ارزیابی و مقایسه هزینه توسعه میادین نفت و گاز

یکی از گلوگاه های بنیادین در مسیر اجرای طرح های کلان اقتصادی کشور، سرمایه بری بسیار بالای صنایع بالادستی در بخش نفت و گاز است. این بخش از صنعت به دلیل پیچیدگی های فنی، ریسک های زمین شناختی و نیاز به فناوری های پیشرفته، بالاترین حجم مخارج سرمایه ای را می طلبد؛ بنابراین تامین منابع مالی نقشی تعیین کننده در سرنوشت پروژه ها دارد. در سال های اخیر، افزایش شدید و نامتعارف هزینه های اعلامی توسعه میادین نفت و گاز در داخل کشور، ابهامات فراوانی درباره انطباق آن با روندهای جهانی پدید آورده است. این پژوهش با بررسی تطبیقی هزینه ها در دهه های گذشته و مقایسه آن با شاخص های بین المللی نشان می دهد که بدون انضباط محاسباتی، تحقق اهداف تولید صیانتی با چالش مواجه خواهد شد.

ضرورت و اهداف پژوهش

تامین پایدار انرژی و دستیابی به رشد اقتصادی مستلزم سرمایه گذاری هدفمند در بخش بالادستی نفت و گاز است. بر اساس تکالیف قانون برنامه هفتم توسعه، ظرفیت تولید صیانتی نفت خام باید تا پایان سال ۱۴۰۷ به ۴.۸ میلیون بشکه در روز و تولید گاز غنی به ۱۰۳۴ میلیون متر مکعب در روز برسد. با توجه به وضعیت فعلی، دستیابی به این ارقام نیازمند افزایش روزانه ۱.۲ میلیون بشکه نفت خام و حدود ۳۵۰ میلیون متر مکعب گاز غنی است. با این حال، طرح ارقام نجومی نظیر نیاز به ۲۰۰ میلیارد دلار سرمایه گذاری از سوی وزارت نفت، دستیابی به این اهداف را ناممکن جلوه داده و موجب انفعال تصمیم گیران شده است. هدف اساسی این پژوهش، راستی آزمایی علمی هزینه های اعلامی و سنجش میزان انطباق آن با روندهای جهانی است. این مطالعه در پی آن است تا با بازخوانی قراردادهای بیع متقابل دهه ۱۳۷۰، تعدیل آن ها با شاخص جهانی هزینه سرمایه ای بالادستی (UCCI) و مقایسه نتایج با قراردادهای جدید IPC، میزان بیش برآورد در محاسبات مدیریت برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت را مشخص سازد و چارچوبی واقع بینانه برای برآورد سرمایه گذاری مورد نیاز کشور ارائه نماید.

واکاوی هزینه های تاریخی در چارچوب قراردادهای بیع متقابل

در دهه ۱۳۷۰، توسعه میادین نفت و گاز کشور در قالب قراردادهای بیع متقابل به شرکت های پیمانکار داخلی و خارجی واگذار شد. ساختار سقف ثابت در این قراردادها مانع از افزایش بی رویه هزینه ها می شد. بر اساس مصوبات شورای اقتصاد، هزینه افزایش ظرفیت تولید هر بشکه نفت خام در روز در بخش خشکی بین ۳۷۵۰ تا ۴۵۰۰ دلار بود؛ به طوری که در دارخوین ۳۷۵۰ دلار، در آزادگان ۴۲۴۳ دلار و در مسجد سلیمان ۴۳۸۸ دلار هزینه ثبت شد و متوسط آن حدود ۴۱۳۰ دلار برآورد گردید. در بخش دریایی، هزینه ها بین ۵۰۰۰ تا ۷۵۰۰ دلار به ازای هر بشکه در روز متغیر بود. میادینی چون بلال با ۴۹۷۵ دلار، سیری با ۵۳۷۶ دلار، نصرت و فرزام با ۶۱۵۳ دلار، سروش و نوروز با ۶۲۱۶ دلار، فروزان و اسفندیار با ۶۵۹۵ دلار و درود با ۷۵۰۰ دلار اجرا شدند که میانگین بخش دریا را به ۶۱۴۰ دلار رساند. بدین ترتیب هزینه افزایش تولید در دریا حدود ۵۰ درصد بیشتر از خشکی بود. در بخش گاز، فازهای ۲ و ۳ و ۴ و ۵ پارس جنوبی نشان دادند که هزینه توسعه هر فاز استاندارد حدود ۱.۱۷ تا ۱.۱۸ میلیارد دلار بوده که معادل ۴۱ دلار به ازای هر متر مکعب تولید روزانه است (حدود ۴۶.۴ درصد سهم خشکی و ۵۳.۶ درصد سهم دریا).

شاخص UCCI و سنجه بین المللی تورم هزینه های بالادستی

شاخص هزینه سرمایه ای بالادستی (UCCI) که توسط موسسه معتبر S&P Global منتشر می شود، روند واقعی هزینه های جهانی بخش بالادست نفت و گاز را منعکس می کند. این شاخص در بازه سال های ۲۰۰۰ تا ۲۰۲۵ میلادی با متوسط رشد سالانه ۳.۴ درصد، از ۱۰۰ واحد به ۲۳۱ واحد رسیده و نشان می دهد هزینه های جهانی طی این مدت ۲.۳۱ برابر شده است. تعدیل هزینه های قراردادهای بیع متقابل بر اساس این شاخص نشان می دهد که هزینه توسعه میادین نفتی در سال ۲۰۲۵ نسبت به دهه ۱۳۷۰ باید به طور متوسط ۲.۳ برابر می شد. بر این مبنا، هزینه هر بشکه در روز در خشکی باید از ۴۱۳۰ دلار به ۹۰۷۵ دلار (در دامنه ۸.۵ تا ۹.۷ هزار دلار) و در دریا از ۶۱۳۵ دلار به ۱۴۷۰۰ دلار افزایش می یافت. در بخش گاز نیز هزینه توسعه هر فاز پارس جنوبی با ضریب ۲.۴۳ برابری، باید از حدود ۱.۰۱ میلیارد دلار به رقمی میان ۲.۰۷ تا ۲.۰۹ میلیارد دلار می رسید که سهم پالایشگاه خشکی حدود ۱.۰۳ میلیارد دلار و بخش دریایی حدود ۱.۰۵ میلیارد دلار محاسبه می شود.

شکاف نجومی ارقام در قراردادهای جدید نفتی و گازی IPC

آمارهای رسمی و مصوبات شورای اقتصاد درباره قراردادهای جدید بالادستی (IPC) حاکی از تورم شدید و غیرمتعارف ارقام است. در میادین نفتی، هزینه افزایش تولید روزانه هر بشکه نفت در بخش خشکی به طور متوسط به ۳۸ هزار دلار رسیده است؛ میادین آذر با ۳۸۴۷۲ دلار، سهراب با ۳۹۵۳۳ دلار و بند کرخه با ۳۶۰۰۰ دلار منعقد شده اند. این ارقام نشان دهنده بیش برآورد ۴.۱۸ برابری نسبت به سقف رشد شاخص UCCI (۹.۰۸ هزار دلار) است. در بخش دریایی، هزینه هر بشکه در میدان توسن ۳۴۷۵۰ دلار، تفتان ۴۸۶۶۷ دلار و هرمز D به ۱۰۵۵۰۰ دلار رسیده که میانگین بخش دریا را به ۶۲.۹۷ هزار دلار رسانده و ۴.۲۸ برابر شاخص جهانی است. در میادین گازی دریایی نیز هزینه افزایش تولید هر متر مکعب گاز روزانه در قراردادهای جدید بین ۷۰ تا ۱۰۶ دلار تعیین شده که معادل ۱.۹۷ تا ۲.۹۶ میلیارد دلار برای هر فاز پارس جنوبی در دریا است. این در حالی است که بر اساس شاخص UCCI، هزینه توسعه بخش دریایی باید حداکثر ۵۶.۶ دلار به ازای هر متر مکعب (معادل ۱.۰۵ میلیارد دلار برای هر فاز) باشد؛ بنابراین هزینه ها در میدان کیش ۲۸.۸ درصد، فرزاد A و B حدود ۴۵.۷ درصد و گلشن و فردوسی ۹۳.۴ درصد بالاتر از نرخ رشد بین المللی است.

تحلیل ساختاری عوامل بیش برآورد و متورم سازی مخارج

واکاوی داده ها سه عامل اصلی را در شکل گیری این هزینه های نجومی نمایان می سازد:

شرایط تحریم و سوءاستفاده از ریسک های مبادلاتی

تحریم ها هزینه های تامین کالا و نقل وانتقالات مالی را افزایش داده است، اما از آنجا که سهم دقیق تحریم در محاسبات فنی شفاف نیست، شرکت های پیمانکار از این موضوع به عنوان بهانه ای برای تحمیل هزینه های سلیقه ای و متورم به کارفرما بهره می برند.

ضعف نظام کارشناسی در مدیریت برنامه ریزی تلفیقی

مدیریت برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت به عنوان نهاد مرجع قیمت گذاری، ارقام را بسیار بالاتر از واقعیت برآورد می کند. به عنوان مثال، هزینه حفاری هر چاه دریایی حدود ۳۳.۴۲ میلیون دلار اعلام شده که ۵۷ درصد بالاتر از هزینه تعدیل شده با UCCI (۲۱.۳ میلیون دلار) است. در بخش پالایشگاهی نیز در حالی که ساخت یک فاز با شاخص UCCI باید ۱.۲۶ میلیارد دلار هزینه ببرد، پروژه های NGL 3100 و NGL 3200 با پیچیدگی کمتر به ترتیب با ارقام ۳.۴ و ۳ میلیارد دلار برآورد شده اند که ۱۷۰ و ۱۳۸ درصد انحراف دارند. حتی هزینه احداث هر مگاوات نیروگاه خورشیدی ۱.۲۳ میلیون دلار برآورد شده در حالی که قیمت واقعی آن ۳۵۰ تا ۴۰۰ هزار دلار است.

تغییر ماهیت قراردادها به الگوی سقف باز (Open Capex)

تغییر قراردادها از بیع متقابل به الگوی سقف باز در IPC، بدون نظارت کارآمد کارفرما، انگیزه کاهش هزینه را در شرکت های E&P از بین برده است؛ به ویژه آنکه هزینه های تامین مالی (COM) نیز با نرخ مناسب به مخارج سرمایه ای افزوده می شود.

بازتعریف نیازهای سرمایه گذاری برنامه هفتم توسعه

برآوردهای این پژوهش اثبات می کند که نیازهای سرمایه گذاری واقعی بسیار کمتر از ارقام اعلامی است. برای افزایش ۱.۲ میلیون بشکه نفت خام در روز (عمدتا در خشکی)، بر مبنای شاخص UCCI تنها ۱۲ میلیارد دلار سرمایه لازم است که حتی با احتساب ۵۰ درصد اضافه هزینه بابت شرایط تحریمی، حداکثر به ۱۸ میلیارد دلار می رسد. در بخش گاز نیز برای افزایش ۳۵۰ میلیون متر مکعب، اجرای طرح ضربتی افزایش ۱۵۰ میلیون متر مکعب با ۳.۶ میلیارد دلار میسر است. توسعه میادین پارس شمالی، کیش و بلال معادل ۷.۵ فاز استاندارد، بر مبنای شاخص جهانی نیازمند ۲۱.۴۵ میلیارد دلار است که مجموع سرمایه گاز را به ۲۵.۰۵ میلیارد دلار می رساند و با اعمال ۵۰ درصد هزینه تحریم، به ۳۷.۵۷ میلیارد دلار بالغ می شود. بر این اساس، کل سرمایه گذاری واقعی برای بخش بالادستی برنامه هفتم ۵۵.۵۷ میلیارد دلار است، نه ۲۰۰ میلیارد دلار. همچنین پروژه ۱۷.۵ میلیارد دلاری فشارافزایی پارس جنوبی نیز نیازمند بازنگری کارشناسی است تا منافع شرکت های مشاور بر منافع ملی ترجیح داده نشود.

راهبردهای اصلاحی و الزامات تصمیم گیری حاکمیتی

جهت رفع ناترازی و هدایت بهینه منابع مالی، اقدامات زیر الزامی است:

۱. بازنگری بنیادین در ساختار برآورد هزینه ها با بهره گیری از خبرگان مستقل صنعت نفت که ذینفع مستقیم قراردادها نباشند.

۲. بازسازی نظام کارشناسی مدیریت برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت برای جلوگیری از تعیین نرخ های غیرواقعی.

۳. راه اندازی سامانه مدیریتی ارزیابی قیمت پروژه های بالادستی بر اساس شاخص های حرفه ای و مرجع بین المللی.

۴. اصلاح ساختار قراردادهای سقف باز در مدل IPC و تقویت مکانیزم های نظارتی کارفرما جهت ترغیب پیمانکاران به مدیریت هزینه ها.

جمع بندی

هزینه های توسعه میادین نفت و گاز در ایران دچار بیش برآورد نامتعارف شده و در میادین نفتی به بیش از ۴ برابر رشد جهانی شاخص UCCI رسیده است. این شکاف عمیق نه ناشی از ماهیت صنعت، بلکه برآمده از ضعف کارشناسی مدیریت برنامه ریزی تلفیقی، کاستی های نظارتی در قراردادهای سقف باز و کاربرد سلیقه ای بهانه تحریم است. نیاز سرمایه گذاری واقعی بخش بالادست در برنامه هفتم توسعه به جای ارقام موهوم ۲۰۰ میلیارد دلاری، حداکثر ۵۵.۵۷ میلیارد دلار با احتساب ۵۰ درصد اثر تحریم است. بازنگری در این ساختار پیش شرط قطعی صیانت از منابع ملی و تحقق اهداف تولید است.

این مطالعه در موسسه مطالعات انرژی سبحان در سال ۱۴۰۴ انجام شده است.