پایان نامه با واژه های کلیدی بیع متقابل، تامین مالی، شرکت ملی، تولید نفت

دانلود پایان نامه ارشد

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 شود یا ضمانت نامه هایی از شرکت پروژه گرفته می شود که استرداد آنها منوط به اتمام پروژه در موعد مقرر است؛ همچنین طرفین می توانند قرارداد را به صورت کلید در دست تنظیم کنند.146 اما باید اشاره 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 کرد. بنابراین استفاده از قرارداد BOT در بخش بالادستی صنعت نفت توصیه نمی شود.
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 است.
خریداران: یکی از مسائل مهم در پروژه های BOT فروش محصول نهایی است. به عنوان نمونه پس از اتمام ساخت یک نیروگاه147 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 فروش148 با خریداران آینده ی محصول می کند تا ریسک عدم فروش محصول، تاخیر در فروش و… کاهش پیدا نماید. البته ریسک فروش در رابطه با نفت خام به نظر می رسد که چندان اهمیتی ندارد زیرا همیشه خریداران زیادی در بازار نفت خام وجود دارد.
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، استفاده 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، از جمله ریسک هایی است ک منجر به اعتماد پایین طرفین قرارداد BOT می شود. از آنجایی که طرف ثابت قرارداد BOT دولت میزبان است، 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 رابطه 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 وجود دارد. ممکن است انجام پروژه از نظر تئوری قابلیت توجیه را داشته باشد اما در عمل با مشکلات بسیاری روبرو شود به نظر می رسد که یکی از دلایل، عدم تخصص بخش دولتی است.149
ج) هزینه های بالای اکتشاف و بهره برداری: اغلب پروژه های BOT به وسیله ی وام های پروژه محور تامین مالی می شود این در حالی است که ریسک های اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی بسیار بالاست و احتمال شکست پروژه دوچندان است بنابراین وام دهندگان پرداخت وام را مستلزم پرداخت نرخ های بهره ی بالاتر می دانند. در مقابل استفاده 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 است.
همچنین برخی از شرکت های نفتی خارجی از آژانس اعتبار صادراتی استفاده می کنند ولی 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 شد.
د) پیچیدگی زیاد پروژه های بالادستی نفت: پیچیدگی بالای پروژه های اکتشاف و بهره برداری، استفاده از قرارداد BOT را با ابهام مواجه می کند. همان طور که می دانیم زمانی که تامین مالی پروژه محور به عنوان روش متعارف تامین مالی پروژه های BOT استفاده می شود استفاده از تکنیک های مدیریت ریسک مشکل می شود این در حالی است که اگر از BOT برای اکتشاف و بهره برداری استفاده نماییم این مشکل دوچندان خواهد شد.150
ه) وابستگی زیاد پروژه به دارنده ی امتیاز بهره برداری151 152: این مورد یکی از ریسک های مهم پروژه های BOT است. همان طور 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 باید در مدت زمان مشخصی بهره برداری و مالکیت پروژه را بر عهده بگیرد. این در حالی است که مالکیت مواد هیدروکربوری بر اساس اصل 153 قانون اساسی جمهوری اسلامی153 نمی تواند محقق گردد. به نظر می رسد که استفاده از قرارداد BOT در بخش بالادستی صنعت نفت و گاز نمی تواند مورد استفاده قرار بگیرد.
گفتار چهارم- قراردادهای خدماتی با ریسک154
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 شود، 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 رابطه 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 تحقق نپیوسته باشد قرارداد پیمانکاری خاتمه خواهد یافت و طرف قرارداد حق مطالبه وجوهی را که صرف هزینه های اکتشافی کرده است 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 است».
در مقابل اگر عملیات اکتشاف و توسعه میدان نفتی با موفقیت همراه باشد و میدان نفتی، تجاری شود پیمانکار مستحق دریافت است 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 نحوه ی پرداخت ها است 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 است. سهم دولت فیلیپین 60 درصد و سهم پیمانکار 40 درصد از عایدات خالص ناشی از فروش نفت خام است. بند 7 ماده ی 10 قرارداد به طرفین این اختیار را داده است تا در رابطه 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 میزان سهم خود(40 درصد) نفت خام برداشت کند.
این نوع پرداخت به خوبی در ماده 12 قانون نفت ایران مصوب 1353 مشهود است. 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 است(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 کرد خریداری نماید…».
گفتار پنجم- قراردادهای بیع متقابل158 159
مفهوم بیع متقابل نخستین بار توسط قانون بودجه ی 1372 مورد استفاده 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 کرد:
• اقساط فقط از راه صادرات نفت خام ناشی از پروژه پرداخت شود؛
• باید از حداکثر توان طراحی و فنی-مهندسی نیروهای ایرانی استفاده گردد؛
• انتقال فن آوری به وسیله ی موافقتنامه های مشارکت در سرمایه گذاری میان شرکت های داخلی و بین المللی انجام شود؛
• حداقل 30 درصد از امکانات ساخت داخل مورد استفاده قرار گیرد.160
در طول عملیات توسعه کلیه هزینه ها اعم از سرمایه ای و غیر سرمایه ای بر عهده ی پیمانکار است. مراد از هزینه های سرمایه ای تمام هزینه هایی است که پیمانکار به صورت مستقیم برای توسعه ی میدان نفتی در حد استانداردهای پذیرفته شده در صنعت نفت دنیا صرف می کند.161 منظور از هزینه های غیر سرمایه ای در قراردادهای بیع متقابل هزینه های مالیاتی، گمرکی، آموزش کارکنان و هزینه های تامین اجتماعی است.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 عبارت دیگر وظیفه ی پیمانکار به پایان می رسد و شرکت ملی نفت در صورت لزوم باید هزینه های مورد نیاز میدان را پرداخت کند.
در قراردادهای بیع متقابل ایران برای توسعه ی میادین نفتی این موارد به صراحت مشخص می شود:
1- توزیع سرمایه اولیه در طول دوران توسعه میدان
2- دستمزد: دستمزد پیمانکار عددی مقطوع است که مطابق قراردادهای بیع متقابل از محصول تولیدی تامین می شود و عبارت است 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 چون ریسک مخزن، ریسک افزایش هزینه، ریسک عملکرد و ریسک تاخیر بر میزان دستمزد پیمانکار تاثیر گذار است و پیمانکار می تواند با توجه به این ریسک ها در زمان انعقاد قرارداد بیع متقابل دستمزد بیشتری را مطالبه کند.
3- هزینه های بانکی: در روش بیع متقابل تامین مالی پروژه بر عهده ی پیمانکار است به همین منظور ممکن است پیمانکار از بانک وام بگیرد یا از سرمایه ی خود به منظور انجام عملیات پروژه استفاده کند. همان طور که می دانیم عملیات پروژه ممکن است بین 4 تا 5 سال تداوم داشته باشد که در این مدت پیمانکار باید بهره ی وام دریافتی را بپردازد از سوی دیگر اگر از سرمایه ی خود استفاده کرده باشد خواب سرمایه را باید در نظر بگیرد.
لازم به یادآوری است که مطابق مقررات بانک مرکزی نرخ بهره ی بیش از 5/5 قابل پرداخت از سوی شرکت ملی نفت ایران نیست بنابراین ممکن است پیمانکار با ریسک عدم پرداخت بهره ی وام دریافتی مواجه شود.163
4- جدول توزیع اصل سرمایه، هزینه های بانکی و پاداش
استفاده از قراردادهای بیع متقابل در بخش بالادستی صنعت نفت ایران رایج است که با مرور زمان و استفاده 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 است(8 تا 10 سال) بنابراین همگرایی منافع پیمانکار و شرکت ملی نفت دشوار است. این در حالی است که در قراردادهایی مثل مشارکت در تولید دوره ی زمانی بسیار بیشتر از قراردادهای بیع متقابل می باشد و معمولا نزدیک به عمر میدان است.
ب) تحویل میدان نفتی به شرکت ملی نفت توام با ریسک آسیب به توسعه ی

پایان نامه
Previous Entries پایان نامه با واژه های کلیدی شرکت ملی، تولید نفت، منابع طبیعی، کردستان عراق Next Entries پایان نامه با واژه های کلیدی شرکت ملی، بیع متقابل، تولید نفت، حق الزحمه