گروه اقتصادی «نسیم آنلاین»: نتایج یک بررسی موشکافانه نشان می‌دهدکه متن قراردادهای IPC دارای ابهامات، اشکالات و نواقص جدی بوده که در صورت اجرایی شدن آن، به طور قطع منافع ملی به چالش کشیده می شود.
وزارت نفت ایران درآذرماه سال گذشته،نسل جدید قراردادهای بیع متقابل رادرمقابل دیدگان تعداد زیادی از مدیران و دست‌اندرکاران صنعت نفت شرکت های خارجی به نمایش کشید. این وزارتخانه، هدف از رونمایی قراردادهای جدید نفتی را افزایش بازیافت و برداشت نفت از میادین نفت و گاز عنوان و اعلام کرده که مدل قراردادها برای شرکای بین المللی دارای جذابیت بوده و در عین حال، شرایط برد - برد را برای شرکت ملی نفت و طرف های قراردادی آن، ایجاد می کند.
رونمایی از قراردادهای جدید نفتی، موجی از انتقادات جدی را هم رهسپار طبقات میانی و فوقانی ساختمان اصلی وزارت نفت ایران کرده، چرا که اتکای همه این انتقادات به مفاد این قراردادها بر پاشنه زیر سوال رفتن منافع ملی در بند بند این قرارداد ها، به گردش درآمده است.
حال، به تازگی،نسخه ای ازنتایج بررسی کارشناسی قراردادهای جدید نفتی که در شرکت ملی نفت خیز جنوب انجام پذیرفته در اختیار نسیم آنلاین قرار گرفته که در این بررسی بر روی متن قراردادipc انجام شده، لااقل 18 ایراد مهم شناسایی شده که به ترتیب می آید.
1-در سه متن ارائه شده به شیوه های کلی قرارداد و روابط کارفرما و پیمانکار اشاره شده و ضمانت لازم که شیوه تعامل بین کارفرما و پیمانکار را با ذکر جزئیات بیان می‌کنند ارائه نشده است.
لذا برای اعلام نظر دقیق از جنبه‌های مختلف مالی، حقوقی، قراردادی و فنی، در خواست می‌گردد تمام ضمائم تکمیل شده جهت بررسی دقیق و همه جانبه قرارداد در اختیار شرکت ملی مناطق نفت خیر جنوب قرار گیرد.
2- وجود متن فارسی قرارداد در کنار متن لاتین آن که هر دو از اعتبار یکسان برخوردار باشند، با توجه به موارد زیر ضروری است.
در موارد اختلاف پیمانکار و شرکت ملی نفت ایران بهتر است متن فارسی ملاک عمل قرار گیرد.
3-با توجه به اینکه مشارکت شرکت ایرانی در قرارداد در قالب JOC و یا JOA با شرکت خارجی الزامی بوده برای کاهش اختلافات احتمالی فی ما بین بهتر است نسخه فارسی قرارداد مبنای تفاسیر مختلف قرار گیرد.
با توجه به ارائه یک نسخه از قرارداد به مراجع دیگر (امور مالیاتی، بیمه تامین اجتماعی و...) تهیه نسخه فارسی قرارداد جهت جلوگیری از تفسیرهای مختلف قرارداد ضروری است.
4- در مواردی که اکتشاف یا توسعه مخازن زیرزمینی که عمده سیال آن غیر هیدروکربوری باشد (همانند مخازن گازی با درصد بالای نیتروژن یا دی اکسید کربن) لازم است بندهایی در قرارداد اضافه گردد.
5 - همانگونه که در ماده 968 قانون مدنی تصریح شده قراردادهای تنظیم شده در ایران، تابع قانون جاری جمهوری اسلامی ایران است.
در صورت بروز اختلاف در این مورد و یا بعضی از ملحقات قرارداد، باید ترتیباتی مقرر شودکه اینگونه ترتیبات با ذکر جزئیات در متن لحاظ نشده است.
6- نوع و شروط استفاده از استاندارد عملیاتی(api و asme ) مشخص نشده است.
بخش دوم) ابهامات متن قرارداد
بند 1.67 به نظر می‌رسد تدوین کنندگان در کل قرارداد و این بند، قراردادی جهت توسعه یک میدان مخزن توسعه نیافته (Green field) را مدنظر داشته‌اند،چرا که زمان شروع بازپرداخت هزینه‌ها و Fee از First production date of crude oilآغاز می‌گردد.
تجارب گذشته نشان داده که بخش اصلی و مهم فعالیت‌های مهندسی در مسیر توسعه و تولید نظیر انجام با نظارت بر مطالعات مهندسی مخازن، مطالعه و ارزیابی گزارش‌های فنی مراحل اجرایی عملاً توسط شرکتهای توسعه و تولیدی انجام شده است که علاوه بر انجام وظایف خود، حجم عظیمی از این فعالیت‌های اضافی را باید انجام دهند در حالیکه در فرایند پیشنهادی در جایگاه تایید و رد قرار ندارند. همچنین این وضعیت متناسب با جایگاه این شرکتهای در روند تصمیم‌سازی و تصمیم‌گیری قراردادها در فرایند نیست.
7-یکی از اهداف اصلی تدوین الگوی جدید قراردادهای نفتی کاربرد روش‌های EOR/IOR در مخازن قدیمی است.
اجرای این روش‌ها مستلزم فعالیت‌هایی نظیر تحقیقات آزمایشگاهی، پایلوت تست و نظایر آن قبل از تصمیم‌گیری نهایی است، فرایند پیشنهادی متناسب با این نوع از قراردادها نیست.
8- طول مدت قراردادهای جدید می‌تواندبین بیست الی سی سال باشد. در فرایند پیشنهادی تیم پروژه به عنوان مامور به خدمت به معاونت توسعه تحت نظر مدیر عامل شرکت مجری مطرح شده است ماموریت یک تیم از یک سازمان به یک سازمان دیگر برای بیست الی سی سال از نظر مقررات مبهم و غیره منطقی است.
9-نقش شرکتهای اصلی تابعه شرکت ملی نفت ایران (مناطق نفتخیر جنوب، مناطق مرکزی، فلان قاره و اروندان) در تهیه دو مؤلفه اساسی و زیربنایی قرارداد (تهیه برنامه توسعه و شرح کار) بسیار ناچیز، غیر منطقی و نامتناسب با جایگاه این شرکت‌ها تعیین و در نظر گرفته شده است.
10. در نمودار پیشنهادی زیر مجموعه مدیر توسعه، یک سمت کارشناس ارشد مخزن وظیفه نظارت و تصمیم گیری ابعاد مخزنی قرارداد را به عهده دارد.جایگزین کردن یک سمت کارشناس به جای یک ساختار مهندسی مخازن در یک قرارداد طولانی مدت که می‌تواند چند دهه ادامه داشته باشد یک خطای آشکار بوده و می‌تواند تبعات بسیاری داشته باشد.
چارچوب و شیوه‌نامه‌ای کلی در رابطه با نحوه انتخاب و تعامل با شرکتهای بین المللی قبل از عقد قرارداد باید تدوین شود؛ در این راستا موارد زیر لازم است که مورد توجه جدی قرار گیرد .
اطلاعات خام میادین در پروسه‌ای استاندارد دسته‌بندی و قیمت گذاری شده و به متقاضیان شرکت در قراردادهای IPC فروخته شود.
مذاکرات با شرکتهای مختلف بر مبنای برنامه توسعه و تولید، هزینه‌ها، میزان دستمزد (Fee) و دیگر مسائل مالی و حقوقی صورت گرفته وپس از آن پیمانکار صاحب صلاحیت انتخاب شود.
11- با توجه به طولانی بودن مدت قرارداد و نیز به روز شدن استانداردها در این زمینه باید شماره استاندارد مورد نظر (در صورت وجود) ارائه شودتا در صورت هرگونه تغییر در استاندارد زیست محیطی، پیمانکار موظف به اجرای آن باشد.
به نظر می‌رسد در متن هیچگونه شماره استاندارد خاصی تعریف نشده و از این نظر دارای ابهام است.
12- محدوده‌های زمانی در نظر گرفته شده در بند 3.2.1 (e) با 3.2.1 (a) و 3.2.3 (a) برای اکتشاف و ارزیابی همخوانی ندارند و بندهای 6.2 و 16.3 در صورتی که عملیات توسعه و تولید توسط JOC (و نه JOA) صورت گیرد، انتقال دانش و تجربه و تکنولوژی مدرن به شرکتهای زیر مجموعه N.I.O.C چگونه صورت می‌گیرد.
13. بند 14.6: با توجه به اینکه در عملیات ازدیاد برداشت از تزریق گاز غنی (میعانات گازی) مواد شیمیایی (پلیمر، سورفکتانت و...)، دی اکسید کربن و آب هوشمنداستفاده می‌شود، گزارش دقیق میزان تزریق روزانه و شرایط دقیق تزریق (فشار، دما و...) مورد نیاز است که در این بند گنجانده نشده است.
14 بندهای 16.12.4، 17.3.5 و 19.9: در تمام بندهای زیر مرجع رسیدگی کننده به اختلافات مدیریت ارشد دو طرف در نظر گرفته شده است، که مرجع مناسبی برای رفع اختلاف نیست،زیرا احتمال دارد این اختلاف باقی بماند.
درصورتی که اختلافات ایجاد شده در حد مدیران ارشد مرتفع نشود،مرجع تصمیم‌گیری منجز و غیر معلق کدام نهاد، شخص، شرکت است؟
15- بند 1.15 : از تعریف زیر اینچنین استنباط می شودکه خط پایه تولیدبه صورت یک منحنی یاخط با شیب کاهش ثابت نسبت به دبی میدان در زمان انعقاد قرارداد درنظر گرفته شده است که این تعریف با اصول فنی مهندسی مخازن ناسازگار است.
لذا لازم است تعریف خط پایه تخلیه با توجه به رفتار واقعی مخزن و عملکرد تولیدی آن، در انتهای هر سال تعیین شود.
پیشنهاد می‌شود در این قرارداد پیمانکار همراه با برنامه توسعه و تولید سالیانه (DPP) خط پایه محاسبه شده بر مبنای اصول ومحاسبه فنی مهندسی مخازن را به JMC ارایه کند.
16- بخش های 7 و 11 و بند 25.2.1: در بخش 7 چرا باید تمام مالیات و عوارض در قالب هزینه‌های غیر مستقیم به پیمانکار عودت داده شود؟
در صورتی که این حق و درآمد دولت است.
در قراردادهای مشابه (در کشور عراق) 35 درصد مالیات از پیمانکار بدون بازگشت دریافت شده است.
17-بخش 13: جمله but not limited to به تمام پاراگراف‌های بخش 13 اضافه و پیشنهاد می‌شود موارد حداقلی ذیل نیز در متن گنجانده شود:
_ اطلاعات خام و ارزیابی شده نمودارهای پتروفیزیکی ، انحراف چاه، تصویرگر و...
_ اطلاعات روزانه تولید نفت، گاز و آب
_ آزمایشات چاه شامل فشار لایه‌ای، فشار استاتیک، فشار جریانی ته چاهی و سر چاهی، دما، PLT و DST و...
_ اخذ نمونه سنگ و سیال و انجام انواع آزمایشات سنگ و سیال
18-بند 16.26: پاراگراف آخر بخش 16.26 به صورت زیر تصحیح شود:
برای جلوگیری از وقوع مشکلات آتی و ادعای پیمانکاردر موافقت‌نامه عملیاتی مشترک (JOA) که در پاراگراف آخر ذکر شده باید کمیته‌های مشترک (مخازنش، بهره‌برداری و فرآورش و...) با تعداد اعضای مساوی از طرفین تشکیل شود. بدیهی است تصمیمات این کمیته‌ها ناقض هیچ یک از مسئولیت‌های پیمانکار در توسعه و تولید نیست.
19-بندهای 17.3.9 و 22.5: طبق بند 17.3.9 حق کاهش یا افزایش دبی تولیدی (حاکمیت بر تولید) به شرکت ملی نفت ایران داده شده اما در بند 22.5 صراحتاً ذکر شده که در صورت تصمیم شرکت ملی نفت ایران به کاهش تولید،باید تمام هزینه‌ها و پاداشی که پیمانکار طبق برنامه توسعه و تولید میدان در آینده مستحق می‌شود را پرداخت کند. در واقع اعمال حق در نظر گرفته شده در بند 17.3.9 مطابق بند 22.5 با هزینه‌های سنگینی همراه خواهد شد که عملاً انجام آن را غیر ممکن می‌کند. لازم است شرایط تحریم در بندی خاص آورده شود به نحوی که امکان کاهش یا توقف تولید برای کارفرما همانند بخش 33 (Force Majeure) مهیا باشد.
20-بند 25.3.5: این بند برای تعدیل میزان پاداش با تغییرات قیمت نفت در نظر گرفته شده است. همانطور که از فرمول زیر دریافت شده،بیشترین میزان کاهش یا افزایش Fee در حالتی رخ می‌دهد که قیمت نفت 1.5 برابر (یا بیشتر) و نصف (یا کمتر) شود. با توجه به این فرمول در چنین بازه بسیار زیادی از تغییرات قیمت نفت، حداکثر تغییر Fee به میزان 25 درصد خواهد بود. به عنوان مثال اگر رقم Fee توافق شده 2 دلار به ازای هر بشکه باشد و قیمت نفت از 50 دلار حتی به 5 دلار نیز کاهش یابد میزان Fee به 1.5 دلار در هر بشکه تنزل می‌یابد.
پیشنهاد می‌شود برای کاهش قیمت نفت به کمتر از نصف زمان انعقاد قرارداد، میزان Fee نیز به همان نسبت کاهش یابد.
