۲۱ ایراد قانونی قراردادهای جدید نفتی

وزارت نفت در حالی قراردادهای جدید نفتی را به تصویب دولت رسانده و ضمن محرمانه کردن قرارداد، اجرای آن را بی نیاز از تصویب مجلس اعلام کرده که با بررسی کارشناسان، ۲۱ ایراد اساسی قانونی بر آن وارد است و از همه مهمتر انفال کشور را تقدیم بیگانگان می کند.

کد خبر: ۴۷۶۰۲۳

سه‌شنبه - ۱۵ دی ۱۳۹۴ / January 05, 2016

هیات وزیران در جلسه 8/7/1394 به پیشنهاد وزارت نفت و به استناد جز (3) بند (ت) ماده (3) و ماده (7) قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت - مصوب 1391- شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز را تصویب کرد که این مصوبه در مورخ 11/8/1394 توسط معاون اول محترم رئیس جمهوری ابلاغ گردیده است.

پس از ابلاغ این مصوبه از سوی معاون اول رئیس جمهور، در حال حاضر شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز که از آن به عنوان الگوی جدید قراردادهای نفتی یا همان IPC  نام برده می شود، در حال بررسی در هیات تطبیق مصوبات دولت در مجلس هست تا مورد بررسی قرار گیرد.

برخی منابع خارجی اعلام کردند که این نوع قراردادهای نفتی از شکل قراردادهای نفتی شرکت‌های غربی با کشور عراق الگوبرداری شده است که به نظر برخی منتقدین، امتیازهای این نوع قرارداد جدید که در وزارت نفت تهیه شده، از امتیازهای قراردادهای نفتی عراق هم بیشتر است.

هر چند پیش‌نویسی از شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز در هیات دولت تصویب شده و به مجلس هم ارائه شده است، ولی ظاهراً اصل قراردادهای جدید نفتی هنوز رونمایی نشده و محرمانه است و همین موضوع موجب انتقاد برخی نمایندگان مجلس هم شده است.

احمد توکلی نماینده مجلس شورای اسلامی با انتقاد از پنهان‌کاری وزارت نفت در تدوین و تهیه قراردادهای جدید نفتی گفته بود: دو سال است که دراین‌باره در کمیته‌های بسته زحمت می‌کشند و به‌صراحت می‌گویم که دو هفته پیش در مجلس ارائه کردند.

حذف نظارت مجلس بر قراردادهای جدید نفتی هم مورد انتقاد واقع شده است.علی مروی رئیس کمیسیون انرژی مجلس با تأکید بر اینکه وزارت نفت باید به شبهات مدل جدید قراردادهای نفتی پاسخ دهد گفته است: باید در زمان عملیاتی کردن  قراردادهای جدید سیاستهای اقتصاد مقاومتی لحاظ شود.

آلیس دروری یک تحلیلگر استرالیایی نیز با اشاره به اهمیت قراردادهای جدید نفتی ایران نوشت: ساز و کاری برای بررسی این قراردادها در مجلس ایران پیش بینی نشده و باید پرسید چرا باید یک سند حقوقی لازم الاجرا با چنین اهمیتی خارج از ساز و کارهای نظارتی مجلس ایران قرار گیرد.

علاوه بر این احمد امیرآبادی، احمد توکلی، محمد دهقان، الیاس نادران و حسین نجابت پیش از این در نامه‌ای به علی لاریجانی رئیس مجلس شورای اسلامی، بخشی از اجزای مصوبه اخیر دولت تحت عنوان "شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز" را مغایر سیاست‌های کلی و قانون اصل 44 ارزیابی کردند

در حالی انتقادات به قراردادهای جدید نفتی از مدتی پیش شدت گرفته است که با بررسی متن شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز که منتشر شده است، 21 اشکال اساسی در نوع جدید قراردادهای نفتی به چشم می خورد که به شرح زیر است:

1- اتصال فاز بهره‌برداری تولید به فازهای اکتشاف و توسعه میادین جهت واگذاری ذیل این قراردادها یعنی مشارکت‌دادن بخش خصوصی خارجی و داخلی در مدیریت، مالکیت و سرمایه‌گذاری انفال. این در حالی است که مطابق اصل 45 قانون اساسی، معادن (منابع هیدروکربوری) جزء انفال و ثروت‌های عمومی است و مالکیت آن به کسی تعلق ندارد و حتی دولت نیز مالک آن نیست بلکه به تعبیر قانون اساسی جمهوری اسلامی ایران «در اختیار حکومت اسلامی است تا بر طبق مصالح عامه نسبت به آن‌ها عمل نماید». وزارت نفت با اجرای قراردادهای جدید نفتی و واگذاری میادین هیدروکربوری کشور به بخش خصوصی خارجی و داخلی، چگونه خواهد توانست به ماده 2 قانون نفت مصوب 1390 در خصوص اعمال حق حاکمیت و مالکیت عمومی بر منابع مذکور به نمایندگی از طرف حکومت اسلامی عمل کند؟

2- قانون نفت مصوب 1353 تصریح کرده که اعمال حق مالکیت ملت ایران نسبت به منابع نفتی ایران در زمینه اکتشاف، توسعه، تولید، بهره‌برداری و پخش نفت منحصرا به عهده شرکت ملی نفت است و بدین سبب به شرکت ملی نفت اجازه داده، فقط در چارچوب پیمانکاری در اجرای عملیات اکتشاف و توسعه نفت (و نه در تولید و بهره‌برداری) با اشخاص داخلی یا خارجی وارد مذاکره و عقد قرارداد شود. بنابراین واگذاری کلیه حلقه‌های زنجیره میدان نفتی به شرکت‌های خصوصی خارجی و داخلی خلاف قانون به نظر می رسد.

3- در بند پ ماده 3 مصوبه هیأت وزیران آمده است، «بازپرداخت کلیه هزینه‌های مستقیم، غیرمستقیم، هزینه‌های تأمین مالی  و پرداخت دستمزد و هزینه‌های بهره‌برداری طبق قرارداد از طریق بخشی (حداکثر پنجاه درصد) از محصولات میدان و یا عواید حاصل از اجرای قرارداد بر پایه قیمت روز فروش محصول منوط می باشد.»؛ این بند نیز حکایت از تعهد به نوعی از مشارکت شرکت خارجی طرف قرارداد بر مالکیت میادین نفتی موضوع قرارداد دارد که خلاف قانون است.

4- تبصره بند پ ماده 6 مصوبه هیأت وزیران که گفته، «شرکت ملی نفت مجاز است جهت بازپرداخت هزینه‌ها و پرداخت حق‌الزحمه، در صورتی که محصولات میدان‌های گاز طبیعی در بازار داخل مصرف شوند یا امکان صادرات آن وجود نداشته باشد از محل محصولات و یا عواید دیگر میدان‌ها نسبت به بازپرداخت هزینه‌ها و نیز پرداخت دستمزد تعهد و اقدام نماید.» سبب آثار وضعی بر مالکیت ملی دیگر میادین و در نتیجه آثار آن بر درآمدهای بودجه کشور خواهد شد.

5- سرمایه‌گذاری شرکت‌های خارجی در قالب این قراردادها در نفت و گاز به نحوی است که سرمایه‌گذار مدعی مالکیت و مدیریت بر نفت موجود در مخزن، چاه‌های حفر شده، تأسیسات سرچاهی، تأسیسات و کارخانجات فرآورش نفت، زمین‌های مربوط و یا نفت استخراج شده خواهد بود و همچنین از آنجا که در مورد بهره‌برداری از میادین کشف‌شده و توسعه یافته اجازه ثبت ذخایر نفت و گاز را در تراز دارایی های خود داراست عملا یا مالک و یا شریک کشور در مالکیت این منابع خواهد بود و بدین جهت ماهیت این قراردادهای به ظاهر خدمتی، قرارداد مشارکت در تولید می‌باشد. بنابراین اینکه گفته شود این قراردادها سبب مالکیت بیگانگان بر مخازن نیست در ظاهر صحیح است اما در باطن و اصل ماجرا، ثبت محصول حاصل از مخزن یعنی نفت در لیست دارایی‌های شرکت‌های خارجی و اختصاص 50% نفت تولیدی از هر میدان به شرکت خارجی عملا شریک کردن وی در مالکیت است و این مشابه قرارداد کنسرسیوم 1333 است که شرکتهای خارجی طرف قرارداد مالک نفت در مخزن نبودند بلکه نفت در سر چاه به مالکیت آنها در می‌ آمده است.

6- زحمت اصلی در اکتشاف و توسعه است نه بهره برداری و تولید و بدین جهت، واگذاری بهره برداری و تولید یعنی تأمین منافع بخش خصوصی خارجی و داخلی روی پایه زحمات و مجاهدتهای عناصر توانمند شرکت ملی نفت در میادینی که به فاز بهره برداری رسیده و در حال حاضر به کشور نفت می دهد.

7- با استناد به ماده 3 قانون نفت مصوب 1390، نظارت بر اعمال حق حاکمیت و مالکیت عمومی بر منابع نفتی به عهده « هیأت عالی نظارت بر منابع نفتی» است، بنابراین نظارت بر پیش نویس مصوب هیأت دولت و متن قرارداد جدید نفتی تهیه شده در وزارت نفت به جهت ارتباط و آثار مستقیم بلندمدت آن بر اقتصاد کشور و منابع نفتی کشور و تأیید آن نیز بر عهده این هیأت است که متأسفانه در قرارداد جدید به آن اشاراه ای نشده است.

8- استناد کمیته بازنگری قراردادهای نفتی به قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مصوب 1391 (بند 2 قسمت ب ماده 3 این قانون در خصوص صدور مجوز فعالیت و پروانه بهره برداری برای اشخاص حقوقی واجد صلاحیت برای اکتشاف، توسعه، استخراج و تولید از کلیه میادین نفت و گاز کشور) در تناقض با اصل 44 قانون اساسی و سیاستهای ابلاغی اصل 44 است که سرمایه گذاری، مالکیت و مدیریت بنگاه‌ها و نهادهای عمومی غیردولتی و بخش‌های تعاونی و خصوصی را بر معادن بزرگ نفت و گاز مجاز ندانسته اند.

9- تصریح بند 1 قسمت ب ماده 3 قانون مذکور در ذکر لفظ «بخشهای غیردولتی»، این نکته را به ذهن متبادر می سازد که با توجه به حاکمیت سیاستهای اصل 44 بر این قانون و اهتمام مجلس شورای اسلامی در مقام تصویب این قانون به سیاستهای مذکور که در مقام تأیید با دقت نظر بیشتر شورای نگهبان نیز همراه بوده است، اگر قانونگذار در بند2 نیز بخش غیردولتی را مد نظر داشت حتما به آن تصریح می نمود لذا تفسیر این بند در جهت جواز واگذاری میادین نفت و گاز به شرکتهای خصوصی خارجی و داخلی یا فاقد اعتبار است و یا در بهترین حالت، نیازمند استفساریه شورای نگهبان است که بر اساس اصل 98 قانون اساسی، مسئولیت تفسیر قانون‏ اساسی‏ را عهده دار است.

10- قراردادهای مذکور در مغایرت با سیاست‌های کلی نفت و گاز، سیاستهای ابلاغی اقتصاد مقاومتی (مواد 14 و 15)، سیاست‌های کلی اعمال حاکمیت و پرهیز از انحصار و سیاست‌های کلی برنامه ششم توسعه بوده و ثمره‌اش افزایش وابستگی اقتصاد کشور به بیگانگان، عدم تولید صیانتی، تداوم و افزایش بلند مدت خام فروشی و عدم توجه به صنایع پایین دستی و عدم ایجاد زنجیره ارزش افزوده، تزلزل و عدم مقاومت در برابر تکانه های اقصادی دنیا و در نهایت استحاله توانمندی داخلی در کمپانیهای خارجی است.

11_  شرکتهای خارجی و پیمانکار داخلی تحت سیطره آنها در پی افزایش منافع خویش و پیگیری سیاستهای خویش هستند یعنی دنبال دلارهای بشکه های نفتی لذا دغدغه آن بیشترین تولید است و از آنجا که مخازن کشور به گونه ای ست که در سالهای اولیه بهره برداری بیشترین شتاب را در دادن محصول دارد بالطبع شرکت خارجی از این فرصت و اهداف خویش به هیچ عنوان در عمل نخواهد گذشت ولو اینکه در ظاهر و در متن قرارداد چنین تعهدی را متقبل شده باشد.
این در حالی است که بند ث ماده 3 مصوبه هیأت وزیران « پذیرش دستمزد متناسب با شرایط و تولید اضافی ناشی از هر طرح برای ایجاد انگیزه در طرف دوم قرارداد...» عملا مشوق تولید غیر صیانتی می باشد. همچنین بند ب ماده 6 مصوبه هیأت وزیران نیز در خصوص امتیاز تشویقی تحت عنوان Fee Per Barrel نیز مشوق تولید غیرصیانتی توسط شرکتهای خارجی طرف دوم قرارداد خواهد بود.

12- قرارداد جدید نفتی سبب مسلط کردن کمپانی‌های خارجی تجربه پس داده در تحریم‌ها بر اصلی‌ترین گلوگاه اقتصادی کشور و نقض قاعده فقهی "نفی سبیل" که در اصول 43، 81 و 153 قانون اساسی مورد تأکید قرار گرفته است خواهد شد. در تبصره بند الف ماده 11 مصوبه هیأت وزیران به صراحت و وضوح شرکت ملی نفت و شرکتهای تابعه تحت سیطره کمپانی خارجی در آمده است: « در مورد میدان ها یا مخزن های در حال تولید و بهره برداری، در صورتیکه طرف اول برای مرحله بهره برداری، انجام عملیات بهره برداری را با مشارکت یکی از شرکتهای تابعه خود ضروری دانسته و این موضوع به تأیید وزارت نفت نیز برسد، بین طرف دوم قرارداد و شرکت تابعه شرکت ملی نفت ایران، یک موافقتنامه عملیاتی مشترک امضا می شود. این عملیات با حفظ مسئولیت پشتیبانی و نظارت کامل فنی، مالی، حقوقی و تخصصی طرف دوم قرارداد، همراه با تأمین تجهیزات، قطعات و مواد مصرفی لازم توسط وی، به صورت مشترک انجام می شود. شرکت تابعه ذیربط موظف است در بهره برداری از تأسیسات موضوع قرارداد، کلیه دستورالعمل های فنی، حرفه ای و برنامه های عملیاتی طرف دوم قرارداد را رعایت و اجرا نماید. در غیر اینصورت، عدم اجرای عمدی اقدامات یادشده، نقض تعهدات قراردادی توسط طرف اول قرارداد محسوب می شود.»

این تبصره یعنی شرکتهای تابعه شرکت ملی نفت عملا در عملیات بهره برداری و تولید یا نقشی نداشته و یا در بهترین صورت کاملا تحت سیطره کمپانی خصوصی طرف دوم قرارداد خواهد بود و این بهترین سرنوشت پیش‌روی عناصر توانمندی خواهد بود که در شرایط تحریم بدون نیاز به بیگانگان فرایند بهره برداری و تولید میادین نفت و گاز را بدون وقفه تداوم بخشیدند.

13-  وزارت نفت یکی از ضرورتهای قراردادهای جدید نفتی را نیاز وزارت نفت به بیش از 100 میلیارد دلار سرمایه گذاری خارجی جهت پیشبرد و تکمیل پروژه‌های نفتی اعلام نموده است. سؤال اینجاست که چگونه و به چه ترتیبی شرکتهای خارجی نسبت به ورود این سرمایه کلان اقدام خواهند کرد؟

با توجه به تجربیات گذشته پیش بینی می شود، کمپانیهای بین المللی هیچگاه دست به چنین ریسک مالی نخواهند زد بلکه با ورود سرمایه اندکی به کشور به مانند عراق و با توجه به زودبازده بودن بازگشت کل سرمایه و سود حاصله در کوتاه مدت 3 یا 4 ساله نسبت به گردش مجدد آن اقدام خواهند نمود به گونه ای که جمع این گردشها در طول 25 تا 33 سال و تمدید این مدت رقمی کلان خواهد شد. حال آیا کشور خود توانمندی تأمین چنین ارقامی با چنین تدبیری را ندارد؟ این قراردادها به گونه ای طراحی شده که شرکتهای خارجی با سرمایه 500 میلیون دلاری نیز با تعهد سرمایه گذاری کلان به راحتی قادر به حضور در آن خواهند بود چون به محض تولید در میدان می توانند با پولهای دریافتی از وزارت نفت و بشکه های نفتی با پول اندک خود گردش کلان ایجاد کنند.

14- از آنجا که نه در پیش نویس و نه در متن لاتین محرمانه قرارداد، ساز و کاری جهت تعیین اولویت واگذاری پروژه های نفت و گاز در این قالب ذکر نگردیده است، مغایر روح حاکم بر بند 3 قسمت ت ماده 3 قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت در خصوص امور سرمایه گذاری و تأمین منابع مالی است که تصریح نموده است: « جذب و هدایت سرمایه های داخلی و خارجی به منظور توسعه میادین هیدروکربوری با اولویت میادین مشترک از طریق طراحی الگوهای جدید قراردادی از جمله مشارکت با سرمایه گذاران و پیمانکاران داخلی و خارجی بدون انتقال مالکیت نفت و گاز موجود در مخازن و با رعایت موازین تولید صیانت شده».

15- متن پیش نویس فارسی قرارداد که به تصویب هیأت وزیران رسیده و توسط معاون اول رئیس جمهور ابلاغ شده و در حال حاضر در هیات تطبیق مجلس شورای اسلامی جهت تطبیق و همخوانی با قانون اساسی مطرح است انطباقی با متن لاتین قرارداد که کماکان محرمانه است نداشته و این خود در آینده تبعات حقوقی بسیاری خواهد داشت.

16- شاخصه انتخاب شرکت خارجی و پیمانکار داخلی شریک به عنوان طرف دوم قرارداد که در بند ذ ماده 1 مصوبه هیأت وزیران از آن به عنوان « شرکت یا مشارکتی از شرکت های صاحب صلاحیت نفتی» یاد شده چیست؟ هر قرارداد از لحاظ حقوقی دو طرف دارد. طرف دوم قرارداد با شرکت ملی نفت یا شرکتهای تابعه آن، کیست؟ نقش پیمانکار داخلی که قرار است با شرکت خارجی در قالب JOC مشارکت کند چیست؟ پول، هزینه و سود پیمانکار داخلی چگونه تأمین خواهد شد؟

17- چگونه می توان از یک فرمت قراردادی برای پروژه های مختلف در موضوعات مختلف و میادین مختلف بهره برد؟

18- در قرارداد های جدید،  اگر کمپانی خارجی در راستای تعهدات عمل نکرد چگونه می‌توان نسبت به خلع ید آن اقدام نمود؟ آیا تدبیری برای چنین شرایط اندیشیده شده که اگر نیاز به خلع ید بود در دعاوی بین المللی ادعای خسارت های کلان نکند؟

19-  قراردادهای جدید نفتی امتیازات ویژه ای را به شرکتهای خارجی طرف قرارداد می دهد که برخی از آنها به شرح زیر است:

- نبود سقف تولید.
- بازبودن سقف هزینه (Open Capex)؛ این موضوع به استناد بندهای ل ماده 1 و ث ماده 8 مصوبه هیأت وزیران علاوه بر بار مالی فراوان آن بر وزارت نفت، با واگذاری فاز بهره برداری و تولید به شرکتهای خارجی سبب خواهد شد که هزینه تولید را گران محاسبه کرده و درآمد کلانی از این راه کسب کنند.
- دستمزدی تحت عنوان Fee Per Barrel که هزینه‌های گزافی را بر کشور تحمیل خواهد کرد.
- عدم در نظر گرفتن مالیات برای طرف قرارداد و به نوعی معافیت آن از پرداخت مالیات از دیگر امتیازات ویژه به طرف قرارداد است.

20-  ضرورت قرارداد بلندمدت 25 تا 33 ساله و پیش بینی تداوم و تمدید آن را چه مرجع و نهادی تشخیص داده است تا چنین تعهد بین المللی برای چندین دولت آینده ایجاد شود؟

21- چند پروژه نفتی و در چه زمینه ای واگذار خواهد شد؟ پروژه های بالادستی یا پایین دستی؟ اگر پروژه های بالادستی در معرض واگذاری است با چه مجوزی؟ چند درصد از پروژه های بالادستی وزارت نفت؟ آیا این پروژه‌ها پروژه‌های جدید است یا پروژه‌های موجود مانند میادینی که توسط توانمندی داخلی در حال بهره‌برداری و در مدار تولید است؟

بنابراین با توجه به آثار و تبعات بلندمدت قراردادهای مذکور بر امنیت ملی کشور و با استناد به اصول 77، 85 و 138 قانون اساسی ضروری است:

1. مصوبه هیأت وزیران به همراه متن اصلی قرارداد (در دونسخه لاتین و فارسی) پس از بررسی توسط هیأت تطبیق مجلس شورای اسلامی با لحاظ کردن اصلاحات ضروری مذکور، به تصویب مجلس شورای اسلامی رسانده شود.
2. در صورت تصویب، جهت اجرا تحت نظارت « هیأت عالی نظارت بر منابع نفتی» (که به استناد به ماده 3 قانون نفت مصوب 1390 مسئولیت نظارت بر اعمال حق حاکمیت و مالکیت عمومی بر منابع نفتی را بر عهده دارد) به وزارت نفت ابلاغ گردد.

متن کامل "شرایط عمومی،ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز" مصوب دولت به شرح زیر است:

ماده 1- اصطلاحات زیر در این تصویبنامه در معانی مشروح مربوط به کار میروند و سایر اصطلاحاتی که در این تصویبنامه تعریف نشده است، تابع تعاریف مندرج در قانون نفت - مصوب -1366- و قانون اصلاح قانون نفت -مصوب 1390- بوده و در سایر موارد، تعاریف تابع قوانین و مقررات مربوط در ایران می باشند و در مواردی که در قوانین و مقررات تعاریفی وجود ندارد، تابع عرف تخصصی در صنعت جهانی نفت میباشد.

الف- شرایط عمومی: اصول و شرایط عمومی و ساختارهای حاکم بر قراردادهای بالادستی.
ب- نفت: هیدروکربورهایی که به صورت نفت خام، میعانات گازی، گاز طبیعی، قیر طبیعی، پلمه سنگهای نفتی و ماسه‏ های آغشته به نفت به حالت طبیعی یافت شده و یا طی
عملیات بالادستی به دست میآید.
پ- میدان نفتی یا گازی: هر یک از منابع و یا مخازن زیرزمینی یا روزمینی در تقسیمات داخل سرزمین، آبهای داخلی، ساحلی، فلات قاره و بین المللی مجاور مرزهای کشور و آبهای آزاد بین المللی که احتمال وجود نفت در آن است و مشخصات فنی و مختصات جغرافیایی آن توسط وزارت نفت مشخص می شود.
ت- میدان یا مخزن تجاری: میدان یا مخزنی که با رعایت تولید صیانتی و با لحاظ نمودن قیمتهای نفت و دیگر محصولات جانبی آن میدان یا مخزن بتواند کلیه هزینه های مستقیم،
غیرمستقیم و تأمین مالی پیشبینی شده جهت اکتشاف، توسعه، بهره برداری، همچنین دستمزد و سود طرف دوم و دیگر هزینه های جانبی مربوط در طول دوره قرارداد را پوشش داده و نرخ های بازگشت سرمایه مورد انتظار و منطقی برای هر یک از طرف های قرارداد را تامین نماید. اثبات تجاری بودن میدان یا مخزن بر عهده پیمانکار است. مبانی و شاخص های متداول و خودکار جهت تعیین تجاری بودن میدان یا مخزن توسط وزارت نفت تعیین شده و در اسناد مناقصه حسب مورد به اطلاع متقاضیان رسیده و در قرارداد مربوط نیز منظور می‏گردد.
ث- میدان کشف شده (Green Field): میدان نفتی یا گازی کشف شده توسط شرکت ملی نفت ایران یا توسط شرکتهای دیگر برای شرکت ملی نفت ایران کشف شده و آماده ورود به مرحله توسعه میباشد.
ج- میدان در حال تولید(Brown Field): میدانی که قبلا به بهره برداری و تولید رسیده است.
چ- مخزن: هر کدام از تاقدیس ها و یا ساختمانهای چینهای و یا هرگونه تله ساختاری حاوی هیدروکربور و یا ترکیبی از آنها که دارای خواص سنگ، سیال و فشار مستقل باشد.
ح- مخزن در حال تولید (Brown Reservoir): مخزنی که تاریخچه تولید تجاری هیدروکربور داشته باشد.
خ- مخزن کشف شده و توسعه نیافته (Green Reservoir): مخزن کشف شدهای که تاکنون تولید تجاری هیدروکربور در آن صورت نگرفته است.
د- طرف اول قرارداد: شرکت ملی نفت ایران یا شرکت های تابعه آن به نمایندگی از آن شرکت که در این تصویبنامه به عنوان 'کارفرما' نیز نامیده میشود.
ذ- طرف دوم قرارداد: شرکت یا مشارکتی از شرکتهای صاحب صلاحیت نفتی که جهت سرمایه گذاری و انجام هریک از عملیات اکتشاف، توصیف، توسعه، تولید و بهره برداری و اجرای
طرحهای بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت یا همه آنها به صورت پیوسته، طی فرآیند قانونی انتخاب و قرارداد مربوط را امضا کرده که در این تصویبنامه به عنوان 'پیمانکار' نیز نامیده میشود.
ر- بلوک یا محدوده اکتشافی: منطقه جغرافیایی تعریف شده توسط شرکت ملی نفت ایران که به تأیید وزارت نفت رسیده و جهت انجام عملیات اکتشافی نفت انتخاب شده و منطقه قرارداد با طرف دوم قرارداد جهت کشف میدان یا مخزن تجاری میباشد.
ز- حداقل تعهدات اکتشافی (Minimum Exploration Obligation): حداقل عملیات اکتشافی شامل انواع عملیات لازم مانند مطالعات زمین شناسی، ثقل سنجی، لرزه نگاری، حفاری، ارزیابی مخازن با هدف کشف میدان یا مخزن تجاری و انجام حداقل سرمایه گذاری لازم جهت عملیات مذکور در مدت مقرر در قرارداد که توسط طرف دوم قرارداد تعهد میگردد.
ژ- برنامه توسعه(Development Plan (DP)): برنامه توسعه میدان یا مخزن که در شروع مرحله توسعه اعم از میدانها یا مخزنهای کشف شده، انجام عملیات بهبود و افزایش ضریب بازیافت میدانها یا مخزنهای در حال تولید مورد تایید طرفین قرارداد واقع شده و متناسب با یافته های جدید در هنگام توسعه و رفتار واقعی میدان یا مخزن در مراحل تولید قابل بازنگری می باشد.
س-تولید اولیه(First Production): میزان تولید تعریف شده در برنامه توسعه میدان یا مخزن که در مرحله اول عملیات توسعه یا عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت و بر اساس برنامه مربوط حاصل می شود.
ش- هزینه های مستقیم سرمایه ای ((DCC) Direct Capital Cost): کلیه هزینه های سرمایه های لازم جهت توسعه، بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت مخزن، از جمله کلیه هزینه های مهندسی، حفاری، احداث تمام تأسیسات روزمینی و زیرزمینی لازم برای قابل بهره برداری کردن میدان یا مخزن نظیر تاسیسات فرآوری، انتقال، تزریق، تاسیسات فرآیندی و جنبی و راهاندازی کلیه واحدها، هزینه انجام شده در مرحله اکتشاف در صورت تجاری بودن میدان و نیز انجام مرمت، بازسازیها و نوسازی های لازم در میدانها یا مخزنهای در حال تولید.
ص- هزینه های غیرمستقیم (IDC)) Indirect Cost): کلیه هزینه هایی که به دولت، وزارتخانه ها و موسسات عمومی از جمله شهرداریها از قبیل انواع مالیات ها، عوارض، گمرک و بیمه تامین اجتماعی و نه محدود به آنها پرداخت میشود.
ض- هزینه تامین مالی ((CoM) Cost of Money): هزینه های تامین مالی طرف دوم قرارداد به میزان و شرایطی که در قرارداد تعیین می شود.
ط- هزینه های بهره برداری ((Opex) Operating Costs): کلیه مبالغی که طرف دوم قرارداد طبق قرارداد،برای انجام عملیات بهره برداری و بر اساس شرایط مندرج در قرارداد و
استانداردهای حسابداری هزینه میکند.
ظ- دستمزد(Fee): رقمی که متناسب با هر بشکه تولید اضافی نفت خام از میدان ها یا مخزنهای نفتی و یا هر هزار فوت مکعب تولید اضافی گاز از میدان ها یا مخزنهای گازی مستقل و حسب مورد هر بشکه میعانات گازی اضافی، ناشی از عملیات طرف دوم قرارداد تعیین می شود.
ع- شرکت عملیاتی مشترک ( (Joint operating companyیا موافقتنامه عملیاتی مشترک(Joint Operating Agreement): شرکت و یا هرگونه مشارکت مجاز که براساس قوانین جمهوری اسلامی ایران توسط طرف دوم قرارداد در ایران (با مشارکت شرکتهای صاحب صلاحیت ایرانی) به ثبت رسیده و یا منعقد می‏گردد و تحت نظارت و با پشتیبانی کامل فنی و مالی طرف دوم قرارداد، مسوولیت انجام کلیه عملیات توسعه و بهره برداری از تاسیساتی که به موجب قرارداد برای تولید نفت و گاز و دیگر فرآوردههای جنبی احداث می شود را بر عهده می گیرد. تشکیل این شرکت و واگذاری اجرای قرارداد به آن، رافع هیچ یک از مسئولیتهای طرف دوم قرارداد نیست.
غ- خط پایه تخلیه (Depletion Base Line): در برنامه و نمودار تولید هر میدان یا مخزن نفتی یا گازی (Production Profile) که بر اساس شرایط مخزنی طراحی میگردد، خط فرایند تخلیه میدان یا مخزن پس از عبور از دوره تولید حداکثر تا تخلیه کامل میدان یا مخزن در حالت عدم اجرای طرحهای بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت (EOR & IOR) که مورد پذیرش
طرفهای اول و دوم قرارداد قرار میگیرد به عنوان خط پایه تخلیه در قراردادهای مربوط تعریف میشود.
ف- نفت، گاز یا میعانات گازی اضافی(Incremental Oil, Gas, Condensate): میزان تولید نفت یا گاز میدان یا مخزن برای هر دوره مالی از میدانها یا مخزن های کشف شده و یا میزان نفت، گاز و یا میعانات گازی تولید شده مازاد بر خط پایه تخلیه از میدان یا مخزن در حال تولید نفت، گاز و یا میعانات گازی اضافی.
تبصره- در مواردی نظیر میدان ها یا مخزنهای گازی در حال تولید و برای عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت حسب مورد میعانات گازی اضافی نسبت به خط پایه تخلیه
میتواند مبنای محاسبه قرار گیرد.
ق- عملیات بهبود ضریب بازیافتImproved Oil Recovery (IOR)) ): مجموعهای از عملیات که منجر به نگهداشت تولید یا بهبود ضریب بازیافت و یا سرعت در بهره برداری می شود و می تواند در همه مراحل تولید در طول عمر میدان یا مخزن حسب مورد انجام شود (از قبیل انجام مطالعات تکمیلی زمین شناسی، مهندسی نفت و مخازن، اجرای طرحهای ژئوفیزیک و لرزه نگاریهای سه و یا چهار بعدی حسب نیاز، طراحی و اجرای پروژه هایی نظیر حفاریهای جدید (infill Drilling)، به کارگیری فناوریهای پیشرفته حفاری نظیر استفاده از حفاریهای چندجانبه و هوشمند، تزریقهای گاز (Gas Lift) و آب به میدانها یا مخزنها، ایجاد شکاف در مخزن(Fracturing)، استفاده از پمپ‏های درون چاهی، بهبود روشهای حفاری و استفاده حداکثر از حفاریهای افقی و نظایر آن).
ک- عملیات افزایش ضریب بازیافت (Enhanced Oil Recovery): به کارگیری انواع فناوری‏های پیشرفته روز دنیا شامل مطالعات و طراحی روشهای بهینه مهندسی مخازن و
بهره برداری، به کارگیری انواع تزریقها حسب نیاز میدان یا مخزن مانند تزریق بخار، مواد شیمیایی همچون پلیمرها، تزریق CO2 و نظایر آن، کاربرد فناوریهای تکمیلی درهر مرحله حسب ضرورت و نظایر آن که منجر به افزایش ضریب بازیافت نفت، گاز و یا میعانات گازی در طول عمر میدان یا مخزن میگردد.
گ- منطقه قراردادی (Contract Area): منطقه جغرافیایی با مختصات معین که در قرارداد برای انجام عملیات موضوع قرارداد تعیین میگردد.
ل- سقف باز هزینه های سرمایهای(Open Capex): انعطاف پذیر بودن میزان هزینه های سرمایه ای نسبت به رفتار و واقعیتهای میدان، تحولات واقعی بازار در چارچوب برنامه مالی عملیاتی سالانه تصویب شده و همچنین نیاز به سرمایه گذاریهای ضروری بعدی جهت بهبود راندمان و بهره وری میدان.
م- برنامه مالی عملیاتی سالانه: برنامهای که در چارچوب طرحهای عملیاتی و اصلاحات و بازنگریهای لازم ناشی از واقعیت‏های پروژه و رفتار واقعی میدان توسط طرف دوم قرارداد تهیه و به تصویب طرف اول قرارداد میرسد. تصویب این برنامه از سوی طرف اول قرارداد نهایی بوده و جهت اجرا توسط طرف دوم قرارداد ابلاغ میگردد.
ماده 2- قراردادهای موضوع این تصویبنامه به سه دسته تقسیم میشوند:
الف- دسته اول: قراردادهای اکتشاف و در صورت کشف میدان یا مخزن تجاری، توسعه میدان یا مخزن و در ادامه، بهره برداری از آن به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد میباشد. در این دسته واگذاری عملیات توسعه و بهره برداری، به صورت پیوسته با عملیات اکتشاف در صورت کشف میدان یا مخزن تجاری توسط طرف دوم قرارداد و با در نظر گرفتن برنامه های برداشت صیانتی از مخازن نفت و گاز مجاز میباشد. در این دسته از قراردادها حداقل تعهدات شرکتهای پیشنهاد دهنده برای عملیات و سرمایه گذاری در محدوده اکتشافی مورد نظر به روشنی تعیین و از سوی طرف دوم قرارداد تعهد میشود.
ب- دسته دوم: قراردادهای توسعه میدانها یا مخزنهای کشف شده و در ادامه، بهره برداری از آنها به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد میباشد.
پ- دسته سوم: قراردادهای انجام عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت (EOR/IOR) در میدان ها یا مخزنهای در حال بهره برداری((Brown Field بر پایه مطالعات مهندسی مخزن و در ادامه، بهره برداری از آنها به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد میباشد.
ماده 3- در تمامی قراردادهایی که بر اساس این تصویبنامه منعقد میگردند، اصول زیر حاکم میباشد:
الف- حفظ حاکمیت و اعمال تصرفات مالکانه دولت جمهوری اسلامی ایران از طریق وزارت نفت بر منابع و ذخایر نفت و گاز طبیعی کشور.
ب- عدم تضمین تعهدات ایجاد شده در قرارداد توسط دولت، بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران و بانکهای دولتی.
پ- بازپرداخت کلیه هزینه های مستقیم، غیرمستقیم، هزینه های تامین مالی و پرداخت دستمزد و هزینه های بهره برداری طبق قرارداد از طریق تخصیص بخشی (حداکثر پنجاه درصد) از محصولات میدان و یا عواید حاصل از اجرای قرارداد بر پایه قیمت روز فروش محصول منوط میباشد.
ت- کلیه خطرات، ریسکها و هزینه ها در صورت عدم کشف میدان یا مخزن تجاری یا عدم دستیابی به اهداف مورد نظر قراردادی و یا ناکافی بودن محصول میدان یا مخزن برای استهلاک تعهدات مالی ایجاد شده بر عهده طرف دوم قرارداد میباشد، ولی در صورت عدم کفایت میزان تولید تخصیص داده شده برای بازپرداخت هزینه های انجام شده توسط پیمانکار در دوره قرارداد، هزینه های بازپرداخت نشده در دوره طولانی تری که در قرارداد تعریف خواهد شد، بازپرداخت می شود.
ث- پذیرش دستمزد متناسب با شرایط و تولید اضافی ناشی از هر طرح با هدف ایجاد انگیزه در طرف دوم قرارداد برای به کارگیری روش های بهینه و فناوریهای نوین و پیشرفته در اکتشاف، توسعه و بهره برداری.
ج- تعهد طرف دوم قرارداد به برداشت صیانتی از مخازن نفت وگاز در طول دوره قرارداد با به کارگیری فناوریهای نوین و پیشرفته و سرمایه گذاریهای لازم از جمله اجرای طرحهای بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت متناسب با پیچیدگیهای میدان یا مخزن.
چ- تمام عملیات پیمانکار از تاریخ شروع قرارداد به نام و از طرف کارفرما انجام خواهد شد و کلیه اموال اعم از ساختمان ها‏، کالاها، تجهیزات، چاهها و تاسیسات سطح الارضی و تحتالارضی از همان تاریخ متعلق به کارفرما می باشد.
ح- انجام مطالعات ارزیابی زیست محیطی و رعایت مقررات و ملاحظات ایمنی، بهداشتی، زیست محیطی و اجتماعی در اجرای طرحها.
خ- در صورت وقوع شرایط فورسماژور (قوه قهریه) در هر کدام از دورههای توسعه و تولید که ممکن است موجب سقوط تعهد، تعلیق و یا فسخ قرارداد شود، تسویه حساب در مورد هزینه هایی که پیمانکار طبق قرارداد مستحق دریافت آنها میباشد تا زمان رفع شرایط فورسماژور معلق گردیده و پس از رفع این شرایط در چارچوب ضوابط قرارداد صورت می‏پذیرد.
د- چنانچه وزارت نفت تصمیم به کاهش سطح تولید و یا توقف آن به هر دلیلی به جز دلایل فنی مربوط به میدان یا مخزن داشته باشد، اولویت اعمال چنین کاهشی از سطح تولید
میدانها یا مخزنهایی که متعهد به بازپرداخت نیستند، می‏باشد و در صورتی که این تصمیم در مورد میدان یا مخزن موضوع قرارداد اتخاذ شود، نباید در بازپرداخت هزینه ها و دستمزد متعقله به پیمانکار تاثیر بگذارد.
ماده 4- به منظور انتقال و ارتقای فناوری ملی در حوزه عملیات بالادستی نفت و اجرای طرح های بزرگ و توانمندسازی شرکت های ایرانی برای اجرای پروژه های بزرگ داخلی و نیز حضور در بازارهای منطقه ای و بین المللی، قراردادهای موضوع این تصویبنامه به شیوه های زیر اعمال میگردد:
الف- در هر قرارداد بر حسب شرایط شرکت های صاحب صلاحیت ایرانی با تایید کارفرما، به عنوان شریک شرکت یا ‏شرکت های معتبر نفتی خارجی حضور دارد و با حضور در فرآیند اجرای قرارداد، امکان انتقال و توسعه دانش فنی و مهارت های مدیریتی و مهندسی مخزن به آنها میسر میگردد. طرف دوم قرارداد موظف به ارایه برنامه انتقال و توسعه فناوری به عنوان بخشی از برنامه مالی عملیاتی سالانه می باشد.
تبصره- طرف دوم قرارداد ملزم به اعمال بندهای انتقال و توسعه فناوری قرارداد اصلی در قراردادهای منعقده با پیمانکاران فرعی خود حسب مورد می باشد.
ب- طرف دوم قرارداد، ملزم به حداکثر استفاده از توان فنی و مهندسی، تولیدی، صنعتی و اجرایی کشور براساس قانون حداکثر استفاده از توان تولیدی و خدماتی در تامین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات و اصلاح ماده (104) قانون مالیاتهای مستقیم - مصوب 1391- و دستورالعملها و آیین نامه های مربوط می باشد.
پ- طرف دوم قرارداد متعهد میشود به استفاده حداکثری از نیروی انسانی داخلی در اجرای قرارداد و ارایه برنامه جامع آموزشی جهت ارتقای کیفی این نیروها و انجام سرمایه گذاری های لازم در قالب هزینه های مستقیم سرمایه ای برای انجام برنامه های آموزشی و تحقیقاتی از جمله ارتقا و بهروزرسانی مراکز تحقیقاتی موجود و ایجاد مراکز تحقیقاتی مشترک و یا اجرای طرح های تحقیقاتی مشترک مرتبط. این برنامه ها باید متناسب با عملیات (اکتشاف، ارزیابی، توسعه اولیه، توسعه آتی مشتمل بر بهبود تولید و افزایش ضریب بازیافت EOR و IOR) در هر مرحله از عمر مخزن با زمانبندی مشخصِ متناسب در هر قرارداد ارایه شود.
ت- در شرکت عملیاتی مشترک، سمتهای مدیریتی در دوره تولید حسب مورد و شرایط مورد توافق که در قرارداد خواهد آمد، چرخشی میباشد. در سازمان مدیریتی این شرکت، سمتهای مدیریت اجرایی به تدریج به طرف ایرانی مشارکت واگذار میشود تا امکان انتقال دانش فنی و مهارتهای مدیریتی به طرف ایرانی به خوبی میسر گردد.
ماده 5- قراردادهای موضوع این تصویبنامه با رعایت قوانین و مقررات حاکم بر معاملات شرکت ملی نفت ایران و پس از کسب مجوزهای لازم از مراجع ذیصلاح قانونی در هر مورد توسط شرکت یادشده با طرف یا طرفهای قرارداد منعقد میگردد.
ماده 6- نحوه اجرای قراردادهای موضوع این تصویبنامه به شرح زیر میباشد:
الف- شرکت ملی نفت ایران برای انجام عملیات اکتشافی در یک منطقه قراردادی و عملیات توسعهای متعاقب آن (دسته اول قراردادها)، حداقل تعهدات اکتشافی مورد نظر خود را تعیین و با رعایت قوانین و مقررات مربوط از شرکتهای معتبر و صاحب صلاحیت نفتی دعوت به ارایه پیشنهاد می نماید. برای انجام عملیات توسعه یک میدان یا مخزن کشف شده و یا انجام سرمایه گذاری به منظور بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت در یک میدان یا مخزن موجود (دسته های دوم و سوم قراردادها) شرکت ملی نفت ایران، با انجام مطالعات مهندسی مخزن یک طرح توسعه ارایه کرده و از شرکتهای معتبر و صاحب صلاحیت نفتی دعوت به ارایه پیشنهاد مینماید. چنین طرحهایی در هر دو دسته قراردادها به عنوان راهنما برای پیشنهاددهندگان بوده و مانع از دریافت و بررسی پیشنهادهای جدید از شرکتهای نفتی نمیباشد.
تبصره 1- عملیات توسعه میدان یا مخزن و یا انجام عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت (EOR/IOR) در چارچوب برنامه توسعه به صورت مرحلهبندی (پلکانی) و برای هر مرحله بر اساس نتایج حاصله از رفتار مخزن در مرحله قبل انجام میشود.
تبصره 2- تشخیص صلاحیت فنی و مالی شرکت های داخلی و خارجی با شرکت ملی نفت ایران خواهد بود.
ب- میزان تولید از میدان یا مخزن و یا در مورد طرحهای بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت، تولید اضافی میدان، مبنای تعیین دستمزد پروژه (Fee)، به یکی از ارزهای مورد قبول بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران به تشخیص وزارت نفت برای هر بشکه نفت در میدانها یا مخزنهای نفتی و برای هر هزار فوت مکعب گاز و یا هر بشکه میعانات گازی در میدانها یا مخزنهای گازی مستقل، میباشد. این دستمزد با هدف ایجاد انگیزه برای به کارگیری روشهای بهینه در اکتشاف ، توسعه ، تولید و بهره برداری حسب شرایط هر طرح، به صورت تابعی از عواملی نظیر سطح توان تولید هر میدان یا مخزن و نیز رعایت ضرایب ریسک مناطق اکتشافی، شناور بوده و متناسب با قیمت های بین المللی نفت و میعانات گازی و نیز قیمتهای منطقه یا قراردادی گاز به صورت نقدی یا تحویل محصول تعیین میشود و به قیمت روز از شروع تولید اولیه تا پایان دوره قرارداد پرداخت خواهد شد. این دستمزد (Fee)، مبنای اصلی تعیین شرکت برنده با رعایت قوانین و مقررات مربوط میباشد.
تبصره 1- ضرایب ریسک مناطق اکتشافی اعم ازمناطق خشکی و یا دریایی، اندازه میدان یا مخزن، آبهای عمیق و یا کمعمق و به طورکلی مناطق با ریسکهای کم، متوسط و زیاد همراه با ضرایب ریسک خاص میدانها یا مخزنهای مشترک و ضرایب خاص طرحهای بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت از مخازن و یا ازدیاد برداشت نفت، توسط وزارت نفت تعیین و در اسناد مناقصه درج میگردد.
تبصره 2- با توجه به اینکه کلیه ریسکها در قراردادهای اکتشافی (دسته اول) بر عهده طرف دوم قرارداد بوده و در صورت عدم موفقیت در کشف میدان یا مخزن تجاری، هزینه ها بازپرداخت نمیشود، واگذاری بلوک دیگر اکتشافی به طرف دوم قرارداد، در صورت عدم کشف میدان یا مخزن تجاری با همان شرایط قرارداد منعقده قابل شرط در قرارداد است.
پ- پرداخت دستمزد برای تولید هر بشکه نفت از میدان ها یا مخزنهای نفتی و یا هر هزار فوت مکعب گاز و هر بشکه میعانات گازی از میدان ها یا مخزنهای گازی مستقل و بازپرداخت هزینه های مستقیم، هزینه های غیرمستقیم و هزینه های بهره برداری به همراه هزینه های تامین مالی متعلقه براساس قرارداد حسب مورد جهت اجرای طرح از محل حداکثر پنجاه درصد از محصولات میدان ناشی از قرارداد اعم از نفت خام، گاز طبیعی، میعانات گازی و دیگر محصولات و یا عواید آن بر پایه قیمت روز فروش محصول پس از رسیدن به تولید اولیه انجام میشود. پایان دوره قرارداد مانع از بازپرداخت هزینه های باقیمانده، با شرایط مندرج در قرارداد نمیگردد.
تبصره- شرکت ملی نفت ایران مجاز است جهت بازپرداخت هزینه ها و پرداخت حقالزحمه، در صورتی که محصولات میدانهای گاز طبیعی در بازار داخل مصرف شوند یا امکان صادرات آن وجود نداشته باشد از محل محصولات و یا عواید دیگر میدان ها نسبت به بازپرداخت هزینه ها و نیز پرداخت دستمزد تعهد و اقدام نماید.
ماده 7- در قراردادهای موضوع این تصویبنامه وزارت نفت مجاز است دوره قرارداد را متناسب با زمان مورد نیاز اجرای طرحها و حداکثر به مدت بیست سال از تاریخ شروع عملیات توسعه در نظر بگیرد. دوره مزبور در صورت اجرای طرحهای افزایش ضریب بازیافت مخازن و یا افزایش تولید (EOR/IOR) ، متناسب با نیازهای عملیاتی و اقتصادی هر طرح تا مدت پنج سال قابل تمدید میباشد. در مورد طرح‏های پیوسته اکتشاف- توسعه و بهره برداری، دوره اکتشاف حسب مورد به دوره یادشده قرارداد اضافه میگردد.
ماده 8- نحوه هزینهکرد برای رسیدن به اهداف قراردادی مطابق موارد زیر میباشد:
الف- هزینه های عملیات اکتشافی و یا توصیفی با استفاده از اصل حداقل تعهدات اکتشافی و یا توصیفی در فرآیند تعیین طرف دوم قرارداد تعریف و تعیین میشود.
ب- هزینه ها وشرح کار عملیات اکتشافی و یا توصیفی، توسعه و بهره برداری، حسب مورد بر اساس برنامه مالی عملیاتی سالیانه مصوب جهت تحقق اهداف نهایی طرح متناسب باشرایط و رفتار مخزن با توافق طرفین قرارداد تعیین میشود.
پ- در هر قرارداد طرف دوم عملیات خود را در چارچوب فرایندهای منضم به قرارداد انجام میدهد.
ت- در هر قرارداد کارگروه مشترک مدیریت قرارداد تشکیل میشود که نظارت بر کلیه عملیات طرح را بر عهده داشته و تصمیمات نهایی فنی، مالی و حقوقی در چارچوب قرارداد، واگذاری پیمانهای دست دوم و نیز برنامه مالی عملیاتی سالانه را اتخاذ می نماید. مسئولیت اجرای عملیات در چارچوب برنامه مالی عملیاتی مصوب بر عهده طرف دوم قرارداد میباشد. این کارگروه از تعداد مساوی نمایندگان طرفهای اول و دوم قرارداد با حق رای مساوی تشکیل میشود. تصمیمات این کارگروه به اتفاق آرا میباشد و در صورت عدم توافق، مدیران ارشد و مسئول طرفین تصمیم میگیرند.
ث- تمام عملیات اجرایی طرف دوم در چارچوب برآورد کلی طرح و نیز برنامه مالی عملیاتی سالانه مصوب و با مسئولیت و ریسک وی به انجام می رسد. اجرای این عملیات پس از تصویب کارگروه مشترک مدیریت در چارچوب فرایندهای عملیاتی منضم به قرارداد و حسب مورد به شرکت های صاحب صلاحیت واگذار میشود. این نوع از قرارداد به لحاظ ماهیت آن سقف هزینه ثابت در هنگام انعقاد قرارداد نداشته و سقف باز هزینه ای سرمایه ایOpen Capex)) است و ارقام ابتدایی صرفا جنبه برآوردی و پیش بینی دارد، هزینه های واقعی براساس برنامه های مالی عملیاتی که منطبق با رفتار میدان و شرایط بازار مصوب میشود، به حساب طرح منظور میشود.
ج- انجام تمامی اقدامات مندرج در قرارداد (به جز مدیریت مجموعه پیمان و انجام مطالعات مهندسی مخزن) به پیمانکاران و سازندگان صاحب صلاحیت واگذار می‏گردد. انتخاب این پیمانکاران فرعی یا دست دوم طبق شیوه نامه ای که منضم به قرارداد است، توسط پیمانکار انجام و به تصویب کارگروه مشترک مدیریت میرسد.
تبصره- انجام مطالعات مهندسی مخزن و هزینه های انجام این عملیات ازسوی طرف دوم قرارداد به ترتیبی که درقرارداد توافق خواهد شد، قابل پذیرش بوده و به عنوان هزینههای مستقیم منظور میگردند.
ماده 9- تمام هزینه های مستقیم، هزینه های غیرمستقیم، هزینههای تامین مالی متعلقه بر اساس قرارداد (حسب مورد) و هزینه های بهره برداری طرح اعم از انجام مطالعات زمین شناسی، اکتشافی، توسعهای، طرح‏های بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت از ابتدا تا انتها توسط پیمانکار تامین و به موقع پرداخت میگردد.
ماده 10- نحوه بازپرداخت هزینهها به شرح زیر میباشد:
الف- از زمان رسیدن میدان یا مخزن به تولید اولیه یا اضافی، به ترتیب توافق شده در مورد میدانها یا مخزنهای کشف شده و میدانها یا مخزنهای در حال تولید، بازپرداخت هزینه های مستقیم سرمایه‏ای، هزینه های غیرمستقیم تا آن زمان و هزینههای تامین مالی قراردادی (حسب مورد) طبق دوره تعیین شده در قرارداد، محاسبه، تقسیط و بازپرداخت میشود.
ب- هزینه های بهرهبرداری و هزینه های غیرمستقیم دوره تولید از شروع تولید اولیه به صورت جاری محاسبه و بازپرداخت میشود. همچنین پرداخت دستمزد متعلقه به پیمانکار نیز طبق شرایط مندرج در قرارداد از همان زمان آغاز میشود.
پ- کلیه پرداختهای مندرج در بندهای (الف) و (ب) این ماده از محل حداکثر پنجاه درصد از محصولات و یا عواید حاصل از تولیدات مخزن یا میدان یا مخزن موضوع قرارداد، به قیمت روز و یا به صورت نقدی در سررسیدها به پیمانکار پرداخت میشود.
ماده 11-بهره برداری از قراردادهای موضوع این تصویبنامه مطابق بندهای زیر میباشد:
الف- از زمان شروع بهره برداری در مورد طرحهای جدید و یا به نتیجه رسیدن تولید اضافی ناشی از عملیات پیمانکار در طرحهای بهبود(IOR) و یا افزایش ضریب بازیافت(EOR)،تولید و
بهرهبرداری از تاسیسات نیز علاوه بر توسعه ، به نحوی که در قرارداد توافق میشود،توسط شرکت ایرانی عملیاتی مشترک و یا شرکت ایرانی دیگری که توسط همین شرکت تشکیل میشود،با حفظ مسئولیتهای طرف دوم قرارداد انجام می شود.
تبصره- در مورد میدانها یا مخزنهای در حال تولید و بهرهبرداری، در صورتی که طرف اول برای مرحله بهرهبرداری، انجام عملیات بهره برداری را با مشارکت یکی از شرکتهای تابعه خود ضروری دانسته و این موضوع به تایید وزارت نفت نیز برسد، بین طرف دوم قرارداد و شرکت تابعه شرکت ملی نفت ایران یک موافقتنامه عملیاتی مشترک امضا میشود. این عملیات با حفظ مسئولیت پشتیبانی و نظارت کامل فنی، مالی، حقوقی و تخصصی طرف دوم قرارداد، همراه با تامین تجهیزات،قطعات و مواد مصرفی لازم توسط وی،به صورت مشترک انجام میشود. شرکت تابعه ذیربط موظف است در بهره برداری از تاسیسات موضوع قرارداد، کلیه دستورالعمل های فنی،حرفه ای و برنامه های عملیاتی طرف دوم قرارداد را رعایت و اجرا نماید. در غیر این صورت، عدم اجرای عمدی اقدامات یادشده، نقض تعهدات قراردادی توسط طرف اول قرارداد محسوب میشود.
ب- هزینه های بهرهبرداری براساس برنامه مالی عملیاتی سالانه تعیین و توسط پیمانکار پرداخت و از محل منابع ناشی از تولید نفت، گاز و یا میعانات گازی و دیگر فرآورده های تولیدی
میدان یا مخزن تامین می شود.
پ- پیمانکار در دوره بهره برداری ضمن این که موظف به انجام تعهدات خود به موجب قرارداد توسعه، بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت میدان یا مخزن می باشد، مکلف است با توجه به اطلاعاتی که از حضور در بهره برداری میدان کسب می‏کند و در پی آن با انجام مطالعات لازم برای اصلاح طرح توسعه و در صورت نیاز، به ارایه پیشنهاد طرحهای اصلاحی با هدف حفظ ظرفیت، بهبود و یا افزایش بازیافت نفت و یا گاز از میدان یا مخزن بپردازد. در صورتی که کارفرما این طرحها را تصویب نماید، با اعمال همان روشها و شیوه ها و شرایط موجود در قرارداد اصلی این طرحها نیز با انجام اصلاحات در برآورد هزینه ها، زمانبندی قرارداد، دستمزد مربوط و نیز با منظور نمودن هزینه های مربوط در برنامه مالی عملیاتی سالانه طرح به اجرا در می آید.
ت- در جریان بهرهبرداری، هرگونه سرمایه گذاری و اجرای طرح جدید در منطقه قراردادی به تصویب کارفرما میرسد و بهره بردار طبق قرارداد موظف به بهره برداری متعارف با بهترین شیوه های متعارف کار در صنعت جهانی نفت با تشخیص وزارت نفت از کلیه تاسیساتی است که طبق مقررات همین ماده برای بهره برداری در اختیار وی قرار میگیرد.
ث- نفت، گاز و یا میعانات گازی و نیز هرگونه فرآورده جانبی حاصله از تولید کلاً متعلق به کارفرما میباشد.
ج- در صورت نیاز به انجام تعمیرات اساسی تجهیزات و یا ورود مجدد به چاهها و انجام تعمیرات در آنها (work over) و یا هر‏گونه عملیات مربوط به حفظ و نگهداری تجهیزات و تاسیسات، این عملیات با مجوز کارفرما توسط و با هزینه بهره برداری انجام شده و بازپرداخت آن از محل درآمدهای حاصل از نفت اضافی تولیدی میدان یا مخزن به علاوه هزینه تامین مالی به میزان توافق شده در قرارداد بازپرداخت میشود.
اسحاق جهانگیری معاون اول رییسجمهوری این مصوبه را در تاریخ 11/8/1394 ابلاغ کرده است.

منبع: تسنیم