به گزارش‌‌‌‌‌ندای گیلان به نقل از خبرنگار اقتصادی خبرگزاری فارس، بیژن زنگنه وزیر نفت به تازگی هم در یک برنامه تلویزیونی و هم در جلسه غیر علنی مجلس شورای اسلامی تاکید کرده است که الگوی جدید قراردادهای نفتی موسوم به IPC به نوعی همان قررادادهای بیع متقابل است و از مخالفت منتقدان با این قراردادها با توجه به شباهت آنها با قراردادهای قبلی بیع متقابل تعجب می‌کند.اما این ادعای زنگنه واکنش و تعجب بسیاری از کارشناسان را برانگیخته است. چراکه IPC از جهات بسیار مهمی تفاوت‌های بنیادینی با قرادادهای بیع متقابل دارد. بر این اساس، امیرحسین تبیانیان کارشناس انرژی که مطالعات گسترده‌ای درباره الگوهای مختلف قراردادی انجام داده است، یادداشتی را درباره تفاوت‌های بنیادین الگوی جدیدی قراردادهای نفتی در اختیار خبرگزاری فارس قرارداده است. در این یادداشت می‌خوانیم:IPC قراردادی از جنس خدماتی ولی با مشخصات مشارکت است. بررسی ابعاد فنی، حقوقی و مالی IPC ثابت می‌کند که با وجود اینکه تمامی چارچوب‌های در نظر گرفته شده در این قرارداد، الزامات قراردادهای خدماتی از جمله عدم انتقال مالکیت نفت و عدم تخصیص درصدی از تولید به پیمانکار را رعایت می‌کند ولی خروجی تمام سازوکارهای موجود در آن، تحقق مشارکت پیمانکار با کارفرماست. این موضوع حداقل در چند مورد به راحتی قابل اثبات است.در نتیجه خروجی این قرارداد، مشارکت بلند مدت یک شرکت نفتی بین المللی با شرکت ملی نفت در تمامی مخازن مهم نفت و گاز کشور است. برای تبیین بهتر این موضوع، باید به مرور چند ویژگی قراردادهای بیع متقابل و مقایسه آن ها با IPC بپردازیم.در قراردادهای بیع متقابل، چند ویژگی بسیار مهم وجود داشت که این قرارداد را به معنای واقعی در گروه خدماتی نگه می‌داشت: در بیع متقابل سقف هزینه های سرمایه‌ای بسته بود و اگر پیمانکار بیشتر از این سقف هزینه می کرد، این مقدار اضافه بر سقف، بازپرداخت نمی شد. حتی در نسل سوم این قراردادها نیز، سقف هزینه های سرمایه ای وجود داشت، با این تفاوت که در زمانی یک تا دو ساله بر مبنای مناقصات صورت گرفته، این سقف بسته می شد. قرارداد میادین یاران شمالی، یادآوران و آذر از این جنس است. دوره بازپرداخت هزینه‌ها در بیع متقابل مشخص بود و در صورت ناکافی بودن تولید میدان و یا کاهش قیمت نفت برای مدتی طولانی، ممکن بود حتی قسمتی از هزینه‌ها، به پیمانکار بازپرداخت نشود. مهم‌ترین موضوع ثابت بودن نرخ بازده پروژه برای پیمانکار در این قراردادها بود، لذا نحوه  محاسبه  هزینه تامین مالی(Bank Charge) یا مواردی که این هزینه به آنها تعلق می‌گرفت و حتی میزان حق الزحمه(remuneration) مهم نبود، زیرا در نهایت نرخ بازده پروژه نباید از مقداری که در قرارداد تعیین شده بود، بیشتر شود.حال به بررسی این موارد در IPC می‌پردازیم: بر اساس بند ث ماده 8 مصوبه هیات دولت، سقف هزینه‌های سرمایه‌ای وجود ندارد و IPC اصطلاحا OPEN CAPEX است. میزان هزینه‌های سرمایه‌ای به صورت سالیانه و در کمیته مشترک مدیریت ذیل برنامه مالی عملیاتی سالیانه تعیین می‌شود. بر اساس ماده 10 مصوبه هیات دولت، از زمان تحقق تولید اولیه، تمامی هزینه ها و پاداش طبق دوره ی تعیین شده در قرارداد شروع به بازپرداخت می شود که این دوره ی تعیین شده ثابت نیست و قابلیت گسترش دارد. بر اساس تبصره بند ت ماده 3، در صورت عدم کفایت میزان تولید تخصیص داده شده برای بازپرداخت هزینه‌های انجام شده(حداکثر 50 درصد از محصولات میدان) توسط پیمانکار در دوره ی قرارداد، هزینه های بازپرداخت نشده در دوره ی طولانی‌تری که در قرارداد تعریف خواهد شد، بازپرداخت می‌گردد. این آخر کار نیست. بر اساس ماده 10 مصوبه هیات دولت، در صورت تحقق تولید اولیه، شرکت ملی نفت ملزم به شروع بازپرداخت هزینه ها می شود. حال اگر تولید اولیه محقق شد و پیمانکار در برنامه مالی عملیاتی سالیانه مجوز سرمایه گذاری برای تحقق تولید اضافی بر تولید اولیه گرفت و این هزینه ها در طول آن سال صورت گرفت ولی تولید مورد نظر محقق نشد، آیا شرکت ملی نفت ملزم به بازپرداخت آن ها از محل 50 درصد تولید اولیه خواهد بود؟ متاسفانه بنا بر گفته مسئولین شرکت ملی نفت در جلسات ستاد اقتصاد مقاومتی، در این حالت نیز شرکت ملی نفت ملزم به بازپرداخت است. در IPC نرخ بازده پروژه برای پیمانکار تعیین نمی شود و از این لحاظ محدویتی برای پیمانکار ایجاد نمی شود. بر اساس بند ط ماده 1 مشخص نیست که هزینه تامین مالی به چه مواردی تعلق می گیرد. توجه شود که ملاک عمل مصوبه هیات دولت است، نه پیش نویس قراردادها. وزارت نفت از محل مجوزهایی که در مصوبه هیات دولت می گیرد، می تواند صد نوع قرارداد طراحی و اجرا کند. با توجه به اینکه نرخ بازده پروژه برای پیمانکار تعیین نمی شود، نرخ بهره بانکی و هزینه هایی که هزینه ی تامین مالی به آن ها تعلق می گیرد، بسیار با اهمیت است و به شدت روی سود آوری پروژه برای پیمانکار تاثیر گذار است که مصوبه ی هیات دولت در این مورد نیز سکوت کرده و این مجوز طلایی را به تیم مذاکره کننده داده است. پاداش به میزان تولید وابسته است و بر اساس بند ب ماده 6 مصوبه هیات دولت، حتی میزان پاداش با قیمت نفت نیز متناسب است.در نتیجه در IPC: میزان هزینه کرد پیمانکار نامشخص است و در ابتدای قرارداد تعیین نمی‌شود. باز پرداخت هزینه‌های پیمانکار مشروط به تولید اولیه است، نه تحقق تولید سالیانه مورد نظر و یا حتی تولید نهایی. برای بازپرداخت هزینه‌های پیمانکار هیچ محدودیتی وجود ندارد و حتی اتمام دوره قرارداد مانع بازپرداخت هزینه‌ها نمی‌شود. نرخ بازده پروژه برای پیمانکار تعیین نمی شود. حق الزحمه یا پاداش بر اساس میزان تولید است و متناسب با قیمت نفت. حتی معلوم نیست که هزینه تامین مالی به چه مواردی تعلق می‌گیرد.با توجه موارد مطرح شده، آیا این قرارداد خدماتی است یا مشارکت؟بررسی مالی این قرارداد به خوبی نشان می‌دهد که این قرارداد هیچ حد و مرز و چارچوب مشخص برای انتقال ریسک به پیمانکار ندارد و صرفا مشارکتی بلند مدت با یک شرکت نفتی بین‌المللی است که تنها بعد از پایان یافتن قرارداد، معلوم می شود که نتیجه برد-برد بوده یا خیر و این موضوع از الان قابل پیش بینی نیست.ضمن اینکه با وجود ظرفیت داخلی شکل گرفته در داخل کشور، حداقل در طیف عظیمی از میادین، شرکت در این بازی پر ریسک منطقی نیست. البته این به معنای عدم به کارگیری پیمانکاران خارجی نیست و باید از ظرفیت شرکت‌های مشاور و پیمانکار خارجی بهره گرفت ولی نیازی به بستن قراردادهای بلند مدت با شرکت های نفتی بین المللی(IOC)  در این قالب نیست.هدف از ارائه این موارد زیر سوال بردن این الگوی قراردادی نیست. بلکه اصلاح ابهامات آن است. ضمن اینکه انعطاف در نظر گرفته شده برای پیمانکار در این قرارداد، تنها مناسب میادینی با ریسک بالا، مشترک و با پیچیدگی‌های فنی بالا نظیر لایه نفتی پارس جنوبی یا سردار جنگل است، نه مخازن آسماری و بنگستان و یا میادین بدون پیچیدگی و با ریسک پایین نظیر آزادگان.مشکل توسعه عمده میادین کشور نظیر میادین غرب کارون کمبود منابع مالی است که می توان با اولویت بندی و طراحی سازوکارهای جدید تامین مالی ارزی و ریالی با توجه به شرایط فراهم شده در پسا برجام، به توسعه این میادین پرداخت. امیرحسین تبیانیانانتهای پیام/م