سیر تحولات حقوقی و سیاسی صنعت نفت ایران
(سید محمد زمان دریاباری) مدرس دانشگاه و وکیل پایه یک دادگستری - بخش ششم
اشاره: «سیر تحولات حقوقی و سیاسی صنعت نفت ایران» عنوان مقاله‌ای است که بخش پنجم آن در شماره قبلی صفحه حقوقی اطلاعات چاپ شد. بخش ششم این مقاله را می‌خوانیم.
12٫ شرکت ملی نفت ایران از ابتدای شروع تولید حداقل 40 در صد از در آمد را بنام «Priority right»، بخود اختصاص می‌دهد.
13٫ فروش نفت تولیدی از میدان بر اساس قیمت رسمی از طرف شرکت ملی نفت ایران صورت می‌گیرد. پیمانکار می‌تواند بر اساس قرار داد خرید و فروش مدیریت قرار داد خریدار نفت بر اساس قیمت رقابتی باشد.
14٫ هر گونه مالیات تکلیفی، حق بیمه تأمین اجتماعی، کلیه عوارض دولتی و حقوق گمرکی در ایران توسط پیمانکار پرداخت شده و توسط شرکت ملی نفت با احتساب بهره متعلقه باز پرداخت خواهد شد
15٫ پیمانکار ملزم به استفاده مطلوب از مشارکت ایرانی‌ها در اجرای پروژه بوده و باید حداقل 30 درصد بودجه را به صورت ریالی هزینه کند.
16٫ پیمانکار ملزم به آموزش نیروی انسانی بوده وحدود یک درصد از بودجه سرمایه گزاری را صرف آموزش می‌نماید.
17٫ عدم ارائه هر گونه تضمین بانکی و یا دولتی به پیمانکار در مورد باز پرداخت سرمایه گذاری
18٫ حاکمیت قوانین کشور بر قرارداد و همچنین حاکمیت قوانین پولی کشور درروابط ارزی چهار چوب کلی قرارداد بیع متقابل بصورت نمودار کلی بدست نشان داده شده است.45
ب) مدل اکتشافی:
قراردادهای بیع متقابل که بیشتر مبنای قرار‌های توسعه میادین نفت و گاز قرار گرفته است با تغییراتی در روش اجرایی جهت پروژه‌های اکتشافی نیز مورد استفاده قرار گرفته و می‌شود. از آنجا که باز پرداخت سرمایه‌گذاری طرح‌ها صرفاً از محل همان پروژه میسر است و همچنین پیش بینی برنامه توسعه میادین اکتشاف نشده نیز غیر ممکن است لذا قراردادهای بیع متقابل اکتشافی در دو مرحله منعقد و اجرا می‌گردند.
1٫ مرحله اکتشاف:
در این مرحله با شرح کار مشخص شامل عملیات ارگانها و حفاری اکتشافی و میزان سرمایه گذاران تعیین شده و مراحل اکتشافی انجام می‌گردد که در صورت عدم دستیابی به منابع اقتصادی نفت و گاز ریسک مربوط بعهده پیمانکار است و در صورت موفقیت بازپرداخت هزینه‌های اکتشافی با انعام حق الزحمه، سود و هزینه‌های مالی سرمایه‌گذاری از محل تولید پس از اجرای توسعه میدان بازپرداخت می‌گردد
2٫ مرحله توسعه:
قراردادهای بیع متقابل پس از انجام موفقیت مرحله اکتشاف و مشخص شدن ابعاد و شرح از توسعه میدان مجدداً و پس از انجام مراحل مناقصه منعقد می‌گردد. لازم به توضیح است پیمانکار مرحله اکتشافی دارای اولویت بوده در صورت برنده شدن حداقل 30% با شرایط پیمانکار برنده در مرحله توسعه مشارکت خواهد داشت. در قرار دادهای بیع متقابل اکتشافی پیمانکار مسئول اجرای عملیات اکتشافی بر اساس شرح تعریف شده در قرار داد بوده که در صورت عدم کشف اقتصادی منبع هیدرو کربنی، مورد قرار داد خاتمه یافته و در شرایط دستیابی به مخزن اقتصادی در صورت برنده شدن در مناقصه مرحله توسعه بعنوان پیمانکار برنده در اینصورت حداقل می‌تواند تا 30 در صد مرحله توسعه با پیمانکار برنده مشارکت داشته باشد.46
14ـ حقوق و تکالیف طرفین در قراردادهای نفتی بیع متقابل ایران:
تعیین قانون حاکم، موارد قوه قاهره، تعدیل قرارداد و حل و فصل اختلاف از موارد بسیار مهم در تحلیل قراردادهای بیع متقابل است که بدون شک در حقوق و تکالیف طرفین تاثیر گذار است. صرفنظر از این موارد، در قراردادهای بیع متقابل که دوره قراردادی آن محدود است حاکمیت و مالکیت بر منابع هیدروکربوری و کنترل عملیات تولیدی در انحصار شرکت ملی نفت ایران بوده و از نظر حقوقی دارای ویژگی‌های زیر است47:
1٫ حاکمیت و مالکیت کامل کشور میزبان بر منابع هیدروکربوری و نفتی با مشارکت و سرمایه‌گذاری خارجی.
2٫ عدم ارایه تضمین بانکی یا دولتی.
3٫ امکان فسخ دو جانبه قرارداد تحت شرایط خاص و در صورت عدم ایفاء تعهدات قراردادی پیمانکار و کارفرما
4٫ انجام کلیه عملیات مرتبط با اجرای قرارداد توسط پیمانکار بنام و یا از طرف شرکت ملی نفت ایران
5٫ محدود بودن حق واگذاری قرارداد به غیر و یا الحاق شرکای جدید قرارداد فقط در صورت تصویب شرکت ملی نفت ایران
6٫ حکومت قوانین جمهوری اسلامی ایران به مفاد قرار داد و نیز حکمیت و مناسبات ارزی طرفین
7٫ انجام داوری قرارداد بر اساس توافق طرفین
8٫ قابلیت فسخ قرارداد در شرایط غیر عادی (قوه قاهره )
9٫ در صورت تغییر در قوانین ایران قوانین جدید حاکم بر قرارداد است
10ـ کنترل کامل تولید و اعمال نظارت مالی و فنی
11ـ بازپرداخت صرفا از محل تولید مخزن
12ـ محدودیت دوره قرارداد بر دوره سرمایه‌گذاری (معمولاً بین 5-3سال ) و دوره بازپرداخت (معمولاً بین 7-5سال )
13ـ انتقال فناوری و آموزش
14ـ نظارت بسیار نزدیک خصوصا در امر کنترل کیفیت کار و هزینه‌ها و مناقصه‌ها و انتخاب پیمانکاران تصویب برنامه بودجه و سفارشات.48
3ـ8ـ نمونه‌هایی از قراردادهای بیع متقابل:49
عمده‌ترین قراردادهای منعقد شده در این دوره عبارتند از:
الف) میدان نفتی سیری E و A:
قرارداد مقدماتی توسعه این مخازن در سال 1374 بین شرکت ملی نفت ایران و شرکت فرانسوی توتال به امضاء‌رسید. براساس قرارداد سیری- توتال شرکت توتال متعهد شد که روزانه 100 هزار بشکه از میدان E و 20 هزار بشکه از میدان A بهره‌برداری نماید. طبق قرارداد، پیمانکار پس از 3 سال تولید اولیه را از میدان آغاز خواهد کرد و پس از 5 سال به تکمیل طرح خواهد پرداخت. هزینه‌های سرمایه‌ای به علاوه سود بانکی متعلقه و حق‌الزحمه کارفرما پس از آغاز تولید اولیه طی اقساط ماهانه به شرکت توتال پرداخت خواهد شد. سوزاندن گاز استخراجی به جای تزریق آن، غیر صیانتی است.50
ب) میدان نفتی درود:
قرارداد این میدان در مهر ماه 1377 بین ایران و یک کنسرسیوم نفتی متشکل از شرکت «الف» فرانسه و «آجیپ» ایتالیا منعقد شد. این میدان در منطقه خارک قرار دارد. هدف از اجرای این پروژه، تزریق آب و گازهای همراه جمع‌آوری شده از میادین فروزان، ابوذر و نوروز به میدان درود است.
پ) قراردادهای توسعه پارس جنوبی:
توسعه میدان مشترک گازی پارس جنوبی به عنوان یکی از مهمترین طرح‌های برنامه دوم توسعه با هدف جلوگیری از مهاجرت گاز و میعانات گازی، تامین گاز مورد نیاز کشور با توجه به نیاز روزافزون جایگزینی گاز طبیعی و همچنین به علت صرفه‌های اقتصادی و اثر آلودگی کمتر آن در محیط‌زیست و صادرات میعانات گازی و تامین منابع ارزی کشور برنامه‌ریزی شد. میدان گازی پارس جنوبی در امتداد میدان گازی گنبد شمالی است که در سال 1350کشف شد. این میدان در یکصد کیلومتری جنوب غربی بندر عسلویه در خلیج فارس واقع شده و با کشور قطر مشترک است قسمت کوچکتر این میدان به ایران تعلق دارد که به اسم برن مشهور است و بخش بزرگ‌تر آن متعلق به قطر است که به گنبد شمالی معروف است. تا سال 1373 علیرغم اطمینان از وجود منبع عظیم پارس جنوبی، شرکت ملی نفت ایران اقدامی جهت استفاده از این منبع ننمود در حالیکه قطر با حداکثر توان خود مشغول بهره‌برداری از این مخزن مشترک بود. در این زمان شرکت ملی نفت بیشتر متوجه میدان پارس شمالی بود که میدانی مستقل و با کندانسیت بسیار کم است و میعانات آن عملاً قابل استحصال نمی‌باشد. این فازها به علت نزدیکی آنها به سطح گاز و آب و به علت تولید گاز از فازهای 1 تا 12 در مدت زمان کوتاهی شروع به تولید آب نموده باعث اشکالات فراوانی خواهند شد.51
ت) قرارداد توسعه میدان نفتی سروش و نوروز:
این قرارداد در سال 1378 بین شرکت ملی نفت ایران و شرکت «رویال داچ شل» در قالب قرارداد خرید خدمت و براساس شرایط بیع متقابل منعقد شد.. این پروژه شامل سه بخش به قرار زیر است:
ـ توسعه میدان سروش به میزان 100 هزار بشکه در روز این میدان مشترک نیست و حاوی نفت خام سنگین است. شرکت شل متعهد شد با تزریق آب و شدت دادن به آبرانی مخزن در این میدان، روزانه نزدیک به 100 هزار بشکه نفت برای مدت حدود 10 سال ـ یعنی بیش از 300 میلیون بشکه نفت- از این میدان استخراج نماید.
نکته قابل توجه اینکه در شرایطی که دولتمردان آمریکایی شرکت‌های نفتی را از هرگونه سرمایه‌گذاری در میادین نفتی ایران منع می‌کردند، هیچ تهدیدی متوجه شرکت شل نبود. به‌نظر می‌رسد که سیاستمداران آمریکایی و مسئولان نفتی آمریکا که آشنایی کامل به این پروژه دارند می‌دانند که این پروژه باعث از بین رفتن میلیاردها بشکه نفت این میدان خواهد شد و سود قابل توجهی از بابت این پروژه نصیب دولت ایران نخواهد شد.
ـ توسعه میدان نوروز به میزان 90 هزار بشکه در روز این میدان دارای نفت نیمه سنگین و آبرانی نسبتاً قوی است. سنگ مخزن این میدان «نفت دوست» بوده و دارای فشار بالاتر از «نقطه حباب» است. بهره‌برداری 90 هزار بشکه در روز از این مخزن باعث می‌شد سطح آب در این میدان به سرعت به طبقات بالایی مخزن نفوذ کند و از همان سالهای اولیه، نفت همراه با آب بهره‌برداری شود که در نتیجه باعث کاهش تولید از میدان می‌گردد؛ در حالیکه اگر گازهای همراه این مخزن و مخازن مجاور در آن تزریق شود، ضمن انبساط حجم نفت این مخزن، ضریب بازدهی آن نیز به نحو محسوسی بالا می‌رود.
ـ انتقال گاز همراه میدان‌های سروش و نوروز به جزیره خارک به‌نظر می‌رسد که استفاده از این گازها در خارک هیچ توجیه اقتصادی ندارد زیرا می‌توان با هزینه کمتر از گازهای میدان فروزان استفاده نمود که روزانه 150 میلیون فوت مکعب از آن سوزانده می‌شد. لازم به ذکر است که خط لوله انتقال نفت از میدان فروزان و خارک دارای ظرفیت 200 هزار بشکه در روز است که در حال حاضر تنها 40 هزار بشکه نفت از این خط لوله منتقل می‌شود. لذا می‌توان با استفاده از پمپ‌های دو فازی حجم قابل ملاحظه‌ای از گاز این میدان با هزینه بسیار پایین به خارک مستقل نمود.52
ث) توسعه میدان سلمان:
میدان سلمان در 142 کیلومتری جنوب جزیره لاوان در خلیج فارس و در خط آبهای مرزی با میدان «ابوالبخوش» ابوظبی مشترک است و بهره‌برداری از بخش متعلق به ابوظبی را شرکت توتال انجام می‌دهد. این میدان از لایه‌های مستقل نفت و گاز تشکیل شده است که لایه‌های بالایی میدان تشکیل دهنده میدان نفتی سلمان و لایه‌های پایینی آن را دالان کنگان (میدان گازی) تشکیل می‌دهد.53
پی نویس:——————–
45ـ قراردادهای بین‌المللی بای بک.اشرف زاده حمید رضا.ص45.
46ـ همان.ص46.
47ـ کالبد شکافی قراردادهای نفتی.ص36.
48ـ همان ص49.
49ـ پایگاه اطلاع‌رسانی وزارت نفت.
50ـ کالبد شکافی سرمایه‌گذاری صنعت نفت….همان.ص 119.
51ـ کالبد شناسی سرمایه‌گذاری صنعت نفت.ص 119 به بعد.
52ـ همان.ص 132.
53ـ همان ص 136.
منبع : اطلاعات
دیدگاه خودتان را ارسال کنید