به گزارش خبرنگار مهر، توسعه میادین مشترک نفت و گاز طی دو دهه اخیر به چالش اصلی صنعت انرژی ایران تبدیل شده است. بر اساس گزارش‌های رسمی «شرکت ملی نفت ایران» و «مرکز پژوهش‌های مجلس»، کشور در ۲۴ میدان نفتی و گازی با همسایگان دارای اشتراک است؛ از جمله پارس جنوبی با قطر، آزادگان و یادآوران با عراق، فرزاد A و B با عربستان و آرش (الدوره) با کویت.

برآوردها نشان می‌دهد که بیش از ۳۰ درصد ذخایر نفتی قابل برداشت ایران در میادین مشترک قرار دارد، اما سهم این میادین از تولید روزانه کمتر از ۲۰ درصد است. در حالی که قطر از بخش جنوبی میدان مشترک پارس جنوبی روزانه حدود ۶۵۰ میلیون مترمکعب گاز برداشت می‌کند، تولید ایران در بخش شمالی کمتر از ۶۰۰ میلیون مترمکعب است و فاصله در حال افزایش است. در غرب کارون نیز برداشت عراق از میدان مجنون و بدرا حدود ۵۵۰ هزار بشکه در روز است، در حالی که ایران از پنج میدان مشترک غرب کارون (آزادگان شمالی و جنوبی، یادآوران، یاران و جفیر) در مجموع حدود ۴۳۰ هزار بشکه در روز برداشت می‌کند.

دلیل اصلی این اختلاف، کمبود سرمایه‌گذاری داخلی و خارجی پس از تحریم‌های ۱۳۹۱ و خروج شرکت‌های بین‌المللی در سال‌های ۱۳۹۷ تا ۱۳۹۸ است. طبق آمار رسمی وزارت نفت، نیاز سرمایه‌گذاری در این میادین تا پایان برنامه هفتم توسعه (۱۴۰۸) بیش از ۹۰ میلیارد دلار برآورد شده است، در حالی که منابع عمومی و بودجه شرکت ملی نفت توان تأمین بیش از ۲۰ درصد این رقم را ندارند.

وضعیت موجود و ابتکارهای جدید وزارت نفت

وزارت نفت در سال ۱۴۰۲ با تصویب هیئت وزیران مأذون شد تا انتشار اوراق مشارکت انرژی و صکوک ارزی را با تضمین بازپرداخت از محل درآمد فروش نفت و گاز اجرا کند. این تصمیم در قالب بند «ی» تبصره (۱) قانون بودجه ۱۴۰۲ و بخشنامه مشترک با سازمان برنامه و بودجه ابلاغ شد.

بر اساس طرح وزارت نفت، دو نوع ابزار مالی در دست بررسی است:

اوراق مشارکت انرژی (Energy Bonds): اوراق ۳ تا ۵ ساله ریالی و دلاری با تضمین بازپرداخت توسط صندوق توسعه ملی یا شرکت ملی نفت ایران؛ نرخ سود آن بین ۲۱ تا ۲۴ درصد در بازار داخلی تعیین می‌شود.

صکوک اسلامی بخش انرژی: اوراق اجاره یا منفعت که بازده آن از محل عایدات فروش میادین جدید تأمین می‌شود؛ نخستین پروژه هدف، طرح توسعه میدان آزادگان جنوبی است با حجم ۳ میلیارد دلار.

گزارش خرداد ۱۴۰۴ شرکت ملی نفت نشان می‌دهد که حدود ۲۵ هزار میلیارد تومان اوراق انرژی در مرحله پذیرش فرابورس قرار گرفته و مذاکرات برای صدور اوراق ارزی به ارزش ۱ میلیارد دلار در دست انجام است. در این مدل، درآمد حاصل از فروش اولیه نفت میدان، به حساب امانی صندوق توسعه ملی واریز می‌شود تا تضمین تسویه اوراق باشد.

تهاتر نفت و گاز با خدمات و تجهیزات

در کنار سیاست جذب نقدینگی از بازار سرمایه، وزارت نفت از سال ۱۴۰۳ مجوز تهاتر نفت خام و میعانات گازی با تجهیزات و خدمات را فعال کرده است. بر اساس مصوبه شورای اقتصاد، شرکت‌های EPC داخلی و خارجی می‌توانند تجهیزات حفاری، کمپرسور، پمپ و توربین را تأمین کرده و در مقابل، معادل دلاری آن از محل تحویل نفت یا گاز مایع دریافت کنند.

تا پایان نیمه اول ۱۴۰۴، ۱۳ قرارداد تهاتری به ارزش ۴٫۲ میلیارد دلار در حوزه غرب کارون و پارس جنوبی منعقد شده است؛ از جمله مشارکت شرکت‌های ایرانی پتروپارس، حفاری شمال و اویک با پیمانکاران چینی و روسی.

این سازوکار موجب صرفه‌جویی ارزی ۱٫۱ میلیارد دلاری در واردات تجهیزات شد و تولید داخلی کالاهای حساس نظیر لوله‌های CRA (مقاوم در برابر خوردگی) را افزایش داد.

در حوزه گاز نیز، شرکت ملی نفت با هدف توسعه فازهای باقیمانده پارس جنوبی (۱۳، ۱۴ و ۱۱) تهاتر گاز طبیعی مایع (LNG) با خدمات مهندسی حفاری فراساحل را در دستور کار دارد. نخستین عملیات تهاتر مربوط به فاز ۱۱ بوده که ارزش آن ۷۰۰ میلیون دلار برآورد شده است.

کنسرسیوم‌های داخلی؛ تجمیع توان پیمانکاران

سومین مسیر، تشکیل کنسرسیوم‌های داخلی بین پیمانکاران بزرگ و متوسط است که از سال ۱۴۰۲ با حمایت شرکت ملی نفت و سازمان برنامه راه‌اندازی شده است. با توجه به پراکندگی بیش از ۱۵۰ شرکت پیمانکار در زنجیره توسعه میادین، ایده کنسرسیوم برای ارتقای ظرفیت مالی و فنی در پروژه‌های سنگین مطرح شد.

تا مهر ۱۴۰۴ هفت کنسرسیوم رسمی ثبت شده‌اند؛ مهم‌ترین آنها «کنسرسیوم توسعه غرب کارون» است که از شرکت‌های مپنا، پتروپارس، تاپیکو و قرارگاه سازندگی خاتم تشکیل شده و مأموریت افزایش تولید روزانه آزادگان جنوبی از ۲۲۰ به ۵۶۰ هزار بشکه تا پایان ۱۴۰۵ را برعهده دارد.

در حوزه گاز نیز «کنسرسیوم پارس جنوب ۲» شامل شرکت‌های پتروگوهر فراساحل، ایران‌پتروتک و نیک‌پارس مسئول اجرای فازهای ۱۳ و ۱۴ است.

تشکیل این کنسرسیوم‌ها با مدل مشارکت قراردادی (Contractual JV) انجام می‌شود و منابع مالی از محل انتشار صکوک اختصاصی پروژه (Project Bonds) تأمین می‌گردد. در این شیوه، بخشی از هزینه تجهیزات از محل تهاتر و بخش دیگر از محل اوراق تأمین می‌شود.

تحلیل مالی: ظرفیت بازار و اثر بر رشد اقتصادی

برآورد مرکز پژوهش‌ها نشان می‌دهد که در صورت اجرای کامل سه مسیر مذکور، امکان تأمین سالانه ۱۵ تا ۱۸ میلیارد دلار سرمایه فراهم خواهد شد، رقمی که معادل ۲۰ درصد کل نیاز سرمایه‌ای صنعت نفت است. این ترکیب ابزارها می‌تواند سهم منابع غیربودجه‌ای در توسعه میادین مشترک را از ۱۲ درصد در سال ۱۴۰۲ به بیش از ۵۰ درصد تا سال ۱۴۰۶ افزایش دهد.

بر اساس داده‌های بانک مرکزی، ظرفیت بالقوه بازار بدهی داخلی در بخش انرژی حدود ۴۵۰ هزار میلیارد تومان است. در صورت تخصیص ۲۰ درصد از آن (کمتر از سهم اوراق دولتی)، توسعه پنج میدان بزرگ غرب کارون طی سه سال آینده از محل اوراق ممکن خواهد بود.

از سوی دیگر، تهاتر نفت می‌تواند بخشی از تنگنای تأمین ارز خدمات فنی را رفع کند. به گزارش گمرک ایران، واردات تجهیزات حفاری و کمپرسور در سال ۱۴۰۲ بیش از ۱٫۶ میلیارد دلار بود که در صورت تداوم تهاتر، این رقم می‌تواند ۴۰ درصد کاهش یابد.

ریسک‌ها و چالش‌های ماندگار

با وجود ظرفیت بالای طرح‌های مالی، چند ریسک اساسی وجود دارد: شفافیت بازپرداخت اوراق: تضمین صندوق توسعه ملی نیازمند مصوبه شورای عالی این صندوق است و سقف تعهدات نباید از ۳۰ درصد منابع ارزی تجاوز کند. نوسان قیمت نفت: کاهش قیمت جهانی نفت ممکن است هنگام سررسید صکوک، توان بازپرداخت را تهدید کند. سقف بدهی دولت: طبق قانون بودجه ۱۴۰۴، دولت مجاز به انتشار اوراق بیش از ۱,۲۰۰ هزار میلیارد تومان نیست، از این‌رو اوراق انرژی باید خارج از تراز بودجه و در قالب پروژه‌ای منتشر شود. هماهنگی نهادی: تشکیل کنسرسیوم‌ها بدون نظام رتبه‌بندی دقیق می‌تواند منجر به کندی در تصمیم‌گیری و تعارض منافع بین پیمانکاران شود.

مقایسه منطقه‌ای

کشورهای همسایه ایران نیز از ابزارهای مشابه بهره می‌برند. عربستان از سال ۲۰۱۵ با انتشار «Energy Sukuk» بیش از ۳۰ میلیارد دلار منابع برای آرامکو جذب کرده است. عراق نیز در قالب قراردادهای خدماتی (TSC) و تهاتر گاز با تجهیزات چینی، حدود ۲۵ میلیارد دلار سرمایه طی هفت سال گذشته وارد کرده است.

در نتیجه، استفاده از این ابزارها در ایران نه ابتکار، بلکه تطبیق با الگوی موفق منطقه‌ای است که با ملاحظات فقهی و مالی داخلی سازگار شده است.

‌جمع‌بندی: تنوع مالی به جای اتکای بودجه‌ای

تجربه سال‌های اخیر نشان می‌دهد توسعه میادین مشترک تنها با تخصیص بودجه دولتی ممکن نیست. ترکیب اوراق انرژی، تهاتر نفت و کنسرسیوم داخلی، در واقع تلاشی برای «بومی‌سازی مدل‌های سرمایه‌گذاری» است که می‌تواند ساختار مالی صنعت نفت را متنوع کند.

در عین حال، موفقیت آن وابسته به ثبات مقررات بازار بدهی، انضباط ارزی و تداوم تضمین صندوق توسعه ملی است. اگر این شروط عملی شود، ایران تا پایان دهه ۱۴۰۰ می‌تواند عقب‌ماندگی خود را در برداشت از میادین مشترک جبران کند و به جایگاه راهبردی خود به‌عنوان قدرت انرژی منطقه بازگردد.