قرارداد توسعه فاز 11 پارس جنوبی میان شرکت ملی نفت با کنسرسیومی متشکل از توتال، CNPC و پتروپارس دیروز به امضا رسید. توتال، لیدر این کنسرسیوم است. 
 
به گزارش ایلنا، بخشی از جزئیات این قرارداد به شرح زیر است: 
 
توضیحات در خصوص قرارداد توسعه بخش فراساحل فاز 11 پارس جنوبی 
با عنایت به ضرورت و فوریت توسعه فاز 11 میدان مشترک گازی پارس جنوبی، مذاکرات با شرکت توتال به منظور تهیه رئوس توافق (HOA) جهت توسعه و بهره‌بردرای فاز 11 پارس جنوبی در قالب قراردادهای جدید نفتی ایران از اوایل اردیبهشت ماه سال 1395 آغاز و رئوس توافق در تاریخ 18/08/95 بین شرکت ملی نفت ایران و مشارکت توتال، CNPCI (شرکت ملی نفت چین – بین الملل) و پتروپارس (به عنوان شریک ایرانی مشارکت) – (به ترتیب به نسبت 50.1 درصد، 30 درصد و 19.9 درصد سهم) به امضا رسید. در مشارکت مذکور توتال رهبری مشارکت را بر عهده خواهد داشت. 
 
پس از امضای HOA ، مذاکرات مربوط به متن قرارداد و 14 پیوست آن و نیز جزئیات طرح توسعه بین طرفین صورت پذیرفت که متن تنظیم شده قرارداد و پیوست‌ها در روز دوشنبه 12/4/1396 به امضا رسید. 
 
این نخستین قراردادی است که در قالب شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای نفتی مصوب هیات وزیران به امضا رسید. 
 
اهداف و رئوس  شرح عملیات 
این طرح با هدف تولید حداکثری و پایدار روزانه 2 میلیارد فوت مکعب (برابر با حدود 56 میلیون مترمکعب) گاز غنی ترش از منابع بخش فراساحل فاز 11 میدان گازی مشترک پارس جنوبی و انتقال آن به خشکی اجرا می‌شود. 
 
با اجرای این طرح برآورده می‌شود در طول 20 سال دوره قرارداد 335 میلیارد مترمکعب گاز طبیعی غنی و ترش از این میدان  مشترک تولید شود که از این گاز غنی ترش می‌توان حدود 290 میلیون بشکه میعانات گازی، 14 میلیون تن گاز مایع، 12 میلیون تن اتان و 2 میلیون تن گوگرد به همراه 315 میلیارد مترمکعب گاز سبک شیرین تولید نمود. 
 
درآمدهای طرح 
با فرض قیمت حدود 50 دلار برای هر بشکه نفت خام، بدون احتساب ارزش گاز سبک شیرین، ارزش سایر محصولات قابل استحصال در طول دوره قرارداد بالغ بر 23 میلیارد دلار می‌شود. ارزش گاز سبک شیرین تولیدی نیز با فرض هر متر مکعب 10 سنت بالغ بر 31 میلیارد دلار می‌گردد و در مجموع بر اساس قیمت‌های فعلی حامل‌های انرژی در بازار بین‌المللی، ارزش محصولات این طرح در طول دوره قرارداد برابر با 54 میلیارد دلار آمریکا است. البته باید توجه کرد که درآمد دولت از اجرای این طرح منحصر به دوران قرارداد نبوده و برآورد می‌شود که ارزش تولیدات این میدان پس از پایان قرارداد (با قیمت‌های فرض شده حدود 50 دلار)، بالغ بر 30 میلیارد دلار گردد که در نتیجه درآمد کشور از اجرای این طرح، جمعا از مبلغ 84 میلیارد دلار با قیمت‌های فعلی نفت خام فراتر خواهد رفت. 
 
توجه به نکات زیست محیطی 
از منظر زیست محیطی با استفاده از گاز طبیعی حاصل از اجرای این طرح و جایگزینی آن با انواع سوخت‌های مایع، برآورده می‌شود سالیانه حدود 21 میلیون تن دی اکسید کربن و 1380 تن مونوکسید کربن ناشی از احتراق سوخت‌های فسیلی کاهش یابد. علاوه بر این رعایت تمامی استانداردهای زیست محیطی در اجرا و بهره‌برداری از طرح منظور شده است. 
 
بخش‌های اصلی طرح 
این طرح دارای دو بخش عمده است: 
 
بخش اول طرح شامل حفاری30 حلقه چاه (2 حلقه چاه توصیفی – توسعه‌ای و 28 حلقه توسعه‌ای)، دو سکوی تولیدی هر یک با 15 حلقه چاه جهت تولید 2 میلیارد فوت مکعب گاز (حدود 56 میلیون مترمکعب) در روز و تاسیسات مربوط و دو رشته خط لوله 32 اینچ جمعا به طول 270 کیلومتر (جهت اتصال به پالایشگاه‌های فازهای 6، 7، 8 و 12) است. 
 
بخش دوم طرح شامل سکوی فشار افزایی بر حفظ تولید از این میدان است که ضمن آن که جزء فناوری‌های پیچیده و منحصر به فرد در منطقه می‌باشد، دارای اهیمت اقتصادی بسیار زیادی است و تقریبا انتظار می‌رود نیمی از تولیدات بیان شده در بند قبل، از عملکرد این فناوری حاصل شود. 
 
عملیات بخش دوم که کلیدی‌ترین بخش این پروژه است و برای اولین بار در کشور و خاورمیانه انجام خواهد شد، شامل یک یا دو سکوی (حسب نتایج مطالعات آتی) فشارافزایی با ظرفیت 2 میلیارد فوت مکعب استاندارد در روز جهت تقویت فشار سیال تولیدی از سکوهای فاز 11 پس از افت فشار مخزن در سال‌های آتی می‌باشد. سکوی فشارافزایی اشاره شده دارای وزنی حدود 20 هزار تن می‌باشد. با شروع کاهش تولید از سایر فازهای پارس جنوبی، اجرای طرح مشابه و ساخت سکوهای فشارافزایی برای سایر فازهای پارس جنوبی نیز یک ضرورت خواهد بود و از این منظر، اجرای این بخش از طرح در کشور و کسب دانش فنی ساخت این سکو، یک دستاورد مهم و حیاتی برای توسعه آتی میدان پارس جنوبی است. 
 
زمان بندی اجرای طرح و مدت قرارداد 
مطابق زمان بندی پیش‌بینی شده، 40 ماه بعد از امضای قرارداد، تولید اولیه از میدان آغاز می‌شود. با توجه به پیچیدگی ساخت تاسیسات فشارافزایی در فاز دوم، 36 ماه زمان برای مطالعه و آماده سازی و 60 ماه زمان برای ساخت سکو در نظر گرفته شده است. 
 
مدت قرارداد از زمان امضای آن 20 سال می‌باشد. بهره‌برداری از تاسیسات احداثی در مدت قرارداد تحت نظارت شرکت ملی نفت ایران با طرف قرارداد می‌باشد. 
 
برآورد میزان سرمایه‌گذاری و نحوه تامین منابع مالی مورد نیاز اجرای طرح 
برآورد هزینه سرمایه‌گذاری مستقیم این طرح 4879 میلیون دلار می‌باشد. در این قرارداد طرف دوم (مشارکت توتال و همکاران) موظف به تامین کلیه منابع مالی مورد نیاز (اعم از مستقیم و غیرمستقیم) برای اجرای پروژه است و شرکت نفت تا پیش از آغاز تولید از میدان هیچ مبلغی به طرف دوم پرداخت نخواهد کرد. شروع بازپرداخت به پیمانکار، صرفاً منوط به آغاز تولید از میدان و از محل بخشی از تولید آن است. 
 
نحوه بازپرداخت 
بازپرداخت اصل هزینه سرمایه‌ای مستقیم طرف دوم، 10 ساله خواهد بود که در مقایسه با قراردادهای پیشین بیع متقابل (با دوره بازپرداخت 4 تا 6 ساله) یک دستاورد مهم خواهد بود. میزان پرداخت دستمزد به پیمانکار در هر سال وابسته به مقدار تولید از میدان است. پرداخت هزینه بهره‌برداری و هزینه سرمایه‌ای غیرمستقیم به صورت جاری و براساس هزینه‌های واقعی خواهد بود. کلیه هزینه های فوق‌الذکر بایستی براساس برنامه و بودجه عملیاتی سالیانه انجام شده و بازپرداخت آنها منوط به اخذ تائیدیه‌های لازم از شرکت ملی نفت ایران است. 
 
انتقال فناوری و ساخت داخل 
شایان ذکر است براساس تعهدات پیمانکار در قرارداد، اجرای این طرح با حداکثر ساخت داخل همراه است. چرا که علاوه بر وجود شریک ایرانی (پتروپارس) در سازمان اجرایی طرف دوم قرارداد، وی موظف به اجرای قانون، حداکثر استفاده از توان تولیدی و خدماتی در تامین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات، مصوب 6/6/1391 است و بیشتر از این موارد، پیمانکار موظف به انجام تحقیق و توسعه مشترک در زمینه فناوری‌های ازدیاد برداشت با مراکز تحقیقاتی ایران است. 
 
مشارکت طرف قرارداد، موظف به انتقال فناوری در چهار سطح است: 
الف) ارتقای توان شریک داخلی مشارکت طرف قرارداد (پتروپارس) که اصول و چگونگی آن در توافقنامه مشارکت (JVA) بین طرفین با تایید شرکت نفت مشخص خواهد شد. اعضای مشارکت موظف شده‌اند در JVA بین خود راهکارهای مورد نیاز برای ارتقای ظرفیت‌ها و قابلیت‌های طرف ایرانی (شرکت پتروپارس) در زمینه‌های مربوط به مهندسی و مدیریت مخزن، مدیریت پروژه‌های بزرگ گازی و مدیریت دارایی‌ها و تامین مالی را به روشنی تعیین تکلیف کنند. شرکت ملی نفت ایران نیز بر اجرای مفاد قرارداد بین اعضای مشارکت، نظارت کامل خواهد داشت. 
 
ب) رشد ظرفیت‌های تحقیقاتی و دانشگاهی پژوهشکده ازدیاد برداشت نفت (وابسته به وزارت نفت) تحت نظارت شرکت ملی نفت و به منظور برگزاری دوره‌های آموزش حرفه‌ای، اجرای پروژه‌های تحقیقاتی مشترک، توسعه آزمایشگاه‌های تحقیقاتی و تبادل نیرو، قرارداد همکاری منعقد نماید. 
 
ج) بهره‌گیری از حداکثر توان مشاوران، سازندگان و پیمانکاران و شرکت‌های داخلی و غیره 
 
د) ارتقای توان تکنولوژیک و مدیریتی شرکت ملی نفت ایران. 
 
اهم موارد انتقال تکنولوژی در بخش واگذاری کارها به پیمانکاران دست دوم به شرح ذیل دیده شده است: 
در زمینه بهره‌گیری از حداکثر توان پیمانکاران و شرکت‌های داخلی، کنسرسیوم طرف قرارداد موقف به اجرای قانون «حداکثر استفاده از توان تولیدی و خدماتی در تامین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صاذرات مصوبه 6/6/1391 می‌باشد» علاوه بر این مشارکت طرف قرارداد موظف به رعایت موارد ذیل می‌باشد: 
 
تمامی پیمانکاران GC، PPC، OSC که در مناقصات شرکت می نمایند موظف به استفاده از حداقل درصد کالاها و خدمات ایرانی به عنوان کف می‌باشند که میزان آن برای هر بسته اصلی در پیوست قرارداد تعیین شده است. 
 
به منظور انتخاب برندگان مناقصات برگزار شده توسط مشارکت طرف قرارداد، قیمت اعلامی شرکت‌کنندگان در مناقصات بر اساس سهم شریک ایرانی و همچنین میزان استفاده آنها از کالاها و خدمات ایرانی تراز می‌شود. 
 
درصورت عدم تحقق حداقل میزان کالا و خدمات خریداری شده از داخل توسط پیمانکاران برنده شده در مناقصات، این پیمانکاران موظف به پرداخت جریمه می‌باشند. 
 
به منظور ساخت ایستگاه تقویت فشار، مشارکت طرف قرارداد می‌بایست در زمان انجام مطالعات مفهومی، ظرفیت‌ها و قابلیت‌ها 4 یارد ساخت سکو در کشور را ارزیابی نموده و نیازهای این باردها را برای ارتقا و امکان ساخت ایستگاه تقویت فشار، مشخص و تهیه نماید. پس از انجام مطالعات مفهومی نیز مشارکت طرف قرارداد می‌بایست با ارتباط مستمر با این چهار یارد ایرانی موارد نیاز برای ارتقای این یاردها را براساس مطالعات مفهومی انجام شده توصیه نماید. (این سکو چنانچه یکی باشد) حدود20 هزار تن وزن دارد. تا به حال بزرگترین سازه دریایی ساخته شده در ایران 7 هزار تن بوده است. تمام فازهای پارس جنوبی برای جلوگیری از کاهش تولید به این تکنولوژی نیاز دارند و در حال حاضر ایران این تکنولوژی را ندارد.  لذا با ساخت این سکو برای اولین بار در ایران، این تکنولوژی بسیار ضروری برای توسعه آتی پارس جنوبی، در اختیار شرکت‌های ایرانی قرار می‌گیرد. 
 
مراحل قانونی برای عملیاتی کردن قرارداد  
1-عقد قرارداد به استناد ماده 11 قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مصوب 19/2/1391 مجلس شورای اسلامی با کسب مجوز از وزیر نفت، فقط با رعایت آیین‌نامه معاملات شرکت ملی نفت ایران صورت گرفته است. 
 
2-مستند به ماده 12 قانون رفع موانع تولید، مصوبه شورای اقتصاد در تاریخ 3/4/1396 در خصوص تایید توجیه فنی اقتصادی و زیست محیطی و همچنین سقف تعهد دولت و جدول زمان‌بندی سرمایه‌گذاری (اجرا) و بازپرداخت تمام هزینه‌ها و پرداخت دستمزد در طرح، اخذ شده است. 
 
3-مصوبه هیات تطبیق قراردادهای نفتی در خصوص عدم مغایرت قرارداد با مصوبات هیات وزیران در خصوص شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز بر پایه بند 6 مصوبه شماره 69975/ت 53421 هـ مورخ 10/6/1395 هیات محترم وزیران اخذ شده است. 
 
4-تاییدیه وزیر نفت نیز در خصوص کلیات قرارداد (شامل قیمت، مدت و اعمال شرایط عمومی) به استناد تبصره ماده 39 قانون اساسنامه شرکت ملی نفت ایران و بند 1 مصوبه شماره 5722/ت 53367 هـ مورخ 16/5/1395 هیات محترم وزیران اخذ شده است.