طرح مدیریت ریسک باید مناسب با شدت ریسک، هزینه های آن، مدت زمان برای موفقیت طرح، اطمینان بخشی آن، قابلیت جلب توافق طرفین و اجرای آن توسط یک فرد مسئولیت پذیر باشد.[67]

روش های متنوعی برای تعیین و مدیریت ریسک ها مورد استفاده قرار می گیرد در ادامه به چند نمونه از این روش ها اشاره می کنیم:

روش «طوفان ذهنی»[68] یکی از روش های کلاسیک مدیریت ریسک در پروژه ها است. این روش می تواند جهت شناسایی ریسک ها، تحلیل کمی و کیفی آنها و در نهایت پاسخ به ریسک ها به کار رود. مطابق این روش، افراد نظرات و راه حل های خود را برای مقابله با ریسک های موجود در پروژه ارایه می دهند با این قید که نظرات آنها مورد انتقاد دیگران قرار نخواهد گرفت. پس از دریافت نظرات با بررسی آنها طرح پاسخگویی به ریسک ها تهیه می شود.[69]

روش «دلفی»[70] یکی دیگر از روش های مدیریت ریسک می باشد. این روش نخستین بار به وسیله ی شرکت «راند» در سال 1960 ابداع گردید. مطابق این روش، پرسش ها به صورت بی انتها طراحی می شوند و کارشناسان تمام حالات مختلف وقوع ریسک های پروژه را مشخص می کنند بدین ترتیب مدیر پروژه می تواند طرحی برای پاسخگویی به ریسک ها در نظر بگیرد.

روش «چک لیست» از دیگر روش های تعیین ریسک های پروژه است. بر حسب تجربه مدیریت سایر پروژه ها، مدیر پروژه به درجه ای از ثبات در تحلیل ریسک ها رسیده است. بنابراین چک لیست شامل گروهی از سوالات یا اظهارات بر پایه ی پروژه های قبلی می باشد. معمولا در چک لیست، ریسک های هر قسمت را ذیل یک عنوان کلی دسته بندی می نمایند مثلا ریسک های مربوط به پیمانکاران، ریسک های جنبی و….[71]

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

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

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

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

مبحث دوم- تعریف ریسک

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

فصل دوم- انواع قراردادهای نفتی از دیدگاه مدیریت ریسک

 

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

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

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

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

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

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

مزایای استفاده از نمونه های قراردادی عبارت است از:

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

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

مبحث نخست- قراردادهای توام با ریسک بیشتر برای پیمانکار

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

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

موافقتنامه های اعطای امتیاز تا به امروز پابرجا مانده است و مورد استفاده ی برخی از دولت های دارنده ی منابع نفتی قرار می گیرد البته موافقتنامه های اعطای امتیاز کنونی به شکلی متفاوت از موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز استفاده می شود.

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

موافقتنامه های سنتی اعطای امتیاز دارای چنین ویژگی هایی هستند:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ریسک های موجود در قرارداد مشارکت در تولید به ریسک های موجود در موافقتنامه های اعطای امتیاز شباهت دارد ولی مواردی چون مالکیت مخزن، چگونگی وصول هزینه های صورت گرفته توسط شرکت نفتی پیمانکار و چگونگی تقسیم منافع حاصل از فروش نفت بین دولت میزبان و شرکت نفتی از جمله تفاوت های آنها است.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

   پیمانکار(ان): پیمانکار، مطابق قرارداد باید پروژه را در زمان معین با یک هزینه ی مقطوع یا قابل پیش بینی تحویل دهد. بنابراین پیمانکار با مسایلی چون مشکل پیش بینی رویدادهایی که ممکن است منجر به تاخیر در ساخت پروژه شود یا هزینه ها را افزایش دهد، روبرو است.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

همچنین میان مزیت تئوری BOT و عملیاتی کردن آن فاصله ی زیادی وجود دارد. ممکن است انجام پروژه از نظر تئوری قابلیت توجیه را داشته باشد اما در عمل با مشکلات بسیاری روبرو شود به نظر می رسد که یکی از دلایل، عدم تخصص بخش دولتی است.[149]

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

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

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

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

گفتار چهارم- قراردادهای خدماتی با ریسک[154]

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

  • توزیع سرمایه اولیه در طول دوران توسعه میدان
  • دستمزد: دستمزد پیمانکار عددی مقطوع است که مطابق قراردادهای بیع متقابل از محصول تولیدی تامین می شود و عبارت است از جبران خدمات پیمانکار برای انجام فعالیت های مهندسی، تجهیز، سفارش، خرید تجهیزات مورد نیاز و ساخت، تامین مالی پروژه و انتقال فن آوری. البته مسایل مختلفی چون ریسک مخزن، ریسک افزایش هزینه، ریسک عملکرد و ریسک تاخیر بر میزان دستمزد پیمانکار تاثیر گذار است و پیمانکار می تواند با توجه به این ریسک ها در زمان انعقاد قرارداد بیع متقابل دستمزد بیشتری را مطالبه کند.
  • هزینه های بانکی: در روش بیع متقابل تامین مالی پروژه بر عهده ی پیمانکار است به همین منظور ممکن است پیمانکار از بانک وام بگیرد یا از سرمایه ی خود به منظور انجام عملیات پروژه استفاده کند. همان طور که می دانیم عملیات پروژه ممکن است بین 4 تا 5 سال تداوم داشته باشد که در این مدت پیمانکار باید بهره ی وام دریافتی را بپردازد از سوی دیگر اگر از سرمایه ی خود استفاده کرده باشد خواب سرمایه را باید در نظر بگیرد.

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

  • جدول توزیع اصل سرمایه، هزینه های بانکی و پاداش

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

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

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

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

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

ه) محدودیت های مربوط به پرداخت ها

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

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

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

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

ی) مساله ای که برای کشورهای در حال توسعه از جمله ایران دارای اهمیت است انتقال فن آوری می باشد به نظر می رسد که انتقال فن آوری از سوی پیمانکار در قراردادهای بیع متقابل تنها زمانی به درستی صورت می گیرد که پیمانکار از امضای قراردادهای بیع متقابل در آینده مطمئن باشد.[169]

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

گفتار ششم- قراردادهای خدمات فنی و تخصصی

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

مبحث دوم- قراردادهای توام با ریسک بیشتر برای کارفرما

گفتار نخست- قراردادهای خدماتی محض[177]

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

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

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

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

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

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

گفتار دوم- قراردادهای پیمانکاری عمومی[179]

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

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

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

پرداخت هزینه ها و دستمزد پیمانکار بر عهده ی شرکت ملی نفت(کارفرما) است به عبارت دیگر کارفرما باید تامین مالی پروژه را بر عهده بگیرد. این در حالی است که مشکل اصلی ایران تامین مالی و کمبود سرمایه است. از سوی دیگر هرگز نباید همه ی تخم مرغ ها را در یک ظرف قرار داد به همین منظور ولو در صورت داشتن سرمایه ی کافی، شزکت ملی نفت نباید امر اکتشاف و بهره برداری را به یک پیمانکار عمومی بدهد.

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

همچنین انتخاب پیمانکاران دست دوم، تایید صلاحیت آنها، تامین کالاها و تجهیزات، هماهنگی میان امور پروژه و پیمانکاران دست دوم و انجام کارهای پروژه در کمترین زمان و با مناسب ترین هزینه از جمله وظایفی است که یک پیمانکار عمومی باید آن را بر عهده بگیرد. به نظر می رسد استفاده از قرارداد پیمانکاری عمومی ریسک های پروژه را به درستی تخصیص نمی دهد و مدیریت نمی کند بنابراین نمی تواند در پروژه های اکتشاف و بهره برداری مورد استفاده قرار بگیرد.

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

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

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

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

استفاده از این نوع قرارداد نسبت به قرارداد امانی هزینه ی بیشتری دارد اما در مقابل ریسک کمتری را برای کارفرما به همراه می آورد. همچنین تامین مالی پروژه محور قراردادهای EPC آسان تر از قراردادهای امانی است.

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

در کنار این مزیت ها باید به این پرسش پاسخ دهیم که آیا استفاده از قرارداد EPC در بخش بالادستی صنعت نفت ممکن است و در صورت استفاده کارآمد خواهد بود؟

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

د) پیمانکار EPC مسئولیت عمده ی پروژه را بر عهده دارد بنابراین انتخاب پیمانکار باید به دقت و با توجه به صلاحیت ها و تجربه ی آن صورت گیرد.[190]

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

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

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

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

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

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

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

مبحث سوم- قراردادهای ریسک مشترک

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

باید تاکید شود که انتخاب شریک د موافقتنامه های عملیات مشترک اهمیت بسزایی دارد.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

و) از سوی دیگر تامین مالی پروژه ریسک عمده ی دیگر مشارکت در سرمایه گذاری است. در صورتی که یکی از مشارکت کنندگان در مواعد مشخص سرمایه ی لازم جهت تامین مالی را نپردازد ممکن است پروژه با مشکل برخورد نماید. بدین ترتیب تکمیل پروژه و فرآیند تولید در مقیاس تجاری با تاخیر مواجه می شود. این مساله به ویژه در مواردی که یکی از شرکا شرکت ملی نفت یا دولت میزبان است می تواند دارای ریسک زیادی باشد. همچنین دولت میزبان ملزم می شود بسیاری از درآمدهای نفتی خود را صرف سرمایه گذاری در میادین نفتی برای حفظ تولید کند. این در حالی است که بسیاری از این درآمدها را می توان صرف بخش های دیگر اقتصاد نمود.

می توان این طور گفت که منظور ار قراردادهای ریسک مشترک، قراردادهایی است که مطابق آنها، دولت میزبان و شرکت های نفتی خارجی در تامین سرمایه، تجهیزات، ریسک ها، مدیریت و… مشارکت می کنند. یکی از روش های کاهش ریسک های پروژه های اکتشاف و بهره برداری مشارکت شرکت های نفتی  خارجی با یکدیگر یا با دولت میزبان است. مشارکت دولت میزبان می تواند به کاهش ریسکهای قانونی و مداخله های دولت بینجامد و این مساله یک امتیاز برای شرکت های نفتی خارجی محسوب می گردد.

مشارکت دولت میزبان بدان معنی است که دولت میزبان نیز باید در ریسک هایی نظیر تامین سرمایه مشارکت داشته باشد و در صورتی که پروژه با شکست مواجه شود دولت میزبان نیز متحمل ضرر خواهد شد. بنابراین استفاده از قراردادهای جوینت ونچر در پروژه های توسعه میادین نفتی که احتمال موفقیت آنها زیاد است می تواند کارآمد باشد.

در این فصل تلاش کردیم تا قراردادهای قابل استفاده در پروژه های بالادستی صنعت نفت و به طور ویژه مرحله ی اکتشاف و بهره برداری را از دیدگاه مدیریت ریسک طبقه بندی کنیم.   به نظر می رسد برخی از قراردادهای مرحله ی اکتشاف و بهره برداری ریسک بیشتری را برای کارفرما(دولت میزبان) به همراه خواهد آورد و برخی دیگر از قراردادهای بالادستی صنعت نفت بسیاری از ریسک ها را به پیمانکار منتقل می کند.

با توجه به ماهیت ریسکی پروژه های اکتشاف و بهره برداری بسیاری از شرکت های نفتی با وجود توانایی در انجام پروژه ها اقدام به تشکیل مشارکت هایی می کنند تا ریسک های پروژه تا حدودی کاهش یابد و توانایی مدیریت آنها ارتقا یابد. باید خاطر نشان کرد که استفاده از یک روش قراردادی در پروژه های بالادستی صنعت نفت به هیچ وجه منطقی نیست و دولت میزبان باید به فراخور موقعیت و توانایی شرکت ملی نفت خود از قراردادها با ویژگی های منحصر به فرد و متنوع استفاده کند. از آنجایی که پروژه ی اکتشاف و بهره برداری نیازمند هزینه های سنگین و صرف زمان است و از طرفی مستلزم توانایی مدیریت بالا و استفاده از فن آوری پیشرفته است به نظر می رسد که استفاده از قراردادهای مشارکت در تولید، موافقتنامه عملیات مشترک و قرارداد مشارکت در سرمایه گذاری کارآمدی بیشتری دارد و می تواند ریسک ها را تا حدد زیادی کاهش دهد و مدیریت آنها را نیز تسهیل نماید.

سوای این که کدام روش قراردادی از سوی طرفین انتخاب می شود، مساله حاکمیت شفافیت و انعطاف پذیری بر قرارداد از اهمیت ویژه ای برخوردار است. به همین منظور دولت میزبان باید نمونه های قراردادی و قوانین روشنی را تدوین کند تا شرکت های نفتی خارجی دچار ابهام یا سردرگمی نشوند. ابهام قراردادی یا عدم شفافیت قوانین دولت میزبان نه تنها می تواند منافع شرکت نفتی خارجی را دچار اختلال کند بلکه دولت میزبان نیز ممکن است با ضرر مواجه شود و شرکت نفتی خارجی با استفاده از ضعف قوانین و عدم تخصص دولت میزبان به سود بیشتری دست پیدا کند.

دسته بندی : دسته‌بندی نشده

دیدگاهتان را بنویسید