وبلاگ

امروزه گرایش غالب در بسیاری از کشورهای نفت خیز، جدایی بین مرحله اکتشاف و توسعه در صنعت نفت و گاز است. در قراردادهای خدماتی با خطرپذیری پیمانکار، اصولاً پیمانکار خارجی بعداز طی دوره اکتشاف، چنانچه به مخازن قابل استخراج و استحصال و با حجم تجاری قابل قبول دسترسی پیدا کند، می ­تواند با ارائه پیشنهاد جدید مبادرت به انعقاد قرارداد ناظر به مرحله توسعه کند. اگرچه در این نوع قراردادها- که مبانی آن در قراردادهای بیع متقابل به صورت مشخص متبول شده است- به نظر می­رسد که ریسک عملیات اکتشافی به عهده شرکت خارجی است. در صورت کشف منابع نفت و گاز قابل استحصال به صورت تجاری، این حق برای شرکت نفتی خارجی ایجاد می­ شود که بتواند محل توسعه و تولید میدان و فروش آتی نفت آن، نسبت به بازپرداخت هزینه­ های سرمایه ­گذاری خود اقدام کند.

ب) خطرپذیری مشترک: در زمینه­هایی که اصولاً امکان اکتشاف به حد ضعیف وجود داشته باشد و یا از نقطه نظر تجاری، مطلوب سرمایه ­گذاران خارجی نباشد دو طرف در ریسک­های موجود شرکت ‌می‌کنند.

ج) قراردادهای نفتی با خطرپذیری دولت میزبان: در این نوع از قراردادها، دولت میزبان تمامی ریسک­های مربوط به عدم اکتشاف و استخراج را بر عهده ‌می‌گیرد، قرارداهای خدماتی محض (قراردادهای صرفاً خدماتی) نمونه ­ای از این قراردادها تلقی می­ شود؛ چه اینکه به موجب قراردادهای فوق دولت میزبان با تأمین منابع مالی در صدد انعقاد قرارداد پیمانکاری در قالب قراردادهای طراحی، ساخت، تولید، نصب و راه ­اندازی بوده و با انعقاد قراردادی کامل، طراحی مهندسی، تأمین کالا و ساخت به صورت «کلید در دست» تمام هزینه­ های ناشی از عدم استخراج را به عهده ‌می‌گیرد.

ریسک نرخ بازگشت سرمایه مربوط به مدل ایرانی قراردادهای بیع متقابل با بررسی می‌دانی قرارداد منعقده با شرکت شل چین است: «نرخ واقعی بازگشت سرمایه شرکت «شل» برای وی یک تهدید واقعی است که با حضور شرکت نفتی بین ­المللی در ایران صنعت نفت و گاز ایران از طـریق قرارداد خدماتی بیع متقابل ایجـاد می­گردد، معذلک در این تحقیق مدل تقسیم ریسک جدل نقدینگی^[۸۵]، پیشنهاد می­ نماید که قابلیت تغییر و بهینه­ سازی قرارداد با تقسیم ریسک وجود دارد. در واقع هنگامی که قرارداد خدماتی بیع متقابل با سرریز هزینه­ ها و تأخیر وی مواجه می­گردد، شرکت ملی نفت ایران می ­تواند از طریق افزایش متناسب حق­الزحمه پیمانکار و پذیرش تأخیرات حاصله و پوشش هزینه­ های اضافی، ریسک شرکت­های نفتی بین ­المللی را کاهش دهد، از این رو به وسیله اصلاح قراردادهای مذکور در تقسیم ریسک، شرکت­های نفتی به نرخ واقعی بازگشت سرمایه نزدیک­تر شده حتی زمانی که قرارداد با سر ریز هزینه­ ها یا تأخیر مواجه می­گردد. در این فرض نرخ واقعی بازگشت سرمایه از نرخ قراردادی مورد توافق تجاوز خواهد کرد. چنانچه شرکت ملی نفت ایران تمایل به ادامه به کارگیری از مدل قراردادی مذکور (بیع متقابل) را داشته باشد، اصلاحات مذکور به منظور ایجاد انگیزه برای شرکت­های نفتی بین ­المللی جهت سرمایه ­گذاری در صنعت نفت و گاز ایران اجتناب­ناپذیر و حیاتی به نظر
می­رسد»^[۸۶]

۲-۳-۳٫ بازپرداخت هزینه­ های نفتی از طریق تخصیص بخشی از محصولات میدان و یا عواید آن

یکی از دلایل مهم ورود شرکت­های نفتی به صنایع بالادستی کشور، هزینه­ های بسیار سنگین اکتشاف و استخراج تولید در میادین نفتی است به همین دلیل این شرکت­ها متعهد به تامین سرمایه بوده و با سرمایه اولیه خود و یا اخذ وام از بانک­ها و نهادهای بین ­المللی، تأمین مالی این قبیل پروژه­ ها را بر عهده گرفته و در ازای آن، انتظار دریافت سودی مناسب را دارند. در این خصوص گفته شده است که قراردادهای نفتی باید به نحوی تنظیم شود که کلیه منابع مالی مورد نیاز توسط پیمانکار خصوصی اعم از داخلی و خارجی تأمین شود و بعد از اجرای قرارداد و تحقق تولید، بازگشت سرمایه و سود پیمانکار از عواید اجرای همان قرارداد انجام شود. از این رو در قراردادهای خدماتی (بیع متقابل) عوض تعهدات در صورت استخراج، همانا اخذ سود سرمایه ­گذاری بدون تعلق سهمی از نفت و گاز تولیدی است، ‌بنابرین‏ در قراردادهای فوق اصولاً شرکت پیمانکار نفتی خارجی در قالب «موافقتنامه دراز مدت فروش نفت خام»^[۸۷] هزینه­­ها و سود معهود را دریافت می­ کند.^[۸۸] هزینه ­هایی که شرکت سرمایه­ گذار نفتی انجام می­دهد، عبارت است از:

الف) هزینه­ های سرمایه­ای: هزینه ­هایی که پیمانکار ‌بر اساس مفاد قرارداد از تاریخ مؤثر شدن قرارداد تا اتمام عملیات توسعه متحمل می­ شود. این هزینه مستقیماً و ضرورتاً در ارتباط با اجرای عملیات توسعه ‌بر اساس کارها و خدماتی است که در برنامه کلان توسعه پیش ­بینی شده است.