نحوه گزارش گری مالی قرارداد های بیع متقابل نفتی در ایران

واژه های کلیدی:

بیع متقابل نفتی، بای بک، حسابداری نفت و گاز،افشای اطلاعات بیع متقابل در صورت های مالی

 

خلاصه:

 هدف از حسابداری و گزارشگری مالی، حصول اطمينان از قابل اعتماد بودن صورتهاي مالي واحدهاي موصوف در جهت حفظ منافع عمومي، صاحبان سرمايه و ديگر اشخاص ذيحق است.

از آنجایی که بازیافت هزینه ها در قرارداد بیع متقابل نفتی در ایران منوط به نتیجه کار بوده و بیش از 4 سال به طول می انجامد و از طرفی جهت ثبت عملیات حسابداری و افشای گزارشات مالی قرارداد بیع متقابل نفتی در صورت های مالی مجری (پیمانکار) استانداردی تعریف نگردیده و به صورت موردی و با نظرهای خاص نسبت به افشای آن اقدام می گردد. که این موضوع مغایر با شفافیت اطلاعات شرکت های مجری برای سهامداران خود می باشد. لذا در این مقاله موضوع ثبت و گزارش گری در ایران و سطح بین المللی بررسی و با توجه به تجربیات حاصل در قرارداد مذکور به نتایج و پیشنهاداتی در خاتمه اشاره شده است.

  

پیش گفتار:

با توجه به انجام عمده عملیات قرارداد های توسعه بالادستی نفت و گاز از طریق انعقاد قرارداد های بیع متقابل در سال های پس از انقلاب اسلامی توسط شرکتهای خارجی و اخیرا" در راستای اقتصاد مقاومتی بر اساس رهنمود های مقام معظم رهبری ، این امر توسط دستان توانمند شرکتهای داخلی در حال انجام است که البته قرارداد های موجود به منظور جذب شرکتهای سرمایه گذار و بالطبع جذب منابع مالی خارجی ارزان قیمت نیازمند علاقه و بازنگری بیشتری می باشد .

در این راستا کوشش های زیادی در خصوص موارد حقوقی قرارداد های بیع متقابل نفتی صورت پذیرفته که در حال حاضر به نسل چهارم آن رسیده است ولی جایی که کمتر به آن توجه شده و به نظر می رسد که می تواند در تدوین و بهینه سازی نسل های فعلی و جدید قرارداد های مذکور تاثیر بسزایی داشته و نقش موثرتری ایفا کند، موضوع حسابداری ومسائل مالی آن ها می باشد. هر چند که در این زمینه کتب و مقالاتی وجود دارد ولی به نطر می رسد کافی نبوده و نیازمند اراده و اقدام راسخی توسط سازمان حسابرسی و سایرمراجع ذیصلاح در خصوص تدوین استاندارد های ملی برای این موضوع می باشد.

در این راستا مقاله ای که در ادامه می آید در دو قسمت تهیه شده که قسمت اول آن به قرارداد بیع متقابل پرداخته و قسمت دوم آن به حسابداری و گزارشگری مالی قرارداد های مذکور در قالب صورتهای مالی اختصاص یافته است .

قسمت اول

مقدمه:

ایران با دارا بودن 3/11 درصد ذخایر نفتی جهان چهارمین کشور دارنده منابع نفتی و با دارا بودن قریب به 18 درصد ذخایر گازی دارنده دومین منابع گازی جهان است و با احتساب مجموع ذخایر نفتی و گازی، در رتبه اول کشورهای دارنده منابع غنی نفت و گاز در دنیا قرار می گیرد.

مهمترین قرارداد های بخش نفت و گاز به 3 گروه تقسیم می شوند "1 : روش امتیازی 2 : روش مشارکتی و 3 : روش خدماتی"

1- روش امتیازی

قراردادهای روش امتیازی از قدیمی ترین نوع معاهده ها می باشند . در این گونه از قراردادها، واگذاری مخزن و یا میدانی مشخص از سوی دولت میزبان به شرکت سرمایه گذار برای سرمایه­گذاری در عملیات، اکتشاف، توسعه، بهره­برداری و بازاریابی فرآوری نفت و گاز از سوی آن و پرداخت بهره مالکانه افزون بر درصدی از درآمد خالص به عنوان مالیات به دولت میزبان می­باشد.

با توجه به اعتراضاتی که از سوی دولت­های میزبان به عدم رعایت تولید صیانتی از سوی شرکت­ها و صاحبان میزبان در این دسته از قراردادها شد، شکل این نوع از قراردادها به تدریج تغییر کرد و عملاً ساختارها و نظام­های نوین امتیازی وارد فضای قراردادهای بین­المللی نفت و گاز گردید.

 قراردادهای نوین امتیازی از دیدگاه بخش­بندی سود میان طرفین از چنان انعطاف پذیری برخوردار است که در صورت افزایش بهای نفت، سازوکارهایی در راستای افزایش منافع میزبان پیش­بینی شده است.کشور میزبان اکنون می­تواند از طریق شرکت ملی نفت ایران در قراردادهای نوین امتیازی مشارکت کند. این روش که کاربستی فراوان در خاورمیانه داشته ، آن چنان پیش رفت داشته که کشور عربستان در سال۱۹۸۱، صد در صد عملیات دریافت و پرداخت شرکت آرامکو را در اختیار گرفته است.

2-  روش مشارکتی

این نوع قراردادها به دو دسته تقسیم می­شوند که عبارتند از:

۱-2  مشارکت در تولید:

در این قراردادها، نفت و گاز تولید شده میان دولت میزبان و شرکت سرمایه­گذار تقسیم شده و حقوق مالکانه متعلق به دولت است، لیکن به واسطه مشارکت دولت میزبان ، از طریق شرکت ملی نفت در زمینه مدیریت عملیات با شرکت سرمایه­گذار در پیوند است.

این نوع از قراردادها، شرکت خارجی را متعهد به پرداخت مالیات و در برخی موارد بهره­مالکانه، آموزش نیروی انسانی و مشارکت دولت میزبان می­نماید.

2-2- مشارکت در سرمایه­گذاری:

در این قراردادها، کشور میزبان و شرکت سرمایه گذار در سود و خطرپذیری توافق­نامه­های نفتی سهیم هستند. میزان مشارکت در عقد موافقت­نامه­های امتیازی متفاوت است در نتیجه دولت به مثابه شریک در تولیدی که بر اساس قرارداد انجام می­شود، سهیم است.

سهم هزینه­ دولت میزبان به شیوه­ای مستقیم و یا اختصاص بخشی از سهم تولید خواهد بود که به شرکت نفتی سرمایه گذار پرداخت می شود. در این قراردادها، دولت میزبان افزون بر مالیات، درصدی از سود واقعی را نیز به خود اختصاص می­دهد.

3-  روش خدماتی:

این نمونه از قراردادها از اشکال روابط قراردادی بین افراد از یک سو و جوامع از سویی دیگر به شمار می­آیند. این نوع از قراردادها در سه دسته قرار می­گیرند:

1-3- قراردادهای صرفا خدماتی:

این دسته از قراردادها در فعالیت­های اکتشافی کاربرد ندارد و تنها در تلاش­های تولید مورد بهره­برداری قرار می­گیرند. پاداش این قراردادها نقدی است و بهای مقطوع و مشخصی دارد. با این همه، گاه به منظور افزون نمودن انگیزه سرمایه­گذار در ارائه خدمات بهتر، امتیازاتی مانند خرید قسمتی از تولید اعطا می­شود. نوع ساده آن، به صورت حق­الزحمه مقطع برای ارائه خدمات مشخص است و بابت دریافت کمک­های فنی به کشور میزبان هیچ سهمی از نفت خام تولیدی پیش­بینی نشده است.

2-3- قراردادهای ریسکی خدمت:

این نوع از قراردادها، عموما در کشف میادین نفت و گاز کاربرد دارند و اصولا ماهیت این نوع قراردادها به گونه­ای است که مسائلی چون مالیات و بهره مالکانه کمتر مورد توجه طرفین قرار می­گیرد. در صورتی که کشفی صورت نپذیرد، قرارداد به خودی خود منتفی است لیکن در صورت کشف نفت یا گاز، شرکت سرمایه گذار ملزم است که آن را به مرحله تولید برساند.

در این قرارداد ها ، کل تولید در اختیار کشور میزبان قرار خواهد گرفت و شرکت سرمایه گذار طبق شرایط قرارداد یا از مبلغی مقطوع به عنوان بازپرداخت سرمایه به همراه نرخ بهره و خطرپذیری برخوردار خواهد شد و یا بر اساس درآمد حاصل از میزان نفت تولید شده پس از کسر مالیات سهم خواهد برد.

3-3- قراردادهای بیع متقابل:

در قراردادهای خدماتی بیع متقابل، شرکت سرمایه­گذار، تمامی وجوه سرمایه­گذاری مانند نصب تجهیزات، راه­اندازی و انتقال تکنولوژی را برعهده می­گیرد. و پس از راه­اندازی پروژه، آن را به کشور سرمایه پذیر واگذار می­کند. بازگشت سرمایه و نیز سود سرمایه شرکت، از طریق دریافت محصولات تولیدی انجام می­گیرد.

دلیل طبقه­بندی قرارداد بیع متقابل در رده قراردادهای خرید خدمت این است که انجام بازپرداخت اصلی و سود سرمایه­گذاری از محل نفت خام و فرآورده­های آن صورت می­گیرد. پرداخت­ها به صورت نقدی و غیرنقدی امکان­پذیر است. این نوع قرارداد در کشورهایی که قوانین آنها، هرگونه مالکیت بخش خصوصی و یا خارجی را بر صنعت نفت منتفی دانسته­اند، مورد بهره­برداری قرار می­گیرد.


سیر تحولات 112 ساله قراردادهای بالادستی صنعت نفت و گاز کشور را می توان بر مبنای رویکرد قراردادی به کارگرفته شده در بخش بالادستی صنعت نفت و گاز کشور، به ادوار تقسیم نمود؛

1) از سال 1280 تا 1329 حاکمیت قراردادها(یا توافقنامه های) امتیازی

2) از سال 1333 تا 1353 حاکمیت قراردادهای مشارکتی

3) از سال 1353 تا 1357حاکمیت قراردادهای خدماتی خطر پذیر

4) از سال 1358 تا 1371 حاکمیت روش های تامین مالی غیرنفتی

5) از سال 1372 تا 1392 حاکمیت قراردادهای بیع متقابل (معروف به قراردادهای خدماتی ایران)

 

قراردادهای بالادستی نفت و گاز کشور (1371-1358 ه.ش)

با پیروزی انقلاب اسلامی در بهمن ماه سال 1357، بسیاری از شرکت های خارجی فعال در عرصه نفت و گاز کشور سطح فعالیت های خود را در ایران تقلیل داده و یا به حالت تعلیق درآوردند، این فعل و انفعالات با مصوبه شورای انقلاب وقت در سال 1358 تشدید شد. بگونه ای که عملاً بسیاری از قراردادهای جاری نفت و گاز کشور با طرف های خارجی از جمله قرارداد جدید کنسرسیوم در سال 1352 ه.ش(1973 م) معروف به آسکوOSCO .لذا در سال های اولیه پیروزی انقلاب اسلامی به دو دلیل احساس ریسک سرمایه گذاران خارجی برای حضور در بخش نفت و گاز کشور و نیز ذهنیت نامناسبی که نسبت به عملکرد بخش خصوصی و به طور خاص فعالیت شرکت های خارجی در بدنه اجتماعی، قانون گذاری و تصمیم گیری کشور وجود داشت، عملاً به حضور و نقش آفرینی بسیار کمرنگ شرکت های خارجی و به ویژه شرکت های بین المللی نفتی در ایران منجر گردید. در بخش تبیین الزامات قانونی نفت و گاز نظام جمهوری اسلامی به احصاء برخی از مهمترین محدودیت های قانونی که نسبت به فعالیت اشخاص خارجی در این صنعت وضع گردیده بود، خواهیم پرداخت.

قراردادهای بالادستی نفت و گاز کشور (1392-1372 ه.ش)

با آگاهی مسئولین نسبت به ضرورت جذب سرمایه های خارجی و انتقال ریسک ناشی از این سرمایه گذاری ها به طرف هایی که از ظرفیت لازم برای پذیرش این ریسک ها برخوردار هستند، بتدریج شاهد تلاش مضاعف برای جذب منابع مالی خارجی بیشتر بدین صنعت بودیم. این روند زمینه را برای حضور نسل جدیدی از قراردادهای خرید خدمات خطر پذیرکه بعدها به عنوان قراردادهای بیع متقابل مشهور شد، فراهم نمود. این دسته از قراردادها از سال 1372 و به موجب قانون بودجه این سال به بخش بالادستی نفت و گاز کشور راه پیدا نمودو در قالب قانون بودجه سال 1373 برای اولین بار عنوان بیع متقابل بدان اطلاق گردید. البته بدلیل اقداماتی که در هر دوره با هدف اصلاح انتقادات وارده به این قراردادها انجام پذیرفته ، این شیوه قراردادی تاکنون در سه نسل طراحی و برای بیش از 20 سال (1392-1372 ه.ش) در بخش بالادستی صنعت نفت و گاز کشور مورد استفاده گرفته شده است.

 پس از پایان جنگ تحمیلی تسریع فرایند اکتشاف و توسعه میادین نفت و گاز کشور با توجه به سهم قابل توجهی که عایدات این حوزه در به چرخش درآوردن چرخه اقتصادی داشته اند، در دستور کار تصمیم گیران کلان کشور قرار گرفت. از این رو دست اندرکاران این صنعت برآن شدند تا با طراحی و تدوین قراردادی متناسب با مقتضیات بخش بالادستی نفت و گاز و نیز مقید به مفاد قوانین حاکمیتی این حوزه، شرایط را برای جذب هر چه بیشتر سرمایه گذاران خارجی به این صنعت فراهم سازند. بدین ترتیب برای اولین بار از بعد از انقلاب نوع سازمان یافته تری از قراردادهای پیمانکاری موسوم به قرارداد بیع متقابل از سال 1372 به این صنعت ورود پیدا نمود. البته با کسب تجربیات عملی و اشراف بهتر نسبت به کاستی های این نوع قراردادها ،زمینه برای طراحی نسل های دوم و سوم آن هم فراهم گردید و اکنون پس از سپری شدن بیش از 20 سال از حیات این قرارداد، سیاست گذاران به دنبال طراحی و معرفی نسل جدیدی از قراردادهای بیع متقابل هستند که در بخش های بعدی این پژوهش به تبیین ضرورت و تحلیل ابعاد آن خواهیم پرداخت.

براساس قوانین و مقررات جمهوری اسلامی ایران منابع نفت و گاز کشور جزء انفال و ثروت های عمومی محسوب شده و حق حاکمیت نسبت به این منابع صرفا" توسط دولت قابل اعمال بوده است. از همین روی مالکیت هیدرو کربور موجود در مخازن غیر قابل انتقال به بخش خصوصی است. محدودیت های مورد اشاره در قانون اساسی، قانون بودجه و الزامات مجلس برای سرمایه گذاری خارجی در کشور، در بخش نفت و گاز سبب گردیده تا راه های جذب منابع مالی و انتقال تکنولوژی به شیوه های خاص از قراردادهای توسعه نفت محدود گردد .

حضور نسل جدیدی از قراردادهای خرید خدمات خطر پذیر از سال 1372 و به موجب قانون بودجه به بخش بالادستی نفت و گاز کشور راه پیدا نمود و در قالب قانون بودجه سال 1373 برای اولین بار عنوان بیع متقابل بدان اطلاق گردید.

قرارداد بیع متقابل :

پیدایش قرارداد های بیع متقابل به سال های 1960 تا 1970 باز می گردد و اولین بار پس از جنگ جهانی اول توسط کشور المان بکار گرفته شد.قرارداد بیع متقابل به معنای توافق باز خرید محصول است و یکی از اقسام تجارت متقابل می باشد.

در معاملات بای بک از یک‌سو ماشین‌آلات ، تجهیزات تولیدی یا یک کارخانۀ کامل از سوی یک عرضه‌کننده به کشور دیگری صادر می‌گردد و در مقابل ، محصولاتی که به‌طور مستقیم یا غیر مستقیم به‌وسیلۀ همین تسهیلات تولید شده بابت تمام یا بخشی از بهاء این تسهیلات ، در مدت زمان معینی دریافت می‌شود.

قرارداد بیع متقابل، یکی از انواع قراردادهای خدماتی به شمار می‌رود که در آن سرمایه‌گذاری بر عهده پیمانکار است و کارفرما بعد از تولید، مدیریت را بر عهده می‌گیرد. پاداش پیمانکار و هزینه‌های مربوطه، از طریق فروش محصولات صورت می‌گیرد. با وجود انتقادات وارده به بیع متقابل، توسعه بسیاری از میادین ایران توسط این مدل قراردادی صورت گرفته است

در قراردادهای بیع متقابل مورد استفاده در ایران ، سرمایه گذار کلیه هزینه های مربوط به سرمایه گذاری اعم از خرید تجهیزات، نصب، راه اندازی و کلیه هزینه های مربوط به استفاده از نیروی انسانی و هزینه های عملیاتی تا مرحله توسعه میدان نفتی یا گازی موضوع قرارداد را تامین می کند و بعد از آنکه تولید به سطح مقرر در قرارداد رسید، میدان نفتی یا گازی را در اختیار شرکت ملی نفت ایران قرار داده و بر اساس موافقت نامه منعقد شده نظرات و مشاوره های فنی را به شرکت ملی نفت ایران ارائه می کند. در مقابل شرکت ملی نفت ایران نیز تعهد می کند که کلیه خدمات سرمایه گذار اعم از هزینه های سرمایه ای و غیر سرمایه ای، حق الزحمه و سود را از طریق فروش محصول تولیدی حاصله از میدان یا از طریق تخصیص عواید حاصل از فروش محصول و در طی اقساط معین و در مدت زمان معلوم جبران کند.لذا پیمانکار(شرکت سرمایه گذار) نه تنها مالکیتی بر پروژه ندارد ،بلکه در تولیدات ناشی از اجرای پروژه نیز سهیم و شریک نمی شود.

عمده قراردادهای مورد استفاده جهت توسعه میدان های نفتی و گازی در کشورهای همسایه جمهوری اسلامی ایران، قراردادهای بیع متقابل است.

این گونه قراردادها به دو صورت منعقد می شود. یا به صورت مشارکت در تولید و یا به صورت قرارداد خدمات (یا پیمانکاری). به جهت وضعیت مخازن نفت و گاز در جمهوری اسلامی ایران ، قرارداد بیع متقابل از نوع خدمات مورد استفاده جمهوری اسلامی ایران بوده است.

تعامل شرکت‌‌های بزرگ نفتی با کشورهای دارای منابع نفت و گاز، در قالب قراردادهای مختلفی انجام می‌پذیرد. با عنایت به این که نوع این قراردادها در میزان و کیفیت انتقال تکنولوژی تأثیر بسزایی دارد و از آنجا که بدلیل محدودیت­های قانونی موجود در سرمایه­گذاری خارجی و کمبود منابع مالی، متداول­ترین روش عقد قراردادها در کشورمان بیع متقابل بوده است.

محدودیت‌های مورد اشاره در قانون اساسی، قانون بودجه و الزامات مجلس برای سرمایه‌گذاری خارجی در کشور، در بخش نفت و گاز سبب گردیده است تا راه‌های جذب منابع مالی و انتقال تکنولوژی به شیوه‌های خاصی از قراردادهای توسعه نفت محدود گردد. یکی از شاخص‌ترین گونه‌های قابل قبول مراجع قانونگذار کشور، قراردادهای خرید خدمات پیمانکاری توأم با تامین منابع مالی، موسوم به " بیع‌متقابل" می‌باشد.

 

تاکنون سه نسل از این قراردادها در ایران مورد استفاده قرار گرفته و نسل چهارم نیز تدوین و ارائه گردیده است.

نسل اول: در این قراردادها، پیمانکار عملیات توسعه را انجام ‌داده و سقف هزینه‌ها ثابت می ماند. این نسل از بیع متقابل، عمدتاً برای میادین با عمر بالا طراحی شده است. میدان‌های سروش، نوروز، بلال، دورود، دارخوین و چند فاز پارس جنوبی با این روش توسعه پیدا کرده اند.

نسل دوم: در نسل دوم بیع متقابل، پیمانکار در هر دو مرحله اکتشاف و توسعه امکان حضور داشته و در صورت اکتشاف ذخایر نفتی، از اولویت مذاکره برای توسعه برخوردار می شود. اکتشاف در بلوک‌های نفتی اناران، مهر، منیر، توسن و فارس در چارچوب این نسل صورت گرفت که البته برخی از این عملیات‌های اکتشافی ناموفق بودند.

نسل سوم: در نسل سوم، مساله ثابت بودن سقف هزینه‌ها تا حد زیادی مرتفع و به زمان مشخصی بعد از امضای قرارداد و انجام مهندسی پایه و برگزاری مناقصات مربوطه واگذار شد. میدان‌های نفتی یادآوران ، آزادگان شمالی و یاران شمالی با این روش در حال توسعه هستند.

مزایا و معایب قراداد های بیع متقابل:

 1- معایب قراردادهای بیع متقابل

1-1- نرخ برگشت سرمايه ثابت است. اين مسأله ممكن است براي سرمایه گذار ، به‌خصوص در زماني كه قيمت نفت تنزل پيدا مي‌كند، سودمند باشد؛ اما در حالت كلي انگيزه‌اي براي بهبود عملكرد يك پروژه، توسط شركت سرمایه گذار ايجاد نمي‌كند.

2-1- دورة‌ قراردادها كوتاه است وبه همین دلیل انگيزه زیادی براي به كارگيري معيارهاي افزايش بهره وری توسط سرمايه گذار ، ايجاد نمي‌كند؛ در نظرگرفتن اين معيارها توسط شرکت سرمایه گذار ، حداقل به يك دوره 20 ساله نياز دارد.

شرايط اين قراردادها انعطاف‌پذير نيستند و راهي براي تعديل این شرايط، پيش‌بيني نشده است. مثلاً براي گسترش و پیشبرد كار در مواردی که قرارداد ساکت است ،شرایطی پيش‌بيني نشده و موارد لازم درنظر گرفته نشده است.

3-1- دوره كوتاه قراردادهاي بيع‌متقابل، انگيزه‌اي براي انتقال تكنولوژي ايجاد نمي‌كند. چون كشور ميزبان، كنترل توليد و بهره برداری را به دست می گیرد، لذا سرمایه گذار حاضر نیست تکنولوژی های برترش را در پروژه های مبتنی بر قراردادهای بیع متقابل بکار گیرد.

در بخش صنعت نفت و گاز ايران، متخصصين زيادي فعاليت مي‌كنند كه در طول بيست‌سال گذشته از تحولات عظيم ايجاد شده در بخش نفت و گاز در سطح بين‌المللي به دور افتاده اند وشرایط مناسب جهت جذب تكنولوژي را ندارند. انتقال اين تكنولوژي‌ها به سال‌ها زمان نياز دارد. دورة كوتاه قراردادهاي بيع‌متقابل علاوه بر موارد فوق عملا فرصت لازم را برای یادگیری متخصصان ما ايجاد نمي‌كند و شاید اگر اين قراردادها براي مدت طولاني‌تري منعقد شوند، امكان و انگيزه‌لازم براي انتقال دانش و مهارت‌هاي مديريتي فراهم آید.

4-1- ایراداتی که به قراردادهای بیع متقابل گرفته می شود نیز با اعمال یک نظارت قوی قابل رفع و رجوع هستند. تقریبا اغلب خواسته های فنی و غیر فنی شرکت ملی نفت ایران در این نوع قرارداد ها دیده شده اند که از آن جمله می توان به دو مورد انتقال تکنولوژی یا آموزش نیروی انسانی (که امروزه بعنوان اشکالات اساسی از این نوع قرارداد گرفته می شوند) اشاره کرد. حتی چارچوب نظارتی بسیار قوی نیز برای اجرای آن در قرارداد لحاظ شده است.

در مورد برداشت صیانتی نیز چارچوب مناسب نظارتی طراحی شده است. در قراردادهای بیع متقابل گروهی متشکل از پنج نماینده از هر دو طرف (جمعا" ده نفر) در کمیته مدیریت مشترک (JMC) مسئولیت نمایندگی طرفین (کارفرما و پیمانکار) را بر عهده دارند. بعد از تهیه طرح جامع توسعه (MDP) توسط شرکت پیمانکار این طرح باید به تائید شرکت ملی نفت ایران برسد. شرکت ملی نفت ایران می تواند و در صورت مغایرت آن با توسعه صیانتی تغییرات لازم را در این مرحله لحاظ کرده و حتی کل طرح را رد کند. حتی در مرحله اجرای پروژه نیز این حق برای شرکت ملی نفت ایران محفوظ می ماند. حتی در زمان بهره برداری چنانچه در شرکت ملی نفت ایران به این نتیجه برسد که تولید طراحی شده در میدان غیر صیانتی است می تواند تولید از چاه ها را کاهش دهد. البته در مورد انتقال تکنولوژی و آموزش نیروی انسانی شاید بتوان اشکالاتی را به قرارداد بیع متقابل گرفت ولیکن باز هم با اعمال ابزار نظارتی می توان اثرات این موضوع را بخصوص در بعد آموزش نیروی انسانی نیز کاهش داد.

5-1- یکی دیگر از ایراداتی که به قرارداد بیع متقابل گرفته می شود در نظر گرفتن نرخ بازگشت سرمایه 15 تا 20 درصدی برای پیمانکار است. البته اگر تنها به این رقم توجه شود شاید این انتقاد وارد باشد یعنی چرا باید نرخ بازگشت سرمایه حدود 10 یا 12 درصد (نرمال در دنیا) به رقمی بین 15 تا 20 درصد افزایش یابد؟ انتظار اینکه سرمایه گذار بدون داشتن سود اقدام به سرمایه گذاری کند انتظاری نامعقول است. سرمایه گذار پول خود را جائی می برد که علاوه بر دریافت سود امنیت هم داشته باشد. انتظار سود پیمانکار از انجام دو پروژه با یک حجم مساوی سرمایه بری یکی در آمریکای شمالی و دیگری در ایران متفاوت است. از نظر پیمانکاران در آمریکای شمالی ریسک مسائل سیاسی، ریسک ساختار اقتصادی، ریسک سیاست گذاری اقتصادی و ریسک نقدینگی بعنوان ریسک های اصلی ناچیز است در حالیکه همین ریسک ها در ایران ممکن است از دید ارزیاب های بین المللی بالا باشد. لذا نمی توان انتظار داشت پیمانکار خارجی که امکان فعالیت در آمریکای شمالی ( به عنوان بازار رقیب بازار ایران) را دارد انتظار همان سودی را در ایران داشته باشد که در آمریکای شمالی دارد.

از این مهم تر سود نهائی است که شرکت سرمایه گذار از یک پروژه بیع متقابل در مقایسه مثلا یک پروژه مشارکت در تولید می برد. با همین نرخ بازگشت سرمایه 15 تا 20 درصدی، سود نهائی پیمانکار در یک پروژه متوسط توسعه میدان تحت قرارداد بیع متقابل حدود 3 درصد ارزش کل ذخیره نفت میدان تخمین زده می شود که البته هر چه میدان بزرگتر باشد این مقدار کمتر می شود در حالیکه در یک پروژه متوسط تحت قرارداد مشارکت در تولید این مقدار به 10 تا 12 درصد می رسد. این بند قرارداد بیع متقابل با القای شرط برد - برد به سرمایه گذار وی را ترغیب به سرمایه گذاری در ایران می کند ولی در نهایت سهم زیادی را به سرمایه گذار واگذار نخواهد کرد. این نکته ظریفی است که در متن قرارداد بیع متقابل گنجانده شده است.

 

2- مزایای قراردادهای بیع متقابل

1-2- سهم دولت از درآمدهای پروژه بسیار بالاتر از اشکال دیگر قرارداد است و حق حاکمیت و مالکیت کشور میزبان نیز حفظ می‌شود. این سهم اغلب بیش از ۹۰ درصد بوده است.

2-2- عمر کوتاه قرارداد به معنی حضور کمتر سرمایه گذار هم هست بدیهی است در میادینی که میزان تولید طی مدت بسیار کوتاهی به نقطه اوج خود می‌رسد و عملیات تولیدی را طی مدت کوتاهی می‌توان به شرکت ملّی نفت واگذار کرد، می‌تواند شیوۀ مناسبی تلقی شود.

3-2- درصورتی‌که قیمت نفت در میان‌مدت و بلندمدت افزایش یابد، حجم منافع سرمایه گذار از درآمدهای حاصل از طرح به صورت واقعی کاهش خواهد یافت.

4-2- شیوۀ پاداش و تنبیه، که در قراردادهای اخیر بیع متقابل لحاظ شده است، می‌تواند انگیزه‌های پیمانکار را افزایش دهد، اما لزوماً افزایش انگیزه، این نوع قرارداد را با دیگر شیوه‌های قرارداد برابر نمی‌کند.

5-2- قراردادهای بیع متقابل، دستیابی به بازدهی و سهم بیشتر از منافع ناشی از توسعۀ میادین را نسبت به سایر اشکال قرارداد برای کشور ممکن می‌سازد.

6-2- شیوۀ بازپرداخت هزینه‌ها در این نوع از قراردادها هم به این ترتیب است که هزینه‌های نفتی و پاداش به سرمایه گذار طی سال‌های دورۀ معین مستهلک‌سازی بدهی، پرداخت می‌شود. این پرداخت‌ها به صورت تخصیص بخشی از درآمد فروش نفت خام یا گاز تولیدشدۀ ناشی از عملیات توسعۀ میدان به سرمایه گذار است. سرمایه گذار می‌تواند هزینه‌های خود را در قالب قرارداد فروش نفت خام یا گاز به شخص یا اشخاص ثالث، بر اساس طرحی که به قرارداد بیع متقابل منضم شده است نیز دریافت کند که در نتیجه، معادل درآمد حاصل از فروش، از میزان بدهی شرکت ملّی نفت به سرمایه گذار کاسته خواهد شد.

 7-2- طبق مصوبات مجلس شورای اسلامی در طرح‌های بیع متقابل، دولت و بانک مرکزی مجاز به هیچ‌گونه تعهد و تضمینی برای بازپرداخت تسهیلات به کار رفته در این نوع قراردادها نیستند و تمامی پرداخت‌های مربوط به طرح‌ها، اعم از بازپرداخت‌ها و هزینه‌های مربوط، باید از عایدات صدور محصولات تولیدی همان طرح‌ها و پیش‌پرداخت از درآمدهای همان دستگاه باشد. هزینه‌های قرارداد بیع متقابل به دلار امریکا محاسبه شده‌اند و تمام هزینه‌های دلاری، به دلار بازپرداخت خواهند شد. هزینه‌های ریالی طرح نیز بر اساس نرخ دلار محاسبه، و بازپرداخت می‌شوند.

مهمترین ویژگی‌های قراردادهای بیع متقابل:

1- شرکت‌های سرمایه گذار نقش پیمانکار را ایفا می‌کنند و وظیفة‌ آنها تامین همة سرمایه مورد نیاز عملیات اکتشاف، توسعه،‌ نوسازی و بازسازی میادین است.

2- کلیه مخارج و هزینه­هایی که پیمانکاران متحمل می­شوند، به همراه اصل سرمایه ، بهره و سود توافق­شده، از محل درآمد حاصل از فروش نفت یا گاز تعیین شده در پروژه بازپرداخت خواهد شد.

3- نرخ بازده سالانه سرمایه‌گذاری، متناسب با پروژه، متغیر بوده و در قالب اقساط مساوی به پیمانکار پرداخت خواهد شد.

4- پس از پایان دورة پرداخت اصل سرمایه و بهره و سود آن، پیمانکار، دارای هیچ‌گونه حقی در میادین نفت و گاز کشور میزان نخواهد بود.

5- پس از پایان دوره عملیات اجرایی پروژه، راه‌اندازی، تولید و شروع تولید، کشور میزبان کنترل عملیات را برعهده خواهد گرفت و مسؤول تأمین هزینه عملیات جاری خواهد بود.

6- پیمانکار خارجی در این سرمایه‌گذاری‌ مشترک فاقد سهم مالکیت است.

7- پروژه‌ها فاقد خطر‌پذیری اکتشاف‌اند. زیرا همگی در میادینی که دارای ذخایر اثبات شدة‌ نفت و گاز هستند، به اجرا در‌خواهند آمد.

ارکان مالی قراردادهای بیع متقابل

هزینه سرمایه ای CAPEX

کلیه هزینه هایی که سرمایه گذار به صورت مستقیم برای توسعه میدان و دستیابی به اهداف برنامه و توسعه متحمل می شود را هزینه سرمایه ای می نامند.

هزینه غیر سرمایه ای NON CAPEX

شامل تمامی هزینه هایی است که به صورت مستقیم برای توسعه میدان صرف نمی شود. هزینه‌های غیر سرمایه‌ای در خصوص پروژه های نقتی حدود 10 درصد مبلغ هزینه‌ سرمایه‌ای هر پروژه تخمین زده می شود که شامل هزینه های قانونی ایران (تامین اجتماعی، عوارض گمرکی، بیمه و . . . ) را شامل می شود.

هزینه های تامین مالی طرح 

در تمامی قرارداد های بیع متقابل جمهوری اسلامی ایران، شرکت ملی نفت تعهد می کند که هزینه تامین مالی را با فرض اخذ تسهیلات به وسیله سرمایه گذار با نرخ لیبور به علاوه درصدی ثابت بر اساس توافقات بپردازد.

هزینه عملیاتی

هزینه هایی ضروری است که قبل از تکمیل پروژه و تحویل آن به شرکت ملی نفت باید توسط سرمایه گذار برای تولید نفت در نظر گرفته شود.

هزینه های حمایت وپشتیبانی

هزینه هایی است که در خلال فاز تولید و انحصارا" به منظور حمایت و پشتیبانی از شرکت ملی نفت در عملیات های تولید به پیمانکار تحمیل و توسط پیمانکار پرداخت می گردد

هزینه های مدیریت پروژه (PMC)

به استثناء هزینه های مستقیم ، هزینه های مدیریت پیمانکار ، نیروی انسانی ، خدمات تدارکات و اداری ارائه شده در مدیریت پروژه مربوط به عملیات های توسعه می باشد.

بازپرداخت هزینه ها

هنگامی که پروژه توسط پیمانکار و مطابق با اهداف طرح جامع توسعه (MDP) عملیاتی گردید و نفت و گاز میدان آماده تولید شد پیمانکار عملیات را به شرکت ملی نفت واگذار می نماید و پیمانکار هزینه های سرمایه ای ، هزینه های غیر سرمایه ای ، هزینه های عملیاتی و هزینه های حمایت و پشتیبانی از تولید (اگر باشد) که به نحو مقتضی و بر اساس رویه های حسابداری در حساب پروژه منظور شده اند و وفق بازنگری ، بررسی ، تشخیص و حسابرسی ، به همراه هزینه های بانکی متعلقه را به منظور جبران هزینه های پرداخت شده جهت فایناس عملیات های توسعه و هزینه های حمایت و پشتیبانی از تولید (اگر باشد) از جمله خرید مواد ، تجهیزات و خدمات را از اولین روز ماه بعد از ماهی که هزینه ها به پیمانکار تحمیل و توسط پیمانکار پرداخت شده اند را تا زمانی که این هزینه ها مسترد شوند ،بر اساس درصدی از قیمت فروش نفت و گاز همان پروژه در اقساط مساوی ماهانه بلند مدت مستهلک خواهد نمود. باز پرداخت به سرمایه گذار بصورت از قبل تعیین شده انجام می پذیرد و در عین حال محدودیت هائی برای نحوه باز پرداخت پاداش و هزینه های بانکی در نظر گرفته می شود.

محدودیت های باز پرداخت:

کاهش قیمت فروش نفت از کف خاصی

ناکافی بودن در آمد ناشی از عدم تولید مکفی

افزایش هزینه های سرمایه ای نسبت به سقف هزینه های توافق شده

مازاد هزینه تامین مالی

پاداش یا حق الزحمهREM

در قرارداد های بیع متقابل نفتی در ازای پذیرش ریسک ها ،تامین هزینه های عملیاتی و اجرا و مدیریت این عملیات و همچنین انتقال دانش فنی و تکنولوژی به شرکت ملی نفت علاوه بر هزینه های فوق پاداشی محاسبه و به پیمانکار پرداخت می شود. برای عملیات توسعه ای نرخ قراردادی بازگشت (ROR) پرداخت وجه به پیمانکار بر مبنای سقف هزینه های سرمایه ای (بین 12 تا 18.5 درصد) در نظر گرفته می شود. این هزینه های پاداشی با اقساط ماهیانه مساوی به پیمانکار پرداخت می شود که این اقساط از تاریخ تحویل پروژه شرع شده (اولین روز ماه بعد) و تا تاریخ اتمام پرداخت اقساط بانکی ادامه پیدا می کند.

ریسک های قرارداد های بیع متقابل:

ریسک اول، ریسک مخزن Reservoir Risk یا ریسک تولید است و بر این اساس درصورتیکه پیمانکار نتواند به نرخ تولید پیش بینی شده در قرارداد دست یابد ویا هر دلیلی که منجر به عدم تولید از میدان مذکور شود به پیمانکار تحمیل خواهد شد و بازپرداخت سرمایه گذار و حق الزحمه او را به تعویق انداخته و یا بطور کامل باز پرداخت نمی شود.

ریسک دوم، ریسک عملکرد Performance Risk است؛ یعنی پیمانکار باید به هدف­هایی که تضمین کرده در مدت معین برسد.در غیر این صورت باز پرداختی به پیمانکار صورت نمی گیرد.

از آنجا که بازپرداخت هزینه های طرح از محل درآمد فروش نفت میدان صورت می گیرد، لذا کاهش قیمت نفت و عدم تکافوی سهم لحاظ شده از محل درآمد طرح برای بازپرداخت هزینه ها به عنوان یک عامل ریسک شناخته می شود.

ریسک سوم، ریسک قیمت تمام شده کار Overrun Risk است . اگر هزینه تمام شده کمتر باشد شرکت ملی نفت، مجاز به باز پرداخت رقم کمتر است. در غیر اینصورت افزایش قیمت تمام شده طرح بعهده پیمانکار می باشد.

ریسک چهارم: ریسک زمان Completion Risk است. بدین معنی که اجرای طرح می بایست در مدت قرارداد تکمیل و تحویل گردد و هزینه های مازاد بر آن به عهده پیمانکار می باشد.

قسمت دوم

عملیات حسابداری قرارداد های بیع متقابل نفتی:

حسابداری و گزارشگری مالی برای فعالیت های تولیدی و اکتشاف بخش بالادستی صنعت نفت و گاز در سطح بین المللی بر اساس استانداردهای رایج حسابداری در امریکا و انگلیس از دو روش مطرح بشرح ذیل استفاده می شود:

۱-بهای تمام شده کامل(full cost)

۲-کوششهای موفق(successful efforts )

بکارگیری هر دو روش در نهایت به نتایج حسابداری یکسانی منتج می شود زیرا در هر دو حالت ,مخارج انجام شده و ذخایر کشف شده یکسان است .تفاوت اصلی این دو ، زمان بندی شناسایی مخارج به عنوان دارایی یا به عنوان هزینه می باشد.

تاریخچه تدوین استاندارد های مربوط به حسابداری نفت و گاز:

اولین مطالعه تحقیقات حسابداری در باره حسابداری نفت و گاز تحت عنوان ARS#11 درسال 1969میلادی انتشار یافت و پیشنهاد کلی آن ,بکارگیری روش کوششهای موفق به جای روش بهای تمام شده کامل بود.

در سال 1972 میلادی ,کمیسیون اوراق بهادار آمریکا (SEC) اعلام کرد شرکت هایی که روش کوششهای موفق را بکار نمی گیرند لازم است در صورت های مالی خود سود خالصی را که در صورت بکارگیری این روش حاصل می شود افشا کنند.اگرچه متعاقب این الحاقیه کمیسیون مزبور الزام آن را ملغی کرد اما آشکار بود که روش کوششهای موفق را مرجح می داند.

در سال 1977 ,تشکیلات FASBبا انتشار استاندارد شماره 19 (SFAS#19) ,روش بهای تمام شده کامل را حذف و بکارگیری روش کوششهای موفق را الزامی کرد.اما در مقابل فشارهای سیاسی , کمیسیون اوراق بهادار آمریکا مجددا بکارگیری هر یک از دو روش مورد بحث را مجاز دانست.در نتیجه در سال 1979, FASBنیز به موجب استاندارد شماره SFAS#25 الزام به استفاده صرف از روش کوشش های موفق را لغو کرد.

وضعیت جاری در حسابداری نفت و گاز

کمیسیون اوراق بهادار در سال 1981 میلادی اعلام کرد که روش حسابداری شناخت ذخایر را به عنوان روشی بالقوه نمی شناسد.FASB سرانجام در سال 1982 اقدام به انتشار استاندارد شماره 69 تحت عنوان افشا در باره فعالیت های تولید نفت و گاز کردکه از دسامبر همان سال لازم الاجرا بود.

استاندارد مزبور از دو لحاظ حایز اهمیت است.اولا, این استاندارد در مورد شرکت هایی که سهام آنها در بورس معامله نمی شود و یا فعالیت های تولید نفت وگاز آنان قابل توجه نیست لازم الاجرا نمی باشد. ثانیا ,استاندارد مورد بحث معرف توسعه ای دیگر در مفهوم گزارشگری مالی می باشد. زیرا اطلاعات مالی را اضافه بر صورت های مالی اساسی و یادداشت های همراه الزامی می کند.

موارد افشای خواسته شده در استاندارد مزبور به شرح زیر است:

1- مقادیر ذخایر اثبات شده نفت و گاز

2-مخارجی که در ارتباط با فعالیت های تولید نفت و گازسرمایه ای محسوب شده اند.

3- مخارج انجام شده برای تحصیل اموال نفت و گاز,اکتشاف و فعالیت های توسعه.

4- نتایج عملیات برای فعالیت های تولید نفت و گاز.

5-معیار گردش وجوه نقد آتی تنزیل شده مرتبط با ذخایر اثبات شده نفت و گاز با احتساب نرخ تنزیل 10 درصد.

سرانجام در سال 1986 مجددا کمیسون بورس اوراق بهادارآمریکا حذف روش بهای تمام شده کامل را توصیه کرد . دلایل ارائه شده نیز مربوط به یکنواختی روشها و تکرار مطالب SFAS#19 بود. اما دلیل اصلی این تغییر موضع,عوامل سیاسی بوده است.

 حسابداری نفت و گاز در ایران

 

پروژه های نفت و گاز در سراسر دنیا از جنبه های گوناگون دارای الزامات و ویژگی های متفاوتی هستند ، فلذا ضروری است روش های مالی و حسابداری در قرارداد های بیع متقابل نفتی بر حسب شرایط قراردادی که به خود اختصاص دارد و به نحوی که بیانگر وضعیت موجود و روش های حرفه ای حسابداری مورد قبول در صنعت نفت و گاز ایران باشد تدوین گردد

همانطور که در بالا تشریح گردید شرکتهای نفتی خارجی ثبت ذخایر نفتی قابل تخصیص به خود را در صورتهای مالی شرکت بر اساس استاندارد های حسابداری بین المللی ثبت می کنند این موضوع در ایران به دلیل موانع قانونی و عدم مالکیت خصوصی امکان پذیر نمی باشد و شرکتهای نفتی پیمانکار صرفا" میزان درآمد های خود را از ذخایر نفتی در گزارش های مالی خود ذکر می کنند فلذا عملیات حسابداری و ثبت هزینه ها توسط پیمانکار باید مطابق عرف معمول در رشته فعالیت های موضوع قرارداد و با توجه به قوانین و مقررات مالی و حسابداری ایران انجام شود.

حسابداری قراردادهای بیع متقابل نفتی از دو منظر قابل توجه می باشد:

ا- کارفرما  

2- پیمانکار

1- ثبت عملیات حسابداری در دفاتر کارفرما

در قرارداد بیع متقابل تحقق بهره برداری از طرح ازجمله شرائط تحقق قرارداد است و پیمانکار به نیابت از طرف کار فرما عمل می نماید همچنین شرکت ملی نفت ایران که یک شرکت دولتی بوده و به علت موضوع مالکیت کالاهای سرمایه ای ، بخشی از هزینه های سرمایه ای که در ارتباط با خرید تجهیزات و ماشین الات بنام کارفرما صورتحساب می شود و مدارک گمرکی به نام کارفرما صادر می شود، عملیات حسابداری مرتبط با آن در دفاتر کارفرما در طول انجام پروژه قابل ثبت خواهد بود.

در حال حاضر شرکت ملی نفت ایران بعنوان کارفرما بر اساس مدارک تحقق هزینه های پروژه نسبت به ثبت هزینه ها در سرفصل دارایی در دست تکمیل اقدام و پس از اتمام و تحویل پروژه و انطباق اهداف طرح با اهداف قراردادی و بر اساس صورت وضعیت قطعی تایید شده ، دارایی در دست تکمیل را به حساب دارایی ثابت منتقل و در مقابل حساب پیمانکار طرح را بستانکار می نماید.

2- ثبت عملیات حسابداری در دفاتر پیمانکار

قرارداد بیع متقابل یک پیمان بلند مدت بوده که مجموع دوره سرمایه گذاری و دوره بازیافت سرمایه گذاری حدود 10 سال به طول می انجامد فلذا در حال حاضر ثبت عملیات حسابداری قرارداد های بیع متقابل نفتی در دفاتر پیمانکار بر اساس استاندارد حسابداری شماره 9 ایران "حسابداری پیمان بلند مدت " به دو روش ذیل صورت می پذیرد:

1-2-  روش تکمیل کار

در این روش هزینه های پروژه در پایان هر سال مالی به عنوان هزینه پروژه در جریان به سال بعد منتقل می شود و پس از پایان کار کل هزینه ها با سود محاسباتی به بدهکار حساب کارفرما منظور می گردد و در نهایت سود خالص عملیات پیمانکاری به عنوان درآمد در حسابهای سال آخر شناسایی می شود.

2-2-  روش پیشرفت کار

در این روش در طول انجام پروژه بر اساس درصد پیشرفت کار در پایان هر سال سود شناسایی می شود و بهای تمام شده پروژه و سهم سود در طول مدت قرارداد به بدهکار حساب کارفرما منظور می شود و در پایان کل بدهی کارفرما از محل فروش محصول تصفیه می گردد.

تجزیه و تحلیل روش تکمیل کار:

همانطور که پیشتر بیان گردید در قرارداد های بیع متقابل بازیافت هزینه ها و پاداش (درامد) منوط به نتیجه رسیدن طرح به اهداف از پیش تعیین شده می باشد واز آنجائی که تا انتهای اجرای طرح، نتیجه آن مشخص نیست لذا اطمینان از تحقق درآمد در پایان طرح و پس از تحویل آن به کارفرما مطابق با اهداف از پیش تعیین شده امکان پذیر می باشد. از طرفی موکول نمودن شناسایی درآمد در پایان تکمیل طرح سبب می شود در طول سال های مالی دوره اجراء تصویر مطلوبی از فعالیتهای واحد تجاری به استفاده کنندگان صورتهای مالی ارائه نکند .

تجزیه و تحلیل روش پیشرفت کار:

بعضی از شرکت های پیمانکاری مطابق با بند 22 استاندارد 9 حسابداری "در مراحل اوليه پيمان ، غالباً وضعيت به صورتي است كه ماحصل پيمان را نمي توان به گونه اي قابل اتكا براورد كرد . با اين حال ، ممكن است اين احتمال وجود داشته باشد كه واحد تجاري ، مخارج تحمل شده پيمان را بازيافت كند . بنابراين ، درآمد پيمان تنها تا ميزان مخارج تحمل شده اي كه انتظار بازيافت آن مي رود، شناسايي مي گردد. از آنجا كه ماحصل پيمان را نمي توان به گونه اي قابل اتكا برآورد كرد، سودي شناسايي نمي شود " شناسایی درآمد بر اساس روش پیشرفت کار در طی سال های اجرا ی طرح معادل مخارج انجام شده و به اصطلاح با سود صفر را بعنوان رویه قرارداده اند. از انجاییکه بر اساس مفاد و ماهیت قراردادی بیع متقابل نفتی، اطمینان از تحقق درآمد و حتی احتمال باز یافت مخارج انجام شده در طی دوره (سال های) اجراء وجود ندارد لذا شناسایی درامد در سال های دوره اجرا حتی به میزان مخارج انجام شده بعلت عدم تحقق و اطمینان از نتیجه طرح و عدم تایید آن از سوی کارفرما خالی از اشکال نمی باشد.

اشکالاتی که شرکت های سرمایه گذار (پیمانکار) در روش پیشرفت کار مواجه می شوند:

1- به دلیل اینکه بازیافت اصل هزینه ها نیز به تایید کارفرما نرسیده و لذا قابلیت تمامی و یا قسمتی از آن محرز نمی باشد و در صورت ثبت درآمد (صورت وضعیت) و بدهکار نمودن کارفرما توسط پیمانکار و عدم ثبت متقابل آن در دفاتر کارفرما سبب مغایرت حساب فی مابین می گردد

2- یکی از خطرات شناسایی درامد با سود صفر ریسک مالیاتی آن می باشد که در صورت علی الراس شدن شرکت پیمانکار و یا عدم قبول بعضی ها از هزینه ها ، پرداخت مالیات قبل از موعد قطعی می گردد .

 

یکی از چالش هائی که شرکتهای پیمانکار و بازرسان قانونی و حسابرسان مستقل شرکت های مزبور با آن مواجه خواهند شد ، شناسایی درآمد در زمان تحقق ان می باشد زیرا که با توجه به دوره های قرارداد ی بیع متقابل نفتی شامل دوره ارزیابی و توسعه(ثبت مخارج هزینه ها )، دوره تولید اولیه( ثبت دریافتهای علی الحساب از کارفرما) ، دوره تحویل و تولید نهایی(ثبت صورت وضعیت قطعی و درآمد ها بصورت کلی) و دوره بازیافت هزینه ها (ثبت تعدیلات درآمد ها و وصولی ها) که در سال های مالي متفاوتي قرار مي گيرد. ثبت و شناسایی هزینه ها، دریافت های علی الحساب ها و درآمد ها بر اساس مفاد و شرایط قرارداد تعیین می گردد. بنابراين یکی از مسائل اصلي در حسابداري بیع متقابل نفتی، شناسایی درآمد بصورت کلی در زمان تحویل طرح و یا شناسائی آن در طول دوره بازیافت هزینه و بر اساس مبالغ بازیافتی می باشد فلذا تعيين زمان شناخت درآمد و هزينه هاي پيمان به عنوان اقلام صورت سود و زيان از نکاتی مهم است که نیازمند مطالعه بیشتر و توجهات خاص خود می باشد.

نتیجه گیری:

هدف از حسابداری و گزارشگری مالی، حصول اطمينان از قابل اعتماد بودن صورتهاي مالي واحدهاي موصوف در جهت حفظ منافع عمومي، صاحبان سرمايه و ديگر اشخاص ذيحق به طوری که در بند 6 استاندارد شماره یک حسابداری ایران «ارائه اطلاعاتی» طبقه‌بندی شده درباره وضعیت مالی، عملکرد مالی و انعطاف‌پذیری مالی واحد تجاری است که برای طیفی گسترده از استفاده‌کنندگان صورت‌های مالی در اتخاذ تصمیمات اقتصادی مفید واقع شود.

جهت ثبت عملیات حسابداری و افشای گزارشات مالی قرارداد بیع متقابل نفتی بهتر است از روش تکمیل کار استفاده شود ودرآمد پس از تائید کارفرما شناسایی گردد و به منظور ارائه اطلاعات مالی طرح در طی سال های دوره اجرا به استفاده کنندگان صورتهای مالی از روش درصد پیشرفت کار استفاده شود که این اطلاعات در یادداشت های تکمیلی در صورتهای مالی افشا و در قالب گزارش های مدیریتی ارائه گردد.

همچنین از آنجایی که احتمال بازیافت هزینه ها نه محتمل است و نه غیر محتمل بنابراین آن قسمت از هزینه هائی که بر اساس برنامه و بودجه مصوب صورت پذیرفته و به تایید کمیته JMC و یا حسابرسی شرکت ملی نفت رسیده تحت سرفصل پيمان در جريان بلند مدت ثبت و افشا می گردد. و آن قسمت از هزینه ها که به تایید حسابرسی NIOC نرسیده و یا مازاد بر قرارداد و بودجه است (مانند هزینه مازاد تامین مالی ) بعنوان هزینه جاری ثبت می شود که در این خصوص لازم است بازرس و حسابرس قانونی شرکت پیمانکار با استفاده از مشاوران ذیصلاح نفتی در امور قراردادها موارد را بصورت ویژه بررسی و اظهارنظر نماید.

حمید عبدلی

دانشجوی مقطع دکتری مدیریت مالی

نایب رئیس هیات مدیره شرکت مجری قرارداد بیع متقابل توسعه میدان نفتی مشترک

  منابع:

علی حاتمی ، اسماعیل کریمیان (1393) حقوق سرمایه گذاری خارجی در پرتو قانون و قرارداد های سرمایه گذاری چاپ اول ،تهران ،انتشارات تیسا

 مسعود زهدی،روش های مالی و حسابداری در قرارداد های بین المللی نفتی و بیع متقابل،چاپ اول ،1387 ،انتشارات نویسندگان نیلوفر

مدیریت تدوین استانداردها ،اصول و ضوابط حسابداری و حسابرسی ،استاندارد حسابداری شماره 9 ،تهران ، سازمان حسابرسی چاپ 1393

                                                                                         

 


/ 0 نظر / 32 بازدید