به گزارش خبرنگار مهر ایران با در اختیار داشتن بیش از ۲۰ میدان مشترک نفتی و گازی در خشکی و دریا، بخش قابل توجهی از ظرفیت تولید هیدروکربوری خود را با کشورهای همسایه شریک است. در دهههای گذشته، بخش زیادی از این میادین بهدلیل کمبود سرمایهگذاری، تکنولوژی و محدودیتهای تحریم، با روندی کند توسعه یافتهاند و در برخی موارد، برداشت طرف مقابل چند برابر ایران بوده است. پس از تشدید تحریمهای بانکی و محدودیت دسترسی به منابع مالی خارجی، استفاده از سه اهرم جایگزین مورد توجه قرار گرفت: منابع صندوق توسعه ملی، انتشار اوراق مشارکت و صکوک انرژی، و مدلهای تهاتری بر پایه صدور نفت و گاز در برابر دریافت تجهیزات و خدمات. تهاتر بهعنوان یک سازوکار قدیمی در تجارت، در سالهای اخیر بار دیگر بهصورت جدی در مذاکرات انرژی ایران ظاهر شده و وزارت نفت اعلام کرده که برای پروژههای اولویتدار، این روش را بهکار خواهد گرفت.
منطق اقتصادی تهاتر در پروژههای انرژی
تهاتر در پروژههای انرژی بهویژه میادین مشترک زمانی اهمیت پیدا میکند که زنجیره تأمین تجهیزات حیاتی (از توربین و کمپرسور تا لولههای خاص و سیستمهای کنترلی) بهدلیل تحریم با مشکل مواجه شود. طرف خارجی (شرکت سازنده یا پیمانکار EPC) در برابر دریافت محمولههای خام نفتی یا گازی از ایران، تجهیزات یا خدمات مهندسی خود را ارائه میدهد. این مدل علاوه بر حذف نیاز به تراکنش پولی بینالمللی، میتواند زمانبندی پروژه را تسریع کند، زیرا اغلب شرکتهای تامینکننده تمایل دارند ریسک بلوکهشدن پول در سیستم بانکی را حذف کنند.
در این مکانیسم، محاسبه ارزش نفت یا گاز تحویلی بر اساس قیمتهای مرجع بینالمللی (مانند برنت، WTI یا Henry Hub) و با در نظر گرفتن هزینه حمل و بیمه صورت میگیرد. از سوی دیگر، طرف مقابل نیز قیمت تجهیزات یا خدمات خود را با نرخهای متعارف بازار یا قراردادی فیکسشده ارائه میدهد. نقطه حساس این فرایند، تعیین نسبت دقیق ارزشها و توافق بر متدولوژی قیمتگذاری است تا از اختلافات بعدی جلوگیری شود.
تجربههای گذشته ایران و سایر کشورها
در تجربههای دهه ۱۳۷۰ و اوایل ۱۳۸۰، مدل تهاتر ایران بیشتر در قالب قرارداد «Buy Back» و برخی توافقهای خاص با شرکتهای سازنده خارجی عملی شد. در این دوره، مهمترین انگیزه، کمبود نقدینگی ارزی و محدودیت در دسترسی به خطوط اعتباری بینالمللی بود. برای مثال، در پروژه خط لوله صادراتی به ترکیه، بخش قابل توجهی از تجهیزات از طریق قراردادهای تهاتری و با محمولههای نفت خام تأمین شد. نقطه ضعف این قراردادها شفافیت پایین در تعیین ارزش و ارزیابی کیفیت تجهیزات بود؛ در مواردی پس از نصب مشخص شد که برخی کالاها استانداردهای مورد نظر شرکت ملی نفت را ندارند.
در سطح جهانی، روسیه طی سال ۲۰۱۵ تا ۲۰۲۰ بهویژه پس از تحریمهای اتحادیه اروپا، فعالانه به تهاتر با کشورهای آسیایی روی آورد. قراردادهای «روسیه–هند» شامل صادرات نفت اورال در برابر دریافت ماشینآلات و تجهیزات نیروگاهی و قرارداد با اندونزی برای ورود سامانههای دفاعی در برابر LNG نمونههای ملموس هستند. تفاوت مهم این تجربه با ایران، وجود ساختار سازمانی متمرکز و تیم تخصصی برای مدیریت تهاتر بود که مانع از پراکندگی پروژهها میشد.
فرصتهای پیش رو
شتاب در توسعه: در میدان مشترک آزادگان جنوبی، پروژه فازبندی توسعه در انتظار ورود توربوکمپرسور و متههای حفاری پیشرفته باقیمانده است. تهاتر این اقلام حیاتی با نفت یا میعانات میتواند فرآیند لولهگذاری و حفاری را چند ماه جلو بیندازد، کاهش زمان توقف معادل افزایش برداشت چنددههزار بشکهای در روز است.
دور زدن گلوگاههای تحریم: تجهیزات کنترلی با نرمافزارهای خاص (SCADA) که تحت تحریم هوشمند قرار دارند، میتوان از طریق شراکت با شرکتهای ثالث و تهاتر نفت از مسیر امن وارد کرد، بدون ثبت رسمی تراکنش دلاری.
جذب پیمانکاران متوسط خارجی: شرکتهای مهندسی مالزی و ترکیه در چند سال اخیر اعلام کردند که در قالب تهاتر، حاضرند پروژههای EPC کوچک و متوسط را در ایران اجرا کنند، مشروط بر آنکه نفت یا میعانات بهطور مستقیم و بدون واسطه به آنها برسد.
این کار چه چالشهایی را در بر خواهد داشت؟
عدم شفافیت قیمتگذاری: علت اصلی فساد در قراردادهای تهاتری، نبود معادله استاندارد بین ارزش انرژی و ارزش تجهیزات است. در برخی نمونهها، تجهیزات با ضریب قیمتی ۱۵ تا ۲۰ درصد بالاتر از بازار آزاد تحویل شدهاند، که معادل هدررفت میلیونها دلار از ارزش نفت صادراتی است.
کیفیت پایین تجهیزات: اگر فرایند تست و پذیرش (Factory Acceptance Test – FAT) پیش از ارسال کالا اجرا نشود، امکان تحویل تجهیزات ارزانتر یا مستعمل وجود دارد. این مشکل در پروژههای قبلی با برخی تأمینکنندگان آسیای شرقی دیده شده است.
تاخیر در تحویل و اثر بر برداشت: هر ماه تأخیر در میادین مشترک معادل از دست رفتن فرصت برداشت و واگذاری سهم به شریک مقابل است، که در پارس جنوبی بارها اتفاق افتاده.
پیشپرداخت سنگین در نفت: پرداخت حجم زیاد نفت پیش از تحویل کامل تجهیزات، ریسک بالایی دارد زیرا در صورت توقف پروژه یا بروز اختلاف، امکان بازگشت نفت یا جبران زیان محدود خواهد بود.
الزامات حقوقی و قراردادی
یک قرارداد تهاتری موفق باید پیوست فنی (Technical Appendix) دقیق داشته باشد که شامل مشخصات فنی کالا، استاندارد کیفیت، و الزامات گارانتی باشد.
در جدول زمانبندی باید Delivery Milestone مشخص شود تا تحویل نفت یا گاز تنها پس از تحقق یک مرحله از تجهیز انجام شود. استفاده از داور بینالمللی و درج بند «حل اختلاف بهواسطه کنوانسیون نیویورک» میتواند در شرایط بحرانی، مسیر حقوقی شفاف فراهم کند. قیمتگذاری باید مبتنی بر شاخص روزانه Platts یا Argus برای انرژی و فهرست قیمت تجهیزات صنعتی معتبر باشد.
اگر توسعه با تهاتر در میدان آزادگان جنوبی موجب نصب ۴ سکوی جدید در سه سال شود، برداشت روزانه دو برابر خواهد شد. این به معنای کاهش سهم برداشت طرف عراقی از ۶۰٪ به حدود ۵۰٪ است، که در طول یک دهه معادل میلیاردها دلار درآمد ارزی بیشتر برای ایران خواهد بود.
نقش صندوق توسعه ملی و بانکها
بانک عامل میتواند بهعنوان «پرداختگر داخلی» عمل کند: ارزش نفت تهاتری را به ریال حساب کرده، پیشپرداخت لازم برای پیمانکار داخلی را تأمین کند، و پس از دریافت محموله نفت توسط طرف خارجی، منابع را بازیافت کند. این مدل مانع از توقف کارگاهها در انتظار ارز خارجی میشود.
موفقیت تهاتر در پروژههای مشترک بدون هماهنگی وزارت خارجه عملاً غیرممکن است. مسیرهای حملونقل امن، صدور مجوز عبور کشتیها، و توافقهای معافیت تحریمی همگی باید در سطح دولت به دولت مذاکره شود. تجربه نشان میدهد قراردادهای تهاتری با حمایت کمیسیون مشترک اقتصادی دو کشور، پایداری بیشتری دارند.
محمدرضا اکبری کارشناس ارشد اقتصاد انرژی پیشتر در گفتگویی با اشاره به ضرورت استفاده از مدلهای نوین تأمین تجهیزات برای میادین مشترک گفته بود:توسعه میادین مشترک نفت و گاز در ایران امروز برخلاف گذشته، تنها یک پروژه صنعتی نیست بلکه به موضوع امنیت اقتصادی و موازنه قدرت منطقهای گره خورده است. هر روز تأخیر در اجرای عملیات حفاری یا نصب تجهیزات فرآیندی، به معنای واگذاری بخشی از سهم برداشت کشور به طرف مقابل است؛ این برداشت زودهنگام نهتنها درآمد ارزی ایران را کاهش میدهد، بلکه در برخی میادین مانند پارس جنوبی میتواند آثار مخرب زیستمحیطی و افت فشار مخزن ایجاد کند.
وی تصریح کرده بود: در شرایط تحریم، تهاتر نفت یا میعانات گازی با تجهیزات و خدمات مهندسی پیشرفته، یک راهکار عملی برای حذف گلوگاههای بانکی و ارزی محسوب میشود. فرض کنید در میدان آزادگان جنوبی، نصب یک توربوکمپرسور پیشرفته میتواند برداشت روزانه را تا ۲۰ هزار بشکه افزایش دهد. اگر تأمین این تجهیز از طریق انتقال مالی نقدی غیرممکن باشد، تهاتر با محموله نفت خام، این سد را میشکند و پروژه را در زمان مقرر پیش میبرد.
به گفته وی موفقیت این مدل بستگی به سه رکن دارد. نخست، شفافیت در قیمتگذاری است. باید از شاخصهای بینالمللی مانند Platts یا Argus برای محاسبه ارزش انرژی استفاده شود و طرف مقابل نیز قیمت تجهیزات را بر اساس فهرستهای رسمی یا پیشنهاد رقابتی اعلام کند. دوم، تضمین کیفیت تجهیزات از طریق آزمونهای فنی و بازرسی قبل از ارسال (FAT – Factory Acceptance Test) است. سوم، پیشبینی مکانیسم حل اختلاف در قرارداد با مراجعه به داوری معتبر بینالمللی یا اتاق بازرگانی کشور ثالث؛ بدون این موارد، احتمال بروز تضاد منافع و تأخیر زیاد خواهد بود.»
این کارشناس ارشد انرژی در ادامه به تجربههای بینالمللی اشاره کرد: روسیه پس از تحریمهای اتحادیه اروپا، با اجرای تهاتر نفت اورال در برابر ماشینآلات صنعتی هند، توانست بخشهایی از پروژههای نیروگاهی را بدون نیاز به دلار پیش ببرد. همین الگو میتواند برای ایران در صنایع حفاری دریایی یا تأمین تجهیزات LNG کوچکمقیاس کاربرد داشته باشد. تجربه ونزوئلا نیز نشان میدهد که تهاتر بدون پایش کیفیت و مدیریت حقوقی، میتواند منجر به ورود تجهیزات نامرغوب و کاهش بهرهوری شود.
وی با تأکید بر اینکه تهاتر نباید به عنوان تنها ابزار تأمین مالی دیده شود، خاطرنشان کرد: تهاتر یک ابزار مکمل در کنار اوراق مشارکت انرژی، سرمایهگذاری مشترک و فاینانس خارجی است. تمرکز کامل بر این روش، خطر وابستگی و محدود شدن به تعداد اندکی شریک تجاری را بههمراه دارد، خصوصاً اگر این شرکا دامنه فناوری محدودی داشته باشند.
به گزارش مهر برای میادین مشترک اولویتدار، باید یک کمیته مشترک بین وزارت نفت، وزارت امور خارجه و بخش خصوصی تشکیل شود تا مذاکرات تهاتری با رویکرد استراتژیک و نه صرفاً تجاری پیش برود. همچنین پیشنهاد می شود مدلهای ترکیبی مانند اوراق انرژی قابل تهاتر با نفت و گاز، برای جذب سرمایهگذاران جدید و متنوع در بازارهای آسیایی و آمریکای جنوبی طراحی شود. با چنین رویکردی، ایران میتواند علاوه بر حفظ سهم خود در برداشت، ظرفیت فنی داخلی را نیز ارتقاء دهد و وابستگی به مسیرهای سنتی واردات تجهیزات را کاهش دهد.
