ابلاغ شرایط عمومی،ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز

کد خبر: ۲۳۵۶۸۶

تاریخ: ۱۹ آبان ۱۳۹۴ - ۲۰:۰۳

معاون اول رییس جمهوری مصوبه دولت در خصوص شرایط عمومی،ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز را ابلاغ کرد.

هیات وزیران در جلسه 8/7/1394 به پیشنهاد وزارت نفت و به استناد جز (3) بند (ت) ماده (3) و ماده (7) قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت - مصوب 1391- شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز را به شرح زیر تصویب کرد:

*شرایط عمومی،ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز
ماده 1- اصطلاحات زیر در این تصویبنامه در معانی مشروح مربوط به کار میروند و سایر اصطلاحاتی که در این تصویبنامه تعریف نشده است،تابع تعاریف مندرج در
قانون نفت - مصوب -1366- و قانون اصلاح قانون نفت -مصوب 1390- بوده و در سایر موارد، تعاریف تابع قوانین و مقررات مربوط در ایران میباشند و در مواردی که در قوانین و مقررات تعاریفی وجود ندارد، تابع عرف تخصصی در صنعت جهانی نفت میباشد.
الف- شرایط عمومی: اصول و شرایط عمومی و ساختارهای حاکم بر قراردادهای بالادستی.
ب- نفت: هیدروکربورهایی که به صورت نفت خام، میعانات گازی، گاز طبیعی، قیر طبیعی، پلمه سنگهای نفتی و ماسه‏های آغشته به نفت به حالت طبیعی یافت شده و یا طی
عملیات بالادستی به دست میآید.
پ- میدان نفتی یا گازی: هر یک از منابع و یا مخازن زیرزمینی یا روزمینی در تقسیمات داخل سرزمین، آبهای داخلی، ساحلی، فلات قاره و بین المللی مجاور مرزهای کشور و آبهای آزاد بینالمللی که احتمال وجود نفت در آن است و مشخصات فنی و مختصات جغرافیایی آن توسط وزارت نفت مشخص می شود.
ت- میدان یا مخزن تجاری: میدان یا مخزنی که با رعایت تولید صیانتی و با لحاظ نمودن قیمتهای نفت و دیگر محصولات جانبی آن میدان یا مخزن بتواند کلیه هزینه های مستقیم،
غیرمستقیم و تأمین مالی پیشبینی شده جهت اکتشاف، توسعه، بهرهبرداری، همچنین دستمزد و سود طرف دوم و دیگر هزینه های جانبی مربوط در طول دوره قرارداد را پوشش داده و نرخ های بازگشت سرمایه مورد انتظار و منطقی برای هر یک از طرف های قرارداد را تامین نماید. اثبات
تجاری بودن میدان یا مخزن بر عهده پیمانکار است. مبانی و شاخص های متداول و خودکار جهت تعیین تجاری بودن میدان یا مخزن توسط وزارت نفت تعیین شده و در اسناد مناقصه حسب مورد به اطلاع متقاضیان رسیده و در قرارداد مربوط نیز منظور می‏گردد.
ث- میدان کشف شده (Green Field): میدان نفتی یا گازی کشف شده توسط شرکت ملی نفت ایران یا توسط شرکتهای دیگر برای شرکت ملی نفت ایران کشف شده و آماده ورود به مرحله توسعه میباشد.
ج- میدان در حال تولید(Brown Field): میدانی که قبلا به بهرهبرداری و تولید رسیده است.
چ- مخزن: هر کدام از تاقدیس ها و یا ساختمانهای چینهای و یا هرگونه تله ساختاری حاوی هیدروکربور و یا ترکیبی از آنها که دارای خواص سنگ، سیال و فشار مستقل باشد.
ح- مخزن در حال تولید(Brown Reservoir): مخزنی که تاریخچه تولید تجاری هیدروکربور داشته باشد.
خ- مخزن کشف شده و توسعهنیافته (Green Reservoir): مخزن کشف شدهای که تاکنون تولید تجاری هیدروکربور در آن صورت نگرفته است.
د- طرف اول قرارداد: شرکت ملی نفت ایران یا شرکت های تابعه آن به نمایندگی از آن شرکت که در این تصویبنامه به عنوان 'کارفرما' نیز نامیده میشود.
ذ- طرف دوم قرارداد: شرکت یا مشارکتی از شرکتهای صاحب صلاحیت نفتی که جهت سرمایهگذاری و انجام هریک از عملیات اکتشاف، توصیف، توسعه، تولید و بهرهبرداری و اجرای
طرحهای بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت یا همه آنها به صورت پیوسته، طی فرآیند قانونی انتخاب و قرارداد مربوط را امضا کرده که در این تصویبنامه به عنوان 'پیمانکار' نیز نامیده میشود.
ر- بلوک یا محدوده اکتشافی: منطقه جغرافیایی تعریف شده توسط شرکت ملی نفت ایران که به تأیید وزارت نفت رسیده و جهت انجام عملیات اکتشافی نفت انتخاب شده و منطقه قرارداد با طرف دوم قرارداد جهت کشف میدان یا مخزن تجاری میباشد.
ز- حداقل تعهدات اکتشافی (Minimum Exploration Obligation): حداقل عملیات اکتشافی شامل انواع عملیات لازم مانند مطالعات زمین شناسی، ثقل سنجی، لرزهنگاری، حفاری، ارزیابی مخازن با هدف کشف میدان یا مخزن تجاری و انجام حداقل سرمایه گذاری لازم جهت عملیات مذکور در مدت مقرر در قرارداد که توسط طرف دوم قرارداد تعهد میگردد.
ژ- برنامه توسعه(Development Plan (DP)): برنامه توسعه میدان یا مخزن که در شروع مرحله توسعه اعم از میدانها یا مخزنهای کشف شده، انجام عملیات بهبود و افزایش ضریب بازیافت
میدانها یا مخزنهای در حال تولید مورد تایید طرفین قرارداد واقع شده و متناسب با یافته های جدید در هنگام توسعه و رفتار واقعی میدان یا مخزن در مراحل تولید قابل بازنگری می باشد.
س-تولید اولیه(First Production): میزان تولید تعریف شده در برنامه توسعه
میدان یا مخزن که در مرحله اول عملیات توسعه یا عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت و
بر اساس برنامه مربوط حاصل می شود.
ش- هزینه های مستقیم سرمایهای ((DCC) Direct Capital Cost): کلیه هزینه های سرمایه های لازم جهت توسعه، بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت مخزن، از جمله کلیه هزینه های مهندسی، حفاری، احداث تمام تأسیسات روزمینی و زیرزمینی لازم برای قابل بهرهبرداری کردن میدان یا مخزن نظیر تاسیسات فرآوری، انتقال، تزریق، تاسیسات فرآیندی و جنبی و راهاندازی کلیه واحدها، هزینه انجام شده در مرحله اکتشاف در صورت تجاری بودن میدان و نیز انجام مرمت،
بازسازیها و نوسازیهای لازم در میدانها یا مخزنهای در حال تولید.
ص- هزینه های غیرمستقیم (IDC)) Indirect Cost): کلیه هزینه هایی که به دولت، وزارتخانهها و موسسات عمومی از جمله شهرداریها از قبیل انواع مالیات ها، عوارض، گمرک و بیمه تامین اجتماعی و نه محدود به آنها پرداخت میشود.
ض- هزینه تامین مالی ((CoM) Cost of Money): هزینه های تامین مالی طرف دوم قرارداد به میزان و شرایطی که در قرارداد تعیین می شود.
ط- هزینه های بهرهبرداری ((Opex) Operating Costs): کلیه مبالغی که طرف دوم قرارداد طبق قرارداد،برای انجام عملیات بهرهبرداری و بر اساس شرایط مندرج در قرارداد و
استانداردهای حسابداری هزینه میکند.
ظ- دستمزد(Fee): رقمی که متناسب با هر بشکه تولید اضافی نفت خام از میدان ها یا مخزنهای نفتی و یا هر هزار فوت مکعب تولید اضافی گاز از میدان ها یا مخزنهای گازی مستقل و حسب مورد هر بشکه میعانات گازی اضافی، ناشی از عملیات طرف دوم قرارداد
تعیین می شود.
ع- شرکت عملیاتی مشترک ( (Joint operating companyیا موافقتنامه عملیاتی مشترک(Joint Operating Agreement): شرکت و یا هرگونه مشارکت مجاز که براساس قوانین جمهوری اسلامی ایران توسط طرف دوم قرارداد در ایران (با مشارکت شرکتهای صاحب
صلاحیت ایرانی) به ثبت رسیده و یا منعقد می‏گردد و تحت نظارت و با پشتیبانی کامل فنی و مالی طرف دوم قرارداد، مسوولیت انجام کلیه عملیات توسعه و بهرهبرداری از تاسیساتی که به موجب قرارداد برای تولید نفت و گاز و دیگر فرآوردههای جنبی احداث می شود را بر عهده میگیرد. تشکیل این شرکت و واگذاری اجرای قرارداد به آن، رافع هیچ یک از مسئولیتهای طرف دوم قرارداد نیست.
غ- خط پایه تخلیه (Depletion Base Line): در برنامه و نمودار تولید هر میدان یا مخزن نفتی یا گازی (Production Profile) که بر اساس شرایط مخزنی طراحی میگردد، خط فرایند تخلیه میدان یا مخزن پس از عبور از دوره تولید حداکثر تا تخلیه کامل میدان یا مخزن در حالت عدم اجرای طرحهای بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت (EOR & IOR) که مورد پذیرش
طرفهای اول و دوم قرارداد قرار میگیرد به عنوان خط پایه تخلیه در قراردادهای مربوط
تعریف میشود.
ف- نفت، گاز یا میعانات گازی اضافی(Incremental Oil, Gas, Condensate): میزان تولید نفت یا گاز میدان یا مخزن برای هر دوره مالی از میدانها یا مخزنهای کشف شده و یا میزان نفت، گاز و یا میعانات گازی تولید شده مازاد بر خط پایه تخلیه از میدان یا مخزن در حال تولید نفت، گاز و یا میعانات گازی اضافی.
تبصره- در مواردی نظیر میدانها یا مخزنهای گازی در حال تولید و برای عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت حسب مورد میعانات گازی اضافی نسبت به خط پایه تخلیه
میتواند مبنای محاسبه قرار گیرد.
ق- عملیات بهبود ضریب بازیافتImproved Oil Recovery (IOR)) ): مجموعهای از عملیات که منجر به نگهداشت تولید یا بهبود ضریب بازیافت و یا سرعت در
بهرهبرداری می شود و میتواند در همه مراحل تولید در طول عمر میدان یا مخزن حسب مورد انجام شود (از قبیل انجام مطالعات تکمیلی زمینشناسی، مهندسی نفت و مخازن، اجرای طرحهای ژئوفیزیک و لرزهنگاریهای سه و یا چهار بعدی حسب نیاز، طراحی و اجرای پروژههایی نظیر
حفاریهای جدید (infill Drilling)، به کارگیری فناوریهای پیشرفته حفاری نظیر استفاده از
حفاریهای چندجانبه و هوشمند، تزریقهای گاز (Gas Lift) و آب به میدانها یا مخزنها، ایجاد شکاف در مخزن(Fracturing)، استفاده از پمپ‏های درون چاهی، بهبود روشهای حفاری و استفاده حداکثر از حفاریهای افقی و نظایر آن).
ک- عملیات افزایش ضریب بازیافت (Enhanced Oil Recovery): به کارگیری انواع فناوری‏های پیشرفته روز دنیا شامل مطالعات و طراحی روشهای بهینه مهندسی مخازن و
بهرهبرداری، به کارگیری انواع تزریقها حسب نیاز میدان یا مخزن مانند تزریق بخار،
مواد شیمیایی همچون پلیمرها، تزریق CO2 و نظایر آن، کاربرد فناوریهای تکمیلی درهر مرحله حسب ضرورت و نظایر آن که منجر به افزایش ضریب بازیافت نفت، گاز و یا میعانات گازی در طول عمر میدان یا مخزن میگردد.
گ- منطقه قراردادی (Contract Area): منطقه جغرافیایی با مختصات معین که در قرارداد برای انجام عملیات موضوع قرارداد تعیین میگردد.
ل- سقف باز هزینههای سرمایهای(Open Capex): انعطافپذیر بودن میزان هزینههای سرمایهای نسبت به رفتار و واقعیتهای میدان، تحولات واقعی بازار در چارچوب برنامه مالی عملیاتی سالانه تصویب شده و همچنین نیاز به سرمایهگذاریهای ضروری بعدی جهت بهبود راندمان و بهرهوری میدان.
م- برنامه مالی عملیاتی سالانه: برنامهای که در چارچوب طرحهای عملیاتی و اصلاحات و بازنگریهای لازم ناشی از واقعیت‏های پروژه و رفتار واقعی میدان توسط طرف دوم قرارداد تهیه و به تصویب طرف اول قرارداد میرسد. تصویب این برنامه از سوی طرف اول قرارداد نهایی بوده و جهت اجرا توسط طرف دوم قرارداد ابلاغ میگردد.
ماده 2- قراردادهای موضوع این تصویبنامه به سه دسته تقسیم میشوند:
الف- دسته اول: قراردادهای اکتشاف و در صورت کشف میدان یا مخزن تجاری، توسعه میدان یا مخزن و در ادامه، بهرهبرداری از آن به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد میباشد. در این دسته واگذاری عملیات توسعه و بهرهبرداری، به صورت پیوسته با عملیات اکتشاف در صورت کشف
میدان یا مخزن تجاری توسط طرف دوم قرارداد و با در نظر گرفتن برنامههای برداشت صیانتی از مخازن نفت و گاز مجاز میباشد. در این دسته از قراردادها حداقل تعهدات شرکتهای پیشنهاد دهنده برای عملیات و سرمایهگذاری در محدوده اکتشافی مورد نظر به روشنی تعیین و از سوی طرف دوم قرارداد تعهد میشود.
ب- دسته دوم: قراردادهای توسعه میدانها یا مخزنهای کشف شده و در ادامه،
بهرهبرداری از آنها به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد میباشد.
پ- دسته سوم: قراردادهای انجام عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت (EOR/IOR) در
میدان ها یا مخزنهای در حال بهرهبرداری((Brown Field بر پایه مطالعات مهندسی مخزن و در ادامه، بهره برداری از آنها به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد میباشد.
ماده 3- در تمامی قراردادهایی که بر اساس این تصویبنامه منعقد میگردند، اصول زیر
حاکم میباشد:
الف- حفظ حاکمیت و اعمال تصرفات مالکانه دولت جمهوری اسلامی ایران از طریق وزارت نفت بر منابع و ذخایر نفت و گاز طبیعی کشور.
ب- عدم تضمین تعهدات ایجاد شده در قرارداد توسط دولت، بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران و بانکهای دولتی.
پ- بازپرداخت کلیه هزینههای مستقیم، غیرمستقیم، هزینه های تامین مالی و پرداخت دستمزد و هزینههای بهره برداری طبق قرارداد از طریق تخصیص بخشی (حداکثر پنجاه درصد) از محصولات میدان و یا عواید حاصل از اجرای قرارداد بر پایه قیمت روز فروش محصول منوط میباشد.
ت- کلیه خطرات، ریسکها و هزینه ها در صورت عدم کشف میدان یا مخزن تجاری یا
عدم دستیابی به اهداف مورد نظر قراردادی و یا ناکافی بودن محصول میدان یا مخزن برای استهلاک تعهدات مالی ایجاد شده بر عهده طرف دوم قرارداد میباشد، ولی در صورت عدم کفایت میزان تولید تخصیص داده شده برای بازپرداخت هزینههای انجام شده توسط پیمانکار در دوره قرارداد، هزینههای بازپرداخت نشده در دوره طولانیتری که در قرارداد تعریف خواهد شد، بازپرداخت می شود.
ث- پذیرش دستمزد متناسب با شرایط و تولید اضافی ناشی از هر طرح با هدف ایجاد انگیزه در طرف دوم قرارداد برای به کارگیری روش های بهینه و فناوریهای نوین و پیشرفته در اکتشاف، توسعه و بهرهبرداری.
ج- تعهد طرف دوم قرارداد به برداشت صیانتی از مخازن نفت وگاز در طول دوره قرارداد با
به کارگیری فناوریهای نوین و پیشرفته و سرمایهگذاریهای لازم از جمله اجرای طرحهای بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت متناسب با پیچیدگیهای میدان یا مخزن.
چ- تمام عملیات پیمانکار از تاریخ شروع قرارداد به نام و از طرف کارفرما انجام خواهد شد و کلیه اموال اعم از ساختمان ها‏، کالاها، تجهیزات، چاهها و تاسیسات سطحالارضی و تحتالارضی از همان تاریخ متعلق به کارفرما می باشد.
ح- انجام مطالعات ارزیابی زیست محیطی و رعایت مقررات و ملاحظات ایمنی، بهداشتی،
زیست محیطی و اجتماعی در اجرای طرحها.
خ- در صورت وقوع شرایط فورسماژور (قوه قهریه) در هر کدام از دورههای توسعه و تولید که ممکن است موجب سقوط تعهد، تعلیق و یا فسخ قرارداد شود، تسویه حساب در مورد هزینههایی که پیمانکار طبق قرارداد مستحق دریافت آنها میباشد تا زمان رفع شرایط فورسماژور معلق گردیده و پس از رفع این شرایط در چارچوب ضوابط قرارداد صورت می‏پذیرد.
د- چنانچه وزارت نفت تصمیم به کاهش سطح تولید و یا توقف آن به هر دلیلی به جز دلایل فنی مربوط به میدان یا مخزن داشته باشد، اولویت اعمال چنین کاهشی از سطح تولید
میدانها یا مخزنهایی که متعهد به بازپرداخت نیستند، می‏باشد و در صورتی که این تصمیم در مورد میدان یا مخزن موضوع قرارداد اتخاذ شود، نباید در بازپرداخت هزینهها و دستمزد متعقله به پیمانکار تاثیر بگذارد.
ماده 4- به منظور انتقال و ارتقای فناوری ملی در حوزه عملیات بالادستی نفت و اجرای طرح های بزرگ و توانمندسازی شرکت های ایرانی برای اجرای پروژه های بزرگ داخلی و نیز حضور در بازارهای منطقه ای و بین المللی، قراردادهای موضوع این تصویبنامه به شیوههای زیر اعمال میگردد:
الف- در هر قرارداد بر حسب شرایط شرکت های صاحب صلاحیت ایرانی با تایید کارفرما، به عنوان شریک شرکت یا ‏شرکت های معتبر نفتی خارجی حضور دارد و با حضور در فرآیند اجرای قرارداد، امکان انتقال و توسعه دانش فنی و مهارت های مدیریتی و مهندسی مخزن به آنها میسر میگردد. طرف دوم قرارداد موظف به ارایه برنامه انتقال و توسعه فناوری به عنوان بخشی از برنامه مالی عملیاتی سالانه می باشد.
تبصره- طرف دوم قرارداد ملزم به اعمال بندهای انتقال و توسعه فناوری قرارداد اصلی در قراردادهای منعقده با پیمانکاران فرعی خود حسب مورد می باشد.
ب- طرف دوم قرارداد، ملزم به حداکثر استفاده از توان فنی و مهندسی، تولیدی، صنعتی و اجرایی کشور براساس قانون حداکثر استفاده از توان تولیدی و خدماتی در تامین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات و اصلاح ماده (104) قانون مالیاتهای مستقیم - مصوب 1391- و دستورالعملها و آییننامههای مربوط می باشد.
پ- طرف دوم قرارداد متعهد میشود به استفاده حداکثری از نیروی انسانی داخلی در اجرای قرارداد و ارایه برنامه جامع آموزشی جهت ارتقای کیفی این نیروها و انجام سرمایه گذاری های لازم در قالب هزینه های مستقیم سرمایهای برای انجام برنامه های آموزشی و تحقیقاتی از جمله ارتقا و بهروزرسانی مراکز تحقیقاتی موجود و ایجاد مراکز تحقیقاتی مشترک و یا اجرای طرح های تحقیقاتی مشترک مرتبط. این برنامه ها باید متناسب با عملیات (اکتشاف، ارزیابی، توسعه اولیه، توسعه آتی مشتمل بر بهبود تولید و افزایش ضریب بازیافت EOR و IOR) در هر مرحله از عمر مخزن با زمانبندی مشخصِ متناسب در هر قرارداد ارایه شود.
ت- در شرکت عملیاتی مشترک، سمتهای مدیریتی در دوره تولید حسب مورد و شرایط مورد توافق که در قرارداد خواهد آمد، چرخشی میباشد. در سازمان مدیریتی این شرکت، سمتهای مدیریت اجرایی به تدریج به طرف ایرانی مشارکت واگذار میشود تا امکان انتقال
دانش فنی و مهارتهای مدیریتی به طرف ایرانی به خوبی میسر گردد.
ماده 5- قراردادهای موضوع این تصویبنامه با رعایت قوانین و مقررات حاکم بر معاملات
شرکت ملی نفت ایران و پس از کسب مجوزهای لازم از مراجع ذیصلاح قانونی در هر مورد توسط شرکت یادشده با طرف یا طرفهای قرارداد منعقد میگردد.
ماده 6- نحوه اجرای قراردادهای موضوع این تصویبنامه به شرح زیر میباشد:
الف- شرکت ملی نفت ایران برای انجام عملیات اکتشافی در یک منطقه قراردادی
و عملیات توسعهای متعاقب آن (دسته اول قراردادها)، حداقل تعهدات اکتشافی مورد نظر خود را تعیین و با رعایت قوانین و مقررات مربوط از شرکتهای معتبر و صاحب صلاحیت نفتی دعوت به ارایه پیشنهاد مینماید. برای انجام عملیات توسعه یک میدان یا مخزن کشف شده و یا انجام سرمایهگذاری به منظور بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت در یک میدان یا مخزن موجود (دستههای دوم و سوم قراردادها) شرکت ملی نفت ایران، با انجام مطالعات مهندسی مخزن یک طرح توسعه ارایه کرده و از شرکتهای معتبر و صاحب صلاحیت نفتی دعوت به ارایه پیشنهاد مینماید. چنین طرحهایی در هر دو دسته قراردادها به عنوان راهنما برای پیشنهاددهندگان بوده و مانع از دریافت و بررسی پیشنهادهای جدید از شرکتهای نفتی نمیباشد.
تبصره 1- عملیات توسعه میدان یا مخزن و یا انجام عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت
(EOR/IOR) در چارچوب برنامه توسعه به صورت مرحلهبندی (پلکانی) و برای هر مرحله بر اساس نتایج حاصله از رفتار مخزن در مرحله قبل انجام میشود.
تبصره 2- تشخیص صلاحیت فنی و مالی شرکت های داخلی و خارجی با شرکت ملی نفت ایران خواهد بود.
ب- میزان تولید از میدان یا مخزن و یا در مورد طرحهای بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت، تولید اضافی میدان، مبنای تعیین دستمزد پروژه (Fee)، به یکی از ارزهای مورد قبول بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران به تشخیص وزارت نفت برای هر بشکه نفت در میدانها یا مخزنهای نفتی و برای هر هزار فوت مکعب گاز و یا هر بشکه میعانات گازی در میدانها یا مخزنهای گازی مستقل، میباشد. این دستمزد با هدف ایجاد انگیزه برای به کارگیری روشهای بهینه در اکتشاف ، توسعه ، تولید و بهره برداری حسب شرایط هر طرح، به صورت تابعی از عواملی نظیر سطح توان تولید هر میدان یا مخزن و نیز رعایت ضرایب ریسک مناطق اکتشافی، شناور بوده و متناسب با قیمت های بینالمللی نفت و میعانات گازی و نیز قیمتهای منطقه یا قراردادی گاز به صورت نقدی یا تحویل محصول تعیین میشود و به قیمت روز از شروع تولید اولیه تا پایان دوره قرارداد پرداخت خواهد شد. این دستمزد (Fee)، مبنای اصلی تعیین شرکت برنده با رعایت قوانین و مقررات مربوط میباشد.
تبصره 1- ضرایب ریسک مناطق اکتشافی اعم ازمناطق خشکی و یا دریایی، اندازه
میدان یا مخزن، آبهای عمیق و یا کمعمق و به طورکلی مناطق با ریسکهای کم، متوسط و زیاد همراه با ضرایب ریسک خاص میدانها یا مخزنهای مشترک و ضرایب خاص طرحهای بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت از مخازن و یا ازدیاد برداشت نفت، توسط وزارت نفت تعیین و در اسناد مناقصه درج میگردد.
تبصره 2- با توجه به اینکه کلیه ریسکها در قراردادهای اکتشافی (دسته اول) بر عهده طرف دوم قرارداد بوده و در صورت عدم موفقیت در کشف میدان یا مخزن تجاری، هزینهها بازپرداخت نمیشود، واگذاری بلوک دیگر اکتشافی به طرف دوم قرارداد، در صورت عدم کشف میدان یا مخزن تجاری با همان شرایط قرارداد منعقده قابل شرط در قرارداد است.
پ- پرداخت دستمزد برای تولید هر بشکه نفت از میدان ها یا مخزنهای نفتی و یا هر هزار فوت مکعب گاز و هر بشکه میعانات گازی از میدان ها یا مخزنهای گازی مستقل و بازپرداخت هزینه های مستقیم، هزینههای غیرمستقیم و هزینههای بهرهبرداری به همراه هزینه های تامین مالی متعلقه براساس قرارداد حسب مورد جهت اجرای طرح از محل حداکثر پنجاه درصد از محصولات میدان ناشی از قرارداد اعم از نفت خام، گاز طبیعی، میعانات گازی و دیگر محصولات و یا عواید آن بر پایه قیمت روز فروش محصول پس از رسیدن به تولید اولیه انجام میشود. پایان دوره قرارداد مانع از بازپرداخت هزینه های باقیمانده، با شرایط مندرج در قرارداد نمیگردد.
تبصره- شرکت ملی نفت ایران مجاز است جهت بازپرداخت هزینهها و پرداخت حقالزحمه، در صورتی که محصولات میدانهای گاز طبیعی در بازار داخل مصرف شوند یا امکان صادرات آن وجود نداشته باشد از محل محصولات و یا عواید دیگر میدان ها نسبت به بازپرداخت هزینهها و نیز پرداخت دستمزد تعهد و اقدام نماید.
ماده 7- در قراردادهای موضوع این تصویبنامه وزارت نفت مجاز است دوره قرارداد را متناسب با زمان مورد نیاز اجرای طرحها و حداکثر به مدت بیست سال از تاریخ شروع عملیات توسعه در نظر بگیرد. دوره مزبور در صورت اجرای طرحهای افزایش ضریب بازیافت مخازن و یا افزایش تولید (EOR/IOR) ، متناسب با نیازهای عملیاتی و اقتصادی هر طرح تا مدت پنج سال قابل تمدید میباشد. در مورد طرح‏های پیوسته اکتشاف- توسعه و بهرهبرداری، دوره اکتشاف حسب مورد به دوره یادشده قرارداد اضافه میگردد.
ماده 8- نحوه هزینهکرد برای رسیدن به اهداف قراردادی مطابق موارد زیر میباشد:
الف- هزینههای عملیات اکتشافی و یا توصیفی با استفاده از اصل حداقل تعهدات اکتشافی و یا توصیفی در فرآیند تعیین طرف دوم قرارداد تعریف و تعیین میشود.
ب- هزینهها وشرح کار عملیات اکتشافی و یا توصیفی، توسعه و بهرهبرداری، حسب مورد بر اساس برنامه مالی عملیاتی سالیانه مصوب جهت تحقق اهداف نهایی طرح متناسب باشرایط و رفتار مخزن با توافق طرفین قرارداد تعیین میشود.
پ- در هر قرارداد طرف دوم عملیات خود را در چارچوب فرایندهای منضم به قرارداد انجام
میدهد.
ت- در هر قرارداد کارگروه مشترک مدیریت قرارداد تشکیل میشود که نظارت بر کلیه عملیات طرح را بر عهده داشته و تصمیمات نهایی فنی، مالی و حقوقی در چارچوب قرارداد، واگذاری
پیمانهای دست دوم و نیز برنامه مالی عملیاتی سالانه را اتخاذ مینماید. مسئولیت اجرای عملیات در چارچوب برنامه مالی عملیاتی مصوب بر عهده طرف دوم قرارداد میباشد. این کارگروه از تعداد مساوی نمایندگان طرفهای اول و دوم قرارداد با حق رای مساوی تشکیل میشود. تصمیمات این کارگروه به اتفاق آرا میباشد و در صورت عدم توافق، مدیران ارشد و مسئول طرفین تصمیم میگیرند.
ث- تمام عملیات اجرایی طرف دوم در چارچوب برآورد کلی طرح و نیز برنامه مالی عملیاتی سالانه مصوب و با مسئولیت و ریسک وی به انجام می رسد. اجرای این عملیات پس از تصویب کارگروه مشترک مدیریت در چارچوب فرایندهای عملیاتی منضم به قرارداد و حسب مورد به شرکت های صاحب صلاحیت واگذار میشود. این نوع از قرارداد به لحاظ ماهیت آن سقف هزینه ثابت در هنگام انعقاد قرارداد نداشته و سقف باز هزینهای سرمایهایOpen Capex)) است و ارقام ابتدایی صرفا جنبه برآوردی و پیش بینی دارد، هزینههای واقعی براساس برنامههای مالی عملیاتی که منطبق با رفتار میدان و شرایط بازار مصوب میشود، به حساب طرح منظور میشود.
ج- انجام تمامی اقدامات مندرج در قرارداد (به جز مدیریت مجموعه پیمان و انجام مطالعات مهندسی مخزن) به پیمانکاران و سازندگان صاحب صلاحیت واگذار می‏گردد. انتخاب این پیمانکاران فرعی یا دست دوم طبق شیوهنامهای که منضم به قرارداد است، توسط پیمانکار انجام و به تصویب کارگروه مشترک مدیریت میرسد.
تبصره- انجام مطالعات مهندسی مخزن و هزینه های انجام این عملیات ازسوی طرف دوم قرارداد
به ترتیبی که درقرارداد توافق خواهد شد، قابل پذیرش بوده و به عنوان هزینههای مستقیم منظور میگردند.
ماده 9- تمام هزینههای مستقیم، هزینههای غیرمستقیم، هزینههای تامین مالی متعلقه بر اساس قرارداد (حسب مورد) و هزینههای بهرهبرداری طرح اعم از انجام مطالعات زمین شناسی، اکتشافی، توسعهای، طرح‏های بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت از ابتدا تا انتها توسط پیمانکار تامین و به موقع پرداخت میگردد.
ماده 10- نحوه بازپرداخت هزینهها به شرح زیر میباشد:
الف- از زمان رسیدن میدان یا مخزن به تولید اولیه یا اضافی، به ترتیب توافق شده در مورد
میدانها یا مخزنهای کشف شده و میدانها یا مخزنهای در حال تولید، بازپرداخت هزینه های مستقیم سرمایه‏ای، هزینههای غیرمستقیم تا آن زمان و هزینههای تامین مالی قراردادی (حسب مورد) طبق دوره تعیین شده در قرارداد، محاسبه، تقسیط و بازپرداخت میشود.
ب- هزینههای بهرهبرداری و هزینههای غیرمستقیم دوره تولید از شروع تولید اولیه به صورت جاری محاسبه و بازپرداخت میشود. همچنین پرداخت دستمزد متعلقه به پیمانکار نیز طبق شرایط مندرج در قرارداد از همان زمان آغاز میشود.
پ- کلیه پرداختهای مندرج در بندهای (الف) و (ب) این ماده از محل حداکثر پنجاه درصد از محصولات و یا عواید حاصل از تولیدات مخزن یا میدان یا مخزن موضوع قرارداد، به قیمت روز و یا
به صورت نقدی در سررسیدها به پیمانکار پرداخت میشود.
ماده 11-بهره برداری از قراردادهای موضوع این تصویبنامه مطابق بندهای زیر میباشد:
الف- از زمان شروع بهرهبرداری در مورد طرحهای جدید و یا به نتیجه رسیدن تولید اضافی ناشی از عملیات پیمانکار در طرحهای بهبود(IOR) و یا افزایش ضریب بازیافت(EOR)،تولید و
بهرهبرداری از تاسیسات نیز علاوه بر توسعه ، به نحوی که در قرارداد توافق میشود،توسط
شرکت ایرانی عملیاتی مشترک و یا شرکت ایرانی دیگری که توسط همین شرکت تشکیل میشود،با حفظ مسئولیتهای طرف دوم قرارداد انجام می شود.
تبصره- در مورد میدانها یا مخزنهای در حال تولید و بهرهبرداری، در صورتی که طرف اول برای مرحله بهرهبرداری، انجام عملیات بهرهبرداری را با مشارکت یکی از شرکتهای تابعه خود ضروری دانسته و این موضوع به تایید وزارت نفت نیز برسد، بین طرف دوم قرارداد و شرکت تابعه شرکت ملی نفت ایران یک موافقتنامه عملیاتی مشترک امضا میشود. این عملیات با حفظ مسئولیت پشتیبانی و نظارت کامل فنی، مالی، حقوقی و تخصصی طرف دوم قرارداد، همراه با تامین تجهیزات،قطعات و مواد مصرفی لازم توسط وی،به صورت مشترک انجام میشود. شرکت تابعه ذیربط موظف است در بهرهبرداری از تاسیسات موضوع قرارداد، کلیه دستورالعملهای فنی،حرفهای و برنامههای عملیاتی طرف دوم قرارداد را رعایت و اجرا نماید. در غیر این صورت، عدم اجرای عمدی اقدامات یادشده، نقض تعهدات قراردادی توسط طرف اول قرارداد محسوب میشود.
ب- هزینههای بهرهبرداری براساس برنامه مالی عملیاتی سالانه تعیین و توسط پیمانکار پرداخت و از محل منابع ناشی از تولید نفت، گاز و یا میعانات گازی و دیگر فرآوردههای تولیدی
میدان یا مخزن تامین می شود.
پ- پیمانکار در دوره بهرهبرداری ضمن این که موظف به انجام تعهدات خود به موجب قرارداد توسعه، بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت میدان یا مخزن می باشد، مکلف است با توجه به اطلاعاتی که از حضور در بهره برداری میدان کسب می‏کند و در پی آن با انجام مطالعات لازم برای اصلاح طرح توسعه و در صورت نیاز، به ارایه پیشنهاد طرحهای اصلاحی با هدف حفظ ظرفیت، بهبود و یا افزایش بازیافت نفت و یا گاز از میدان یا مخزن بپردازد. در صورتی که کارفرما این طرحها را تصویب نماید، با اعمال همان روشها و شیوهها و شرایط موجود در قرارداد اصلی این طرحها نیز با انجام اصلاحات در برآورد هزینهها، زمانبندی قرارداد، دستمزد مربوط و نیز با منظور نمودن هزینه های مربوط در برنامه مالی عملیاتی سالانه طرح به اجرا در میآید.
ت- در جریان بهرهبرداری، هرگونه سرمایهگذاری و اجرای طرح جدید در منطقه قراردادی به تصویب کارفرما میرسد و بهرهبردار طبق قرارداد موظف به بهرهبرداری متعارف با بهترین شیوههای متعارف کار در صنعت جهانی نفت با تشخیص وزارت نفت از کلیه تاسیساتی است که طبق مقررات همین ماده برای بهرهبرداری در اختیار وی قرار میگیرد.
ث- نفت، گاز و یا میعانات گازی و نیز هرگونه فرآورده جانبی حاصله از تولید کلاً متعلق به کارفرما میباشد.
ج- در صورت نیاز به انجام تعمیرات اساسی تجهیزات و یا ورود مجدد به چاهها و انجام تعمیرات در آنها (work over) و یا هر‏گونه عملیات مربوط به حفظ و نگهداری تجهیزات و تاسیسات، این عملیات با مجوز کارفرما توسط و با هزینه بهرهبرداری انجام شده و بازپرداخت آن از محل درآمدهای حاصل از نفت اضافی تولیدی میدان یا مخزن به علاوه هزینه تامین مالی به میزان توافق شده در قرارداد بازپرداخت میشود.
اسحاق جهانگیری معاون اول رییسجمهوری این مصوبه را در تاریخ 11/8/1394 ابلاغ کرده است.

منبع: پایگاه اطلاع رسانی دلت