آیین نامه اجرایی بند (3) قانون بودجه سال 1392 کل کشور

هیئت وزیران در جلسه مورخ ۱۲ /۸ /۱۳۹۲ بنا به پیشنهاد مشترک وزارتخانه‌های نفت و امور اقتصادی و دارایی و معاونت برنامه‌ریزی و نظارت راهبردی رییس‌جمهور و به استناد جزء (۱۷ـ۳) بند (۳) قانون بودجه سال ۱۳۹۲ کل کشور، آیین‌نامه اجرایی بند یادشده را به شرح زیر تصویب نمود:

آیین نامه اجرایی بند (3) قانون بودجه سال 1392 کل کشور
مصوب 1392,08,12با اصلاحات و الحاقات بعدی

ماده ۱ـ اصطلاحات مندرج در این آیین‌نامه در معانی مشروح زیر به کار می‌روند:
الف ـ قانون: قانون بودجه سال ۱۳۹۲ کل کشور
ب ـ قانون برنامه: قانون برنامه پنجساله پنجم توسعه جمهوری اسلامی ایران ـ مصوب ۱۳۸۹ـ
ج ـ شرکت: شرکت ملی نفت ایران
د ـ خزانه: خزانه‌داری کل کشور
هـ ـ معاونت: معاونت برنامه‌ریزی و نظارت راهبردی رییس‌جمهور
وـ بانک مرکزی: بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران

ماده ۲ـ شرکت موظف است در دفاتر قانونی خود هر ماه، پس از محاسبه ارزش نفت تولیدی (نفت خام و میعانات گازی) از کلیه میدان‌های نفتی و گازی کشور در سال ۱۳۹۲، معادل (۵ /۸۵٪ از ۱۰۰٪) ارزش نفت صادراتی (نفت خام و میعانات گازی) و میعانات گازی تحویلی به مجتمع‌های پتروشیمی و سایر شرکت‌ها و (۵ /۸۵٪ از ۱۰۰%) ارزش نفت تحویلی (نفت خام و میعانات گازی) به شرکت‌های ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران و پالایش نفت را به حساب بستانکار دولت (خزانه) منظور و حساب بهای تمام شده را بدهکار نماید. باقیمانده ارزش نفت صادراتی و خوراک تحویلی به مجتمع‌های پتروشیمی و سایر شرکت‌ها (۵ /۱۴٪ از ۱۰۰٪ باقیمانده) و (۵ /۱۴٪ از ۱۰۰٪) ارزش واریزی نقدی خوراک پالایشگاه‌های داخلی (به قیمت فروش داخلی فرآورده‌های نفتی در سال ۱۳۹۲) سهم شرکت محاسبه می‌شود و سهم شرکت از ارزش نفت (نفت خام و میعانات گازی) پس از کسر هزینه‌ها از مالیات و تقسیم سود سهام معاف است.

تبصره ـ در مورد خوراک نفت خام و میعانات گازی و خوراک معادل اکتان‌افزا و نفت و گاز پتروشیمی تحویلی به شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران با توجه به جزء (3ـ3) بند (3) قانون، رعایت ترتیبات مقرر در مواد (5) و (6) و سایر مواد مربوط در این آیین‌نامه نیز الزامی است.

ماده ۳ـ در اجرای ماده (۲۲۹) قانون برنامه، مازاد منابع ارزی ناشی از افزایش قیمت و مقدار صادرات نفت خام و میعانات گازی نسبت به مبانی محاسباتی موضوع بند (۳) قانون پس از کسر سهم صندوق توسعه ملی در سقف مبلغ هفت میلیارد (۰۰۰ /۰۰۰ /۰۰۰ /۷) دلار از ابتدای سال ۱۳۹۲ و در مقاطع سه‌ماهه صرفاً به منظور سرمایه‌گذاری در طرح‌های نفت و گاز با اولویت میادین مشترک در اختیار شرکت قرار می‌گیرد. مبلغ یادشده به عنوان درآمد شرکت محسوب نمی‌شود و بابت تجهیز منابع سرمایه‌ای شرکت می‌باشد.

تبصره (اصلاحی 06/11/1392)ـ استفاده شرکت از منابع مازاد ارزی ناشی از جزء (1ـ3) بند (3) قانون صرفاً پس از وصول درآمد ارزی حاصل از فروش نفت خام و میعانات گازی (براساس مبانی محاسباتی قانون جمعاً به مبلغ چهل و پنج میلیارد و یکصد و هشتاد و یک میلیون و پانصد هزار (000 /500 /181 /45) دلار) با تأیید بانک مرکزی پس از واریز به خزانه امکان‌پذیر می‌باشد.

ماده ۴ـ در سال ۱۳۹۲ قیمت نفت صادراتی از مبادی اولیه، قیمت معاملاتی یک بشکه نفت صادراتی از مبادی اولیه در هر محموله و قیمت نفت عرضه شده در بورس، متوسط قیمت نفت صادراتی در یک ماه شمسی از مبادی اولیه و برای نفت تحویلی (نفت خام و میعانات گازی) به پالایشگاههای داخلی و مجتمع‌های پتروشیمی و سایر شرکت‌ها اعم از دولتی و خصوصی بر مبنای نود و پنج درصد متوسط بهای محموله‌های صادراتی نفت مشابه با در نظرگرفتن کیفیت در هر ماه شمسی خواهد بود که توسط شرکت از طریق شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران به شرکت‌های پالایش نفت و به صورت مستقیم به مجتمع‌های پتروشیمی و سایر شرکت‌ها اعم از دولتی و خصوصی فروخته می‌شود.

تبصره ـ شرکت با رعایت تبصره ماده (3) مجاز است در سقف مبلغ هفت میلیارد (000 /000 /000 /7 دلار مازاد درآمد ارزی ناشی از افزایش قیمت و مقدار صادرات نفت خام و میعانات گازی موضوع جزء (1ـ3) بند (3) قانون نسبت به تهاتر نفت خام، میعانات گازی و فرآورده‌های نفتی با پیمانکاران داخلی و خارجی، سازندگان کالا و تأمین‌کنندگان تجهیزات و کالا بابت مطالبات آنها اقدام نماید. مقدار و ارزش ارزی و ریالی هر محموله توسط وزارت نفت از طریق شرکت دولتی تابع ذی‌ربط جهت اعمال حساب به خزانه اعلام می‌شود.

ماده ۵ ـ شرکت مکلف است کلیه منابع و دریافت‌های حاصل از صادرات نفت خام و میعانات گازی اعم از صادرات سال جاری و سال‌های قبل را به هر صورت پس از کسر بازپرداخت‌های بیع متقابل به عنوان علی‌الحساب پرداخت‌های موضوع جزء (۲ـ۳) بند (۳) قانون و بند متناظر در قوانین بودجه سال‌های قبل بلافاصله از طریق حساب‌های مورد نظر و تأیید بانک مرکزی به حساب‌های مربوط در خزانه واریز نماید. بانک مذکور مکلف است سهم شرکت را به حساب‌های شرکت، مورد تأیید خزانه در داخل و مورد تأیید آن بانک در خارج از کشور برای پرداخت به پیمانکاران و سازندگان و عرضه‌کنندگان مواد و تجهیزات مربوط طرف قرارداد و هزینه‌های جاری ارزی شرکت واریز و برای قراردادهای تسهیلات مالی خارجی توثیق نماید. بانک مرکزی مکلف است از وجوه حاصله هر ماه به طور متناسب چهارده و نیم‌درصد سهم شرکت (با احتساب بازپرداخت‌های بیع متقابل) بیست و شش درصد سهم صندوق توسعه ملی و دو درصد سهم بازپرداخت برداشت از صندوق یادشده (بابت پرداخت عیدانه سال ۱۳۹۱) را به حساب‌های مربوط واریز و پنجاه و هفت و نیم‌درصد را با اعلام خزانه و با فروش مبالغ ارزی به نرخ واحد برای کلیه مصارف و با رعایت قوانین حاکم بر بانک مرکزی و بند «ج» ماده (۸۱) قانون برنامه، اعلامی توسط آن بانک حداکثر معادل مبالغ مندرج در ردیف‌های درآمدی (۲۱۰۱۰۱) و (۲۱۰۱۰۹) جدول شماره (۵) قانون لحاظ و مازاد وجوه حاصله نسبت به سقف ردیف‌های یادشده را با در نظر گرفتن جزء (۱ـ۳) بند (۳) قانون مبنی بر اختصاص معادل مبلغ هفت میلیارد (۰۰۰ /۰۰۰ /۰۰۰ /۷) دلار به شرکت در اجرای ماده (۲۲۹) قانون برنامه به حساب ذخیره ارزی واریز نماید.

تبصره ۱ـ شرکت موظف است پس از دریافت سهم خود، حساب دولت (خزانه) را در دفاتر قانونی شرکت بستانکار نماید.

تبصره 2ـ شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران موظف است تا پایان هر ماه بهای ماه قبل خوراک نفت خام و میعانات گازی دریافتی از شرکت و خوراک معادل اکتان‌افزا و نفت گاز دریافتی از پتروشیمی را بر مبنای احکام جزءهای (1ـ3) و (4ـ3) بند (3) قانون از محل فروش فرآورده‌های نفتی به خزانه واریز و به میزان وجوه واریز شده در دفاتر قانونی خود، حساب دولت (خزانه) را بدهکار نماید. خزانه در اجرای قانون هدفمندکردن یارانه‌ها ـ مصوب 1388ـ و اصلاحیه آن ـ مصوب 1391ـ و مواد (16) و (38) قانون مالیات بر ارزش افزوده ـ مصوب 1387ـ و جزء (1ـ3) بند یادشده (سهم وزارت نفت از طریق شرکت دولتی تابع ذی‌ربط) مکلف است سهم طرف‌های ذی‌ربط را تا پایان ماه بعد از محل مبالغ دریافتی به نسبت واریزی ماهانه با اولویت سازمان هدفمندسازی یارانه ها، پرداخت و گزارش عمکرد جزء مذکور را در مقاطع سه ماهه به کمیسیون‌های اقتصادی، انرژی و برنامه و بودجه و محاسبات مجلس شورای اسلامی و معاونت و دیوان محاسبات کشور ارسال نماید.

تبصره ۳ـ شرکت موظف است هماهنگی لازم درخصوص وصول و واریز وجوه مذکور از شرکتهای پالایش نفت و پتروشیمی را به عمل آورده و در صورت عدم واریز در پایان هر ماه، وزارت امور اقتصادی و دارایی مکلف است با اعلام وزارت نفت وجوه مربوط را از حساب شرکت بدهکار برداشت و به حساب خزانه واریز نماید.

ماده ۶ ـ شرکت در مقاطع ماهانه براساس تأیید مقداری اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت، سهم دولت از ارزش نفت (نفت خام و میعانات گازی) و خوراک معادل اکتان افزا و نفت گاز تحویلی به شرکت‌های ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران و پالایش نفت را در دفاتر خود به حساب بدهکار دولت (خزانه) منظور و به شرکت‌های یادشده منتقل می‌نماید. شرکت‌های مذکور موظفند حسب اعلام شرکت به شرح یادشده حساب دولت (خزانه) را در دفاتر خود بستانکار نمایند. شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران موظف است از طرف شرکت‌های پالایش نفت نسبت به تسویه حساب با خزانه اقدام نماید.

تبصره ـ شرکت مجاز است به میزان ارزش بین‌المللی فرآورده‌های نفتی تهاتر شده با طلب پیمانکاران داخلی و خارجی با شرکت‌های ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران و پالایش نفت به صورت ارزی تسویه حساب نماید و در این راستا شرکت‌های مذکور به میزان ارز دریافتی در دفاتر خود به نرخ فروش مبالغ ارزی به نرخ واحد ارز، اعلامی توسط بانک مرکزی با خزانه اعمال حساب می‌نمایند.

ماده ۷ـ شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران موظف است در مقاطع سه ماهه، گزارش خود در مورد میزان تحویل پنج فرآورده اصلی نفتی (بنزین، نفت‌گاز، نفت کوره، نفت سفید و گاز مایع) و سوخت هوایی به مصرف‌کنندگان داخل کشور و مابه‌التفاوت قیمت بر مبنای شرح مندرج در جزءهای (۳ـ۳) و (۴ـ۳) بند (۳) قانون، با قیمت‌های فروش آن در داخل کشور را به سازمان حسابرسی ارسال و پس از دریافت گزارش تأیید شده آن سازمان، گزارش مذکور را جهت بررسی و تصویب به کارگروهی مرکب از معاون برنامه‌ریزی و نظارت راهبردی رییس‌جمهور و وزیران امور اقتصادی و دارایی و نفت که دبیرخانه آن در وزارت نفت تشکیل می‌شود، ارسال نمایند.
مبلغ مابه‌التفاوت براساس مصوبه کارگروه یادشده در دفاتر شرکت مذکور به حساب بدهکار دولت (خزانه) منظور می‌شود. تسویه حساب نهایی فیزیکی و مالی پس از تأیید سازمان حسابرسی و تصویب کارگروه مذکور حداکثر تا پایان تیرماه سال بعد صورت می‌گیرد.

ماده ۸ ـ حجم فرآورده‌های نفتی مشمول یارانه موضوع ماده (۷) عبارت است از مقدار فرآورده‌های فروخته شده براساس گزارش فروش نیابتی شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران به جایگاه‌داران و کلیه مصرف‌کنندگان داخل کشور شامل پنج فرآورده اصلی و سوخت هوایی که پس از تأیید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت با تأیید سازمان حسابرسی و تصویب کارگروه موضوع ماده مذکور در مقاطع سه ماهه اعلام می‌شود.

تبصره ۱ـ مسئولیت نظارت و تأیید رعایت کیفیت و استانداردهای عرضه فرآورده‌های تولیدی داخلی و وارداتی و مواد اکتان افزا از مجتمع‌های پتروشیمی با اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت خواهد بود.

تبصره ۲ـ قیمت فرآورده‌های نفتی موضوع ماده (۷) براساس میانگین وزنی قیمت‌های وارداتی یا صادراتی هم کیفیت (براساس یک الگوی تدریجی تا پایان برنامه پنجـساله پنجم توسعه جمـهوری اسلامی ایران) حسب مورد و در صورت نبودن قیمت وارداتـی یا صادراتی، متوسط ماهانه قیمت‌های صادراتی خلـیج‌فارس هم کیفیت در آن ماه خواهـد بود که قبل از ارائه گزارش حسابرس توسط وزارت نفت تعیین و اعلام می‌شود.

تبصره 3(اصلاحی 06/11/1392)ـ هزینه‌های انتقال داخلی فرآورده‌ها و نفت‌خام معادل آنها و توزیع، فروش، مالیات و مالیات بر ارزش افزوده، موضوع ماده (16) قانون مالیات بر ارزش افزوده و بند(2) تبصره آن و عوارض تکلیفی و آلایندگی موضوع بندهای «الف»، «ج» و «د» ماده (38) آن قانون، برای فرآورده‌های نفتی و واحدهای مربوط (حسب مورد) به شرح جداول پیوست (1) و (2) که تأیید شده به مهر دفتر هیئت دولت است، می‌باشد.

تبصره ۴ـ ارزش فرآورده‌های نفتی اختصاص یافته برای مصارف داخل کشور، موضوع ماده (۷) در هر ماه جهت احتساب مابه‌التفاوت عبارت است از مجموع حاصل ضرب مقدار هر یک از فرآورده‌های نفتی در قیمت متناظر هر یک از آنها به شرح مندرج در تبصره‌های (۲) و (۳) و ارزش حاصل از فرآورده‌های نفتی اختصاص یافته برای مصارف داخل کشور، موضوع این ماده در هر ماه جهت احتساب درآمد عبارت است از مجموع حاصل ضرب مقدار هر یک از فرآورده‌های نفتی در قیمت فروش به مصرف‌کنندگان یا خریداران.

ماده ۹ـ شرکت و شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران موظفند در مقاطع سه ماهه عملکرد جزءهای (۱ـ۳) و (۴ـ۳) بند (۳) قانون را پس از تأیید سازمان حسابرسی و تصویب کارگروه موضوع ماده (۷) تسویه نمایند. تسویه نهایی فیزیکی و مالی باید براساس گزارش حسابرسی تا پایان تیرماه سال بعد انجام شود.

ماده ۱۰ـ شرکت موظف است در راستای بودجه عملیاتی، طرح‌های سرمایه‌ای از محل سهم خود از درصد پیش‌گفته و یا سایر منابع را مطابق با موافقتنامه‌های مبادله شده با معاونت اجرا و گزارش عملکرد تولید نفت و گاز را به تفکیک هر میدان و جداول طرح‌ها و پروژه‌های سرمایه‌گذاری و منابع تخصیص یافته و هزینه شده به همراه میزان پیشرفت فیزیکی هر یک از طرح‌ها و پروژه‌ها را در مقاطع سه‌ماهه به مراجع یادشده در تبصره (۳) جزء (۲ـ۳) بند (۳) قانون ارائه نماید. شرکت موظف است به گونه‌ای عمل نماید که حداقل مبلغ یکصد هزار میلیارد (۰۰۰ /۰۰۰ /۰۰۰ /۰۰۰ /۱۰۰) ریال از محل منابع حاصل از سهم خود را برای سرمایه‌گذاری در طرح‌های مذکور با اولویت میادین مشترک نفتی و گازی هزینه کند.

تبصره ۱ـ بازپرداخت تعهدات سرمایه‌ای شرکت از جمله طرح‌های بیع متقابل که به موجب قوانین مربوط، قبل و بعد از اجرای این قانون ایجاد شده یا می‌شوند و هزینه‌های صدور و فروش نفت با احتساب هزینه‌های حمل و بیمه (سیف) به عهده شرکت می‌باشد.

تبصره ۲ـ شرکت می‌تواند از سهم خود نسبت به بازپرداخت تعهدات بیع متقابل نفتی و گازی منعقد شده در سال‌های قبل، از محل تولید و عواید همان میدان و در صورت عدم امکان از محل عواید سایر میادین با تأیید وزیر نفت اقدام نماید.

تبصره ۳ـ شرکت‌های دولتی تابع وزارت نفت می‌توانند پس از کسر کلیه پرداخت‌های قانونی، سود خالص خود را حسب مورد جهت تأمین منابع لازم برای انجام هزینه‌های سرمایه‌ای خود با اولویت میادین مشترک نفتی و گازی با تصویب مجمع عمومی و مراجع قانونی ذی‌ربط به حساب‌های اندوخته قانونی و افزایش سرمایه دولت در آن شرکتها منظور نمایند.

ماده ۱۱ـ شرکت‌های دولتی تابع وزارتخانه‌های نفت و نیرو مکلفند کلیه درآمدهای ریالی و ارزی خود را به حساب‌های متمرکز وجوه ریالی و ارزی که از طریق خزانه به نام آنها نزد بانک مرکزی افتتاح می‌شود، واریز نمایند. خزانه مکلف است متناسب با وصول، ماهانه و به صورت یک دوازدهم بودجه مصوب وجوه مذکور، سهم شرکت‌های مذکور را برای مصارف جاری و تملک دارایی به آنها پرداخت نماید.

ماده 12(اصلاحی 06/11/1392)ـ مالیات برارزش افزوده و عوارض در خصوص گازطبیعی با توجه به مالیات و عوارض مندرج در صورتحساب (قبوض) مصرف‌کنندگان و در ارتباط با نفت تولیدی و فرآورده‌های نفتی وارداتی (شامل محصولات تحویلی از شرکت‌های پتروشیمی) فقط یکبار در انتهای زنجیره تولید یا توزیع آنها توسط شرکت‌های ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران، پالایش نفت و گاز استانی بر مبنای قیمت فروش داخلی محاسبه و دریافت و به حساب درآمد عمومی کشور نزد خزانه واریز می‌شود. خزانه مکلف است در اجرای مواد (16) و (38) قانون مالیات برارزش افزوده از محل وجوه دریافتی یادشده نسبت به پرداخت سهم طرف‌های ذی‌ربط با اعلام سازمان امور مالیاتی کشور اقدام نماید.

ماده 13(اصلاحی 06/11/1392)ـ رعایت این آیین‌نامه تا تسویه حساب نهایی بین دولت با شرکت و شرکت پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران با رعایت جزءهای (1ـ3) تا (7ـ3) و (17ـ3) بند(3) قانون مربوط به حساب‌های سال 1392 الزامی است.

ماده ۱۴ـ وزارت نفت به نمایندگی از سوی دولت جمهوری‌اسلامی‌ایران نسبت به انعقاد قرارداد با شرکت به شرح قرارداد پیوست و ضمایم آن که تأیید شده به مهر دفتر هیئت دولت است، اقدام نماید.

معاون اول رئیس‎جمهور ـ اسحاق جهانگیری

هزینه های انتقال، توزیع و کارمزد فروش، مالیات و عوارض تکلیفی موضوع قانون مالیات ارزش افزوده فرآورده های نفتی و هزینه های انتقال نفت خام و میعانات گازی
موضوع جدول منضم به آئین نامه بند 3 ماده واحده قانون بودجه سال 1392 کل کشور

جدول 1)
«ارقام به ریال»

عنوان	واحد	قیمت فروش فرآورده به مصرف کننده	قیمت مصوب فروش	مجموع هزینه های انتقال، توزیع و فروش	مالیات	عوارض	عوارض آلایندگی	هزینه انتقال نفت خام و میعانات گازی
بنزین معمولی	لیتر	4.000	3053.44	413.35	610.69	305.34	30.53
بنزین معمولی آزاد	لیتر	7.000	5343.51	413.35	1.068.70	534.25	53.44
بنزین سوپر	لیتر	5.000	3816.79	413.35	763.36	381.68	38.17
بنزین سوپر آزاد	لیتر	8.000	6106.87	413.35	1.221.37	610.69	61.07
نفت سفید	لیتر	1.000	872.6	394.51	31.41	87.26	8.73
نفت گاز	لیتر	1.500	1308.9	274.53	47.12	130.89	13.09
نفت گاز	لیتر	3.500	3054.1	274.53	109.95	305.41	30.54
نفت کوره	لیتر	2.000	1824.82	320.93	65.69	91.24	18.25
گاز مایع	لیتر	1.000	934.58	125.97	33.64	22.43	9.35
گاز مایع	لیتر	3.000	2803.74	125.97	100.93	67.29	28.04
سوخت هوائی (ATK)- مسافربری	لیتر	4.000	3053.44	209.77	610.69	305.34	30.53
سوخت هوائی (jp4)	لیتر	4.000	3053.44	209.77	610.69	305.34	30.53
نفت خام – توسط خطوط لوله	لیتر							65.21
نفت خام و میعانات گازی – توسط کشتی به مقصد پالایشگاه بندرعباس	لیتر							131
میعانات گازی و نفت خام – توسط کشتی به مقصد پالایشگاه لاوان	لیتر							172.31

جدول 2)
«ارقام به ریال»

عنوان	واحد	قیمت فروش فرآورده به مصرف کننده	قیمت مصوب فروش	مجموع هزینه های انتقال، توزیع و فروش	مالیات	عوارض	عوارض آلایندگی	هزینه انتقال نفت خام و میعانات گازی
بنزین معمولی	لیتر	4.000	2076.92	413.35	615.38	207.70
بنزین معمولی آزاد	لیتر	7.000	5384.62	413.35	1.076.92	538.46
بنزین سوپر	لیتر	5.000	3846.15	413.35	769.23	384.62
بنزین سوپر آزاد	لیتر	8.000	6153.8	413.35	1.230.80	615.40
نفت سفید	لیتر	1.000	880.28	394.51	31.69	88.03
نفت گاز	لیتر	1.500	1320.42	274.53	47.54	132.04
نفت گاز	لیتر	2.500	2081	274.53	110.90	308.10
نفت کوره	لیتر	2.000	1841.62	320.93	66.30	92.08
گاز مایع	لیتر	1.000	943.4	125.97	33.96	22.64
گاز مایع	لیتر	3.000	2830.19	125.97	101.89	67.92
سوخت هوائی (ATK)	لیتر	4.000	3076.9	209.77	615.40	307.70
سوخت هوائی (jp4)	لیتر	4.000	3076.9	209.77	615.40	307.70
نفت خام – توسط خطوط لوله	لیتر							65.21
نفت خام و میعانات گازی – توسط کشتی به مقصد پالایشگاه بندرعباس	لیتر							131
میعانات گازی و نفت خام – توسط کشتی به مقصد پالایشگاه لاوان	لیتر							172.31

شرکتهای پالایش نفت که با تشخیص و اعلام سازمان حفاظت محیط زیست آلاینده نیستند مشمول ارقام این جدول می باشند.

مقدمه قرارداد
در اجرای مقررات جزء (17-3) بند (3) ماده واحده قانون بودجه سال 1392 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 ذیل می باشد:
قرارداد: به معنای سند حاضر می باشد.
دولت: به معنای دولت جمهوری اسلامی ایران می باشد.
وزارت نفت: به معنای وزارت نفت جمهوری اسلامی ایران می باشد.
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 می باشد.
خزانه: به معنای خزانه داری کل کشور می باشد.
– بند (3): به معنای بند (3) ماده واحده قانون بودجه سال 1392 کل کشور می باشد.
نفت تولیدی: عبارت است از نفت خام و میعانات گازی تولیدی از کلیه میدانهای نفتی و گازی کشور توسط شرکت ملی نفت ایران و شرکتهای تابعه و وابسته به آن و نیز نفت خام و میعانات گازی تولیدی از میدانهای نفتی و گازی ناشی از عملیات پیمانکاران طرف قرارداد با آنها.
نفت خام: عبارتست از هیدروکربورهای مایعی که پس از استخراج سیالات مخزنی از میدانهای نفتی و تفکیک آب و گاز حاصل می شود.
میعانات گازی: عبارت است از هیدروکربورهای مایعی که پس از استخراج سیالات مخزنی از میدانهای گازی و تفکیک آب و گاز در پالایشگاههای گازی فراورش و تولید می گردد.
مبادی اولیه صادرات: مبادی اولیه صادرات نفت عبارت از کلیه پایانه های نفتی صادراتی مواد نفتی کشور می باشند.

ماده 2– موضوع قرارداد
موضوع قرارداد عبارت است از اجرای مفاد بند (3) ماده واحده قانون بودجه سال 1392 کل کشور.

ماده 3– مدت قرارداد
مدت قرارداد از ابتدای سال 1392 تا پایان آن سال می باشد.

ماده 4(اصلاحی 06/11/1392)– ارزش نفت تولیدی
ارزش نفت تولیدی موضوع جزء (1-3) بند (3) عبارتست از مجموع ارزش نفت خام و میعانات گازی تحویلی برای صادرات و نیز ارزش نفت خام و میعانات گازی تحویلی به پالایشگاههای داخلی و مجتمع های پتروشیمی اعم از دولتی و خصوصی از محل نفت تولیدی در سال 1392.

تبصره – در صورتیکه بدلایل عملیاتی و موافقت وزیر نفت ضرورت داشته باشد که شرکت، بخشی از نفت تولیدی را برای فروش به مبادی ثانویه صادراتی در خارج از ایران منتقل نماید در این حالت هزینه های حمل، بیمه (سیف)، انبارداری و سایر هزینه های مرتبط به عهده شرکت می باشد.
میزان کاهش حجمی نفت تولیدی در مبادی ثانویه نسبت به ارقام اندازه گیری شده در مبادی اولیه صادرات از نظر این قرارداد قابل قبول نبوده و بعهده شرکت می باشد.

ماده 5– ضوابط فروش نفت خام به خارج طبق شیوه نامه ای می باشد که برای سال 1385 به تصویب مجمع عمومی شرکت رسیده است.

فصل دوم – تعهدات شرکت

ماده 6– شرکت موظف است در دفاتر قانونی خود پس از محاسبه ارزش نفت (نفت خام و میعانات گازی) تولیدی از کلیه میدانهای نفتی و گازی کشور در سال 1392 معادل (5/ 85٪ از 100٪) ارزش نفت خام و میعانات گازی صادراتی و میعانات گازی تحویلی به مجتمع های پتروشیمی و سایر شرکتها و همچنین (5/ 85٪ از 100٪) ارزش نفت خام و میعانات گازی تحویلی به شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران / شرکتهای پالایش نفت را به حساب بستانکار دولت (خزانه داری کل کشور) منظور و حساب بهای تمام شده را بدهکار نماید. مابقی ارزش نفت خام و میعانات گازی صادراتی و خوراک تحویلی به مجتمع های پتروشیمی و سایر شرکتها (5/ 14٪ از 100٪) و (5/ 14٪ از 100٪) ارزش واریزی های نقدی خوراک پالایشگاههای داخلی (به قیمت فروش داخلی سال 1392) سهم شرکت محاسبه می شود.

تبصره 1– به منظور تحقق مفاد ماده (229) قانون برنامه پنجساله پنجم توسعه جمهوری اسلامی ایران مازاد منابع ارزشی ناشی از افزایش قیمت و مقدار صادرات نفت خام و میعانات گازی نسبت به مبانی محاسباتی موضوع جزء (1- 3) بند (3)، پس از کسر سهم صندوق توسعه ملی در سقف هفت میلیارد (7.000.000.000) دلار از ابتدای سال 1392 در مقاطع سه ماهه صرفاً بمنظور سرمایه گذاری در طرحهای نفت و گاز با اولویت میادین مشترک در اختیار این شرکت قرار می گیرد و مبلغ مذکور به عنوان درآمد شرکت محسوب نمی شود و منابع بابت تجهیز منابع سرمایه ای شرکت می باشد.

تبصره 2– به استناد جزء (1-3) بند (3) سهم شرکت معادل (5/ 14٪) از (100٪) ارزش نفت خام و میعانات گازی صادراتی و میعانات گازی تحویلی به مجتمع های پتروشیمی و سایر شرکتها و مبالغ واریزی نقدی بابت خوراک پالایشگاههای داخلی (به قیمت فروش داخلی سال 1392) پس از کسر هزینه ها، معاف از مالیات و تقسیم سود سهام تعیین می شود.

تبصره 3(اصلاحی 06/11/1392)– ارزش نفت تولیدی خوراک پالایشگاههای داخلی و مجتمع های پتروشیمی اعم از دولتی و خصوصی در هر ماه برابر با مقدار نفت خام و میعانات گازی حسب مورد تحویلی به پالایشگاهها، مجتمع های پتروشیمی و سایر شرکتها اعم از دولتی و خصوصی در همان ضرب در نود و پنج درصد (95٪) متوسط بهای هر بشکه متناظر قیمت محموله های نفت خام و میعانات گازی صادراتی مشابه از مبادی اولیه و قیمت عرضه شده در بورس (به ترتیب قیمت معاملاتی یک بشکه نفت خام از مبادی اولیه در هر محموله و یا متوسط قیمت صادراتی) در هر ماه شمسی می باشد. منظور از متوسط فوق حاصل تقسیم درآمد ناشی از فروش نفت خام/ میعانات گازی در مبادی اولیه صادرات در ماه مورد نظر بر کل حجم نفت خام/ میعانات گازی مشابه صادراتی از مبادی اولیه و عرضه شده در بورس بر حسب بشکه در همان ماه می باشد.

تبصره 4– موجودی نفت تولیدی در پایان سال 1392 که در سال 1393 به فروش می رسد (موجودی نفت تولیدی پایان سال 1392 در مبادی اولیه و ثانویه صادراتی) به قیمت متوسط نفت تولیدی صادراتی در اسفند ماه سال 1392 محاسبه و در دفاتر شرکت ملی نفت ایران در حسابهای مربوط ثبت می شود و مشمول مقررات این قرارداد می باشد.

تبصره 5– وجوه حاصل از فروش گاز خام طبیعی به شرکت ملی گاز ایران به ازاء هر مترمکعب یک ریال، جزء درآمد شرکت محسوب می شود.

ماده 7-

الف – محل تحویل نفت خام به پالایشگاههای داخلی، نقطه خروجی شرکتهای تولیدی (واحدهای بهره بردار) و محل اندازه گیری درون پالایشگاه خواهد بود، هزینه حمل نفت خام از نقطه خروجی شرکتهای تولیدی (واحدهای بهره بردار) به عهده پالایشگاه ها می باشد.
هدر رفتگی عملیاتی نفت خام در خطوط انتقال نفت خام به پالایشگاه ها و مبادی صادراتی به عهده شرکت بوده و تأیید میزان آن به عهده اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات موادنفتی می باشد. هدررفتگی ناشی از حوادث غیرمترقبه (فورس ماژور) جزء تولید محسوب نمی شود.

ب ) محل تحویل میعانات گازی به پالایشگاهها، مجتمع های پتروشیمی و سایر شرکتها اعم از دولتی و خصوصی، نقطه خروجی پالایشگاههای گازی می باشد.

ماده 8– در اجرای جزء (17-3) بند (3)، شرکت مکلف است در سال 1392 ثبت های مالی مربوط به عملیات تولید و فروش نفت تولیدی را طبق دستورالعمل حسابداری که ابلاغ می شود در دفاتر قانونی و در طول سال در حسابهای عملکرد و سود و زیان خود ثبت نماید.

ماده 9– واریز وجوه به حساب خزانه

الف – شرکت مکلف است کلیه دریافتهای حاصل از صادرات نفت (نفت خام و میعانات گازی) تولیدی اعم از صادرات سالجاری و سالهای قبل را به هر صورت، پس از کسر بازپرداخت های بیع متقابل به عنوان علی الحساب پرداختهای موضوع ماده (6) این قرارداد و بند متناظر سال قبل، بلافاصله از طریق حسابهای مورد نظر و مورد تأیید بانک مرکزی به حسابهای مربوط در خزانه داری کل کشور واریز نماید.

ب – بانک مرکزی مکلف است هر ماهه سهم شرکت (چهارده و نیم درصد از صددرصد) وجوه مذکور را پس از کسر بازپرداختهای بیع متقابل به حسابهای شرکت که مورد تأیید خزانه داری کل کشور در داخل و مورد تأیید آن بانک در خارج از کشور برای پرداخت به پیمانکاران و سازندگان و عرضه کنندگان مواد و تجهیزات مربوط طرف قرارداد و هزینه های جاری ارزی شرکت واریز و برای قراردادهای تسهیلات مالی خارجی توثیق نماید.

پ – به شرکت اجازه داده می شود در سقف هفت میلیارد (7.000.000.000) دلار مازاد درآمد ارزی ناشی از افزایش قیمت و مقدار صادرات نفت خام و میعانات گازی موضوع جزء (1-3) بند (3) نسبت به تهاتر نفت خام، میعانات گازی و فرآورده های نفتی با پیمانکاران داخلی و خارجی، سازندگان کالا و تأمین کنندگان تجهیزات و کالا بابت مطالبات آنها اقدام نماید، مقدار و ارزش ارزی و ریالی هر محموله توسط شرکت جهت اعمال حساب به خزانه اعلام می شود.

ت – خزانه مکلف است هر ماهه سهم شرکت را معادل چهارده و نیم (5/ 14٪) وجوه نقدی واریزی توسط شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران (به قیمت فروش داخلی سال 1392) و (5/ 14٪) وجوه واریزی توسط مجتمع های پتروشیمی و سایر شرکتها را به حساب تمرکز وجوه شرکت واریز نماید.

ماده 10– تمامی سود خالص (سود ویژه) شرکت که پس از اعمال حساب پرداختهای موضوع ماده (6) این قرارداد ایجاد می شود به منظور تأمین منابع لازم برای انجام هزینه های سرمایه ای شرکت یاد شده با اولویت میادین مشترک نفتی و گازی 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 منظوره می شود.

ماده 11– در سال 1392 هزینه های صدور و فروش نفت تولیدی با احتساب هزینه های بیمه و حمل (سیف) و بازپرداخت تعهدات سرمایه ای شرکت از جمله طرحهای بیع متقابل که به موجب قوانین مربوط، قبل و بعد از اجرای قانون بودجه سال 1392 کل کشور ایجاد شده و یا می شود از محل منابع داخلی به عهده شرکت خواهد بود.

فصل سوم – سایر موارد

ماده 12– روش اندازه گیری کلیه احجام و اوزان تولیدی و فروش مذکور در این قرارداد حسب مورد براساس دستورالعمل ابلاغی وزارت نفت می باشد (پیوست این قرارداد).
صحت و اعتبار تمام اندازه گیری های فوق منوط به تأیید وزارت نفت است 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 13– نرخ تسعیر ارز در مورد وجوه حاصله از صادرات نفت تولیدی، نرخ واحد ارز فروخته شده براساس اعلامیه بانک مرکزی و در مورد نفت خام و میعانات گازی تحویلی به پالایشگاهها و شرکتهای داخلی، متوسط نرخ واحد فروش بانک مرکزی در ماه مورد نظر خواهد بود.

پیوست قرارداد قرارداد مربوط به اجرای مفاد جزء (17-3) بند (3) ماده واحده قانون بودجه سال 1392 کل کشور منعقده بین وزارت نفت به نمایندگی از طرف دولت جمهوری اسلامی ایران و شرکت ملی نفت ایران

دستورالعمل نحوه اندازه گیری احجام و اوزان نفت تولیدی (نفت خام و میعانات گازی) گاز طبیعی و فرآورده های نفتی و گازی قانون بودجه سال 1392 کل کشور

اندازه گیری احجام و اوزان نفت تولیدی (نفت خام، میعانات گازی)، گاز طبیعی تولیدی (شامل گاز طبیعی تحویلی به پالایشگاه های گاز، واحدهای نم زدایی، صادراتی و مجتمع های پتروشیمی) و وارداتی و فرآورده های نفتی و گازی تولید داخل، صادراتی و وارداتی موضوع قانون بودجه سال 1392 کل کشور مطابق این دستورالعمل انجام خواهد شد.

ماده 1)– اندازه گیری پارامترهای کیفی کلیدی نظیر، میزان آب و رسوب موجود در مخازن نفت خام پایانه های صادراتی، وارداتی و پالایشگاه ها به روش استاندارد آزمایشگاهی انجام شده و نمونه گیری از مخازن ترجیحاً به روش خودکار و در صورت عدم وجود نمونه گیر خودکار به روش دستی و اندازه گیری عمق نهایی بلافاصله پس از اتمام عملیات تحویل نفت خام نفت کش های صادراتی، خریدار و یا تحویلی به مخازن پالایشگاه ها و براساس روش استاندارد اندازه گیری استاتیکی یا دینامیکی (برحسب شرایط و امکانات موجود) مخازن ذخیره انجام می شود.

ماده 2)– فرآورده های نفتی مذکور در جدول (4) و (6) شامل بر تمام فرآورده های اصلی بنزین، نفت گاز، نفت کوره، نفت سفید، گاز مایع و سوخت هوایی (JP4, ATK, LL100) می باشد.

تبصره 1– مقادیر حاصل از اندازه گیری کمی و کیفی فرآورده های وارداتی و دریافتی از سایر پالایشگاه ها و مجتمع های پتروشیمی که با فرآورده های موضوع ماده (2) این دستورالعمل مخلوط و به منظور فروش در داخل به شرکت ملی پخش تحویل و یا توسط شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران در انبار شرکت مذکور مخلوط می گردد، باید به تأیید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت برسد.

ماده 3)– در صورتیکه بنا به دلایل عملیاتی و فنی، بهره برداری از سامانه های اندازه گیری خودکار (توربینی، جابجایی مثبت، کوریولیس، اولتراسونیک و …) موجود در مبادی تحویل و تحول در چارچوب استانداردهای وزارت نفت امکان پذیر نباشد، در این حالت، روش عمق یابی مخازن ذخیره یا روش های توزین در هر یک از مبادی مذکور بنا بر اعلام اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت ملاک اندازه گیری خواهد بود.

تبصره 1– چنانچه عمق یابی مخازن به دلیل مشکلات عملیاتی از جمله نشت و نفوذ مخازن به همدیگر امکان پذیر نباشد با تشخیص اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی، اندازه گیری مخزن نفت کش به عنوان مبنا قرار گیرد.

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» بعنوان ذخیره و موجودی شرکت ملی نفت بوده و برای تعیین حجم محموله صادراتی، در صورت مغایرت کمتر از 2/ 0 درصد بین حجم ناخالص استاندارد (GSV) کشتی مادر و کشتی صادراتی، روش اندازه گیری مخازن کشتی مادر ملاک عمل بوده و در غیر اینصورت میانگین احجام خالص تحویلی و دریافتی مبنای بارنامه می باشد. در هر دو حالت نمونه گیری از مخازن کشتی صادراتی انجام می پذیرد.

تبصره 2– در موارد خاص که شرایط اندازه گیری کمی یا کیفی از نفت کش صادراتی در چارچوب دستورالعمل های رایج در مفاد ماده 4 میسر نباشد بنا به تشخیص اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی، اسناد و بارنامه تنظیم خواهد شد.

ماده 5)– صادرات گاز مایع در بندر عسلویه و پتروشیمی بندر امام (ره) به روش اندازه گیری مخازن کشتی ملاک اندازه گیری خواهد بود.

ماده 6)– در تمام مبادی اندازه گیری نفت تولیدی (نفت خام و میعانات گازی)، گاز طبیعی، 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 نفت کش ها و گاز مایع کشهای جاده پیما، بر مبنای جداول و ضرایب تبدیل، جداول وزنی و جداول مدرج سازی (کالیبراسیون) موجود که بیش از این نیز در مبادی مذکور برای اندازه گیری ها مورد استفاده بوده و مورد تأیید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت است، انجام می شود.

ماده 7)– انجام عملیات اندازه گیری در مبادی مذکور در این دستورالعمل حسب مورد برعهده شرکت ملی نفت ایران، شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران، شرکت ملی گاز ایران و شرکت ملی صنایع پتروشیمی بوده که این امر از طریق واحدهای سازمانی ذیربط در این شرکت ها و یا با استفاده از خدمات شرکت های بازرسی مستقل که صلاحیت فنی آنها به تأیید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت رسیده است، انجام خواهد شد.

ماده 8)– در کلیه مبادی که روش اندازه گیری بر مبنای سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری عنوان شده است، اعلام اولویت سامانه اندازه گیری و روش اندازه گیری توسط اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت انجام می پذیرد.

ماده 9)– اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی به منظور تأیید صحت و اعتبار اندازه گیری ها 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 موظف است، نظارت مستمر در خصوص اندازه گیری های جداول شماره 1، 2، 4، 5، 6 و 7 داشته باشد. شایان ذکر است در خصوص اندازه گیری های جداول شماره 3 و 8، نظارت آنها حسب مورد براساس بازرسی های ادواری صرفاً در چارچوب انطباق روشهای اندازه گیری با استانداردهای مربوطه می باشد.

تبصره 1– اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت می تواند برای انجام نظارت و بازرسی های فوق از خدمات شرکتهای بازرسی مستقل که به تأیید آن اداره کل رسیده اند، نیز استفاده کند و کلیه مقادیر ارائه شده بایستی به تأیید نهایی آن اداره کل برسد.

تبصره 2– تأمین امکانات لازم برای استقرار کارکنان سازمانی اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت در تمام مبادی اندازه گیری (اسکان، غذا، دفتر کار، وسیله نقلیه، ملزومات اداری، خطوط ارتباطی، تردد، هزینه ایاب و ذهاب، استفاده از منازل سازمانی، کلیه تسهیلات رایج و …) حسب مورد بر عهده شرکتهای نظارت شونده در حد مدیران شرکت ها در این دستورالعمل می باشد. نظارت کامل برحسن انجام موارد مذکور بر عهده مدیران عامل چهار شرکت اصلی می باشد.

ماده 10)– مسئولیت نظارت بر انطباق کیفیت نفت (نفت خام و میعانات گازی) تولیدی، صادراتی، وارداتی و فرآورده های اصلی و سوخت هوایی و همچنین گاز طبیعی (غنی و سبک) و فرآورده های گازی با استانداردهای وزارت نفت بر عهده اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی می باشد.

تبصره 1– هرگونه تغییر در محدوده مشخصه های کیفی (Spec.) و روشهای نمونه برداری و اندازه گیری کیفیت محصولات مذکور در ماده (10) صرفاً پس از تأیید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت مجاز خواهد بود.

ماده 11)– الف- هرگونه نفت ریزی، نشتی و اتلاف مواد نفتی اعم از نفت خام، میعانات و مایعات گازی، گاز طبیعی و کلیه فرآورده های نفتی و گازی، بایستی توسط شرکت های نظارت شونده در اسرع وقت به اطلاع اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت رسانده شود.
ب- شرکت ملی نفت ایران موظف است مقادیر هرگونه هدررفتگی عملیاتی در حین انتقال نفت خام و میعانات گازی به پالایشگاه ها و مبادی اولیه صادراتی و نیز مقادیر هدررفتگی عملیاتی و نشت در خطوط انتقال گاز به پالایشگاه های گازی را تعیین و برای تأیید به اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت اعلام کند.
ج- شرکت ملی گاز ایران موظف است مقادیر هرگونه هدررفتگی نشت در خطوط انتقال گاز به ایستگاه ها و شبکه گازرسانی را تعیین و برای تأیید به اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت اعلام کند.

تبصره 1– در کلیه اموری که دستورالعمل مزبور، موارد خاص را تصریح ننموده یا قانون مسکوت مانده، اظهارنظر اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی به عنوان فصل الخطاب موضوع قلمداد می شود.
کلیه شرکتهای اصلی و تابعه وزارت نفت موظفند، نسبت به ارتقاء و تجهیز کلیه مبادی تحویل و تحول مذکور در این دستورالعمل و نقاط تولید نفت (نفت خام، میعانات گازی) با نظارت و تأیید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت اقدام لازم را بعمل آورده و به محض راه اندازی و بهره برداری رسمی سامانه اندازه گیری خودکار، سامانه تأیید شده جدید ملاک عمل قرار گیرد.

جدول 1): اندازه گیری حجم نفت خام و میعانات گازی صادراتی و وارداتی
در مبادی اولیه صادرات و واردات

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبدأ خارک	سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER)
2	اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبدأ لاوان	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER)
3	اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبدأ سیری	عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی (DIPPING)
4	اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبدأ بهرگانسر	عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی (DIPPING)
5	اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی شناور سورنا (FSU)	اندازه گیری مخازن کشتی های صادراتی و شناور سورنا مطابق ماده 4 این دستورالعمل
6	اندازه گیری حجم نفت خام شناور خلیج فارس	سامانه اندازه گیری اولتراسونیک
7	اندازه گیری حجم نفت خام طرح معوض از مبدأ نکاء	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D.METER)
8	اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از مبدأ عسلویه	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D.METER) و اولتراسونیک
9	اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از مبدأ طاهری	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D.METER)
10	اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از بندر صادراتی ماهشهر	عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی (Dipping)

جدول 2): اندازه گیری حجم نفت خام و میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه ها
و مجتمع های پتروشیمی

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه های اصفهان، امام خمینی (ره) شازند و کرمانشاه	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه
2	اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه بندرعباس	1- سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) خارک (مبدأ ارسال خارک) 2- عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه (DIPPING) (مبدأ ارسال کشتی مادر خاک، نفت خام هنگام از قشم)
3	اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه های آبادان و شهید تندگویان تهران	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D. METER) نصب شده در ورودی پالایشگاه
4	اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه های شیراز و تبریز	سامانه اندازه گیری توربینی (TURBIN METER) نصب شده در ورودی پالایشگاه ها
5	اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه لاوان	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) شرکت نفت فلات قاره
6	اندازه گیری حجم میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه شهید تندگویان تهران	توزین نفت کش های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه توسط باسکول موجود
7	اندازه گیری حجم میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه بندرعباس	1- سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D.METER) عسلویه (مبدأ ارسال عسلویه) 2- عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه (DIPPING) (مبدأ ارسال کشتی مادر خارک) 3- سامانه اندازه گیری میتر توربینی (مبدأ ارسال پالایشگاه گاز سرخون) 4- عمق یابی مخازن گورزین در قشم (مبدأ ارسال گورزین)
8	اندازه گیری حجم میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه شیراز	توزین نفت کش های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه توسط باسکول موجود
9	اندازه گیری میعانات گازی تحویلی به مجتمع های پتروشیمی	سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری

جدول 3): اندازه گیری حجم میعانات گازی تولیدی

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	میدان مزدوران	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه شهید هاشمی نژاد
2	میدان شوریچه B	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه شهید هاشمی نژاد
3	میدان شوریچه D	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه شهید هاشمی نژاد
4	میدان گنبدلی	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه شهید هاشمی نژاد
5	میدان انار	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فجر جم
6	میدان کنگان	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فجر جم
7	میدان قشم و گورزین	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) در نم زدائی قشم
8	میدان سرخون	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه سرخون
9	میدان آغار	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) نم زدائی فراشبند
10	میدان دالان	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) نم زدائی فراشبند
11	میدان تابناک	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه پارسیان
12	میدان هما	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه پارسیان
13	میدان شانول	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه پارسیان
14	میدان وراوی	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه پارسیان
15	میدان سراجه قم	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) تأسیسات ذخیره سازی سراجه
16	میدان تنگ بیجار	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه ایلام
17	فاز 1 پارس جنوبی	عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه فاز یک
18	فازهای 2 و 3 پارس جنوبی	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای 2 و 3
19	فازهای 4 و 5 پارس جنوبی	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای 4 و 5
20	فازهای 6 و 7 و 8 پارس جنوبی	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای 6 و 7 و 8
21	فازهای 9 و 10 پارس جنوبی	عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای 9 و 10
22	کارخانجات گاز و گازمایع نفت خیز جنوب	سامانه های اندازه گیری خروجی هر کارخانه و ورودی به پتروشیمی بندر امام و بوعلی

جدول 4): اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویلی از پالایشگاه ها و سایر تولیدکنندگان عمده به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویلی از پالایشگاه ها به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران در پالایشگاه های تبریز، کرمانشاه، امام خمینی (ره) شازند، آبادان و لاوان	عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه ها (DIPPING) و حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاور پالایشگاه ها
2	اندازه گیری فرآورده های نفتی تحویلی از پالایشگاه کرمانشاه به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران	عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه (DIPPING) (اندازه گیری نفت سفید تحویلی از پالایشگاه کرمانشاه به شرکت ملی پخش براساس سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D.METER) موجود در پالایشگاه)
3	اندازه گیری حجم فرآورده های تحویلی از پالایشگاه های شهید تندگویان تهران به شرکت ملی پخش	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D.METER) نصب شده در پالایشگاه
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 پالایشگاه
5	اندازه گیری حجم فرآورده های تحویلی از پالایشگاه اصفهان به شرکت ملی پخش	سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) نصب شده در پالایشگاه
6	اندازه گیری حجم فرآورده های تحویلی از پالایشگاه بندرعباس به شرکت ملی پخش	سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) و جابجائی مثبت (P.D.METER) نصب شده در پالایشگاه

تبصره- به استناد جزء (4-3) بند (3) ماده واحده قانون بودجه سال 1392 کل کشور، مابه التفاوت قیمت پنج فرآورده اصلی و سوخت هوایی به فرآورده های فروخته شده به مصرف کنندگان داخلی پرداخت می گردد.

جدول 5): اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی از پالایشگاه ها به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی از پالایشگاه ها به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران از پالایشگاه های: شهید تندگویان تهران، بندرعباس، شیراز، تبریز، اصفهان، کرمانشاه، امام خمینی (ره) شازند، آبادان و لاوان	توزین توسط باسکول های موجود در پالایشگاه ها و حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاور پالایشگاه ها و با سیستم های اندازه گیری خودکار موجود

جدول 6): اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی وارداتی، دریافتی و صادراتی پالایشگاه ها و شرکت ملی پخش

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم بنزین وارداتی، دریافتی پالایشگاه های: آبادان و شهید تندگویان تهران	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه ها
2	اندازه گیری حجم بنزین وارداتی، دریافتی پالایشگاه های شیراز و کرمانشاه	توزین نفت کش های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه ها توسط باسکول های موجود
3	اندازه گیری حجم بنزین وارداتی، دریافتی پالایشگاه های اصفهان و تبریز	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه ها و نیز توزین نفت کش های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه ها توسط باسکول های موجود حسب مورد با تأکید بر لزوم جدا بودن مخازن ذخیره بنزین وارداتی اندازه گیری شده به دو روش فوق
4	اندازه گیری حجم فرآورده های اصلی وارداتی، دریافتی و صادراتی در بندرعباس	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در انبارهای پخش منطقه و حسب مورد سامانه های اندازه گیری و عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه
5	اندازه گیری حجم بنزین وارداتی، دریافتی پخش در تأسیسات نکاء	سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) موجود
6	اندازه گیری حجم نفت گاز و نفت کوره وارداتی، دریافتی پخش در نکاء	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در مرکز انتقال نفت نکاء
7	اندازه گیری حجم بنزین و نفت گاز وارداتی، دریافتی پخش در اسکله نفتی نوشهر	سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) موجود
8	اندازه گیری حجم بنزین و نفت گاز وارداتی، دریافتی پخش در چابهار	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در انبار پخش
9	اندازه گیری حجم بنزین و نفت گاز وارداتی، دریافتی پخش در بوشهر	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D.METER) موجود
10	اندازه گیری حجم فرآورده های اصلی وارداتی، دریافتی و صادراتی در بندر صادراتی ماهشهر	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در بندر صادراتی ماهشهر
11	اندازه گیری حجم فرآورده های صادراتی در پالایشگاه لاوان	عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه
12	اندازه گیری حجم نفت کوره و نفت گاز صادراتی در خارک	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D.METER) موجود
13	اندازه گیری حجم فرآورده های صادراتی از انبارهای پخش (اصفهان، امام خمینی (ره) شازند، مشهد، رفسنجان، نظامیه اهواز، مراغه و …)	سامانه اندازه گیری جابجائی مثبت (P.D.METER) موجود
14	اندازه گیری گاز مایع وارداتی از نکاء (کشتی و گاز مایع کش ها)	سیستم اندازه گیری مخازن کشتی و توزین گاز مایع کش های جاده پیما توسط باسکول موجود

جدول 7): اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) وارداتی و 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»	توزین گاز مایع کش های جاده پیما توسط باسکول موجود با اندازه گیری به وسیله اندازه گیرهای خودکار (میترینگ)
2	اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران در تأسیسات «شهید لشگری ماهشهر»	توزین گاز مایع کش های 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 گاز مایع کش های جاده پیما با باسکول های ریلی موجود
4	اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) وارداتی شرکت ملی پخش در تأسیسات نکاء	توزین گاز مایع کش های جاده پیما وارداتی توسط باسکول تأسیسات نکاء
5	اندازه گیری گاز مایع (LPG) وارداتی شرکت ملی پخش از طریق کشتی در نکاء	سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) موجود

جدول 8): اندازه گیری حجم گاز طبیعی (غنی و سبک) صادراتی، وارداتی، ورودی و خروجی پالایشگاه های گاز و کارخانه های گاز و گاز مایع و تزریق در میادین نفتی

ردیف	موضوع	روش اندازه گیری
1	اندازه گیری حجم گاز طبیعی صادراتی به ترکیه، ارمنستان و نخجوان، وارداتی از ترکمنستان، آذربایجان ورودی و خروجی پالایشگاه های گاز و کارخانه های گاز و گاز مایع	سامانه های اندازه گیری روزنه ای (ORIFICE) و آلتراسونیک موجود در محل های اندازه گیری
2	اندازه گیری حجم گاز طبیعی مصرف داخلی پالایشگاه های گاز	استفاده از سامانه های اندازه گیری روزنه ای (ORIFICE) و موجود در محل های اندازه گیری
3	اندازه گیری حجم تغییرات در موجودی خطوط انتقال گاز در ابتدا و انتهای هر دوره	براساس محاسبات مبتنی بر اندازه گیری فشار خط
4	اندازه گیری حجم گاز طبیعی تحویلی به مجتمع های پتروشیمی به عنوان خوراک و سوخت	سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری
5	اندازه گیری حجم گاز طبیعی تحویلی به صنایع عمده مصرفی	سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری
6	گاز همراه تحویلی شرکت نفت فلات قاره به پتروشیمی خارک، پالایشگاه لاوان، کیش و قشم	سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری
7	گاز ژوراسبک مسجد سلیمان به پتروشیمی رازی	استفاده از سامانه های اندازه گیری روزنه ای (ORIFICE) موجود در محل های اندازه گیری
8	حجم گازهای سوزانده شده ناشی از عملیات استخراج و پالایش شرکت های تولیدی و پالایشی	سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری
9	حجم گاز تزریقی به میادین نفتی	سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری

منبع سایت صلح