اجازه انعقاد قرارداد به وزارت نفت با شرکت ملی نفت ایران

هیات وزیران در جلسه مورخ 1389/8/23 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 9 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

01202/1

01162/1

01273/1

03806/1

01420/1

01626/1

00600/1

00114/1

01526/1

00974/1

1

1

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 2

«دستورالعمل نحوه اندازه گیری احجام و اوزان نتفخام، گاز طبیعی و فرآورده های پالایشی و پتروشیمی موضوع بند «7» قانون بودجه سال 1388 کل کشور»

اندازه گیری احجام و اوزان نفتخان تولیدی، گاز طبیعی تولیدی و فرآورده های پالایشی و پتروشیمی تولید داخل و وارداتی موضوع بند «7» قانون بودجه سال 1388 کل کشور مطابق این دستورالعمل انجام خواهد شد.

جدول 1) اندازه گیری حجم نفتخام و میعانات گازی صادراتی در مبادی اولیه صادرات:

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی از مبداء خارگ	سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER)
2	اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی از مبداء لاوان	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER)
3	اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی از مبداء شیری	عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی (DIPPING)
4	اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی از مبداء بهرگانسر	عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی (DIPPING)
5	اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی شناورسورنا (FSU)	اندازه گیری مخازن کشتی های صادراتی و شناور سورنا مطابق ماده 4 دستورالعمل
6	اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از مبداء عسلویه	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER)
7	اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از مبداء طاهری	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER)

جدول 2) اندازه گیری حجم نفتخام و میعانات گازی تحویلی به پالایشگاهها

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاههای: اصفهان- اراک- کرمانشاه	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه
2	اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاه بندرعباس	1- سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) خارگ (مبداء ارسال خارگ) 2- عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاهی (DIPPING) (مبداء ارسال کشتی مادر خارگ)
3	اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاههای آبادان و تهران	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER) نصب شده در ورودی پالایشگاه
4	اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاههایی شیراز و تبریز	سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) نصب شده در ورودی پالایشگاهها
5	اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاه لاوان	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) شرکت نفت فلات قاره
6	اندازه گیری حجم کاندنیست تحویلی به پالایشگاه تهران	توزین نفتکش های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه توسط با سکول موجود
7	اندازه گیری حجم کاندنیست تحویلی با پالایشگاه بندرعبارس	1- سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) عسلویه (مبداء ارسال عسلویه) 2- عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاهی (DIPPING) (مبداء ارسال کشتی مارد خارگ و پالایشگاه سرخون) 3- عمق یابی مخازن گورزین در قشم (مبداء ارسال گورزین)
8	اندازه گیری حجم کاندنسیت تحویلی به پالایشگاه شیراز	توزین نفتکش های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه توسط باسکول موجود

جدول 3) اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویلی از پالایشگاهها
به شرکت ملی فرآورده های نفتی ایران و سایر مصرف کنندگان عمده

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویلی از پالایشگاهها به شرکت ملی پخش فرآورده های 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.
2	اندازه گیری فرآورده های نفتی تحویلی از پالایشگاه گازی خانگیران به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی	عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه (DIPPING) و حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاور پالایشگاهها.
3	اندازه گیری حجم فرآورده های تحویلی از پالایشگاه بندر عباس به شرکت ملی پخش	عمق یابی مخازن انبار شماره 2
4	اندازه گیری حجم فرآورده های تحویلی از پالایشگاه شیراز به شرکت ملی پخش	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER) نصب شده در ورودی پالایشگاه
5	اندازه گیری حجم فرآورده های تحویلی از پالایشگاه اصفهان به شرکت ملی پخش	سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) نصب شده در ورودی پالایشگاهها

جدول 4) اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی از پالایشگاهها
به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی از پالایشگاهها به شرکت ملی پخش فرآورده های 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 سیستم های اندازه گیری خودکار

جدول 5) اندازه گیری حجم بنزین وارداتی / دریافتی پالایشگاهها

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم بنزین وارداتی/ دریافتی پالایشگاههای: بندرعباس- آبادان	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه
2	اندازه گیری حجم بنزین وارداتی/ دریافتی پالایشگاههای: شیراز- کرمانشاه	توزین نفتکشهای جاده پیمای ورودی به پالایشگاهها توسط باسکول های موجود
3	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 6) اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی از شرکت ملی صنایع پتروشیمی و
شرکتهای تابعه آن به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران در «بندرعباس»	عمق یابی مخازن کروی پخش
2	اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران در تاسیسات «شهید لشکری ماهشهر»	توزین گازکشهای جاده پیما توسط باسکول موجود
3	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 باسکول های موجود
4	اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی در «مرزاپنچه برون استان گلستان»	توزین گاز مایع کشهای وارداتی توسط باسکول تاسیسات نکا
5	اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی از طریق کشتی در نکا	از طریق سیستم اندازه گیری توربینی

جدول 7) اندازه گیری حجم گاز طبیعی صادراتی، وارداتی،
خروجی پالایشگاههای گاز و کارخانه های گاز و گاز مایع

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم گاز طبیعی صادراتی به ترکیه و نخجوان، وارداتی از ترکمنستان، آذربایجان و خروجی پالایشگاههای گاز و کارخانه های گاز و گاز مایع	نمودارها و داده های ثبت شده توسط سامانه های اندازه گیری روزنه ای (ORIFICE) و آلتراسونیک نصب شده و موجود در محلهای اندازه گیری
2	اندازه گیری حجم گاز طبیعی مصرف داخلی پالایشگاههای گاز	استفاده از سامانه های اندازه گیری روزنه ای (IRIFICE) نصب شده و موجود در محلهای اندازه گیری و ضرایب تبدیل
3	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
4	اندازه گیری حجم گاز طبیعی تحویلی به مجتمع های پتروشیمی به عنوان خوراک و سوخت	سامانه های اندازه گیری موجود در محلهای اندازه گیری
5	اندازه گری حجم گاز طبیعی تحویلی به صنایع عمده مصرفی	سامانه های اندازه گیری موجود در محلهای اندازه گیری

* گاز تولیدی شرکت فلات قاره که تحویل صنایع پتروشیمی و پالایشگاه ها و مصارف عملیاتی و سار مصرف کنندگان میشود در گزارشات تولید گاز ملحوظ گردد

جدول 8) اندازه گیری خوراک مجتمع های پتروشیمی از پالایشگاههای کشور

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری نفتهای سبک و سنگین- پنتان- پلات قورمیت- گاز مایع- اتان- پروپان- نفت سفید و مازوت تحویلی به مجتمع های پتروشیمی	سامانه های اندازه گیری موجود در نقاط تحویل و تحول

جدول 9) اندازه گیری خوراک تحویلی شرکت ملی نفت ایران به مجتمع های پتروشیمی

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری گازهای همراه، مایعات و میعانات گازی میادین نفتی و مستقل گازی خروجی کارخانجات گاز و گاز مایع و واحدهای پالایشی تحویلی به مجتمع های پتروشیمی	استفاده از سامانه های اندازه گیری منصوب در نقاط تحویل و تحول

جدول 10) اندازه گیری محصولات صادراتی و مواد اولیه وارداتی مجتمع های پتروشیمی

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری کلیه محصولات صادراتی و مواد اولیه وارداتی مجتمع های 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 1)- 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 پالایشگاه ها انجام میشود.

ماده 2)- فرآورده های نفتی مذکور در جدول (3) عبارت از تمام فرآورده های اصلی (بنزین، نفتگاز، نفت کوره، نفت سفید، ATK و JP4،) و LPG میباشد.

تبصره 1- واردات کلیه فرآورده های دریافتی از سایر پالایشگاهها و مواد برگشتی از پتروشیمی که با فرآورده های تولیدی پالایشگاه مخلوط و به منظور مصرف به شرکت ملی پخش تحویل می‌گردد باید به عنوان ورودی پالایشگاه لحاظ گردد.

تبصره 2- موجودی پلات فورمیت در پایان سال با نظارت اداره کل نظارت اندازه گیری شود.

تبصره 3- صادرات فرآورده ها و فروش بنزین آزاد و فرآوردههای ارزش و مرزی توسط شرکت ملی پخش که شامل یارانه نمی شوند در مبادلات محسوب گردد.

ماده 3)- در صورتی که بنا به دلایل عملیاتی و فنی بهره برداری از سامانه های 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 4)- 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 2% 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 5)- صادرات گاز مایع در بندر عسلویه و بندر ماهشهر به روش اندازه گیری مخازن کشتی ملاک اندازه گیری خواهد بود.

ماده 6)- در تمام مبادی اندازه گیری نفتخام، گاز طبیعی و فرآورده های تولیدی و وارداتی تمامی روشهای اندازه گیری از جمله: «اندازه گیری توسط سامانه های 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 7)- مسئولیت انجام تمام اندازه گیریها در مبادی مذکور در این دستورالعمل حسب مورد بر عهده شرکت ملی نفت ایران، شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های 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 8)- به منظور تائید صحت و اعتبار اندازه گیریهائی که حسب مورد توسط شرکت ملی نفت ایران، شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های 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 1 الی 9 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 10 کارکنان سازمانی اداره کل نظارت بر صادرات مواد نفتی به صورت غیر مستمر در مبادی اندازه گیری مستقر می‌باشند.

تبصره 1- اداره کل نظارت بر صادرات می‌تواند برای انجام نظارتها و بازرسیهای بالا از خدمات شرکتهای بازرسی مستقل نیز استفاده کند.

تبصره 2- 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 9):
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 10):
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 برنامه ریزی زمانبندی شده تلاش کرده و در ارتباط با نصب سیستم اندازه گیر خودکار مطابق بخشنامه شماره 178635- 1/28 مورخ 6/7/87 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 سامانه های اندازه گیری نیز مطابق بخشنامه فوق‌الذکر اقدام گردد.

قرارداد مربوط به
اجرای مفاد جزء «ی» بند (7) ماده واحده قانون بودجه سال 1388 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 (7) ماده واحده قانون بودجه سال 1388 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 1: 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 (7): به معنای بند (7) ماده واحده قانون بودجه سال 1388 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 پایانه های نفتی جزایر خارک، سیری و لاوان، پایانه بهرگانسر و پایانه شناور سروش می‌باشند.

ماده 2: موضوع قرارداد
موضوع قرارداد عبارت است از اجرای مفاد بند (7) ماده واحده قانون بودجه سال 1388 کل کشور.

ماده 3: مدت قرارداد
مدت قرارداد از ابتدای سال 1388 تا پایان آن سال می‌باشد.

ماده 4: ارزش نفت خام تولیدی
ارزش نفت خام تولیدی موضوع جزء «الف» بند (7) 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 1388.

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 هزینه های حمل، بیمه، انبارداری (C.I.F) و سایر هزینه های مرتبط خواهد بود. براساس جزء «ط» بند (7) هزینه های مذکور به عهده شرکت می‌باشد.

ماده 5
ضوابط فروش نفت خام به خارج طبق شیوه‌نامه ای می‌باشد که برای سال 1385 به تصویب مجمع عمومی شرکت رسیده است.

ماده 6: ارزش گاز خام تولیدی
ارزش گاز خام تولیدی موضوع جزء «ب» بند (7) عبارت است از حاصل ضرب حجم گاز خام تولیدی و شصت و چهار درصد (64%) قیمت گاز خام تولیدی تحویلی به شرکت ملی گاز ایران و هشتاد و نه درصد (89%) مابقی ارزش گاز خام تولیدی (یک «1» ریال به ازای هر مترمکعب) موضوع تصویبنامه شماره 50668/44469 مورخ 1389/3/5 هیات وزیران.

فصل دوم - تعهدات شرکت

ماده 7
شرکت مکلف است معادل 81 درصد ارزش نفت خام تولیدی را به حساب بستانکار قطعی خزانه منظور نماید و از محل 19 درصد باقیمانده به ترتیب معادل 5 درصد و 8 درصد، به عنوان مالیات عملکرد سال 1388 شرکت و علی الحساب سود سهام دولت بابت عملکرد سال یاد شده شرکت، جمعاً معادل 94 درصد ارزش نفتخام تولیدی را به حساب بستانکار دولت (خزانه) منظور نماید.

تبصره 1- 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 (94%) 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 2- در مورد نفت خام تولیدی از میادین مشترک با کشورهای همسایه و میادین دریایی پنج واحد درصد (5%) از سهم قابل پرداخت به دولت کسر شده و برای جبران هزینه های تولید به سهم خالص شرکت اضافه می‌شود.

تبصره 3- موجودی نفت خام تولیدی در پایان سال 1388 که در سال 1389 به فروش می‌رسد (موجودی نفت خام پایان سال 1388 در مبادی اولیه و ثانویه صادراتی) به قیمت متوسط نفت خام صادراتی در اسفند ماه سال 1388 محاسبه و در دفاتر شرکت ملی نفت ایران در حسابهای مربوط ثبت می‌شود و مشمول مقررات این قرارداد می‌باشد.

تبصره 4- سه درصد (3%) 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 (500/000/000) دلار از این مبلغ صرف گاز رسانی به شهرها و روستاها می‌شود». همچنین در اجرای جزء (الف) بند (7) ماده واحده فوق مبلغ یکصد میلیون (100/000/000) دلار از محل 6 درصد سهم شرکت ملی نفت ایران به منظور افزایش بهره وری از منابع آب و تسریع در اجرای پروژه های مختلف آب و خاک میبایستی به صورت مساوی در اختیار وزارتخانه های نیرو و جهاد کشاورزی قرار گیرد و در اجرای جزء (و) بند (7) ماده واحده فوق مبلغ شش میلیارد و چهارصد و شصت هزار (460/000/000/6) ریال از منابع حاصل از صادرات فرآورده های 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 210105 جدول شماره (9) قانون بودجه واریز شود.

ماده 8
محل نفت خام تولیدی به پالایشگاههای داخلی درون پالایشگاه خواهد بود. هدر رفتگی عملیاتی نفت خام در خطوط انتقال نفت خام به پالایشگاه ها و مبادی صادراتی به عهده شرکت بوده و تایید میزان آن مشترکاً به عهده وزارت نفت و معاونت برنامه ریزی و نظارت راهبردی رئیس جمهور میباشد. هدر رفتگی ناشی از حوادث غیرمترقبه (فورس ماژور) جزء تولید محسوب نمی شود.

ماده 9
شرکت مکلف است حسب ماده (6) این قرارداد به ازاء هر مترمکعب گاز خام تولیدی خود شصت و چهار درصد (64%) قیمت یک (1) ریال آن را به حساب بستانکار خزانه منظور نماید.

تبصره 1- حجم گاز تولید داخلی که در هر ماه مبنای محاسبات ماده (6) این قرارداد موضوع جزء «ب» بند (7) قرار می‌گیرد عبارتست از حجم گاز طبیعی تولیدی در هر ماه براساس اندازه گیری حجم گاز تصفیه شده پالایشگاه ها (شامل گاز تحویلی به خطوط انتقال، گاز سوخت مصرفی پالایشگاه ها، اتان و LPG تولیدی) و گاز خروجی کارخانه های گاز و گاز مایع ضربدر ضریب افزایشی که در جدول شماره (1) 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 2- گازهای سوزانده شده و گاز تزریقی به چاههای نفتی مستثنی بوده و در محاسبات منظور نمی شوند.

ماده 10
در اجرای جزء «ی» بند (7) شرکت مکلف است در سال 1388 ثبت های 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 11: واریز وجوه به حساب خزانه
شرکت مکلف است صد درصد (100%) وجوه حاصل از صادرات نفت خام را به ترتیب مورد عمل در سال 1383 پس از ایفای تعهدات سر رسید شده قراردادهای بیع متقابل نفتی (که براساس قوانین برنامه و بودجه های سالهای گذشته منعقد شده است) به عنوان عالی الحساب پرداختهای موضوع ماده (7) این قرارداد به طور مستقیم از طریق بانک مرکزی به حسابهای مذکور در جزء «ه-» بند (7) ماده واحده قانون بودجه سال 1388 کل کشور واریز نماید.
حصه آن بخش از تعهدات بین متقابل که در سال 1388 قابل تصفیه است به شرح جدول مصوبه مجمع عمومی شرکت می‌باشد.

ماده 12
تمامی سود خالص (سود ویژه) شرکت که پس از اعمال حساب پرداختهای موضوع مواد (7) و (9) این قرارداد ایجاد می‌شود به منظور تامین منابع لازم برای انجام هزینه های سرمایه ای شرکت یاد شده (مذکور در جداول پیوست شماره 2 قانون بودجه سال 1388) 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 13
در سال 1388 هزینه های 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 1388 کل کشور ایجاد شده و یا می‌شود از محل منابع داخلی به عهده شرکت ملی نفت ایران خواهد بود.

فصل سوم - سایر موارد

ماده 14
روش اندازه گیری کلیه احجام واوزان تولیدی و فروش مذکور در این قرارداد حسب مورد براساس دستورالعمل ابلاغی وزارت نفت می‌باشد (پیوست شماره 2 این قرارداد). صحت و اعتبار تمام اندازه گیری های 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 گیری ها نیز اعمال نظارت می نماید.

ماده 15
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 16
مبالغ بستانکاری و بدهکاری دولت (خزانه) و متقابلاً بدهکاری و بستانکاری شرکت که به موجب این قرارداد ایجاد می‌شود، مطابق آیین نامه اجرایی بند (7) مصوب هیات وزیران تسویه می‌شود.

ماده 17
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 (7) می‌باشد. همچنین شرکت مکلف است عملیات مرتبط با این قرارداد را تحت نظارت عالیه وزارت نفت مطابق با رویه های معمول در صنعت نفت به انجام رساند.

ماده 18
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 برنامه ریزی و نظارت راهبردی رئیس جمهور ارسال شود.

ماده 19
هر گونه تغییر در این قرارداد در چارچوب مقررات بند (7) پس از توافق طرفین قرارداد باید به تصویب هیات وزیران برسد.
این قرارداد در سه فصل 190 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 1388 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

دریافت فایل پی‌دی‌اف