بی‌تدبیریهای بیست‌ویک گانه در تدوین قراردادهای جدید نفتی

دسته: گزارش حقوقی
بدون دیدگاه
چهارشنبه - 7 مهر 1395


بی‌تدبیریهای بیست‌ویک گانه در تدوین قراردادهای جدید نفتی

بیانیه مهندسان ناظر طرحهای نفتی درباره قراردادهای جدید

بی‌تدبیریهای بیست‌ویک گانه در تدوین قراردادهای جدید نفتی

949617763

جمعی از مهندسان ناظر ایرانی پروِژه‌های نفتی با انتشار بیانیه‌ای خطاب به نهادهای نظارتی، 21 مورد از ایرادات الگوی جدید قراردادهای نفتی موسوم به IPC را برشمردند.
این کارشناسان اعلام کردند کارفرما یعنی شرکت ملی نفت ایران دراین نوع قراردادها نه‌تنها حاکم نیست بلکه تسلیم محض تصمیم پیمانکار است. به دلیل سقف باز بودن قراردادها ضرر شرکت ملی نفت هم در «دوران توسعه» و هم «دوران تولید» جدی است.
مهندسان ناظر ایرانی پروژه‌های نفتی، مشکلات داوری و دادگاه و امکان تکرار قرارداد کرسنت، تشریفاتی شدن اخذ تصمیم توسط هیأت مدیره شرکت ملی نفت، بازپرداخت هزینه‌ها از 50 درصد درآمد میدان، فرمایشی بودن انتقال ریسک به سرمایه‌گذار، ذکر مسأله «توافق» در جای‌جای این نوع قرارداد بجای قوانین حاکم بر معاملات شرکت ملی نفت، ترک تشریفات مناقصه و کمرنگ نمودن رقابت، واگذاری بدون دلیل تولید و بهره‌برداری به‌طرف خارجی، نبود مکانیسمی برای کنترل هزینه توسعه‌ی میدان و پیشگیری از افزایش آن، تبدیل کردن شرکتهای تابعه شرکت ملی نفت ایران به‌عنوان پیمانکار فرعی شرکت سرمایه‌گذار و منوط کردن دستورات شرکت ملی به تأیید پیمانکار را از دیگر اشکالات IPC دانستند.
کارشناسان ناظر ایرانی از اینکه بزرگ‌ترین میادین به لحاظ حجم نفت درجا، کم‌هزینه‌ترین میادین برای توسعه و پر پتانسیل‌ترین میدان برای تولید وارد این نوع قراردادها شوند اظهار نگرانی کردند و درنهایت تصریح کردند دراین مصوبه هیچ‌گونه زمینه‌ای برای تشویق زنجیره پایین‌دستی نفت مشاهده نمی‌شود.
تهیه‌کنندگان بیانیه از دستگاه‌های نظارتی و متصدیان این‌گونه قراردادها خواستند قبل از انعقاد هرگونه قراردادی به این نکات توجه لازم داشته باشند.
بر اساس این گزارش، 21 مورد از اشکالات مطرح‌شده درباره IPC از نگاه مهندسان ناظر پروژه‌های نفتی به این شرح است:
1. در ماده‌ی 3 بندهای ث و ج «استفاده از فن‌آوریهای نوین در اکتشاف، توصیف و تولید و بهره‌برداری و طرحهای بهبود یا افزایش ضریب بازیافت» و در ماده‌ی 4 انتقال و ارتقای فن‌آوری ملی مورد تاکید واقع‌شده است. واقعیت این است که:
الف) اغلب سرمایه‌گذاران با رهبری یک پیمانکار عمومی برای سرمایه‌گذاری حاضر می‌شوند که فاقد فنّاوری خاصی هستند به‌عبارت‌دیگر ارتباط‌دهنده و استفاده‌کننده‌ی از فنّاوری (نه صاحب آن) هستند که قانونا بتوانند آن را منتقل نمایند.
ب) بخش قابل‌توجهی از هزینه‌های توسعه میادین، هزینه‌های احداث راه، ساختمان و هزینه تجهیزات فنی و نفتی قابل‌تولید در داخل کشور است که یا به فنّاوری خاصی وابسته نیست و یا فنّاوری آن بومی‌شده است. مطابق اطلاعات ارائه‌شده توسط مدیرعامل محترم وقت شرکت ملی نفت ایران در سخنرانی IPC، حدود 60 درصد هزینه توسعه، ساخت داخل است (و اعداد هفتادتا هشتاد درصد برای سالهای پیش رو هدف‌گذاری شده است) نباید ازنظر دور داشت که بخش قابل‌توجهی از 40 درصد باقیمانده نیز بدون محدودیت خاصی از بازار جهانی قابل تأمین و در دسترس است؛ بنابراین بخش بسیار کمی از کل سرمایه‌گذاری ممکن است به فنّاوری خاصی وابسته باشد.
ج) تولید بخشی از کالاها که در داخل کشور ساخته نمی‌شود یا خرده دانشهای فرعی که بومی کردن آنها فاقد مزیت اقتصادی است.
بنابراین تنها بخشی از تولید نفت ایران متکی به فنّاوری سطح بالا و خارج از دسترس ایران است و اصولاً «فنّاوری بالا» سهم کمی از کل هزینه‌ی موردنیاز برای توسعه‌ی میادین شناخته‌شده رادار است. لذا نباید نرخ بازگشت سرمایه، دستمزدها و پاداشهای مربوطه به‌کل هزینه‌ی توسعه میادین (که فنّاوری خاصی بر آن مترتب نیست) تعلق گیرد یا حداقل به همه‌ی هزینه‌های توسعه، نباید یکسان تعلق گیرد. از طرفی این تغییر رویکرد، مشوق انتقال فنّاوری برای سرمایه‌گذار نیز خواهد بود اگر سرمایه‌گذار با تعریف و تکلیف مشخصی از انتقال فنّاوری با سود و دستمزد و جریمه‌ی مشخص مواجه شود (در قرارداد IPC یا قرارداد مستقل دیگری) دراین راه گام خواهد گذاشت. این اشکال بر قراردادهای بیع متقابل هم وارد بود که عیناً به قراردادهای جدید هم به ارث رسیده است. تحقق «انتقال فنّاوری» موضوع Transfer of Technology) ) در قراردادهای قبلی، اغلب به برگزاری دوره‌های آموزشی در حد واحدهای گذرانده شده‌ی دانشگاهی محدود شد لذا حساسیت به تدوین این بخش، شانس اجرایی شدن این بخش از قراردادها را بیش‌ازپیش افزایش می‌دهد.
2. تناقض بند «الف» (اعمال حق حاکمیت و مالکیت عمومی بر کلیه منابع و ذخایر نفت و گاز طبیعی کشور) با بند «د» در ماده‌ی سه: در الگوی جدید ارائه‌شده اگر به دلایل غیر فنی (دلایل سیاسی یا اجتماعی ) ایران بخواهد کاهش تولیدی را دراین میادین اعمال کند باید عدم النفع ناشی از عدم برداشت را به پیمانکار بپردازد (ماده‌ی سه بند د) بنابراین:
الف) قرار است برای اعمال حاکمیت مبلغی را به شرکتی خارج از چتر حاکمیت (اینجا سرمایه‌گذار) پرداخت و درواقع اعمال حاکمیت منوط به پرداخت مبلغی به سرمایه‌گذار می‌شود یعنی اعمال حق حاکمیت منوط به شناخته شدن حقی برای پیمانکار (به میزان عدم برداشت) شده است و حق حاکمیت به‌طور کاملاً آشکار خدشه‌دار شده است.
ب) دربند د ماده 3 عملاً به مخاطره انداختن حق حاکمیت است به‌گونه‌ای که کارفرما (دولت) نه‌تنها به دلایل سیاسی یا اقتصادی بلکه به دلیل فنی غیر مرتبط با آن مخزن یا میدان (مثل محدودیت تلمبه‌خانه‌های انتقال/پالایشگاه‌ها/نفتکشها و نظایر ان) نیز حق کاهش تولید از مخزن یا میدان را ندارد و در کف مسأله می‌باید صدمات مالی ناشی از عدم تولید یا اعمال حق حاکمیت را برای طرف مقابل جبران کند. هرچند دلایل فنی آن نیز نیاز به تأیید پیمانکار! دارد. وفق متن تولیدی برای قراردادهای (IPC) بنابراین اگرچه در لفظ می‌نویسیم که اعمال حق حاکمیت و مالکیت با ایران است اما طبق مفاد این بند عملاً مخدوش شدن حاکمیت محقق شده است و کارفرما دراین خصوص نه‌تنها حاکم نیست بلکه تسلیم محض تصمیم پیمانکار است.
مشخص نیست این چه نوع حاکمیتی است که برای اعمال ان باید به‌طرف ثالثی مبالغی پرداخت به‌عبارت‌دیگر موضوع عدم انتقال حاکمیت و مالکیت، بیش از آنکه بهره‌ای از واقعیت (واقعیتی که در عمل اتفاق می‌افتد داشته باشد) داشته باشد به نظر می‌رسد بیشتر یک سفسطه متنی و کلامی برای پاسخ به منتقدین «خدشه در جایگاه حاکمیت و مالکیت در قوانین بالادستی» است و بسیار بعید است که عدم انتقال حاکمیت و مالکیت در مراجع حقوقی جهانی موردپذیرش واقع شود وقتی پیمانکاری میدانی را توسعه داد طبق قرارداد بخشی از درامد میدان به او تعلق می‌گیرد (حتی اگر ایران بخواهد او را از ادامه‌ی کار کنار بگذارد یا فورس ماژور اتفاق بیفتد) و طبق ترمهای قرارداد، شرکت ملی نفت (که از جانب وزارت نفت برای توسعه و برداشت از میادین صاحب‌اختیار شده است) باید حق‌وحقوق او را بپردازد که حق‌وحقوق او نیز تابع میزان تولید از مخزن است و صرفاً پیمانکار قبول کرده که معادل آن بخش از مخزن که به‌عنوان حق او شناخته‌شده و در قرارداد (دراین جا الگوی مصوب دولت) بر آن تصریح‌شده، قیمت آن را به نرخ روز فروش دریافت کند.
3. مطابق بند پ ماده‌ی 3 از این مصوبه، پرداخت هزینه‌ی تأمین مالی پیمانکار پذیرفته‌شده است، امروزه منابع مالی بسته به ریسک کار، نوع تضامین و…، با نرخهای متفاوتی در سطح دنیا وجود دارد علاوه بر موارد فوق، در برخی از روشهای تأمین مالی با مشارکت دادن تأمین‌کننده‌ی مالی در حاشیه‌ی سود و زیان، قیمت پول و هزینه‌ی تأمین آن افزایش می‌یابد این از نقاطی است که حتماً می‌باید مورد ملاحظه باشد تا هزینه‌ی تأمین منابع مالی به مرجع قیمتهای مرجع (لیبور یا یوروبور) و مطابق نرمهای شناخته‌شده لحاظ می‌شد نه اینکه سرمایه‌گذاران بتوانند با هزینه‌ی کارفرما برخی ریسکها را به تأمین‌کنندگان مالی منتقل کرده و منابع مالی گران‌قیمتی را با هزینه‌ی کارفرما تهیه نمایند که در صورت عدم توفیق سرمایه‌گذاری، در مراجع بیرونی از هزینه‌ی کارفرما برای خود جبران منابع داشته باشند فلذا با این رفتار، ریسک قابل‌توجهی برای آنها قابل‌تصور نیست.
مزید بر معضل فوق چون این مصوبه هیچ محدودیتی برای هزینه‌ی تأمین مالی پیمانکار قائل نیست و سرمایه‌گذار مجاز به ارائه‌ی هرگونه هزینه‌ی تأمین مالی است، در صورت عدم پذیرش کارفرما، قرارداد به سمت داوری و دادگاه سوق داده خواهد شد که دربندهای آتی به آن پرداخته می‌شود و برای شرکت ملی نفت می‌تواند بسیار خسارت‌بار شود.
4. دستمزد:
الف) تناقض در تعلق دستمزد دربند «ع» از ماده‌ی یک و بند «پ» ماده 5: مطابق تعریف ارائه‌شده در ماده‌ی یک، «دستمزد یا (Fee ) رقمی متناسب با هر بشکه تولید اضافی نفت خام» یا گاز متناسب ناشی از عملیات طرف دوم قرارداد است اما با یک تغییر جالب دربند پ ماده‌ی 5، «دستمزد‌ برای تولید هر بشکه نفت از میدانها» به رسمیت شناخته‌شده است گویی آنچه در تعریف آمده صرفاً برای اقناع منتقدین برای این الگو است شاهد امر اینکه در تعریف ارائه‌شده دربند 1.55 از متن تدوین‌شده برای IPC دستمزد را بسیار فراتر از تولید اضافی تعریف نموده و برای کل نفت تولیدی این پارامتر را به پیمانکار پرداخت می‌نماید.
ب) دستمزد، مهم‌ترین پارامتر برای اخذ تصمیم سرمایه‌گذار برای ورود به سرمایه‌گذاری بوده و از طرفی بزرگ‌ترین پارامتری است که منافع کشور را در یک میدان یا مخزن تحدید و تهدید می‌نماید مکانیسم تعیین این عدد هنوز به هیچ‌یک از محافل عمومی راه نیافته است تا بتوان حس دقیقی از کاهش عایدی کشور از این پارامتر و یا افزایش تولید و افزایش درامد کشور از این معبر را مورد ارزیابی قرارداد. برای دوری از رانت، اعمال سلیقه‌های بخشی یا غیر فراگیر و بروز فجایع مالی و قراردادی بهتر است روش تعیین دستمزد به‌صورت کمی منتشر شود و یا case study هایی از آن در سطحی فراتر از مجالس و محافل خاص منتشر شود تا کارشناسان فنی نفتی، مالی و اقتصادی بتوانند ان را موردبررسی و نقد قرار دهند.
5. OPEN CAPEX یا به‌اصطلاح باز بودن سقف سرمایه‌گذاری: دربند «ل» ماده‌ی سه و دربند «ث» ماده‌ی 8، این نوع قراردادها را قرارداد سقف بازمعرفی کرده و هیچ‌گونه محدودیتی برای این سقف تعریف نکرده است و مزید بر آن ذکرشده که: «ارقام ابتدایی صرفاً جنبه برآوردی و پیش‌بینی دارد، هزینه‌های واقعی تأییدشده بر اساس برنامه‌های مالی عملیاتی سالانه که منطبق با رفتار میدان و شرایط بازار» تعیین می‌شود. این موضوع، مهم‌ترین پارامتر مؤثر برای افزایش حاشیه‌ی ضرر شرکت ملی نفت در «دوران توسعه» و در الگوی مصوب شده در «دوران تولید» است.
تجارب واقعی از قراردادهای سقف باز بیع متقابل، حاکی است که رفتار پیمانکاران در کنار عملکرد کارفرما در میدانهایی از قبیل یادآوران و آزادگان شمالی برای تعیین سقف همواره مانع از اجرای منویات قرارداد در موضوع موردنظر شد. تاریخ تعیین سقف و افزایش بی‌رویه و گاها بدون دلیل سقف سرمایه‌گذاری، به حدی تنش در محیط شرکت ملی نفت ایجاد نمود و تجارب تلخی از قراردادهای سقف باز به‌جای گذاشت که شرکت نفت را وادار کرد در قراردادهای بعدی بازه‌ای برای افزایش سقف لحاظ نماید. به نظر می‌رسد گاه بیش‌ازحد به عملکرد اخلاقی و PERFECT بودن طرفهای سرمایه‌گذار خوش‌بین می‌شویم تا جایی که فراموش می‌کنیم آنچه برای یک سرمایه‌گذار مهم است سود حاصله است و برای گسترش آن از هر ابزاری سود خواهد جست اگرچه قابل‌انکار نیست که شخصیت سرمایه‌گذاران متفاوت است و دراین زمینه متفاوت عمل می‌کنند بنابراین سقف باز بودن قراردادها باید به‌عنوان یک تهدید جدی تلقی شود.
6. کمیته‌ی مدیریت مشترک و برنامه‌ی عملیاتی و مالی سالیانه:
الف ) مطابق بند ت از ماده‌ی 8، یک کمیته‌ی مدیریت مشترک (به تعداد اعضای مساوی و حق رأی مساوی از طرفین قرارداد) مسوول بررسی برنامه هستند اما واقعیت این است که عدم تصویب مکرر این برنامه در مدل بیع متقابل اغلب کارفرما را (به‌عنوان طرف اول قرارداد) به منویات (اغلب به‌حق) خود نرساند و اگرچه کارفرما حق عدم تصویب را دارد لیکن با عدم تصویب و پافشاری پیمانکار بر روی مواضع خود، عملاً کار به فرایند طولانی و پیچیده‌ی داوری و دادگاه و … ختم می‌شود که اصل پروژه به‌طورکلی تعطیل‌شده و یا آسیب کلی می‌بیند لذا به‌طورجدی می‌باید ناکارآمدی کمیته‌ی مدیریت مشترک و ضعفهای مشاهده‌شده در تجارب بیع متقابل مورد مداقه قرار گیرد.

ب ) بررسی و تأیید برنامه‌ی عملیاتی و مالی سالیانه در هیأت مدیره‌ی شرکت ملی نفت، بیش از آنکه به تحلیلی و واشکافی بیانجامد، به دلیل گستردگی حوزه‌های اخذ تصمیم هیأت مدیره‌ی شرکت ملی نفت، عملاً به بررسی کلان و امهات مسائل محدود می‌شود و عملاً نقش این هیأت در بررسی و تائید این برنامه‌ها بیشتر تشریفاتی می‌شود. ملاحظه شود در 50 میدان ارائه‌شده جهت سرمایه‌گذاری در سمینار IPC، پنجاه برنامه عملیاتی و مالی سالیانه در کنار پنجاه جلسه واگذاری و جلسات تصویب برنامه‌های ارزیابی به هیأت مدیره ارائه خواهد شد که در کنار دستور جلسات هفتگی و شلوغ فعلی شرکت ملی نفت ایران، عمق بررسیها در مقام عمل به چه وضعیتی مبتلا خواهد شد.) مجموعاً 52 هفته در یک سال است که به‌طورمعمول کمتر از 50 جلسه عادی هیأت مدیره برگزار می‌شود)
7. بازپرداخت هزینه‌ها از 50 درصد درآمد میدان (بند پ از ماده‌ی 6): اصولاً تخصیص سهم 50 درصدی عواید میدان برای بازپرداخت هزینه‌های مستقیم و غیرمستقیم و بهره‌برداری، دستمزد و … برای صنعتی که در بدترین روزهای فروش نیز بسیار بیشتر از هزینه، درآمد خواهد داشت زیاد است با توجه به طولانی‌مدت بودن قرارداد و تغییرات بلندمدت قیمت نفت، به فرض عدم تکافوی 50 درصد عواید برای بازپرداخت موارد فوق، بعداً در دوره‌ی افزایش قیمت سرمایه‌گذار، کل هزینه‌ی انجام‌شده را به‌اضافه‌ی سود بانکی تأخیر در پرداخت، دریافت خواهد نمود این شرایط تاکنون هیچ‌کدام از قراردادهای بیع متقابل را با عدم بازگشت هزینه‌ی سرمایه‌گذاری در دوره‌ی COST RECOVERY ننموده است؛ بنابراین همان‌طور که درگذشته از ناحیه‌ی این بند هیچ ریسکی متوجه هیچ سرمایه‌گذاری نشده است در حالت فعلی نیز می‌توان گفت ریسک آن به‌طور کامل حذف‌شده است و بحث انتقال ریسک به سرمایه‌گذاری با این شرایط بیشتر موضوعی فرمایشی است تا اینکه انتقال ریسک واقعی و ملموس باشد.
8. ریسک سرمایه‌گذاری (بند ت از ماده‌ی 3): این بند اگرچه ظاهراً عنوان می‌دارد درصورتی‌که میدان تجاری نشود هزینه‌ها به عهده‌ی طرف دوم قرارداد است اما:
الف) عنوان داشته در صورت عدم‌کفایت میزان تولید تخصیص داده‌شده برای بازپرداخت، هزینه‌های پرداخت‌نشده در دوره‌ی طولانی‌تری پرداخت خواهد شد این بند عملاً حذف ریسک و بی‌پروا کردن سرمایه‌گذاران در قراردادهای سقف باز برای مدیریت هزینه‌ها را در پی خواهد داشت. نباید نیت خیر تدوین‌کنندگان این بند را برای نزدیک شدن سرمایه‌گذاران به میادین با ریسک متوسط به بالا را کتمان نمود ولی باید برای میادین ریسک بالا، چاره‌ی دیگر و قالب قرارداد و همکاریهای های دیگری را به کاربرد نه اینکه دست به حذف ریسک از میادین کم ریسک زد و یا اجازه‌ی مدیریت ضعیف هزینه‌ها را به سرمایه‌گذار در میادین کم ریسک و بدون
ریسک داد.
ب ) تنها ریسکی که پیمانکاران می‌پذیرند ریسک اکتشاف در قراردادهای اکتشاف است، اگر مخزن و میدان اکتشاف شده ارزش تجاری نداشته باشد و تولید فراوان ای نداشته باشد که شرکت ملی نفت برای پوشش این ریسک هم قبلاً دچار خودسانسوری شده و بلوکهای دارای پتانسیل کم اکتشاف نفت را حذف نموده است (این موضوع در کنفرانس اسفند سال 1394 و انتشارات کمیته‌ی بازنگری در قراردادهای نفتی مکرراً ذکرشده است)
9. در ماده‌ی 5 ذکرشده است که قرارداد از طریق قوانین حاکم بر معاملات شرکت ملی نفت ایران (قانون برگزاری مناقصات مصوبه‌ی مجلس در حال حاضر قانون حاکم بر معاملت شرکت ملی است) منعقد می‌شود اما عملاً در جای‌جای مصوبه صحبت از توافق است که عملاً تنها از طریق «ترک تشریفات برگزاری مناقصه» مقدور و میسور است (مثال: تعیین هزینه‌ی اکتشاف توسعه و بهره‌برداری «با توافق» مندرج دربند ب ماده‌ی 8 / انجام مطالعات مهندسی و هزینه‌ی آن «با توافق موضوع تبصره‌ی بند ج ماده‌ی 8 / تولید و بهره‌برداری از تأسیسات و هزینه‌ی ان» با توافق «بند الف ماده 11 / هزینه‌ی تأمین مالی» توافق شده «بند ج ماده‌ی 11 / چرخشی بودن سمتهای مدیریتی در شرکت عملیاتی مشترک» با توافق «موضوع‌بند ت ماده‌ی 4 ). این‌همه توافقها که اغلب می‌باید قبل از انعقاد قرارداد انجام شود جز از معبر ترک تشریفات مناقصه و کمرنگ نمودن رقابت مقدور نیست و عملاً ضمن بازنمودن راه برای نفوذ، رانت و اعمال سلایق شخصی و گروهی، منجر به افزایش هزینه‌ی توسعه و بهره‌برداری خواهد شد.
10. دوره‌ی طولانی قرارداد: طی ماده‌ی 7 دوره‌ی قرارداد 20 تا 25 ساله ذکرشده است و بسیار تلاش شده که این دوره‌ی طولانی به‌عنوان نکته‌ی مثبت این الگوی قراردادی (هم از جهت جذب سرمایه‌گذاری و هم ازنظر تولید صیانتی) عنوان شود اما:
الف) واقعیت این است که تجهیزات سطح الا رضی و تحت‌الارضی به‌طورمعمول برای 20 تا 25 سال طراحی می‌شوند و پس از گذشت این دوره‌ی طولانی، مجدداً نیاز به نوسازی و بازسازی دارند اگر کم بودن یا نبودن سرمایه موجب دادن امتیازات گسترده به شرکتها برای جذب سرمایه شده است چرا سرمایه‌گذار درزمانی میدان را ترک می‌کند که یکی از زمانهای جدی نیاز به سرمایه در دوران تولید به شمار می‌رود؟
ب) آیا بهتر نیست مسوولیت تولید در دوران تولید از ابتدای تولید (First Production) کما فی السابق با شرکت ملی نفت باشد چون املا تولید و بهره‌برداری از تخصصهای شرکت ملی نفت است ثانیاً نسبت به مسائل اکتشافی و توسعه‌ای که کمتر به دانش روز و امثال آن متکی است و نهایتاً نقش شرکت سرمایه‌گذار به اعمال مدیریت مخزن از طریق مدیریت مشترک (در کمیته‌های مشترک تولید با سهم رأی بیش از 50 درصد برای NIOC) و پیشنهاد و اجرای طرحهای بازیافت ثانویه و امثال آن محدود شود.
11. دربند ج ماده‌ی 8 تمامی اقدامات قرارداد (به‌جز مدیریت پیمان و مطالعه‌ی مخزن) می‌باید به پیمانکاران و سازندگان صاحب صلاحیت واگذار شود. مشخصاً:
الف) وقتی در کشور ایران هیچ شرکت بهره‌برداری (به‌جز شرکت ملی نفت) وجود ندارد این بند به واگذاری بخش اعظم کار در دوره‌ی طولانی بهره‌برداری به‌طرف خارجی و بازار کاری برای اپراتورهای خارجی (اغلب آسیایی) منجر می‌شود.
ب) در تبصره‌ی بند الف ماده‌ی 11، زمینه‌ای را برای واگذاری تولید به شرکتهای تابعه‌ی شرکت ملی نفت برای میادین در حال بهره‌برداری با شرایطی دیده‌شده است ای‌کاش اولاً این موضوع به همه‌ی میادین اعم از جدید و در حال بهره‌برداری هم تعمیم داده می‌شد و هم به‌عنوان یک الزام مطرح می‌شد. ثانیاً با اجرای این کار کلیه‌ی شرکتهای بهره‌برداری به‌جز ستاد شرکت ملی نفت تبدیل به پیمانکار سرمایه‌گذاران خارجی می‌شود و در هر میدان و مخزن و بلوکی که وارد شوند آن بخش از شرکت ملی نفت بدل به پیمانکار فرعی سرمایه‌گذاران
خواهند شد.
ج) با ظهور تبصره‌ی بند الف ماده‌ی 11، شرکت تابعه شرکت نفت موظف است در بهره‌برداری از تأسیسات موضوع قرارداد، کلیه دستورالعملهای فنی، حرفه‌ای و برنامه‌های عملیاتی طرف دوم قرارداد را رعایت و اجرا نماید. با این بند عملاً شرکتهای تابعه شرکت ملی نفت ایران به‌عنوان پیمانکار فرعی شرکت سرمایه‌گذار
خواهند شد.
12. ماده سه بند ت ریسکهای عدم دستیابی به اهداف موردنظر قراردادی یا ناکافی بودن محصول میدان یا مخزن برای استهلاک تعهدات مالی ایجادشده بر عهده‌ی پیمانکار است ولی بلافاصله در تبصره‌ی همان بند، پیمانکار را محق به دریافت کلیه هزینه‌های انجام‌شده می‌داند ضمن اینکه در ماده‌ی شش بند پ، اتمام زمان قرارداد را مانع بازپرداخت هزینه‌ها (اعم از هزینه‌ی مستقیم غیرمستقیم بهره‌برداری و امثال آن) قلمداد نکرده است یعنی پیمانکار کلیه‌ی هزینه‌های انجام‌شده را دریافت خواهد نمود که این دو بند مصوبه متناقض است (اولی ریسک را بر عهده‌ی پیمانکار گذاشته ولی دومی می‌گوید ریسک بر عهده‌ی کارفرماست) با احتساب این تبصره به‌طورکلی چه ریسکی به عهده‌ی پیمانکار گذاشته می‌شود؟ به عبارتی وقتی پیمانکار محق به دریافت کلیه‌ی هزینه‌های انجام‌شده باشد در یک قرارداد سقف باز، ریسکی بر عهده‌ی پیمانکار باقی نخواهد ماند.
13. ماده‌ی ‌یک، بند ص: برخلاف قراردادهای بیع متقابل که هزینه‌های مدیریتی سقف داشت و به‌صورت ماکزیمم تعریف‌شده بود دراین مدل قراردادی، هزینه‌های مدیریتی بدون هرگونه محدودیتی مانند بقیه‌ی بندهای هزینه‌های Direct Capital Cost ملاحظه شده است.
14. ماده‌ی یک‌بند ض: پرداخت مالیات و عوارض و … کلاً بر عهده‌ی کارفرماست یعنی پیمانکار از جانب کارفرما پرداخت کرده و عیناً به همراه سود بانکی از کارفرما دریافت می‌کند. به‌عبارت‌دیگر این سرمایه‌گذاران 25 سال دراین کشور معاف از مالیات کار می‌کنند و شرکت ملی نفت به‌جای آنها مالیات پرداخت می‌کند (مقایسه شود با شرایط کار در مناطق آزاد و معافیت فعالیت در آنها)
15. تبصره‌ی بند ت ماده‌ی سه: وقتی قرارداد سقف باز است و از طرفی طبق تبصره‌ی بند ت ماده‌ی سه محق به دریافت کلیه‌ی هزینه‌های انجام‌شده باشد، چه مکانیسمی برای کنترل هزینه‌ی توسعه‌ی میدان و پیشگیری از افزایش آن است؟
16. ماده‌ی سه بند ث: پذیرش دستمزد متناسب با شرایط هر طرح باهدف تأمین نرخ بازگشت سرمایه مورد انتظار منطقی. اصولاً چه نرخ بازگشت سرمایه‌ای منطقی است؟ مکانیسم تعیین آن چیست؟ جالب است تنها پارامتری که تعریف‌شده دراین بند، انگیزه‌ی طرف دوم قرارداد است!
17. ماده‌ی شش بند ب: در مصوبه‌ی دولت، دستمزد (Fee )، یکی از مبانی اصلی تعیین شرکت برنده برای انجام کار تعریف‌شده است حال‌آنکه اخیراً اعلام‌شده بنایی بر انجام مناقصه نیست و به‌صورت ترک تشریفات کار واگذار خواهد شد این موضوع نیز در صورت وقوع، عدول از مصوبه‌ی دولت محسوب می‌شود.
18. ماده‌ی 17.3.7 قرارداد: درصورتی‌که طرح پیمانکار جهت افزایش تولید، برنامه عملیاتی سالیانه و یا مدرکی مورد تأیید شرکت ملی نفت قرار نگیرد یا دستورات شرکت ملی نفت مورد تأیید پیمانکار قرار نگیرد طرفین برای پیدا کردن راه‌حل مذاکره می‌کنند به‌عبارت‌دیگر برخلاف ادعای مدافعان IPC که تأیید شرکت ملی نفت را فصل‌الخطاب می‌دانند طبق بند فوق اگر شرکت ملی نفت، طرح پیمانکار را تأیید نکند یا نظری داشته باشد لزوماً نظر شرکت ملی نفت در طرح پیمانکار جهت افزایش تولید، برنامه عملیاتی سالیانه و یا مدرک مربوطه اعمال نمی‌شود این موضوع بدتر از طرحهای بیع متقابل بوده و برخلاف مصوبه‌ی دولت ماده‌ی یک‌بند م (قرارداد منتشره حتی برخلاف ماده‌ی تعریف مصوبه‌ی دولت است) است.
19. ماده‌ی سه بند الف اعمال حق حاکمیت و مالکیت جمهوری اسلامی: ماده‌ی 17.3.7 مندرج در قرارداد، هر دستور شرکت ملی را منوط به تأیید پیمانکار می‌داند و نهایتاً پس از مذاکره اگر توافق حاصل نشد طبق ماده‌ی 38 تعیین تکلیف با ارجاع به حکمیت سه‌گانه بین‌المللی است یعنی اعمال حق حاکمیت در قرارداد نه به ایران بلکه به حکمهای سه‌گانه سپرده‌شده است بالاتر از آن رأی حکمیت نهایی و لازم‌الاجراست و بدتر از آن، رأی حکمیت در هر دادگاهی قابلیت
طرح را دارد.
20. در بخش اهداف مصوبه‌ی قبلی «تشویق و حمایت از جذب و هدایت سرمایه‌های داخلی و خارجی به‌منظور توسعه میدانهای هیدروکربوری کشور با درجات مختلف خطرپذیری» ذکرشده بود مرور توسعه‌ی میادین توسط کشورهای خارجی بیانگر این واقعیت است که همواره میدانهایی با کمترین ریسک فنی، اقتصادی و سیاسی انتخاب‌شده است مراجعه به فهرست اغلب (نزدیک به همه‌ی ) میادین توسعه داده‌شده نشان‌دهنده‌ی این است که هر میدانی در دوره‌ی توسعه‌ی خود بزرگ‌ترین میدان به لحاظ حجم نفت درجا، کم‌هزینه‌ترین میدان برای توسعه، پر پتانسیل‌ترین میدان برای تولید بوده است بازهم در صورت تحقق این نوع قراردادها، در عمل شاهد خواهیم بود که بزرگ‌ترین میدان به لحاظ حجم نفت درجا، کم‌هزینه‌ترین میدان برای توسعه و پر پتانسیل‌ترین میدان برای تولید وارد این نوع قرارداد خواهد شد. شاهد مثال اینکه بلوکهای اکتشافی که در سمینار IPC معرفی شدند ازجمله بلوکهای با احتمال اکتشاف بالا توصیف شدند و بالطبع بلوکهای با درجات خطرپذیری بالا یا متوسط برای اکتشاف عملاً از قبل فیلتر شده و حذف‌شده‌اند.
21. دراین مصوبه هیچ‌گونه زمینه‌ای برای تشویق زنجیره‌ی پایین‌دستی نفت مشاهده نمی‌شود و همانند قراردادهای بیع متقابل کماکان هیچ‌گونه توجهی به تأسیسات میان دستی و پایین‌دستی ندارد. می‌توان گفت این مدل مشوقی برای افزایش و گسترش زمینه‌ی خام فروشی و بالطبع کاهش توسعه‌ی صنایع پایین‌دستی بوده و صرفاً بر حلقه‌ی اول زنجیره ی ارزش تولید نفت تمرکز دارد…
http://fna.ir/KWSTTG
خبرگزاری فارس


نوشته شده توسط:صادق کاخکی - 11476 مطلب
پرینت اشتراک گذاری در فیسبوک اشتراک گذاری در توییتر اشتراک گذاری در گوگل پلاس
بازدید: ۹۴
برچسب ها:
دیدگاه ها

تصویر امنیتی را وارد کنید *