اصلاح آیین‌نامه اجرایی بند (۴) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۳۸۹ کل کشور

نظر به اینکه متن زیر به عنوان ماده (۱۲) تصمیم نامه شماره ۴۵۳۵۵/۴۴۶۷۶ مورخ ۱۳۸۹/۰۴/۱۶ که بر اساس طرح پیش نویس پیشنهادی تنظیم و ابلاغ شده است، تحریر نشده است، لذا مراتب برای اصلاح اعلام می‌شود: «ماده ۱۲ - وزارت نفت به نمایندگی از سوی دولت جمهوری اسلامی ایران نسبت به انعقاد قرارداد با شرکت ملی نفت ایران به شرح متن پیوست و ضمایم آن که تایید شده به مهر «دفتر هیات دولت» است، اقدام نماید.» مجید دوستعلی قرارداد مربوط به اجرای مفاد جزء «ح» بند (۴) ماده واحده قانون بودجه سال ۳۸۹ ا کل کشور منعقده بین وزارت نفت به نمایندگی از طرف دولت جمهوری اسلامی ایران و شرکت ملی نفت ایران فهرست مندرجات -مقدمه قرارداد -فصل اول: تعاریف و کلیات -فصل دوم - تعهدات شرکت -فصل سوم - سایر موارد بسمه تعالی›› قرارداد در اجرای مقررات جزء «ح» بند (۴) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۳۸۹ کل کشور، این قرارداد بین وزارت نفت به نمایندگی 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 واصطلاحات عبارات و اصطلاحات به کار برده 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 (۴): به معنای بند (۴) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۳۸۹ کل کشور می‌باشد. نفت تولیدی: عبارت است از نفت خام و میعانات گازی تولیدی از کلیه میدان‌های نفتی و گازی کشور توسط شرکت ملی نفت ایران و شرکت‌های تابعه و وابسته به آن و نیز نفت خام و میعانات گازی تولیدی از میدان‌های نفتی و گازی ناشی از عملیات پیمانکاران طرف قرارداد با آنها. نفت خام: عبارتست از هیدروکربورهای مایعی که پس از استخراج سیالات مخزنی از مید ان‌های نفتی وتفکیک آب و گاز حاصل می‌شود. میعانات گازی: عبارت است از هیدروکربورهای مایعی که پس از استخراج سیالات مخزنی از میدان‌های گازی و تفکیک آب و گاز در پالایشگاه‌های گازی فراورش و تولید می‌گردد. گاز خام تولیدی: عبارت است از هیدروکربورهای گازی که از میدان‌های گازی پس از تفکیک آب و گازهای اسیدی و از میدان‌های نفتی پس از تفکیک نفت، آب و گازهای اسیدی به دست می‌آید ودراین قرارداد گاز خام تو لیدی نامیده می‌شود. مبادی اولیه صادرات: مبادی اولیه صادرات نفت عبارت از کلیه پایانه‌های نفتی صادراتی مواد نفتی کشور می‌باشند. ماده ۲
• موضوع قرارداد موضوع قرارداد عبارت است از اجرای مفاد بند (۴) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۳۸۹ کل کشور. ماده ۳
• مدت قرارداد مدت قرارداد از ابتدای سال ۱۳۸۹ تا پایان آ ن سال می‌باشد. ماده ۴
• ارزش نفت تولیدی ارزش نفت تو لیدی موضوع جز، «الف» بند (۴) عبارتست از مجموع ارزش نفت خام و میعانات گازی تحویلی برای صادرات و نیز ارزش نفت خام و میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه‌ها و شرکت‌های داخلی از محل نفت تولیدی در سال ۱۳۸۹. تبصره
• در صورتی که بدلایل عملیاتی و موافقت وزیر نفت ضرورت داشته باشد که شرکت، بخشی از نفت را برای فروش به مبادی ثانویه صادراتی درخارج از ایران منتقل نماید دراین حالت ارزش نفت در مبادی اولیه عبارت از قیمت فروش در مبادی ثانویه پس از کسر هزینه‌های حمل، بیمه، انبارداری و سایر هزینه‌های مرتبط خواهد بود. بر اساس جزء «ه-» بند (۴) هزینه‌های مذکور به عهده شرکت می‌باشد. میزان کاهش حجمی نفت تولیدی در مبادی ثانویه نسبت به ارقام اندازه گیری شده در مبادی اولیه صادرات از نظر این قرارداد قابل قبول نبوده و به عهده شرکت ملی نفت ایران 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 (۴) عبارت است از حاصل ضرب حجم گاز خام تولیدی و شصت و چهار درصد (۶۴%) قیمت گاز خام تولیدی (۹۰۰ ریال به ازا هر متر مکعب) تحویلی به شرکت ملی گاز ایران و هشتاد و نه درصد (۸۹%) قیمت مابقی ارزش گاز تولیدی موضوع جزء «ب» بند (۴). فصل دوم

• تعهدات شرکت ماده ۷:

شرکت مکلف است معادل هشتاد و شش درصد (۸۶%) ارزش نفت تولیدی از میادین غیر مشترک و همچنین هفتادو پنج درصد (۷۵%) ارزش نفت تولیدی از میادین مشترک با کشورهای همسایه را به حساب بستانکار قطعی خزانه منظور نماید. تبصره ۱

• ارزش نفت تولیدی تحویلی به پالایشگاه‌های داخلی در هر ماه برابر با مقدار نفت تحویلی به پالایشگاه‌ها و شرکت‌ها درهمان ماه ضرب در نودوپنج درصد (۹۵%) میانگین بهای هر بشکه محموله‌های صادراتی نفت مشابه در هر ماه شمسی می‌باشد. منظور از میانگین فوق حاصل تقسیم درآمد ناشی از فروش نفت درمبادی اولیه صادرات در ماه مورد نظر بر کل حجم نفت مشابه صادراتی برحسب بشکه درهمان ماه می‌باشد. تبصره ۲
• موجودی نفت تولیدی در پایان سال ۱۳۸۹ که درسال ۱۳۹۰به فروش می‌رسد (موجودی نفت پایان سال ۱۳۸۹ درمبادی اولیه و ثانویه صادراتی) به قیمت متوسط نفت صادراتی دراسفند ماه سال ۱۳۸۹ محاسبه و در دفاتر شرکت ملی نفت ایران درحساب‌های مربوط ثبت می‌شود و مشمول مقررات این قرارداد می‌باشد. تبصره ۳
• وجوه حاصل از صادرات موجودی میعانات گازی ابتدا سال ۱۳۸۹ (موجود پایان سال ۱۳۸۸) و وصولی سال ۱۳۸۹ از محل صادرات میعانات سال ۱۳۸۸ متعلق به شرکت ملی نفت ایران می‌باشد و مشمول مقررات بند (۷) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۳۸۸ کل کشور می‌باشد. ماده ۸:

الف- محل تحویل نفت خام به پالایشگاه‌های داخلی درون پالایشگاه خواهد بود. هدررفتگی عملیاتی نفت خام درخطوط انتقال نفت خام به پالایشگاه‌ها و مبادی صادرا تی به عهده شرکت بوده و تایید میزان آن مشترکاً به عهده وزارت نفت و معاونت برنامه‌ریزی و نظارت راهبردی رئیس جمهور می‌باشد. هدررفتگی ناشی از حوادث غبرمترقبه (فورس ماژور) جزء تولید محسوب نمی‌شود. ب- محل تحویل میعانات گازی به پالایشگاه‌ها و شرکت‌های داخلی نقطه خروجی پالایشگاه‌های گازی می‌باشد. ماده ۹:

شرکت مکلف است حسب ماده (۶) این قرارداد به ازاء هرمترمکعب گازخام تولیدی تحویلی به شرکت ملی گاز ایران (۹۰۰ریال به ازای هر متر مکعب) شصت و چهار درصد (۶۴%) و همچنین گاز خام تولیدی تحویلی به سایر شرکت‌ها هشتاد و نه درصد (۸۹%) آن را به حساب بستانکارخزانه منظور نماید. تبصره ۱

• حجم گاز تولید داخلی که در هر ماه مبنای محاسبات گاز تحویلی به شرکت ملی گاز ایران ماده (۶) این قرارداد موضوع جز»«ب» بند (۴) قرار می‌گیرد عبارتست ازحجم گاز خام تولیدی درهرماه براساس اندازه گیری حجم گاز تصفیه شده پالایشگاه‌ها (شامل گاز تحویلی به خطوط انتقال، گاز سوخت مصرفی پالایشگاه‌ها، اتان، LPG تولیدی) و گاز خروجی کارحانه‌های گاز و گاز مایع منهای حجم گاز وارداتی با منظور کردن تغییرات در موجودی خطوط انتقال در ابتدا و انتهای هرماه. تبصره ۲
• حجم گاز تولید داخلی که در هر ماه مبنای محاسبات گاز تحویلی به سایر شرکت‌ها قرار می‌گیرد عبارت از حجم گاز تحویلی براساس سامانه‌های اندازه گیری موجود در محل‌های اندازه گیری می‌باشد. تبصره ۳
• معادل ۱۱ درصد ارزش گاز تزریقی تولیدی که به میادین نفتی تزریق می‌شود به عنوان سهم شرکت ملی نفت ایران به حساب بدهکار دولت منظور می‌شود. در مورد گازهای سوزانده شده معادل ۳۰ درصد ارزش آن (۳۰ درصد از ۸۹ درصد معادل ۲۶/۷) به عنوان سهم دولت به بستانکار حساب دولت منظور می‌شود. تبصره ۴
• حجم گاز تزریقی به میادین تولیدی و گازهای سوزانده شده ماهانه توسط اداره نظارت بر صادرات و مبادلات نفتی وزارت نفت تایید می‌گردد. ماده ۱۰:

در اجرای جزء «ح» بند (۴) ماده واحده قانون بودجه سال۱۳۸۹ کل کشور، شرکت مکلف است درسال ۱۳۸۹ ثبت‌های مالی مربوط به عملیات تولید و فروش نفت تولیدی و گاز خام تولیدی 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 الف- شرکت مکلف است کلیه دریافت‌های حاصل از صادرات نفت خام را به هرصورت، پس از کسر بازپرداخت‌های بیع متقابل نفتی به عنوان علی‌الحساب پرداخت‌های موضوع ماده (۴) این قرارداد به طور مستقیم از طریق بانک مرکزی به حساب‌های مذکور در جزء «د» بند (۴) واریز نماید. ب- شرکت مکلف است کلیه دریافت‌های حاصل از صادرات میعانات گازی را به هر صورت پس از کسر بازپرداخت‌های بیع متقابل گازی به حساب‌های تمرکز وجوه ارزی که از طریق خزانه داری کل کشور به نام شرکت ملی نفت ایران نزد بانک مرکزی افتتاح می‌شود واریز نماید. بانک مرکزی موظف است ماهانه از وجوه حاصل ۲۰% سهم صندوق توسعه ملی را کسر و به حساب مربوط واریز و مابقی را با اعلام خزانه داری کل به حساب شرکت واریز نماید. ج - شرکت مکلف است تمامی وجوه مازاد بر ۶۵ دلار حاصل از صادرات هر بشکه نفت تولیدی را به حساب خزانه داری کل نزد بانک مرکزی واریز نماید. بانک مرکزی موظف است پس از کسر سهم صندوق توسعه ملی (معادل ۲۰% از صادرات نفت خام و میعانات گازی) و واریز سهم شرکت مذکور به حساب تمرکز وجوه شرکت نزد آن بانک، با اعلام خزانه داری کل مابقی را به حساب ذخیره ارزی واریز نماید. حصه آن بخش از تعهدات بیع متقابل که درسال ۱۳۸۹ 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 ۳ قانون بودجه سال ۱۳۸۹) قابل اختصاص بوده و پس از قطعی شدن مبالغ مربوط با تصویب مجمع عمومی شرکت و مراجع قانونی ذی ربط حسب مورد به حساب‌های اندوخته قانونی و افزایش سرمایه دولت درشرکت منظور می‌شود. ماده ۱۳:

درسال ۱۳۸۹ هزینه‌های صدور نفت تولیدی با هزینه بیمه و حمل (سیف) و بازپرداخت تعهدات سرمایه ای شرکت از جمله طرح‌های بیع متقابل که به موجب قوانین مربوط، قبل و بعد از اجرای قانون بودجه سال۱۳۸۹ کل کشور ایجاد شده و یا می‌شود از محل منابع داخلی به عهده شرکت ملی نفت ایران خوا هد بود. فصل سوم

• سایر موارد ماده ۱۴:

روش اندازه گیری کلیه احجام واوزان تولیدی و فروش مذکور دراین قرارداد حسب مورد براساس دستورالعمل ابلاغی وزارت نفت می‌باشد (پیوست این قرارداد). صحت واعتبار تمام اندازه گیری‌های فوق منوط به تایید وزارت نفت می‌باشد و احجام و اوزان مورد تایید وزارت نفت حسب مورد قطعی می‌باشد. ضمناً وزارت نفت از طریق موسسات بازرسی حرفه ای ذی صلاح برروش و صحت ابزارهای اندازه گیری و انجام اندازه گیری‌ها نیز اعمال نظارت می‌نماید. ماده ۱۵:

مبنای نرخ تسعیر ارز درمورد صادرات نفت تولیدی، روز واریز وجه به حساب بانک مرکزی و درمورد نفت خام تحویلی به پالایشگاه‌ها و شرکت‌های داخلی متوسط نرخ معامله بانک مرکزی درماه 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 (۴) مصوب هیات وزیران تسویه می‌شود. ماده ۱۷:

شرکت مکلف به اجرای تصمیمات ابلاغی وزارت نفت درمورد تنظیم میزان تولید سالانه نفت خام براساس حجم عملیات هریک از میادین نفتی طبق جزء «الف» بند (۴) 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 اموراقتصادی و دارایی و معاونت برنامه‌ریزی و نظارت راهبردی رئیس جمهور ارسال شود. ماده ۱۹:

هرگونه تغییر دراین قرارداد در چارچوب مقررات بند (۴) پس از توافق طرفین قرارداد باید به تصویب هیات وزیران برسد. این قرارداد در سه فصل، ۱۹ ماده و یک پیوست که جزء لاینفک این قرارداد می‌باشد، در تاریخ............... به امضا طرفین قرارداد رسید که پس از تصویب هیات وزیران از ابتدای سال ۱۳۸۹ نافذ و لازم الاجرا می با شد. وزارت نفت به نمایندگی دولت جمهوری اسلامی ایران ازطرف شرکت ملی نفت ایران نام وسمت:

• امضا کننده: سید مسعود میرکاظمی احمد قلعه بانی وزیرنفت مدیر عامل پیوست اندازه گیری احجام و اوزان نفت تولیدی (نفت خام، میعانات گازی)، گازطییعی تولیدی (شامل گاز طبیعی صادراتی، نیزگاز طبیعی وارداتی) و فرآورده‌های نفتی تولید داخل و وارداتی موضوع بند «۴» قانون بودجه سال ۱۳۸۹ کل کشور مطایق این دستورالعمل انجام خواهدشد. ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبداء خارک سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) ۲ اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبداء لاوان سامانه اندازه گیری جابه جایی مثبت (P.D.METER) ۳ اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبداء سیری عمق یابی مخازه ذخیره ساحلی (DIPPING) ۴ اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبداء بهرگانسر عمق یابی مخازه ذخیره ساحلی (DIPPING) ۵ اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی شناور سورنا (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 جابه جایی مثبت (P.D.METER) ۷ اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از مبداء طاهری سامانه اندازه گیری جابه جایی مثبت (P.D.METER) ۸ اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از بندر صادراتی ماهشهر عمق یابی مخازه ذخیره ساحلی (Dipping) -جدول (۱) اندازه گیری حجم نفت خام و میعانات گازی صادراتی در مبادی اولیه صادرات جدول ۲) اندازه گیری حجم نفت خام و میعانات گازی تحویلی به پالایشگاهها ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاههای اصفهان- اراک - کرمانشاه عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه ۲ اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه بندرعباس ۱ - سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) خارک (مبداء ارسال خارک) ۲ - عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه (DIPPING) (مبداء ارسال کشتی مادر خارک) ۳ اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاههای آبادان و تهران سامانه اندازه گیری جابه جایی مثبت (P.D.METER) نصب شده در ورودی پالایشگاه ۴ اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاههای شیراز و تبریز سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) نصب شده در ورودی پالایشگاهها ۵ اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه لاوان عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) شرکت نفت فلات قاره ۶ اندازه گیری حجم میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه تهران توزین نفتکش‌های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه توسط باسکول موجود ۷ اندازه گیری حجم میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه بندرعباس ۱ - سامانه اندازه گیری جابه جایی مثبت (P.D.METER) عسلویه (مبداء ارسال عسلویه) ۲ - عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه (DIPPING) (مبداء ارسال کشتی مادر خارک و پالایشگاه سرخون) ۳ - عمق یابی مخازن گورزین در قشم (مبدآء ارسال گورزین) ۸ اندازه گیری حجم میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه شیراز توزین نفتکش‌های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه توسط باسکول موجود جدول ۳) اندازه گیری حجم میعانات گازی تولیدی ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ ۲ ۳ ۴ میدان مزدوران میدان شوریچه B " " D " گنبدلی عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه خانگیران " " " " " " " " " " " " " " " " " " ۵ ۶ میدان ناز میدان کنگان عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه کتگان " " " " " " ۷ ۸ میدان قشم و گورزین میدان سرخون عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) در قشم " " " " پالایشگاه سرخون ۹ ۱۰ میدان آغاز میدان دالان عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فراشبند " " " " " " ۱۱ ۱۲ ۱۳ ۱۴ میدان تابناک " هما " شانول " وراوی عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه پارسیان " " " " " " " " " " " " " " " " " " ۱۵ ۱۶ میدان سراجه قم " تنکه بیجار عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه سراجه " " " " " ایلام ۱۷ فازهای یک پارس جنوبی عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه فاز یک ۱۸ فازهای ۲ و۳ پارس جنوبی عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای ۲ و۳ ۱۹ فازهای ۴ و۵ پارس جنوبی عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای ۴ و۵ ۲۰ فازهای ۶، ۷ و۸ پارس جنوبی عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای ۶، ۷ و۸ ۲۱ فازهای ۹ و۱۰ پارس جنوبی عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای ۹ و۱۰ جدول ۴) اندازه گیری حجم فرآورده‌های نفتی تحویلی از پالایشگاهها به شرکت ملی پخش 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 پالایشگاهها DIPPING)) و حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاور پالایشگاهها ۲ اندازه گیری فرآورده‌های نفتی تحویلی از پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد به شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه DIPPING)) و حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاور پالایشگاه ۳ اندازه گیری حجم فرآورده‌های تحویلی از پالایشگاه بندرعباس به شرکت ملی پخش سامانه اندازه گیری نصب شده در پالایشگاه ۴ اندازه گیری حجم فرآورده‌های تحویلی از پالایشگاه شیراز به شرکت ملی پخش سامانه اندازه گیری جابه جایی مثبت (P.D.METER) نصب شده در پالایشگاه ۵ اندازه گیری حجم فرآورده‌های تحویلی از پالایشگاه اصفهان به شرکت ملی پخش سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) نصب شده در پالایشگاه جدول ۵) 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 ۶) 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 پالایشگاهها 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 پالایشگاهها 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 ۷) 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 توزین گاز کشهای جاده پیما توسط باسکول موجو یا اندازه گیری به وسیله اندازه گیرهای خودکار (میترینگ) 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 حاصل 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 تاسیسات نکا توزین گاز مایع کشهای وارداتی توسط باسکول تاسیسات نکا ۵ اندازه گیری گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده‌های نفتی از طریق کشتی در نکا از طریق سیستم اندازه گیری توربینی جدول ۸) اندازه گیری حجم گاز طبیعی صادراتی، وارداتی، خروجی پالایشگاه‌های گاز و کارخانه‌های گاز و گاز مایع و تزریق در میادین نفتی ردیف موضوع روش اندازه گیری ۱ اندازه گیری حجم گاز طبیعی صادراتی به ترکیه و نخجوان، وارداتی (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 آنتراسونیک 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 (ORIFICE) نصب شده و موجود در محل‌های اندازه گیری 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 گیری حجم گاز طبیعی تحویلی به صنایع عمده مصرفی سامانه‌های اندازه گیری موجود در محل‌های اندازه گیری ۶ گاز همراه تحویلی شرکت نفت فلات قاره به پتروشیمی خارک- پالایشگاه لاوان- جزیره کیش سامانه‌های اندازه گیری موجود در محل‌های اندازه گیری ۷ گاز ژوراسیک مسجد سلیمان به پتروشیمی رازی سامانه‌های اندازه گیری موجود در محل‌های اندازه گیری ۸ حجم گازهای سوزانده شده ناشی از عملیات استخراج و پالایش شرکت‌های تولیدی و پالایشی سامانه‌های اندازه گیری موجود در محل‌های اندازه گیری ۹ حجم گاز تزریقی به میادین نفتی سامانه‌های اندازه گیری موجود در محل‌های اندازه گیری پیوست ماده ۱)
• اندازه گیری میزان آب موجود درمخازن نفت خام پالایشگاه‌ها به روش استا ندارد آزما یشگاهی انجام شده و نمونه گیری از مخازن واندااره گیری عمق نهایی بلافاصله پس از اتمام عملیات تحویل نفت خام به مخازن پالایشگاه‌ها انجام می‌شود. ماده ۲)
• فرآورده‌های نفتی مذکور در جدول (۴) عبارت ازتمام فرآورده‌های اصلی (بنزین، نفت گاز، نفت کوره، نفت سفید، ATK وJP4) وLPG 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. ماده ۳)
• در صورتی که بنا به دلایل عملیاتی و فنی بهره‌برداری از سامانه‌های اندازه گیری خودکار (توربینی و جابه جایی 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 ملاک 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 ۴% درصد بین حجم خالص استاندارد کشتی مادر و کشتی صادراتی باشد روش اندازه گیری مخازن کشتی مادر ملاک عمل بوده و 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 نفت تولیدی (نفت خام و میعانات گازی)، گاز طبیعی و فرآورده‌های تولیدی و وارداتی تمامی روش‌های اندازه گیری توسط سامانه‌های 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)
• عملیات انجام تمام اندلزه گیری‌ها در مبادی مذکور در این دستورالعمل حسب مورد بر عهده شرکت ملی ایران «شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران، شرکت ملی گاز ایران و شرکت ملی صنایع پتروشیمی بوده که این امر از طریق واحدهای سازمانی ذی ربط در این شرکت‌ها و یا با استفاده از خدمات شرکت‌های بازرسی مستقل که صلاحیت فنی آنها به تایید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی رسیده است انجام خواهد شد. ماده ۸)
• به منظور تایید صحت و اعتبار اندازه گیری‌هایی 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: در خصوص اندازه گیری‌های جداول شماره ۱ الی ۸ کارکنان سازمانی اداره کل نظارت بر صادرات مواد نفتی به صورت 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 برعهده شرکت‌های نظارت شونده در این دستورالعمل می‌باشد. ماده ۹):

الف - شرکت ملی ایران موظف است مقادیر هرگونه هدررفتگی عملیاتی در خطوط انتقال نفت خام و میعانات گازی به پالایشگاه‌ها و مبادی اولیه صادراتی و نیز مقادیر هدررفتگی عملیاتی و نشت در خطوط انتقال گاز به پالایشگاه‌های گازی را تعیین و برای تایید به اداره کل نظارت برصادرات و مبادلات مواد نفتی اعلام کند. ب- شرکت ملی گاز ایران موظف است مقادیر هرگونه هدررفتگی نشت در خطوط انتقال گاز به ایستگاه‌ها و شبکه گازرسانی را تعیین و برای تایید به اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی اعلام کند. بدیهی است در 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 ۱۳۸۲/۰۲/۰۲ با نظارت و تایید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی اقدام کنند و به محض آماده شدن سیستم اندازه گیر خودکار باید اندازه گیری با سیستم میترینگ ملاک قرار گیرد.