«قرارداد جدید نفتی ایران». عبارتی که اخیرا موضوع بحث ارکان مختلف کشور از مجلس محترم شورای اسلامی گرفته تا رسانه‌ها و اقشار عمومی جامعه قرار گرفته است. سرآغاز موضوع، سیاستگذاری وزارت نفت در سال ۱۳۹۲ مبنی بر آسیب‌‌شناسی قراردادهای بیع‌‌متقابل و متعاقبا رفع کاستی‌ها و مشکلات این قرارداد از طریق کمیته بازنگری قراردادهای بالادستی نفتی بود.

سوال‌ اصلی که در اینجا مطرح می‌گردد این است که آیا چنین سیاستگذاری، در راستای اجرای قوانین بالادستی و نیاز کشور بوده است؟ با مروری به جزء (۳) بند (ت) ماده (۳) قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مبنی بر «جذب و هدایت سرمایه‌های داخلی و خارجی به منظور توسعه میادین هیدروکربوری با اولویت میادین مشترک از طریق طراحی الگوهای جدید قراردادی از جمله مشارکت با سرمایه‌گذاران و پیمانکاران داخلی و خارجی بدون انتقال مالکیت نفت و گاز موجود در مخازن و با رعایت موازین تولید صیانت شده» کاملا مشخص است که چنین نیازی در کشور در سال ۱۳۹۰ به درستی تشخیص داده شد و قانونگذار، اقدام به تصریح آن در قانون مذکور نمود. اما صرفنظر از حوزه سیاست‌گذاری کلان کشور در این خصوص، تحلیل چنین نیازی با رویکرد کارشناسی نیز حائز اهمیت خواهد بود.

نیاز به اصلاح قراردادهای نفتی

نگاهی بر برنامه و عملکرد صنعت نفت در دهه‌های اخیر، به‌ویژه در حوزه جذب سرمایه‌‌های خارجی در بخش بالادست این صنعت، حاکی از شکاف قابل توجهی بین برنامه تدوین شده برای سرمایه‌گذاری در بخش بالادست و عملکرد واقعی صنعت در این حوزه می‌باشد. اگرچه نقش تحریم‌های ظالمانه و تک‌جانبه علیه کشور غیر قابل انکار و چشم‌پوشی است، اما به نظر می‌رسد محدودیت‌های دیگری نیز در بدنه صنعت وجود داشته که از آن جمله می‌توان به ساختار قراردادهای بالادستی کشور اشاره کرد. قراردادهای بیع‌متقابل در شرایط زمانی‌ای که تدوین و اجرایی گردید، الگوی قراردادی مناسبی بوده و در آن زمان، سرمایه‌های خارجی را به سوی کشور روانه کرد. اما با گذشت زمان و آسیب‌‌شناسی تخصصی قراردادهای مذکور در قالب سه نسل بیع‌متقابل، مشخص گردید که چارچوب قراردادی مذکور دارای محدودیت‌های و ایرادهایی است که با در نظر داشتن شرایط برخی میادین کشور بالاخص میادین مشترک که همسایگان به سرعت در حال بهره‌برداری از آنها می‌باشند، مناسب جهت اجرا نخواهند بود.

از سوی دیگر، تحولات بین‌المللی در حوزه قراردادهای بالادستی نفت از جمله تدوین قوانین و چارچوب‌های قراردادی جدید در کشورهای تولیدکننده نفت مانند برزیل، مکزیک، عراق و کردستان که عمدتا ناشی از تغییر شرایط و محیط بین‌المللی صنعت نفت از جمله نوسان شدید قیمت‌ نفت، ظهور منابع نامتعارف، گسترش انرژی‌های جایگزین و ... می‌باشند، نشان‌دهنده اهمیت این موضوع در عرصه بین‌المللی است. در شرایطی که کشورهای همسایه ایران شامل عربستان، قطر و عراق در حال برداشت از میادین مشترک کشور می‌باشند، اتکاء به قرارداد بیع‌متقابل با چارچوب و شرایط مدون در بیش از ۲۰ سال پیش و عدم بازنگری آن بر اساس نیاز صنعت، غیرمنطقی بوده و قطعا در راستای منافع ملی کشور نخواهد بود. با عنایت به موارد فوق‌الذکر، به نظر می‌رسد مروری بر الگوی قراردادهای جدید نفتی با رویکرد مقایسه‌ای با بیع‌متقابل، نه‌تنها نشان‌دهنده پیوستگی این دو ساختار قراردادی در قالب قراردادهای خدماتی خواهد بود، بلکه حاکی از مرتفع‌ شدن ایرادات و محدودیت‌های اصلی بیع‌متقابل در چارچوب قوانین و مقررات و در راستای منافع ملی کشور می‌باشد.

خط قرمزی که رعایت شد

قراردادهای بیع‌متقابل در صنعت بالادستی نفت، در زمره قراردادهای خدماتی با ریسک قرار گرفته‌اند؛ آنچه که به تفسیر برخی حقوقدانان، بر اساس قوانین و مقررات کشور، خط قرمز قراردادی کشور است. لذا، چنین تفاسیر قانونی از یکسو و سیاست‌ وزارت نفت از سوی دیگر، منجر به این گردید که چارچوب قرارداد جدید نفتی ایران نیز در همان قالب قرارداد خدماتی با ریسک باقی مانده و خط قرمز اشاره شده، رعایت گردد. از سوی دیگر، با نگاهی بر شرایط و وضعیت میادین کشور، مشخص می‌گردد که اکثر میادین در شرایطی قرار گرفته‌اند که نیاز مبرم به عملیات ازدیاد برداشت و افزایش ضریب بازیافت دارند. این در حالی است که قرارداد بیع‌متقابل از نظر چارچوب حقوقی، مالی و فنی مناسب اجرای چنین عملیاتی نبوده و به همین دلیل، در الگوی بازنگری شده تلاش گردید تا عملیات مذکور به عنوان یکی از مهمترین اصول، مورد توجه واقع گردد. این در حالی است که نسل‌های مختلف بیع‌متقابل تنها به عملیات اکتشاف، ارزیابی و توسعه پرداخته بودند.

چرا نسل سوم قراردادهای بیع‌متقابل نیاز به اصلاح داشت؟

یکی از مهمترین محورها در مقایسه این دو چارچوب قراردادی که بایستی حتما بدان توجه نمود، رژیم مالی قرارداد می‌باشد. از برجسته‌ترین محدودیت‌های قرارداد بیع‌متقابل می‌توان به نظام بازپرداخت هزینه‌ها و پرداخت حق‌الزحمه اشاره نمود. علاوه بر این، دشواری تغییر و اصلاح برنامه جامع توسعه میدان از دیگر محدودیت‌هایی است که در قراردادهای قبلی، اجرای پروژه‌ها را با کندی مواجه نموده است. اگرچه در نسل سوم این قراردادها، سقف هزینه‌های سرمایه‌ای پس از انجام ۸۵ درصد مناقصات، تعیین می‌شود. لذا، در صورتی که با توجه به یافته‌های جدید در هنگام توسعه یا رفتار واقعی میدان در زمان تولید، نیاز به بازنگری در برنامه جامع توسعه و تغییر شرح کار در راستای بهینه‌سازی تولید باشد یا بنا به دلایل خارج از کنترل پیمانکار از جمله شوک‌های بازار نفت، هزینه‌های انجام کار افزایش یابند، این چارچوب قراردادی فاقد هرگونه انعطاف بوده و در چنین شرایطی، نه‌تنها پیمانکار به شدت متضرر می‌گردد، بلکه منافع شرکت ملی نفت ایران نیز ممکن است خدشه‌دار گردد. چراکه پیمانکار به عنوان یک بنگاه اقتصادی، به منظور کاهش ضرر و زیان خود، ممکن است سرمایه‌گذاری لازم را در میدان انجام نداده و صرفا برنامه‌ریزی برای تولید از میدان تا حدی باشد که بتواند هزینه‌های انجام شده را بازیافت و حق‌الزحمه مربوطه را دریافت کند؛ لذا، خطر عدم برداشت بهینه و صیانتی از میدان مطرح می‌گردد. علاوه بر این، در صورتی که امکان افزایش تولید از طریق تغییر اندک و جزئی در شرح کار وجود داشته باشد، حتی در صورت موافقت شرکت ملی نفت ایران با این موضوع، اخذ مجوزهای مربوطه از شورای محترم اقتصاد، فرآیند اجرا را با کندی مواجه می‌نماید.

مزیت‌های اتصال دستمزد پیمانکار به تولید میدان چیست؟

مکانیزم پرداخت دستمزد در قراردادهای خدماتی شناخته شده در دنیا، به این صورت است که پیمانکار در ازای انجام شرح کار مشخصی، مستحق دریافت دستمزد با هدف تامین نرخ بازگشت سرمایه منطقی و منصفانه می‌باشد. به عبارت دیگر، بابت سرمایه و منابع مالی تامین شده، ریسک‌های متحمل شده (شامل ریسک‌های مخزنی، تولید، تاخیر در اجرای پروژه و...) و به‌کارگیری تکنولوژی نوین و به‌روز، مستحق دریافت اصل و سود سرمایه می‌باشد. در قرارداد جدید نفتی ایران نیز همانند قرارداد بیع‌متقابل، شرکت ملی نفت ایران هزینه‌های انجام شده توسط پیمانکار که به تائید این شرکت رسیده را در دوره بازپرداخت مشخص (که می‌تواند در بازه ۱۰-۵ حسب شرایط هر طرح تعریف شود) بازپرداخت می‌نماید. از سوی دیگر، به جای پرداخت حق‌الزحمه در بیع‌متقابل که درصدی از هزینه‌های سرمایه‌ای بوده و بر اساس نرخ بازگشت سرمایه مورد انتظار پیمانکار به صورت یک رقم مشخص تعیین می‌گردید، دستمزدی بابت هر واحد تولید به پیمانکار پرداخت می‌گردد. در قراردادهای بیع‌متقابل نسل سوم، بعضا مشاهده می‌گردد که نرخ دستمزد در زمان انعقاد قرارداد مشخص نشده و پس از انجام طرح، مبلغ مذکور به منظور تامین نرخ بازگشت سرمایه موردانتظار پیمانکار تعیین می‌گردد. این امر به نوعی می‌تواند تضمین نرخ بازگشت سرمایه موردانتظار پیمانکار را به همراه داشته باشد. از طرف دیگر، در صورتی که حق‌الزحمه به عنوان درصدی از هزینه تعیین شود، پیمانکار انگیزه خواهد داشت تا با افزایش هزینه، مبلغ حق‌الزحمه خود را نیز افزایش دهد. این در حالی است که میزان تولید میدان در کل دوره عمر آن اهمیتی برای پیمانکار نداشته، چراکه سعی می‌کند تولید میدان را در سال‌های ابتدایی افزایش دهد و از این طریق هزینه‌های خود را بازیافت نماید. قابل ذکر است که دوره بازپرداخت در این قراردادها ۴ الی ۶ سال می‌باشد. بنابراین، این امر با اصل تولید صیانتی و بهینه میدان در تضاد خواهد بود. با در نظر گرفتن این موارد، در چارچوب قرارداد نفتی ایران، مکانیزم پرداخت دستمزد بر اساس تولید تعریف شد. این مهم چند مزیت را به همراه دارد؛ اول اینکه، پیمانکار انگیزه کافی برای افزایش تولید داشته و در کنار آن، چون در دوران طولانی‌تری در میدان حضور دارد، منافع وی در گروی افزایش تولید در کل عمر میدان و نه صرفا سال‌های ابتدایی آن می‌باشد. ثانیا، در صورت کاهش تولید، پیمانکار دستمزد را در ازای واحدهای تولیدی کمتری دریافت کرده و خود به خود جریمه می‌شود. سوم اینکه، از آنجا که دستمزد در ابتدای قرارداد مشخص و ثابت می‌گردد، با افزایش هزینه‌های پیمانکار، اگرچه این هزینه را شرکت ملی نفت ایران تائید کرده و بازپرداخت می‌کند، اما به دلیل ثابت بودن دستمزد، نرخ بازده داخلی پیمانکار کاهش می‌یابد. نکته چهارم اینکه، پیمانکار در بیع‌متقابل تنها تعهد به تولید ۲۱ روز از ۲۸ روز داشته و در صورت تحقق این امر که البته به راحتی قابل دستیابی است، مستحق دریافت کل حق‌الزحمه قراردادی می‌گردد. این در حالی است که در چارچوب قراردادی جدید، پیمانکار به صورت خودکار ناچار و متعهد به تولید بهینه است.

انعطاف در نظام مالی قرارداد به معنای مجاز بودن پیمانکار برای هر کاری نیست

نکته دیگری که باید مورد توجه واقع شود، تعدیل دستمزد در چارچوب قراردادی جدید بر اساس قیمت نفت/گاز می‌باشد. از آنجا که در صورت کاهش قیمت نفت، شرکت ملی نفت ایران همان دستمزدی را به پیمانکار پرداخت می‌کند که در شرایط بالا بودن قیمت نفت/گاز می‌دهد و این به معنای تحمل ریسک کاهش قیمت توسط شرکت ملی نفت ایران خواهد بود، به منظور توزیع ریسک ناشی از چنین کاهش قیمتی، مکانیزمی در چارچوب قراردادی جدید پیش‌بینی گردید که بر اساس آن چنانچه قیمت نفت/گاز کاهش یابد، شرکت ملی نفت ایران دستمزد پیمانکار را کاهش داده و تعدیل می‌کند. البته این کاهش تا کف مشخص‌شده‌ای خواهد بود. از سوی دیگر به منظور رعایت اصل ریسک و بازده، چنانچه قیمت نفت/گاز افزایش یابد، دستمزد پرداختی به پیمانکار افزایش یافته که البته این افزایش نیز تا سقف مشخصی خواهد بود. بنابراین، بر اساس چنین مکانیزمی، ریسک نوسان قیمت بین طرفین توزیع می‌گردد. این مهم در قرارداد بیع‌متقابل وجود نداشت.در این خصوص باید توجه کرد که توسعه و بهره‌برداری از میادین بالادست یک صنعت پرریسک می‌باشد که عوامل عدم اطمینان و متغیرهای غیرقابل پیش‌بینی در آن قابل توجه‌‌اند. بنابراین، انعطاف در نظام مالی قرارداد، نه به این معنا که پیمانکار مجاز به انجام هرگونه عملیاتی در میدان باشد، بلکه با این رویکرد که شرکت ملی نفت ایران انعطاف لازم به منظور مدیریت و هدایت پروژه از طریق چارچوب قرارداد را داشته باشد، امری ضروری و حائز اهمیت است. مروری بر تحلیل‌های صورت گرفته، این واقعیت را آشکار می‌سازد که الگوی قرارداد جدید نفتی ایران با رویکرد بازنگری و تکمیل قرارداد بیع‌متقابل در چارچوب قوانین و مقررات کشور طراحی و تدوین گردیده و نشانگر فاصله چندان عمیقی که این روزها از آن صحبت شده و حتی بعضا ویژگی‌های قرارداد‌های امتیازی و مشارکت در تولید بدان نسبت داده می‌شود، نمی‌باشد.

*کارشناس ارشد سرمایه‌گذاری شرکت ملی نفت ایران

بخش سایت‌خوان، صرفا بازتاب‌دهنده اخبار رسانه‌های رسمی کشور است.