تحول قراردادهای نفت و گاز ایران از بیع متقابل تا ٍEPC و IPC

تحول و جایگاه قراردادهای بیع متقابل  Buy-Back و EPC و IPC در نظام قراردادهای نفت و گاز ایران نظام قراردادهای نفت و گاز ایران در چند دهه اخیر تحولات قابل توجهی را در شیوه‌های قراردادی تجربه کرده است، این تحول را نمی‌توان صرفاً به تغییر نام قراردادها یا جایگزینی یک قالب قراردادی با قالب دیگر محدود کرد؛ بلکه باید آن را نتیجه تغییر شرایط اقتصادی، فنی، حقوقی و سیاست‌گذاری کشور و تلاش برای ایجاد تعادل میان حفظ حاکمیت دولت بر منابع نفت و گاز، استفاده از سرمایه و فناوری، توسعه توان داخلی و تأمین پروژه‌های بزرگ  در این روند، ابتدا اجرای مستقیم و امانی، سپس گسترش روابط پیمانکاری و قراردادهای EPC، در ادامه رواج گسترده بیع متقابل و سرانجام حرکت به سوی تنوع قراردادی و طراحی الگوی قراردادهای نفتی ایران (IPC) اهمیت پیدا کرده است، البته این مراحل کاملاً جانشین یکدیگر نشده‌اند و هر یک از این شیوه‌ها، متناسب با موضوع و ساختار پروژه، همچنان می‌تواند مورد استفاده قرار گیرد. پس از انقلاب اسلامی، شرایط سیاسی و اقتصادی کشور و محدودیت‌های موجود در استفاده از برخی الگوهای متعارف سرمایه‌گذاری خارجی موجب شد بخش مهمی از فعالیت‌های توسعه‌ای صنعت نفت در قالب اجرای امانی انجام شود، در این شیوه، نقش کارفرما و شرکت‌های دولتی در تأمین منابع، مدیریت و نظارت بر عملیات پررنگ بود و اجرای بسیاری از فعالیت‌ها با اتکا به ظرفیت‌های داخلی صورت می‌گرفت. با گذشت زمان و افزایش نیاز صنعت نفت به تخصص‌های متنوع، روابط پیمانکاری توسعه پیدا کرد و شرکت‌های داخلی در حوزه‌های تخصصی مختلف وارد شدند، در این مرحله، شرکت‌ها ممکن بود در حوزه‌هایی مانند حفاری، ساخت تجهیزات، احداث تأسیسات یا انجام خدمات مهندسی تخصص پیدا کنند، بدون آنکه الزاماً مسئولیت کامل توسعه یک میدان بزرگ نفتی را عهده داشته باشند در ادامه این تحول، قراردادهای مهندسی، تأمین کالا و ساخت یا EPC به یکی از شیوه‌های مهم اجرای پروژه‌های نفت و گاز تبدیل شدند. EPC مخفف Engineering, Procurement and Construction است و در این ساختار، پیمانکار مسئول مجموعه‌ای از فعالیت‌های مهندسی، تأمین تجهیزات و کالا، ساخت، نصب و در مواردی راه‌اندازی و آزمایش پروژه می‌شود در ساختار متعارف EPC، کارفرما معمولاً طراحی پایه را انجام می‌دهد و پس از آن، طراحی تفصیلی و بخش مهمی از عملیات اجرایی، خرید تجهیزات و کالا و ساخت و نصب به پیمانکار واگذار می‌شود، پیمانکار نیز باید اسناد و مدارک طراحی پایه را بررسی و صحه‌گذاری کند و عملیات پروژه را به نحوی مدیریت نماید که طرح در حدود زمان و قیمت قراردادی و مطابق الزامات فنی تحویل شود. در نتیجه، یکی از آثار مهم EPC انتقال بخش قابل توجهی از ریسک طراحی، تأمین و اجرای پروژه به پیمانکار است. پیمانکار در چنین قراردادی باید طراحی مناسب، انتخاب و تأمین تجهیزات، کنترل کیفیت، عملیات ساخت و نصب و سایر فعالیت‌های اجرایی را هماهنگ کند. این ویژگی به کارفرما اجازه می‌دهد بیشتر بر مدیریت کلان، نظارت و کنترل پروژه تمرکز کند و از درگیری مستقیم با تمام جزئیات اجرایی اجتناب نماید. چنانچه موضوع قرارداد، احداث یک طرح کامل باشد و پیمانکار علاوه بر ساخت و نصب، مسئول راه‌اندازی، آزمایش و تحویل پروژه به نحوی باشد که کارفرما بتواند از آن بهره‌برداری کند، قرارداد ممکن است در قالب کلید در دست (Turnkey) نیز مطرح شود. از نظر حقوقی و قراردادی نیز «طرح و ساخت» در مقررات داخلی در بسیاری از موارد در همین چارچوب EPC مورد استفاده قرار گرفته است. قرارداد EPC از این جهت برای توانمندسازی شرکت‌های داخلی اهمیت ویژه‌ای پیدا می‌کند که شرکت داخلی می‌تواند در حوزه تخصصی خود مسئولیت مشخص و قابل مدیریت بر عهده گیرد. برای مثال، یک شرکت ممکن است در حفاری، ساخت سکو، مهندسی، ساخت تأسیسات یا تأمین تجهیزات از توان فنی بالایی برخوردار باشد، اما این توانایی لزوماً به معنای آمادگی آن برای تأمین مالی و مدیریت تمام مراحل توسعه یک میدان نفتی یا گازی نیست. برخی صاحب‌نظران صنعت نفت بر همین اساس معتقدند که بیع متقابل برای بسیاری از پیمانکاران داخلی، به‌ویژه شرکت‌هایی که فاقد توان مالی و مدیریتی لازم برای پروژه‌های عظیم بالادستی هستند، می‌تواند ریسک بسیار بیشتری نسبت به EPC ایجاد کند. پروژه‌های بالادستی معمولاً سرمایه‌گذاری‌های بسیار سنگینی نیاز دارند و تأمین مالی، مدیریت ریسک‌های مخزن، رعایت زمان‌بندی، کنترل هزینه‌ها و تحقق اهداف تولید، مجموعه‌ای از تعهدات پیچیده را بر پیمانکار تحمیل می‌کند.

بر اساس این دیدگاه، شرکت داخلی ممکن است بتواند یک یا چند فعالیت تخصصی از زنجیره توسعه میدان را به خوبی انجام دهد، اما الزاماً توانایی مدیریت و تأمین مالی کل زنجیره توسعه میدان را ندارد. در بیع متقابل، پیمانکار با مجموعه گسترده‌تری از تعهدات و ریسک‌های مالی و اجرایی مواجه می‌شود و در پروژه‌های چند صد میلیون یا چند میلیارد دلاری، این مسئله می‌تواند اهمیت بیشتری پیدا کند. حتی از منظر مدیریتی نیز برخی صاحب‌نظران بر این باورند که پذیرش چنین ریسک‌هایی برای مدیران شرکت‌های داخلی می‌تواند آثار سنگینی داشته باشد. با این حال، این دیدگاه را نباید یک قاعده مطلق تلقی کرد؛ زیرا ظرفیت شرکت‌های داخلی یکسان نیست و برخی شرکت‌ها ممکن است از توان مالی، فنی و مدیریتی لازم برای پذیرش پروژه‌های پیچیده‌تر برخوردار باشند. بنابراین، تناسب EPC یا بیع متقابل باید با توجه به موضوع پروژه، اندازه سرمایه‌گذاری، توان پیمانکار، شیوه تأمین مالی و میزان ریسک ارزیابی شود. در مرحله بعد، بیع متقابل (Buy-Back) به یکی از مهم‌ترین و شناخته‌شده‌ترین الگوهای قراردادی در صنعت نفت ایران تبدیل شد. این الگو به ویژه از دهه ۱۳۷۰ نقش مهمی در جذب سرمایه و فناوری خارجی ایفا کرد. یکی از ویژگی‌های اساسی بیع متقابل آن بود که امکان استفاده از سرمایه، فناوری و توان فنی پیمانکار خارجی را فراهم می‌کرد، بدون آنکه مالکیت مخزن یا منابع نفت و گاز به طرف خارجی منتقل شود. در این ساختار، پیمانکار تعهد می‌کرد از طریق طراحی و مهندسی، تأمین ماشین‌آلات و مواد، ارائه فناوری و دانش فنی و اجرای عملیات مورد توافق، پروژه را انجام دهد و در مقابل، هزینه‌ها و سود خود را از طریق سازوکار بازخرید محصول یا درآمد حاصل از پروژه مستهلک و دریافت کند. بنابراین، بیع متقابل را باید در چارچوب محدودیت‌های حقوقی مربوط به مالکیت و حاکمیت دولت بر منابع طبیعی ایران تحلیل کرد. پیمانکار در این الگو مالک نفت موجود در مخزن نمی‌شد و حق مالکانه‌ای نسبت به ذخایر زیرزمینی به دست نمی‌آورد؛ بلکه حقوق اقتصادی او ناشی از قرارداد و متضمن بازیافت هزینه‌ها و دریافت حق‌الزحمه و سود مورد توافق بود. موضوع بیع متقابل نیز لزوماً محدود به توسعه یک میدان نفتی نبود و می‌توانست حوزه‌هایی مانند ساخت و راه‌اندازی کارخانه، تأسیس پالایشگاه، احداث کارخانه پتروشیمی، بازسازی و بهینه‌سازی پروژه‌های اقتصادی و اجرای خطوط لوله نفت و گاز را نیز دربرگیرد. با وجود مزایای بیع متقابل، تجربه عملی این قراردادها به تدریج برخی محدودیت‌های آن را آشکار کرد. از جمله مهم‌ترین مسائل، محدودیت مدت قرارداد، محدود بودن نقش پیمانکار پس از تکمیل عملیات توسعه، دشواری ایجاد انگیزه کافی برای افزایش ضریب بازیافت و انعطاف‌پذیری محدود ساختار قرارداد در برابر شرایط متفاوت میادین بود. در ساختار سنتی بیع متقابل، رابطه پیمانکار با میدان پس از پایان دوره توسعه و آغاز تولید، در مقایسه با الگوهای بلندمدت‌تر، محدودتر بود. از این رو، برخی صاحب‌نظران معتقد بودند که ساختار قرارداد باید به نحوی اصلاح شود که ضمن حفظ حاکمیت و مالکیت دولت بر منابع نفت و گاز، انگیزه پیمانکار برای عملکرد بهتر، انتقال فناوری، مدیریت مخزن و افزایش تولید و ضریب بازیافت نیز تقویت شود. یکی از نقاط مهم در این مسیر، برنامه چهارم توسعه بود. اهمیت این برنامه در بحث قراردادهای نفتی از آن جهت است که زمینه حقوقی حرکت به سوی تنوع بیشتر در روش‌های قراردادی حوزه بالادستی را فراهم کرد. در این دوره، از یک سو مقررات و محدودیت‌های مربوط به بیع متقابل همچنان در ساختار حقوقی و سیاست‌گذاری نفت کشور وجود داشت و از سوی دیگر، امکان استفاده از روش‌های قراردادی متنوع‌تر مورد توجه قرار گرفت. بنابراین، می‌توان برنامه چهارم را یکی از مقاطع مهم در گذار از نگاه محدود به یک قالب قراردادی مشخص به سمت پذیرش انعطاف و تنوع در قراردادهای بالادستی دانست. اهمیت این تحول در آن بود که ویژگی‌های همه میادین و همه پروژه‌ها یکسان نیست. یک میدان توسعه‌یافته، یک میدان مشترک، یک میدان جدید، یک پروژه افزایش ضریب بازیافت و یک پروژه احداث تأسیسات نفتی، الزاماً به یک ساختار قراردادی مشابه نیاز ندارند. بنابراین، امکان انتخاب روش قراردادی متناسب با ویژگی‌های اقتصادی و فنی پروژه می‌توانست انعطاف بیشتری برای صنعت نفت ایجاد کند. این روند در سال‌های بعد به طراحی الگوی جدید قراردادهای نفتی ایران (IPC) منجر شد. IPC را نباید صرفاً تغییر نام بیع متقابل دانست؛ بلکه این الگو با هدف ایجاد ساختاری بلندمدت‌تر و انعطاف‌پذیرتر در قراردادهای بالادستی طراحی شد. در قراردادهای IPC امکان انعقاد قرارداد برای اکتشاف، توسعه و بهره‌برداری و همچنین برای برخی طرح‌های مرتبط با توسعه، بهبود یا افزایش ضریب بازیافت و بهره‌برداری پیش‌بینی شد.

 در این ساختار، رابطه پیمانکار با پروژه می‌تواند از مرحله اکتشاف یا توسعه تا دوره بهره‌برداری ادامه پیدا کند و به این ترتیب، ارتباط پیمانکار با میدان نسبت به ساختار سنتی بیع متقابل گسترده‌تر شود. از نظر اقتصادی نیز ساختار IPC تلاش می‌کند میان عملکرد پیمانکار و میزان عایدی او رابطه برقرار کند. هزینه‌های قابل بازیافت و دستمزد پیمانکار از محل عواید حاصل از تولید و مطابق سازوکار قرارداد پرداخت می‌شود و دستمزد به ازای هر بشکه نفت تولیدی یا معادل آن از گاز محاسبه می‌شود. در مقررات IPC، میزان عواید قابل تخصیص برای بازیافت هزینه‌ها و پرداخت دستمزد نیز محدودیت‌هایی دارد؛ به طور کلی، برای نفت خام و میعانات گازی سقف ۵۰ درصد و برای گاز طبیعی سقف ۷۵ درصد از عواید مربوط پیش‌بینی شده است. بنابراین، نمی‌توان IPC را قراردادی دانست که در آن هزینه‌ها و دستمزد پیمانکار بدون ارتباط با تولید یا عواید پروژه پرداخت می‌شود. در محاسبات اقتصادی IPC، نرخ بازگشت سرمایه مورد انتظار نیز مورد توجه قرار می‌گیرد. با این حال، نباید یک نرخ مشخص مانند ۱۵ درصد را به عنوان نرخ ثابت و همیشگی قانونی IPC تلقی کرد. ممکن است در زمان انعقاد قرارداد، مفروضات اقتصادی خاصی مبنای محاسبه قرار گیرد، اما شرایط واقعی تولید، هزینه‌ها، قیمت‌ها و عملکرد میدان در طول اجرای قرارداد تغییر کند و در نتیجه، نرخ بازگشت واقعی با نرخ مورد انتظار اولیه تفاوت داشته باشد. از این رو، تحلیل اقتصادی IPC باید میان نرخ بازده مورد انتظار در زمان طراحی قرارداد و بازده واقعی حاصل از اجرای قرارداد تفکیک قائل شود. در عین حال، IPC به معنای انتقال مالکیت مخزن یا منابع نفت و گاز به پیمانکار نیست. پیمانکار همچنان بر مبنای یک رابطه قراردادی، حقوق و منافع اقتصادی خود را به دست می‌آورد و مالکیت و حاکمیت دولت بر منابع طبیعی در چارچوب حقوق ایران حفظ می‌شود. بنابراین، مشارکت اقتصادی و فنی پیمانکار در IPC نباید با انتقال مالکیت منابع یا قراردادهای امتیازی یکسان تلقی شود. همین تفکیک، یکی از مهم‌ترین نکات حقوقی در تحلیل این الگو است. در این میان، باید بار دیگر میان IPC، بیع متقابل و EPC تمایز مفهومی قائل شد. بیع متقابل و IPC در درجه نخست، الگوهای قراردادی مربوط به فعالیت‌های بالادستی و توسعه منابع نفت و گاز هستند، در حالی که EPC یک روش اجرای پروژه است. بنابراین، این سه را نباید سه قرارداد کاملاً هم‌سطح و رقیب یکدیگر دانست. برای مثال، ممکن است توسعه یک میدان در چارچوب یک قرارداد IPC انجام شود، اما احداث تأسیسات سطح‌الارضی، کارخانه فرآورش، خطوط لوله، سکو یا سایر تأسیسات مورد نیاز از طریق قراردادهای EPC به پیمانکار تخصصی واگذار شود. در چنین حالتی، IPC چارچوب اصلی رابطه بالادستی را تشکیل می‌دهد و EPC ابزار اجرای بخشی از عملیات پروژه است. از این منظر، قراردادهای EPC و IPC حتی می‌توانند در یک پروژه واحد در کنار یکدیگر قرار گیرند. IPC می‌تواند رابطه بلندمدت مربوط به اکتشاف، توسعه، بهره‌برداری و افزایش تولید را تنظیم کند و EPC می‌تواند اجرای مهندسی، تأمین و ساخت تأسیسات مشخص را بر عهده گیرد. همین مسئله نشان می‌دهد که مقایسه EPC با بیع متقابل یا IPC بدون توجه به سطح و کارکرد قرارداد، می‌تواند موجب خلط مفاهیم شود. در مجموع، سیر تحول قراردادهای نفتی ایران را می‌توان روندی از اجرای امانی، توسعه روابط پیمانکاری، گسترش EPC، رواج بیع متقابل و سپس حرکت به سوی تنوع قراردادی و شکل‌گیری IPC دانست. بیع متقابل در این مسیر، یکی از مهم‌ترین و شناخته‌شده‌ترین الگوهای تاریخی برای جذب سرمایه و فناوری خارجی در صنعت نفت ایران بود؛ EPC بیشتر به عنوان ابزار اجرای فنی و ساخت پروژه توسعه یافت؛ و IPC در واکنش به بخشی از محدودیت‌های ساختارهای پیشین و با هدف ایجاد انعطاف، استمرار رابطه قراردادی و تقویت انگیزه پیمانکار در پروژه‌های بالادستی طراحی شد. بنابراین، اگر معیار سابقه تاریخی و رواج در قراردادهای بالادستی ایران باشد، بیع متقابل جایگاهی بسیار برجسته دارد؛ اگر معیار الگوی جدید قراردادهای بالادستی باشد، IPC اهمیت ویژه‌ای پیدا می‌کند؛ و اگر معیار اجرای مهندسی و ساخت پروژه‌های نفت و گاز باشد، EPC از مهم‌ترین شیوه‌های قراردادی است. در نتیجه، بهتر است رابطه این سه را نه رابطه جانشینی کامل، بلکه رابطه‌ای مبتنی بر تحول، تکامل و هم‌پوشانی کارکردها دانست. این رویکرد نشان می‌دهد که تحول نظام قراردادی ایران صرفاً حرکت از یک قرارداد به قرارداد دیگر نبوده، بلکه تلاشی مستمر برای یافتن ترکیبی مناسب میان حاکمیت بر منابع، جذب سرمایه و فناوری، مدیریت ریسک، توسعه توان داخلی و اجرای کارآمد پروژه‌های نفت و گاز بوده است.

 منابع مطالعاتی

شیروی، حقوق نفت و گاز، چاپ هفتم، ۱۴۰۴

 قانون برنامه چهارم توسعه، به‌ویژه ماده ۱۴

قانون نفت ۱۳۶۶ و اصلاحیه ۱۳۹۰

تصویب‌نامه شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز ۱۳۹۵ با اصلاحات بعدی (IPC) قانون حداکثر استفاده از توان فنی و مهندسی کشور و مقررات EPC کلمات