قراردادهای نفتی ایران

در پی تحولات قانونی طی چند سال گذاشته در قوانین نفتی ایران، در کنار قرارداد بای‌بک یا بیع متقابل، قرارداد جدیدی با عنوان « قرارداد نفتی ایران » پا به عرصه وجود نهاد. در این مقاله، به بررسی این دو قرارداد می پردازیم.

۱. قرارداد بای‌ بک یا بیع متقابل

دومین روش سرمایه‌گذاری خارجی که در بند «ب» ماده ۳ قانون عنوان شده، «بیع متقابل» است. در سال‌های اخیر قراردادهای بیع متقابل به عنوان یکی از ترتیبات قراردادی سرمایه‌گذاری، نقش برجسته‌ای در اقتصاد ایران داشته‌اند. شهرت این قرارداد بیشتر به دلیل کاربرد آن در توسعه میادین نفتی و گازیِ کشف‌شده است. پروژه‌های متعددی در صنایع نفت و گاز، با مبالغ کلان به‌وسیله این قالب قراردادی در کشور اجرا شده و یا در حال اجراست. افزون بر صنایع نفت و گاز، قالب قرارداد بیع متقابل در دیگر صنایع و بخش‌ها نیز قابلیت به‌کارگیری دارد. در این بخش به بیان کلیاتی از این قرارداد پرداخته می‌شود.

بیع متقابل برگردان عبارت لاتین «Buy Back» است که در ترجمه دقیق به معنای «توافق باز‌خرید محصول» است. «بیع متقابل» یا «توافق باز‌خرید محصول» یکی از اقسام «تجارت متقابل» است.

«بیع متقابل» یا «بای‌بک»، قراردادی چندجزئی و از جمله شیوه‌های «تجارت متقابل» است که مطابق آن سرمایه‌گذار اقلام نقد و غیرنقد سرمایه مانند ماشین‌آلات، تجهیزات، دانش فنی، خدمات تخصصی و تکنولوژی را در ایجاد، توسعه، بازسازی و اصلاح یک واحد تولیدی به کار می‌گیرد. استهلاک هزینه‌های سرمایه‌ای و غیرسرمایه‌ای سرمایه‌گذار و نیز پرداخت سود سرمایه‌گذاری، از محل محصولات واحد تولیدی صورت می‌پذیرد. در ایران، به سبب الزامات موجود در قانون اساسی و قانون نفت، قراردادهای بیع متقابل اغلب با هدف توسعه میادین نفتی و گازی منعقد می‌شوند.

در حوزه نفت و گاز، اگر مرحله اکتشاف نیز تحت شمول خدمات قرار گیرد، بیع متقابل یکی از اقسام قراردادهای خدماتی «خطرپذیر» با شیوه پرداخت ویژه است. در این شیوه، پیمانکار با انعقاد قرارداد با دولت سرمایه‌پذیر اقلام نقد و غیر‌نقد سرمایه را به‌منظور توسعه میادین نفت و گاز به کار گرفته و استهلاک هزینه‌های سرمایه‌ای، غیر‌سرمایه‌ای و حق‌الزحمه پیمانکار که از پیش تعیین شده است با فروش نفت یا گاز تولیدی میدان و به موجب «قرارداد بلندمدت فروش نفت یا گاز» به عنوان یکی از ضمائم قرارداد بای‌بک، محقق می‌شود.

۲. قرارداد نفتی ایران (IPC)

یکی از بحث‌هایی که در زمان توافق ۵+۱ در محافل علمی و تخصصی مطرح بود ، بهینه‌سازی سازوکار قراردادی اجرای پروژه در بخش بالادستی صنایع نفت و گاز در ایران است. بدین منظور سمیناری نیز در فوریه ۲۰۱۴ در تهران برگزار شد و برخی از شروط قرارداد نفتی جدیدی که «کمیته بازنگری قراردادهای نفتی» تدوین نموده است، تحت عنوان «قرارداد نفتی ایران»، (قرارداد نوع چهارم) رونمایی شد. همچنین قراردادی هم تحت این قال با شرک فرانسوی توتال امضا شد که بعدا با خروج ایلات متحد از برجام و اعمال تحریم های ثانویه، منتفی گردید.

این قرارداد که در پاسخ به نارسایی‌ها و خلأ‌های موجود در نسل‌های مختلف قرارداد بیع متقابل تهیه شده، تلاشی است که در شروع ایجاد یک تحول در قراردادهای نفتی ایران مؤثر خواهد بود. از سوی دیگر مجلس شورای اسلامی نیز در قوانینی که در چند سال گذشته تصویب نموده به‌ویژه قانون «وظایف و اختیارات وزرات نفت» مصوب ۱۹/۲/۱۳۹۱، نقش مهمی در این تحول داشته است.

قرارداد نفتی ایران، از حیث ماهوی بیانگر نوع جدیدی از قراردادهای نفتی در ردیف قراردادهای امتیازی، مشارکت در تولید، خدمت و جوینت‌ونچر نبوده و حداکثر قراردادی هیبرید است که از برخی عناصر جوینت‌ونچر (در ارتباط با نحوه اجرای عملیات نفتی) و سازوکار بازیافت هزینه‌ها در قراردادهای مشارکت در تولید (تخصیص نفت هزینه‌ای به پیمانکار) تشکیل یافته است.

مطابق قرارداد IPC در مرحله اکتشاف، شرکت ملی نفت ایران و پیمانکار به منظور اجرای عملیات، اقدام به تشکیل شرکت عملیاتی اکتشافی نموده و عملیات اکتشاف با سرمایه‌گذاری و ریسک‌پذیری انحصاری پیمانکار، تحت هدایت و راهبری او اجرایی می‌شود. شرکت ملی نفت ایران نیز به عنوان شریک فنی و بدون آنکه در هزینه‌ها و ریسک‌های این عملیات شریک شود، در کنار پیمانکار قرار خواهد گرفت. در صورتی‌که عملیات اکتشاف به کشف میدان تجاری منجر نشود، هزینه‌هایی که پیمانکار در راستای اجرای عملیات متحمل شده بازپرداخت نخواهد شد، ولی در صورت کشف میدان تجاری، هزینه‌های پیمانکار در مرحله اکتشاف به مرحله توسعه منتقل و در دوره استهلاک، بازیافت می‌شود.

با اجرای عملیات ارزیابی و احراز کشف میدان تجاری، پروژه وارد مرحله توسعه می‌شود. در این مرحله نیز به منظور اجرای عملیات، شرکت عملیاتی توسعه‌ای تشکیل شده و کلیه هزینه‌ها و ریسک‌های عملیات توسعه در این مرحله، بر عهده شرکت نفتی بین‌المللی یا پیمانکار بوده و این عملیات تحت هدایت و راهبری او اجرایی می‌شود.

شرکت ملی نفت ایران نیز به عنوان شریک فنی و بدون آنکه در هزینه‌ها و ریسک‌های این عملیات شریک شود، در کنار پیمانکار قرار خواهد گرفت. کلیه هزینه‌های سرمایه‌ای مستقیم و هزینه‌های غیرمستقیم عملیات توسعه که به وسیله پیمانکار و از طرف شرکت ملی نفت ایران تعهد و پرداخت شده است، به همراه هزینه‌های پول (هزینه‌های بانکی)، از محل تولیدات قابل تخصیص به شرکت مزبور، مستهلک خواهد شد؛ بنابراین برخلاف مرحله اکتشاف که مشارکت شرکت ملی نفت ایران صرفاً جنبه عملیاتی و انتقال دانش فنی، مدیریتی و تکنولوژیک داشته و مشارکت در سرمایه‌گذاری محقق نمی‌شود. در مرحله توسعه، به‌رغم اینکه کلیه ریسک‌ها و هزینه‌های اجرای عملیات با پیمانکار است، برحسب میزان سهام شرکت ملی نفت در این عملیات، پیمانکار سهم سرمایه‌گذاری شرکت مزبور را متقبل شده و متعاقباً این هزینه‌ها را از محل تولیدات قابل تخصیص به این شرکت مستهلک خواهد نمود.

سازوکار اجرای عملیات تولید، در مقایسه با عملیات اکتشاف و توسعه از تنوع بیشتری برخوردار است. بر این اساس ممکن است: ۱) عملیات تولید با حمایت‌ها و مساعدت‌های فنی و مالی لازم از سوی پیمانکار، به وسیله شرکت ملی نفت ایران یا یکی از شرکت‌های وابسته به او اجرا شود؛ ۲) شرکت عملیاتی توسعه‌ای، اجرای عملیات تولید را نیز برعهده گیرد؛ ۳) به منظور اجرای عملیات تولید و اداره میدان، یک شرکت عملیاتی تولیدی تأسیس شود و شرکت عملیاتی توسعه‌ای که قبلاً در مرحله توسعه ایجاد شده، شرکت مزبور را از حیث مالی و فنی حمایت کند.

سرانجام مطابق این مدل قراردادی، اجرای عملیات نگهداشت ظرفیت تولید و ارتقا و بهبود بازیافت نفت بر عهده شرکت عملیاتی تولیدی خواهد بود و این شرکت گزارش مربوط به این عملیات را به شرکت عملیاتی توسعه‌ای که قبلاً در مرحله توسعه ایجاد شده، ارائه و شرکت اخیر از حیث مالی و فنی مساعدت‌های لازم را به عمل خواهد آورد. با اتمام دوره پرداخت که بر حسب شرایط هر میدان بین ۱۵ تا ۲۰ سال از تاریخ آغاز تولید اولیه از میدان متغیر است، قرارداد خاتمه خواهد یافت.

راجع به نوع شرکت‌های اکتشافی و توسعه‌ای مشترک سخنی نیز شرکت تولیدی مشترک، به صورت یک شرکت عملیاتی مشترک غیر‌انتفاعی تشکیل می‌شود ( ن.ک: کتاب حقوق سرمایه گذاری خارجی در پرتو قانون و قراردادهای سرمایه گذاری، دفتر سوم، حاتمی و کریمیان، ۱۳۹۴).