1396/04/12
بررسي ويژگي‌هاي قرارداد بين‌المللي توسعه بخش فراساحل فاز 11 پارس جنوبي

بررسي ويژگي‌هاي قرارداد بين‌المللي توسعه بخش فراساحل فاز 11 پارس جنوبي

قرارداد طرح توسعه فاز 11 پارس جنوبي نخستين قراردادي است كه در قالب شرايط عمومي، ساختار و الگوي قراردادهاي نفتي امروز (12 تيرماه 1396) ميان شركت ملي نفت ايران و كنسرسيومي متشكل از شركت توتال فرانسه، شركت ملي نفت چين و پتروپارس به امضا رسيد.
به گزارش روابط عمومي شركت نفت و گاز پارس؛ مذاكرات با شركت توتال به منظور تهيه رئوس توافق (HOA) جهت توسعه و بهره‌برداري فاز 11 پارس جنوبي در قالب قراردادهاي جديد نفتي ايران از اوايل ارديبهشت‌ماه سال 1395 آغاز و رئوس توافق در تاريخ 18/08/95 بين شركت ملي نفت ايران و مشاركت توتال، CNPCI (شركت ملي نفت چين – بين‌الملل) و پتروپارس (به عنوان شريك ايراني مشاركت) – (به ترتيب به نسبت 1/50%، 30% و 9/19% سهم) به امضا رسيد. توتال رهبري اين مشاركت را برعهده خواهد داشت.
طرح توسعه و بهره‌برداري از فاز 11 پارس جنوبي با هدف توليد حداكثري و پايدار روزانه 2 ميليارد فوت مكعب (برابر با حدود 56 ميليون مترمكعب) گاز غني ترش از منابع بخش فراساحل فاز 11 ميدان گازي مشترك پارس جنوبي و انتقال آن به خشكي اجرا مي‌شود.
با اجراي اين طرح برآورد مي‌شود در طول 20 سال دوره قرارداد 335 ميليارد مترمكعب گاز طبيعي غني و ترش از اين ميدان مشترك توليد شود كه از اين گاز غني ترش مي‌توان حدود 290 ميليون بشكه ميعانات گازي، 14 ميليون تن گاز مايع، 12 ميليون تن اتان و 2 ميليون تن گوگرد به همراه 315 مترمكعب گاز سبك شيرين توليد كرد.
با فرض قيمت حدود 50 دلار براي هر بشكه نفت خام، بدون احتساب ارزش گاز سبك شيرين، ارزش ساير محصولات قابل استحصال در طول دوره قرارداد بالغ بر 23 ميليارد دلار مي‌شود. ارزش گاز سبك شيرين توليدي نيز با فرض هر مترمكعب 10 سنت دلار بالغ بر 31 ميليارد دلار مي‌شود و در مجموع بر اساس قيمت‌هاي فعلي حامل‌هاي انرژي در بازار بين‌المللي، ارزش محصولات اين طرح در طول دوره قرارداد برابر با 54 ميليارد دلار آمريكاست. البته بايد توجه كرد كه درآمد دولت از اجراي اين طرح منحصر به دوران قرارداد نبوده و برآورد مي‌شود كه ارزش توليدات اين ميدان پس از پايان قرارداد (با قيمت‌هاي فرض‌شده حدود 50 دلار)، بالغ بر 30 ميليارد دلار شود كه در نتيجه درآمد كشور از اجراي اين طرح، جمعاً از مبلغ 84 ميليارد دلار با قيمت‌هاي فعلي نفت خام فراتر خواهد رفت.
همچنين رعايت تمامي استانداردهاي زيست‌محيطي در اجرا و بهره‌برداري از طرح منظور شده است و با استفاده از گاز طبيعي حاصل از اجراي اين طرح و جايگزيني آن با انواع سوخت‌هاي مايع، برآورد مي‌شود سالانه حدود 21 ميليون تن دي‌اكسيد كربن و 1380 تن مونوكسيد كربن ناشي از احتراق سوخت‌هاي فسيلي كاهش يابد. علاوه بر اين
اين طرح داراي دو بخش عمده است كه بخش اول آن شامل حفاري 30 حلقه چاه (2 حلقه توصيفي – توسعه‌اي و 28 حلقه توسعه‌اي)، دو سكوي توليدي هر يك با 15 حلقه چاه جهت توليد 2 ميليارد فوت مكعب گاز (حدود 56 ميليون مترمكعب) در روز و تأسيسات مربوط و دو رشته خط لوله 32 اينچ جمعاً به طول 270 كيلومتر (جهت اتصال به پالايشگاه‌هاي فازهاي 6، 7، 8 و 12) است.
بخش دوم طرح شامل سكوي فشارافزايي براي حفظ توليد از اين ميدان است كه ضمن آنكه جزء فناوري‌هاي پيچيده و منحصر به فرد در منطقه مي‌باشد، داراي اهميت اقتصادي بسيار زيادي است و تقريباً انتظار مي‌رود نيمي از توليدات اين فاز، از عملكرد اين فناوري حاصل شود.
كليدي‌ترين بخش اين پروژه عمليات بخش دوم است كه براي اولين بار در كشور و خاورميانه انجام خواهد شد و شامل يك يا دو سكوي فشارافزايي با ظرفيت 2 ميليارد فوت مكعب استاندارد در روز جهت تقويت فشار سيال توليدي از سكوهاي فاز 11 پس از افت فشار مخزن در سال‌هاي آتي است.
اين سكوي فشارافزايي داراي وزني حدود 20 هزار تن است. با شروع كاهش توليد از ساير فازهاي پارس جنوبي، اجراي طرح مشابه و ساخت سكوهاي فشارافزايي براي ساير فازهاي پارس جنوبي نيز يك ضرورت خواهد بود و از اين منظر، اجراي اين بخش از طرح در كشور و كسب دانش فني ساخت اين سكو، يك دستاورد مهم و حياتي براي توسعه آتي ميدان پارس جنوبي است.
مطابق زمان‌بندي پيش‌بيني شده، 40 ماه بعد از امضاي قرارداد، توليد اوليه از ميدان آغاز مي‌شود. با توجه به پيچيدگي ساخت تأسيسات فشارافزايي در فاز دوم، 36 ماه زمان براي مطالعه و آماده‌سازي و 60 ماه زمان براي ساخت سكو در نظر گرفته شده است.
مدت قرارداد از زمان امضاي آن 20 سال است. بهره‌برداري از تأسيسات احداثي در مدت قرارداد تحت نظارت شركت ملي نفت ايران با طرف قرارداد مي‌باشد.
هزينه سرمايه‌گذاري مستقيم اين طرح 4879 ميليون دلار برآورد شده است. در اين قرارداد طرف دوم (مشاركت توتال و همكاران) موظف به تأمين كليه منابع مالي مورد نياز (اعم از مستقيم و غيرمستقيم) براي اجراي پروژه است و شركت ملي نفت تا پيش از آغاز توليد از ميدان هيچ مبلغي به طرف دوم پرداخت نخواهد كرد. شروع بازپرداخت به پيمانكار، صرفا منوط به آغاز توليد از ميدان و از محل بخشي از توليد آن است.
بازپرداخت اصل هزينه سرمايه‌اي مستقيم طرف دوم، 10 ساله خواهد بود كه در مقايسه با قراردادهاي پيشين بيع متقابل (با دوره بازپرداخت 4 تا 6 ساله) يك دستاورد مهم محسوب مي‌شود. ميزان پرداخت دستمزد به پيمانكار در هر سال، وابسته به مقدار توليد از ميدان است. پرداخت هزينه بهره‌برداري و هزينه سرمايه‌اي غيرمستقيم به صورت جاري و بر اساس هزينه‌هاي واقعي خواهد بود. كليه هزينه‌ها بر اساس برنامه و بودجه عملياتي سالانه انجام مي‌شود و بازپرداخت آن‌ها منوط به اخذ تأييديه‌هاي لازم از شركت ملي نفت ايران است.
در زمينه انتقال فناوري و ساخت داخل نيز شايان ذكر است بر اساس تعهدات پيمانكار در قرارداد، اجراي اين طرح با حداكثر ساخت داخل همراه است. چرا كه علاوه بر وجود شريك ايراني (پتروپارس) در سازمان اجرايي طرف دوم قرارداد، وي موظف به اجراي قانون «حداكثر استفاده از توان توليدي و خدماتي در تأمين نيازهاي كشور و تقويت آنها در امر صادرات» مصوب 6/6/1391 است. همچنين پيمانكار موظف به انجام تحقيق و توسعه مشترك در زمينه فناوري‌هاي ازدياد برداشت با مراكز تحقيقاتي ايران است.
مشاركت طرف قرارداد، موظف به انتقال فناوري در چهار سطح است:
الف) ارتقاي توان شريك داخلي مشاركت طرف قرارداد (پتروپارس) كه اصول و چگونگي آن در توافقنامه مشاركت (JVA) بين طرفين با تأييد شركت نفت مشخص خواهد شد. اعضاي مشاركت موظف شده‌اند در JVA بين خود، راهكارهاي مورد نياز براي ارتقاي ظرفيت‌ها و قابليت‌هاي طرف ايراني (شركت پتروپارس) در زمينه‌هاي مربوط به مهندسي و مديريت مخزن، مديريت پروژه‌هاي بزرگ گازي و مديريت دارايي‌ها و تأمين مالي را به روشني تعيين تكليف كنند. شركت ملي نفت ايران نيز بر اجراي مفاد قرارداد بين اعضاي مشاركت، نظارت كامل خواهد داشت.
ب) رشد ظرفيت‌هاي تحقيقاتي و دانشگاهي پژوهشكده ازدياد برداشت نفت (وابسته به وزارت نفت) تحت نظارت شركت ملي نفت و به منظور برگزاري دوره‌هاي آموزشي حرفه‌اي، اجراي پروژه‌هاي تحقيقاتي مشترك، توسعه آزمايشگاه‌هاي تحقيقاتي و تبادل نيرو، قرارداد همكاري منعقد كند.
ج) بهره‌گيري از حداكثر توان مشاوران، سازندگان و پيمانكاران و شركت‌هاي داخلي و...
د) ارتقاي توان تكنولوژيك و مديريتي شركت ملي نفت ايران.
اهم موارد انتقال تكنولوژي در بخش واگذاري كارها به پيمانكاران دست دوم به شرح ذيل ديده شده است:
در زمينه بهره‌گيري از حداكثر توان پيمانكاران و شركت‌هاي داخلي، كنسرسيوم طرف قرارداد موظف به اجراي قانون «حداكثر استفاده از توان توليدي و خدماتي در تأمين نيازهاي كشور و تقويت آنها در امر صادرات» مصوب 6/6/1391 مي‌باشد علاوه بر اين مشاركت طرف قرارداد موظف به رعايت موارد ذيل مي‌باشد:
تمامي پيمانكاران GC، EPC، OSC كه در مناقصات شركت مي‌كنند موظف به استفاده از حداقل درصد كالاها و خدمات ايراني به عنوان كف مي‌باشند كه ميزان آن براي هر بسته اصلي در پيوست قرارداد تعيين شده است.
به منظور انتخاب برندگان مناقصات برگزارشده توسط مشاركت طرف قرارداد، قيمت اعلامي شركت‌كنندگان در مناقصات بر اساس سهم شريك ايراني و همچنين ميزان استفاده آنها از كالاها و خدمات ايراني، تراز مي‌شود.
در صورت عدم تحقق حداقل ميزان كالا و خدمات خريداري شده از داخل توسط پيمانكاران برنده شده در مناقصات، اين پيمانكاران موظف به پرداخت جريمه مي‌باشند.
به منظور ساخت ايستگاه تقويت فشار، مشاركت طرف قرارداد مي‌بايست در زمان انجام مطالعات مفهومي، ظرفيت‌ها و قابليت‌هاي 4 يارد ساخت سكو در كشور را ارزيابي كرده و نيازهاي اين ياردها را براي ارتقا و امكان ساخت ايستگاه تقويت فشار، مشخص و تهيه نمايد. پس از انجام مطالعات مفهومي نيز، مشاركت طرف قرارداد مي‌بايست با ارتباط مستمر با اين چهار يارد ايراني، موارد نياز براي ارتقاي اين ياردها را بر اساس مطالعات مفهومي انجام شده، توصيه كند. (اين سكو چنانچه يكي باشد) حدود 20 هزار تن وزن دارد. تا به حال بزرگ‌ترين سازه دريايي ساخته شده در ايران 7 هزار تن بوده است. تمام فازهاي پارس جنوبي براي جلوگيري از كاهش توليد به اين تكنولوژي نياز دارند و در حال حاضر ايران اين تكنولوژي را ندارد. لذا با ساخت اين سكو براي اولين بار در ايران، اين تكنولوژي بسيار ضروري براي توسعه آتي پارس جنوبي، در اختيار شركت‌هاي ايراني قرار مي‌گيرد.
مراحل قانوني عملياتي كردن قرارداد طرح توسعه فاز 11 پارس جنوبي به شرح زير است:
1- عقد اين قرارداد به استناد ماده 11 قانون وظايف و اختيارات وزارت نفت مصوب 19/2/1391 مجلس شوراي اسلامي، با كسب مجوز از وزير نفت، فقط با رعايت آيين‌نامه معاملات شركت ملي نفت ايران صورت گرفته است.
2- مستند به ماده 12 قانون رفع موانع توليد، مصوبه شوراي اقتصاد در تاريخ 3/4/1396 در خصوص تأييد توجيه فني – اقتصادي و زيست‌محيطي و همچنين سقف تعهد دولت و جدول زمانبندي سرمايه‌گذاري (اجرا) و بازپرداخت تمام هزينه‌ها و پرداخت دستمزد در طرح اخذ شده است.
3- مصوبه هيأت تطبيق قراردادهاي نفتي در خصوص عدم مغايرت قرارداد با مصوبات هيأت وزيران در خصوص شرايط عمومي، ساختار و الگوي قراردادهاي بالادستي نفت و گاز بر پايه بند 6 مصوبه شماره 69975/ت 53421 ه مورخ 10/6/1395 هيأت محترم وزيران اخذ شده است.
4- تأييديه وزير نفت نيز در خصوص كليات قرارداد (شامل قيمت، مدت و اعمال شرايط عمومي) به استناد تبصره ماده 39 قانون اساسنامه شركت ملي نفت ايران و بند 1 مصوبه شماره 57222 ه مورخ 16/5/1395 هيأت محترم وزيران اخذ شده است.



آخرين اخبار

|
Copyright 2017 © Pars Oil And Gas Company