قراردادهاي جديد نفتي- IPC- قراردادي از جنس خدماتي ولي با مشخصات مشارکت است. بررسي ابعاد فني، حقوقي و مالي IPC ثابت ميکند با وجود اينکه تمامي چارچوبهاي در نظر گرفته شده در اين قرارداد، الزامات قراردادهاي خدماتي (از جمله عدم انتقال مالکيت نفت و عدم تخصيص درصدي از توليد به پيمانکار) را رعايت ميکند ولي خروجي تمام سازوکارهاي موجود در آن، تحقق مشارکت پيمانکار با کارفرماست. اين موضوع حداقل در چند مورد به راحتي قابل اثبات است. نتيجه خروجي اين قرارداد، مشارکت بلندمدت يک شرکت نفتي بينالمللي با شرکت ملي نفت در تمامي مخازن نفت و گاز کشور است. براي تبيين بهتر اين موضوع، بايد به مرور چند ويژگي قراردادهاي بيع متقابل و مقايسه آنها با IPC بپردازيم.
در قراردادهاي بيع متقابل، چند ويژگي بسيار مهم وجود داشت که اين قرارداد را به معناي واقعي در گروه خدماتي نگه ميداشت:
1- در بيع متقابل سقف هزينههاي سرمايهاي بسته بود و اگر پيمانکار بيشتر از اين سقف هزينه ميکرد، اين مقدار اضافه بر سقف، بازپرداخت نميشد. حتي در نسل سوم اين قراردادها نيز سقف هزينههاي سرمايهاي وجود داشت، با اين تفاوت که در زماني يک تا دو ساله بر مبناي مناقصات صورت گرفته، اين سقف بسته ميشد. قرارداد ميادين ياران شمالي، يادآوران و آذر از اين جنس ميباشد.
2- دوره بازپرداخت هزينهها در بيع متقابل مشخص بود و در صورت ناکافي بودن توليد ميدان يا کاهش قيمت نفت براي مدتي طولاني، ممکن بود حتي قسمتي از هزينهها، به پيمانکار بازپرداخت نشود.
3- مهمترين موضوع ثابت بودن نرخ بازده پروژه براي پيمانکار در اين قراردادها بود، لذا نحوه محاسبه هزينه تأمين مالي (Bank Charge) يا مواردي که اين هزينه به آنها تعلق ميگرفت و حتي ميزان حقالزحمه (remuneration) مهم نبود، زيرا در نهايت نرخ بازده پروژه نبايد از مقداري که در قرارداد تعيين شده بود، بيشتر شود.
حال به بررسي اين موارد در IPC ميپردازيم.
1- براساس بند «ث» ماده 8 مصوبه هيئت دولت، سقف هزينههاي سرمايهاي وجود ندارد و IPC اصطلاحاً open CAPEX ميباشد. ميزان هزينههاي سرمايهاي به صورت سالانه و در کميته مشترک مديريت ذيل برنامه مالي عملياتي سالانه تعيين ميشود.
2- براساس ماده 10 مصوبه هيئت دولت، از زمان تحقق توليد اوليه، تمامي هزينهها و پاداش طبق دوره تعيين شده در قرارداد شروع به بازپرداخت ميشود که اين دوره تعيين شده ثابت نيست و قابليت گسترش دارد. براساس بند «ت» ماده 3، در صورت عدم کفايت ميزان توليد تخصيص داده شده براي بازپرداخت هزينههاي انجام شده (حداکثر 50 درصد از محصولات ميدان) توسط پيمانکار در دوره قرارداد، هزينههاي بازپرداخت نشده در دوره طولانيتري که در قرارداد تعريف خواهد شد، بازپرداخت ميشود. اين آخر کار نيست. براساس بند «پ» ماده 6، پايان دوره قرارداد مانع از بازپرداخت هزينههاي باقي مانده، با شرايط مندرج در قرارداد نميشود.
3- براساس ماده 10 مصوبه هيئت دولت، در صورت تحقق توليد اوليه، شرکت ملي نفت ملزم به شروع بازپرداخت هزينهها ميشود. حال اگر توليد اوليه محقق شد و پيمانکار در برنامه مالي عملياتي سالانه مجوز سرمايهگذاري براي تحقق توليد اضافي بر توليد اوليه گرفت و اين هزينهها در طول آن سال صورت گرفت ولي توليد مورد نظر محقق نشد، آيا شرکت ملي نفت ملزم به بازپرداخت آنها از محل 50 درصد توليد اوليه ميباشد؟ اين موضوع مهم، در مصوبه داراي ابهام است و اشارهاي به آن نشده است.
4- در IPC نرخ بازده پروژه براي پيمانکار تعيين نميشود و از اين لحاظ محدوديتي براي پيمانکار ايجاد نميشود.
5- براساس بند «ض» ماده يك مشخص نيست که هزينه تأمين مالي به چه مواردي تعلق ميگيرد(توجه شود که ملاک عمل مصوبه هيئت دولت است، نه پيشنويس قراردادها. وزارت نفت از محل مجوزهايي که در مصوبه هيئت دولت ميگيرد، ميتواند 100 نوع قرارداد طراحي و اجرا کند). با توجه به اينکه نرخ بازده پروژه براي پيمانکار تعيين نميشود، نرخ بهره بانکي و هزينههايي که هزينه تأمين مالي به آنها تعلق ميگيرد، بسيار بااهميت است و به شدت روي سودآوري پروژه براي پيمانکار تأثيرگذار است که مصوبه هيئت دولت در اين مورد نيز سکوت کرده و اين مجوز طلايي را به تيم مذاکرهکننده داده است.
4- پاداش به ميزان توليد وابسته است و براساس بند «ب» ماده 6 مصوبه هيئت دولت، حتي ميزان پاداش با قيمت نفت نيز متناسب است.
در نتيجه در IPC:
1- ميزان هزينه کرد پيمانکار نامشخص است و در ابتداي قرارداد تعيين نميشود.
2- بازپرداخت هزينههاي پيمانکار مشروط به توليد اوليه است، نه تحقق توليد سالانه مورد نظر يا حتي توليد نهايي.
3- براي بازپرداخت هزينههاي پيمانکار هيچ محدوديتي وجود ندارد و حتي اتمام دوره قرارداد مانع بازپرداخت هزينهها نميشود.
4- نرخ بازده پروژه براي پيمانکار تعيين نميشود.
5- حقالزحمه يا پاداش براساس ميزان توليد است و متناسب با قيمت نفت، حتي معلوم نيست که هزينه تأمين مالي به چه مواردي تعلق ميگيرد.
با توجه به موارد مطرح شده، آيا اين قرارداد خدماتي است يا مشارکت؟
بررسي مالي اين قرارداد به خوبي نشان ميدهد که اين قرارداد هيچ حد و مرز و چارچوب مشخص براي انتقال ريسک به پيمانکار ندارد و صرفاً مشارکتي بلندمدت با يک شرکت نفتي بينالمللي است که نتيجه اين مشارکت در انتهاي قرارداد، معلوم ميشود که برد- برد بوده يا خير و اين موضوع از الان قابل پيشبيني نيست، ضمن اينکه با وجود ظرفيت داخلي شکل گرفته در داخل کشور، حداقل در طيف عظيمي از ميادين، شرکت در اين بازي پر ريسک منطقي نيست، البته اين به معناي عدم به کارگيري پيمانکاران خارجي نيست و بايد از ظرفيت شرکتهاي مشاور و پيمانکار خارجي بهره گرفت ولي نيازي به بستن قراردادهاي بلندمدت با شرکتهاي نفتي بينالمللي (IOC) نيست. هدف از ارائه اين موارد زير سؤال بردن اين الگوي قراردادي نيست بلکه اصلاح ابهامات آن است، ضمن اينکه انعطاف در نظر گرفته شده براي پيمانکار در اين قرارداد، تنها مناسب مياديني با ريسک بالا، مشترک و با پيچيدگيهاي فني بالا نظير لايه نفتي پارس جنوبي يا سردار جنگل است، نه مخازن آسماري و بنگستان يا ميادين بدون پيچيدگي و با ريسک پايين نظير آزادگان. مشکل توسعه عمده ميادين کشور نظير ميادين غرب کارون کمبود منابع مالي است که ميتوان با اولويتبندي و طراحي سازوکارهاي جديد تأمين مالي ارزي و ريالي با توجه به شرايط فراهم شده در پسابرجام، به توسعه اين ميادين پرداخت. واگذاري بلندمدت توسعه و توليد از کليه ميادين به شرکتهاي بينالمللي نفتي سادهترين کار است که کمترين ارزش افزوده را براي کشور در راستاي توسعه صنعت نفت و تحقق سياستهاي اقتصاد مقاومتي دارد.
