدان هاي مجاور مانند ميدان فروزان (فريدن سابق) و در نتيجه، مستلزم سرمايه گذاري بيشتري است. امّا شرکت هاي نفتي خارجي حاضر به چنين سرمايه گذاري نيستند زيرا علاقمندند که با صرف سرمايه کمتر در زمان هرچه کوتاه تر طرح را به انجام رسانند و اصل سرمايه و بهره و کارمزد معتنابه خود را در کوتاه ترين مدت دريافت کنند. در نتيجه، طرحي که مي توانست بازدهي ميدان را به حدود 60 درصد رساند و نزديک به 5/2 ميليارد بشکه به توليد ميدان درود بيفزايد و درآمد کشور را در درازمدت تأمين کند فداي منافع کوتاه مدت شرکت هاي نفتي خارجي شده است، در حالي که اين امکان وجود داشت که بجاي افزايش توليد ميدان براي يک دوره سه تا چهارساله به سطح 220 هزار بشکه در روز (که در قرارداد بيع متقابل پيش بيني شده است) آنرا در اين سطح براي حداقل 25 سال يعني تا سال 2027 حفظ کرد.
قراردادهاي بيع متقابل ايران تا بحال به تفصيل مورد بحث محافل و مطبوعات نفتي بين المللي قرار گرفته و مفسرين خارجي نفت به آن اشاره کرده اند. به عنوان نمونه، درماه دسامبر سال 1998 که قيمت نفت خام در بازارهاي بين المللي به سطح نازل کم سابقه اي در بيست سال اخير رسيد، درمقاله اي که در روزنامه وال استرين جورنال9 منتشر شد ضمن اشاره به قرارداد توسعه ميدان هاي سيري A و سيري E چنين اظهار نظر گرديد که اين نوع قراردادها درآمد شرکت هاي نفت يرا حتي درهنگام تنزل قيمت نفت تضمين مي کند و در هيچ کشورنفت خيز ديگري شرکت ها نمي توانند از چنين شرايط مساعد و سودمندي برخوردار باشند.
درمقاله ديگري که در نشريه Energy Compass، در اوائل سال 1999 به چاپ رسيده است، نويسنده با اشاره به قراردادهاي اِلف و اني براي اجراي طرح افزايش بهره دهي ميدان درود و نيز قرارداد بووالي Bow Vallay براي توسعه ميدان بلال چنين اظهار نظر مي کند که «نرخ بازگشت روي سرمايه در قراردادهاي بيع متقابل ايران - به علّت مصون بودن پيمانکاران اين قراردادها از هرنوع ريسک اکتشاف و يا تنزل قيمت- از بالاترين نرخ هاي قراردادهاي نفتي بين المللي است. شرايط بس مناسب اين قراردادها[براي پيمانکاران] مفسرين و تحليل گران نفتي را به تعجب وا داشته است.»10
واقعيت غيرقابل ترديد اين است که درميان آسيب هايي که از رهگذر سياست هاي نسنجيده و غيرعقلايي رژيم جمهوري اسلامي به منافع درازمدت و مسلّم ايران وارد شده پيامدهاي منفي عقد اين گونه قراردادها براي سال ها دامن گير ملّت خواهد بود. و اين درحالي است که کارشناسان و متخصصان مجرّب صنعت نفت ايران بارها رژيم جمهوري اسلامي را به پرهيز ازچنين قراردادهايي هشدار داده اند.
-------------------------------------------------------------------

پانوشت ها:

1. نطق تلويزيوني محمد خاتمي، رئيس جمهور، 14 مارس 1998.
2. ن. ک. به:
"Interview with Iranian Oil Minister," in Middle East Economic Survey, 22 May 1995, p. A8.
3. ن. ک. به:
"Iran Projects 3.8 m b/d Production Rate for October," in Middle East Economic Survey , 26 October 1992, p. A 1.
4. ن. ک. به:
"NIOC Adopts New Approach for Offshore Oil and Gas Development Projects," in Middle East Economic Survey, 31 January 1994, p. A1.
در اين مصاحبه مدير توليد نفت فراساحلي شرکت ملي نفت ايران اظهار داشت که ظرفيت توليد درزمان جنگ به 186/2 ميليون بشکه در روز، شامل 15/2 ميليون بشکه درروز ازميدان هاي واقع درخشکي و 36 هزار بشکه در روز از ميدان هاي نفتي خليج فارس رسيده بود.
5. ن. ک. به: سخنراني وزير توليد فراساحلي شرکت ملي نفت ايران گزارش شده در:
Middle East Economic Survey, 24 January 1994, p. D 3.
6. درنتيجه عقد قرار داد فروش و خريد نفت با اعضاء کنسرسيوم مصوب 24 ژوئيه 1973 بالاخره سلطه شرکت هاي نفتي خارجي بر برنامه ريزي اکتشاف و توليد در پالايش و بازاريابي صنعت نفت ايران در حوزه قرارداد کنسرسيوم ملغي و اداره کامل صنعت نفت ايران و تصميم گيري نسبت به آن در اختيار ايران قرار گرفت.
7. ن. ک. به:
"The Impact of Gas Injection on the Oil Recovery of a Giant Naturally Fractured Carbonate Reservoir." in Journal of Canadian Petroleum Technology, December 1988, p. 22.
8. مستخرج ازگزارش هاي مهندسي مخازن در شرکت ملي نفت ايران مربوط به دوران قبل از انقلاب.
9. ن. ک. به:
Bhushan Bahree, "Fields of Dreams, Big Oil is Gushing About; Big Bucks to Be Made in Iran," Wall Street Journal,15 December 1988.
10. ن. ک. به:
“Better Than Money in the Bank,” Energy Compass, 26, 1999.

Author: 
Parviz Mina & Farrokh Najmabadi
Volume: 
18
Current Issue: 
Past Issue
Visited: 
1000