ریال جای دلار؛ صندوق توسعه ملی در خط مقدم توسعه صنعت نفت

در غیاب سرمایه‌گذاران خارجی، صندوق توسعه ملی حالا با دلارهای بلوکه‌شده و ریال‌های تزریق‌شده به میدان آمده تا موتور فرسوده سرمایه‌گذاری در نفت و گاز را دوباره روشن کند.

به گزارش خبرنگار مهر، در پی دشواری‌های مداوم جذب سرمایه خارجی به‌دلیل تحریم‌ها، ایران در پروژه‌های کلیدی بالادستی نفت و گاز بر منابع صندوق توسعه ملی تکیه کرده است؛ رویکردی که به‌طور فزاینده شکاف دلارهای محدود و منابع خارجی را با تزریق ریالی و تسهیلات ارزیِ قابل بازپرداخت داخلی پر می‌کند.

طبق اعلام شرکت ملی نفت ایران (NIOC) و اظهارات رسمی منتشرشده، مدل‌های تازه همکاری با صندوق توسعه ملی با هدف افزایش تولید نفت و گاز و پیشبرد پروژه‌های اولویت‌دار در حال اجراست. رئیس صندوق، مهدی غضنفری، نقش «استثنایی» صندوق در توسعه انرژی را برجسته کرده و گفته است صندوق بسته به پروژه «بین 20 تا 80 درصد» منابع موردنیاز را پوشش می‌دهد؛ تأکیدی که با گزارش‌های منتشرشده در رسانه‌های تخصصی انرژی هم‌خوانی دارد. در مقابل، شرکت ملی نفت اعلام کرده است که برای افزایش تولید روزانه «250 هزار بشکه نفت»، بسته اقدام سریع را با اتکا به ترکیبی از روش‌های تأمین مالی پیش می‌برد.

سه اولویت و مدل همکاری

در نشست اخیر، حمید بورد، مدیرعامل شرکت ملی نفت، سه محور به‌عنوان اولویت ویژه در صنعت نفت معرفی شده است الف) افزایش تولید در میادین نفت و گاز که با اتکا بر مدل‌های توسعه‌ای بهبودیافته که در اکثر میادین در جریان است. ب) توسعه میادین مشترک غرب کارون از جمله آزادگان در مرز با عراق، با هدف رساندن تولید منطقه به «یک میلیون بشکه در روز». ج) پروژه فشارافزایی میدان گازی پارس جنوبی که حیاتی خوانده شد زیرا بیش از «70 درصد گاز ایران» از این میدان تأمین می‌شود و افت فشار مخزن، با تداوم برداشت، می‌تواند به چالش‌های عملیاتی و عرضه تبدیل شود.

بنا بر همین چارچوب، صندوق توسعه ملی اعلام کرده پیشنهادهای وزارت نفت برای پروژه‌های جنوب کشور در دامنه «13 تا 14 میلیارد دلار» را بررسی می‌کند و پس از حصول تضمین سودآوری، تخصیص منابع آغاز خواهد شد.

جایگزینی داخلی در سایه محدودیت خارجی

گزارش‌های رسمی و نیمه‌رسمی نشان می‌دهد که با سختی دسترسی به سرمایه بین‌المللی، سهم قابل‌توجهی از سرمایه‌گذاری‌های فعال انرژی از مسیر صندوق توسعه ملی تأمین می‌شود؛ اغلب به صورت «تسهیلات ارزی با بازپرداخت ریالی» یا بهره‌گیری از ظرفیت پیمانکاران داخلی در پروژه‌هایی مانند فشارافزایی پارس جنوبی.

از منظر سیاست‌گذاری، این پاسخ به محدودیت‌های ناشی از تحریم‌هاست: کاهش کانال‌های جذب سرمایه خارجی، صندوق را از یک «صندوق بین‌نسلی» به «منبع جایگزین سرمایه‌گذاری اضطراری» در انرژی نزدیک کرده است.

با این حال، خود صندوق بر ضرورت هم‌راستاسازی منافع نهادی و ملی تأکید دارد. غضنفری گفته است مالک واقعی نفت و صندوق، مردم ایران هستند و باید منافع عمومی مقدم باشد. این موضع، در عمل به سمت مدل‌هایی حرکت کرده که بازده تضمین‌شده برای صندوق به‌منظور حفظ توان تخصیص به سایر پروژه‌ها ایجاد کند؛ از جمله ساختارهای مشارکتی یا اعطای تسهیلات با وثایق و مکانیسم‌های بازپرداخت مبتنی بر جریان نقدی پروژه.

پیامدهای پولی؛ از ریال‌سازی تا فشار نرخ‌ها

منتقدان این رویکرد می‌گویند اتکای فزاینده به منابع صندوق، با ماهیت بین‌نسلی آن در تعارض قرار می‌گیرد؛ چرا که طبق قوانین بالادستی، این صندوق موظف است بخشی از درآمدهای صادرات نفت را به سرمایه‌گذاری بلندمدت تبدیل کند.

در عمل، تبدیل منابع ارزی (که بخشی از آنها در خارج مسدودند) به ریال برای پوشش هزینه‌های داخلی پروژه‌ها، نوعی «ریال‌سازی دارایی‌های ارزی» محسوب می‌شود که می‌تواند بر پایه پولی و نقدینگی اثرگذار باشد.

آمارهای رسمی بانک مرکزی از رشد بالای نقدینگی در سال‌های اخیر حکایت دارد و آخرین داده‌های منتشرشده نشان می‌دهد فشار نقدینگی به‌رغم اقدامات انضباطی، پابرجاست. همزمان، گزارش‌های بازار حکایت از افزایش نرخ بهره بین‌بانکی در ماه‌های اخیر دارند؛ افزایشی در حدود دو واحد درصد که تنگنای نقدینگی نظام بانکی و هزینه تأمین مالی را برجسته کرده است. این دینامیک پولی، اگرچه الزاماً ناشی از یک عامل واحد نیست، اما تزریق‌های گسترده ریالی برای پیشبرد پروژه‌های سرمایه‌بر انرژی را در کانون توجه قرار می‌دهد.

ریسک‌های بازپرداخت و نرخ تسعیر

یکی از چالش‌های کلیدی، «نرخ بازپرداخت تسهیلات ارزی» در محیطی با نوسان نرخ ارز است. پیمانکاران داخلی که از تسهیلات ارزی بهره برده‌اند، در مواردی خواستار بازنگری قراردادها بر مبنای نرخ‌های نیما یا بازار بودند و از عدم تطابق نرخ تسعیر بازپرداخت با قیمت‌گذاری محصول نهایی سخن گفتند. این عدم‌تقارن می‌تواند سود پروژه‌ها را تحت‌فشار قرار دهد، به‌ویژه در طرح‌های فشارافزایی و توسعه میادین مشترک که دوره ساخت و راه‌اندازی طولانی‌تری دارند.

در کنار این، گزارش‌های غیررسمی از وجود اختلافات قراردادی میان برخی پیمانکاران و صندوق درباره نحوه بازپرداخت و نرخ‌های تسعیر خبر می‌دهند. راهکارهای مرسوم برای مدیریت این ریسک، به‌کارگیری مکانیسم‌های پوشش ریسک ارزی، بندهای «کف / سقف» نرخ تسعیر در قراردادها و هم‌ترازسازی جریان‌های نقدی پروژه با ارز درآمدی (مثلاً از محل صادرات گاز یا میعانات) است؛ هرچند دامنه کاربرد عملی آنها در شرایط محدودیت دسترسی به بازارهای مالی بین‌المللی، محدود می‌ماند.

برنامه هفتم توسعه و سهم صندوق از نفت

در چارچوب برنامه توسعه هفتم، تأکید بیشتری بر «درون‌زایی اقتصادی» و استفاده از ظرفیت‌های داخلی دیده می‌شود؛ هدف‌گذاری‌هایی که عملاً می‌تواند سهم منابع صندوق در کل سرمایه‌گذاری کشور را به حدود «48 درصد» افزایش دهد. نتیجه محتمل آن، کاهش وزن سرمایه‌گذاری خارجی و بخش خصوصی در دوره پیش‌روست؛ تغییری که اگر با اصلاحات ساختاری و ارتقای محیط کسب‌وکار همراه نشود، ریسک ازدحام مالی و محدودیت ظرفیت جذب پروژه‌ها را به‌دنبال خواهد داشت.

آزمون‌های فنی؛ از پارس جنوبی تا غرب کارون

فشارافزایی در پارس جنوبی نه‌تنها از منظر ظرفیت عرضه داخلی و ملاحظات زمستانی اهمیت دارد، بلکه یک چالش فنی با هزینه سرمایه بالا محسوب می‌شود. در فازهای بالغ، افت فشار مخزن به کاهش دبی چاه‌ها منجر می‌شود و راهکارها نیازمند نصب کمپرسورهای دورانی، حفاری چاه‌های جدید و به‌کارگیری تکنولوژی‌های بازیابی پیشرفته (EOR/IOR) است که همگی ارز و دانش فنی نیاز دارند. هرچه نرخ‌های تأمین مالی بالاتر باشد، منحنی اقتصادی پروژه‌ها حساس‌تر می‌شود.

در غرب کارون، راهبرد افزایش تولید تا سقف یک میلیون بشکه در روز، مستلزم گلوگاه‌زدایی زیرساختی است: تکمیل خطوط انتقال، واحدهای فرآیندی و تسویه، مدیریت تولید در میادین مشترک، و هم‌زمانی سرمایه‌گذاری با شرایط بازار صادراتی. با توجه به محدودیت‌های فروش و دریافت ارز، مدل‌های بازپرداخت مبتنی بر ریال یا تهاتر کالا می‌توانند بخشی از ریسک‌ها را رفع کنند، اما به‌طور کامل مشکل دسترسی به ارز سخت برای واردات تجهیزات را حل نمی‌کنند.

کیفیت ترازنامه صندوق و پایداری آینده

ماهیت صندوق‌های توسعه و ثروت ملی، به‌طور کلاسیک بر «انباشت دارایی‌های باکیفیت» و «حفظ قدرت خرید بین‌نسلی» استوار است. برداشت‌های مکرر برای سرمایه‌گذاری‌های داخلی اگرچه در چارچوب اختیارات و مصوبات بالادستی ممکن است در صورتی که با جایگزینی دارایی‌های ارزی معادل و جریان‌های درآمدی پایدار همراه نشود، می‌تواند به فرسایش قدرت خرید صندوق بینجامد. این نگرانی زمانی پررنگ‌تر می‌شود که بخشی از دارایی‌های ارزی صندوق در خارج از کشور با محدودیت دسترسی روبه‌رو باشند.

پایداری مالی صندوق، در نهایت، به دو عامل گره می‌خورد:

کفایت نرخ بازده پروژه‌های انرژی: در قیاس با هزینه‌های تأمین مالی و ریسک‌های عملیاتی.

امکان بازسرمایه‌گذاری منابع آزادشده: در دارایی‌های ارزیِ با نقدشوندگی و پوشش تورمی مناسب.

بدون این دو، نقش صندوق از «نهاد بین‌نسلی» به «بازوی بودجه‌ای توسعه داخلی» تغییر ماهیت می‌دهد؛ تغییری که در بلندمدت با فلسفه تشکیل آن فاصله دارد.

چشم‌انداز و گزینه‌های سیاستی

در کوتاه‌مدت، اتکا به صندوق توسعه ملی برای پیشبرد پروژه‌های انرژی، راهبردی «واقع‌گرایانه» برای عبور از محدودیت‌های خارجی است و می‌تواند تولید را در سطحی پایدار نگه دارد نمونه آن حفظ برداشت گاز از پارس جنوبی در بخش‌هایی از سال جاری نسبت به سال قبل. اما برای کاهش هزینه‌های تورمی و ریسک‌های ترازنامه‌ای، بسته اصلاحات مکمل ضروری است. از جمله این اصلاحات باید ارتقای شفافیت قراردادها و استانداردسازی بندهای ریسک ارزی باشد تا اختلافات بازپرداخت کاهش یابد. از دیگر موارد تنوع‌بخشی به ابزارهای تأمین مالی است؛ از جمله اوراق ارزی داخلی با پوشش تورمی و انتشار اوراق پروژه با پشتوانه جریان نقدی.

همچنین هدف‌گذاری برای جذب فناوری و سرمایه محدود خارجی؛ در حلقه‌های اولویت‌دار (فشارافزایی و میادین مشترک) با ترتیبات قراردادی منعطف و بازطراحی مکانیسم‌های تخصیص صندوق نیز باید به‌گونه‌ای که بخشی از منابع همواره در دارایی‌های ارزی باکیفیت باقی بماند.

به‌کارگیری منابع صندوق توسعه ملی برای پر کردن خلأ سرمایه‌گذاری خارجی در پروژه‌های بالادستی نفت و گاز، در دوره تحریم، تصمیمی اضطراری است که پایداری تولید را موقتاً تضمین می‌کند. اما این راهبرد، ریسک مالی را از بخش خارجی به «ترازنامه بین‌نسلی» کشور منتقل می‌کند. تداوم این مسیر بدون جذب منابع تازه ارزی، ارتقای کیفیت دارایی‌های صندوق و اصلاحات ساختاری در بازار پول و سرمایه، می‌تواند به تخلیه ظرفیت‌های استراتژیک و فشار تورمی بیانجامد.