بررسی توزیع ریسک در نسل‌های اول، دوم و سوم قراردادهای بیع‌متقابل توسعه

نویسندگان

PhD Candidate in Economics, Faculty of Ferdwosi University

چکیده

توزیع منصفانه ریسک میان کشور میزبان و شرکت‌های بین‌المللی نفتی، از موضوعات بسیار مهم در قراردادهای نفتی است. در این مقاله توزیع ریسک میان شرکت‌های بین‌المللی نفتی و دولت در قراردادهای بیع‌متقابل توسعه نسل اول، دوم و سوم مورد بررسی قرار می‌گیرد. ریسک‌های شرکت‌های بین‌‌المللی نفتی در قراردادهای بیع‌متقابل عبارتند از: ریسک هزینه، ریسک تأخیر در تکمیل پروژه، ریسک عدم دستیابی به تولید قراردادی، ریسک کاهش قیمت نفت. ریسک‌های دولت عبارتند از: ریسک عدم تولید صیانتی، ریسک کاهش تولید پس از تحویل پروژه، ریسک هزینه (نسل سوم قراردادها)، ریسک بیش‌برآورد هزینه‌ها. بر اساس نتایج این مقاله، در قراردادهای بیع‌متقابل نسل اول، ریسک هزینه و عدم دستیابی به تولید قراردادی برای پیمانکار و ریسک عدم تولید صیانتی و کاهش تولید پس از تحویل پروژه برای دولت، بیشترین آثار را بر اقتصاد پروژه هر یک از طرفین دارند و مکانیزم انگیزشی مناسبی برای مدیریت این ریسک‌ها در قراردادهای نسل اول وجود ندارد. در قراردادهای نسل سوم، بطور قابل ملاحظه‌ای ریسک‌های اصلی قراردادهای بیع‌متقابل کاهش یافته است و طرفین قرارداد بطور میانگین با ریسک کمتری مواجه هستند. البته علی‌رغم کاهش ریسک پیمانکار در قراردادهای نسل سوم، نرخ داخلی بازگشت سرمایه پیمانکار افزایش یافته است که این مسئله با توزیع متناسب ریسک و پاداش در قراردادها سازگاری ندارد.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Risk Sharing in First, Second and Third Generation of Buyback Development Contracts

نویسندگان [English]

  • Ali Taherifard
  • Mostafa Salimifar
چکیده [English]

Risk sharing between international oil companies and hosting countries is one of the most important issues in oil contracts. This paper studies the risk sharing between National Iranian Oil Company (Government) and IOCs in three generations of buy back contracts. IOCs’ Risk in buyback contracts are cost risk, delay risk, failure to achievement to production profile and declining oil price. Government’s risks are no conservative production, declining oil production, cost risk and overestimated cost risk. This paper shows cost and failure to achievement to production profile risks for IOCs and no conservative production, declining oil production risks for government have more significant effects on projects profitability. In the  first generation of buyback contract, there is not suitable mechanism to manage these risks. In the third generation of buy back contracts, main risks are significantly decreased and the expected risks of parties are declined. within the decreasing the risks of IOCs in third generation of buyback contracts, IOCs reward has been increased. It seems incompatible with risk and reward sharing in contracts.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Buyback Contracts
  • Risk Sharing
  • Internal Rate of Return
  • Hosting Country
  • International Oil Compan

بررسی توزیع ریسک در نسل‌های اول، دوم و سوم قراردادهای بیع‌متقابل توسعه

علی طاهری فرد* و مصطفی سلیمی‌فر**

 

تاریخ دریافت: 29 آبان 1391                    تاریخ پذیرش: 21 اسفند 1392

 

چکیده

توزیع منصفانه ریسک میان کشور میزبان و شرکت‌های بین‌المللی نفتی، از موضوعات بسیار مهم در قراردادهای نفتی است. در این مقاله توزیع ریسک میان شرکت‌های بین‌المللی نفتی و دولت در قراردادهای بیع‌متقابل توسعه نسل اول، دوم و سوم مورد بررسی قرار می‌گیرد. ریسک‌های شرکت‌های بین‌‌المللی نفتی در قراردادهای بیع‌متقابل عبارتند از: ریسک هزینه، ریسک تأخیر در تکمیل پروژه، ریسک عدم دستیابی به تولید قراردادی، ریسک کاهش قیمت نفت. ریسک‌های دولت عبارتند از: ریسک عدم تولید صیانتی، ریسک کاهش تولید پس از تحویل پروژه، ریسک هزینه (نسل سوم قراردادها)، ریسک بیش‌برآورد هزینه‌ها. بر اساس نتایج این مقاله، در قراردادهای بیع‌متقابل نسل اول، ریسک هزینه و عدم دستیابی به تولید قراردادی برای پیمانکار و ریسک عدم تولید صیانتی و کاهش تولید پس از تحویل پروژه برای دولت، بیشترین آثار را بر اقتصاد پروژه هر یک از طرفین دارند و مکانیزم انگیزشی مناسبی برای مدیریت این ریسک‌ها در قراردادهای نسل اول وجود ندارد. در قراردادهای نسل سوم، بطور قابل ملاحظه‌ای ریسک‌های اصلی قراردادهای بیع‌متقابل کاهش یافته است و طرفین قرارداد بطور میانگین با ریسک کمتری مواجه هستند. البته علی‌رغم کاهش ریسک پیمانکار در قراردادهای نسل سوم، نرخ داخلی بازگشت سرمایه پیمانکار افزایش یافته است که این مسئله با توزیع متناسب ریسک و پاداش در قراردادها سازگاری ندارد.

واژه‌های کلیدی: قراردادهای بیع‌متقابل، توزیع ریسک، نرخ داخلی بازگشت سرمایه، کشور میزبان، شرکت‌های بین‌المللی نفتی

طبقه‌بندی JEL: Q30، G32.

 

1. مقدمه

اکتشاف، توسعه و تولید از میادین نفت و گاز اغلب بسیار پر ریسک، سرمایه‌بر و بهره‌برداری آنها مستلزم زمان طولانی است. ریسک پروژه‌های نفتی در چرخه عمر آن در سه گروه ریسک مالی، سیاسی و زمین‌شناسی طبقه‌بندی می‌شود. در حالی‌که ریسک‌های زمین‌شناسی پس از اکتشاف میدان کاهش می‌یابد اما ریسک‌های سیاسی و مالی افزایش می‌یابد. یکی ازدلایل آن انتقال قدرت چانه‌زنی میان سرمایه‌گذار و دولت میزبان طی دوره ‌اکتشاف و بهره‌برداری است. در مرحله اکتشاف و پیش از تجاری‌شدن میدان قدرت چانه‌زنی سرمایه‌گذار بیش از دولت میزبان است اما در مرحله تولید ریسک سرمایه‌گذار افزایش و قدرت چانه‌زنی آن کاهش می‌یابد (توردو[1] 2007).

توانایی تحمل ریسک دولت‌ها و شرکت‌ها متفاوت است. از این رو توزیع منصفانه ریسک یکی از مهمترین مؤلفه‌های ارزیابی قراردادهاست. اگر ریسکی که به پیمانکار تحمیل می‌شود با پاداشی که پرداخت میشود متناسب نباشد آنگاه قرارداد بهینه نخواهد بود و پیمانکار انگیزه کافی برای فعالیت‌های پر ریسک مانند حفاری در مناطق پیچیده و دشوار و یا پروژه‌های بهبود ضریب بازیافت را نخواهد داشت.

رژیم‌های مالی هیدروکربوری در دو گروه اصلی سیستم‌های حق امتیاز و سیستم‌های قراردادی طبقه‌بندی می‌شوند. هر گاه دولت بتواند مالکیت نفت و یا گاز را در سر چاه به شرکت طرف قرارداد منتقل کند در اصطلاح می‌گویند که این ترتیبات مالی در چارچوب «سیستم حق امتیاز[2]» تنظیم شده است. هرگاه دولت مالک ذخایر باشد و شرکت طرف قرارداد این حق را داشته باشد که سهمی از نفت تولید شده و یا سهمی از درآمد حاصل از فروش نفت را دریافت کند اصطلاحاً می‌گویند که این ترتیبات مالی[3] در چارچوب سیستم‌ قراردادی تنظیم شده است. اگر در سیستم قراردادی شرکت طرف قرارداد سهمی از نفت تولید شده را دریافت کند نوع قرارداد را «مشارکت در تولید[4]» و اگر هزینه‌ها از درآمد حاصل از فروش نفت جبران شود نوع قرارداد را «خرید خدمت[5]» می‌نامند (جانستون[6]، 2007). قراردادهای بیع‌متقابل حالت خاصی از قراردادهای ریسکی خرید خدمت هستندکه پیمانکار طرف قرارداد، عملیات مربوط به اکتشاف و توسعه را در قبال دریافت حق الزحمه‌ای معین انجام می‌دهد (طاهری‌فرد، 1387). از ابتدا تا کنون با توجه به تغییراتی‌که در قراردادهای بیع‌متقابل صورت گرفته است می‌توان آنها را در سه نسل طبقه‌بندی کرد:

  • نسل اول: قراردادهای توسعه و یا اکتشاف،که مشخصه اصلی آنها تعیین مبلغ قرارداد بصورت ثابت بوده و برای کارهای اکتشافی و یا توسعه میادین به کار رفته است.
  • نسل دوم: قراردادهای توأم اکتشاف و توسعه میادین که طبق آن، پیمانکار اکتشافی حق دارد در صورت اکتشاف میدان هیدروکربوری و تجاری بودن آن، مستقیماً و بدون قرارداد جدید با سقف مشخص و ثابت، عملیات توسعه را بعهده گیرد.
  • نسل سوم: قراردادهای توسعه و قراردادهای توأم اکتشاف  و توسعه میادین است که سقف مبلغ قرارداد از طریق برگزاری مناقصات در زمانی پس از تنفیذ قرارداد مشخص خواهد شد. همچنین این نسل از قراردادها برای چند فاز 5 ساله قابل تمدید است (امور حقوقی شرکت ملی نفت ایران، 1389).

از آنجاکه هیچ یک از قراردادهای بیع‌متقابل اکتشاف به نتیجه مطلوب نرسیده است این قراردادها در این مقاله مورد بررسی قرار نگرفته است. همچنین چارچوب نسل اول و دوم قراردادهای بیع‌متقابل توسعه  یکسان است. لذا تمرکز مقاله بر قراردادهای توسعه نسل اول و سوم است. مسئله اصلی مقاله این است که آیا توزیع ریسک نسل‌های مختلف قراردادهای بیع‌متقابل تفاوتی کرده است و به سمت توزیع بهینه متمایل شده است؟

از همین رو این مقاله مشتمل بر پنج بخش است. در بخش دوم، مطالعات انجام شده در این حوزه مرور می‌شود. در بخش سوم ریسک‌های دولت و شرکت‌های بین‌المللی نفتی برای چهار قرارداد بیع‌متقابل که سه مورد آن از قراردادهای بیع‌متقابل نسل اول (میادین درود، سروش و نوروز و بلال) و یک مورد آن از قراردادهای بیع‌متقابل نسل سوم (میدان یادآوران) است محاسبه می‌شود. در بخش چهارم کیفیت توزیع ریسک میان دولت و شرکت‌های بین‌المللی نفتی در قراردادهای بیع‌متقابل نسلهای مختلف بررسی می‌شود. در پایان نیز جمع‌بندی و نتیجه‌گیری ارائه خواهد شد.

 

 

2. مروری بر مطالعات انجام شده

بوهرن و اکرن[7] (1987) در یک دسته‌بندی کلی ریسک‌ دولت‌ها را به ریسک‌های اقتصاد خرد و اقتصاد کلان تقسیم میکنند. مهمترین ریسک اقتصاد کلان ریسک درآمد است که تابعی از قیمت نفت و نرخ ارز است. هر دو مؤلفه تأثیرگذار بر این ریسک برون‌زا هستند و تحمیل آن در چارچوب قرارداد به شرکت‌های پیمانکار منصفانه نخواهد بود. ریسک خرد دولت‌ها، ریسک هزینه و تولید از میادین نفتی است هر چند این ریسک نیز بین پروژه‌های مختلف توسعه و تولید میادین نفت و گاز قابل توزیع است اما بایستی بخشی از آن در چارچوب رژیم‌های مالی به پیمانکار منتقل گردد.

اسماندسن[8] (1999) ریسک شرکت‌های نفتی را به دو بخش ریسک سیستماتیک و ریسک اقتصاد خرد تقسیم می‌کند. ریسک سیستماتیک شرکتها، حاصل کوواریانس بین نرخ بازگشت سرمایه شرکت و بازگشت سرمایه سبد دارایی بازار است. این ریسک شرکت‌ها از جنس ریسک اقتصاد کلان دولت‌هاست و نمی‌توان آن را میان دولت و شرکت تسهیم نمود. ریسک خرد یا ریسک هزینه و تولید میدان نیز با توجه به تنوع فعالیت شرکت‌ها در میادین مختلف و باریسک و پاداش‌های متفاوت کاهش می‌یابد اما در هر صورت، این ریسک بر نرخ بازگشت سرمایه شرکت‌ها مؤثر خواهد بود. البته ریسک سیستماتیک (کلان) شرکت‌ها و دولت متفاوت است زیرا سبد دارایی مرجع دولت ثروت ملی و سبد دارایی مرجع شرکت بازار سرمایه است.

بر اساس مطالعه جانسن[9] (1991)، ثروت ملی در مقایسه با بورس نروژ، با ریسک درآمدی کمتری مواجه است. به عبارت دیگر با توجه به سهم قابل توجه پروژه‌ها و سرمایه‌گذاری‌های نفتی در صندوق ثروت ملی نروژ، پوشش ریسک دولت در برابر ریسک‌‌های سیستماتیک بیش از شرکت‌هاست. علاوه بر این ریسک خرد شرکت‌ها نیز با توجه به محدودیت‌‌ تنوع سرمایه‌گذاری آنها نیز اغلب بیش از دولت‌هاست. بنابراین شرکت‌ها در مقایسه با دولت‌ها با ریسک بیشتری مواجه هستند. به دلیل ناقص بودن بازارهای مالی طرفین قرارداد بایستی ریسکی را متحمل شوند این ریسک نیز در چارچوب قرارداد بایستی بهینه توزیع شود. در حالت بهینه آن طرف از قرارداد که پوشش ریسک مناسب‌تری دارد و یا ریسک‌گریزی کمتری دارد بایستی ریسک بیشتری را متحمل شود.

کمپ و استفان (1999) دو ریسک اصلی برای هر پروژه نفت و گاز بر می‌شمرد: ریسک هزینه[10] و ریسک تکمیل پروژه[11]. در صورت اتخاذ مکانیزم پاداش و جریمه در قراردادهای نفتی، ریسک کارفرما و پیمانکار هر دو افزایش خواهد یافت. زیرا کارفرما بایستی بخشی از منافع حاصل از تسریع در اختتام پروژه را به پیمانکار بپردازد و البته از سوی دیگر پیمانکار علاوه بر جریمه تأخیر در دریافت حق‌الزحمه، مبلغی را نیز بابت جریمه پرداخت خواهد کرد بنابراین ریسک افزایش می‌یابد. در این صورت هزینه سرمایه افزایش می‌یابد و در نتیجه نرخ بازگشت سرمایه‌ها بایستی افزایش ‌یابد. لذا کیفیت توزیع ریسک بین طرفین قرارداد تأثیر قابل ملاحظه‌ای بر هزینه قرارداد دارد. این افزایش ریسک برای شرکت‌های بزرگ نفتی قابل تحمل است اما برای شرکت‌های کوچک که در تنوع سرمایه‌گذاری محدودیت دارند قابل تحمل نیست.

ون گرونندال و مزرعتی[12] (٢٠٠6) در مقاله‌ای به بررسی قراردادهای بیع‌متقابل میادین نفتی و گازی ایران می‌پردازند. بر اساس این مقاله، ریسک‌هایی که شرکت‌های بین‌المللی نفت در چارچوب قراردادهای بیع‌متقابل با آن روبرو است عبارت است از:

  1. کاهش قیمت‌ نفت
  2. افزایش هزینه ها به میزان بیش از هزینه‌های برآوردی اولیه
  3. تأخیر در اجرای عملیات و ساخت تجهیزات
  4. عدم دستیابی به سطح تولید قراردادی[13]
  5. قطع تولید به دلیل خطرات احتمالی
  6. هزینه‌های عملیات و نگهداری بالاتر از حد انتظار

همچنین ریسک‌هایی که شرکت ملی نفت(NOC) با آن روبرو است عبارتست از:

  1. افزایش تولید میدان به صورت غیر بهینه توسط شرکت‌های بین‌المللی نفت به منظور تسویه هزینه‌ها
  2. تخمین بیش از حد هزینه‌ها به منظور افزایش پاداش و هزینه‌های بانکی

به ریسک‌‌های دولت و شرکت‌های بین‌المللی در قراردادهای بیع‌متقابل در مطالعات دیگری از جمله عثمان[14] (2007)، فرنژاد[15] (2009)،  محمد[16] (2009)، کوهن و جنتی‌فر[17] (2012) و قندی (2012) نیز پرداخته شده است که تقریباً با موارد فوق‌الذکر یکسان است. البته قندی[18] در مطالعه خود بطور نسبتاً جامعی ریسک‌های شرکت‌های بین‌المللی نفتی در قراردادهای بیع‌متقابل با تأکید بر میدان سروش و نوروز پرداخته است اما به مقایسه میان نسل‌های مختلف قرارداد بیع‌متقابل نمی‌پردازد.

در این مقاله، داده‌های مربوط به جریان نقدی قراردادهای نسل اول بیع‌متقابل، از رساله کارشناسی‌ارشد آقای سید وحید حسینی (1379) و داده‌های مربوط به قرارداد بیع‌متقابل یادآوران از مقاله کوهن و جنتی‌فر (2012) استخراج گردیده است.

 

3. توزیع ریسک در قراردادهای بیع‌متقابل

در یک دسته‌بندی می‌توان ریسک‌های قراردادهای نفتی را به ریسک‌های پیمانکار (شرکت‌های بین‌المللی نفتی) و ریسک‌های دولت یا شرکت‌های ملی نفت تقسیم کرد. در این قسمت ریسک‌هایی را که پیمانکار و دولت در چارچوب نسل‌های مختلف قراردادهای بیع‌متقابل متحمل می‌شوند بررسی خواهد شد.

 

3-1. ریسک‌های پیمانکار

الف. ریسک هزینه

در قراردادهای بیع‌متقابل هزینه‌های توسعه در 4 گروه اصلی طبقه‌بندی می‌شوند:

  1. ‌هزینه‌های غیرسرمایه‌ای، که شامل هزینه‌هایی از قبیل مالیات، بیمه، حقوق گمرکی و کلاً عوارض کشور و هزینه آموزش است.
  2. هزینه‌های عملیاتی: هزینه‌هایی است که پیمانکار برای اجرای عملیات تولید از زمان تولید زودهنگام تا پایان مدت قرارداد، با رضایت شرکت ملی نفت خرج می‌کند. هزینه‌های عملیاتی در پایان هر سال به پیمانکار بازپرداخت می‌شود.
  3. هزینه‌های بانکی شامل هزینه نرخ بهره تأمین مالی پروژه‌ها است که توسط پیمانکار پرداخت می‌شود این هزینه بصورت نرخ لیبور در زمان عقد قرارداد به علاوه 75/0 درصد محاسبه شده و به پیمانکار پرداخت می‌شود.
  4. هزینه‌های سرمایه‌ای، که شامل هزینه‌های تأمین و اجاره ماشین‌آلات، ساختمان‌ها و دیگر دارایی‌های عینی و هزینه‌های تأمین نشده سال‌های پیش است و بطور کلی هر هزینه‌ای بجز هزینه‌‌های فوق‌الذکر را شامل می‌شود.

در کلیه قراردادهای نسل اول و دوم توسعه میادین، قیمت قرارداد سقف معینی دارد که در ابتدای قرارداد که هنوز اطلاعات کامل در خصوص رفتار میدان وجود ندارد تعیین می‌شود. این روش تعیین سقف قرارداد از دو جهت ریسک به پیمانکار تحمیل می‌کند:

اولاً: شناخت رفتار میدان در طول دوره توسعه و بهره‌برداری کامل می‌شود از این رو ریسک دستیابی به تولید هدف قرارداد برای پیمانکار وجود دارد. در صورت عدم تحقق تولید مشخص شده در قرارداد هیچ پاداشی به پیمانکار تعلق نمی‌گیرد. نرخ پاداش در قراردادهای بیع‌متقابل حدود 50 درصد هزینه سرمایه‌ای است (ونگرونندال و مزرعتی، 2006).

ثانیاً: شرایط بازار خدمات و تجهیزان نفت و گاز به شدت نوسانی است. اغلب با افزایش قیمت نفت و گاز، فعالیت‌ها برای توسعه میادین نفت و گاز جدید افزایش می‌یابد که به موجب آن قیمت خدمات و تجهیزات نفتی افزایش می‌یابد. این در حالی است که سقف هزینه در قرارداد بیع‌متقابل ثابت است و پیمانکار هیچ سهمی در افزایش قیمت نفت ندارد لذا ریسک افزایش هزینه یکی از ریسک‌های جدی است که به پیمانکار تحمیل می‌شود. در نمودار زیر تغییرات هزینه‌های سرمایه‌‌ای و عملیاتی و قیمت نفت طی دوره 2012-2000 نشان داده شده است:

 

 

منبع: مؤسسه آمار و اطلاعات IHS، 2012

براساس نمودار فوق، هزینه‌های سرمایه‌‌ای بین سال‌‌های 1999 تا 2012 بیش از 6/2 برابر شده است. در دوره قراردادهای بیع‌متقابل نسل اول تا سال‌ 2003 افزایش هزینه‌های سرمایه‌‌ای بطور میانگین حدود 23 درصد و رشد هزینه‌های عملیاتی حدود 20 درصد بوده است. در دوره قراردادهای نسل دوم و سوم بیع‌متقابل افزایش هزینه به مراتب بیش از دوره قبل است بطوری‌که بین سال‌های 2005 تا 2007 هزینه‌های سرمایه‌ای بیش از 50 درصد افزایش یافته است. در جدول زیر ریسک افزایش هزینه‌ در قراردادهای بیع‌متقابل توسعه نسل اول و سوم ارزیابی شده است:

 

 

جدول1. تأثیر افزایش هزینه‌های توسعه در قراردادهای بیع‌متقابل بر نرخ بازگشت سرمایه پیمانکار (ریسک هزینه)

شرح

نرخ داخلی بازگشت سرمایه قراردادی

نرخ داخلی بازگشت سرمایه با (20 درصد افزایش در هزینه‌های قرارداد)

نرخ داخلی بازگشت سرمایه با (50 درصد افزایش در هزینه‌های قرارداد)

میدان درود

16

6/10

26/0

میدان بلال

8/17

3/11

8/3

میدان سروش و نوروز

6/16

6/10

0.39

فاز 4 و 5 پارس جنوبی

19

10

2/5

میدان‌یادآوران (هزینه‌های‌عملیاتی)×

6/19

8/18

4/17

منبع: محاسبات محقق

× از آنجاکه قرارداد توسعه میدان یادآوران از نوع نسل سوم قراردادهای بیع‌متقابل است پیمانکار صرفاً با ریسک هزینه‌های عملیاتی مواجه است زیرا در این نوع قرارداد مبلغ قرارداد پس از صدور سفارش خرید تجهیزات که بخش عمده هزینه سرمایه‌ای را پوشش می‌دهند نهایی می‌گردد و این ریسک از عهده پیمانکار خارج شده است.

 

همانطور که در جدول فوق مشاهده می‌شود در چارچوب نسل اول قراردادهای بیع‌متقابل توسعه افزایش هزینه‌‌های توسعه میدان، نرخ بازگشت سرمایه پیمانکار را شدیداً تحت تأثیر قرار می‌دهد بطوری که با افزایش 20 و 50 درصدی هزینه‌های توسعه قرارداد میدان درود نرخ داخلی بازگشت سرمایه از 16 درصد به 6/10 و 36/0 درصد کاهش می‌یابد. بر اساس جدول (1)، بیشترین ریسک هزینه مربوط به قراردادهای میادین درود و سروش و نوروز و کمترین آن مربوط به قراردادهای فاز 4 و 5 پارس جنوبی بوده است.

در نسل سوم قراردادهای بیع‌متقابل توسعه، 14 تا 18 ماه پس از عقد قرارداد و بعد از برگزاری 85 درصد مناقصات خرید تجهیزات و صدور سفارش خرید، سقف قرارداد مشخص می‌شود. از آنجاکه بیش از 85 درصد هزینه‌های توسعه میدان مربوط به هزینه‌های سرمایه‌ای است[19] با این روش تعیین سقف، تا حدود زیادی ریسک افزایش هزینه سرمایه‌‌ای پوشش داده می‌شود. اما همچنان ریسک‌های هزینه‌های عملیاتی و ریسک‌های فنی و وجود دارد.

در جدول مشاهده می‌شود ریسک هزینه در قرارداد میدان یادآوران بسیار کمتر از قراردادهای نسل اول است بطوریکه با افزایش 50 درصدی هزینه‌های عملیاتی این پروژه نرخ داخلی بازگشت سرمایه صرفاً 2/2 درصد کاهش می‌یابد

ب. ریسک کاهش قیمت نفت

از آنجاکه بازپرداخت هزینه‌ها و پاداش پیمانکار از محل حداکثر 60 درصد درآمدهای پروژه پرداخت می‌شود یکی از ریسک‌های پیمانکار کاهش قیمت نفت به حدی است که امکان بازپرداخت حقوق پیمانکار نباشد. برای این منظور قیمت سربسری نفت برای قراردادهای بیع‌متقابل درود، بلال و سروش و نوروز و یادآوران محاسبه گردید:

 

جدول 2. قیمت سربه‌سری نفت برای بازپرداخت هزینه‌‌ها و پاداش پیمانکار (دلار هر بشکه) در قراردادهای نسل اول بیع‌متقابل

نام میدان/سال

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

درود

1/4

4/3

9/8

3/11

3/10

2/9

6/9

1/4

4/1

بلال×

 

4/14

8/10

8/10

 

 

 

 

 

سروش و نوروز

 

3/3

7/4

5/5

7/5

9/5

1/6

9/5

 

قیمت نفت

81/22

74/24

78/26

64/33

35/49

5/61

19/68

34/94

4/61

منبع: محاسبات محقق، قیمت نفت بر اساس سالنامه آماری بی‌پی 2012

× فاز پرداخت قرارداد میدان بلال سه ساله (2004-2002) بوده و نیازی به ذکر قیمت سربه‌سری برای سال 2004 به بعد نیست.

جدول3. قیمت سربه‌سری نفت برای بازپرداخت هزینه‌‌ها و پاداش پیمانکار (دلار هر بشکه) در قراردادهای نسل سوم بیع‌متقابل

نام میدان/سال

2011

2012

2013

2014

2015

2016

یادآوران

13

1/7

6/18

8/19

3/26

4/20

قیمت نفت

26/111

65/111

12/116

76/120

59/125

6/130

منبع: محاسبات محقق، پیش‌بینی قیمت بر اساس دورنمای سالانه انرژی آژانس اطلاعات انرژی آمریکا[20] (2012)

 

 

بر اساس جدول فوق، قیمت سربه‌سری برای بازپرداخت قراردادهای درود و بلال به مراتب پایین‌تر از قیمت نفت در بازار جهانی است. برای میدان درود بیشترین قیمت سربه‌سری نفت کمتر از 12 دلار برای هر بشکه است. در میدان یادآوران قیمت سربه‌سری در بیشترین حالت حدود 20% قیمت جهانی نفت خواهد بود.

قیمت نفت‌خام پس از یک دوره کاهش از دسامبر سال 1997 تا دسامبر سال 1998، در ژانویه سال 1999 روند افزایشی گرفت و تا نیمه سال 1999، پس از سه مرحله کاهش تولید اوپک (سه میلیون بشکه در روز)، به بیش از 25 دلار افزایش یافت (کافمن[21] و همکاران، 2008). از این رو احتمال کاهش قیمت به کمتر از قیمت سربه‌سری قراردادهای منعقده در سال 1999 بسیار کم بود. با توجه به افزایش قیمت نفت، برای قراردادهای بیع‌متقابل نسل‌های اول، دوم و سوم که پس از سال 2000 منعقد گردید این ریسک به مراتب کمتر نیز است. لذا ریسک کاهش قیمت برای بازپرداخت هزینه‌‌ها و پاداش پیمانکار بسیار ناچیز بود. در نمودار زیر قیمت سربه‌سری قراردادهای بیع‌متقابل با قیمت نفت در بازار جهانی مقایسه شده است.

 

 

منبع: محاسبات محقق (جداول 2 و 3 مقاله) و پیش‌بینی قیمت بر اساس دورنمای سالانه انرژی آژانس اطلاعات انرژی آمریکا[22] (2012)

پ. ریسک تأخیر در تکمیل پروژه

یکی از ریسک‌هایی که در اغلب پروژه‌ها بویژه پروژه‌های نفتی وجود دارد ریسک تأخیر در تکمیل پروژه است. در قراردادهای نسل اول، دوم و سوم اکتشاف و توسعه، پاداش و جریمه خاصی برای تسریع در تکمیل پروژه و یا تأخیر آن مشاهده نمی‌شود. البته روشن است که با تأخیر در اجرای پروژه دوره بازگشت سرمایه پیمانکار نیز افزایش خواهد یافت و نرخ داخلی بازگشت سرمایه کاهش می‌یابد. همانطور که بیان شد پرداخت پاداش در قراردادهای بیع‌متقابل پس از رسیدن تولید به سطح تولید نهایی قرارداد امکان‌پذیر است لذا تأخیر در دستیابی به این سطح تولید پرداخت پاداش را به تعویق می‌اندازد. در جدول زیر اثر تأخیر یک ساله و دوساله در تکمیل پروژه بر نرخ داخلی بازگشت سرمایه پیمانکار محاسبه شده است:

 

جدول4. آثار تأخیر در تکمیل پروژه بر نرخ داخلی بازگشت سرمایه پیمانکار (ریسک تأخیر)

شرح

نرخ داخلی بازگشت سرمایه قراردادی

نرخ داخلی بازگشت سرمایه با یک سال تأخیر

نرخ داخلی بازگشت سرمایه با دو سال تأخیر

میدان درود

16

8/14

9/13

سروش و نوروز

6/16

4/15

4/14

بلال

8/17

3/16

2/15

فار 4 و 5 پارس جنوبی

19

15

13

یادآوران (نسل سوم بیع‌متقابل)

19

1/18

17

منبع: محاسبات محقق

 

همانطور که در جدول فوق نشان داده شده است تأخیر تکمیل در پروژه برای یک سال یا دو سال نرخ داخلی بازگشت سرمایه پیمانکار را بین 2 درصد تا 6 درصد کاهش می‌دهد. کمترین ریسک تأخیر مربوط به پروژه میدان یادآوران و بیشترین آن مربوط به پروژه فاز 4 و 5 پارس جنوبی است.

 

 

ت. ریسک عدم دستیابی به سطح تولید قراردادی[23]

در قراردادهای بیع‌متقابل سطح تولید قراردادی در ابتدای قرارداد و بر اساس اطلاعات اولیه و بعضاً قدیمی تعیین می‌شود. چه بسا پیمانکار پس از گذشت دوره‌ای از عملیات توسعه و آگاهی بیشتر از مخزن به این نتیجه رسید که با توجه به خصوصیات میدان و یا سقف هزینه‌ای قرارداد امکان دسترسی به سطح تولید قراردادی وجود ندارد. در این صورت با توجه به مکانیزمی که در قراردادهای بیع‌متقابل نسل اول، دوم و سوم تعبیه شده است پاداش توسعه میدان (که برابر 50 درصد هزینه سرمایه‌ای است) به پیمانکار تعلق نمی‌گیرد (ون گرونندال و مزرعتی، 2006).

 

جدول5. اثر عدم دستیابی به سطح تولید قراردادی بر نرخ داخلی بازگشت سرمایه

شرح

نرخ داخلی بازگشت سرمایه قراردادی (درصد)

نرخ داخلی بازگشت سرمایه در صورت عدم‌دستیابی به تولید قراردادی (درصد)

میدان درود

16

2/6

سروش و نوروز

6/16

6/6

بلال

8/17

05/6

فار 4 و 5 پارس جنوبی

19

8/6

یادآوران (نسل سوم بیع‌متقابل)

19

3/8

منبع: محاسبات محقق

 

همانطور که در جدول فوق مشاهده می‌شود در صورت عدم دستیابی پیمانکار به سطح هدف قراردادی تولید نرخ بازگشت داخلی حدود 10 درصد کاهش پیدا می‌‌کند. البته اثر ریسک کاهش تولید بر نرخ داخلی بازگشت سرمایه کمتر از ریسک هزینه است. قراردادهای نسل اول بیع‌متقابل بگونه‌ای تنظیم شده‌اند که در صورت عدم تحقق پاداش، نرخ داخلی بازگشت سرمایه حدود 6 درصد باشد اما در پروژه میدان یادآوران که از نوع قراردادهای نسل سوم بیع‌متقابل است پیش‌بینی‌ می‌شود نرخ داخلی بازگشت سرمایه پیمانکار، حتی در صورت عدم دستیابی به تولید هدف، بیش از 8 درصد باشد. به عبارت دیگر ریسک پیمانکار در قرارداد میدان یادآوران کاهش یافته است.

ریسک عدم دستیابی به سطح تولید قراردادی این انگیزه را در پیمانکاران تقویت می‌کند تا سطحی از تولید را که بایستی به آن متعهد باشند کمتر از میزان واقعی تعیین کنند تا خود را در برابر ریسک کاهش تولید پوشش دهند.

 

3-2. ریسک‌های دولت

الف. ریسک کاهش تولید پس از تحویل پروژه

در قراردادهای بیع‌متقابل نسل اول، مدت اجرای قرارداد معمولا 4 تا 5 سال و بازپرداخت آن بین 7 تا 9 سال از تاریخ خاتمه توسعه و یا شروع تولید اولیه است. بدین ترتیب پس از پایان عملیات توسعه  عملاً پیمانکار نظارتی بر تولید ندارد. شرط تحقق تولید قراردادی