بدهی 50 میلیارد دلاری شرکت ملی نفت
به گزارش تاسیسات نیوز، روز گذشته، مدیر عامل شرکت ملی نفت با حاضر شدن در میان حفاران کشور از انعقاد قرارداد EPCF به جای قراردادهای قبلی (EPC) بین شرکت ملی نفت و پیمانکاران در آینده نزدیک خبر داد که براساس آن ریسک پروژه‌ها به پیمانکار منتقل می‌شود.
وی استفاده از مدل‌های EPC را به‌عنوان عامل ایجاد بدهی 50 میلیارد دلاری شرکت ملی نفت در سال‌های گذشته معرفی کرد. به گفته علی کاردر در سال‌های قبل مدل قراردادی که انجام شد مدل بای بک بود، بعد از آن از مدل‌های EPC استفاده شد که بخش مهمی از این قراردادها برای توسعه فازهای پارس جنوبی منعقد شد.
در این سال‌ها این مدل از قراردادها موجب رشد خوبی در صنعت نفت کشور شد و موجب افزایش تعداد شرکت‌های GC و MC شد. وی می‌گوید: «این شرکت‌ها هرچند هزینه سنگینی به صنعت نفت کشور تحمیل کرد، اما توانستند مگا پروژه‌های مهمی را به سرانجام برسانند.»
مدیرعامل شرکت ملی نفت با بیان اینکه، بحث زمان‌بندی نیز مطرح بود، گفت: «در واقع بسیاری از پروژه‌ها در زمان لازم به بهره‌برداری نرسیدند که نگرانی‌های این روزها درباره احتمال کمبود گاز و قطع آن از نتایج تاخیر در بهره‌برداری از فازهای پارس‌جنوبی است. البته نظر شخصی من این است که توسعه این شرکت‌ها در نهایت مناسب و قابل قبول بوده است.»
وی در ادامه به تشریح برنامه‌های آتی کشور در بخش نفت و گاز و نقش صنعت حفاری در اجرای این برنامه‌ها پرداخت. به گفته وی، در لایحه برنامه ششم توسعه، تولید روزانه یک میلیارد و 300 مترمکعب گاز و چهار میلیون و 700 هزار بشکه نفت در روز هدف‌گذاری شده است، این در حالی است که در سالیان گذشته بارها این ارقام هدف‌گذاری شده اما نتوانسته‌ایم به آنها برسیم.
وی با بیان اینکه حداکثر سطح تولیدی که به آن دست یافتیم روزانه 2/ 4 میلیون بشکه و در اوج اتمام قراردادهای بیع متقابل بوده است، می‌گوید: «هرچند بعدها به علت‌های مختلف، این سطح تولید حفظ نشد و کاهش یافت.» کاردر با بیان اینکه تا فروردین 96 به تولید 4 میلیون بشکه در روز دست خواهیم یافت، گفت: اما با توجه به اینکه در حال حاضر با افت تولید مواجه هستیم، افزایش تولید از 4 میلیون بشکه به رقم 7/ 4 بسیار دشوار است.
مدیرعامل شرکت ملی نفت در ادامه به تاثیر عملیات حفاری در رسیدن به این هدف تولیدی تاکید کرد. به گفته وی برآورد شده که برای رسیدن به این هدف تولیدی نیاز به حفر 500 حلقه چاه است که به 135 دستگاه دکل نیاز دارد. این در حالی است که تعداد دکل‌های موجود کشور 142 دستگاه است.
وی با بیان این مطلب در ادامه افزود: مشکل اینجا است که این دکل‌های قدیمی و با تکنولوژی پایین هستند و احتمالا نمی‌توان با استفاده از آنها به اهداف تولیدی دست یافت. به گفته کاردر از این رو شرکت ملی نفت به‌عنوان سیاست‌گذار تمایل دارد دکل‌های جدید با تکنولوژی بالا چه از طریق ساخت در داخل کشور و چه از طریق واردات در پروژه‌ها به کار گرفته شود.
کاردر با بیان اینکه تاکنون توسعه صنعت نفت پروژه محور بوده و ما در حال حاضر تلاش داریم به سرعت از این فرم خارج شده و استراتژی میدان محور را دنبال کنیم، گفت: در سال آتی، بسته‌های کاری کوچک در قالب مدل قرارداد EPCF معرفی و تلاش می‌شود در رقم‌های 100 تا 200 میلیون دلاری باشد تا پیمانکاران ایرانی بتوانند آنها را اجرا کنند.
وی دلیل برنامه‌ریزی برای استفاده از قراردادهای EPCF به جای قراردادهای EPC را بار مالی سنگینی اعلام کرد که قراردادهای قبلی به شرکت ملی نفت تحمیل کرد. وی قراردادهای EPC را فاجعه‌آمیزترین مدل قراردادی در حال اجرا در کشورهای جهان سوم دانست، چراکه به دلیل تاخیر در به پایان رساندن پروژه‌ها بار مالی زیادی برای کارفرما به بار می‌آورد.
کاردر با بیان اینکه این موضوع باعث ایجاد بدهی50 میلیارد دلاری برای شرکت ملی نفت شد، اضافه کرد: بیشترین بدهی مربوط به اجرای فازهای پارس جنوبی است که با تاخیر مکرر در به نتیجه رسیدن پروژه‌ها بار مالی و بدهی شرکت ملی نفت بیشتر می‌شود. وی در ادامه افزایش بدهی‌ها با طولانی‌تر شدن هر چه بیشتر مدت اجرای پروژه را به بهمن تشبیه کرد که شرکت ملی نفت را قورت می‌دهد.
ایجاد بدهی برای شرکت ملی نفت عاملی شده که متولیان کار به فکر افتاده‌اند که بخشی از ریسک کار را به شرکت‌های پیمانکاری منتقل کنند. کاردر در این خصوص می‌گوید: البته شرکت‌های حفاری به یقین برای اجرای این مدل قرارداد نیاز به تکنولوژی روز و جوینت شدن با شرکت‌های خارجی دارند.
کاردر با بیان اینکه در تاخیر در پروژه‌ها هر دو طرف شریک هستند آمار حفر چاه با یک دکل در ایران را بسیار نامناسب اعلام کرد.
به گفته وی، هر دکل در ایران به‌طور میانگین در یک سال، سه چاه حفر می‌کند در حالی که مدت زمان حفر چاه‌ها در حال حاضر در دنیا کمتر از یک ماه است. وی در ادامه افزود: «حفر یک چاه در مدت 4 ماه در حالی است که پیش از این در آن میدان حدود 100 حلقه چاه حفر شده و ما آشنایی کامل با ساختار میدان داریم.
کاردر ادامه داد: به دنبال آن هستیم تا شرایطی را فراهم کنیم که 80 تا 85 درصد مبلغ پروژه‌ها از سوی پیمانکاران تامین شود و 15 تا 20 درصد آن را کارفرما(شرکت ملی نفت)تامین خواهد کرد. وی با بیان اینکه در مدل جدید باز پرداخت هزینه‌ها به پایان حفر چاه بستگی دارد، گفت: در صورت تاخیر در انجام پروژه‌ها نیز اگر این تاخیر از سوی شرکت ملی نفت باشد هزینه آن را تقبل خواهیم کرد و اگر به عهده پیمانکار باشد، ریسک پیمانکار را بالا خواهد برد.
وی با بیان اینکه در مدل بیع متقابل، انتقال فناوری وجود نداشت، اما در مدل جدید قراردادهای نفتی یکی از شروط، انتقال فناوری تعیین شده است، گفت: حدود 142 دکل نفتی در کشور فعالیت دارند که در صورت آماده نشدن قراردادهای جدید از فعالیت خارج می‌شوند.
انتهای خبر