تخصیص ریسک نفتی: چگونگی توزیع درآمد در قراردادهای امتیازی، مشارکت در تولید و خدماتی

در سال ۱۹۶۶، دولت اندونزی چارچوب حقوقی‌ای را پیشگام شد که اقتصاد جهانی انرژی را به طور اساسی تغییر داد: قرارداد مشارکت در تولید (PSC). پیش از این تحول، شرکت‌های نفتی بین‌المللی تقریباً منحصراً تحت قراردادهای امتیازی فعالیت می‌کردند و در ازای پرداخت حق‌الامتیاز و مالیات، مالکیت کامل منابع ملی را در سر چاه به دست می‌آوردند. امروزه، بخش بالادستی (Upstream) جهانی سالانه صدها میلیارد دلار هزینه سرمایه‌ای را به کار می‌گیرد که توسط شبکه‌ای پیچیده از قراردادهای امتیازی، مشارکت در تولید و قراردادهای خدماتی ریسکی اداره می‌شود. این معماری‌های حقوقی دقیقاً نحوه توزیع ریسک زمین‌شناسی ناشی از یک چاه خشک و پاداش مالی ناشی از یک کشف بزرگ را تعیین می‌کنند.[6][7]

تنش اصلی در قراردادهای نفتی در ایجاد تعادل بین مالکیت حاکمیتی و نیازهای سرمایه‌ای عظیم استخراج در آب‌های عمیق و منابع نامتعارف نهفته است. دولت میزبان مالک هیدروکربن‌های زیر خاک یا بستر دریا است، اما اغلب فاقد میلیاردها دلار و فناوری تخصصی مورد نیاز برای انتقال آن‌ها به سطح است. برای پر کردن این شکاف، دولت‌ها سرمایه خارجی را دعوت می‌کنند و این رابطه را از طریق رژیم‌های مالی‌ای ساختار می‌دهند که کنترل عملیاتی، ریسک قیمت و مالکیت نهایی نفت را تخصیص می‌دهند.[1][5]

قراردادهای امتیازی، که اغلب به عنوان سیستم‌های مالیات و حق‌الامتیاز شناخته می‌شوند، قدیمی‌ترین و سرراست‌ترین مدل هستند. تحت یک قرارداد امتیازی، دولت میزبان حق انحصاری اکتشاف، توسعه و تولید هیدروکربن‌ها را در یک بلوک جغرافیایی مشخص به یک شرکت انرژی اعطا می‌کند. طبق تحلیل صنعت توسط Opus Kinetic، نکته حیاتی این است که «مالکیت هیدروکربن‌ها در سر چاه به سرمایه‌گذار منتقل می‌شود.» شرکت ۱۰۰ درصد هزینه‌های اکتشاف و توسعه را متحمل می‌شود. اگر به نفت دست یابند، مالک آن می‌شوند و در ازای آن، یک حق‌الامتیاز ثابت—معمولاً بین ۱۲.۵ درصد تا ۲۰ درصد—به علاوه مالیات بر درآمد شرکت را بر سود حاصله به دولت پرداخت می‌کنند.[1][7]

این ساختار درآمد را برای کشور میزبان پیش‌پرداخت می‌کند، زیرا حق‌الامتیازها صرف نظر از سودآوری پروژه، بر اساس تولید ناخالص پرداخت می‌شوند. با این حال، حداکثر کنترل و مالکیت منابع را نیز به نهاد خارجی واگذار می‌کند. برای شرکت عامل، قراردادهای امتیازی بالاترین پتانسیل سود را در دوره‌های قیمت بالای کالاها ارائه می‌دهند، زیرا آن‌ها کل حاشیه سود بین هزینه‌های تولید و قیمت بازار جهانی را، منهای سهم مالیاتی دولت، به دست می‌آورند.[3][4]

قراردادهای مشارکت در تولید (PSCs) به عنوان پاسخی مستقیم به نگرانی‌های حاکمیتی ذاتی در قراردادهای امتیازی ظهور کردند. در یک PSC، دولت—که معمولاً توسط یک شرکت ملی نفت نمایندگی می‌شود—مالکیت مطلق منابع در زیر زمین و تأسیسات فیزیکی ساخته شده برای استخراج آن را حفظ می‌کند. پیمانکار خارجی صرفاً به عنوان یک ارائه‌دهنده خدمات عمل می‌کند که تأمین مالی عملیات را بر عهده دارد. همانطور که Energies Media اشاره می‌کند، «PSCs به دولت میزبان اجازه می‌دهند تا مالکیت منابع را حفظ کند و در عین حال ریسک‌های مالی و عملیاتی را به پیمانکار منتقل نماید.»[5][6]

مکانیسم مالی یک PSC از طریق سازوکاری به نام «نفت هزینه» (Cost Oil) و «نفت سود» (Profit Oil) عمل می‌کند. هنگامی که تولید آغاز می‌شود، به پیمانکار اجازه داده می‌شود تا درصد مشخصی از هیدروکربن‌های استخراج شده—که اغلب بین ۴۰ درصد تا ۶۰ درصد از کل تولید محدود می‌شود—را برای بازیابی هزینه‌های سرمایه‌ای و عملیاتی خود نگه دارد. پس از بازیابی هزینه‌ها، حجم باقیمانده، که به عنوان نفت سود تعیین می‌شود، بر اساس یک مقیاس متغیر توافق شده بین دولت و پیمانکار تقسیم می‌شود. یک PSC استاندارد ممکن است تقسیم ۷۰/۳۰ نفت سود را به نفع دولت دیکته کند، که تضمین می‌کند سهم دولت با بلوغ و سودآوری بیشتر میدان افزایش یابد.[4][6]

قراردادهای خدماتی ریسکی پتانسیل سود شرکت عامل خارجی را حتی بیشتر کاهش می‌دهند و شرکت را به یک پیمانکار صرف تبدیل می‌کنند که برای اجرای فنی خود دستمزد ثابتی دریافت می‌کند. در این مدل، که به شدت توسط کشورهایی مانند عراق و مکزیک مورد استفاده قرار می‌گیرد، دولت تمام نفت استخراج شده را حفظ کرده و آن را در بازار آزاد می‌فروشد. شرکت عامل تأمین مالی توسعه را بر عهده می‌گیرد و هزینه‌های آن به علاوه یک حق‌الزحمه از پیش تعیین شده به ازای هر بشکه تولید شده به آن بازپرداخت می‌شود. به عنوان مثال، قراردادهای خدمات فنی عراق که در سال ۲۰۰۹ منعقد شدند، بسته به پیچیدگی میدان، حق‌الزحمه‌های ثابتی را در محدوده ۱.۱۵ دلار تا ۵.۵۰ دلار به ازای هر بشکه به شرکت‌ها پیشنهاد دادند.[2][3]

قراردادهای خدماتی شرکت عامل را در برابر سقوط قیمت کالاها مصون می‌سازند، زیرا حق‌الزحمه آن‌ها به ازای هر بشکه ثابت می‌ماند، چه نفت با قیمت ۴۰ دلار معامله شود و چه ۱۰۰ دلار. در مقابل، این قراردادها توانایی شرکت برای کسب سودهای بادآورده در طول افزایش شدید قیمت را به طور کامل از بین می‌برند. برای دولت میزبان، این پویایی معکوس است: دولت تمام ریسک قیمت را جذب می‌کند اما ۱۰۰ درصد سود ناشی از افزایش قیمت‌ها در زمان تنگ شدن بازارهای جهانی را به دست می‌آورد.[1][2]

انتخاب مدل قرارداد منعکس کننده اهرم زمین‌شناسی و ظرفیت نهادی یک کشور است. کشورهایی با ذخایر عظیم، به راحتی قابل دسترسی و شرکت‌های ملی نفت قوی می‌توانند قراردادهای خدماتی سخت‌گیرانه را دیکته کنند، زیرا می‌دانند حجم بالای نفت، سرمایه خارجی را با وجود سقف سود محدود، جذب خواهد کرد. حوضه‌های مرزی با زمین‌شناسی اثبات نشده باید بازده بالقوه بالاتر یک قرارداد امتیازی یا یک PSC سخاوتمندانه را ارائه دهند تا شرکت‌ها را ترغیب کنند که میلیاردها دلار را برای اکتشاف به خطر اندازند. از آنجایی که منابع سرمایه‌ای برای استخراج سوخت‌های فسیلی در بحبوحه گذار انرژی محدودتر می‌شود، دولت‌هایی با ذخایر حاشیه‌ای به طور فزاینده‌ای مجبور می‌شوند شرایط مالی خود را بهبود بخشند و سقف‌های بازیابی هزینه و نرخ‌های مالیاتی را برای رقابتی نگه داشتن مناطق خود تنظیم کنند.[5][6]