روش «مونت کارلو»[72] در بسیاری از پروژه ها، متولیان پروژه تمایل دارند تا ریسک های موجود در آن را در بدترین حالت ممکن در نظر بگیرند. تکنیک مونت کارلو یکی از تکنیک های کل گرا در میان تکنیک های مدیریت ریسک می باشد زیرا در این تکنیک هزینه ی کل پروژه و کلیه ی ریسک های پروژه تبیین می شوند، بدین ترتیب این تکنیک بازتاب دهنده ی ریسک های پروژه به وسیله ی محاسبه ی این احتمال می باشد که پروژه با هزینه و اهداف مشخص به مرحله ی نهایی خواهد رسید.[73]

تکنیک های دیگر مدیریت ریسک اغلب یک برآورد قطعی برای زمان و هزینه های فعالیت های یک پروژه ارایه می دهند اما به وسیله ی روش مونت کارلو زمان و هزینه ی فعالیت ها در حالت های مختلف پروژه محاسبه می گردد و از این نظر نسبت به سایر تکنیک ها برتری دارد.[74]

روش مونت کارلو، زمانی کاربرد دارد که مدیران پروژه در صدد احراز موفقیت آمیز بودن پروژه در یک مدت زمان مشخص و با منابع مالی معین هستند. همچنین مدیران پروژه روش مونت کارلو را برای تعیین سرمایه ی لازم جهت افزایش احتمال تکمیل یک پروژه به کار می برند.[75]

روش های مذکور می توانند در پروژه های مختلف مورد بهره گیری قرار بگیرند. می توانیم به کمک این روش ها ریسک های متعدد پروژه ها را مشخص کنیم اما به مقصود مدیریت ریسک ها بایستی از متخصصان رشته های مختلف کمک بگیریم و از روش های حقوقی و ابزارهایی که یک حقوقدان در اختیار دارد نیز بهره گیری کنیم. حقوقدان می تواند با کمک به طرفین پروژه، شکل قراردادی مناسب را پیشنهاد دهد و با درج ضمانت اجراها و راهکارهای حل و فصل اختلافات، ریسک های پروژه را مدیریت کند. همچنین حقوقدان می تواند به شفاف شدن قرارداد و کاهش ابهام ها کمک نماید و در انتخاب قواعد مناسب، آنها را راهنمایی کند. بدین مقصود در فصل بعد قراردادهایی که ممکن می باشد در پروژه های نفتی مورد بهره گیری قرار بگیرد را از دیدگاه مدیریت ریسک طبقه بندی می کنیم. هدف ما از طبقه بندی قراردادهای بالادستی صنعت نفت این می باشد که طرفین پروژه با در نظر داشتن شرایط و ریسک های پروژه، قرارداد مناسب را انتخاب کنند تا پروژه به نحو موفقیت آمیزی به اتمام برسد.

مبحث دوم- تعریف ریسک

ریسک به مفهوم احتمال تغییر مثبت یا منفی در اندازه منافع پیش بینی شده ی یک پروژه می باشد که ممکن می باشد به وسیله ی وقوع رویداد(غیر ارادی) یا یک تصمیم(ارادی) ایجاد گردد. به این دلیل از احتمال سخن به میان می آید که قطعیت یا اطمینانی نسبت به تغییر در شرایط وجود ندارد؛ این در حالی می باشد که اگر از وقوع رویداد یا حادثه ای مطمئن باشیم کلیه ی تغییرات را لحاظ می کنیم و اجازه ی اثرگذاری ریسک را نمی دهیم.[76]

اگرچه ممکن می باشد بعضی از پژوهشگران، واژه های ریسک و عدم قطعیت[77] را به جای یکدیگر به کار برند اما بایستی گفت که آنها برابرنهاده نیستند. عدم قطعیت تنها به رویدادهایی تصریح می کند که احتمال وقوع آنها کاملا ناشناخته می باشد. پیش روی، ریسک، به مفهوم افزایش احتمال وقوع حوادث نامعلومی می باشد که ممکن می باشد به صورت مثبت یا منفی بر روی یک پروژه تاثیر بگذارد. بدین ترتیب وقتی از ریسک صحبت می کنیم یعنی درکی از احتمال وقوع یک رویداد داریم این در حالی می باشد که وقتی سخن از عدم قطعیت می رود در واقع احتمال وقوع یک رویداد برای ما کاملا ناشناخته می باشد.[78]

ماهیت هر ریسکی مرکب از سه عنصر اساسی می باشد: رویداد، احتمال وقوع و تاثیر(شدت و اشکال).[79]

مدیران پروژه نخست بایستی ماهیت حادثه را قبل از دو عنصر دیگر مورد مطالعه قرار دهند زیرا بدون تعریف دقیق رویدادِ واجد ریسک، تعیین احتمال و تاثیر آن بسیار دشوار می گردد. در این صورت می توانیم ریسک ها را به دو گروه شناسایی شده و ناشناخته تقسیم کنیم.

ریسک های شناخته شده، ریسک هایی هستند که تعریف و تحلیل شده اند و می توان برای آنها طرحی جهت پاسخگویی تهیه نمود، اما ریسک های ناشناخته قابلیت مدیریت را ندارند اگرچه مدیران پروژه یک احتمال وقوع عمومی را با در نظر داشتن تجربه های کسب شده در پروژه های مشابه قبلی برای ریسک های ناشناخته در نظر می گیرند.[80] [81]

می توان این گونه گفت که ریسک های پروژه، رویدادها یا شرایطی غیر قطعی هستند که اگر به وقوع بپیوندد تاثیر مثبت یا منفی بر عملیات پروژه می گذارد.[82] یک ریسک دارای یک سبب می باشد که اگر واقع گردد نتایجی را به پروژه تحمیل می نماید به عنوان مثال، اخذ مجوز برای انجام یک عملیات پروژه می تواند سبب یک ریسک باشد. به بیانی دیگر رویداد دارای ریسک ممکن می باشد تاخیر در صدور مجوز باشد در حالی که طرح پروژه مدت زمان کمتری را برای اخذ مجوز در نظر گرفته می باشد. اگر این رویداد غیر قطعی به وقوع بپیوندد برآیند آن افزایش هزینه های پروژه، جدول زمانی انجام عملیات و کاهش کیفیت پروژه خواهد بود.[83]

مدیریت ریسک اغلب تمام ریسک ها را به صورت منفی در نظر می گیرد و ریسک هایی که تاثیر مثبت دارند را در فرآیند مدیریت مورد ارزیابی قرار نمی دهد.[84] برای این که متوجه شویم یک رویداد کاملا دارای ریسک می باشد، مدیران پروژه بایستی تاثیرات بالقوه ای که از وقوع یا عدم وقوع آن حاصل می گردد را در نظر بگیرند. به عنوان نمونه اگرچه ممکن می باشد احتمال وقوع یک رویداد کم باشد اما نتایج آن(در صورت وقوع) ممکن می باشد فاجعه آمیز باشد. یک شرکت هواپیمایی یا شرکت نفتی خارجی این نوع وضعیت ها را در نظر می گیرد. به عنوان نمونه اگرچه احتمال وقوع سانحه ی هوایی پایین می باشد اما عواقب آن بسیار سنگین می باشد. در صنعت نفت نیز می توان به فعالیت اکتشاف نفت توسط شرکت های نفتی تصریح نمود که یک فعالیت بسیار پر ریسک می باشد. به گونه معمول از هر ده فرآیند اکتشاف نفت نه مورد آن موفقیت آمیز نیست.[85]

ریسک ها از نظر تاثیراتی که ممکن می باشد در یک بازه ی زمانی بگذارند نیز قابل تقسیم هستند: ریسک های بلندمدت[86]، میان مدت[87] و کوتاه مدت[88]. ریسک های بلندمدت می توانند در طول سالیان بر پروژه تاثیر بگذارند. ریسک های بلندمدت بیشتر به استراتژی، تاکتیک و عملیات شرکت نفتی خارجی ارتباط دارد.[89] به عنوان نمونه سرمایه گذاری جهت اکتشاف و بهره برداری[90] از نفت خام موجود در اعماق دریا و بهره برداری از نفت خام میدان به صورت تجاری می تواند یک ریسک بلندمدت محسوب گردد؛ زیرا موفقیت یا شکست در این پروژه فورا عیان نمی گردد. ریسک های میان مدت، تاثیرات خود را کمی پس از وقوع رویداد(معمولا یک سال) یا اتخاذ تصمیم می گذارند. به عنوان نمونه افزایش هزینه های عملیات پروژه می تواند در میان مدت منجر به ناتوانی متولیان برای تامین مالی پروژه نفتی گردد و در بلندمدت به شکست پروژه بینجامد.[91] ریسک های کوتاه مدت تاثیر خود را بلافاصله پس از وقوع رویداد خواهند گذاشت. مثلا آتش سوزی، فورس ماژور، ریسک هایی هستند که تاثیر و نتایج فوری بر پروژه می گذارند. این ریسک ها، عملیات کارآمد پروژه را تحت تاثیر قرار می دهند و به احتمال زیاد آسان ترین نوع ریسک هایی هستند که می توان مشخص و مدیریت نمود.[92]

با در نظر داشتن مطالب مذکور ریسک های موجود در یک پروژه ی نفتی را می توان به پنج گروه تقسیم بندی نمود:

  • ریسک های خارجی و غیر قابل پیش بینی: ریسک هایی هستند که از کنترل اشخاص و مدیران پروژه خارج می باشند. این ریسک ها از وقایع خارجی مثل فعل شخص ثالث، بلایای طبیعی و… ناشی می شوند. از آنجایی که وقوع چنین حوادثی و تاثیر آنها بر پروژه قابل پیش بینی نیست، معمولا در قراردادها، بندی را به تعریف و اظهار مصادیق آنها اختصاص می دهند تا از این راه ریسک های ناشی از چنین حوادثی را به حداقل برسانند. زیرا پس از تعریف حادثه و تعیین مصادیق آن ریسک تا حد زیادی تحت کنترل طرفین قرارداد قرار می گیرد.[93]
  • ریسک های خارجی قابل پیش بینی اما غیر قطعی: این ریسک ها نیز خارج از کنترل اشخاص یا شرکت های موجود در یک پروژه هستند. آنها قابل پیش بینی هستند اما تاثیر واقعی این ریسک ها بر یک پروژه را نمی توان به گونه دقیق تخمین زد. مثلا شرایط نامساعد جوی در حین انجام پروژه قابل پیش بینی می باشد اما به گونه قطع نمی توان تاثیر واقعی آن را بر روی پروژه سنجید.[94]
  • ریسک های داخلی مربوط به فن آوری: این نوع ریسک ها به صورت مستقیم از فن آوری به کار گرفته شده در طراحی، ساخت و اجرای یک پروژه ناشی می گردد.
  • ریسک های داخلی و غیر فنی: این دسته از ریسک ها در کنترل اشخاص یا شرکت های موجود در یک پروژه می باشد و معمولا از شکست تیم پروژه در دست یابی به عملکرد قابل انتظار ناشی می گردد. به عنوان نمونه تاخیر در ساخت و اجرای پروژه، توقف در جریان نقدینگی پروژه و هزینه های بیش از بودجه ی پروژه ریسک های داخلی هستند و ارتباطی به مسایل فنی ندارند.
  • ریسک های قانونی: ریسک های قانونی می تواند از چگونگی ی تنظیم قرارداد یا قوانین مالیاتی و… ناشی گردد.[95]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

فصل دوم- انواع قراردادهای نفتی از دیدگاه مدیریت ریسک

 

هر کشوری برای اکتشاف و توسعه ی میادین نفتی به فراخور نظام حقوقی خود، شرایط اقتصادی و توانایی های فنی اقدام به تنظیم مقررات مرتبط با صنعت نفت و ایجاد چارچوب های قراردادی می کند. علی الاصول قراردادهای نفتی ابزاری برای تخصیص وظایف، تعهدات و ریسک های موجود در حین اجرای عملیات پروژه می باشند هر چند که ممکن می باشد در این راه چندان کارآمد جلوه نکنند. با نگاهی به روابط دولت های میزبان و شرکت های نفتی خارجی متوجه می شویم که هم دولت میزبان و هم شرکت های نفتی خارجی علاقه ی مضاعفی به مالکیت نفت خام و مدیریت پروژه دارند. این مساله به خوبی در سیر تحول قراردادهای نفتی مشهود می باشد.

در کنار این علاقه بایستی بگوییم که موضوع واحد این قراردادها همانا تاسیس یک ارتباط ی قراردادی میان شرکت نفتی خارجی و دولت میزبان یا شرکت ملی نفت آن کشور می باشد. همان گونه که می دانیم انعقاد قرارداد فرصت ارزشمندی را برای شرکت های نفتی خارجی به وجود می آورد تا به وسیله ی آن با دولت میزبان یک ارتباط ی حقوقی مستقر کنند و بدین ترتیب از وقوع ریسک هایی که مرتبط با اعمال دولت می باشد مثل تغییر قوانین تا حدود زیادی جلوگیری نمایند.

روش های قراردادی جهت اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی را می توان از نقطه نظرِ دولت میزبان به چهار دسته کلی تقسیم نمود:

  • نخستین روش مربوط به دولت هایی می گردد که تمایل دارند تا تمام عملیات اکتشاف و توسعه را خود انجام دهند. در این روش دولت اقدام به سرمایه گذاری می کند و معمولا شرکت ملی نفت، عملیات پروژه را انجام می دهد با این قید که می تواند بخشی از عملیات پروژه را به پیمانکاران دست دوم بسپارد. به گونه طبیعی از یک سو، این روش دارای ریسک زیادی می باشد و از سوی دیگر امکان عملی شدن آن بسیار پایین می باشد زیرا عمده ی کشورهای نفت خیز فن آوری های مدرن را در اختیار ندارند وحتی اگر بپذیریم که دولتی تمام عملیات را خود انجام دهد، حداقل نیازمند مشاوره های فنی و تخصصی شرکت های نفتی خارجی می باشد.[96]
  • دومین روش بهره گیری دولت میزبان از قراردادهای خدماتی محض می باشد. مطابق قراردادهای خدماتی محض دولت میزبان متعهد می گردد تا تمام مخارج و هزینه های اکتشاف، توسعه و تولید نفت را بپردازد و پیش روی از خدمات شرکت های نفتی خارجی بهره گیری کند. بدین ترتیب شرکت های نفتی هیچ حق مالکیتی نسبت به نفت خام میادین نخواهند داشت و تنها در برابر ارایه ی خدمات، مبالغی را بر اساس قرارداد دریافت می نمایند. در این روش شرکت های نفتی تأثیر مشاور، ناظر یا متناسب کننده را بر عهده دارند.[97]
  • روش سوم را می توان متداول ترین روش اکتشاف و توسعه ی میادین نفتی دانست. مطابق این روش و بر خلاف روش دوم، ریسک های مالی بر عهده ی شرکت های نفتی می باشد و آنها بایستی ضمن عملیات اکتشاف، توسعه و تولید نفت به سرمایه گذاری و تامین مالی هزینه های پروژه نیز بپردازند. قراردادهای امتیازی(سنتی و مدرن)، مشارکت در تولید و قرارداد خدماتی با ریسک در این دسته قرار می گیرد.[98]
  • روش چهارم بهره گیری از قراردادهای مشارکتی(مشارکت در سرمایه گذاری و قرارداد عملیات مشترک) می باشد که به وسیله ی آن دولت میزبان تامین بخشی از سرمایه پروژه را متقبل می گردد و دو طرف ریسک های مالی پروژه را میان خود تقسیم می کنند. معمولا این روش زمانی از سوی دولت میزبان مورد بهره گیری قرار می گیرد که دولت میزبان نسبت به اندازه نفت خام موجود در میدان(در مقیاس تجاری) اطمینان داشته باشد.[99]

سیر تحول قراردادهای نفتی نشان می دهد که امروزه تاکید بیشتر دولت های میزبان بر ظرفیت های داخلی می باشد؛ به عنوان نمونه ممکن می باشد در قراردادهای نفتی مدرن، شرکت نفتی خارجی موظف گردد تا کالاهای داخلی را برای توسعه ی میادین نفتی خریداری نماید مثلا شرکت نفتی صاحب امتیاز در برزیل موظف می گردد تا از تامین کنندگان کالاها و خدمات برزیلی بهره گیری کند. همچنین دولت های میزبان تمایل بیشتری دارند مبنی بر این که تأثیر عمده ای را در پروژه های نفتی از طریق شرکت های ملی نفت اعمال کنند. از سوی دیگر تعهدات محیط زیستی و حقوق بشری نیز جزیی از قراردادهای نفتی شده اند. در این فصل کوشش می کنیم تا تخصیص و مدیریت ریسک های موجود در یک پروژه نفتی را با در نظر داشتن شکل قراردادی که طرفین انتخاب می نمایند، مطالعه کنیم.

هدف ما در این فصل، تاکید بر تدوین قراردادهای همسان در صنعت نفت می باشد. به بیانی دیگر شرکت ملی نفت ایران نیز به مانند سایر کشورها بایستی نمونه های استاندارد قراردادی را به کمک کارشناسان تهیه و تدوین کند. موسسه ها و کارشناسان صاحبنظر با همکاری شرکت ملی نفت اقدام به تهیه نمونه های قراردادی می کنند تا بیشترین مقبولیت و کارآمدی را در صنعت نفت داشته باشد.

مزایای بهره گیری از نمونه های قراردادی عبارت می باشد از:

  • یک نمونه قراردادی خوب به طرفین این اجازه را می دهد تا با زمان کمتر بر 80 درصد مندرجات قرارداد توافق کنند زیرا این مندرجات استاندارد می باشد و در متن های قراردادی مشابه نیز تکرار شده می باشد. پس طرفین می توانند بر 20 درصد دیگر قرارداد متمرکز شوند.
  • ثبات و درک مناسب از قرارداد خود به خود از امکان بروز اختلاف می کاهد و بدین ترتیب ریسک مراحل و فرآیندهای حل و فصل اختلافات کاهش پیدا می کند. از سوی دیگر در معرض عموم بودن نمونه های قراردادی منجر به مشخص شدن نقاط قوت و اشکال مندرجات قراردادی می گردد که این مساله می تواند ریسک های قرارداد را کاهش دهد.
  • یک نمونه قراردادی موفق به صنعت نفت این اجازه را می دهد تا بر بخش های دیگر قرارداد متمرکز گردد و بدین ترتیب مطلوبیت خود را ارتقا دهد.
  • نمونه های قراردادی، هزینه های قراردادی را کاهش می دهد. به طوری که در بسیاری از پروژه های بالادستی صنعت نفت زمان مذاکرات از دو سال به شش ماه کاهش پیدا کرده می باشد.[100] این در حالی می باشد که برای انعقاد قرارداد بیع متقابل با شرکت ملی نفت در ایران حداقل دو سال زمان صرف می گردد.[101]

از آنجایی که قراردادهای اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی به وسیله ی مذاکرات طرفین قرارداد منعقد می گردد احتمال تغییر مفاد آن با در نظر داشتن شرایط هست. با وجود این، اساس تمام این قراردادها و شروط مندرج در آنها را از منظر مدیریت ریسک می توان در قراردادهای زیر اختصار نمود:

مبحث نخست- قراردادهای توام با ریسک بیشتر برای پیمانکار

گفتار نخست- موافقتنامه/قراردادهای امتیازی[102] [103]

با نگاهی به تاریخ متوجه می شویم، نخستین قراردادهایی که میان دولت های دارنده ی ذخایر نفتی و شرکت های نفتی خارجی منعقد گردید موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز بودند. مطابق این توافق، یک شخص حقیقی یا حقوقی، حق انحصاری اکتشاف نفت در یک کشور را به دست می آورد و در صورت موفقیت در اکتشاف نفت، شرکت نفتی وظیفه ی تولید، بازاریابی، و انتقال آن را به بازارهای هدف داشت. پیش روی این حقوق، شرکت نفتی بایستی بهره ی مالکانه و مالیات به دولت می پرداخت.[104] در آن دوران هدف دولت های میزبان جمع آوری مالیات بود و تمایل چندانی به مداخله در صنعت نفت نداشتند.

موافقتنامه های اعطای امتیاز تا به امروز پابرجا مانده می باشد و مورد بهره گیری ی بعضی از دولت های دارنده ی منابع نفتی قرار می گیرد البته موافقتنامه های اعطای امتیاز کنونی به شکلی متفاوت از موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز بهره گیری می گردد.

اعطای امتیاز بهره برداری از معادن، آغاز به صورت توافق بود به بیانی دیگر دولت میزبان با متقاضی امتیاز وارد مذاکره می گردید و با توافق طرفین امتیاز به شرکت خارجی واگذار می گردید؛ در بعضی موردها نیز اعطای امتیاز منوط به تصویب مجالس قانونگذاری بود پس نخستین امتیازهای اعطایی، بیشتر به موافقتنامه شباهت داشتند. با کمرنگ شدن تأثیر تصدی گری دولت های میزبان و علاقه ی آنها به ایفای تأثیر حاکمیتی، شرکت های ملی نفت تاسیس گردید. بدین ترتیب شرکت های خارجی علاقه مند به دریافت امتیاز اکتشاف و توسعه ی میادین نفتی بایستی با شرکت های ملی نفت وارد مذاکره می شدند و با حصول توافق، قرارداد امتیاز را منعقد می کردند. در صورتی که عملیات مرتبط با امتیاز نیازمند اخذ مجوزهایی باشد، قوه ی مجریه مجوزهای لازم را صادر می کند.[105]

موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز دارای چنین ویژگی هایی هستند:

  • شرکت نفتی خارجی که امتیاز را دریافت نموده می باشد دارای حق انحصاری اکتشاف، توسعه، استخراج و فروش نفت می باشد بدین ترتیب کلیه ریسک ها و هزینه های پروژه بر عهده ی شرکت نفتی خارجی می باشد.
  • علی الاصول شرکت خارجی تعهدی به فروش نفت در بازار داخل کشور و تامین نیازهای داخلی آن کشور ندارد. به بیانی دیگر شرکت خارجی آزاد می باشد تا نفت استخراجی را به هر بازار دیگری عرضه نماید. با وجود این، ممکن می باشد در قرارداد اعطای امتیاز شرط گردد که شرکت خارجی بایستی درصدی از نفت استخراجی را به بازار داخلی عرضه کند و یا در اختیار دولت میزبان قرار دهد.[106] اگر این طور نباشد ممکن می باشد دولت میزبان با ریسک کمبود منابع نفتی در کشور خود روبرو گردد و این امکان هست که به دلیل فشارهای داخلی دولت میزبان مجبور به اعمال ممنوعیت در صدور نفت خام از سوی شرکت نفتی خارجی گردد.
  • مالکیت تمام تجهیزات به کار گرفته شده جهت اکتشاف و استخراج نفت متعلق به شرکت خارجی می باشد مگر این که در موافقتنامه به طریق دیگری توافق شده باشد.[107]
  • تعهدات شرکت خارجی نسبت به دولت میزبان اغلب محدود به پرداخت اجاره ی سالانه و بهره مالکانه[108] می گردد. به عنوان نمونه می توان به موافقتنامه ی اعطای امتیاز میان پادشاهی عربستان سعودی[109] و «استاندارد اویل کالیفرنیا»[110] در سال 1933 تصریح نمود. مطابق این توافق شرکت نفتی استاندارد اویل کالیفرنیا امتیاز اکتشاف نفت در سراسر خاک عربستان سعودی را به دست آورد و پیش روی مکلف گردید، تا وامی به مبلغ پنجاه هزار پوند(برابر با 250000 دلار همان زمان)، مبلغ پنج هزار پوند انگلیس بابت اجاره ی سالیانه و بهره مالکانه چهار شیلینگ به ازای هر تن نفت خام استحصال شده به پادشاهی سعودی پرداخت کند.
  • علی الاصول برای جلوگیری از ریسک تغییر یا فسخ یک جانبه ی موافقتنامه از سوی دولت میزبان، شرط ثبات را در آن قید می کنند که بر اساس آن دولت میزبان حق تغییر یا لغو موافقتنامه را ندارد. به عنوان نمونه در موافقتنامه ی امتیازی دولت کویت و امین اویل[111]، شرطی وجود داشت مبنی بر این که دولت کویت نمی تواند با صلاحدید خود اقدام به تغییر موافقتنامه کند. در سال 1977 دولت کویت با در نظر داشتن تاسیس سازمان کشورهای صادرکننده ی نفت(اوپک) و حاکم شدن استانداردهای جدید، در برابر پرداخت غرامت منصفانه، اقدام به ملی کردن امتیاز نمود و بدین ترتیب امتیاز امین اویل غیر معتبر گردید. پس از اقدام دولت کویت، امین اویل استدلال نمود که ملی کردن امتیاز، خلاف شرط ثبات مندرج در موافقتنامه می باشد. طرفین مطابق موافقتنامه اختلاف خود را نزد داوری ارایه کردند. هیات داوران با این استدلال که ملی کردنِ امتیاز، ارتباطی به شرط ثبات مندرج در موافقتنامه ندارد با اکثریت آرا به نفع دولت کویت رای داد. به بیانی دیگر داوران با در نظر داشتن تغییر توجه نسبت به ملی کردن اظهار کردند که شرط ثبات دیگر به معنی ممنوعیت ملی کردن نیست بلکه امروزه مقصود از شرط ثبات در قراردادها این می باشد که دولت میزبان نباید بدون پرداخت غرامت اقدام به سلب مالکیت اموال شرکت خارجی نماید و ملی کردن دولت کویت به درستی توام با شرط پرداخت غرامت منصفانه بوده می باشد.[112]

گویا که موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز ریسک بسیار کمی را به دولت میزبان تحمیل می کند زیرا شرکت نفتی خارجی موظف می باشد تا تمام تجهیزات، هزینه ها و سرمایه های لازم را برای اکتشاف و توسعه ی نفت خام تامین نماید اما پیش روی این مزیت، موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز دارای ریسک هایی نیز برای دولت های میزبان هستند:

الف) چنین موافقتنامه هایی اغلب پیش روی اعطای حق انحصاری اکتشاف و توسعه ی میادین نفتی در سرتاسر سرزمین دولت میزبان به شرکت نفتی خارجی، مبلغ ناچیزی را برای دولت های میزبان در نظر می گرفتند. اغلب در موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز، بهره مالکانه دولت میزبان بر مبنای حجم نفت خامی که استحصال می گردید به صورت ثابت محاسبه می گردید(مثلا 1 دلار به ازای هر تن نفت خام) این در حالی می باشد که ارزش نفت خام ممکن بود در بازار بیش از بهره مالکانه باشد؛ بدین ترتیب سود شرکت نفتی خارجی و دولت میزبان با یکدیگر متجانس نبود و اغلب شرکت های نفتی سود سرشاری را از این راه به دست می آوردند. همچنین به دلیل عدم محاسبه ی ارزش نفت خام و تفاوت منافع طرفین این امکان وجود داشت که شرکت نفتی خارجی تمام نفت موجود در میدان را استحصال نکند.[113] درست می باشد که دولت میزبان هزینه ای را بابت عملیات اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی پرداخت نمی کند اما از آنجایی که منافع دولت میزبان و شرکت نفتی خارجی در یک راستا قرار ندارد و دولت های میزبان، نظارت چندانی بر عملکرد این شرکت ها ندارند، می توان این گونه گفت که ریسک امتیازهای سنتی برای دولت های میزبان نیز بالا می باشد.

ب) موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز از لحاظ طول مدت و وسعت جغرافیایی عملیات، دامنه ی بسیار گسترده ای دارند. به بیانی دیگر یک شرکت نفتی خارجی می تواند امتیاز اکتشاف و توسعه به مدت 40 تا 75 سال را اخذ نماید؛ فی المثل امتیاز 1909 میلادی ایران به شرکت نفتی بریتانیا برای اکتشاف نفت در جنوب، به مدت شصت سال اعتبار داشت یا موافقتنامه ی سنتی اعطای امتیاز میان دولت کویت و شرکت نفتی امین اویل در سال  1948 میلادی، امتیاز اکتشاف را به مدت شصت سال به شرکت نفتی امین اویل اعطا می نمود.[114] همچنین، مطابق ماده 1 «موافقتنامه ی سنتی اعطای امتیاز دولت کویت» در سال 1934 میلادی، شرکت نفتی خارجی امتیاز اکتشاف در سرتاسر سرزمین کویت را به دست آورده بود.

ج) پس از اعطای امتیاز، شرکت نفتی خارجی حق انحصاری اکتشاف را در سرزمین آن کشور به دست می آورد و دولت میزبان نمی تواند به شرکت های علاقه مند دیگر چنین امتیازی اعطا نماید. پس حق حاکمیت دولت های میزبان به شدت محدود می گردد و شرکت نفتی خارجی در برابر دریافت چنین حق انحصاری اغلب دست به رفتارهای انحصارگرایانه می زند.

به دلیل وجود ریسک های مذکور و با گذر زمان، موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز دچار دگرگونی های بسیاری شدند به طوری که می توان گفت موافقتنامه های سنتی امتیازی به کلی منسوخ و موافقتنامه های امتیازی مدرن جایگزین آنها گشته اند. بنابر موافقتنامه های امتیازی مدرن:

  • دولت های میزبان پیش روی اعطای امتیاز سنتی به شرکت های نفتی خارجی، بهره مالکانه و اجاره ی سالیانه زمین را دریافت می کردند اما در موافقتنامه های مدرن امتیازی، صاحب امتیاز موظف به پرداخت پاداش انعقاد موافقتنامه، بهره مالکانه، مشارکت خاص و اجاره ی زمین یا هزینه ی محافظت از آن هست. مطابق قانون نفت برزیل، صاحب امتیاز موظف می باشد 1 درصد از درآمد ناخالص تولید نفت را در زمینه ی مشارکت خاص سرمایه گذاری کند. مشارکت خاص به مفهوم سرمایه گذاری صاحب امتیاز در زمینه ی پژوهش و توسعه در کشور میزبان می باشد.[115]
  • نسل جدید موافقتنامه های امتیازی بنابر صلاحدید دولت میزبان به یک شرکت خارجی اعطا نمی گردد بلکه دولت میزبان شرایطی را مشخص می کند و از شرکت های متقاضی دریافت امتیاز دعوت به اقدام می آورد تا در مناقصه ی واگذاری امتیاز استحصال نفت خام شرکت کنند؛ بدین ترتیب شرکت ها دارای فرصتی برابر هستند و انتخاب آنها بستگی به پتانسیل، مهارت و تجربه ی خود شرکت ها دارد. ماده ی 23 قانون نفت برزیل مصوب 1997 میلادی برگزاری مناقصه برای اعطای امتیاز در زمینه ی اکتشاف، توسعه و تولید نفت خام را در نظر گرفته می باشد به طوری که شرکت دولتی «پتروبراس» این کشور نیز ملزم به حضور در مناقصه شده می باشد. برگزاری مناقصه یکی از رویکردهای مهم برای کاهش ریسک های عملیاتی می باشد زیرا شرکت های پیمانکار بر مبنای صلاحیت، قیمت پیشنهادی، تجربه و سایر عوامل تاثیرگذار انتخاب می شوند. بدین ترتیب با برگزاری مناقصه به اندازه زیادی از ریسک های موجود در یک پروژه کاسته می گردد.
  • نسل جدید قراردادهای اعطای امتیاز، علاوه بر تامین مالی اهدافی زیرا رفاه اجتماعی و توسعه ی ملی را نیز دنبال می کنند. فی المثل ماده ی 15 «موافقتنامه ی امتیازی بین اندونزی و پی. تی. استانوک»[116] اظهار می دارد: «شرکت نفتی بایستی تمام عملیات مرتبط با این موافقتنامه را به نحوی طرح ریزی نماید که در نتیجه اجرای آنها، صنعت نفت کشور اندونزی نیز توسعه یابد. همچنین شرکت نفتی بایستی از یک سو، رفاه مردم جمهوری اندونزی را در نظر بگیرد و از سوی دیگر با دولت اندونزی جهت ارتقای رشد و توسعه ی ساختارهای اقتصادی-اجتماعی آن از راه تامین کمک های فنی و علمی همکاری نمایند…».
  • بر خلاف موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز، موافقتنامه های امتیازی مدرن محدوده ی مشخصی را برای اکتشاف نفت خام در اختیار شرکت نفتی خارجی قرار می دهند. همچنین نظارت بر عملیات پروژه به صورت مشترک انجام می شود و در انحصار شرکت نفتی خارجی نیست. پس ریسک های موجود در نسل اول موافقتنامه های امتیازی زیرا کنترل بیگانگان بر منابع نفتی دولت میزبان و تسلط بر مناطق زیادی از آن کشور تا حدود زیادی مرتفع گردید.
  • همان گونه که در موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز نظاره کردیم، این موافقتنامه ها اغلب برای مدت زمان طولانی منعقد می شدند. نسل جدید موافقتنامه های امتیازی این مدت را محدود کرده اند. به عنوان نمونه موافقتنامه های امتیازی برزیل علی الاصول برای مدت زمان 36 سال تنظیم می شوند و این مدت زمان به دو فاز تقسیم می گردد: فاز نخست، فاز اکتشاف می باشد که 9 سال را برای آن در نظر گرفته اند و فاز دوم، فاز تولید نفت خام می باشد که پس از تجاری شدن میدان، به مدت 27 سال اعتبار دارد.[117]

نخستین موافقتنامه ی امتیازی ایران در سال 1864 میلادی به یک انگلیسی اعطا گردید. مطابق این امتیاز، پیش روی احداث خط آهن، امتیاز استخراج معادن(مانند نفت) در حریم چهل مایلی را به این شخص منتقل نمود. این موافقتنامه به دلایلی منتفی گردید و در سال 1872 میلادی امتیاز مشابهی به بارون ژولیوس رویتر[118] اعطا گردید. تفاوت این دو امتیاز در آن بود که امتیاز رویتر کل سرزمین ایران را منطقه ی عملیات محسوب نمود. امتیاز رویتر با مخالفت شدید روسیه و بعضی از سیاستمداران و  علما ملغی گردید. در سال 1901 میلادی ویلیام ناکس دارسی امتیاز اکتشاف نفت را به دست آورد. در سال 1908 میلادی نفت کشف و شرکت نفت ایران و انگلیس تاسیس گردید و کلیه حقوق و تکالیف امتیاز دارسی به این شرکت انتقال پیدا نمود.[119]

این امتیاز تا سال 1951 میلادی با اصلاحاتی در اختیار شرکت نفت ایران و انگلیس بود اما در این سال دو مجلس ایران طرح ملی شدن صنعت نفت را تصویب نمودند. و امتیاز مذکور لغو و دولت ایران اکتشاف و بهره برداری نفت خام را بر عهده گرفت.[120]

پس از تصویب طرح ملی شدن صنعت نفت ایران، مالکیت نفت به دولت ایران تعلق پیدا نمود و با نگاهی به قوانین نفت ایران متوجه می شویم که اعطای امتیاز  چه در شکل سنتی و چه در شکل مدرن به کلی ممنوع گردید.[121] به بیانی دیگر مساله ی مالکیت منابع طبیعی مانند نفت خام برای ایران از اهمیت زیادی برخوردار می باشد به طوری که اصل 45 قانون اساسی جمهوری اسلامی اظهار می دارد: «انفال و ثروت های عمومی از قبیل زمین های موات یا رها شده، معادن،… در اختیار حکومت اسلامی می باشد تا بر طبق مصالح عامه نسبت به آنها اقدام نماید…». همچنین به دلیل نگاه بدبینانه به شرکت های نفتی خارجی، علاقه ی دولت به مداخله در صنعت نفت و توانایی شرکت های نفتی ایرانی در انجام بعضی از پروژه های نفتی، با تصویب هر یک از قوانین نفت، انتخاب شکل قراردادی از سوی شرکت ملی نفت ایران محدودتر می گردید که در ادامه به آنها تصریح خواهیم نمود.

در پایان می توان این گونه گفت که موافقتنامه/قرارداد سنتی امتیاز به دلیل عدم توازن در تقسیم سود حاصل از تجاری شدن میدان نفتی، وسعت زیاد منطقه ی عملیات، اختیارات گسترده ی شرکت نفتی خارجی، عدم نظارت دولت های میزبان بر مراحل مختلف عملیات، مدت زمان طولانی امتیاز و اختیار شرکت نفتی خارجی در انجام مراحل مختلف پروژه به میل خود با وجود آن که کلیه ی ریسک های مرتبط با سرمایه گذاری، اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی بر عهده ی شرکت نفتی صاحب امتیاز قرار داشت، منجر به واکنش منفی دولت های میزبان گردید. در نتیجه شکل سنتی موافقتنامه های امتیازی به کلی منسوخ گردید.

امروزه نسل جدید قراردادهای امتیازی مورد بهره گیری ی بعضی از کشورها مثل برزیل قرار می گیرد که نسبت به نسل گذشته ی خود دچار دگرگونی های اساسی شده می باشد و اشکالات وارد بر موافقتنامه های امتیازی سنتی را تا حدود زیادی مرتفع نموده می باشد. نسل جدید قراردادهای امتیازی سود دولت های میزبان ناشی از بهره برداری نفت خام را افزایش می دهد و حقوق شرکت های نفتی را محدودتر می سازد؛ ضمن آن که مسئولیت شرکت نفتی در برابر ریسک های سرمایه گذاری، اکتشاف و بهره برداری و مالکیت شرکت بر نفت خام استحصالی همچنان هست.

همچنین دولت های میزبان با سپردن اعمال تصدی به شرکت های ملی نفت و با در نظر داشتن پتانسیل داخلی مثل توانایی سرمایه گذاری، انجام پروژه های توسعه میادین نفتی، بازاریابی و… اشکال دیگر قراردادهای نفتی را مورد بهره گیری قرار دادند. در ایران پس از ملی شدن صنعت نفت و با تصویب قوانین نفت در سال های مختلف، بهره گیری از موافقتنامه/قرارداد امتیازی به کلی متروک گردید.

گفتار دوم- موافقتنامه/قراردادهای مشارکت در تولید[122]

قرارداد مشارکت در تولید یک توافق قراردای میان پیمانکار و دولت میزبان می باشد که به وسیله ی آن شرکت نفتی خارجی به عنوان پیمانکار موظف می گردد تا تمام هزینه های اکتشاف، توسعه ی یک میدان نفتی[123] و تولید نفت[124] را به همراه تمام ریسک های موجود در حین اجرای عملیات آن میدان متقبل گردد و پس از تجاری شدن میدان نفتی، آغاز کلیه هزینه های پیمانکار از طریق اندازه مشخصی از نفت میدان پرداخت می گردد، سپس نفت باقیمانده در میدان با در نظر داشتن درصد توافق شده طرفین و قرارداد موجود، میان شرکت ملی نفت و پیمانکار تقسیم می گردد. در صورتی که در منطقه ی عملیات نفت خام با حجم تجاری پیدا نشود قرارداد مشارکت در تولید خاتمه می یابد و کلیه هزینه های صورت گرفته از سوی شرکت نفتی خارجی بر عهده ی خودش می باشد.[125] ماده 6.9 «نمونه قرارداد مشارکت در تولید برای اکتشاف و تولید نفت خام در کردستان عراق»[126] نیز به این مساله تصریح می کند.[127]

به عبارت دقیق تر قراردادهای مشارکت در تولید متمرکز بر برون داد عملیات نفتی می باشد که بر اساس توافق طرفین میان آنها تقسیم می گردد. این شکل قراردادی نخستین بار در اندونزی به سال 1966 میلادی مورد بهره گیری قرار گرفت و از نمونه قراردادی که کشاورزان و صاحبان زمین در آن وقت مورد بهره گیری قرار می دادند[128] الهام گرفته شده می باشد.[129] [130]

دولت نیجریه مانند علت های تغییر رویکرد قراردادی از قراردادهای عملیات مشترک به قرارداد مشارکت در تولید را کاهش مداخله ی دولت در بخش صنعت نفت و ریسک های موجود در قراردادهای عملیات مشترک زیرا التزام به تامین مالی به اندازه سهم خود می داند چنان که دولت نیجریه در سال 2005 میلادی بیش از چهار میلیارد و چهارصد میلیون دلار در این بخش سرمایه گذاری کرده می باشد. همچنین عدم تخصص و توانایی شرکت ملی نفت این کشور(به گونه سنتی نماینده ی دولت میزبان در انعقاد قرارداد مشارکت در تولید، شرکت ملی نفت می باشد) در مدیریت پروژه های پیچیده ی نفتی و عدم توانایی آن در نظارت بر عملکرد شریک عامل از دیگر علت های روی آوردن به قراردادهای مشارکت در تولید می باشد.[131]

مانند ایرادهای قراردادهای امتیازی سنتی محدود نبودن منطقه ی عملیات بود به بیانی دیگر شخص دارنده ی امتیاز اکتشاف و بهره برداری می توانست در تمام سرزمین یک کشور دست به عملیات بزند اما این مساله در قراردادهای مشارکت در تولید تا حدود زیادی مرتفع گردید.

پس از گسترش امواج ملی گرایی در کشورهای دارای منابع طبیعی این کشورها علاقه ی زیادی دارند تا بر حق حاکمیت خود بر منابع طبیعی مانند نفت خام تاکید کنند پس در قراردادهای مشارکت در تولید نیز تاکید می گردد که حاکمیت دولت بر منابع طبیعی همچنان پابرجا خواهد ماند. به عنوان نمونه مطابق ماده 3 قانون جدید نفت لیبریا[132] «تمام مواد هیدروکربروری متعلق و غیر از مایملک جمهوری لیبریا می باشد که شرکت ملی نفت لیبریا[133] به نمایندگی از دولت به اعمال این حق می پردازد…». همچنین ماده ی 2 نمونه قرارداد مشارکت در تولید برای اکتشاف و تولید نفت خام در کردستان عراق اظهار می دارد: «…دولت محلی کردستان عراق به نمایندگی از مردم کردستان مالک منحصر[134] نفت خام استخراجی در منطقه قراردادی می باشد». همچنین بر خلاف قراردادهای امتیازی سنتی، در قراردادهای مشارکت در تولید، مالکیت اموال و تجهیزات بهره برداری از نفت خام پس از پایان مدت بهره برداری شرکت نفتی خارجی به دولت میزبان منتقل می گردد.[135]

تقسیم نفت خام تولیدی پس از کسر هزینه های شرکت نفتی خارجی مطابق قرارداد میان دولت میزبان و شرکت نفتی خارجی به نسبت سهم آنها تقسیم می گردد. سهم نهایی کشور میزبان در اکثر قراردادهای مشارکت در تولید بین 75 تا 90 درصد درآمد نهایی پروژه می باشد؛ به عنوان نمونه اندازه سهم دولت های میزبان در کشورهایی نظیر مصر و لیبی بین 81 تا 90 درصد متغیر می باشد و الباقی که بین 10 تا 19 درصد خواهد بود به شرکت نفتی خارجی تعلق می گیرد. لازم به یادآوری می باشد که در قراردادهای مشارکت در تولید، سهم دولت میزبان تنها درصدی از نفت خام استحصالی مطابق قرارداد نیست بلکه دولت میزبان اغلب با طرح مالیات های متنوع، پاداش[136] و حق امتیاز درآمد خود از عملیات نفتی را افزایش می دهد.[137] فی المثل مطابق ماده ی 29 «قرارداد عملیات مشترک و مشارکت در تولید میادین آذری، چیراگ و میدان گوناشی(واقع در آب های عمیق دریای مازندران) میان شرکت دولتی جمهوری آذربایجان و ده شرکت نفتی»[138](1994) پاداشی که بایستی به SOCAR[139] تعلق بگیرد 300 میلیون دلار می باشد. از این اندازه 50 درصد آن پس از گذشت 30 روز از امضای قرارداد بایستی پرداخت گردد. مطابق ماده 11 «نمونه قرارداد مشارکت در تولید میان جمهوری گینه استوایی و شرکت نفتی»(2006)، پیمانکار بایستی به دولت جهت امضای قرارداد پاداش بدهد. همچنین مطابق ماده 11 پیش نویس جدید قانون نفت عراق(2007) «درآمدهای نفتی عبارت می باشد از تمام درآمدهای ناشی از نفت خام و گاز، بهره های مالکانه، پاداش امضای قرارداد و پاداش های تولید نفت خام مطابق قرارداد».

ریسک های موجود در قرارداد مشارکت در تولید به ریسک های موجود در موافقتنامه های اعطای امتیاز شباهت دارد اما مورد هایی زیرا مالکیت مخزن، چگونگی وصول هزینه های صورت گرفته توسط شرکت نفتی پیمانکار و چگونگی تقسیم منافع حاصل از فروش نفت بین دولت میزبان و شرکت نفتی مانند تفاوت های آنها می باشد.

از آنجایی که در مرحله ی اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی ریسک های متعدد و پر هزینه ای هست گویا قرارداد مشارکت در تولید گزینه ی مطلوبی برای دولت میزبان باشد زیرا پیمانکار موظف به تامین مالی کلیه هزینه ها، انجام عملیات اکتشاف، بهره برداری و تولید در مقیاس تجاری می باشد پس ریسک تولید در مقیاس تجاری نیز به پیمانکار منتقل می گردد.[140] بهره گیری از قراردادهای مشارکت در تولید به دلیل بلندمدت بودن آن، انگیزه ی بکارگیری فن آوری ها و تجهیزات پیشرفته و مواد اولیه با کیفیت را دوچندان می کند. از سوی دیگر قرارداد مشارکت در تولید به دلیل تقسیم نفت خام موجود در میدان می تواند به ترغیب سرمایه گذاران و شرکت های نفتی خارجی برای سرمایه گذاری در پروژه های اکتشاف و بهره برداری بینجامد.

گفتار سوم- قراردادهای ساخت، بهره برداری و واگذاری(BOT)[141] [142]

می توان این گونه گفت که واژه ی BOT، به فعالیت های اقتصادی اطلاق می گردد که در آنها، شرکت های خصوصی وظیفه ی ساخت و بهره برداری پروژه ای را بر عهده می گیرند که در گذشته اغلب توسط دولت ها انجام می گردید و پس از انقضای امتیاز بهره برداری از پروژه، مالکیت آن به دولت میزبان منتقل می گردد.

برای این که بیشتر با قراردادهای BOT آشنا شویم و کارآیی آن را در پروژه های نفتی ارزیابی نماییم بهتر می باشد که نخست ساختار قرارداد BOT را مورد مطالعه قرار دهیم. در قراردادهای BOT طرفین متعددی به تبیین زیر حضور دارند:

   دولت: دولت امتیاز ساخت و بهره برداری را به شرکت پروژه می دهد. پس طبیعی می باشد که تأثیر دولت بسیار دارای اهمیت می باشد. اگر تعهد دولت به پروژه و توانایی آن در تعامل با بخش خصوصی بالا باشد موفقیت پروژه با ضریب اطمینان بالایی افزایش می یابد.[143] بدین ترتیب ریسک های پروژه ی BOT نظیر سلب مالکیت به حداقل ممکن می رسد.

دولت میزبان به دو صورت کوتاه مدت و بلند مدت از موفقیت یک پروژه ی BOT سود می برد:

  1. در کوتاه مدت، دولت میزبان می تواند از پروژه برای مقاصد سیاسی بهره گیری کند و سایر شرکت ها و سرمایه گذاران را تشویق نماید تا در کشور سرمایه گذاری کنند.
  2. موفقیت پروژه در بلند مدت، منجر به افزایش رفاه اقتصادی جامعه می گردد و ثبات سیاسی را از طریق توسعه ی زیرساخت ها بیشتر می کند. از سوی دیگر ایجاد اشتغال، افزایش درآمدهای مالیاتی دولت میزبان، ورود فن آوری های جدید و آموزش شهروندان نیز به وسیله ی ساخت و اتمام پروژه از دیگر منافع بلند مدت دولت میزبان می باشد.[144]

بدین ترتیب دولت های میزبان، اغلب انگیزه ی زیادی برای طرفداری از پروژه های مبتنی بر قراردادهای BOT دارند، که این مساله خود به خود، ریسک های مرتبط با کنش های دولت میزبان را تا حدی کاهش می دهد. اما بهره برداری طولانی مدت صاحب امتیاز و عدم مالکیت دولت میزبان بر پروژه ممکن می باشد ریسک سلب مالکیت را افزایش دهد.

   متولیان پروژه: به گونه کلی متولیان پروژه، پیمانکاران، توسعه دهندگان، تامین کنندگان، بهره برداران یا سایر سرمایه گذاران هستند. به بیانی دیگر متولیان پروژه ذینفعان پروژه هستند که با در نظر داشتن قرارداد BOT انجام بخشی از عملیات را بر عهده دارند.[145]

   پیمانکار(ان): پیمانکار، مطابق قرارداد بایستی پروژه را در زمان معین با یک هزینه ی مقطوع یا قابل پیش بینی تحویل دهد. پس پیمانکار با مسایلی زیرا مشکل پیش بینی رویدادهایی که ممکن می باشد منجر به تاخیر در ساخت پروژه گردد یا هزینه ها را افزایش دهد، روبرو می باشد.

برای این که پروژه های مبتنی بر قرارداد BOT با موفقیت بیشتری همراه باشند لازم می باشد تا پیمانکار، دارای تخصص کافی جهت تکمیل پروژه باشد. همچنین پیمانکار بایستی در زمینه ی عملیات پروژه، دارای تجربه باشد تا بتواند معضلات حین اجرای عملیات پروژه را مرتفع نماید. بدین ترتیب ریسک های مرتبط با کیفیت کار، زمان اتمام پروژه و… به اندازه زیادی کاهش پیدا می کند.

یکی از علت های عمده ی شکست بهره گیری از قرارداد BOT در پروژه های بالادستی نفت می تواند عدم تخصص پیمانکاران و پیچیدگی بالای این پروژه ها باشد. زیرا پروژه های اکتشاف و توسعه اغلب به صورت بلند مدت و توام با ریسک بالا می باشد. پس بهره گیری از BOT می تواند ریسک های آن را دو چندان کند.

در پروژه های BOT ، دو فاز قابل تفکیک می باشد: فاز نخست، فاز ساخت پروژه یا پیش از اتمام پروژه می باشد و فاز دوم به مرحله ی اتمام پروژه و بهره برداری از آن باز می گردد. اغلب فاز نخست ریسک بسیار بیشتری از فاز دوم دارد. به عنوان نمونه تاخیر در تکمیل یا ساخت پروژه بازپرداخت بدهی ها را به خطر می اندازد. معمولا برای کاهش ریسک تاخیر در ساخت پروژه، در قراردادهای BOT(مانند قراردادهای مهندسی و طراحی، تامین کالا، ساخت و راه اندازی)، جرایم یا مشوق هایی در نظر گرفته می گردد یا ضمانت نامه هایی از شرکت پروژه گرفته می گردد که استرداد آنها منوط به اتمام پروژه در موعد مقرر می باشد؛ همچنین طرفین می توانند قرارداد را به صورت کلید در دست تنظیم کنند.[146] اما بایستی تصریح کنیم که مرحله ی اکتشاف و بهره برداری از منابع هیدروکربوری پیش بینی پذیری پایینی دارد و نمی توان با اعمال جرایم یا اخذ ضمانت نامه از موفقیت عملیات اطمینان حاصل نمود. پس بهره گیری از قرارداد BOT در بخش بالادستی صنعت نفت توصیه نمی گردد.

   وام دهندگان: معمولا، سهامداران شرکت پروژه بخش اندکی از تامین مالی پروژه را بر عهده دارند و قسمت عمده ی تامین مالی پروژه به وسیله ی وام های دریافتی می باشد.

   خریداران: یکی از مسائل مهم در پروژه های BOT فروش محصول نهایی می باشد. به عنوان نمونه پس از اتمام ساخت یک نیروگاه[147] از یک سو شرکت پروژه و از سوی دیگر وام دهندگان در انتظار فروش برق و ایجاد درآمد از آن هستند. بدین ترتیب بحث بازاریابی برای محصول نهایی پیش می آید. علی الاصول پیش از اتمام عملیات پروژه، شرکت پروژه اقدام به انعقاد قرارداد فروش[148] با خریداران آینده ی محصول می کند تا ریسک عدم فروش محصول، تاخیر در فروش و… کاهش پیدا نماید. البته ریسک فروش در ارتباط با نفت خام گویا که چندان اهمیتی ندارد زیرا همیشه خریداران زیادی در بازار نفت خام هست.

   بهره بردار: بهره بردار در طول مدت اعتبار امتیاز، به بهره برداری و نگه داری از پروژه می پردازد.

بر خلاف قراردادهای امتیازی و مشارکت در تولید، بهره گیری از قراردادهای BOT در بخش بالادستی صنعت نفت می تواند ریسک های متعددی را به همراه داشته باشد که مهم ترین آنها عبارتند ز:

   الف) عدم اعتماد میان بخش خصوصی و دولتی: سایه ی سنگین بخش دولتی در اقتصاد کشورهای نفت خیز، عدم ثبات سیاسی، نگاه بدبینانه نسبت به سرمایه گذاران خارجی، عدم وجود قوانین توسعه یافته، مانند ریسک هایی می باشد ک منجر به اعتماد پایین طرفین قرارداد BOT می گردد. از آنجایی که طرف ثابت قرارداد BOT دولت میزبان می باشد، سرمایه گذاران خارجی با ریسک هایی نظیر ریسک های سیاسی، سلب مالکیت، تصویب مقررات جدید و امثالهم مواجه می شوند که این ریسک ها به عدم اعتماد میان بخش خصوصی و دولت دامن می زند.

ب) عدم تجربه ی کافی بخش خصوصی و بخش دولتی: بسیاری از پروژه های BOT دوران جنینی طولانی دارند زیرا بخش خصوصی و کشورهای در حال توسعه تخصص کافی و اطلاعات جامعی در ارتباط با مدیریت روابط خود ندارند. اغلب مذاکره های طرفین برای انعقاد قرارداد BOT مدت زیادی به طول می انجامد زیرا طرفین شناخت جامعی نسبت به منافع و رویکردهای یکدیگر ندارند.

همچنین میان مزیت تئوری BOT و عملیاتی کردن آن فاصله ی زیادی هست. ممکن می باشد انجام پروژه از نظر تئوری قابلیت توجیه را داشته باشد اما در اقدام با معضلات بسیاری روبرو گردد گویا که یکی از علت های، عدم تخصص بخش دولتی می باشد.[149]

ج) هزینه های بالای اکتشاف و بهره برداری: اغلب پروژه های BOT به وسیله ی وام های پروژه محور تامین مالی می گردد این در حالی می باشد که ریسک های اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی بسیار بالاست و احتمال شکست پروژه دوچندان می باشد پس وام دهندگان پرداخت وام را مستلزم پرداخت نرخ های بهره ی بالاتر می دانند. پیش روی بهره گیری از BOT و روش تامین مالی پروژه محور با عملیات پایین دستی صنعت نفت(ساخت پالایشگاه) هماهنگی بیشتری دارد زیرا ریسک های این مرحله بسیار پایین می باشد.

همچنین بعضی از شرکت های نفتی خارجی از آژانس اعتبار صادراتی بهره گیری می کنند اما از آنجایی که این صندوق ها تحت نظر دولت ها هستند، تامین مالی پروژه هایی که در کشورهای متخاصم یا تحت تحریم(ازجمله ایران) قرار دارد اغلب با مشکل مواجه خواهد گردید.

د) پیچیدگی زیاد پروژه های بالادستی نفت: پیچیدگی بالای پروژه های اکتشاف و بهره برداری، بهره گیری از قرارداد BOT را با ابهام مواجه می کند. همان گونه که می دانیم زمانی که تامین مالی پروژه محور به عنوان روش متعارف تامین مالی پروژه های BOT بهره گیری می گردد بهره گیری از تکنیک های مدیریت ریسک مشکل می گردد این در حالی می باشد که اگر از BOT برای اکتشاف و بهره برداری بهره گیری نماییم این مشکل دوچندان خواهد گردید.[150]

ه) وابستگی زیاد پروژه به دارنده ی امتیاز بهره برداری[151] [152]: این مورد یکی از ریسک های مهم پروژه های BOT می باشد. همان گونه که گفتیم استخراج مواد هیدروکربوری در کشورهای دارای اقتصاد تک محصولی مثل ایران جنبه ی استراتژیک و حیاتی دارد. پس از اتمام پروژه، پیمانکار یا دارنده ی امتیاز برای جبران هزینه های خود و کسب سود بایستی در مدت زمان مشخصی بهره برداری و مالکیت پروژه را عهده دار شود. این در حالی می باشد که مالکیت مواد هیدروکربوری بر اساس اصل 153 قانون اساسی جمهوری اسلامی[153] نمی تواند محقق گردد. گویا که بهره گیری از قرارداد BOT در بخش بالادستی صنعت نفت و گاز نمی تواند مورد بهره گیری قرار بگیرد.

گفتار چهارم- قراردادهای خدماتی با ریسک[154]

در این نوع از قراردادهای خدماتی، پیمانکار تمام ریسک های مرتبط با سرمایه گذاری و تامین مالی اکتشاف و توسعه یک میدان نفتی را بر عهده می گیرد. اگر فرآیند اکتشاف و توسعه میدان نفتی با   شکست روبرو گردد، هیچ یک از طرفین قرارداد تعهدی در برابر یکدیگر نخواهند داشت.[155] مطابق ماده  1 بخش نخست نمونه قرارداد خدماتی فیلیپین، «پیمانکار، مسئولیت تمام ریسک های موجود در طول فرآیند اکتشاف را بر عهده دارد و در صورتی که نفت خام در مقیاس تجاری کشف و تولید نگردید، پیمانکار حقی بر دریافت مخارج و هزینه های صورت گرفته در ارتباط با این قرارداد نخواهد داشت».

قانون نفت ایران مصوب 1353 قرارداد خدماتی با ریسک را به عنوان یگانه شکل قراردادی حضور در بخش بالادستی نفت خام در نظر گرفت. به موجب ماده 16 قانون مذکور «در صورتی که در پایان مرحله ی اکتشاف، کشف میدان تجاری در هیچ نقطه ای از ناحیه ی قرارداد به شکل گیری نپیوسته باشد قرارداد پیمانکاری خاتمه خواهد پیدا نمود و طرف قرارداد حق مطالبه وجوهی را که صرف هزینه های اکتشافی کرده می باشد نخواهد داشت…».

همچنین مطابق بند 4 ماده 24 «نمونه ی قرارداد خدمات فنی عراق»[156] برای تولید نفت: «پیمانکار تحت هر شرایطی در برابر خسارات ناشی از عدم النفع و عدم تولید نفت مسئول می باشد».

پیش روی اگر عملیات اکتشاف و توسعه میدان نفتی با موفقیت همراه باشد و میدان نفتی، تجاری گردد پیمانکار مستحق دریافت می باشد که این دریافت می تواند به صورت نقدی یا بخشی از نفت خام موجود در میدان مطابق قرارداد طرفین، صورت پذیرد.

یکی از تفاوت های قراردادهای خدماتی با ریسک و مشارکت در تولید چگونگی ی پرداخت ها می باشد که در قراردادهای خدماتی با ریسک می تواند به صورت نقدی نیز باشد.[157] مطابق ماده ی 10 نمونه قرارداد خدماتی فیلیپین، وظیفه ی بازاریابی و فروش نفت خام بر عهده ی پیمانکار می باشد. سهم دولت فیلیپین 60 درصد و سهم پیمانکار 40 درصد از عایدات خالص ناشی از فروش نفت خام می باشد. بند 7 ماده ی 10 قرارداد به طرفین این اختیار را داده می باشد تا در ارتباط با دریافت پیمانکار با یکدیگر توافق نمایند. بدین ترتیب و در صورت توافق طرفین، پیمانکار می تواند در عوض فروش نفت خام و دریافت سهم خود به صورت نقدی، به اندازه سهم خود(40 درصد) نفت خام برداشت کند.

این مطلب رو هم توصیه می کنم بخونین:   تشابه میان حق آزادی بیان در اسلام و اعلامیه جهانی

این نوع پرداخت به خوبی در ماده 12 قانون نفت ایران مصوب 1353 مشهود می باشد. به موجب این ماده «…طرف قرارداد حق خواهد داشت که در برابر ریسک هزینه های اکتشافی که متحمل گردیده و نیز در برابر تعهد تامین هزینه های عملیات توسعه که بر عهده گرفته می باشد(در صورتی که تامین این هزینه ها بر عهده ی طرف قرارداد باشد) مقداری از نفت میدان مکشوفه را از تاریخ آغاز تولید تجاری تحت شرایط مقرر در قرارداد فروش و در طی مدتی که از پانزده سال تجاوز نخواهد نمود خریداری نماید…».

گفتار پنجم- قراردادهای بیع متقابل[158] [159]

   مفهوم بیع متقابل نخستین بار توسط قانون بودجه ی 1372 مورد بهره گیری قرار گرفت. مطابق این قانون شرکت ملی نفت ایران در صورت رعایت شرایط زیر، مجوز انعقاد قراردادهای نفتی به ارزش حداکثر 6/2 میلیارد دلار پیدا نمود:

  • اقساط فقط از راه صادرات نفت خام ناشی از پروژه پرداخت گردد؛
  • بایستی از حداکثر توان طراحی و فنی-مهندسی نیروهای ایرانی بهره گیری گردد؛
  • انتقال فن آوری به وسیله ی موافقتنامه های مشارکت در سرمایه گذاری میان شرکت های داخلی و بین المللی انجام گردد؛
  • حداقل 30 درصد از امکانات ساخت داخل مورد بهره گیری قرار گیرد.[160]

در طول عملیات توسعه کلیه هزینه ها اعم از سرمایه ای و غیر سرمایه ای بر عهده ی پیمانکار می باشد. مراد از هزینه های سرمایه ای تمام هزینه هایی می باشد که پیمانکار به صورت مستقیم برای توسعه ی میدان نفتی در حد استانداردهای پذیرفته شده در صنعت نفت دنیا صرف می کند.[161] مقصود از هزینه های غیر سرمایه ای در قراردادهای بیع متقابل هزینه های مالیاتی، گمرکی، آموزش کارکنان و هزینه های تامین اجتماعی می باشد.[162]

پس از اتمام موفقیت آمیز توسعه ی میدان و تولید نفت خام مطابق با قرارداد بیع متقابل، شرکت ملی نفت زمام امور مربوط به تولید نفت خام را در دست می گیرد و به مدیریت آن می پردازد. به بیانی دیگر وظیفه ی پیمانکار به پایان می رسد و شرکت ملی نفت در صورت لزوم بایستی هزینه های مورد نیاز میدان را پرداخت کند.

در قراردادهای بیع متقابل ایران برای توسعه ی میادین نفتی این موردها به صراحت مشخص می گردد:

  • توزیع سرمایه اولیه در طول دوران توسعه میدان
  • دستمزد: دستمزد پیمانکار عددی مقطوع می باشد که مطابق قراردادهای بیع متقابل از محصول تولیدی تامین می گردد و عبارت می باشد از جبران خدمات پیمانکار برای انجام فعالیت های مهندسی، تجهیز، سفارش، خرید تجهیزات مورد نیاز و ساخت، تامین مالی پروژه و انتقال فن آوری. البته مسایل مختلفی زیرا ریسک مخزن، ریسک افزایش هزینه، ریسک عملکرد و ریسک تاخیر بر اندازه دستمزد پیمانکار تاثیر گذار می باشد و پیمانکار می تواند با در نظر داشتن این ریسک ها در زمان انعقاد قرارداد بیع متقابل دستمزد بیشتری را مطالبه کند.
  • جستجو در سایت :   

  • هزینه های بانکی: در روش بیع متقابل تامین مالی پروژه بر عهده ی پیمانکار می باشد به همین مقصود ممکن می باشد پیمانکار از بانک وام بگیرد یا از سرمایه ی خود به مقصود انجام عملیات پروژه بهره گیری کند. همان گونه که می دانیم عملیات پروژه ممکن می باشد بین 4 تا 5 سال تداوم داشته باشد که در این مدت پیمانکار بایستی بهره ی وام دریافتی را بپردازد از سوی دیگر اگر از سرمایه ی خود بهره گیری کرده باشد خواب سرمایه را بایستی در نظر بگیرد.

لازم به یادآوری می باشد که مطابق مقررات بانک مرکزی نرخ بهره ی بیش از 5/5 قابل پرداخت از سوی شرکت ملی نفت ایران نیست پس ممکن می باشد پیمانکار با ریسک عدم پرداخت بهره ی وام دریافتی مواجه گردد.[163]

  • جدول توزیع اصل سرمایه، هزینه های بانکی و پاداش

بهره گیری از قراردادهای بیع متقابل در بخش بالادستی صنعت نفت ایران رایج می باشد که با مرور زمان و بهره گیری از این قراردادها در میادین متعدد ریسک هایی که این قرارداد می تواند برای طرفین آن به ویژه شرکت نفتی خارجی به وجود آورد عبارتند از:

الف) دوره زمانی قراردادهای بیع متقابل کوتاه می باشد(8 تا 10 سال) پس همگرایی منافع پیمانکار و شرکت ملی نفت دشوار می باشد. این در حالی می باشد که در قراردادهایی مثل مشارکت در تولید دوره ی زمانی بسیار بیشتر از قراردادهای بیع متقابل می باشد و معمولا نزدیک به عمر میدان می باشد.

ب) تحویل میدان نفتی به شرکت ملی نفت توام با ریسک آسیب به توسعه ی میدان در بلند مدت می باشد. زیرا شرکت ملی نفت ایران توانایی مالی و فنی کافی برای توسعه ی بهینه ی میادین نفتی را ندارد.

ج) از آنجایی که سود پیمانکار در قراردادهای بیع متقابل ثابت می باشد و پس از انجام عملیات بایستی میدان را در اختیار شرکت ملی نفت قرار دهد پس اشتیاق چندانی به افزایش بازیافت پروژه نخواهد داشت. به بیانی دیگر از آنجایی که شرکت نفتی خارجی از بهینه شدن میدان نفتی در طول عمر میدان بهره ای نمی برد گویا که هیچ تضمینی برای بهینه سازی میدان وجود ندارد.

د) انعطاف پذیری[164] قراردادهای بیع متقابل پایین می باشد به همین دلیل ممکن می باشد با وقوع حوادث و شرایط غیر منتظره روابط قراردادی پیمانکار و شرکت ملی نفت دچار مشکل گردد.

ه) محدودیت های مربوط به پرداخت ها

و) سرمایه گذاری بیشتر از اندازه پیش بینی شده: ممکن می باشد در طول عملیات اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی، پیمانکار با مشکلاتی مواجه گردد که نیازمند سرمایه گذاری بیشتری نسبت به هزینه های سرمایه ای مندرج در قرارداد باشد. در این صورت مطابق قرارداد بیع متقابل شرکت نفتی خارجی هیچ حقی نسبت به دریافت هزینه های مازاد ندارد.[165]

ز) ریسک قیمت به طوری که اگر قیمت های جهانی نفت پایین تر از قیمت مندرج در قرارداد گردد بازپرداخت هزینه ها، بهره ی بانک ها و حق الزحمه ی پیمانکار به تاخیر می افتد.[166]

ح) شرکت نفتی خارجی تنها تأثیر یک سرمایه گذار منفعل را دارد و پس از اکتشاف و تولید نفت خام بایستی کلیه ی عملیات را به شرکت ملی نفت ایران تحویل دهد و مطابق قرارداد، خدمات تکنولوژیکی ارایه دهد.[167] بدین ترتیب از آنجایی که حق الزحمه ی پیمانکار عدد ثابتی می باشد افزایش قیمت نفت خام هیچ عوایدی برای پیمانکار نخواهد داشت و سود آن متعلق به شرکت ملی نفت ایران خواهد بود.[168]

ت) پیمانکار در قراردادهای بیع متقابل تنها یک مجری می باشد پس پس از پایان وظایف و عملیات مندرج در قرارداد، احساس مسئولیتی نسبت به مشکلاتی که ممکن می باشد در آینده و در دوران مدیریت شرکت ملی نفت به وجود آید و موضع حفظ توان تولید نفت خام در آینده نخواهد داشت.

ی) مساله ای که برای کشورهای در حال توسعه مانند ایران دارای اهمیت می باشد انتقال فن آوری می باشد گویا که انتقال فن آوری از سوی پیمانکار در قراردادهای بیع متقابل تنها زمانی به درستی انجام می شود که پیمانکار از امضای قراردادهای بیع متقابل در آینده مطمئن باشد.[169]

گویا که ریسک های قرارداد بیع متقابل در مقایسه با قراردادهایی که تا بدین جا مورد مطالعه قرار دادیم بیشتر می باشد و این مساله می تواند به کاهش انگیزه ی شرکت های نفتی خارجی برای سرمایه گذاری در میادین نفتی ایران منجر گردد. گویا که شرکت ملی نفت ایران بایستی تا جایی که امکان دارد این ریسک ها را مرتفع کند یا کاهش دهد. به دلیل ریسک های متعدد قرارداد بیع متقابل، این قرارداد اغلب برای میادینی به کار می رود که تجاری بودن آن، محرز شده باشد؛ به بیانی دیگر وام دهندگان و شرکت نفتی خارجی به سادگی به انعقاد قرارداد بیع متقابل تن نمی دهند و تنها زمانی با انعقاد قرارداد موافقت می کنند که مقدار کافی نفت خام در میدان به مقصود بازپرداخت بدهی ها وجود داشته باشد.[170]

گفتار ششم- قراردادهای خدمات فنی و تخصصی

قرارداداهای خدمات فنی و تخصصی چندان در مرحله ی اکتشاف و بهره برداری کاربرد ندارد. از این شکل قراردادی اغلب برای افزایش تولید نفت یک میدان یا توسعه ی آن بهره گیری می گردد. همچنین به وسیله ی این قراردادها، دولت میزبان ضمن تحمیل ریسک های موجود در پروژه به پیمانکار، مالکیت و نظارت بیشتر خود را بر چگونگی ی انجام عملیات و اندازه تولید نفت خام تضمین می کند.

در قراردادهای فنی و تخصصی اصل بر این می باشد که شرکت نفتی هیچ حقی نسبت به نفت خام استحصالی ندارد، ضمن سرمایه گذاری در میدان و انجام تعهدات قراردادی مستحق دریافت حق الزحمه به صورت نقدی و هزینه های صورت گرفته جهت اتمام عملیات می باشد. البته بعضی از دولت ها با درج شروط قراردادی دیگر مبادرت به تلفیق قراردادهای فنی و تخصصی با قراردادهای خدماتی با ریسک نموده اند. به عنوان نمونه مطابق بند 5 ماده 19 نمونه قرارداد خدمات فنی عراق(2009) هزینه های افزایش و بهینه سازی تولید نفت خام و ارایه ی خدمات[171] ممکن می باشد در صورت توافق طرفین به وسیله ی غیر نقدی و با برداشت نفت خام پرداخت گردد.[172] این در حالی می باشد که پرداخت حق الزحمه[173] ی پیمانکار بایستی به صورت نقدی باشد.

از ویژگی های مثبت قراردادهای خدمات فنی و تخصصی که ریسک های یک پروژه را در مقایسه با قراردادهای بیع متقابل به نحو مطلوبی تقسیم می کند می توان به این موردها تصریح نمود:

  • بر خلاف قراردادهای بیع متقابل ایران قراردادهای خدمات فنی و تخصصی اغلب برای دوره زمانی طولانی منعقد می شوند مطابق ماده 3 نمونه قرارداد خدمات فنی عراق(2009)، این قرارداد پس از امضا برای مدت زمان 20 سال اعتبار دارد. همچنین مطابق ماده 13 پیش نویس لایحه جدید قانون نفت عراق(2007) طرح توسعه میادین نفتی ممکن می باشد بین 15 تا 20 سال متغیر باشد و در صورت بروز شرایط جدید و مسایل فنی و اقتصادی که افزایش این مدت را توجیه کند می توان با مذاکرات جدید تا 5 سال به این مدت زمان افزود. به همین دلیل شرکت نفتی خارجی انگیزه ی بیشتری برای سرمایه گذاری، بهره گیری از فن آوری های پیشرفته و بهره گیری از روش های ازدیاد برداشت دارد.

از سوی دیگر مطابق قراردادی که در سال 2009 میان دولت عراق و کنسرسیوم شرکت های «بریتیش پترولیوم» و «CNPC» برای توسعه ی میدان نفتی «رمیله»[174] منعقد گردید مکانیزم پاداش حاکم می باشد و به ازای تولید هر بشکه نفت خام مازاد از میدان، 2 دلار پاداش آن پرداخت خواهد گردید.

  • تربیت و آموزش نیروهای کشور میزبان مانند وظایف پیمانکار می باشد به عنوان نمونه مطابق قرارداد میدان رمیله شرکت های نفتی موجود در میدان موظف شده اند تا حداقل پنج میلیون دلار برای آموزش نیروهای عراقی صرف کنند.
  • بازگشت سریع سرمایه و سقف بالای بازپرداخت ها از دیگر مزیت های قراردادهای خدمات فنی و تخصصی می باشد. می توان این گونه گفت که طرفین قرارداد(شرکت نفتی خارجی و دولت میزبان) وارد یک بازی برد-برد شده اند.[175]

به کمک قرارداد خدمات فنی و تخصصی، می توان ضمن حفظ مالکیت و کنترل منابع نفتی توسط شرکت ملی نفت از مزایای مدیریت زبده و فن آوری های مدرن شرکت های خارجی بهره گیری نمود.[176]

ماده 2 قرارداد مذکور اظهار می دارد: «پیمانکار موضوع قرارداد متعهد به انجام امور زیر می باشد:

  • عملیات مرتبط با ترمیم و توسعه مجدد میدان برای ارتقای تولید نفت خام…
  • ارزیابی سالانه حداکثر ذخایر موجود در منطقه ی تحت قرارداد، فراهم کردن تمام سرمایه ی لازم، تجهیزات، ماشین آلات، فن آوری، پرسنل و خدمات مورد نیاز برای عملیات نفتی؛
  • پرداخت تمام هزینه ها و مخارج مورد نیاز برای اجرای عملیات مرتبط با میدان نفتی بر اساس طرح های مصوب و برنامه های کاری به مقصود افزایش تولید نفت خام مطابق قرارداد؛
  • تامین مالی و انجام تعهدات مطابق مفاد قراردادی…».

علی الاصول در قراردادهای خدماتی قید می کنند که نمی توان بر اساس این قرارداد اقدام به تشکیل مشارکت، انجام عملیات به صورت مشترک یا جوینت ونچر نمود. بند 1 ماده 24 نمونه قرارداد خدماتی عراق اظهار می دارد: «به گونه صریح موافقت شده می باشد که هدف این قرارداد نمی تواند ایجاد مشارکت مدنی، جوینت ونچر یا هر نوع دیگری از مشارکت ها باشد و نباید طوری تفسیر گردد که چنین مشارکت هایی را تجویز نماید».

مبحث دوم- قراردادهای توام با ریسک بیشتر برای کارفرما

گفتار نخست- قراردادهای خدماتی محض[177]

قرارداد خدماتی محض به قراردادهایی گفته می گردد که بین یک پیمانکار و دولت میزبان منعقد می گردد و به واسطه ی آن، پیمانکار مکلف می گردد تا خدمات فنی در زمینه ی پروژه های نفتی به دولت میزبان اعطا کند و یا خدماتی را در زمان معینی به دولت میزبان ارایه دهد. سرمایه گذاری شرکت نفتی خارجی طرف قرارداد به مورد هایی زیرا تهیه ی تجهیزات، نیروی انسانی و… که برای انجام خدمات مورد نظر دولت میزبان نیاز می باشد، محدود می گردد.[178]

همان گونه که از نام قرارداد خدماتی محض نمایان می باشد، تمام ریسک ها بر عهده ی دولت میزبان می باشد و پیمانکار تنها خدمات تصریح شده در قرارداد را انجام می دهد و پیش روی بهای آن خدمات را مطابق قرارداد دریافت می نماید. به بیانی دیگر شرکت نفتی خارجی ارایه دهنده ی خدمات مسئولیتی در قبال شکست اکتشاف و توسعه ی میدان نفتی ندارد و تنها مطابق قرارداد فیمابین خدمات فنی-مهندسی را ارایه می دهد. به عنوان نمونه پیمانکار حفاری چاه های نفتی را بر عهده می گیرد صرف نظر از این که نفت خام تولید گردد یا ارزش آن چه اندازه باشد پس از انجام خدمات مورد نظر، مطابق قرارداد خدماتی محض، دولت موظف می گردد تا هزینه های و دستمزد پیمانکار را پرداخت نماید.

بازپرداخت هزینه های شرکت ارایه دهنده ی خدمات در قرارداد مشخص می گردد که ارتباط چندانی به اجرای پروژه یا عوامل بازار ندارد. دستمزد شرکت ارایه دهنده ی خدمات اغلب به وسیله ی نرخ های ساعتی و روزانه یا مقطوع محاسبه می گردد. پرداخت ها ممکن می باشد پس از اتمام خدمات یا در مواعد معین صورت بگیرد.

پس از ملی شدن صنعت نفت(1975) یا به بیانی دیگر دولتی شدن صنعت نفت در ونزوئلا، مقنن قانونی را به تصویب رساند که بر اساس ماده 1 آن، تمام فعالیت های مرتبط با نفت اعم از بالادستی و پایین دستی بر عهده ی دولت این کشور قرار گرفت و دولت از انعقاد قراردادهایی زیرا امتیازی، مشارکت در تولید و… منع گردید. ماده 1 اظهار می دارد: «هر چیزی که با اکتشاف نفت، قیر و سایر هیدروکربن ها در سرزمین ونزوئلا ارتباط دارد یا به توسعه ی میادین موجود نفتی، تاسیس کارخانه یا پالایشگاه، حمل و نقل و نگه داری ترکیبات هیدروکربونی و کلیه اعمالی که به مدیریت منابع نفتی مرتبط می باشد، از این پس توسط دولت ونزوئلا انجام می گیرد…». بدین مقصود دولت ونزوئلا شرکت ملی نفت ونزوئلا را تاسیس نمود تا کلیه ی اعمال مرتبط با نفت خام و مواد هیدروکربنی را انجام دهد.

شرکت ملی نفت ونزوئلا مجاز گردید تا برای اکتشاف و توسعه نفت میادین نفتی قراردادهای خدماتی محض را با شرکت های نفتی خارجی یا داخلی منعقد کند. ماده 5 قانون ملی کردن صنعت نفت 1975 اشعار می دارد: «دولت بایستی تمام فعالیت های مذکور در ماده ی 1 این قانون را به صورت مستقیم توسط سازمان های دولتی یا بنگاه های اقتصادی دولتی انجام دهد با این شرط که برای ارتقای عملکرد می توانند موافقتنامه ی عملیات مشترک با سایر سازمان ها و بنگاه های اقتصادی دولتی امضا نمایند. لازم به یادآوری می باشد که چنین موافقتنامه هایی تاثیری بر تأثیر دولت نخواهد داشت.

در موردها ویژه و در صورتی که منافع عمومی ایجاب می کند، سازمان ها یا بنگاه های دولتی می توانند با بخش خصوصی موافقتنامه هایی امضا نمایند و بخشی از فعالیت ها را برای مدت زمان مشخصی به آنها واگذار کنند البته حاکمیت و مدیریت دولت بایستی تضمین گردد. اجرای چنین موافقتنامه هایی مستلزم تصویب کمیته ی ویژه ی کنگره ی ونزوئلا می باشد…».

گفتار دوم- قراردادهای پیمانکاری عمومی[179]

به وسیله ی قرارداد پیمانکار عمومی، شرکت ملی نفت با در نظر داشتن رویکرد انتقال ریسک به اشخاص ثالث و توانایی پایین مدیریت، اقدام به استخدام یک پیمانکار عمومی می کند. مطابق قرارداد فیمابین پیمانکار عمومی(که از تخصص بالایی برخوردار می باشد) امر اکتشاف و بهره برداری را بر عهده می گیرد با این قید که می تواند برای انجام بعضی از کارهای پروژه، پیمانکاران دست دوم(برون سپاری[180]) استخدام کند.

در قراردادهای پیمانکاری عمومی، نظارت بر اعمال پیمانکاران دست دوم بر عهده ی پیمانکار عمومی می باشد و در واقع ریسک های متعدد پروژه به پیمانکار عمومی منتقل می گردد.

در مقایسه با قرارداد EPC، قرارداد پیمانکاری عمومی ریسک کمتری را برای شرکت ملی نفت به همراه می آورد زیرا امر مدیریت پروژه بر عهده ی پیمانکار اصلی گذاشته می گردد و شرکت ملی نفت تنها به عنوان یک کارفرما می تواند بر امور نظارت کند.

پرداخت هزینه ها و دستمزد پیمانکار بر عهده ی شرکت ملی نفت(کارفرما) می باشد به بیانی دیگر کارفرما بایستی تامین مالی پروژه را عهده دار شود. این در حالی می باشد که مشکل اصلی ایران تامین مالی و کمبود سرمایه می باشد. از سوی دیگر هیچگاه نباید همه ی تخم مرغ ها را در یک ظرف قرار داد به همین مقصود ولو در صورت داشتن سرمایه ی کافی، شزکت ملی نفت نباید امر اکتشاف و بهره برداری را به یک پیمانکار عمومی بدهد.

جدای از هزینه های بالای عملیات اکتشاف و بهره برداری، مدیریت پروژه امر بسیار مهمی می باشد که بایستی در اختیار پیمانکار خبره و با تجربه گذاشته گردد. به همین مقصود بهره گیری از سایر اشکال قراردادی که تامین مالی پروژه و مدیریت آن را بر عهده ی شرکت نفتی خارجی دارای صلاحیت قابل قبول می گذارد اولویت دارد.

همچنین انتخاب پیمانکاران دست دوم، تایید صلاحیت آنها، تامین کالاها و تجهیزات، هماهنگی میان امور پروژه و پیمانکاران دست دوم و انجام کارهای پروژه در کمترین زمان و با مناسب ترین هزینه مانند وظایفی می باشد که یک پیمانکار عمومی بایستی آن را عهده دار شود. گویا بهره گیری از قرارداد پیمانکاری عمومی ریسک های پروژه را به درستی تخصیص نمی دهد و مدیریت نمی کند پس نمی تواند در پروژه های اکتشاف و بهره برداری مورد بهره گیری قرار بگیرد.

پیمانکار عمومی بایستی در امر اکتشاف و بهره برداری دارای تخصص باشد زیرا مطابق قرارداد، نمی تواند همه ی امور پروژه را برون سپاری نماید و به پیمانکاران دست دوم منتقل کند. همچنین پیمانکار عمومی در برابر اعمال پیمانکاران دست دوم در برابر کارفرما مسئولیت دارد پس پیمانکار عمومی بایستی از نظر مالی نیز در سطح بالایی باشد.

لازم به یادآوری می باشد که معمولا در طرح های بالادستی نفت از قراردادهای پیمانکاری عمومی کمتر بهره گیری می گردد زیرا سرعت کار پایین می آید و هزینه ی اجرای پروژه بسیار افزایش می یابد.[181]

گفتار سوم- قراردادهای مهندسی و طراحی، تامین کالا، ساخت و راه اندازی [182] [183]

قرارداد مهندسی طراحی تامین کالا و ساخت و راه اندازی قراردادی می باشد که به وسیله ی آن سه مرحله ی عمده ی ساخت یک پروژه به وسیله ی یک قرارداد به پیمانکار محول می گردد و پیمانکار بایستی در تاریخ و به هزینه ی مقطوع، پروژه را تحویل دهد.[184]

بهره گیری از این نوع قرارداد نسبت به قرارداد امانی هزینه ی بیشتری دارد اما پیش روی ریسک کمتری را برای کارفرما به همراه می آورد. همچنین تامین مالی پروژه محور قراردادهای EPC آسان تر از قراردادهای امانی می باشد.

با در نظر داشتن این تعریف، قراردادهای EPC را بایستی نوعی از قراردادهای خدماتی دانست زیرا بر خلاف قراردادهای BOT و مشارکت در تولید پیمانکار حقی نسبت به نفت خام موجود در میدان ندارد و تنها در برابر دریافت حق الزحمه و بازپرداخت هزینه ها، عملیات را انجام می دهد. همچنین هیچ گونه حق مالکیتی نسبت به پروژه برای پیمانکار به وجود نخواهد آمد. این در حالی می باشد که در   قراردادهای BOT، سرمایه گذار برای دوره ای مالکیت پروژه را به عهده خواهد داشت. بدین ترتیب می توان قراردادهای EPC را در زمره ی قراردادهای خدماتی محسوب نمود.[185]

در کنار این مزیت ها بایستی به این پرسش پاسخ دهیم که آیا بهره گیری از قرارداد EPC در بخش بالادستی صنعت نفت ممکن می باشد و در صورت بهره گیری کارآمد خواهد بود؟ دانلود متن کامل در سایت sabzfile.com

اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی در مقایسه با پروژه های دیگر زیرا ساخت نیروگاه یا پالایشگاه ریسک بیشتری دارد زیرا تاخیر در تولید نفت خام به مقیاس تجاری به دلایلی زیرا نامساعد بودن آب و هوا، موقعیت جغرافیایی صعب العبور، معضلات فنی، ریسک های قانونی و سیاسی امری طبیعی می باشد. حتی اگر در قرارداد EPC قیمت را به صورت مقطوع تعیین کنیم، تاریخ اتمام پروژه را مشخص نماییم و ضمانت نامه های متعددی از پیمانکار اخذ کنیم نمی توانیم چنین ریسک هایی را مرتفع کنیم.[186]

از آنجایی که تامین مالی پروژه های EPC اغلب بر عهده ی کارفرما می باشد پس برای بهره گیری از قرارداد EPC در فرآیند اکتشاف و بهره برداری نخست بایستی مطالعات امکان سنجی دقیقی صورت بگیرد و وجود منابع هیدروکربوری محرز گردد. این در حالی می باشد که ریسک مشخصه اول قراردادهای نفتی می باشد که ناشی از ماهیت عملیات اکتشاف و بهره برداری می باشد به طوری که می توان با این مشخصه قراردادهای نفتی را از سایر قراردادهای بلندمدت توسعه صنعتی تفکیک نمود.[187] در صورتی که مطالعات دقیقی نیز صورت پذیرد باز هم نمی توان با ضریب اطمینان بالایی تولید نفت در مقیاس تجاری را احراز نمود. مطابق ماده 71 شرایط عمومی پیمان، «در صورتی که کارفرما در نقشه ها یا مدارک فنی مرتکب اشتباهی گردد، خود مسئول ریسک ناشی از آن خواهد بود». پس از انجام این مرحله شرکت ملی نفت با در نظر داشتن توانایی های خود نخست طرح کلی پروژه را تهیه می کند و به وسیله ی آن اقدام به برگزاری مناقصه می نماید.

به کمک قرارداد EPC، شرکت ملی نفت به عنوان کارفرما، پیمانکاری را انتخاب می کند. پیمانکار مذکور طرح خود را ارایه و طی مذاکراتی با شرکت ملی نفت قرارداد EPC را تنظیم و حقوق و تعهدات را در آن به دقت اظهار می کنند. مطابق قرارداد EPC پیمانکار بایستی سه بخش پروژه که عبارت می باشد از طراحی، تامین کالا و ساخت را بر عهده گرفته و در بازه ی زمانی مشخص آنها را انجام دهد.

از آنجایی که سه تعهد مهندسی، تامین کالا و ساخت بر عهده ی یک پیمانکار می باشد، وی می تواند همزمان با طراحی و مهندسی پروژه، قسمتی از عملیات ساخت را نیز آغاز نماید بدین ترتیب زمان مورد نظر برای اتمام پروژه کاهش خواهد پیدا نمود.

به وسیله ی قرارداد EPC، بسیاری از ریسک های پروژه به پیمانکار منتقل می گردد و پیمانکار موظف می باشد ریسک ها را مدیریت کند. کارفرما نیز برای مدیریت پروژه و نظارت بر عملکرد پیمانکار بایستی شخصی را به عنوان مشاور یا پیمانکار مدیریت پروژه انتخاب نماید زیرا راهبری پروژه نیازمند تعیین اهداف می باشد تا پیمانکار متناسب با آنها اقدام کند.

بر خلاف قراردادهای BOT که پیمانکار برای مدتی مالک پروژه می گردد و از این راه هزینه های آن را مستهلک می کند در قراردادهای EPC ارتباط ی کارفرما و پیمانکار تنها تا مرحله ی راه اندازی می باشد و مالکیت پروژه همچنان با کارفرما خواهد بود.[188]

بهره گیری از قراردادهای EPC در بخش بالادستی صنعت نفت می تواند ریسک های متعددی را به همراه داشته باشد که مهم ترین آنها به تبیین زیر می باشد:

الف) ناتوانی در تامین مالی پروژه و پرداخت به موقع مبالغ قراردادی به پیمانکار جهت انجام عملیات پروژه. در قراردادهای EPC دولت میزبان با تامین منابع مالی در صدد انعقاد قرارداد پیمانکاری برمی آید و تمام هزینه ها را متقبل می گردد.[189] اما گویا که بهره گیری از این نوع قراردادها نمی تواند با اهداف دولت میزبان متناسب باشد. فی الواقع یکی از علت های بهره گیری از پیمانکاران خارجی، تامین مالی و سرمایه گذاری خارجی در این پروژه ها می باشد این در حالی می باشد که در قراردادهای EPC تامین مالی به عهده کارفرما می باشد.

ب) از آنجایی که مناقصه پیش از تکمیل قسمت مهندسی پروژه انجام می گردد کارفرما یا مالک دقیقا نمی تواند برنامه ی کاری و چگونگی ی مهندسی را پیش بینی کند.

ج) تنظیم مراحل مهندسی، طراحی، تامین کالا و ساخت و راه اندازی نیازمند مهارت های بالای مدیریتی می باشد. همان گونه که گفتیم کارفرما(شرکت ملی نفت) بایستی توانایی زیادی در مدیریت پروژه داشته باشد. کارفرما بایستی به کمک مشاوران خود، پیمانکار واجد صلاحیت را انتخاب کند و بر انجام کار وی نظارت دقیق داشته و ریسک های پروژه را مدیریت نماید. بر خلاف سایر قراردادهای بالادستی نفت، به وسیله ی قراردادهای EPC، کارفرما بایستی تأثیر فعال تری را عهده دار شود و خود قادر به مدیریت ریسک، برنامه ریزی برای پروژه و تامین مالی باشد.

د) پیمانکار EPC مسئولیت عمده ی پروژه را بر عهده دارد پس انتخاب پیمانکار بایستی به دقت و با در نظر داشتن صلاحیت ها و تجربه ی آن صورت گیرد.[190]

ه) قراردادهای EPC از انعطاف پذیری بالایی برخوردار نیستند به طوری که اغلب قیمت به صورت مقطوع[191] تعیین می گردد و تبیین کاری معینی تهیه می گردد و بر اساس آن پیمانکار تعهدات خود را انجام می دهد.[192] یکی از معضلات قراردادهای EPC عدم توانایی در پیش بینی دقیق هزینه ها می باشد بدین ترتیب ممکن می باشد میان کارفرما و پیمانکار در ارتباط با قیمت مقطوع در حین انعقاد قرارداد اختلاف به وجود آید.

البته بایستی یادآوری کنیم که روش هایی زیرا «واحد به واحد» و «بازپرداخت هزینه ها» نیز از روش های دیگر پرداخت حق الزحمه و هزینه های پیمانکار می باشد. به وسیله ی روش واحد به واحد پروژه را به واحدهای مختلف تقسیم می کنند و بر اساس تعداد واحدها هزینه ها و حق الزحمه ی پیمانکار مشخص می گردد.[193] مطابق روش بازپرداخت هزینه ها، کارفرما متعهد می گردد تا هزینه های اجرای طرح و حق الزحمه ی پیمانکار را پرداخت کند. این روش ممکن می باشد ریسک افزایش هزینه ها را بر کارفرما تحمیل نماید.[194]

و) در کنار این ریسک ها، قانونگذار ایران با هدف طرفداری از شرکت های پیمانکاری داخلی، «قانون حداکثر بهره گیری از توان فنی و مهندسی تولیدی و صنعتی اجرایی کشور در اجرای پروژه ها و ایجاد تسهیلات به مقصود صدور خدمات» را در سال 1375 به تصویب رساند. مطابق قانون مذکور شرکت ملی نفت ایران موظف می باشد تا پروژه های صنعت نفت را به پیمانکاران ایرانی ارجاع دهد و تنها زمانی می تواند از پیمانکاران خارجی بهره گیری کند که شرکت های پیمانکاری ایرانی توانایی انجام آن را نداشته باشند، شورای اقتصاد این موضوع را تصویب نماید و پیمانکاران ایرانی و خارجی با مشارکت یکدیگر پروژه را انجام دهند با این قید که سهم طرف ایرانی نباید کمتر از 51 درصد باشد(ماده 3 قانون مذکور).

این مقرره خود به خود می تواند ساخت پروژه را با تاخیر مواجه کند زیرا ممکن می باشد پیمانکاران ایرانی توانایی بالایی نداشته باشند و یا نتوانند به صورت مشترک فعالیت کنند بدین ترتیب پروژه با تاخیر مواجه می گردد و ریسک های آن افزایش می یابد.

ز) همان گونه که می دانیم تامین مالی پروژه های اکتشاف و بهره برداری نیازمند سرمایه گذاری های بلندمدت و عظیم می باشد. مطابق ماده 13 شرایط عمومی پیمان[195]، پیمانکار موظف به ارایه ی ضمانت نامه انجام تعهدات می باشد که در غالب موردها بیش از 5 درصد مبلغ پروژه می باشد[196] این در حالی می باشد که با در نظر داشتن حجم بالای سرمایه گذاری در عملیات اکتشاف و بهره برداری، ارایه ی چنین ضمانت نامه ی سنگینی از سوی پیمانکاران ایرانی با معضلات زیادی توام خواهد گردید.

رویکرد دیگر شکست پروژه به بخش های مختلف و واگذاری هر یک از بخش ها به یک پیمانکار  می باشد؛ مثلا قسمت مربوط به طراحی و مهندسی را پیمانکار الف عهده دار شود و قسمت مربوط به ساخت تاسیسات را پیمانکار دیگر. اما بایستی بدانیم که هر چه از مدیریت یکپارچه فاصله می گیریم ریسک ها نیز افزایش خواهند پیدا نمود زیرا پروژه های اکتشاف و بهره برداری بسیار پیچیده و پر هزینه می باشد و بهره گیری از قراردادهای متعدد و شکست پروژه می تواند ریسک های آن را افزایش دهد.

ح) بر خلاف قراردادهای بیع متقابل و خدماتی با ریسک، حق الزحمه و هزینه های پیمانکار EPC به وسیله ی عواید حاصل از فروش نفت خام پرداخت نمی گردد بلکه کارفرما بایستی در طول ساخت پروژه و پس از اتمام پروژه، حق الزحمه ی پیمانکار را بپردازد پس ریسک سرمایه گذاری بر عهده ی شرکت ملی نفت ایران خواهد بود.

مبحث سوم- قراردادهای ریسک مشترک

گفتار نخست- موافقتنامه عملیات مشترک(JOA)[197] [198]

موافقتنامه ی عملیات مشترک یک موافقتنامه ی استاندارد تجاری می باشد که روابط میان مشارکت کنندگان مانند تصویب بودجه، تامین مالی پروژه و نظارت بر عملیات در یک پروژه ی نفتی را مدیریت می کند.

یکی از علت های عمده ی انعقاد موافقتنامه ی عملیات مشترک را می توان در ریسک اقتصادی و مالی پروژه های نفتی دانست. عملیات اکتشاف و توسعه اغلب نیازمند سرمایه گذاری عظیم در زمینه ی حفاری های عمیق می باشد. پس حتی شرکت های بزرگ نفتی نیز ترجیح می دهند برای کاهش ریسک به صورت مشترک سرمایه گذاری کنند و عملیات پروژه را انجام دهند. یک موافقتنامه ی عملیات مشترک بر اساس نیازهای طرفین آن علی الاصول بایستی پاسخگوی این پرسش ها باشد: کدام یک از طرفین بایستی به عنوان شریک عامل اقدام کند؟ چه وسعتی از زمین مطابق موافقتنامه، منطقه ی عملیات به شمار می رود؟ توزیع منافع حاصل از استحصال نفت خام چگونه بایستی صورت گیرد و چطور بایستی هزینه های اکتشاف و بهره برداری میان طرفین تقسیم گردد؟[199]

موافقتنامه ی عملیات مشترک، یکی از اشکال مشارکت در سرمایه گذاری می باشد که در آن یکی از شرکا به عنوان «شریک عامل» یا «اپراتور» انتخاب می گردد و تمام عملیات پروژه را بر عهده می گیرد؛ پیش روی سایر شرکا موظف می شوند تا هزینه های پروژه را بر اساس سهم خود تامین کنند و در سود حاصل از استحصال نفت خام شریک گردند.[200]

نکته ی کلیدی در تعریف موافقتنامه ی عملیات مشترک این می باشد که مطابق این موافقتنامه، شرکتی مستقل از مشارکت کنندگان پروژه به وجود نمی آید و ارتباط ی آنها از طریق قرارداد مثل موافقتنامه ی عملیات مشترک خواهد بود؛ این در حالی می باشد که در قراردادهای جوینت ونچر،[201] شرکتی مستقل از طرفین قرارداد به وجود می آید و نماینده ی حقوق و تکالیف طرفین خواهد بود.

با انعقاد موافقتنامه ی عملیات مشترک کلیه ی اموال پروژه مبدل به مال مشاع می گردد. بدین ترتیب کلیه ی اموال پروژه متعلق به همه ی شرکا می باشد و با اذن آنها شریک عامل به عنوان پیمانکار عملیات پروژه را انجام می دهد.

همچنین مشارکت کنندگان بایستی از میان خود یک شریک عامل انتخاب کنند. شریک عامل[202] می تواند در صورت جواز موافقتنامه برای انجام پروژه پیمانکار غیر از یا دست دوم استخدام نماید. شریک عامل، یکی از شرکای موافقتنامه می باشد که خبره و دارای تجربه ی کافی در صنعت نفت می باشد. پس موافقتنامه ی عملیات مشترک می تواند به شریک عامل حق تصمیم گیری در زمینه ی چگونگی ی تولید نفت اعطا کند.[203] همچنین شریک عامل مشروعیت انعقاد قرارداد برای فراهم کردن خدمات مرتبط با پروژه را نیز دارد.

مشارکت هر یک از طرفین موافقتنامه در درآمدهای نفتی: به عنوان نمونه ماده 3.3 «موافقتنامه ی عملیات مشترک میان شرکت های با مسئولیت محدود تولو و سابره با وزارت انرژی غنا 2006» اظهار می دارد: «تمام حقوق و منافع موجود در موافقتنامه یا ناشی از آن غیر از اموال مشترک به حساب می آید و مالکیت هر اندازه نفتی که مطابق این موافقتنامه به دست می آید بر اساس سهم هر یک از مشارکت کنندگان، تقسیم می گردد».

در کنار ویژگی های مثبت بهره گیری از موافقتنامه ی عملیات مشترک به مقصود اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی، طرفین قرارداد بایستی در انتخاب شرکای خود نهایت دقت را داشته باشند زیرا احتمال وقوع چنین ریسک هایی محتمل می باشد:

الف) مشارکت همه ی طرفین موافقتنامه در هزینه ها: عموما شریک عامل مسئول انجام عملیات پروژه و تولید نفت می باشد و شرکای غیر عامل در هزینه ها و منافع ناشی از تولید نفت سهیم می گردند. فی المثل ماده 3.3 «موافقتنامه ی عملیات مشترک میان شرکت های با مسئولیت محدود تولو و سابره با وزارت انرژی غنا» (2006) هر یک از طرفین موافقتنامه بایستی بر اساس آن، مخارج و هزینه های عملیات مشترک صورت گرفته توسط شریک عامل را به حساب مشترک پروژه واریز نماید. در صورتی که مبلغی مازاد بر هزینه ی پروژه در حساب باقی ماند مطابق سهم هر یک از طرفین موافقتنامه میان آنها تقسیم می گردد.

این مساله در صورتی که یکی از مشارکت کنندگان توانایی مالی نداشته باشد یا از پرداخت سهم خود صرف نظر کند می تواند برای پروژه مشکل آفرین گردد. به عنوان نمونه در یکی از قراردادهای توسعه ی میدان نفتی پارس جنوبی سه شرکت پتروناس، توتال و گازپروم مشارکت داشتند که دو شرکت پتروناس و توتال سهم خود را تامین کردند اما شرکت گازپروم تلاشی در جهت پرداخت نمی نمود تا این که سهم این شرکت را نیز توتال پرداخت.[204] به همین مقصود در انتخاب شریک بایستی نهایت دقت صورت گیرد.

ب) مساله ی تعهد و اطمینان: مطابق قرارداد جوینت ونچر، مشارکت کنندگان معمولا متعهد می شوند که تمام کوشش خود را برای ارتقا و توسعه ی فعالیت های شرکت پروژه انجام دهند. همچنین آنها متعهد می گردند که به عنوان موسسین شرکت پروژه، نباید تجارتی از نوع تجارت شرکت پروژه انجام دهند یا با شرکت پروژه رقابت کنند. اما در موافقتنامه های عملیات مشترک اغلب به این دو تعهد توجهی نمی گردد و مشارکت کنندگان تعهدی مبنی بر عدم رقابت و عدم انجام پروژه های همزمان و مشابه نمی دهند.[205]

ج) از آنجایی که مشارکت کنندگان متضامنا مسئول کلیه ی اعمال مرتبط با پروژه هستند پس در صورتی که شریک عامل بدون اطلاع شرکای غیر عامل اقدام به انعقاد قراردادهای الزام آوری کند و دست به عملیاتی بزند که منطبق با موافقت شرکای غیر عامل نباشد، این مساله می تواند موجب مسئولیت شرکای غیر عامل گردد. اگرچه پس از اثبات تقصیر شریک عامل می توانند خسارات پرداختی را از شریک عامل دریافت کنند.[206]

ج) برکناری شریک عامل نیز بایستی در قرارداد عملیات مشترک تصریح گردد تا ریسک های ناشی از تضییع حقوق شرکای غیر عامل، افزایش هزینه ها، عدم کفایت شریک عامل و… را کاهش دهد. مطابق ماده 4.10 «موافقتنامه ی عملیات مشترک میان شرکت های با مسئولیت محدود تولو و سابره و وزارت انرژی غنا» شرکای غیر عاملی که دارای حداقل 67 درصد از سهم مشترک شرکای غیر عامل هستند می توانند در صورت احراز عدم صلاحیت شریک عامل رای به برکناری آن دهند.

بایستی تاکید گردد که انتخاب شریک د موافقتنامه های عملیات مشترک اهمیت بسزایی دارد.

د) در صورت ورشکستگی شریک عامل، شرکای غیر عامل بایستی شریک عامل جدیدی انتخاب کنند که این امر مستلزم صرف زمان و جلب اکثریت آرا می باشد. مطابق ماده 4.10 موافقتنامه ی عملیات مشترک میان شرکت های با مسئولیت محدود تولو و سابره با وزارت انرژی غنا 2006 «شریک عامل در صورتی که ورشکسته و تحت قواعد بازسازی قرار گیرد، منحل یا تصفیه گردد از پروژه کنار خواهد رفت…».

در این صورت شرکای غیر عامل بایستی از میان خود شریک عامل را انتخاب کنند زیرا مطابق قرارداد متعهد به انجام پروژه منفردا و مشترکا شده اند. مطابق ماده 4.11 موافقتنامه ی مذکور «کمیته ی عملیات بایستی در سریع ترین زمان ممکن اقدام به انتخاب جانشین شریک عامل نماید…هیچ یک از شرکای غیر عامل را نمی توان بدون رضایت به عنوان شریک عامل انتخاب نمود».

در صورتی که طرفین قرارداد نتوانند به تراضی برسند یا دارای صلاحیت کافی نباشند پروژه با تاخیر مواجه می گردد و ممکن می باشد به شکست بینجامد.

ه) مدیریت دعاوی و اختلافات: شریک عامل می تواند متناسب با موقعیت، هر روشی را برای حل و فصل اختلافات برگزیند مشروط بر این که منافع شرکا حفظ گردد. بدین ترتیب انتخاب شریک عامل از سوی شرکای غیر عامل بسیار حیاتی می باشد زیرا شریک عامل ابتکار اقدام در مدیریت دعاوی و اختلافات را در دست دارد و در صورتی که دارای تجربه و صلاحیت بالا نباشد ممکن می باشد منجر به شکست پروژه یا تضییع حقوق شرکای غیر عامل گردد.

و) شریک عامل حق نمایندگی شرکای غیر عامل را در برابر دولت دارد بدین ترتیب آگاه کردن شرکا از نظرات دولت یا دعوت آنها به یک جلسه ی مشترک از وظایف شریک عامل می باشد. پس انتخاب شریک عاملی که توانایی مدیریت روابط مشارکت با دولت میزبان را ندارد ریسک وقوع سلب مالکیت، فسخ قرارداد و کارشکنی های مختلف را افزایش می دهد. با وجود این، اگر یکی از شرکا با دولت مساله ای داشته باشد که صرفا مرتبط با منافع آن شریک می باشد بایستی بگوییم که شریک عامل نماینده ی منافع آن نیست.[207]

برای کاهش ریسک ها و اطلاع شرکای غیر عامل از اندازه پیشرفت پروژه، شریک عامل بایستی به نمایندگان طرفین موافقتنامه اجازه دهد تا در یک زمان مشخص و به هزینه ی خود به طریقه انجام عملیات مشترک دسترسی پیدا کنند، اموال مشترک را مورد بازرسی قرار دهند و در صورت لزوم اقدامات لازم را جهت حسابرسی مالی انجام دهند.[208]

یکی از موضوعات مهم در موافقتنامه ی عملیات مشترک حق شرکای غیر عامل مبنی بر بازرسی و نظارت بر عملیات شریک عامل می باشد. ماده ی 4.2 موافقتنامه ی عملیات مشترک میان شرکت های با مسئولیت محدود تولو و سابره و وزارت انرژی غنا به این مساله تصریح می کند و مقرر می دارد که «هر یک از شرکای غیر عامل می توانند به هزینه و ریسک خود در هر زمان معقولی که تمایل داشته باشند به نظارت بر عملیات پروژه، بازرسی از اموال مشترک و حسابرسی بپردازد». برای کاهش اختلافات و نظارت مستمر بر اعمال شریک عامل، لازم می باشد تا ماده ای از قرارداد عملیات مشترک به دقت مساله ی نظارت و بازرسی را تصریح کند. این مساله خود به خود ریسک های موجود در طول عملیات پروژه را کاهش خواهد داد.

گفتار دوم- قراردادهای مشارکت در سرمایه گذاری (جوینت ونچر) [209] [210]

قرارداد جوینت ونچر قراردادی می باشد که به وسیله ی آن دو یا چند بنگاه اقتصادی متعهد می شوند تا بنگاه اقتصادی مستقلی را تاسیس کنند و بنگاه اقتصادی تازه تاسیس به نمایندگی از موسسان اقدام می نماید.[211] همچنین می توان گفت که قرارداد جوینت ونچر منجر به تشکیل یک بنگاه اقتصادی می گردد که شخصیت حقوقی مستقل از بنگاه های اقتصادی موسس خواهد داشت و هر یک از این بنگاه ها بخشی از سرمایه ها و منابع خود را در اختیار این بنگاه می گذارند و در تصمیم گیری های این بنگاه حق مشارکت دارند.[212]

در دهه ی هفتاد میلادی مشارکت با دولت های میزبان در فرآیند اکتشاف، توسعه و بهره برداری رواج پیدا نمود. این در حالی می باشد که نخستین قرارداد مشارکت در سرمایه گذاری در ایران به سال 1957 میلادی باز می گردد در این سال قراردادی با شرکت آجیپ مطابق قانون نفت ایران منعقد گردید. قراردادهای مشارکت در سرمایه گذاری به قراردادهایی اطلاق می شودکه در آن دولت میزبان و شرکت نفتی خارجی در ریسک های ناشی از عملیات نفتی سهیم می شوند. مثلا در نیجریه شرکت ملی نفت نیجریه[213](NNPC) نماینده ی دولت در قراردادهای جوینت ونچر می باشد.[214]

در این نوع قراردادها بر خلاف موافقتنامه ی عملیات مشترک، مشارکت کنندگان با سرمایه های خود اغلب اقدام به تاسیس یک شرکت با مسئولیت محدود می کنند. این شرکت تاسیس شده تمام فعالیت های مرتبط با اخذ مجوزهای لازم، اجرای عملیات پروژه و… را بر عهده می گیرد و مشارکت کنندگان به عنوان سهامداران آن با توافق یکدیگر اقدام به مدیریت شرکت و پروژه می نمایند.

مزیت های قرارداد جوینت ونچر در امر اکتشاف و بهره برداری نفت خام عبارتند از:

الف) امکان مشارکت در پروژه های مختلف: مشارکت در یک جوینت ونچر طرفین را ملزم به انجام بخشی از تعهدات قرارداد می کند پس طرفین می توانند توانایی های خود را برای مشارکت در پروژه های دیگر به کار گیرند؛ این در حالی می باشد که اگر شرکتی تمام تعهدات پروژه را عهده دار گردد به احتمال زیاد نمی تواند در پروژه های دیگر مشارکت کند.

ب) تقسیم ریسک: جوینت ونچر طرفین را مجاز می کند تا ریسک های متعدد موجود در فرآیند اکتشاف و بهره برداری را میان یکدیگر تقسیم کنند. بدین ترتیب حضور بنگاه های اقتصادی متعدد نسبت به وضعیتی که هر یک از آنها به تنهایی وارد پروژه گردد با تحلیل هزینه-فایده همخوانی دارد و بنگاه های اقتصادی به اعتبار یکدیگر وارد پروژه های بزرگ و با ریسک بالا می شوند.

ج) ارتقای مهارت ها و کسب تجربه: جوینت ونچر متضمن سهیم شدن طرفین قرارداد در مهارت های مالی، عملیاتی، سیاسی و… می باشد. پس طرفین قرارداد در معرض مهارت های جدید قرار می گیرند.

د) کاهش ریسک های سیاسی: جوینت ونچر می تواند به کاهش ریسک های سیاسی یا مداخله های  دولتی کمک کند. تعدد سرمایه گذاران در یک پروژه ی نفتی به ویژه زمانی که یکی از سرمایه گذاران، بنگاه اقتصادی دولتی می باشد می تواند تاثیر بازدارنده داشته باشد.[215] از سوی دیگر ممکن می باشد هر یک از طرفین توانایی مالی، تجربه و مهارت های لازم برای انجام پروژه را داشته باشد اما تجربه یا ارتباطات سیاسی چندانی در کشور میزبان نداشته باشد پس تشکیل جوینت ونچر می تواند به اندازه زیادی از ریسک های موجود در طول انجام عملیات پروژه بکاهد.[216]

قراردادهای مشارکت در سرمایه گذاری در کنار شباهت هایی که با موافقتنامه های عملیات مشترک دارد دارای تفاوت هایی نیز می باشند؛ تفاوت های آنها را می توان در موردها زیر اختصار نمود:

الف) مشارکت در تامین سرمایه: در موافقتنامه ی عملیات مشترک، هر یک از طرفین بر اساس تعهد خود و به نسبت سودی که از اجرای پروژه می برد بایستی هزینه های پروژه را متقبل گردد و آن را خود تامین نماید اما مطابق قرارداد مشارکت در سرمایه گذاری، شرکت پروژه بایستی سرمایه ی لازم را به وسیله ی گردش سرمایه ی ناشی از راهبری فعالیت بازرگانی خود و مشارکت شرکا در تامین سرمایه به دست آورد. همچنین شرکت پروژه می تواند به اعتبار خود وام بگیرد یا اوراق قرضه منتشر کند این در حالی می باشد که موسسان شرکت پروژه نیز می توانند بر اساس ترازنامه ی خود وام دریافت نمایند. در موافقتنامه ی عملیات مشترک شرکت مستقلی به وجود نمی آید پس تامین کنندگان مالی تنها به  مشارکت کنندگان محدود می گردد.

ب) مالکیت اموال: در بسیاری از شرکت های پروژه، موسسین اموال متعددی را جهت فعالیت شرکت پروژه تخصیص می دهند؛ همان گونه که می دانیم شرکت پروژه دارای شخصیت حقوقی می باشد پس مالکیت اموال اعم از منقول و غیر منقول، نقدینگی شرکت، فن آوری و… با شرکت می باشد. در پروژه های نفتی، شرکت پروژه اقدام به انعقاد قرارداد با دولت صاحب نفت خام می کند و امتیاز اکتشاف و توسعه را به دست می آورد اما در موافقتنامه ی عملیات مشترک، مشارکت کنندگان به صورت مشاع مالک اموال و به گونه مشترک مسئول انعقاد قرارداد و اجرای آن هستند.

ج) تقسیم سود: مطابق موافقتنامه ی عملیات مشترک هر یک از مشارکت کنندگان در زمان استحصال نفت حق دارد تا سهم خود را مطالبه نماید و برابر قرارداد آن را دریافت کند اما در قراردادهای جوینت ونچر، نفت خام تولید شده متعلق به شرکت پروژه می باشد و علی الاصول وظیفه ی فروش آن را نیز بر عهده دارد. پس از فروش نفت خام موسسین یا سهامداران شرکت پروژه می توانند بر مبنای اساسنامه  ی شرکت و ترازنامه ی آن در صورت سوددهی شرکت خواهان تقسیم سود شوند.

د) اجازه ی انعقاد قرارداد: پس از انعقاد موافقتنامه ی عملیات مشترک، شریک عامل اجازه ی انعقاد قرارداد با اشخاص ثالث مثل پیمانکاران را پیدا می کند، پس شریک عامل از نظر قراردادی مسئولیت دارد؛ اما پس ار تشکیل شرکت پروژه در قراردادهای جوینت ونچر، این شرکت مسئول انعقاد قراردادها می باشد و موسسین یا سهامداران شرکت هیچگونه مسئولیت مستقیم قراردادی پیش روی اشخاص ثالث ندارند.[217]

ه) انعطاف پذیری کمتر: در مقایسه با موافقتنامه عملیات مشترک، مشارکت در سرمایه گذاری انعطاف پذیری کمتری دارد زیرا مشارکت در سرمایه گذاری منجر به تشکیل شرکت تحت قانون شرکت ها می گردد؛ این در حالی می باشد که موافقتنامه عملیات مشترک واجد شخصیت حقوقی مستقل نیست و می تواند انعطاف پذیری بیشتری را به ارمغان آورد.

قرارداد مشارکت در سرمایه گذاری می تواند تا حدود زیادی مشکل تامین مالی و ریسک های مرحله ی اکتشاف و بهره برداری را کاهش دهد. همچنین ایجاد یک شرکت مستقل از طرفین قرارداد به مدیریت بهتر پروژه منجر می گردد اما بایستی یادآوری نمود که بهره گیری از این قرارداد نیز می تواند ریسک های زیر را به وجود آورد:

الف) عدم آگاهی نسبت به وضعیت اجتماعی، فرهنگی، رویه ی دولت و حقوق کشور میزبان: ممکن می باشد مشارکت کنندگان از جوامع مختلف باشند و در کشوری سرمایه گذاری کنند که دارای فرهنگ خاصی می باشد بدین ترتیب این تضادهای فرهنگی(مثلا عدم روحیه کار جمعی) می تواند تصمیم گیری در جوینت ونچر را با مشکل روبرو کند.

همچنین عدم اطلاع دقیق نسبت به رویه های دولت میزبان و حقوق آن کشور نیز می تواند برای جوینت ونچر دارای ریسک باشد. به عنوان نمونه ممکن می باشد حقوق کشور میزبان چندان مدرن نباشد و مشارکت با شرکت های تابعه این کشور شرکت نفتی خارجی را دچار مشکل کند.

ب) دشواری مدیریت مشارکت در سرمایه گذاری: از آنجایی که سهامداران چنین مشارکتی از فرهنگ ها و جوامع مختلفی هستند به دشواری می توان تصمیمات را با توافق طرفین کسب نمود. این در حالی می باشد که پروژه های بالادستی نفت مستلزم تصمیم گیری به موقع می باشد. پس برای مدیریت آن بایستی پیش از بر عهده گرفتن پروژه در کشور خارجی، به فهم کاملی از وضعیت جامعه و فرهنگ مشارکت کنندگان برسند.[218]

ج) مسائل مرتبط با حقوق رقابت: ممکن می باشد قانون رقابت و مواد آن در ارتباط با منع انحصار یا ادغام مانعی در راه تاسیس شرکت پروژه باشد پس شورای رقابت جواز تاسیس شرکت پروژه را نمی دهد یا موسسین را با اخذ جریمه مجازات می کند. پیش روی موافقتنامه ی عملیات مشترک نیازمند تاسیس شرکت نیست و طرفین می توانند بدون مانع قانون رقابت به عملیات پروژه بپردازند.

د) یکی از مزیت های بهره گیری از جوینت ونچر، محدود بودن مسئولیت مشارکت کنندگان به سرمایه شرکت پروژه می باشد.[219] این در حالی می باشد که تشکیل جوینت ونچر در ایران مستلزم تضامنی بودن مسئولیت مشارکت کنندگان می باشد. در بعضی از کشورها می توان مشارکت در سرمایه گذاری را به صورت شرکت با مسئولیت محدود تاسیس نمود اما مطابق قانون تجارت فعلی، جوینت ونچر به رسمیت شناخته نشده می باشد و تنها می توان به ماده 220 قانون تجارت[220] استناد جست. مطابق این ماده نیز تشکیل مشارکت در سرمایه گذاری مبتنی بر شرکت تضامنی ممکن خواهد بود. بدین ترتیب مشارکت در سرمایه گذاری در ایران توام با ریسک بسیار بالایی می باشد.

همچنین مطابق ماده 106 لایحه جدید قانون تجارت[221] «اعضای گروه اقتصادی متضامنا مسئول پرداخت دیون گروه اقتصادی از اموال شخصی خود می باشند مگر این که با اشخاص ثالث طرف قرارداد خلاف این امر توافق شده باشد…». گویا که قانونگذار تا حدودی از سختگیری گذشته کاسته می باشد و به طرفین اجاز می دهد در صورت توافق با اشخاص ثالث، مسئولیت تضامنی نداشته باشند.

ه) در بعضی از کشورهای در حال توسعه و دارای اقتصاد مختلط سرمایه گذاران خارجی ملزم به مشارکت با شرکت های داخلی هستند و به تنهایی نمی توانند در بخش بالادستی نفت سرمایه گذاری کنند. در این صورت ممکن می باشد دولت به وسیله ی شرکت های دولتی با سرمایه گذاران خارجی مشارکت ایجاد کند و بدین ترتیب سیاست های یکجانبه ی خود را بر آن تحمیل نماید.[222]

از آنجایی که بهره برداری از مواد هیدروکربوری در ایران با حاکمیت دولت پیوند خورده و شریان حیاتی آن می باشد به نظر نمی رسد که بتوان یک قرارداد مشارکت در سرمایه گذاری را بدون مشارکت شرکت ملی نفت ایران منعقد نمود و اغلب سهم شرکت ملی نفت ایران بایستی حداقل 51 درصد باشد.[223] در این صورت مدیریت پروژه بدون مداخله ی طرف ایرانی امکان پذیر نیست و زمانی که ترجیحات شرکت نفتی خارجی با طرف ایرانی تفاوت دارد مشکل بروز پیدا می کند زیرا حق رای طرف ایرانی متناسب با سهم شرکت ملی نفت، بالا می باشد.[224]

این در حالی می باشد که در بعضی از قراردادهای مشارکت در سرمایه گذاری، شرکت های نفتی خارجی به مقصود کاهش ریسک های مداخله دولت های میزبان و روشی موثر در مدیریت ریسک، سهم کوچکی را(مثلا 10 درصد) به دولت میزبان اختصاص می دهند. بدین ترتیب دولت میزبان نمی تواند با در نظر داشتن سهم اندک خود در تصمیم گیری ها مشارکت فعال داشته باشد و ممکن می باشد درآمدهای دولت میزبان نیز با در نظر داشتن سهم خود، کاهش یابد.[225]

دسته‌ها: دسته‌بندی نشده

دیدگاهتان را بنویسید