785-794_x12.11x_ita

12.11.1 Introduzione

Situato nell’area sud-occidentale del continente asiati-co, l’Iran confina a nord con la Repubblica dell’Arme-nia, la Repubblica dell’Azerbaigian e il Turkmenistan, aest con l’Afghanistan e il Pakistan e a ovest con l’Iraq ela Turchia. Si affaccia al nord sul Mar Caspio e a sud sulGolfo di Oman e il Golfo Arabico. Il territorio iranianooccupa un’area di 1.648.000 km2, delimitata da 6.000km di confine e da 2.700 km di coste.

L’industria petrolifera del paese è prevalentementeconcentrata nella provincia del Khuzistan. Attualmen-te sono attivi in Iran più di 30 campi petroliferi. Tra iprincipali campi petroliferi onshore, si distinguonoGachsaran, Aghajari, Marun, Asmari e Bangestan, etra i campi petroliferi offshore, Doroud, Norouz eAbuzar, Salman e Soroush. Più della metà della pro-duzione di petrolio è esportata sotto forma di greggioin diversi paesi, mentre il rimanente è destinato al con-sumo interno.

L’Iran è in ordine di importanza il secondo produt-tore dell’Organization of the Petroleum Exporting Coun-tries (OPEC). Secondo fonti ufficiali iraniane, le riservestimate di greggio del paese ammontano a 137 miliardi dibarili, corrispondenti all’11,6% delle riserve mondialidi petrolio; il paese dispone inoltre di 29.000 miliardicirca di m3 di gas, pari al 15,3% delle riserve mondialidi gas.1 I proventi derivanti dalle esportazioni di petro-lio rappresentano l’80% del totale delle entrate delleesportazioni e costituiscono un elemento fondamentaledel bilancio nazionale.

Questi dati pongono chiaramente in evidenza il ruolodi cruciale importanza che le entrate petrolifere svolgo-no nello sviluppo economico del paese e in tutti i pianieconomici a questo connessi: il conseguimento degliobiettivi nazionali di sviluppo economico è direttamen-te legato all’aumento del reddito petrolifero, attraversolo sviluppo delle risorse di petrolio e di gas.

Lo sviluppo di vaste risorse petrolifere richiede ingen-ti investimenti. Tuttavia, dal 1979 agli anni Novanta, l’I-ran ha perseguito una politica di autonomia in termini diinvestimenti, in linea con le restrizioni relative agli inve-stimenti stranieri e alla partecipazione di entità stranie-re allo sviluppo delle risorse naturali stabilite dalla Costi-tuzione iraniana, e gli investitori stranieri non hanno par-tecipato alle attività di esplorazione e di produzioneintraprese nel quadro dell’industria petrolifera naziona-le. All’inizio degli anni Novanta, l’Iran ha iniziato a con-siderare, per diverse ragioni, la possibilità di aprire lefrontiere agli investimenti stranieri per intensificare leattività di esplorazione e di produzione.

Prima del 1979, l’Iran produceva all’incirca 6 milio-ni di barili al giorno di greggio. Nel corso degli anni suc-cessivi, tuttavia, si registrò un drastico calo dei livelli diproduzione, dovuto da una parte alla guerra contro l’I-raq, durata otto anni, nel corso della quale furono grave-mente danneggiati molti campi petroliferi e numeroseinstallazioni, e dall’altra all’esaurimento di alcuni pozzi,che determinò un calo produttivo di 250.000/300.000barili al giorno.

Da allora, sono stati scoperti altri grandi giacimentidi petrolio e di gas. Scoperto nel 1999, il campo petro-lifero di Azadegan, per es., è uno dei più grandi giaci-menti rinvenuti nella storia del paese e cela riserve accer-tate di greggio pari a 26 milioni di barili. Analogamen-te, sono state effettuate alcune grandi scoperte di gas,come quella del giacimento gigante di gas non associa-to di South Pars, uno dei più grandi del mondo. Divisoin 28 fasi, il piano di sviluppo di questo campo è il piùgrande progetto energetico del paese e richiede enormiinvestimenti.

785VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI

12.11

Iran

1 Dati diffusi dall’IRNA (Islamic Republic News Agency)che riporta le dichiarazioni rilasciate il 4 ottobre 2005 da HadiNejad-Hosseinian, Funzionario Responsabile degli Affari In-ternazionali del Ministero del Petrolio (Exclusive […], 2005).

Nel settore downstream, la carenza di investimenti èparticolarmente grave nel campo dell’industria di raffi-nazione. Così, benché sia uno dei maggiori produttori dipetrolio del mondo, l’Iran deve, a causa della sua insuf-ficiente capacità di raffinazione, spendere una grandequantità di valuta estera per importare i prodotti raffi-nati necessari a soddisfare la domanda in costante espan-sione del mercato interno. Per aumentare la capacità diraffinazione, saranno necessari nuovi investimenti in que-sto settore, obiettivo che a sua volta richiede un largoimpiego di capitali e di tecnologia.

Tutti i fattori in precedenza menzionati hanno contri-buito al riconoscimento della necessità di impiegare capi-tali, tecnologia e know-how per elevare i livelli di produ-zione di petrolio, da un lato, e del ruolo che a tal fine pos-sono svolgere i capitali e la tecnologia stranieri, dall’altro.Sulla base di questo riconoscimento, e a causa di una seriedi considerazioni di ordine giuridico e politico, furonointrodotte nuove misure. L’introduzione degli accordi dibuy-back, per es., fu valutata e poi effettuata per elevarei livelli di produzione, rendendo disponibile uno stru-mento di cooperazione tra le compagnie petrolifere inter-nazionali e l’Iran. Gli investimenti effettuati in questoquadro normativo hanno, almeno in una certa misura,contribuito a determinare un aumento della produzione.

Nella stessa prospettiva, sono stati esplorati anchealtri canali di cooperazione con partner stranieri. La rapi-da successione di affari energetici per molti miliardi didollari con le principali economie asiatiche è, per es.,uno dei risultati del tentativo di attirare operatori stra-nieri legando lo sviluppo del settore upstream all’ope-razione commerciale downstream del Gas Naturale Li-quefatto (GNL). Inoltre, l’Iran ha proposto di sviluppa-re alcune aree del vicino campo petrolifero di Azadeganper ottenere investimenti nelle infrastrutture GNL, dautilizzare per lo sviluppo del gas naturale di South Pars.2

Oltre all’introduzione del buy-back come nuovo qua-dro contrattuale di cooperazione con gli investitori stra-nieri, occorre segnalare altri sviluppi che, almeno in unacerta misura, hanno contribuito a creare condizioni piùfavorevoli per gli investimenti stranieri nel paese, comel’introduzione della Legge sulla promozione e la prote-zione degli investimenti stranieri (Foreign InvestmentPromotion and Protection Act, FIPPA) del 2002 e dellalegge sull’arbitrato commerciale internazionale del 1992,così come l’adesione alla Convenzione di New York sulriconoscimento e l’esecuzione delle sentenze arbitralistraniere del 1958.

12.11.2 Sovranità sulle risorse petrolifere

La legge iraniana conferisce allo Stato la sovranità sullerisorse naturali del paese, risorse petrolifere incluse. L’art.

153 della Costituzione iraniana proibisce il controllo stra-niero delle risorse naturali nei seguenti termini: «È proi-bita qualsiasi forma di accordo che consenta a entità stra-niere di controllare le risorse naturali, l’economia, l’e-sercito e la cultura del paese, così come altri aspetti dellavita nazionale».

Più in particolare, in base alle disposizioni del Petrol-eum Act del 1987 (d’ora in avanti Petroleum Act o sem-plicemente Act), le risorse petrolifere devono essere con-siderate proprietà pubblica. L’art. 2 del Petroleum Actafferma che tali risorse «fanno parte del demanio (pro-prietà e beni) e del patrimonio pubblico e, in base all’art.45 della Costituzione, devono rimanere a disposizionee sotto il controllo del Governo della Repubblica isla-mica dell’Iran, e le installazioni, gli impianti, i beni ele proprietà del Ministero del petrolio e delle sue con-trollate, così come gli investimenti di capitale da questiultimi effettuati o destinati a essere effettuati nel paesee all’estero, appartengono al popolo iraniano e devonorimanere a disposizione e sotto il controllo del Gover-no della Repubblica islamica dell’Iran [...]». L’art. 45della Costituzione considera i summenzionati beni patri-monio pubblico, menzionando specificamente i depo-siti minerali: «il patrimonio e la proprietà pubblica,come, per es., i terreni incolti e abbandonati, i depositiminerali [...], devono rimanere a disposizione del Gover-no islamico che deve utilizzarli in conformità all’inte-resse pubblico. La legge specifica nei dettagli le proce-dure che regolano l’utilizzazione di ciascuno dei pre-cedenti beni».

L’ultima parte dell’art. 2 del Petroleum Act ricono-sce al Governo della Repubblica islamica dell’Iran (d’orain avanti il Governo) e, attraverso le disposizioni rego-lamentari, al Ministero del Petrolio il potere di esercita-re la sovranità sulle risorse petrolifere. Questa posizio-ne è ulteriormente rafforzata dall’art. 81 della Costitu-zione, secondo cui «è assolutamente proibito rilasciarea stranieri permessi che consentano la costituzione dicompagnie o di associazioni destinate a operare nel campodel commercio, dell’industria, dell’agricoltura, dei ser-vizi o dell’estrazione di minerali».

12.11.3 Proprietà e titolarità delle risorse petrolifere del sottosuolo

L’art. 44 della Costituzione iraniana stabilisce che i depo-siti minerari sono beni di proprietà pubblica e proibiscequalsiasi forma di proprietà privata che abbia come ogget-to gli stessi, sia essa nazionale o straniera. L’art. 44 affer-ma che «L’economia della Repubblica islamica dell’Iran

786 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LA DISCIPLINA NAZIONALE DELL’INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI

2 «Petroleum Economist», 2004.

deve essere divisa in tre settori: statale, cooperativo e pri-vato, e deve basarsi su una sistematica e coerente piani-ficazione. Fanno parte del settore statale tutte le indu-strie di grandi dimensioni e le società madre, il com-mercio estero, i depositi dei più importanti minerali, leattività bancarie e assicurative, la produzione di energia,le dighe e le grandi reti di irrigazione, le emittenti radiofo-niche e televisive, i servizi postali, telegrafici e telefo-nici, l’aviazione, le compagnie di navigazione, le vie dicomunicazione, le ferrovie e così via; tutte queste atti-vità sono considerate di pubblica proprietà e devonoessere gestite dallo Stato [...]».3

Più in particolare, il Petroleum Act stabilisce espres-samente che le risorse petrolifere sono di proprietà delGoverno. Secondo l’art. 2 di questa legge: «[...] la pro-prietà delle risorse e delle installazioni petrolifere è con-ferita al Governo della Repubblica islamica dell’Iran che,in base alle norme, ai diritti e ai poteri sanciti dalla pre-sente legge, sarà assunto ed esercitato dal Ministero delPetrolio, in conformità ai principii generali e alle lineeguida politiche del paese».

12.11.4 La struttura dei regolamenti petroliferi:il diritto di esplorare,sviluppare e produrre le risorse petrolifere e di disporre delle stesse

I principali regolamenti petroliferi sono contenuti nelPetroleum Act e nelle leggi riguardanti la compagniapetrolifera nazionale (National Iranian Oil Company,NIOC). In base alle disposizioni del Petroleum Act,l’attività petrolifera che implica lo sfruttamento dellerisorse di petrolio e di gas (ricerca e rilevamento, studigeodetici e geologici, esplorazione, perforazione, messain funzione delle unità, sfruttamento e produzione)deve essere svolta da compagnie appositamente costi-tuite per assolvere tali compiti. Queste compagnie de-vono operare in conformità ai rispettivi statuti, chedevono essere approvati dal Parlamento (PetroleumAct, artt. 1 e 4). Il Petroleum Act contiene alcune dispo-sizioni riguardanti gli investimenti nel settore petro-lifero e, in linea di principio, proibisce gli investimentistranieri. Secondo l’art. 6 di questa legge: «Tutte lespese di capitale devono essere proposte attraverso ilMinistero del Petrolio in base al bilancio delle unitàoperative e devono essere incluse, previa approvazio-ne da parte dell’Assemblea generale, nel bilancio gene-rale dello Stato; qualsiasi tipo di investimento stra-niero in queste operazioni è proibito». Tuttavia, comestabiliscono le relative leggi sul bilancio, è consenti-ta una particolare forma di investimento straniero (l’ac-cordo di buy-back).

Condizioni operativeData la proibizione riguardante gli investimenti stra-

nieri del Petroleum Act e le restrizioni costituzionali rela-tive al coinvolgimento di stranieri nelle attività petroli-fere, le compagnie straniere possono partecipare diret-tamente alle attività upstream del settore petrolifero soloattraverso gli accordi di buy-back. La legge sul bilanciodel 2004 (2004-05) consente la conclusione di questotipo di accordi. Questo è quanto si deduce anche dalledisposizioni del Quarto piano quinquennale di sviluppoeconomico, sociale e culturale del 2002 (2005-10). Comesi spiegherà nei dettagli più avanti, gli accordi di buy-back sono sostanzialmente contratti di prestazione di ser-vizi e, in quanto tali, non prevedono aree in affitto, royaltyo bonus. La durata e la portata delle operazioni sono sta-bilite nei termini del contratto.

12.11.5 Partecipazione stataleattraverso una compagniapetrolifera statale o secondo altre modalità

Istituito nel 1979, il Ministero del Petrolio è responsa-bile del settore petrolifero e del gas. Controlla le com-pagnie di Stato che operano nell’industria petrolifera,del gas e petrolchimica, inclusa la NIOC, la National Iran-ian Gas Company (NIGC), la National PetrochemicalCompany (NPC) e la National Iranian Oil Refining andDistribution Company (NIORDC). L’art. 4 del PetroleumAct afferma che queste e altre compagnie analoghe sonostate costituite per guidare e condurre le operazioni petro-lifere e attuare i piani di sfruttamento nel territorio, nellapiattaforma continentale e nelle aree marine del paese.

La NIOC è stata costituita nel 1952, con la naziona-lizzazione dell’industria petrolifera. Essa conduce tuttele operazioni upstream intraprese nel quadro dell’indu-stria petrolifera e del gas, così come le attività di raffi-nazione, di trasporto, di vendita e di distribuzione delpetrolio e del gas. Subordinatamente ai regolamenti ealle leggi riguardanti questo settore, la NIOC può con-cludere accordi che abbiano come oggetto l’esplorazio-ne, lo sfruttamento, ecc., con compagnie straniere.

Appartengono alla NIOC sei compagnie regionali eun certo numero di controllate incaricate di svolgere fun-zioni settoriali, come la Petroleum Development andEngineering Company (PEDEC), una delle più impor-tanti controllate della compagnia di Stato, a cui è affi-data la responsabilità dei progetti buy-back.

La Costituzione iraniana proibisce la proprietà pri-vata straniera delle riserve di gas naturale. La NIGC sioccupa principalmente di soddisfare la domanda di gas


IRAN

3 Corsivo dell’autore.

naturale del mercato interno. La responsabilità dell’e-splorazione, della produzione, della depurazione e deltrasporto del gas è affidata al Ministero del Petrolio, allaNIOC e alle sue controllate. Oggi, la messa in funzionedi un numero sempre più grande di impianti lascia intra-vedere la possibilità di raggiungere altissimi livelli diproduzione di gas.

Di recente costituita per gestire e coordinare le atti-vità di esportazione del gas, la National Iranian GasExport Company (NIGEC) è responsabile delle esporta-zioni di gas, di un certo numero di progetti di costru-zione di condotte e dei progetti relativi al GNL e al GTL(Gas to Liquid ). Tra i più ambiziosi progetti affidati allaNIGEC, figura la costruzione di una condotta per il tra-sporto del gas dall’Iran al Pakistan e all’India. Inoltre,sono stati sottoscritti Memorandum d’intesa relativi all’e-sportazione di gas naturale in Grecia e in Austria attra-verso la Turchia.

La NPC, una controllata del Ministero del Petrolio,è la compagnia responsabile del settore petrolchimico edi un gran numero di compagnie che producono prodottipetrolchimici. L’industria petrolchimica è prevalente-mente concentrata nelle aree di Mahshahr e di Assaluyeh;nel complesso, la NPC ha lavorato duramente per aumen-tare la capacità produttiva di prodotti petrolchimici. Perquanto riguarda la cooperazione con compagnie stra-niere, la NPC tende a preferire i progetti di cooperazio-ne basati sul Build-Operate-Transfer (BOT) e sul BOOT(Build Own Operate and Transfer). Un certo numero dicompagnie petrolchimiche sono state o sono destinate aessere privatizzate e si prevede che entro il 2010 la metàdei progetti della NPC apparterrà al settore privato.

Costituita nel 1992, la National iranian oil refiningand distribution company è responsabile del trasporto digreggio alle raffinerie e ai punti d’esportazione, dellacostruzione di nuove raffinerie e della distribuzione deiprodotti petroliferi.

12.11.6 Contratti di buy-back

Come si è già accennato, diversi fattori hanno ampia-mente contribuito al riconoscimento della necessità difar ricorso alla tecnologia e ai capitali stranieri: l’insuf-ficienza degli investimenti nell’industria petrolifera dopoil 1979, l’esaurimento di alcuni pozzi, la necessità dinuove tecnologie e di scoprire nuovi giacimenti, cosìcome quella di sfruttare giacimenti condivisi con i paesiconfinanti. Spesso, nelle attività di esplorazione e di pro-duzione, il bisogno di tecnologie e capitali stranieri èsoddisfatto attraverso la cooperazione con le compagniepetrolifere internazionali. Per formalizzare gli accordidi cooperazione sono impiegati diversi strumenti lega-li, come, per es., il rilascio di permessi o di licenze, ilcontratto di partecipazione alla produzione (Production

Sharing Agreement, PSA), il contratto di prestazioni diservizi, il contratto di assistenza tecnica, ecc. Tuttavia,le restrizioni imposte dalla Costituzione e da altre leggilimitano la scelta dei quadri contrattuali utilizzabili nel-l’industria petrolifera iraniana. La Costituzione irania-na non consente a soggetti stranieri di acquisire la pro-prietà delle risorse di petrolio e di gas del paese. Inoltre,a causa di alcune passate esperienze e delle restrizionicostituzionali, è diffusa una certa sfiducia nei confrontidei contratti di partecipazione alla produzione.4

Il concetto dell’utilizzazione di risorse straniere perpromuovere lo sviluppo è stato introdotto per la primavolta nel Primo piano quinquennale di sviluppo econo-mico, sociale e culturale del 1990 (1990-95). Tuttavia,l’accordo di buy-back è stato introdotto solo col Secon-do piano quinquennale di sviluppo economico, socialee culturale del 1994 (1995-2000). Tale metodo è statoincoraggiato dai successivi governi iraniani perché con-sente di attirare capitali, servizi e know-how stranieri,riducendo al tempo stesso il dispendio di valuta stranie-ra. Oggi, il metodo di transazione buy-back è divenutouna caratteristica distintiva dell’economia iraniana.

Il buy-back iraniano è stato presentato come «un con-tratto di servizio con rischio minerario a breve terminetra la NIOC e una compagnia petrolifera internazionaleo un gruppo di compagnie petrolifere internazionali, checostituiscono congiuntamente il contractor. Quest’ulti-mo fornisce un certo numero di servizi E�P in cambiodi una quota dei guadagni derivanti dal progetto a titolodi rimborso delle spese effettuate e di remunerazione»(Bunter, 2003). La gestione del campo è trasferita allaNIOC nel momento in cui, col completamento dello svi-luppo, si dà inizio alla produzione. In base ai termini diquesto tipo di contratto, il contractor recupera i costi inbase a una percentuale fissa ed è quindi esposto al rischiodi non poterli recuperare interamente nel caso in cui laproduzione non raggiunga livelli sufficientemente alti.

Secondo i termini del buy back, il contractor si impe-gna a fornire i finanziamenti necessari allo svolgimen-to delle attività di sviluppo, così come quelli relativi aimacchinari, all’attrezzatura, alla tecnologia e al perso-nale specializzato necessari alla conduzione di questeattività. In cambio, il contractor ha diritto al recuperodei costi e a una remunerazione, abitualmente pagatacon i fondi di produzione associati al progetto. La por-tata di ogni progetto è definita nei termini del Piano disviluppo generale che contiene una serie di dati tecnicicome, per es., i piani del progetto, tra cui i programmirelativi al progetto, i piani sismici, i piani di sviluppo edi gestione del giacimento, i piani di progettazione e di



4 Si vedano i commenti riguardanti le esperienze ba-sate sulla conclusione di PSA di Hosseini, un alto funzio-nario della NIOC, nell’intervista (Exclusive […], 2005):www.payvand.com/news/19/may/1146.html.

costruzione di piattaforme, di condotte e di infrastruttu-re, e i tassi di produzione. Il Piano di sviluppo generalecontiene anche i prospetti dei costi stimati, relativi allosviluppo dell’area contrattuale. L’ammontare dei costiprevisti e la remunerazione sono oggetto di una nego-ziazione o di una gara. Inoltre, ogni modifica del Pianodi sviluppo principale deve essere sottoposta all’appro-vazione della NIOC.

In base ai termini relativi al recupero dei costi e alpiano di remunerazione dei contratti buy-back, il con-tractor ha diritto al recupero integrale delle spese in contocapitale e operative, così come delle spese bancarie com-prensive degli interessi determinati in base a un tassoconcordato, abitualmente basato sul London Inter-BankOffered Rate (LIBOR), più una percentuale concordata.Tali costi sono ammortizzabili in un numero fisso di anni,a sua volta concordato, a partire dalla data della produ-zione iniziale o aggiuntiva del campo petrolifero. Se icosti sostenuti sono superiori a quelli indicati nei termi-ni del Piano di sviluppo principale (se superano cioè ilplafond stabilito nel contratto), le spese in eccesso dovran-no essere sostenute dal contractor.

Oltre al recupero dei costi, il contractor ha diritto auna remunerazione contrattualmente concordata, chedeve essergli pagata durante il periodo di ammortamen-to del recupero dei costi. Tale compenso corrisponde abi-tualmente a una percentuale compresa tra il 30% e il 70%delle spese in conto capitale del progetto, a seconda delprogramma del recupero dei costi e di remunerazione.

Secondo quanto stabilito nel contratto, nel caso in cuisia svolto un lavoro supplementare che determini un aumen-to delle spese in conto capitale e questo lavoro non siaindicato nei termini del Piano di sviluppo principale ori-ginario, il contractor avrà diritto a un aumento della remu-nerazione di pari proporzioni. D’altro lato, se, in seguitoa una modifica approvata della portata dei lavori, le spesein conto capitale diminuiscono, la remunerazione del con-tractor subirà una riduzione di uguali proporzioni.

In base al regime dei contratti buy-back, i costi petro-liferi e la remunerazione vengono pagati al contractorsotto forma di greggio e/o di gas, secondo una percen-tuale concordata della produzione del campo petrolife-ro. Occorre osservare che la NIOC si riserva una certapercentuale della produzione del campo petrolifero comepercentuale prioritaria. Comunque, tutti i costi e i com-pensi non coperti dalla rimanente parte della produzio-ne, sono riportati e recuperati con gli interessi nei perio-di successivi. Una delle caratteristiche distintive del regi-me dei contratti buy back è che tutti i pagamenti a cui ilcontractor ha diritto in base ai termini del contratto, sonosoggetti a una condizione: il raggiungimento degli obiet-tivi delle operazioni di sviluppo indicati nel Piano di svi-luppo principale. Il mancato raggiungimento di tali obiet-tivi espone quindi il contractor al rischio di perdere ildiritto al recupero dei costi e alla remunerazione.

Per quanto riguarda la questione dei prelievi fiscali,degli oneri, delle tasse e delle imposte, il regime del con-tratto buy-back prevede che tutte le tasse dovute dallaNIOC, incluse le imposte sul reddito delle società, glioneri relativi alla sicurezza sociale, i pagamenti obbli-gatori al Fondo iraniano di formazione, e altri tributi,oneri o imposte, devono essere pagati dal contractor. Itributi, gli oneri e le imposte dovuti dal contractor saran-no pagati al contractor dalla NIOC.

I contratti buy-back contengono una clausola a favo-re dell’Iran in virtù della quale il contractor si impegnaad acquistare un minimo (spesso il 30% ) di servizi, com-presi quelli di carattere tecnico, attrezzature e materieprime, dall’industria nazionale. Nel quadro del contrat-to per lo sviluppo dei giacimenti di Soroosh e di Norooz,per es., in cui il contractor era rappresentato dalla ShellExploration Corporation, il previsto 29,4% di servizi,attrezzature e materie prime è stato fornito dalle com-pagnie iraniane prima del completamento del progetto(Mashal, 2003).

I primi accordi buy-back erano contratti a breve ter-mine, di durata compresa tra i cinque e i sette anni. Que-sta circostanza diede luogo alla critica secondo cui il con-tractor non aveva motivo di impiegare tecnologie avan-zate appropriate a un lungo periodo di produzione, dalmomento che non avrebbe avuto accesso al greggio dopola scadenza del contratto (Varzi, 2002). Si è sostenuto,altresì, che, nel caso in cui i livelli di produzione riman-gano costanti, il contractor può tentare di concludere unaserie di contratti di buy-back successivi, in modo che «ilrendimento ottimale di un progetto garantisca il flussodi investimenti nel successivo» (Bunter, 2003). Tuttavia,non vi è alcuna garanzia riguardo alla disponibilità dellaNIOC di concludere contratti successivi col contractore, negli ultimi tempi, la conclusione di contratti di buy-back di più lunga durata sembra aver almeno parzial-mente risolto il problema. Inoltre, i più recenti contrattidi buy-back prevedono una serie di incentivi destinati aportare il rendimento oltre i livelli concordati.

Finora, sono stati conclusi importanti contratti di buy-back tra le compagnie petrolifere internazionali e la NIOCe le sue controllate. Tra gli accordi offshore si ricordanoi seguenti: a) Sirri A ed E, Total e Petronas; b) South Parsfase 1, Petropars; c) South Pars fasi 2-3, Total, Petronase Gazprom; d) Balal, Total, Bow Valley e Agip; e) Doroud,Total e Agip; f ) South Pars fasi 4-5, Agip e Petropars;g) South Pars fasi 6-8, Statoil and Petropars; h) SouthPars fasi 9-10, POGC; i) Nosrat e Farzam, PetroIran; j)Forouzan e Esfandiar, PetroIran; k) Salman, PetroIran;l) Soroosh-Nowruz, Shell. Tra gli accordi onshore siricordano i seguenti: a) Darkhovin, Eni e NIOC; b)Masjid-e-Soleiman, Sheer Energy e NESCO; c) Azade-gan, Inpex; d) Cheshmeh Khosh, CIOFC; e) Bangestan,PetroIran. La responsabilità di tutti i progetti di buy-backoperativi o in corso di studio e di negoziazione è affidata


IRAN

alla Petroleum Development and Engineering Company(PEDEC), una controllata della NIOC.

È degno di nota il fatto che alcuni contratti di buy-back siano stati conclusi da compagnie iraniane e che lastessa NIOC sia divenuta più attiva in termini di parte-cipazione. Nel campo dello sviluppo, è stato fatto unlargo uso dei contratti di buy-back. Nel campo dell’e-splorazione, invece, i contratti di buy-back non sonomolto popolari perché non garantiscono al contractorl’accesso al contratto per lo sviluppo del campo petroli-fero in questione, un problema a cui si è cercato di porrerimedio estendendo la durata della cooperazione tra ilcontractor e la NIOC alla fase dello sviluppo.

È stato sostenuto che «i contratti buy-back hanno vitabreve, cosa che induce le compagnie petrolifere a rag-giungere molto rapidamente il livello massimo di produ-zione, per recuperare i costi e ottenere un utile garantito,ma non a investire per la stabilizzazione di un alto tassodi produttività negli anni successivi alla restituzione delprogetto alla NIOC» (Bunter, 2003). Come si è visto, laNIOC ha tenuto conto di questa critica nei contratti piùrecenti che prevedono progetti di più lunga durata.

A volte i contractor stranieri si sono lagnati della len-tezza del processo di negoziazione dei contratti di buy-back e dell’«eccessivo ricorso alla burocrazia nell’am-ministrazione» di questi progetti (Bunter, 2003). La NIOCha costantemente aggiornato i contratti di buy-back perrisolvere i problemi sollevati dai contractor stranieri eper renderli più attraenti rispetto ad altre forme contrat-tuali impiegate nelle attività petrolifere upstream.

12.11.7 Protezione degli investimenti

La protezione degli investimenti stranieri è disciplinataprincipalmente dal Foreign Investment Promotion andProtection Act (FIPPA), approvato dal Parlamento ira-niano (Majlis) nel marzo 2002. Questa legge è stata ema-nata per promuovere l’afflusso degli investimenti stra-nieri attraverso l’adozione di misure protettive e ha snel-lito il processo di accesso degli investimenti stranieri nelpaese. Sono inoltre state emanate le norme d’attuazionedel FIPPA, che operano come linee guida per l’applica-zione di questa legge.

Ai sensi dell’art. 1 del FIPPA, l’investitore stranieroè «una persona fisica e/o giuridica di nazionalità non ira-niana o una persona fisica e/o giuridica iraniana cheimpiega capitali di provenienza straniera». Di conse-guenza, quel che distingue l’investitore straniero non ètanto la nazionalità dell’investitore quanto la provenien-za del capitale.

L’art. 3 del FIPPA divide questi investimenti in duecategorie: gli investimenti stranieri diretti, effettuati nellearee in cui è consentita l’attività privata (come si è già

accennato, la Costituzione indica i confini di queste aree)e gli investimenti stranieri effettuati, indipendentemen-te dal settore, nel quadro degli schemi della civil partici-pation, del buy-back e del build-operate-transfer, doveil tasso di redditività del capitale e i profitti accumulatidipendono esclusivamente dal rendimento del progettoin cui l’investimento è stato effettuato e non da una garan-zia concessa dal Governo o da una compagnia e/o da unabanca controllata dal Governo.

L’art. 5 del FIPPA ha disposto la fondazione dell’Or-ganizzazione per l’assistenza economica e tecnica agliinvestimenti in Iran (d’ora in avanti Organizzazione), cheè l’unica autorità ufficiale responsabile della promozio-ne degli investimenti nel paese e dell’esame di tutte lequestioni concernenti gli investimenti stranieri. L’art. 6del FIPPA ha disposto l’istituzione del Consiglio per gliinvestimenti stranieri (d’ora in avanti Consiglio), a cui èaffidata la responsabilità di esaminare e decidere in meri-to alle domande di ammissione, di importazione, di uti-lizzazione e di rimpatrio dei capitali. Il Consiglio è diret-to dal Viceministro degli Affari esteri, dal Vicepresidentedell’Organizzazione per la pianificazione e la gestionestatale, dal Vicegovernatore della Banca Centrale e daiViceministri dei dicasteri interessati. L’art. 6 del FIPPAstabilisce il termine entro il quale le domande devonoessere valutate dal Consiglio. Secondo quanto stabilitoin questa nota, dopo aver ricevuto una domanda, l’Or-ganizzazione deve effettuare entro 15 giorni una valuta-zione preliminare per poi inviare la domanda e le sueindicazioni in merito al Consiglio, che dispone di unmese per esaminare la questione e notificare al richie-dente la sua decisione finale.

I criteri in base ai quali il Consiglio deve decidere seaprire o no le frontiere a un investimento straniero sonoindicati nell’art. 2 del FIPPA. Inoltre, il cap. 4 delle normed’attuazione del FIPPA ha disposto l’istituzione del Cen-tro servizi per gli investimenti stranieri (d’ora in avan-ti Centro) come parte integrante dell’Organizzazione. IlCentro ha il compito di fornire informazioni e consigliagli investitori stranieri, di coordinare la concessionedelle licenze e dei permessi necessari, di rilasciare i vistie i permessi di lavoro, di risolvere una serie di proble-mi, come quelli relativi alla costituzione di joint ventu-res, all’importazione e al rimpatrio dei capitali e alle que-stioni doganali e fiscali, di coordinare i diversi diparti-menti degli organismi rappresentati nel Centro stesso edi monitorare i risultati delle decisioni assunte in rela-zione agli investimenti stranieri.5

L’art. 2 del cap. 2 del FIPPA indica le condizioni gene-rali di accettazione degli investimenti stranieri:• l’investimento deve contribuire alla crescita economi-

ca, promuovere lo sviluppo tecnologico, contribuire



5 Norme d’attuazione del FIPPA, art. 20.

al miglioramento della qualità dei prodotti, concor-rere all’aumento delle possibilità di impiego e delleesportazioni;

• l’investimento non deve costituire una minaccia per lasicurezza nazionale, per l’interesse pubblico, per l’am-biente e per l’effettuazione di investimenti locali;

• l’investimento non deve implicare il rilascio di con-cessioni di diritti definiti speciali che consentanoall’investitore straniero di assumere una posizionemonopolistica. Tale condizione è basata sul divietocostituzionale relativo alle concessioni;

• la percentuale del valore dei beni e dei servizi pro-dotti dall’investimento straniero non deve superareil 25% in ogni settore economico e il 35% in ognisottosettore (campo). Gli investimenti stranieri perla produzione di beni e servizi destinati all’esporta-zione non devono superare le suddette percentualisolo nel caso in cui abbiano come oggetto il greggio.Tale eccezione deriva probabilmente dal ruolo di cru-ciale importanza che il petrolio svolge nell’econo-mia e nella sicurezza del paese e dal desiderio di evi-tare in quest’area la dipendenza da un ristretto nume-ro di compagnie straniere (Sabahi et al., 2004).Il cap. 4 ha come oggetto le garanzie riguardanti gli

investimenti stranieri. L’art. 8 stabilisce il principio deltrattamento nazionale, affermando che «agli investimentistranieri sono riconosciuti gli stessi diritti, le stesse pro-tezioni e le stesse facilitazioni di cui godono gli investi-menti locali». Tuttavia, la principale garanzia contro ilrischio dell’espropriazione è offerta dall’art. 9, secondocui «l’investimento straniero non deve essere sottopostoa espropriazione o a nazionalizzazione, se non per ragio-ni di interesse pubblico, attraverso un processo legale,secondo modalità non discriminatorie e dietro il paga-mento di un adeguato indennizzo, stabilito in base alvalore reale dell’investimento nel momento immediata-mente precedente all’espropriazione».

Il FIPPA quindi consente l’espropriazione degli inve-stimenti stranieri solo per ragioni di interesse pubblico,attraverso un processo legale e secondo modalità nondiscriminatorie. L’art. 9 stabilisce inoltre il pagamentodi «un adeguato indennizzo» che, tenuto conto delle altredisposizioni del medesimo articolo e del FIPPA, dovreb-be essere pagato in valuta convertibile e in base al valo-re riconosciuto all’investimento come impresa avviataprima che la decisione relativa all’espropriazione sia resapubblica (Sabahi et al., 2004). Il diritto internazionalericonosce la possibilità di espropriare un bene o un’atti-vità nel caso in cui tale decisione non sia discriminato-ria e sia stata assunta per ragioni di interesse pubblico.

Il cap. 5 del FIPPA stabilisce, tra l’altro, le condi-zioni del rimpatrio del capitale straniero e dei profittiaccumulati.

Per quanto riguarda la risoluzione delle controversie,l’art. 19 del FIPPA stabilisce che «in base al FIPPA, le

controversie sorte tra il Governo e gli investitori stranieririguardo ai rispettivi obblighi reciproci nel quadro del-l’investimento e non definite attraverso un negoziato trale parti saranno sottoposte alle autorità giudiziarie loca-li, a meno che la legge di ratifica del Trattato bilateralesugli investimenti concluso con il Governo dell’investi-tore straniero non indichi un altro metodo di risoluzio-ne delle controversie». In linea di principio, quindi, sem-bra che la risoluzione delle controversie sorte tra il gover-no e gli investitori stranieri sia di competenza delle autoritàgiudiziarie locali. Tuttavia, nel caso in cui tra il governodell’investitore straniero e l’Iran sia stato concluso untrattato bilaterale sugli investimenti, è possibile ricorre-re all’arbitrato internazionale. Attualmente sono in vigo-re diversi trattati di questo tipo.

12.11.8 Protezione ambientale

La NIOC attribuisce una grande importanza alla prote-zione ambientale e chiede ai contractor di conformarsiagli standard internazionali stabiliti in questo campo.Nei termini dei contratti conclusi dalla NIOC si insistesulla necessità di adeguarsi a questi standard, rispettan-do gli obblighi stabiliti dalle leggi e dai regolamenti inter-nazionali e iraniani. L’Iran dispone di leggi ben svilup-pate concernenti la protezione dell’ambiente. Tali leggihanno rilevanza generale e quindi riguardano anche lecompagnie straniere operanti in Iran. Inoltre, la NIOCdispone di propri regolamenti per quanto riguarda la salu-te, la sicurezza e l’ambiente (Health, Safety and Envir-onment, HSE). In una circolare datata ottobre 2004 eriguardante la salute, la sicurezza e l’ambiente, l’Am-ministratore delegato della NIOC sottolinea l’importan-za di questi temi e il fatto che l’attenta valutazione deiproblemi ambientali, per es., è un fattore fondamentaledel processo di accettazione del contractor. In questa cir-colare si afferma che il contractor deve presentare docu-menti che comprovino l’adozione di una chiara strate-gia e di sistemi di gestione ben definiti per quanto con-cerne i problemi ambientali riguardanti l’oggetto di ognispecifico contratto concluso.

L’art. 1-1 della Direttiva concernente la salute, la sicu-rezza e l’ambiente datata autunno 1381 (2002) stabili-sce che la convenienza economica dell’offerta di un con-tractor che ha presentato una documentazione relativaalla protezione della salute, della sicurezza e dell’am-biente inaccettabile è un fattore da non prendere in con-siderazione nel processo di accettazione dell’offerta stes-sa. Inoltre, questa Direttiva impone ai contractor e aisubcontractor di adottare un sistema di protezione dellasalute, della sicurezza e dell’ambiente appropriato altipo d’attività esercitato. All’inquinamento ambientaleè attribuita una particolare importanza. I contractor de-vono segnalare l’esistenza di fonti di inquinamento ai


IRAN

responsabili della protezione della salute, della sicurez-za e dell’ambiente della NIOC.

L’art. 1-7 stabilisce che, in linea di principio, la con-clusione di qualsiasi contratto è subordinata al rispettodegli standard stabiliti dalla NIOC in relazione alla pro-tezione dell’ambiente. L’art. 2 stabilisce che le respon-sabilità concernenti la salute, la sicurezza e l’ambientedel contractor e delle compagnie della NIOC devonoessere chiaramente specificate nei termini del contratto.La NIOC ha il dovere di interrompere le attività del con-tractor nel caso in cui tali attività non presentino i requi-siti previsti dalle norme relative alla protezione del-l’ambiente.

È interesse del contractor tener conto degli obblighiimposti dalle leggi concernenti la protezione della salu-te, della sicurezza e dell’ambiente, in generale, e i pro-blemi ambientali, in particolare, perché una documen-tazione ambientale inadeguata può influenzare negati-vamente i rapporti tra la NIOC e il contractor nel quadrodei progetti in corso di realizzazione e in quelli che ilcontractor tenterà di assicurarsi.

12.11.9 Normativa valutaria

Il cap. 5 del FIPPA dispensa gli investitori stranieri dalrispetto dei regolamenti relativi al cambio estero e intro-duce alcune disposizioni concernenti la trasferibilità ela convertibilità del capitale straniero importato a scopodi investimento. L’art. 11 del FIPPA indica le forme cheil capitale straniero importabile nel paese può assume-re, incluse quelle di capitale in contanti o non in con-tanti. I capitali non in contanti devono essere valutatidalle autorità competenti. L’art. 12 affronta la questio-ne della convertibilità e stabilisce che il tasso di con-versione della valuta straniera, nel caso in cui si tratti diun singolo tasso di cambio, deve corrispondere a quel-lo ufficiale; in caso contrario, si applicherà il tasso dimercato confermato dalla Banca Centrale dell’Iran. L’art.13 del FIPPA si richiama al principio del libero rimpa-trio dei capitali e dei profitti, stabilendo che «dopo l’a-dempimento di tutti gli obblighi e il pagamento delletasse stabilite dalla legge e in seguito all’approvazionedel Consiglio e alla conferma del Ministero degli Affa-ri Economici e delle Finanze, il capitale straniero e iprofitti da questo derivati o il saldo del capitale rima-nente nel paese possono essere trasferiti all’estero a con-dizione di aver notificato il trasferimento con tre mesid’anticipo al Consiglio».

L’art. 17 indica i modi in cui ci si può procurare lavaluta estera necessaria al trasferimento del capitale,menzionando la valuta straniera acquistata attraverso ilsistema bancario, la valuta estera guadagnata con il pro-getto e la valuta estera ottenuta attraverso l’esportazio-ne di beni leciti specificati nell’elenco approvato dal

Consiglio dei Ministri. La nota 2 di questo articolo sta-bilisce, in riferimento agli investimenti e subordinata-mente all’art. 3(b) – civil partnership, contratti buy-backe BOT –, «se, in conseguenza della promulgazione diuna legge o di un decreto governativo, l’attuazione degliaccordi finanziari approvati nel quadro del FIPPA vieneostacolata o interrotta, le risultanti perdite fino alla tota-le copertura delle rate in scadenza, saranno compensatee pagate dal Governo». La nota 3 dell’art. 17 impone allaBanca Centrale l’obbligo di assicurare e fornire agli inve-stitori stranieri la valuta straniera per le somme trasferi-bili, nel caso in cui per il trasferimento venga utilizzatoil sistema bancario. La necessità di ottenere l’approva-zione del Consiglio e la conferma del Ministro degli Affa-ri Economici, così come quella di rispettare altri obbli-ghi relativi al trasferimento, è stata presentata come illato negativo del rimpatrio dei capitali; queste e altre pro-cedure sono infatti state presentate come «lungagginiburocratiche» (Sabahi et al., 2004).

12.11.10 Legge applicabile e risoluzione delle controversie

Lo schema degli accordi buy-back prevede l’applicabi-lità della legge iraniana. Il sistema legale iraniano è bensviluppato per quanto riguarda la disciplina del com-mercio, dei contratti, della rappresentanza, delle garan-zie reali, della protezione degli investimenti, dei marchicommerciali, dei brevetti e della proprietà. Il Codice civi-le e il Codice commerciale coprono la maggior partedelle summenzionate aree.

Il contratto modello della NIOC per gli accordi buy-back indica l’arbitrato internazionale come strumento dirisoluzione delle controversie sorte tra il contractor e laNIOC. Tuttavia, in base al dettato costituzionale, il pote-re della NIOC di sottoporre le proprie controversie conpartner stranieri all’arbitrato internazionale sarebbe sog-getto ad alcuni limiti. L’art. 139 della Costituzione ira-niana afferma, infatti, che «la risoluzione delle questio-ni relative a proprietà pubbliche e statali o il rinvio all’ar-bitrato dipendono in ogni caso dall’approvazione delConsiglio dei Ministri, e l’Assemblea deve essere infor-mata di tali questioni. Nel caso in cui una delle parti dellacontroversia sia un’entità straniera, o quando si tratti diimportanti casi nazionali, si deve ottenere anche l’ap-provazione dell’Assemblea. La legge indica i casi chedevono essere considerati importanti». Si può quindisostenere che per concludere un accordo relativo a unacontroversia della NIOC con partner stranieri o per sot-toporre tale controversia all’arbitrato è necessaria l’au-torizzazione del Parlamento (Majlis).

Queste restrizioni e altri aspetti delle disposizionidell’art. 139 della Costituzione sono stati oggetto di un



attento esame da parte di un certo numero di tribunaliarbitrali. Nel caso Gatoil, la questione della capacità dellaNIOC di sottoporre o rinviare le proprie controversie concontroparti contrattuali straniere all’arbitrato è stata postain discussione e specificamente risolta dal tribunale arbi-trale.6 In questo caso, la NIOC come richiedente avevachiesto la reintegrazione del prezzo del petrolio vendu-to e consegnato a Gatoil. Il contratto stabiliva che «qual-siasi controversia tra le parti sorta nel quadro di questocontratto sarà risolta attraverso il ricorso all’arbitrato inconformità alle leggi iraniane [...]». Gatoil sostenne chein base alle disposizioni dell’art. 139 della Costituzioneiraniana, la NIOC non poteva sottoporre la controversiaall’arbitrato senza aver ottenuto uno specifico permes-so dal Parlamento iraniano (Majlis). Da parte sua, laNIOC sostenne che quell’articolo riguardava le «que-stioni relative alla proprietà pubblica e statale» e chequindi non poteva essere applicato alle transazioni con-cluse dalla NIOC: benché le azioni della compagniaappartenessero allo Stato, l’attività della NIOC era rego-lata dalle disposizioni del Codice di commercio e le sueproprietà erano separate da quelle dei suoi azionisti. Inol-tre, la NIOC sostenne che l’art. 139 non proibiva in modoincondizionato di sottoporre le controversie all’arbitra-to, ma imponeva semplicemente l’obbligo di ottenerel’approvazione del Parlamento che, nel caso della NIOC,era assicurato dagli statuti della compagnia. La NIOCinoltre si richiamò al giudizio del Guardian Council del14 giugno 1986, secondo cui il rinvio all’arbitrato nonera soggetto all’obbligo di ottenere un permesso specia-le. Il tribunale arbitrale respinse l’obiezione di Gatoil edecise che la NIOC poteva sottoporre la controversiaall’arbitrato.

Un ulteriore ricorso contro la decisione della corte(in un tribunale francese poiché il procedimento arbi-trale si svolgeva in Francia) messa in atto da Gatoil ebasata sul suo conflitto con la politica internazionalefrancese non fu accolto. Il tribunale francese ribadì chenei casi arbitrali in cui prevale l’autonomia della partela clausola d’arbitrato è valida. Se la NIOC avesse ten-tato di richiamarsi alle restrizioni delle leggi locali per

rifiutare la validità della clausola d’arbitrato, allora unasentenza in suo favore sarebbe stata in contrasto con lapolitica pubblica internazionale. Sembra quindi che laNIOC possa legalmente concordare il ricorso all’arbi-trato nei contratti con partner stranieri, come in effettiha fatto negli accordi di buy back con parti contraentistraniere.

Negli ultimi anni sono stati adottati due importan-ti strumenti legislativi per promuovere l’arbitrato interna-zionale. La Legge sull’arbitrato commerciale internazio-nale del 1997, basata sulla legge modello UNICITRALdel 1985, definisce il quadro normativo moderno del-l’arbitrato internazionale in Iran. L’Iran ha inoltre aderi-to alla Convenzione di New York sul riconoscimento el’esecuzione delle sentenze arbitrali straniere del 1958,che consente, tra l’altro, l’esecuzione in Iran delle sen-tenze emesse in altri paesi membri della Convenzione,e ha negoziato un certo numero di trattati bilaterali sugliinvestimenti con paesi stranieri, che indicano l’arbitra-to come mezzo di risoluzione delle controversie riguar-danti gli investimenti.

Bibliografia citata

Bunter M.A.G. (2003) The Iranian buy back agreement, «Oil,Gas & Energy Law intelligence», 1, 2.

Exclusive interview: Mehdi Hosseini, National Iranian OilCompany deputy managing director speaks up (part one)(2005), «Iran Energy Focus», 19 May.

Mashal K. (2003), «Public Utilities Fortnightly», 9. Panah S.A. (2003) Iran’s accession to the New York Convention,

Qom, Mofid University, LLM dissertation. «Petroleum Economist» (2004), December, 35.Sabahi B. et al. (2004) Foreign investment in Iran in light of

the passage of the ‘Foreign Investment Promotion andProtection Act’ (FIPPA 2002), «Oil, Gas & Energy Lawintelligence», 2, 1, p.5; p.10.

Varzi M. (2002) Importance of opening up Iran’s oil and gassector in the long term, in: Iran energy forum. Upstreamand downstream. Proceedings of the conference, London,27-28 May.

Msoud Vafakish SistaniMinistero del Petrolio

Teheran, Iran


IRAN

6 Caso non pubblicato, riportato da Panah (2003).

Documents

785-794_x12.11x_ita