به گزارش وبسایت اخبار جهان به نقل از خبرنگار مهر، توسعه میادین مشترک نفت و گاز در دو دهه گذشته به چالشی اساسی برای صنعت انرژی ایران تبدیل شده است. گزارش‌های رسمی شرکت ملی نفت ایران و مرکز پژوهش‌های مجلس نشان می‌دهد که ایران در ۲۴ میدان نفتی و گازی با کشورهای همسایه مشترک است. از مهم‌ترین این میادین می‌توان به پارس جنوبی با قطر، آزادگان و یادآوران با عراق، فرزاد A و B با عربستان و آرش (الدوره) با کویت اشاره کرد.
با وجود اینکه بیش از ۳۰ درصد از ذخایر قابل برداشت نفت ایران در این میادین مشترک قرار دارد، سهم آن‌ها از تولید روزانه کشور کمتر از ۲۰ درصد است. برای نمونه، برداشت روزانه قطر از میدان پارس جنوبی حدود ۶۵۰ میلیون مترمکعب گاز است، در حالی که برداشت ایران از همین میدان به کمتر از ۶۰۰ میلیون مترمکعب می‌رسد. در میادین غرب کارون نیز عراق روزانه حدود ۵۵۰ هزار بشکه نفت از میادین مشترک استخراج می‌کند، اما مجموع برداشت ایران از پنج میدان این منطقه تنها ۴۳۰ هزار بشکه در روز است.
علت اصلی این تفاوت در برداشت، کمبود سرمایه‌گذاری داخلی و خارجی عنوان شده است که پس از تحریم‌های سال ۱۳۹۱ و خروج شرکت‌های بین‌المللی بین سال‌های ۱۳۹۷ تا ۱۳۹۸ تشدید شد. بر اساس آمار وزارت نفت، برای توسعه این میادین تا پایان برنامه هفتم توسعه در سال ۱۴۰۸، به بیش از ۹۰ میلیارد دلار سرمایه‌گذاری نیاز است. این در حالی است که منابع دولتی و بودجه شرکت ملی نفت تنها قادر به تأمین کمتر از ۲۰ درصد این مبلغ هستند.
ابتکارهای جدید وزارت نفت برای تأمین مالی
وزارت نفت برای رفع این چالش، راهکارهای جدیدی برای تأمین مالی پروژه‌ها ارائه کرده است. این وزارتخانه در سال ۱۴۰۲ با مجوز هیئت وزیران، انتشار اوراق مشارکت انرژی و صکوک ارزی را در دستور کار قرار داد. بازپرداخت این اوراق از محل درآمد فروش نفت و گاز تضمین شده است.
این طرح شامل دو ابزار مالی اصلی است. اولین ابزار، اوراق مشارکت انرژی است که به صورت ریالی و دلاری با سررسید ۳ تا ۵ ساله عرضه می‌شود. بازپرداخت این اوراق توسط صندوق توسعه ملی یا شرکت ملی نفت تضمین شده و سود آن‌ها در بازار داخلی بین ۲۱ تا ۲۴ درصد است. دومین ابزار، صکوک اسلامی انرژی است که بر پایه اجاره یا منفعت بوده و سود آن از درآمد حاصل از فروش محصولات میادین جدید پرداخت می‌شود. نخستین پروژه هدف برای این اوراق، توسعه میدان آزادگان جنوبی با حجم ۳ میلیارد دلار است.
بر اساس گزارش خرداد ۱۴۰۴، حدود ۲۵ هزار میلیارد تومان اوراق انرژی برای پذیرش در فرابورس آماده شده و مذاکراتی برای انتشار یک میلیارد دلار اوراق ارزی نیز در حال انجام است. در این شیوه، درآمد فروش نفت میدان توسعه‌یافته به یک حساب امانی نزد صندوق توسعه ملی واریز می‌شود تا بازپرداخت اوراق را تضمین کند.
تهاتر نفت و گاز با تجهیزات و خدمات
وزارت نفت علاوه بر جذب سرمایه از بازارهای مالی، از سال ۱۴۰۳ روش تهاتر نفت خام و میعانات گازی با تجهیزات و خدمات را نیز فعال کرده است. طبق مصوبه شورای اقتصاد، شرکت‌های پیمانکاری داخلی و خارجی می‌توانند تجهیزات مورد نیاز مانند کمپرسور، پمپ و توربین را تأمین کنند و در ازای آن، معادل ارزش دلاری خدمات خود را نفت یا گاز مایع دریافت نمایند.
تا پایان نیمه نخست سال ۱۴۰۴، ۱۳ قرارداد تهاتری به ارزش مجموع ۴.۲ میلیارد دلار در مناطق غرب کارون و پارس جنوبی به امضا رسیده است. این قراردادها با مشارکت شرکت‌های ایرانی نظیر پتروپارس، حفاری شمال و اویک و پیمانکاران چینی و روسی منعقد شده‌اند. این روش تاکنون به صرفه‌جویی ارزی ۱.۱ میلیارد دلاری در واردات تجهیزات و افزایش تولید داخلی کالاهای راهبردی مانند لوله‌های مقاوم در برابر خوردگی (CRA) منجر شده است.
در بخش گاز نیز، تهاتر گاز طبیعی مایع (LNG) با خدمات مهندسی برای توسعه فازهای باقی‌مانده پارس جنوبی در حال پیگیری است. اولین قرارداد تهاتر در این حوزه مربوط به توسعه فاز ۱۱ با ارزشی حدود ۷۰۰ میلیون دلار است.
تشکیل کنسرسیوم‌های داخلی برای تجمیع توانمندی‌ها
راهکار سوم، تشکیل کنسرسیوم‌های داخلی با حضور پیمانکاران بزرگ و متوسط است که از سال ۱۴۰۲ با حمایت شرکت ملی نفت آغاز شد. هدف از این کار، یکپارچه‌سازی توان فنی و مالی بیش از ۱۵۰ شرکت پیمانکار فعال در این حوزه برای اجرای پروژه‌های بزرگ است.
تا مهرماه ۱۴۰۴، هفت کنسرسیوم به صورت رسمی ثبت شده‌اند. از مهم‌ترین آن‌ها می‌توان به «کنسرسیوم توسعه غرب کارون» اشاره کرد که متشکل از شرکت‌های مپنا، پتروپارس، تاپیکو و قرارگاه سازندگی خاتم است. این کنسرسیوم وظیفه دارد تولید میدان آزادگان جنوبی را تا پایان سال ۱۴۰۵ از ۲۲۰ هزار بشکه به ۵۶۰ هزار بشکه در روز افزایش دهد. همچنین «کنسرسیوم پارس جنوب ۲» مسئولیت توسعه فازهای ۱۳ و ۱۴ پارس جنوبی را بر عهده دارد.
منابع مالی این کنسرسیوم‌ها از طریق انتشار اوراق صکوک ویژه هر پروژه و همچنین از محل تهاتر تجهیزات تأمین می‌شود.
تحلیل مالی و تأثیر اقتصادی طرح‌ها
برآوردهای مرکز پژوهش‌ها حاکی از آن است که اجرای کامل این سه راهکار می‌تواند سالانه بین ۱۵ تا ۱۸ میلیارد دلار سرمایه جذب کند که این رقم حدود ۲۰ درصد از کل نیاز صنعت نفت است. با این روش‌ها، سهم منابع غیردولتی در تأمین مالی توسعه میادین مشترک از ۱۲ درصد در سال ۱۴۰۲ به بیش از ۵۰ درصد تا سال ۱۴۰۶ خواهد رسید.
داده‌های بانک مرکزی نشان می‌دهد که ظرفیت بازار بدهی داخلی برای بخش انرژی حدود ۴۵۰ هزار میلیارد تومان است. تخصیص تنها ۲۰ درصد از این ظرفیت می‌تواند هزینه توسعه پنج میدان بزرگ غرب کارون را در سه سال آینده پوشش دهد. همچنین، روش تهاتر قادر است مشکل تأمین ارز برای خدمات فنی را کاهش دهد. طبق گزارش گمرک، با تداوم این روش، واردات تجهیزات حفاری که در سال ۱۴۰۲ بیش از ۱.۶ میلیارد دلار هزینه داشت، می‌تواند تا ۴۰ درصد کاهش یابد.
ریسک‌ها و چالش‌های پیش رو
با وجود مزایای این طرح‌ها، ریسک‌های مهمی نیز وجود دارد. یکی از این چالش‌ها، شفافیت در بازپرداخت اوراق است، زیرا تضمین صندوق توسعه ملی به مصوبه شورای عالی آن نیاز دارد. نوسان قیمت جهانی نفت نیز می‌تواند توانایی بازپرداخت اوراق را در زمان سررسید با خطر مواجه کند.
علاوه بر این، سقف بدهی دولت در قانون بودجه محدودیت ایجاد می‌کند و لازم است اوراق انرژی خارج از بودجه عمومی تعریف شوند. در نهایت، عدم وجود یک نظام رتبه‌بندی دقیق برای شرکت‌ها در کنسرسیوم‌ها ممکن است به کندی تصمیم‌گیری و بروز اختلاف منجر شود.
مقایسه با کشورهای منطقه
استفاده از این ابزارهای مالی در منطقه بی‌سابقه نیست. عربستان از سال ۲۰۱۵ با انتشار اوراق مشابه، بیش از ۳۰ میلیارد دلار برای شرکت آرامکو جذب کرده است. عراق نیز با استفاده از قراردادهای خدماتی و تهاتر، در هفت سال گذشته حدود ۲۵ میلیارد دلار سرمایه خارجی به دست آورده است. بنابراین، راهکارهای ایران در واقع تطبیق الگوهای موفق منطقه‌ای با شرایط داخلی کشور است.
تنوع‌بخشی به منابع مالی؛ راهکار جبران عقب‌ماندگی
تجربه سال‌های اخیر ثابت کرده است که توسعه میادین مشترک نفتی و گازی تنها با اتکا به بودجه دولتی امکان‌پذیر نیست. راهکارهای جدید مانند انتشار اوراق، تهاتر و تشکیل کنسرسیوم‌های داخلی، تلاشی برای بومی‌سازی مدل‌های موفق سرمایه‌گذاری و تنوع‌بخشی به منابع مالی صنعت نفت به شمار می‌رود.
موفقیت این برنامه‌ها به عواملی چون ثبات قوانین، انضباط ارزی و تداوم حمایت نهادهای تضمین‌کننده بستگی دارد. در صورت تحقق این شرایط، ایران می‌تواند عقب‌ماندگی در برداشت از میادین مشترک را جبران کرده و جایگاه خود را به عنوان یک قدرت انرژی در منطقه تقویت کند.
منبع: خبرنگار مهر
