ارزیابی مالی قراردادهای منتخب بیع متقابل نفتی و مقایسه آن با قراردادهای مشارکت در تولید

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشیار دانشکده اقتصاد دانشگاه امام صادق (ع).

2 دانشجوی دکتری مدیریت قراردادهای بین‌المللی نفت و گاز دانشگاه امام صادق (ع)

3 استادیار دانشکده حقوق دانشگاه امام صادق (ع).

چکیده

رژیم مالی فصل ممیز میان قراردادهای نفتی است. رژیم­های مالی در قراردادهای نفتی به دو دسته کلی امتیازی و قراردادی تقسیم ­می­شود. تفاوت میان قراردادهای خدمت و مشارکت درنحوه جبران خدمات پیمانکار است که به صورت نقدی یا به صورت نفت خام پرداخت شود. در قراردادهای مشارکت در تولید، پیمانکار حصه­ای از نفت تولیدی را دریافت می­نماید. یکی از معیارهای اصلی ارائه مقایسه‌ای کلی از رژیم‌های مالی، میزان سهم­بری طرفین قرارداد است که به صورت ارزش واقعی بیان می­گردد. مقایسه میزان سهم­بری پیمانکار خارجی براساس ارزش فعلی خالص دریافتی در پروژه­های مورد مطالعه نشان می­دهد انعقاد قراردادهای مشارکت در تولید در میادین نفتی آزادگان، سروش و نوروز، فروزان و اسفندیار نسبت به بیع متقابل برای کشور میزبان (ایران) می­توانست مطلوب­تر و کم هزینه­تر باشد.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Financial Evaluation of Selected Buy-Back Contracts and Comparing with Production Sharing Contracts

نویسندگان [English]

  • Davood Manzoor 1
  • Roohollah Kohan Hoosh Nejad 2
  • Masoud Amani 3
1 Associate Professor, Faculty of Economics, University of Imam Sadiq (PBUH)
2 Ph.D Student in International Oil and Gas Contracts Management, Faculty of Economics, University of Imam Sadiq (PBUH), Iran.
3 Assistant Professor, Faculty of Law, University of Imam Sadiq (PBUH), Iran,
چکیده [English]

Fiscal regime is one of the main differences between petroleum contracts. Fiscal regimes in oil contracts are divided in two main categories namely Concessionary and Contractual Systems. In contractual systems, the main difference between service and production sharing contracts is the way of compensation of contractor services which could be in cash or in kind. In production sharing contracts the contractor receives a portion of produced oil. One of the main criteria to compare fiscal regimes is government and contractor takes in real values. Comparing the net present value of contractor take shows that PSC could have been more desirable and cost effective in Azadegan, Soroush & Norouz, Forouzan & Esfandyar oil fields than Buy-Back contracts.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Fiscal Regime
  • Buy-Back
  • Production Sharing
  • Take
  • Iran

ارزیابی مالی قراردادهای منتخب بیع متقابل نفتی و مقایسه آن با قراردادهای مشارکت در تولید

داود منظور[1]

روح‌اله کهن‌هوش نژاد[2]

 مسعود امانی[3]

تاریخ دریافت: 14/07/1395        تاریخ پذیرش: 23/12/1395

چکیده

رژیم مالی فصل ممیز میان قراردادهای نفتی است. رژیم­های مالی در قراردادهای نفتی به دو دسته کلی امتیازی و قراردادی تقسیم ­می­شود. تفاوت میان قراردادهای خدمت و مشارکت درنحوه جبران خدمات پیمانکار است که به صورت نقدی یا به صورت نفت خام پرداخت شود. در قراردادهای مشارکت در تولید، پیمانکار حصه­ای از نفت تولیدی را دریافت می­نماید. یکی از معیارهای اصلی ارائه مقایسه‌ای کلی از رژیم‌های مالی، میزان سهم­بری طرفین قرارداد است که به صورت ارزش واقعی بیان می­گردد. مقایسه میزان سهم­بری پیمانکار خارجی براساس ارزش فعلی خالص دریافتی در پروژه­های مورد مطالعه نشان می­دهد انعقاد قراردادهای مشارکت در تولید در میادین نفتی آزادگان، سروش و نوروز، فروزان و اسفندیار نسبت به بیع متقابل برای کشور میزبان (ایران) می­توانست مطلوب­تر و کم هزینه­تر باشد.

 

واژگان کلیدی: رژیم مالی، قرارداد بیع متقابل، قرارداد مشارکت در تولید، سهم­بری، ایران

طبقه­بندی JEL: D86

 

 

مقدمه

رابطه میان دولت‌های ملی و شرکت‌های خارجی در صنعت نفت و گاز معمولاً از طریق قراردادهایی که مورد مذاکره طرفین قرار می‌گیرند، تعیین می‌شود. در یک تقسیم­بندی کلی، قراردادهای نفتی به دو دسته کلی امتیازی و قراردادی تقسیم می­شوند­. تفاوت میان قراردادهای خدمت و مشارکت درنحوه جبران خدمات پیمانکار است که به صورت نقدی یا به صورت نفت خام پرداخت شود. در قراردادهای مشارکت در تولید، پیمانکار حصه­ای از نفت تولیدی را دریافت می­نماید. مفاد قراردادهای نفتی به طور عمده از شروط حقوقی، شروط فنی و مهندسی و شروط مالی و حسابداری تشکیل شده است. این شروط، در عین حال که دارای ماهیتی منحصر به فرد هستند، ولی در یک قرارداد نفتی در کنار یکدیگر مجموعه‌ای یکپارچه را تشکیل داده و در ارتباط و تأثیر و تأثر مستقیم از هم قرار دارند (حاتمی و کریمیان، 1393، ص 679).

نظام یا رژیم مالی[4] حاکم بر قراردادها از مهمترین وجوه تفاوت قراردادها با یکدیگر است. برخی معتقدند که بیش از 80 درصد مفاد قراردادهای بالادستی یکسان بوده و آنچه آنها را از یکدیگر متمایز می­سازد، نظام مالی این قراردادهاست (دوال و همکاران[5]، 2009، ص 54). نظام مالی قرارداد مقرر می­کند که چگونه عواید و درآمدهای ناشی از اجرای یک قرارداد نفتی بین دولت صاحب نفت و شرکت­های بین­المللی تقسیم می­شود. در واقع، عناصر بنیادین و اصلی تشکیل دهنده نظام مالی حاکم بر یک قرارداد، نحوه تقسیم درآمدهای میدان، نحوه بازیافت هزینه­ها و پرداخت سود به شرکت نفتی و مالیات­ها می­باشند (میان[6]، 2011، ص 266).

بررسی ادبیات موجود درخصوص قراردادهای بالادستی صنعت نفت و گاز نشان می­دهد رژیم مالی این قراردادها از دو منظر تحلیل حقوقی[7] و تحلیل مالی و اقتصادی مورد بررسی قرار گرفته­اند؛ منظور از تحلیل مالی و اقتصادی که در این نوشتار مورد توجه قرار می­گیرد، بررسی رژیم مالی با استفاده از مفاهیم علم اقتصاد، ابزارهای ریاضی، مقایسه قراردادها با یکدیگر از طریق شبیه­سازی و آزمون حالت­های مختلف و تحلیل حساسیت نسبت به متغیرهای گوناگون است. به عنوان مثال، کیسر و پابلیشر[8] (2004) چارچوبی تحلیلی با استفاده از شبیه­سازی جریان نقدی و تحلیل رگرسیون طراحی کرده و روابط میان ارزش فعلی، نرخ بازده و میزان سهم­بری دولت میزبان و شرکت خارجی را برای میدان گیراسول[9] آنگولا تحلیل کرده­اند. توردو[10] (2007) با طراحی یک مدل اقتصادی ساده­سازی شده برای چهار پروژه نفتی فرضی و انجام شبیه­سازی، به بررسی آثار رژیم­های مختلف مالی روی اقتصاد پروژه پرداخته است.

با این وجود، طراحی دقیق و تعامل میان اجزای مختلف رژیم مالی نقش مهمی ایفا می‌کند. برخی از رژیم‌های مالی ممکن است دارای ساختاری ظاهراً مشابه باشند، درحالی­که تأثیر آن‌ها بر پروژه‌های نفتی و سهم­بری دولت و سرمایه گذار می‌تواند کاملاً متفاوت باشد. بطورکلی در قضاوت در مورد رژیم­های مالی در قراردادهای نفتی می­بایست به سه نکته مهم توجه نمود:

نخست آنچه اهمیت دارد این است که دولت‌ها چه هدفی را دنبال می­کنند. ممکن است کشوری به دلایلی از قبیل تلاش برای جذب بیشتر سرمایه­گذاری، ریسک بالای زمین­شناسی یا میزان بلوغ میادین، مالیات‎‌ پایین وضع نموده و سهم­بری پایین‌تری داشته باشد. برای مثال، اگرچه قراردادهای مشارکت در تولید روسیه که طی سال‌های 1994 و 1995 منعقد شده، گاهی اوقات برای نشان دادن ضعف‌های قراردادهای مشارکت در تولید مورد استفاده قرار می‌گیرند، با این وجود، توجه به اهداف دولت روسیه و شرایط این کشور در آن دوره بسیار حائز اهمیت است. هدف اصلی دولت روسیه، افزایش جذب سرمایه­گذاری خارجی در پروژه‌های دارای پیچیدگی‌های فنی و منزوی به لحاظ جغرافیایی و نیز افزایش تولید نفت و گاز در شرایط پایین بودن قیمت نفت بود. در واقع، دهه 1990 شاهد پایین‌ترین سطوح قیمت نفت در دهه‌های اخیر بود به گونه‌ای که قیمت نفت در سال 1998 به بشکه‌ای 10 دلار رسید. با بهبود شرایط سرمایه­گذاری (یعنی افزایش ثبات سیاسی و بهبود شرایط اقتصادی همراه با افزایش قیمت نفت)، دولت روسیه به سمت دستیابی سهم بالاتری از درآمدها حرکت کرد. این امر موجب شد دولت با دخالت و باز طراحی قراردادهای مشارکت در تولید، توازن بهتری میان پاداش سرمایه­گذاران و دولت برقرار نماید.

دوم، شرایط مناطق دارای میادین نفت و گاز می‌بایست مد نظر قرار گیرد. در نظر گرفتن سطح بالایی از سهم­بری برای دولت در شرایط بالا بودن ریسک اکتشاف و هزینه‌های توسعه ممکن است قابل توجیه نباشد (نخله[11]، 2010، صص 105-106).

سوم این که طراحی دقیق و تعامل میان اجزای مختلف رژیم مالی نقش مهمی ایفا می‌کند. برخی از رژیم‌های مالی ممکن است دارای ساختاری ظاهراً مشابه باشند، با این وجود، تأثیر آن‌ها بر پروژه‌های نفتی و سهم­بری دولت و سرمایه­گذار می‌تواند کاملاً متفاوت باشد. از سوی دیگر، ساختارها و رژیم‌های مالی متفاوت نیز می‌توانند به نتایج یکسانی از حیث درآمد و میزان سهم­بری دست یابند. اما با وجود این تنوع، چند اصل اقتصادی راهنما[12] وجود دارد که می‌توان از آن‌ها به هنگام ارزیابی یا طراحی رژیم مالی استفاده کرد. البته استفاده از تجربه کشورها نیز در این میان اهمیت بسیاری دارد. اصلی­ترین شاخص برای ارائه مقایسه‌ای کلی از رژیم‌های مالی، میزان سهم­بری طرفین از پروژه[13] است که به صورت ارزش فعلی خالص کل درآمدهای طرفین به عنوان سهمی از درآمدهای پیش از مالیات تعریف می‌شود (نخله، 2010، ص 108).

شایان ذکر است درباره محاسبه هرگونه معیار اقتصادی مرتبط با میدان، عدم قطعیت و بی­ثباتی زیادی وجود دارد، و "میزان سهم­بری، ارزش فعلی، یا نرخ بازده" را تنها زمانی می­توان با اطمینان محاسبه کرد که میدان ترک شده باشد و تمام داده­ها و اطلاعات مربوط به درآمد و هزینه علنی شده باشند. تنها زمانی که اطلاعات "کامل" است و همه درآمدها، هزینه­ها، بهره مالکانه و مالیات در طول عمر میدان مشخص باشد، می­توان محاسبه سوددهی و تقسیم سود را با اطمینان انجام داد. برای محاسبه معیار­های اقتصادی و سیستمی، برآورد درآمد و هزینه و پیش­بینی طول عمر پروژه لازم است. البته بسیاری از شرایط اقتصادی مربوط به یک رژیم مالی را می­توان صرف نظر از پیچیدگی آن مدل­سازی کرد، و درنتیجه پیچیدگی شرایط قرارداد به خودی خود مانعی برای تجزیه و تحلیل نیست. در واقع نااطمینانی از جای دیگری است. این نااطمینانی می­تواند ناشی از شرایط زمین­شناسی، میزان تولید، قیمت، هزینه، سرمایه­گذاری، فناوری و یا مسائل استراتژیک باشد (کیسر و پابلیشر[14]، 2004، صص 1-2).[15]

براین اساس، در این مطالعه نیز باتوجه به اطلاعات در دسترس، ارزش اسمی و واقعی (زمانی) برای پیمانکار در قرارداد بیع متقابل در میادین نفتی آزادگان، سروش و نوروز، فروزان و اسفندیار محاسبه شده و با استفاده از تکنیک شبیه­سازی، با حالت قراردادهای مشارکت در تولید مقایسه صورت می­گیرد.

در این مطالعه، پس از بیان پیشینه پژوهش، در ابتدا به رژیم مالی حاکم بر قراردادهای بیع متقابل و مشارکت در تولید اشاره شده، سپس با ارائه اطلاعات اقتصادی میادین نفتی آزادگان، سروش و نوروز، فروزان و اسفندیار، جفیر، مبانی نظری و روش تحقیق بیان شده و محاسبات حاصل از تحقیق ارائه می­گردد. نهایتاً یافته­ها و نتایج بیان می­گردد.

 

1-    پیشینه پژوهش

با وجود قدمت بیش از یکصد سال قراردادهای نفتی ایران، پژوهش­های اندکی در زمینه بررسی ابعاد اقتصادی و حقوقی این قراردادها صورت گرفته و مقالات اندکی در زمینه تحلیل اقتصادی و بررسی رژیم مالی به چشم می­خورد. البته در چندسال اخیر مطالعات مقایسه ای نسبتاً خوبی در خصوص انواع قراردادهای نفتی انجام شده است.

در مطالعه مقدم و مزرعتی (1385)، با فرموله کردن قراردادها، مطالعة موردی قرارداد بیع متقابل برای یک میدان گازی شبیه سازی شده است. با استفاده از برنامه ریزی چند هدفه، بهینه­سازی قرارداد بیع متقابل مدل سازی شده و هدف مدل، حداکثرکردن نرخ بازده داخلی کل پروژه و نیز حداقل­کردن کل مقدار مطلق (ارزش جاری) بازپرداخت­ها به سرمایه‌گذاری خارجی در نظر گرفته شده است. با مقایسة گزینه­های بازپرداخت سریع و بازپرداخت معمولی، مشخص شده است که با افزایش هزینة فرصت پول، ضروری است بازپرداخت به سرمایه‌گذار خارجی دیرتر انجام شود. همچنین، هرگونه تغییر در نرخ بازدهی انتظاری برای هر یک از طرفین، نظام متفاوتی از بازپرداخت‌ها را برای قرارداد پیشنهاد می­کند.

در مطالعه حسن­تاش و صبحی (1388)، ضمن مقایسه تطبیقی انواع قراردادهای توسعه بالادستی در صنعت نفت، خصوصاً به تفاوت دو نوع قرارداد مشارکت در تولید و خدماتی، به­ویژه از منظر نحوه تسهیم دریافتی­ها میان شرکت­های بین­المللی نفتی و دولت­های میزبان پرداخته شده است و نحوه تأثیرگذاری روندهای مختلف قیمت­های نفت بر میزان این دریافتی­ها مورد بررسی قرار گرفته است. ایشان چنین نتیجه گرفته­اند که قراردادهای خدماتی بیع متقابل در شرایطی که قیمت­های جهانی نفت پایین هستند، با این تصور که ادامه روند موجود در هر قیمتی بدون نوسان یا روند کاهشی وجود دارد، برای پیمانکار جذابیت دارد. در شرایطی که پیمانکار انتظار افزایش قیمت­های جهانی نفت را دارد، انتخاب گزینه قراردادی مشارکت در تولید را ترجیح می­دهد چراکه در صورت افزایش هزینه­های سرمایه­ای، سهم وی از نفت نیز افزایش می‌یابد.

مومنی وصالیان و همکاران (1389) در پژوهشی با هدف تعیین روش بهینه قراردادها در تأمین مالی و اجرای پروژه­ها در بخش بالادستی، برای میادین مستقل و مشترک نفت و گاز ایران، دو گزینه روش قراردادی بیع متقابل و مشارکت در تولید را مورد بررسی قرار داده و با استفاده از مدل تحلیل فرآیند سلسله مراتبی (AHP) با هم مقایسه کرده­اند. به این منظور، معیارهای تصمیم­گیری برای انعقاد قراردادها در بخش بالادستی صنایع نفت و گاز به دوسته کلی معیارهای پیش از عقد قرارداد و معیارهای درون قرارداد تقسیم شده و با ورود داده­ها به نرم­افزار EC[16] و تجزیه و تحلیل‌های مربوطه، این نتیجه حاصل شده که بکارگیری روش قراردادی مشارکت در تولید در میادین مستقل 7/65 درصد و در میادین مشترک 3/68 درصد نسبت به قراردادهای بیع متقابل برتری دارند.

نتایج بررسی­های سالاری و دهقانی (1392) نشان می­دهد که در اغلب پروژه های اجرا شده به روش بیع متقابل، اهداف قراردادی تامین نشده و هزینه استفاده از سرمایه برای سرمایه پذیر (شرکت ملی نفت ایران) بسیار بیشتر از میزان برنامه‌ریزی شده اولیه شده است. بنابراین اتخاذ مکانیزم‌های کاربردی برای انجام اصلاحات مجاز در روش‌های قراردادی ضروری است. بر اساس متدولوژی­های تعادل از یکسو و با توجه به مکانیزم مالی قراردادهای بیع متقابل، هر چه نسبت بین ریسک متوجه پیمانکار و پاداش در نظر گرفته شده متعادل­تر باشد، هزینه استفاده از سرمایه برای سرمایه‌پذیر حداقل خواهد بود. بنابراین پیشنهاد شده برای کاربرد مکانیزم قراردادی بیع متقابل، نخست اینکه ریسک‌های هر پروژه به طور کامل شناسایی و کمی شده و دوم اینکه میزان پاداش در روش بازپرداخت، متناسب با آن تنظیم شود. همچنین، برای سهیم شدن عملی پیمانکار در ریسک پروفایل تولید، به عنوان مهم‌ترین ریسک پروژه و با نگاه تولید صیانتی، پیشنهاد طولانی شدن بازپرداخت و افزایش همزمان نرخ بازپرداخت برای ایجاد انگیزه پیمانکار ارائه شده است.

در مطالعه کاظمی نجف­آبادی و همکاران (1394) قراردادهای بیع متقابل گازی از منظر اقتصادی مورد ارزشگذاری قرار گرفته‌اند و به منظور ارزیابی بهتر، این قراردادها با قرارداد مشارکت در تولید مقایسه شده‌اند. برای این مقاله، فازهای 2 و 3 و همچنین 4 و 5 میدان گازی پارس جنوبی انتخاب شده‌اند و چون این پروژه‌ها در قالب قرارداد بیع متقابل واگذار شده‌اند، ضمن تعریف سناریوهای متفاوت، قالب قراردادی مشارکت در تولید برای آنها شبیه‌سازی شده است. پس از استخراج سناریو برتر در قالب قرارداد مشارکت در تولید برای هر دو پروژه، مشخص شد در اجرای فاز 2 و 3 پارس جنوبی، استفاده از قرارداد مشارکت در تولید و در فاز 4 و 5 پارس جنوبی، استفاده از قرارداد بیع متقابل، برای کشور ایران مطلوب‌تر بوده‌اند.

عسکری و همکاران (1394) معتقدند قرارداهای مشارکت در تولید(PSC)، بیع متقابل(BBC) و اخیراً نفتی ایران(IPC) به‌منزله سه رقیب در حوزه بالادستی صنعت نفت و گاز کشور ‌به‌شمار می‌روند. لذا با هدف تبیین ظرفیت‌های اقتصادی این سه قرارداد نسبت به یکدیگر و برمبنای روش بهینه‌سازی ایستا، آنها را از منظر دو مؤلفه اقتصادی مهم سطح سرمایه‌گذاری و تولید بهینه نفت مقایسه کرده و در نهایت اولویت‌بندی کرده­اند. سرانجام برمبنای رویکرد ساختاری نتیجه گرفته­اند که قراردادهای بالادستی مشارکت در تولید، نفتی ایران و بیع متقابل از نظر سطح سرمایه‌گذاری بهینه به ترتیب در رتبه‌های اول تا سوم قرار دارند و از نظر سطح تولید بهینه نیز در صورت مشارکت بیشتر بخش خصوصی و دخالت کمتر دولت میزبان می‌توانند به ترتیب در رتبه‌های اول تا سوم قرار گیرند.

قندی و لین[17] (2012) با مدل­سازی تابع تولید نفت پویای بهینه میادین دریایی سروش و نوروز در قالب قرارداد بیع متقابل، به این نتیجه رسیده­اند که رفتار تولیدی شرکت ملی نفت ایران از نظر پیگیری هدف حداکثر سود از میدان و نیز از منظر حداکثر نمودن تولید انباشتی ناکارآمد بوده است.

فنگ و همکاران[18] (2014) با مقایسه سطوح تولید و سرمایه­گذاری در دو قرارداد مشارکت در تولید و بیع متقابل با استفاده از یک مدل تئوریک، نشان داده­اند قراردادهای مشارکت در تولید منجر به سطوح بالاتری از سرمایه­گذاری نسبت به قراردادهای بیع متقابل می­شوند. البته اگر سهم سود شرکت پیمانکار افزایش یابد، آنگاه سطوح سرمایه­گذاری در قراردادهای بیع متقابل بیشتر خواهد بود.

2-    نظام مالی حاکم بر قراردادهای بیع متقابل و مشارکت در تولید

رژیم­های مالی در قراردادهای نفتی به دو دسته کلی امتیازی و قراردادی تقسیم ­می­شوند. تفاوت میان قراردادهای خدمت و مشارکت درنحوه جبران خدمات پیمانکار است که به صورت نقدی یا به صورت نفت خام پرداخت شود. در قراردادهای مشارکت در تولید، پیمانکار حصه­ای از نفت تولیدی را دریافت می­نماید (مازیل[19]، 2010، ص 9).

شکل 1: طبقه­بندی نظام­های مالی نفتی

 

مأخذ: برگرفته از جانسون[20] (1994)، صفحه 26.

 

2-1-        نظام مالی قراردادهای بیع متقابل

قراردادهای بیع متقابل یکی از انواع قراردادهای خدمت است که ویژگی­های منحصر به فردی دارد و از این جهت بعضاً تحت عنوان یک روش قراردادی جداگانه بحث می­شود. قراردادهای بیع متقابل ممکن است صرفاً برای توسعه میدان کشف شده و یا برای اکتشاف و توسعه به صورت توأم استفاده شود. از آنجا که اکثریت قاطع قراردادهای بیع متقابل که تاکنون منعقد شده­اند و تمامی قراردادهایی که تاکنون اجرا شده­اند تنها برای توسعه میدان بوده­اند، در اینجا نیز مدل مالی و مالیاتی بیع متقابل توسعه مورد بررسی قرار می­گیرد.

از زمان انعقاد اولین قرارداد بیع متقابل نفتی در سال 1374 تاکنون هیچ قالب قراردادی مشخصی به تصویب شرکت ملی نفت ایران یا سایر مقامات نرسیده است. با وجود این، از ابتدا شرکت نفت قالب مورد نظر خود را در اختیار پیمانکاران قرار داده و مذاکرات حول وحوش آن قالب انجام شده است. از آنجا که جزئیات هر قرارداد از طریق مذاکره نهایی شده است، قراردادهای بیع متقابل از جهت مفاد متنوع­اند و تقریباً مفاد هیچ دو قراردادی صددرصد یکسان نیست.[21] بسیاری از نکات مبهم در قراردادهای قبلی در قراردادهای بعدی رفع و به تدریج این قراردادها فربه­تر شده­اند (شیروی، 1393، ص 434).

مهم­ترین تغییر در مفاد قراردادهای بیع متقابل در سال 1386 با تصویب «چارچوب کلی قراردادهای بیع متقابل» توسط هیأت مدیره شرکت ملی نفت ایران بروز کرد که به جای تعیین سقف هزینه­های سرمایه­ای در زمان انعقاد قرارداد، این امر به بعد از انجام مناقصات قراردادهای فرعی موکول شد. به عبارت دیگر به جای اینکه در زمان انعقاد قرارداد طرفین روی سقف هزینه­های سرمایه­ای توافق کنند، روشی برای تعیین آن در طول اجرای پروژه پیش­بینی کردند. مدل مالی و مالیاتی که در اینجا بیان می­شود بر همین روش جدید استوار است.

در قراردادهای بیع متقابل «هزینه­های نفتی»[22] به چهار گروه تقسیم می­شوند که بازپرداخت هر گروه تابع نظام خاصی است.

 

 

 

 

جدول 1: هزینه­های نفتی در قرارداد بیع متقابل مدل 2008

سرفصل هزینه‌ای

تعریف

ویژگی­ها

هزینه­های سرمایه­ای

تمامی هزینه­های توسعه میدان مطابق با مفاد قرارداد انجام‌شده و طبق اصول حسابرسی به‌حساب پروژه منظور مشروط به اینکه آن­ها تحت هزینه­های دیگر قابل‌شناسایی نباشند.

این هزینه­ها سقف دارند، یعنی:

  • اولاً هزینه­های انجام‌شده باید حسابرسی شده و در صورت تأیید قابل بازپرداخت است.
  • ثانیاً، چنانچه برای اتمام پروژه و رسیدن به اهداف آن عملاً مبالغی کم­تر از سقف مزبور هزینه شده باشد، مبالغی که واقعاً هزینه شده، قابل بازپرداخت هستند.[23]
  • ثالثاً، هرگاه برای اتمام پروژه و رسیدن به اهداف آن مبالغی بیشتر از سقف مزبور مورد نیاز باشد، پیمانکار موظف است به هزینه خود آن را انجام دهد ولی نمی­تواند بازپرداخت آن را از شرکت نفت تقاضا کند مگر آنکه این افزایش هزینه­ها در نتیجه کارهای اضافی[24] و یا تغییر در قلمرو کارها[25] باشد.[26]

البته تعیین سقف به بعد از انجام مطالعات “فید” (front-end engineering design) و برگزاری مناقصات قراردادهای فرعی صورت می­گیرد.

هزینه­های غیرسرمایه‌ای

تمامی مالیات‌ها و عوارض و سایر پرداخت­هایی که پیمانکار برای اجرای قرارداد به مقامات ذیصلاح مثل سازمان امور مالیاتی، گمرک، شهرداری‌ها یا سازمان بیمه تأمین اجتماعی پرداخت می­کند.

حدود 10 تا 15 درصد هزینه­های سرمایه­ای را تشکیل می‌دهد و فاقد محدودیت سقف بوده و کل آن قابل بازپرداخت است.

هزینه­های عملیاتی

هزینه­های عملیاتی به مخارجی اطلاق می­شوند که پس از تصویب شرکت ملی نفت مستقیماً، ضرورتاً و منحصراً به منظور اجرای «فعالیت­های عملیاتی»، تامین قطعات یدکی و تامین پوشش بیمه­ای برای پس از تاریخ تحویل پروژه، توسط پیمانکار تعهد و پرداخت می­شوند.

هزینه­های عملیاتی فاقد سقف و با حسابرسی قابل بازپرداخت است.

هزینه­های بانکی

هزینه­های تأمین منابع مالی

  • تمامی هزینه­های سرمایه­ای و غیر سرمایه­ای از اولین روز ماه بعد از انجام هزینه تا زمانی که بازپرداخت می­شود مشمول نرخ بهره می­گردند.
  • نرخ بهره در قرارداد مورد توافق قرار می­گیرد که معمولاً رقمی بالاتر از نرخ “لایبور[27]” مثل 75% به‌اضافه نرخ لایبور است.
  • هزینه­های عملیاتی اگر در فصل بعد از انجام هزینه بازپرداخت شود، مشمول بهره نمی­شود ولی اگر در پرداخت آن تأخیر شود، مشمول بهره می­گردد.
  • در صورتی که شرکت ملی نفت اقساط حق الزحمه پیمانکار را در موعد مقرر در قرارداد نپردازد به اقلام بازپرداخت نشده هزینه بانکی تعلق خواهد گرفت.

منبع: شیروی، 1393، صفحات 435-438 و حاتمی و کریمیان، 1393، صفحات 947-948

 

طبیعی است در کنار هزینه­های قابل بازیافت، برخی از هزینه­ها غیرقابل بازیافت باشند. در رویه حسابداری مدل اکتشافی توسعه­ای قرارداد بیع به تفصیل هزینه­های غیرقابل بازیافت در 18 بخش طبقه بندی شده­اند، که از میان مهمترین آنها می­توان به هزینه تأسیس دفتر خارج از ایران، هزینه­های ناشی از تخلف پیمانکار در اجرای عملیات توسعه مطابق استانداردهای عمومی صنعت نفت و هزینه­های مربوط به کسور و عوارض قانونی پرداختی در خارج از ایران اشاره کرد (حاتمی و کریمیان، 1393، ص 949).

 

2-2-        نظام مالی قرارداد مشارکت در تولید

قراردادهای مشارکت در تولید را می­توان به دو دسته اکتشافی (EPSA[28]) و توسعه­ای (DPSA[29]) تقسیم کرد. پایه­های اصلی نظام مالی قراردادهای مشارکت در تولید به قرار ذیل است:

  1. پرداخت پاداش­ها (پذیره نقدی): گاهی اوقات در زمان مذاکره و عقد قرارداد پرداخت یک پاداش نقدی در نظر گرفته می­شود که به «پاداش انعقاد قرارداد»[30] معروف است. مقدار این پاداش به وسعت منطقه مربوط به قرارداد و رقابت شرکت­های نفتی با یکدیگر بستگی دارد. بعد از آن­که تولید از یک میدان شروع شد و به میزان خاصی رسید، پاداش­هایی تحت عنوان «پاداش تولید»[31] به دولت پرداخت می­شود. پاداش­ها معمولاً اقلام هزینه­های قابل بازیافت نیستند. شرکت نفتی این پرداخت­ها را به عنوان هزینه و دولت آنها را به عنوان درآمد تلقی می­کند.
  2. بهره مالکانه: با وجود آن­که پرداخت بهره مالکانه در قراردادهای مشارکت در تولید متداول نیست در بعضی قراردادها می­توان این قلم هزینه را نیز مشاهده کرد. بهره مالکانه بلافاصله از درآمد ناخالص (درآمدی که از سر چاه به دست می­آید) کسر می­شود. این پرداخت یا به صورت خالص محاسبه می­شود و یا هزینه­های حمل و نقل از آن کم می‌شود. مورد دوم در صورتی به انجام می­رسد که محل تولید با محل فروش فاصله زیادی داشته باشد. نرخ بهره مالکانه معمولاً بین 8 تا 15 درصد درآمد ناخالص است و بدون توجه به اینکه عملیات نفتی سودآور بوده یا نبوده، بلافاصله از محل فروش نفت یا گاز به دولت پرداخت می­شود (میان[32]، 2011، صص 254-255).
  3. بازیافت هزینه­ها[33]: پیش از تسهیم تولید، پیمانکار مجاز به بازیافت هزینه­های خود از درآمدهای خالص است. البته در اکثر قراردادهای مشارکت در تولید، سقفی برای این بازیافت وجود دارد. هزینه­هایی که پیمانکار متحمل می­شود، مانند هزینه­های سرمایه­گذاری و هزینه­های عملیاتی (CAPEX و OPEX)، باید از نفت هزینه‌ای بازیافت شود و اگر بازیافت همه هزینه­ها در یک دوره مالی امکان­پذیر نباشد بقیه هزینه­ها به دوره­های آتی منتقل می­شود تا در آن دوره بازیافت شود (جانسون[34]، 1994، ص 42).  

مبالغی که بعد از بازیافت هزینه­ها باقی می­ماند، براساس مفاد قرارداد بین دولت و شرکت نفتی تقسیم می­شود. حد بالای بازیافت هزینه­ها که به «سقف بازیافت»[35] نیز معروف است معمولاً بین 30٪ تا 60٪ تغییر می­کند و براساس توافق طرفین تعیین می­شود. از نظر ریاضی، سقف بازیافت هزینه تمایز واقعی میان سیستم امتیازی و قراردادهای مشارکت در تولید است (جانسون[36]، 1994، ص 42). هزینه­های قابل بازیافت حاصل از نفت هزینه­ای شامل موارد زیر است:

الف. هزینه­های بازیافت نشده که از سال­های قبل به سال فعلی منتقل شده است.

ب. هزینه­های عملیاتی

ج. هزینه­های سرمایه­گذاری

ه. هزینه­های استهلاک، تهی­سازی منبع و اقساط وام

و. سود تأمین مالی (که معمولاً با محدودیت­هایی همراه است.).

ز. اعتبارات سرمایه­گذاری و تخفیف­ها[37]

  1. تقسیم نفت سود و نحوه مالیات­بندی: مبالغی که بعد از کسر بهره مالکانه و هزینه­های بازیافتی باقی می­ماند نفت سود نام دارد. این مبالغ براساس مفاد قرارداد بین دولت میزبان و شرکت نفتی تقسیم می­شود. در بیشتر کشورها نفت سود به نحوی تقسیم می­شود که بین 10 تا 55 درصد آن به پیمانکار تسلیم گردد. نحوه تقسیم نفت سود قبل از عقد قرارداد بین طرفین مورد توافق قرار گرفته و به طور کلی منابعی از شرایط جغرافیایی؛ شرایط آب و هوایی، هزینه­های بالقوه، زیرساخت، ثبات سیاسی و سایر عواملی است که بر تصمیمات تجاری پیمانکاران تأثیر می­گذارد. به مجموع سهم نفت سود پیمانکار، هزینه­های بازیافت و مازاد هزینه­های بازیافت شده، «استحقاق پیمانکار»[38] گفته می­شود. مالیاتی که شرکت نفت پرداخت می­کند (که درصدی از سهم نفت سود پیمانکار است)، در بعضی موارد ممکن است به 56 درصد برسد و بنابراین مالیات­ها جریان نقدی عمده­ای برای دولت محسوب می­شود. در بعضی کشورها شرکت ملی نفت به عنوان یک تشویق مالیات­های شرکت نفتی را پرداخت می­کند (میان[39]، 2011، 256).

در قراردادهای مشارکت در تولید برخی از کشورها دولت اختیار خرید بخش معینی از سهم پیمانکار از تولید را به قیمتی پایین‌تر از قیمت بازار دارد. این مفهوم تحت عنوان «الزام بازار داخلی» (DOM)[40] شناخته می‌شود (نخله[41]، 2010، ص 101).

 

 

 

 

شکل 2:  ویژگی­های اساسی یک قرارداد مشارکت در تولید

 

مأخذ: بیندرمن (1999)، ص 22

جدول 2:  جریان نقدی خالص در قراردادهای مشارکت در تولید

استحقاق پیمانکار

استحقاق دولت

بازیافت هزینه

بهره مالکانه

به اضافه سهم از نفت سود

سهم از نفت سود

منهای DMO

پاداش‌ها

منهای مالیات

DMO

منهای بهره مالکانه

مالیات

مأخذ: نخله (2010)، ص 102

 

3-    طرح­های توسعه میادین نفتی مورد مطالعه

3-1-        طرح توسعه میدان نفتی آزادگان

میدان نفتی آزادگان در 85 کیلومتری جنوب غربی شهر اهواز در جنوب منطقه هورالعظیم و در 10 کیلومتری مرز کشور عراق واقع شده است. این میدان از لحاظ ساختار زمین­شناسی دارای 4 لایه نفتی سروک، کژدمی، گدون و فهلیان می‌باشد. بیش از 90 درصد نفت درجای این میدان در سازند سروک قرار گرفته است که طبق تخمین­های اولیه 20 میلیارد بشکه ارزیابی گردید و بعدها این میزان به 30 میلیارد بشکه افزایش پیدا نمود (دفتر همکاری­های فناوری ریاست جمهوری، 1385، ص 312). قرارداد توسعه این میدان عظیم به­صورت بیع متقابل بین شرکت ملی نفت ایران و شرکت INPEX[42] با سهم 75 درصد و مشارکت تأمین مالی نیکو با سهم 25 درصد در فوریه سال 2004 منعقد شد. اما شرکت ژاپنی پس از چند سال معطلی عملا و به بهانه­های عدم امنیت منطقه عملیاتی اقدام خاصی انجام نداد و با افزایش شدید قیمت نفت خام و به تبع آن افزایش شدید هزینه سرمایه­ای از قرارداد خارج و جای خود را به شرکت توسعه پتروایران داد.[43] بررسی اقدامات دوره اپراتوری شرکت پتروایران نشان می­دهد که بی­نظمی و بی­برنامگی مفرط و عدم قدرت بر تصمیم­گیری به­شدت بر فضای پروژه حاکم بوده  و میدان با تأخیرات بسیار به تولید اولیه رسیده است (دهقانی، 1393، ص 263). مشخصات قراردادی فاز اول پروژه به شرح جدول زیر است.

جدول 3: اطلاعات مالی قرارداد توسعه میدان آزادگان

هزینه سرمایه­ای (CAPEX)

1026 میلیون دلار

هزینه­های غیرسرمایه­ای (NON-CAPEX)

205 میلیون دلار

هزینه بانکی (BANK-CHARGES)

330 میلیون دلار

دستمزد ریسک و پاداش (REMUNERATION)

699 میلیون دلار

فرمول محاسبه هزینه بانکی

Libor + 0.75

مأخذ: دهقانی، 1393، ص 261

براساس طرح نهایی توسعه میدان نفتی آزادگان، میزان تولید پس از گذشت 4 سال در سال 2007 به­صورت آزمایشی 50 هزار بشکه خواهد بود که در اواسط سال 2008 تولید به 150 هزار بشکه نفت افزایش خواهد یافت (دفتر همکاری­های فناوری ریاست جمهوری، 1385، ص 314).

3-2-        طرح توسعه میدان نفتی سروش و نوروز

میدان نفتی سروش در خلیج فارس در 80 کلیومتری جنوب غربی جزیره خارگ قرار گرفته است. این میدان در سال 1962 میلادی کشف گردید. مخزن نفتی این میدان برگن است که از سه لایه A، B و C تشکیل شده است و تولید این میدان از دو لایه A و B بوده چون لایه C حاوی نفت بسیار سنگین می­باشد (دفتر همکاری­های فناوری ریاست جمهوری، 1385، ص 223). میدان نفتی نوروز در قسمت شمالی خلیج فارس و به فاصله 95 کلیومتری جنوب غربی تأسیسات فرآیندی بهرگانسر قرار گرفته است. میدان نفتی نوروز در سال 1967 کشف و در سال 1970 بهره­برداری از آن آغاز گردید. میزان نفت درجای این میدان 1729 میلیون بشکه برآورد گردید است که میزان 705 میلیون بشکه آن قابل استحصال می­باشد (دفتر همکاری­های فناوری ریاست جمهوری، 1385، ص 229). پس از سال­ها توقف تولید از این دو میدان، در اواخر دهه 1370 وزارت نفت قرارداد بیع متقابل با شرکت شل منعقد نمود. براساس این قرارداد مقرر شده بود میزان تولید به 190 هزار بشکه در روز برسد. این درحالیست که متوسط تولید در مدت زمان 16 ماه از زمان تحویل پروژه تا دی­ماه 1385 برابر 111 هزار بشکه در روز بوده که در حقیقت 41 درصد کمتر از هدف پرژه بوده است (دهقانی، 1393، ص 257). مشخصات قراردادی این پروژه به شرح جدول زیر است.

 

جدول 4:  اطلاعات مالی قرارداد توسعه میدان فروزان و اسفندیار

هزینه سرمایه­ای (CAPEX)

740 میلیون دلار

هزینه­های غیرسرمایه­ای (NON-CAPEX)

133 میلیون دلار

هزینه بانکی (BANK-CHARGES)

280 میلیون دلار

دستمزد ریسک و پاداش (REMUNERATION)

312  میلیون دلار

فرمول محاسبه هزینه بانکی

Libor + 0.75

مأخذ: دهقانی، 1393، ص 255

 

3-3-        طرح توسعه فروزان و اسفندیار

میدان نفتی فروزان در خلیج فارس در حدود 100 کیلیومتری جنوب غربی جزیره خارگ در عمق 150 فوتی آب قرار گرفته است. این میدان نفتی در سال 1342 کشف شد و در سال 1346 به بهره­برداری رسید. این میدان در ناحیه مرزی با کشور عربستان سعودی (میدان مرجان) مشترک می­باشد (دفتر همکاری­های فناوری ریاست جمهوری، 1385، ص 273). میدان اسفندیار در 95 کیلومتری جنوب غربی جزیره خارگ در خلیج فارس قرار دارد. اولین چاه اکتشافی در سال 1956 حفاری گردید و میزان نفت تولیدی این چاه برابر 4200 بشکه در روز با وزن مخصوص 31 درجه API بود. دو چاه دیگر اکتشافی و توصیفی در سال­های 1966 و 1992 حفاری گردید و در سال 1992 نیز لرزه­نگاری دو بعدی روی این میدان انجام شد (دفتر همکاری­های فناوری ریاست جمهوری، 1385، ص 286). شرکت ملی نفت ایران طی قرارداد بیع متقابل اقدام به توسعه و افزایش ظرفیت تولید این میدان با شرکت توسعه پتروایران نمود با این وجود پس از چند سال و به دلیل مشکلات حاصله و عدم پیشرفت مناسب و عملاً متوقف شدن آن، مجدداً براساس قرارداد بین شرکت نفت فلات قاره و پترو ایران و با تأمین مالی از منابع داخلی شرکت ملی نفت ایران در حال انجام است (دهقانی، 1393، ص 235). مشخصات قراردادی این پروژه به شرح جدول زیر است.

 

جدول 5:  اطلاعات مالی قرارداد توسعه میدان فروزان و اسفندیار

هزینه سرمایه­ای (CAPEX)

700/395 میلیون دلار

هزینه­های غیرسرمایه­ای (NON-CAPEX)

355/59 میلیون دلار

هزینه بانکی (BANK-CHARGES)

12/54 میلیون دلار

دستمزد ریسک و پاداش (REMUNERATION)

250/75 میلیون دلار

فرمول محاسبه هزینه بانکی

Libor + 0.75

مأخذ: دهقانی، 1393، ص 239

براساس مصوبه شورای اقتصاد (1379)، علاوه بر اطلاعات مالی فوق، شرط افزایش میزان تولید به 105 هزار بشکه در روز به مدت 15 سال نیز آمده است. روند اجرای پرژه حاکی از انحراف بسیار زیاد در ابعاد مختلف طرح از جمله، زمان اجرا، هزینه و حتی شرح خدمات و اهداف کمی پروژه است (دهقانی، 1393، ص 235).

4-    مبانی نظری و روش پژوهش

ارزیابی دقیق‌تر رژیم‌های مالی مختلف در سراسر جهان نشان می‌دهد که رژیم‌های امتیازی و قراردادی را می‌توان به گونه‌ای طراحی کرده که منجر به کارکردهای اقتصادی[44] مشابه گردند. آنچه که اهمیت دارد، اهداف دولت میزبان و چگونگی طراحی رژیم مالی برای رسیدن به این اهداف است. رژیم‌های مالی سختگیرانه را در رژیم‌های امتیازی می‌توان یافت. مثلاً در رژیم امتیازی نروژ، میزان سهم بری دولت 78 درصد است. در دهه 1980، دولت انگلستان برای مدت کوتاهی توانست با استفاده از رژیم امتیازی، میزان سهم بری خود را به حدود 90 درصد برساند (نخله[45]، 2010، ص 105).

 این مطالعه در نظر دارد ارزش فعلی میزان سهم­بری پیمانکار خارجی را در قرارداد بیع متقابل میادین نفتی آزادگان، سروش و نوروز، فروزان و اسفندیار محاسبه و با استفاده از تکنیک شبیه­سازی، با حالت قراردادهای مشارکت در تولید مقایسه نماید.

4-1-        محاسبه ارزش فعلی متغیرها در قراردادهای بیع متقابل

در این مطالعه، هزینه­های سرمایه­ای در قرارداد بیع متقابل با استفاده از رابطه ارزش آتی اقساط مساوی محاسبه می­شود. اگر بخواهیم ارزش آتی معادل یک مجموعه پرداخت­های یکسان (مجموعه­ای از جریان­های نقدی برابر که در انتهای دوره­های متوالی رخ می­دهند) را محاسبه کنیم، از معادله زیر استفاده می­کنیم (میان[46]، 2011، ص 59)[47]:

(1)  

برای محاسبه هزینه­های غیرسرمایه­ای از رابطه ارزش آتی مقداری که در زمان حال دریافت یا سرمایه­گذاری شده (با بهره مرکب) استفاده می­کنیم (میان، 2011، ص 55)[48]:

(2)  

 

برای محاسبه حق­الزحمه و هزینه­های بانکی (لایبور + 75/0)[49] از رابطه ارزش فعلی اقساط مساوی استفاده می­کنیم(میان[50]، 2011، ص 57)[51]:

(3)  

 

در تمامی رابطه­های ie نرخ لایبور[52] از تاریخ موثر شدن قرارداد تا تاریخ تحویل پروژه در نظر گرفته شده است.

ذکر این نکته ضروری است که سیستم مالیاتی حاکم بر قراردادهای بیع متقابل تفاوت اساسی با دیگر قراردادهای خدمت دارد و مالیات بر درآمد پرداختی توسط پیمانکار به عنوان هزینه­های غیرسرمایه­ای در حساب پروژه منظور شده و در دوره استهلاک مطابق شرایط مقرر در قرارداد و ضمیمه مربوط به فروش تولیدات میدان به پیمانکار بازپرداخت می­شود. در بیان توجیه این دوگانگی، استدلال روشنی وجود ندارد؛ براین اساس می­توان گفت که در قراردادهای بیع متقابل، پیمانکار از پرداخت بخش عمده­ای از مالیات بر درآمد معاف است؛ به عبارت دیگر، در این قراردادها مالیات جنبه صوری داشته و نقشی در کنترل میزان درآمد پیمانکار ندارد؛ زیرا مالیات­های متعلقه بوسیله پیمانکار پرداخت شده و عیناً تحت عنوان هزینه­های غیرسرمایه­ای به پیمانکار بازپرداخت می­شوند. به این معنا که در زمان اختصاص نفت به پیمانکار، رقم­ها طوری تعدیل می­شوند که خالص پرداختی به پیمانکار بدون مالیات محسوب شود (حاتمی و کریمیان، 1393، ص 886). در واقع، طبق توافق میان شرکت ملی نفت ایران و شرکت پیمانکار، پرداخت­کننده نهایی مالیات بر درآمد پیمانکار نخواهد بود و از محل عواید پروژه خواهد بود. این مسأله به نوعی نقض غرض قانون­گذار در وضع مالیات به­عنوان ابزار کسب درآمد برای دولت است (رکنی حسینی، 1393، ص 46). لذا در این مطالعه، مالیاتی برای پیمانکار در قراردادهای بیع متقابل در نظر گرفته نشده است.

4-2-        شبیه­سازی در قالب قراردادهای مشارکت در تولید

در این بخش، هدف مطالعه براساس اطلاعات قراردادهای بیع متقابل در میادین مورد مطالعه، پاسخ به این پرسش است که در صورت انعقاد اقرارداد مشارکت در تولید، میزان سهم­بری پیمانکار[53] چگونه تعیین می‌شود. باتوجه به اینکه قراردادهای مشارکت در تولید بلندمدت بوده و بخش قابل توجهی از عمر میدان را پوشش می­دهند، فرض شده است قرارداد میادین مورد مطالعه تا سال جاری (2016)[54] ادامه پیدا می­کند.[55] با ادامه قرارداد، میزان تولید میدان[56] در مدت قرارداد ثابت در نظر گرفته شده است.[57]

4-2-1-                        هزینه­ها

در قراردادهای مشارکت در تولید، شرکت نفتی بین‌المللی دو پرداخت عمده دارد. یکی هزینه‌های مستقیم و غیرمستقیم انجام عملیات است که ما آن را معادل هزینه‌های سرمایه‌ای و غیرسرمایه‌ای انجام‌شده توسط پیمانکاران فازهای مورد مطالعه در قرارداد بیع متقابل دانسته لکن به این مبالغ هزینه‌های استخراج نیز اضافه می‌شود زیرا در قراردادهای مشارکت در تولید برخلاف قراردادهای بیع متقابل، مرحله تولید به مرحله توسعه متصل است (ایرانپور، 1393، ص 173). هزینه استخراج هر بشکه نفت برای ایران 12 دلار در نظر گرفته شده است.[58] برای محاسبه ارزش آتی هزینه­های انجام شده توسط شرکت نفتی از رابطه (1) استفاده می­کنیم.

4-2-2-                        بهره مالکانه

همانطور که اشاره شد در قراردادهای مشارکت در تولید پرداخت­هایی تحت عنوان بهره مالکانه و انواع پاداش­ها به دولت میزبان تعلق می­گیرد که در اینجا فقط بهره مالکانه را در نظر گرفته شده است. ­اشاره شد که بهره مالکانه بلافاصله از درآمد ناخالص (درآمدی که از سر چاه به دست می­آید) کسر می­شود لذا پرداخت آن در ابتدای قرارداد خواهد بود. در قراردادهای مختلف، شرایط و درصدهای متنوعی برای بهره مالکانه در نظر گرفت. همانطور که اشاره شد، نرخ بهره مالکانه معمولاً بین 8 تا 15 درصد درآمد ناخالص است و بدون توجه به اینکه عملیات نفتی سودآور بوده یا نبوده، بلافاصله از محل فروش نفت یا گاز به دولت پرداخت می­شود. این رقم در قراردادهای مشارکت در تولید منعقد شده در دوره قبل از انقلاب 5/12 درصد و پس از عقد قرارداد الحاقی با کنسرسیوم نفت به 20 درصد افزایش یافته است (امیرمعینی، 1385 ص 117). البته بررسی تجارب کشورها نشان می­دهد که بالاترین نرخ بهره مالکانه، 30 درصد و مربوط به ونزوئلا بوده است. بنابراین باتوجه به اینکه بهره­دهی حوزه­ها و چاه­های نفتی ایران از متوسط جهانی بالاتر است، می‌توان این نرخ را از 15 تا 30 درصد از کل تولید خالص در نظر گرفت (امیرمعینی، 1385، ص 121). در این مقاله از نرخ 15 درصد برای بهره مالکانه استفاده شده که باتوجه به توضیحات فوق یک نرخ حداقلی محسوب می­شود. برای محاسبه ارزش زمانی بهره مالکانه از رابطه (2) استفاده می­کنیم.

اشاره شد که پیش از تسهیم تولید، پیمانکار مجاز به بازیافت هزینه­های خود از درآمدهای خالص است (نفت هزینه). البته در اکثر قراردادهای مشارکت در تولید، سقفی برای این بازیافت وجود دارد. در واقع، جبران هزینه­ها به طور معمول دارای دو محدودیت یا در اصطلاح دو سقف پرداختی است. یک محدودیت براساس درصد مشخصی از میزان نفت تولیدی در بازه های زمانی تعریف شده است. به این معنا که شرکت نفتی نمی‏تواند تمام نفت تولیدی را بابت هزینه خود برداشت کند. محدودیت و قید دوم، مدت قرارداد و در واقع مدت مرحله بهره برداری و تولید است. برداشت هزینه‏ها از زمانی ممکن است که میدان به تولید تجاری می‏رسد، یعنی مرحله بهره‏برداری شروع می‏شود و تا زمانی ممکن است که مدت قرارداد پایان نیافته است، که به عنوان مثال می­تواند 10 سال باشد (کاظمی نجف­آبادی، 1393، ص 149). در شبیه‌سازی صورت گرفته، درصد سالانه مستهلک کردن هزینه‏ها به گونه‏ای در نظر گرفته شده که میزان جبران سالانه هزینه تقریبا یکسان باشد. لذا درصدهای مختلفی برای هریک از میادین به­دست آمده است.

4-2-3-                        نفت سود

می­دانیم مبالغی که بعد از کسر بهره مالکانه و هزینه­های بازیافتی باقی می­ماند نفت سود نام دارد. این مبالغ براساس مفاد قرارداد بین دولت میزبان و شرکت نفتی تقسیم می­شود. شیوه و فرمول تسهیم تولیدات نفتی به ویژه نفت سود بین دولت میزبان و پیمانکار شرکت نفتی، یکی از مباحث اساسی قراردادهای مشارکت در تولید است. نفت سود ممکن است بر مبنای شیوه «تسهیم ثابت[59]» و یا شیوه «تسهیم متغیر یا قابل تطبیق[60]» بین طرفین قرارداد تقسیم شود. در شیوه تسهیم ثابت از ابتدا بین دولت میزبان و پیمانکار توافق می‏شود که نفت سود بر مبنای درصدی ثابت و بدون تغییر (به عنوان مثال 40 درصد پیمانکار و 60 درصد دولت میزبان) بین طرفین تقسیم شود. شیوه مزبور امروزه به ندرت در تسهیم نفت سود بین طرفین قرارداد مبنای عمل قرار می­گیرد و به جای آن شیوه­های منعطف­تر و قابل تطبیق با شرایط و ویژگی­های پروژه­های نفتی، برای تسهیم مورد استفاده قرار می­گیرند (حاتمی و کریمیان، 1393، ص 994). یکی از مهمترین شیوه­های تسهیم متغیر، تسهیم تولیدات بر مبنای فاکتور R است. در بیشتر قراردادها از فاکتور R- برای تعیین مقیاس متغیر استفاده می­شود. فاکتور R-، در واقع عبارت است از نسبت درآمد تجمعی پیمانکار بعد از کسر بهره مالکانه و مالیات به هزینه تجمعی پیمانکار از روزی که قرارداد را منعقد کرده است.[61] روش کار به این ترتیب است که در هنگام عقد قرارداد جدولی تهیه شده و هر سال که فاکتور R- محاسبه می­شود مقادیر بهره مالکانه، بازیافت هزینه­ها و نحوه تقسیم نفت سود براساس جدول محاسبه می­شود. نقطه R=1 یک نقطه سر به سری اقتصادی برای پیمانکار به حساب می­آید. (میان[62]، 2011، ص 268). در این مطالعه از جدول ذیل برای محاسبه نفت سود استفاده شده است. در نمونه قراردادهای مشارکت در تولید کشورهای مختلف، جداول مختلفی مورد استفاده قرار گرفته لکن منطق حاکم بر جداول یکسان است. در اینجا جدول ذیل انتخاب شده است. برای محاسبه ارزش زمانی نفت سود از رابطه (3) استفاده می­کنیم.

جدول 6: فاکتور R پیشنهادی

فاکتور R

سهم دولت میزبان (درصد)

سهم پیمانکار (درصد)

5/1-25/1

50

50

75/1-5/1

55

45

2-75/1

60

40

25/2-2

70

30

5/2-25/2

80

20

بزرگتر از 5/2

90

10

مأخذ: کاسریل و وود[63]، 2013، صفحه 329

همانطور که در جدول نیز دیده می­شود، مکانیزم فاکتور R از یک رابطه معکوس استفاده می­کند بدین­گونه که وقتی فاکتور R پایین است، پیمانکار سهم بالاتری از کل نفت هزینه را دریافت کرده و بالعکس (کاسریل و وود، 2013، ص 327).

در واقع با متصل کردن سهم­بری طرفین قرارداد به فاکتور R که خود تابعی از قیمت نفت است، این سهم­بری نسبت به قیمت نفت نیز حساس می­شود. در واقع یکی از سوالات اساسی این است که آیا شرکت­های نفتی بین­المللی براساس روندهای مختلف قیمت مبتنی بر پیش­بینی­هایشان از آینده قیمت­ها، نوع خاصی از قراردادهای نفتی را ترجیح می­دهند؟ آیا پیش­بینی شرکت­ها از روند آتی قیمت­های جهانی نفت، تأثیری بر انتخاب و تأکید این شرکت­ها بر نوع خاصی از قراردادها دارد؟ در قراردادهای بیع متقابل، بازپرداخت سرمایه­گذاری بر مبنای قیمت روز بازار به نفت تبدیل می­شود و طبیعتاً با کاهش قیمت نفت، پیمانکار نفت بیشتری به­عنوان اقساط دریافت می­کند. همچنین، چنانچه قیمت نفت افزایش یابد، پیمانکار نفت کمتری بدست می­آورد. اما در قراردادهای مشارکت در تولید، درصدی از نفت تولیدی به پیمانکار می­رسد و در نتیجه در صورتی که قیمت نفت در زمان خاتمه پروژه و شروع تولید از مخزن (در مقایسه با زمان انعقاد قرارداد) کاهش یابد، ممکن است پیمانکار حتی دچار زیان نیز بشود. در چنین حالتی سرمایه­گذار کمتر از حالت بیع متقابل سود می­برد. برعکس، چنانچه قیمت نفت افزایش یابد، سرمایه­گذار در مقایسه با قرارداد بیع متقابل سود بیشتری می­برد. بنابراین در قرارداد بیع متقابل هیچ­گونه ریسکی مرتبط با تغییر جهانی قیمت نفت وجود ندارد (حسنتاش[64]، 2009، ص 2). اما چنین ارتباطی در قراردادهای مشارکت در تولید وجود دارد. از این رو برخی از صاحب­نظران قراردادهای مشارکت در تولید را مطلوب نمی­دانند. ایشان معتقدند شرکت­های نفتی معمولاً تمایل زیادی به به قراردادهای مشارکت در تولید دارند زیرا که قادر خواهند بود سهم خود را به­صورت بشکه نفت دریافت کنند و براین اساس درآمد آنان با افزایش قیمت نفت خام افزایش خواهد یافت. شرکت­های نفتی معمولاً استدلال می­کنند که چون در قراردادهای مشارکت در تولید ریسک کاهش قیمت نفت را پذیرفته­اند، پس باید مالک درآمدهای حاصل از افزایش قیمت نیز باشند. (به اعتقاد ایشان) این استدلال قانع­کننده نیست زیرا قیمت نفت خام در بلندمدت، به علت محدود بودن عرضه و استمرار تقاضا سیر صعودی خواهد داشت و لذا مشارکت در تولید همواره به نفع شرکت­های طرف­ قرارداد است زیرا آنها را در درآمدهای بادآورده­ای که حاصل افزایش قیمت نفت خام است، سهیم می­کند (درخشان، 1393، ص 29). البته ایشان در ادامه اذعان می­کنند که هیچ­گاه شرکت­های نفتی ادعا نکرده­اند که به همان نسبت افزایش قیمت نفت در سود شریک باشند بلکه سهم­بری آنان معمولاً به­صورت پلکانی است و با افزایش قیمت نفت این رقم به شدت کاهش می­یابد. از سوی دیگر، مشارکت شرکت نفتی در افزایش قیمت نفت می­تواند براساس مقیاس متغیر باشد که طبعاً این نگرانی را کاهش می­دهد. با وجود این، جوهره بحث ما در این نکته نهفته است که هیچ توجیه منطقی حتی برای یک درصد سهم­بری شرکت نفتی در سود حاصل از افزایش قیمت نفت وجود ندارد (درخشان، 1393، ص 30).[65] همانطور که مشاهده می­شود، منتقدین قراردادهای مشارکت در تولید از منظر سهم­بری نیز معتقدند استفاده از مقیاس متغیر نگرانی­ها را کاهش می­دهد. با این وجود، به نظر می­رسد در راستای ایجاد تعادل میان ریسک و پاداش شرکت خارجی و جذب این شرکت­ها برای سرمایه­گذاری در صنعت نفت ایران در شرایط فعلی[66] به عنوان یکی از الزامات بهینه بودن رژیم مالی قرارداد نفتی ضروری به نظر می­رسد.

در واقع باتوجه به تشدید تحریم­های بین­المللی از یک سو و تحولات ساختاری در بازار بین­المللی نفت خام و ورود صنعت نفت عراق به­عنوان فرصت مهم سرمایه­گذاری از سوی دیگر، شرکت­های بین­المللی علاقه­ای به حضور در صنعت نفت ایران نداشته و لذا طی سال­های اخیر قراردادهای بالادستی صنعت نفت عموماً با شرکت­های بالادستی داخلی و با شرکت­های چینی و شرکت­های کم اعتبار خارجی بوده است. بنابراین جهت­گیری اصلاحات و ظهور نسل­های مختلف قراردادهای بیع متقابل بیش از آنکه منشأ بهبود مدیریت ریسک برای کارفرما باشد، منشأ ایجاد جذابیت برای پیمانکار بوده که علی­الظاهر توفیق چندانی حاصل نشده است (دهقانی، 1393، ص 227).

4-2-2-1-    روند آتی قیمت نفت

در اینجا لازم است درخصوص آینده قیمت نفت توضیح ارائه گردد. طی سال 2014، قیمت نفت با کاهش شدیدی روبرو شد. برای درک وقایع بازار نفت، ابتدا به نیمه دهه 2000 باز می‌گردیم. قیمت نفت به دلیل افزایش تقاضای جهانی به ویژه تقاضای چین شدیداً رو به افزایش بود و تولید نفت قدرت پاسخگویی به تمام حجم تقاضا را نداشت. در نتیجه قیمت نفت طی سال‌های 2011 تا 2014 حدوداً بشکه­ای 100 دلار بود. با افزایش قیمت نفت، برای بسیاری از شرکت­ها استخراج نفت از مناطق دشوار، سودآور شد. در ایالات‌متحده، شرکت­ها با استفاده از تکنولوژی­هایی نظیر حفاری افقی، استخراج نفت رستی را آغاز کردند. در کانادا، شرکت­های نفتی شروع به استخراج نفت از ماسه­های نفتی نمودند. این مسئله منجر به رونق تولید از منابع نامتعارف گردید. در واقع، در جریان سقوط قیمت سال 2014، افزایش تولید خارج از اوپک ناشی از افزایش تولید نفت خام سبک محبوس در سنگ (LTO)[67] (در صنعت به نام نفت شیل (رستی) شناخته می شود) اغلب در آمریکای شمالی و یا توسط دیگر تولیدکنندگان غیراوپک یکی از عوامل اصلی بود. نفت خام و دیگر میعانات آمریکا (سوخت های زیستی، میعانات گاز طبیعی و سایر مواد حاصل از فرایند پالایش) از ژانویه 2011 تا جولای 2014، چهار میلیون بشکه در روز افزایش یافت که 3 میلیون بشکه آن به نفت خام اختصاص داشت (EIA، 2014).  انقلاب نفتی شیل که در سال­های 2010 تا 2013 به واسطه قیمت های بالا تقویت گردید، ایالات متحده آمریکا را قادر ساخت تا قدرت نفتی خود را با افزایش تولید روزانه از 5/7 میلیون بشکه  به 10 میلیون بشکه از سال 2010 تا پایان 2013 تقویت کند (BP، 2014). (براساس گزارش آماری شرکت BP در سال 2016 تولید روزانه نفت خام جهان حدود 90 میلیون بشکه در روز بوده است[68]). هزینه استخراج منابع غیرمتعارف[69] بالا بوده و تکنولوژی تولید منابع غیرمتعارف بسیار آلاینده است. بخش زیادی از تولید نفت و گاز رستی آمریکا در اطراف مناطق مسکونی و در مزارع کشاورزی صورت می‌گیرد که آلودگی‌های زیادی ایجاد می‌کند. نگرانی جدی‌تر مربوط به مواد شیمیایی تزریق‌شده است که در بلندمدت موجب آلودگی آب‌های زیرزمینی می‌شوند. نگرانی دیگر مربوط به ایجاد زمین‌لرزه‌های خفیف است. به همین دلایل، اروپایی‌ها هنوز اجازه استفاده از این منابع را نداده‌اند، اما آمریکا توانسته از این منابع بهره­برداری نموده و براساس آمارهای اداره اطلاعات انرژی آمریکا، این میزان در سال 2016 به حدود 5/4 میلیون بشکه در روز رسیده است (EIA، 2016).[70] قیمت تمام‌شده نفت رستی در میادین مختلف آمریکا با یکدیگر تفاوت دارد و از 30 تا 80 دلار در هر بشکه متغیر است. نتیجه این است که قیمت نفت در بلندمدت نمی‌تواند با این رقم فاصله زیادی پیدا کند. چون به محض عبور قیمت نفت از 80 دلار در هر بشکه و رسیدن به 100 تا 120 دلار، امکان عرضه حجم زیادی از نفت رستی به وجود می‌آید. اما اگر قیمت نفت به کمتر از 80 دلار برسد، مساله به گونه‌ای دیگر خواهد بود. در سقوط اخیر قیمت نفت، چاه‌ها حفر شده بودند و هزینه سرمایه‌ای آنها غیرقابل بازگشت[71] شده بود. در نتیجه با توجه به اینکه هزینه نهایی[72] آنها بیش از چند دلار نیست، چاه‌هایی که دو سه سال عمر دارند به تولید ادامه می‌دهند؛ ولی حفر چاه‌های جدید دیگر اقتصادی نیست. به عبارت دیگر در نفت با یک عدم تقارن مواجه هستیم: وقتی قیمت نفت افزایش می‌یابد، سرمایه‌گذاری بالا می‌رود؛ ولی بعد از کاهش قیمت‌ها، دیگر به صورت متقارن کاهش نمی‌یابد (منظور و توانپور، 2013).

اوپک در بازار امروز نفت با منابع عرضه کننده زیادی رقابت می کند. در سال 2013 کل تولید نفت اوپک (نفت خام و سایر میعانات) در محدوده 8/36 میلیون بشکه در روز بود که نشان از افت 8/1 درصدی به نسبت سال 2012 داشت. اما در سال 2013 عرضه نفت غیراوپک بدون احتساب بلوک شوروی با رشد 7/2 درصدی به نسبت سال 2012 به رقم 36 میلیون بشکه در روز رسید (BP، 2014). در سال دهه 1980 نفت متعارف اوپک با نفت متعارف غیراوپک رقابت می‌کرد. اما در سال 2014 با ورود منابع غیرمتعارف نفتی همچون نفت شیل در آمریکای شمالی، ماسه های نفتی در کانادا و پیشرفت های منابع هیدروکربوری زیر لایه های نمکی[73] در برزیل رقابت بسیار سخت­تر شد (پالس[74]، 2015).[75]

پیش‌بینی می‌شود که در آینده عمده رشد تقاضا از محل منابع غیرمتعارف تأمین خواهد شد و منابع متعارف نقش اصلی را نخواهند داشت. این برای کشورهای تولیدکننده نفت متعارف مثل ایران بدین معناست که اگر قیمت نفت را هزینه تولید آخرین تولیدکننده تعیین کند، با یک سقف برای قیمت نفت روبه‌رو خواهیم بود؛ مگر آنکه دولت‌ها بر اساس ملاحظات زیست‌محیطی اجازه تولید را از منابع غیرمتعارف ندهند (منظور و توانپور، 2013).

 

4-2-4-            مالیات

آخرین مسأله، مالیات است. اشاره شد که در قراردادهای مشارکت در تولید، مالیات­ها جریان نقدی عمده­ای برای دولت محسوب می­شود. برخی بررسی­های انجام شده نشان می­دهد متوسط نرخ مالیات در قراردادهایی که مالیات بر درآمد داشته­اند، 45 درصد است. مالیات بر درآمد شرکت­ها در قراردادهای مشارکت ایران در قبل از انقلاب ابتدا 50-55 درصد پیش­بینی شد که با تصویب اوپک برای اخذ مالیات اضافی، به 85 درصد رسید (امیرمعینی، 1385، ص 117).

براساس ماده 107 قانون اصلاح قانون مالیات های مستقیم 1366 (مصوب مرداد 1394)، درآمد مشمول مالیات اشخاص حقیقی و حقوقی خارجی مقیم خارج از ایران بابت درآمدهایی که در ایران و یا از ایران تحصیل می نمایند به شرح زیر تعیین می شود: بابت تهیه طرح ساختمان‌ها و تأسیسات، نقشه‌برداری، نقشه‌کشی، نظارت و محاسبات فنی، ارائه تعلیمات و کمکهای فنی، انتقال دانش فنی، سایر خدمات و واگذاری امتیازات و سایر حقوق، همچنین واگذاری فیلمهای سینمایی که به عنوان بها یا حق نمایش یا تحت هر عنوان دیگر در ایران یا از ایران تحصیل می‌کنند به استثنای درآمدهایی که طبق مقررات این قانون نحوه دیگری برای تعیین درآمد مشمول مالیات یا مالیات آنها مقرر شده است با توجه به نوع فعالیت و میزان سوددهی به مأخذ ده درصد (۱۰%) تا چهل درصد (۴۰%) مجموع وجوهی می باشد که ظرف مدت یک سال مالیاتی عاید آنها می‌شود. ‌براساس آیین‌نامه اجرایی بند الف ماده 107 قانون مالیات­های مستقیم (تصویب­نامه خرداد 1395 هیأت وزیران) موضوع تعیین ضرایب درآمد مشمول مالیات اشخاص حقوقی خارجی و‌مؤسسات مقیم خارج از ایران" ‌ضرایب درآمد مشمول مالیات اشخاص حقوقی خارجی و مؤسسات مقیم خارج از ایران بابت درآمد حاصل فعالیت در ایران در حوزه پیمانکاری و خدمات فنی، اکتشاف، توسعه و بهره­برداری در حوزه‌های هیدروکربوری بالادستی 15 درصد اعلام شده است. این نرخ 15 درصدی در حوزه پیمانکاری و خدمات فنی، اکتشاف، توسعه و بهره­برداری بوده و در حوزه تامین کالا و تجهیزات مبالغ دریافتی آنها از این بابت به عنوان درآمد محاسبه نشده و به نظر می­رسد به نوعی عملا معاف از مالیات شده­اند. بنابراین می­توان گفت این نرخ یک نرخ حداقلی به شمار می­آید. به عنوان مثال، در قرارداد نمونه خدمت فنی عراق (مدل 2009) مالیات به مأخذ 35 درصد از حق­الزحمه پیمانکار تعیین شده است (ولس[76]، 2009، ص 11). برای محاسبه ارزش زمانی مالیات از رابطه (3) استفاده می­کنیم.

 

4-3-        یافته­های پژوهش

ارزش فعلی خالص دریافتی شرکت نفتی بین­المللی (IOC) در طرح­های مربوط به میادین مورد مطالعه در دو حالت بیع متقابل و مشارکت در تولید به شرح جدول ذیل است.

 

جدول 7: ارزش فعلی خالص دریافتی شرکت نفتی بین‌المللی در قالب بیع متقابل و مشارکت در تولید

(سناریوی پایه)

میدان نفتی

ارزش فعلی خالص دریافتی IOC (میلیون دلار)

بیع متقابل

مشارکت در تولید

آزادگان

1004

245

سروش و نوروز

542

2767-

فروزان و اسفندیار

122

177

مأخذ: نتایج پژوهش

مطابق نتایج به­دست آمده، در طرح­های توسعه میادین نفتی آزادگان و سروش و نوروز، شرکت نفتی بین­المللی در قالب قرارداد بیع متقابل به ترتیب 1004 و 542 میلیون دلار (به­صورت ارزش واقعی) منتفع می­شود در حالی که اگر این طرح­ها در قالب قرارداد مشارکت در تولید دنبال می­شد، ارقام مذکور به ترتیب به 245 و 2767- کاهش می­یافت. این بدان معناست که انعقاد قرارداد بیع متقابل در میادین مزبور هزینه بیشتری را تحمیل کشور کرده و انعقاد قرارداد مشارکت در تولید مطلوب­تر بوده است. درخصوص طرح توسعه میدان فروزان و اسفندیار کفه ترازو اندکی به نفع قرارداد بیع متقابل است (122 میلیون دلار در مقابل 177 میلیون دلار). البته نباید فراموش کرد که در سناریوی پایه این مطالعه، تمامی متغیرهای مالی دولت میزبان از جمله بهره مالکانه و مالیات در حالت حداقلی بوده و چناچه این متغیرها را اندکی افزایش دهیم، در هر سه میدان فوق، قرارداد مشارکت در تولید مطلوب­تر خواهد بود.

به عنوان مثال، چنانچه مالیات را از 15 به 17 درصد افزایش دهیم، نتایج ذیل حاصل می­گردد. 

 

 

 

جدول 8: ارزش فعلی خالص دریافتی شرکت نفتی بین­المللی در قالب بیع متقابل و مشارکت در تولید (سناریوی افزایش 2 درصد مالیات)

میدان نفتی

ارزش فعلی خالص دریافتی IOC (میلیون دلار)

بیع متقابل

مشارکت در تولید

آزادگان

1004

26-

سروش و نوروز

542

3243-

فروزان و اسفندیار

122

70-

مأخذ: نتایج پژوهش

بنابراین انعقاد قراردادهای مشارکت در تولید در میادین موصوف نسبت به بیع متقابل برای کشور میزبان (ایران) می‌توانست مطلوب­تر و کم هزینه­تر باشد.[77]

5-    نتیجه­گیری و جمع‌بندی

از دیدگاه شرکت­های نفتی، قراردادهای مشارکت در تولید بر سایر چارچوب­های حقوقی ترجیح دارد زیرا این امکان را فراهم می­سازد تا شرکت نفتی در تولیدات حاصل از میدان شریک شود. به نظر می­رسد چارچوب قراردادهای مشارکت در تولید می­تواند میان اهداف دولت­ها و شرکت­های نفتی توازن برقرار نماید زیرا هدف دولت­ها نیز این است که تولید حاصل از میادین نفتی در طول عمر میدان به حداکثر برسد، که اصطلاحاً به آن تولید صیانتی گفته می­شود. از این رو در قراردادهای مشارکت در تولید، دولت­ها و شرکت­های نفتی می­توانند همزمان به اهداف خود دست یابند که در پرتو نیز تولید صیانتی محقق می­شود. به علاوه، در این گونه قراردادها، شرکت­های نفتی می­توانند از مدیران باتجربه و تجهیزات پیشرفته برای توسعه میادین استفاده کنند زیرا ازدیاد برداشت از میادین و افزایش ضریب بازیافت با منافع تجاری آنها همسوست. اما طی دو دهه اخیر، برای تأمین مالی صنعت نفت ایران از قراردادهای خدماتی بیع متقابل استفاده شده و قراردادهای مشارکت در تولید مورد توجه قرار نگرفته است. عمده انتقادهای وارده به قراردادهای مشارکت در تولید در صنعت نفت ایران، عدم امکان استفاده از این قراردادها به دلیل شبهه انتقال مالکیت براساس تفسیر مضیق از قانون اساسی بوده است. با این وجود بررسی قراردادهای مشارکت در تولید در پرتو قوانین کشور به­ویژه قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مصوب 1391، به نظر می رسد منعی برای استفاده از این­گونه قراردادها وجود ندارد که این مسأله در جای دیگری اثبات شده است.[78]

اما از لحاظ سهم­بری اقتصادی، قراردادهای مشارکت در تولید بدین خاطر مردود شمرده که در این­گونه قراردادها شرکت­های نفتی سهم خود را برحسب بشکه دریافت نموده و در این صورت درآمد ایشان تابعی از نوسانات نفت خواهد بود و از آنجایی‌که در بلندمدت روند قیمت سیر صعودی دارد، مشارکت در تولید همواره به نفع شرکت­های پیمانکار است. در پاسخ به این استدلال نشان دادیم که: اولاً مشارکت شرکت نفتی در افزایش قیمت نفت می­تواند براساس مقیاس متغیر باشد و این مسأله در مدل مالی مورد مطالعه نیز گنجانده شده و نفت سود براساس فاکتور R تنظیم گردید. این فاکتور به مثابه عامل کنترلی بر درآمدهای شرکت خارجی عمل می­نماید. ثانیاً افزایش جذابیت قراردادها برای شرکت‌های نفتی در شرایط کنونی امری اجتناب ناپذیر است. ثالثاً افزایش قیمت نفت همواره به معنای انتفاع کشور نبوده و با افزایش هزینه‌های سرمایه­ای، پیمانکاران تجدید نظر در این هزینه­ها براساس قیمت­های جدید را خواسته­اند.

در عمل شواهد نشان می­دهد در روند اجرای پروژه­های مورد مطالعه انحرافات جدی در ابعاد مختلف وجود داشته که حاکی از ضعف قراردادهای بیع متقابل است. در ادامه هدف پاسخ به این پرسش بود که چنانچه برنامه توسعه میادین مورد مطالعه براساس طراحی اولیه پیش می­رفت، چه میزان برای کارفرما هزینه می­داشت و چنانچه قرارداد فیمابین در هریک از پروژه­ها مشارکت در تولید، میزان انتفاع پیمانکار چه میزان بود؟ مقایسه میزان سهم­بری پیمانکار خارجی براساس ارزش فعلی خالص دریافتی در پروژه­های مورد مطالعه نشان می­دهد انعقاد قراردادهای مشارکت در تولید در میادین موصوف نسبت به بیع متقابل برای کشور میزبان (ایران) می­توانست مطلوب­تر و کم هزینه­تر باشد.

6-    منابع

الف) فارسی

امیرمعینی، مهران (1385)، "کاربرد ابزارهای مالی در قراردادهای نفت و گاز: الگویی برای ایران"، فصلنامه مطالعات اقتصاد انرژی، شماره 8، ص 91-129.

ایران­پور، فرهاد (1393)، تحلیل حقوقی قراردادهای نفتی، تهران: رخداد نو.

آیین‌نامه اجرایی بند الف ماده 107 قانون مالیات­های مستقیم (تصویب­نامه خرداد 1395 هیأت وزیران)، سایت اطلاع­رسانی دولت، www.dolat.ir

حاتمی، علی و کریمیان، اسماعیل (1393)، حقوق سرمایه‌گذاری خارجی در پرتو قانون و قراردادهای سرمایه‌گذاری، تهران، نیسا.

حسن تاش سیدغلامحسین و صبحی، ثمین (1388)، بررسی اثر نوسان قیمت نفت خام بر دریافتی طرفین قراردادهای نفتی (یک مطالعه موردی)، فصلنامه مطالعات‌ اقتصاد انرژی،‌ دوره 6، شماره 22 ، ص 119-165.

دفتر همکاری‌های فناوری ریاست جمهوری (1385)، بررسی الگوهای قراردادی مناسب برای تأمین مالی در بخش بالادستی نفت و گاز (طرح پژوهشی).

درخشان، مسعود (1393)، قراردادهای نفتی از منظر تولید صیانتی و ازدیاد برداشت: رویکرد اقتصاد مقاومتی، دوفصلنامه مطالعات اقتصاد اسلامی، دوره 6، شماره 12، ص 7-52

دهقانی، تورج (1393)، سرمایه­گذاری و تأمین مالی پروژه­های نفت و گاز، تهران: موسسه مطالعات بین­المللی انرژی.

رکنی حسینی، سید جلال الدین (1393)، "بررسی تطبیقی نظامهای مالی – مالیاتی حاکم بر قراردادهای خدماتی ایران (بیع متقابل) و قراردادهای خدمات عراق در بخش بالادستی صنعت نفت و گاز"، پایان‌نامه کارشناسی ارشد به راهنمایی عبدالحسین شیروی، دانشکده حقوق و علوم سیاسی دانشگاه تهران.

سالاری، مصطفی و دهقانی، تورج (1392)، ارزیابی کارآمدی تأمین مالی به روش قرارداد بیع متقابل در توسعه میادین نفتی، نشریه مهندسی صنایع، دوره 47، شماره 1، ص 39-53.

شیروی، عبدالحسین (1393)، حقوق نفت و گاز، تهران: میزان.

عسکری، محمدمهدی، شیریجیان، محمد و طاهری فرد، علی (1394)، تحلیل ساختاری مقایسه سطوح بهینه سرمایه­گذاری و تولید نفت در قراردادهای بالادستی بیع متقابل مشارکت در تولید و قرارداد نفتی ایران، پژوهشنامه اقتصادی، دوره 15، شماره 3، ص 111-158.

قانون اصلاح قانون مالیات های مستقیم 1366 (مصوب مرداد 1394)، سایت اطلاع­رسانی دولت، www.dolat.ir

کاظمی نجف آبادی، عباس (1393)، آشنایی با قراردادهای نفتی، تهران: موسسه مطالعات و پژوهشهای حقوقی شهر دانش.

کاظمی نجف آبادی، عباس و غفاری، علیرضا و تک‌روستا، علی (1394)، ارزشگذاری اقتصادی قراردادهای بیع متقابل گازی در پارس‌جنوبی از طریق مقایسه با قراردادهای مشارکت در تولید، پژوهشنامه اقتصاد انرژی ایران، دوره 4، ص 153-190.

مقدم، محمدرضا و مزرعتی، محمد (1385)، مدل سازی و تحلیل قراردادهای بیع متقابل و ارایة مدل بهینه‌سازی قرارداد در ایران، فصلنامه تحقیقات اقتصادی، دوره 41، شماره 5، ص: 157-182.

منظور، داود و توانپور، مصطفی (2013)، گزارش حضور هیأت ایرانی در بیست و دومین کنگره جهانی انرژی، دایگو کره جنوبی، تهران: وزارت نیرو.

منظور، داود و امانی، مسعود و کهن­هوش نژاد، روح­اله (1394)، بررسی جایگاه حقوقی قراردادهای مشارکت در تولید در قوانین نفت کشور، پژوهشنامه اقتصاد انرژی ایران، دوره 4، شماره 15، ص 183-217.

مومنی وصالیان، هوشنگ، غنیمی فرد، حجت اله و محمودی، محمد (1388)، بررسی مقایسه ای قراردادهای بیع متقابل و مشارکت در تولید در پروژه های بالادستی صنعت نفت و گاز ایران، فصلنامه علوم اقتصادی، دانشگاه آزاد اسلامی، دوره 2، شماره 6، ص 135-157.

ب) انگلیسی

Bindemann, Kirsten, (1999) Production-Sharing Agreements: An Economic Analysis, Oxford Institute for Energy Studies, October, pp. 1-106.

BP (2014), Statistical Review Of World Energy, June.

Chalabi, F. (1989) OPEC At The Crossroads, Oxford, Pergamon Press.

Duval, C. Le Leuch, H. Pertuzio, A. Lang Weaver, J. Anderson, O. Doak Bishop, R. Bowman, J. (2009), International Petroleum Exploration And Exploitation Agreements: Legal, Economic & Policy Aspects, Barrows Company; Second Edition Edition.

Energy Information Administration. (2014) “Petroleum and Other Liquids Data”. US Energy Information Administration, Washington, USA. Http://Www.Eia.Gov/Dnav/Pet/PET/- RDCRPDN- ADC-MBBLPD-M.Htm.

Feng, Zhuo, Shui-Bo Zhang and Ying Gao (2014), “On Oil Investment And Production: A Comparison Of Production Sharing Contracts And Buyback Contracts”, Energy Economics, Vol. 42, Pp. 395-402.

Ghandi, A. And Linc, C. (2012), “Do Iran’s Buy-Back Service Contracts Lead to Optimal Production?” The Case of Soroosh and Nowrooz, Energy Policy, Vol. 41, pp. 181-190.

Hassantash, S.G. (2009), “Trend of Crude Oil Prices: Buy-Back Contracts vs. PSCs”, OGEL (Oil, Gas & Energy Law Intelligence), April, Vol. 7, Issue 1, pp. 1-5.

Http://Www.Eia.Gov/Petroleum/Drilling/Pdf/Dpr-Full.Pdf

Http://Www.Rystadenergy.Com/Database.

Johnston, Daniel, (1994), International Petroleum Fiscal Systems And Production Sharing Contract, Tulsa, Oklahoma, USA: Penn Well Publishing Company.

Kaiser, Mark J. And Pulsipher Allan G. (2004) Fiscal System Analysis: Concessionary and Contractual Systems Used In Offshore Petroleum Arrangements, Center for Energy Studies Louisiana State University.

Kasriel K. And David Wood (2013), Upstream Petroleum Fiscal And Valuation Modeling In Excel: A Worked Examples Approach, John Wiley & Sons Ltd.

Mazeel, M. (2010), Petroleum Fiscal Systems and Contracts, Diplomica Verlag.

Mian,M. A. (2011) Project Economics And Decision Analysis: Deterministic Models, Pennwell Corp.; Second Edition.

Nakhle, C. (2010), Petroleum Fiscal Regimes: Evolution And Challenges, The Taxation Of Petroleum And Minerals: Principles, Problems And Practice, Edited By Philip Daniel, Michael Keen And Charles Mcpherson, Routledge And International Monetary Fund.

Pals, F. (2015) “Shell Plans to Drill in Alaska’s Chukchi Sea This Year, 2016: CEO” Bloomberg, 19, May 2015.

Tordo, S. (2007), Fiscal Systems for Hydrocarbons: Design Issues, The World Bank.

Wells, Peter (2009), Iraq’s Technical Service Contract- A Good Deal For Iraq, Middle East Economic Survey.

Www.Worldenergyoutlook.Org.

 



[1] - دانشیار دانشکده اقتصاد دانشگاه امام صادق (ع).

Email: manzoor@isu.ac.ir

[2] - دانشجوی دکتری مدیریت قراردادهای بین‌المللی نفت و گاز دانشگاه امام صادق (ع)، (نویسنده مسئول)

Email: kohan3@gmail.com

[3] - استادیار دانشکده حقوق دانشگاه امام صادق (ع).

Email: amani.masoud@gmail.com

[4]. Fiscal Regime

[5] - Duval. Et al,

[6] - Mian

[7] - تحلیل حقوقی، ارکان رژیم مالی حاکم بر قراردادهای بالادستی را از دیدگاه حقوقی مورد بررسی قرار داده و از طریق بررسی قوانین و مقررات مرتبط و مفاد مالی قراردادها، سعی در شناخت چارچوب مالی قراردادها و تحلیل آنها دارد (برای نمونه مراجعه کنید به: رکنی حسینی، 1393).

[8] - Kaiser & Pulsipher

[9] - Girassol

[10] - Tordo

[11] - Nakhle

[12] - Guiding Economic Principles

[13] - Project Government/Contractor Take

[14] - Kaiser & Pulsipher

[15] - براین اساس، برای شاخص میزان سهم­بری دولت و پیمانکار، می­توان ویژگی­های ذیل را برشمرد:

  • میزان سهم­بری یک کمیت وابسته به مکان (Site-Specific) است که با توجه به پارامترهای متعدد مخصوص مکان از جمله، اندازه و کیفیت اکتشافات، زمان توسعه میدان، طول عمر و سودآوری میدان و طرح توسعه پیمانکار متغیر است.
  • میزان سهم­بری کمیتی است دچار ناطمینانی (Uncertain)، زیرا براساس پارامترهای میدان مشخص می­شود که خودشان دچار ناطمینانی هستند، مانند میزان تخمینی ذخایر، طرح­های توسعه و عملیاتی، و ساختار هزینه؛ پارامترهای نامشخصی مانند هزینه سرمایه­ای؛ پارامترهای بیرون­زا مانند قیمت نفت خام، تورم، نرخ ارز، شرایط اقتصادی داخلی و جهانی، و تغییرات قانونی و مقرراتی.
  • میزان سهم­بری یک کمیت غیرقابل­مشاهده (Unobservable) است، زیرا داده­ها و اطلاعات میدان معمولاً محرمانه هستند و در خارج از شرکت منتشر نمی­شوند. تنها زمانی می­توان درآمد یا هر شاخص اقتصادی مربوط به میدان را با اطمینان محاسبه کرد که میدان ترک شده باشد و تمام اطلاعات مربوط به درآمد و هزینه­ها به صورت علنی منتشر شده باشند. تنها با وجود اطلاعات کامل و زمانی که تمام داده­های مربوط به درآمد، هزینه، بهره مالکانه و مالیات در طول عمر میدان مشخص باشد می­توان تقسیم سود میان دولت و پیمانکار به شکل قابل اعتمادی مشخص نمود.
  • میزان سهم­بری غالباً کمیتی مذاکره­ای (Negotiated) است که به عواملی همچون قدرت، دانش، تجربه و موقعیت قراردادی شرکت نفتی و دولت میزبان و درک ریسک­های مربوط به توسعه میدان در زمان عقد قرارداد بستگی دارد. در سیستم­های مالی قراردادی، قراردادهای «نمونه» به عنوان نقطه شروع مذاکره به کار گرفته می­شوند و شرایط مالی مذاکره نهایی معمولاً برای عامه مردم منتشر نمی­شود (کیسر و پابلیشر، 2004، صص 12-13).

[16] - Expert Choice

[17] - Ghandi and Lin

[18] - Feng et al.

[19] - Mazeel

[20] - Johnston, 1994, p. 26

[21]- در بسیاری از نوشته­ها مفاد یک قرارداد بیع متقابل به صحیح یا غلط مبنا قرار گرفته و مطالب آن به سایر قراردادهای بیع متقابل تعمیم داده شده است. این امر باعث شده که در نوشته­ها تعارض ایجاد گردد.

[22]- Petroleum Costs

[23] - در صورت کاهش کارها سقف هزینه­های سرمایه­ای به تناسب کارهای کم شده از M.D.P تنزل کرده و به تبع آن حق الزحمه پیمانکار نیز کاهش خواهد یافت.

[24] - Additional Work: این فعالیت­ها منجبر به تغییر اهداف اصلی طرح خواهد شد. در این حالت پیمانکار افزون بر بازیافت هزینه­های افزایش یافته، مستحق دریافت حق الزحمه قراردادی به تناسب افزایش سقف هزینه­های سرمایه­ای نیز خواهد بود.

[25] - Change in Scope: مجموعه­ای از فعالیت­های عملیاتی است که موجب تسهیل فرآیند تولید یا پالایش خواهد شد. به عبارت دیگر، هرگونه تغییر در فعالیت­های تعریف شده در MDP که دستیابی به سقف تولید قراردادی را تسهیل نماید، Change in Scope نامیده می­شود. در این حالت صرفاً هزینه­های مازاد بر سقف مستهلک شده و حق الزحمه قراردادی بر مبنای سقف از پیش تعیین شده پرداخت خواهد شد.

[26] - شایان ذکر است معیار تحقق کارهای اضافی و کاهش کارها به ترتیب افزایش و کاهش اهداف عملیات توسعه مطابق M.D.P خواهد بود. تغییر در قلمرو خدمات نیز ناظر به اعمال تغییرات در M.D.P است که در راستای دستیابی به اهداف عملیات توسعه در M.D.P ضروری به نظر می­رسد.

[27] - Libor

[28]. Exploration Production Sharing Agreement (EPSA)

[29]. Development Production Sharing Agreement (DPSA)

[30]. Signature Bonus

[31]. Production Bonus

[32] - Mian

[33]  Cost Recovery

[34]  Johntson

[35]  Cost Recovery Ceiling

[36]  Johntson

[37] - این موارد در واقع مشوّق­های سرمایه­گذاری هستند. تخفیف­ها معمولاً به پیمانکار امکان می­دهد که مبالغ بیشتری از هزینه­های سرمایه‌گذاری را بازیافت کند. برای مثال، یک تخفیف 12 درصدی در یک سرمایه­گذاری 70 میلیون دلاری به پیمانکار اجازه می­دهد که مبلغ 5/80 میلیون دلار از هزینه­ها بازیافت کند.

[38] - Contractor Entitlement

[39] - Mian

[40] - Domestic Market Obligation

[41] - Nakhle

[42] - Japan’s Indonesia Petroleum Exploration

[43] - پیمانکار با استناد به افزایش شدید قیمت­ها و هزینه­ها و با دریافت حدود 120 میلیون دلار از پروژه خارج شده است.

[44] - Economic Outcomes

[45] - Nakhle

[46] - Mian

[47] - در واقع در اینجا فرض شده است که هزینه‏های سرمایه‏ای از تاریخ موثر شدن قرارداد تا تاریخ تحویل پروژه به کارفرما در هر سال به نسبت‏های مساوی، سرمایه‏گذاری شده­اند.

[48] - زیرا هزینه­های غیرسرمایه­ای در بازه حد فاصل تاریخ موثر شدن قرارداد و تاریخ تولید زودهنگام هزینه شده و در پایان پروژه بازپرداخت می­شود (حاتمی و کریمیان، 1393، ص 947).

[49] - نرخ بهره در قرارداد مورد توافق قرار می­گیرد که معمولاً رقمی بالاتر از نرخ “لایبور” بوده که در قراردادهای مورد مطالعه 75% به‌اضافه نرخ لایبور بوده است.

[50] - Mian

[51] - در واقع در اینجا شده است که این مبالغ در اقساط مساوی و طی یک مدت معین به شرکت نفتی پرداخت می­گردد.

[52] - متوسط نرخ لایبور دلاری 12 ماهه برای سال­های اجرای پروژه­های مورد مطالعه در پیوست 1 قرار دارد.

[53] - در واقع، در این مطالعه ارزش فعلی وجوه دریافتی شرکت خارجی در قرارداد بیع متقابل محاسبه شده و با حالت مشارکت در تولید مقایسه شده است. در هر حالتی که ارزش فعلی وجوه دریافتی شرکت خارجی سهم پیمانکار کمتر باشد، منافع کارفرما یا دولت میزبان در آن قرارداد بیشتر بوده چراکه توانسته سهم کمتری به پیمانکار بدهد.

[54] - چرا که اطلاعات قیمت نفت و نرخ لایبور را تا همین سال داریم.

[55] - بدین ترتیب مدت قرارداد برای میادین آزادگان، سروش و نوروز و فروزان و اسفندیار به­ترتیب 10، 14 و 12 سال می­شود.

[56] - در اینجا میزان تولید را معادل حداکثر میزان تولید روزانه میدان در مطالعات مربوط به قراردادهای بیع متقابل در نظر گرفته­ایم.

[57] - این فرض دور از ذهن نیست چرا که براساس مطالعات مربوط به قراردادهای بیع متقابل میادین، پیش­بینی سنوات تولید از مخازن در میادین سروش و نوروز 20 تا 25 سال و در میادین فروزان و اسفندیار 15 تا 20 سال بوده و برای میادین فروزان و اسفندیار مقرر شده بود این میزان تولید به اندازه 15 سال ادامه یابد. همچنین پروفایل برآوردی تولید میادین مورد مطالعه حاکی از ثبات بیش از 15 ساله حداکثر تولید میدان است مراجعه کنید به: دفتر همکاری­های فناوری ریاست جمهوری، 1385، صص 223-291 و دهقانی، 1393 صص 232-264). به علاوه، حضور بلندمدت پیمانکار در قراردادهای مشارکت در تولید باعث می­شود وی به دنبال حداکثرسازی منافع خود در طول مدت قرارداد شده و در این حالت احتمال حفظ تولید بالاتر از بیع متقابل است.  در واقع، پیمانکاران در قراردادهای بیع متقابل اساساً نگران روند تولید نفتی در بلندمدت نیستند زیرا که قراردادهای بیع متقابل ماهیتاً کوتاه مدت­اند و لذا پیمانکاران خارجی تمایلی به رعایت موازین تولید صیانتی در بلندمدت ندارند (دفتر همکاری­های فناوری ریاست جمهوری، 1385، ص 21).

[58] - آژانس بین­المللی انرژی (IEA) در گزارش چشم­انداز جهانی انرژی در سال 2008، هزینه تولید نفت در خاورمیانه و شمال آفریقا را بین 6 تا 28 دلار در هر بشکه اعلام کرده و هزینه تولید در میادین متعارف نفتی (معمولی) در نقاط مختلف دنیا را 6 تا 39 دلار برآورد کرده است (www.worldenergyoutlook.org). همچنین موسسه ریستاد انرژی با مطالعه روند تولید نفت در 20 کشور جهان، به بررسی هزینه متوسط تمام شده تولید هر بشکه نفت در کشورهای مختلف پرداخته است. گزارش سال 2016 که با استفاده از اطلاعات جمع‌آوری شده از بیش از 15 هزار میدان نفتی در 20 کشور مهم تولید کننده نفت جهان تهیه شده، هزینه‌های سرمایه گذاری و هزینه های عملیات تولید را به تفکیک در کشورهای مختلف بیان کرده است. بر اساس این گزارش هزینه تولید هر بشکه نفت در ایران حدود 12 دلار است (http://www.rystadenergy.com/Database). اگرچه هزینه استخراج بخشی از هزینه تولید است، لکن ما در مدل مالی هزینه تولید آن هم براساس مطالعه سال 2016 را در مدل مالی قرار داده­ایم تا بدین ترتیب احتمال افزایش هزینه­ها در طول زمان و نیز تلاش برای حفظ میزان تولید را پوشش دهیم. البته این حالت بازهم یک حالت بدبینانه است زیرا هرچه این هزینه­ها را افزایش دهیم، دریافتی پیمانکار در مدل مالی بیشتر می­شود.

[59] - Fixed Share

[60] - Sliding Scale

[61] - در واقع نرخ بازگشت پروژه و فاکتور R دارای آثار اقتصادی مشابهی بوده با این وجود تفاوت آن‌ها در این است که فاکتور R ارزش زمانی پول را در نظر نمی‌گیرد.

[62] - Mian

[63] - Kasriel & Wood

[64] - Hassantash

[65] - البته این بدان معنا نبوده که کشور در شرایط بالا رفتن قیمت نفت همواره از قراردادهای بیع متقابل منتفع شده باشد. در واقع عمده قراردادهای اولیه بیع متقابل منعقده در بخش بالادستی کشور مربوط به مقطع زمانی با قیمت نفت کمتر از 30 دلار بوده است. پس از آن و در میانه راه اجرای پروژه­ها شاهد تحولات اساسی در اقتصاد جهانی و قیمت نفت بوده و لذا شاهد افزایش چند برابری هزینه­­های سرمایه­ای پروژه‌ها بودیم. به­گونه­ای که برخی از پیمانکاران درخواست تجدید نظر در هزینه­های سرمایه­ای براساس قیمت­های جدید داشته­اند؛ حتی برخی از پیمانکاران داخلی عملاً امکان ادامه توسعه با شرایط جدید را غیرممکن دانسته و خواستار تأمین منابع مالی از محل منابع داخلی شرکت نفت شدند که در اغلب موارد این درخواست­ها پذیرفته شده است (دهقانی، 1393، ص 229).

[66] - منظور از شرایط فعلی شرایط تحریم، کمبود سرمایه­گذاری خارجی، قرار گرفتن میادین بزرگ نفتی ایران در نیمه دوم عمر، لزوم تسریع در برداشت از میادین مشترک و قیمت­های پایین نفت است.

[67] - Light Tight Oil

[68] BP Statistical Review of World Energy June 2016

[69] Unconventional

[70] EIA, Drilling Productivity Report, November 2016

[71] Sunk

[72] Marginal Cost

[73] Sub-Salt

[74]  Pals

[75] - شایان ذکر است قبل از اولین شوک نفتی در سال 1973 میزان عرضه نفت تولیدکنندگان غیراوپک در مقایسه با تولید نفت اوپک همواره کمتر بوده است و از آن زمان عرضه نفت توسط تولیدکنندگان غیراوپک شروع به افزایش تدریجی کرد. این افزایش تا جایی پیش رفت که چند سال قبل از سقوط قیمت 2014 فاصله زیادی بین دو گروه وجود نداشت و تولیدکنندگان غیراوپک به راحتی توانستند در مقایسه سالانه به اوپکی ها برسند و یا حتی از آنها پیشی بگیرند. اگر تولید نفت بلوک اتحادیه جماهیر شوروی را به حساب نیاوریم، مجموع تولید روزانه نفت اوپک در سال 1973 رقم 30.99 میلیون بشکه در روز بود. این مقدار تولید اوپک کمی بیشتر از دو برابر تولید غیراوپک بود. به لطف سیاست اوپک در حمایت از قیمت بالای نفت در دوره 1973 تا 1985 این برتری تغییر یافت و تولید غیراوپک در سال 1985 به رقم 23.05 میلیون بشکه در روز رسید. این در حالی بود که تولید اوپک در همان سال 15.45 میلیون بشکه در روز بود (چلبی، 1989).

 

[76] - Wells

[77] - ممکن است این سوال مطرح شود که اگر انعقاد قراردادهای مشارکت در تولید آن هم در شرایطی که بسیاری از پارامترهای اساسی در میزان حداقلی در نظر گرفته شده، موجب زیان دهی شرکت­های نفتی بین المللی است پس انگیزه این شرکتها از انعقاد قراردادهای مشارکت در تولید در سایر کشورها با نرخ های بالای بهره مالکانه و مالیات چیست؟ در پاسخ باید گفت که زیان شرکت خارجی در محاسبات انجام شده باتوجه به این فرض بوده که چنانچه طرح­های بیع متقابل ایران را به صورت مشارکت در تولید انجام می­دادیم، این نتایج حاصل می­گردید و نمی­توان بطور مطلق گفت تمامی قراردادهای مشارکت در تولید در سطح جهان همگی قراردادهای خوبی بوده و به نفع کشور میزبان بوده­اند، بلکه باید همه اینها بصورت موردی بررسی شوند.

[78] - مراجعه کنید به: منظور و همکاران، 1394.

الف) فارسی
امیرمعینی، مهران (1385)، "کاربرد ابزارهای مالی در قراردادهای نفت و گاز: الگویی برای ایران"، فصلنامه مطالعات اقتصاد انرژی، شماره 8، ص 91-129.
ایران­پور، فرهاد (1393)، تحلیل حقوقی قراردادهای نفتی، تهران: رخداد نو.
آیین‌نامه اجرایی بند الف ماده 107 قانون مالیات­های مستقیم (تصویب­نامه خرداد 1395 هیأت وزیران)، سایت اطلاع­رسانی دولت، www.dolat.ir
حاتمی، علی و کریمیان، اسماعیل (1393)، حقوق سرمایه‌گذاری خارجی در پرتو قانون و قراردادهای سرمایه‌گذاری، تهران، نیسا.
حسن تاش سیدغلامحسین و صبحی، ثمین (1388)، بررسی اثر نوسان قیمت نفت خام بر دریافتی طرفین قراردادهای نفتی (یک مطالعه موردی)، فصلنامه مطالعات‌ اقتصاد انرژی،‌ دوره 6، شماره 22 ، ص 119-165.
دفتر همکاری‌های فناوری ریاست جمهوری (1385)، بررسی الگوهای قراردادی مناسب برای تأمین مالی در بخش بالادستی نفت و گاز (طرح پژوهشی).
درخشان، مسعود (1393)، قراردادهای نفتی از منظر تولید صیانتی و ازدیاد برداشت: رویکرد اقتصاد مقاومتی، دوفصلنامه مطالعات اقتصاد اسلامی، دوره 6، شماره 12، ص 7-52
دهقانی، تورج (1393)، سرمایه­گذاری و تأمین مالی پروژه­های نفت و گاز، تهران: موسسه مطالعات بین­المللی انرژی.
رکنی حسینی، سید جلال الدین (1393)، "بررسی تطبیقی نظامهای مالی – مالیاتی حاکم بر قراردادهای خدماتی ایران (بیع متقابل) و قراردادهای خدمات عراق در بخش بالادستی صنعت نفت و گاز"، پایان‌نامه کارشناسی ارشد به راهنمایی عبدالحسین شیروی، دانشکده حقوق و علوم سیاسی دانشگاه تهران.
سالاری، مصطفی و دهقانی، تورج (1392)، ارزیابی کارآمدی تأمین مالی به روش قرارداد بیع متقابل در توسعه میادین نفتی، نشریه مهندسی صنایع، دوره 47، شماره 1، ص 39-53.
شیروی، عبدالحسین (1393)، حقوق نفت و گاز، تهران: میزان.
عسکری، محمدمهدی، شیریجیان، محمد و طاهری فرد، علی (1394)، تحلیل ساختاری مقایسه سطوح بهینه سرمایه­گذاری و تولید نفت در قراردادهای بالادستی بیع متقابل مشارکت در تولید و قرارداد نفتی ایران، پژوهشنامه اقتصادی، دوره 15، شماره 3، ص 111-158.
قانون اصلاح قانون مالیات های مستقیم 1366 (مصوب مرداد 1394)، سایت اطلاع­رسانی دولت، www.dolat.ir
کاظمی نجف آبادی، عباس (1393)، آشنایی با قراردادهای نفتی، تهران: موسسه مطالعات و پژوهشهای حقوقی شهر دانش.
کاظمی نجف آبادی، عباس و غفاری، علیرضا و تک‌روستا، علی (1394)، ارزشگذاری اقتصادی قراردادهای بیع متقابل گازی در پارس‌جنوبی از طریق مقایسه با قراردادهای مشارکت در تولید، پژوهشنامه اقتصاد انرژی ایران، دوره 4، ص 153-190.
مقدم، محمدرضا و مزرعتی، محمد (1385)، مدل سازی و تحلیل قراردادهای بیع متقابل و ارایة مدل بهینه‌سازی قرارداد در ایران، فصلنامه تحقیقات اقتصادی، دوره 41، شماره 5، ص: 157-182.
منظور، داود و توانپور، مصطفی (2013)، گزارش حضور هیأت ایرانی در بیست و دومین کنگره جهانی انرژی، دایگو کره جنوبی، تهران: وزارت نیرو.
منظور، داود و امانی، مسعود و کهن­هوش نژاد، روح­اله (1394)، بررسی جایگاه حقوقی قراردادهای مشارکت در تولید در قوانین نفت کشور، پژوهشنامه اقتصاد انرژی ایران، دوره 4، شماره 15، ص 183-217.
مومنی وصالیان، هوشنگ، غنیمی فرد، حجت اله و محمودی، محمد (1388)، بررسی مقایسه ای قراردادهای بیع متقابل و مشارکت در تولید در پروژه های بالادستی صنعت نفت و گاز ایران، فصلنامه علوم اقتصادی، دانشگاه آزاد اسلامی، دوره 2، شماره 6، ص 135-157.
ب) انگلیسی
Bindemann, Kirsten, (1999) Production-Sharing Agreements: An Economic Analysis, Oxford Institute for Energy Studies, October, pp. 1-106.
BP (2014), Statistical Review Of World Energy, June.
Chalabi, F. (1989) OPEC At The Crossroads, Oxford, Pergamon Press.
Duval, C. Le Leuch, H. Pertuzio, A. Lang Weaver, J. Anderson, O. Doak Bishop, R. Bowman, J. (2009), International Petroleum Exploration And Exploitation Agreements: Legal, Economic & Policy Aspects, Barrows Company; Second Edition Edition.
Energy Information Administration. (2014) “Petroleum and Other Liquids Data”. US Energy Information Administration, Washington, USA. Http://Www.Eia.Gov/Dnav/Pet/PET/- RDCRPDN- ADC-MBBLPD-M.Htm.
Feng, Zhuo, Shui-Bo Zhang and Ying Gao (2014), “On Oil Investment And Production: A Comparison Of Production Sharing Contracts And Buyback Contracts”, Energy Economics, Vol. 42, Pp. 395-402.
Ghandi, A. And Linc, C. (2012), “Do Iran’s Buy-Back Service Contracts Lead to Optimal Production?” The Case of Soroosh and Nowrooz, Energy Policy, Vol. 41, pp. 181-190.
Hassantash, S.G. (2009), “Trend of Crude Oil Prices: Buy-Back Contracts vs. PSCs”, OGEL (Oil, Gas & Energy Law Intelligence), April, Vol. 7, Issue 1, pp. 1-5.
Http://Www.Eia.Gov/Petroleum/Drilling/Pdf/Dpr-Full.Pdf
Johnston, Daniel, (1994), International Petroleum Fiscal Systems And Production Sharing Contract, Tulsa, Oklahoma, USA: Penn Well Publishing Company.
Kaiser, Mark J. And Pulsipher Allan G. (2004) Fiscal System Analysis: Concessionary and Contractual Systems Used In Offshore Petroleum Arrangements, Center for Energy Studies Louisiana State University.
Kasriel K. And David Wood (2013), Upstream Petroleum Fiscal And Valuation Modeling In Excel: A Worked Examples Approach, John Wiley & Sons Ltd.
Mazeel, M. (2010), Petroleum Fiscal Systems and Contracts, Diplomica Verlag.
Mian,M. A. (2011) Project Economics And Decision Analysis: Deterministic Models, Pennwell Corp.; Second Edition.
Nakhle, C. (2010), Petroleum Fiscal Regimes: Evolution And Challenges, The Taxation Of Petroleum And Minerals: Principles, Problems And Practice, Edited By Philip Daniel, Michael Keen And Charles Mcpherson, Routledge And International Monetary Fund.
Pals, F. (2015) “Shell Plans to Drill in Alaska’s Chukchi Sea This Year, 2016: CEO” Bloomberg, 19, May 2015.
Tordo, S. (2007), Fiscal Systems for Hydrocarbons: Design Issues, The World Bank.
Wells, Peter (2009), Iraq’s Technical Service Contract- A Good Deal For Iraq, Middle East Economic Survey.