بررسی قرار دادهای بیع متقابل

تجارت متقابل در سطح وسیع آن، اولین بار پس از جنگ جهانی اول ظهور یافت. آلمان در دوران جمهور ی وایمار[1]و در شرایطی که پول کشور در اثر بی ثباتی بیش از حد نمی توانست وسیله مبادلات  خارجی  قرار گیرد، به شیوه تجارت متقابل متوسل گردید . به این ترتیب آلمان توانست اقتصاد خسارت دیده از جنگ را جبران کند . سایر کشورهای اروپایی نیز سیستم تهاتری و ترتیبات تسویه ب ین المللی را به عنوان وسیله ای جهت کمک به بهبود اوضاع اقتصادی بعد ازجنگ، به کار گرفتند.

سابقه بیع متقابل در دوره جدید را باید در دو دهه قبل و در کشورهای اروپای شرقی جستجو نمود . کشورهای اروپای شرقی با شرایط اقتصادی نامساعد از قبیل عدم توازن تجاری شدید با غرب، افزایش بدهی های خارجی، نیاز به واردات و عدم توفیق در افزایش صادرات روبرو بودند، لذا مجبور شدند واردات خود را که به اقلامی که دارای اولویت بودند یا اقلام مولد صادرات بوده محدود کردند. بنابراین اکثر این کشورها برای تأمین بقیه اقلام وارداتی سازمان های تجا رتخارجی خود را به معاملات بیع متقابل فراخواندند. در ایران نیز، در راستای تحقق برنامه اول توسعه اقتصادی اجتماعی وفرهنگی و به استناد بند تبصره ۲۹ قانون مذکور، اکثریت وزرای عضو کمیسیون اقتصادی هیأت دولت در جلسه مورخ20/3/ ۱۳۶۹ ، آئین نامه معاملات متقابل را تصویب نمودند . اولین قراردادهای بیع متقابل پس از تصویب آئین نامه مذکور، توسط کارشناسان بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران در اداره

تهاتر و امور صادراتی مورد رسیدگی قرار گرفت. ساز و کار انعقاد این قراردادها در گذر زمان با تغییراتی روبرو بوده است . اولین قرارداد بیع متقابل در ١٣٧١ با شرکت آمریکایی کونوکو[2]منعقد شد که با آغاز تحریم اقتصادی آمریکا علیه ایران به مرحله اجرا نرسید . قرارداد بعدی در سال ١٣٧٣ بین شرکت توتال و شرکت ملی نفت برای توسعه میدان سیری منعقد شد.

گفتار اول:تعریف و ویژگیهای بیع متقابل

تجارت متقابل در واقع در برگیرنده ترتیبات بازرگانی گوناگونی است که در آن پرداخت به صورتی غیر از روش نقدی صورت می گیرد، اغلب اوقات واژه تجارت متقابل در قالب روش تهاتری که در روابط بازرگانی شرق و غرب جاری بوده است ، شناخته می شود در حالی که تجارت متقابل دامنه وسیع تری دارد.

بیع متقابل به عنوان یکی از شیوه های تجارت متقابل، از سوی کمیسیون اقتصادی ملل متحد برای اروپا به شرح زیر تعریف شده است:

« در این شیوه موضوع معامله اولیه عبارت است از ماشین آلات، تجهیزات، حق اختراع، اکتشاف و دانش فنی یا کمک های فنی (که به عنوان تجهیزات / تکنولوژی نامیده می شود) و به منظور نصب و استقرار تسهیلات تولیدی برای خریدار مورد استفاده قرار خواهد گرف ت؛ همچنین طرفین توافق می کنند که فروشنده متعاقب ًا تولیدات به دست آمده از تسهیلات تولیدی مذکور را از خریدار اولیه ابتیاع کند».[3]

«آنسیترال» بیع متقابل را چنین تعریف کرده است: «معامله ایست که یکی از طرفین، تسهیلات تولیدی، را عرضه می کند و طرفین توافق می کنند که عرضه شده ی این تسهیلات یا فرد دیگری که توسط عرضه کننده معرض می شود، محصولات و تولیدات ناشی از این تسهیلات تولیدی را بخرد.

 در واقع قرارداد معامله متقابل عقدی است که بین دو شخص حقیقی یا حقوقی منعقد می گردد و ضمن آن یک طرف، «تامین کننده»، درمقا بل تعهد طرف دیگر، «صادر کننده»، مبنی بر تولید و تحویل مقدار معینی از کالا یا کالاهای مشخص جهت صدور به خارج کشور طی زمان مورد توافق، تعهد می نماید مواد، ابزار، ماشین آلات ، قطعات و خدمات مورد نیاز آن طرف را برای ایفای تعهدش دراختیار وی قرار دهد.[4]

قرارداد بیع متقابل، در ساده ترین حالت خود به صورت یک قرارداد دو جانبه است . حقوق و تعهدات مربوط به فروش تجهیزات و تکنولوژی در قرارداد اولیه و تعهدات مربوط به فروش محصول بدست آمده ناشی از بکارگیری تجهیزات و تکنولوژی مذکور، در قرارداد بیع متقابل درج می گردد و طرفین معامله به ترتیب نقش فروشنده و خریدار را در مقابل طرف دیگر بر عهده خواهند داشت.

در صنعت نفت قرارداد بیع متقابل یک قرارداد خرید خدمت است که به موجب آن شرکت نفتی خارجی میدان نفتی( یا گازی) را توسعه می دهد و از محل درآمدهای میدان هزینه های شرکت بازپرداخت می شود و پس از این که میدان به سطح تولید معینی رسید میدان به شرکت ملی نفت تحویل می شود و شرکت خارجی هیچ سهمی از سود آتی میدان ندارد.[5]

گفتار دوم :بیع متقابل در صنعت نفت

با توجه به مجموع تعاریفی که در گفتار قبل ارائه شد به نظر می رسد ، مفهومی که از بیع متقابل در صنعت نفت است ، تفاوت های جدی ماهوی با تعریفی که از این نوع قراردادها در سایر صنایع می شود ، وجود دارد .

به گونه ای که در صنعت نفت ، بیع متقابل به تعریف سایر صنایع ، بخش فرعی از قراردادهای نفتی را تشکیل می دهد و در ضمن یک سلسله از شرایط اساسی عقد ، گنجانده شده است . بر همین اساس باید بین اصطلاح بیع متقابل در صنعت نفت و گاز ، با مفهوم بیع متقابل در سایر صنایع تفکیک قائل شد،هرچند معمولا از این روش برای اجرای طرح های نفت و گاز توسط وزارت نفت استفاده می گردد.[6]

طرح بیع متقابل در صنعت نفت ایران بر می گردد به قانون نفت که در سال 1353 ، یعنی چند سال قبل از انقلاب اسلامی 1357 ، تصویب گردید . این قانون محدودیت های قابل توجهی را برای مشارکت شرکت های نفتی خارجی در عملیات بالادستی نفت و گاز قائل شد . ماده 3قانون نفت قرر می دارد که منابع نفتی و صنعت نفت ایران ملی است و اعمال حق مالکیت ملت ایران نسبت به منابع نفتی ایران در زمینه اکتشاف، توسعه، تولید و پخش نفت در سرتاسر کشور و فلات قاره منحصراً به عهده شرکت ملی نفت ایران است که رأساً یا ب ه وسیله نمایندگی ها و پیمانکاران خود در آن باره اقدام خواهد کرد . براساس این مقررات قانونی، فعالیت شرکت های نفتی خارجی در امر اکتشاف، توسعه و تولید ، محدود به مواردی گردید که شرکت های خارجی به نمایندگی از شرکت ملی نفت ایران به عنوان پیمانکار عمل می کردند[7].

لذا آن چه به عنوان بیع متقابل در صنعت نفت منعقد می شود از بخش های زیر تشکیل شده است :

الف ) آن چه مقصود اصلی طرفین از انعقاد قرارداد است

1-  پیمانکار موظف است با بکارگیری آخرین دانش و فن آوری های روز جهانی ، حسب مورد عملیات اکتشاف ، توسعه و بازسازی میدان نفتی تعیین شده توسط کشور میزبان را انجام دهد و تولید آن به میزان معین شده در قرارداد که مناسب با مصالح مخزن و مصالح تجاری است ، برساند .

2- تصریح به حاکمیت و مالکیت کامل کشور میزبان بر کلیه منابع نفتی و غیر نفتی مناطق تحت عملیات پیمانکاران خارجی و نفتی مشارکت و سرمایه گذاری خارجی .

3- کلیه مراحل عملیات اجرایی پروژه اعم از سفارشات ، ساخت و نصب تجهیزات و وسایل ، نحوۀ اجرای پروژه و همچنین کلیه هزینه ها ، تحت نظارت فنی و مالی کشور میزبان صورت می گیرد .

4- پیمانکار می پذیرد ، عوض قراردادی فقط در صورت تولید تجاری از میدان و یا توسعه ظرفیت تولید از میدان تا میزان مقرر در قرارداد به او پرداخت شود ، در غیر اینصورت وی مستحق دریافت هیچ هزینه ای نخواهد بود .

ب) شرایط مربوط به نحوۀ وصول مطالبات شرکت خارجی :

1- شرکت سرمایه گذاری خارجی کلیه وجوه سرمایه گذاری ، همچون نصب تجهیزات ، راه اندازی و انتقال تکنولوژی را بر عهده می گیرد و پس از راه اندازی و رساندن تولید روزانه به میزان مقرر در قرارداد ، به کشور میزبان واگذار می کند .

2- باز پرداخت مبالغی که پیمانکار هزینه کرده و نیز هزینه های تأمین مالی و همچنین حق الزحمه و سود و خطر پذیری پیمانکاری ، از محل تولید میدان نفت یا محصول دیگر قابل تحویل از همان میدان می باشد .

3- پرداخت ها به صورت اقساط و با قیمت روز بین المللی انجام می شود . در صورت عدم تکافوی بخشی از محصول طرح جهت باز پرداخت اقساط ، این قسط به اقساط بعدی منتقل و چنانچه به آخر دوره قرارداد برسد ، خطر پذیری پیمانکار بوده و باز پرداخت نمی شود .

4- هزینه ها حداکثر تا سقف تعیین شده در قرارداد پرداخت خواهد شد ، همچنین حق الزحمه و سود و خطر پذیری پیمانکار در قرارداد تعیین می شود .

5- هر چه هزینه اجرای طرح کمتر باشد ، به پیمانکار پاداش بیشتری تعلق خواهد گرفت و در مقابل تأخیر در اجرای پروژه یا افزایش هزینه موجب کاهش پاداش پیمانکار خواهد بود .

6- باز پرداخت به پیمانکار شامل موارد زیر است :

1- هزینه های سرمایه ای

2- هزینه های غیر سرمایه ای

3- هزینه های اداره

4- بهره بانکی

5- بهره سرمایه های به کار گرفته شده

6- نرخ سود توافق شده

7- حق خطر پذیری پیمانکار

ج ) تعهدات و شرایط فرعی که ضمن عقد توافق می شود .

1- پروژه های فاقد خطر پذیری اکتشاف اند . زیرا همگی در میادینی که دارای ذخایر اثبات شدۀ نفت و گاز هستند به اجراء در خواهند آمد .

2- حاکمیت قوانین کشور میزبان بر قرارداد و همچنین بر حکمیت .

3- حاکمیت قوانین پولی کشور میزبان بر روابط ارزی فیما بین .

4- دوره قرارداد بین 7 تا 12 سال به صورت معین ، مشخص خواهد شد .

5- مفاد قرارداد بر اساس قوانین ایران ، تعبیر و تفسیر می شود .

6- قراردادهای مذکور باید به نحوی منعقد گردد که شرکت های خارجی به انتقال دانش فنی و تکنولوژی و آموزش نیروی انسانی و استفاده از حداکثر توان موجود کشور در زمینه های طراحی و مهندسی ساخت و نصب تجهیزات و ماشین آلات ملزم می گردند .

7- پیمانکار ملزم به استخدام نیروهای بومی و استفاده از کالاها و خدمات بومی است .

نکته 1 : در خصوص تعهدات پیمانکار نسبت به رسیدن به سطح تولید روزانۀ مقرر در قرارداد ، باید گفت ، این مسئله بیشتر به تکنولوژی و عملیات بهره برداری و قدرت پمپ های چاه وابسته است و درجۀ دوم به حجم مخزن . که معمولا ً این چنین عملیات هایی در میادینی انجام می شود که با آزمایش های مختلف ، مانند لرزه نگاری و غیره تا درصد دقت نسبتا ً بالا حجم مخزن اندازه گیری شده و اقتصادی بودن آن به اثبات رسیده ات .

نکته 2 : جهت آگاهی بیشتر نسبت به نحوۀ انعقاد قراردادهای نفتی .ماهیت تعهدات انجام شده در آن ، مختصری ازمتن قرارداد توسعه میدان آزادگان شمالی که میان ایران و شرکت چینی «C N P C» منعقد شده است را به شرح ذیل می آوریم :

ماده 2 : بر اساس توافقات اولیه با شرکت چینی ، پیمانکار متعهد به اجرای عملیات توسعه میدان در دو فاز ( می باشد ) ……….

ماده 4 : بر مبنای پیش بینی های اولیه ، میزان بر آورد نفت خام در جای میدان ، 6 میلیارد بشکه است . متوسط تولید روزانه 75 هزار بشکه نفت خام وگاز تولیدی به میزان نفت خام قابل قبول تولید ، 330 میلیون بشکه در فاز اول در مدت 25 سال خواهد بود . جهت رسیدن به این سطح تولید نفت خام وگاز ، مجموعا ً 58 حلقه چاه جدید ، ( 43 حلقه چاه افقی تولید ، 2 حلقه چاه ارزیابی عمودی ، 3 حلقه چاه آبی اصلی و 10 حلقه چاه برای افزایش ضریب تولید نفت خام- E O R   ( حفر خواهد شد .

ماده 5 : دوره قرارداد ( دوره توسعه میدان و باز پرداخت ) در صورت اجرای فاز اول 12 سال و اجرای فازهای اول و دوم 17 سال پیش بینی شده است .

ضمنا ً باز پرداخت هزینه های حق الزحمه از محل 60 درصد عایدات تولیدی در دوره 4 سال قابل تمدید به 6 سال صورت خواهد پذیرفت .

ماده 7 :دوره مفید اجرای عملیات توسعه و راه اندازی فاز اول 48 ماه و برای فاز دوم 42 ماه و مجموع دو فاز با احتساب دوره راه اندازی و مطالعات مهندسی ذیربط 90 ماه ( حدود 8 سال ) دوره توسعه خواهد بود .

ماده 8 : بر آورد سقف هزینه های سرمایه ای در فاز اول معادل 760 / 1 میلیارد تعیین ( می شود ) ………

ماده 10 : هزینه مدیریت نظارت پیمانکار که بخشی از سقف هزینه های سرمایه ای را تشکیل می دهد ، مربوط به هزینه های پرسنلی ، مدیریتی ، لجستیک و پشتیبانی ، اداری و غیره و پیمانکار حداکثر معادل 10 درصد هزینه های مستقیم و بر اساس عوامل تشکیل دهنده که از پیش تعیین و مشخص شده خواهد بود .

ماده 11 : حداکثر سقف نرخ بازگشت سرمایه پیمانکار در حالت عادی 98 / 14 درصد خواهد بود .

ماده 12 : بخش عمده مفاد توافقنامه فروش بلند نفت خام مذاکره و بقیه موارد موکول به انجام مباحث فنی نوع نفت خام است .

ماده 13 : در پیش نویس این قرارداد ، علاوه بر شرایط و مفاد قراردادهای بیع متقابل ، دستورالعمل های اجرایی استفاده از توان داخلی کشور ، انتقال تکنولوژی ، آموزش کارکنان شرکت ملی نفت ایران در توسعه به صورت مأمور و همگام با کارکنان پیمانکار ، طرح های طولانی مدت روش های ازدیاد و بهینه سازی برداشت جهت حفظ تولیدی صیانتی میدان ، ارائه خدمات توسط پیمانکار در تبیین و تعیین استراتژی قراردادی ، قراردادهای فرعی و مناقصات مورد توافق واقع شده است .

اما همانطور که در تعریف چهارم آمد مفهوم بیع متقابل در سایر صنایع ، به عنوان یکی از شیوه های تجارت متقابل می باشد و هیچ ارتباطی با قراردادهای خدماتی اعم از ریسکی و خالص صنعت نفت ندارد .

طبق ماده 2 آیین نامه بیع متقابل غیر نفتی مصوب 79 :

(( بیع متقابل یا معاملات دو جانبه به مجموعه ای از روش های معاملاتی اطلاق می شود که به موجب آن سرمایه گذار تعهد می نامید ، تمام یا بخشی از تسهیلات مالی ( نقد و غیر نقدی ) را برای تأمین کننده کالاها و خدمات مورد نیاز ، شامل کالاهای سرمایه ای یا واسطه ای یا مواد اولیه یا خدمات جهت ایجاد ، توسعه ، بازسازی و اصلاح واحد تولیدی و خدماتی در اختیار سرمایه پذیر قرار دهد و باز پرداخت تسهیلات شامل اصل و هزینه های تبعی آن را از محل صدور کالا و خدمات تولیدی سرمایه پذیر دریافت کند . ))

بر اساس آن چه در مبحث اول توضیح داده شد ، صاحب این دیدگاه معتقد است ، ماهیت اصلی قراردادهای بیع متقابل صنعت نفت و گاز و اساساً تعهدات اصلی و قصد اساسی طرفین عقد ، ناظر به خرید تجهیزات و وسایل و تکنولوژی از شرکت خارجی توسط کشور ایران بوده که در آن عملیات بازپرداخت به گونه ای پیچیده و بر اساس فروش محصول تولیدی ناشی از استفاده از همان تجهیزات خریداری شده ، در یک محدوده زمانی مشخص به شرکت خارجی و بر اساس قیمت روز فروش ، انجام می شود .

حال آن که باید گفت :

اولاً قصد اصلی شرکت ملی نفت ایران به عنوان نماینده کشور میزبان اینست که بتواند از میادین و ذخایر نفت و گاز خود حداکثر بهره برداری را داشته باشد و یا آن ها را از طریق عملیات توسعه یا بازسازی به تولید تجاری به میزان مقرر برساند . که قطعاً منافع سر شاری از این راه عائد کشور میزبان و صاحب مخزن خواهد شد .

اما چون خود فاقد فن آوری و تکنولوژی رسیدن به این مقصود است به شرکت های خارجی که مدعی دارا بودن چنین فن آوری هایی هستند ، از طریق برگزاری مناقصه ، رجوع کرده و از آن ها تعهد به آن چه مورد نظر است ، حسب مورد کشف میدان ، توسعه میدان و یا بازسازی میدان را خواستار شده . لذا مسئله به خرید ساده تجهیزات و وسایل و نحوۀ بازپرداخت آن محدود نبوده بلکه طبیعتاً برای رسیدن به هدف مقصود ، باید شرکت خارجی یک سلسله خدمات و عملیات هایی را در راستای کشف ، توسعه یا بازسازی میادین نفت و گاز انجام دهد . که البته تحقق این خدمات و تعهدات مستلزم نصب تجهیزات و وسایل مورد نیاز کشف یا استخراج نفت و گاز در میدان خواهد بود.

لذا تعهد اصلی در قراردادهای بیع متقابل نفت و گاز غیر از یک خرید ساده تجهیزات از شرکت خارجی است و معاملات و توافقاتی که نسبت به چگونگی عملیات انتقال مالکیت این تجهیزات و وسایل و نحوه بازپرداخت تعهدات و هزینه ها و خدمات انجام شده ، صورت می گیرد ، در زمرۀ تعهدات فرعی و ضمن عقد در قراردادهای بیع متقابل صنعت نفت و گاز محسوب می شود .

و همان طور که سایر نویسندگان در این زمینه ابراز داشته اند و حتی خود نویسنده مذکور ، در ادامه بر خلاف آن چه در ابتدا مدعی شده است . [8]

تصریح دارند به این که قرارداد های بیع متقابل در صنعت نفت و گاز ، قطعاً از جمله قراردادهای خدماتی محسوب می شود که البته در خصوص این که جه نوع از انواع قراردادهای خدماتی است ، اختلاف نظر وجود دارد . اما در خدماتی بودن ماهیت این نوع از قراردادهای صنعت نفت و گاز تردیدی میان ایشان نیست .

و اما در خصوص بی سابقه بودن تعهدات پیچیده ضمن قراردادهای نفت و گاز بیع متقابل ، باید توضیح بیشتری ارائه شود .

ولی اجمال مطلب این که ، این تعهدات پیچیده هر یک هر کدام قابل شناسایی و تحلیل بوده و حتی در موارد مشابه هم در حقوق ایران سابقه داشته اند و هم در فقه امامیه سابقه طولانی دارند .

آن چه در نهایت از بیان این گفتار نتیجه گیری می شود اینست که در خصوص قراردادهای بیع متقابل نفت و گاز و بویژه نسبت به تعهد اساسی شکل دهند این نوع از قراردادها ، چارچوب اجاره اشخاص با توجه به ادله و توضیحاتی که ذیل نقد نظریه جعاله ارائه گردید ، مناسب ترین و منطق ترین قالب با اقتضائات این گونه از قراردادهای صنعت نفت می باشد .

گفتار سوم: مشخصات  انعقاد طرح های بیع متقابل تاکنون 

بنداول: طرح توسعه میادین نفتی سیری A و E

این قرارداد به عنوان اولین قرارداد نفتی ایران به شیوه بیع متقابل است که پس از انصراف شرکت  نفتی کونو در تاریخ 22/4/1374 بین شرکت ملی نفت ایران و شرکت فرانسوی توتال امضاء رسید.

میدان سیری E در ۲۰ کیلومتری جنوب شرقی جزیره سیری و میدان سیری A در فاصله ۵۰ کیلومتری جنوب غربی این جزیره قرار دارد . هدف از اجرای طرح های توسعه میادین سیری A و E تولید روزانه  بشکه نفت در روز(به ترتیب ۱۰۰۰۰۰ و00 ۲40  بشکه نفت خام در روز) از این میادین بوده است. در حال حاضر تعدادی از چاه های میدا ن سیری به علت تولید بیش از حد نفت خام، نسبت گاز به نفت افزایش یافته است که صدمه قابل ملاحظ ه ای به مخزن وارد م ی آورد و کام ً لا مغایر با بهره برداری صیانتی از این مخزن یا هر مخزن دیگر است . به عبارت دیگر، از یک طرف روزانه

حدود ۱۵۰ هزار بشکه آب در این میدان تزریق م ی شود و از طرف دیگر حجم عظیمی گاز اضافی از آن بهره برداری می گردد که مغایر اصل تزریق و بالا نگه داشتن فشار مخزن است . لذاپیشنهاد می شود با بستن و یا پائین آوردن میزان تولید از چاه هایی که با نسبت بالا بهره برداری  می شود از سوزاندن و به هدر دادن گازها جلوگیری به عمل آید .[9]

همان طور که در قرارداد سیری توتال مشاهده می شود، سه مورد فریبکاری از طرف شرکت توتال اعمال شده است : تولید بیشتر از توان میدان ، سوزاندن گاز همراه نفت و تزریق آب به مخزن.

بند دوم:طرح توسعه میدان پارس جنوبی

میدان گازی پارس جنوبی با داشتن 130/13 تریلیون متر مکعب گاز و 1/17 میلیارد بشکه ۱۳ تریلیون متر مکعب گاز و  میدان گازی پارس جنوبی با داشتن ۱۳۰میعانات گازی بزرگترین میدان گازی مستقل جهان است و میان ایران و قطر مشترک می باشد. با توجه به اینکه قطر از سال ۱۹۹۲ برداشت از این مخرن را آغاز نموده است، وزارت نفت جمهوری اسلامی ایران به منظور جلوگیری از مهاجرت گاز و میعانات گازی و نیز تامین گاز مورد نیاز کشور و صادرات میعانات گازی، بهره برداری و توسعه این میدان را در دستور کار خویش قرارداد.

میدان گازی پارس جنوبی در امتداد میدان گازی گنبد شمالی و در خلیج فارس واقع می باشد . این میدان در یکصد کیلومتری جنوب غربی بندر عسلویه قرار دارد . وسعت این میدان (که در سال ۱۳۵۰ هجری شمسی کشف شد) ۹۷۰۰ کیلومتر بوده که ۳۷۰۰ کیلومتر آن در آبهای ایران و ۶ هزار کیلومتر آن در آبهای قطر قرار گرفته است. ذخیره گازی بخش مربوط به ایران طبق برآوردها بیشتر بوده و حدود ۸ درصدکل ذخایر گاز جهان و بالغ بر ۴۰ درصد ذخایر گازی کشور را به خود اختصاص داده است . با توجه به وسعت میدان، طرح توسعه آن در قالب چندین مرحله صورت گرفته است. برای نمونه فاز دو و سه پارس جنوبی بررسی می شود.

عملیات توسعه فاز ۲ و ۳ میدان پارس جنوبی با هدف استحصال روزانه ۲ میلیارد فوت مکعب گاز، حدود ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۴۰۰ تن گوگرد به صورت بیع متقابل در تاریخ 8/7/1376 با کنسرسیومی متشکل از شرکت های توتال ١ فرانسه و پتروناس ٢ مالزی منعقد گردید.

این قرارداد از نظر حجم مالی یکی از بزرگترین قراردادهای نفتی در دوران پس از انقلاب اسلامی می باشد . سقف هزینه های سرمایه ای این قرارداد ۲۰۱۲ میلیون دلار و بهره بانکی آن (با نرخ بهره لیبور+75/. درصد) ، حدود ۸۰۷ میلیون دلار برآورد می شود. حق الزحمه مقطوع /۷۵+ نرخ بهره لیبور ٣ پیمانکار ۱۴۰۰ میلیون دلار خواهد بود که ۲۵۱ میلیون دلار آن برای سایر هزینه های تأمین مالی پیش بینی شده است . هزینه های غیر سرمایه ای (شامل گمرک، بیمه، هزینه های آموزش نیرویانسانی و) ، درصد هزینه های سرمایه ای برآورد می شود که در ابتدا به خزانه دولت واریز شده و سپس به اقساط از محل درآمد پروژه به پیمانکار بازپرداخت خواهد شد.

شرکت نفت توتال بهترین ناحیه این میدان را به خود اختصاص داده و سطوح فازهای ۲و ۳ را حدود ۱۴۰ کیلومتر مربع تعیین کرده است . این در حالی است که سطح مورد نیاز فازها به منظور بهره برداری روزان ه یک میلیارد پای مکعب، در حدود ۷۰ کیلومتر مربع کافی است. این مساحت به عنوان الگو در فازهای بعدی نیز مورد استفاده قرار گرفت . یکی از اهداف اصلی این شرکت، جلوگیری از آثار ناشی از بهره برداری ناحیه ایران بر روی چاه های گاز ناحیه قطر است که خود این شرکت در آن ناحیه مشارکت دارد . اکنون لازم است برنام ه ریزی صحیحی جهت بالا بردن مقدار تولید گاز از کلیه فازها انجام شود . جهت جلوگیری از مهاجرت گاز از ناحیه ایران به قطر، لازم است میزان تولید از کلیه فازها تا دو برابر حجم فعلی آ ن ها افزایش یابد .[10]

بند سوم :توسعه میادین نفتی سروش و نوروز

قرارداد توسعه این میادین با هدف استخراج ۱۹۰ هزار بشکه نفت خام در روز(هزار بشکه ازمیدان سروش و ۹۰ هزار بشکه متعلق به نوروز) بصورت بیع متقابل بین شرکت ملی نفت ایران و شرکت نفتی شل در تاریخ23/8/1378 منعقد گردید . سقف هزینه های سرمایه ای این قرارداد میلیون دلار، هزینه های بانکی ۲۰۵ میلیون دلار، پاداش م قطوع پیمانکار ۴۵۰ میلیون دلار وسایر هزینه های غیر سرمایه ای ۱۵۲ میلیون دلار که در مجموع بالغ بر ۱۶۰۶ میلیون دلار خواهدبود.

این پروژه شامل سه بخش به قرار زیر است:

الف) توسعه میدان سروش به میدان ۱۰۰ هزار بشکه در روز

این میدان مشترک نیست و حاوی نفت خام سنگ ین است . قیمت تمام شده نفت آن در سال١٣٧٨ ، حدود ۶ دلار پایین تر از قیمت متوسط نفت خام کشور است . شرکت شل متعهد شده است با تزریق آب و شدت دادن به آبرانی ١ مخزن در این میدان، روزانه نزدیک به ۱۰۰ هزار بشکه نفت برای مدت حدود ۱۰ سال  یعنی بیش از ۳۰۰ میلیون بشکه ن فت  از این میدان

استخراج نماید. ضمن آن که پس از ۲۱ روز که سطح تولید به رقم ۱۰۰ هزار بشکه رسید.این در مقایسه با مدت ۱۰ سال استمرار تولید، زمان بسیار کوتاهی است . کلیه تاسیسات جهت ادامه تولید به شرکت ملی نفت ایران تحویل خواهد شد.

بر اساس رفتار قبلی این میدا ن، هنگامی که روزانه حدود ۳۰ هزار بشکه از آن بهره برداری می شد، بهر ه برداری از این میدان بر اساس روزانه ۱۰۰ هزار بشکه و تزریق آب میسر نخواهد شد .

به بیان دیگر، پس از تولید حدود ۱۰۰ میلیون بشکه نفت در طول ۳ تا ۴ سال آینده، بهره برداری نفت از این میدان با اشکا لات فراوان، از جمله تول ید حجم زیادی آب صورت خواهد گرفت که عملا امکان استمرار تولید را مشکل خواهد یافت.[11]

ضمن این که آب استخراجی از این میدان باید دوباره به مخزن تزریق شود؛ زیرا وارد نمودن آن به دریا با اشکالات زیست محیطی همراه خواهدبود.

ب) توسعه میدان نوروز به میزان ۹۰ هزار بشکه در روز این مید ان نیز مشترک نیست و دارای نفت نیمه سنگین و آبرانی نسبتا قوی است . بهره برداری ۹۰هزار بشکه در روز از این میدان باعث خواهد شد سطح آب در این میدان به سرعت به طبقات

بالایی مخزن نفوذ کند و از همان سال های اولیه، نفت همراه با آب، بهر هبرداری شود که در نتیجه

باعث کاهش تولید از میدان می گردد. در حالی که اگر گازهای همراه این مخزن و مخازن مجاور تزریق شود ضمن انبساط حجم نفت این مخزن، ضریب بازدهی آن نیز به نحو محسوسی بالا می رود. این کار باعث کاهش گرانروی (ویسکوزیته ) نفت این میدان می شود که کمک زیادی به بالا بردن بهره دهی چاه های این میدان است.

برای جلوگیری از زیان های ناشی از بهره برداری بیش از حد این میدان، پیشنهاد م ی شود که با کاهش تولید تا حدود ۵۰ هزار بشکه در روز و تزریق گازهای همراه این مخزن و مخازن مجاور در آن، برنامه توسعه این میدان، مورد تجدید نظر قرار گیرد . ضمن این که سرمای ه گذاری در این بخش نیز به میزان قابل ملاحظه ای کاهش خواهد یافت.[12]

بندچهارم: طرح توسعه  میدان نفتی درود

این طرح با هدف افزایش تولید روزانه ۲۲۰ هزار بشکه نفت به صورت بیع متقابل بین شرکت ملی نفت ایران و الف ٣ فرانسه ، در تاریخ 11/12/1377 منعقد گردید .

سقف هزینه های سرمایه ای ۵۴۰ میلیون دلار، هزینه های بانکی ۱۶۰ میلیون دلار ، حق الزحمه مقطوع پیمانکار ۲۹۸ میلیون دلار و هزینه های غیر سرمایه ای مانند گمرک بیمه، آموزش و،10درصد هزینه های سرمایه، یعنی ۵۴ میلیو ن دلار می باشد . بنابراین مبلغ کل بازپرداخت ۱۰۵۲ میلیون دلار خواهد بود.

پس از آغاز افزایش تولید ثانویه، ظرف ۶۰ ماه مابقی هزینه های سرمایه ای، هزینه های بانکی وسایر هزینه های غیر سرمایه ای پرداخت می شود . همچنین بازپرداخت پاداش پیمانکار به میزان۲۹۸ میلیون دلار پس از آغاز افزایش ثانویه، ظرف ۸۰ ماه انجام خواهد شد.

توجه به این نکته نیز حائز اهمیت است که در فاصله مذاکرات و امضاء قرارداد با شرکت «الف »در مورد میدان درود، شرکت ملی نفت ایران با حفر ۴ حلقه چاه جدید و تعمیر ۱۲ حلقه دیگر توانست سطح تولید این میدان ر ا از ۱۴۰ هزار بشکه در روز به بیش از ۱۸۰ هزار بشکه با هزینه ای حدود ۵۰ میلیون دلار افزایش دهد . این امر، بی پایه بودن نحوه توسعه و چگونگی تعیین سطح با هزینه ای بالغ بر ۵۴۰ میلیون دلار انجام داده است ،« الف » تولید پایه را در این میدان که شرکت بر پایه ناصحیحی « الف » نشان می دهد. پس از افشاء و اثبات این که برنامه اولیه پیشنهادی شرکت بنا شده بود، علت اصلی این موضوع که چرا این میدان، قادر به بهره برداری طبیعی بیش از میزانی آن را محاسبه کرده، آشکار شد. بالاتر بودن سقف تولید این میدان، تنها « الف »  است که شرکتبه علت با لاتر بودن ضریب بهره دهی ١ از ناحیه گازی در مقایسه با ضریب بهر ه دهی ناحیه آبی این میدان بوده است که باید با توجه به این موضوع در جهت تزریق گاز بیشتر به این میدان اقدام می شد.[13]

بند پنجم : طرح توسعه میدان نفتی بلال

طرح توسعه میدان نفتى بلال به‌عنوان نخستین ثمردهی قراردادهای بیع‌متقابل در 28 اردیبهشت سال 1383 به‌طور رسمى افتتاح شد. تحویل میدان نفتی بلال به شرکت نفت فلات قاره ایران به‌عنوان کارفرما در سوم اسفند سال 1382 انجام گرفته‌بود و از آن موقع تا افتتاح رسمى طرح روزانه بین 41 تا 42 هزار بشکه نفت‌خام از این میدان تولید شد.

سرمایه‌گذاری انجام شده برای اجرای طرح توسعه میدان نفتی بلال، 310 میلیون دلار است که بازپرداخت آن از محل درآمدهای حاصل از فروش نفت‌خام همین میدان انجام مى‌گیرد. از مهم‌ترین ویژگى‌هاى میدان نفتى بلال این است که 293 میلیون بشکه نفت‌خام درجا با درجه API حدود 44درصد در این میدان وجود دارد. منابع این مخزن با ضریب 40 درصد برداشت مى‌شود که در مقایسه با سایر میدان‌های نفتی کشور، شرایطی کم‌نظیر برای میدان بلال به وجود آورده‌ است.

گفتار چهارم: ویژگی های عمده بیع متقابل برای توسعه میادین نفتی

ساز و کار بیع متقابل ایران برای توسعه میادین نفتی، از طریق قراردادهایی عمل می کند که به موجب آن ها شرکت های نفتی خارجی متعهد به تأ مین سرمایه و اجرای عملیات توسعه در رابطه با یک میدان نفتی یا گازی می گردند. در مقابل، شرکت ملی نفت ایران بازپرداخت شرکت نفتی خارجی را از طریق فروش مستقیم نفت و گاز حاصل به شرکت نفتی خارجی، یا به وسیله پرداخت عواید ناشی از فروش سهم نفت و گاز اختصاص یافته به آن به طرف های ثالث، متقبل می گردد.

بند اول:اهداف عمده بیع متقابل

هدف قراردادهای بیع متقابل، آن گونه که در ایران طراحی و به کارگرفته شده، تضمین حاکمیت دولت بر منابع نفت و گاز و حفظ نظارت دولت بر عملیات نفت و گاز، به نحو ی که در قانون اساسی، قانون نفت 1353 و قانون نفت 1366 مقرر گردیده، است. برخی از بندهای قرارداد بیع متقابل، به طور خاص برای دستیابی به این اهداف تنظیم گردیده است . برای مثال یکی از بندها مقرر می دارد که شرکت ملی نفت ایران به شرکت نفتی خارجی اجازه می دهد تا عملیات تو سعه  را از طرف و به نام شرکت ملی نفت ایران اجرا کند. این بدان معنا ا ست که شرکت نفتی خارجی به عنوان پیمانکار شرکت ملی نفت ایران عمل می کند، نه به عنوان یک شریک یا مالک پروژه .

براساس بندی دیگر، کلیه زمین های تحصیل شده و اموال خریداری شده برای پروژه، صرفاً اموال شرکت ملی نفت خواهد بود . از این رو، هرگونه وسایل، کالا، تجهیزات و ماشین آلات که باید برای پروژه وارد گردند، توسط شرکت نفتی خارجی به نام شرکت مل ی نفت ایران تهیه می گردند.

دیگر هدف عمده در استفاده از بیع متقابل در ایران، دست یافتن به ارز خارجی و تخصص مورد نیاز برای اقدام پرهزینه، پرخطر و پیچیده اجرای پروژه های نفت و گاز است. از این رو، در قراردادهای بیع متقابل مسئولیت تأمین مالی و اجرای عملیات توسعه صرفاً بر عهده شرکت نفتی خارجی قرار دارد . با این حال، در برخی موارد، قرارداد بی ع متقابل ، به یک مشارکت در سرمایه گذاری متشکل از شرکت های نفتی خارجی و شرکت های داخلی واگذار شده است. در این موارد، هر شریک در مقابل شرکت ملی نفت ایران، مشترکاً و منفرداً مسئول تأمین مالی واجرای پروژه است.

بند دوم :تعریف عملیات توسعه

پیش از آن که یک میدان به موجب قرارداد بیع متقابل موضوع توسعه قرار گیرد، فعالیت های اکتشافی توسط شرکت ملی نفت یا پیمانکاران آن انجام می گیرد تا معلوم گردد که آیا توسعه میدان امکان سنجی اقتصادی دارد یا نه؛ یعنی آیا یک میدان تجاری کشف گردیده است یا نه.

هنگامی که اهمیت اقتصادی میدان معلوم گردید یا یک میدان تجا ری کشف گردید، شرکت های نفتی خارجی برای توسعه دعوت به مناقصه می گردند. داده ها و اطلاعات به دست آمده در نتیجه عملیات اکتشاف در اختیار شرکت های نفتی خارجی قرار داده می شود تا طرح جامعی برای توسعه میدان آماده و پیشنهاد کنند. این طرح که شرح کار و عملیاتی را که باید انجام شود به تفصیل تعریف می کند، عموماً طرح جامع توسعه  نامیده می شود.[14]

طرح جامع توسعه ، بخشی اساسی از یک قرارداد بیع متقابل است که یک مأموریت بر ای عملیات توسعه محسوب می شود. شرکت نفتی خارجی باید با اجرای طرح جامع توسعه به اهداف قرارداد دست یابد . هرگونه انحراف از طرح جامع توسعه ن یاز به تأیید قبلی و کتبی شرکت ملی نفت ایران دارد و شرکت ملی نفت ایران مختار است که چنین درخواست هایی را بپذیرد یا رد کند. فازهای مختلف عملیات توسعه و همچنین مراحل مهم در هر فاز، در طرح جامع توسعه تعریف شده اند. مخارج سرمایه ای براساس قیمت های تفکیکی مندرج در طرح جامع توسعه، محاسبه گردیده، در پایان در قرارداد مورد توافق قرار می گیرند. از این رو، قرار داد بیع متقابل برای توسعه اقتضا دارد که طرفین در هنگام انعقاد قرارداد، بر جزئیات توسعه توافق کنند.

بند سوم :نظام مالی بیع متقابل

کلیه سرمایه های مورد نیاز برای اجرای یک طرح جامع توسعه باید از سوی شرکت های نفتی

خارجی تأمین گردند. در قراردادهای بیع متقابل، چهار دسته هزینه پیش بینی می گردد:

1- هزینه های سرمایه ای،

2- هزینه های غیرسرمایه ای،

3-هزینه های بهره برداری،

4- هزینه های بانکی.

هزینه های سرمایه ای،  کلیه هزینه هایی است که مستقیماً به اجرای عملیات توسعه، آن گونه که در رویه های حسابداری  ضمیمه قرارداد دسته بندی شده، مربوط می گردد. هزینه های غیرسرمایه ای  به هزینه هایی اشاره دارد که مشخص کردن آن ها در هنگام انعقاد قرارداد دشوار است و عمدتاً هزینه هایی است که در رابطه با عملیات توسعه به مراجع ایران پرداخت می گردد ، مانند مالیات ها، هزینه های تأمین اجتماعی، عوارض گمرکی و هرگونه عوارض ضروری دیگر.

هزینه های بهره برداری  هزینه هایی است که پیش از آن که پروژه کامل و به شرکت ملی نفت ایران تحویل داده شود، مس تقیماً، ضرورتاً و منحصر اً برای تولید ایجاد و پرداخت شده اند.

هزینه های بهره برداری عمدتاً زمانی موضوعیت دارند که هدف دستیابی به تولید در دو یا سه فاز طراحی گردیده و به شرکت نفتی خارجی اجازه داده شده تا در فاز اول یا دوم توسعه از میدان بهره برداری کند. هزینه های بانکی  به هزینه های تأمین مالی اشاره دارد که بر اساس نرخ لیبور  به علاوه درصدی معین برای مثال75 درصد  محاسبه می گردد.

این دسته از هزینه ها تحت شرایط خاصی برگشت پذیر هستند. نخست این که اهداف قرارداد، آن گونه که در طرح جامع توسعه ذکر شده، باید توسط شرکت نفتی خارجی محقق گردد.

دوم آن که صحت و سقم هزینه ها باید توسط شرکت ملی نفت ایران یا یک حسابرس بین المللی مورد قبول شرکت ملی نفت ایران تأیید گردد . سوم آن که هزینه ها باید به نحو درستی در طبقات مالی هزینه های سرمایه ای، هزینه های غیرسرمایه ای، هزینه های بهره برداری و هزینه های بانکی، براساس رویه های حسابداری ضمیمه شده به قرارداد، دسته بندی شده باشند.

آن دسته از هزینه هایی که زیر عنوان هزینه های سرمایه ای دسته بندی شده اند، تا سقفی که در قرارداد تعیین شده ، برگشت پذیرند. بنابراین، هرگونه هزینه ای که فراتر از این حد، توسط شرکت نفتی خارجی، برای اجرای طرح جامع توسعه و تکمیل پروژه ایجاد شده، برگشت پذیر نیست و بر شرکت نفتی خارجی تحمیل می گردد. هزینه های غیرسرمایه ای سقف ندارند. از این رو، هر هزینه غیر سرمایه ای که شرکت نفتی خارج ی متحمل گردیده، برگشت پذیر خواه د بود.

هزینه های بهره برداری نیز سقفی ندارند و اصو لا هر هزینه ای که در دسته هزینه های بهره برداری جای گیرد، قابل بازیافت خواه د بود . هزینه های بانکی بر مخارج هزینه های سرمایه ای هزینه های غیرسرمایه ای اعمال می گردد و از نخستین ماه، پس از ماهی که هزینه ها ایجاد شد ه، محاسبه و تا زمانی که جبر ان گردند، پرداخت می شوند . هزینه های بانکی بر هزینه های بهره برداری اعمال نمی گردند؛ زیرا فرض بر آن است که هزینه های بهره برداری در سه ماهه بعدی جبران می گردند. اگر به هر دلیل ، هزینه های بهره برداری در سه ماهه بعدی بازیافت نشدند، هزینه های بانکی بر آنان نیز اعمال می گردند. اگر تکمیل پروژه به دلایلی غیر منتسب به فعل یا علاوه بر هزینه ها، مبلغی ثابت در قرارداد بیع متقابل، طبق توافق، به عنوان پاداش برای سرمایه گذاری و پذیرش ریسک به شرکت نفتی خارجی پرداخت خواهد شد.

بندچهارم : ریسک شرکت های نفتی خارجی

شرکت های نفتی خارجی با انعقاد قراردادهای بیع متقابل، چندین ریسک را بر عهده می گیرند.

در این جا می توان به ریسک های ذیل اشاره کرد:

نخست آن که شرکت نفتی خارجی به موجب قرارداد ملزم است سرم ایه کافی برای عملیات توسعه را تأ مین کند. هزینه های سرمایه ای در زمان ا نعقاد قرارداد مشخص گردیده اند، اما هر گونه هزینه سرمایه ای مازاد مورد نیاز برای اجرای طرح جامع توسعه باید از سوی شرکت نفت خارجی فراهم گردد . مبلغ هزینه های غیر سرمایه ای یا هزینه های بهره برداری در هنگام انعقاد قرارداد تعیین نشده اند و در صورت لزو م باید ب ه وسیله شرکت نفتی خارجی تأ مین گردند . سرمایه واقعی مورد نیاز برای هزینه های غیر سرمایه ای و هزینه های بهره برداری ممکن است از مقدار تخمین زده شده در هنگام انعقاد قرارداد تجاوز کند.

دوم آن که تمامی هزینه های سرمایه ای مورد نیاز برای اجرای طرح جامع توسعه و برای تحقق اهداف آن باید توسط شرکت نفتی خارجی پرداخت گردد، اما بازپرداخت آن تنها در محدوده سقف هزینه های سرمایه ای مورد توافق در قرارداد صورت می گیرد. تغییرات غیر قابل پیش بینی در شرایط بازار ممکن است باعث افزایش هزینه های سرمایه ای از سقف تعیین شده گردد که مقدار ماز اد آن تنها بر عهده شرکت نفتی خارجی قرار می گیرد. به همین ترتیب، بعدها ممکن است بسیاری از مسائل فنی پیش آید که منجر به تجاوز هزینه های سرمایه ای از سقف آن گردد؛ اما از آن جا که این هزینه ها در جهت تحقق اهداف قرارداد است تأ مین آن بر عهده شرکت نفتی خارجی است.

سوم آن که چون طرح جامع توسعه بر مبنای داده ها و اطلاعات زمان تنظیم، تهیه گردیده، ممکن است با دستیابی به اطلاعات بیش تر در نتیجه عملیات توسعه، نیاز به تغییر پیدا کند . در چنین موقعیت هایی، شرکت نفتی خارجی باید تأ یید شرکت ملی نفت ایران را کسب کند وهزینه های آن را در صورت تجاوز از سقف هزینه های سرمایه ای متحمل گردد.[15]

مبحث سوم:ضوابط انتقال تکنولوژی در قرادادهای سرمایه گذاری مشترک و بیع متقابل

گفتار اول : مفهوم انتقال تکنولوژی

  از نظر ناسا، انتقال تکنولوژی به فرآیندی اطلاق می‌شود که در خلال آن امکان بهره‌گیری از تکنولوژی یک سازمان “که مطابق اهداف آن سازمان توسعه‌یافته است در سازمان دیگر و با اهداف دیگر میسر شود.

  از نظر سازمان ملل، انتقال تکنولوژی عبارت است از وارد نمودن عوامل تکنولوژیک خاص از کشورهای توسعه‌یافته به کشورهای در حال توسعه، تا این کشورها را قادر به تهیه و بکارگیری ابزارهای تولیدی جدید و گسترش و توسعه ابزارهای موجود سازد. تعریف کلی، انتقال تکنولوژی عبارتست از بکارگیری تکنولوژی در مکانی بجز محل پیدایش آن.[16]

انتقال تکنولوژی را می توان به صورت انتقال دارایی های فکری تکنولوژیکی از قبیل مانند مهارتها، دانشها، تجهیزات و روشهای ساخت از محل تولید شده یا توسعه یافته به محل دیگر، از طریق روش های مرسوم قانونی و یا غیر آن تعریف نمود.  [17]تقویت بنیه تولیدی و برپایی اقتصادی توانمند و پویا، مستلزم گسترش و تعمیق فرآیند صنعتی شدن می باشد که در این میان تکنولوژی نقش اساسی را بازی می کند. انتقال تکنولوژی به دوگونه صورت میگیرد: انتقال عمودی و انتقال افقی. در انتقال عمودی یا انتقال تحقیق و توسعه، اطلاعات فنی و یافته های تحقیقات کاربردی به مرحله توسعه و طراحی مهندسی انتقال مییابد و سپس با تجاری شدن تکنولوژی به فرایند تولید وارد می شود. در انتقال افقی، تکنولوژی از یک سطح توانمندی در یک کشور به همان سطح توانمندی در محل دیگری منتقل می شود. در این حالت هرچه سطح گیرنده تکنولوژی بالاتر باشد هزینه انتقال تکنولوژی کاهش می یابد و جذب آن به صورت موثرتری انجام می شود. به لحاظ شکاف تکنولوژیکی عمیقی که بین کشورهای توسعه یافته و در حال توسعه وجود دارد. این کشورها سالهاست که برای کاهش این شکاف تکنولوژیکی گام بر می دارند و تکنولوژی های مورد نیاز خود را از کشورهای توسعه یافته تامین می نمایند. اما سوال اصلی این است که چرا سالهاست که در بسیاری از این کشورهای در حال توسعه انتقال تکنولوژی صورت می گیرد، ولی هنوز این کشورها نتوانسته اند به حد و اندازه رشد و توسعه اقتصادی مناسب دست پیدا کنند؟

جواب این سوال این است که بله، ولی انتقال اثربخش تکنولوژی صورت نگرفته است. چون نگاه فرایندی همراه با مدلی متناسب با شرایط محیطی این کشورها برای این مقوله حساس و پیچیده ارائه نشده است. انتقال موفق تکنولوژی نیازمند شناسایی اهداف صنعت، تکنولوژیهای مورد نیاز، منابع تکنولوژیکی، روشهای انتقال و عوامل موثر و تاثیرگذار در آن، نحوه جذب و توسعه آن دارد و انجام هریک از آنها مستلزم بکارگیری متخصصین مربوطه می باشد، بدون استفاده از کارشناسان متخصص در این زمینه، معمولاً انتقال تکنولوژی مورد نظر صورت نمیگیرد و یا بصورت ناقص و نامناسب انجام می شود.

 گفتار سوم :شروط قراردادی قراردادهای انتقال دانش فنی

بند اول : تعریف کالا و خدمات

       ارائه تعریف دقیق و جامعی از کالا یا خدماتی که دانش فنی برای آن انتقال می یابد بسیار ضروری است یک تعریف بسیار وسیع می تواند انتقال دهنده را در استفاده از تکنولوژی که به هیچ وجه قصد انتقال آنرا نداشته است مقید و محدود می سازد.

بند دوم : دانش فنی مورد توافق

   هر انتقال تکنولوژی شامل انتقال انواع مختلفی از تخصص ها و دانش هاست. به همین دلیل است که معمولأ در قراردا دها دانش فنی مورد انتقال باید به دقت تعریف گردد. این تعریف باید شامل موارد زیر باشد تا بتواند به خوبی دانش فنی را توصیف نماید.

– آخرین و کاملترین اطلاعات در ارتباط به عملکرد کالا

– دادن اطلاعات و مساعدت در مورد شناسایی تهیه کنندگان مواد خام، ماشین آلات، لوازم یدکی و سایر موارد

– راهنما و دستورالعمل های نگهداری

– متدهای بررسی و عیب یابی دستگاه

– پاسخ به پرسش های انتقال گیرنده دانش فنی

– مشخص نمودن هئیت نمایندگی برای بازدید در محل.

بند سوم : تعیین محدوده جغرافیایی

       سرزمین یا محدوده جغرافیایی که در آن کالا یا خدمات به فروش خواهد رسید یا تحویل داده خواهد شد باید به دقت مشخص گردد به نحوی که حوزه بازارهای منتقل کننده و انتقال گیرنده به وضوح و به نحوه کاملاً مشخص نشانه گذاری گردد. چنین توافقی نمی گذارد انتقال گیرنده به عنوان رقیب انتقال دهنده مطرح شود و از طرف دیگر باعث می شود انعطاف پذیری لازم برای انتقال دهنده جهت انتقال تکنولوژی به اشخاص در مکان های دیگر فراهم گردد.[18]

بند چهارم : زمان تولید تجاری یا صنعتی

       آغاز زمان تولید همیشه ممکن است پس از انجام آزمایشات متعددی باشد. زمان بندی تولید تجاری یا صنعتی از نظر پرداخت حق امتیاز می تواند بسیار حیاتی باشد که خود بر مبنای زمان فروش کالای تولیدی است.

بند پنجم : تعهدات منتقل کننده دانش فنی

– ضمانت نمودن این که محصولات تولید شده از مشخصات و خصوصیات استانداردی برخوردار است

– فراهم آوردن کمک های فنی در داخل یا خارج از کشور انتقال گیرنده تکنولوژی

– فراهم نمودن چند نمونه از محصولات آزمایشی

– فراهم نمودن امکانات و تجهیزات لازم برای انتقال گیرنده

– آموزش دادن به کارمندان انتقال گیرنده دانش فنی

– همکاری در نصب تأسیسات برای آزمایشات کنترل کیفیت

– اعطای اجازه استفاده از حقوق ما لکیت فکری

– فراهم آوردن دانش برای توسعه و اصلاح و بهبود کالا

– خرید متقابل کالا در صورت نیاز

– اعزام نمایندگان برای بررسی و بازدید در محل

بند ششم : تعهدات انتقال گیرنده

– تادیه مبالغ مورد توافق به انتقال دهنده دانش فنی

– برخورد محرمانه و رازدارانه با تکنولوژی

– بهره برداری کامل از تکنولوژی

– رسیدن به حداقل استانداردهای لازم که از سوی انتقال دهنده مشخص می شود.[19]

گفتار دوم : قراردادهای رایج در انتقال تکنولوژی

بند اول : خرید حق اختراع

       یکی از ساده ترین شکل های انتقال تکنولوژی، خرید کامل حقوق اعضای مربوط به یک اختراع ثبت شده از سوی مالک آن است. وقتی تمامی حقوق اعضای یک اختراع بدون هیچگونه محدودیت زمانی یا دیگر شرایط از سوی مالک آن به شخص حقوقی دیگر منتقل می شود، می گویند این حقوق «واگذار» شده است. این شیوه واگذاری در قوانین بسیاری از کشورها به رسمیت شناخته شده است این روش همچنین در مورد واگذاری حقوق انحصاری مربوط به نمونه های اشیای مصرفی، طرح های صنعتی و علائم تجاری و دیگر انواع مالکیت های صنعتی استفاده می شود.[20]

بند دوم : قرارداد پروانه بهره برداری (لیسانس)

قرارداد لیسانس به قراردادهایی اطلاق می­شود که به وسیله عرضه کننده لیسانس برای یک مدت معینی و در مقابل مبلغ مشخصی (که معمولاً به شکل Royality می­باشد) به دریافت کننده آن فروخته می­شود. تفاوت اصلی میان قرارداد لیسانس و سرمایه­گذاری مشترک در این است که در اولی سهم یکسانی از مشارکت بین طرفین قرارداد وجود ندارد. عرضه کننده لیسانس موافقت می­نماید که تکنولوژی مورد نیاز را توسط سرمایه­گذاری کامل دریافت کننده تکنولوژی فراهم نماید. به علاوه، به طور کلی قرارداد از جمله منابع ارزان­تر تکنولوژی محسوب می­گردد و همچنین موجبات خوداتکائی تکنولوژیکی کشور دریافت کننده تکنولوژی را فراهم می­نماید. در کل کشورهایی که دارای قابلیت­های بیشتر و بهتر جذب تکنولوژی می­باشند، بیشتر از این روش جهت انتقال فناوری استفاده می­نمایند.[21]

بند پنجم : امتیاز فعالیت تجاری و توزیع (فرانشیز)

       «امتیاز فعالیت تجاری» یا «توزیع» توافقات تجاری هستند که از طریق آنها شهرت ، اطلاعات فنی و تجربه یک طرف ، با سرمایه طرف دیگر با هدف فروش کالا یا ارائه خدمات مستقیم به مصرف کننده ترکیب  می شوند. نمایندگی فروش چنین کالاها و خدماتی معمولاً از علامت تجاری یا خدماتی با یک نام تجاری و یا نماد یا طرح خاص کالاها یا خدمات استفاده می کنند. حدود مجوز برای استفاده از چنین علائم یا نام هایی توسط مالک آنها معمولأ با عرضه دانش فنی توسط مالک به شکل های مختلف اعم از اطلاعات فنی، خدمات فنی، همکاری فنی و خدمات مدیریتی در رابطه با تولید بازاریابی، تعمیر و نگهداری و اداره کردن ترکیب می شود.

گفتار سوم : روش های انتقال تکنولوژی

منظور از روش انتقال تکنولوژی، مجموعه ای از فعالیتهای از پیش تعریف شده ای است که طی آن تکنولوژی مورد نیاز در اختیار متقاضی قرار می گیرد. روش های انتقال تکنولوژی، بسته به نوع تکنولوژی و شرایط گیرنده و دهنده آن متفاوت و در برخی موارد بسیار متنوع است. انتقال تکنولوژی می تواند به شکل های انتقال بین المللی تکنولوژی، انتقال منطقه ای تکنولوژی، انتقال میان صنعتی تکنولوژی، انتقال میان شرکتی تکنولوژی و انتقال درون شرکتی تکنولوژی انجام شود. در جدول ذیل مهمترین روش های انتقال تکنولوژی آورده شده است.[22]

       انتقال تکنولوژی به دو گونه صورت می گیرد:

       انتقال عمودی : در انتقال عمودی یا انتقال تحقیق و توسعه، اطلاعات فنی و یافته های تحقیقات کاربردی به مرحله توسعه و طرحی مهندسی انتقال می یابد. در این نوع انتقال تکنولوژی، اطلاعات فنی و یافته های تحقیقات کاربردی در مرحله توسعه و طراحی مهندسی انتقال می یابد و پس با تجاری شدن تکنولوژی به فرآیند تولید وارد می شود.

       انتقال افقی : در انتقال افقی، تکنولوژی در یک سطح توانمندی در یک کشور به همان سطح توانمندی در محل دیگر منتقل می شود. در این حالت هر چه سطح گیرنده تکنولوژی بالاتر باشد هزینه انتقال تکنولوژی کاهش می یابد و جذب آن به صورت مؤثرتری انجام می شود.[23]

گفتار چهارم : نقش قراردادهای سرمایه گذاری مشترک و بیع متقابل در انتقال تکنولوژی

تاکنون اصول کلی انتقال تکنولوژی و رویه های محدود کننده آن در صنعت نفت شرح داده شد. پرواضح است که این موارد در قراردادهای بیع متقابل و سرمایه گذاری مشترک نیز به نحوی که گذشت، ساری و جاری خواهد بود. این امر موید این فرضیه خواهد بود که استفاده از قرارداد سرمایه گذاری مشترک و بیع متقابل، علاوه بر حقوق و تعهدات عام مندرج در این قراردادها موجب ایجاد حقوق و تعهداتی نیز برای انتقال تکنولوژی می شود.

بند اول: انتقال تکنولوژی از طریق سرمایه­گذاری مشترک

از جمله روش­های متدوال دیگر انتقال تکنولوژی، سرمایه­گذاری مشترک می­باشد که به صورت یک همکاری و قرارداد مشترک بین شرکت محلی در کشور میزبان و طرف خارجی آن منعقد می­گردد. تفاوت اصلی میان قراردادهای سرمایه­گذاری مشترک و سرمایه­گذاری مستقیم خارجی (FDI) در این است که در اولی هر دو طرف قرارداد در تصمیم­گیری، کنترل و فوائد معامله سهیم می­باشند و حال آنکه در دومی معمولاً سرمایه­گذار، کنترل اصلی را در جریان انتقال برعهده دارد.[24]

در این روش طرف دریافت کننده تکنولوژی قادر است تا از تکنولوژی­هایی بهره­برداری نماید که به تنهایی توان استفاده و بهره­برداری از آن را نداشته است. در نتیجه، هر قدر میزان و درجه همکاری و حضور طرفین قرارداد سرمایه­گذاری مشترک در همه زمینه­ها نظیر تحقیق و توسعه، کنترل کیفیت و ترتیبات سازماندهی بیشتر باشد، درجه موفقیت آن نیز افزایش می­یابد. همچنین، تمایل و تلاش مشترک طرفین قرارداد نیز در کاهش هزینه­ها و افزایش منافع حاصله از آن می­تواند از عوامل موثر در موفقیت آن محسوب شود. از دیگر فوائد این قراردادها این است که موجب تحولی چشمگیر در ساختار صنایع و رفتار رقابتی می­شود. اخیراً اهمیت قراردادهای سرمایه­گذاری مشترک در مقایسه با سایر روش­های انتقال تکنولوژی به دلیل اینکه تعداد بیشماری از شرکت­های صنعتی که قبلاً فقط در بازار محلی (داخلی) فعالیت می­کردند تمایل زیادی به رقابت در بازارهای بین­المللی پیدا کردند، افزایش یافته است. این قراردادها می­توانند به طور فزاینده­ای جهت توسعه صنایع جدید، احیاء صنایع بالغ، رشد و یا ارتقاء مزیت رقابتی شرکت­های صنعتی مفید واقع شوند. این روش به­عنوان یکی از کاراترین کانال­های انتقال تکنولوژی مطرح می­شود. زیرا زمانی که عرضه کننده خارجی تکنولوژی در منافع و ریسک­های پروژه سهیم باشد، به­طور مستقیم در جهت موفقیت­ آن تلاش می­نماید.

 با وجود مزایای گوناگون انتقال دانش فنی و مهارت­های مدیریتی توسط قراردادهای سرمایه­گذاری مشترک، موقعی که اهداف عرضه­کننده و دریافت کننده تکنولوژی با یکدیگر مغایرت داشته باشد، دستیابی به یک توافق همه جانبه و پایدار بسیار مشکل است. در کشور ما این روش جواب نداده است و موجب شده است ما بخش‌های کم ارزش قرار دادها را انجام دهیم.[25]

بند دوم: انتقال تکنولوژی از طریق قراردادهای بیع متقابل

در این روش، عرضه کننده تکنولوژی موافقت می­نماید که امکانات تولیدی برای متقاضی فراهم نماید و در آینده از محصولات تولید شده وی به عنوان بازپرداخت اصل و سود سرمایه‌گذاری خود، خریداری نماید. معمولاً قرادادهای بیع متقابل نه تنها شامل ماشین­آلات و وسایل می­شوند بلکه همچنین شامل استفاده از دانش فنی و کمک­های فنی عرضه‌کننده تکنولوژی که برای تولید محصولات بکار برده می­شود می­گردد. مهمترین مشوق و انگیزه عرضه کننده تکنولوژی در وارد شدن در قرارداد بیع متقابل، استفاده و بهره­برداری از منابع طبیعی و انسانی ارزان در کشور دریافت کننده تکنولوژی می­باشد. مهمترین انگیزه برای دریافت کننده تکنولوژی، انتقال تکنولوژی صنعتی و بهره­برداری حداکثر از منابع طبیعی و انسانی در کشورش می­باشد.[26]

 

[1] Weimar

[2] -Conoco

[3] حسن بیگی، ابولفضل ، نفت، بای بک و منافع ملی، تهران: انتشارات نوای آوا ،1381،ص 7

[4] – همان ،ص 169

[5] Groenendaal, Willem J.H. van, Mohammad, Mazraati, “A Critical Review of Iran’s Buyback Contracts” , Energy Policy, (2006),  34, 3709–3718.

[6] -زهی،نقی ،علیرضا علی پور ،داود غفارپور ،سرمایه گذاری و روشهایتامین منابع مالی خارجی ،تبریز ،نشر معاونت اقتصادی سازمان امور اقتصادی و دارایی آذربایجان شرقی ،1384 ،ص 226

[7] –  شیروی ،عبدالحسین و سید نصرالله ابراهیمی، اکتشاف و توسعه میادین نفتی ایران از طریق قراردادهای بیع متقابل، مجله حقوقی بین المللی ، شماره چهل و یک، پاییز و زمستان 1388، ص 244

[8] – صابر ، محمد رضا ، همان منبع ، ص 264 و ص 278

[9] سعیدی ،علی محمد ، ضرورت تزریق گاز به میدان های نفتی ، مجله مجلس و پژوهش، شماره ۳۴،1381 ،ص 78

[10] سعید ، علی محمد ، موقعیت نفت و گاز کشور در بازارهای نفت و گاز جهان ، مجله مجلس و پژوهش، شماره ۳۴،1381 ، ص 123

[11] سعیدی ،علی محمد ، ضرورت تزریق گاز به میدان های نفتی ،ص 89

[12] -اخوان ،مهدی ،طاهری فرد ،علی، بررسی قراردادهای بیع متقابل در صنعت نفت در قالب قاعده غرور،نشریه راهبرد،شماره 13 ،بهار 1387 ،82 و 83

[13] سعیدی ،علی محمد همان منبع  ،ص 88

[14] – Groenendaal, Willem J.H. van, Mohammad, Mazraati, “A Critical Review of Iran’s Buyback Contracts” ,Energy Policy, 34, 3709–3718. ,(2006).p.3

[15] – شیروی ،عبدالحسین  و سید نصرالله ابراهیمی ،همان منبع ،ص 253

[16]علی احمدی،علی رضاتوکلی،علی رضا ،نگرشی جامع به انتقال تکنولوژی ،نشریه تدبیر ،1379 ،شماره ،109 ،ص 19

[17] شهنیایی، احمد ،قراردادهای انتقال تکنولوژی و شرایط آن،پایان نامه کارشناسی ارشد،دانشگاه تهران ،1382،ص 13

[18] علی احمدی،علی رضاتوکلی،علی رضا ،نگرش جامع به انتقال تکنولوژی، مجله تدبیر شماره 109، 1379 ، ص 25

[19] عربی،سید عبدالحمید روشهای انتقال تکنولوژی نشریه تدبیر ، فروردین 1386 – شماره 179 ،

ص 61

 

[20] -همان ،ص 62

[21] -همان ،ص 63

[22] – همان منبع ،ص 64

 

 

[23] ابراهیمی حسینزاده ، بهمن ،روشهای انتقال تکنولوژیشبکۀ تحلیلگران تکنولوژی ایران، دومین همایش ملی توسعه فناوری در صنعت نفت

[24] -باستانی علی رضا ،همان منبع،ص 71

[25] عربی،سید عبدالحمید همان منبع ،ص 63

 

[26]علی احمدی،علی رضاتوکلی،علی رضا ،همان ،ص  19

                                                    .