نوشته می شود بیع متقابل، خوانده می شود مشارکت در تولید!

IPC قراردادی از جنس خدماتی ولی با مشخصات مشارکت در تولید است. بررسی ابعاد فنی، حقوقی و مالی IPC ثابت می کند که با وجود اینکه تمامی چارچوب های در نظر گرفته شده در این قرارداد، الزامات قراردادهای خدماتی (از جمله عدم انتقال مالکیت نفت و عدم تخصیص درصدی از تولید به پیمانکار) را رعایت می کند ولی خروجی تمام سازوکارهای موجود در آن، تحقق مشارکت پیمانکار با کارفرماست.

این موضوع حداقل در چند مورد به راحتی قابل اثبات است. در نتیجه خروجی این قرارداد، مشارکت بلند مدت یک شرکت نفتی بین المللی با شرکت ملی نفت در تمامی مخازن نفت و گاز کشور است. برای تبیین بهتر این موضوع، باید به مرور چند ویژگی قراردادهای بیع متقابل و مقایسه ی آن ها با IPC بپردازیم.

در قراردادهای بیع متقابل، چند ویژگی بسیار مهم وجود داشت که این قرارداد را به معنای واقعی در گروه خدماتی نگه می داشت:
در بیع متقابل سقف هزینه های سرمایه ای بسته بود و اگر پیمانکار بیشتر از این سقف هزینه می کرد، این مقدار اضافه بر سقف، بازپرداخت نمی شد. حتی در نسل سوم این قراردادها نیز، سقف هزینه های سرمایه ای وجود داشت، با این تفاوت که در زمانی یک تا دو ساله بر مبنای مناقصات صورت گرفته، این سقف بسته می شد. قرارداد میادین یاران شمالی، یادآوران و آذر از این جنس می باشد.

دوره بازپرداخت هزینه ها در بیع متقابل مشخص بود و در صورت ناکافی بودن تولید میدان و یا کاهش قیمت نفت برای مدتی طولانی، ممکن بود حتی قسمتی از هزینه ها، به پیمانکار بازپرداخت نشود.

مهم ترین موضوع ثابت بودن نرخ بازده پروژه برای پیمانکار در این قراردادها بود. لذا نحوه محاسبه هزینه تامین مالی(Bank Charge) یا مواردی که این هزینه به آن ها تعلق می گرفت و حتی میزان حق الزحمه(remuneration) مهم نبود، زیرا در نهایت نرخ بازده پروژه نباید از مقداری که در قرارداد تعیین شده بود، بیشتر شود.حال به بررسی این موارد در IPC می پردازیم.

بر اساس بند ث ماده 8 مصوبه هیات دولت، سقف هزینه های سرمایه ای وجود ندارد و IPC اصطلاحا open CAPEX می باشد. میزان هزینه های سرمایه ای به صورت سالیانه و در کمیته مشترک مدیریت ذیل برنامه مالی عملیاتی سالیانه تعیین می شود.

بر اساس ماده 10 مصوبه هیات دولت، از زمان تحقق تولید اولیه، تمامی هزینه ها و پاداش طبق دوره ی تعیین شده در قرارداد شروع به بازپرداخت می شود که این دوره ی تعیین شده ثابت نیست و قابلیت گسترش دارد. بر اساس بند ت ماده 3، در صورت عدم کفایت میزان تولید تخصیص داده شده برای بازپرداخت هزینه های انجام شده(حداکثر 50 درصد از محصولات میدان) توسط پیمانکار در دوره ی قرارداد، هزینه های بازپرداخت نشده در دوره ی طولانی تری که در قرارداد تعریف خواهد شد، بازپرداخت می گردد.

این آخر کار نیست. بر اساس بند پ ماده 6، پایان دوره ی قرارداد مانع از بازپرداخت هزینه های باقی مانده، با شرایط مندرج در قرارداد نمی گردد.

بر اساس ماده 10 مصوبه هیات دولت، در صورت تحقق تولید اولیه، شرکت ملی نفت ملزم به شروع بازپرداخت هزینه ها می شود. حال اگر تولید اولیه محقق شد و پیمانکار در برنامه مالی عملیاتی سالیانه مجوز سرمایه گذاری برای تحقق تولید اضافی بر تولید اولیه گرفت و این هزینه ها در طول آن سال صورت گرفت ولی تولید مورد نظر محقق نشد، آیا شرکت ملی نفت ملزم به بازپرداخت آن ها از محل 50 درصد تولید اولیه می باشد؟ این موضوع مهم، در مصوبه دارای ابهام است و اشاره ای به آن نشده است.

در IPC نرخ بازده پروژه برای پیمانکار تعیین نمی شود و از این لحاظ محدویتی برای پیمانکار ایجاد نمی شود.
 بر اساس بند ض ماده 1 مشخص نیست که هزینه تامین مالی به چه مواردی تعلق می گیرد(توجه شود که ملاک عمل مصوبه هیات دولت است، نه پیش نویس قراردادها. وزارت نفت از محل مجوزهایی که در مصوبه هیات دولت می گیرد، می تواند صد نوع قرارداد طراحی و اجرا کند). با توجه به اینکه نرخ بازده پروژه برای پیمانکار تعیین نمی شود، نرخ بهره بانکی و هزینه هایی که هزینه ی تامین مالی به آن ها تعلق می گیرد، بسیار با اهمیت است و به شدت روی سود آوری پروژه برای پیمانکار تاثیر گذار است که مصوبه ی هیات دولت در این مورد نیز سکوت کرده و این مجوز طلایی را به تیم مذاکره کننده داده است.

پاداش به میزان تولید وابسته است و بر اساس بند ب ماده 6 مصوبه هیات دولت، حتی میزان پاداش با قیمت نفت نیز متناسب است.در نتیجه در IPC:
اولا میزان هزینه کرد پیمانکار نامشخص است و در ابتدای قرارداد تعیین نمی شود.

ثانیا باز پرداخت هزینه های پیمانکار مشروط به تولید اولیه است، نه تحقق تولید سالیانه مورد نظر و یا حتی تولید نهایی.

ثالثا برای بازپرداخت هزینه های پیمانکار هیچ محدودیتی وجود ندارد و حتی اتمام دوره ی قرارداد مانع بازپرداخت هزینه ها نمی شود.

رابعا نرخ بازده پروژه برای پیمانکار تعیین نمی شود.
خامسا حق الزحمه یا پاداش بر اساس میزان تولید است  و متناسب با قیمت نفت. حتی معلوم نیست که هزینه تامین مالی به چه مواردی تعلق می گیرد.


*با توجه موارد مطرح شده، آیا این قرارداد خدماتی است یا مشارکت؟
بررسی مالی این قرارداد به خوبی نشان می دهد که این قرارداد هیچ حد و مرز و چارچوب مشخص برای انتقال ریسک به پیمانکار ندارد و صرفا مشارکتی بلند مدت با یک شرکت نفتی بین المللی است که نتیجه ی این مشارکت در انتهای قرارداد، معلوم می شود که برد-برد بوده یا خیر و این موضوع از الان قابل پیش بینی نیست. ضمن اینکه با وجود ظرفیت داخلی شکل گرفته در داخل کشور، حداقل در طیف عظیمی از میادین، شرکت در این بازی پر ریسک منطقی نیست.

البته این به معنای عدم به کارگیری پیمانکاران خارجی نیست و باید از ظرفیت شرکت های مشاور و پیمانکار خارجی بهره گرفت ولی نیازی به بستن قراردادهای بلند مدت با شرکت های نفتی بین المللی(IOC) نیست.

هدف از ارائه ی این موارد زیر سوال بردن این الگوی قراردادی نیست بلکه اصلاح ابهامات آن است. ضمن اینکه انعطاف در نظر گرفته شده برای پیمانکار در این قرارداد، تنها مناسب میادینی با ریسک بالا، مشترک و با پیچیدگی های فنی بالا نظیر لایه نفتی پارس جنوبی یا سردار جنگل است، نه مخازن آسماری و بنگستان و یا میادین بدون پیچیدگی و با ریسک پایین نظیر آزادگان.

مشکل توسعه عمده ی میادین کشور نظیر میادین غرب کارون کمبود منابع مالی است که می توان با اولویت بندی و طراحی سازوکارهای جدید تامین مالی ارزی و ریالی با توجه به شرایط فراهم شده در پسا برجام، به توسعه ی این میادین پرداخت. واگذاری بلند مدت توسعه و تولید از کلیه میادین به شرکت های بین المللی نفتی ساده ترین کار است که کمترین ارزش افزوده را برای کشور در راستای توسعه ی صنعت نفت و تحقق سیاست های اقتصاد مقاومتی دارد.
 

شنبه ۲۲ اسفند ۱۳۹۴ ساعت ۰۶:۱۰