تصویب‌نامه اجازه انعقاد قرارداد با شرکت ملی نفت ایران

هیات وزیران در جلسه مورخ ۱۳۸۹/۸/۲۳ بنا به پیشنهاد وزارت نفت موافقت نمود: وزارت نفت به نمایندگی از دولت جمهوری اسلامی ایران نسبت به انعقاد قرارداد با شرکت ملی نفت ایران به شرح قرارداد پیوست و ضمایم آن که تایید شده به مهر "دفتر هیات دولت" است، اقدام نماید. محمدرضا رحیمی معاون اول رئیس جمهور جدول پیوست شماره یک مندرج در ماده ۹ قرارداد گورزین سرخون نارو کنگان عسلویه خانگیران پارسیان تنگ بیجار سایر شوریجه D شوریجه B گنبدلی مزدوران تابناک هما وراوری شانول ضریب افزایشی جبرانی برای محاسبه گازخام تولیدی براساس گاز ۰۱۲۰۲/۱ ۰۱۱۶۲/۱ ۰۱۲۷۳/۱ ۰۳۸۰۶/۱ ۰۱۴۲۰/۱ ۰۱۶۲۶/۱ ۰۰۶۰۰/۱ ۰۰۱۱۴/۱ ۰۱۵۲۶/۱ ۰۰۹۷۴/۱ ۱ ۱ وزارت نفت به نمایندگی دولت جمهوری اسلامی ایران از طرف شرکت ملی نفت ایران نام و سمت: سیدمسعود میرکاظمی احمد قلعه بانی امضا کننده: وزیر نفت مدیرعامل پیوست ۲ «دستورالعمل نحوه اندازه گیری احجام و اوزان نتفخام، گاز طبیعی و فرآورده‌های پالایشی و پتروشیمی موضوع بند «۷» قانون بودجه سال ۱۳۸۸ کل کشور» اندازه گیری احجام و اوزان نفتخان تولیدی، گاز طبیعی تولیدی و فرآورده‌های پالایشی و پتروشیمی تولید داخل و وارداتی موضوع بند «۷» قانون بودجه سال ۱۳۸۸ کل کشور مطابق این دستورالعمل انجام خواهد شد. جدول ۱) اندازه گیری حجم نفتخام و میعانات گازی صادراتی در مبادی اولیه صادرات: ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی از مبداء خارگ سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) ۲ اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی از مبداء لاوان سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER) ۳ اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی از مبداء شیری عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی (DIPPING) ۴ اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی از مبداء بهرگانسر عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی (DIPPING) ۵ اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی شناورسورنا (FSU) اندازه گیری مخازن کشتی‌های صادراتی و شناور سورنا مطابق ماده ۴ دستورالعمل ۶ اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از مبداء عسلویه سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER) ۷ اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از مبداء طاهری سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER) جدول ۲) اندازه گیری حجم نفتخام و میعانات گازی تحویلی به پالایشگاهها ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاههای: اصفهان- اراک- کرمانشاه عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه ۲ اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاه بندرعباس ۱- سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) خارگ (مبداء ارسال خارگ) ۲- عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاهی (DIPPING) (مبداء ارسال کشتی مادر خارگ) ۳ اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاههای آبادان و تهران سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER) نصب شده در ورودی پالایشگاه ۴ اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاههایی شیراز و تبریز سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) نصب شده در ورودی پالایشگاهها ۵ اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاه لاوان عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) شرکت نفت فلات قاره ۶ اندازه گیری حجم کاندنیست تحویلی به پالایشگاه تهران توزین نفتکش‌های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه توسط با سکول موجود ۷ اندازه گیری حجم کاندنیست تحویلی با پالایشگاه بندرعبارس ۱- سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) عسلویه (مبداء ارسال عسلویه) ۲- عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاهی (DIPPING) (مبداء ارسال کشتی مارد خارگ و پالایشگاه سرخون) ۳- عمق یابی مخازن گورزین در قشم (مبداء ارسال گورزین) ۸ اندازه گیری حجم کاندنسیت تحویلی به پالایشگاه شیراز توزین نفتکش‌های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه توسط باسکول موجود جدول ۳) اندازه گیری حجم فرآورده‌های نفتی تحویلی از پالایشگاهها به شرکت ملی فرآورده‌های نفتی ایران و سایر مصرف کنندگان عمده ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری حجم فرآورده‌های نفتی تحویلی از پالایشگاهها به شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی ایران در پالایشگاههای: تهران- تبریز- کرمانشاه- اراک- آبادان و لاوان عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه (DIPPING) و حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاور پالایشگاهها. ۲ اندازه گیری فرآورده‌های نفتی تحویلی از پالایشگاه گازی خانگیران به شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه (DIPPING) و حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاور پالایشگاهها. ۳ اندازه گیری حجم فرآورده‌های تحویلی از پالایشگاه بندر عباس به شرکت ملی پخش عمق یابی مخازن انبار شماره ۲ ۴ اندازه گیری حجم فرآورده‌های تحویلی از پالایشگاه شیراز به شرکت ملی پخش سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER) نصب شده در ورودی پالایشگاه ۵ اندازه گیری حجم فرآورده‌های تحویلی از پالایشگاه اصفهان به شرکت ملی پخش سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) نصب شده در ورودی پالایشگاهها جدول ۴) اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی از پالایشگاهها به شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی ایران ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی از پالایشگاهها به شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی ایران از پالایشگاههای: تهران- بندرعباس- شیراز- تبریز- اصفهان- کرمانشاه- اراک- آبادان و لاوان توزین توسط باسکولهای موجود در پالایشگاهها و حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاور پالایشگاهها و یا سیستم‌های اندازه گیری خودکار جدول ۵) اندازه گیری حجم بنزین وارداتی / دریافتی پالایشگاهها ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری حجم بنزین وارداتی/ دریافتی پالایشگاههای: بندرعباس- آبادان عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه ۲ اندازه گیری حجم بنزین وارداتی/ دریافتی پالایشگاههای: شیراز- کرمانشاه توزین نفتکشهای جاده پیمای ورودی به پالایشگاهها توسط باسکول‌های موجود ۳ اندازه گیری حجم بنزین وارداتی/ دریافتی پالایشگاههای: اصفهان- تبریز عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه و نیز توزین نفتکشهای جاده پیمای ورودی به پالایشگاهها توسط باسکولهای موجود حسب مورد با تاکید بر لزوم جدا بودن مخازن ذخیره بنزین وارداتی اندازه گیری شده به دو روش فوق جدول ۶) اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی از شرکت ملی صنایع پتروشیمی و شرکتهای تابعه آن به شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی ایران ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی ایران در «بندرعباس» عمق یابی مخازن کروی پخش ۲ اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی ایران در تاسیسات «شهید لشکری ماهشهر» توزین گازکشهای جاده پیما توسط باسکول موجود ۳ اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش در «سنگ بست مشهد» توزین مخزن دارهای حامل گاز مایع و تانکرهای گازکش جاده پیما با باسکول‌های موجود ۴ اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی در «مرزاپنچه برون استان گلستان» توزین گاز مایع کشهای وارداتی توسط باسکول تاسیسات نکا ۵ اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی از طریق کشتی در نکا از طریق سیستم اندازه گیری توربینی جدول ۷) اندازه گیری حجم گاز طبیعی صادراتی، وارداتی، خروجی پالایشگاههای گاز و کارخانه‌های گاز و گاز مایع ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری حجم گاز طبیعی صادراتی به ترکیه و نخجوان، وارداتی از ترکمنستان، آذربایجان و خروجی پالایشگاههای گاز و کارخانه‌های گاز و گاز مایع نمودارها و داده‌های ثبت شده توسط سامانه‌های اندازه گیری روزنه ای (ORIFICE) و آلتراسونیک نصب شده و موجود در محلهای اندازه گیری ۲ اندازه گیری حجم گاز طبیعی مصرف داخلی پالایشگاههای گاز استفاده از سامانه‌های اندازه گیری روزنه ای (IRIFICE) نصب شده و موجود در محلهای اندازه گیری و ضرایب تبدیل ۳ اندازه گیری حجم تغییرات در موجودی خطوط انتقال گاز در ابتدا و انتهای هر دوره براساس محاسبات مبتنی بر اندازه گیری فشار خط انجام خواهد شد ۴ اندازه گیری حجم گاز طبیعی تحویلی به مجتمع‌های پتروشیمی به عنوان خوراک و سوخت سامانه‌های اندازه گیری موجود در محلهای اندازه گیری ۵ اندازه گری حجم گاز طبیعی تحویلی به صنایع عمده مصرفی سامانه‌های اندازه گیری موجود در محلهای اندازه گیری

• گاز تولیدی شرکت فلات قاره که تحویل صنایع پتروشیمی و پالایشگاه‌ها و مصارف عملیاتی و سار مصرف کنندگان میشود در گزارشات تولید گاز ملحوظ گردد جدول ۸) اندازه گیری خوراک مجتمع‌های پتروشیمی از پالایشگاههای کشور ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری نفتهای سبک و سنگین- پنتان- پلات قورمیت- گاز مایع- اتان- پروپان- نفت سفید و مازوت تحویلی به مجتمع‌های پتروشیمی سامانه‌های اندازه گیری موجود در نقاط تحویل و تحول جدول ۹) اندازه گیری خوراک تحویلی شرکت ملی نفت ایران به مجتمع‌های پتروشیمی ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری گازهای همراه، مایعات و میعانات گازی میادین نفتی و مستقل گازی خروجی کارخانجات گاز و گاز مایع و واحدهای پالایشی تحویلی به مجتمع‌های پتروشیمی استفاده از سامانه‌های اندازه گیری منصوب در نقاط تحویل و تحول جدول ۱۰) اندازه گیری محصولات صادراتی و مواد اولیه وارداتی مجتمع‌های پتروشیمی ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری کلیه محصولات صادراتی و مواد اولیه وارداتی مجتمع‌های پتروشیمی تحت پوشش شرکت ملی صنایع پتروشیمی (دارای مالکیت دولتی) استفاده از روشهای جاری اندازه گیری (سامامه خود کار، روشهای توزین، اندازه گیری کشتی و...) ماده ۱)
• اندازه گیری میزان آب موجود در مخازن نفتخام پالایشگاهها به روش استاندارد آزمایشگاهی انجام شده و نمونه گیری از مخازن و اندازه گیری عمق نهایی بلافاصله پس از اتمام عملیات تحویل نفتخام به مخازن پالایشگاه‌ها انجام میشود. ماده ۲)
• فرآورده‌های نفتی مذکور در جدول (۳) عبارت از تمام فرآورده‌های اصلی (بنزین، نفتگاز، نفت کوره، نفت سفید، ATK و JP4،) و LPG میباشد. تبصره ۱
• واردات کلیه فرآورده‌های دریافتی از سایر پالایشگاهها و مواد برگشتی از پتروشیمی که با فرآورده‌های تولیدی پالایشگاه مخلوط و به منظور مصرف به شرکت ملی پخش تحویل می‌گردد باید به عنوان ورودی پالایشگاه لحاظ گردد. تبصره ۲
• موجودی پلات فورمیت در پایان سال با نظارت اداره کل نظارت اندازه گیری شود. تبصره ۳
• صادرات فرآورده‌ها و فروش بنزین آزاد و فرآوردههای ارزش و مرزی توسط شرکت ملی پخش که شامل یارانه نمی‌شوند در مبادلات محسوب گردد. ماده ۳)
• در صورتی که بنا به دلایل عملیاتی و فنی بهره‌برداری از سامانه‌های اندازه گیری خودکار (توربینی و جابه جائی مثبت و التراسونیک و...) موجود در مبادی تحویل و تحول امکان پذیر نباشد (در چارچوب استانداردهای API، IPS) در این حالت، روش عمق یابی مخازن ذخیره در هر یک از مبادی مذکور اندازه گیری خواهد بود. ماده ۴)
• در صورتی که در مبادی اولیه صادرات از «کشتی مادر» و روش کشتی به کشتی (STS) برای انجام عملیات صادرات استفاده شود در این حالت میزان محموله بارگیری شده در «کشتی مادر» به عنوان ذخیره و موجودی شرکت ملی نفت بوده و برای تعیین حجم محموله صادراتی، در صورت مغایرت کمتر از ۲% درصد بین حجم خالص استاندارد کشتی مادر و کشتی صادراتی روش اندازه گیری مخازن کشتی مادر ملاک عمل بوده در غیر این صورت میانگین احجام خالص تحویلی و دریافتی مبنای بارنامه می‌باشد. در هر دو حالت نمونه گیری از مخازن کشتی صادراتی انجام میپذیرد. ماده ۵)
• صادرات گاز مایع در بندر عسلویه و بندر ماهشهر به روش اندازه گیری مخازن کشتی ملاک اندازه گیری خواهد بود. ماده ۶)
• در تمام مبادی اندازه گیری نفتخام، گاز طبیعی و فرآورده‌های تولیدی و وارداتی تمامی روشهای اندازه گیری از جمله: «اندازه گیری توسط سامانه‌های اندازه گیر خودکار، اندازه گیری مخازن ذخیره به روش دستی و خودکار، اندازه گیری مخازن کشتی و اندازه گیری حجم یا توزین نفتکشها و گاز مایع کشهای جاده پیما» بر مبنای جداول و ضرایب تبدیل، جداول وزنی و جداول مدرج سازی (کالیبراسیون) موجود که پیش از این نیز در مبادی مذکور برای اندازه گیریها مورد استفاده بوده است انجام میشود. ماده ۷)
• مسئولیت انجام تمام اندازه گیریها در مبادی مذکور در این دستورالعمل حسب مورد بر عهده شرکت ملی نفت ایران، شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران، شرکت ملی گاز ایران و شرکت ملی صنایع و پتروشیمی بوده که این امر از طریق واحدهای سازمانی ذیربط در این شرکتها و یا با استفاده از خدمات شرکتهای بازرسی مستقل که صلاحیت فنی آنها به تائید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی رسیده است انجام خواهد شد. ماده ۸)
• به منظور تائید صحت و اعتبار اندازه گیریهائی که حسب مورد توسط شرکت ملی نفت ایران، شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران، شرکت ملی گاز ایران و شرکت ملی صنایع پتروشیمی در مبادی مذکور در این دستورالعمل انجام میشود اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی موظف است به صورت زیر اقدام نماید: الف) در خصوص اندازه گیریهای جداول شماره ۱ الی ۹ کارکنان سازمانی اداره کل نظارت بر صادرات مواد نفتی به صورت مستمر در مبادی اندازه گیری مستقر می‌باشند. ب) در خصوص اندازه گیریهای جداول شماره ۱۰ کارکنان سازمانی اداره کل نظارت بر صادرات مواد نفتی به صورت غیر مستمر در مبادی اندازه گیری مستقر می‌باشند. تبصره ۱
• اداره کل نظارت بر صادرات می‌تواند برای انجام نظارتها و بازرسیهای بالا از خدمات شرکتهای بازرسی مستقل نیز استفاده کند. تبصره ۲
• تامین امکانات لازم برای استقرار کارکنان سازمانی اداره کل نظارت بر صادرات در تمام مبادی اندازه گیری (شامل: اسکان- غذا- دفتر کار- وسیله نقلیه- ملزومات اداری و خطوط ارتباطی، تردد و هزینه ایاب و ذهاب و...) حسب مورد بر عهده شرکتهای نظارت شونده درا ین دستورالعمل میباشد. ماده ۹):

الف- شرکت ملی نفت ایران موظف است مقادیر هر گونه هدر رفتگی عملیاتی در خطوط انتقال نفتخام به پالایشگاهها و مبادی اولیه صادراتی و نیز مقادیر هدر رفتگی عملیاتی و نشت در خطوط انتقال گاز و پالایشگاههای گازی را تعیین و برای تایید به اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی اعلام نماید. ب- شرکت ملی گاز ایران موظف است مقادیر هرگونه هدر رفتگی نشست در خطوط انتقال گاز به ایستگاهها و شبکه گاز رسانی را تعیین و برای تایید به اداره ک نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی اعلام نماید. ماده ۱۰):

شرکتهای اصلی و شرکتهای فرعی که روش اندازه گیری، در مبادله مواد نفتی آنان به روش عمق یابی معین شده است، موظفند در راستای تجهیز و ارتقای سیستم اندازه گیری از روش عمق یابی به روش اندازه گیر خودکار (میترینگ) را در یک برنامه‌ریزی زمانبندی شده تلاش کرده و در ارتباط با نصب سیستم اندازه گیر خودکار مطابق بخشنامه شماره ۱۷۸۶۳۵- ۱/۲۸ مورخ ۶/۷/۸۷ یا نظارت و تایید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی اقدام نمایند و بمحض آماده شدن سیستم اندازه گیر خود کار باید اندازه گیری با سیستم میترینگ ملاک قرار گیرد. ضمنا" کالییراسیون سامانه‌های اندازه گیری نیز مطابق بخشنامه فوق‌الذکر اقدام گردد. قرارداد مربوط به اجرای مفاد جزء «ی» بند (۷) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۳۸۸ کل کشور منعقده بین وزارت نفت به نمایندگی از طرف دولت جمهوری اسلامی ایران و شرکت ملی نفت ایران "بسمه تعالی" قراداد در اجرای مقررات جزء «ی» بند (۷) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۳۸۸ کل کشور، این قرارداد بین وزارت نفت به نمایندگان از طرف دولت جمهوری اسلامی ایران از یک سو و شرکت ملی نفت ایران، از سوی دیگر به شرح زیر منعقد می‌شود: فصل اول

• تعاریف و کلیات ماده ۱: تعاریف و اصطلاحات عبارات و اصطلاحات به کار بده شده در این قرارداد به شرح ذیل می‌باشد: قرارداد: به معنای سند حاضر می‌باشد. دولت: به معنای دولت جمهوری اسلامی ایران می‌باشد. وزارت نفت: به معنای وزارت نفت جمهوری اسلامی ایران می‌باشد. شرکت: به معنای شرکت ملی نفت ایران و شرکتهای تابعه و وابسته به آن می‌باشد. بانک مرکزی: به معنای بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران می‌باشد. خزانه: به معنای خزانه داری کل کشور می‌باشد. بند (۷): به معنای بند (۷) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۳۸۸ کل کشور می‌باشد. نفت خام: عبارتست از هیدروکربورهای مایعی که پس از استخراج از میدانهای نفتی و تفکیک آب و گاز از آن حاصل می‌شود. نفت خام تولیدی: عبارت است از نفت خام تولیدی از میدانهای نفتی ایران توسط شرکت ملی نفت ایران و شرکتهای تابعه و وابسته به آن و نیز نفت خام تولیدی ناشی از عملیات نفتی پیمانکاران طرف قرارداد با آنها. گاز خام تولیدی: عبارت است از هیدورکربورهای گازی که از میدانهای گازی پس از تفکیک آب وان میدانهای نفتی پس از تفکیک نفت و آب به دست می‌آید و در این قرارداد گاز طبیعی نامیده می‌شود. مبادی اولیه صادرات: مبادی اولیه صادارات نفت خام عبارت از پایانه‌های نفتی جزایر خارک، سیری و لاوان، پایانه بهرگانسر و پایانه شناور سروش می‌باشند. ماده ۲: موضوع قرارداد موضوع قرارداد عبارت است از اجرای مفاد بند (۷) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۳۸۸ کل کشور. ماده ۳: مدت قرارداد مدت قرارداد از ابتدای سال ۱۳۸۸ تا پایان آن سال می‌باشد. ماده ۴: ارزش نفت خام تولیدی ارزش نفت خام تولیدی موضوع جزء «الف» بند (۷) عبارتست از مجموع ارزش نفت خام تحویلی برای صادرات و نیز ارزش نفت خام تحویلی به پالایشگاههای داخلی از محل نفت خام تولیدی در سال ۱۳۸۸. تبصره
• در صورتی که بدلایل عملیاتی و موافقت وزیر نفت ضرورت داشته باشد که شرکت، بخشی از نفت خام را برای فروش به مبادی ثانویه صادراتی در خارج از ایران منتقل نماید در این حالت ارزش نفت خام در مبادی اولیه عبارت از قیمت فروش در مبادی ثانویه پس از کسر هزینه‌های حمل، بیمه، انبارداری (C.I.F) و سایر هزینه‌های مرتبط خواهد بود. براساس جزء «ط» بند (۷) هزینه‌های مذکور به عهده شرکت می‌باشد. ماده ۵ ضوابط فروش نفت خام به خارج طبق شیوه‌نامه ای می‌باشد که برای سال ۱۳۸۵ به تصویب مجمع عمومی شرکت رسیده است. ماده ۶: ارزش گاز خام تولیدی ارزش گاز خام تولیدی موضوع جزء «ب» بند (۷) عبارت است از حاصل ضرب حجم گاز خام تولیدی و شصت و چهار درصد (۶۴%) قیمت گاز خام تولیدی تحویلی به شرکت ملی گاز ایران و هشتاد و نه درصد (۸۹%) مابقی ارزش گاز خام تولیدی (یک «۱» ریال به ازای هر مترمکعب) موضوع تصویبنامه شماره ۵۰۶۶۸/۴۴۴۶۹ مورخ ۱۳۸۹/۳/۵ هیات وزیران. فصل دوم
• تعهدات شرکت ماده ۷ شرکت مکلف است معادل ۸۱ درصد ارزش نفت خام تولیدی را به حساب بستانکار قطعی خزانه منظور نماید و از محل ۱۹ درصد باقیمانده به ترتیب معادل ۵ درصد و ۸ درصد، به عنوان مالیات عملکرد سال ۱۳۸۸ شرکت و علی‌الحساب سود سهام دولت بابت عملکرد سال یاد شده شرکت، جمعاً معادل ۹۴ درصد ارزش نفتخام تولیدی را به حساب بستانکار دولت (خزانه) منظور نماید. تبصره ۱
• ارزش نفت خام تحویلی به پالایشگاههای داخلی در هر ماه برابر با مقدار نفت خام تحویلی به پالایشگاهها در همان ماه ضریب در نود و چهار درصد (۹۴%) میانگین بهای هر بشکه نفت خام صادراتی در همان ماه می‌باشد. منظور از میانگین فوق حاصل تقسیم درآمد ناشی از فروش نفت خام در مبادی اولیه صادرات در ماه مورد نظر بر کل حجم نفت خام صادراتی بر حسب بشکه در همان ماه می‌باشد. تبصره ۲
• در مورد نفت خام تولیدی از میادین مشترک با کشورهای همسایه و میادین دریایی پنج واحد درصد (۵%) از سهم قابل پرداخت به دولت کسر شده و برای جبران هزینه‌های تولید به سهم خالص شرکت اضافه می‌شود. تبصره ۳
• موجودی نفت خام تولیدی در پایان سال ۱۳۸۸ که در سال ۱۳۸۹ به فروش می‌رسد (موجودی نفت خام پایان سال ۱۳۸۸ در مبادی اولیه و ثانویه صادراتی) به قیمت متوسط نفت خام صادراتی در اسفند ماه سال ۱۳۸۸ محاسبه و در دفاتر شرکت ملی نفت ایران در حسابهای مربوط ثبت می‌شود و مشمول مقررات این قرارداد می‌باشد. تبصره ۴
• سه درصد (۳%) ارزش نفتخام تولیدی در جهت تجهیز منابع سرمایه ای طرحهای استخراج و تولید نفت و گاز پارس جنوبی در اختیار شرکت قرار می‌گیرد. شرکت موظف است اعتبارات مزبور را جداگانه در بخش منابع و مصارف خود منظور نماید. «معادل پانصد میلیون (۵۰۰/۰۰۰/۰۰۰) دلار از این مبلغ صرف گاز رسانی به شهرها و روستاها می‌شود». همچنین در اجرای جزء (الف) بند (۷) ماده واحده فوق مبلغ یکصد میلیون (۱۰۰/۰۰۰/۰۰۰) دلار از محل ۶ درصد سهم شرکت ملی نفت ایران به منظور افزایش بهره وری از منابع آب و تسریع در اجرای پروژه‌های مختلف آب و خاک میبایستی به صورت مساوی در اختیار وزارتخانه‌های نیرو و جهاد کشاورزی قرار گیرد و در اجرای جزء (و) بند (۷) ماده واحده فوق مبلغ شش میلیارد و چهارصد و شصت هزار (۴۶۰/۰۰۰/۰۰۰/۶) ریال از منابع حاصل از صادرات فرآورده‌های نفتی و میعانات گازی میبایستی به منظور تامین اعتبارات تملک دارائیهای سرمایه ای به ویژه آبهای مرزی و آب آشامیدنی روستاها به درآمد عمومی موضوع ردیف ۲۱۰۱۰۵ جدول شماره (۹) قانون بودجه واریز شود. ماده ۸ محل نفت خام تولیدی به پالایشگاههای داخلی درون پالایشگاه خواهد بود. هدر رفتگی عملیاتی نفت خام در خطوط انتقال نفت خام به پالایشگاه‌ها و مبادی صادراتی به عهده شرکت بوده و تایید میزان آن مشترکاً به عهده وزارت نفت و معاونت برنامه‌ریزی و نظارت راهبردی رئیس جمهور میباشد. هدر رفتگی ناشی از حوادث غیرمترقبه (فورس ماژور) جزء تولید محسوب نمی‌شود. ماده ۹ شرکت مکلف است حسب ماده (۶) این قرارداد به ازاء هر مترمکعب گاز خام تولیدی خود شصت و چهار درصد (۶۴%) قیمت یک (۱) ریال آن را به حساب بستانکار خزانه منظور نماید. تبصره ۱
• حجم گاز تولید داخلی که در هر ماه مبنای محاسبات ماده (۶) این قرارداد موضوع جزء «ب» بند (۷) قرار می‌گیرد عبارتست از حجم گاز طبیعی تولیدی در هر ماه براساس اندازه گیری حجم گاز تصفیه شده پالایشگاه‌ها (شامل گاز تحویلی به خطوط انتقال، گاز سوخت مصرفی پالایشگاه‌ها، اتان و LPG تولیدی) و گاز خروجی کارخانه‌های گاز و گاز مایع ضربدر ضریب افزایشی که در جدول شماره (۱) این قرارداد آمده محاسبه می‌شود (این ضریب به منظور جبران کاهش حجم ناشی از مصرف داخلی و مواد تفکیک شده در فرآیند پالایش و فرآورش حسب مورد برای هریک از واحدهای فوق تعیین شده است) منهای حجم گاز وارداتی با منظور کردن تغییرات در موجودی خطوط انتقال در ابتدا و انتهای هر ماه. تبصره ۲
• گازهای سوزانده شده و گاز تزریقی به چاههای نفتی مستثنی بوده و در محاسبات منظور نمی‌شوند. ماده ۱۰ در اجرای جزء «ی» بند (۷) شرکت مکلف است در سال ۱۳۸۸ ثبت‌های مالی مربوط به عملیات تولید و فروش نفت خام و گاز طبیعی را طبق دستورالعمل حسابداری که ابلاغ می‌شود در پایان هر ماه در دفاتر قانونی و در پایان سال در حسابهای عملکرد و سود و زیان خود ثبت نماید. ماده ۱۱: واریز وجوه به حساب خزانه شرکت مکلف است صد درصد (۱۰۰%) وجوه حاصل از صادرات نفت خام را به ترتیب مورد عمل در سال ۱۳۸۳ پس از ایفای تعهدات سر رسید شده قراردادهای بیع متقابل نفتی (که براساس قوانین برنامه و بودجه‌های سالهای گذشته منعقد شده است) به عنوان عالی الحساب پرداختهای موضوع ماده (۷) این قرارداد به طور مستقیم از طریق بانک مرکزی به حسابهای مذکور در جزء «ه-» بند (۷) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۳۸۸ کل کشور واریز نماید. حصه آن بخش از تعهدات بین متقابل که در سال ۱۳۸۸ قابل تصفیه است به شرح جدول مصوبه مجمع عمومی شرکت می‌باشد. ماده ۱۲ تمامی سود خالص (سود ویژه) شرکت که پس از اعمال حساب پرداختهای موضوع مواد (۷) و (۹) این قرارداد ایجاد می‌شود به منظور تامین منابع لازم برای انجام هزینه‌های سرمایه ای شرکت یاد شده (مذکور در جداول پیوست شماره ۲ قانون بودجه سال ۱۳۸۸) قابل اختصاص بوده و سپس از قطعی شدن مبالغی مربوط با تصویب مجمع عمومی شرکت و مراجع قانون ذیربط حسب مورد به حساب اندوخته قانونی و افزایش سرمایه دولت در شرکت منظور می‌شود. ماده ۱۳ در سال ۱۳۸۸ هزینه‌های صدور نفت خام با هزینه بیمه و حمل (C.I.F) و بازپرداخت تعهدات سرمایه ای شرکت از جمله طرحهای بیع متقابل که به موجب قوانین مربوط، قبل و بعد از اجرای قانون بودجه سال ۱۳۸۸ کل کشور ایجاد شده و یا می‌شود از محل منابع داخلی به عهده شرکت ملی نفت ایران خواهد بود. فصل سوم
• سایر موارد ماده ۱۴ روش اندازه گیری کلیه احجام واوزان تولیدی و فروش مذکور در این قرارداد حسب مورد براساس دستورالعمل ابلاغی وزارت نفت می‌باشد (پیوست شماره ۲ این قرارداد). صحت و اعتبار تمام اندازه گیری‌های فوق منوط به تایید وزارت نفت می‌باشد و احجام واوزان مورد تایید وزارت نفت حسب مورد قطعی می‌باشد. ضمناً وزارت نفت از طریق موسسات بازرسی حرفه ای ذیصلاح بر روش و صحت ابزارهای اندازه گیری و انجام اندازه گیری‌ها نیز اعمال نظارت می‌نماید. ماده ۱۵ مبنای نرخ تسعیر ارز در مورد صادرات نفت خام، روز واریز وجه به حساب بانک مرکزی و در مورد نفت خام تحویلی به پالایشگاههای داخلی متوسط نرخ معامله بانک مرکزی در ماه مورد نظر خواهد بود. ماده ۱۶ مبالغ بستانکاری و بدهکاری دولت (خزانه) و متقابلاً بدهکاری و بستانکاری شرکت که به موجب این قرارداد ایجاد می‌شود، مطابق آیین‌نامه اجرایی بند (۷) مصوب هیات وزیران تسویه می‌شود. ماده ۱۷ شرکت مکلف به اجرای تصمیمات ابلاغی وزارت نفت در مورد تنظیم میزان تولید سالانه نفت خام براساس حجم عملیات هر یک از میادین نفتی طبق قسمت دوم جزء «الف» بند (۷) می‌باشد. همچنین شرکت مکلف است عملیات مرتبط با این قرارداد را تحت نظارت عالیه وزارت نفت مطابق با رویه‌های معمول در صنعت نفت به انجام رساند. ماده ۱۸ شرکت مکلف است مطابق فرم ابلاغی وزارت، گزارش ماهانه عملکرد این قرارداد را به وزارت نفت ارائه نماید. این گزارش باید از طریق وزارت نفت به وزارت امور اقتصادی و دارایی و معاونت برنامه‌ریزی و نظارت راهبردی رئیس جمهور ارسال شود. ماده ۱۹ هر گونه تغییر در این قرارداد در چارچوب مقررات بند (۷) پس از توافق طرفین قرارداد باید به تصویب هیات وزیران برسد. این قرارداد در سه فصل ۱۹۰ ماده و در پیوست که اجزاء لاینفک این قرارداد می‌باشند، در تاریخ.................. به امضا طرفین قرارداد رسید که پس از تصویب هیات وزیران از ابتدای سال ۱۳۸۸ نافذ و لازم الاجرا می‌باشد. وزارت نفت به نمایندگی دولت جمهوری اسلامی ایران از طرف شرکت ملی نفت ایران نام و سمت: سیدمسعود میر کاظمی احمد قلعه بانی امضا کننده: وزیر نفت مدیرعامل