اجازه اقدام وزارت نفت نسبت به انعقاد قرارداد با شرکت ملی نفت ایران

شماره ۱۰۱۰۲ت‌۳۲۹۲۳هـ – ۱۳۸۴/۳/۳

هیئت ‌و‌زیران در جلسه مورخ ۱۳۸۴/۲/۲۸ بنا به پیشنهاد شماره ۱۵۶۰ـ۲ /۱۲ مورخ ۴ /۲ /۱۳۸۴ و‌زارت نفت و به استناد جزء “۷” بند “د” تبصره (۱۱) قانون بودجه سال ۱۳۸۴ کل کشور تصویب نمود:

و‌زارت نفت (به نمایندگی از سوی دو‌لت جمهوری اسلامی ایران) نسبت به انعقاد قرارداد با شرکت ملی نفت ایران به شرح قرارداد پیوست و ضمایم آن اقدام نماید.

محمدرضا عارف
معاون اول رییس جمهور

 

بسمه تعالی

قرارداد مربوط به اجرای مفاد بند «د» تبصره «11» قانون بودجه سال 1384 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 – تعهدات دولت و نحوه محاسبه مابه التفاوت پرداختی بابت فرآورده های نفتی و گاز طبیعی تصفیه شده مصرف داخلی
-فصل چهارم – سایر موارد

بسمه تعالی
قرارداد
در اجرای مقررات جزء«7» بند «د» تبصره «11» قانون بودجه سال 1384 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 می شود:

فصل اول – تعاریف و کلیات

ماده 1: تعاریف و اصطلاحات
عبارات و اصطلاحات بکار برده شده در این قرارداد به شرح تعاریف ذیل می باشد:
قرارداد: به معنای سند حاضر است.
دولت : به معنای دولت جمهوری اسلامی ایران است.
وزارت نفت : به معنای وزارت نفت جمهوری اسلامی ایران است.
شرکت : به معنای شرکت ملی نفت ایران و شرکتهای تابعه و وابسته به آن می باشد.
بانک مرکزی : به معنای بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران است.
خزانه : به معنای خزانه داری کل کشور می باشد.
-(بند «د») : به معنای بند «د» تبصره «11» قانون بودجه سال 1384 کل کشور می باشد.
نفت خام : عبارتست از هیدروکربورهای مایعی که پس از استخراج از میدانهای نفتی و تفکیک آب و گاز از آن حاصل می شود.
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 طبیعی : عبارت است از هیدروکربورهای گازی که از میدانهای گازی پس از تفکیک گاز و آب و از میدانهای نفتی پس از تفکیک نفت و آب بدست می آید.
فرآورده های نفتی : عبارت است از بنزین،نفت سفید،نفت گاز،نفت کوره و گاز مایع (LPG) که از طریق فرآورش و یا پالایش نفت بدست می آید . انواع سوختهای هوایی بنزین محسوب نمی شود.
گاز طبیعی تصفیه شده : عبارتست از گاز طبیعی که مطابق استانداردهای صنعت نفت حسب مورد فرآورش و یا پالایش می شود.
مبادی اولیه صادرات : مبادی اولیه صادرات نفت خام ، عبارت از پایانه های نفتی جزایر خارک، سیری و لاوان،پایانه بهرگانسر و پایانه شناور سروش می باشند.

ماده 2 : موضوع قرارداد
اجرای مفاد بند «د» تبصره «11» قانون بودجه سال 1384 کل کشور

ماده 3 : مدت قرارداد
مدت قرارداد از ابتدای سال 1384 تا پایان آن سال می باشد.

ماده 4– ارزش نفت خام تولیدی
ارزش نفت خام تولیدی، موضوع جزء «1» (بند «د»)، عبارتست از مجموع ارزش نفت خام تحویلی برای صادرات و نیز ارزش نفت خام تحویلی پالایشگاههای داخلی از محل نفت خام تولیدی در سال 1384.

تبصره– در صورتیکه 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 و انبارداری خواهد بود.
میزان کاهش حجمی نفت خام در مبادی ثانویه نسبت به ارقام اندازه گیری شده در مبادی اولیه صادرات از نظر این قرارداد قابل قبول نبوده و بعهده شرکت ملی نفت ایران می باشد.

ماده 5:
ضوابط فروش نفت خام به خارج طبق شیوه نامه ای خواهد بود که ظرف یک ماه از تاریخ تصویب این قرارداد توسط شرکت ملی نفت ایران تهیه و پس از تأیید وزیر نفت به تصویب مجمع عمومی شرکت برسد. شیوه نامه یاد شده از تاریخ تصویب لازم الاجرا است.

فصل دوم – تعهدات شرکت

ماده 6: تعهدات شرکت
شرکت مکلف است معادل 8 /78 درصد ارزش نفت خام تولیدی را به حساب بستانکار قطعی خزانه منظور و از محل 2 /21 درصد باقیمانده بترتیب معادل 5 درصد، 5 /4 درصد،8 /2 درصد و 6 /1 درصد بعنوان مالیات قطعی عملکرد سال 1384 شرکت،علی الحساب سود سهم دولت بابت عملکرد سال یاد شده شرکت، علی الحساب وجوه موضوع جزء «2» (بند «د») و پرداختهای تکلیفی موضوع بند «ب» تبصره «11» قانون بودجه سال 1384 جمعاً معادل 7 /92 درصد ارزش نفت خام تولیدی را به حساب بستانکار قطعی (خزانه) منظور نماید.

تبصره 1– کل وجوه دریافتی شرکت در سال 1384 حاصل از صادرات نفت خام در سال 1383 یا سالهای قبل از آن متعلق به دولت بوده و مستقیماً به روال گذشته از طریق بانک مرکزی به حساب خزانه واریز خواهد شد.

تبصره 2– درآمد حاصل از صادرات موجودی نفت خام شرکت در مبادی اولیه و ثانویه صادراتی در ابتدای سال 1384 متعلق به دولت است و به قیمت متوسط صادرات نفت خام در اسفند ماه 1383 در دفات شرکت به حساب بستانکار دولت (حساب جداگانه) منظور میشود. وجوه حاصل از صادرات نفت خام یاد شده در سال 1384 تا معادل بستانکاری مذکور پس از وصول کلاً به حساب درآمد عمومی موضوع ردیف 210101 واریز و مانده بستانکار حساب یاد شده تسویه میگردد.
موجودی نفت خام تولیدی در پایان سال 1384 که در سال 1385 به فروش میرسد (موجودی نفت خام پایان سال 84 در مبادی اولیه و ثانویه صادراتی) به قیمت متوسط نفت خام صادراتی در اسفند ماه سال 1384 محاسبه و در دفاتر شرکت ملی نفت ایران در حسابهای مربوط ثبت میشود و مشمول مقررات این قرارداد می باشد.

تبصره 3– موجودی نفت خام پالایشگاهها در ابتدای سال 1384 متعلق به شرکت می باشد.

ماده 7
محل تحویل نفت خام به پالایشگاههای داخلی درون پالایشگاهها خواهد بود.
هدر رفتگی عملیاتی نفت خام در خطوط انتقال نفت خام به پالایشگاهها و مبادی صادراتی به عهده شرکت بوده و تأیید میزان آن مشترکاً بعهده وزارت نفت و سازمان مدیریت و برنامه ریزی کشور می باشد.
هدر رفتگی نفت خام ناشی از حوادث غیرمترقبه (فورس ماژور) جزء تولید محسوب نمی شود.

ماده 8
ارزش نفت خام تحویلی به پالایشگاههای داخلی در هر ماه برابر با مقدار نفت خام تحویلی به پالایشگاهها در همان ماه ضربدر میانگین بهای هر بشکه نفت خام صادراتی درهمان ماه می باشد.
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 برحسب بشکه در همان ماه می باشد.

ماده 9
در اجرای جزء «7» (بند «د») شرکت مکلف است در سال 1384 ثبت های مالی مربوط به عملیات تولید و فروش نفت خام را طبق دستورالعمل حسابداری که ابلاغ می شود در پایان هر ماه در دفاتر قانونی و در پایان سال در حسابهای عملکرد و سود و زیان خود ثبت نماید.

ماده 10
شرکت مکلف است به ازای استخراج و فروش هر متر مکعب گاز طبیعی (به غیر از گاز تزریقی به مخازن نفتی و نیز گاز سوزانده شده) مبلغ نود و یک (91) ریال تا مبلغ ده هزار و یکصد و شصت و هشت میلیارد و دویست میلیون (000 /000 /200 /168 /10) ریال به حساب بستانکار قطعی خزانه منظور و با علی الحساب 8 /2% ارزش نفت خام تولیدی که بر اساس ماده «5» قرارداد به طور علی الحساب به بستانکار حساب دولت (خزانه) منظور شده تسویه نماید.
حجم گاز طبیعی موضوع این ماده در هر ماه بر اساس اندازه گیری حجم گاز خروجی پالایشگاههای گاز و یا کارخانه های گاز و گاز مایع ضربدر ضریبی افزایشی که در جدول پیوست شماره یک این قرارداد آمده است محاسبه می شود. این ضریب به منظور جبران کاهش حجم ناشی از مصرف داخلی و مواد تفکیک شده در فرآیند پالایش و فرآورش حسب مورد برای هر یک از واحدهای فوق تعیین شده است.

ماده 11: واریز وجوه به حساب خزانه
شرکت مکلف است صد در صد (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 بر اساس قوانین برنامه و بودجه های سالهای گذشته منعقد شده است) به عنوان علی الحساب پرداختهای موضوع ماده «5» این قرارداد بطور مستقیم از طریق بانک مرکزی به حسابهای مذکور در جزء «6» (بند «د») واریز نماید.
حصه آن بخش از تعهدات بیع متقابل که در سال 1384 قابل تصفیه است به شرح جدول مصوبه مجمع عمومی شرکت می باشد.

ماده 12
تمامی سود خالص (سود ویژه) شرکت که پس از اعمال حساب پرداخت های موضوع ماده «5» این قرارداد ایجاد می شود به منظور تأمین منابع لازم برای انجام هزینه های سرمایه ای شرکت یاد شده (مذکور در جدول شماره «22» پیوست قانون بودجه سال 1384) قابل اختصاص بوده و پس از قطعی شدن مبالغ مربوط با تصویب مجمع عمومی شرکت و مراجع قانونی ذیربط حسب مورد به حسابهای اندوخته قانونی و افزایش سرمایه دولت در شرکت منظور می شود.

ماده 13
در سال 1384 بازپرداخت تعهدات سرمایه ای شرکت از جمله طرحهای بیع متقابل که به موجب قوانین مربوط، قبل و بعد از اجرای قانون بودجه سال 1384 کل کشور ایجاد شده و یا می شود از محل منابع داخلی شرکت از جمله درآمد حاصل از صادرات فرآورده های نفتی و گازی به عهده شرکت خواهد بود.

فصل سوم – تعهدات دولت و نحوه محاسبه مابه التفاوت پرداختی بابت فرآورده های نفتی و گاز طبیعی تصفیه شده مصرف داخلی

ماده 14– نحوه محاسبه مابه التفاوت پرداختی بابت گاز تصفیه شده مصرف داخلی

الف- حجم گاز تولید داخلی که در هر ماه مبنای پرداخت مابه التفاوت موضوع جزء «3» (بند «د») قرار می گیرد عبارتست از حجم گاز تصفیه شده خروجی از پالایشگاهها و گاز منهای حجم گاز صادراتی با منظور کردن تغییرات در موجودی خطوط انتقال در ابتدا و انتهای هر ماه.
هدر رفتگی عملیاتی و نشت در خطوط لوله، ایستگاهها و شبکه گازرسانی بعهده شرکت بوده و تأیید میزان آن بعهده وزارت می باشد.
هدر رفتگی و نشت گاز طبیعی ناشی از حوادث غیرمترقبه تولید محسوب نمی شود.

ب- ارزش هر متر مکعب گازطبیعی تصفیه شده با ملحوظ داشتن قیمتهای معاملاتی خلیج فارس و با منظور نمودن هزینه های انتقال، توزیع و کارمزد فروش و مالیات و عوارض تکلیفی در سال 1384، بر اساس مصوبه هیأت وزیران تعیین می شود.
ارزش هر مترمکعب گاز طبیعی وارداتی با منظور نمودن هزینه های انتقال، توزیع و کارمزد فروش و مالیات و عوارض تکلیفی بر اساس مصوبه هیأت وزیران تعیین می گردد.

ج- متوسط قیمت فروش هر مترمکعب گاز طبیعی تصفیه شده در داخل کشور طبق مصوبه های قانونی مربوط مبلغ 76 ریال می باشد.

د- تفاضل ارقام بندهای «ب» و «ج» فوق بطور متناظر ضربدر حجم گاز طبیعی مصرف داخلی (موضوع بند «الف») و نیز گاز وارداتی، در مجموع به عنوان مابه التفاوت مذکور در جزء «3» (بند «د») به حساب بدهکار دولت منظور می شود.

ماده 15– نحوه محاسبه مابه التفاوت پرداختی بابت فرآورده های نفتی

الف – محاسبه حجم اختصاصی یافته بنزین، نفت سفید، نفت گاز و نفت کوره تولید داخلی به مصارف داخلی در هر ماه بر اساس اسناد تحویلی پالایشگاهها به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران و سایر مصرف کنندگان عمده برای مصارف داخلی تعیین می گردد.
گاز مایع تحویلی اختصاص یافته برای مصارف داخلی در هر ماه عبارت از گاز مایع دریافتی از پالایشگاهها و نیز خرید از شرکت ملی صنایع پتروشیمی و شرکتهای تابعه آن می باشد که مبنای محاسبه در این مورد اندازه گیری در محل پالایشگاهها و یا مبادی دریافت از پتروشیمی بر اساس اسناد تحویلی پالایشگاهها و شرکت ملی صنایع پتروشیمی و شرکتهای تابعه آن به شرکت ملیخش فرآورده های نفتی ایران می باشد.

تبصره– میزان بنزین تولید داخلی هر پالایشگاه در هر ماه عبارت از کل بنزین تحویلی آن پالایشگاه به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران پس از کسر میزان بنزین وارداتی دریافتی آن پالایشگاه در همان ماه می باشد.

ب – بهای واحد فرآورده های نفتی موضوع بند «الف» فوق در هر ماه، در مورد بنزین بر اساس میانگین وزنی قیمتهای وارداتی در آن ماه [و در صورت نبودن قیمت وارداتی میانگین ماهانه قیمت صادراتی (Product Price) خلیج فارس] و در مورد نفت سفید، نفت گاز، نفت کوره و گاز مایع بر اساس میانگین ماهانه قیمت صادراتی خلیج فارس برای هر یک از این فرآورده ها در آن ماه خواهد بود که توسط وزارت اعلام می گردد.

ج – هزینه های انتقال، توزیع، کارمزد فروش، مالیات و عوارض تکلیفی بطور متوسط برای فرآورده های نفتی به شرح جدول ذیل خواهد بود:

-عنوان	واحد	مالیات و عوارض	انتقال و توزیع و فروش و کارمزد	جمع
1- بنزین	لیتر	62 /184	92	62 /276
2- نفت سفید	لیتر	15	74	89
3- نفت گاز	لیتر	15	62	77
1-3- نفت گاز نیروگاهها	لیتر	86 /5	55	86 /60
4- نفت کوره:	لیتر	5 /4	07 /70	57 /74
1-4- نفت کوره نیروگاهها	لیتر	53 /1	70	53 /71
5- گاز مایع تحویلی از پالایشگاه داخلی	لیتر	57 /0	35	57 /35

د – بهای خالص دریافتی شرکت بابت فروش داخلی فرآورده های نفتی مطابق مصوبات مراجع قانونی ذیربط می باشد.

هـ – ارزش فرآورده های نفتی اختصاص یافته برای مصارف داخل کشور در هر ماه عبارت است از مجمهوع حاصلضرب مقدار هر یک از فرآورده های نفتی (مذکور در بند «الف» این ماده) در حاصل جمع قیمت متناظر هر یک از آنها با هزینه های انتقال، توزیع و …. (مذکور در بندهای «ب» و «ج» این ماده).

و – درآمد حاصل از فروش فرآورده های نفتی عبارت است از مجموع حاصل ضرب مقدار هر یک از فرآورده های نفتی مذکور در بند «الف» این ماده در بهای متناظر آنها مذکور در بند «د» همین ماده.

ز – مابه التفاوت ارزش فرآورده های نفتی موضوع جزء «3» (بند «د») عبارت است از تفاضل ارزش فرآورده های نفتی مذکور در بند «و» آن که به حساب بدهکار دولت (خزانه) منظور می شود.

تبصره 1: فرآورده های نفتی موجود در مخازن شرکت در پایان سال 1383 نیز مشمول مفاد این ماده می باشد.
چنانچه موجودی فرآورده های نفتی در پایان سال 1384 کمتر از موجود اول سال مذکور باشد به مابه التفاوت موجودی یاد شده یارانه تعلق نمی گیرد.

تبصره 2: یارانه بنزین وارداتی در سال 1384 از محل اعتبار موضوع ردیف 503748 منظور در قسمت چهارم قانون بودجه سال 1384 قابل تأمین و پرداخت می باشد و شرکت موظف است حسابهای مربوط به واردات بنزین را بطور مستقل در دفاتر قانونی خود نگهداری نماید، بنحویکه بصورت مستقل قابل رسیدگی توسط حسابرسان سازمان حسابرسی باشد.

فصل چهارم – سایر موارد

ماده 16
شرکت مکلف است در مقاطع سه ماهه گزارش عملکرد مالی مواد 14 و 15 این قرارداد را به طور مستقل به سازمان حسابرسی جهت تأیید تحویل نماید.
ترتیب تشکیل جلسات کارگروه موضوع ذیل جزء «3» (بند «د») بعهده وزارت نفت خواهد بود و نتیجه جلسات توسط وزارت نفت جهت تسویه حساب به شرکت ابلاغ خواهد شد.

تبصره– چنانچه بر اساس صورتهای مالی نهایی شرکت ملی نفت ایران، ارقام گزارش شده قبلی به شرح فوق، مستلزم تعدیل باشد، موضوع توسط سازمان حسابرسی گزارش خواهد شد که گزارش اخیرالذکر پس از تأیید کارگروه موضوع این ماده مبنای تسویه حساب نهایی خواهد بود.

ماده 17
روش اندازه گیری کلیه احجام و اوزان تولیدی و فروش مذکور در این قرارداد حسب مورد بر اساس دستورالعمل ابلاغی وزارت نفت می باشد (پیوست شماره دو این قرارداد). صحت و اعتبار تمام اندازه گیری های فوق منوط به تأیید وزارت نفت می باشد و احجام و اوزان مورد تأیید وزارت نفت حسب مورد قطعی می باشد.
ضمناً وزارت نفت از طریق مؤسسات بازرسی حرفه ای ذیصلاح بر روش و صحت ابزارهای اندازه گیری و انجام اندازه گیری ها نیز اعمال نظارت می نماید.

ماده 18
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 و قیمت فرآورده های نفتی موضوع بند «ب» ماده «14» قرارداد، متوسط نرخ معامله بانک مرکزی در ماه مورد نظر خواهد بود.

ماده 19
مبالغ بستانکاری و بدهکاری دولت (خزانه) و متقابلاً بدهکاری و بستانکاری شرکت که به موجب این قرارداد ایجاد می شود مطابق آئین نامه اجرائی جزء «10» (بند «د») مصوب هیأت وزیران تسویه می شود.

ماده 20
شرکت مکلف به اجرای تصمیمات ابلاغی وزارت نفت در مورد تنظیم میزان تولید ماهانه نفت خام می باشد. 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 21
شرکت مکلف است مطابق فرم ابلاغی وزارت، گزارش ماهانه عملکرد این قرارداد را به آن وزارت نفت ارائه نماید. این گزارش باید از طریق وزارت نفت به وزارت امور اقتصادی و دارایی و سازمان مدیریت و برنامه ریزی کشور ارسال شود.

ماده 22
هر گونه تغییر در این قرارداد در چارچوب مقررات (بند «د») پس از توافق طرفین قرارداد باید به تصویب هیأت وزیران برسد.

این قرارداد در چهار فصل، 22 ماده و دو پیوست که اجزاء لاینفک این قرارداد می باشند، در تاریخ 3 /2 /1384 به امضا طرفین قرارداد رسید که پس از تصویب هیئت وزیران از ابتدای سال 1384 نافذ و لازم الاجرا می باشد.

وزارت نفت به نمایندگی دولت جمهوری اسلامی ایران	از طرف شرکت ملی نفت ایران
نام و سمت بیژن زنگنه	سید مهدی میر معزی
امضا کننده: وزیر نفت	مدیر عامل

جدول پیوست شماره یک موضوع ذیل ماده «9» قرارداد

	کورزین	سرخون	ناروکنکان	پارس جنوبی	خانگیران				سایر واحدها
					شوریجه D	شوریجه B	گنبدلی	مزدوران
ضریب افزایش جبرانی برای محاسبه گاز تولیدی بر اساس گاز خروجی از واحدها	012 /1	023 /1	021 /0	069 /1	016 /1	014 /1	006 /1	048 /1	00 /1

پیوست شماره دو
تاریخ 3 /2 /84
شماره 1416- 1 /28
وزارت نفت
معاون محترم زیر و مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران
معاون محترم وزیر مدیرعامل شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران
معاون محترم وزیر مدیرعامل شرکت ملی گاز ایران
مدیرعامل محترم شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران
بدینوسیله «دستورالعمل نحوه اندازه کیری احجار و اوزان نفتخام و گاز طبیعی و فرآورده های نفتی موضوع بند «د» تبصره 11 قانون بودجه سال 1384 کل کشور» جهت اجرا ابلاغ میشود.

«دستورالعمل نحوه اندازه گیری احجام و اوزان نفتخام و گازطبیعی و فرآورده های نفتی موضوع بند «د» تبصره 11 قانون بودجه سال 1384 کل کشور»

اندازه گیری احجام و اوزان نفتخام تولیدی، گاز طبیعی تولیدی (شامل گاز طبیعی صادراتی و نیز گاز طبیعی وارداتی) و فرآورده های نفتی تولید داخل و وارداتی موضوع بند «د» تبصره 11 قانون بودجه سال 1384 کل کشور مطابق این دستورالعمل انجام خواهد شد.

جدول 1) اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی در مبانی اولیه صادراتی

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی از مبادی اولیه خارک- شناور سورنان (FSU) در میدان سروش	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 مسیری	عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی (DIPPING)
4	اندازه گیری حجم نفتخام صادراتی از مبداء …….	عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی (DIPPING)

 

جدول 2) اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاهها

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاههای :تهران- اصفهان- اراک- کرمانشاه- بندرعباس	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه
2	اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاه آبادان	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER) نصب شده در ورودی پالایشگاه
3	اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پالایشگاههای شیراز و تبریز	مانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) نصب شده در ورودی پالایشگاهها
4	اندازه گیری حجم نفتخام تحویلی به پلایشگاه لاوان	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) شرکت نفت فلاحت قاره در لاوان

 

جدول 3) اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویل از پالایشگاهها به شرکت ملی پخش 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 و سایر مصرف کنندگان عمده در پالایشگاههای: تهران- بندرعباس- شیراز- تبریز- اصفهان- کرمانشاه- اراک- آبادان و لاوان	عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاهها (DIPPING) بر حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش حجاور پالایشگاهها
2	اندازه گیری میزان سوخت مصرف داخلی (فرآورده های نفتی و گاز مایع) در پالایشگاههای: تهران- بندرعباس- شیراز- تبریز- اصفهان- کرمانشاه- اراک- آبادان و لاوان	سامانه از سامانه های اندازه گیری روزانه ای (ORIFICE) نصب شده و موجود در پالایشگاه

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 پالایشگاههاو نصب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاز پالایشگاهها

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 پالایشگاهها
2	اندازه گیری حجم بنزین وارداتی دریافتی پالایشگاههای: شیراز- کرمانشاه	توزین نفتکشهای جاده پیمای ورودی به پالایشگاهها توسط باسکولهای موجود
3	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 بدن 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»	سطح سنجهای منصوبه برروی مخازن ذخیره ساحلی
2	اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران در تاسیسات «شهید لشکری ماهشهر»	سطح سنجهای منصوبه برروی مخازن ثبت شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران
3	اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش دره سنگ بسمت مشهد»	سطح سنجهای منصوبه بر روی مخازن ثبت شرکت ملی پخش و نیز توزین گاز مایع کشهای وارداتی توسط باسکولهای موجود با تاکید بر لزوم جدا بودن مخازن ذخیره گاز مایع اندازه گیری شده به دو روش فوق
4	اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی در «مرز ابنیه بدون استان گلستان»	توزین گاز مایع کشهای وارداتی توسط باسکولهای موجود

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، وارداتی از ترکمنستان، خروجی پالایشگاههای گاز و کارخانه های گاز و گاز مایع	نمودارها و داده های ثبت شده توسط سامانه های اندازه گیری روزانه ای (ORIFICE) نصب شده و موجود در محلهای اندازه گیری
2	اندازه گیری حجم گاز طبیعی مصرف داخلی پالایشگاههای گاز	استفاده از سامانه های اندازه گیری روزانه ای (ORIFICE) نصب شده و موجود در محلهای اندازه گیری
3	اندازه گیری حجم تغییرات در موجودی خطوط انتقال گاز در ابتدا و انتهای هر دوره	براساس محاسبات مبتنی بر اندازه گیری فضار خط انجام خواهد شد

ماده 1)– اندازه گیری میزان آب موجود در مخازن نفت خام پالایشگاهها به روش استاندارد آزمایشگاهی انجام شده و نمونه گیری از مخزن و اندازه گیری عمق نهائی بلافاصله پس از اتمام عملیات تحویل نفت خام به مخازن پالایشگاه ها انجام میشود.

ماده 2)– فرآورده های نفتی مذکور در جدول (3) عبارت از بنزین، نفت گاز، نفت کوره، نفت سفید میباشد.

ماده 3)– در صورتی که بنا به دلایل عملیاتی و فنی بهره برداری از سامانه های اندازه گیری توربینی و جابجائی مثبت موجود در مبادی اولیه صادرات و نیز ورودی پالایشگاهها امکان پذیر نباشد (در چارچوب استانداردهای IPSAPI) در این حالت روش عمق یابی مخازن ذخیره در هر یک از مبادی مذکور ملاک اندازه گیری خواهد بود.

ماده 4)– در صورتیکه در مبادی اولیه صادرات از «کشتی مادر» و روش کشتی به کشتی (STS) جهت انجام عملیات صادرات استفاده شود در این حالت میزان محموله بارگیری شده در «کشتی مادر» بعنوان ذخیره و موجودی شرکت ملی نفت بوده و جهت تعیین حجم محموله صادراتی لازم است از روش اندازه گیری مخازن کشتی خریدار و نمونه گیری از مخازن آن استفاده شود.

ماده 5)– در تمامی مبادی اندازه گیری نفتخام، گاز طبیعی، گاز مایع و فرآورده های نفتی تمامی روشهای اندازه گیری از جمله: «روش اندازه گیری توسط سامانه های روزنه ای (OPIFICE)، روش اندازه گیری مخازن ذخیره، روش اندازه گیری مخازن کشتی همچنین روش استفاده از سطح سنجهای منصوبه بر روی مخازن و نیز روش اندازه گیری حجم و 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 جهت اندازه گیریها مورد استفاده بوده است انجام میشود.

ماده 6)– مسئولیت انجام تمام اندازه گیریها در مبادی مذکور در این دستورالعمل حسب مورد بر عهده شرکت ملی نفت ایران و شرکتهای فرعی آن، شرکتهای پالایش نفت و گاز و شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران 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 رسیده است انجام خواهد شد.

تبصره – تا پایان اردیبهشت ماه سال 1384 مسئولیت تائید صحت و اعتبار اندازه گیری احجام و اوزان مندرج در جدول (2) و (3) و (4) و (5) و (6) و (7) دستورالعمل یاد شده در فوق حسب مورد بر عهده شرکت ملی نفت ایران و شرکتهای فرعی آن، شرکت ملی گاز ایران، شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران و شرکتهای پالایش نفت بوده و احجام تائید شده توسط مدیران عامل شرکتهای مذکور جهت اقدامات لازم به مدیریت امور مالی شرکت ملی نفت ایران اعلام میشود.

ماده 7)– به منظور تائید صحت و اعتبار اندازه گیریهائی که حسب مورد توسط شرکت ملی نفت ایران، شرکتهای پالایش نفت و گاز و شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران در مبادی مذکور در این دستورالعمل انجام میشود اداره کل نظارت بر صادرات مواد نفتی موظف است به ترتیب زیر اقدام نماید:
الف) در خصوص اندازه گیریهای مذکور در جدول شماره (1) کارکنان سازمانی اداره کل نظارت بر صادرات مواد نفتی بصورت مستمر در مبادی اندازه گیری مستقر می باشند.
ب) در خصوص اندازه گیریهای مذکور در جداول شماره (2) و (3) و (4) و (5) و (6) کارکنان سازمانی اداره کل بصورت مستمر در مبادی اندازه گیری مستقر می شوند.
ج) در خصوص اندازه گیریهای مذکور در جدول شماره (7) کارکنان سازمانی اداره کل نظارت بر صادرات مواد نفتی هر دو ماه یکبار نظارتها و بازرسیهای لازم را در مبادی اندازه گیری انجام خواهند داد.

تبصره 1– اداره کل نظارت بر صادرات می تواند جهت انجام نظارتها و بازرسیهای مندرج در بندهای (ب) و (ج) فوق از خدمات شرکتهای بازرسی مستقل نیز استفاده نماید.

تبصره 2– تامین امکانات لازم جهت استقرار کارکنان سازمانی اداره کل نظارت بر صادرات مواد نفتی در تمامی مبادی اندازه گیری (شامل: اسکان- غذا- دفترکار- وسیله نقلیه- ملزومات اداری و خطوط ارتباطی) حسب مورد بر عهده شرکتهای یاد شده در فوق میباشد.

ماده 8)– 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، ایستگاهها و شبکه گازرسانی را تعیین و جهت تائید به اداره کل نظارت بر صادرات مواد نفتی اعلام نماید.