در بخش نخست میزگرد «بررسی الگوی جدید قراردادهای نفتی» چرایی ترسیم الگوی جدید قراردادهای نفتی، عملکرد مجلس شورای اسلامی و انواع قراردادهای نفتی جهان بررسی شد و هرکدام از شرکت کنندگان در میزگرد دیدگاه‎های خود را مطرح کردند.

میترا مدرسی، کارشناس ارشد نفت و انرژی در این میزگرد گفت: قراردادهای بیع متقابل در برخی موارد نمی‌توانست الزام‌های شرکت ملی نفت را فراهم کند، کوتاه مدت بودن قراردادها سبب می‌شد، شرکت‌های معتبر نفتی، تنها، کار خود را انجام دهند و هیچ‌گونه دانش فنی و تجربه مدیریت پروژه منتقل نمی‌شد و این نیاز احساس شد تا برای قراردادهای بیع متقابل رویکرد دیگری در نظر گرفته شود که بتوان با روشی دیگر منافع 2 طرف قرارداد را در یک بازی برد-برد تأمین کرد.

وی گفت: این الگوی قراردادی در موارد مشخصی کاربرد دارد و در مصوبه هیئت‌وزیران نیز بر این مسئله تأکید شده است. در این مصوبه آورده شده که در میدان‌های مشترک نیازمند فناوری هستیم و شرکت‌های خارجی قرار است برای کشور منابع مالی، تخصص، فناوری، دانش مدیریت و اجرای پروژه به همراه داشته باشند.

محبوبه سلیمانی، معاون امور مشاوران و پیمانکاران اداره کل سیاست‌گذاری، مهندسی و استانداردها از معاونت امور مهندسی وزارت نفت نیز گفت، در ماده 4 الگوی جدید قراردادهای نفتی، نقش شرکت‌های ایرانی به عنوان گیرنده فناوری در قراردادها پررنگ‌تر دیده شده؛ زیرا طی 100 سال گذشته شرکتی با عنوان اکتشاف و تولید و شرکتی که زنجیره ارزش پروژه‌های نفتی را از بخش اکتشاف تا بهره‌برداری به صورت منسجم انجام دهد در بخش خصوصی نداشتیم. تنها مجموعه‌ای که این کار را انجام می‌داد شرکت ملی نفت و شرکت‌های زیر مجموعه آن بود که در قراردادهای بیع متقابل بعد از فاز 2 و 3 پارس جنوبی نقش بهره‌برداری را به یکی از شرکت‌های تابع شرکت ملی نفت منتقل می‌کرد.

مهیاد مطهری، مسئول طرح پژوهشکده مطالعات مخازن و توسعه، در این میزگرد بر این اعتقاد بود که ساختار حاکم بر اداره میدان‌های نفت و گاز کشور از زمان تصمیم‌گیری تا زمان اجرا زمان‌بر است. تمام این عوامل باعث می‌شود تا نظام توسعه و تولید در میدان‌های نفتی ما با عارضه‌هایی مواجه باشد. حال برای رفع این عوارض راهکارهایی وجود دارد که یکی از این‌ها الگوی جدید قراردادهای نفتی با اندکی تغییرات کارآمد است.

اسدا... قره‌خانی، سخنگوی کمیسیون انرژی مجلس شورای اسلامی نیز در این میزگرد گفت: اگر در انتظار شرایط بهتر می‌ماندیم موقعیت را از دست می‌دادیم که باعث ایجاد مشکلات جبران ناپذیری می‌شد. به همین دلیل کمیسیون انرژی مجلس کمیته قراردادها را تشکیل داد.

امیر فرجی، رئیس تشخیص صلاحیت امور مشاوران و پیمانکاران اداره کل سیاست‌گذاری، مهندسی و استانداردها از معاونت امور مهندسی وزارت نفت، نیز در این میزگرد تاکید کرد: نوع قراردادهایی که در گذشته مورد استفاده قرار می‌گرفت به صورت خدماتی بود . در الگوی جدید قراردادهای نفتی سعی شده با ایجاد یکسری ویژگی از معایب گذشته کاسته و مزایای سایر تیپ‌های قراردادی که به نظر می‌رسد PSA ها (قراردادهای مشارکت در تولید) باشد، با رعایت محدودیت‌های کشور اضافه شود؛ یعنی امکان اضافه شدن مدت زمان اکتشاف در قراردادها دیده شده است. این شرایط، بستری را فراهم می‌کند تا به نوعی مدیریت ریسک به طرف مقابل و خارجی واگذار شود.

در ادامه، قسمت دوم میزگرد را با حضور اسداله قره‌خانی، سخنگوی کمیسیون انرژی مجلس شورای اسلامی؛ محبوبه سلیمانی، معاون امور مشاوران و پیمانکاران اداره کل سیاست‌گذاری، مهندسی و استانداردها از معاونت امور مهندسی وزارت نفت؛ امیر فرجی، رئیس تشخیص صلاحیت امور مشاوران و پیمانکاران اداره کل سیاست‌گذاری، مهندسی و استانداردها از معاونت امور مهندسی وزارت نفت؛ کامران فتاحی، مدیر سبد پروژه‌های شرکت مشاوران انرژی تهران؛ مهدیا مطهری، مسئول طرح پژوهشکده مطالعات مخازن و توسعه و میترا مدرسی، کارشناس ارشد مسائل نفت و انرژی می‌خوانید:

•    نظرتان در باره نخستین الگوی جدید قراردادهای نفتی که در قالب HOA با شرکت توسعه نفت و گاز پرشیا بسته شد چیست؟

مدرسی:

براساس مصوبه بند 4 هیئت وزیران، شرکت‌های ایرانی می‌توانند مشروط به شراکت با یک طرف خارجی، قرارداد ببندند. سؤال این است که آیا این شریک خارجی نباید ارزیابی شود؟ یعنی آیا همان‌طور که شریک ایرانی ارزیابی می‌شود، برای شریک خارجی نیز ارزیابی قائل هستیم؟ آیا این ارزیابی نباید قبل از انعقاد HOA اتفاق بیفتد؟ آیا نباید معلوم شود که این تأمین مالی از چه طریق انجام می‌شود؟ اگر از محل صندوق توسعه ملی منابع مالی در سطح 2.5 میلیارد دلار تأمین شود، آیا فکر نمی‌کنید که این صندوق توسعه ملی برای تامین منابع دیگری نیز هست؟

صندوق توسعه ملی بر این تاکید دارد که بخش خصوصی از طریق تخصیص این منابع توانمند شود، حتی برای سرمایه‌گذار نیز سقفی در نظر گرفته شده است. یکی از اولویت‌های الگوی جدید قراردادهای نفتی، اعلام شریک خارجی جهت تأمین منابع مالی و فناوری خارجی بود اما شرکت یاران هنوز طرف خارجی خود را به وزارت نفت جهت تأیید، اعلام نکرده است.

اکنون ویژگی‌های تعهدآوری در الگوی جدید قراردادهای نفتی در نظر گرفته شده است که بیش از 20 سال شرکتی را درگیر می‌کند و براساس تعهدی که دارد باید به صنعت نفت کشور علم و فناوری جدید انتقال دهد؛ نه این که از صنعت نفت ما اطلاعات بگیرد. امیدوارم شرکت پرشیا بتواند در این مسیر موفق باشد.
هدف‌گذاری اساسی الگوی جدید قراردادهای نفتی، تأمین منابع خارجی و انتقال فناوری است، اگر شرکتی این ویژگی‌ها را ندارد و از طرفی میدان‌های نفتی از جمله میدان‌های مشترک را توسعه ندهیم ممکن است 2 سال دیگر صاحب آن منابع نباشیم. بر این اساس نیازمندیم تا فناوری بالاتر از آنچه اکنون در دسترس داریم را به کشور وارد کنیم.

همچنین ما برای افزایش منابع مالی خود نیاز به استفاده از فناوری‌های روز دنیا داریم، من اعتقاد دارم که اولویت قراردادهای جدید نفتی باید هم ر میدان‌های مشترک باشد و هم در سایر میدان‎ها اجرا شود. این کار را باید با تاکید بر انتقال فناوری‌های تراز بالا به کشور و استفاده از منابع مالی خارجی تحت اجرایی کنیم.

سلیمانی:

 
 

در پاسخ به سوالی که خانم مدرسی مطرح کردند که آیا نیاز به بررسی شریک خارجی در قرارداد یاران هست یا خیر؟ باید بگویم در بخشنامه آبان سال گذشته که توسط وزیر نفت صادر شد، ارزیابی صلاحیت حضور شرکت‌های داخلی و خارجی در قراردادها مشخص شد و مقرر شد برای شرکت‌های خارجی نیز ضوابطی تدوین شود. بنابراین ارزیابی شرکت‌های داخلی انجام و فهرستی از شرکت‌هایی که می‌توانند در این حوزه ورود پیدا کنند، منتشر شد.

ارزیابی شرکت‌های خارجی نیز طبق مصوبه هیئت وزیران بر عهده شرکت ملی نفت است و در مصوبه جدید نیز تاکید شده که این شرکت مسئولیت ارزیابی فنی و مالی آن‌ها را نیز بر عهده دارد و هر گاه شرکت‌های ایرانی شریک خارجی خود را انتخاب کردند باید مجدداً اعلام شود تا صلاحیت مورد ارزیابی قرار گیرد.
همچنین در این مصوبه ذکر شده که شرکت‌های ایرانی می‌توانند به صورت مستقل در این قراردادها حضور داشته باشند و یک مشاور را برای خود در نظر بگیرند تا فعالیت مدیریت سطح مخزن را بررسی کند.

قره‌خانی:

 

شرکت توسعه مهندسی نفت و گاز پرشیا حتماً یک شریک خارجی شناخته شده خواهد داشت؛ اما به دلیل این‌که قرارداد هنوز منعقد نشده و 6 ماه طول می‌کشد تا زوایای جزئیات آن مشخص شود، هنوز شرکتی را اعلام نکرده است.

من قبل از انعقاد قرارداد شرکت پرشیا اعتقاد داشتم که این شرکت به دلیل عدم سابقه طولانی نسبت به شرکت‌هایی که 30 تا 50 سال سابقه نفتی دارند، نمی‌تواند برای الگوی جدید قراردادهای نفتی، مناسب باشد اما با تحقیقاتی که انجام دادم به این نتیجه رسیدم که این شرکت یک امتیاز خاص دارد و آن این است که مدیر عامل آن شرکت زمانی وزیر نفت بوده و همچنین مدیرانی با سابقه نفتی دارد که این یک فرصت است.

ایرادی که بنده به از الگوی جدید قراردادهای نفتی در مجلس شورای اسلامی داشتم این بود که تنها شرکت‌هایی که فعالیت در زمینه اکتشاف و تولید دارند، انتخاب و مابقی رد شده‌اند؛ اما من این رویه را نمی‌پسندم، شاید برخی شرکت‌ها کار اکتشافی زیادی نکرده باشند، اما آیا همین شرکت‌ها وقتی پالایشگاه سازی و اسکلت‌سازی کردند از قبل دانش آن‌را داشتند؟ در پاسخ باید گفت، خیر. ما کار را به شرکت‌ها واگذار کردیم و آن‌ها نیز برای پیشرفت در پروژه‌ها مشاور خارجی گرفتند، فناوری را وارد کردند و با دقت نظر بیش‌تر و با احساس مسئولیت بالاتر و به خاطر اینکه پروژه بعدی را بگیرند خود را تجهیز کردند.

من نگرانم که انتقال دانش فنی و فناوری که یکی از اهداف اصلی قراردادهای جدید است، متزلزل شود و ما نتوانیم با توجه به فرصتی که برای کشورمان ایجاد شده است، به هدفمان برسیم. ما تنها نمی‌خواهیم فرصت تولیدی ایجاد کنیم، بلکه یک شرکت داخلی می‌خواهیم که مدیریت میدان را به دلیل حاکمیت دست خودمان داشته باشیم تا انتقال دانش فنی به درستی منتقل شود. بنابراین باید شرکت‌های خصوصی واقعی از جمله جهان پارس، کیسون، جندی شاپور، تهران جنوب و غیره را در قراردادهای جدید وارد کنیم.

همچنین معتقدم به دلیل رانتی که به شرکت‌های دولتی می‌دهند، آنها تعلق خاطری به مسئولیت خطیر انتقال فناوری از شرکت‌های خارجی ندارند، اما شرکت‌های خصوصی می‌توانند این کار را انجام دهند.

فرجی:

 

تصویری را که آقای قره خانی ترسیم کردند بسیار ایده‌آل است . کسب و کار اکتشاف و تولید (E&P) کار خاصی در دنیاست و مبتنی بر منابع مالی زیادی است و میانگین درآمدی برای این نوع از کسب و کار نمی‌توان گرفت.

ویژگی‌هایی که شرکت‌های علاقه‌مند برای ورود به این حوزه دارند، کاملاً مشخص است. در ارزیابی‌ها نیز 2 استاندارد را مبنا قرار داده‌ایم، یکی استانداردهایی است که در آن کنسرسیومی از شرکت‌های نفتی در کنار یکدیگر قرار گرفته‌اند و معیارهای ارزیابی و تشخیص صلاحیت شرکت‌های علاقمند به حضور در این حوزه را تدوین کرده‌اند و دیگری نیز موسسه بهره‌وری و کیفیت (ABQC) است. بر اساس موارد ذکر شده ویژگی‌ها و معیارهای استاندارد را اتخاذ کرده‌ایم و بر مبنای آن‌ها اقدام به دریافت اسناد از شرکت‌ها و ارزیابی آن‌ها کرده‌ایم.

•    آیا استفاده از الگوی جدید قراردادهای نفتی برای تمامی میدان‌ها به کار برده می‌شود و یا این‌که برای آن محدودیت‌هایی در نظر گرفته شده است؟

سلیمانی:

در مصوبه آخر هیئت وزیران فقط چهار گروه از میدان‌ها مجاز شده‌اند تا از الگوی جدید قراردادهای نفتی استفاده کنند و وزارت نفت نیز اجازه داد تا سایر میدان‌ها از همان روش‌های معمول گذشته مانند بیع متقابل، EPC‌ها و غیره قراردادهای خود را پیش ببرند.

یکی از چهار گروه در نظر گرفته شده در قرارداد جدید نفتی بحث میدان‌های مشترک است که تاکید بر استفاده بهینه از میدان‌ها در رقابت با همسایگان دارد.

گروه دوم این قراردادها میدان‌هایی با ضریب بازیافت زیر 20 درصد است که نیاز به فناوری‌های جدیدی دارند، که در سال‌های تحریم از آن‌ها محروم بوده‌ایم، فناوری‌هایی که بتوانند برای این میدان‌ها کاربرد خوبی داشته باشند.

گروه سوم نیز میدان‌هایی هستند که در دریای عمان و خزر تاکنون به آن‌ها توجهی نشده و توسعه در آن‌ها اتفاق نیفتاده است.

گروه چهارم هم به میدان‌های کشف نشده اختصاص دارد. متاسفانه بحث میدان‎های توسعه نیافته(Green Fields)، جذابیتی برای شرکت‌ها و سرمایه‌گذاران داخلی نداشت تا بتوانند این میدان‌ها را کشف کنند.

فرجی:

باید گفت که اولویت‌های قراردادهای جدید در جهت اقتصاد مقاومتی، توانمند شدن بخش خصوصی داخل کشور و انتقال دانش فنی است.

مدرسی:

به نظر بنده با توجه به اولویت‌هایی که برای ورود منابع مالی خارجی،‌ فناوری و انتقال مدیریت قائل می‌شویم، محق‌ترین شرکت برای فاز دوم یاران شرکت پرشیا است، اما آیا با توجه به این که این قراردادها برای شرکت ملی نفت ایران تعهدات بلند مدت ایجاد می‌کند و تنها برای شرایط بسیار ویژه‌ای طراحی شده‌اند تا بتوانیم این اولویت‌ها را کسب کنیم، می‌توانستیم قراردادها را به شیوه بیع متقابل امضا کنیم و تعهدات شرکت ملی نفت ایران نسبت به این قراردادها را تا حدود زیادی محدود کنیم؟!

فرجی:

به نظر می‌رسد انتقال فناوری و منابع مالی باید در اولویت قرار داشته باشد و شرکت پرشیا نیز با وجود این که سابقه طولانی ندارد، اما دارای سوابق درخشانی در طول مدت فعالیت خود است و با اسناد و مدارکی که ارائه داده، حائز حداقل امتیازها شده است، به نظر می‌رسد شرکت پرشیا این امکان را داشته باشد تا دست کم بتواند به عنوان لیدر اقدام به توسعه میدان کند، اما اگر یک شرکت خارجی  در کنارش قرارگیرد، ترتیبات قرارداد به درستی محقق خواهد شد.

ورود منابع مالی به کشور دارای مزیت‌هایی از جمله کاهش تورم، ایجاد اشتغال‌زائی و مقابله با رکود است، به نظر می‌رسد انتقال دانش فنی و فناوری به داخل کشور از اهمیت بیشتری برخوردار است و این نکته نیز در نظر مدیران ارشد حائز اهمیت است.

مطهری:

 

مشخص کردن اولویت‌های میدان‌های نفتی به تصمیم‌گیری‌ها کمک بسیاری خواهد کرد. مدیریت مخزن یا تصمیم‌گیری درباره آن در شرایط عدم قطعیت است و زمانی بوجود می‌آید که شناخت ما از وضعیت میدان نفتی بسیار کم باشد و یا در خصوص دستیابی به اهداف از پیش تعیین شده عملیاتی که انجام می‌دهیم مطمئن نباشیم.

به نظر می‌آید وقتی یک میدان نفتی با عدم قطعیت و ریسک بالاتری مواجه باشد، قابلیت بیش تری برای واگذاری دارد. به عنوان نمونه این عدم قطعیت می‌تواند به ساختارهای زمین‌شناسی باز گردد. وقتی لایه نفتی پارس جنوبی را مشاهده می‌کنیم به صورت مخازن ساده ما نیست که یک تجمع نفتی مشخص و منسجمی داشته باشد بلکه دارای یک ساختار زمین‌شناسی پیچیده است.

همچنین مقیاس کار نیز باید مورد توجه قرار گیرد، چون مدیریت مخزن کاری یکپارچه، در میان شاخصه‌های مختلف فنی است که شامل مهندسی مخزن حفاری، بهره‌برداری تا عوامل سطحی و عوامل فنی و غیر فنی می‌شود.

در بسیاری از مکان‌ها وقتی مقیاس کار، بزرگ می‌شود، پیچیدگی یکپارچه‌سازی شاخص ها نیز افزایش پیدا می‌کند، بنابراین ما می‌توانیم برای واگذاری، اولویت قائل شویم. حال ممکن است میدانی وجود داشته باشد که پیچیده نباشد اما به دلیل این‌که شاخصه‎ها و بازیگران در این قضیه به خاطر افزایش مقیاس، زیاد می‌شود و پیچیدگی زیادی پیدا می‌کند، باید واگذار شود.

من این سه عامل ذکر شده را عوامل فنی در نظر می‌گیرم. مقوله حاکمیت ملی نیز به عنوان یک عامل غیر فنی یکی از ایرادهایی است که در قراردادها از جانب برخی منتقدان مطرح می‌شود و در ماده 3 بند (د) مصوبه هیئت وزیران به تصویب رسیده است. طبق این ماده اگر زمانی کارفرما تصمیم به کاهش تولید در میدان نفتی بگیرد، اولویت کاهش تولید در این زمان با میدان‌هایی خواهد بود که الگوی جدید قراردادهای نفتی برای آن‌ها وجود ندارد و اگر هم اصرار بر کاهش تولید بود، باید پاداش پیمانکار، حقوق و دستمزد و غیره داده شود. به نظر بنده باید به عنوان کاوش غربالگری توجه کنیم تا میدان‌هایی را در چارچوب الگوی جدید قراردادهای نفتی قرار دهیم که مطمئن باشیم حتی با کاهش‌های تولید، چه عوامل بیرونی آن‌را به ما دیکته ‌کند و چه عوامل داخلی، آسیبی به منافع ما وارد نشود.

مدرسی:

مسئله‌ای که شما در نظر گرفتید اولویت زمان است، ما میدان‌های پیچیده مستقلی داریم که اگر اکنون توسعه ندهیم ضرر نمی‌کنیم و در فهرست اولویت‌های ما قرار ندارد.

قره‌خانی:

در مجلس شورای اسلامی، سوالاتی درباره قراردادهای نفتی از مجموعه مسئولان داشته‌ام. یکی از آن‌ها این بود که چرا شما همان قرارداد بیع متقابل را ادامه نمی‌دهید؟ در حالی که یک تجربه طولانی دارد و بخشی از سرمایه‌گذاری های ما در میدان‌های نفتی طی سال‌های مختلف به این وسیله بدست آمده است؟ پاسخی که داشتند تا حدی منطقی بود، آنها به 2 موضوع اشاره کردند، نخست این‌که در بیع متقابل، فرایندهای اکتشاف، توسعه، بهره‌برداری، تولید و غیره جداگانه دیده شده است.

گاهی اوقات اکتشافات فراورده‌هایی را در قسمت توسعه داشتیم، اما در تولید نمی‌توانستیم به اهداف اولیه دست پیدا کنیم و متضرر می‌شدیم، اکنون در الگوی جدید قراردادهای نفتی تمام مسئولیت مراحل را به یک پیمانکار واگذار می‌کنیم و او متعهد می‌شود که چنانچه در مرحله تولید نتواند به سقف اعلام شده اکتشاف و تولید برسد،ضرر و زیان را متحمل شود و مطالبه مالی نداشته باشد. با این روش ریسک کار به سمت پیمانکار می‌رود.

همچنین گفته شد که هنگام رسیدن به تولید، سقف زمانی 21 تا 28 روزه برای پیمانکار جهت برآورد کارمزد و مطالبات و غیره وجود دارد. این روش می‌تواند مبنای تصمیم‌گیری ما برای پرداخت هزینه‌ها و سایر موارد دیگر به سرمایه‌گذار باشد. در حالی‌که در این مدت شاید پیمانکار با یکسری شگردها سقف تولید را به قدری افزایش دهد که محاسبات ما بالاتر نشان دهد و به سود خود برسد، اما بعد از یک تا 2 سال افت فشار و تولید ایجاد می‌شود و هیچ فناوری‌ای برای به سقف رساندن تولید آن نداریم و نمی‌توانیم مطالبه‌ای داشته باشیم.

اما با توجه به قراردادهای جدید، در حال حاضر تا آخرین مرحله‌ای که چاه تولید داشته باشد، مطالبه پیمانکار به تولید متصل است. اگر تولید افزایش پیدا کند، زمان کوتاه‌تر می‌شود و به 10 تا 15 سال کاهش پیدا می‌کند ولی اگر نخواهد، این مدت زمان طولانی‌تر می‌شود؛ بنابراین ریسک را به سمتی سوق دادیم تا پیمانکار همیشه از فناوری خودش استفاده کند تا بازیافت افزایش پیدا کند.

فرجی:

در باره پرسش آقای قره‌خانی که آیا شرکت‌های خصوصی و متکی به خو  داریم؟ باید گفت که اگر می‌خواستیم بر این مبنا پیش برویم هیچ فهرستی نمی‌توانستیم، منتشر کنیم زیرا آن‌هایی که معرفی کرده‌ایم حداقل متوسط گردش مالی را دارند. 2.5 میلیارد دلار و یا هشت میلیارد دلار در سرمایه‌گذاری پروژه‌های بالادست صنعت نفت عددی است که شرکت‌های خصوصی ما نمی‌توانند از پس آن برآیند. زمان تهیه فهرست نهایی از شرکت‌ها مدارک را گرفته بودیم اما هیچ کدام حائز حداقل شرایط نیز نبودند، باید گفت که شرکت اکتشاف و تولید (E&P) در کشور نداریم؛ یعنی تنها شرکتی که می‌توان به این عنوان نام برد، شرکت ملی نفت ایران است.

ما می‌خواستیم براساس فراخوانی که می‌دهیم، شرکت‌هایی که ظرفیت و حداقل‎های تبدیل شدن به E&P را داشتند معرفی کنیم اما پنج درصد شرکت‌هایی که به ما رجوع کردند، از جمله ‌یی‎پی‌سی کارها، پیمانکاران، مشاوران و شرکت‌های سرمایه‌گذاری و خدماتی هستند که برای هرکدام خدمات جداگانه طراحی کردیم.

هدف اصلی در الگوی جدید قراردادهای نفتی انتقال فناوری به داخل کشور است بر این اساس شرکت‌ها باید متعهد شوند که بعد از مشارکت انتقال فناوری را بطور کامل انجام دهند.

مدرسی:

وقتی شرکتی پروژه‌ای را قبول کرد، باید ریسک آن‌را نیز بپذیرد. اگر به عنوان الگوی جدید قرارداد نفتی بخواهیم هزینه‌ها را خودمان پرداخت کنیم، نگرانم که این کنسرسیوم از هم بپاشد و ندانیم چه کسی مسئول است.

قره‌خانی:

یک ایراد اصلی این است که اراده لازم برای ورود شرکت‌های خصوصی وجود ندارد. باید به آن‌ها میدان بدهیم تا امتیازی بگیرند.

فرجی:

در پاسخ به آقای قره‌خانی باید گفت که شرایط عمومی،‌ عملیاتی و اجرایی نمی‌شود و این روند نیز در شرکت ملی نفت تبدیل به شرایط قراردادی می‌شود. مهم‌ترین بخش در شرایط قراردادی، مدل مالی است، زیرا وقتی با شرکت‌های خارجی صحبت می‌کنیم می‌گویند که طرف ایرانی که می‌خواهد کنار ما قرار بگیرد چه آورده‌ای دارد؟ بنابراین مدل مالی و غربالگری حرف نخست را می‌زند.

تمام شرکت‌های E&P در دنیا باید 2 توانایی داشته باشند که شامل تهیه اسناد بنکرر و تهیه پول و دانش بالا می‌شود. این شرکت‌ها باید یکی از این 2 مورد را داشته باشند. مدل غربالگری ما بر این مبنا طراحی شده است که بخش نخست مبنای منابع مالی  اختصاص یافته است و نیمی از امتیازها را در بر می‌گیرد و بخش دوم نیز به توان نیروی انسانی اختصاص دارد به این شکل که اگر شرکتی توان مالی نداشت اما توان نیروی انسانی داشت عبور می‌کرد و پذیرفته می‌شد.

قره‌خانی:

امتیاز و فرصتی در دست ما هست که بگوییم با این شرط که شرکت داخلی 10 درصد و یا 20 درصد امتیاز داشته باشد را نیز اعلام کنیم و این وزارت نفت است که باید امتیاز را برای شرکت‌های داخلی مشخص کند.

این میزگرد ادامه دارد...