كامل المهيدي: قراءة في عقود أقليم كردستان النفطية – مقارنة مع عقود وزارة النفط

وقعت حكومة أقليم كردستان ما مجموعه (48) عقدا” نفطيا” مع شركات عالمية، بضمنها ستة عقود وقعتها مؤخرا”، في تشرين ثان 2011، مع شركة أكسون موبل الامريكية التي لها عقد مع وزارة النفط الاتحادية لتطوير المرحلة الاولى من حقل غرب القرنة في البصرة . وقد صاحب توقيع هذه العقود، بين شركة أكسون موبل وأقليم كردستان، ردة فعل (كلامية) غاضبة من قبل الحكومة المركزية ، هددت بموجبها أنهاء عقد الشركة فى حقل غرب القرنة، أن لم تنسحب الشركة من هذه العقود. وقد استمرت هذه التهديدات الكلامية، دون أن تدخل حيّز التنفيذ لغاية الآن. وفي المقابل فقد تجاهلت شركة اكسون موبل تهديدات الحكومة المركزية ولم ترد على استفساراتها المتكررة بشأن الموقف النهائي للشركة. علما” ان الرقع الاستكشافية الممنوحة لشركة اكسون يقع  بعضها في مناطق مختلف عليها. وأن الأرضي المختلف عليها، حسب المصادر الأمريكية، تشمل كل شما ل الموصل، وتمتد جنوبا” لتشمل كل محافظة كركوك ومعظم ديالى وصولا” الى محافظة واسط. بمعنى أن المخطط، ان نفذ، فأن مساحة كردستان تكون ضعف ما عليه الآن، وان العراق يخسر حدوده مع تركية ويفقد منفذه التاريخي الى أيران عبر خانقين. كما أن كردستان سوف تدخل شريكا”رابعا”في مياه نهر دجلة.

ومن المعلوم ان عقود كردستان النفطية بقت سرية على الجميع بضمنهم برلمان اقليم كردستان والحكومة الاتحادية فى بغداد، لغاية نشرها لأول مرة في أيلول عام 2011. واذا تصفحنا هذه العقود نلاحظ انها عقود استكشاف وتطوير تتحمل بعض المجازفة ، ولكن ليست كبيرة لكون نسبة النجاح الاستكشافي في الاقليم تعتبر جيدة خاصة في المناطق الشرقية والشمالية الشرقية. كما ان جميعها من نوع عقود مشاركة الانتاج (PSC) وأن جميعها كانت قد وقعت بعد صدور الدستور العراقي عام 2005 ، عدا ثلاثة منها وقعت عام 2004، وهي العقد مع شركة ) DNO) النرويجية في اربيل، والعقد مع شركة جنيل أنرجي ( Genel Energy ) التركية في طق طق، وألعقد الآخر مع شركة ( DNO ) في طاوكي .

ومن المعلوم أيضا” أن الدستور العراقي لعام 2005 تضمن مادتين رئيسيتين حول النفط ،هما المادة 111 والمادة 112، وأن هاتين المادتين لاتسمحان بالقرارات الانفرادية ولا يمكن تجاوزهما بتفاهمات سياسية بين كتلة واخرى.

  أن هدف هذه العقود، حسب ما جاء فيها، هو تطوير الثروة النفطية لكردستان بطريقة تؤدي الى تحقيق أعلى منفعة لشعب كردستان وشعب العراق عموما”، بما يتلاءم مع دستور العراق بضمنه المادة 112 . أما هدف هذه القراءة فهو التعرف على ما تضمنته هذه العقود ومعرفة مدى تطابق ما جاء فيها مع هدفها المعلن أعلاه،  وهو ” تحقيق أعلى منفعة لشعب كردستان وشعب العراق عموما “، بألمقارنة مع عقود وزارة النفط.

أن ما تضمنته العقود النفطية لأقليم كردستان يشمل ما يلي:

1-      الريع والمكافآت

تكون فترة الأستكشاف لخمس سنوات قابلة للتمديد، على أساس سنوي، لمدة أقصاها سبع سنوات من تاريخ العقد. وتكون فترة التطوير والانتاج لمدة عشرين سنة من تاريخ اعلان الاكتشاف التجاري للحقل، وهي قابلة للتمديد لمدة خمس سنوات أخرى بطلب من المقاول. وبذالك تكون مطابقة لفترة التطوير والأنتاج المعتمدة في عقود وزارة النفط الأتحادية. وتحتفظ حكومة الاقليم بحقها فى أن تساهم  بما لا يزيد عن 25% من اسهم العقود المبرمة مع الشركات العالمية، كما هو الحال في عقود وزارة النفط الاتحادية.

وأهم ما تضمنته  العقود هو حصول الإقليم على ريع (Royalty) قدره (10%) من النفط المنتج، عدا ما يستهلك لإغراض العمليات النفطية. وهذا يصب في صالح الإقليم بشكل مباشر كونه يزيد من ربحية الإقليم ويقلل من ربحية الشركات. وبشكل غير مباشر أيضا، عن طريق تمديد فترة استرجاع كلف التطوير. وللمقارنة يجدر القول أن عقود وزارة النفط لا تتضمن مثل هذه المزيّة، وربما كان من الأفضل إدخالها في عقودهم ولوعلى حساب بعض الزيادة في ربحية الشركات.

واشتملت عقود الإقليم على مكافآت (Bonuses) متعددة، منها قابلة للاسترجاع (تنفّق) وأخرى غير قابلة للاسترجاع. ومن  المكافآت القابلة للاسترجاع هي أجرة الرقع الاستكشافية الناجحة والبالغة عشرة دولارات للكيلومتر المربع سنويا. علما أن معدل مساحة الرقع الاستكشافية هو حوالي (200 كم2 ). وهناك أعانة لحماية البيئة تبلغ (150) ألف دولار سنويا خلال فترة الاستكشاف ، تتضاعف الى (300) ألف دولار سنويا خلال فترة التطوير والإنتاج، وجميعها مبالغ صغيرة مقارنة بحجم المشروع. ولا توجد مبالغ مشابهة في عقود وزارة النفط لعدم وجود عمليات استكشافية من جهة ولأن الشركات ألزمت بحماية البيئة وفقا للعقود.

أما المكافآت غيرالمسترجعة فى عقود الأقليم  فتشمل مكافأة التوقيع ومكافأة بناء السعة الانتاجية. وتختلف هاتان المكافأتان من عقد لآخر، لكنهما مبلغان صغيران عموما. فعلى سبيل المثال تبلغ هاتان المكافأتان في عقد ( عين سفني) مع شركة هنت النفطية ( Hunt Oil ) الموقع عام 2007 ، 2 مليون دولار لكل منهما، بينما يبلغان واحد مليون و(54 ) مليون دولار على التوالى، في عقد (وسط دهوك) الموقع مع شركتيّ (مرفي  وبتروكوست  Murphy/Petroquest ) عام 2010 . ومن المكافآت المهمة هي مكافأة الانتاج التى تتصاعد من (2,5 )مليون دولار عند بدء الانتاج الى (20 )مليون دولار عندما يصل الانتاج المتراكم الى (50 ) مليون برميل، بمجموع كلى قدره (37,5) مليون دولار.

أما عقود وزارة النفط فقد تم تعديلها في هذا الشأن ، حسب علمى، وأصبحت مكافأة التوقيع (150 ) مليون دولار غير قابلة للأسترجاع لكل من حقلىّ الزبير وغرب القرنة، بينما بقيت مكافأة حقل الرميلة قابلة للأسترجاع وهي بحدود (500 ) مليون دولار. ولا توجد مكافآت أخرى في عقود وزارة النفط.

2-      نفط الكلفة

تدخل في هذه الكلفة المصروفات الرأسمالية والتشغيلية والمكافآت المسترجعة، اضافة الى كلفة العمليات الأستكشافية الناجحة. أما كلفة العمليات الاستكشافية في الرقع الفاشلة فتتحملها الشركات. ولكن لغرض احتساب معامل الربحية (معامل R ) تضاف الكلف غير المسترجعة أيضا، لتحديد مقدار الكلفة المتراكمة التي تدخل في احتساب معامل الربحية.

ومن المهم ذكره هو أن استرجاع هذه الكلف يأتي من تخصيص (40% ) من الواردات النفطية، بعد استقطاع ريع حكومة الاقليم البالغ (10% ) من الواردات الكلية. وبالمقارنة، فأن عقود وزارة النفط لا تتضمن ريعا للحكومة المركزية، وتأتي تغطية مستحقات الشركات من تخصيص (50% ) من الواردات الكلية. وعليه فأن سداد مستحقات الشركات يكون أسرع فى عقود الوزارة منه في عقود الاقليم، كما سيتوضح لاحقا.

3-      نفط الربح

أن الربح الذي يستحقه المقاول يعتمد على نسبة متراكم الواردات الى متراكم الكلفة. وهذه النسبة تسمى معامل الربحية أو معامل (R). وفى معظم عقود كردستان يكون نفط الربح بحدود (30%) أذا كان معامل الربحية يساوي واحد أو أقل، وتهبط الربحية الى (15%) أذا كان ألمعامل أكثرمن أثنين. أما أذا كان المعامل محصورا”  بين واحد وأثنين فأنه يتحدد بحاصل ضرب الفرق بين النسبتين في (R-1). وحسب تقديرنا، تكون هذه النسبة الوسطية بحدود (20%) من النفط المتبقي بعد طرح نسبة الريع؛ أو بحدود (18%) من الأنتاج الكلي.

وبالمقارنة مع عقود الخدمة لوزارة النفط ، فأن ربحية الشركات من هذه العقود تكون بمقدار (2) دولار للبرميل الواحد أذا كان معامل (R) أقل من واحد، تنخفض الى(0,6) دولار للبرميل الواحد أذا كان معامل (R) يساوي اثنين أو أ كثر. وفيما بينهما، تتراوح الربحية بين (1-1,6 ) دولار/ برميل، حسب مقدار معامل (R). وتجدر الأشارة الى أن عقود وزارة النفط شملت حقولا” منتجة مثل حقلىّ الرميلة والزبير، وعليه تكون ربحية الشركات حسب البرميل الأضافي الذي تحققه الشركات.

وهناك ضريبة للدخل شملتها جميع العقود. ففي عقود الوزارة تحددت هذه الضريبة بمقدار (35%) من صافي أرباح الشركات، بينما تحددت بما لا يزيد عن (40%) في عقود الأقليم ، وكان  مقدارها  (15%) فى عقد وسط دهوك مع شركة (هنت).

أن الحسابات المبسطة ادناه تبين الفرق بين التدفق المالي لنموذج عقود الاقليم  ونموذج عقود الوزارة،  لحقل افتراضي ينتج بمعدل (100) ألف برميل/ يوم، بأفراض سعر ثابت للنفط مقداره (100 ) دولار/ برميل، وضريبة دخل موحدة مقدارها (35%) من ربح الشركات قبل الضريبة، وكلفة كلية قدرها 10% من اجمالي الواردات، تتضمن جميع المصروفات المسترجعة وغير المسترجعة. الأرقام بملايين الدولارات.

–          عقود الاقليم

                             الشركات           حكومة الاقليم

الريع (10%)                 –                   365

نفط الكلفة (10%)          365                   –

نفط الربح (20%)          584                 2336

الضريبة (35%)         – 204             +  204

المجموع                     745                 2905

–          عقود الوزارة

                           الشركات                الوزارة    

الريع                          –                       –

الكلفة (10%)             365                     –

الربح (2 دولار/برميل)   73                   3212

الضريبة (35%)        -26                  +26

المجموع                   412                   3238

من الارقام اعلاه يتبين ان التدفق المالي للشركات حسب نموذج عقود الاقليم يفوق ذلك من نموذج عقود الوزارة بمقدار الضعف تقريبا”( 745 لعقود الاقليم مقابل 412 مليون دولار لعقود الوزارة). علما” أن تحليل الكلفة بشكل اكثر تفصيلا” يأتي فيما يلي.

4-      تحليل الكلفة

 استكمالا” للمقارنة الاقتصادية بين نموذجيّ العقود، ينبغي أجراء حسابات التدفق المالي المحسوم (Discounted Cash Flow) لمعرفة بعض المؤشرات المهمة واللازمة لتقييم العقود بشكل أفضل. وأهم هذه المؤشرات هى مؤشر نسبة العائد الداخلي (Rate of Return Internal ) ومقدار القيمة الحالية (Present Value) للعائدات النفطية.

ولهذه الغاية تمت الحسابات على حقل أفتراضى أخضر يتم تطويره بموجب نموذجىّ العقود للاقليم والوزارة، وفقا” للفرضيات المبينة في أسفل الملحقين (1) و (2). ومن هذه الحسابات يتبين ما يلي:

–          أن نسبة العائد الداخلي (IRR) لأستثمارات الشركات ،حسب نموذج عقود الاقليم، يبلغ حوالي (31%) ، مقارنة بحوالى (19%) لعقود وزارة النفط. بمعنى أن عقود الاقليم أكثر ربحية للشركات من عقود الوزارة ، وهذا ما يفسر انجذاب الشركات للعمل فى الاقليم، رغم التعقيدات السياسية مع المركز.

–          من الجداول الملحقة، تم تقدير نسبة الربح في عقود الاقليم بمعدل 21% من الانتاج زائد/ناقص ا%. وفي عقود الوزارة بمعدل (1,6) دولار/برميل، زائد/ناقص 1., دولار/برميل. وتمت الحسابات بموجب هذه المعدلات.

–          أن القيمة الحالية لمستحقات الشركات، المحسومة بنسبة (10%)، تكون بحدود (2444 ) مليون دولار، في نهاية مدة العقد بعد 20 سنة، حسب عقود اقليم كردستان. وتكون بحدود (596 ) مليون دولار حسب عقود الوزارة. بمعنى ان الشركة المتعاقدة مع الاقليم تجني ربحا” يقدر بأربعة أمثال ما تحققه من حقل مماثل فى الجنوب، بموجب حسابات القيمة الحالية.

–          يتم سداد كلفة التطوير في نموذج عقود الاقليم بمدة أربعة سنوات ، وهى ضعف مدة السداد في نموذج عقود الوزارة، بسبب الريع الذي تتضمنه عقود الأقليم، اضافة لكون غطاء التسديد أقل منه في عقود الوزارة، وهذا في صالح عقود الاقليم.

5-      ملاحظات ختامية

أن هذه القراءة تبين أن عقود أقليم كردستان كانت سخية مع الشركات العالمية، بالمقارنة مع عقود وزارة النفط الاتحادية رغم كونها عقود استكشاف وتطوير تتحمل بعض المجازفة. وعليه يصعب أن نفهم كيف انها تستهدف تحقيق أعلى منفعة لشعب كردستان وشعب العراق عموما”، كما جاء في مقدمتها، اللهم ألّا أذا نظرنا للموضوع من الناحية السياسية وأهملنا الناحية الاقتصادية، وعندها تكون المصلحه السياسية للاقليم فقط وليس للعراق عموما”.

أضافة لذلك، ولأن عقود الأقليم من نوع المشاركة في الأنتاج، فأنها تسمح للشركات الأستفادة الكلية من زيادة أسعارالنفط ( Windfall) كما يحصل الآن. وكان بأمكان المفاوض الكردستاني أن يضع غطاء” لذلك ، بحيث تذهب الزيادة، فوق هذا الغطاء، للإقليم  كليا” أو جزئيا”. وتجدر الأشارة الى أن أسعار النفط العالمية قد تضاعفت منذعام 2005، ومعها ارباح الشركات المتعاقدة مع الاقليم، بينما تبقى ارباح الشركات المتعاقده مع الوزارة ثابتة ومستقلة عن أسعار النفط .

ومن المفيد أن نتطرق ألى علاقة عقود الاقليم بالخلافات الحالية والمحتملة مع المركز، من الناحية التطبيقية. فعلى سبيل المثال، كيف يتم التعامل مع ريع حكومة الاقليم البالغ (10% ) من الأنتاج ؟. هل يحول هذا الريع للحكومة الأتحادية أم يبقى لحكومة الاقليم؟. وأذا أحتفظت به حكومة الاقليم، هل ستتأثر حصتها من الموازنة العامة والبالغة (17% ) أم لا؟. علما” ان التسريبات الصحفية تشير الى أن حكومة الاقليم تسترجع (50%) من صادرات نفطها الرسمية، لتغطية مستحقات الشركات. واذا علمنا ان مستحقات الشركات تسدد بنسبة (40% ) من الصادرات،حسب  معظم عقود الاقليم، فذلك يعنى أنها قد تحتفظ ب (10% ) مما تسترجعه من صادراتها الرسمية وهي نسبة مساوية للريع الذي تضمنته عقود الاقليم.

وهناك موضوع الفرق بين ما يذهب الى خزينة الحكومة الأتحادية من واردات حقول كردستان وواردات حقول بقية العراق، حيث أن مساهمة حقول كردستان، حسب عقودها، تبلغ حوالي (70%) من اجمالي وارداتها، بعد أستقطاع مستحقات الشركات (20 %) وريع حكومة الاقليم (10% ) ، في حين تكون مساهمة حقول بقية العراق بحدود (95% ) من اجمالي دخلها حسب أسعار النفط الحالية، فمن يتحمل فرق العائدات هذه؟. وهناك أيضا موضوع المكافآت  الواردة في عقود الاقليم التي تذهب الى حكومة الاقليم ولا يوجد مثيلها في عقود وزارة النفط . ألا تستحق المحافظات المنتجة مثيلها؟.

هذه نقاط يجب النظرفيها، انصافا” للمحافظات المنتجة والشعب العراقي عموما”.

*) تشكر هيئة تحرير موقع شبكة الاقتصادين العراقيين الخبير النفطي العراقي القدير كامل المهيدي على تفضله بالموافقة على اعادة نشر هذا البحث القيم الذي تم اعداده في 23 اذار 2012

لتنزيل الملف بصيغة بي دي أف

الملحق

Cash Flow Calculations, KRG Contract Model

Appendix 1, page 1   Figures in million USD

 Year      1           2        3          4          5           6           7           8           9

           Capex  Opex  Prod.   Prod.   Rev.  Royalty   R.Rev.  Profit    Tax

 1         650

2          650

3         550

4         100       55        50    18.3      1825     182.5    1642   328      115

5          –           88         80    29.2      2920     292.0     2628   526    184

6          –          110      100    36.5      3650     365.0     3285   657    230

7         30        110      100    36.5      3650     365.0     3285   657    230

8         30        110      100    36.5      3650     365.0     3285   657    230

9         30        110      100    36.5      3650     365.5     3285   657    230

10       30        110      100    36.5      3650     365.5     3285   657    230

11       30        105       95     34.7       3468     346.8     3121   624    218

12       30         99        90     32.8        3285     328.5     2956   591    207

13       30         94         85    31.0        3102     310.2     2792   559    196

14       30        88          80    29.2        2920      292.0     2628   526    184                           15       30        84          76    27.7        2774      277.4     2497   499    175                            16         –         79           72    26.3        2628     262.8     2365   473    166                           17         –         75           68    24.8        2482     248.2     2234   447    156                            18         –         70           64    23.4        2336     233.6     2102   420    147                            19         –         66           60    21.9        2190     219.0     1971   394    135

20         –         62           57    20.8        2081     208.1     1873   374    131                      Total  2220   1515     68.8   502.6    50261    5o27      45234  9041 3167

(1)Estimated capital cost including exploration cost and recoverable bonuses, needed for developing a green field to a plateau of 100 thousand barrel daily.

(2) Operating expenditure, estimated at $3/bbl.(3)- Production rate in thousand barrel per day (tb/d).(4)- Production in million barrel per year (mb/y).(5)- Gross revenue in million USD per year (m$/y).(6)- Royalty , (m$/y).(7)- Remaining revenue,( m$/y).(8)-Profit oil before tax,( m$/y), calculated at 20% rate.(9)- Tax, 35%

KM/

Cash Flow Calculations, KRG Contract Model
Appendix 1, Page 2                                                                           Figs. In million USD
10      11       12         13           14       15         16         17       18
Year    Cap   C.Rec  NCF     Cum. C      Cum.R     R        10%     30%     35%
1                                                650          –
2                                               1300         –
3                                               1850         –
4         657      289     657      2005      657      0.33       449     230      198
6       1051      621    1051     2093     1708     0.82      653      297     234
6       1314      777     1314     2203     3022    1.29      742      292     217
7       1314      163     730       2343     3752    1.60       375     116       89
8       1314       –          567      2483     4319    1.74       265       70        51
9       1314       –          567      2623     4886     1.86       240       53       38
10     1314      –           567      2763      5453    1.97       219       41       28
11                                 541      2898      5994    2.07       190       30       20
12                                 513      3027      6507    2.15       163        22      14
13                                 487      3151      6994    2.22       141        16      10
14                                 460      3269     7454     2.28       121        12        7
15                                 438      3383      7892    2.33       105          9        5
16                                 380      3462      8278     2.39        84          6        3
17                                 366      3537      8644     2.44        72           4        2
18                                 343      3607      8987      2.49        62          3        2
19                                 317      3673      9304      2.53        53          2        1
20                                 305     3735       9609      2.57        51          2        1
Total                                                                                     2444    +58    -142
10- Recovery Cap, 40% 0f gross revenue less royalty.
11- Cost recovery, m$
12- Net Cash Flow ( IOCs entitlement )
13- Cumulative Cost, m$
14- Cumulative Revenue, m$.
15- R. Factors. From them , the average profit oil is found to be (21% plus/minus 1%).
16- Discounted cash flow at 10% rate.
17- Discounted cash flow at 30% rate
18- Discounted cash flow at 35% rate. From 16,17 and 18, the (IRR) is found to be (31%). KM/23-3-2012

 

Cash Flow Calculations, MinOil Contract Model

	Appendix 2, Page 1                                                                               Figures in million USD
	1           2            3          4               5               6           7             8              9
	Year    Capex    Opex     Prod.    Prod.     Revenue    Profit    Tax   Rec. Cap    Cost Rec
	1            600        –              –            –                –                 –           –            –                  –
	2            600
	3            500
	4            100       55          50         18.3          1825       29.2        10.2      913            739
5             –                                            5                        8 8          80         29.2          2920      46.7        16.1      1460            961
	6              –         110       100         36.5          3650       58.4        20.4     1825              –
	7            30        110        100        36.5          3650       58.4        20.4     1825              –
	8           30        110        100        36.5          3650       58.4        20.4     1825              –
	9           30        110        100        36.5          3650       58.4        20.4     1825              –
	10          30        110        100        36.5          3650       58.4        20.4     1825              –
	11          30        105          95        34.7          3470       55.5         19.4     1735              –
	12          30          99          90        32.8           3280       52.5        18.4     1640              –
	13          30          94          85        31.0           3100       49.6        17.4     1550              –
	14          30          88          80        29.2           2920       46.7        16.4     1460               –
	15          30          84          76         27.7           2770      44.3        15.5      1385              –
	16           –            79           72        26.3           2630       42.1        14.7     1315               –
	17           –            75           68        24.8           2480       39.7        13.9     1280                –
	18           –            70           64        23.4           2340       37.4        13.1     1170                –
	19           –             66          60         21.9           2190       35.0       12.3      1095               –
	20           –             62           57        20.8           2080       33.3       11.6      1040               –
	1-       Estimated capital expenditure, required for developing a green field to  a plateau of 100 thousand barrel daily.
	2-      Estimated Operating expenditure, $3/barrel.
	3-      Production rate, thousand barrel per day (tb/d).
	4-      Production per year, (tb/y)
	5-      Revenue, million USD per year (mb/y), assuming oil price of $100/barrel.
	6-      Profit at an average of $1.6/barrel.
	7-      Tax at 35% of profit.
	8-      Cost recovery cap, 50% of revenue.
	9-      Recoverable cost KM/23-3- 2012

Cash Flow Calculations, MinOil Contract Model

Appendix 2,Page 2                                                                       Figs. In million USD
10           11              12               13                 14                 15
NCF    Cum.Rev.  Cum. Cost    R. Factor    DCF(10%)    DCF (20%)
1        –                    –                600                –                -545             -500                     –
2                                              1200               –                -496             -417
3                                              1700               –                -376             -289
4           913         913             1855            0 .49             624              440
5         1079        1990            1943            1.02              670             434
6           148        2136            2053            1.04               84                 50
7           178        2312            2193            1.05               91                 50
8           178        2488             2333           1.07               83                 41
9           178        2664             2473           1.08               75                 34
10         178        2840             2613           1.o8               69                 29
11         171        3009             2748           1.09                60                23
12         163         3170            2877           1.10                52                18
13         156         3324            3001           1.11                45                15
14         148         3471            3119           1.11                39                12
15         143         3612            3233           1.12                34                  9
16         106         3717            3312           1.12                23                  6
17         101         3816            3387           1.13                20                  5
18          94          3909            3457            1.13               17                  4
19          89          3996            3523           1.13                15                  3
20          84          4078            3585           1.14                12                  2
Total                                                                                    596              -31
10 –       Net Cash Flow ( IOCs entitlement).
11 –      Cumulative Revenue.
12 –       Cumulative cost.
13 –      R. factor, averaging ( 1.0-1.25), hence , the average remuneration is equal to            $1.6/bbl plus or minus($ 0.1/ bbl).
14-      Discounted cash flow at 10% rate.
15 –      Discounted cash flow at 20% rate. From 14 and 15, the (IRR) is found to be about (19%).
KM/23 March 2012