اتخاذ هرگونه رويکرد راهبردی برای بازآرايی صنعت نفت کشور در آينده بدون ملاحظه‌ی اين روندها و گرايش‌ها بسيار دشوار خواهد بود. برخی از مهم‌ترین روندهايی که به‌خصوص در تحولات ساختاری و توسعه‌ی صنعت نفت کشور تأثيرگذار است، عبارتنداز:
۱ـ آزادسازی و تجاری شدن فعاليت‌های اقتصادی که منجر به کاهش نقش و سهم دولت‌ها در امور و تصدی‌های اقتصادی شده است و نيز توسعه‌ی بخش خصوصی (خصوصی‌سازی) در صنايع مختلف اقتصادی کشورها.
۲ـ افزايش نقش و سهم شرکت‌های چندمليتی در اقتصاد جهانی و شکل‌گيری تدريجی بنگاه‌های بزرگ بين‌المللی در کشورهای تازه‌صنعتی‌شده که مجموعاً موجب جريان يافتن گسترده‌ی سرمايه و تکنولوژی به کشورهای مختلف شده است.
۳ـ تحولات تکنولوژی و ظهور فناوری‌های تازه در عرصه‌های گوناگون ازجمله در زمینه‌ی اطلاعات و انفورماتيک و مبادله‌ی آن در سطوح بين‌المللی.
۴ـ توسعه‌ی بازارهای مالی از طريق آزادسازی مالی در سطح جهانی، اشاعه‌ی تکنولوژی اطلاعات، گسترش سرمايه‌گذاری‌های خارجی و همکاری‌های اقتصادی – فنی در قالب قراردادهای مختلف رايج در سطح بين‌المللی.
۵ـ رشد تقاضای انرژی در جهان، افزايش سهم کشورهای در حال توسعه در مصارف انرژی و تغيير در سهم حامل‌های انرژی در جهت استفاده‌ی بيشتر از گاز طبيعی. [۱]
در چنين شرايطی و با در نظر گرفتن محدوديت‌ها و افق‌های پيش روی صنايع نفت و گاز کشور، مهم‌ترین اقدامات به‌منظور انجام تغييرات ساختاری در اين صنايع شامل موارد ذيل است:
۱ـ رقابتی کردن بنگاه‌ها و سازمان‌های تابعه‌ی وزارت نفت به‌منظور ورود به شرايط جديد منطقه‌ای و بين‌المللی.
۲ـ نهادسازی در جهت شفافيت هزينه‌ها و قيمت‌گذاری منطقی محصولات صنعت نفت.
۳ـ فراهم آوردن شرايط لازم برای تأمین مالی پروژه‌های نفت و گاز با استفاده از سرمايه و تکنولوژی خارجی.
می‌توان گفت حرکت در جهت جهانی شدن صنعت نفت و گاز ايران، در واقع بايد برنامه‌ای باشد برای استفاده از شرايط موجود منطقه‌ی خاورميانه، آسيای مرکزی، اروپا و ساير کشورهايی که مصرف‌کنندگان اصلی نفت هستند. برنامه‌های اجرايی در قالب راهبردها و سياست‌های فوق، تهيه و پس از اخذ مجوزهای لازم از مراجع ذی‌ربط به اجرا گذاشته شده، که مهم‌ترین آنها به شرح ذيل است:
۱ـ تفکيک کامل فعاليت‌های بالادستی صنعت نفت از فعاليت‌های پايين‌دستی.
در نخستين گام و با فعاليت شرکت ملی پالايش و پخش به‌عنوان شرکت مادر تخصصی در زمینه‌ی پالايش، انتقال و پخش فرآورده‌های نفتی و تداوم فعاليت شرکت‌های گاز و پتروشيمی، حوزه‌ی فعاليت شرکت ملی نفت ايران، منحصر به مخازن گاز و نفت، توليد و بازيافت مخازن، توسعه و اکتشاف و مطالعه‌ی مخازن شد.
۲ـ انجام اصلاحات ساختاری در درون هر يک از چهار شرکت اصلی، شرکت ملی نفت ايران، شرکت ملی گاز ايران، شرکت ملی صنايع پتروشيمی و شرکت ملی پالايش و پخش فرآورده‌های نفتی ايران
عمده‌ترين طرح‌های موضوع قراردادهای سرمايه‌گذاری بيع متقابل در صنايع نفت ايران در اين دوران عبارت بوده‌اند از:
[۲] الف) طرح‌های توسعه‌ی نفت که مشتمل بر طرح توسعه‌ی ميادين دارخوين، اهواز بنگستان، آغاجری، چشمه‌خوش، مسجدسلیمان، سروستان، جفير، زاگرس (ريک، شوروم)، پايدار و پايدار غرب (مشترک)، فيروزان (مشترک)، هنديجان، دهلران (مشترک)، اسفنديار (مشترک)، نوروز و سروش[۳] و پارس جنوبی، [۴] بلال، سلمان، سيری، درود.
ب) ميادين گازی (تنگ‌بيجار، هنگام، عسلويه، سلمان (مشترک)، فازهای ۴ و ۵ پارس جنوبی (شيرين) – مشترک
و فازهای ۶ و ۷ و ۸ پارس جنوبی (ترش) – مشترک
ج) طرح‌های پالايشی شامل:
۱ـ پالايشگاه آبادان
۲ـ پالايشگاه مايعات گازی بندرعباس
۳ـ واحد تصفيه گاز پالايشگاه لاوان
پيدايش قراردادهای بيع متقابل در ايران:
جايگاه حقوقی قراردادهای بيع متقابل قراردادهای بيع متقابل از لحاظ حقوقی در گروه قراردادهای تجارت متقابل قرار می‌گيرد. لذا برای شناخت ماهيت حقوقی آنها لازم است قراردادهای تجارت متقابل نيز مورد توجه قرار گيرند. تعاريف مختلفی از قراردادهای تجارت متقابل ارائه شده است.
در گزارشی تحقيقی كه كميسيون حقوق تجارت بين‌الملل سازمان ملل متحد UNCITRAL در مورد قراردادهای بین‌المللی تجارت متقابل تهيه كرده است، قراردادهای مزبور را اينچنين تعريف كرده است: «معاملات تجارت متقابل عبارتند از ترتيبات قراردادی بين‌المللی كه به‌موجب آن، یک‌طرف كالا يا ساير اقلام دارای ارزش اقتصادی، از قبيل خدمات يا تكنولوژی را تأمین می‌كند و در عوض، از طرف مقابل ميزان مورد توافقی از كالا يا ساير اقلام دارای ارزش اقتصادی را خريداری كرده يا ترتيب خريد آنها توسط شركتی تعیین‌شده توسط وی را فراهم می‌سازد». قراردادهای تجارت متقابل بر چند گونه‌اند كه قرارداد خريد متقابل، تهاتر، پاياپای و بيع متقابل مهم‌ترین آنها به شمار می‌روند. [۵] با توجه به اينكه رايج‌ترين نوع قراردادی از اين نوع در ايران بيع متقابل است، صرفاً به بررسی قراردادهای بيع متقابل متمركز می‌شويم. قراردادهای بيع متقابل عبارتند از: «معاملاتی كه در آن یک‌طرف تأمین‌کننده‌ی امكانات توليد شامل لوازم توليد، تكنولوژی يا خدمات از قبيل آموزش كاركنان است و طرفين توافق می‌كنند كه تأمین‌کننده‌ی امكانات مزبور يک شخص ديگر تعیین‌شده توسط وی، محصول نهايی امكانات مزبور را خريداری كند.»
الف) مدل توسعه‌ای:
قراردادهای بيع متقابل توسعه‌ای كه با توجه به الزامات و محدوديت‌هايی كه در مبحث قبل اشاره شده طی چند سال اخير در بخش نفت و گاز ايران متداول گرديده و مبنای تنظيم چندين قرارداد قرار گرفته است از ويژگی‌های خاصی برخوردار است. مهم‌ترین ويژگی‌های چهارچوب آنها را می‌توان به شرح زير خلاصه و ارائه نمود:
۱. مالكيت و حاكميت كشور بر منابع نفت و گاز محفوظ، و پيمانكار هیچ‌گونه حقوقی نسبت به مالكيت بر مخازن و توليد ندارد و به همین لحاظ نمی‌تواند قراردادهای بيع متقابل را به‌عنوان افزايش ذخيره و توليد آن ميدان ثبت و عرضه نمايد.
۲. پيمانكار مسئوليت تأمین كل سرمايه‌ی اجرايی طرح‌های توسعه‌ای را عهده‌دار می‌باشد.
۳. بازپرداخت هزينه‌های سرمايه‌ای و غير سرمايه‌ای به انضمام هزينه‌های مربوط از محل درآمد حاصل از فروش نفت و يا گاز همان پروژه صورت می‌گيرد.
۴. مسئوليت اجرای كامل پروژه تا مرحله‌ی توليد و تأمین كليه‌ی ماشین‌آلات و تجهيزات فنی تكنولوژی و كارشناسان مورد نياز اجرايی پروژه به عهده‌ی پيمانكار است.
۵. پيمانكار ريسک مخزن و توليد از ميدان را عهده‌دار بوده و در صورت عدم تحقق توليد پیش‌بینی شده ضمن توجيه جريمه‌ی پيش‌بينی شده نسبت به حق‌الزحمه كليه‌ی ريسک عدم بازپرداخت سرمايه‌گذاری را عهده‌دار خواهد بود.
۶. تحويل پروژه پس از تكميل و اجرای تمامی تعهدات قراردادی به شركت نفت و كنترل عمليات توليدی پس از راه‌اندازی طرح توسط شركت ملی نفت ايران؛ در مرحله‌ی توليد و در دوران بازپرداخت سرمايه‌گذاری شركت نفت می‌تواند از خدمات مشاوره‌ای و كمک‌هاک فنی پيمانكار در موارد نياز استفاده کند.
۷. كميته مشترک مديريت (JMC) مركب از سه يا پنج نفر از نمايندگان طرفين پيمانكار و كارفرما جهت مديريت و اجرای پروژه و نظارت بر عملكرد و توليد پس از اجرای پروژه كه هر سه ماه یک‌بار تكميل می‌شود.
۸. اجراي پروژه بر اساس شرح كار (MDP) مورد تأييد شركت ملی نفت ايران به‌عنوان ناظر قرارداد بوده و هرگونه تغير احتمالی بعدی در شرح‌كار در كميته‌ی مديريت پروژه مورد تصمیم‌گیری قرار خواهد گرفت.
۹. هزينه‌ی اجرايی پروژه بر اساس شرح‌كار در قرارداد مشخص بوده و پيمانكار ريسک افزايش هزينه‌ی سرمايه‌گذاری از سقف تعیین‌شده را به عهده دارد.
۱۰. هزينه‌های بانكی و بهره سرمايه‌گذاری پروژه بر اساس نرخ‌های رسمی بین‌بانکی لندن (Libor) به‌اضافه‌ی درصد بسيار محدودی افزايش تعيين می‌شود.
۱۱. علاوه بر هزينه‌های سرمايه‌ای و غير سرمایه‌ای، بهره‌ی بانكی و هزينه‌های جاری توليد در دوران محدود راه‌اندازی پيمانكار مبلغ ثابتی به‌عنوان حق‌الزحمه مشتمل بر سود و حق مديريت دريافت خواهد نمود. مبالغ مذكور به‌صورت اقساط ماهيانه‌ی مساوی طی دوره‌ی محدود بازپرداخت سرمايه‌گذاری پس از شروع بهره‌برداری از محل حداكثر ۶۰% درآمد فروش به پيمانكار بازپرداخت می‌گردد. در صورت عدم تحقق بازپرداخت اقساط به دلیل قيمت پایين فروش نفت خام حداكثر سه سال به مدت‌زمان بازپرداخت تمديدشده و پس از انقضاء اين مدت عدم بازپرداخت به عهده‌ی پيمانكار است.
——————-
پی‌نویس:
۱ـ نفت و توسعه (۳) گزارش اهم فعاليت‌های وزارت نفت (۱۳۷۸ تا ۱۳۸۱) ص ۱۱ و ۱۲.
۲ـ کالبدشکافی سرمايه‌گذاری‌های صنعت نفت (قراردادهای بيع متقابل)، گروه نويسندگان،انتشارات کوير، ۱۳۷۹.
۳ـ اين قرارداد در سال ۱۳۷۸ بين شرکت ملی نفت ايران و شرکت «رويال داچ شل» در قالب قرارداد خريد خدمت و بر اساس شرايط بيع متقابل منعقد شد.
۴ـ توسعه ميدان مشترک گازی پارس جنوبی به‌عنوان يکی از مهم‌ترین طرح‌های برنامه دوم توسعه با هدف جلوگيری از مهاجرت گاز و ميعانات گازی، تأمین گاز مورد نياز کشور با توجه به نياز روزافزون جايگزينی گاز طبيعی و همچنين به علت صرفه‌های اقتصادی و آلودگی کمتر و… مورد توجه قرار گرفت. اين ميدان که در يکصد کيلومتری جنوب غربی بندر عسلويه در خليج فارس واقع شده است، با کشور قطر مشترک است. علاوه بر مراحل ۱، ۲ و ۳ طرح توسعه ميدان گازی پارس جنوبی، شرکت ملی نفت ايران برای افزايش ظرفيت بهره‌برداری از اين ميدان، مراحل متعدد ديگری را نيز به مرحله‌ی اجرا گزارده است.
۵ـ کالبدشکافی سرمايه‌گذاری‌های صنعت نفت، ص۱۵۰.
سيد محمدزمان درياباری – مدرس دانشگاه و وكيل پایه یک دادگستری
منبع: روزنامه اطلاعات – دوشنبه ۱۰ خرداد ۱۳۹۵