با سلام و عرض ادب خدمت دانشجویان رشته حقوق.

یکی از دوستان بنده کانالی با مضامین حقوق جزا و جرم شناسی، با بررسی مسائل روز راه اندازی کردند.
از مخاطبان علاقه مند به موضوعات حقوق جزا و جرم شناسی دعوت می شود در صورت تمایل،در کانال مزبور عضو شوند تا از مطالب مفید آن بهره ببرند.
ارادتمند.ستاری

T.me/keramatihadi

بررسی هزینه های مربوط به آموزش در قراردادهای بیع متقابل ایران

در قراردادهای بیع متقابل پیمانکار و پیمانکاران فرعی ملزمند تا در استخدام نیروی کار مورد نیاز جهت انجام عملیات نفتی، نیروی کار داخلی را در اولویت قرار دهند و از آنها استفاده نمایند. تنها استثنای این امر را می توان در تعهد پیمانکار مبنی بر عدم استخدام کارمندان شرکت ملی نفت ایران وسایر شرکت های تابعه وزارت نفت دانست. علاوه بر مورد فوق، پیمانکار وظیفه دارد تا به آموزش کارکنان ایرانی و کسانی که برای یادگیری از جانب شرکت ملی نفت معرفی می گردند نیز بپردازد. پرداختن به امر آموزش از جانب پیمانکار دارای هزینه هایی است. اصل اول در رابطه با هزینه های متحمل شده از جانب پیمانکار این است که این هزینه ها از جانب کارفرما یا شرکت ملی نفت ایران، جبران خواهد شد.
اما جبران هزینه ها به چه صورت است؟
در قراردادهای بیع متقابل مقرر می گشت که هزینه های مربوط به آموزش تا 1 درصد سقف هزینه های سرمایه ای است. بدین معنا که پیمانکار می تواند تا 1 درصد هزینه های سرمایه ای یا Capex را به آموزش اختصاص دهد. این بدان معنا نیست که ملزم است 1 درصد را هزینه نماید بلکه قرارداد مقرر می نماید تا 1 درصد هزینه نماید! به بیان واضح تر ممکن است هزینه های مربوط به آموزش از میزان یک درصد کمتر باشد.
نکته مهم تر در رابطه با این هزینه ها این است که هزینه های مزبور به میزان 1 درصد هزینه های سرمایه ای یا Capex است اما در ردیف هرینه های مربوط به غیر سرمایه ای یا Non-Capex جای می گیرد.
در همین راستا اشاره می گردد که موضوعات مورد نظر برای آموزش کارکنان ایرانی بایستی از قبل توسط پیمانکار تهیه شده و به کارفرما ارائه گردد و در صورت تایید کارفرما، موضوعات مورد تایید توسط پیمانکار اموزش داده می شود.
در پایان بندی از یک قرارداد بیع متقابل که مربوط به آموزش و هزینه های آن است از نظر شما دوستان می گذرد:
13.3Contractor shall conduct and provide during the Development Phase training for Iranian employees and trainees to as shall be introduced by N.I.O.C. from time to time, and shall bear its costs up to a maximum of one percent (1%) of the Capital Costs Ceiling set forth in Clause 18.1, such costs shall be recoverable by Contractor as Petroleum Costs and will be charged to the Project Account as Non-Capital Costs.

موفق باشید، ستاری
T.me/naft1

تقسيم توليدات و حق الارض در قراردادهای بالادستی گاز

برخلاف نفت خام، اصولاً تقسيم عايدات در ميادين گازي بر اساس تقسيم به‌صورت محصول نمي‌باشد. به بيان بهتر سهم دولت از منابع گازي و حق‌الارض دريافتي به‌صورت پول نقد است و دولت ميزبان بر آن است كه به‌جای گاز، قيمت آن را از سرمايه‌گذار دريافت نمايد. تنها استثنايي كه در اين زمينه وجود دارد،اين موضوع است كه دولت ميزبان خود به گاز توليدي جهت رفع نيازهاي داخلي خود احتياج داشته باشد كه در این صورت پيمانكار نيز ملزم است سهم خود از گاز را به دولت ميزبان بفروشد.

معمولاً تعهدات پيمانكار و حق وي براي بازپرداخت هزینه ‌بر اساس يك قرارداد بالادستي و براي مثال يك مشاركت در توليد مي‌باشد. برخي از قراردادهاي مشاركت در توليد با موضوع گاز طبیعی، از همان روشي استفاده می‌کنند كه در قراردادهاي مشاركت در توليد نفتي استفاده می‌شود يعني از روشي يكسان براي تقسيم توليدات بهره می‌برند. البته بايستي از اين روش اجتناب كرد چراکه سودآوري  پروژه‌های نفتي با گازي متفاوت است.قراردادهاي مشاركت در توليد بايستي در خود بين تقسيم توليدات در نفت و تقسيم توليدات در گاز تمايز قائل شوند.

قراردادهای مشارکت در تولید را قراردادهایی می شناسیم که پیمانکار به انجام عملیات اقدام کرده و در صورت کشف میدان تجاری، درصدی از تولیدات را جهت بازپرداخت هزینه ها و سهم خود بر اساس قرارداد، دریافت می دارد. پیمانکار مالک نفت درجا نمی شود بلکه صرفا مستحق دریافت سهم خود بر اساس قرارداد در نقطه معینی می گردد. بنابراین اختصاص سهم کارفرما و پیمانکار به آنها از اهمیت ویژه ای برخوردار است. دلیل این امر برای کشور میزبان مشخص است و پیمانکار نیز قصد دارد سهم خود از تولیدات را آزادانه در بازار به فروش رسانده و عواید حاصل از آنرا دریافت دارد.

در اختصاص سهم کشور صاحب نفت و پیمانکار از نفت تولیدی به آنها شبهه ای وجود ندارد؛ اما موضوع در قراردادهای مشارکت در تولید گازی کمی متفاوت است؛ درست است که کشور صاحب نفت و پیمانکار، هریک جداگانه سهم خود از نفت را می فروشند اما فروش گاز اصولا به صورت مشترک انجام می شود. چرا که فروش گاز مستلزم انعقاد قراردادهای طولانی مدت است و همیشه در قراردادهای فروش گاز، حجم بسیار گسترده ای مورد معامله واقع می شود که این میزان اصولا از جمع سهم کارفرما و پیمانکار حاصل می شود.

موفق باشید.
ستاری
منبع:
International Petroleum Exploration and Exploitation Agreements.

T.me/naft1

بررسی وجود ROR در قراردادهای جدید نفتی ایران موسوم به IPC

نرخ ROR یا نرخ بازگشت سرمایه در قراردادهای بیع متقابل مورد استفاده قرار میگیرد که بر اساس آن و طی محاسبات مخصوص به خود،به اختصار میزان حق الزحمه ای که بایستی به پیمانکار بابت سرمایه گذاری پرداخت شود مشخص می گردد.
در قراردادهای بیع متقابل که حق الزحمه پیمانکار عددی ثابت بود شاید استفاده از ROR توجیه داشته باشد تا بتوان درآمد پیمانکار را کنترل نمود هرچند که تا زمان نگارش متن حاضر،قرارداد بیع متقابلی مشاهده نگردیده که ROR واقعی آن به ROR مقرر در قرارداد رسیده باشد، چه برسد که از آن عدول نماید. چرا که همیشه وقایع و اتفاقاتی باعث می شوند که نرخ مزبور افت کند و کاهش یابد که یکی از آنها طولانی شدن مدت اجرای قرارداد که باعث افزایش هزینه ها و افت نرخ ROR می شود.

در قراردادهای جدید نفتی ایران جهت تشویق سرمایه گذار به سرمایه گذاری هرچه بیشتر و افزایش تولید نفت و گاز، محاسبه حق الزحمه به صورت پرداخت به ازای هر بشکه است.یعنی پیمانکار به میزانی که تولید داشته باشد، صاحب حق الزحمه مربوط به همان میزان می شود. بنابراین سود سرمایه گذار شاید در تولید بیشتر باشد اما با قرار دادن نرخ ROR در قرارداد گویا مانعی بر سر راه سرمایه گذار قرار میگیرد.چراکه بدین وسیله حداکثر حق الزحمه مشخص می شود و پیمانکار تا میزان معینی می تواند حق الزحمه دریافت نماید،از اینرو اشتیاق وی برای تولید بیشتر از میدان و کسب حق الزحمه بیشتر از بین خواهد رفت.

موفق باشید.
ستاری
T.me/naft1

بررسی نظام مالی قراردادهای امتیازی در صنعت بالادست نفت

نظام مالی و مالیاتی قراردادهای امتیازی قدیم بسیار ساده بود که به تدریج پیچیده تر و ماهرانه تر شدند. در این پست سه مدل از نظام مالی و مالیاتی ترتیبات امتیازی به ترتیب از ساده به پیچیده بیان می شود.

1-مدل بهره مالکانه
در مدل بهره مالکانه ساده بخشی از عواید یا سهمی از نفت و گاز تولید شده به عنوان حق امتیاز به دولت صاحب نفت داده می شود و بقیه نفت و گاز سر چاه توسط صاحب امتیاز تملک می گردد. در این مدل مالیات بر درآمد صاحب امتیاز وجود ندارد و پرداخت حق امتیاز مزبور کل مبلغی است که صاحب امتیاز به دولت پرداخت می کند. این روش عمدتا تا دهه 1950 استفاده می شد و امروزه کنار گذاشته شده است .
زمانی که کشور صاحب نفت رقم مقطوعی را به ازای هر بشکه نفت دریافت می دارد ( مثل 15 دلار به ازای هر بشکه نفت) ربسک کاهش قیمت نفت و منفعت افزایش آن هر دو متعلق به شرکت های نفتی خواهد بود و صاحب نفت مبلغ ثابت خود را دریافت می دارد. اما هرگاه دولت درصدی از نفت تولیدی را دریافت کند دولت در ریسک کاهش قیمت نفت و منفعت افزایش آن نیز سهیم می گردد. تعهد پرداخت حق الارض یا حق مالکانه تا هنگام لغو یا خاتمه ی قرارداد به صورت پول نقد یا کالا به دولت امتیاز دهنده، پرداخت حق الامتیاز که شرکت عامل در مقابل اعطای امتیاز نفت متعهد به پرداخت آن به دولت صاحب نفت، خواهد بود و میزان آن ثابت و یا درصدی از منافع حاصل از فروش نفت می باشد. مالیات بر درآمد که معمولا بر اساس سود نهایی به دولت صاحب نفت پرداخت می گردد .

2- مدل بهره مالکانه و مالیات
ترکیب بهره مالکانه و مالیات به قدری در ترتیبات امتیازی شایع است که این روش تحت عنوان سیستم بهره مالکانه/ مالیات نیز شهرت دارد. در این روش ابتدا درصدی از تولید به عنوان حق الامتیاز به دولت صاحب نفت پرداخت می شود. سپس از سرجمع باقیمانده هزینه های قابل قبول و ضرر های قبلی کسر شده، باقیمانده مشمول مالیات بر درآمد می گردد.

3-مدل بهره مالکانه و مالیات تصاعدی
اشکال مدل قبلی این است که نسبت به افزایش و کاهش هزینه و یا درآمد حساس نیست و در هر صورت درصد ثابتی را نسبت به میزان درآمد اعمال می کند. فرض کنید به دلایل پیچیدگی مخزن و پرچالش بودن آن هزینه توسعه زیاد می شود یا به دلیل کاهش یا افزایش قیمت نفت و یا میزان تولید درآمد پروژه دستخوش تغییر می گردد. در اینصورت ترتیبی داده می شود که میزان بهره مالکانه و مالیات متغیر بوده، با کاهش هزینه و افزایش درآمد جنبه تصاعدی پیدا کند و در صورت افزایش هزینه و کاهش تولید جنبه تنزلی داشته باشد. با افزایش تولید و در نتیجه افزایش درآمد، میزان بهره مالکانه و مالیات نیز به طور تصاعدی افزایش پیدا می کند. این معیار کاهش یا افزایش تولید را پوشش می دهد. اما عوامل دیگری را مثل افزایش یا کاهش قیمت نفت، افزایش یا کاهش هزینه ها و مدت اجرای عملیات توسعه که بر میزان درآمد پروژه تاثیر دارد نادیده می گیرد. به این جهت راهکار های دیگری طراحی شده است که بتواند این مسائل را نیز پوشش دهد که ذیل مشارکت در تولید توضیح داده می شود. در پایان چند نکته دیگر در رابطه با نظام مالیاتی بیان می گردد. اول اینکه در اخذ امتیاز نامه ، شرکت های نفتی باید مبلغی را در زمان انعقاد قرارداد تحت عنوان اجاره بها یا پذیره نقدی به دولت صاحب نفت پرداخت کنند که معمولا نمی توانند این مبالغ را تحت عنوان دیون مستهلک سازند .
دوم اینکه برای کنترل درآمدهای بادآورده ناشی از افزایش ناگهانی قیمت نفت، امروزه مالیات ویژه ای در کشورها مقرر می شود که در صورت افزایش درآمدها از حد خاصی مالیات مزبور که تا 95 درصد نیز ممکن است برسد اعمال می شود.
نکته سوم اینکه دولت صاحب نفت ممکن است شرکت های نفتی بین المللی را موظف کند که تا سقف معینی مثلا 25 درصد یکی از شرکت های تابعه کارفرما را در قرارداد سهیم کند. این امر نیز روی درآمد کل کارفرما و صاحب امتیاز تاثیر گذار خواهد بود.

موفق باشید.ستاری
T.me/naft1

بررسی کشف مواد دیگری غیر از نفت و گاز در محدوده ی قراردادهای بالادستی نفت..


حفاری نفت ممکن است به کشف مواد غیر هیدروکربری منجر شود،برای مثال: ممکن است در حین حفاری در لایه های زیرین زمین جهت اکتشاف نفت به منابعی همچون سرب،منگنز،اورانیوم و.. برخورد کنیم.

حال با این مقدمه قصد داریم به بررسی بندهای قراردادی مربوط به کشف مواد غیر هیدروکربری یا غیر نفتی بپردازیم.

با مطالعه اغلب قراردادهای نفتی اعم از امتیازی،مشارکت در تولید و خدمات میتوان ماده مربوط به کشف مواد غیر نفتی را اینگونه بیان نمود که بایستی بین منابع استراتژیک و غیر استراتژیک تمایز قائل شد.

اصولا در قراردادهای نفتی مقرر می گردد چنانچه پیمانکار در حین حفاری به منابعی چون اورانیوم برخورد نمود باید در اولین زمان ممکن به کشور صاحب نفت اطلاع داده و کشور مزبور به صورت انحصاری حق استخراج آنرا دارا می باشد.
اما در مورد منابع دیگری مانند منگنز،قراردادها مقرر می دارند که پیمانکار بایستی حداکثر ظرف 15 روز کشور صاحب نفت را از وجود منبع مزبور آگاه نماید و تمایل و عدم تمایل خود را در استخراج آن( برای مثال منگنز)اعلام کند.
در قراردادها مقرر می گردد که در صورت تمایل شرکت نفتی خارجی به بهره برداری مواد غیر نفتی،شرکت مزبور جهت انعقاد قرارداد در اولویت خواهد بود.
در سال های گذشته شرکت های مطرح نفتی به دنبال افزایش توان خود در توسعه منابع غیر نفتی می باشند تا در صورت اکشتاف مواد غیر نفتی بتوانند خودشان به استخراج و بهره برداری از آن اقدام نمایند.یعنی هم به تولید نفت و هم به استخراج مواد غیر نفتی به صورت توأمان بپردازند.

موفق باشید.
_________
*با اقتباس از قراردادهای بالادستی کشورهای صاحب نفت.

T.me/naft1

کاهش میزان تولید نفت و گاز از میدان و تاثیر آن در بازپرداخت هزینه و سود سرمایه گذار قرارداد IPC

بر اساس قراردادهای جدید نفتی ایران موسوم به IPC، دستمزد سرمایه گذار به صورت FEE PER BBL یا پرداخت به ازای هر بشکه می باشد. به بیان بهتر این امر عامل محرکه ای خواهد بود که سرمایه گذار تلاش کند با تولید بیشتر به حق الزحمه بالاتری دست یابد.
واضح است که تغییر در میزان تولید و کاهش آن تاثیر مستقیمی بر عایدات سرمایه گذار خواهد گذاشت و نامبرده نسبت به این کاهش حساس خواهد بود.

حال این کاهش تولید نفت ممکن است دو دلیل داشته باشد. 1- دلایل فنی 2- دلایل غیرفنی(سیاسی)
الگوی مصوب هیئت وزیران بین این دو تمایز قائل شده است. اگر کاهش تولید به دلایل فنی باشد، پیمانکار مستحق چیزی نخواهد شد و چه بسا این کاهش تولید به دلیل فنی، ناشی از سوء عملکرد سرمایه گذار باشد و در برخی اوقات مسئول این کاهش تولید قلمداد می گردد و بایستی آثار سوء ناشی از آنرا جبران نموده و خسارات وارده را برطرف نماید.

اما اگر این کاهش تولید به علل غیر فنی یا سیاسی باشد، موضوع متفاوت است. برای مثال فرض کنید به علت تصمیمات اخذ شده در OPEC، کشورهای عضو تصمیم به کاهش تولید داشته باشند و وزارت نفت تصمیم به کاهش تولید از تمام میادین خود داشته باشد که در اینصورت شرکت ملی نفت ایران موظف است که هزینه و سود پیمانکار را از منابع دیگر تامین نماید و این کاهش تولید نباید در بازپرداخت هزینه و سود پیمانکار تاثیر داشته باشد.

موفق باشید.
ستاری

T.me/naft1

تقسیم تولیدات در قراردادهای JOA..

هر طرف موظف است و این حق را داشته تا به مالکیت،تحویل و انتقال نفت و گاز خود به صورت جداگانه بپردازد.این امر ممکن است ناهماهنگی هایی بین طرفین در رابطه با تولید و فروش نفت بر اساس یک قرارداد JOA به وجود بیاورد. دلیل آن این است که همه ی طرفین JOA  نمی توانند در یک زمان واحد به تحویل گرفتن سهم خود از ترمینال صادراتی یا تانکر مربوطه بپردازند. همچنین میزان در دسترس بودن تانکر ها،تاخیر در حرکت و رسیدن آنها ممکن است باعث به وجود آمدن عدم توازن و اختلافات فوق گردد.بر این اساس طرفین یک JOA  موظفند که به هماهنگ سازی اقدامات خود جهت انتقال نفت و گاز بپردازند که اغلب این امر از طریق مذاکرات مربوط به قراردادهای برداشت(Lifting Agreement) که به قراردادهای of take agreement نیز شهرت دارند اتفاق می افتد. ممکن است قرارداد مزبور به قرارداد JOA ضمیمه شود.با توجه به اینکه بازار فروش گاز طبیعی از نفت خام از انعطاف کمتری برخوردار است،لذا انتقال سهم هر یک از طرفین از گاز طبیعی می تواند پیچیده تر از نفت خام باشد.اگر قرارداد فروش گاز یکی از شرکا از میزان سهم وی در منطقه قراردادی بیشتر باشد،ممکن است ناهماهنگی هایی بین طرفین به وقوع بپیوندد.برخی از JOA ها تعیین تکلیف در رابطه با گاز طبیعی را به آینده موکول می کنند.طرفین بر این امر توافق دارند که اگر گاز طبیعی کشف شد،آنها ملزم خواهند بود که وارد قرارداد دیگری که در انطباق کامل با قرارداد اصلی و پلن توسعه است،جهت انتقال گاز استخراجی شوند .JOA های دیگر قواعد طولانی تری را تحت عنوان Gas Balancing Agreement پیش بینی می کنند.قرارداد Gas Balancing Agreement اساسا به یک طرف اجازه می دهد که گازی بیشتر از سهام خود دریافت دارد،مشروط بر اینکه بر اساس قاعده under taken payment  به جبران مازاد برداشت خود بپردازد که به آن make up gas می گویند.

موفق باشید.
ستاری
منبع:
International Exploration and Exploitation Agreements.

T.me/naft1

مفهوم برداشت صیانتی در قراردادهای بالادستی ایران

برداشت صیانتی از جمله مفاهیم پیچیده در صنعت نفت است. در الگوی قراردادهای جدید نفتی موسوم به IPC، حساسیت نسبت به برداشت صیانتی به نحو آشکاری تبیین شده است.
در تصویب نامه مربوط به الگوی قراردادهای جدید به نحو برجسته تر و مبسوط تری به مسئله صیانت پرداخته شده است و حتی به طور مشخص از اجرای طرح های افزایش یا بهبود ضریب بازیافت سخن به میان می آید.
دو رویکرد اصلی در رابطه با برداشت صیانتی از منابع نفت و گاز وجود دارد. یک رویکرد فنی-مهندسی و دیگری رویکرد اقتصادی-مالی. در رویکرد فنی برداشت صیانتی را به معنای بالابردن حداکثری ضریب بازیافت و تخلیه هیدروکربر موجود در مخزن به نحوی که در طول عمر مخزن بیشترین درصد تخلیه ممکن را فراهم آورد تعریف می.نماید. در رویکرد اقتصادی برداشت از مخزن باید به نحوی باشد که بیشترین بازده اقتصادی و ارزش حال برای سرمایه گذاری ها در حداقل زمان و حداکثر سازی سود و تامین منافع را به دنبال داشته باشد. از تعریف ارائه شده از برداشت صیانتی در بند 7 ماده 1 قانون اصلاح قانون نفت، میتوان گفت تلفیقی از این دو روش مورد نظر قانونگذار بوده است. بنابراین می توان گفت در حال حاضر رویکرد صنعت نفت ایران به برداشت صیانتی یک رویکرد تلفیقی فنی-اقتصادی است.

موفق باشید.ستاری

منبع:اصول و ساختار الگوی جدید قراردادهای نفتی ایران.

T.me/naft1

امکان انعقاد قراردادهای بالادستی نفت از طریق ترک تشریفات مناقصه..
همیشه از فرآیند مناقصه به عنوان ابزاری جهت انعقاد قرارداد با کمترین قیمت متناسب نام برده می شود. به بیان واضحتر هدف از انعقاد مناقصه انعقاد قرارداد با کمترین قیمت متناسب می باشد که قیمت متناسب لزوما پایین ترین قیمت نیست. بلکه پیشنهاد مناقصه گران بایستی از لحاظ کیفی،فنی و... مورد ارزیابی قرار بگیرد و با اعمال دامنه قیمت های متناسب،برنده مناقصه مشخص گردد.
در حوزه قراردادهای بالادستی نفت نیز بر اساس ماده 1 قانون برگزاری مناقصات مصوب 1383، رعایت قانون مزبور برای شرکت ملی نفت ایران الزامی است و اگر تصمیم بر آن باشد تا معامله ای به صورت ترک تشریفات مناقصه منعقد گردد، این امر بایستی به تصویب هیات سه نفره موجود در ماده 28 قانون برگزاری مناقصه برسد.
در این میان بر اساس ماده 11 قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت، به وزیر اجازه داده شده است که قراردادهای توسعه و بهره برداری در میادین مشترک را از طریق آیین نامه معاملات شرکت ملی نفت منعقد کند که یکی از راه های انعقاد قرارداد بر اساس آیین نامه مزبور،معامله از طریق ترک تشریفات مناقصه است.
در انتها اشاره می شود که بر اساس ماده 5 از الگوی 15 ماده ای قراردادهای جدید نفتی موسوم به IPC، قراردادهای IPC با رعایت قوانین و مقررات حاکم بر معاملات شرکت ملی نفت ایران منعقد خواهد گشت و از شمول قانون برگزاری مناقصات مستثنی است.

موفق باشید.ستاری
T.me/naft1

بررسی هزینه بهره برداری یا Opex در قراردادهای بیع متقابل..

با اینکه در قرادادهای بیع متقابل شامل مرحله بهره برداری نمی گردد و بهره برداری به شرکت ملی نفت ایران واگذار می گردد،اما می توان فروضی را بیان داشت که باید هزینه بهره برداری نیز به پیمانکار پرداخت گردد.

1)تولید زودرس (early production):
تولید زودرس زمانی است که در مرحله توسعه نفت یا گاز تولید می گردد که پیمانکار بناچار بایستی به بهره برداری نیز اقدام نماید که در اینصورت مستحق دریافت Opex می گردد.یادأور می گردد که تولید زودرس بسیار برای کارفرما یا شرکت ملی نفت ایران مطلوب تلقی می گردد.

2)عدم امادگی شرکت ملی نفت برای تحویل میدان در مرحله تولید:
گاهی میدان به مرحله تولید می رسد اما شرکت ملی نفت هنوز آمادگی تحویل میدان را ندارد که در اینصورت نیز پیمانکار به بهره برداری اقدام می نماید و مستحق دریافت هزینه بهره برداری می شود.

لازم به ذکر است که در سایر قراردادهای بالادستی (بجز امتیازی) که پیمانکار وظیفه بهره برداری نیز بر عهده دارد،هزینه بهره برداری جزئی از هزینه های جاری بوده یعنی در طول عملیات تولید Opex موجود است که بایستی در بازپرداخت هزینه و سود پیمانکار مدنظر قرار بگیرد و به وی پرداخت گردد.

موفق باشید.
_________________
t.me/naft1

وضعیت هورالعظیم در این روزها..

فعالیت در میدان نفتی آزادگان جنوبی حتی در این شرایط ادامه دارد..خسته نباشید به همکاران محترم.🌹

فورس ماژور در قراردادهای بیع متقابل ایران و قراردادهای خدماتی عراق

در بحث فورس ماژور نكته جالب‌توجهی كه در قرارداد خدماتي عراق موردتوجه قرار مي گيردآنست كه در متن قرارداد اشاره می‌شود كه در هيچ زماني در طول مدت اجراي قرارداد، شرايط امنيتي ناحيه قرارداد يا شرايط سياسي و امنيتي عمومي حاكم بر كشور عراق، فورس ماژور محسوب نمی‌شود، مگر اينكه اين شرايط مانع اجراي عمليات نفتي گردد. بحث فورس ماژور در قراردادهاي بيع متقابل ايران كمي با ساير قراردادهاي بالادستي متفاوت مي باشد. با توجه به اينكه پيمانكار در دوره توليد حضور ندارد، در صورت وقوع فورس ماژور، قواعد مربوط به آن حكم مي كند كه بايستي هزينه هاي پيمانكار تا زمان وقوع فورس ماژور به وي پرداخت شود، اما از طرف ديگر شركت ملي نفت ايران ملزم است كه هزينه و سود هر سرمايه گذار را صرفاً از عايدات مربوط به همان منطقه قراردادي پرداخت كند و اين در صورتي است كه هنوز ميدان به توليد نرسيده تا بتوان مبالغ پيمانكار را پرداخت كرد؛ از اينرو چاره اي جز آن وجود ندارد كه پيمانكار صبر اختيار كرده تا حالت فورس ماژور برطرف شود و ميدان توسط خود وي يا ساير پيمانكاران توسعه داده شده و در صورت توليد نفت يا گاز، از محل فروش و يا محصول ميدان مزبور هزينه پيمانكار تا زمان وقوع فورس ماژور پرداخت شود.

موفق باشید، ستاری.

منبع:بررسی حقوقی قراردادهای خدماتی ایران از اقای دکتر موسوی

T.me/naft1

واقعیت در هور..

تبیین گنجاندن شرط فسخ بدون دلیل برای کارفرما در شرایط عمومی قراردادهای EPC..

در ماده 69 شرایط عمومی قرادادهای EPCشرطی گنجانده می شود که بر اساس آن کافرما می تواند قرارداد مربوطه را بدون هیچ دلیلی فسخ نماید و در ازای این فسخ نیز مسئولیتی من باب پرداخت خسارت ندارد.
حال شرط فسخ فوق الذکر با کدام یک از مبانی حقوقی و قانون مدنی همخوانی دارد؟
بسیاری از صاحب نظران حقوقی عقیده بر این دارند که شرط فسخ بدون دلیل در قراردادهای EPC،همان خیار شرط می باشد.در توضیح خیار شرط بایستی بیان داشت که هرگاه یکی از طرفین قرارداد،ضمن قرارداد شرط کند که بتواند طی مدت زمان معینی برای مثال 2 هفته قرارداد را فسخ نماید،به اصطلاح برای خود خیار شرط قائل شده است.مهمترین مسئله ای که در خیار شرط خود نمایی می کند،مسئله تعیین مدت معین می باشد که فرد می تواند در طول آن به فسخ قرارداد مبادرت کند.
در قراردادهای EPC اصولا اختیار فسخ قرارداد به صورت نامحدود و تا پایان مدت قرارداد برای کارفرما متصور است،حال چگونه می توان خیار فوق را توجیه نمود تا با مبانی حقوقی سازگار باشد؟چرا که مدت معینی برای خیار فوق قائل نمی شوند و به صورت مطلق قید می گردد!
اساتید در پاسخ به شبهه فوق بیان می دارند که مدت مربوط به خیار شرط،یا می تواند به صورت صریح در قرارداد معین شود(برای مثال دو هفته) و یا به صورت ضمنی تعیین می گردد.برای مثال بیان می دارند که اگر فردی خانه ای را به مدت دوسال اجاره کند،و برای خود خیار شرط قرار دهد اما مدت آنرا قید نکند،خیار شرط به صورت ضمنی به اندازه مدت اجاره می باشد و نمی توان خیار شرط را به جهت نامعین بودن مدت آن، باطل و بلا اثر دانست.
بنابراین اگر قرارداد EPC به مدت 3 سال منعقد گشت و خیار شرط و یا اختیار فسخ قرارداد برای کارفرما وجود داشت،این همان خیار شرط است که به صورت ضمنی و به اندازه مدت قرارداد EPC(همان 3 سال) ادامه خواهد یافت.

موفق باشید.
ستاری
t.me/naft1

چالش های مربوط به فعالیت های پایین دستی نفت

نفت و گاز در قبرس

تحولات اخیر در قیمت گذاری و فروش گاز طبیعی

اگرچه امروزه قیمت واحدی برای گاز در کل دنیا موجود نیست، اما سه بازار مرکز بزرگ در دنیا وجود دارد که تجارت گاز طبیعی را نسبتا نظام بخشیده است اما این سه مرکز با یکدیگر متفاوت بوده و هریک از قواعد خاص خود تبعیت می کنند.

الف)درآمریکا: بازار گاز در این کشور کاملا بر اساس میزان عرضه و تقاضا می باشد. به بیان بهتر قیمت گاز بر اساس واردات گاز (چه از طریق LNG و چه از طریق خطوط لوله از کشور کانادا) و تولید گاز از میادین داخلی آمریکا مشخص می شود. در این کشور گاز به صورت آزادانه مورد تجارت واقع شده و مهمترین و مشهورترین نهاد جهت قیمت گذاری گاز طبیعی در ایالات متحده، ((هنری هاب)) می باشد.

ب)در اروپا: ارتباط بین قیمت نفت و گاز در این قاره اصولا از طریق فرمول خاصی صورت می گیرد. البته بین این دو ماده جهت قیمت گذاری ارتباط چندانی موجود نیست. دلیل آن نیز در نحوه استفاده از این دو ماده می باشد. نفت برای حمل و نقل در این قاره به کار می رود در حالی که گاز برای تولید انرژی مورد استفاده واقع می شود. قیمت LNG در اروپا از قیمت گاز موجود در خطوط لوله تاثیر می پذیرد. در اروپا، مرکز تعادل ملی مهمترین مرکزی است که برای تجارت گاز به آن رفرنس داده می شود.

ج)آسیا و اقیانوسیه: واردکنندگان LNG در آسیا، این ماده را از فواصل بسیار طولانی به کشور خود وارد می کنند. چراکه کشورهایی نظیر ژاپن، کره جنوبی و تایوان دارای منابع گاز داخلی نیستند. در آسیا خریداران و فروشندگان گاز ، بر روی سیستم قیمت گذاری که نفت بر اساس آن صورت می گیرد توافق می نمایند.

موفق باشید.


T.me/naft1