به گزارش پایگاه خبری «عصربازار» به نقل از هفته نامه صدا، روند شکل گیری قرارداد نفتی ایران موسوم IPC از مهر ماه 1392 در طبقه نهم ساختمان اصلی وزارت نفت آغاز شد، جزء به جزء به شکل گرفت و هر سه شنبه به بحث و گفتگو گذاشته شد، در ابتدا دلایل و ضرورت های بازنگری طبق حکم ابلاغی وزیر محترم و با شنیدن نظرات کارشناسان، مدیران و شرکت های داخلی و خارجی به شرح زیر تدوین شد؛

با توجه به ورود کشور به دوره جدید پیش رو و نیازهایی همچون ایجاد اشتغال برای نیروی جوان تحصیل کرده وجویای کار، نیاز به افزایش تولید با هدف بازگشت به بازار جهانی، حفظ و ارتقای سهمیه کشور در اوپک، افزایش ضریب بازیافت از مخازن در حال تولید، انتقال دانش و فن آوری روز دنیا به ظرفیت های داخلی اعم از خصوصی و دولتی، دست یابی به  اهداف برنامه های 5 ساله توسعه کشور و تسریع در بهره برداری از میدان های  مشترک باید مدلی طراحی می شد تا بتواند سرمایه کافی برای برطرف کردن نیازهای فوق در راستای حفظ منافع ملی جذب کند.

سعی شد تا علاوه بر ضرورتهای  گفته شده بالا، در راستای عمل به سیاست های ابلاغی از جمله اقتصاد مقاومتی در جهت ایجاد یک اقتصاد مولد، درون نگر و برون زا، افزایش صادرات گاز و فرآورده های نفتی و توسعه پیوندهای راهبردی و گسترش همکاری و مشارکت با کشورهای منطقه و جهان بویژه همسایگان پیش رویم.

قوت و ضعف های قراردادهای قبلی در 50 جلد کتاب جمع آوری شد

در این مرحله ابتدا نقاط قوت و ضعف قراردادهای موجود از منظر کارشناسان، مدیران و شرکت های داخلی و خارجی و همچنین بدنه کارفرمایی شرکت ملی نفت بررسی گردید، از تجمیع نظرات همگان که اغلب به صورت کتبی به کمیته گزارش شد و مستندات آن در 50 جلد کتاب تولیدی توسط کمیته ثبت گردید، نتایج زیر به دست آمد:

1- قراردادهای بیع متقابل با توجه به نیازها و ضرورت های 20 سال گذشته تنها برای توسعه میدان های  کشف شده طراحی شده بود و به همین دلیل جوابگوی نیاز های امروز کشور نمی باشد .

2- از آنجا که مخزن مانند یک موجود زنده می باشد و نمی توان رفتار آن را به طور یقین تعیین کرد، طرح های توسعه باید بر اساس رفتار مخزن طراحی شود و در هر مرحله قابل بازنگری باشد، این مهم با ساختار مالی قرارداد بیع متقابل سازگاری ندارد چراکه تحت قرارداد بیع متقابل پیمانکار می بایست اهداف تولید و هزینه رسیدن به اهداف تولید را تعهد کند،برای رفع این محدودیت باید راهکاری در نظر گرفته می شد .

3- کوتاه مدت بودن رابطه قراردادی طرفین تحت قرارداد بیع متقابل امکان استفاده از تمام ظرفیت های شرکت های نفتی بین المللی و انتقال آن به داخل کشور را فراهم نمی آورد، بنابراین برای این موضوع و ایجاد راه حل خودکار قراردادی در این جهت نیز باید راهکاری پیش بینی می شد.

4. مسائل مربوط به نحوه تصمیم گیری برای پروژه ها و جلوگیری از هدر رفت وقت نیز از گلایه های پیمانکاران بود.

5. مورد دیگرعدم وجود ارتباط منطقی بین تحولات بازار و ساختار قرارداد است، در ساختار قرارداد بیع متقابل به دلیل عدم وجود ارتباط ذکر شده هزینه های تعهد شده تحت قرارداد در صورتی که از تغییرات غیر قابل پیش بینی بازار مثاتر می شدند غیر قابل بازگشت بودند، در چنین شرایطی این خطر وجود دارد که پیمانکار به دلیل عدم امکان باز پس گرفتن این هزینه ها از انجام آنها حتی به دلیل ضرورت مخزنی خودداری نماید.

20 قرارداد، 93 درصد سود

پس از آسیب شناسی فنی - قراردادی، قراردادهای بیع متقابل از اداره برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران درخواست شد تا عملکرد مالی این قرارداد طی 20 سال گذشته گزارش شود، و بنا بر آن گزارش نتیجه گرفته شد محدودیتهای پیش گفته و دیگر محدودیتها که از نتایج آسیبی شناسی بدست آمد در رژیم مالی قرارداد، سود متوسط بدست آمده برای کشور را تحت قراردادهای بیع متقابل، بالای 93 درصد رقم زده است، این در حالی بود که اجرای حدود 20 قرارداد چندین هزار شغل نیز متناسباً ایجاد کرده بود.

50 نکته ای که IPC  را به وجود آورد

در این مرحله کمیته بازنگری به بررسی قراردادهای نفتی کشورهای دیگر دست زد و قراردادهای نفتی بیش از 30 کشور دنیا که مانند ما از ترتیبات قراردادی استفاده می کردند مورد واکاوی قرار گرفت، دلایل اصطلاحات  کشور های دیگر در قراردادهای نفتی همچنین آخرین راه حل های کشورهای صاحب مخزن در تنظیم روابط قراردادی با شرکت های نفتی بین المللی با در نظرگرفتن شرایط امروز کشور بررسی شد، بطور همزمان نیز مطالعات دانشگاهی سراسر دنیا که در دسترس بود مطالعه گردید.

در مقابل محدودیتهای قراردادهای بیع متقابل طی بحث های طولانی و بررسی های کارشناسانه عمیق راه حل های زیر ترسیم شد،

1.      با توجه به توان فنی مهندسی بوجود آمده در 20 سال گذشته بویژه توان و ظرفیت ایجاد شده طی سالهای تحمل تحریم های تحمیلی استفاده از مدل قراردادهای خدماتی کماکان مناسب به نظر می رسد.

2.      نیازهای شرکت ملی نفت ایران در سه بخش اکتشاف، توسعه میدان های کشف شده و افزایش ضریب بازیافت از میدان های در حال تولید باید پاسخ داده شود.

3.      به دلایل مخزنی شرکت نفتی بین المللی بعنوان توسعه دهنده باید در مرحله تولید نیز حضور داشته و به تولید تخیمن زده شده راساً به هزینه خود اقدام نمایدو مسئول باشد.

4.      در صورت کشف یک میدان تجاری پیمانکار حق داشته باشد که مستقیماً وارد مرحله تولید شود تا بتواند پس از تولید تجاری هزینه های خود را دریافت کند.

5.      دوره قرارداد از دوره قراردادهای بیع متقابل طولانی تر باشد و پیمانکار متعهد گردد در صورت نیاز به هزینه خود برای نگهداشت تولید و افزایش ضریب بازیافت اقدام نماید

6.       در جهت افزایش توان داخلی و افزایش سرعت انتقال تکنولوژی کلیه عملیات پیمانکار باید بصورت مشترک با ظرفیت های داخلی بر اساس قوانین و مقررات انجام شود

7.      شرکت ملی نفت ایران ملزم است قبل از امضای هر پروژه ارزیابی های فنی اقتصادی لازم و کافی، در حد اطلاعات موجود یا تاریخچه تولید در میدان های در حال تولید، انجام دهد. 

8.      با توجه به غیر قابل پیش بینی بودن رفتار مخزن طرح های توسعه باید بر اساس واقعیت های پروژه و رفتار میدان قابل بازنگری باشند و از آنجا که اولویت با سلامت مخزن است ، این موضوع با تمام تبعات اقتصادی آن در قرارداد بصورت یک پیش فرض در تعهدات پیمانکار ذکر شود.

9.      به دلیل نیاز به ایجاد اشتغال که از دغدغه های های مهم دولت است در هر قرارداد حداکثر پرسنل باید از افراد ایرانی واجد شرایط انتخاب شوند و تنها در مورادی که متخصص ایرانی وجود ندارد از متخصص خارجی استفاده شود.

10.  با توجه به نیازهای آموزش تخصصی داخلی ، پیمانکار متعهد شود بر اساس نیاز پروژه و به درخواست شرکت ملی نفت، برنامه های جامع آموزشی را در طرح های سالانه خود تعهد کند.

11.  به منظور ارتقاء دانش بومی و تربیت افراد متخصص در هر منطقه ، پیمانکار اقدام به ایجاد مراکز آموزشی تخصصی بر اساس تایید شرکت ملی نفت ایران و نیاز منطقه در تامین نیروی متخصص در پروژه نماید .

12.  برای ارتقاء توان فنی مهندسی شرکتهای داخلی ، پیمانکار متعهد شود تا بر اساس قانون حداقل 51 درصد از نیاز پروژه رااز ظرفیت های تولیدی- خدماتی داخل کشور تامین نماید.

13.   با توجه به اینکه توسعه باید بصورت پلکانی انجام شود و طرح توسعه بر اساس رفتار مخزن بازنگری گردد، رابطه بین هزینه و دستمزد قطع گردیده و دستمزد تنها به تولید تعلق می گیرد این در حالی است که در قراردادهای بیع متقابل دستمزد پیمانکار درصدی از هزینه های سرمایه ای طرح در نظر گرفته میشد.

14.  برای ایجاد انگیزه جهت توسعه میدان های مشترک دستمزد بالاتری برای این میدان ها در نظر گرفته شود.

15.  باز پرداخت هزینه ها و دستمزد تنها از محل بخشی از عواید میدان موضوع قرارداد انجام شود.

16.  برای اصلاح ساختارهای تصمیم گیری در مورد اختلافات فنی - مالی، مدت زمان معینی در نظر گرفته شود و در صورت عدم ا رسیدن به نتیجه در زمان مندرج در قرارداد موضوع اختلاف به یک کارشناس حقیقی و یا حقوقی معتبر مورد توافق طرفین ارجاع شود و آن کارشناس نیز تنها در زمان محدودی تصمیم گیری نماید تا از اتلاف وقت و هزینه جلوگیری شود.

17.  برای انجام عملیات افزایش ضریب بازیافت در قرارداد مکانیزمی در نظر گرفته شده تا پیمانکار انگیزه لازم برای هزینه کرد در چنین مواردی را داشته باشد.

18.  به منظور ایجاد انگیزه برای انجام هزینه های ضروری و کافی و به موقع در شرایط مختلف بازار جهانی نفت ارتباط منطقی و معقولی بین دستمزد پیمانکار و قیمت جهانی نفت تحت فرمول مشخصی ایجاد گردد.

19.  قانون حاکم بر این قرارداد قانون ایران می باشد

20.  دادگاه صالح رسیدگی کننده دادگاه های کشور ایران باشد.

21.  حسابرسی قرارداد از طریق حسابرس داخلی شرکت ملی نفت ایران انجام شود و در صورت عدم حصول نتیجه و یا اختلاف ، موضوع به یک حسابرس ثالث معتبر و مورد قبول طرفین ارجاع شود.

22.  پیمانکار متعهد شود تا در پایان قرارداد کل منطقه را از ضایعات تخلیه نموده و کلیه اقدامات لازم جهت جلوگیری از آلودگی های زیست محیطی را انجام دهد .

23.  به منظور حفظ سلامت محیط زیست و در جهت استفاده بهینه از منابع ،گازهای همراه به هیچ وجه سوزانده نمی شوند و پیمانکار متعهد گردد کلیه اقدامات لازم جهت جمع آوری ، تزریق و یا هر اقدام لازم دیگر به درخواست شرکت ملی نفت ایران در جهت جلوگیری از سوزاندن گازهای همراه انجام دهد.

24.  کل محصول تولیدی متعلق به شرکت ملی نفت ایران است اعم از گاز های همراه، نفت خام و یا گاز طبیعی در میدان های مستقل گازی

25.  هزینه های سرمایه ای طی دوره 5-7 سال حسب پروژه از زمان تولید اولیه تجاری بازپرداخت شود.

26.  هزینه تولید حسب نوع مخزن و میزان زیر ساخت های موجود باید معقول و رقابتی باشد.

27.  در میدان های در حال تولید ، دستمزد تنها برای تولید اضافی که بر اثر قرارداد ایجاد می شود پرداخت گردد.

28.  شریک ایرانی پروژه باید دانش فنی و مالی کافی برای ورود به بخش بالادستی را دارا باشد و هزینه های مربوط به سهم خود را بپردازد

29.  سود سرمایه گذاری پروژه بر اساس سود معقول و متداول توسط ضریب R کنترل شود یعنی نسبت کل درآمد های پیمانکار به کل هزینه های وی بایستی عددی کمتر یا مساوی 1 باشد و در صورتی که نسبت این درآمد به هزینه از این عدد بالاتر رفت متناسباً از دستمزد پیمانکار کاسته شود.

30.  برنامه های مالی - عملیاتی سالانه  با احتساب 5 یا 10 درصد افزایش تایید شود

31.  در مدل مانعی برای انجام عملیات پایین دستی و میان دستی وجود ندارد و تصمیم گیری بر اساس سیاستهای شرکت ملی نفت اتخاذ شود.

32.  برای انتخاب شریک داخلی وزرات نفت یا شرکت ملی نفت لیستی از شرکت های واجد شرایط تهیه کرده و در اختیار شرکتهای خارجی قرار دهد این موضوع به این معنی است که اگر پیمانکار داخلی که شناسایی نشده نیز پس از کسب مجوز لازم امکان ورود به پروژه را دارد.

33.  اصول مربوط به تشکیل شرکت مشترک در هنگام انعقاد قرارداد توافق شود، به عنوان پیوست قرارداد امضا گردد.

34.  در هنگام بروز اختلافات، ابتداحل و فصل از طریق مدیران ارشد و پس ارجاع به کارشناس حقیقی و حقوقی مرضی الطرفین و سپس داوری انجام شود قابل ذکر است در هر مرحله حق الرجوع به دادگاه صالح وجود دارد.

35.  موضوع تحریم احتمالی بعدی جایگاهی در قرارداد ندارد و عدم هزینه کرد کافی یا انجام کاربه بهانه تحریم، فورس ماژور یا قوه قاهره مصوب نمی گردد، در صورت چنین رخدادی حق فسخ برای شرکت ملی نفت ایران وحسب مورد خسارت احتمالی وجود دارد.

36.  امکان مشارکت شرکتهای ایرانی در مرحله اکتشاف وجود دارد اما الزام قانونی نیست.

37.  تاًمین پوشش های بیمه ای لازم برای پروژه طبق درخواست شرکت ملی نفت برعهده پیمانکار می باشد.

38.  پوشش های بیمه ای بخشی از انجام کار می باشند که بر اساس قانون تا حد ممکن از بیمه های ایرانی باید استفاده شود

39.  تاًکید می شود طی این قرارداد هیچگونه نمایندگی یا وکالت به پیمانکار اعطا نمی شود و وی تنها از طرف و به نام شرکت نفت عملیات را انجام می دهد.

40.  ریسک مخزن و عدم تولید بر عهده پیمانکار است در صورت عدم تولید یا عدم کفایت تولید هیچگونه پرداخت صورت نمیگیرد یا متناسباً کاسته میشود.

41.  برنامه های توسعه و تولید باید به تاًیید شرکت ملی نفت ایران برسد.

42.  در مورد بازاریابی محصولات طبق رویه سابق شرکت ملی نفت ایران تصمیم می گیرد.

43.  در میدان های در حال تولید انجام عملیات از طریق یک توافقنامه عملیاتی مشترک میان شرکت تابعه بهره بردار شرکت ملی نفت ایران و پیمانکار انجام خواهد شد.

44.  شرکت ملی نفت به نمایندگی از وزارت نفت نقش تصدی گری دارد.

45.  بهره بانکی تنها در صورت تاًخیر در پرداخت به پیمانکار تعلق میگیرد.

46.  مالکیت برمخزن برای دولت به نمایندگی از ملت باقی خواهد ماند وامکان ثبت ذخایر به نام پیمانکار وجود ندارد.

47.  اثبات تجاری بودن میدان در طرح های اکتشافی بر عهده پیمانکار است و در صورت بروز اختلاف بین شرکت ملی نفت و پیمانکار ، مرجع سوم مرضی الطرفین تعیین تکلیف نماید.

48.  برای بازپرداخت هزینه ها و پرداخت دستمزد امکان تحویل نقدی یا تحویل محصول وجود دارد .

49.  در مورد خدمات اجتماعی در منطقه قرارداد بر حسب مورد ونیاز منطقه پیمانکار متعهد به انجام طرح های پیشنهادی شرکت ملی نفت ایران است.

50.  درصدی یا سقفی برای مشارکت شرکت های ایرانی وجود نداشته باشد و براساس توانمندی آنها این درصد بین این شرکتها و شرکت نفت بین المللی توافق شود.

هیچ قراردادی خود به خود «خوب» یا «بد» نیست

کمیته بازنگری امیدوار است که نتیجه طراحی مدل جدید قرارداد های نفتی که نتیجه بیش از چندین هزار نفر ساعت کار کارشناسی و بیش از صد جلسه توجیهی ، توضیحی و تفصیلی است، بتواند گام مهمی در توسعه اقتصادی - اجتماعی کشور و ایجاد شغل برای جوانان بردارد. تاکید می کنم که هیچ نوع قراردادی به خودی خود خوب یا بد نیست بلکه فضای اجرایی قرارداد شامل مدیریت هوشمند و متعهد، هماهنگی بین تمام دستگاه های اجرایی و ناظر،تنظیم نظام مالی معقول و منطبق بر استانداردهای بین المللی و مهمتر از همه چیز سرعت در تصمیم گیری اثر بسیار زیادی در میزان موفقیت یا عدم موفقیت یک قرارداد بالادستی دارد.

جهت دریافت آخرین اخبار از طریق تلگرام به کانال اختصاصی عصربازار ( https://telegram.me/asrebazar ) بپیوندید. برای دریافت آخرین نسخه از نرم افزار تلگرام اینجا را کلیک کنید.