خانه / مجله دستاورد صنعت / بازار نفت / مدل جدید قراردادهای نفتی بعد از بیع متقابل به سرانجام رسید

مدل جدید قراردادهای نفتی بعد از بیع متقابل به سرانجام رسید

وزارت نفت میزان سرمایه لازم برای توسعه این بخش را ۲۰۰ میلیارد دلار در پنج سال آینده اعلام کرده و در تلاش است تا با همکاری شرکت های داخلی و شرکت های بین المللی صنعت نفت و گاز را توسعه دهد.

اولین قرارداد نفتی که بر اساس مدل جدید قراردادهای نفتی تنظیم شده اخیرا با شرکت نفت و گاز پرشیا وابسته به ستاد اجرایی فرمان امام امضا شد که ارزش آن دو میلیارد و ۲۰۰ میلیون دلار اعلام شده است.

این قرارداد برای توسعه و افزایش ضریب بازیافت میدان های مشترک یاران، کوپال آسماری، کوپال بنگستان و مارون بنگستان است و شرکت نفت و گاز پرشیا باید ظرفیت تولید این میدان های نفتی را افزایش دهد. میدان نفتی یاران از میدان های مشترک نفتی ایران و عراق است که با میدان نفتی مجنون در عراق مشترک است.

در همین زمینه وزارت نفت به قرارگاه بازسازی خاتم الانبیاء نیز فرصت داده تا پروژه های مورد نظر خود را برای مشارکت در توسعه اعلام کند.

وزارت نفت تیرماه امسال هشت صلاحیت هشت شرکت ایرانی را برای همکاری با شرکت های بین المللی اعلام کرد که این هشت شرکت در زمینه اکتشاف و تولید نفت و گاز در بخش بالادستی فعالیت خواهند کرد. بنابر اعلام وزارت نفت، شرکت های پتروپارس، مهندسی و ساختمان صنایع نفت، انرژی دانا، گروه مپنا، شرکت مدیریت طرح های صنعتی ایران، قرارگاه خاتم الانبیا و شرکت توسعه نفت و گاز پرشیا وابسته به ستاد اجرایی  فرمان امام صلاحیت دارند تا با همکاری شرکت های نفتی بین المللی در اجرای طرح های توسعه ای صنعت نفت مشارکت کنند.

وزارت نفت اکنون در صدد دعوت از شرکت های بین المللی برای شرکت در مناقصه های برای اجرای پروژه های نفتی است. همکاری تازه با شرکت های داخلی و خارجی بر اساس قراردادهای تازه ای خواهد بود که وزارت نفت آن را بعد از چند سال آماده کرده است.

به دلیل مخالفت های گسترده با قراردادهای جدید، وزارت نفت ناچار شد برای قانع کردن منتقدان، اصلاحاتی در این قراردادها انجام دهد و اکنون با وجود این که هنوز برخی انتقادها در این زمینه وجود دارد اما وزارت نفت، سعی دارد به زودی قراردادهای بیشتری را با شرکت های داخلی و خارجی امضا کند.

نحوه همکاری در قراردادهای جدید

بیژن زنگنه وزیر نفت می گوید که “در اجرای پروژه ها، تفاوتی میان شرکت های ایرانی تائید صلاحیت شده نمی گذاریم. آنها باید منابع مالی و شریک خارجی خود را برای انتقال  فناوری داشته باشند و شرکت پرشیا قول داده است که شریک خارجی بیاورد.

به گفته وزیر نفت ایران دو میلیارد و ۲۰۰ میلیون دلار سرمایه برای اجرای این قرارداد با شرکت نفت و گاز پرشیا “از منابع داخلی، شریک خارجی و بخشی به شکل وام تامین شود.”

وزارت نفت می گوید در قراردادهای جدید نفتی، شرکت های خارجی نمی توانند بدون داشتن شریک ایرانی، قرارداد امضا کنند و به گفته وزیر نفت نحوه بازپرداخت سرمایه گذاری های انجام شده “مشروط به تولید شرکت پیمانکار است، یعنی پیمانکار باید در این پروژه درآمد ایجاد کند تا از محل بخشی از درآمد، اصل مبلغ سرمایه گذاری شده، هزینه ها، پاداش و دستمزد را بپردازیم.”

وزیر نفت می گوید که در مجموع قراردادها بیش از ۷۰ درصد کار به شرکت های ایرانی واگذار می شود و در قراردادهایی که شرکت ایرانی رهبر کنسرسیوم است سهم شرکت های ایرانی به ۸۰ درصد نیز می رسد.

در حالی که دولت می گوید هدف قراردادهای جدید نفتی توسعه میادین مشترک در سریع ترین زمان ممکن است اما منتقدان می گویند که در این قراردادها، منافع ملی به خطر می افتد و شرکت های خارجی به دلیل طولانی شدن مدت قرارداد نسبت به قراردادهای قبلی نسبت به تولید صیانتی، افزایش بازیافت و انتقال تکنولوژی و دانش فنی تعهدی نخواهند داشت.

به گفته وزیر نفت، “شرکت های خارجی زیادی تمایل به مشارکت دارند و تاکنون چندین تفاهم نامه مطالعاتی و قرارداد محرمانگی با شرکت های خارجی امضا شده است و این شرکت ها در حال مطالعه میدان ها هستند.”

وزارت نفت درصدد است تولید نفت را از کمتر از چهار میلیون بشکه در روز به پنج میلیون و ۷۰۰ هزار بشکه در روز برساند و به گفته وزیر نفت برای توسعه میدان های نفتی به ۱۰۰ میلیارد دلار سرمایه گذاری نیاز داریم.

مرکز پژوهشهای مجلس در گزارشی ضمن بررسی قراردادهای نفتی در جهان، ضمن بررسی قراردادهای بیع متقابل، جزئیات قراردادهای جدید نفتی را نیز مطرح کرده است. بخش هایی از این گزارش را می خوانید:

 

قراردادهای بیع متقابل تقریباً از نظر تئوری اکثر نگرانی های طرف ایرانی را به لحاظ حفظ مالکیت و حاکمیت دولت بر منابع طبیعی کشور، مرتفع می سازد. همچنین دولت ایران هیچ تعهدی برای بازپرداخت هزینه های انجام گرفته توسط شرکت پیمانکار نداشته و در صورت عدم رسیدن به سطح تولید قراردادی ریسک سرمایه گذاری به عهده پیمانکار گذاشته شده است.

با وجود مزایای ذکر شده برای این قراردادها یکسری انتقادات و ضعفهای جدی در این نوع از قرارداد وجود دارد، ازجمله احتمال عدم رعایت موازین تولید صیانتی، نادیده گرفتن ظرفیت های داخلی عدم انتقال تکنولوژی به مفهوم واقعی آن، کوتاه بودن طول دوره قرارداد و عدم مشارکت شرکت خارجی در دوره بهره برداری با شرکتهای داخلی، عدم مشارکت شرکت ملی نفت در مدیریت پروژه، عدم پیوستگی فازهای اکتشاف، توسعه و تولید، عدم ایجاد انگیزه کافی برای شرکت خارجی جهت انتقال تکنولوژی، عدم ارتباط میان دریافتی شرکت با نوع تکنولوژی به کار گرفته شده در توسعه میدان، عدم تناسب قراردادهای بیع متقابل در حوزه اکتشاف و عدم انعطاف پذیری قراردادهای بیع متقابل.

مهمترین وجه تمایز با قراردادهای جدید (IPC)  با قراردادهای بیع متقابل، حضور پیمانکار در دوره بهره برداری و بلندمدت بودن طول دوره قرارداد است. همچنین دستمزد پیمانکار بر اساس میزان تولید از میدان است که نسبت به فاکتورهای مختلفی همچون قیمت نفت، عامل R، سطح تولید و نوع میدان شناور است.

از آنجا که دستمزد پیمانکار بر اساس میزان تولید از میدان تعیین می گردد و نسبت به فاکتورهای مختلف شناور است، این مکانیسم باعث انعطاف پذیری کافی در قرارداد می گردد و با توجه به پذیرش ریسک کاهش تولید توسط پیمانکار، بهره گیری از دستمزد بیشتر یا کمتر در صورت افزایش یا کاهش قیمت نفت با لحاظ نمودن سقف و کف، تا حدودی این ریسک را جبران نموده و جذابیت قرارداد را نسبت به سایر فرصتهای سرمایه گذاری پیمانکار، حفظ می کند.

نکته بسیار مهم آن است که پارامترهای قرارداد همچون نحوه تعدیل دستمزد در قبال تغییر عامل R سطح قیمت و … باید به صورت دقیق از طریق شبیه سازی مالی قرارداد تنظیم گردند به نحوی که مسائلی همچون بیش برآورد هزینه، انجام هزینه های اضافی، کاهش یا افزایش شدید نرخ بازدهی طرفین و مسائلی از این دست در عمل اتفاق نیافتد.

هرچند براساس اظهار نظر برخی متخصصان حقوق نفت و گاز به نظر می رسد امکان ثبت ذخایر نفتی در دارایی شرکت های پیمانکار از لحاظ حقوقی در قراردادهای IPC فراهم آمده است، اما برخی از کارشناسان و مقامات مرتبط با موضوع چنین اظهار نظر می کنند که در این قرارداد، پرداخت دستمزد (فی) به صورت نقدی (دلاری) است ولی همانند بیع متقابل این پرداخت می تواند در قالب “خرید و فروش” نفت که یکی از ضمایم قرارداد است انجام شود که یک معامله تجاری است و نقطه تحویل دارد. لذا حتی مالکیت بر تولید نیز در این قرارداد تفسیر نمی شود و به طریق اولی مالکیت بر ذخایر امکان ندارد.

قانون نفت ایران از سال ۱۳۳۶ عملات رژیم حقوقی امتیاز را کنار گذارده و قراردادهای مشارکت در تولید را طرحریزی نمود. قانون نفت سال ۱۳۵۳ یک گام جلوتر رفته و قرارداد خدمت را جایگزین قرارداد مشارکتی کرد.

پس از پیروزی انقلاب اسلامی بخش خصوصی به طور عام و  سرمایه گذاران خارجی به طور خاص، در فعالیتهای اقتصادی مقرر گردید. بسیاری از بخشهای اقتصاد، ملی شدند. به علاوه امتیاز تشکیل شرکتها و مؤسسات در امور تجارتی و صنعتی و کشاورزی و معادن و خدمات به خارجیان مطلقاً ممنوع، استخدام کارشناسان خارجی محدود و هر گونه قرارداد که موجب سلطه بیگانه بر منابع طبیعی و اقتصادی کشور گردد، ممنوع شد. در ماده ۶ قانون نفت مصوب ۱۳۶۶ بر ممنوعیت هر گونه سرمایه گذاری خارجی در بخش نفت و گاز کشورتأکید شد.

پس از پایان جنگ تحمیلی، اکتشاف و توسعه میادین نفت وگاز در ایران به عنوان یکی از اولویتهای اولیه دولت جمهوری اسلامی ایران تعیین شد و قانونگذار با تصویب برنامه دوم توسعه اقتصادی، اجتماعی و فرهنگی مجوز انجام این کار با استفاده از منابع خارجی را صادر نمود، به نحوی که بازپرداخت هزینه های انجام شده برای هر طرحی از محل عواید حاصل از تولید همان طرح صورت پذیرد. بدین ترتیب، ماده ۶ قانون سال ۱۳۶۶ که هرگونه سرمایه گذاری خارجی در پروژههای نفت و گاز را ممنوع میکند، به طور ضمنی و با تبدیل آن به تأمین منابع مالی و بدون حق مالکیت اصلاح گردید. اجازه انعقاد قرارداد بیع متقابل در برنامه های پنج ساله توسعه اقتصادی سوم و چهار و پنجم نیز تسریع شده است.

قراردادهای بیع متقابل حالت خاصی از قراردادهای ریسکی خرید خدمت هستند که پیمانکار طرف قرارداد، عملیات مربوط به اکتشاف و توسعه را در قبال دریافت حق الزحمه ای معین انجام می دهد. این قراردادها از ابتدا تاکنون با توجه به تغییراتی که در آنها صورت گرفته است دارای سه نسل مختلف بوده  اند. از حدود دو سال پیش نسل جدیدی از قراردادهای ریسکی خرید خدمت در کشور تحت عنوان IPC مطرح شده است. این قراردادها که شباهت نسبی با قراردادهای خدماتی عراق دارند به عنوان جایگزین قراردادهای بیع متقابل به صنعت نفت معرفی شده است. برخی از مهمترین اهداف طراحی قرارداد جدید به شرح زیر است:

– اکتشاف میادین جدید (همراه با توسعه آن) در تمامی نقاط اعم از مناطق کم ریسک و پرریسک

– توسعه میادین کشف شده با بهترین روشهای جهانی و کمترین هزینه ممکن و حداکثر نرخ کارآیی و بالاترین نرخ بازیافت با دید بلندمدت و در نظرگرفتن کل سیکل عمر مخزن

– حفظ ظرفیت تولید و افزایش نرخ بازیافت با سرمایه گذاری و بهره برداری از میادین مکشوفه توسعه نیافته و یا میادین در حال تولید (گرین و براون)

– در اولویت قرار دادن میادین مشترک با ایجاد انگیزه کافی برای شرکتهای خارجی و در صورت امکان از طریق یکپارچه سازی عملیات بهره برداری و در دستور کار قراردادن احتمال استفاده از مدل قراردادی کشور همسایه (در صورت لزوم) توسط شرکت ملی نفت

– رسیدن به حداکثر نرخ کارآیی در میادین در حال تولید با ایجاد ارتباط میان دستمزد (فی) و سطح تولید در قرارداد

– رسیدن به سطح حداکثر تولید تعریف شده در طرح توسعه فاز به فاز و حفظ سطح تولید در آن سطح تعریف شده برای دوره ماندگاری مشخص

– انتقال تکنولوژی و بومی سازی آن از طریق همکاری شرکت خارجی با شرکتهای داخلی و به کارگیری نیروهای متخصص داخلی به منظور صرفه جویی در هزینه و ارتقای قابلیت نیروهای داخلی و کسب مهارتهای لازم جهت همکاری با شرکتهای خارجی در میادین داخلی و همچنین بازارهای بین المللی

 

مشخصات قراردادهای  IPC

نسل جدید قراردادهای نفتی

نسل جدید قراردادهای بالادستی که از آن تحت عنوان قراردادهای نفتی ایران یاد می شود و به تازگی طراحی و در دستور کار وزارت نفت قرار گرفته است.

مهمترین وجه تمایز این قراردادها با قراردادهای بیع متقابل، حضور پیمانکار در دوره بهره برداری و بلندمدت بودن طول دوره قرارداد است. همچنین دستمزد پیمانکار بر اساس میزان تولید از میدان است که نسبت به فاکتورهای مختلفی همچون قیمت نفت، عامل R، سطح تولید و نوع میدان، شناور است.

  • رژیم مالی قرارداد

بر خلاف قرادادهای بیع متقابل که پیمانکار خارجی در فاز بهره برداری حضور نداشت، در قراردادهای IPC شرکت خارجی در تمامی فازهای اکتشاف، توسعه و تولید حضور دارد. به طور کلی از محل بخشی از عواید حاصل از نفت تولیدی در این قراردادها، هزینه و دستمزد پیمانکار (شرکتهای خارجی-ایرانی) پرداخت می شود.

ـ نفت هزینه

هزینه های عملیاتی که توسط شرکت نفت خارجی مبتنی بر قرارداد نفتی ایران صورت می گیرد به سه دسته ذیل تقسیم بندی می شود.

الف: هزینه های سرمایه ای مستقیم DCC (Direct Capital Cos): هزینه های سرمایه ای مستقیم در برگیرنده هزینه ها و مخارجی هستند که برای ارزیابی و توسعه میدان و دستیابی به اهداف برنامه توسعه و دیگر اهداف عملیات(توسعه) ضروری اند؛ این هزینه ها به دو دسته تقسیم می شود:

  • هزینه های سرمایه ای مستقیم برای دستیابی به هدف تولید اولیه: میزان این هزینه ها برآورد شده و در قرارداد به عنوان تعهد متصدی عملیات نفتی برای هزینه کرد چنین مخارجی و دستیابی به اهداف تولید اولیه درج خواهد شد؛
  • هزینه های سرمایه ای مستقیم برای دستیابی به اهداف فاز بعدی: بر اساس نتایج حاصل از عملیات ارزیابی و تولید اولیه و با در نظر گرفتن رفتار مخزن و طرح توسعه جامع میدان هزینه های لازم برای دستیابی به اهداف فاز بعدی توسط طرفین هر ساله مورد بازنگری و تصویب قرار می گیرد. برنامه و بودجه سالیانه که باید توسط کمیته مشترک (JMC)و شرکت ملی نفت تأیید گردد معیار تأیید و بازپرداخت هزینه های مستقیم سرمایه ای خواهد بود و انحراف از بودجه سالیانه نباید بیشتر از پنج درصد باشد.

ب: هزینه های غیرمستقیم

هزینه های غیر مستقیم شامل تمامی هزینه هایی هستند که به وسیله متصدی تعهد و پرداخت شده اند و به صورت غیرمستقیم و مربوط به عملیات توسعه هستند؛ این هزینه ها که در دوره بازیافت و مطابق سازوکار مقرر در این قرارداد بازپرداخت خواهند شد، صرفاً شامل “هزینه های قانونی ایران” می باشند.

ج) هزینه های پول

در قراردادهای بیع متقابل این ردیف هزینه ای تحت عنوان “هزینه های بانکی” و به منظور جبران هزینه های تأمین مالی عملیات توسعه پیشبینی شده است؛ مطابق این قرارداد، به پرداختهای نقدی و تعهد شده توسط پیمانکار، هزینه های بانکی با روش مرابحه مرکب تعلق می گیرد. این هزینه ها به صورت ماهیانه محاسبه و تاریخ احتساب آنها روز نخست اولین ماه پس از ماهی است که به هزینه های غیرسرمایه ای و هزینه های بهره برداری و هر گونه تأخیر در پرداخت اقساط هزینه ها تعلق می گیرد. نرخ محاسبه این هزینه ها از جمع نرخ بهره لایبور به علاوه یک درصد حاصل می شود.

اما درخصوص نحوه بازیافت هزینه ها و حقوق پیمانکار در این قرارداد پیش بینی شده است که این مطالبات از محل عایدات میدان و در قالب “نفت هزینه ای” مستهلک خواهند شد. منظور از نفت هزینه ای عبارت است از “بخشی از هزینه های تعهد و پرداخت شده اکتشاف، توسعه، تولید، هزینه های پول و حق الزحمه توسعه و بهره برداری (از میدان) به وسیله متصدی اکتشاف، توسعه، تولید میدان، بر حسب مورد است.”   شایان ذکر است که میزان نفت هزینه از ۵۰  درصد عواید یا تولیدات میدان تجاوز نخواهد کرد (حداکثر معادل ۵۰ درصد عواید یا تولیدات میدان خواهد بود)

بدین ترتیب هزینه های سرمایه ای که تا هنگام شروع تولید اولیه (یا نهایی از میدان) صورت گرفته  حداکثر ظرف ۵ الی ۷ سال از زمان شروع باید پرداخت شود. آغاز بازپرداخت این هزینه ها بعد از شروع تولید اولیه و از محل تولیدات میدان خواهد بود. هزینه های سرمایه ای که از تاریخ تولید اولیه به بعد انجام شده است نیز ظرف ۵ تا ۷ سال از تاریخ هزینه کرد تسویه می گردند. هزینه های پول یا بانکی نیز برحسب فرمول مشخص در قرارداد محاسبه و بر اقساط هزینه های سرمایه ای مستقیم (در صورت تأخیر در بازپرداخت اقساط) منظور شده و در دوره بازیافت مستهلک می گردند. همچنین هزینه های غیر مستقیم قبل از شروع تولید اولیه ظرف ۵ الی ۷ سال از زمان هزینه کرد و شروع پرداخت آن از تاریخ تولید اولیه خواهد بود. هزینه های غیرمستقیم بعد از تولید اولیه مشابه هزینه های بهره برداری به صورت جاری (Current Basis) تسویه خواهند شد.

ـ دستمزد (فی)

پرداخت دستمزد (فی) بر اساس میزان تولید محقق شده از میدان و به صورت فی در هر بشکه پیش بینی شده است. نرخ دستمزد براساس پنج فاکتور اصلی به شرح جدول زیر تعدیل می شود:

ردیف عوامل تاثیر گذار مولفه ها نحوه تعدیل
۱ نوع میدان میزا ریسک- خشکی و دریایی- مستقل یا مشترک به میادین دریایی و با ریسک بالاتر و همچنین میادین مشترک فی بالاتری تعلق می گیرد
۲ R-factor نسبت مجموع درآمد پیمانکار به هزینه در دوره مورد بررسی با افزایش R به صورت پلکانی میزان فی کاهش می یابد
۳ سطح تولید هر میدان با افزایش سطح تولید هر میدان به صورت پلکانی فی کاهش می یابد (تشویق توسعه میدان های کوچک تر)
۴ قیمت نفت با افزایش یا کاهش قیمت به صورت پلکانی فی افزایش کاهش می یابد (با رعایت سقف و کف)
۵ قلمرو خدمات اکتشاف – توسعه و تولید در صورت حضور پیمانکار در فاز اکتشاف، ۱ دلار در هر بشکه / هزار فوت مکعب به فی پایه افزوده می شود

 

به طور کلی نرخ دستمزد در مناطق خشکی و میادین غیر مشترک پایین تر و در مناطق دریایی به خصوص عمیق و میادین مشترک بالاتر می باشد.

به دلیل شباهت نحوه توزیع منافع قراردادهای نفتی ایران (IPC) با قرارداد خدمات فنی  عراق (TSC) ، برخی معتقدند که قرارداد نفتی ایران از این منظر همچون قرارداد مذکور و مانند قراردادهای نفتی خدماتی (بیع متقابل) است زیرا در این قرارداد نیز همانند قرارداد خدماتی بیع متقابل پرداخت مطالبات پیمانکار صرفا از محل عایدات میدان صورت می گیرد و تاحدودی شبیه قرارداد مشارکت در تولید (گر چه مالکیتی منتقل نمی شود) است و جدا از  بازیافت تمام هزینه های عملیاتی پیمانکار اعم از هزینه های عملیاتی دوره اولیه توسعه و هزینه های سرمایه ای و غیر سرمایه ای دوره بهره برداری و برای حفظ و بهبود ضریب بازیافت وی از بخشی از عایدات میدان تا پایان مدت زمان قرارداد به عنوان دستمزد منتفع می گردد.

  • ارزیابی شاخصهای قراردادی

در این قسمت از زوایای مختلف حقوقی، مالی و اقتصادی به ارزیابی ساختار قراردادهای نفتی ایران پرداخته و محاسن و معایب آن را مورد بررسی قرار می دهیم.ـ

  • حقوقی

مهمترین مسئله در خصوص ارزیابی حقوقی قراردادهای نفتی بررسی حق مالکیت طرفین بر ذخایر نفتی است. هر چند در قراردادهای جدید نفتی ایران همانند سایر قراردادهای خدماتی، مالکیت ذخایر و نفت تولیدی در سر چاه به پیمانکار منتقل نمی گردد، لکن از چند زاویه مالکیت و حاکمیت ملی نسبت به منابع نفتی در این قراردادها خدشه دار می گردد و نکات بسیار قابل تأملی در این زمینه وجود دارد:

هرچند بر اساس اظهار نظر برخی متخصصان حقوق نفت و گاز به نظر می رسد امکان ثبت ذخایر نفتی در دارایی شرکتهای پیمانکار از لحاظ حقوقی در قراردادهای IPC فراهم آمده اما مقامات ایرانی مدعی هستند که در این قرارداد، پرداخت دستمزد (فی) به صورت نقدی (دلاری) است ولی همانند بیع متقابل این پرداخت می تواند در قالب قرارداد “خرید و فروش” نفت که یکی از ضمایم قرارداد است انجام شود که یک معامله تجاری است و نقطه تحویل دارد. لذا حتی مالکیت بر تولید نیز در این قرارداد تفسیر نمی شود و به طریق اولی مالکیت بر ذخایر امکان ندارد. آنچه که امروزه به عنوان یک ضرورت قانونی در بورسهای دنیا برای شرکتهای نفتی مطرح است افشای قراردادها و برآوردها همراه با تراز مالی سالیانه است که باید انجام دهند و این به معنی ثبت ذخیره نیست.

از آنجا که شرکت خارجی به ازای هر بشکه نفت تولیدی مقدار مشخصی دستمزد دریافت می کند کاهش یا توقف تولید از میدان مورد نظر قرارداد بنا بر هر دلیلی بجز دلایل فنی، هرچند ازسوی دولت امکانپذیر است اما نباید بازپرداخت مطالبات پیمانکار را تحت تأثیر قرار دهد. این مسئله در مصوبه هیئت دولت نیز صراحتاً تحت بند ۳- ۱۰ مورد اشاره قرار گرفته و بیان شده چنانچه وزارت نفت تصمیم به کاهش سطح تولید و یا توقف آن بگیرد اولویت با کاهش میادین خارج از موضوع قرارداد خواهد بود و در صورتی که تصمیم بر کاهش تولید از میدان موضوع قرارداد اخذ شود، این کاهش تولید نباید در بازپرداخت هزینه ها و دستمزد متعلقه به پیمانکار تأثیر گذارد.

لذا می توان گفت هرچند در بند۳-۱ مصوبه دولت حق حاکمیت و تصرف مالکانه برای دولت محفوظ شمرده شده است، اما آنچه با درج این بند قراردادی نیز تأمین نمی شود هزینه ها و غرامت های ناشی از اقدامات دولت در مقام اعمال حاکمیت و مالکیت است که باید تمامی این هزینه ها را در وجه پیمانکار، بر اساس قاعده انتظار معقول پرداخت نماید. یکی از مهمترین انتظارات معقول ایجاد شده برای پیمانکار در این قرارداد دریافت دستمزد معین به ازای هر بشکه نفت یا میعانات تولید شده است. لذا اگر دولت در مقام اعمال حاکمیت بنا به هر دلیلی غیر از دلایل فنی، تصمیم بر کاهش یا توقف جریان تولید از میدان نماید، پیمانکار می تواند تمام دستمزد نفتی که می توانسته در دوره توقف تولید، دریافت نماید را مطالبه نماید. این مسئله به صورت غیرمستقیم به منزله تعلق حق دینی بر نفت تولید شده از مخزن، متناسب با ذخیره درون مخزن و ضریب بازیافت از آن است.

البته در مقابل می توان نکات زیر را مد نظر قرار داد:

  • دولت حق دارد به هر دلیلی تولید را قطع یا کاهش دهد و موضوع نحوه جبران مالی پیمانکار مسئله ثانویه است و این مسئله ناقض حق حاکمیت و مالکیت دولت بر منابع نفتی نیست.
  • احتمال وقوع موارد فورس ماژور که به تبع آن دولت ناگریز از کاهش یا توقف تولید است، بسیار اندک است و در صورت وقوع حکم خود را دارد که در قرارداد ذکر شده و در دوران فورس ماژور تعهدات طرفین تعلیق شده و حتی در صورت طولانی شدن این دوره احتمال فسخ قرارداد نیز وجود دارد.
  • کاهش تولید به دلیل کاهش سهمیه اوپک و نظایر آن نیز سهم کمی برای هر میدان دارد و مدت آن نیز کوتاه است و لذا می توان به راحتی آن را مدیریت کرد و حتی المقدور کاهش تولید را از سایر میادین که پیمانکار خارجی ندارد انجام داد تا مشکلات حقوقی مذکور بروز ننماید.
  • تحمیل ریسک توقف یا کاهش تولید به دلایل غیر فنی بر پیمانکار (بدون جبران هزینه ها مالی صورت گرفته توسط وی و دستمزد مربوطه) باعث بالا رفتن چشمگیر ریسک قرارداد شده و خود را در هزینه های طرحها نشان خواهد داد که هزینه بی موردی را بر دوش دولت و شرکت ملی نفت قرار خواهد داد.
  • ساختار قراردادهای جدید نفتی زمینه حضور بلندمدت شرکتهای نفتی خارجی در کشور را فراهم آورده و شرکتهای مذکور می توانند از این طریق دستیابی بلندمدت و مطمئن نسبت به ذخایر نفتی کشور را برای خود ایجاد نمایند.
  • هر چند قرارداد IPC زیرمجموعه قراردادهای خدمت تعریف شده است، اما از آنجا که دستمزد پیمانکار بر اساس تولید و قیمت نفت به صورت پلکانی تغییر می کند، به نوعی می توان این قرارداد را مشابه قراردادهای مشارکت در تولید در نظر گرفت و از طرف دیگر این مسئله نیز باید مورد توجه قرار گیرد که در قرارداد IPC بر خلاف مشارکت در تولید که از همان ابتدا حق مالکیت بر بخشی از تولید به طرف مقابل بر قرار می گردد، این مسئله به صراحت رد شده است.

ـ مالی و اقتصادی

در این قسمت به بررسی برخی شاخصهای اقتصادی این قراردادها پرداخته شده است.

الف) نحوه تقسیم و میزان دریافتی طرفین

در قراردادهای جدید نفتی ایران، طرف دوم قرارداد علاوه بر دریافت هزینه های سرمایه ای مستقیم و غیر مستقیم و هزینه های عملیاتی در دوران بهره برداری نیز حضور داشته و از هر بشکه نفت/ هزار فوت مکعب گاز تولیدی/اضافی در میادین جدید/در حال تولید دستمزد مشخصی را دریافت می دارد.

یکی از تفاوتهای اساسی میان رژیم مالی این قرارداد و قراردادهای بیع متقابل در این است که دستمزد در قراردادهای بیع متقابل به صورت معین در زمان انعقاد قرارداد مشخص شده و همراه با  هزینه های سرمایه ای و بانکی پیمانکار در اقساط ۵ تا ۹ ساله به پیمانکار پرداخت می گردید. در حالی که  در قرارداد IPC دستمزد پیمانکار تابعی از عوامل مختلف ازجمله سطح تولید است.

ب) عوامل تأثیرگذار بر دریافتی طرفین

–  قیمت نفت

با افزایش قیمت نفت به دلیل افزایش درآمد میدان و به تبع آن افزایش سقف بازپرداخت مطالبات پیمانکار، بازپرداخت مطالبات سریعتر صورت می پذیرد لکن این مسئله (تسریع در بازپرداخت پیمانکارهنگام افزایش قیمت) تنها در قیمت های پایین نفت موضوعیت دارد و با افزایش قیمت از سطح مشخصی، سقف بازپرداخت تحدیدکننده نخواهد بود. همچنین از آنجا که نرخ دستمزد به صورت پلکانی با قیمت نفت در ارتباط است، در قیمتهای بالاتر میزان دستمزد افزایش یافته و در نتیجه عایدی و نرخ بازدهی داخلی پیمانکار نیز افزایش خواهد یافت. البته دریافتی پیمانکار ممکن است تغییر چندانی پیدا نکند.

  • سطح تولید

افزایش سطح تولید از طرق مختلف بر بازدهی و دریافتی طرفین تأثیر می گذارد. از یک سو سقف بازپرداخت به دلیل افزایش درآمد میدان افزایش می یابد که می تواند باعث تسریع بازپرداخت در سطوح پائین قیمت و یا تولید گردد.  همچنین به دلیل رابطه مستقیم پیمانکار با سطح تولید موجب افزایش میزان دستمزد می گردد.  البته به دلیل افزایش عامل R  و کاهش نرخ دستمزد (که علاوه بر عامل R میزان دستمزد در این قرارداد مستقیما نیز با سطح تولید ارتباط معکوس دارد) میزان افزایش دستمزد تعدیل می شود.

همچنین افزایش تولید متضمن افزایش هزینه های عملیاتی پروژه است که باید در نظر گرفته شود. در نهایت هر چند افزایش تولید همانند افزایش قیمت می تواند باعث افزایش بازدهی بهره بردار گردد، اما به دلیل افزایش هزینه های عملیاتی و کاهش نرخ دستمزد میزان این افزایش در مقایسه با حالت قبل کمتر خواهد بود.

 

  • هزینه

در صورتی که افزایش هزینه ها به میزانی نباشد که باعث تجاوز مطالبات شرکت خارجی از سقف بازپرداخت گردد، در این صورت تنها دریافتی و نرخ بازدهی دولت کاهش خواهد یافت و سهم دریافتی شرکت خارجی افزایش خواهد یافت. همچنین با توجه به اینکه عامل R با هزینه رابطه عکس دارد، با افزایش هزینه های پروژه عامل R کاهش یافته و در نتیجه نرخ دستمزد افزایش خواهد یافت. بنابراین حتی ممکن است افزایش هزینه های پروژه نرخ بازده داخلی بهره بردار را افزایش دهد. ازاینرو محاسبه نحوه تأثیرگذاری افزایش هزینه بر نرخ بازده داخلی بهره بردار ضروری می نماید. در غیر این صورت مسئله gold-plating  بروز پیدا خواهد کرد.

اما چنانچه افزایش هزینه ها از حد مشخصی فراتر رود و بازپرداخت مطالبات شرکت خارجی را به تعویق بیاندازد در این صورت نرخ بازدهی داخلی دولت و شرکت خارجی کاهش خواهد یافت. اما تعیین نحوه تغییر دریافتی طرفین مستلزم تحلیل حساسیت با استفاده از مدل شبیه سازی مالی پروژه است. در مجموع می توان گفت پارامترهای قراراداد باید به نحوی باشد که افزایش هزینه بازدهی هر دو طرف را کاهش دهد.

سایر موارد

در هر سه نسل قراردادهای بیع متقابل، پیمانکار سهمی در سود ناشی از افزایش قیمت ناشی از افزایش قیمت نفت ندارد، بلکه با توجه به سقف ۵۰ یا ۶۰ درصدی بازپرداخت هزینه ها و دستمزد پیمانکاراز محل درآمد میدان، در صورت کاهش قیمت نفت از یک سطح مشخصی دریافتی پیمانکار کاهش خواهد یافت. البته عملاً شرایط بازار نفت به گونهای بوده است که هیچگاه شرکت طرف قرارداد با ریسک کاهش قیمت مواجه نبوده است.

در قراردادهای جدید در مقایسه با قراردادهای سابق هزینه سرمایه ای از ابتدا ثابت در نظر گرفته نمی شود و در قالب بودجه های سالیانه به تصویب می رسد. این مسئله باعث افزایش انعطاف پذیری قرارداد و کاهش ریسک هزینه می گردد. اما باید تغییرات در زمانبندی و روش بازپرداخت هزینه ها به گونه ای باشد که در مسیر توانمندسازی شرکت ملی نفت در مدیریت و راهبری میدان صورت پذیرد و انتقال دانش مدیریتی در این فرآیند تحقق پیدا کند.

ج) امکان تمدید قرارداد در موارد ازدیاد برداشت

  • توزیع ریسک

یکی دیگر از نکات مهم در مورد قراردادهای نفتی، توزیع منصفانه ریسک و رعایت تناسب میان ریسک و دستمزد است. در قراردادهای بیع متقابل به این نکته توجه لازم نشده بود و از یکسو پیمانکار با ریسکهای قابل توجهی همچون ریسک افزایش هزینه به میزان بیش از مبلغ قرارداد، ریسک تأخیر در تکمیل پروژه، ریسک عدم دستیابی به تولید قراردادی، ریسک عملیاتی و ریسک کاهش قیمت نفت مواجه بود و ازسوی دیگر دولت با ریسک عدم تولید صیانتی توسط آن شرکت، ریسک کاهش تولید پس از تحویل پروژه و ریسک بیش برآورد هزینه ها روبرو بود و مکانیسم انگیزشی مناسبی برای مدیریت این ریسکها وجود نداشت.

لینک کوتاه مطلب: http://vendorlist.ir/YBXbC

درباره‌ی دستاورد صنعت

دستاورد صنعت نشریه تخصصی صنعت و انرژی ایران است. این نشریه هر ماه با پوشش آخرین خبر ها و تحولات حوزه های مختلف صنعت ،انرژی و اقتصاد ایران و با حمایت صدها شرکت بزرگ داخلی چاپ و منتشر می شود. به ضمیمه مجله دستاورد صنعت ،بانک اطلاعات شرکتهای فعال ایرانی و خارجی در حوزه های مختلف از طراحی ،مهندسی و ساخت تاتامین کالا و خدمات و اجرای پروژه با عنوان "وندورلیست" است.

همچنین ببینید

دستاورد صنعت- شماره آبان ۹۶

جدیدترین شماره مجله دستاورد صنعت ، ویژه ما آبان ۱۳۹۶ با حمایت شرکتهای بزرگ صنعتی …

تازه ترین شماره دستاوردصنعت منتشر شد

نوزدهمین شماره مجله دستاورد صنعت با مطالبی متنوع در زمینه اقتصاد ، صنعت و انرژی …

پاسخ دهید

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد. بخش‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *

[uniplace_links]1fce2031-d8d7-49f0-aff9-f0342af6f066