به نام خدا
قراردادهای بالادستی IPC چیست ؟ چه ویژگیها و چه امتیازاتی نسبت به قراردادهای امتیازی و مشارکتی وخدماتی دارد ؟
IRAN PETROLEUM CONTRACT
(IPC)
ساختار جدید قراردادهای بالادستی نفت و گاز
۱- نام مدل ساختار قرارداد: قرارداد نفتی ایرانی ( Iranian Peroleum Contract ( IPC) )
۲- نوع قرارداد : مدل چهارم قراردادی متفاوت از سه مدل متداول بین المللی ( امتیازی، مشارکتی، خدماتی )
۳- کاربرد:در همه فعالیتهای اکتشافی، توسعه ای و بهره برداری میادین نفت و گاز در همه مناطق اعم از خشکی و دریا، میادین مشترک، مناطق مختلف با ریسکها و هزینه های متفاوت اکتشافی و توسعه ای و نیز آبهای عمیق دریای خزر .
۴- حوزه مالکیت و حاکمیت بر مخازن نفت و گاز:
از آنجائیکه مخازن نفت و گاز متعلق به ملت می باشد، لذا انتقال مالکیت مواد هیدروکربوری درون مخازن غیر ممکن نیست و بایستی رعایت شود.
۵- پروانه اکتشاف:
براساس قوانین بالادستی ، وزارت نفت حق دارد که پروانه اکتشافی مناطق و میادین موردنظر را با رعایت کلیه ضوابط و استاندارهای فنی، حقوقی، محیط زیست به شرکت ملی نفت ایران، شرکتهای صاحب صلاحیت داخلی و بین المللی و یا مشارکتهای دارای صلاحیت فنی و مالی واگذار نماید.
۶- هزینه ها و ریسک های اکتشافی:
کلیه هزینه ها و ریسک عملیات اکتشاف بر عهده شرکت نفتی صاحب صلاحیت و سرمایه گذار می باشد که در صورت عدم موفقیت به کشف میدان تجاری هیچگونه ادعایی نخواهد داشت. وزارت نفت در چنین مواردی می تواند اولویت اکتشاف در بلوکهای مشابه همان منطقه را برای آن شرکت در نظر بگیرد.
۷- عملیات توامان : در صورت موفقیت فاز اکتشاف کلیه عملیات اکتشاف، توسعه و بهره برداری ( تا پایان دوره قرارداد ) بصورت توامان ( Integrated ) می باشد .
۸- توسعه صیانتی : بهره برداری از میادین با به کارگیری بهترین استانداردها و فناوریهای روز و انجام بموقع سرمایه گذاریها بصورت صیانتی ( Maximum Efficient Rate(MER) ) انجام گیرد.
۹- هزینه های اکتشاف و تولید:
۹-۱) هزینه های مستقیم سرمایه گذاری ( DCC ): کلیه هزینه های عملیات اکتشاف در صورت موفقیت و توسعه شامل مطالعات، مهندسی، اجرای عملیات زیر سطحی و رو سطحی و هزینه های تجهیزات و نظایر آنها توسط شرکت نفتی سرمایه گذار انجام که پس از شروع تولید اولیه از محل حداکثر ۵۰% عواید میدان طی مدتی معین ( ۷- ۵ سال حسب پروژه ها ) همراه با بهره قراردادی باز پرداخت می گردد.
۹-۲)هزینه های غیرمستقیم (IDC ):
کلیه هزینه های غیر سرمایه ای که دریافت کنندگان آن دولت و یا سازمانهای دولتی می باشند نظیر عوارض گمرکی و بندری، بیمه تامین اجتماعی، دیگر عوارض و پرداخت های مشابه توسط شرکت / مشارکت سرمایه گذار پرداخت می گردد. این منابع همراه با بهره قراردادی در همان دوره زمان بندی و دیگر شرایط هزینه های مستقیم سرمایه گذاری بازپرداخت می گردد.
۹-۳) هزینه های تامین نقدینگی ( CoM ): میزان هزینه های تامین پولی پروژه ها در قرارداد رقمی معادل ( لیبور + یک درصد ) می باشد.
هزینه های بهره برداری ( OPEX ) : هزینه های بهره برداری بر اساس هزینه های جاری ( Current basis ) باز پرداخت می گردد.
۹-۴) محل بازپرداخت: تمامی هزینه های فوق از محل حداکثر ۵۰% عواید میدان پس از رسیدن به تولید اولیه بازپرداخت می گردد. چنانچه به هر دلیل بازپرداخت هزینه ها در دوره تعیین شده کامل نشد، دوره مربوطه تنها برای تکمیل بازپرداخت هزینه ها بمدت لازم می تواند اضافه شود.
۹-۵) سرمایه گذاری بعد از توسعه :
شرکت/ مشارکت سرمایه گذار موظف است که جهت صیانت از میدان عملیات مربوط به حفظ ظرفیت ( Capacity Maintenance )، افزایش ضریب برداشت از میدان ( IOR/EOR )را با بکارگیری بهترین فناوریها، سرمایه گذاری لازم و کافی و بموقع را نیز انجام دهد در اینصورت با توجه به زمان بر بودن اینگونه عملیات، حسب مورد و متناسب با ضرورتهای طرح دوره قرارداد می تواند اضافه گردد. “فی” مربوط به این عملیات نیز به دلایل فوق بیشتر از توسعه معمولی می باشد.
۱۰) حضور مشترک در عملیات :
بمنظور انتقال فناوری و با هدف بین المللی شدن شرکتهای نفتی ایرانی اعم از بخش خصوصی و دولتی کلیه عملیات حتی الامکان توسط مشارکت شرکت ملی نفت ایران و یا شرکتهای زیرمجموعه آن و یا شرکتهای صاحب صلاحیت داخلی با شرکتهای نفتی بین المللی انجام می گیرد. با این اقدام شفافیت مالی بیشتر، کنترل های غیر ضرور کاهش و سیستم کارآتر و اقتصادی تر نیز خواهد شد.
۱۱) روش و زمان بندی عملیات :
۱۱-۱) اکتشاف: دوره های اکتشاف حسب مورد تعیین و با توجه به عدم تعین ها براساس نتایج هر مرحله فازهای بعدی و سقف زمان بندی عملیات اصلاح می گردد.
۱۱-۲) توسعه و بهره برداری:عملیات توسعه بنابر رویه های معمول این صنعت و با هدف صیانت از مخازن بصورت پلکانی و فاز به فاز انجام می شود. زمان بندی فعالیتها تا مرحله رسیدن به تولید اولیه ( First Production ) حسب طرح تعیین و فازهای بعدی تا رسیدن به تولید نهایی حسب ویژگیهای میدان و رفتار آن تعیین می گردد. در هر صورت دوره قرارداد از شروع تولید اولیه به مدت حداکثر ۲۰ سال تعیین می گردد.
۱۱-۳) سود شرکت / مشارکت سرمایه گذار:
به منظور تامین بازگشت سرمایه موردنظر در رقابت با دیگران و در جهت جبران ریسکها و هزینه های شرکت سرمایه گذار مبالغی بعنوان ” فی ” در نظر گرفته شده است. این فی ابزاری است برای انعطاف قرارداد جهت کاربرد در تمامی زمینه ها ، لذا ” فی ” حسب زمینه ها و نیز قیمت نفت شناور می باشد. این ” فی ها ” بصورت زیر و جداول مربوطه تعیین گردیده اند.
الف: میدانهای کشف شده و با ریسک کم ” A ” دلار برای هر بشکه نفت تولیدی برای مدت قرارداد و ” B ” دلار برای هر هزار فوت مکعب گاز برای میدان های گازی.
ب: برای میدانهای کشف نشده که عملیات ریسکی اکتشاف را نیز در بر می گیرد: عددهای فی برابر ( A+1 ) و ( B+1 ) خواهند بود.
ج: جهت کاربرد در مناطق با ریسکهای زیادتر اکتشافی، میدانهای مشترک و نیز عملیات ازدیاد ضریب بازیافت ( IOR/EOR ) و نیز حسب ظرفیت تولیدی میدانها ( با هدف تشویق به سرمایه گذاری در میدانهای کوچک تر ) و نیز حسب زمان بندی هزینه و دریافت ها ( فی ) ها طبق جداول (۱) و (۲) و (۳) تعدیل می شوند.
د: بمنظور اطمینان از اقدام لازم برای رسیدن به اهداف نهایی طرح ها ارقام A و B که از همان محل حداکثر ۵۰% عواید میدان بصورت نقد و یا تحویل نفت و فرآورده ها پرداخت می شوند. تنها به شرط رسیدن به اهداف نهایی طرحها و نگهداری دوره مربوطه بطور کامل پرداخت و در غیر اینصورت تعدیل و در صورت تحقق زیر ۸۰% اهداف طرح بشرط آنکه شرکت وظایف خود را انجام نداده و کاستی ربطی به رفتار میدان نداشته باشد ” فی ” مربوطه نصف خواهد شد.
ه: ( فی ) پرداختی به قیمت های نفت نیز حساس بوده و متناسب با تغییرات توسط هر سال قابل تعدیل می باشد.
۱۲- کنترل هزینه ها:
۱۲-۱) برنامه و بودجه سالانه توسعه میدان با توجه به ارزیابی رفتار میدان در هر سال برنامه ریزی و بودجه آن تعیین و براساس آن عمل می شود و مشارکت حق دارد تا ۵% از آن عدول نماید.
۱۲-۲) فاکتور تشویق کاهش هزینه ها: برای تشویق به کاهش هزینه ها در پایان هرسال میزان کاهش هزینه ها مشخص و با اعمال اندکی کنترل هزینه ها ( CSI ) اپراتور را در آن کاهش سهیم می نماید.
ساختار و ویژگیهای مدل جدید قراردادهای بالادستی نفت و گاز
۱- نحوه واگذاری :
الف: واگذاری پروانه عملیات اکتشاف، توسعه و بهره برداری:
این پروانه به درخواست شرکت ملی نفت ایران و از طرف وزارت نفت با ذکر نکات اصلی مورد نظر وزارت برای شرکت / شرکتهای عملیاتی صادر می گردد تا در چارچوب مفاد آن عمل نمایند.
ب: مناقصه:
شرکت ملی نفت ایران برای هریک از طرحها جهت اکتشاف، توسعه و بهره برداری بصورت توامان ( Integrated ) از طریق برگزاری مناقصه بین المللی عملی می نماید در این مناقصه ها موضوع تایید صلاحیتهای فنی و مالی شرکتهای متقاضی و انتخاب بهترین پیشنهادهای اقتصادی موردنظر خواهد بود.
۲- زمینه های کاربردی ساختار جدید:
این ساختار به گونه ای طراحی گردیده که با انعطاف کامل و پیش بینی شده و با تغییرات محدود در بخش سود شرکت های طرف قرارداد بتواند در همه زمینه های مختلف فعالیت های اکتشافی، توسعه ای و بهره برداری و نیز عملیات مربوط به حفظ ظرفیت و افزایش ضریب بازیافت کاربرد داشته باشد. موارد و زمینه های پیش بینی شده عبارتند از:
۲-۱) عملیات اکتشافی نفت و گاز
۲-۲) عملیات توامان اکتشاف توسعه و تولید نفت و گاز و در مناطق زیر:
• مناطق با ریسک پایین و شانس بالای اکتشاف اعم از مناطق خشکی و یا دریایی
• مناطق با ریسک بالا و شانس کمتر اکتشاف در خشکی و دریا شامل آبهای عمیق
۲-۳) توسعه، بهره برداری و افزایش ضریب بازیافت میادین کشف شده در دریا و خشکی ( Green fields )
۲-۴) عملیات توسعه، بهره برداری و افزایش بازیافت از میادین مشترک مناطق خشکی و دریایی و تشویق برای اولویت بخشیدن به آنها
۲-۵) عملیات افزایش ضریب بازیافت میادین در حال تولید اعم از میادین واقع در مناطق خشکی و دریایی ( Brown fields )
۳- نوع قرارداد:
با عنایت به مجموعه ای از موارد زیر و در جهت حداکثرسازی منافع ملی در چارچوب قوانین، مقررات و دستورالعمل های بالادستی از جمله قانون اساسی، قانون نفت، قانون برنامه پنجم توسعه قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت، دستورالعمل وزیر محترم در حکم ابلاغی به کمیته بازنگری قراردادهای نفتی ساختار جدید قراردادی بنام” قرارداد نفتی ایران Iran Petroleum Contract ” و با توجه به ویژگیهای زیر طراحی گردید:
– همخوانی و هماهنگی با قوانین و مقررات کشور که در مورد دیگر انواع متداول قراردادها چه بصورت شفاف ( در مورد قراردادهای امتیازی ) و چه غیرشفاف ( در مورد قراردادهای مشارکتی ) چنین نیست.
– عدم انتقال مالکیت نفت و گاز درون مخزن به غیر نظیر آنچه در قراردادهای امتیازی با شفافیت کامل و مشارکت در تولید با شفافیت کمتر وجود دارد.
– وجود پتانسیل های بالای اکتشافی و ریسک پایین آن در کشور که دلایل و توجیه پذیری شراکت دادن غیر در تولید را کاهش می دهد.
– امکان اعمال روشهای انگیزشی جهت انجام عملیات در میدانهای مشترک و یا مناطق با ریسک و هزینه بالا بدون ورود به موارد غیرشفاف و مشکل ساز دیگر مدلها.
– امکان بیشتر و راحت تر حضور ظرفیتهای داخلی در کلیه مراحل عملیاتی و در نتیجه رشد فنی و مدیریتی این ظرفیتها برای رسیدن به مراحل بلوغ و تبدیل شدن به ظرفیتهای بین المللی.
– دلایل متعدد دیگر که کمیته طی مباحث طولانی و مشورتهای گوناگون به آنها پرداخت.
در این ساختار قراردادی سعی گردیده تا با استفاده از نقاط مثبت دیگر انواع قراردادها و با فاصله گرفتن از مدل بیع متقابل به مدلهای تجربه شده و قابل قبول بین المللی نزدیک شود.
۴- مالکیت بر مخزن و تولید مواد هیدروکربنی:
مخازن نفت و گاز جزء انفال و متعلق به مردم بوده، لذا قابل انتقال به غیر نمی باشد. وزارت نفت به نمایندگی از مردم و از طریق شرکتهای زیر مجموعه خود و در این مورد شرکت ملی نفت ایران مسئول اعمال این حق و در عین حال کلیه انجام عملیات لازم جهت اکتشاف و بهره برداری از این مخازن همچنین همه زنجیره های بعدی آن شامل پالایش، شیرین سازی، انتقال، توزیع و نیز فروش و تجارت آن می باشد.
۵- اهداف اجرایی قرارداد:
۵-۱)انجام عملیات اکتشاف نفت و گاز در سراسر کشور:
ساختار جدید قراردادی در این راستا، انگیزه لازم جهت صرف سرمایه های ریسکی شرکتهای عملیاتی را علاوه بر مناطق کم ریسک و کم هزینه برای ورود به مناطقی فراهم می نماید که دارای پتانسیل کم و شانس عدم موفقیت زیاد ( ریسک بالا ) همراه با هزینه زیاد می باشند را فراهم می نماید این عملیات در قرارداد بصورت ” توامان یا Integrated ” با مراحل بعدی یعنی توسعه و تولید همراه می باشد.
۵-۲) توسعه میادین:
میدانهایی که قبلاً کشف و یا طی قرارداد جدید کشف می شوند باید توسعه یافته و به زنجیره تولید اضافه شوند عملیات توسعه میادین بصورت پلکانی فاز بندی و بر اساس استانداردها و روشهای شناخته شده بین المللی انجام می شود.
۵-۳) تولید صیانتی Maximum Efficient Rate ( MER) :
تولید از میادین باید بصورت صیانتی صورت گیرد. این امر با بکارگیری آخرین فناوریها و سرمایه گذاری کافی وبموقع محقق خواهد شد. از آنجاکه در جهت رسیدن به این هدف ساختار قراردادی باید انگیزه های لازم را فراهم آورد لذا برقراری ارتباط بین سود پیمانکار و حجم تولید بهترین انگیزه می باشد که این مدل به آن پرداخته است.
۵-۴) حفظ ظرفیت تولید و افزایش ضریب بازیافت:
شرکت عملیاتی در ادامه عملیات توسعه میدان دو وظیفه مهم دیگر بشرح زیر را نیز بر عهده دارد که سرمایه گذاری های لازم برای اجرای این مراحل همراه با تهیه طرح و برنامه مبتنی بر بهترین فناوریهای روز و روشهای شناخته شده بین المللی و اجرای کامل آنرا شامل می شود. این وظایف عبارتند از:
– حفظ ظرفیت تولید
– افزایش ضریب بازیافت: شامل دو مرحله ” بهبود ضریب بازیافت ( IOR ” و ارتقاء ضریب بازیافت ( EOR “.
۵-۵) تولید حداکثری و حفظ سطح آن در دوره پیش بینی شده:
رسیدن به سطوح علمی حداکثر تولید ( Plateau ) که در برنامه توسعه پیش بینی شده نیز از اهداف اصلی می باشد. ملاحظات صیانت از مخازن نه فقط رسیدن به این سطح تولید بلکه حداکثر نمودن مدت تولید در این سطح را نیز طلب می نماید. لذا مدل قرارداد بایستی با ایجاد رابطه بین این دو هدف و سود شرکت عملیاتی انگیزه لازم را جهت تحقق این اهداف مهم فراهم کند.
۵-۶) انتقال فناوری و بومی سازی آن:
تجربه طولانی صنعت نفت ایران در بخش های اکتشاف و توسعه و تولید بستر لازم را جهت انتقال آسان فناوری و نهایتاً بومی سازی آن فراهم آورده است. موارد زیر بخشی از ساز و کارها جهت اجرایی شدن این هدف می باشد:
– تشکیل مشارکت با طرف ایرانی و شرکتهای توانمند داخلی
– حداکثر بهره برداری و بکارگیری نیروهای متخصص داخلی
– طراحی و اجرای برنامه های آموزشی
– استقرار دفاتر مهندسی شرکتهای عملیاتی در ایران و هدایت علمی عملیات اکتشاف و توسعه از طریق این دفاتر
– رعایت قانون حداکثر استفاده از ظرفیت های داخلی و ایجاد انگیزه های لازم برای تحقق آن.
نتایج اقدامات فوق را می توان به شرح زیر خلاصه نمود:
– انتقال فناوری و بومی سازی آن
– رشد کیفی و کمی ظرفیت های داخلی برای رسیدن به مرحله ” بین المللی شدن”
– کاهش چشم گیر هزینه ها از طریق بکارگیری نیروها و ظرفیتهای نفتی داخلی که به مراتب ارزان تر خواهند بود
– گسترش و رشد اشتغال چه در سطح اشخاص و چه شرکتها و در نتیجه رشد آنها.
۶- مراحل عملیاتی و احکام آن:
۶-۱) عملیات اکتشافی و چگونگی تقسیم مراحل:
• عملیات اکتشافی مشابه با همه مدلهای قراردادی جاری در جهان به ” هزینه و ریسک شرکت عملیاتی طرف قرارداد ” انجام می شود.
• شرکتهای عملیاتی در منطقه واگذار شده میزان مشخصی از عملیات شامل زمین شناسی، لرزه نگاری، حفر چاههای اکتشافی را همراه با مبلغ معین و تعهد شده برای هزینه کردن بعنوان ” مینیمم تعهدات یا Minimum Obligations ” تقبل می نمایند که انجام دهند.
• دوره و مراحل اکتشاف:
– دوره اکتشاف به دوره های مختلف حسب نتایج حاصله تقسیم و معمولاً بین ۵ تا ۹ سال ( در صورت نیاز ) طول می کشد که حسب مورد با توافق طرفین تعیین می گردد. در صورت عدم موفقیت در هریک از این مراحل به تدریج از منطقه عملیاتی و از محدوده اکتشافی شرکت عملیاتی خارج و منطقه و چاههای حفر شده پس از ایمن سازی و تحویل کارفرما می گردد.
• حالات مختلف نتیجه عملیات اکتشافی:
الف: در صورت عدم کشف میدان تجاری و یا عدم تجاری بودن میدان کشف شده، در آنصورت شرکت عملیاتی هیچ گونه ادعایی اعم از مالی و یا حقوق قراردادی و غیره نخواهد داشت.
ب: در صورت تجاری بودن میدان کشف شده. شرکت عملیاتی حق خواهد داشت که به مرحله بعدی عملیات یعنی توسعه و بهره برداری وارد شود.
تبصره۱: نظر به ریسکی بودن عملیات اکتشاف و احتمال از دست دادن مبالغ هنگفت مربوطه درصورت عدم موفقیت عملیات و در جهت کاهش این ریسکها و مشوق بیشتر، اولویت واگذاری عملیات در بلوکهای مشابه منطقه برای حالت فوق می تواند توسط شرکت ملی نفت ایران در نظر گرفته شود.
۶-۲) عملیات توسعه میدان:
الف: فاز بندی:
عملیات توسعه میادین بصورت پلکانی و فازبندی در نظر گرفته شده که روش معمول در همه جهان و بهترین راه جهت توسعه و برداشت صیانتی از مخزن می باشد لذا این عملیات دارای یک دوره برای رسیدن به تولید اولیه ( First Production ) می باشد و سپس بر اساس نتایج حاصله از آن و ارزیابی رفتار مخزن، برنامه های اصلاحی و بهینه جهت رفتن به مراحل بعدی تا رسیدن به تولید نهایی ” Final Production ” و سطح ماکزیمم تولید Plateau تهیه و اجرا می شوند.
ب: دوره زمانی توسعه:
دوره توسعه بصورت تئوریک ۳ تا ۵ سال ( ۳ سال برای رسیدن به تولید اولیه و ۲ سال برای مراحل بعدی ) در نظر گرفته شده اما از آنجائیکه شرایط برای هر میدان متفاوت است، لذا این دوره تئوریک حسب مورد و بر حسب میدان و طرح توسعه مربوطه ( Development Plan ) تعیین و مورد توافق طرفین قرار می گیرد.
ج: هزینه ها:
• هزینه های سرمایه گذاری: Direct Capital Costs (DCC) :
کلیه هزینه های عملیاتی منهای هزینه های پرداختنی به دولت نظیر مالیات، بیمه تامین اجتماعی، عوارض گمرکی، دیگر عوارض ها نظایر آن هزینه های مستقیم و یا ( DCC ) می باشند.
• هزینه های غیرمستقیم Indirect Costs ( IDC) :
هرینه هایی مانند مالیات ، بیمه تامین اجتماعی، عوارض گمرک و نظایر آن که به ادارات و موسسات دولتی پرداخت می شود، هزینه های غیرمستقیم Indirect Costs( IDC) هستند.
• هزینه های تامین مالی Cost of Money ( CoM) :
ارزش زمانی پول برای سرمایه گذاریهای انجام شده شناور و با فرمول ( Libor+1 ) تعریف می گردد.
د: باز پرداخت هزینه ها ( زمان شروع و دوره بازپرداخت ):
• هزینه های مستقیم سرمایه گذاری ( DCC ):
– باز پرداخت این هزینه ها در یک دوره ۵ تا ۷ سال حسب مورد و بسته به تولید میدان بازپرداخت می شود.
– شروع بازپرداخت هزینه های قبل از تولید اولیه ( First Production ) از زمان شروع آن و از محل درآمد حاصله از میدان می باشد.
– شروع بازپرداخت هزینه های بعد از تولید اولیه از تاریخ هزینه شدن بوده که طی همان دوره ۵ تا ۷ سال بازپرداخت می شود.
• هزینه های غیرمستقیم ( IDC ):
دوره و نحوه بازپرداخت اینگونه هزینه ها در قبل و یا بعد از تولید اولیه بشرح فوق و مشابه بازپرداخت ( DCC ) می باشد.
• جبران ارزش زمانی پول ( CoM ): به موارد فوق نرخ مرکب CoM از زمان هزینه تا بازپرداخت اقساط آنها اعمال می شود.
• برای هزینه هایی که در سالهای آخر قرارداد انجام می شوند، بازپرداخت در دوره باقیمانده قرارداد تقسیط می شوند.
ه: تشویق به کاهش هزینه ها:
هیچکدام از طرفین علاقه ای به افزایش هزینه های عملیاتی ندارند ، معهذا اگر بین سود پیمانکار و هزینه ها ارتباطی وجود داشته باشد آنگاه ممکن است حساسیت شرکت عملیاتی به هزینه ها کاهش یافته و یا حتی طرح را گران تر تمام کند ( Gold Plated ). بنابراین در این ساختار ضمن قطع چنین رابطه ای، با تعریف ضریبی بنام ” ضریب کاهش هزینه یا (“ CSI” Costs Saving Index ) و شرکت دادن شرکت عملیاتی در سهمی از کاهش هزینه ها این انگیزه را تقویت می نماید.
و: مدل مالی قرارداد جهت پرداخت هزینه ها و سود به شرکت عملیاتی:
و-۱) هزینه ها: همانطور که گفته شد کلیه هزینه های مستقیم سرمایه گذاری در بخشهای اکتشاف و تولید همراه با بهره مربوطه قراردادی در یک حساب بعنوان ” Petroleum Costs ) تجمیع و طی ۵ تا ۷ سال حسب طرح و پس از شروع تولید اولیه ( First Production ) و از محل حداکثر ۵۰% تولید میدان که بعنوان ” Costs Petroleum ” شناخته می شود بازپرداخت می گردد.
و-۲) مدل پرداخت سود ( Fee ):
پرداخت سود به شرکت عملیاتی تحت عنوان ( Fee ) جهت تامین نرخ بازگشت معقول برای سرمایه گذاری ها و نیز در برابر مجموع ریسکهای اکتشاف و توسعه و میدان و غیره ، سرمایه گذاری ها و اجرای عملیات و کاربرد فناوریهای مدرن و دیگر تعهدات قراردادی، بهترین ابزار جهت جذب سرمایه و خدمات فوق بشکل بهینه می باشد. بعلاوه با بهره گیری از آن و اعمال انعطاف لازم امکان کاربرد مدل در کلیه مراحل سابق الذکر عملیاتی اعم از اکتشاف در کلیه مناطق کم و پر ریسک و کم و پر هزینه، مناطق مشترک و رعایت اولویت آنها ،ادامه سرمایه گذاریها برای مراحل حفظ ظرفیت تولید ، همچنین افزایش ضریب بازیافت و غیره را فراهم نمود. لذا در این ساختار قراردادی با عنایت به انواع قراردادهای جاری در کشورها و خصوصاً نزدیک ترین آنها به شرایط کشور ما و نیز با رعایت اصل رقابت در بازار ساختار ” فی برای هر بشکه تولید روزانه اضافی نفت بصورت دلار در بشکه ( $/bbl ) و نیز فی برای تولید هزار فوت مکعب تولید گاز در روز بصورت ( $/mcuf )تعریف گردیده است”.
نکته مهم: این اعداد در مدل بصورت حروف B,A تعریف گردیده و موضوع مناقصه ها و مذاکرات قراردادی و رقابت شرکتهای عملیاتی می باشد.
ویژگیهای مدل بشرح زیر می باشد:
و- ۲ -۱) دوره پرداخت Fee : از آنجائیکه دوره قرارداد از شروع عملیات توسعه ۲۰ سال می باشد لذا دوره پرداخت ” فی ” از زمان شروع تولید اولیه تا پایان دوره ۲۰ ساله فوق می باشد.
و-۲-۲) انگیزه برای رسیدن به تولید حداکثر و حفظ دوره آن:
– میزان پرداخت ( Fee ) به نسبت میزان موفقیت در رسیدن به سطح اکثر تولید ( Plateau ) و نیز به نسبت میزان موفقیت دوره نگهداری آن تعدیل می شود به این معنا که اگر مثلاً موفقیت در رسیدن به تولید نهایی میدان شامل ۸۰% و نگهداری دوره ۹۰% باشد در آنصورت مبلغ ” فی ” مشروط بر آنکه نقصان ناشی از عملکرد شرکت عملیاتی باشد برابر با ۷۲% A و یا B می باشد و چنانچه این نقصان در هر دو مورد کمتر از ۸۰% باشد Fee مربوطه تا نصف تقلیل می یابد.
و-۲-۳) Fee برای میدانهای کشف شده قبلی ( Green fields ):
برای میدانهای ( Green fields )، میزان Fee برابر با (A)$/bbl برای هر بشکه تولید نفت در روز و (B)$/mcf برای هر هزار فوت مکعب گاز و متناسب با موفقیت در رسیدن به حداکثر تولید ( Plateau ) و حفظ دوره آن می باشد.
و-۲-۴) Fee برای طرحهای اکتشاف و توسعه:
نظر به اینکه هزینه و ریسکهای اکتشافی به حالت فوق اضافه می شود که ریسک اصلی عملیات محسوب می شود لذا عدد ( ۱ ) به ضرایب مربوطه اضافه می گردد: یعنی ( A+1)$/bbl برای نفت و (B+1)$/mcf برای گاز و تعدیل پیش بینی شده برای حداکثر تولید و حفظ و دوره آن در این حالت در نظر گرفته می شود.
و-۲-۵) انگیزش جهت ورود به میادین و مناطق پر ریسک و پر هزینه.
شرکت ملی نفت ایران مناطق اکتشافی کشور را به چهار بخش زیر تقسیم خواهد کرد:
– مناطق کم ریسک و کم هزینه خشکی
– مناطق با ریسک متوسط خشکی و ریسک کم دریایی
– مناطق با ریسک و هزینه بالای خشکی و ریسک و هزینه متوسط دریایی
– مناطق با ریسک و هزینه فوق العاده بالای خشکی و دریایی
*میدانها و مناطق مشترک خشکی و دریایی که به دلیل اولویت حکم بخش چهارم فوق یعنی حالت ریسک و هزینه بالا را برای آن ها منظور می نماییم.
بر این اساس در این مدل ( Fee ) پرداختنی بشرح جدول زیر تعریف گردیده است بطوریکه ضرایب در هر مرحله ۲۰% افزایش پیدا می نماید.
Case Area Risk Factor (E+D)Fee
۱ Low Risk, onshoreمناطق ریسک کم خشکی ۱
۲ Medium Risk, onshore & Low Risk, offshore
مناطق ریسک متوسط خشکی و ریسک کم دریایی ۱٫۲
۳ High Risks, onshore & Med Risks, offshore
مناطق ریسک بالای خشکی و ریسک متوسط دریایی ۱٫۴
۴ Very High Risks, onshore & offshore and common fields
مناطق با ریسک خیلی بالای خشکی، دریا و نیز میادین مشترک ۱٫۶
Table(1): Risk Factor- (E&D) Fee relations:
و-۲-۶) تعدیل Fee متناسب با دریافت و پرداخت هزینه ها و قیمت های نفت :
به منظور ایجاد انگیزه های لازم در سرمایه گذاران برای حضور در میادین با سطوح تولید کمتر و دشوارتر و نیز انعطاف ساختاری مدل از سویی و تعدیل Fee متناسب با دریافت و پرداخت هزینه ها در مقاطع سالانه و با اهداف زیر از ضریب ( R ) که روشی شناخته شده در قراردادهای بین المللی است و نیز تعدیل متناسب با قیمت نفت استفاده می گردد:
– ایجاد انگیزه برای شرکتهای سرمایه گذار نفتی که در میادین پر ریسک و پر هزینه شامل آبهای عمیق و نیز سطوح کمتر تولید هم علاوه بر میادین معمولی شرکت نمایند ( مدل در حقیقت نسبت به سطوح تولید ” Sliding ” است).
– متناسب سازی درآمدها ناشی از جهش غیرمنتظره در سطوح تولید ناشی از رفتار پیش بینی نشده میدان و یا کاهش فاحش هزینه ها از پیش بینی های اولیه و تغییرات قیمت نفت.
– تشویق شرکت های عملیاتی به افزایش بهره وری میادین و ضریب بازیافت آنها با استفاده از بهترین فناوریهای مدرن و نیز انجام به موقع و کافی سرمایه گذاریها.
– تشویق شرکت های عملیاتی به حداکثر نمودن مشارکت توان و ظرفیت های داخلی.
هر چقدر اندازه های میدان کوچکتر باشند ( میزان تولید روزانه ) مبلغ ( Fee ) بیشتر بوده که مشوقی برای ورود به میادین کمتر جذاب و سرمایه گذاری در آنها علاوه بر میادین بزرگ و جذاب می باشد در عین حال هر چقدر ( R ) یعنی نسبت دریافتی به هزینه ها نیز بالاتر باشد عدد ( Fee ) پرداختنی کمتر می شود بعبارت دیگر برای دوره هایی که سرمایه گذاریهای بیشتر لازم و در جریان است (Fee ) بزرگتر بوده و انگیزه سرمایه گذاری را بالا می برد.
۶-۳) بهره برداری از میدان :
۶-۳-۱) دوره بهره برداری:
از شروع تولید اولیه ( First Production ) و تحویل بهره برداری میدان به شرکت مشترک بهره بردار ( Joint Operating Company )آغاز و تا پایان دوره قرارداد ادامه می یابد. این دوره حسب هر پروژه تعیین می گردد و متفاوت است ولی بین ۲۰-۱۵ سال در نظر گرفته می شود.
۶-۳-۲) هزینه های بهره برداری ( Operation Costs “ OPEX” ):
شرکت مشترک بهره بردار ( JOPCO ) در هر سال برنامه کار و تولید و نیز بودجه
(Annual Work Program & Budget ( AWP+B)) را تنظیم و پس از تصویب نهایی شرکت ملی نفت ایران به اجرا در می آورد.
• مجموع هزینه های انجام شده برای بهره برداری غیر از هزینه های سرمایه گذاری تحت عنوان ( OPEX ) بوده و براساس بازپرداخت سالانه تسویه می شود.( Annual basis).
• محل بازپرداخت هزینه های Opex از همان محل (Costs Petroleum ) یعنی حداکثر ۵۰% تولید تخصیصی جهت بازپرداخت هزینه ها و فی ها ( Fees ) می باشد.
۶-۳-۳) کاهش هزینه ها : ( Costs Savings )
جهت تشویق شرکت مشترک بهره بردار به کاهش و صرفه جویی در هزینه ها، یک ضریب تشویقی تحت عنوان ” ضریب کاهش هزینه”CSI” Costs Savings Index ” تعریف می گردد تا چنانچه شرکت مزبور از بودجه سالانه مصوب خود کمتر هزینه نمود در بخشی از صرفه جویی و کاهش هزینه بصورت سنت بر دلار ( ¢/$ )سهیم شود.
۷- ساختار سازمانی عملیات:
نظر به اهداف زیر سازمان عملیات در هریک از مراحل عملیاتی که شرح آن خواهد آمد طراحی گردیده است:
• حداکثر سازی حضور و مشارکت نیروهای داخلی در انجام عملیات
• افزایش سرعت و کیفیت انتقال فناوری و دانش فنی شرکتهای نفتی به شرکتها و کارشناسان داخلی.
• ایجاد سازمانهایی که پس از مدت زمانی بتوانند راساً و در سطح بین المللی عمل نمایند.
• کاهش بوروکراسی و مراحل باز دارنده نظارتی با حضور مستقیم در عملیات
• دریافت بخشی از سود عملیات
• ایجاد فرصت برای ظرفیت های داخلی و رشد آنها
با توجه به موارد فوق در این مدل تشکیل کنسرسیوم و شرکت مشترک برای هریک از مراحل کار با توجه به ویژگیهای آن مرحله و نیز نوع فعالیت و نوع تخصصی شرکتها و کارشناسان داخلی در نظر گرفته شده است که برای هریک بشرح زیر می باشد:
۷-۱) مرحله اکتشاف:
در این مرحله با توجه به اینکه کلیه ریسکها و هزینه ها بر عهده شرکت طرف قرارداد بوده و شرکت ملی نفت ایران قرار نیست ریسک هیچگونه هزینه ای را بپذیرد لذا حضور طرف ایرانی در عملیات صرفاً جنبه های فنی و انتقال تکنولوژی و نیز تایید مالی هزینه ها آنهم در صورت موفقیت در کشف میدان تجاری می باشد لذا ضرورت تشکیل شرکت مشترک آنقدرها حس نمی گردد معهذا در مدل قراردادی انتخاب بر عهده شرکت ملی نفت ایران گذاشته شده تا حسب مورد تصمیم گیری نماید. با این حال در مدل قراردادی بر ضرورت انجام مطالعات مشترک اکتشافی و استفاده از ظرفیت های اکتشافی داخلی مورد تاکید قرار گرفته است. در مدل و در صورت تشکیل ” شرکت مشترک اکتشافی این شرکت بنام Joint Exploration Company ( JOECO) معرفی شده است.
۷-۲) مرحله توسعه :
بیشترین اقدامات و بالاترین حجم سرمایه گذاری در این مرحله انجام می شود که دوره زمانی آن تا پایان دوره قرارداد ادامه می یابد لذا مهمترین شرکت مشترک بنام شرکت مشترک توسعه Joint Development Company ( JODCO) ) شکل می گیرد که وظایف گسترده ای را بر عهده دارد که به بخشی از آنها بشرح زیر اشاره می شود:
• انجام کلیه عملیات توسعه ای و رسیدن به اهداف طرح
• انجام سرمایه گذاری های لازم توسعه ای
• سرمایه گذاری و اجرای طرحهای بعد از توسعه شامل:
– حفظ ظرفیت تولید
– افزایش ضریب بازیافت IOR/EOR
• دریافت هزینه های سرمایه گذاری شده و ( Fee ) های مربوط
• مانیتور کردن شرایط بهره برداری میدان و پشتیبانی تکنیکی عملیات بهره برداری
• تامین هزینه های بهره برداری و دریافت آنها طبق قرارداد.
۷-۲-۱) سهام طرفین:
نظر به اینکه کلیه سرمایه گذاری توسط شرکت عملیاتی انجام و سهم طرف ایرانی را نیز تقبل می نماید و نظر به اینکه شرایط میادین و نیز شرکتها در اینگونه سازماندهی ها متفاوت است لذا میزان سهم ایرانی در سقف ۴۹% پیشنهاد که سهام طرفین حسب مورد و با توافق طرفین در سقف مربوطه تعیین می گردد.
۷-۲-۲) هزینه سهام طرفین:
شرکت سرمایه گذار در دوره سرمایه گذری سهم شریک ایرانی را پرداخت و سپس در دوره بهره برداری و طی ۵ سال اول از محل سود طرف ایرانی وی هزینه مربوطه را با بهره قراردادی دریافت می نماید . لذا ” Fee ” طرف ایرانی متناسب با میزان پرداخت هزینه ها و نیز میزان سهم وی تغییر می کند.
۷-۳) دوره تولید و بهره برداری:
مهمترین بخش که نگاه به آینده و رسیدن به سطحی از تواناییهای علمی برای شرکتهای بهره بردار و تبدیل آنها به شرکتهای بین المللی است در این بخش شکل می گیرد لذا بیشترین استفاده از شرکتهای عملیاتی داخلی و حسب مورد شرکتهای توانمند بخش خصوصی در این مقطع بعمل خواهد آمد. در این رابطه:
یک ” شرکت مشترک بهره برداری غیر انتفاعی Joint Operating Company ( JOPCO) ) با سهام مساوی بین طرفین تشکیل می گردد که موارد زیر را مدیریت می نماید:
– تحویل میدان از شرکت مشترک توسعه پس از رسیدن به تولید و تکمیل تاسیسات.
– انجام کلیه عملیات لازم بهره برداری تا پایان دوره قرارداد
– مانیتور کردن دائم رفتار میدان و گزارش به شرکت مشترک توسعه جهت دریافت کمکهای فنی و نیز دریافت سرمایه گذاری های لازم جهت بهبود شرایط میدان و عملیات.
– بکارگیری حداکثر از شرکتها و کارشناسان ایرانی در عملیات و انتقال فناوری و دانش فنی مربوطه به آنها.
– تبدیل شدن تدریجی به شرکتی با مدیریت ایرانی و نهایتاً تبدیل به شرکت بین المللی نفتی.ژ
۷-۳-۱) ساختار سازمانی شرکت بهره برداری مشترک ( JOPCO ):
الف: ۵ سال اول عملیات:
• در این مرحله مدیرعامل شرکت از شرکت عملیاتی بوده و رئیس هئیت مدیره توسط طرف ایرانی منصوب خواهد شد.
• اعضای هئیت مدیره از طرفین و به تعداد مساوی انتخاب می شوند.
• مدیران ارشد توسط شرکت عملیاتی و معاونین آنها توسط طرف ایرانی منصوب می شوند.
• سایر پرسنل در سطوح غیر مدیریتی و بجز در موارد خاص از بین نیروهای ایرانی صاحب صلاحیت انتخاب خواهند شد.
ب: ۵ سال دوم عملیات:
در ۵ سال دوم بتدریج جایگاه های مدیریتی از طرف خارجی به طرف ایرانی منتقل خواهد شد بطوریکه پس از ۱۰ سال و یا زودتر مدیریت شرکت ایرانی خواهد شد و امید می رود که بتواند به شرکت بین المللی ایرانی تبدیل شود که نه فقط همراه با شرکتهای نفتی بین المللی بلکه بطور مستقل نیز در داخل و خارج کشور عمل نماید.
۸- سایر موارد:
۸-۱) فورس ماژور:
چنانچه شرایطی پیش آید که بر اساس تعاریف شناخته شده فورس ماژور تلقی می گردد، در این صورت طرفین تا رفع آن و رسیدن به شرایط عادی از کلیه مسئولیتهای قراردادی خود معاف می باشند در اینصورت چگونگی و نحوه ادامه کار و تامین خسارت در حالات مختلف بشرح زیر می باشد:
الف: توقف کار و انتظار تغییر شرایط :
در این مدت طرفین مسئولیتی ندارند ولی چنانچه پس از این دوره مشخص شود که صدمات و خساراتی ناشی از شرایط فورس ماژور پیش آمده است توسط شرکت عملیاتی برطرف و هزینه های آن قابل پرداخت خواهد بود طرفین پس از برطرف شدن شرایط فورس ماژور به شرایط قبل از آن برگشته و نسبت به تعهدات قراردادی خود کماکان مسئول می باشند.
ب: فسخ قرارداد:
چنانچه شرایط بیش از حد انتظار طول کشیده و رفع نگردد ، طرفین ممکن است به فسخ قرارداد رضایت دهند در آنصورت نحوه پرداخت هزینه ها به شرکت عملیاتی بشرح زیر مدیریت خواهند شد:
• شرکت سرمایه گذار در صورت فسخ قرارداد حق دارد که اصل هزینه های انجام شده تا قبل از فورس ماژور را با بهره قراردادی درخواست نماید. این بهره به دوره فورس ماژور تعلق نمی گیرد.
• نحوه پرداخت: شرکت ملی نفت ایران ممکن است بازپرداخت هزینه ها را با همان زمان بندی قرارداد در اقساط تعیین شده بپردازد و یا اینکه این پرداخت را با همان زمان بندی پس از تکمیل طرح و شروع تولید اولیه باز پرداخت نماید.
۸-۲) قانون حاکم:
قوانین جمهوری اسلامی ایران حاکم برقرارداد خواهد بود.
۸-۳) حکمیت:
چنانچه طرفین در موارد مورد اختلاف نتوانند از طریق مذاکره به توافق برسند، بسته به اهمیت موارد اختلافی مراحل زیر را طی خواهند کرد:
الف: کارشناس مستقل: استفاده از کارشناسی بین المللی و مستقل و مرضی الطرفین برای موارد اختلاف کم اهمیت تر و بیشتر تخصصی.
ب: حکمیت : برای موارد مهم هریک از طرفین می تواند موضوع را به یک حکمیت بین المللی شناخته شده و قابل قبول طرفین ارجاع دهد که بر اساس قانون جمهوری اسلامی ایران حکم نماید.
۸-۴) زبان قرارداد: زبان قرارداد انگلیسی است.
