چکیده:
استفاده از قراردادهای بیع متقابل برای توسعه میادین نفت و گاز، ساز و کاری تثبیت شده در ایران است. قوانین و مقررات جاری، شرکت ملی نفت ایران را مجاز میدارند تا قراردادهای بیع متقابل را هم برای اکتشاف و هم برای توسعه میادین به کار برد. قرارداد بیع متقابل را میتوان بهعنوان یک قرارداد «خرید خدمات خطرپذیر» تعریف کرد که در آن، بازپرداخت هزینههای پیمانکار از طریق تخصیص بخشی از نفت و گازی که در نتیجه خدمات ارائه شده از طرف وی تولید شده، صورت میگیرد. قرارداد بیع متقابل بر قلمرو کاری مشخص، سقف هزینههای سرمایهای، حقالزحمه ثابت و دوره معین برای بازیافت سرمایه استوار است. زمانی که بیع متقابل، هم برای اکتشاف و هم برای توسعه به کار میرود، مشخصات میدان مد نظر برای توسعه در هنگام انعقاد قرارداد نامعین است. بنابراین، توافق در مورد قلمرو کاری، مدت عملیات توسعه، سقف هزینههای سرمایهای، حقالزحمه ثابت، و دوره بازیافت سرمایه باید به زمانی موکول شود که یک میدان تجاری کشف شده است. این مقاله نخست بهنحو اجمال، به استفاده از قرارداد بیع متقابل برای توسعه میادین نفت و گاز ایران میپردازد. سپس مهمترین ویژگیهای این ساز و کار را مورد بررسی قرار میدهد. آنگاه استفاده از بیع متقابل برای اکتشاف، توسعه و چالشهای مربوط مورد بحث قرار میگیرند. در پایان، این مقاله برای پرداختن به چالشهای موجود مروری بر مدل جدید بیع متقابل دارد که از طرف شرکت ملی نفت ایران ارائه شده است. دیدگاههای ارائه شده تنها متعلق به مولفین است و لزوما بازگوکننده نظر شرکت ملی نفت ایران یا شرکت مهندسی و توسعه نفت یا هر ارگان دیگر دولت ایران نیست.
The use of buyback for the development of oil and gas fields is an established mechanism in Iran. Current legislation authorizes the National Iranian Oil Company (NIOC) to use buyback for both exploration and development. The buyback scheme can be defined as a risk service contract, under which the contractor is paid back by being allocated a portion of oil/gas produced as a result of providing services. Buyback is based upon a defined scope of work, a capital cost ceiling, a fixed remuneration fee and a defined cost recovery period. When buyback is used for both exploration and development, the specifications of the field to be developed are unknown at the time of contracting and therefore agreement on the scope of work, duration of development operations, ceiling for capital costs, fixed remuneration fee, and duration of cost recovery need to be deferred to the time when a commercial field is discovered. This article first outlines the introduction of buyback for development of Iran’s oil and gas fields. It then examines the main features of the mechanism. Third, the use of buyback for both exploration and development is explored and related challenges discussed. Finally, the article reviews the new buyback model proposed by NIOC to address these challenges.
خلاصه ماشینی:
"گام بعدی با تصویب قانون بودجه 2731 برداشته شد که به شرکت ملی نفت ایران اجازه داد تا قراردادهای نفتی با ارزش حداکثر 2/6 میلیارد دلار امریکا با شرکتهای نفتی خارجی منعقد نماید،مشروط بر آنکه: *اقساط منحصرا از مجرای صادرات تولیدات حاصل از پروژه پرداخت گردد و بنابراین هیچ ضمانتی برای هرگونه کاهش در تولید داده نمیشود.
این پاداش که در قرارداد به آن«حق الزحمه»اطلاق میگردد،در صورتی پرداخت خواهد شد که اهداف قرارداد، آنگونه که در طرح جامع توسعه تعریف شده،توسط شرکت نفتی خارجی کاملا محقق گردیده و پروژه با موفقیت به شرکت ملی نفت ایران تحویل داده شده باشد.
دوم آنکه تمامی هزینههای سرمایهای موردنیاز برای اجرای طرح جامع توسعه و برای تحقق اهداف آن باید توسط شرکت نفتی خارجی پرداخت گردد،اما بازپرداخت آن تنها در محدوده سقف هزینههای سرمایهای مورد توافق در قرارداد صورت میگیرد.
شرکت ملی نفت ایران اصلاحات ذیل را برای الگوی جدید بیع متقابل برای اکتشاف و توسعه پیشنهاد کرده است:سقف هزینههای سرمایهای هنگامی محاسبه و تعیین گردند که جذب پیمانکاران فرعی از طریق مناقصه صورت گرفته باشد؛یک قید تعدیل قیمت برای شرایط تورم و تغییرات در قیمت بازار کالاها،تجهیزات و نیروی انسانی در قرارداد پیشبینی گردد؛اگر تولید به سطح توافق شده در قرارداد رسید به جای پرداخت یک مبلغ ثابت،درصدی از تولید براساس یک جدول پلکانی به شرکتهای نفتی خارجی داده شود؛به جای اختصاص درصدی از درآمدهای میدان به شرکتهای نفتی خارجی،درصدی از نفت تولید شده به آنها اختصاص یابد تا بتوانند نسبت به پیشفروش نفت اقدام کنند."