دولت اصلاحیه مدل جدید قراردادهای نفتی را تصویب کرد

به گزارش پارسینه، هیات دولت در راستای منویات مقام معظم رهبری در مورد توجه جدی به نظرات کارشناسان زبده امور نفتی و نیز انتقادات مطرح شده از سوی تعدادی از صاحبنظران در سطح رسانه‌ها درخصوص قراردادهای نفتی، با تشکیل کارگروهی ذیل ستاد اقتصاد مقاومتی با دعوت از نمایندگان وزارت نفت، منتقدین قراردادهای نفتی و صاحبنظران این حوزه، موضوع را در جلسات متعدد مورد بررسی قرار داد. پس از استماع اظهارات کارشناسان و برگزاری صدها ساعت جلسه با دستگاه‌های نظارتی مرتبط و منتقدان علاقه‌مند به مذاکره، جمع‌بندی حاصل در ستاد فرماندهی اقتصاد مقاومتی بررسی و تصویب شد.

در فرآیند بررسی‌های کارشناسی، پیش‌نویس «شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز» که با بیش از ۱۵۰ تغییر کوچک و بزرگ نسبت به مصوبه پیشین دولت و افزودن چهار ماده جدید به ۱۱ ماده قبلی تهیه شد ، در جلسه امروز هیات وزیران به تصویب نهایی رسید. براساس اصلاحات صورت گرفته در این مصوبه، در تنظیم متن هر قرارداد، باید حقوق، تعهدات و مسئولیت‌های طرفین قرارداد در زمینه‌های مختلف مانند فرآیند حسابداری و حسابرسی، روش انجام پرداخت یا باز پرداخت مالی، بازرسی فنی، تعمیر و نگهداری، روش‌های اندازه‌گیری تولید، آموزش نیروی انسانی، سلامت، ایمنی و محیط زیست، واردات و صادرات، بیمه، محرمانگی، شرایط خاتمه و فسخ قرارداد، فورس ماژور، رهاسازی منطقه قراردادی، نحوه حل و فصل اختلافات و زبان قرارداد نیز به روشنی در متون یاد شده تعریف و مشخص گردد.

همچنین به موجب تصمیم هیات وزیران درخصوص «نحوه نظارت بر انعقاد و اجرای قراردادهای نفتی»، باید کلیات قرارداد شامل قیمت، مدت و اعمال شرایط عمومی به تأیید وزارت نفت برسد.

در همین راستا و به منظور تدوین راهبردها و سیاست‌ها، ارزشیابی و نظارت بر اجرای مدیریت مخازن برای تولید صیانتی با رویکرد انتقال و توسعه فناوری، لازم است ساختار و تشکیلات موجود در وزارت نفت با پیشنهاد آن وزارتخانه و تأیید سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی کشور تقویت، ارتقاء و توسعه یابد.

همچنین این وزارتخانه موظف است بر اجرای قراردادهای موضوع این مصوبه و انتقال و توسعه فناوری به شرکت‌های اکتشاف و تولید و بهره‌برداری و نیز پیمانکاران عمومی و سازندگان تجهیزات و آموزش نیروی انسانی ایرانی مطابق شیوه‌نامه ابلاغی وزیر نفت نظارت نماید.

در همین حال، متن کامل پیشنهاد وزارت نفت در این باره به شرح ذیل است:

هیات وزیران در جلسه ....... به پیشنهاد شماره ........ وزارت نفت و به استناد جز (3) بند (ت) ماده (3) و ماده (7) قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت - مصوب 1391 - و با توجه به مفاد سیاست‌های ابلاغی بخش انرژی، بندهای 12، 13 و 14 سیاست‌های اقتصاد مقاومتی و بندهای 12، 17 و 18 سیاست‌های کلی برنامه ششم توسعه‌، ابلاغی از سوی مقام معظم رهبری و با هدف توسعه میدان‌ها، مخزن‌ها با اولویت‌ میادین مشترک، اجرای طرح‌های توسعه میادین، مخزن جدید از اکتشاف تا بهره‌برداری و اجرای طرح‌های صیانت از مخازن (بهبود و افزایش ضریب بازیافت) تا سقف تولید اضافه روزانه یک میلیون بشکه نفت خام و 250 میلیون مترمکعب گاز طبیعی، 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 - 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 تعاریف و اصطلاحات معمول در صنعت جهانی نفت می‌باشد، قانون حاکم بر قراردادها، قانون جمهوری اسلامی ایران 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، پلسه سنگ‌های نفتی و ماسه‌های آغشته به نفت به حالت طبیعی یافت شده یا طی عملیات بالادستی به دست می‌آید.

پ- میدان نفتی یا گازی: هر یک از منابع یا مخازن زیرزمینی یا روزمینی در تقسیمات داخل سرزمین، آب‌های داخلی، ساحلی، فلات قاره و بین‌المللی 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 می‌گردد.

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 هزینه‌های مستقیم، غیرمستقیم، بهره‌برداری و تأمین مالی پیش‌بینی شده جهت اکتشاف، توسعه بهره‌برداری، همچنین دستمزد و سود طرف دوم و دیگر هزینه‌های جانبی مربوط در طول دوره قرارداد را پوشش داده و درآمد مورد انتظار برای هر یک از طرف‌های قرارداد را تأمین نماید. اثبات تجاری بودن میدان یا مخزن بر عهده پیمانکار است. مبانی و شاخص‌های 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 کشف شده توسط شرکت‌های دیگر برای شرکت ملی نفت ایران که آماده ورود به مرحله توسعه می‌باشد.

ج- میدان در حال تولید (Brown Field): میدانی که قبلاً به بهره‌برداری و تولید رسیده است.

چ- مخزن: هر کدام از تاقدیس‌ها یا ساختمان‌‌های چینه‌ای یا هر گونه تله ساختاری حاوی هیدروکربور 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 توسعه نیافته (Green Reservoir): مخزن کشف شده‌ای که تاکنون تولید تجاری هیدروکربور در آن صورت نگرفته است.

د- طرف اول قرارداد: شرکت ملی نفت ایران یا شرکت‌های تابعه آن به نمایندگی از آن شرکت که در این تصویب‌نامه به عنوان «کارفرما» نیز نامیده می‌شود.

ذ- طرف دوم قرارداد: شرکت/ شرکت‌های صاحب صلاحیت نفتی که جهت انجام هر یک از عملیات اکتشاف، توصیف،‌ توسعه و بهره‌برداری و اجرای طرح‌های بهبود یا افزایش ضریب بازیافت یا همه آنها به صورت پیوسته همراه با تأمین همه منابع مالی مورد نیاز، طی فرآیند قانونی انتخاب و قرارداد مربوط را امضا کرده و 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 تأییت 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 Obigation): حداقل عملیات اکتشافی شامل انواع عملیات لازم مانند مطالعات زمین‌شناسی، ثقل‌سنجی، لرزه‌نگاری، حفاری،‌ارزیابی مخازن با هدف کشف میدان یا مخزن تجاری و انجام حداقل هزینه‌های لازم جهت عملیات مذکور در مدت مقرر در قرارداد که توسط طرف دوم قرارداد تعهد می‌گردد.

ژ- برنامه توسعه: 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 تأیید طرفین قرارداد واقع شده و متناسب با یافته‌های جدید در هنگام توسعه و رفتار واقعی میدان یا مخزن در مراحل تولید قابل بازنگری می‌باشد.

س- تولید اولیه: میزان تولید تعریف شده در برنامه توسعه میدان یا مخزن که در مرحله اول عملیات توسعه میدان/ مخزن کشف شده حاصل شده یا میزان تولید اولیه اضافی حاصل از عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت که بر اساس برنامه مربوط حاصل می‌گردد.

ش- هزینه‌های مستقیم سرمایه‌ای: کلیه هزینه‌های سرمایه‌ای لازم جهت توسعه، بهبود یا افزایش ضریب بازیافت مخزن، از جمله کلیه هزینه‌های مدیریتی، مهندسی، حفاری، احداث تمام تأسیسات روزمینی و زیرزمینی لازم برای قابل بهره‌برداری کردن میدان یا مخزن نظیر تأسیسات فرآوری، انتقال تزریق، تأسیسات فرآیندی و جنبی و راه‌اندازی کلیه واحدها، هزینه انجام شده در مراحل اکتشاف در صورت تجاری بودن میدان و نیز انجام مرمت، بازسازی‌ها و نوسازی‌های لازم در میدان‌ها یا مخزن‌های در حال تولید.

ص- هزینه‌های غیرمستقیم: کلیه هزینه‌هایی که به دولت، وزارتخانه‌ها و مؤسسات عمومی از جمله شهرداری‌ها از قبیل انواع مالیات‌ها، عوارض، گمرک و بیمه تأمین اجتماعی پرداخت می‌شود.

تبصره- پرداخت مالیات،‌عوارض و سایر پرداخت‌های قانونی بر عهده و از تکالیف طرف دوم قرارداد و به تبع آن، تسویه حساب با دستگاه‌های ذیصلاح نیز از تکالیف وی می‌باشد. این پرداخت‌ها بر پایه اعلام مراجع قانونی دریافت‌کننده عیناً به عنوان هزینه‌های غیرمستقیم پذیرفته شده و به ترتیب مقرر در این مصوبه، در وجه طرف دوم قرارداد بازپرداخت خواهد شد.

ض- هزینه‌ تأمین مالی: از هزینه‌های تأمین مالی طرف دوم قرارداد به میزان و شرایطی که در قرارداد تعیین می‌شود.

ط- هزینه‌های بهره‌برداری: کلیه مبالغی که طرف دوم قرارداد، برای انجام عملیات بهره‌برداری و بر اساس شرایط مندرج در قرارداد و استانداردهای حسابداری هزینه می‌کند.

ظ- دستمزد: رقمی که متناسب با هر بشکه تولید اضافی نفت خام (یا هر هزار فوت مکعب استاندارد اضافی گاز طبیعی همراه) از میدان‌ها یا مخزن‌های نفتی یا هر هزار فوت مکعب استاندارد تولید اضافی گاز از میدان‌ها یا مخزن‌های گازی و حسب مورد هر بشکه میعانات گازی اضافی، ناشی از عملیات طرف دوم قرارداد تبیین می‌شود.

ع- خط پایه تخلیه: عبارت است از خط یا منحنی فرایند تخلیه میدان یا مخزن با منظور کردن تأسیسات موجود و در حالت عدم اجرای طرح‌های جدید بهبود یا افزایش ضریب بازیافت (EOR, EGR, IOR, & IGR) که مورد پذیرش طرف‌های اول و دوم قرارداد قرار می‌گیرد و به عنوان خط پایه تخلیه در قرارداد تعریف می‌شود.

خط پایه مذکور باید به تأیید شورایعالی مهندسی مخازن نفت برسد. وظایف، ترکیب و نحوه انتخاب اعضا و تصمیم‌گیری این شورا به پیشنهاد وزیر نفت به تصویب هیأت وزیران خواهد رسید.

غ- نفت، گاز یا میعانات گازی اضافی: میزان تولید نفت،‌گاز یا میعانات گازی از میدان یا مخزن کشف شده یا میزان نفت، گاز یا میعانات گازی تولید شده مازاد بر خط پایه تخلیه از میدان یا مخزن در حال تولید موضوع قرارداد.

تبصره - در مواردی نظیر میدان‌ها یا مخزن‌های گازی در حال تولید و برای عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت حسب مورد میعانات گازی اضافی نسبت به خط پایه تخلیه می‌تواند مبنای محاسبه قرار گیرد.

ق- عملیات بهبود ضریب بازیافت: مجموعه‌ای از عملیات که منجر به نگهداشت سطح تولید یا بهبود ضریب بازیافت یا سرعت در بهره‌برداری (افزایش نرخ تخلیه) می‌گردد 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 لرزه‌نگاری سه 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 فرازآوری با گاز (Gas Lift) در 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.

ق- عملیات افزایش ضریب بازیافت

افزایش ضریب بازیافت نفت: 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 گاز، آب، بخار، مواد شیمیایی،‌پلیمرها، تزریق CO2 و نظایر آن. کاربرد فناوری‌های تکمیلی در هر مرحله حسب ضرورت و نظایر آن که منجر به افزایش ضریب بازیافت و صیانت از منابع نفت، گاز یا میعانات گازی در طول عمر میدان یا مخزن می‌گردد.

افزایش ضریب بازیافت گاز: به کارگیری انواع فناوری‌های پیشرفته روز دنیا که منجر به فشارافزایی یا تثبیت فشار مخزن یا میدان و همچنین حداکثر جابه‌جایی و در نتیجه افزایش ضریب بازیافت گاز از مخزن یا میدان می‌گردد.

ک- منطقه قراردادی: منطقه جغرافیایی با مختصات معین که در قرارداد برای انجام عملیات موضوع قرارداد تعیین می‌گردد.

گ- سقف باز هزینه‌های سرمایه‌ای: انعطاف‌پذیر بودن میزان هزینه‌های سرمایه‌ای نسبت به رفتار 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.

ل- 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 تصویب طرف اول قرارداد می‌رسد. تصویب این برنامه از سوی طرف اول قرارداد نهایی بوده و جهت اجرا به طرف دوم قرارداد ابلاغ می‌گردد. این برنامه شامل جزئیات هزینه‌ها و عملیات لازم سالانه برای توسعه و بهره‌برداری می‌باشدو

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 پیشنهاددهنده برای عملیات و سرمایه‌گذاری در محدوده اکتشافی موردنظر 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 یا افزایش ضریب بازیافت (EOR/IOR/EGR/IGR) در میدان‌ها یا مخزن‌های در حال بهره‌برداری بر پایه مطالعات مهندسی مخزن و در ادامه، بهره‌برداری 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- اعمال حق حاکمیت و مالکیت عمومی بر کلیه منابع و ذخایر نفت و گاز طبیعی کشور از طریق وزارت نفت به نمایندگی از طرف جمهوری اسلامی ایران.

ب- عدم تضمین تعهدات ایجاد شده در قرارداد توسط دولت،‌ بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران و بانک‌های دولتی.

پ- منوط کردن بازپرداخت کلیه هزینه‌های مستقیم، غیرمستقیم،‌ هزینه‌های تأمین مالی و هزینه‌های بهره‌برداری و پرداخت دستمزد طبق قرارداد از طریق تخصیص بخشی (به ترتیب مقرر در بند پ ماده 6) از محصولات اضافی میدان یا عواید حاصل از اجرای قرارداد بر پایه قیمت روز فروش محصول، تشخیص پرداخت به پیمانکار از طریق تحویل محصول میدان یا مخزن یا عواید آن به جای محصول (تا پایان بازپرداخت/ پرداخت مطالبات پیمانکار) با شرکت ملی نفت ایران می‌باشد.

ت- کلیه مخاطرات، ریسک‌ها و هزینه‌ها در صورت عدم کشف میدان یا مخزن تجاری بر عهده طرف دوم قرارداد می‌باشد.

ریسک‌های عدم دستیابی به اهداف موردنظر قراردادی یا ناکافی بودن محصول میدان یا مخزن برای استهلاک تعهدات مالی ایجاد شده بر عهده طرف دوم قرارداد می‌باشد.

تبصره - در صورت عدم کفایت میزان تولید تخصیص داده شده برای پرداخت یا بازپرداخت مطالبات تأیید شده پیمانکار در دوره قرارداد، هزینه‌های بازپرداخت نشده و دستمزد متعلقه پرداخت نشده در دوره طولانی‌تری که در قرارداد، تعریف خواهد شد. از همان مخزن و در سقف مقرر در بند «پ» ماده 6 حسب مورد بازپرداخت یا پرداخت می‌گردد.

ث- پذیرش دستمزد متناسب با شرایط هر طرح یا هدف تأمین نرخ بازگشت سرمایه مورد انتظار منطقی، جبران ریسک و ایجاد انگیزه برای طرف دوم قرارداد در به کارگیری روش‌های بهینه و فناوری‌های نوین و پیشرفته در اکتشاف، توسعه و بهره‌برداری.

ج- تعهد طرف دوم قرارداد به برداشت صیانتی از مخازن نفت و گاز در طول دوره قرارداد با به کارگیری فناوری‌های نوین و پیشرفته و سرمایه‌گذاری‌های لازم از جمله اجرای طرح‌های بهبود با 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 ساختمان‌ها،‌ کالاها، تجهیزات، چاه‌ها و تأسیسات سطح‌الارضی و تحت‌الارضی از همان تاریخ متعلق به کارفرما می‌باشد.

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 فورس ماژور (قوه قاهره) در هر کدام از دوره‌های توسعه و بهره‌برداری که ممکن است موجب سقوط تعهد، تعلیق یا فسخ قرارداد نیز گردد. تسویه حساب در مورد مطالباتی 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 به دلیلی 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 مطالبات سررسید شده و پرداخت دستمزد متعلقه به پیمانکار تأثیر بگذارد.

ماده 4- به منظور انتقال و ارتقای فناوری ملی در حوزه عملیات بالادستی نفت و اجرای طرح‌های بزرگ و توانمندسازی شرکت‌های ایرانی برای اجرای پروژه‌های بزرگ داخلی و نیز حضور در بازارهای منطقه‌ای و بین‌المللی، موارد زیر در قراردادهای موضوع این تصویب‌نامه اعمال می‌گردد:

الف- در هر قرارداد برحسب شرایط شرکت/ شرکت‌های ایرانی اکتشاف و تولید (Exploration & Production - E&P) که صلاحیت آن‌ها طبق ضوابط و شرایطی که وزارت نفت ابلاغ می‌کند،‌ به تأیید شرکت ملی نفت ایران می‌رسد، به عنوان شریک شرکت یا شرکت‌های معتبر نفتی خارجی حضور دارند و با حضور در فرآیند اجرای قرارداد، امکان انتقال و توسعه دانش فنی و مهارت‌های مدیریتی و مهندسی مخزن به آنها میسر می‌گردد. طرف دوم قرارداد موظف به ارائه برنامه انتقال و توسعه فناوری‌ به عنوان بخشی از برنامه مالی عملیاتی سالانه می‌باشد. در هر قرارداد سیاست‌های اجرایی و اقدامات عملیاتی برای تحقق مفاد این بند باید به عنوان پیوست فناوری قرارداد آورده شود.

تبصره - طرف دوم قرارداد ملزم به اعمال بندهای انتقال و توسعه فناوری قرارداد اصلی در قراردادهای منعقده با پیمانکاران فرعی خود حسب مورد می‌باشد.

ب- طرف دوم قرارداد ملزم به حداکثر استفاده از توان فنی و مهندسی، تولیدی، صنعتی و اجرایی کشور بر اساس قانون حداکثر استفاده ازت توان تولیدی و خدماتی در تأمین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات و اصلاح ماده (104) قانون مالیات‌های مستقیم - مصوب 1391 - و دستورالعمل‌ها و آیین‌نامه‌های مربوط می‌باشد.

پ- طرف دوم قرارداد متعهد می‌شود به استفاده حداکثری از نیروی انسانی داخلی در اجرای قرارداد و ارائه برنامه‌ جامع آموزشی جهت ارتقای کیفی این نیروها و انجام سرمایه‌گذاری‌های لازم در قالب هزینه‌های مستقیم سرمایه‌ای برای انجام برنامه‌های آموزشی و تحقیقاتی از جمله ارتقا و به روزرسانی مراکز تحقیقاتی موجود و ایجاد مراکز تحقیقاتی مشترک و یا اجرای طرح‌های تحقیقاتی مشترک مرتبط. این برنامه‌ها باید متناسب با عملیات (اکتشاف، ارزیابی،‌ توسعه اولیه، توسعه آتی مشتمل بر بهبود تولید و افزایش ضریب‌ بازیافت (EOR/EGR و IOR/IGR) با توافق شرکت ملی نفت ایران در هر مرحله از عمر مخزن با زمان‌بندی مشخص متناسب در هر قرارداد ارائه شود.

ت- در شرکت بهره‌برداری موضوع بند الف ماده 11، سمت‌های مدیریتی، حسب مورد و شرایط مورد توافق که در قرارداد خواهد آمد، چرخشی می‌باشد. در سازمان مدیریتی این شرکت، سمت‌های مدیریت اجرایی به تدریج به اتباع ایرانی 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 یاد شده با طرف دوم 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 موردنظر خود را تعیین و با رعایت قوانین و مقررات مربوط از شرکت‌های معتبر و صاحب صلاحیت نفتی دعوت به ارائه پیشنهاد می‌نماید. برای انجام عملیات توسعه یک میدان یا مخزن کشف شده یا انجام اقدامات به منظور بهبود 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 چارچوب مقدماتی برای توسعه ارائه کرده و از شرکت‌های معتبر و صاحب صلاحیت نفتی دعوت به ارائه 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 یا انجام عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت (IOR/IGR/EOR/EGR) 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 شرکت‌های داخلی و خارجی با شرکت ملی نفت ایران خواهد بود.

ب- دستمزد پروژه (Fee) به یکی از ارزهای مورد قبول بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران به تشخیص وزارت نفت برای هر بشکه نفت اضافی در میدان‌ها یا مخزن‌های نفتی و برای هر هزار فوت‌مکعب استاندارد گاز یا هر بشکه میعانات گازی اضافی در میدان‌ها یا مخزن‌های گازی می‌باشد.

این دستمزدها با توجه به بند «ث» ماده 3، با هدف ایجاد انگیزه برای به کارگیری روش‌های بهینه در اکتشاف، توسعه، تولید و بهره‌برداری 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 قیمت‌های 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)، یکی از مبانی ا صلی تعیین شرکت برنده با رعایت قوانین و مقررات مربوط می‌باشد.

پ- دستمزد برای تولید هر بشکه نفت از میدان‌ها یا مخزن‌های نفتی یا هر هزار فوت‌مکعب استاندارد گاز و هر بشکه میعانات گازی از میدان‌ها یا مخزن‌های گازی و بازپرداخت هزینه‌های مستقیم، هزینه‌های غیرمستقیم و هزینه‌های بهره‌برداری به همراه هزینه‌های تأمین مالی متعلقه بر اساس قرارداد حسب مورد جهت اجرای طرح از محل حداکثر 50 درصد از نفت خام یا میعانات گازی تولیدی اضافی و تا 75 درصد از گاز طبیعی اضافی و دیگر محصولات و یا عواید آن‌ها بر پایه قیمت روز فروش محصول پس از رسیدن به تولید اولیه انجام می‌شود. پایان دوره قرارداد مانع از بازپرداخت هزینه‌های باقیمانده، با شرایط مندرج در قرارداد نمی‌گردد.

تبصره- در صورتی که بخشی از محصولات میدان‌های موضوع قرارداد که باید صرف بازپرداخت تعهدات یا پرداخت دستمزد به طرف دوم قرارداد شود،‌ به تشخیص وزیر نفت برای مصرف در بازار داخل موردنیاز باشد. شرکت ملی نفت ایران مجاز است نسبت به معاوضه آنها اقدام نماید.

ت- در طرف دوم قرارداد، هیچ یک از اشخاص طرف قرارداد مجاز به واگذاری تمام یا بخشی از سهم/ سهام (انتقال حقوق و تعهدات) خود در قرارداد به اشخاص دیگر، بدون موافقت شرکت ملی نفت ایران نخواهند بود.

ماده 7- در قراردادهای موضوع این تصویب‌نامه وزارت نفت مجاز است دوره قرارداد را متناسب با زمان مورد نیاز اجرای طرح‌های حداکثر به مدت 20 سال از تاریخ شروع عملیات توسعه در نظر بگیرد. دوره مزبور در صورت اجرای طرح‌های افزایش ضریب بازیافت مخازن و یا افزایش تولید (IOR/IGR/EOR/EGR)، متناسب با نیازهای عملیاتی و اقتصادی هر طرح تا مدت 5 سال قابل تمدید می‌باشد. در مورد طرح‌های پیوسته اکتشاف توسعه و بهره‌برداری دوره اکتشاف حسب مورد به دوره یاد شده قرارداد اضافه می‌گردد.

ماده 8- نحوه هزینه کرد برای رسیدن به اهداف قراردادی مطابق موارد زیر می‌باشد:

الف- هزینه‌های عملیات اکتشافی یا توصیفی با استفاده از اصل حداقل تعهدات اکتشافی یا توصیفی در فرآیند تعیین طرف دوم قرارداد تعیین و تبیین می‌شود.

ب- هزینه‌ها و شرح کار عملیات اکتشافی یا توصیفی، توسعه و بهره‌برداری حسب مورد بر اساس برنامه مالی عملیاتی سالیانه مصوب جهت تحقق اهداف نهایی طرح متناسب با شرایط و رفتار مخزن با توافق طرفین قرراداد تعیین می‌شود.

پ- در هر قرارداد طرف دوم عملیات خود را در چارچوب فرآیندهای 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 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 رأی مساوی تشکیل می‌گردد. تصمیمات این کارگروه به اتفاق آرا می‌باشد و باید به تایید مقام مجاز در شرکت ملی نفت ایران برسد.

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 می‌رسد اجرای این عملیات پس از تصویب کارگروه مشترک مدیریت و تایید کارفرما، در چارچوب فرآیندهای عملیاتی منضم به قرراداد و حسب مورد به شرکت‌های صاحب صلاحیت واگذار می‌شود. این نوع از قراردادها به لحاظ ماهیت آن سقف هزینه ثابت در هنگام انعقاد قرارداد نداشته و سقف باز هزینه‌های سرمایه‌ای (OPEN CAPEX) است و ارقام ابتدایی صرفا جنبه برآوردی و پیش‌بینی دارد هزینه‌های واقعی تایید شده بر اساس برنامه‌های مالی عملیاتی سالانه که منطبق با رفتار میدان و شرایط بازار مصوب می‌شود به حساب طرح منظور می‌گردد.

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 ترتیب مقرر در بند «ت» همین ماده به تأیید کارفرما می‌رسد.

تبصره - انجام مطالعات مهندسی مخزن و هزینه‌های انجام این عملیات از سوی طرف دوم قرارداد به ترتیبی که در قرارداد توافق خواهد شد قابل پذیرش بوده و به عنوان هزینه‌های مستقیم منظور می‌گردند.

ماده 9- تمام هزینه‌های مستقیم،‌هزینه‌های غیرمستقیم،‌ هزینه‌های تأمین مالی متعلقه بر اساس قرارداد (حسب مورد) و هزینه‌های بهره‌برداری طرح اعم از عملیات اکتشافی،‌ توسعه‌ای، طرح‌های بهبود یا افزایش ضریب بازیافت از ابتدا تا انتها توسط پیمانکار تأمین 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 هزینه‌های مستقیم سرمایه‌ای، هزینه‌های غیرمستقیم و هزینه‌های تأمین مالی قراردادی (حسب مورد) طبق دوره تعیین شده در قرارداد، محاسبه، تقسیط و بازپرداخت می‌شود.

ب- هزینه‌های بهره‌برداری و هزینه‌های غیرمستقیم دوره بهره‌برداری از شروع تولید اولیه به صورت جاری محاسبه و بازپرداخت می‌گردد. 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 منابع موضوع بند «پ» ماده 6 از محصولات یا عواید حاصل از تولیدات مخزن یا میدان موضوع قرارداد، به قیمت روز یا به صورت نقدی در سررسیدها به پیمانکار تحویل یا پرداخت می‌شود.

ماده 11- بهره‌برداری از طرح‌های قراردادهای موضوع این تصویب‌نامه‌ مطابق بندهای زیر می‌باشد:

الف) از زمان شروع بهره‌برداری در مورد طرح‌های توسعه میدان‌های کشف شده یا به نتیجه رسیدن تولید اضافی ناشی از عملیات پیمانکار در طرح‌های بهبود (IOR/IGR) یا افزایش ضریب بازیافت (EOR/EGR) تولید و بهره‌برداری از تأسیسات به نحوی که در قرارداد توافق می‌شود، با حفظ مسؤولیت‌های طرف دوم قرارداد توسط شرکتی ایرانی (که از نظر صلاحیت حرفه‌ای به تأیید کارفرما می‌رسد) انجام می‌گردد.

تبصره ـ 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 تأیید وزارت نفت نیز برسد. بین طرف دوم و 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 تأمین تجهیزات، قطعات و مواد مصرفی لازم توسط وی، به صورت مشترک انجام می‌شود. شرکت تابعه ذی‌ربط موظف است در بهره‌برداری از تأسیسات موضوع قرارداد، کلیه دستورالعمل های فنی، حرفه‌ای و برنامه‌های عملیاتی طرف دوم قرارداد را که به تأیید شرکت ملی نفت ایران رسیده است، رعایت و اجرا نماید.

ب) هزینه‌های بهره‌برداری براساس برنامه مالی عملیاتی سالانه تعیین و توسط پیمانکار پرداخت و از محل منابع ناشی از تولید نفت، گاز یا میعانات گازی و دیگر محصولات تولیدی میدان یا مخزن به ترتیب مقرر در این مصوبه بازپرداخت می‌گردد.

پ) پیمانکار در دوره بهره‌برداری ضمن اینکه موظف به انجام تعهدات خود به موجب قرارداد توسعه، بهبود یا افزایش ضریب بازیافت میدان یا مخزن می‌باشد، مکلف است با توجه به اطلاعاتی که از حضور در بهره‌برداری میدان کسب می‌کند و در پی آن با انجام مطالعات لازم برای اصلاح طرح توسعه و در صورت نیاز، به ارائه پیشنهاد طرح‌های اصلاحی با هدف حفظ ظرفیت، بهبود یا افزایش بازیافت نفت 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 هزینه‌های مربوط در برنامه مالی عملیاتی سالانه طرح به اجرا درمی‌آید.

ت) در جریان بهره‌برداری، هرگونه اجرای طرح جدید در منطقه قراردادی باید به تصویب کارفرما برسد و طرف دوم قرارداد طبق قرارداد موظف به بهر‌ه‌برداری با بهترین شیوه‌های متعارف کار در صنعت جهانی نفت با تشخیص وزارت نفت از کلیه تأسیساتی است که طبق مقررات همین ماده برای بهره‌برداری دراختیار وی قرار می‌گیرد.

ث) نفت، گاز یا میعانات گازی و دیگر مواد موجود در مخازن موضوع قرارداد کلاً متعلق به جمهوری اسلامی ایران و نفت، گاز 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 یا ورود مجدد به چاه‌ها و انجام تعمیرات در آنها (Work Over) یا هرگونه عملیات مربوط به حفظ و نگهداری تجهیزات و تأسیسات، این عملیات با مجوز کارفرما توسط و با هزینه طرف دوم قرارداد انجام شده و بازپرداخت آن از محل درآمدهای حاصل از نفت اضافی تولیدی میدان یا مخزن به علاوه هزینه تأمین مالی به میزان توافق شده در قرارداد بازپرداخت می‌گردد.

ماده 12ـ به شرکت ملی نفت ایران اجازه داده می‌شود در صورت ضرورت پس از اخذ مجوز موردی از وزیر نفت، با رعایت ماده 1 (جز بند «ط» این ماده)، ماده 3 (جز بند «ث») تبصره ذیل بند «الف» و بندهای «ب» و «پ» ماده 4، ماده 5، تبصره ذیل بند «ب» ماده 6، مواد 8، 9 و 10 این مصوبه نسبت به عقد قرارداد بیع متقابل برای توسعه میدان یا مخزن کشف شده و توسعه‌نیافته اقدام نماید. در این قراردادها شرکت ملی نفت ایران مجاز است با رعایت مفاد بند «پ» ماده 6 همین مصوبه نسبت به بازپرداخت هزینه‌های مستقیم، هزینه‌های غیرمستقیم به همراه هزینه‌های تأمین مالی و نیز پرداخت حق‌الزحمه متعلقه به طرف دوم قرارداد به روال معمول در قراردادهای متعلقه مشابه در جدول زمانی توافق شده در قرارداد.

ماده 14- در تنظیم متن هر قرارداد و پیوست‌های آن، علاوه بر مراعات مواردی که به صراحت در این مصوبه به آن‌ها اشاره شده، باید حقوق، تعهدات و مسؤولیت‌های طرفین قرارداد در زمینه‌های مختلف مانند فرآیند حسابداری و حسابرسی، روش انجام پرداخت یا بازپرداخت مالی، بازرسی فنی، تعمیر و نگهداری، روش‌های اندازه‌گیری تولید، آموزش نیروی انسانی، سلامت، ایمنی و محیط زیست، واردات و صادرات، بیمه، محرمانگی، شرایط خاتمه و فسخ قرارداد، فورس‌ماژور، رهاسازی منطقه قراردادی، نحوه حل و فصل اختلافات و زبان قرارداد نیز به روشنی در متون یاد شده تعریف و مشخص گردد.

ماده 10- قراردادهایی مشمول مقررات این مصوبه می‌باشند که به طور مشخص مسؤولیت عملکرد مخزن در دوره بهره‌برداری و به تبع آن بازپرداخت‌ هزینه‌های طرف دوم قرارداد و پرداخت دستمزد و حق‌الزحمه به طرف دوم قرارداد منوط به میزان موفقیت وی در تولید نفت و گاز می‌شود. لذا قراردادهایی که حسب نیازها و ضرورت‌های عملیاتی توسط شرکت ملی نفت ایران برای اکتشاف، نگهداشت تولید و یا دیگر عملیات نفتی که منجر به توسعه میدا‌ن‌ها یا مخزن‌ها و یا افزایش بازیافت از مخازن با شرکت‌های خدمات نفتی OSC (مانند شرکت‌های حفاری) و یا پیمانکاران ساخت و نصب (EPC/E&C) و دیگر عرضه‌کنندگان کالاها و خدمات موردنیاز منعقد می‌شود (اعم از این که پرداخت‌های با ایشان به صورت نقدی و یا همراه با تأمین مالی مانند قراردادهای EPCF باشد)، کماکان تابع مقررات مربوط به خود بوده و مشمول این مصوبه نمی‌باشند.