به گزارش گروه اقتصاد ، متن کامل بیانیه انجمن اسلامی کارکنان صنعت نفت - اهواز در مورد مدل جدید قراردادهای نفتی در ادامه آمده است:

با گرامی‌داشت آغاز سی و هشتمین بهار آزادی، انجمن اسلامی کارکنان صنعت نفت – اهواز پس از بررسی و ارزیابی قالب جدید قراردادهای نفتی که اخیراً مصوب و ابلاغ شده است با دیدگاه صرفاً کارشناسی و بدون توجه به مباحث سیاسی و نگرش‌های حزبی و جناحی، پرسش‌ها و ابهاماتی را پیرامون این مصوبه مطرح کرده است و از عموم صاحب نظران و به ویژه تدوین‌کنندگان متن این مصوبه، انتظار دارد که این پرسش‌ها و ابهامات را مورد عنایت قرار دهند. انتظار می‌رود عزیزانی که قصد پاسخ‌دهی یا نقد این بیانیه را دارند نیز بدون وارد شدن به حوزه مباحث سیاسی و جناحی اظهار نظر فرمایند. کمیته فنی انجمن اسلامی کارکنان صنعت نفت - اهواز ضمن استقبال از این نظرات آماده ارائه توضیحات بیشتر و مناظره‌های تخصصی نیز هست.

تسنیم نوشت در ابتدا یادآوری می‌‌شود که با دستور وزیر محترم نفت از شهریورماه 1392 کارگروهی تشکیل شد تا با استفاده از تجربیات قبلی انعقاد قرارداد با شرکت‌های نفتی خارجی (مدل‌های رایج در دهه‌های 70 و 80 شمسی) و ضرورت‌های زمانی کشور (به لحاظ سیاسی – اقتصادی)، نسبت به تعریف و تدوین شیوه‌ای نوین با قید جذابیت بیشتر، برای حضور گسترده شرکت‌های نفتی بین‌المللی در برنامه‌های توسعه مخازن هیدروکربوری ایران، اقدام کند.  پس از جلسات متعدد د رنهایت متن آماده شده توسط این کارگروه در تاریخ 8 مهر 1394 به تصویب هیئت محترم دولت رسید و در تاریخ 11 آبان 1394 توسط معاون‌ اول محترم رئیس‌جمهور به وزارتخانه‌های دارایی و نفت ابلاغ شد. مطابق مندرجات نامه وزیر محترم نفت در تاریخ 26 شهریور 1394 به معاون اول محترم رئیس‌جمهور، توسط کارگروهی متشکل از دکتر نیلی مشاور محترم رئیس‌جمهور، سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی کشور، بانک مرکزی جمهوری اسلامی، وزارت امور اقتصادی و دارایی و معاون حقوقی رئیس‌جمهوری این شیوه قراردادی مورد بررسی و در نهایت مورد تأیید قرار گرفت.

ضمن تشکر از احساس مسؤولیت و  تمام مساعی به کار گرفته شده در همه سطوح کارشناسی و مدیریتی در تنظیم و تدوین و رفع اشکال و ارائه آن به هیئت محترم دولت، جا دارد به لحاظ اثری که اجرای این مصوبه می‌تواند بر درآمد دولت‌های آینده و ملت بزرگوار ایران - که صاحبان اصلی این انفال و اموال عمومی هستند- و از نظر فراگیری وسیعی که این نوع قراردادها به لحاظ تنوع قراردادی – سه‌گانه- و مخازن نفت و حتی گاز و میعانات گازی ناشی از فرآیند استخراج نفت در کشور دارد و استقبالی که آن کارگروه محترم از نقدها و سؤالات مختلف پیرامون این موضوع - در سطوح رسانه‌ای و دانشگاهی و کمیسیون محترم انرژی مجلس توسط اشخاص حقیقی و حقوقی – تاکنون به عمل آورده و با درک شرایط و تعهدات به نظام اسلامی در درجه اول و آشنایی در حد تخصص و تجربه‌ای که این انجمن در سالیان پس از انقلاب اسلامی در این امور دارد؛ به طرح سؤالات و ابهامات و پیشنهادهایی در این زمینه در بیانیه‌ حاضر پرداخته شود؛ تا شاید به غنی‌تر شدن متن این الگوی قراردادی کمک کند.

قطعاً اگر پاسخ این سؤالات و ابهامات به راحتی می‌توانست از متن مصوبه دریافت شود هرگز به صدور چنین بیانیه‌ای اقدام نمی‌شد. امید است که تدوین‌کنندگان این الگوی قراردادی که قاعدتاً اطلاعات عمیق‌تر و بیشتری نسبت به موضوع دارند اگر احتمالاً چیزی از نگاه شان مخفی مانده با توجه به تأثیرات پیش‌گفته این قراردادها در معیشت حال و آینده مردم ایران، کمکی در این زمینه توسط این انجمن صورت پذیرد.  سؤالات پیوست (46 سؤال و ابهام در پنج محور: کلیات، مخزنی، قراردادی، حقوقی و مالی) در مورد وضعیت کلی و مواد یازده‌گانه این مصوبه مطرح شده است.  نمونه‌ای از آن سؤالات وابهامات به شرح زیر است:

الف) گفته می‌شود که این قرارداد کاملاً ایرانی بوده و در جایی پیاده نشده است. همچنین بیان شده که این الگو طی سالیان آینده تنها قالب برای انعقاد قراردادهای نفتی خواهد بود. با عنایت به این دو گزاره و با توجه به عدم وجود ویژگی تکامل پذیری در مصوبه، آیا بهتر نیست این الگوی قراردادی ابتداً در مقیاسی محدود آزموده شود؟ آیا با تجربه‌اندوزی و ارزیابی بازخوردهای به دست آمده از هر قرارداد، نسل متکامل‌تر و بهتری از قرارداد برای موارد بعدی به دست نمی‌آید؟ به عبارت دیگر آیا می‌توان توسعه تمام مخازن نفتی و گازی حال و آینده کشور، با ویژگی‌ها و موقعیت‌های گوناگون را در یک قالب ثابت ولی فاقد مزیت تکامل‌پذیری، تحت عنوان IPC به قرارداد برد؟

‌ب)  با توجه به اینکه در چندین مخزن و میدان قهوه‌ای طرح‌های تزریق گاز اجرا شده، آیا قاعده پرداخت Fee به پیمانکار این نوع قراردادها نباید براساس ارائه برنامه IOR/EOR اضافه‌تر از آنچه اکنون به عنوان تولید ثانویه از مخزن استخراج می‌شود، باشد و نه Base Line ؟///

‌ج) آیا تنظیم‌کنندگان الگوی قراردادی توجه دارند که تعریف Base Line  برای دوره طولانی‌مدت در مخازن قهوه‌ای تحت تزریق گاز و تحت فعالیت‌های تکمیلی (تعمیر، اسیدکاری، تغییر لایه تولیدی) یکی از مشکل‌ترین کارها در حد محال است؟ زیرا Base Line هیچگاه عملاً نمی‌تواند تجربه شودو مالک مخزن با اقدامات پیشگیرانه توسعه‌ای مصراً تلاش می‌کند که این شرایط به تعویق بیفتد.

‌د) بر اساس ماده 7 و بند 4 ماده 1 و بند الف ماده 11 مصوبه هیئت دولت، بهره‌برداری از مخزن به شرکت‌های (ایرانی یا خارجی) سپرده شده است. این موضوع بر مبنای کدام مجوز مجلس صورت می‌گیرد؟ این امر بدون سابقه در تاریخ صد ساله نفت در کشور با چه مجوزی در الگوی قراردادی IPC آورده شده و به تصویب هیئت محترم دولت رسیده است؟ یادآوری می‌‌شود که اقدام مدیرعامل وقت شرکت ملی نفت در سال 1391، برای واگذاری واحدهای بهره‌برداری تفکیک نفت و گاز به بخش خصوصی، به علت عدم تطابق با سیاست‌های ابلاغی اصل 44 عقیم ماند.

‌ه) آیا پیمانکار در عملیات توسعه و تولید برای انتقال محصولاتش به پالایشگاه‌ها و پایانه‌های بارگیری جزیره خارک از ظرفیت تأسیسات موجود شبکه داخلی و صادراتی انتقال نفت استفاده می‌کند یا برای انتقال محصولاتش شبکه مستقلی احداث خواهد کرد؟ اگر از تأسیسات موجود استفاده نکرده و برای محصولات خودش تأسیسات مستقل احداث کند، آیا زمینه‌سازی هزینه مجدد برای این امر توجیه اقتصادی دارد؟ و اگر از شبکه موجود استفاده می‌کند آیا نباید ارزش تأسیسات موجود در مبلغ کلی پروژه‌های مخازن سبز و قهو‌ه‌ای تأثیر داشته باشد؟

‌و) با توجه به اینکه مالکیت مخازن نفت  و گاز  در انحصار وزارت نفت (به عنوان نماینده دولت جمهوری اسلامی که منتخب ملت است) بوده  و شرکت ملی نفت ایران  تنها یک شرکت عامل بوده (نه مالک مخزن)، چرا این قراردادها براساس مالکیت شرکت ملی نفت ایران قرار است تنظیم شود؟ تفویض مالکیت از دولت جمهوری اسلامی به شرکت ملی نفت ایران کی و کجا صورت گرفته است؟

در پایان امید است به عنایات ویژه الهی آنچه که به صلاح و صرفه ملت قهرمان ایران و نظام مقدس اسلامی است در سرانجام این مباحثات حاصل شده و مایه مباهات همه آزاداندیشان و دلسوزان باشد.

پیوست بیانیه

46 مجموعه سؤال و ابهام در مورد الگوی جدید قراردادهای نفتی (IPC) مصوب هیئت محترم دولت

الف) محور کلیات:

1- آیا یکی از اشکالات قراردادهای بیع‌ متقابل (خصوصاً طرح‌های دریایی) این نبوده که شرکت خارجی مجری قرارداد، نسبت به اجرای نظرات کارشناسی سازمان‌های دولتی متولی هم‌زمان تولید و توسعه (مثل شرکت نفت فلات قاره) تعهدی نداشته است؟ آیا در IPC برای برداشت صیانتی ذخایر میادین هیدروکربوری، نظارت استصوابی بدنه کارشناسی کارفرما بر نحوه استخراج سیالات مخزن و چگونگی اولویت‌بندی تولیدی کردن لایه‌ها و سازندهای حاوی هیدروکربور(مثلاً از بابت برداشت حداکثری)، تضمینی پیش‌بینی شده است؟ و آیا این نکته محل مناقشه پیمانکار و مالک مخزن نخواهد بود؟  برای حل این مناقشات احتمالی چه تدبیری اندیشیده شده است؟

2- یک سازمان اجرایی (مهندسی ساختمان)که برای اجرای یک MDP (مهندسی و احداث تأسیسات سطح‌الارضی) سازمان‌دهی شده، چگونه می‌تواند طراح و سیاست‌گزار روش‌های EOR/IOR در مخازن قدیمی (قهوه‌ای) باشد؟  روش‌هایی که به فعالیت‌های مهندسی بالادستی تخصصی (مهندسی مخازن، زمین‌شناسی، مهندسی چاه‌ و بهره‌برداری) و اموری نظیر تحقیقات آزمایشگاهی، پایلوت‌تست قبل از تصمیم‌گیری نهایی احتیاج دارند.

3- آیا چنین نیست که متأسفانه از سازمان‌های‌ موجود در شرکت‌های تابعه شرکت ملی نفت ایران (نظیر شرکت ملی مناطق نفت‌خیز و شرکت نفت فلات قاره) استفاده متناسبی با جایگاه‌ تخصصی‌شان در برنامه توسعه و تنظیم شرح کار آن قراردادها نمی‌شود؟

4- ایده عدم جذابیت قراردادهای بیع متقابل برای شرکت‌های خارجی (آن‌هم در شرایط کنونی پس از رفع تحریم‌ها) و روی آوردن به مدل جدیدی با نام IPCکه از سوی تدوین‌کنندگان آن اظهار شده، بر طبق چه استدلال فنی، اقتصادی و حقوقی صورت می‌گیرد؟ آیا گزارشی جامع در این زمینه وجود دارد؟ تغییر راهبردی و روی آوردن به یک فُرمت قراردادی خاص ولی متفاوت با شیوه‌های دو دهه گذشته، با چند توجیه ساده ژورنالیستی صحیح است؟ آیا جای تعجب نیست افرادی که در آن دوران خودشان مدافع سرسخت قراردادهای بیع متقابل بودند و هیچ انتقادی را به آن پذیرا نمی‌شدند، اکنون خود پس از تجربه عملی و پی بردن به منطقی بودن نظرات منتقدان آن زمان بیع متقابل، مدعی اشکالات قرارداد بیع متقابل و مدافع الگوی قرارداد جدید IPC هستند؟ چه تضمینی وجود دارد که چنین اتفاقی برای قراردادهای منعقده با شیوه IPC  نیفتد؟

5- آیا بهتر نیست به منظور بهره‌گیری اقتصادی و اشتغال‌زایی از ارزش افزوده و پیش‌گیری از خام‌فروشی در الگوی جدید تدبیری اندیشیده شود؟ آیا بر مبنای سیاست‌های اقتصاد مقاومتی دولت نباید دامنه فراگیری قراردادها را به صنایع پایین‌دستی، از قبیل صنایع پتروشیمیایی و واحدهای پالایشگاهی و تولید فرآورده‌، گسترش داده تا محصول نهایی قرارداد، از ماده خام به ماده‌ای با ارزش‌افزوده بیشتر در زنجیره مصرف تبدیل شود؟ آیا جای اجرای کامل بندهای 13 ، 14 و 15 سیاست‌های ابلاغی اقتصاد مقاومتی، نه به حالت شعار بلکه به طور عملی و اجرایی در الگوی قراردادی IPC تقریباً خالی نیست؟

6- با توجه به تنوع سه دسته قرارداد پیش‌بینی شده در مدل IPC در صورت تصویب آن‌ها، آیا به نحوی تمام مخازن نفتی و گازی حال و آینده کشور تحت پوشش این مدل قرار نمی‌گیرد؟ از کجا معلوم که این مدل همیشه بهترین گزینه بوده و برای تمامی مخازن حال و آینده و با پارامترها و شرایط کاملاً گوناگون فنی و محیطی مناسب باشد؟ چه تضمینی وجود دارد که این مدل هم مثل مدل بیع‌متقابل که زمانی با نادیده گرفتن توان فنی مهندسی و ظرفیت‌های بخش‌ خصوصی داخلی و یک قرن تجربیات بدنه شرکت‌های دولتی، در سال‌های پایانی دهه هفتاد شمسی بهترین گزینه از سوی وزارت نفت اعلام شده بود (ولی اکنون در سال 1394 به عنوان الگویی دارای ضعف معرفی می‌شود) پس از تحمیل زیان‌ها و خسارت فراوان منسوخ نشود؟ آیا در شیوه تدوین الگوی قراردادی جدید نسبت به شیوه ارائه الگوی قراردادهای بیع متقابل، چه به لحاظ بهره‌مندی واقعی از سلایق متنوع و چه به لحاظ نگاه به توان داخلی و چه از منظر استفاده از شیوه‌های علمی و نوین تنظیم فُرمت قراردادی، تحولی صورت پذیرفته است؟ آیا آن نگاه مبتنی بر پیش‌فرض « ما نمی‌توانیم » ، اینک پس از حدود بیست سال تلاش برای توان‌افزایی و تجربه‌اندوزی، جای خود را به دیدگاه مبتنی بر « ما می‌توانیم » داده است؟

7- با توجه به سؤال مطرح شده قبل (سوال 6) آیا بهتر نیست که این مدل به صورت آزمایشی برای یک تا سه مخزن (بسته به قراردادهای نوع اول تا سوم) انجام شود تا نقاط قوت و ضعف آن معلوم گردیده و آنگاه تعمیم 20 تا 25 ساله به این نوع قراردادها داده شده و این مطلب در بندی از بندهای مصوبه IPC گنجانده و یا لااقل در مقدمه آن آورده شود؟

8- گفته می‌شود که این قرارداد کاملاً ایرانی بوده و در جایی پیاده نشده است. همچنین بیان شده که این الگو طی سالیان آینده تنها قالب برای انعقاد قراردادهای نفتی خواهد بود. با عنایت به این دو گزاره و با توجه به عدم وجود ویژگی تکامل پذیری در مصوبه، آیا بهتر نیست این الگوی قراردادی ابتداً در مقیاسی محدود آزموده شود؟ آیا با تجربه‌اندوزی و ارزیابی بازخوردهای بدست آمده از هر قرارداد؛ نسل متکامل‌تر و بهتری از قرارداد برای موارد بعدی بدست نمی‌آید؟ به عبارت دیگر آیا می‌توان توسعه تمام مخازن نفتی و گازی حال و آینده کشور، با ویژگی‌ها و موقعیت‌های گوناگون را در یک قالب ثابت ولی فاقد مزیت تکامل‌پذیری، تحت عنوان IPC به قرارداد برد؟

9- با توجه به اینکه در حال حاضر چندین پروژه مصوب و منجر به افزایش تولید در مناطق نفت‌خیز با ظرفیت مالی در حد چند میلیارد دلار تعریف و بعضاً در مرحله اجرا وجود دارد؛ چرا برای اجرای آن‌ها چاره‌ای اندیشه نشده و تنها به واگذاری مدیریت توسعه و تولید از مخازن پرداخته می‌شود؟

10- با فعال شدن شرکت‌های بهره‌برداری خصوصی ایرانی در این مشارکت با پیمانکار خارجی، طبیعی است که کارشناسان فعلی صنعت نفت با پیشنهاد جذاب‌تر از سوی این‌گونه شرکت‌ها برای دریافت حقوق بیشتر به آن‌ها مواجه شوند. آیا بدین ترتیب برای تضعیف توان کارشناسی در سازمان مهندسی شرکت‌های تحت سرپرستی وزارت نفت و محروم شدن آن سازمان از مهندسین با تجربه، زمینه‌ای فراهم نخواهد شد؟

ب) محور مخزنی:

1- روند جاری توسعه یک مخزن این‌گونه است که بعد از آنکه مخزن مراحل پلکانی تولید را سپری کرده و ظرفیت تولید آن برای چندین سال متوالی از نظر سقف تولید مشخص شد؛ آنگاه یک طرح جامع توسعه (MDP) برای آینده بهره‌برداری از آن تعریف و ارائه می‌شود. این طرح شامل مطالعه جامع مخزن و راه‌های افزایش ضریب بازیافت و نگه‌داشت و استمرار سقف تولید بوده که بر آن مبنا، طرح توسعه در سطح‌الارض نیز به لحاظ تجهیزاتی و ساختمانی تهیه می‌شود. از دیدگاه حرفه‌ای مهندسی مخازن منطقی‌ترین شیوه برای توسعه مخزن آن است که مطالعه مخزن زیر نظر مهندسی مخازن شرکت بهره‌بردار انجام شود تا او بتواند تجربه چندین ساله خود را از تولید مخزن، در تدوین طرح جامع توسعه (MDP) تأثیر دهد. این روال جاری و فرآیند کاری، نشان‌دهنده هم‌گام بودن و یک‌پارچه بودن توسعه و تولید چه در مخازن سبز و چه در مخازن قهوه‌ای است. لیکن اعتقاد و عملکرد هجده ساله وزارت نفت تاکنون جداسازی توسعه از تولید بوده و با بی‌اعتنایی به نظرات مدیران و متخصصین حوزه مهندسی نفت، بر این انفکاف، مصرانه پافشاری کرده است. آیا جای تعجب نیست که ناگهان با شیوه قراردادی IPC، اکتشاف هم علاوه بر توسعه و بهره‌برداری یک‌جا به یک شرکت خارجی واگذار شود؟ آیا این مطلب تناقص درونی بین پارادایم غالب و نظام تصمیم‌گیری حاکم بر این وزارت را نمی‌رساند؟ آیا تا این حد دوگانه عمل کردن صحیح است؟

2- خط پایه (Base Line) در مصوبه این‌گونه تعریف شده که در مخازن سبز خط پایه برای کل دوره قرارداد (مثلاً بیست و پنج سال) صفر فرض شده و برای مخازن قهوه‌ای افت تولید با شیب ثابت در حالتی تعریف می‌شود که روی مخزن هیچ کاری انجام نشود (عدم انجام فعالیت‌های مربوط به افزایش تولید، نگه‌داشت تولید و استمرار تولید). این بدین معناست که چاه جدید حفر نشود. فعالیت‌های روزمره برای تولید تعطیل شود. آیا واقعاً امکان‌پذیر است که B.L یک مخزن قهوه‌ای را امروز برای بیست سال آینده رسم کرد؟ و آیا حتی در صورت اندازه‌گیری میزان اُفت مخزن در شرایط واقعی (و نه توسط شبیه‌ساز) برای مدت مثلاً شش ماه، این میزان اُفت برای یک دوره دراز مدت (مثلاً بیست ساله) قابل تعمیم است؟ در طرح ذوزنقه‌ای تولید و توسعه مخزن، از یک نقطه روی یکی از اضلاع که لزوماً ضلع مربوط به اُفت تولید نیست، چگونه می‌توان B.L را پیش‌بینی و آن را رسم کرد؟

آیا وضعیت فعلی مخزن و اینکه در چه مرحله از عمر تولیدی خود بسر می‌برد نباید روی چگونگی تعریف B.L تأثیر داده شود؟ اگر این تأثیر پذیرفته شود؛ چگونه خط B.L کاملاً فرضی (که ترسیم آن از امروز برای طولانی‌مدت قطعاً با عدم قطعیت بسیار بالایی همراه خواهد بود) می‌تواند شاخص و معیاری برای پرداخت به پیمانکار تحت عنوان اضافه تولید باشد؟ از کجای مدل IPC پاسخ این ابهام را می‌توان یافت؟

3- آیا پیمانکار نمی‌تواند ترجیح دهد که خط تولید از مخزن پس از رسیدن به مرحله تثبیت دبی (Plateau) با شیب بسیار نرمی اُفت کند و در عوض فاصله (gap) بین این خط و خط B.L طی سال‌های بعد از بهره‌برداری از پروژه چندان زیاد شود که روند پرداخت Fee (پاداش و به قول متن قرارداد دستمزد) به پیمانکار علی‌رغم کاهش تولید، روندی افزایشی داشته باشد؟  (این نکته نیازمند مداقّه و عنایت ظریفی می‌باشد) یعنی هم کاهش تولید ایجاد شود و هم با خسارت کاهش تولید، تحت عنوان دستمزد (پاداش) مبالغی به پیمانکار پرداخت شود! آیا بهتر نیست که میزان Fee تابعی از برنامه و سناریوی تولیدی و عملکرد واقعی پیمانکار نیز باشد؟

4- با روند در نظر گرفته شده در مدل IPC  علاوه بر توسعه، نگه‌داشت و استمرار تولید نیز عملاً (حتی در مخازن قهوه‌ای) به شرکت خارجی واگذار می‌شود. این به معنای آن است که شرکت‌های زیرمجموعه شرکت ملی نفت، که با هزینه اندک به ازای هر بشکه، تولید و بهره‌برداری از میادین هیدروکربوری را برعهده دارند، امور جاری خود را به شرکت‌های خارجی واگذار کنند. آیا مثلاً برای افزایش تولید یک میدان فرضی با توان تولید فعلی پانصد هزار بشکه به میزان ده درصد (پنجاه هزار بشکه)، لازم است که کل عملیات توسعه، نگه‌داشت تولید و بهره‌برداری از متولی فعلی (متخصصان و نیروهای کار داخلی) گرفته و به شرکت خارجی واگذار شود؟ در واقع شرکت خارجی به ازای پنجاه هزار بشکه افزایش تولید، اختیار یکی از مخازن کشور با ذخایر چند میلیارد بشکه‌ای و نیز اختیار مدیریت پانصد و پنجاه هزار بشکه را در دست خواهد گرفت.  آیا راه‌حل‌های جایگزین و مناسب دیگری وجود ندارد؟ از جمله این راه‌حل‌ها می‌توان به واگذاری پروژه‌های تضمین‌شده موجود در جهت افزایش تولید را (که بالغ بر چند ده میلیارد دلار می‌باشد) به شرکت‌های خارجی اشاره کرد. هزینه‌های اجرای این پروژه‌ها نیز می‌تواند از محل افزایش تولید باز پرداخت شود.

5- آیا تضمینی برای تولید صیانتی در اجرای این الگوی قراردادی وجود دارد و اساساً برنامه توسعه مخزن را چه کسی نهایی و امضاء می‌کند؟ چه کسی تولید صیانتی و چگونگی آن را تعریف می‌کند و این تعریف چقدر واقعی و صحیح می‌تواند باشد؟ چقدر منافع درازمدت مالک مخزن در آن دیده شده است؟ (تبصره الف ماده 11 در قرارداد که اصلاً این را نمی‌گوید و تضمین هم نمی‌کند.) اقدامات پیمانکاران خارجی قبل از انقلاب روی مخازن مارون و آغاجاری و گچساران و اهواز مگر تجربه نشده‌ که از بهترین لایه‌های تولیدی مخزن برداشت کردند و مشکلات آن برای ادامه تولید در بعد از انقلاب اسلامی، برای کشور باقی ماند؟ آیا وضع آن چنان بد نشد که برای جبران کاهش فشار مخزن آسماری مارون لازم دیده شد در شرایط اقتصاد جنگی ایستگاه عظیم تزریق گاز مارون ساخته و در سال 1368 (پس از پایان جنگ) راه‌اندازی شود؟  آیا این مصداق بارز ضرب‌المثل «آزموده را آزمودن خطاست» و نمونه آشکار «گزیده شدن دوباره از یک سوراخ» نیست؟ در  این صورت آیا پیمانکار برای دریافت پاداش بیشتر و بازگشت سریع سرمایه، حتی به قیمت تولید غیر صیانتی سعی  در ثابت نگه‌داشتن خط Plateau و یا دادن شیب خیلی کم به آن عمل نخواهد کرد؟ آیا لزوماً تثبیت دبی بالا و یا شیب کم در تمام دوره‌های عمر مخزن در راستای حداکثرسازی ضریب بازیافت نهایی است؟ چه ابزار نظارت و پایش کارآمدی برای سنجش میزان پای‌بندی پیمانکار به تولید صیانتی در اختیار کارفرما می‌باشد؟ آیا پیش از هر عملیات پیمانکار روی مخزن، جزئیات به تصویب سازمان فنی کارفرما می‌رسد؟

6- مگر نه این است که طبق تبصره الف ماده 11 شرکت ملی نفت موظف به اجرای کلیه برنامه‌ها و دستورالعمل‌های طرف دوم قرارداد است؟ در این صورت آیا مجالی برای کارشناسان مخازن، برای اظهار نظر در موارد مورد اختلاف در مسأله مدیریت مخزن باقی می‌ماند؟ آیا این شیوه با شعار برد-برد هماهنگی دارد؟ برد پیمانکار معلوم و قطعی است اما برد مالک مخزن چگونه است؟

7- طبق بند ج ماده 11 هرگونه عملیات مربوط به حفظ تجهیزات و انجام تعمیرات اساسی آنها و تعمیرات چاه‌ها با مجوز کارفرما است.  آیا این جا مجوز لازم‌تر است یا برنامه حفاری چاه‌ها و نحوه تکمیل چاه‌ها در لایه‌های مختلف مخزنی که روی تولید صیانتی تأثیرگذار است؟ چرا در این‌گونه موارد مهم و اساسی تصمیم‌گیرنده پیمانکار است نه مالک مخزن؟ آیا این نکته نشان‌دهنده اشراف خوب طراحان الگو به ارزش تجهیزات سطح‌الارضی و در مقابل عدم اشراف آنان به اهمیت مباحث فنی تحت‌الارضی نیست؟

8- آیا تنظیم‌کنندگان الگوی قراردادی توجه دارند که تعریف Base Line  برای دوره طولانی‌مدت در مخازن قهوه‌ای تحت تزریق گاز  و تحت فعالیت‌های تکمیلی (تعمیر، اسیدکاری، تغییر لایه تولیدی) یکی از مشکل‌ترین کارها در حد محال می‌باشد؟ زیرا Base Line هیچگاه عملاً نمی‌تواند تجربه شود. ( مالک مخزن با اقدامات پیشگیرانه توسعه‌ای مصراً تلاش می‌کند که این شرایط به تعویق بیفتد).

9- با تعریف Base Line (از سوی ؟؟؟) بر خلاف نظر دبیر کمیته بازنگری قراردادهای نفتی در برنامه تلویزیونی که ادعا کردند «ریسک را پیمانکار تماماً پذیرفته است» ؛ آیا تقریباً تمام ریسک توسعه میادین نوع سوم به عهده کارفرما نمی‌افتد؟ زیرا مالک مخزن است که نهایتاً تمام هزینه‌های توسعه را می‌پردازد.

10- چرا براساس بند الف ماده 6 کارفرما (شرکت ملی نفت ایران) مطالعات خود را در زمینه توسعه مخزن (قهوه‌ای و یا سبز) در اختیار پیمانکاران قرار دهد و بر عکس؟ چرا این مطالعات مخفیانه نزد کافرما قرار نگیرد تا پیمانکاران خارجی مورد ارزیابی قرار بگیرد که تا چه اندازه سواد کار را دارند و کار را می‌شناسند و پیشنهاد کاذب پر جاذبه نداده‌اند؟

ج)محور حقوقی:

1- آیا سازمان معاونت توسعه که مجری این قراردادهاست بر اساس نمودار منظم به نامه و یادداشت مدیر عامل شرکت ملی نفت ایران در دل سازمان عظیم شرکت ملی نفت قرار دارد یا از آن جدا است؟  در صورت جدایی آیا روند جاری توسعه مخازن از شرکت ملی نفت ایران حذف نشده است؟ و اگر این سازمان جزو سازمان شرکت ملی نفت ایران باشد، آنگاه نحوه ارتباط سازمان آن چگونه است؟

2- اگر پیمانکار به اهداف از پیش تعیین شده خود در توسعه مخزن نرسید، بابت گرفتن فرصت‌ها از دست کشور نباید جریمه‌ای بپردازد؟

3- با توجه به اینکه طبق تبصره 2 بند ب ماده 6، در قراردادهای نوع اول پذیرش ریسک به عهده پیمانکار بوده، آیا باعث نمی‌شود که پیمانکار کمتر به سراغ میادین نفتی یا گازی که در عمق‌های زیاد آب قرار داشته برود و ترجیحاً به مخازن دم‌دست و کم‌ریسک و پُرذخیره داخل قناعت کند؟

4- بر اساس ماده 7 و بند 4 ماده 1 و بند الف ماده 11 که بهره‌برداری از مخزن بر عهده شرکت‌های (ایرانی یا خارجی) سپرده شده؛ بر مبنای کدام مجوز مجلس صورت می‌گیرد؟ این امر بدون سابقه در تاریخ صد ساله نفت در کشور با چه مجوزی در الگوی قراردادی IPC آورده شده و به تصویب هیأت محترم دولت رسیده است؟ یادآوری می‌نماید که اقدام مدیرعامل وقت شرکت ملی نفت در سال 1391، برای واگذاری واحدهای بهره‌برداری تفکیک نفت و گاز به بخش خصوصی، به علت عدم تطابق با سیاست‌های ابلاغی اصل 44 عقیم ماند.

5- آیا پیمانکار در عملیات توسعه و تولید برای انتقال محصولاتش به پالایشگاه‌ها و پایانه‌های بارگیری جزیره خارک از ظرفیت تأسیسات موجود شبکه داخلی و صادراتی انتقال نفت استفاده می‌کند یا برای انتقال محصولاتش شبکه مستقلی احداث خواهد کرد؟ اگر از تأسیسات موجود استفاده نکرده و برای محصولات خودش تأسیسات مستقل احداث نماید؛ آیا زمینه‌سازی هزینه مجدد برای این امر توجیه اقتصادی دارد؟ و اگر از شبکه موجود استفاده می‌کند آیا نباید ارزش تأسیسات موجود در مبلغ کلی پروژه‌های مخازن سبز و قهو‌ه‌ای تأثیر داشته باشد؟

6- براساس بند ع ماده 1 این مصوبه:

- شراکت شرکت ایرانی در شرکت عملیاتی مشارکت در چه زمینه‌ای است؟ فنی و مهندسی، مالی، اجرایی و ساختمانی، عملیات بهره‌برداری، خدمات فنی، آموزش و کارآموزی یا خدمات تدارکاتی؟

- این شراکت در چه مراحلی از کار است؟ از اکتشاف (یا توسعه) تا بهره‌برداری؟

- روابط این شرکت ایرانی با شرکت ملی نفت ایران (کارفرما) چگونه است؟

- آیا درصد این شراکت به لحاظ حجم کار یا حجم سرمایه؟ مشخص است؟

- حق الزحمه این شرکت ایرانی را چه کسی می‌دهد؟ کارفرما یا شرکت خارجی؟ یا تسهیم به نسبت درآمد با شرکت پیمانکار خارجی می‌شود؟

- با توجه به اینکه این شرکت با شرکت خارجی دارای منافع مشترک خواهد بود؛ آیا پس از این دوره یک شرکت تمام ایرانی صاحب تجربه عملی برای تأمین منافع ملی خواهد بود یا حامی منافع شرکت مادر خارجی؟ آیا شرکت مادر خارجی در آستین خود شرکت رقیبی را پرورش می‌دهد که پس از اتمام دوره قرارداد جای او را بگیرد؟

- پاسخ این سوالات از کدام بندهای IPC مصوب قابل استنباط است؟

7- با توجه به اینکه مالکیت مخازن نفت  و گاز  در انحصار وزارت نفت (به عنوان نماینده دولت جمهوری اسلامی که منتخب ملت است) بوده  و شرکت ملی نفت ایران  تنها یک شرکت عامل بوده (نه مالک مخزن)؛ چرا این قراردادها براساس مالکیت شرکت ملی نفت ایران قرار است تنظیم شود؟ تفویض مالکیت از دولت جمهوری اسلامی به شرکت ملی نفت ایران کی و کجا صورت گرفته است؟

د) محور قراردادی:

1- مگر نه این است که در قرارداد IPC طبق تبصره 1 بند الف ماده 6 قرارداد برنامه‌ توسعه (DP) پله‌ای و پلکانی است؟ آیا در عمل و با چه ضمانتی وفاداری به این اصل صورت می‌گیرد؟ یعنی شرکت مسؤول توسعه مخزن، امر توسعه را در چند سال هم‌گام با شناخت تدریجی از مخزن انجام می‌دهد؟

2- آیا با این نحوه اجرا، سازمان مهندسی مخازن مناطق نفت‌خیز با حدود یک‌صد سال سابقه و تجربه، عملاً از مسؤولیت خود در نظارت مؤثر و تعیین‌کننده هم بر تولید و هم بر برنامه توسعه خلع‌ید نمی‌شود؟  اگر چنین نیست کسی پاسخ دهد که سمت کارشناسی ارشد مخزن را چه کسی و با چه سلسله مراتب گزارش‌دهی و به چه کسی در هر پروژه IPC رهبری می‌کند؟  با چه پشتوانه و سابقة مهندسی مخازن در مورد این توسعه تصمیم‌سازی و تصمیم‌گیری می‌شود؟

3- آیا کاربرد تنها یک الگوی قراردادی جهت توسعه میادین مختلف اعم از توسعه یافته و یا توسعه نیافته با (تفاوت‌هایی مثل نوع سیال، دریا و خشکی، حجم ذخیره در جا، شرایط مشترک بودن یا نبودن، ریسک کم یا زیاد) به دلیل تنوع و تفاوت نیازها و ملزومات توسعه‌ای آنها منطقی به نظر می‌رسد؟

4- متن این قرارداد قدم به قدم در طی دو سال تهیه شده تا به حالت نهایی رسیده است. آیا هنگام تصویب این قرارداد در مهرماه 1394، شرایط پسابرجام در آن گنجانده شده است؟  آیا این قرارداد که مواد اصلی آن در زمان تحریم‌های نفتی طراحی شده‌اند و با وارد کردن عنصر جاذبه، برای استقبال پیمانکاران خارجی در تنظیم متن هدف‌گذاری شده؛ با شرایط امروز یعنی در مرحله پسابرجام و مواجه شدن با رقابت‌جویی پیمانکاران و سرمایه‌گذاران خارجی با یکدیگر، و اشتیاق و شتاب آن‌ها برای تصاحب بازار تقریباً بکر صنعت نفت ایران، سازگاری دارد؟  آیا هیچ‌گونه نیازمند بازنگری لااقل در بعضی مواد آن نیست؟ این‌گونه تنظیم شیوه قراردادی چرا باید برای سال‌هایی که محدویت‌های ظالمانه تحریم‌ها برداشته شده، توان اجرایی و تصمیم‌گیری کشور قدرت بیشتری یافته و به اهداف سند چشم‌انداز هم نزدیک شده؛ ادامه پیدا کند؟ آیا نمی‌توان با استفاده از رقابت داخلی بین شرکت‌های نفتی خارجی متقاضی سرمایه‌گذاری در ایران از «هزینه ایجاد جاذبه» مقداری کاست؟

آیا استقبال شرکت‌ها و دولت‌های آسیایی و اروپایی و در رأس آن‌ها آلمان، فرانسه، انگلیس و ایتالیا در اولین روزهای پس از تصویب برجام در ژنو و پس از طی همه مراحل اجرایی شدن آن و به ویژه پس از مسافرت اروپایی مقام ریاست‌جمهوری و هیئت همراه، مشاهده نشده است؟ چرا از رقابت بین این شرکت‌ها برای حذف و یا تعدیل «هزینه ایجاد جاذبه» استفاده نشود؟ واضح است که این قالب فکری بر اندیشه تدوین‌کنندگان (در دوره تحریم و هنگام تنظیم مواد این شیوه قراردادی) استیلاء داشته که ما مجبوریم برای آمدن شرکت خارجی فقط جاذبه ایجاد کنیم. چرا نباید این فضای فکری با فضای فکری دیگری در شرایط پسابرجام تحت عنوان استفاده از رقابت بینابینی شرکت‌های خارجی برای ورود به بازار بکر ایران، به منظور کاهش هزینه ایجاد جاذبه، عوض شود؟

آیا مذاکراتی که بعد از برجام با شرکت‌های خارجی مسافرت‌کننده به مناطق نفت‌خیز شده (از جمله مذاکرات با هیئت لهستانی و هیئت بریتانیایی) نشان‌دهنده شرایطی به مراتب سهل‌تر و کم‌هزینه‌تر و مطمئن‌تر برای اجرای قرارداد نیست؟  به چه دلیل ادعا می‌شود که مدل قراردادی ارائه شده تنها گزینه پیش روی کشور ایران برای سال‌های آتی می‌باشد؟

5- آیا اساساً می‌توان الگوی قراردادی تنظیم کرد که منافع بلند مدت مالک مخزن و پیمانکار همیشه در یک جهت و منطبق بر هم باشند؟  اگر این الگوی قراردادی تنظیم شده این قدرت را دارد بفرمایید چگونه؟ و اگر ندارد چه اصراری بر اجرای این شیوه قراردادی است؟  آیا سایر روش‌های خرید خدمتی ( Service Contract ) بهتر و مناسب‌تر نیستند؟

6- آیا ابزاری کارآمد برای کنترل پیمانکار در پیاده‌سازی کامل DP MDP)) پیش‌بینی شده است؟ چگونه؟ و آیا هیچ مکانیزمی برای جلوگیری از ارائه پیشنهادهای کاذب (و در عین حال انگیزاننده و وسوسه‌آور در واگذاری کار به پیمانکار) در مناقصه قرار داده شده است؟

7- بند د ماده 3 اگر چه برای پیمانکار جاذبه داشته ولی آیا به نوعی نقض حاکمیت‌ کشور بر مخزن نیست؟  اگر کشور دچار شرایطی (مثلاً کاهش سهمیه از سوی اوپک یا تحریم نفتی) شده که تولید از یک مخزن تحت قرارداد IPC دچار کاهش اجباری شود؛ چرا مالک مخزن باید جریمه بپردازید؟

8- آیا بین بند ب ماده 4 (استفاده از توانمندی‌های داخلی مانند مهندسی مخازن) و ماده الف بند 11 که مسؤولیت تولید را فقط متوجه پیمانکار می‌داند، هم‌خوانی وجود دارد؟ و عملاً سازمان مهندسی مخازن و مهندسی نفت مناطق نفت‌خیز به عنوان نمایندگان مالک مخزن (اگر مخزن تحت اختیار مناطق نفت‌خیز باشد) از دخالت کارشناسی در توسعه و تولید از مخزن، حذف نمی‌شوند؟ و اگر این کار طبق ماده 7، بیست تا سی سال طول بکشد آیا مخزنی خواهد ماند؟  یا مخزنی صیانت شده در پایان این مدت تحویل ما، تضمیناً خواهد شد؟

9- با توجه به اینکه در بندهای 13 و 15 سیاست‌های ابلاغی اقتصاد مقاومتی از سوی مقام معظم رهبری، صراحتاً به افزایش صادرات پتروشیمی، افزایش صادرات فرآورده‌های نفتی افزایش صادرات گاز اشاره شده و تأکید این سیاست‌ها بر فاصله گرفتن از خام‌فروشی نفت بوده؛ جا دارد سؤالات زیر مطرح شوند:

- آیا قراردادهای IPC در جهت افزایش صادرات نفت خام نیستند؟ و این کار با سیاست کنترل و نهایتاً حذف خام‌فروشی تعارض ندارد؟

- آیا همان‌گونه که در بند 14 سیاست‌های ابلاغی اقتصاد مقاومتی از سوی مقام معظم رهبری که تأکید بر افزایش ذخائر راه‌بردی نفت و گاز و توسعه ظرفیت‌های تولیدی به خصوص در میادین مشترک بوده؛ تنظیم این قراردادهای IPC نیز براساس اولویت‌ مخازن مشترک است؟ از کدام بند قرارداد این مطلب استنباط می‌شود؟
- حتی در صورت افزایش ذخائر راه‌بُردی، آیا نباید سیاست منع خام‌فروشی نفت بالاخره از یک برهه زمانی عملیاتی گردد؟ آیا این مطلب با بند پ ماده 3 ( که تأکید بر حداکثر 50 درصد سهم پیمانکار خارجی در فروش محصولات میدان به صورت خام است ) تعارض ندارد؟

- چرا عموم الگوهای قراردادی نفتی که ارائه می‌شوند وارد حوزه پایین‌دستی صنعت نفت نگردیده و در همان بخش بالادستی (که اتفاقاً تحت سیطره و مدیریت داشتن بر آن برای کشور صاحب مخزن حیاتی، کلیدی و استراتژیک بوده) متوقف می‌گردند؟

10- برای قراردادهای نوع دوم و سوم که طبیعتاً پذیرش ریسک وجود داشته؛ این پذیرش از سوی طرف اول صورت می‌گیرد و یا طرف دوم؟ در کدام ماده قرارداد به آن اشاره شده است؟

11- طبق بند خ ماده 3 در صورت تجدید تحریم‌ها چه پیش‌بینی‌هایی صورت گرفته است؟ از کدام بند این شیوه قراردادی، این مطلب قابل استنباط است؟ آیا عنوان شرایط قوه قهریه در این بند می‌تواند به مورد تحریم‌ها نیز تعمیم داده شود؟ و آیا بهتر نیست انواع قوه‌ قهریه مورد به مورد ذکر شوند؟

12- با توجه به Open Capex بودن این قراردادها برای نظارت دقیق بر برنامة‌ سالیانة تولیدِ ارائه شده توسط پیمانکار چه نظام‌نامه کنترلی پیش‌بینی شده است؟ در کدام بند قرارداد پیش‌بینی‌ این نظام‌نامه آمده است؟ آیا شرکت ملی نفت ایران حق وتوی این برنامه و پیشنهاد برنامه جایگزین را خواهد داشت یا فقط از آن برنامه مطلع خواهد شد؟

ه) محور مالی:

1- با توجه به اینکه در چندین مخزن و میدان قهوه‌ای طرح‌های تزریق گاز اجرا شده؛ آیا قاعدتاً پرداخت Fee به پیمانکار این نوع قراردادها نباید براساس ارائه برنامه IOR/EOR اضافه‌تر از آنچه اکنون به عنوان تولید ثانویه از مخزن استخراج می‌شود، باشد (و نه خط Base Line) ؟

2- اساساً Fee تا چه زمانی پرداخت می‌شود؟ اگر هزینه‌های طرح مثل شرایط کشور عراق در دو یا سه سال اولیه به صفر برسند آیا پرداخت Fee قطع می‌شود؟ (اگر ادامه می‌یابد معنایش این است که Fee دستمزد نیست و پاداش است). اگر فرض شود یک مخزن سبز با سقف ظرفیت 20 هزار بشکه در روز به مرحله بهره‌برداری رسیده و دریافت حدود 500 میلیون دلار در مدت سه سال برای کل مخارج توسعه آن ادعا شده باشد؛ در این صورت طبق محاسبات با فرض قیمت 30 دلار برای هر بشکه نفت، نتیجه می‌شود که باز پرداخت هزینه انجام شده توسط پیمانکار، به ازای فروش 50% تولید مخزن در مدت 2/4 سال یعنی 50 ماه صورت می‌گیرد. آیا این پایان قرارداد است یا اینکه Fee همچنان در دوره تولید از مخزن می‌باید پرداخت شود؟

3- آیا به پیمانکار قراردادی که در سال‌های بعد از راه‌اندازی، تمام مبلغ هزینه‌کرد، دستمزد و پاداش خود را دریافت کرده؛ پایان کار داده شده و پروژه تحویل عملیات داخلی تولید می‌شود؟ یا همچنان پس از آن که تمامی مطالبات (اعم از هزینه‌های انجام شده، سود سرمایه‌گذاری، پاداش، دستمزد و ...) را دریافت کرد همچنان در میدان باقی‌مانده و دستمزد و پاداش (Fee) را دریافت خواهد کرد؟

4- آیا در میادین قهو‌ه‌ای که تزریق گاز دارند (مثل مارون آسماری) آیا پیمانکار از تأسیسات موجود صرف‌نظر می‌کند؟ آیا تولید ثانویه ناشی از تزریق که تا کنون محقق شده؛ برای پیمانکار است؟ یا فقط بازاء طرح‌های IOR/EOR خود روی مخزن قهوه‌ای می‌تواند تقاضای دستمزد و پاداش کند؟

5- چرا وقتی در بند ب ماده 6 با اینکه صراحتاً از ایجاد انگیزه در پیمانکاران صحبت شده؛ کلمه Fee دستمزد معنا می‌شود و نه پاداش؟ (ماهنامه عصر انرژی سال نهم شماره 27 صفحه 7 سخنان وزیر محترم نفت در معرفی IPC).

6- براساس بند پ ماده 6 و بند ج ماده 11 :

- معنی کلمه هزینه‌های تأمین مالی غیر از معنی رایج آن یعنی سود در نظر گرفته شده برای اخذ وام از بانک، شامل قلم دیگری نیز می‌گردد؟ اگر بابت اعتبار فنی و تکنولوژیکی شرکت‌های پیمانکاری شرکت‌کننده در IPC، از سوی بانک‌های جهانی وامی به این پروژه‌ها پرداخت شود؛ آیا برای این اعتبار نیز هزینه‌ای در نظر گرفته می‌شود؟

- آیا نباید پیمانکاری انتخاب شود که خودش سرمایه کافی برای آوردن آن به کشور داشته باشد و مگر هدف ما آوردن سرمایه به داخل کشور نبوده است؟
- آیا معنی هزینه مالی تأمین مالی این نیست که کارفرما:

• هم هزینه تأمین پول از خارج را بپردازد.

• هم سود بازپرداخت هزینه‌های انجام شده در طول چند سال را بپردازد؟ (قطعاً برخلاف گفته دبیر کمیته بازنگری قراردادهای نفتی در برنامه تلویزیونی شبکه خبر، پیمانکار با صد تومان خرج از ما صد تومان نمی‌گیرد) آن‌هم در ظرف چند سال؟

• هم پولی بابت خرید اعتبار شرکت نفتی خارجی که بانک‌های بین‌المللی به اعتبار او وام داده‌اند، بپردازد.

• هم حق دستمزد و حقوق بپردازدو  هم Fee بپردازد؟ چه مدت، معلوم نیست !

7- آیا شرکت خارجی بابت وارد کردن تجهیزات به داخل کشور و استفاده از امکانات (حداقل امکانات جاده‌ای کشور) هیچ‌گونه حقوق گمرکی، مالیات، پرداخت بیمه (در صورت بکارگیری نیروی انسانی داخلی) پرداخت می‌کند؟اگر پاسخ مثبت است در کدام بند ذکر شده؟ و اگر پاسخ منفی است؛ پس این موارد را هم به سودهای پیش گفته در سوال قبل، می‌باید اضافه کرد.

انجمن اسلامی کارکنان صنعت نفت - اهواز

بهمن ماه 1394

رونوشت:  دفتر مقام معظم رهبری، دفتر ریاست جمهوری، دفتر ریاست قوه قضائیه، دفتر ریاست مجلس شورای اسلامی، دبیر شورای نگهبان قانون اساسی، دفتر معاونت اول رئیس‌جمهوری، دبیرخانه شورای عالی امنیت ملی، دبیرخانه مجمع تشخیص مصلحت نظام، معاونت حقوقی رئیس‌جمهوری، معاونت امور مجلس رئیس‌جمهوری، معاونت اجرایی رئیس‌جمهوری، دیوان محاسبات کشور، دیوان عدالت اداری، سازمان بازرسی کل کشور، معاونت قوانین مجلس شورای اسلامی، کمیسیون انرژی مجلس شورای اسلامی، رئیس سازمان پدافند غیر عامل کشور، دفتر وزیر نفت

انتهای پیام/