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 |
الاراء المطروحة في جميع الدراسات والابحاث والمقالات المنشورة على موقع الشبكة لاتعكس بالضرورة وجهة نظر هيئة تحرير الموقع ولا تتحمل شبكة الاقتصاديين العراقيين المسؤولية العلمية والقانونية عن محتواها وانما المؤلف حصريا. لاينشر اي تعليق يتضمن اساءة شخصية الى المؤلف او عبارات الكراهية الى مكون اجتماعي وطائفة دينية أو الى اي شخصية أو مؤسسة رسمية او دينية