ترس غول‌های نفتی از تحریم‌های بین‌المللی و مخالفت‌های داخلی

به گزارش خبرنگار اقتصادی آنا، سرانجام نخستین قرارداد جدید نفتی در صنایع بالادست به امضا رسید که به واسطه آن توسعه فاز 11 پارس جنوبی به کنسرسیومی متشکل از توتال،‌سی ان پی سی و پتروپارس واگذار شد.

قرادادی که به عقیده صاحبنظران راه را برای ورود سایر شرکت های بزرگ نفت و گاز به ایران هموار کرده و روند توسعه نفت ایران را در پسا برجام سرعت می‌بخشد.

از همین رو غلامرضا منوچهری،‌ معاون مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران مصاحبه ای با خبرنگاران انجام داده است که در زیر می خوانید.

چشم انداز قراردادهای جدید آی.پی.سی را چگونه ارزیابی می‌کنید؟ فکر می‌کنید در سال جاری چه اتفاقاتی در مسیر انعقاد و اجرای این قراردادها پیش رو داشته باشیم؟

مجموعه ای از کارهای مقدماتی انجام شده‌است؛ مثل امضای تفاهم‌نامه‌ها، مطالعاتی که انجام شده و جلساتی که با شرکت‌ها برگزار شده‌است. کارگروه‌های مشترک بین ما و شرکت‌هایی که مسئولیت مطالعات مخازن را به عهده داشتند، تشکیل شده‌است و میادین زیادی مورد مطالعه قرار گرفته‌اند. به موازات آن، روی متن قراردادها نیز کار شده‌است. همچنین، کارگروه‌های مذاکره کننده ـ اعم از کارگروه‌های قراردادی، حقوقی، اقتصادی و فنی ـ تشکیل شده‌اند و در حال حاضر حدود 10 گروه وجود دارد. حدود 11-10 شرکت داخلی در حال فعالیت هستند، تعدادی از میادین در نقطۀ شروع مناقصه‌اند، تعدادی در حال مذاکره هستند و در آینده نیز میادین اضافه خواهد شد. در مجموع، یک کار زنجیره‌ای است که رو به جلو می‌رود و می‌توان گفت زیرساخت‌های آن تا حدی ایجاد شده‌است. قرارداد فاز 11 اولین قراردادی خواهد بود که به نتیجه رسیده‌است.

ما این مسیر را طی خواهیم کرد. در این زنجیره که در حال ادامه است، شاید بیشتر ریسک‌ها و موانع از دید شرکت‌های خارجی بین‌المللی، و شامل نگرانی از بابت بازگشت تحریم‌ها باشد. مسئلۀ بعدی این است که این قراردادها در داخل کشور بالاخره مخالفانی دارند. به نظر می‌رسد که نیاز است در داخل کشور، جلسات گفت‌وگوی ملی تشکیل دهیم تا موافقان و مخالفان، نمایندگان مجلس، سازمان‌های نظارتی و سایر سازمان‌های مرتبط با این موضوع در مورد بخش‌های مختلف این قراردادها بحث کنند. یک مسئله که بسیار روشن است، این است که ما در توسعه دچار عقب‌ماندگی هستیم. حال باید ببینیم چه الزاماتی برای توسعه نیاز داریم و همه به دنبال منافع ملی باشیم. باید ببینیم که منافع ملی کشور در چه نوع توسعه و قراردادی است. البته در داخل عمدتا موضوع حل شده ولی بهتر است فعالیت توجیهی تداوم یابد.

متأسفانه اختلاف نظرهای عجیب و غریبی نیز وجود دارد؛ مثل اینکه هنوز یک سری اعتقاد دارند که باید منابع را ما برای نسل آینده حفظ کنیم. در دنیا، این حرف بسیار غیرقابل‌توجیه است. توجیه ناتوانی‌های ما برای تولید و کم بودن بهره‌وری است که اصلاً تحلیل مناسبی نیست. این مسائل باید روشن شود. باید مشخص شود که در چه سطحی از قابلیت و کارایی هستیم و بعد از آن، قدم‌های بعدی را برداریم. در این جلسات توجیهی و گفت‌وگوهای ملی باید مشخص شود که قراردادها چگونه باشند و چه میزان می‌توانند ضامن منافع ما باشند، مشخص شود که توان ما در سرمایه‌گذاری چه‌قدر است، راهکار رشد بیشتر شرکت‌های ایرانی چیست، و بسیاری مسائل دیگر.

در سال‌های اخیر، صنعت نفت اندکی دچار سردرگمی شده‌است که صلاح ممکلت در این بخش در چه چیزی است. بسیاری از دلایلی که در توجیه خط‌ مشی‌ها مطرح می‌شود، ناقض اهداف واقعی‌اند. این مسائل می‌بایست روشن شوند. برای رسیدن به جایگاه واقعی خودمان در این صنعت، باید در درجۀ اول، این تفاهم‌ ملی و داخلی بوجود آید.

آیا ممکن است به جز فاز 11 پارس جنوبی، قرارداد دیگری هم در سال 96 منعقد شود؟

بله، در کُل امکان دارد که یک سری میادین دیگر نیز وارد فاز قرارداد شوند. در دریا، ممکن است لایۀ نفتی پارس جنوبی علاوه بر فاز 11، به نتیجه برسد.

به نظر می‌رسد شرکت‌ها بیشتر به توسعۀ میادین بکر و دست‌نخورده (green) تمایل دارند. دلیل این گرایش به نظر شما چیست؟

من فکر نمی‌کنم گرایشی ویژه ای به سمت میادین دست‌نخورده (green) یا در حال توسعه (brown) وجود دارد. همه چیز طبق برنامه‌ریزی‌های ماست و هدف ما در درجه اول بالا بردن ضریب بازیافت میادین است، که هم شامل میادین دست نخورده و هم میادین توسعه‌یافته می‌شود.

به عنوان مثال، میدان آزادگان دیگر از میادین دست‌نخورده نیست، و در توسعۀ آن، هدف این است که ضریب بازیافت از عدد 5.5 درصد موجود، به حدود 20 درصد برسد. در اغلب میادین هدف این دستاوردها است.

مثال دیگر، در لایۀ نفتی پارس جنوبی، از روز اول، ازدیاد برداشت (EOR) و آی.او.آر (IOR) داریم که بدون آن، تولید طی شش ماه کاهش می یابد. خوش‌بختانه تولید از لایۀ نفتی تولید شروع شده و از این میدان، حدود 25 هزار بشکه در روز تولید داریم. هدف این قراردادها بیشتر افزایش ضریب بازیافت است. مسلماً تولید مخزن در انتهای دورۀ قرارداد معنا دارد. به عنوان مثال، اگر هدف قرارداد رسیدن به ضریب بازیافت 20 درصد باشد، این عدد در انتهای قرارداد اتفاق خواهد افتاد. بنابراین، چاره ای جز قرارداد بلندمدت وجود ندارد؛ چون کار EOR در طول قرارداد، می‌بایست به صورت مستمر انجام شود.

به میدان آزادگان اشاره کردید. برنامۀ جدید فاز نخست آزادگان جنوبی برای تولید چگونه است؟ برای تولید مجموع میادین آزادگان در فاز دوم، چه عددی هدف‌گذاری شده‌است؟

آزادگان شمالی، در فاز نخست، 85 هزار بشکه در روز در حال تولید دارد. تولید کنونی از در آزادگان جنوبی نیز در حدود روزانه 70 هزار بشکه است. عدد تولید کل 300 هزار بشکه در روز برای کل میدان در نظر گرفته شده‌است، اما چیزی که الآن مد نظر ماست، تولید حدود 600 هزار بشکه برای کل میدان است. اگر همین‌گونه به فعالیت در این میدان ادامه دهیم، به تولید تجمعی موردنظر در پایان دوره قرارداد خواهید رسید که البته پایان دوران عمر مخزن نیست و این مخزن حداقل توان تولید بیست سال دیگر نیز خواهد داشت.

همان‌طور که اطلاع دارید، بازار جهانی نفت خام در دوره‌ای از ارزانی قیمت قرار گرفته‌است. گذشته از آی.پی.سی، برنامه‌های شرکت ملی نفت برای دوران نفتِ ارزان چیست؟

تأثیر جهانی نفت ارزان توقف تولید نفت‌های گران مثلاً در آب‌های بسیار عمیق بوده‌است. البته در آمریکا توانسته‌اند به استخراج نفت شیل حتی با قیمت‌های کنونی نفت خام ادامه دهند. اکنون تعداد دکل‌های شیل در حال افزایش است و ادعا می‌شود که تا قیمت بشکه‌ای 35 دلار را نیز می‌توانند تحمل کنند. این متأسفانه خبر خوبی برای نفت‌های متعارف نیست. این میزان تولید بالا از نفت شیل بسیار عجیب است و و این ظرفیت بالا تمام دنیا را تحت تأثیر قرار داده‌است. این نگرانی وجود دارد که آمریکا بتواند با همین نفت شیل، دنیا را بازی بدهد؛ اگرچه در داخل خود آمریکا دو طرز فکر در این‌باره وجود دارد. مثلاً قیمت گاز طبیعی در آمریکا تا 2.5 دلار در هر میلیون BTU کاهش پیدا کرده‌است، درحالی که زمانی تا 1 دلار رسیده بود و این وضع برای شرکتی مانند اگزان‌موبیل که در منابع گازی قطر سهم دارد، خوشایند نیست؛ اگرچه این شرکت آمریکایی است. این مسئله بسیار غیرقابل پیش‌بینی است. از طرفی گفته شده‌است این منابع محدودند، اما با رشد فناوری، عمق‌های بیشتری را کشف می‌کنند. این توان بازیابی نفت شیل و این قدرت مدیریتی و سرمایه‌گذاری فقط در آمریکا وجود دارد و این مسئله بقیه را آزار می‌دهد.

البته خوش‌بختانه، منابع نفتی ما ارزان‌اند. حتی بازیافت هم که از آن صحبت می‌شود، برای مخازن ما ارزان است. برای مثال، هزینۀ تمام‌شدۀ استخراج نفت از مخازن دست‌نخوردۀ ما در حدود بشکه‌ای هفت دلار است، و با روش‌های برداشت پیشرفته‌تر، به 10 دلار می‌رسد. در مقیاس بین‌المللی، ایران و عراق و تا حدودی خلیج مکزیک می‌توانند نفت ارزان تولید کنند. البته در قراردادهای جدید ما، یک سقف بازپرداخت هزینه (cost stop) در نظر گرفته شده‌است، و در هرصورت، بیش از درصدِ مشخصی از ارزش تولید مخزن به شرکت تولیدکننده داده نمی‌شود. این درصد برای میادین نفتی 50، و برای میادین گازی 75 است. بازپرداخت نیز طی چند سال انجام می‌شود و تا حدود 10 سال زمان برای آن در نظر گرفته شده‌است. البته در صورت سرمایه‌گذاری جدید، برای آن نیز زمان جداگانه ای درنظر گرفته خواهد شد. به هر ترتیب، هنوز این قراردادها در مجموع، برای خارجی‌ها شیرین و قابل پذیرش‌اند؛ اگرچه در میدان فرزاد بی و لایۀ نفتی در این‌باره بحث داریم.

مشکلی که ما در صنعت نفت داریم، ادارۀ صنعت نفت است. این مسئله فراموش شده‌است که اوضاع نفت در دنیا دشوار شده و در کشور ما نیز دورۀ نفت ارزان به اتمام رسیده‌است. با این وضع، ادامه مسیر برای ما سخت خواهد بود. علت اینکه شرکت ملی نفت 50 میلیارد دلار بدهی دارد، این است که از صندوق توسعه وام گرفته شده و نفت نمی‌تواند آن را پس بدهد؛ زیرا آن 4.5 درصد سهمی که از فروش نفت به شرکت نفت می‌رسد، امروز با هزینۀ تولید و نگه‌داری میادین برابر شده‌است. در گذشته، منابع نفتی‌ در کشور وجود داشت که با فشار مخزن خود، قابلیت تولید داشتند، اما از این به بعد این‌طور نخواهد بود و باید زحمت را بیشتر کرد و مغز را به کار انداخت و فناوری و نیروی انسانی جدید وارد کار کرد تا تولید استمرار یابد.

ما به مهندسان باتجربۀ بین المللی و نیز به پرورش مهندسان جوان خودمان نیاز داریم. تولید نفت در حال گران شدن است و هوشمندی بیشتری نیاز دارد. همان‌گونه که می‌دانید، قبل از انقلاب تولید ما به مرز 6.5 میلیون بشکه نیز رسید و با عربستان رقابت می‌کردیم، اما امروز نسبت تولید به ذخیرۀ عربستان از کشور ما بالاتر است و در کشورهای روسیه و آمریکا این نسبت بسیار بالاتر از ماست. این نشان‌دهندۀ آن است که ما فقط از نفت‌هایی که خود قابلیت تولید با شرایط طبیعی مخزن را داشته‌اند، تولید کرده‌ایم. امروز تولید ما در مقایسه با گذشته افت کرده و از 6.5 میلیون به 3.5 یا 4 میلیون رسیده‌است.

الآن اگر بخواهیم از منابع خود بهتر استفاده، و زنجیرۀ نفت را کامل کنیم،باید سرمایه‌گذاری بیشتری انجام دهیم و سهم بیشتری از درآمد نفت را به خود نفت اختصاص دهیم. باید تجهیزات فرسوده را بازسازی کنیم. بعد از این به افزایش ضریب برداشت و تعریف پروژه‌های ازدیاد برداشت (EOR) نیاز داریم. دورۀ جدیدی از استخراج تکنولوژی بالا در میادین نفت مورد نیاز است. متأسفانه ما دور خود دیوار کشیده و خود را از دنیا دور کرده‌ایم. باید شرایط جدید را درک کنیم. صنعت نفت ما یک پتانسیل عمده است؛ هم به عنوان تولید نفت و هم برای زنجیرۀ صنعت نفت و گاز و پتروشیمی در داخل کشور. این پتانسیل در صنعت نفت ما موجود است و می‌تواند نیروی کار متخصص ما را به عهده بگیرد. ما می‌توانیم این صنعت را شکوفا کنیم و رشد اقتصادی کشور را بالا ببریم، و قبل از اینکه نفت جذابیت خود را از دست بدهد، از آن استفاده نماییم. امروز گفته می شود در سبد مصرف انرژی دنیا، 25 درصد سهم نفت، 25 درصد سهم گاز، 25 درصد سهم زغال‌سنگ و 25 درصد مربوط به انرژی‌های نو است. انرژی‌های نو امروز در دنیا برای خود جا باز می‌کنند و انرژی خورشیدی در تولید برق، در رقابت با نفت قرار دارد؛ ضمن اینکه محدودیت‌هایی هم مصرف مواد هیدروکربنی پیش آمده‌است. با کنار هم گذاشتن این مسائل، ما باید یک خیزش جدید در صنعت نفت و گاز به وجود آوریم.

شرکت‌های ای.اند.پی ایرانی و شاید حتی خود شرکت ملی نفت، فاصلۀ زیادی با شرکت‌های مشابه خارجی دارند. میان شرکت نفت ایران با شرکت‌های حتی سطح متوسط خارجی فاصلۀ زیادی هست و ما از لحاظ داشتن صورت‌های مالی مناسب، صورت ذخایر مناسب و توان مذاکره و... ضعیف هستیم. برنامۀ شما برای توسعۀ شرکت‌هایی که با عنوان ای.اند.پی پیش‌بینی شده‌اند، چیست؟

مشکل اصلی ما عقب‌افتادگی تکنولوژیک خود شرکت ملی نفت از شرکت‌هایی ملی و بین المللی است. این شرکت‌ها بسیار توانمند هستند، در حالی که ما نسبت به 40 سال پیش هم عقب‌تر هستیم. هنوز شرکت‌های ما در حال اجرای استانداردها و روش‌های قبل از انقلاب و دوران کنسرسیوم هستند. ما هنوز در حال اجرای روش‌های قدیمی هستیم.

به هرحال، این شرکت‌های ای.اند.پی می‌توانند جوانه‌هایی باشند که نفت را از انحصار یک شرکت کم تحرک بزرگ دربیاورند. اگر به آن‌ها اجازۀ رشد داده شود، می‌توانند بخشی از ضعف‌ها را جبران کنند، نیروهای جوان جذب کنند و به صورت تعاملی کار کرده، از شرکت‌های خارجی کار یاد بگیرند. البته متاسفانه این شرکت‌ها نیز عمدتاً شرکت‌ها «خصولتی»‌اند و با تغییر مدیران، سیاست‌های آن‌ها نیز تغییر می‌کند و توانایی پیاده‌سازی سیاست‌های یکسان را ندارند. اما با این وجود، بالاخره این شرکت‌ها در کنار شرکت‌های خارجی قرار گرفته و ملزم به انتقال فناوری شده‌اند. مثالِ آن شرکت پتروپارس است که با پیشرفت مناسب خود، توانست فازهای مختلف پارس جنوبی را به اتمام برساند و به یک شرکت قابل قبول تبدیل شود که هم‌چنان به خوبی در حال فعالیت است.

بنابراین، در فضای جامعۀ مهندسی ما این امکان وجود دارد که شرکت‌هایی رشد کنند. البته تحریم‌ها واقعاً اذیت‌کننده هستند. قبل از تحریم‌ها شرکت نفت در آستانۀ گرفتن پروژه در ونزوئلا و آفریقا بود و جای کار بسیار خوبی وجود داشت. اصولاً پیش‌رفت همین‌طور حاصل می‌شود و تمام شرکت‌ها در تعامل با دنیا رشد کرده‌اند. استعداد ما بالاست، ولی این استعداد در تعامل و تقلید منطقی می‌تواند رشد نماید. مخازن ما می‌تواند خارجی‌ها را وادار نماید که در زمینۀ انتقال فناوری، امتیاز دهند. البته ما با تعدد شرکت‌های ای.اند.پی مشکلی نداریم، ولی احتمال این هم وجود دارد که این شرکت‌ها باهم تلفیق شوند. یکی از مؤثرترین راهکارها که من پیشنهاد داده‌ام، این است که میادین کوچک به شرکت‌های ایرانی داده شود؛ راهکارهای دیگری وجود دارد مثلاً شرکت دولتی اروندان به یک شرکت نفتی کوچک تبدیل شود و به بورس برود، و درآمد خودش را عهده‌دار شود و کار کند.

صنعت نفت در بخش حفاری با مشکلات بسیار زیادی مواجه است؛ از جمله، پایین بودن بازدهی عملکرد، اینکه با در نظر گرفتن شرکت ملی حفاری حدود 60 درصد شرکت‌های دکل‌دار دولتی هستند، و نیز تعدد پیمانکاران کوچک. برای افزایش بازدهی صنعت حفاری که شامل کاهش زمان و کاهش هزینۀ حفاری است، چه ایده‌ای دارید؟

نقش ما به عنوان کارفرما در تدوین شرایط مناقصه، تعیین‌کننده است. مثلاً قرارداد می‌تواند به جای اجارۀ روزانۀ دکل، این‌طور تدوین شود که در مدت زمان مشخص، چاه به ما تحویل نوشته شود. علاوه بر آن، رقابت باید واقعی‌تر شود. رقابت واقعی یعنی آوردن خارجی‌ها. در میادین رقابت امروز در ایران کسی به تضامین خود پای‌بند نیست. ضعف ما بیشتر کارفرمایی است.

شرکت ملی نفت به عنوان کارفرما خوب نقش‌آفرینی نمی‌کند. مناقصۀ خوب، تعریف کار خوب، تعریف وظایف خوب، تأمین مالی خوب، کنترل و نظارت مناسب همه از وظایف کارفرما هستند، اما تقریبا ما هیچ‌کدام را نداریم! مثلاً شرکت ملی حفاری قیمت پایینی را ارائه می‌دهد، اما کسی نمی‌تواند کاری انجام دهد. کارفرما باید سیاست‌گذاری و پیاده‌سازی مناسبی داشته باشد تا رقابت خوب و واقعی ایجاد شود.

به عنوان مثال، قراردادهایی که در دوران دولت‌های نهم و دهم در پارس جنوبی بسته شد، قراردادهای ای.پی.سی (EPC) بودند که در آن‌ها تمام ریسک‌ها ـ مثل ریسک تأمین کالا و... ـ متوجه کارفرما بودند؛ در حالی که که در هیچ جای دنیا قراردادهای نفتی و گازی به این صورت بسته نمی‌شوند. ما از این به بعد نیز برای توسعۀ کشور، به کارفرمایان منضبط و دانا نیاز داریم.

در مورد خاص خدمات حفاری، یک راه حل می‌تواند امضای قراردادهای ای.پی.دی (EPD) به جای اجارۀ روزانۀ دکل باشد. از طرفی، ظاهراً دوران ای.پی.دی به اتمام رسیده‌است. پس باید دوباره به سمت ای.پی.سی (EPC) و... رفت که اکنون چنین بسته‌های قراردادی در شرکت نفت فلات قاره ارائه شده‌اند. آیا چنین بسته‌هایی را برای شرکت‌های مناطق نفت‌خیز جنوب و نفت مناطق مرکزی و... هم در نظر دارید؟

باید توسعۀ میدان با ریسک برای شرکت‌ها مد نظر قرار گیرد. در لایه‌های مختلف کار، باید گفته شود که مثلاً برای حفاری، چگونه به خارجی‌ها کار داده شود و چگونه به داخلی‌ها کار داده شود. شرکت‌های ایرانی باید بتوانند در یک روند توسعۀ لایه‌لایه، خود را با استانداردهای بین‌المللی هماهنگ کنند.

برای حفظ و نگه‌داشت تولید میتوانیم قراردادها را به صورت ای.پی.سی.اف (EPCF) منعقد کنیم. در این حالت البته طرف ما می‌تواند یک کنسرسیوم داخلی باشد، اما آن هم در چارچوب ای.پی.سی.اف، به دلیل داشتن تعهد، مجبور است منضبط‌تر عمل نماید. قراردادهای ای.پی.سی.اف قرار است که در همه شرکتها اجرایی شوند و بیشترین کار از این نوع به مناطق نفت‌خیز مربوط است.

قراردادهای بیع‌متقابل چه‌طور؟ باز هم قراردادی از این نوع بسته می‌شود؟

بله.

پیشنهادی هم برای بیع متقابل داشته‌اید؟

گاهی مطرح شده‌است. به نظرم در بعضی از میادین ما، مخصوصاً میادین گازی که روند تولید 10 یا 15 سالۀ ثابت دارند (مثل میدان فرزاد بی) و ما اقدامات بهره‌برداری ثانویه را مد نظر نداریم، بیع متقابل مدل خوبی باشد. از دید مالی ، بهترین قرارداد ای.پی.سی.اف است؛ زیرا فقط سود پیمانکاری به پیمانکار داده می‌شود، به علاوۀ بهره بانکی که ریسک رسیدن به ظرفیت تولید را می‌پذیرد، ولی در بیع متقابل، علاوه بر بهرۀ بانکی، سودی هم جهت قبول ریسک به شرکت داده می‌شود؛ اگرچه در بیع متقابل می‌توان چانه‌زنی کرد و میزان این سود (rem) را کم کرد. در مدل جدید، در واقع با افت و خیزهای میدان حرکت می کنیم و مجبوریم مبلغی به شرکت‌ها بدهیم که وقتی در بشکه ضرب شود، همان rem می‌شود. بنابراین، با توجه به شرایط میدان و شرایط شرکت‌ها و شرایط سرمایه‌گذاری، یکی از مدل‌های قراردادی را انتخاب می‌کنیم و فقط یک نوع قرارداد مورد استفاده قرار نخواهد گرفت.

برنامۀ شرکت ملی نفت برای توسعۀ میادین کوچکی که در آی.پی.سی دیده نشده‌اند، چه خواهد بود؟

تمام میادین هنوز ارائه نشده‌اند. تعداد میادین بسیار بالاست، اما چون توان مدیریتی ما محدود است و شرکت نفت نمی‌تواند حجم زیادی از کار را به عهده بگیرد، بهتر است که با کارهای بزرگ‌تر شروع کنیم. تولید یک پروژۀ بسیار بزرگ ـ مانند آزادگان با تولید 600 هزار بشکه در روز ـ به اندازۀ تولید 60 میدان کوچک است، در حالی که از لحاظ وقت و انرژی، به اندازۀ آن 60 میدان از شرکت ملی نفت وقت نمی‌گیرد. بنابراین، اینکه میادین از بزرگ به کوچک در اولویت قرار گرفته‌اند، منطق خود را دارد، ولی مسلماً نیاز خواهد بود که وارد این پروژه‌های کوچک هم بشویم.

در نهایت، در آی.پی.سی محدودیت میدان وجود ندارد؛ می‌تواند تمام میادین کوچک و بزرگ را شامل شود و تعداد میادین نیز باید به مرور زمان افزایش یابد، ولی در کل، اعتقاد من این است که هزاران شرکت بالادستی و پایین‌دستی سرویس کمپانیِ خارجی و داخلی و می‌بایست فعال شوند. در کردستان عراق، در حدود 900 شرکت در عرصۀ نفت و گاز در حال فعالیت هستند. البته این تعداد شرکت به‌جز شرکت‌های سازنده است. فقط تعداد شرکت‌های پیمانکار و سرویس کمپانیِ خارجی و داخلی، 900 مورد بود. در همین قلمرو شرکت نفت فلات قاره، تعداد زیادی میادین کوچک وجود دارد که رها شده‌اند و صرفۀ اقتصادی ندارند، اما اگر تجهیزات ما نو شوند، ارزش فعالیت و توسعه را خواهند داشت. راه‌حل این است که به یک تفاهم ملی برسیم. نفت کشور ما مانند میادین طلا هستند و باید کشف شوند، حتی در پروژه های تاسیسات سطحی ـ مثل مقدار زیاد گاز flare که سوزانده می‌شود ـ نیز جای کار بسیار وجود دارد. این بخش‌ها بسیار جای کار و فعالیت دارند.

حداکثر هزینۀ پول در قراردادها چه عددی است؟

در هر قراردادی متفاوت است. در مورد صندوق توسعۀ ملی، حدود 6 تا 7 درصد است، چینی‌ها با نرخ حدود 8 درصد کار می‌کنند. در قراردادهای آی.پی.سی، ما با توتال فرمول بهرۀ پول را طوری تنظیم کرده‌ایم که حداکثر به 2.5 درصد برسد. صندوق توسعۀ ملی تا امروز بیشترین گام‌ها را در بخش نفت برداشته‌است. امروز توسعۀ میادین آزادگان جنوبی، یاران و آذر همه با کمک صندوق توسعۀ ملی است. خوش‌بختانه امروزه بازپرداخت‌های صندوق توسعۀ ملی ما طی حدود یک تا دو ساله انجام می‌شود. به عنوان مثال، در فاز 19 پارس جنوبی، بازپرداخت منابعی که گرفته شده‌است را شروع کرده‌اند و در آزادگان نیز در حال بازپرداخت وام هستیم.

اما مشکل بعدی ما نبودِ پول کافی در صندوق خواهد بود. اگر به عنوان مثال، بخواهیم در طول دو سال، در صنعت نفت و گاز 80 میلیارد دلار سرمایه‌گذاری انجام دهیم، صندوق توسعۀ ملی توانایی پرداخت حتی 20 درصد از این مبلغ ـ که 16 میلیارد دلار خواهد شد ـ را هم ندارد. مسئلۀ دیگر ما این است که باید ارزش افزودۀ سرمایه‌گذاری داخلی در بخش نفت را افزایش دهیم، تا سرمایه‌گذاران داخلیِ علاقه‌مند در بخش نفت و گاز کشور فعال شوند. می‌بایست به این موضوع فکر کرد. باید با تعریف بسته‌‌های کاری پُرسود در بخش نفت و گاز، این بخش را برای سرمایه‌گذاران جذاب کنیم.