UNIVERSITETI I TIRANËS

FAKULTETI I EKONOMISË

DEPARTAMENTI I FINANCËS

VLERËSIMI I POLITIKAVE FINANCIARE DHE

TË KONTABILITETIT TË OPERACIONEVE NË

INDUSTRINË E NAFTËS DHE TË GAZIT

DISERTACION

...Në kërkim të gradës shkencore “DOKTOR I SHKENCAVE”

Punoi Udhëheqës

Vladimir MICI Prof. As. Dr. Orfea DHUCI

Tiranë 2016

Faqe | 2

Temë Disertacioni

Faqe | 3

Shpjegues Shkurtime Termash

AAJM Aktive, afatgjata, jomateriale

AAM Aktive, afatgjata, materiale

AcSB Bordi i Standardeve të Kontabilitetit, Kanada

AFE Autorizim për shpenzime

EIA Agjensia e Informacionit për Energjinë

AICPA Instituti Amerikan i Kontabilistëve Publikë të Çertifikuar

AKBN Agjensia Kombëtare e Burimeve Natyrore

API Instituti Amerikan i Naftës

ARMO Kompania e Përpunimit dhe Marketingut të Naftës

ALBEITI Sekretariati për Ndihmë në Transparencën e Industrisë Nxjerrëse në Shqipëri

Bbl Barrel

Bcf Bilion këmbë kubik

BOE Barelë i ekuivalentit të Naftës

BOPD Barrel për ditë

Btu Njësi teknike britanike

CAPEX Shpenzime kapitale

Cf Këmbë³ i gazit natyror

COPAS Këshilli i Shoqatës të Kontabilistëve të Naftës, USA

DD&A Zhvlerësim, shterim dhe amortizim

DMO Detyrime të tregut vendas

E&P Kërkimi dhe prodhimi

FASB Bordi i Standardeve të Kontabilitetit Financiar

FRS Standard i Raportimit Financiar Britanik

G&G Gjeologjik dhe Gjeofizik

GAAP Parimet e kontabilitetit përgjithësisht të pranuara

FNG Faktori Naftë Gaz

IAS Standard Ndërkombëtar i Kontabilitetit

IASB Bordi i Standardeve të Kontabilitetit Ndërkombëtar

IASC Komiteti i Standardeve të Kontabilitetit Ndërkombëtar

Faqe | 4

IFRS Standardi i Raportimit Financiar Ndërkombëtar

MOP Marrëveshje e Operacioneve të Përbashkëta

VECM Modeli i korrektimit të gabimit

MB/D Mijë barelë për ditë

MBOE/D Mijë barelë Ekuivalent të Naftës/ Ditë

Mcf Mijë këmbë kub

Mcfe Mijë këmbë kub ekuivalent

MM Milion

MMcf Milion këmbë kub

MMcf/D Milion këmbë kub për ditë

MMBtu Milion njësi termike britanike

KNP Kontrata me Ndarje Prodhimi

MSHR Marrëveshje të Shërbimit të Riskut

SEC Komisioni i Këmbimit dhe Letrave me Vlerë

SERVKOM Ish-Kompania Publike e Shërbimeve të Naftës dhe Gazit

SFAS Standard i Kontabilitetit Financiar i SHBA-së

SNRF Standard Ndërkombëtar i Raportimit Financiar

SORP Praktika e Rekomanduar Kontabile Britanike

UMSH Shkolla e Lartë Private Mesdhetare

Faqe | 5

Abstrakt

Këto 25 vitet efundit ekonomia shqiptare është ballafaquar me probleme të shumta.

Ndryshimi i sistemit nga ai totalitar dhe i centralizuar, drejt ekonomisë së tregut, u shoqërua

me ngjarje të cilat patën ndikim të rëndësishëm në ekonominë e Shqipërisë. Mungesa e

eksperiencës në lidhje me ekonominë e tregut të lirë e bëri edhe më të vështirë ndryshimin e

sistemeve. Një nga sektorët, i cili gjatë kësaj periudhe tranzicioni pësoi një ndryshim

rrënjësor, ishte sistemi hidrokarbur. Para viteve 1990, në Shqipëri industria e naftës dhe gazit

mbështetej nëpronën shtetërore, por pas viteve 90 në këtë industri, në kërkim apo prodhim, u

shfaqën kompani shumëkombëshe, të cilat kërkonin dhe zhvillonin operacione hidrokarbure

në rrjedhën e sipërme (UPSTREAM).

Pikërisht këto probleme dhe sfidat me të cilat është përballur dhe po përballet kjo industri, do

të jenë objekt i këtij punimi. Do të analizohen gjithashtu politikat e ndjekura nga kompanitë

dhe shtetipër të parë nëse kanë qenë të përshtatshme apo jo, me qëllim përmirësimin e tyre në

të ardhmen.

Një vend i rëndësishëm në këtë punim do t'i kushtohet rritjes së performancës së këtyre

kompanive dhe shtetit, të cilët janë aktorët kryesorë në zhvillimin dhe shfrytëzimin e pasurisë

kombëtare, në përputhje me kushtetutën dhe interesat strategjike kombëtare, për rritjen e

mirëqenies dhe cilësisë së jetës të popullit shqiptar.

Pjesë e punimit do të jetë edhe analiza e një modeli ekonometrek në lidhje me mbrojtjen e

pasurisë kombëtare duke analizuar lidhjen midis prodhimit, rezervave dhe çmimit. Ky model

ngrihet mbi bazën e e një analize të performancës dhe ecurisë së faktorëve që përcaktojnë

hyrjet kryesore në buxhet, në nivelin e eksporteve shqiptare dhe të vetë strategjive të

zhvillimit të kompanive dhe rezervave natyrore shqiptare.

Metodologjia e përdorur në këtë punim është një gërshetim i analizës teorike, i analizës mbi

situatën reale, si dhe trajtimi i një modeli ekonometrek, në mënyrë që përfundimet e nxjerra

dhe rekomandimet të jenë sa më të sakta.

Fjalët kyç: hidrokarbure, rezerva natyrore, naftë, gaz, performancë

Faqe | 6

Falenderime

Është një detyrim moral dhe jo formalitet, falenderimi i atyre personave që më kanë

ndihmuar përgjatë gjithë punës sime.

Së pari, dëshiroj të falenderoj udhëheqësin tim, njeriun e mirë, të thjeshtë e shumë të duruar,

prof.as.dr. Orfea Dhucin. E falenderoj për çdo mendim të dhënë, vërejtje të bërë dhe për

përkushtimin e saj.

Së dyti, falënderoj të gjithë pedagogët e Departamentit të Financës të Fakultetit Ekonomik,

Universiteti i Tiranës, për mbështetjen e sinqertë dhe të pakursyer ndaj meje, në mënyrë të

veçantë, prof.dr. Lavdosh Zahon dhe Prof.dr. Beshir Cicerin.

Së treti, falenderoj kolegët dhe miqtë e mi të cilët, nëpërmjet vërejtjeve dhe sugjerimeve, janë

bërë pjesë e këtij punimi. Duke filluar nga prof.as.dr. Nexhmedin Dumani, Prof. As. Dr. Alqi

Naqellari.

Së katërti, një falenderim për kolegët e mi të dikurshëm të Institutit Gjeologjik të Naftës dhe

Gazit, Fier, pasi në përkushtimin e tyre pashë forcën dhe vitalitetin e kësaj industrie, si dhe

sakrificat që kanë shoqëruar arritjet e kësaj industrie, prej së cilës vjen edhe motivimi im.

Një falenderim edhe për redaktorët letrarë znj Natasha Pepivani dhe Rozana Malo

Falenderoj gjithashtu edhe familjen time, e cila është mbështetja më e madhe dhe motivi për

të ecur përpara.

Së fundmi, falenderoj Zotin për gjithçka që më ka dhënë.

Faqe | 7

Përmbajtja Kapitulli 1 .......................................................................................................................................... 9

Hyrje ................................................................................................................................................. 9

1.1 Motivimi ................................................................................................................................. 9

1.2 Objektivi ............................................................................................................................... 10

1.3 Metodologjia e përdorur ....................................................................................................... 11

1.4 Përparësitë e metodologjisë së përdorur............................................................................... 12

1.5 Kufizimet e studimit .............................................................................................................. 13

Kapitulli 2 ........................................................................................................................................ 15

Format e zhvillimit të industrisë hidrokarbure (UPSTREAM) ............................................................. 15

2.1 Shqyrtimi i literaturës............................................................................................................ 15

2-2 Pse është e rëndësishme Kontrata Hidrokarbure................................................................... 19

2-3 Kontratat në industrinë hidrokarbure (up stream) ................................................................. 21

2-4 Marrëveshjet koncesionare .................................................................................................. 23

2-5 Kontratat me ndarje prodhimi. KNP(PSC) ............................................................................... 25

2-6 Marrëveshjet e shërbimit të riskut (MSHR) ........................................................................... 32

2-7 Marrëveshjet e përbashkëta operative (MOP) ...................................................................... 35

2-8. Zhvillimet e kontratave shqiptare në fushën e hidrokarbureve .............................................. 46

Kapitulli i tretë. ................................................................................................................................ 58

Veçoritë e kontabilitetit në industrinë e naftës ................................................................................ 58

3-1 Standardet e kontabilitetit të industrisë së naftës dhe të gazit ............................................... 58

3-2 Metodat e vlerësimit të rezervave të përdorura..................................................................... 60

3-3 Përdorimi i rezervave në kontabilitetin financiar .................................................................... 61

3-4 Veçoritë e kontabilitetit në marrëveshjet hidrokarbure ......................................................... 66

3-5 Veçoritë e kontabilitetit në faza të ndryshme të upstreamit. .................................................. 70

3-6 Kontabiliteti i prodhimit ......................................................................................................... 83

3-7 Kontabiliteti i kostos së plotë në operacionet ndërkombëtare ............................................... 90

3-8 Njohja e të ardhurave ............................................................................................................ 94

3-9 Provigjioni i pasurisë, puseve, pajisjeve dhe ndërtimeve ........................................................ 97

3-9 Krahasimi i ndryshimeve çelës midis SFAS nr. 144, IAS 36 dhe FRS 11 .................................... 97

3-10 Pasqyrat shtesë të informacionit të kërkuar financiar .......................................................... 99

3-11 Kontabiliteti për kompanitë që operojnë në Shqipëri. ........................................................ 100

Kapitulli katërt. .............................................................................................................................. 130

Veçoritë financiare të Industrisë së naftës dhe të gazit .................................................................. 130

4-1 Kuadri ligjor ......................................................................................................................... 130

Faqe | 8

4-2 Risku i Industrisë së naftës ................................................................................................... 131

4-3 Sistemi tatimor specifik........................................................................................................ 144

4-4 Përcaktimi i prodhimit dhe i të ardhurave të naftës dhe gazit. Vlerësimi i tyre. .................... 154

4-5 Kontrolli i modelit. A po zbatohet kontrata? ........................................................................ 162

Kapitulli i pestë: ............................................................................................................................. 170

Vlerësimi dhe parashikimi i çmimeve të naftës dhe gazit ............................................................... 170

5-1 Hyrje.................................................................................................................................... 170

5-2 Çmimet sipas shportës (çmimi afatshkurtër) ........................................................................ 170

5-3 Çmimet e gazit ..................................................................................................................... 174

5-4 Parashikimi i çmimeve të naftës nga kompanitë prodhuese të naftës në Shqipëri. ............... 176

5-5 Roli i kontratave Forward dhe Future në përcaktimin e çmimeve ......................................... 179

5-6 Analiza e çmimit të naftës bruto dhe verifikimi i hipotezave për faktorin rezervë dhe prodhim.

.................................................................................................................................................. 180

Kapitulli i gjashtë .......................................................................................................................... 190

Konkluzione , rekomandime, çështje për diskutim ......................................................................... 190

6-1 Konkluzione ......................................................................................................................... 190

6-2 Rekomandime...................................................................................................................... 194

6-3 Ҫështje për diskutim. .......................................................................................................... 196

Bibliografi ..................................................................................................................................... 197

Faqe | 9

Kapitulli 1

Hyrje

1.1 Motivimi

Energjia dhe në veçanti hidrokarburet përbëjnë një nga problemet globale të ekonomisë

botërore. Për shkak të funksionit të saj gati të pazëvendësueshëm, si dhe faktit që ajo përbën

një pasuri të parinovueshme, mbajtja e niveleve të prodhimit apo edhe e çmimeve të saj janë

në fokusin e çdo shteti.

Shqipëria zotëron këtë pasuri të zbuluar pjesërisht dhe të vënë në përdorim nga brezat e

mëparshëm, të cilët i kanë lënë dhuratë brezit të tanishëm e të ardhshëm një pasuri për të

cilën duhet të shpenzoheshin miliarda dollarë për ta pasur.

Duke punuar në Institutin Gjeologjik të Naftës e Gazit në Fier e në “Albpetrol” sha, kam parë

nga afër sakrificën e grupeve studimore dhe projektuese, ankthin, shqetësimin dhe

profesionalizmin e tyre. I përkas asaj periudhe pune, ku pata fatin të jem dëshmitar i dy

zbulimeve gazi të bëra në Shqipëri, në harkun e viteve 1986-1990. Ishte një kohë tjetër, kohë

paradoksi. Kryeprojektuesi i zbulimit të vendburimit të Povelçës (1986) z. Niko Papa1 ishte

shënjestruar gati si i paaftë, përpara se pusi Povelça 1 të shpërthente me një presion mbi 300

atmosferë. Kur shkova ta takoja, fytyra e Nikos dukej e shushatur, nuk ndiente asgjë, ai ishte

thjesht në qiellin e shtatë, një fëmijë, megjithëse ishte te të pesëdhjetat. Frika ia kishte lënë

vendin një situate krejt tjetër, që as ai vetë nuk e kuptonte. Tek porta e Institutit Gjeologjik,

kur sapo kishte ardhur rezultati i zbulimit nga pusi Panaja 8, takova dhe urova

kryeprojektuesin e vendburimit të Panajasë (1988) z. Ilia Fili2, i paragjykuar si gjysmë-armik

për shkak të vëllait të vet. Nga stresi, ngjyra e fytyrës i kishte ndryshuar. Atë pamje të fytyrës

nuk ia kam parë asnjëherë deri më sot, megjithëse pas asaj kohe jemi takuar shpesh. Kushedi

se çfarë mendonte!

Situata, kur punova në Institut, ishte gati terrorizuese: të gjithë miq dhe armiq. Punonin pa

orar, 7 grupe projektimi për kërkime nafte dhe 6 grupe projektimi gazi. Kur fillova punë, sapo

ishin arrestuar tre nga këta mjeshtrat kërkimorë dhe tre muaj pasi kisha filluar punë, u

1Niko Papa, drejtuesi, projektuesi dhe autori i parë i grupit të projektimit,që zbuloi vendburimin e

Povelçës.Emigroi në Greqi pas hapjes së kufijve në vitin 1991. 2 Ilia Fili, Doktor i Shkencave Gjeologjike. Ka mbajtur postin e Drejtorit të “Albpetrol” sha, në vitet 2005-2007. Ka qenë Drejtori i IGJN, Fier(1992-1995).Pedagog në Fakultetin e Gjeologji-Minierave në Universitetin Politeknik të Tiranës. Drejtuesi, projektuesi dhe autori i parë i grupit të projektimit,që zbuloi vendburimin e Panajasë dhe autori iprojektimit të mjaft pusevetë vendburimittë gazit në Frakull.

Faqe | 10

arrestuan edhe dy të tjerë, dy profesionistë të shkëlqyer të gjeologjisë së naftës, Petraq

Xhaçka3 dhe Enriko Veizi

4. Analizat vijonin pa fund. Dështimet ishin prezente. Specialistëve

u varej koka poshtë e më poshtë. Kujtoj me dhimbje kurajon e tyre pas çdo dështimi,

përkushtimin e tyre, reagimin për çdo informacion. Pas një aktiviteti në sallën e këndit të kuq

të institutit, të mbushur plot e përplot, Besnik Bekteshi, atëherë zv/ kryeministër, kërkoi të

ngrihej z. Hektor Dalipi5. Ai u ngrit nga vendi dhe djersë të ftohta i mbushën fytyrën. Pas

përgjigjes, ai u venit pa ndjenja mbi pllakat e dyshemesë. Stresi dhe shqetësimi kishin bërë

punën e vet.

Pikërisht nga këta specialistë të përkushtuar, sot Shqipëria ka dhuratë mbi 12 vendburime

nafte dhe gazi, kurse grupet e tyre projektuese, të cilët në rast zbulimi të një vendburimi të ri

të vetmin përfitim që kishin ishin vetëm dy paga shpërblim, u shoqëruan me keqtrajtime,

pushkatime e linçime. Me punën e palodhur të naftëtarëve mburrej kryeurdhëruesi i

burgimeve dhe pushkatimeve, që dilte me parullën “Nafta çan bllokadën”.

Pas vitit 1990 ndryshoi gjithçka. Kërkimi nga kompania kombëtare “Albpetrol” ndaloi dhe

kompani të huaja u futën për kërkime në det dhe në tokë. Disa kompani lidhën marrëveshje

me “Albpetrol-in” për vendburimet e zbuluara nga brezi i mëparshëm. Pra u krijua një situatë

krejt tjetër e zhvillimit të kësaj industrie, e cila ka qenë dhe mbetet pararojë e ritmeve të

zhvillimit ekonomik, si dhe kontrebutorja kryesore në të ardhurat buxhetore.

Parapritja e këtyre zhvillimeve të reja dhe nderimi për punën titanike të brezit të mëparshëm

të naftëtarëve, më shtyu që të sjell këtë studim në vëmendjen e duhur financiare, si një

kontrebut për të ardhmen dhe përdorimin me efikasitet të kësaj pasurie, e cila është krijuar

nga kursimet, përkushtimi i atij brezi gjigantësh, i cili përveç vendburimeve, la gjithashtu

edhe një informacion gjeologjik me vlerë mbi 10 miliardë $, me të cilin Shqipëria duhet të

mburret kurdoherë.

1.2 Objektivi

Objektivi kryesor i këtij punimi janë raportet financiare, që lindin nga marrëveshjet

hidrokarbure midis shtetit, kompanisë kombëtare dhe kompanive private që operojnë në

sektorin hidrokarbur (upstream). Gjithashtu në fokusin e studimit janë ecuritë e kontratave

3 Petraq Xhaçka, Prof. dr. i ShkencaveGjeologjike, zbulues i vendburimit të Amonicës, shef i Sektorit të Projektimeve të Naftës në IGJNG (më parë edhe drejtor i tij). Liruar nga burgu më 1991. Jeton në SHBA. 4 Enriko Veizi, një gjeolog i talentuar, zv/drejtor i IGJNG-së. Më 1985, koha kur u arrestua, ishte njohur për publikun e gjerë edhe nga karikaturat në revistën “Hosteni”. Vdiq më 1991, pasi doli nga burgu. 5 Hektor Dalipi, shefi i Sektorit të Projektimeve në IGJNG, drejtuesi dhe autori i parë i projektimeve për kërkime të naftës në zonat Vlorë-Zvërnec. Gjeolog i talentuar dhe me shumë integritet e reputacion. Vdiq pas viteve 1990.

Faqe | 11

hidrokarbure dhe problematikat e lindura në fushën e marrëdhënieve financiare midis

kompanive të huaja, kompanisë nacionale dhe shtetit shqipar të përfaqësuar nga autoritetet

tatimore dhe ligjzbatuese.

Objektivi tjetër lidhet me faktorët e performancës dhe riskut të firmave, ku në fokusin e çdo

kompanie si edhe shtetit, çmimi i naftës brut dhe ai i gazit përbëjnë një instrument mjaft

domethënës dhe për nga rëndësia ato janë mjaft të prekshme për shtetin (të ardhurat

buxhetore në formën e rentës minerare, tatimit të fitimit, TVSH-së6, si dhe dividentit apo

tatimit në burim).

1.3 Metodologjia e përdorur

Metodat shkencore përgjithësisht ndahen në dy grupime kryesore: në metoda induktive dhe

në metoda deduktive. Me metodë induktive do të kuptojmë nisjen nga një rast i veçantë për të

përgjithësuar më pas fenomenin, ndërsa me metodë deduktive do të kuptojmë të kundërtën,

kalimin nga e përgjithshmja në një rast specifik apo të veçantë.

Në këtë punim ka një gërshetim instrumentesh të përdorura kërkimore. Si fillim është

përdorur përshkrimi apo metoda narrative, për të dhënë një informacion teorik jo vetëm mbi

industrinë shqiptare të hidrokarbureve. Kjo metodë kombinohet me instrumente krahasimore,

në mënyrë që konkluzionet e nxjerra të jenë sa më të sakta. Praktikat e tilla, në Shqipëri, nuk

kanë ende një pamje të plotë dhe trajtimet krahasuese kanë një kontekst edhe nga e ardhmja.

Më pas kalohet në analizë shifrash dhe faktesh për të dhënë, në këtë mënyrë, një tablo më të

saktë të situatës aktuale shqiptare.

Metodologjia e përdorur bazohet në alternimin e të dhënave parësore dhe dytësore. Të dhënat

parësore sigurohen nëpërmjet pasqyrave financiare, raporteve, diskutimeve, informacioneve

të institucioneve të specializuara si EIA7, revistave dhe raportimeve ditore të shtypit periodik

e të specializuar.

Një pjesë e mirë e informacionit sigurohet edhe nëpërmjet botimeve të enteve të specializuara

si ALBEITI. Këtu më ka ndihmuar edhe eksperienca personale shumëvjeçare si specialist në

grupet studimore projektuese e drejtuese në Institutin e Naftës dhe Gazit, Fier. Më pas në

Korporatën “Albpetrol”, dhe më vonë në Kompaninë “Albpetrol” si specialist i fushës

6 Tatimi mbi vlerën e shtuar 7 Agjensia e informacionit për energjinë

Faqe | 12

financiare, audituese dhe kontabël. Kjo eksperiencë ka lehtësuar shumë interpretimin, shpesh

teknik, të fushës përkatëse.

Ndërsa për informacionin dytësor kanë shërbyer literatura të ndryshme për të cilat është

hulumtuar në Bibliotekën Kombëtare dhe në Bibliotekën e UMSH-së8. Gjithashtu janë

përdorur literaturë e huaj, e blerë apo edhe botime të personalizuara.

Një tjetër burim i pashtershëm informacioni ka qenë bota virtuale “online”: bibliotekat

elektronike të universiteteve të ndryshme perëndimore, site-t e ndryshme të institucioneve

financiare ndërkombëtare, si dhe informacionet zyrtare online në lidhje me hidrokarburet.

Punimet akademike si kërkimet shkencore, punimet konferenciale apo edhe leksionet mbi

fushën kërkimore, kanë plotësuar kuadrin e burimeve dytësore. Të dy tipet e informacioneve

si parësori, ashtu edhe dytësori, kanë shërbyer në analizat e kryera për këtë studim. Ato kanë

ndihmuar metodologjinë e përdorur për të parë nga një aspekt problemet që shoqërojnë

industrinë e naftës dhe gazit në Shqipëri dhe në aspektin tjetër, përmirësimin e situatës.

Për verifikimin e hipotezës do të përdoret Modeli VECM9. Të dhënat e përfshira në model

janë reale. Për variablat fillestare janë llogaritur indekset bazë dhe më pas janë logaritmuar

për të shmangur heteroskedasticitetin dhe për të rritur shkallën e stacionaritetit të variablave.

Gjithashtu janë kontrolluar supozimet rreth termit të gabimit: mbi normalitetin,

autokorrelacionin dhe heteroskedasticitein. Supozimet mbi termin e gabimit nënkuptojnë

shpërndarje normale të vlerave të termit të gabimit (vektorit të gabimeve), variancë konstante

të pakorreluar. Përpunimi i të dhënave është bërë në Eviews 7.

1.4 Përparësitë e metodologjisë së përdorur

Përdorimi i njërës apo tjetrës metodë kërkimore, kushtëzohet nga shumë faktorë. Një nga

faktorët, mbi të cilin bazohen shpesh herë studiuesit, janë përparësitë që mund të sjellë

përdorimi i njërës metodë apo tjetrës.

Gjithashtu, në këtë punim, janë marrë në konsideratë përparësitë që kanë ardhur si pasojë e

metodologjisë së përdorur.

Metoda përshkruese apo narrative ndihmon në dhënien e një panorame teorike, në lidhje me

fushën studimore. Në këtë punim, kjo metodë përbën pikërisht këtë përparësi. Shoqëruar kjo

edhe me instrumente krahasues, bën të mundur që informacioni të strukturohet në atë formë e

8UMSH-Shkolla e lartë private mesdhetare e Shqipërisë. 9 Modeli i korrektimit të gabimit

Faqe | 13

mënyrë, që të japë atë çfarë pritet nga punimi. Pra këto metoda ndihmojnë dhe janë me vlerë,

pikërisht për të shtruar aspektin teorik dhe për të bërë një paraqitje të pastër e të saktë të

kornizës teorike dhe jo vetëm.

Nga ana tjetër, përdorimi i analizës së shifrave bën të mundur që konstatimet të mos mbeten

vetëm në aspektin teorik, por të shtrehen edhe në atë real, pra praktik. Në këtë punim i bëhet

një analizë e hollësishme rezultateve financiare të sistemit hidrokarbur, duke evidentuar

kështu "fuqinë" e këtij tregu.

Ndërsa modeli ekonometrek i përdorur ka një tjetër rëndësi, pasi vërtetimi i hipotezave me

anë të tij nuk lë vend për diskutime të mëtejshme, duke bërë që konkluzionet e nxjerra të jenë

sa më afër realitetit, si dhe rekomandimet të shërbejnë në përmirësimin e situatës. Kjo është

një përparësi e theksuar e përdorimit të modeleve ekonometreke.

Këto përparësi ishin arsyeja kryesore e përzgjedhjes së metodologjisë së përdorur në këtë

punim.

1.5 Kufizimet e studimit

Ashtu sikur edhe çdo studim tjetër, edhe ky studim ka kufizimet e veta, të cilat në thelbin e

tyre e shtynë atë për të dhënë konsiderata teorike të mjaftueshme.

Kufizimi i parë dhe ndoshta më i rëndësishmi, është fakti se kur analizojmë këtë degë të

industrisë, na bëhet e qartë se të gjitha marrëveshjet hidrokarbure janë sekrete.

Kufizimi i dytë, po kaq i rëndësishëm, është se të gjitha marrëveshjet janë unike. Nuk ka

marrëveshje hidrokarbure të njëjtë; asnjëra nuk është e njëjtë me tjetrën.

Kufizimi i tretë. Përgjithësisht ne operojmë me kompani të huaja, të cilat operojnë në një treg

ndërkombëtar dhe janë pjesë e bursave, ku aksionet dhe të drejtat e tyre shiten e blihen. Pra

ekziston fenomeni ku praktika aktuale merr mjaft rëndësi prej shkaqeve, që lidhen me

drejtimin e brendshëm dhe performancën e kompanisë. Duke qenë se kontratat hidrokarbure

janë palë me qeverinë apo kompaninë nacionale, kalimi apo shitja e aksioneve të firmës

përbën një eveniment financiar, që duhet të analizohet. Por informacioni, përse drejtimi i

brendshëm vendosi për shitjen e plotë apo të pjeshme, futet në një terr informacioni mbi

vendimarrjen,sidomos nga ana e firmave, që shesin dhe blejnë pjesën apo tërë aksionet e

firmës.

Kufizimi i katërt ka lidhje me hallkat dhe entet shtetërore, të cilat nga ana e tyre tregohen të

cunguara apo të vonuara në informacionet e firmave, që operojnë me kontratat hidrokarbure.

Faqe | 14

Madje nga ana e tij, enti monitorues i këtyre kontratave, AKBN10

, nuk arrin ende të publikojë

në sit-in e tij zyrtar pasqyrat financiare dhe raportin e ekspertëve kontabël.

Kjo pengon njohjen e buxheteve të përdorura, në mënyrë të veçantë të firmave që kanë

dështuar dhe janë larguar nga Shqipëria, apo edhe të firmave që janë në faza të ndryshme të

operacioneve të kërkimit. Ky fakt më detyron një shpjegim të gjatë, përpara se të konkludohej

edhe me referencat nga praktika të ndryshme kontabël apo sjellje financiare.

Në këtë koncept mjaft domethënës, shpjegimet dhe arsyetimet janë ngritur mbi bazën e

fakteve të konstatuara në praktikat e firmave dhe të bëra publike në sit-et e tyre, publikimet

zyrtare të enteve shtetërore dhe praktikat botërore mbi fenomene të njëjta apo të ngjashme.

Por kjo përbën vetem një anë. Mbushja e boshllëkut nuk mund të realizohet në mënyrë të

plotë vetëm duke u mbështetur tek marrëveshjet standard e të COPAS11

, megjithëse kanë

qenë një ndihmesë e madhe.

10 Agjensia Kombëtare e Burimeve Natyrore në Shqipëri 11 Këshilli i shoqatës së kontabilistëve të naftës, e cila është një shoqatë me mbi 4,000 anëtarë në USA dhe Kanada, një autoritet profesional, shumë influent, i themeluar në vitin 1961, në fushën e botimeve, publikimeve dhe ekspertizës së kontabilitetit dhe zhvillimit të ideve në fushën hidrokarbure.

Faqe | 15

Kapitulli 2

Format e zhvillimit të industrisë hidrokarbure (UPSTREAM)

2.1 Shqyrtimi i literaturës

Në Shqipëri është shkruar shumë pak mbi aspektin ekonomik dhe financiar të fushës së naftës

dhe gazit. I vetmi disertacion shqiptar është ai i Dr. Ahmet Bajos i vitit 1976, me temë

“Efektiviteti i investimeve kapitale në industrinë e naftës për periudhën 1944-197512

”. Në

këtë studim autori ka hedhur një vështrem mbi investimet e kryera në Shqipëri gjatë viteve

1944-1975, rolin e tyre në zbulimin e rezervave, në investimet për zbulimin e vendburimeve

të reja, rritjen e efektivitetit të investimeve, duke ulur kohën e shpimit dhe shkallën e

përgatitjes së rezervave. Studimet e tjera, para apo pas viteve 90, kanë pasur një karakter

përshkrues të ngjarjeve. Me domethënie ekonomike mund të konsiderohet libri i Ing.Dr.

Maksim Shuli, “Nafta dhe Politika”, i cili pasi trajton periudhën e zhvillimit të industrisë,

ndalet edhe në problematika të caktuara, që kanë qenë pjesë e raporteve të punës së tij si kreu

i bordit mbikëqyrës të “Albpetrol” sha, në vitet 1997-2000. Informacionet e tij kanë karakter

përshkrues e faktik dhe nuk arrijnë të bëjnë një analizë të mirëfilltë financiare. Informacioni

më i detajuar jepet nga raportet ALBEITI, megjithëse edhe ky informacion nuk jep thelbin e

zhvillimit të industrisë në tërësi dhe raportin e performancës, e as gjykon mbi cilësinë e

marrëveshjeve13

.

Për të realizuar me sukses një objektiv të tillë shqyrtimi, kërkohej armatosje me literaturë

teorike dhe praktike, të cilat do të shërbenin për të përkufizuar nocione, për trajtime dhe për

të ballafaquar kënde të ndryshme14

shqyrtimi. Kalimi nga një formë organizimi shtetëror, ku

nafta dhe gazi ishin plotësisht burime kombëtare, në fazën ku kompanitë e huaja hynë në

tregun shqiptar, sfida kryesore nuk ishte thjesht rregullimi i një ligji apo disa ligjeve, por

mënyrat e ndryshme të trajtimit të tyre, shpesh në gjuhë të ndryshme dhe me përplasje15

.

Modelet e qasura gjerësisht në këtë studim ballafaqojnë tre gjuhë të ndryshme, si në

standardet dhe politikat e kontabilitetit, ashtu edhe në financimin dhe vlerësimin e industrisë

së hidrokarbureve. Nga shqyrtimi i raporteve menaxheriale dhe pasqyrave financiare të

12

Ky punim është gjetur në Bibliotekën e Universitetit të Tiranës 13 ALBEITI - Sekretariati për ndihmë në transparencën e industrisë nxjerrëse në Shqipëri 14Fondamentals of oil and gaz accounting; Charlote J.Right, Rebecca A Gallun, 2008. International Petroleum fiscal systems and Production sharing Contracts,1994;2004 Daniel Jhonston. 15OIL and Gas federal income Taxation; 2007; Patric Henessee, Sean P Henessee and Heminguey Oil and gas Law and Taxation, 2004

Faqe | 16

shoqërive të huaja dhe të vendit16

, ato nuk kanë të njëjtën politikë kontabël dhe as zgjidhje të

njëjta financiare. Për pasojë, diskutimi se pse një kompani zgjodhi këtë apo atë politikë

kontabël dhe financiare, është prezent. Ajo që vihet re është se me shtimin e prodhimit,

problemi kryesor është rritja e efiçencës së burimeve natyrore në kontrebutin për buxhet dhe

për mirëqenien e popullit dhe vendit17

.

Çështjet e para për diskutim: A duhet të jetë pasuria (vendburimi i një aktivi), apo pusi duhet

të ketë tagrin e aktivit? A duhet të jetë aktivi tërësia e shpenzimeve gjeologo-zbuluese mbi

kërkimet pa shpim, kostoja e njohjes së licencës, në kushtet kur kjo pasuri nuk ekziston, apo

duhet pritur disa vite? Si duhet të pasqyrohet kjo? Në projeksionin e kompanive të huaja që

operojnë në Shqipëri, ndeshemi me dy qëndrime, njëri i pasqyron këto si shpenzime korrente

dhe tjetre si shpenzime kapitale. Kjo analizë e gjen përplasjen edhe në GAP18

-et amerikane,

britanike dhe SNRF-t. Përplasjet e tyre ndodhin edhe për një sërë problematikash siç është

amortizimi, zhvlerësimi, abandonimi dhe vlerësimi i të ardhurave. Pikërisht këto janë sfidat

dhe çështjet që do të trajtohen në këtë studim.

Çështjet e dyta për diskutim: Për çfarë rezervash duhet të flasim; cilën duhet të pranojmë dhe

pse duhet ta pranojmë? P.sh. në Shqipëri kategorizimi i rezervave është i papërcaktuar,

ndërkohë që përllogaritja e tyre ka metodika të ndryshme. Kjo problematikë pasqyrohet si në

kontabilitetin financiar, ashtu edhe në vlerën e shoqërive që operojnë në këtë fushë. Në

pasqyrat financiare të shoqërive “Albpetrol” llogaritja e rezervave aktuale i referohet

standardit A, B, C1 e C2 1920

, ndërkohë që “Bankers” dhe “Stream Oil” i referohen standardit

P1, P2 e P321

. Edhe brenda këtij standardi, shpenzimet e amortizimit të pasurisë për

“Bankers” bëhen sipas P1+P222

, ndërsa për “Stream Oil” bëhen sipas P123

. Po kështu, sipas

GAP-it24

amerikan amortizimi (harxhimi) i pasurisë bëhet sipas P1, ndërsa sipas GAP-it25

16

Pasqyrat financiare të shoqërive “Bankers Petroleum” 2004-2014, të shoqërive “Stream Oil” 2009-2013, “Albpetrol” sha 2010-2013, “Petromanas” GMBH Albania, 2011-2014, Management’s Discussion and Analysis 2004-2014 “Bankers Petroleum”, Management’s Discussion and Analysis 2009-2013 “Stream Oi” Management’s Discussion and Analysis 2011-2014, “Petromanas” GMBH Albania. 17

Ligji nr. 7746, datë 28.07.1993 - “Mbi hidrokarburet” 18

Parimet e kontabilitetit përgjithësisht të pranuara 19

IGJNG Fier (1986): Llogaritja operative e rezervave të naftës e gazit të zbuluara gjatë vitit 1985, me gjendje 1.1.1986 dhe realizimi i rezervave në 5-vjeçarin VII (1981 - 1985) . Përcaktimet e kategorive janë të sqaruara në këtë studim. Duke mos qenë objekt, sepse i përket një periudhe të kaluar, ky përcaktim mund të gjendet edhe në disertacionin e Dr. Z. Ahmet Bajo, të përmëndur më sipër. 20

SHBLB Gjeologjia kantierale e naftës dhe gazit (1977) (Dispense për shkollat e mesme të naftës, faqe 181-183 21 P1, P2, P3 - respektivisht rezerva komerciale të provuara dhe të mundshme. 22 Pasqyrat financiare “Bankers Petroleum” 2012, 2013, 2014 23 Paqyrat financiare “Stream Oil” 2012, 2013 24 SFAS 19 25 SORP 2001

Faqe | 17

britanik rezervat mund të jenë P1+P2+P3. Nëse do t‟i referoheshim rastit shqiptar26

, termi

nuk ekziston dhe për më tepër, kompania kombëtare vijon të llogarisë amortizimin jo mbi

vlerën reale të pasurisë, por mbi vlerën e mbetur të puseve dhe pajisjeve, duke aplikuar për

puset norma 1,5% në vit.27

Çështja e tretë . A ka qeveria apo shteti një politikë financiare në lidhje me shtimin dhe

përdorimin ekonomik të kësaj pasurie?

Çështja e katërt për diskutim është vlerësimi i modelit të çmimit. Modeli shqiptar i referohet

urdhrit të MIE-së28

. Ky model është zhvilluar për kompaninë kombëtare pas vitit 2008, kur u

privatizua Kompania ARMO sha.

Për vlerësimin e modelit të çmimit ka praktika të ndryshme. Xiong dhe Wu29

shqyrtuan dhe

parashikuan kërkesën për naftë bruto në Kinë, për një kohëzgjatje respektivisht nga 1979-

2004 dhe nga 2008-2020. Ata supozojnë se ekzistojnë katër faktorë që ndikojnë në kërkesën e

naftës së papërpunuar: GDP, rritja e popullsisë, pjesa e sektorit industrial në PBB dhe çmimi i

naftës. Testi i kointegrimit “Johansen” dhe një model korrigjim gabimi (ECM) u përdorën për

vlerësimin e elasticitetit. Ata vlerësuan një elasticitet të ardhurash prej 0,647 dhe një

elasticitet të çmimeve me -0,365.

Mochine Bakhat dhe Klas Würzburg30

kanë përdorur modelin VECM të korrigjimit vektorial

të gabimeve për të studiuar lidhjen midis çmimeve: të aluminit, nikelit, bakrit, produkteve

bujqësore dhe agrumeve me çmimin e naftës bruto. Analiza tregoi se kufiri i tyre nuk ishte

zero.

Testet e shkakësisë “Granger‟ treguan se investitorët globalë mund të parashikonin çmimet e

aluminit dhe nikelit para dhe pas luhatjeve në çmimet e naftës. Përveç kësaj, u konstatua se

reagimet e çmimeve janë simetreke, duke nënkuptuar se një goditje në çmimin e naftës bruto

të një shkalle të caktuar, do të shkaktojë respektivisht të njëjtën përgjigje për aluminin dhe

nikelin, pavarësisht nëse goditja reflekton një rritje të çmimeve apo ulje të tyre. Devijimet pas

goditjeve janë sheshuar në rreth 10 muaj. Bakri tregon një asimetre tjetër rregullimi; ai ka një

përshtatje më të shpejtë, ku devijimet janë mbi kufirin ( ωt-1 > -1,576), se sa nën të (ωt-1 ≤ -

1,576). Asimetrea e transmetimit të çmimit zbuloi se rregullimet-çift të naftës dhe bakrit janë

më të shpejta kur çmimi i naftës së papërpunuar ulet, se sa kur çmimi i naftës bruto rritet. Ata

përfshijnë edhe faktorë të tillë si niveli i prodhimit, niveli i zbulimit të rezervave, si faktorë të

26 Ligji nr. 8438, datë 28.12.1998 - “Për tatimin mbi të ardhurat” 27

Pasqyrat financiare të shoqërisë “Albpetrol” sha 28Urdhri nr. 83, datë 10.02.2012 - “Për rregullat dhe procedurat e shitjes së produkteve” i Ministrisë së Industrisë dhe Energjisë Shqiptare 29 Xiong, J. & Wu, P., 2009. An analysis of forecasting model of crude oil demand based on cointegration and vector error correction model (VEC) 30 Co-integration of oil and commodity prices:A comprehensive Approach

Faqe | 18

brendshëm apo të jashtëm. Analizimi i këtyre faktorëve është marrë parasysh31

; për analizën e

tyre u mbështetën në modelin “Pindyck”32

.

Pt = c + (cert

/(ercR0/A

− 1)), ku:

C - kostoja e vazhdueshme marxhinale e nxjerrjes

1 - funksioni i kërkesës isoelastike me elasticitet unitar

Pt - niveli i çmimeve

R₀ - niveli fillestar i rezervave

A - është një dhënës kërkese

R - është norma e interesit

Ata ndërtuan modelin empirik duke i testuar këto faktorë me të dhënat e siguruara nga

Pindyck. Rezultatet e modelit sugjeronin se paqëndrueshmëria ndodhte me çmimet e gazit

dhe qymyrit, por jo me të naftës bruto në tendencë afatgjatë. Megjithatë rezultatet ishin të

përzjera, ndonëse të dhënat e përdorura ishin për vitet 1870-1996.

Punimi në fjalë trajton se si kjo sjellje e çmimit, afatshkurtër apo afatgjatë, është e prekur nga

prodhimi dhe rezervat e reja. Për të realizuar këtë u përdorën të dhënat e EIA33

. Para viteve

1980 shumë ekonomistë kanë përdorur regresionet lineare për seritë kohore jo-stacionare, por

këto regresione mund të prodhojnë lidhje jo të sakta34

. Edhe pse trendi mund të largohet, seria

e të dhënave mund të rezultojë ende jo-stacionare. Së bashku me Robert Engle në 1987, ata

formalizuan qasjen e kointegrimit duke shpikur termin e vektorit kointegrues.

Për analizën e të dhënave u përdor Modeli i Vektorit të Korrektimit të Gabimit (VECM).

Sipas metodës VECM fillimisht testohet prania e lidhjes kointegruese. Mbasi provohet

ekzistenca e saj, vlerësohet sistemi i ekuacioneve për secilën variabël endogjene, si në lidhjen

afatgjatë, ashtu edhe në lidhjen afatshkurtër. Në këtë sistem ekuacionesh përcaktohet

koefiçienti i korrektimit të gabimit dhe shpejtësia e kthimit në ekuilibër të vektorit të lidhjes

afatgjatë.

1. Forma e ekuacionit të regresionit për VECM (modeli i korrektimit të gabimit)

është:

2. ∑

3. ku: është vektori me diferencat e para të variablave endogjene të përfshira në

model. Më konkretisht, ky vektor përfshin çmimin e naftës, prodhimin dhe rezervat

e naftës.

31 Structural Change and Forecasting Long-Run Energy Prices: Jean-Thomas Bernard, Lynda Khalaf, and Maral Kichian 2004 32 The long-run evolution of Energy Prices (faqe 15):Robert S Pindyck 33 Energy Information Agency 34 Spurious Regresssions in Econometrics, Granger.C, Newbold.P 1973

Faqe | 19

4. është vektori i lidhjes kointegruese, që përmban variabla endogjene (jo-

stacionare) me një lag kohor. Më konkretisht, ky vektor përfshin çmimin e naftës,

prodhimin dhe rezervat e naftës. π është një matrecë e koefiçienteve të lidhjes

afatgjatë. Koefiçienti përpara kësaj matrece duhet të jetë negativ dhe statistikisht i

rëndësishëm. Ky koefiçient tregon shpejtësinë e kthimit drejt nivelit ekuilibër, sa

herë që ka devijime nga ekuilibri.

5. janë variablat endogjene në diferencë, të para me kohëvonesë të

paracaktuar, që shërbejnë për të identifikuar lidhjen afatshkurtër. γ është një

matrecë e parametrave afatshkurtër.

6. janë variablat ekzogjene të përfshira në model. Në rastin konkret u provua të

përfshihej variabli “dummy” për vitin 1998, por modeli nuk ishte i përshtatshëm.

7. është një vektor i gabimeve të modelit, të cilat duhet të kenë shpërndarje

normale, të jenë të pakorreluara dhe me variancë konstante. Në përgjithësi, ky

vektor pritet të ketë karakteristikat e "gabimit të rastit".

8. Ky model VECM është i përshtatshëm për seritë kohore të disa variablave.

Përparësia kryesore e këtij modeli është reduktimi i ndjeshëm i efektit të

multikolinearitetit, i cili është i pranishëm në seritë kohore dhe përmbledh

informacionin mbi ndërlidhjen afatgjatë midis variablave endogjene në formë

matrece. Për më tepër ky model vlerëson, brenda të njëjtit sistem, edhe ekuacionet

afatshkurtra, të cilat paraqesin informacion për marrëdhënien afatshkurtër midis

variablave.

2-2 Pse është e rëndësishme Kontrata Hidrokarbure

Të prodhosh naftë nuk është e lehtë. Industria e naftës është një industri që kërkon fonde

gjigante. Për shkak të rolit të saj në ekonominë botërore, paraqitet si industria prej së cilës

sigurohen të ardhurat më të mëdha.

Në shumë vende, si kompanitë që eksportojnë, ashtu edhe ato që importojnë, dominojnë

ekonominë. Pak industri kanë një kontrast të tillë dramatik ndërmjet riskut dhe shpërblimit.

Vendet me rezerva nafte e ruajnë me kujdes këtë pasuri. Në Shqipëri prodhimi i naftës ka

filluar qysh në vitet „20, por rëndësi merr aktualiteti, ku Shqipëria paraqitet me një trend të ri

kërkimi dhe prodhimi, që nga organizimi, funksionimi dhe marrëdhëniet ekonomike. Në

tabelën e mëposhtme jepet prodhimi nga kompania kombëtare dhe kompanitë e huaja, që

Faqe | 20

operojnë në Shqipëri. (Burimi: Revenue potential study for extractive industry transparency

Initiative. MEI Qershor 2015)

Në vitin 2013, industria e nxjerrjes së naftës dhe gazit përfaqësonte 65% të vlerës së prodhuar

nga sektori minerar dhe 4,1% të GDP-s së Shqipërisë. Eksportet e hidrokarbureve, në fund të

vitit 2012, zinin 24,14% të totalit të eksporteve shqiptare. Prodhimi i naftës i vitit 2014 arriti

Figura A-1

Figura A-2 Sipas burimeve të nxjerrjes së prodhimit, rezulton : “Albpetrol” 2014

Faqe | 21

në 1 368 238 tonë. I ndarë sipas kompanive paraqitet:

“Bankers” Petroleum 89%35

Transatlantik Group 6% (ish Stream Oil)

“Albpetrol” sha 3%

Transoil Group 2%

Në këtë kuadër studimi i fenomeneve me karakter ekonomik, financiar dhe kontabël, paraqet

specifikat e veta, dhe në kushtet reale vlerësimi i politikave të ndjekura përbën boshtin e këtij

studimi, prej të cilave duhet të nxirren disa konkluzione dhe mësime të rëndësishme. Ajo që

bie në sy është ulja e shpejtë e prodhimit nga kompania shtetërore dhe rritja e prodhimit nga

kompanitë private e të huaja. Thelbi i këtij studimi është pikërisht një studim i plotë financiar

në operacionet në upstream, në kushtet e reja të krijuara.

2-3 Kontratat në industrinë hidrokarbure (up stream36)

Ekzistojnë vetëm dy forma të pronësisë së rezervave potenciale të naftës dhe të gazit. Ajo

shtetërore dhe ajo private. Qënia private apo shtetërore përcaktohet nga kushtetuta e çdo

vendi, e cila përcakton nëse këto burime minerare janë pronë private apo shtetërore. Në

vendin tonë pronësia e burimeve minerare është e përcaktuar në kushtetutën e Shqipërisë dhe

në mënyrë të veçantë e specifikuar në ligjin nr. 7746, datë 28.07.1993 “Për Hidrokarburet

(Kërkimi dhe Prodhimi)” ku në nenin 3 të ligjit thuhet: “Të gjitha depozitimet e

hidrokarbureve që ekzistojnë në gjendjen e tyre natyrore në shtresë, që shtrehen brenda

juridiksionit të Shqipërisë, duke përfshirë edhe zonat detare, janë pronë ekskluzive e Shtetit

Shqiptar, i cili përfaqësohet nga Ministrea përkatëse dhe të gjitha këto burime do të përdoren

për dobinë e popullit shqiptar”.

Pavarësisht formës së pronësisë, zhvillimi i kësaj pasurie nëntokësore s‟mund të jetë objekt i

një ose disa pronarëve të tokës apo vetë shtetit, për arsye të tre faktorëve kryesorë.

Për pronarët e tokës ajo ka të bëjë:

• me shumën e madhe të parave

• riskun gjigant që ekziston në kërkim-zbulimin e rezervave komerciale

• aftësitë menaxheriale teknike e teknologjike për të realizuar vënien në efiçensë të

kësaj pasurie

35 Draft-Raporti EITI Albania 2013(2015) 36 Operacionet e rrjedhës së mësipërme, ku përfshihen të gjitha operacionet e kërkimit dhe prodhimit të naftës. Në operacionet e Med apo down streamit (rrjedha e mesme apo e poshtme) përfshihen operacione që lidhen me transportin, shitjen e naftës brut, përpunimit, shitjen me shumicë dhe pakicë të nënprodukteve të përfituara nga përpunimi i naftës apo gazit.

Faqe | 22

• kufizimet kushtetuese dhe ligjore në vende të ndryshme, ku përfshihet edhe Shqipëria

Për shtetin, ky nocion nënkupton aktivizimin e burimeve të mëdha financiare në aktivitetet që

kanë risqe të papranueshme për qeverinë, e cila është përballë publikut të saj, kërkesave të tij

të përhershme për mirëqenie gjithnjë e më të mirë. Qeveria në këtë drejtim mund të vendosë

fonde të arsyeshme, që mbështeten në mos prekjen e standardeve të jetesës së popullit të vet,

dhe në një mënyrë korrekte dhe transparente. Këtë ajo e realizon me anë të kompanisë

shtetërore të naftës. Kjo kompani është administratorja e të gjitha rezervave të naftës, që në

një mënyrë apo tjetër zotërohen nga qeveria.

Edhe kompania e naftës, në kushtet e tregut të lirë, ka objektin e saj të zhvillimit, pra edhe të

kërkimit;ajo e realizon nëpërmjet ligjërimit të zhvillimit të saj si çdo kompani tjetër private,

që kërkon të zhvillojë aktivitetin e saj.

Kompanitë, në asnjë rast, nuk janë pronarë të këtyre rezervave potenciale. Ato duhet të

lejohen të kërkojnë, zhvillojnë dhe të prodhojnë këto minerare, dhe e vetmja mënyrë është që

ato të hyjnë në marrëveshje me shtetin apo zotëruesin e së drejtës minerare. Në rastin kur ky

është një pronar privat, kjo mund të realizohet nëpërmjet kontratave të qerasë ose duke i

dhënë të drejtën e një interesi ekonomik të caktuar si zotërues i së drejtës minerare. Por rasti i

mësipërm nuk i përket as rastit shqiptar dhe as të mjaft vendeve të tjera. Madje edhe për

shtetet, ku e drejta e privatit është e njohur, vetë shteti paraqitet si pronar i tokave shtetërore

apo ujërave detare, liqeneve etj., të cilat detyrojnë të zbatohet forma klasike e zhvillimit të

kësaj industrie.

Format kryesore të kontratave, kur palë është shteti, nënkuptojnë forma më burokratike dhe

më të konsoliduara të këtyre marrëveshjeve, të cilat, në formën standarde, paraqiten në dy

formate kryesore: në formën e konçesionit dhe atë të kontratave me ndarje prodhimi. Në

formën standarde, forma e KNP-ve ka si një nëndegë të saj MSHR (Marrëveshje e Shërbimit

të Riskut). Nën aureolën e këtyre kontratave, zhvillohen gjithashtu kontratat e operacioneve

të përbashkëta. E veçanta e këtyre të fundit qëndron në faktin se ekziston paraprakisht një

KNP, dhe mandej zhvillohen si nënkontrata zhvillimi dhe të pjesëmarrjes së palëve, për sa

kohë që këto nënkontrata nuk vijnë në kundërshtim me termat e KNP-së kryesore, ku kjo e

fundit ka epërsi.

Veçoria e fundit e këtyre kontratave është fakti senë hartimin e tyre nuk ka rregulla fikse

fiskale, dhe të tjera akte normative nga kontrata në kontratë. Në hartimin e tyre merren

parasysh mjaft faktorë gjeologjikë, ekonomikë, financiarë dhe juridikë, që bëjnë të mundur

shfrytëzimin efektiv të këtyre rezervave.

Faqe | 23

2-4 Marrëveshjet koncesionare37

Në këtë lloj marrëveshjesh, zotëruesi i të drejtës minerare është qeveria. Parashikimet tipike

të gjetura në një marrëveshje konçesioni janë:

a) Pagesa e një bonusi nga kompania e kërkimit dhe prodhimit për qeverinë në kohën

që kontrata firmoset, ose në një pikë të specifikuar gjatë zhvillimit ose prodhimit.

b) Pagesa e një rente mbi pasurinë minerare, e barabartë me një përqindje të

specifikuar të vlerës së naftës dhe gazit të prodhuar, ose me një pagesë në llojin e

një porcioni specifik të prodhimit të naftës dhe gazit. Pagesat në lloj përfshijnë

pagesat në sasi fizike të naftës dhe gazit, si të kundërtat e pagesës në para.

c) Kontraktori, kompania joqeveritare e Naftës dhe Gazit që përfshihet në kontratë,

është përgjegjës për pagesën e të gjitha kostove dhe marrjen e të gjitha risqeve, që

shoqërohen me kërkimin, zhvillimin dhe prodhimin pa rimbursim.

d) Marrëveshjet mbesin në fuqi në mënyrë të papërcaktuar, aq gjatë sa mineralet

vazhdojnë të prodhohen nga fusha e kontratës.

e) Kompania e naftës dhe gazit është përgjegjëse për pagimin e të gjitha kostove në

zhvillimin dhe shfrytëzimin e pasurisë. Ajo duhet të paguajë një larmi taksash,

duke përfshirë tatimet e të ardhurave dhe taksat e tipit të cilat, shpesh, referohen si

tatime mbi vlerën e shtuar. Një kompani nafte dhe gazi, që kërkon për të njohur

një interes pune në një vend të veçantë, duhet të hyjë normalisht në një kontratë

me qeverinë e atij vendi. Termat specifike të një kontrate të dhënë janë gjerësisht

rezultat i ligjeve dhe i rregullimeve të nxjerra nga qeveria e atij vendi. Qeveria

rregullon me ligje, dhe realizon politika që kanë të bëjnë me pagesa kolektive, të

cilat duhet t‟i paguhen qeverisë për lejimin e operimit të kompanisë. Në mënyrë

kolektive, këto ligje dhe rregullime përbëjnë politikat fiskale të atij vendi.

Vendet ku qeveritë zotërojnë të drejtat për mineralet, por pronësia e naftës dhe gazit

mund të jetë transferuar te kontraktori, thuhet se kanë një sistem konçesionar, dhe

kontrata e naftës dhe gazit është një kontratë konçesionare.38

Në sistemet koncesionare,

tipat më të shpeshtë të pagesave për qeverinë janë bonuset e nënshkrimit dhe rentat minerare.

Qeverisë i paguhet gjithashtu tatimi mbi të ardhurat dhe tatime të tilla si doganat, tatimi i

prodhimit, TVSH-ja dhe tatime të tjera speciale të naftës. Vendet me sisteme fiskale

koncesionare, shpesh, quhen vende me të drejta minerale dhe tatimore.

37 International petroleum fiscal systems and production sharing Contracts 1994 fq29-30 38 International Petroleum Accounting, Charlote J Right, Rebeca A Gallun 2005, f. 39-40

Faqe | 24

Në këtë rast, kompania e naftës supozon risk dhe kosto të plotë të kërkimit, shpimit,

zhvillimit dhe aktiviteteve të prodhimit.

Nëse nafta ose gazi nuk është zbuluar, kontraktori nuk merr asgjë nga kostot e tij dhe

nuk merr asnjë ripagesë nga qeveria për kostot që kompania ka bërë. Nëse nafta dhe

gazi janë zbuluar dhe prodhuar, pronësia e naftës ose gazittransferohet normalisht te

kompania e huaj, e cila në kthim i paguan një rentë minerare qeverisë sapo fillon

prodhimi. Ndërkaq, kur nuk ka parashikime të rentave të vonuara, kontrata mund të

jetë e specifikuar në një program kohor të veçantë, që duhet të jetë ndjekur prej

kontraktorit të huaj në kërkimin dhe vlerësimin e ndërmarrë të sipërfaqes së kontratës.

Marrëveshjet konçesionare me pjesëmarrjen e qeverisë.

Sipas rastit, qeverisë mundet t‟i ketë mbetur në kontratë opsioni për të marrë pjesë si një

zotërues i interesit të punës. Qeveria nuk e bën drejtpërdrejtë këtë, por gjithnjë nëpërmjet

kompanisë shtetërore të naftës, e cila vepron si një agjent i qeverisë me rolin e saj si zotërues

i interesit të punës në pasuri.

Në bazë të kësaj marrëveshjeje, kontraktori i huaj ka zakonisht 100% të interesit të punës,

dhe kështu mbart të gjitha kostot dhe risqet që përfshihen në kërkimin dhe vlerësimin fillestar

të kompanisë. Nëse rezervat komerciale janë gjetur dhe është marrë një vendim për

zhvillimin e pasurisë, qeveria i hap rrugë kompanisë shtetërore të naftës, që të mund të

ushtrojë një zgjedhje për të marrë pjesë si zotërues i interesit të punës - zakonisht me interes

deri në 51%. Në qoftë se kompania shtetërore bëhet zotërues i interesit të punës, ashtu si me

të gjithë zotëruesit e interesit të punës, ajo duhet të paguajë pjesën e saj proporcionale të

gjithë zhvillimit të ardhshëm dhe kostove të prodhimit, për shkak se kontraktori ka supozuar

të gjithë riskun e kërkimit në marrëveshje të tilla. Kontrata mund të lejojë kompaninë të

mbulojë të gjitha ose një pjesë të shpenzimeve të saj të kërkimit dhe vlerësimit, nëpërmjet

pagimit direkt nga qeveria për kompaninë ose më shpesh nga kompania, duke mbajtur pjesën

e prodhimit të kompanisë shtetërore të naftës, deri sa kostot të jenë rekuperuar. Baza e

titullimit të një pjese proporcionale të naftës dhe gazit zakonisht i kalon kontraktorit disa

pikë.

Për shkak të termave specifike të marrëveshjes së konçesionit, qeveria është gjithmonë

zotëruese e interesit të së drejtës minerare. Qeveria mund të grumbullojë tatime mbi të

ardhurat dhe tatime të tjera, si p.sh.; tatime speciale të naftës ose TVSH. Materialet e

importuara janë shpesh të përjashtuara nga detyrimet doganore, dhe prodhimi është

përgjithësisht i përjashtuar nga detyrimet e eksportit.

Faqe | 25

2-5 Kontratat me ndarje prodhimi. KNP(PSC)39

Në shumicën e vendeve qeveritë zotërojnë dhe mbajnë titullin për të gjitha mineralet,

pronësinë e mineraleve nën tokë, pa e kaluar te kontraktori i huaj. Kontraktorit i lejohet që të

mbulojë kostot e tij dhe të marrë pjesën e tij në ndarjen e fitimeve. Në disa vende mund të

marrë kesh mbi shitjet e naftës dhe të gazit (MSHR). Vendet, ku qeveria zotëron të drejtat

minerare, konsiderohen të kenë sisteme kontraktuale. KNP-ja dhe MSHR janë kontratat më të

zakonshme të sistemeve kontraktuale. Tipi më i përdorshëm është KNP-ja.

Gati të gjitha kontratat kanë termat e tyre unike dhe karakteristike. Ndërkaq është pothuaj

informative për të lexuar dhe ekzaminuar KNP të thjeshta - shumica e tyre janë të patentuara

(sekrete). Për më tepër parashikimet e gjetura në KNP janë aq të shumta e të ndryshme, sa

s‟mundet që vetëm një kontratë e thjeshtë të përmbajë të gjitha klauzolat dhe parashikimet, që

aktualisht ndeshen në praktikë. Si një alternativë, disa prej këtyre parashikime të përdorura

shpesh në KNP do të përfshihen në këtë studim. Megjithatë, ka shumë parashikime

interesante dhe shqetësuese të përfshira në këto kontrata, që nuk do të mund të arrihen të

diskutohen në këtë studim.

Nënshkrimi i bonuseve prej nënshkrimit të kontratës.

Në KNP, në momentin e nënshkrimit të kontratës, kompania i paguan qeverisë një bonos (që

quhet bonus nënshkrimi). Në disa kontrata një bonus nënshkrimi është fillimisht i vogël, por

pasohet me një bonus tjetër, kur merretvendimi për të zhvillimin e një fushë brenda

sipërfaqes së kontratës.

Bonusi i dytë quhet bonus zhvillimi.

Një mundësi e tretë mund të jetë një shumë e vogël parash, e paguar në nënshkrimin e

kontratës me pagesa pasuese, që i bëhen qeverisë nëse prodhimi arrin një nivel specifik. Këto

pagesa quhen bonuse prodhimi.

Në secilin nga rastet e mëposhtme qeveria është duke marrë risk, përderisa ajo merr një bonus

nënshkrimi më të ulët; dhe nëse nafta ose gazi nuk zbulohet, ose prodhimi nuk arrin nivelin

specifik, qeveria nuk do të marrë bonuse zhvillimi dhe prodhimishtesë. Ky risk kompensohet

me shpresën që bonusi i ulët i nënshkrimit do të lejojë kontraktorin të investojë më shumë

para dhe t‟i investojëatonë mënyrë potenciale në aktivitetet e kërkimit, ç‟ka rezulton në

zbulime më të mëdha e të shpejta të naftës dhe gazit, si pasojë kjo kompani do të gëzojë të

drejtën mbi pasurinë më të lartë në drejtim të qeverisë. 39 International Petroleum fiscal systems and Production sharing Contracts 1994 faqe 39-52

Faqe | 26

Renta Minerare.

Fakti që titulli për mineralet nuk i kalon kontraktorit, mjaft KNP mbajnë një parashikim të

rentës minerare që i paguhet qeverisë. Parashikimi i këtij tatimi në marrëveshjen kontraktuale

lëviz nga 0-15 %, sipas vendeve të ndryshme. Në Shqipëri ky tatim është 10% për

hidrokarburet. Ai është i pagueshëm ose në para, ose në natyrë. Pagesa në natyrë përfshin

lëvrimin e sasive fizike të naftës ose gazit te zotëruesi i të drejtës minerare. Ky prodhim

merret më shpesh nga kompanitë shtetërore të naftës. Kur kompania shtetërore e naftës e shet

naftën ose gazin, ajo i kalon ato në formë monetare tek ministrea ose agjencia qeveritare.

Rentat minerare mbështeten në prodhimin bruto, pa marrë në konsideratë kostot ose

mbulimin e kostos. Për rrjedhojë, pagesa e një rente minerare mund të shkurajojë shpenzimet

e shpimit dhe zhvillime të reja, në mënyrë të veçantë në situatat margjinale, që si rezultat

çojnë në abandonimin e fushave me prodhim margjinal më herët se ç„mund parashikohej. Për

të kompensuar pjesërisht këtë efekt, kontratat mund të jenë të tilla që rentat minerare të jenë

të paguara në një shkallë rrëshqitëse. Kur prodhimi është më i ulët dhe sapo ai rritet, rentat

minerare me shkallë rrëshqitëse projektohen në një vlerë më të ulët. Një veçori e zakonshme

e shumë KNP-ve është formimi i një komiteti operativ. Komitetet Operative (OPCOM) janë

normalisht të kompozuara nga kontraktori dhe kompania shtetërore e naftës. Roli i Komitetit

Operativ është të lejojë qeverinë, që si çdo zotërues i interesit të punës, të jetë drejtpërdrejtë

e përfshirë në operacionet e pasurisë. Në kontratat konçesionare të gjitha vendimmarrjet

e përditshme, të lidhura me operacionet e përbashkëta,kontrollohen nga operatori. Në

KNP roli i operatorit është i kufizuar nga ndonjë kompetencë, të cilën autoriteti i

Komitetit Operativ ia kalon operatorit. Operatori përgatit zakonisht një program dhe

buxhet pune vjetor, për t‟u parë dhe miratuar nga Komiteti Operativ. Komiteti Operativ merr

të gjitha vendimet kryesore operacionale, që përfshijnë miratimin e të gjitha shpenzimeve

kryesore, vlerësimin e rezultateve të kërkimit, vlerësimin dhepërcaktimin e komercialitetit të

rezervuarëve të rinj.

Pjesëmarrja e qeverisë në operacione. Në shumë KNP qeveria nuk ka një interes pune gjatë

kërkimit dhe vlerësimit, për më tepër të gjitha kostot e kërkimit dhe kostot e vlerësimit janë

në ngarkim të kontraktorit. Kontraktori merr të gjitha risqet dhe kostot. Kjo do të thotë që,

nëse nuk gjendet naftë dhe gaz, kontraktori s‟mund të kërkojë rimbursimin e ndonjë kostoje

për punën e kryer. Kontraktori rikuperon shpenzimet e tij të kërkimit dhe vlerësimit, vetëm

nëse prodhimi fillon. Në qoftë se rezervat komerciale janë zbuluar, qeveria, nëpërmjet

kompanisë shtetërore të naftës, mund të zgjedhë të marrë zotërimin e një interesi pune, për të

Faqe | 27

cilin është rënë dakord deri në një maksimum prej 51 %. Në qoftë se qeveria zgjedh për të

marrë pjesë si zotërues tjetër i interesit të punës, qeveria duhet të paguajë atëherë pjesën e saj

proporcionale të zhvillimit të ardhshëm dhe kostot operative.

Trajnimi dhe transferimi i teknologjisë. Kontraktori duhet të përdorë teknologjinë më të

përparuar, dhe të transferojë njohuritë që lidhen me teknologjinë te stafi vendas. Ai mund të

sjellë disa nga punonjësit e tij, por shumica e tyre duhet të jenë vendas. Këta të fundit duhet të

trajnohen nga kontraktori,trajnim i cili vazhdon gjatë tërë operacioneve dhe gjatë jetës së

kontratës, në qoftë se ajo është më e shkurtër. Kostoja e trajnimit (KNP), që është një kosto

sinjifikative40

, është e mbulueshme.

Fazat e operacioneve. Faza e operacioneve, në të cilën një kosto ka ndodhur, është

sinjifikative:

Gjatë fazës së kërkimit dhe vlerësimit të kontratës, kontraktori zakonisht siguron të gjitha

fondet. Në të kundërt, kostot që rrjedhin gjatë fazave të zhvillimit dhe prodhimit janë të ndara

ndërmjet kontraktorit dhe kompanisë shtetërore, mbështetur në interesat e punës. Faza

operacionale është e rëndësishme për një numër arsyesh të tjera. P.sh., kontrata specifikon

zakonisht shpenzimet minimale që kontraktori duhet të bëjë gjatë fazës së kërkimit dhe

vlerësimit. KNP-të tregojnë zakonisht një gjatësi maksimale të kohës për fazën e prodhimit.

Kjo nuk do të thotë që të gjitha rezervat duhet të jenë prodhuar e nxjerrë gjatë fazës së

prodhimit. Për më tepër klauzola kufizon gjatësinë e kohës, që kontraktori mund të jetë i

përfshirë, në operacionet e prodhimit nga fusha e veçantë.

Angazhimi minimal i punës. Kontrata specifikon gjithashtu gjatësinë dhe zgjatjen e

përgjithshme të fazës së kërkimit dhe vlerësimit. Çdo stad duhet të jetë i kompletuar brenda

një kohe të caktuar me të cilën kontraktori ka rënë dakord për të drejtuar një sasi të caktuar të

shpenzimeve të specifikuara për punime sizmike, shpime dhe numër të parashikuar pusesh.

Në fund të çdo stadi, Komiteti Operativ vlerëson rezultatet e kërkimit dhe vlerësimit. Në

qoftë se kontraktori zgjedh të ecë përpara e të vazhdojë kërkimin, ai do të specifikojë në

mënyrë tipike një pjesë të sipërfaqesnga zona origjinale e kontratës, prej së cilës i kërkohet të

heq dorë. Ky parashikim strukturon çdo përpjekje nga ana e qeverisë për të kontraktuar me

një kompani tjetër në kërkimin e vazhdueshëm të sipërfaqes nga e cila është hequr dorë. Në

qoftë se në fund të çdo faze kontraktori zgjedh për të mos vazhduar, e gjithë sipërfaqja e

mbetur braktiset.

40Shumica e kontratave me ndarje prodhimi kanë një pjesë të saj, që I atribuhohet kualifikimit të të punësuarve vendas, duke e detyruar kompaninë e huaj që rreth 95% të stafit ta ketë vendas.. Termi sinjifikativ nënkupton rëndësinë evet nga pikëpamja e kërkesës, madhësisë dhe politikës qeveritare të vendit, për rritjen e kualifikimit të shtetasve të tij.

Faqe | 28

Kostot e mbulimit. Të gjithë KNP-të kanë një parashikim të mbulimit të kostos. Mbulimi i

kostos është proçedura nëpërmjet së cilës kontraktori është i aftë të mbulojë kostot e tij. Ajo

është kritike, sepse, në një KNP,titulli për naftë dhe gaz nën tokë nuk i kalon kompanisë.

Nafta ose gazi që shkon te zotëruesit e interesit të punës, për t‟ju lejuar atyre mbulimin e

kostovepërkatëse, quhet nafta e kostos ose nafta e mbulimit të kostos. Ka normalisht një kufi,

ose një sasi maksimale prodhimi, për mbulim kostoje. P.sh., çdo vit,disa kontrata kanë një

maksimum të prodhimit bruto prej 50 % për mbulim kostoje, pavarësisht nga sasia aktuale e

kostos që ka rezultuar. Sipas ligjit shqiptar, nafta për mbulim kostoje ka qenë në masën 50%.

Por në kontratat e raundit të dytë të liçencimit, ky limit është hequr. Në qoftë se prodhimi

është efektiv, zotëruesit e interesit të punës do të mbulojnë 100% shpenzimet e tyre të

mbulueshme. Kontrata do të specifikojë cilat kosto janë të mbulueshme, rendin e

mbulueshmërisë, ndonjë limit mbi mbulueshmërinë, dhe nësenë një periudhë të caktuar ka

ndonjë kosto të pambuluar, që mund të mbartet në periudhat e ardhshme. Mjaft kontrata

veçojnë kostot e pambulueshme për një vit, por që mund të mbarten në vitet e ardhshme.

Shumë kontrata kanë një limit të mbulueshmërisë së kostove të kërkimit dhe zhvillimit për

çdo vit. P.sh., disa kontrata kufizojnë mbulueshmërinë nga të amortizuarit dhe zhvlerësuarit

të kostove të zhvillimit. Kjo do të thotë që vetëm një fraksion i specifikuar i kostove të

zhvillimit të mbulueshëm, mbulohet çdo vit.

Disa kontrata lejojnë mbulimin e interesit që mund të shpenzohenlidhur me shpenzimet e

zhvillimit. P.sh. një kontratë duhet të lejojë mbulimin e kostos mbi interesin e menduar, ose

të llogaritet e lidhur me kostot që rrjedhin gjatë fazës së zhvillimit (por jo gjatë fazës së

kërkimit dhe vlerësimit).

Rendi i mbulimit të kostove41

është i rëndësishëm veçanërisht për kontraktorin, përderisa ai

prek vlerën e mbulueshmërisë së kostove. Rendi më i zakonshëm i mbulimit të kostove është:

1. Kostot operative vjetore.

2. Shpenzimet e pambuluara të kërkimit dhe vlerësimit (të paguara 100 % nga

kontraktori).

3. Shpenzimet e pambuluara të zhvillimit.

4. Interesi i llogaritur mbi kostot e zhvillimit (nëse lejohet).

5. Çdo kreditim investimi.

Nafta e fituar. Normalisht, prodhimi duhet të përdoret së pari për të paguar rentat minerare,

për të paguar tatimet që lidhen me prodhimin, si tatim prodhimi, TVSH-ja dhe më tej

mbulimi i kostove. Çdo prodhim i mbetur pas kësaj, quhet naftë e fituar. Nafta e fituar ndahet

41 Fundamentals of Oil and Gas accounting Charlote J Right, Rebeca A Gallun 2008, f. 684-685

Faqe | 29

mes dy palëve, disa kontrata e lejojnë që një përqindje e caktuar e naftës së fituar të shkojë

drejtpërdrejtë ë te qeveria. Nafta e fituar e mbetur ndahet me interesat e tyre të punës. Nafta e

fituar nuk bën një rimbledhje të fitimit në sensin e një kontabiliteti tradicional. Nafta e fituar

ekziston në situatën kur kostot janë të mbulueshme, e për më tepër ajo ekzistonedhe kur

kontraktori është aktualisht duke njohur humbje në regjistrat financiarë.

Kostot e mbulueshme42

. Fakti që një shpenzim ka ndodhur gjatë një faze të veçantë të

kontratës, i bën të domosdoshme kostot mbuluese. Çdo KNP ka një proçedurë, e cila vendos

kategoritë kryesore të kostove që janë drejtpërdrejtë të mbulueshme, dhe kjo duhet të jetë e

pasqyruar, e shpjeguar dhe e përcaktuar në kontratë. Llojet e kostove të trajtuara, zakonisht si

të mbulueshme:

Shpenzime të nënkontraktorëve– janë shpenzime që u duhen paguar nënkontraktorëve, në

përputhje me kontratat e nënshkruara midis operatorit dhe nënkontraktoreve; p.sh., shërbime

të siguruara nga një firmë shërbimi pusesh ose riparimesh elektreke, të siguruara nga një

nënkontraktor elektrek.

Shpenzime personeli – janë shpenzimet për pagat e të punësuarve drejtpërdrejtë në

operacione.

Beneficiet – janë kostot e të gjitha pagesave të pushimeve, sëmundjeve, paaftësive dhe të

tjerave përfitime. Gjithashtu, janë kostot e sigurimit të jetës, pagesat e spitaleve, pensionet

dhe përfitime të tjera në përputhje me praktikat e zakonshme kontraktore.

Shpenzime udhëtimi dhe banimi - për të punësuarit në operacione.

Materiale dhe pajisje – blerjet dhe furnizimet nga kontraktori për përdorim në operacione.

Shpenzime transporti dhe rilokalizimi të punonjësve– janë kostot që rrjedhin për

transportin e personelit të përfshirë drejtpërdrejtë në operacion dhe për rilokalizimin e

punonjësve (në mënyrë të përhershme ose të përkohshme) tek/prej pikës së tyre të origjinës,

në përputhje me praktikat e zakonshme të kontraktorit.

Shpenzime për mirëmbajtjen, riparimin, qeranë dhe zëvendësimet, që lidhen me pajisjet

dhe ndërtimet e përdorura në operacione.

Premiot e sigurimit – janë pagesat neto të bëra për sigurimet dhe kostot e shpenzimeve të

lidhura, që përfshihen si të zbritshme, të paguara në rastin e ndonjë humbjeje.

Shpenzime ligjore – janëkostot e paguara për kuotën e prokurës, gjyqit, ose kërkimit, që

përfshijnë kostot e lidhura me ndërhyrjen dhe vendosjen, por që nuk janë të përfshira në

kuotën ligjore të lidhur me çështjet e palëve të veçanta.

Taksat – janë taksat e paguara për përfitimin e operacionit (nuk përfshihen tatimi mbi të

ardhurat, TVSH-ja dhe renta minerare, që duhet t‟u paguhet palëve).

42 COPAS, 2005,MFI -51 “Procedura e kontabilitetit”

Faqe | 30

Shpenzime për energjinë – përfshijnë kostot e lëndës djegëse, ngrohjes, ujit ose energjive të

tjer, të përdorura ose të konsumuara për operacionet.

Shpenzime zyre – janë kosto për mirëmbajtjen dhe operimin në zyra, kampet, mallrat,

shtëpitë dhe strukturat e tjera, që u shërbejnë operacioneve në vend.

Shpenzime komunikimi – kostot e njohjes, qerasë, instalimit, operimit, riparimit dhe

mirëmbajtjes së sistemit të komunikimit.

Shpenzime për mbrojtjen ekologjike– janë kostot e shoqëruara me masat e ndërmarra, për

t‟iu bindur rregullimeve statutore të vendosura nga autoritetet etj.

Shpenzime për shërbimet teknike– janë shpenzimet e paguara për shërbime të tilla, si:

analizat e mostrave, testet e cilësisë së naftës, vlerësimet gjeologjike, përpunimi i të dhënave,

projektimi dhe inxhinieringu, programet për supervizimin gjeologjik dheshpimin, dhe

shërbime të tjera teknike.

Provigjionet dhe humbjet – kostot që lidhen me riparimet ose rivendosjen e vlerës së

aktiveve, që rezultojnë nga vjedhjet, përmbytjet, stuhitë ose të ndonjë shkaku të forcave të

tjera madhore.

Trajnimi i personelit – kostot që rrjedhin për trajnimin e personelit.

Indirekte (Overreading) – kostot e shërbimeve indirekte menaxheriale dhe operative të

siguruara nga zyrat qendrore të operatorit, që përfshijnë menaxhimin, administremin,

kontabilitetin, thesarin, burimet njerëzore, tatimet ligjore dhe marrëdhëniet e punës.

Vlera e indirekteve -vlera e shpenzimeve indirekte është zakonisht me shkallë rrëshqitëse

dhe mund të ndryshojë shumë përgjatë fazave të kërkimit, vlerësimit, zhvillimit dhe

prodhimit. Një shembull i fazës së vlerësimit të shpenzimeve indirekte është:43

Pasqyra e shkallës rrëshqitëse Tab 2-1

Nr Kostot direkte për vit, për operacionet e

kërkimit në lekë

Vlera në % e shpenzimeve

indirekte

1 Radha e parë 0-500 000 000$ 5%

2 Radha e dytë 500 000 001-15 000 000 000 3%

3 Radha e tretë 15 000 000 001-25 000 000 000 2%

4 Radha e katërt më shumë se 25 000 000 000 1%

Zotërimi i pajisjeve dhe materialeve. Një veçori e zakonshme e KNP-ve të lidhura me

pronësinë qeveritare të pajisjeve dhe ndërtimeve, është se kjo e fundit i kalon qeverisë.

43 Fundamentals oil and gas accounting Charlotte j Right and Rebecca A Gallun, f.55

Faqe | 31

Aspekti i vetëm që ndryshon, është koha. Ndonjëherë pronësia i kalon qeverisë nërastin e

lëvrimit të pajisjeve në vend, veçanërisht kur pajisja është e instaluar, ose në raste të tjera

pronësia i kalon qeverisë, kur kostot e pajisjeve dhe ndërtimeve mbulohen nga kontraktori.

Pajisjet dhe ndërtimet që zotërohen nga kompanitë e shërbimit ose nënkontraktorët, ose

pajisja që ka hyrë në vend përkohësisht si pajisje me qera, nuk bëhet pasuri e qeverisë.

Barelat tatimore. Në disa KNP ekziston një sasi e konsiderueshme prodhimi, që shkon për

pagimin e tatimeve të ndryshme tek qeveria. Këto tatime mund të përfshijnë tatim-prodhimin,

TVSH-në, tatimet speciale të naftës, tatimin mbi të ardhurat etj. Shpesh, qeveria e merr

pagesën e tatimeve në formën e ndarjes së prodhimit. Prodhimi që shkon për pagesën e

tatimeve të tilla, quhet barelë tatimore.

Kostot e abandonimit dhe dekomisionimit quhen kostot e ardhshme të shoqëruara me

çmontimin, abandonimin, stokimin dhe mbylljen e puseve të naftës dhe gazit, pasurive dhe

strukturave të tjera të prodhimit, të tilla si: impiantet, tubacionet dhe strukturat e stokimit.

Kontratat specifike dhe kërkesat ligjore që lidhen me pasurinë, përcaktojnë kush ka detyrim

për konstruksionetdhe çmontimin e puseve të ndryshme.

Kontraktori duhet të përgatisë një plan abandonimi për fushën, dhe ky plan përfshin një

vlerësim të kostos me zëra për zbatimin e tij. Vlerësimi i kostos me zëra duhet të përfshijë një

vlerësim realist të kostove që duhet të kryhen gjatë kohës së operacionit të abandonimit

aktual. Jo më vonë sesa fillimi i prodhimit, kontraktori duhet të paraqesë një profil të

parashikimit të prodhimit vjetor për çdo fushë të naftës bruto, gazit natyral dhe barelave të

ekuivalentit të naftës.

Kur fillon prodhimi në një fushë të caktuar, pagesa që hyn në fondet e abandonimit të fushës

do të përcaktohet në bazë të formulës së mëposhtme:

Kuota vjetore = AxP/B, ku:

A - vlerësimi i kostos së abandonimit

P - prodhimi vjetor i vitit përkatës

B - prodhimi total i mbetur, i vlerësuar në fillim të vitit.

Kontraktori do të shikojë dhe vlerësojë kostot dhe vlerësimin e prodhimit mbi një bazë

vjetore, dhe do të rishikojë vlerën e formulës. Pagesat e kostove të abandonimit, të bëra nga

kontraktori, do të jenë kosto të mbulueshme.

Faqe | 32

2-6 Marrëveshjet e shërbimit të riskut (MSHR)44

Një tjetër marrëveshje e zakonshme në vendet me një sistem kontraktual, është marrëveshja e

shërbimit të riskut (MSHR).

Në një MSHR, kontraktori paguan të gjitha kostot dhe të gjitha risqet që lidhen me

aktivitetet e kërkimit, vlerësimit, zhvillimit dhe prodhimit. Në qoftë se prodhimi është

arritur, kontraktori në kthim është i lejuar të rikuperojë kostot e tij sapo prodhimi të

jetë shitur dhe, përveç kësaj, të marrë dhe një kuotë të bazuar normalisht mbi

prodhimin për shërbimet e tij. Këto marrëveshje janë një përsosje e marrëveshjeve Frondizi

(marrëveshje e shërbimit pa risk) të aplikuara në Argjentinë, në kohën kur President ishte

Arturo Frondizi, nga ku edhe morën emrin. Për shkak të paaftësisë së qeverive për të

financuar riskun, u kalua në MSHR. MSHR është përdorur në mënyrë fillimisht në situatën

kur një vendburim kishte qenë në prodhim, por kishte nevojë për ripërtëritje. Shërbimet e

siguruara nga prodhuesi i naftës dhe gazit duhet të aplikonin teknologjinë aktuale dhe

investimet, për ta kthyer fushën në potencialin e saj maksimal ekonomik. Për shkak të

historisë së mëparshme të prodhimit, risqet që merren parasysh janë paraprakisht të lidhura

me risqet operacionale. MSHR-të përdoren edhe në situata me risk më të lartë, të cilat

përfshijnë kërkimin, zhvillimin dhe prodhimin. MSHR-të kanë mjaft terma dhe veçori që janë

të ngjashme me KNP-të. Kontraktori paguan një bonus nënshkrimi dhe qeveria merr një

interes mbi tërë rentën minerare. Qeveria, nëpërmjet kompanisë shtetërore të naftës, mund të

jetë e përfshirë në operacione, pasi kontraktori të ketë llogariturkostot dhe të ketë marrë risqet

që shoqërohen me kërkimin dhe vlerësimin, dhe pasi të jetë formuar një komitet operativ.

MSHR-të ndryshojnë nga KNP-të, në faktin se pagesa te kontraktori bëhet në formën e një

kuote, ndryshe nga ajo që përfshin mbulimin e naftës së kostos dhe naftës së fituar. Si

KNP-të, MSHR-të janë përgjithësisht të patentuara (të rezervuara, sekrete).

Kufizimet mbi kohëzgjatjen e pjesëmarrjes së kontraktorit. Ashtu si KNP-të, shumë

MSH e kufizojnë afatin e marrëveshjes. Nëse prodhimi vazhdon mbas përfundimit të afatit të

kontratës, kompania shtetërore merr përsipër operacionet.

Rehabilitimi. Shpesh MSHR-të lidhen me aktivitete, të cilat u drejtohen rehabilitimit të

fushave ekzistuese. Marrëveshje të tilla mund të jenë të nevojshme, ndoshta sepse qeverive u

mungojnë burimet financiare dhe teknologjike për të mbajtur nivelet optimale të prodhimit,

pas disa viteve prodhim. Për shkak se një fushë mund të jetë pranë fazës finale të prodhimit,

mund të parashikohet ndonjë specifikim në marrëveshje, se cila palë duhet të jetë përgjegjëse

për dekomisionimin e pajisjeve të stokimit, të cilat janë të një rëndësie të konsiderueshme. Në

44 International Petroleum fiscal systems and productions sharing Contracts Daniel Jhonston 1994, f. 87-92

Faqe | 33

praktikën e zakonshme duhet të kërkohet një studim mjedisor bazë, për t‟u vendosur në

kushtet mjedisore paraekzistuese, kështu që kontraktori është përgjegjës vetëm për ndonjë

pandreqshmëri që është kërkuar si një pasojë e operacioneve, të cilat kryhen pas ekzekutimit

të kontratës.

Zotërimi i mineraleve dhe prodhimi. Një veçori interesante e MSHR-së është pronësia e

rezervave, (ndoshta) prodhimi në lloj nga kontraktori nuk lejohet. Parashikime të tilla

sigurojnë vështirësi në të përcaktuarit nëse ndonjë rezervë e atrebueshme për kontratat, duhet

të jetë e përfshirë në pasqyrat e gjendjes financiare të kontraktorit.

Angazhimi minimal i punës. Ashtu si KNP, shumica e MSHR-ve kërkojnë një sasi

minimale që duhet të shpenzohet nga kontraktori, për sigurimin e shërbimeve të kontraktuara.

Kostot operative dhe ato kapitale. MSHR-të shpesh kalkulojnë kuotën e paguar te

kontraktori, bazuar mbi kostot operative dhe kapitale që kanë ndodhur. Dallimi midis kostove

kapitale dhe operative nuk mbështetet mbi dallimin tradicional. Për më tepër definicioni

kontraktual i kostove operative, përballë atyre kapitale, përdoretpër klasifikimin e ndonjë

kostoje të veçantë. Definicioni kontraktual kërkohet për qëllim kontabilitetit, ndërkaq do të

ishte i pëlqyeshëm një definicion tjetër, i kërkuar për kontabilitetin financiar, veçanërisht

sepse disa kompani përdorin metodën e kostos së plotë, ndërsa disa të tjera përdorin

përpjekjet e suksesshme në përcaktimin se cilat kosto duhet të klasifikohen.

A- Kostot operative përfshijnë:45

1. Punën, materialet dhe shërbimet e përdorura në operacionet e përditshme të naftës,

stokimin, dorëzimin, transportin dhe operacionet e përpunimit, matjes dhe aktivitete të

tjeraoperacionale, që përfshijnë riparimin dhe mirëmbajtjen e pajisjeve sipërfaqësore

dhe nënsipërfaqësore.

2. Administremin e përgjithshëm të zyrave kryesore dhe të fushës në vend, shpenzimet e

përgjithshme që përfshijnë shërbime ndihmëse dhe teknike, shërbimet e prekshme,

transportin, qeranë e pajisjeve speciale dhe të rënda, shpenzimetpër personelin, lidhjet

publike dhe shpenzime të tjera.

3. Zëvendësimet që kanë një jetëgjatësi më të shkurtër se një vit.

4. Të gjitha kostot teknike dhe menaxheriale, që janë ndryshe nga ato të përshkruara më

lart, ose që janë të përfshira në mënyrë të veçantë në koston kapitale.

45 International Petroleum Accounting Charlote J Right,Rebeca A Gallun 2005

Faqe | 34

B- Kostot kapitale përfshijnë:46

Ato disbursime të arsyeshme dhe të nevojshme që bën kontraktori për zëra që kanë një

jetëgjatësi të dobishme për më shumë se një vit, të parashikuara në buxhet. Këto

përfshijnë ndonjë kosto shpimi.

C- Kompensimi –Kuota

Sasia e kompensimit, ose kuota që është paguar për kontraktonin, është e mbështetur

zakonisht në tre faktorë:

1. Kostot operative aktuale.

2. Kostot kapitale aktuale.

3. Faktori fitim.

Kostot operative janë plotësisht të paguara për t‟u mbuluar në vitin që ndodhin. Kostot

kapitale janë të rimbursueshme përmbi një numër vitesh. Komponenti fitim i kuotës është

zakonisht i bazuar në nivelin e prodhimit të arritur; si e tillë, pagesat inçentive bëhen më të

mëdha sapo prodhimi rritet.

Pronësia e aktiveve. Ashtu si në një KNP, çdo material, pajisje ose ndërtim i bërë, ose i

sjellë në vend nga kontraktori, bëhen pasuri e qeverisë nëpërmjet kompanisë shtetërore të

naftës. Në disa raste, titujt e pajisjeve dhe të ndërtimeve i kalojnë qeverisë në kohën që këto

pajisje kanë hyrë në vend. Zakonisht ato i kalojnë qeverisë, pasi kostoja e këtyre materialeve

dhe pajisjeve është rimbursuar në formën e kuotës kapitale për kontraktorin.

Në Shqipëri nuk jemi në kushtet e MSHR-ve. Asnjë kontratë e deritanishme, duke filluar nga

viti 1990, nuk i përket MSHR-ve.

Hapat që mundësojnë këtë proçes:

Identifikohen të gjitha kostot OPEX47

të ndodhura në vitin aktual.

Vlerësohet, sipas kontratës, vlera e CAPEX48

-it që duhet të kalojë në kosto.

Vlerësohet kontributi në formën p.sh:

0,5$ për barelë mbi prodhimin, nga 0-3000 barela në ditë.

0,8$ për barelë mbi prodhimin, nga 3001-10000 barela në ditë.

1$ për barelë mbi prodhimin, mbi 10000 barela në ditë.

Kontratat zakonisht vendosin një tavan maksimal që mund t‟i paguhet kompanisë në një vit të

dhënë. Për më tepër, pasi kuota është fillimisht e përcaktuar, ajo duhet të jetë e krahasueshme

me vlerën e shpërblimit të llogaritur nga kontrebuti që duhet të marrë. Supozojmë që

46 International Petroleum Accounting Charlote J Right,Rebeca A Gallun 2005 47 Shpenzimet operative të cilat, sipas përcaktimeve të kontratës, janë përcaktuar të tilla dhe që duhet të jenë të parat që duhet të mbulohen nga pikëpamja e radhës së mbulimit të shpenzimeve 48 Shpenzimet kapitale të cilat prodhojnë aktive afatgjata, që për nga radha e mbulimit janë pas shpenzimeve operative

Faqe | 35

prodhimi filloi në vitin 201X, dhe në fund të vitit kontraktori ka shpenzuar x milionë për

CAPEX-in dhe y milionë për OPEX-in. Më tej supozojmë që prodhimi gjatë vitit është në

total A milionë barela, ose me një mesatare 12,000 barela për ditë. Kuota max e lejuar =

C$/barelë.

Kuota e kontrebutorit për vitin 2014 do të llogaritet si më poshtë:

OPEX Y $

Capex (X/5, ku 5 është periudha e shlyerjes së investimit)

3 000 x 365 dite x 0.5 $ 547,500

7 000 x 365 dite x 0.8 $ 2,044,000

2 000 x 365 dite x 1 $ 730,000

Totali 3,321, 500

Kostot totale = kosto operative + 20% e kostos kapitale + kontrebuti= y+x/5+3 321 500=D

Llogarisim kuotën D/A= F

Në qoftë se F>C, atëherë shuma e parave që do të marrë kontraktori do të jetë CxA, pra

kuotën max që shumëzohet me prodhimin e realizuar. Diferenca (F-C)xA mbartet në vitet e

ardhshme si capex i pambuluar.

2-7 Marrëveshjet e përbashkëta operative (MOP)49

Kur dy ose më shumë vende, apo kompani, janë të përfshira në një operacion të përbashkët,

ato duhet të ekzekutojnë njëmarrëveshjeve mbi operacionet e përbashkëta. Kontrata të

veçanta specifike si koncesioni, KNP apo MSHR, sigurojnë bazat për të gjitha kontratat dhe

marrëveshjet pasuese, të tilla si marrëveshjet e operacioneve të përbashkëta. Ndonjëherë

kontrata e qeverisë është mjaft krahasuese, dhe ajo është e vetmja kontratë që nevojitet. Në

raste të tjera palët mund të zgjedhin të ekzekutojnë një marrëveshje të operacioneve të

përbashkëta me vendasit. Ndonjëherë, kur si kontraktorpërfshihet më shumë se sa një

kompani e huaj, kontrata qeveritare shërben si marrëveshje operative midis kompanisë

shtetërore të naftës dhe kontraktorit.

Kontratat që drejtojnë operacionet e përbashkëta. Kontratat qeveritare krijojnë një interes

pune me qeverinë zakonisht zotëruese e rentës minerare. Përveç kësaj, në mënyrë të veçantë

kur kontrata qeveritare është një KNP ose MSHR, qeveria, direkt osenëpërmjet kompanisë

shtetërore të naftës, është shpesh e përfshirë në operacione si një zotërues i interesit të punës.

Kur kontrata është një konçesion, pjesëmarrja e qeverisë si një interes pune ndodh zakonisht

49 Patricc Henessee and Seal Henessee 2007, ”Oil and Gas federal income taxation”, f. 497-518

Faqe | 36

më rrallë. Në situatat kur ekzistojnë zotërues të shumtë interesash pune, caktohet në mënyrë

kontraktuale se si duhet të operohet me pasurinë dhe se si do të ndahen kostot. Në disa raste

një KNP apo MSHR shërben gjithashtu si një MOP. Në raste të tjera kërkohet një MOP i

veçantë. Kur një KNP shërben si një MOP, kontrata përmban shumë provizione që mund të

shfaqen në një MOP. Kështu MOP-i përfshin mjaft terma dhe provizione, që duhet gjithashtu

të shfaqen në një KNP ose në kontrata qeveritare.

Për kontratat e shumëfishta, për t‟i paraprirë një kontratë tjetër, kontratat qeveritare mund të

drejtojnë operacione me MOP të pandarë. Në mënyrë alternative, në qoftë se kontrata e

qeverisë nuk i adresohet operacioneve të përbashkëta, një MOP i veçantë mund të jetë i

ekzekutueshëm për të gjithë interesat të punës, që përfshijnë kompaninë shtetërore të naftës.

Në situata të tjera, edhe sikur kontrata qeveritare të jetë relativisht gjithëpërfshirëse,

zotëruesit joqeveritarë të interesave të punës mund të zgjedhin të ekzekutojnë një MOP të

veçantë. Është e dukshme që termat e kontratave qeveritare gjithmonë marrin preçedencë mbi

çdo kontratë ndihmëse, të tillë si MOP.

Pavarësisht formave specifike të kontratës, MOP është e thjeshtë. Së pari, marrëveshja duhet

të krijojë kushtet se si duhen drejtuar operacionet e përbashkëta, se si autoriteti për të marrë

vendimet duhet të jetë i deleguar ose i ndarë me palët. Marrëveshja duhet të gjejë mënyrën

sesi kostot, prodhimi dhe të ardhurat do të ndahen, dhe se si do të menaxhohen pajisjet dhe

materialet. Marrëveshja cakton kush do të jetë operator dhe të krijojë fuqitë, detyrimet dhe

kompensimet e operatorit. Kontratat që përdoren ndërkombëtarisht nuk janë të

standardizuara.

Përcaktimet. Seksioni i parë i MOP përmban përcaktimet e terminologjisë çelës, të gjetura

në kontratë. Ky seksion redukton potencialin për keqkuptim dhe gjithashtu për të shtuar

përdorimin e kontratës. Në qoftë se ka ndonjë konflikt midis përcaktimeve që shfaqen në

kontratat qeveritare dhe përcaktimeve në MOP, përcaktimet në kontratat qeveritare

mbizotërojnë.

Në përcaktimin e terminologjisë që duhet përdorur në operacionalizimin e kontratës, palët

janë të lira të përcaktojnë një term, edhe sikur ky përcaktim të jetë i ndryshëm nga mënyra e

termave që normalisht duhen aplikuar. Shpesh terma të tillë si pus kërkimi, pus zhvillimi, pus

vlerësimi etj. kanë një përcaktim që duhet përdorur në përputhje me kontratën. Në modelin e

marrëveshjeve operative ndërkombëtare, puset e kërkimit dhe të vlerësimit përcaktohen si:

Faqe | 37

Pus kërkimi50

do të thotë çdo pus, qëllimi i të cilit në kohën e angazhimit të shpimit është për

të kërkuar për një akumulim të hidrokarbureve, akumulim i cili ishte në kohë i paprovuar nga

shpimi.

Pus vlerësimi do të thotë çdo pus qëllimi i të cilit, në kohën e angazhimit të shpimit, duhet të

vlerësojë shtrerjen ose volumin e rezervave të hidrokarbureve, që përmban një zbulim

ekzistues.

Nga pikëpamja financiare, përcaktimet e kontabilitetit financiar dhe kontraktual duhet të

dallohen dhe të zhvillojnë një proçedurë për llogaritjen eoperacioneve, në të cilat përmbushen

termat e kontratës.

Komiteti Operativ. Në operacionet ndërkombëtare, kontrata qeveritare zakonisht krijon një

komitet operativ. Komiteti është normalisht i përbërë nga përfaqësuesit e qeverisë, si dhe të

çdo kompanie kontraktuese. Ndërkaq, operatori është konsumuar me menaxhimin e

operacioneve të përbashkëta. Në shumicën e rasteve, komiteti operativ është përgjegjës për të

gjitha vendimet kryesore. Komiteti operativ mund të jetë përgjegjës për zëra të tillë si:

1. Aprovimin e programit të punës së kërkimit dhe buxhetit.

2. Vlerësimin e ndonjë rezultati kërkimi dhe vendimit, nëse duhet të proçedohet me

vlerësimin.

3. Aprovimin e ndonjë pusi vlerësimi që është menduar i nevojshëm.

4. Përcaktimin e komercialitetit të ndonjë zbulimi nafte dhe gazi, dhe aprovimin e

planeve të zhvillimit.

5. Aprovimin e operacioneve të prodhimit dhe buxhetit.

6. Aprovimin e zërave të veçantë të shpenzimeve të mësipërme, të rënë dakord në sasi.

7. Aprovimin e ndonjë amendamenti për buxhetin.

8. Aprovimin e kontratave me nënkontraktorët.

Operatori. Emërimi i një operatori dhe përcaktimi i rolit të operatorit janë shpesh të

shoqëruara me MOP. MOP do të jetë zakonisht emri i njërit prej zotëruesve të interesit të

punës si operator. Operatori është teknikisht i ngarkuar me përgjegjësinë e menaxhimit të

operacioneve të përbashkëta. Operatori duhet të operojë me pasurinë në mënyrë mjeshtërore.

Ndonjëherë operatori ka autoritetin për të bërë kontrata në emër të operacioneve të

përbashkëta me shitësit, furnitorët dhe nënkontraktorët. Operatori është përgjegjës për

pagimin e faturave, për shërbimet e bëra gjatë operacioneve të përbashkëta dhe për kërkimin

e rimbursimit nga zotëruesit e tjerë të interesit të punës. Mbi të gjitha, operatori duhet të

operojë me pasurinë në përputhje me praktikat e industrisë ndërkombëtare të naftës.

50 International Petroleum Accounting Charlote J Right,Rebeca A Gallun, 2005, f. 265-278, 361-378

Faqe | 38

Operacionet ekskluzive. Një tjetër çështjeqë është vazhdimisht e lidhur me një MOP, është

mundësia që mund të hasen rrethana, ku jo të gjithë zotëruesit e interesit të punës mund të

jenë të gatshëm për të marrë pjesë në një operacion. Kjo situatë konsiderohetsi një operacion

ekskluziv. Këto operacione ndodhin gjithmonë gjatë operacioneve ndërkombëtare. Situatat

më të zakonshme përfshijnë vendimet për shpimine puseve. Në këto situata, një ose shumë

zotërues të interesit të punës mund të miratojnë që të shpohet një pus, ndërsa të tjerët jo. Në

situatat ku komiteti operativ dështon për të arritur një miratim unanim, pala ose palët që

dëshirojnë të shpojnë janë të lejuar të vazhdojnë pa pjesëmarrjen e të tjerëve që nuk

dëshirojnë. Ata të cilët vazhdojnë quhen palë mbartëse, ndërsa ata të cilët nuk marrin pjesë

quhen palë e mbartur. Përveç kësaj, për të paguar pjesën e tyre proporcionale të kostove të

shpimit, palët mbartëse duhet të paguajnë sasinë që duhet të kishte pjesa e mbartur. Palët

mbartëse marrin përsipër të gjitha risqet dhe kostot e shpimit. Kështu, në qoftë se shpimi nuk

është i suksesshëm, palët mbartëse nuk mund t‟i kërkojnë palëve të mbartura rimbursimin.

Kur ndodhin operacione ekskluzive, pala e mbartur nuk i braktis interesat e saj të pasurisë.

Palët mbartëse paguajnë të gjitha kostot dhe lejohen t‟u mbartur dhe për të shitur çfarë duhet

të kishte qenë pjesë e prodhimit të palës së mbartur, derisa palët mbartëse të kenë mbuluar

koston, që ato kanë paguar mbi besimin e palës së mbartur. Përveç kësaj, palët mbartëse

lejohen zakonisht të marrin një sasi shtesë, të quajtur penallti. Penalltia vendoset normalisht

si një përqindje e pjesës së kostos së mbartur.

Klauzola të tjera. Artikuj të tjerë, të gjetur zakonisht në MOP, përfshijnë:

1. Programet e punës dhe buxhetet, të cilat vendosin sasitë që duhen shpenzuarose fuqitë

që duhen marrë përsipër në stade të ndryshme të operacioneve.

2. Pandreqshmëritë e vlerësuara në një ngjarje, që një ose më shumë palë dështojnë për

të paguar pjesën e tyre, dhe për më tepër mosplotësimi mbi detyrimin e saj si një

zotërues i interesit të punës.

3. Administremi i prodhimit. Në disa raste palët e marrin prodhimin në natyrë, ndërkaq

në situata të tjera operatori e shet prodhimin e operacioneve të përbashkëta dhe

kompensohet me palët e tjera.

4. Marrëdhëniet e palëve në lidhje me tatimet.

5. Përgjithësisht,një MOP nuk synon të krijojë një partnership me qëllim tatimet mbi të

ardhurat (nëse palët dëshirojnë ndryshe). Zakonisht, çdo palë është përgjegjëse për

pagimin e tatimit mbi të ardhurat e saj/ose të bazuara mbi fitim.

6. Dorëzimi dhe abandonimi.

Faqe | 39

Termat e proçedurës së kontabilitetit. Të gjitha kontratat ndërkombëtare të naftës dhe

MOP-et përfshijnë një proçedurë kontabiliteti. Proçedura e kontabilitetit është një pjesë

kritike e kontratës. Ajo ka të bëjë me probleme të shumta të lidhura me kontabilitetin, që

përfshijnë ndarjen e kostovetë operacioneve të përbashkëta midis palëve. Është e rëndësishme

të theksohet, që kjo proçedurë kontabiliteti nuk përcakton trajtimin e përshtatshëm të kostove

për qëllimet e kontabilitetit financiar, por vetëm trajtimin e përshtatshëm kontraktual të

kostove (pra, nëse kostot duhen kapitalizuar apo shpenzuar). Ka probleme të shumta që

lidhen me kontabilitetin, të cilat shfaqen përmes kontratave qeveritare; edhe në MOP

gjithashtu.Mbivendosja midis kontratave është e paevitueshme. Në një MOP, një problem i

dukshëm është nëse një kosto e veçantë është direkte ose indirekte, kurse në një KNP, një

problem i dukshëm është nëse kjo kosto e veçantë është e mbulueshme ose jo. Fakti nëse një

kosto është e mbulueshme ose jo, varet nga faza e operacioneve në të cilën ajo ka ndodhur

dhe nga natyra e saj: nëse është direkte ose indirekte. Përcaktimi i kostos si direkte ose

indirekte është i lidhur me operacionet. Megjithatë, vlerësimi i kontratave individuale është i

nevojshëm për përcaktimin final të trajtimit të kostove midis kontratave qeveritare dhe MOP-

it.

Kontabiliteti i bashkuar51

. Në një operacion të përbashkët nafte ose gazi, të gjithë zotëruesit

e interesit të punës janë përgjegjës për pjesën e tyre proporcionale të kostove, dhe në kthim

marrin një pjesë të prodhimit ose atë të rezultuar nga shitja e prodhimit. Kostot e rrjedhura

nga operatori, për përfitimin nga një operacion bashkëpunues, janë të regjistruara në një

llogari të përbashkët. Termi llogari e përbashkët, të ciliti referohenjo vetëm proçedurat e

kontabilitetit e diskutimet mbi të, por edhe interesat e përbashkëta, nuk konsiderohet si llogari

e veçantë. Më saktë, llogari e përbashkët quhen të gjitha kostot që shoqërohen me një

operacion të përbashkët specifik dhe po kështu janë përgjegjësitë e zotërueseve të interesit të

punës të operacionit.

Regjistremi i llogarisë së përbashkët dhe këmbimi i monedhës. Në operacionet

ndërkombëtare, llogaria e përbashkët mund të hapet në dy monedha: në atë të vendit të

kompanisë dhe në monedhën e vendit ku kryhen operacionet. Fondet shpesh mund të

konvertohennë monedha të shumta. Ky seksion i MOP-it specifikon gjithashtu vlerat e

konvertimit që duhen përdorur. Çdo humbje ose fitim, që rezulton nga këmbimi i monedhave,

duhet debituar ose kredituar në llogarinë e përbashkët.

Operatori duhet të përmbajë gjithashtu regjistremin e rezervave të naftës dhe gazit, si dhe

sasitë e prodhimit. Proçedura e kontabilitetit duhet të kushtëzojë njësitë e prodhimit që duhen

përdorur, p.sh., barel, mcf, ose ton/metrek.

51COPAS(2002), Marrëveshje ndërkombëtare e operacioneve e formës model AIPN 2002

Faqe | 40

Pagesat dhe avancat52

. Çdo muaj, operatori duhet të vlerësojë paratë që do t‟i kërkohen për

të paguar faturat, dhe të parashikojë detyrimet për muajt e ardhshëm. Shpesh herë MOP-i

kërkon që të ketë projektime për dy-tre muajt e ardhshëm, për t‟i lejuar partnerët të

skedulojnë në mënyrë të njëjtë vlefshmërinë e parasë së tyre.

Në praktikën e deritanishme konstatohen dy forma.

1. Cash–calls ose avancat.

2. Faturat dhe pagesat.

Cash-call-et ose avanca është një vlerësim që operatori mund të përdorë për të grumbulluar

para për operacionet. Pra është parapagimi i kërkesës për para të vlerësuara mbi baza mujore,

nga jooperatorët për operatorin.

Operatori duhet të vlerësojë se sa para do t‟i kërkohen për operacionet, dhe atëherë duhet të

kërkojë para në avancë(paradhënie). Derisa sasia e parasë në avancë është përcaktuar, bazuar

mbi vlerësimet është e mundshme që sasia e parasë në avancë të jetë e njëjtë me shpenzimet

aktuale. Nëse një shumë në avancë tejkalon sasinë e parasë së kërkuar për atë muaj, çdo

ndarje e pjesës së tejkalimit zbret shumën në avancë për muajin tjetër. Si rregull, sasia e

parasë në avancë, mbi ose nën sasinë e parasë aktuale të kërkuar, do të jetë e vogël. Në qoftë

se operatori në mënyrë të vazhdueshme mbikërkon(paradhënie), jooperatorët janë të

autorizuartë sjellin problemin në vëmendjen e operatorit. Disa kontrata përmbajnë një

parashikim që i lejon jooperatorët të kërkojnë një rimbursim, ndonjëherë me interes, për

shkak se shuma në avancë (paradhënia) është e tepërt; kjo është një dukuri e shpeshtë.

Shpesh, sidomos kur aktivitetet e shpimit janë në vazhdim, është thuajse e vështirë të

vlerësosh kërkesën për shuma në avancë. Në qoftë se paradhënia është jo e përshtatshme,

operatorit i lejohet zakonisht të kërkojë shtesë parash për të përballur kërkesën aktuale

mujore. Vlerësimi më i përdorur për kostot e rrjedhura nga operacioni është regjistremi itë

gjitha transaksioneve me shitësit, furnitorët etj., me sasitë e tyre bruto, në llogaritë e

operatorit. Në fund të muajit, gjatë ciklit të mbylljes, pjesa e kostos së jooperatorëve hiqet

nga llogaritë e operatorit dhe nga llogaritë e marra nga jooperatorët.Ky proçes quhet

shkurtim. Paradhënie përdoret në një llogari në avancëdhe duhet të kreditohet, kur operatori

merr paratë në avancë nga jooperatorët.

Auditimi. Jooperatorëve u lihet një afat prej 24 muajsh nga fundi i vitit, në të cilin një

shpenzim që ka ndodhur mund të ngrejë ndonjë pretendim në lidhje me mënyrën apo sasinë e

parasë së shpenzuar. Operatori atëherë siguron një shpjegim, nga i cili:

52COPAS (2000), “Proçedura e kontabilitetit ndërkombëtar e formës model AIPN”, 2000

Faqe | 41

1. Jooperatori mund të jetë i kënaqur dhe çështja mbyllet.

2. Operatori bie dakord për rregullimin e shpenzimeve.

3. Palët vazhdojnë të negociojnë, derisa arrihet një zgjidhje e përbashkët.

Gjatë kryerjes së një auditivi, jooperatorët duhet të njoftojnë operatorin rreth planeve të tyre

bazuar në një strukturë kohe të arsyeshme. Operatori duhet të marrë çdo masë për të lehtësuar

auditimin dhe për të plotësuar të gjitha kërkesat e arsyeshme. Kostot e këtij auditimi të

operacioneve të përbashkëta janë në ngarkim të një operatori.

Shpërndarja. Një operator ka të punësuar të cilët punojnë në pasurinë e interesit të

përbashkët, si dhe në pasuri të tjera. Operatori gjithashtu mund të zotërojë pajisje, që u

shërbejnë pasurive të shumta. Bashkimi i tillë dhe/ose kostot e zakonshme duhet të

shpërndahen midis operacionit të përbashkët dhe operacioneve të tjera. Shumë kontrata

kërkojnë që të gjitha shpërndarjet të bëhen mbi një njëjtat baza standardendërkombëtare të

kontabilitetit. Në rast se ka standarde kontabiliteti ndërkombëtare të pazbatuara, që lidhen me

bashkimin ose kostot e zakonshme të shpërndarjes në operacionet e naftës ose gazit,atëhere

operatori duhet të jetë i aftë të justifikojë përdorimin e kësaj apo asaj metode.

Shpenzimet direkte. Të gjitha kostot që lidhen me operacionin e përbashkët duhet të jenë të

klasifikuara si direkte ose indirekte. Klasifikimi i kujdesshëm i kostove, si direkte ose

indirekte, është detyrim.

Kosto direkte janë ato kosto që mund të identifikohendrejtpërdrejtë me operacionet e

përbashkëta. Këto kosto ndahen 100% me zotëruesit e tjerë të interesit të punës, dhe kështu

janë plotësisht të harxhueshme për llogarinë e përbashkët. Burimet e shpenzimeve direkte

janë zëra të tillë si shpenzimet e bëra për materiale, pajisje dhe shërbime, që

përfitohendrejtpërdrejtë nga pasuria e përbashkët.

Kostot indirekte janë ato kosto që përfiton pasuria e përbashkët, por s‟mund të jenë direkt të

identifikueshme me operacionin e përbashkët. Këto kosto janë të paktën pjesërisht të

mbuluara nga operatori nëpërmjet shpenzimit të një sasie nga llogaria e përbashkët mbi të

cilën është rënë dakord; ato quhenshpenzime të përgjithshme. Në operacionet ndërkombëtare,

ky shpenzim llogaritet si përqindje mbi koston direkte. Burimet parësore të kostos indirekte

janë kostot që ndodhin në një nivel të përgjithshëm dhe administrativ. Shembujt e aktiviteteve

indirekte të përgjithshme përfshijnë:

1. Kostot administrative të zyrave në vendin e operatorit.

2. Burimet njerëzore të zyrave në vendin e operatorit.

3. Shërbimet kontabël të zyrave në vendin e operatorit.

4. Shërbimet ligjore të zyrave në vendin e operatorit.

Faqe | 42

Të gjitha MOP-et përfshijnë një seksion që përshkruan tipet e kostove që duhet të

konsiderohen shpenzime direkte. Kategoritë e mëposhtme të kostove konsiderohen si

shpenzime direkte.

Liçencat dhe lejet. Të gjitha kostot e kryera të lidhura me njohjen, mbajtjen, rinovimin ose

lëshimin e licencës dhe/ose të drejtave sipërfaqësore janë zakonisht shpenzime direkte.

Pagat dhe kostot e lidhura me pagat. Në qoftë se të punësuarit e operatorit ose të filialit të

operatorit janë në vendin e operacioneve dhe janë drejtpërdrejtë të angazhuar në operacionin

e përbashkët, pavarësisht nëse të punësuarit kanë nënshkruar përkohësisht ose në mënyrë të

vazhdueshme për operacionin e përbashkët, pagat e tyre dhe kostot e lidhura janë shpenzime

direkte. Disa MOP-e ndërkombëtare përmbajnë gjuhën që tregon se pagat dhe kostot e

lidhura për një punonjës, i cili është drejtpërdrejtë i punësuar në operacionet e përbashkëta,

janë një shpenzim direkt, pavarësisht lokalizimit të të punësuarit.

Shpenzimet e shërbimit teknik

Në operacionet e interesit të përbashkët, termi shërbime teknike u referohet profesionistëve të

trajnuar teknikisht, të cilët janë të punësuar me kohë të plotë tek operatori, por që periodikisht

ia kushtojnë kohën e tyre mbështetjes së operacioneve të një pasurie të veçantë me zotërim të

përbashkët. Shërbimet shkencore dhe teknike përfshijnë:

Studimet dhe interpretimet gjeologjike.

Përpunimi i të dhënave sizmike.

Analiza e trungut të pusit, korelimi dhe interpretimi.

Shërbimet laboratorike. Gjeologjia e trungut të pusit.

Inxhinieria e projektimit.

Analiza e burimit të shkëmbit.

Analizat petrofizike.

Vlerësimi i zhvillimit.

Problemet bazë që lidhen me të punësuarit teknik janë:

1. Kur do të vlerësohen e trajtohen si shpenzime direkte,kostot që lidhen me punonjës të

tillë?

2. Sa është sasia e vlerësuar e kostove të harxhueshme të përcaktuara?

Në qoftë se një i punësuar teknik i operatorit është fizikisht i vendosur në pasurinë e

përbashkët dhe është emëruarnë operacionin e përbashkët, koha e tij e punësmund të

konsiderohetsi shpenzim direkt. Nga ana tjetër, në qoftë se i punësuari është duke punuar

jashtë, në laborator ose zyrë, dhe nuk është fizikisht tek/ose pranë operacionit të përbashkët,

problemi mund të kërkojë konsiderata shtesë.

Faqe | 43

Në marrjen e vendimit që ka të bëjë, nëse kostot e të punësuarve teknikë janë direkte,

marrëveshja operative e aplikueshme duhet të rishihet për instruksione specifike. Edhe

atëherë, vendimi mund të komplikohet nga probleme të tilla, si:

Cila do të quhet aftësia profesionale?

Cilat do të jenë kushtet dhe problemet specifike për llogarinë e përbashkët?

A duhet të ketë dallim midis një punë teknike brenda ose jashtë vendit?

Testi real për vlerësimin e një shpenzimi të veçantë varet nga funksioni individual që duhet të

realizohet nga i punësuari.

Disa marrëveshje lejojnë pagat dhe kostot shoqëruese të të punësuarve teknikë për t‟u trajtuar

si shpenzime direkte, në qoftë se i punësuari është i vendosur në zyrat e operatorit jashtë

vendit. Për shembull, një gjeolog i “Bankers”, i vendosur me zyrë në Kanada, është duke

shpenzuar një sasi të konsiderueshme të kohës duke vlerësuar informacionin gjeologjik që

lidhet me një vendburim në Bllokun F. (Rasti “Bankers”). Në qoftë se gjeologu arrin të

dokumentojë sasinë e kohës së harxhuar për projektin, kontrata mund të lejojë pjesën e

aplikueshme të pagës së të punësuarit dhe kostot e tjera shoqëruese për t‟u trajtuar si direkte.

Shërbimet teknike mund të sigurohen gjithashtu nga një palë e tretë. Në këtë rast kostot duhet

të trajtohen si direkte. Ndonjëherë shërbimet teknike kryhen nga një kompani, që është filiali

i operatorit. Nëse shërbimet sigurohen nga një kompani që është një filial operatori, vetëm një

sasi e barabartë me kostot aktuale të shërbimit, duke mos përfshirë ndonjë fitim, mund të jetë

e shpenzueshme. Sasia e harxhuar s‟duhet të tejkalojë atë që një palë e tretë e palidhur duhet

të harxhonte për shërbimet e kryera në rrethana të krahasueshme.

Kostot e rialokimit53

të punonjësve. Kostot e rialokimit të të punësuarve të operatorit, në

ose/në afërsi të vendit të operacionit të përbashkët, janë zakonisht një shpenzim direkt.

Këtokosto përfshijnëkostot e lëvizjes së punonjësit, familjes së tij dhe mallrave shtëpiake. Për

të qenë direkte, lëvizja duhet të synojë përfitimin parësor të operacionit. Kostot konsiderohen

si direkte, nëse punonjësi caktohet si i përhershëm apo i përkohshëm. Në operacionet

ndërkombëtare, kostot e rilokalizimit të punëtoreve ish-vendas të operatorit mund të jenë

themelore. Në përcaktimin nëse rilokalizimi i një punonjësi mund të quhet shpenzim direkt54

,

ka dy probleme që duhen marrë në konsideratë. Kush nga të punësuarit duhet të rilokalizohet

dhe çfarë lokalizimi i bëhet të punësuarit, nga ose ku?

53 Rialokimi i punonjësit lidhet me sjelljen, familjen, sigurimin e shpenzimeve për banim, sigurimin e pushimeve, duke përfshirë këtu edhe transportin në rastin e largimit apo transferimit të tij. 54 Ky pragraf lidhet me faktin se një i punësuar mund të largohet në një operacion tjetër, në një vend tjetër, po të këtij operatori, por që nuk lidhet me operacionet aktuale. E njëjta pyetje shtrohet edhe kur ai vjen nga një operacion tjetër, në operacionin e kontratës. Në këtë rast lind pyetja: Cili operacion duhet ta paguajë këtë kosto? Operacioni nga largohet apo operacioni ku shkon? Në këtë kuptim kontrata përmban klauzola, nëse ky shpenzim është i mbulueshëm ose jo.

Faqe | 44

Zyrat, kampet dhe ndërtime të përziera. Kostot e mirëmbajtjes së zyrave, nënzyrave,

kampeve, magazinave, bazës detare ose të tjera ndërtime të nevojshme për të mbështetur

operacionet e përbashkëta janë direkt të shpenzueshme, nëse ato janë të zotëruara nga

operatori ose një filial i tij. Nëse ato janë përdorur për të mbështetur operacione të shumta,

kostot e mirëmbajtjes së tyre duhet të shpërndahen midis operacioneve të shërbyera.

Pajisjet e komunikimit. Pajisjet e komunikimit, si satelitët, radiot dhe konstruksionet

mikrovalore janë gjithashtu të nevojshme për të mbështetur operacionet e përbashkëta. Të

gjitha kostot e përfshira në njohjen dhe përdorimin e sistemeve të komunikacionit janë

shpenzime direkte.

Materiale dhe furnizimet. Kostot neto të materialeve dhe furnizimeve të blera, ose të

furnizuara nga operatori, janë kosto që përdoren për operacionet e përbashkëta dhetransportin

e sigurimit të tyre.

Pajisjet dhe konstruksionet e zotëruara në mënyrë ekskluzive nga operatori.Kur një

kompani operon në disa pasuri të të njëjtit vend, operatori duhet të gjejë kostot më efikase të

njohura për efektivitetin e tyre dhe të zotërojë vetë pajisje ose ndërtesa që ai përdor për të

përfituar nga pasuritë e përbashkëta në përdorim.

Si shembull mund të sjellim një magazinë që zotërohet nga operatori, ku janë magazinuar

materiale dhe pajisje, ose një makinë e zotëruar nga operatori dhe e drejtuar nga personeli i

prodhimit, të cilat mund të regjistrohen mes pasurive të përbashkëta.

Meqenëse operatori zotëron pajisje dhe ndërtime, ai përfiton edhe nga pasuritë e përbashkëta

të zotëruara. Për më tepër vlerësohet shpenzimi i pasurive që u kanë shërbyer me një kuotë

përdorimi. Vlera duhet të jetë e bazuar mbi kostot aktuale të operatorit të operimit të pajisjeve

dhe ndërtimeve; ajo mund të përfshijë gjithashtu faktorët që lidhen me koston e pronësisë.

Kostot e përdorimit të pajisjeve dhe ndërtimeve, të zotëruara ekskluzivisht nga operatori dhe

filialet e tij, mund të mos jenë të shpenzueshme në operacionet e përbashkëta me vlerën që

tejkalon vlerën mesatare dominuese të tregut, që palët e treta jofiliale duhet të shpenzonin për

pajisje dhe ndërtime të njëjta në të njëjtën fushë. Vlera të tilla mund të kërkojnë rishikimi

herë pas here, nëse ato konsiderohen joefektive ose të shtrenjta.

Kostot ekologjike dhe mjedisore. Problemet për mjedisin zënë një vend kryesor. Kostot që

lidhen me detyrimet ndaj ligjit dhe rregullat mjedisore janë shpesh themelore. Kostot

mjedisore dhe ekologjike janë konsideruar përgjithësisht si kostot e operimit të një pasurie të

zotëruar bashkërisht, dhe kështu janë drejtpërdrejtë të shpenzueshme në llogarinë e

përbashkët.

Faqe | 45

Llogaria e përbashkët mund të jetë gjithashtu e shpenzueshme për punën që drejtohet në

pasurinë e përbashkët, si rezultat i rregullimeve statuore të vendosura nga autoritetet

qeveritare, në lidhje me kërkesat ekologjike dhe mjedisore. Shembujt përfshijnë:

1. Shërbimin gjeologo-gjeofizik dhe arkeologjik për të përcaktuar ekzistencën

potenciale të ndonjë burimi kulturor ose historik, që mund të jetë prekur nga

operacioni.

2. Shërbimet e punimeve me risk, ku kërkohen kushte e mjete specifike.

3. Shërbimet e impaktit mjedisor.

Kostot e trajnimit teknik. Shpesh kontratat qeveritare, veçanërisht KNP-të, përfshijnë masa

trajnimi ku kontraktori duhet të sigurojë një nivel minimal të trajnimit për stafin lokal. Derisa

kostot e stafit lokal janë direkte, kostoja e trajnimit është një kosto direkte.

Parashikimet dhe humbjet në pasuri. Kostot për mbulimin e riparimeve ose rivendosjen e

pajisjeve, si rezultat i zjarrit, stuhive, aksidenteve, përmbytjeve ose vjedhjeve, janë

shpenzime direkte.

Kostot e pajisjeve të vendosura, që janë dëmtuar tej riparimit, duhet të zbriten nga një vlerë e

mbetur e marrë nga zbulimi i pajisjes së dëmtuar. Kompensimi i siguracionit duhet të

kreditohet përgjithësisht në llogarinë e përbashkët, megjithatë, nëse mbulimi i sigurimit është

paguar jo nga të gjithë zotëruesit e interesave të punës, kreditimi duhet të bëhet vetëm për

palët të cilat kanë paguar për mbulim.

Taksat dhe detyrimet. Të gjitha taksat dhe detyrimet tatimore, mbi/ose në lidhje me pasuritë

e përbashkëta, janë direkte. Çdo taksë e vlerësuar, e bazuar mbi të ardhurat, shpërblimet, ose

sasinë neto të zotëruesit të interesit të punës, nuk janë direkte. Në disa operacione

ndërkombëtare operatori mund të kryejë kosto për shërbimet, që janë subjekt për tatimet e të

ardhurave. Kur kjo ndodh, operatorit i lejohet të rrisë sasinë e shpenzimeve për të reflektuar

detyrimin e taksave. Derisa shërbimet janë kosto direkte, tatimi duhet të jetë direkt.

Shpenzime të tjera: Çdo kosto tjetër, që është e nevojshme për këtë pasuri dhe nuk është

specifikisht e listuar si më sipër, mund të jetë gjithashtu direkte në qoftë se është kryer për

përfitim direkt të pasurisë dhe është aprovuar sipas protokolleve të buxhetit të aplikueshëm.

Kostot indirekte. Të gjitha kostot, të cilat nuk klasifikohen si direkte, janë kosto indirekte.

MOP lejon një vlerë të përgjithshme për të lejuar operatorin të rimarrë kostot e tij indirekte.

Proçedura e kontabilitetit individual specifikon të dyja metodat e përllogaritjes së zërave

kryesorë të shpenzimeve të përgjithshme që mund të bëhen. Në MOP-et ndërkombëtare, vlera

e shpenzimeve të përgjithshme është zakonisht një vlerë me shkallë rrëshqitëse në atë që:

përqindje të ndryshme janë të aplikueshme për sasi të ndryshme shpenzimesh direkte. Nuk

është e pazakonshme të pasurit e një shkallë të përgjithshme për operacionet e kërkimit, dhe

Faqe | 46

një shkallë të ndryshme për operacionet e zhvillimit me operacionet e prodhimit, që janë

mbuluar nga një tjetër shkallë. Vlerat e aplikueshme për kërkimin dhe aktivitetet e zhvillimit

janë përgjithësisht më të larta se sa vlerat e aplikueshme për operacionet e prodhimit.

2-8. Zhvillimet e kontratave shqiptare në fushën e hidrokarbureve

Zhvillimi i industrisë së hidrokarbureve në Shqipëri ka njohur tre faza, me periudha kohore

mjaft të qarta.55

Periudha para Luftës së Dytë Botërore, ku forma zotëruese ishin Marrëveshjet e Konçesionit.

Gjatë kësaj kohe u zbuluan vendburimet e Drashovicës, Patosit dhe Kuçovës.

Periudha e diktaturës komuniste, ku sundonte forma e pronës shtetërore dhe ku parimi bazë

ishte mbështetja në forcat e veta. Edhe në këtë periudhë ka pasur mjaft ekspedita jugosllave,

ruse dhe kineze të angazhuara në kërkim, por gjithnjë nën parimin e internacionalizmit

komunist.

Periudha e tretë është pas vitit 1990. Në këtë periudhë hasen disa zhvillime të reja, rënie të

aktivitetit shtetëror dhe rritje të aktivitetit të investimeve të huaja.

Kërkimi në Shqipëri e ka fillesën në vitin 1918, dhe deri më sot janë zbuluar vendburimet si

mëposhtë:

Tabela 2-2 Burimi AKNB Mars 201056

Vendburimet e naftës dhe gazit të zbuluara në

Shqipëri: thellësia, lloji i rezervuarit dhe cilësia e tyre.

Nr VENDBURIM

i zbuluar

Viti i

zbulimit

Tipi i rezervuarit Thellesia e

rezervuarit

në metra

Lloji i

mineralit

Densi

teteti në

gradë

API

1 Drashovica 1918 Flishet e Oligocenit 100-200 Naftë <10

2 Patos 1927 Ranore Sip deri

1200

Naftë 12-24

3 Kuçovë 1928 Ranore Sip deri

1500

Naftë 13-16

4 Marinzë 1957 Ranore 1200-1800 Naftë 12-35

5 Visokë 1963 Gëlqerorët e eocen 800-1000 Naftë 5-16

55

Mici V., (2014) Zhvillimi i sistemit hidrokarbur në Shqipëri pas vitit 1990. Sfidat dhe problemet. Artikull

Konferenca Prishtinë 2014

56 www. Akbn.gov.al

Faqe | 47

kreatakut

6 Gorisht- Kocul 1965 Gëlqerorët e eocen

kreatakut

1000-2500 Naftë 17

7 Ballsh- Hekal 1966 Gëlqerorët e eocen

kreatakut

1000-3000 Naftë 12-24

8 Cakran Mollaj 1977 Gëlqeroret e eocen

kreatakut

3000-4500 Naftë 14-37

9 Finiq- Kranë 1973 Gëlqeroret e eocen

kreatakut

800-2000 Naftë <10

10 Delvinë 1989 Gëlqeroret e eocen

kreatakut

2800-3400 Gaz

kondesat

31

11 Divjakë 1963 Tortonian 2400-3000 Gaz

natyror

12 Ballaj

Kryevidh

1983 Pliocen 300-1700 Gaz

natyror

13 Frakull 1965 Ranore tortonian 300-2500 Gaz

natyror

14 Povelca 1987 Ranore tortonian 1800-3500 Gaz

natyror

15 Panaja 1988 Ranore tortonian 2500 Gaz

natyror

16 AD-4( Në det) 1994 Ranore tortonian 2500-3100 Gaz

kondesat

17 Sqepuri 2001 Gëlqerorët e eocen

kreatakut

4950 Naftë 37

Këto kërkime dhe zhvillime të pas viteve „90 janë pjesë e zhvillimit të këtyre kontratave.

Këtu duhet bërë një dallim: në ligjin për naftën janë ndarë blloqet që i përkasin shoqërisë

shtetërore “Albpetrol” dhe zonat e lira për kërkime nga kompani të tjera. Në lidhje me

kërkimet në blloqet e lira, pra që nuk janë zona ekskluzive të “Albpetrol”it, autoriteti

negociator është AKBN; ndërsa për zonat ekskluzive të “Albpetrol”it marrëveshja fillimisht

arrihet nga “Albpetrol”i dhe mandej kalon në stadet e licencë-marrëveshjesh; termat kryesore

përcaktohen brenda KNP-ve. Duke u nisur nga viti 1990, në Shqipëri kanë operuar kompanitë

e mëposhtme:

Faqe | 48

Tabela 2-3.Burimi AKBN. Firmat që kanë punuar në Shqipëri pas viteve 1990 në

blloqet e lira.

Kërkime në det Kompania

Tipi i

kontratës Periudha

Blloku Rodoni-1 Deminex, OMV Albanien KNP 1991-2002

Blloku Adriatiku-2 AGIP, Edisson Gas KNP 1991-1993

Blloku Adriatiku-3 Occidental KNP 1991-1999

Blloku Adriatiku-4 Deminex, Chevron, Svenska petroleum

Exploration

KNP 1991-2000

Blloku Joni-5 BHP petroleum KNP 1992-1996

Raundi i parë në tokë

Blloku B&F Albanian Shell Exploration& Production KNP 1994-1999

Blloku C INA NAFTAPLIN KNP 1994-1998

Blloku E COPAREX Netherlands, Lundin

Petroleum

KNP 1994-2003

Raundi i dytë në tokë

Blloku 1 OMV Albanian enterprice, Clyde, MOL KNP 1998-2004

Blloku 4&5 OMV Albanian enterprice, Clyde, MOL KNP 1998-2004

Blloku A Occidental, Anchutz, IPC KNP 1998-2000

Blloku-2 Occidental, Anchutz, IPC KNP 1998-2004

Blloku-3 Occidental, Anchutz, IPC KNP 1998-2004

Blloku D COPAREX Netherlands, Lundin

Petroleum

KNP 1999-2004

Kërkime në det Kompania Tipi Kontratës Periudha e

fillimit

Blloku i Durrësit ISLAND OIL&GAS PLc KNP 2008

Joni -5 Capricorn Albanian Limited KNP 2007

Kërkime në tokë

Blloku F “Bankers” Petroleum Albania KNP 2010

Blloku 4&5 SKY Petroleum KNP 2010

Blloku Dumre SKY Petroleum KNP 2010

Blloku A&B Manas Petroleum Corporation KNP 2007

Blloku D&E Manas Petroleum Corporation KNP 2007

Blloku 2&3 Manas Petroleum Corporation KNP 2009

Faqe | 49

Për zonat ekskluzive të “Albpetrol”it

Tabela 2-4.Burimi AKBN.Marrëveshjet me “Albpetrol”in qysh nga viti 1990.

Emërtimi Kompanitë Tipi

ikontratës

Periudha

e fillimit

Përfunduar/ ose

vazhdon

Licencat në

zonat e kërkimit

të “Albpetrol”it

Blloku Dumre Premier Consolidated

oilfields, Preussag Energie,

IFC

MOP 1995 2001

Vb Patos

Marinës

Premier Cosolidated oilfields,

Preussag Energie, IFC

MOP 1995 2001

Vb Gorisht

Kocul

FOUNTAIN OIl MOP 1996 1998

Vb Cakran

Mollaj

KITARI OIL MOP 1997 1998

Vb Ballsh

Hekal

KITARI OIL MOP 1997 1998

Blloku Panaja INA Naftaplin MOP 1997 2001

Blloku Velçë Premier Cosolidated oilfields,

MOL

MOP 1998 2000

Vb Patos

Marinës

“Bankers” Petroleum Albania MOP 2004 Vazhdon

VB Gorisht

Kocul

Stream Oil&Gas MOP 2007 Vazhdon

Vb Ballsh

Hekal

Stream Oil&Gas MOP 2007 Vazhdon

Vb Cakran

Mollaj

Stream Oil&Gas MOP 2007 Vazhdon

Vb Delvinë Stream Oil&Gas MOP 2007 Vazhdon

Vb Kuçovë Sherwood International

petroleum

MOP 2007 Vazhdon

Vb Visokë IEC Visoka MOP 2009 Vazhdon

Faqe | 50

Situata aktuale e liçencimit.57

Aktualisht, për kërkimin e naftës dhe gazit në Shqipëri

janëlidhur disa Marrëveshje Hidrokarbure, në bazë të të cilave zhvillojnë aktivitetin e tyre një

sërë kompanish, si më poshtë:

Për kërkimin e naftës dhe gazit në det:

• Marrëveshja me Ndarje Prodhimi për bllokun e Durrësit me kompaninë San Leon Energy, e

cila ka hyrë në fuqi në Gusht të vitit 2004.

• Marrëveshja me Ndarje Prodhimi për bllokun Joni 5 me kompaninë Capricorn Albania, e

cila ka hyrë në fuqi në Shtator të vitit 2007.

Për kërkimin e naftës dhe gazit në tokë:

• Marrëveshja me Ndarje Prodhimi për blloqet A + B me kompaninë Petromanas Albania

GmbH, e cila ka hyrë në fuqi në Dhjetor të vitit 2007.

• Marrëveshja me Ndarje Prodhimi për bllokun D + E me kompaninë Petromanas Albania

GmbH, e cila ka hyrë në fuqi në Dhjetor të vitit 2007.

• Marrëveshja me Ndarje Prodhimi për bllokun 2 + 3 me kompaninë Petromanas Albania

GmbH, e cila ka hyrë në fuqi në Korrik të vitit 2009.

• Marrëveshja me Ndarje Prodhimi për bllokun F me kompaninë “Bankers” Petroleum

Albania, e cila ka hyrë në fuqi në Nëntor të vitit 2010.

Në fushën e zhvillimit të vendburimeve dhe prodhimit të naftës dhe gazit:

• Liçencë-Marrëveshja e lëshuar nga Ministrea e Ekonomisë, Tregtisë dhe Energjetikës dhe

Marrëveshja Hidrokarbure për vendburimin e Patos-Marinzës, mes “Albpetrol”it dhe

kompanisë “Bankers” Petroleum Albania, e cila ka hyrë në fuqi në Korrik të vitit 2004.

• Liçencë-Marrëveshja e lëshuar nga Ministrea e Ekonomisë, Tregtisë dhe Energjetikës dhe

Marrëveshja Hidrokarbure për vendburimin e Ballsh – Hekalit, mes “Albpetrol”it dhe

kompanisë “Stream Oil”& Gas, e cila ka hyrë në fuqi në Gusht të vitit 2007.

• Liçencë-Marrëveshja e lëshuar nga Ministrea e Ekonomisë, Tregtisë dhe Energjetikës dhe

Marrëveshja Hidrokarbure për vendburimin e Cakran – Mollajt, mes “Albpetrol”it dhe

kompanisë “Stream Oil”& Gas, e cila ka hyrë në fuqi në gusht të vitit 2007.

• Liçencë-Marrëveshja e lëshuar nga Ministrea e Ekonomisë, Tregtisë dhe Energjetikës dhe

Marrëveshja Hidrokarbure për vendburimin e Gorisht-Koculit, mes “Albpetrol”it dhe

kompanisë “Stream Oil”& Gas, e cila ka hyrë në fuqi në gusht të vitit 2007.

• Liçencë-Marrëveshja e lëshuar nga Ministrea dhe Marrëveshja Hidrokarbure për

vendburimin e Ballsh – Hekalit, mes “Albpetrol”it dhe kompanisë “Stream Oil”& Gas, e cila

ka hyrë në fuqi në gusht të vitit 2007.

57www.akbn.gov.al

Faqe | 51

• Licencë-Marrëveshja e akorduar nga Ministrea e Ekonomisë, Tregtisë dhe Energjetikës dhe

Marrëveshja Hidrokarbure për vlerësimin dhe zhvillimin e zbulimit të bërë në bllokun e

Delvinës dhe prodhimin e hidrokarbureve në të, mes “Albpetrol”it dhe kompanisë “Stream

Oil”& Gas, e cila ka hyrë në fuqi në gusht të vitit 2007.

• Liçencë-Marrëveshja e akorduar nga Ministrea dhe Marrëveshja Hidrokarbure për

vendburimin e Kuçovës, mes “Albpetrol”it dhe kompanisë Sherŵood, e cila ka hyrë në fuqi

në nëntor të vitit 2007.

• Liçencë-Marrëveshja e akorduar nga Ministrea dhe Marrëveshja Hidrokarbure për

vendburimin e Visokës, mes “Albpetrol”it dhe kompanisë IEC Visoka, e cila ka hyrë në fuqi

në shkurt të vitit 2009.

Nga këto marrëveshje:

• Marrëveshja Hidrokarbure me “Bankers” Petroleum Albania, për zhvillimin e vendburimit

dhe prodhimin e hidrokarbureve në vendburimin e Patos – Marinëz, është në fazën e

zhvillimit.

• Marrëveshja Hidrokarbure me Sherwood për zhvillimin e vendburimit dhe prodhimin e

hidrokarbureve në vendburimin e Kuçovës është në fazën e zhvillimit.

• Marrëveshjet Hidrokarbure me “Stream Oil”& Gas për zhvillimin e vendburimeve dhe

prodhimin e hidrokarbureve në vendburimet Ballsh-Hekal, Cakran-Mollaj, Gorisht-

Kocul dhe Delvinë, ndodhen në fazën e zhvillimit.

• Marrëveshja Hidrokarbure me Transoilgroup, për zhvillimin e vendburimit dhe prodhimin e

hidrokarbureve në vendburimin e Visokës, është në fazën e vlerësimit.

Pra, siç shihet, ka një intensitet të konsiderueshëm pjesëmarrjeje të kompanive të huaja, që

bën të domosdoshëm trajtimin shkencor të kësaj dukurie edhe në fushën financiare dhe

kontabile.

Pak histori.58

Aktiviteti për kërkimin e naftës dhe gazit nëShqipëri i ka fillimet e veta në vitet

1903-1913, kohë kur u kryen studimet e para gjeologjike dhe shpimet për nxjerrjen e naftës

dhe gazit. Shpimi i parë u realizua në vitin 1918 në Drashovicë, Vlorë, prej nga u zbuluan

sasira nafte në depozitimet oligocenike, në thellësinë prej 200 m.

Ky rezultat bëri që në territorin shqiptar të fokusohej vëmendja e shoqërive Anglo-Persian

Oil Company (APOC), Azienda Italiana Petroli Albania (AIPA), SIMSA, Standard Oil

Company of New York, The Financial Group of London dhe Syndicat d'Etude Franco-

Albanais, të cilat që nga mesi i viteve 30, pas lejeve koncesionare të marra nga shteti

shqiptar, kryen aktivitet për kërkimin e hidrokarbureve. Rezultat i këtyre aktiviteteve ishte

zbulimi i vendburimit të Kuçovës në vitin 1928 nga AIPA, si dhe kryerja e rreth 700 000 ml

58www.AKBN .gov.al

Faqe | 52

shpimeve dhe prodhimi i rreth 950 000 ton naftë deri në vitin 1944. Mbas vitit 1944 u kryen

një numër shumë i madh studimesh dhe projektimesh, të cilat, të mbështetura edhe me

investime serioze, çuan në zbulimin e një numri të madh vendburimesh nafte dhe gazi si

Marinza, Visoka, Ballshi, Hekal-Karbunara, Gorisht-Koculi, Amonica, Cakran-Mollaj, Finiq-

Kranea, Delvina, Divjaka, Ballaj, Frakulla, Povelça, Panaja etj. Kjo bëri të mundur që, në

vitin 1974, prodhimi i naftës të shënonte kulmin e tij duke arritur në nivelin 2,25 milionë

ton.59

Në vitet e fundit të regjimit komunist, ekonomia e rrënuar nuk mund të mbështeste më me

investime sektorin e kërkimit të naftës dhe gazit. Në këto rrethana u ndryshua kursi i

deriatëhershëm dhe u kërkua thithja e investimeve të huaja në kërkimin e naftës dhe gazit. Për

këtë arsye, gjatë periudhës 1989 deri në vitin 1998, në territorin Shqiptar janë zhvilluar tre

raunde liçencimi për kërkimin e hidrokarbureve.

Raundi i parë i liçencimit në det është zhvilluar gjatë viteve1989-1991. Gjatë këtij raundi u

promovua gjithë sipërfaqja detare, e ndarë në 5 blloqe kërkimi, për të cilat u realizuan 5

Marrëveshje me Ndarje Prodhimi dhe konkretisht:

Blloku i Rodonit me OMV; Blloku Adriatiku 2 me AGIP; Blloku Adriatiku 3 me Occidental;

Blloku Adriatiku 4 me Chevron; Blloku Joni 5 me Hamilton (BHP).

Raundi i parë i liçencimit në tokë është zhvilluar në periudhën 1992-1994. Në dispozicion të

kompanive të interesuara u vunë blloqet A, B, C, D, E, F dhe u nënshkruan Kontrata me

Ndarje Prodhimi me kompanitë si më poshtë:

Blloku B me Shell

Blloku C me INA Naftaplin

Blloku E me Corexland (Coparex)

Blloku F me Shell

Gjatë këtij raundi, kompania INA Naftaplin u liçencua për një marrëveshje që ajo lidhi me

kompaninë shtetërore të naftës “Albpetrol” për bllokun e Panajasë.

Në periudhën 1996-1998 u zhvillua raundi i dytë i liçencimit në tokë. Gjatë këtij raundi u

promovua gjithë pjesa e mbetur e territorit shqiptar, dhe konkretisht blloqet 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7,

8, prej nga u lidhën Kontrata me Ndarje Prodhimi:

Blloku A me Occidental

Blloku D me Corexland (Coparex)

Blloku 1 me OMV

Blloku 2 me Occidental

Blloku 3 me Occidental

59www.AKBN.gov.al

Faqe | 53

Blloku 4 me OMV

Blloku 5 me OMV

Në vijim procesi i liçencimit ka qenë i hapur, dhe një sërë kompanish janë liçencuar mbi

bazën e aplikimeve të kryera prej tyre.

Tjetër rezultat i këtyre operacioneve të kërkimit ishte zbulimi i deklaruar më 4Nëntor 2013,

ku Petromanas Energy Inc. dhe Royal Dutch Shell Plc. njoftuan rezultatet pozitive të testit të

kryer në pusin Shpirag-2. Këto rezultate vërtetuan që pusi Shpirag-2 prodhon naftë dhe gaz

në nivelet 1500 deri 2200 barela në ditë. Nafta është e lehtë (35 deri 37 grade API) dhe

përmbajtja e H2S (5000 ppm) është më e ulët nga niveli që pritej.

Ky zbulim materializoi përpjekjet e mëdha të kompanive që kanë operuar prej vitesh në

Shqipëri, dhe në të njëjtën kohë ka hapur një perspektivë reale për kërkimet e mëtejshme.

Figura nr 2-3 Ndarja me blloqe e Shqipërisë (Burimi AKBN)

Faqe | 54

Aktualisht në fushën e kërkimeve spikat Petromanas Energy Inc, e cila ka hyrë në fazën e

vlerësimit dhe Kompania “Bankers”, që është duke zhvilluar marrëveshjen për zhvillimin e

vendburimit Marinëz Patos.

Duke analizuar kompanitë vihet re:60

Kompania Petromanas energy Inc, që nga viti 2007, ka kryer më shumë se mbi 1400

kilometra 2D sizmike. Pas përfundimit të një rivlerësimi gjithëpërfshirës të burimeve, nga ana

e kompanisë dhe të vlerësuesve të pavarur të rezervave, kompania ka identifikuar gjashtë

perspektiva në tre kontratat origjinale të ndarjes së prodhimit. Si pjesë e rivlerësimit të kryer

në vitin 2011, kompania kreu dhe përpunoi 202 km sizmike të reja, ripërpunoi 1 038 km

sizmike ekzistuese, kreu një analizë të puseve shterpë që më parë ishte shpuar në blloqe, dhe

mblodhi një bazë të dhënash të mirëdisponueshme duke përfshirë shkrimet dhe raportet e

shpimit.

Në shkurt 2012, Petromanas hyri në një fazë përfundimtare në marrëveshje me një degë

tërësisht në pronësi të Shell plc, ku Shell bleu të drejtat e Kompanisë në onshore, blloqet e

kërkimit në tokë (2-3), të cilat përbëjnë rreth 852 000 hektarë në Shqipëri. Sipas kushteve të

marrëveshjes, Shell ka fituar një interes pune 50 % në blloqet e caktuara, në këmbim të

pagesave, dhe shpenzimet e kryera deri në 50.3 milion dollarë amerikanë. Petromanas

vazhdon të veprojë si operator i blloqeve, pas një amendamenti në qershor 2013 ku Shell bleu

edhe një 25% shtesë.

Në fund të qershorit 2012, kompania shpoi pusin e saj të parë në Shqipëri - Shpiragu 2, në një

thellësi prej rreth 5 200 metra. Pusi përfundoi në fund të qershorit 2013.

Në fillim të dhjetorit, Petromanas shpoi pusin e saj të dytë - Juban 1 - i vendosur në blloqet

A e B më në veri. Pusi arriti një thellësi prej 1 716 metra në 27 dhjetor 2012. Operacionet e

përvetësimit kanë përfunduar më 30 dhjetor 2012. Informacionet e grumbulluara me anë të

programit përvetësues treguan sasi të papërfillshme hidrokarburesh, dhe kompania vendosi ta

mbyllë e braktisë bllokun. Në qershor të vitit 2013 ka përfunduar angazhimet e punës sipas

programit të miratuar.

Punimet vazhdojnë dhe janë aktualisht në progres për pusin Molisht 2. Për kërkimin e

mëtejshëm në këtë bllok është e nevojshme kryerja e punimeve sizmike me zgjedhshmëri të

lartë, për evidentimin dhe lokalizimin e strukturave me interes për naftëgazmbajtje.

“Bankers” Petroleum Ltd61

është një kompani kanadeze që merret me zbulimin dhe nxjerrjen

e naftës dhe gazit. Ajo ka si qëllim rritjen e sasisë së naftës dhe shfrytëzimin më të mirë të

rezervave nëpërmjet përdorimit të teknologjive të reja.

60 www Petromanas energy GMBH Albania 61 www.Bankers.ltd

Faqe | 55

Kjo kompani ka të drejta të plota të zgjerojë aktivitetin e saj në fushën e Patos Marinzës në

përputhje me licencën 25-vjeçare të Agjencisë Kombëtare të Burimeve Natyrore dhe

Marrëveshjen Hidrokarbure të nënshkruar me “Albpetrol”. “Bankers” ka firmosur gjithashtu

një kontratë 7-vjeçarepër eksplorimin e naftës dhe gazit, në një sipërfaqe prej afërsisht 74,8

mijë ha të njohura si blloku F, i cili ndodhet ngjitur me Fushën e Patos Marinzës dhe përfshin

pjesën më të madhe të zonës perëndimore të rajonit të Fierit.

Aksionet e “Bankers” tregtohen në bursën e Torontos, Toronto Stock Exchange (TSX), dhe

në Alternative Investment Market (AIM) në Londër nën simbolin BNK. Aksionet e

“Bankers” për vitin 2012 janë listuar nën simbolin BNK.ŴT.A

Zona naftëmbajtëse e Patos Marinzës vlerësohet si fusha më e madhe e naftës në Europën

kontinentale, me një rezervë prej 7,7 miliardë fuçi nafte.

Mënyra e zhvillimit dhe teknikat e prodhimit në Planin e Zhvillimit aktual për vendburimin

Patos-Marinës përfshijnë:

1. Riaktivizimin e puseve ekzistuese për prodhim, atje ku është e mundur.

2. Shpime vlerësimi për të përcaktuar shtrerjen e shtresës dhe rezervat e prodhimit

për zgjerim.

3. Shpimin e puseve horizontale, si për metodat konvencionale të prodhimit, ashtu

dhe ato termike.

4. Shpimin e puseve vertikale për prodhim, në zonat ku zhvillimin i kësaj metode është

më i përshtatshëm.

5. Metodat e prodhimit për Naftat e Rënda Ranore - prodhim në të Ftohtë (CHOPS). Për

këto nafta do të përdoren Pompat me Burmë.

6. Projekt pilot për injektimin e ujit, atje ku është i aplikueshëm.

7. Prokekt pilot për injektimin e polimerit, atje ku është i aplikueshme.

8. Projekt pilot për injektimin termik të naftës së rëndë, atje ku është e aplikueshëm.

“Bankers” po zgjeron aktivitetin e tij, që përfshihet brenda zonës së projektit, duke marrë në

dorëzim të gjitha puset e vjetra të “Albpetrol” konform kushteve të Liçencë-Marrëveshjes me

qeverinë shqiptare.

Në vitin 2011 “Bankers”62

nënshkroi një marrëveshje me “Albpetrol”, sipas së cilës

“Bankers” i lejohet të ndërhyjë në çdo pus që ndodhet në veri të rrugës kombëtare Fier -Berat

(përfshihen në aktivitetin e “Albpetrol”it nën administremin e ndërmarrjes Sheqishtë dhe

Marinzë). Këto puse do merren gradualisht nga “Bankers”, dhe disa prej tyre do të

riaktivizohen e disa do të mbyllen. Kjo do të zgjasë disa vjet dhe do të bëhet me faza.

Marrja e puseve nga “Albpetrol” kushtëzohet nga dy faktorë:

62 www. bankerspetroleum.com

Faqe | 56

• Puset e marra synohen të rivihen (riaktivizohen) në punë për të shfrytëzuar sa më

mirë kapacitetet e tyre naftëmbajtëse. Kjo bëhet në bazë të studimeve gjeologjike

dhe potencialit që mund të kenë këto puse për shfrytëzim të rezervave.

• Arsye tjetër e marrjes së puseve është rreziku i mundshëm që paraqesin këto puse

për shëndetin e komunitetit dhe sigurinë mjedisore.

Phoenix Petroleum Gas63

dhe kompania shtetërore “Albpetrol” sha kanë negociuar dhe

kanë lidhur një marrëveshje mbi termat, kushtet e zhvillimit dhe prodhimit të hidrokarbureve

e gazit në 5 fusha rezervash në jug të Shqipërisë. Marrëveshja përbëhet nga dy faza: faza e

parë (faza e vlerësimit me kohëzgjatje prej 18 muajsh plus 6 muaj) do të sigurojë një bazë të

dhënash gjithëpërfshirëse dhe do të drejtojë eksperimentimin e teknologjive të avancuara në

parcela të veçanta. Faza e dytë (faza e zhvillimit të plotë të fushave me rezerva – me

kohëzgjatje deri në 25 vjet) do të zhvillojë fushat me rezerva, bazuar në një plan zhvillimi të

detajuar. Kjo marrëveshje është lidhur më gusht 201364

.

Konsiderata të përgjithshme mbi kompaninë "“Albpetrol”" sha:

Shoqëria "“Albpetrol”" sha, me qendër Patosin, zhvillon aktivitetin e saj në nxjerrjen,

grumbullimin, trajtimin dhe transportin e naftës dhe gazit në prefekturat Fier, Vlorë e Berat.

Në vitin 1992, me ristrukturimin e ish-ndërmarrjes shtetërore “Drejtoria e Përgjithshme e

Naftës dhe Gazit” u krijua shoqëria "“Albpetrol”" sha, si një kompani komerciale më vete, që

vepron sipas normave dhe rregullave të ekonomisë së tregut. Me miratimin e Ligjit nr. 7746,

"Për hidrokarburet (kërkimi dhe prodhimi)", datë 28.07.1993, kompanisë "“Albpetrol”" sha

iu dhanë në administrem të gjitha vendburimet ekzistuese të naftës dhe gazit, si dhe katër

blloqe kërkimi, të cilat së bashku u përfshinë në marrëveshjen e shoqërisë "“Albpetrol”" sha.

Në zbatim të VKM-së nr. 756, "Për ristrukturimin e “Albpetrol”" sha, datë 26.11.1 998 ,

shoqëria aksionere "“Albpetrol”" sha u transformua në shoqërinë“Holding” me në krye

shoqërinë kontrolluese "APC" sha, e cila zotëronte aksionet e tre shoqërive aksionere:

"“Albpetrol”" sha, përgjegjëse për eksplorimin dhe prodhimin, "ARMO" sha dhe

"SERVCOM" sha.

Me Vendimin nr. 21158të Gjykatës së Rrethit Tiranë, datë 08.04.1999, shoqëria

"“Albpetrol”" sha regjistrohet si person juridik dhe ushtron aktivitetin në nxjerrjen,

grumbullimin, trajtimin dhe transportin e naftës, nga vendburimet për në uzinat përpunuese të

naftës, si dhe në nxjerrjen e transportin e gazit nga vendburimet drejt konsumatorit (vetë

“Albpetrol” dhe të tretëve).

63 www.phoenix Albania 64www.phoenixalbania

Faqe | 57

"“Albpetrol”" sha është një shoqëri anonime me 100% të aksioneve të zotëruara nga Qeveria

Shqiptare. I vetmi aksioner është Ministrea e Ekonomisë, Tregtisë dhe Energjetikës. Selia

qëndrore e kompanisë ndodhet në qytetin e Patosit, Shqipëri.

“Albpetrol” ka hyrë në MOP me kompaninë “Bankers” LTD, me të cilën ndan vendburimin e

Patos Marinzës dhe vendburimin e Kuçovës, me kompaninë “Stream Oil” ajo ndan

vendburimin e naftës në Gorisht Kocul, Ballsh, Cakran Mollaj dhe vendburimin e

gazokondesatit në Delvinë, me kompaninë “Transoil” ajo ndan vendburimin e Kasnicës dhe

me kompaninë “Phoenix” ndan vendburimin e Amonicës për naftë dhe vendburimin e gazit

në Frakull, Povelçë, Divjakë.

Duke e përmbyllur këtë kapitull, rezulton që:

1. Kontratat hidrokabure në Shqipëri paraqiten në dy forma: forma e KNP-ve dhe forma e

MOP-eve. Format e KNP-ve mbizotëron në blloqet e lira të kërkimit, ndërsa forma e

MOP-eve mbizotëron në Vb ekzistuese.

2. Kontratat e konçesionit kanë ekzistuar para vitit 1944. Marrëveshjet e Shërbimit të

Riskut nuk janë provuar ende, edhe pse marrëveshjet e shërbimit të riskut rekomandohen

nga literatura si të aplikueshmee të rekomandueshme në vb e zbuluara dhe sekanë nevojë

për investime.

3. Zhvillimi i kontratave në Shqipëri tregon se pas vitit 1990 Shqipëria, për kërkimin e

naftës dhe gazit, ka zgjedhur rrugën e futjes së kapitalit të huaj dhe teknologjisë më të

avancuar, duke hequr totalisht riskun e kërkimit nga fondet shtetërore, ku përshihen

fondet e buxhetit të shtetit dhe burimet e brendshme të kompanisë publike “Albpetrol

sha”, Patos.

4. Aktualisht, pothuaj të gjitha vb65

që administron kompania “Albpetrol sha”, si

Administratore e Vb të zbuluara të naftës dhe gazi, janë nën MOP-e. Ekzistenca e MOP-

eve vihet re edhe në zonat e kërkimit, ku kompanitë e huaja janë liçensuar dhe u është

dhënë e drejta për të kërkuar; si p.sh kompania “Petromanas” GMBH dhe “SHELL Oil”,

apo kompania “Premier Oil” me IFC. Qëllimi i MOP-eve ishte kalimi i rolit operator në

vb, nga kompania nacionale tek operatori i cili kishte njohuri dhe teknologji më të

avancuar.

65 Vb- shkurtim i fjalës vendburim ; mjaft e përdorur në zhargonin e Industrisë së naftës dhe gazit .

Faqe | 58

Kapitulli i tretë.

Veçoritë e kontabilitetit në industrinë e naftës

3-1 Standardet e kontabilitetit të industrisë së naftës dhe të gazit

Në Shqipëri, zhvillimi dhe detyrimi i standardeve të kontabilitetit mbështetet në ligjin nr.

9228,“Për kontabilitetin dhe pasqyrat financiare”, datë 29.04.2004, dhe në detyrimin e

përdorimit të normave të standardit ndërkombëtar të kontabilitetit. Ky fakt për Shqipërinë

përbën një hap përpara në drejtim të përafrimit të praktikave të përgjithshme kontabël, që

përdoren në kontabilitetin financiar. Ngritja dhe funksionimi i Këshillit Kombëtar të

Kontabilitetit si institucion, përsëri përbën një hap përpara në drejtim të standardizimit,

përpunimit dhe pranimit të praktikave të reja, ose edhe të modifikimeve dhe propozimeve

përkatëse. Sidoqoftë, për veçoritë që paraqet kjo industri shpesh ka fenomene dhe praktika që

nuk gjenden të sqaruara në praktikat kontable të parashikuara nga SNRF-të ose që nuk mund

të aplikohen në këtë industri. Kjo për faktin se edhe praktika aktuale shqiptare apo e

kompanive kanadeze kërkon funksionim nën SNRF dhe praktika të mira të vendeve më të

zhvilluara. Arsyeja kryesore e trajtimit të tillë është kërkesa ligjore e parashikuar nga dekreti

nr, 782, “Për sistemin fiskal në sektorët e hidrokarbureve (Kërkimi dhe prodhimi), datë

22.02.1994, ku në nenin 2 thuhet: “ Për efekt të llogaritjes së fitimit të realizuar, kontraktuesit

i njihen si kosto shpenzimet kapitale, ato operative e administrative etj., (specifikimet

përkatëse bëhen në çdo marrëveshje hidrokarburesh e miratohen nga ministre) dhe lejohet

shlyerja e tyre nga të ardhurat e fituara sipas kritereve të pranuara nga ministre, si dhe sipas

praktikave ndërkombëtare të industrisë së naftës që zbatohen në çdo marrëveshje

hidrokarburesh.”

Shumë vende kanë pranuar dhe lejojnë përdorimin e GAAP-it të SHBA-së, ose ndryshe

standarde gjerësisht të njohura për qëllimet e kontabilitetit lokal. Aktualisht ka një përpjekje

për harmonizimin e standard eve sipas FASB66

dhe IASB67

; këto përfshijnë praktika

raportuese që kanë implikime të rëndësishme për kompanitë prodhuese të naftës dhe gazit.

Në SHBA, formulimi i standardeve kontabël financiare nr. 19 (SFAS), “Kontabiliteti

financiar dhe raportimi nga kompanitë e naftës dhe të gazit”, (SFAS nr 69), “Zbulimet rreth

aktiviteteve prodhuese të naftës dhe gazit”, proçedurat dhe rregullat e ndryshme të nxjerra ose

66Bordi i standarteve të kontabilitetit financiar është një organizatë e projektuar në sektorin privat, për vendosjen e standarteve të kontabilitetit fianciar, që drejton përgatitjen e raporteve financiare nga entitetet joqeveritare. Më shume shih WWW. FASB 67 Bordi i standarteve ndërkombëtare të kontabilitetit

Faqe | 59

të sanksionuara nga “SEC” janë baza e GAAP-it të SHBA-së për aktivitetet prodhuese të

naftës dhe gazit.

Gjerësisht të njohura janë edhe standardet e kontabilitetit specifik të industrisë së naftës dhe

gazit në Britani. Këtu, komiteti i kontabilistëve të industrisë së naftës dhe gazit shpallin në

mënyrë rutinore formulimet e praktikës së rekomanduar68

(SORP 2001), që duhet përdorur

nga prodhuesit e naftës dhe gazit.

Aktualisht, në operacionet ndërkombëtare, autoriteti më i rëndësishëm për industrinë

hidrokarbure është Këshilli i Shoqatës së Kontabilistëve të Naftës, COPAS, i cili shpall

gjithashtu proçedurat e kontabilitetit. Kur një kompani hyn në operacione të përbashkëta, pra

ndan interesat e punës, duhet specifikuarmënyra e ndarjes së kostove dhe menaxhimi i

pasurisë. Përveç kësaj, COPAS ka nxjerrë një seri interpretimesh (MFI69

s) për të sqaruar

parashikimet specifike të proçedurave të ndryshme të kontabilitetit. Qëllimi i MFI-së është

lidhja e proçedurave të kontabilitetit specifik me sigurimin e një udhëzimi për zbatimin e

proçedurave. COPAS boton gjithashtu udhëzues kontabiliteti (AG70

s). Këto udhëzime

mbulojnë probleme të tilla si unitizimi, disbalanca dhe kontrolli i të ardhurave të kushtëzuara.

AG-të sigurojnë këshilla për çështje të ndryshme që lindin në këtë industri.

Në mungesë të standardeve raportuese financiare ndërkombëtare (IFSR), standard i i

kontabilitetit financiar (IAS71

) 1,”Paraqitja e gjendjes financiare”, i lejon kompanitë të

mbështeten mbi prononcimet e trupave të tjerë vendosës të standardeve dhe mbi praktikat e

pranuara të industrisë, të cilat sigurojnë kushtin që politikat kontabël të jenë të qëndrueshme

me strukturën e IASB-së. Standard et e industrisë së naftës dhe gazit do të sigurojnë bazat

për politikat kontabël, të përdorura prej kompanive që përdorin standardet e IASB-së.

Për kompaninë “Bankers”, për vitin 2013, bazë e përgatitjes ishin standardet ndërkombëtare

të kontabilitetit (IFRS). Përpara kësaj periudhe, kjo kompani nuk kishte punuar me standardet

IFRS, por vendimi i bordit të drejtorëve e detyroi, që duke filluar nga viti 2013, këto

standarde të aplikohen mbi këtë shoqëri.

Kompania “Stream Oil”, e cila operon në Shqipëri, i ka përgatitur pasqyrat financiare sipas

standard eve të raportimit financiar ndërkombëtar dhe interpretimeve të Komitetit të

Interpretimit të Raportimit Financiar Ndërkombëtar (IFRIC).

68 Formulimet e praktikës së rekomanduar, SORP 2001 69 Interpretime model standarti 70 Udhezues Kontabiliteti 71 Standarti ndërkombëtar i kontabilitetit

Faqe | 60

Kompania “Petromanas” GBMH, që vepron në Shqipëri në zonën e Shpiragut, mbështetet në

të njëjtat standarde si “Bankers” apo “Stream Oil”.

Kompania shtetërore “Albpetrol” sha mbështetet në standardet ndërkombëtare të

kontabilitetit.

Duke i përmbledhur konstatojmë se, duke filluar nga viti 2011 kompanitë që operojnë në

Shqipëri punojnë me standardet ndërkombëtare, por kjo nuk do të thotë që ato i aplikojnë

plotësisht. Kompania Shtetërore “Albpetrol” sha është kampione e moszbatimit të

standardeve ndërkombëtare të kontabilitetit. Kjo për arsye pamundësie, mosefektitetit dhe

strukturës jo të përshtatshme mepasqyrat financiare.72

Ndonjëherë përshtatjaështë e pamundur

edhe për kompanitë e huaja, kjo e reflektuar në raportet e tyre, ku sqarojnë pozicionet e

vlerësimit të politikave kontabël.

3-2 Metodat e vlerësimit të rezervave të përdorura

Ka dy kategori të gjera të metodologjive të vlerësimit të rezervave, të përdorura prej

inxhinierëve dhe gjeologëve, të cilat përmbajnë një pasiguri të madhe.

a- Deterministike. Vlerësimi i rezervave bazohet mbi të dhënat gjeologjike, inxhinierike

dhe ekonomike.

b- Probabilitare. Metodologjia konsiderohet si probabilistike, nëse të dhënat gjeologjike,

inxhinierike dhe ekonomike përdoren për të gjeneruar një rang të vlerësimesh dhe

probabilitetesh shoqëruese.

Këto përkufizime janë studiuar nga/dhe pranuar në shkallë të ndryshme nga borde të shumta

kontabiliteti nga e tërë bota. Rezervat e vlerësuara, duke përdorur metodologjinë

deterministike, përfshijnë rezervat e provuara dhe dy nënkategoritë e rezervave të provuara:

rezervat e zhvilluara të provuara dhe rezervat e pazhvilluara të provuara. Rezervat e

vlerësuara, duke përdorur metodologjinë probabilistike, përmbledhin rezervat e provuara dhe

probabile. Vini re: këtu ka dy kategori rezervash të provuara dhe një kategori rezervash

probabile dhe të mundshme. Këto kategori ndryshojnë në pjesët e tyre, bazuar në

metodologjinë e përdorur për vlerësimin e rezervave. (Në analizën e kompanive të huaja, që

operojnë me rezerva të njohura, termi i përdorur është P1, P2 dhe P3). Kontratat e lidhura

mes autoriteteve shqiptare (AKBN, Ministria e linjës apo “Albpetrol” sha) i referohen

standardeve ndërkombëtare.

72Pasqyrat financiare të kompanisë ““Albpetrol””, 2013, i çertifikuar

Faqe | 61

3-3 Përdorimi i rezervave në kontabilitetin financiar

Në kontabilitetin dhe në praktikat shqiptare, ky trajtim nuk hyn fare në trajtimet kontabël,

paçka se ekzistenca e një kompanie nafte lidhet me ekzistencën e këtyre rezervave. Çështja

komplikohet më shumë p.sh., në rastin e kompanisë shtetërore, e cila ka hyrë në marrëdhënie

të përbashkëta me kompani të huaja me të cilat ajo ndan interesa ekonomike, gjë që kërkon

një trajtim të veçantë të saj, nga ana tjetër edhe të kompanisë që ka një interes në to. Kjo për

faktin se ajo dhuron rezerva pa kosto.

Në kontabilitetin e pranuar dhe standardet e paqyrave, përcaktimii rezervave është shumë i

nevojshëm për vendosësit e standardeve; rezerva të përdorshme dhe/ose të zbuluara. Dy

GAAP-et, amerikane dhe britanike, sigurojnë përcaktimin e rezervave dhe kërkesave, ose

edhe të udhëzimeve, sipas të cilave rezervat duhet të përdoren etë raportohen prej firmave. Në

të njëjtin pozicion janë edhe GAAP-et kanadeze dhe australiane. Në Shqipëri, përcaktimi i

rezervave komerciale është zhvilluar në KNP-të e lidhura me kompani të huaja, megjithatë

duhet të vërejmë që në praktikat e përpunimit të vendburimeve të naftës në kompaninë

“Albpetrol”, praktika e ndjekur është ajo e rezervave të nxjerrshme, të përpunuara dhe

zhvilluara nga gjeologët e Institutit të Naftës. Ndonëse në vitin 1985 në institutet kërkimore

të naftës, të cilët drejtonin kërkimet dhe zhvillimin e vendburimeve, u futën për herë të parë

konceptet e efektivitetit ekonomik për kërkimin, zbulimin e vendburimit, deri në shpimin e

puseve të veçantë, proçedura e llogaritjes së rezervave vlerësohej bazuar në konceptin

ekonomik, gjë që i referohet konceptit komercial. Kjo edhe për faktin e metodologjisë së

gabuar dhe mungesës së koncepteve të mirëfillta të lejueshme të metodave financiare, për

përdorimin e koncepteve të dobisë, riskut etj, të përdorshme në projektimet e zbulimeve të

ndryshme. Shpesh, të dhënat e sugjeruara ishin të pambështetura dhe metodologjia e zbatuar

ishte e gabuar. Llogaritja e rezervave për çdo vendburim mbështetetej në rezervat e provuara

dhe në rezervat e mundshme, pra raportimi i rezervave të një vendburimi të projektuar, në

këtë mënyrë, bie ndesh me IAS për të bërë një pasqyrim real të vlerës. Për pasojë nuk

keminjë vlerë të drejtë të pasurisë së kësaj rezerve, që do të përbënte Aktivin kryesor të

kompanisë. Problemi kryesor është vlerame të cilën kjo pasuri do të pasqyrohej në

kontabilitetin e kësaj kompanie.

Klasifikimi i rezervave në Shqipëri. Klasifikimi i rezervave ishte përgjegjësi dhe autoritet i

Komitetit Shtetëror të Rezervave, i cili nuk ekziston tashmë. Në ligjin “Mbi hidrokarburet”

nuk citohet në asnjë rresht termi “rezervë komerciale” apo ndonjë term tjetër, i aftë për të

kuptuar lindjen e detyrimeve për investime dhe nga ana tjetër shkallën e riskut që paraqesin

Faqe | 62

kategori të ndryshme të rezervave. Në gjuhën e kontratave të përdorura, termi më i

zakonshëm është „rezerva gjeologjike” dhe “rezerva komerciale”.

Akoma më tej, në pasqyrat financiaretë një kompanie shqiptare siç është “Albpetroli” nuk

ekziston asnjë informacion kontabël i këtij aktivi;se si ai ndryshon dheraportohet. Deri në

vitet 1995, kur bëhej përpunimi primar i vendburimeve, analiza e shfrytëzimit të vendburimit

përcaktonte bilancin mes rezervave të nxjerrshme dhe prodhimit të nxjerrë, duke bërë

rivlerësimin periodik të vërtetësisë së metodës të llogaritjes së rezervave. Pikërisht, ky

informacion është më i komplikuar në rastin e një kontrate konçesioni, KNP dhe MSHR. Pra

termi “rezervë ekonomike apo komerciale” nuk është trajtuar dhe nuk trajtohet ende. Sot e

kësaj dite, asnjë vendburim nuk mund të shprehë efiçensën e tij ekonomike. Kjo ka lënë

pasoja, të cilat do t’i trajtojmë në pikëpamjen financiare të kontratës.

Definicioni i rezervave të siguruara nga GAAP-i amerikan

Rezervat e raportuara nën GAAP-in amerikan janë rezerva të provuara. Rezervat e provuara

klasifikohen në: të zhvilluara ose të pazhvilluara. (Rezervat e kategorisë A- Klasifikimi ynë i

vjetër). Rezervat e provuara dhe rezervat e zhvilluara të provuara përdoren për qëllime të

përllogaritjes së zhvlerësimit, shterimit dhe të amortizimit (DD&A), dhe kërkohen për

pasqyrën e rezervave në pasqyrat financiare. GAAP-i amerikan siguron definicionet e

mëposhtme.73

Rezervat e provuara – Rezervat e provuara të naftës dhe gazit janë sasitë e vlerësuara të

naftës bruto, gazit natyral, gazit këndesat. Të dhënat gjeologjike dhe inxhinierike

demonstrojnë me një siguri të arsyeshme, se këto rezerva janë të mbulueshme në vitet e

ardhshme në rezervuarët e njohur, nën konditat ekonomike dhe operative ekzistuese, d.m.th

çmimet dhe kostot sipas të dhënave me të cilat është bërëvlerësimi. Çmimi përfshin

konsideratat e ndryshimeve në çmimet ekzistuese të siguruara vetëm prej marrëveshjeve

kontraktuale, por jo mbi shkallëzimin e bazuar në kushtet e ardhshme.

Rezervat e zhvilluara të provuara –Rezervat e provuara të zhvilluara të naftës dhe gazit janë

rezervattë pritshme për t‟u mbuluar nga puset ekzistuese, me pajisjet ekzistuese dhe metodat

operative. Nafta ose gazi shtesë i pritshëm mund të përftohen nëpërmjet aplikimit të

injektimit të fluidit ose teknikave të tjera të përmirësuara të mbulimit, për të mbështetur

forcat natyrale dhe mekanizmat e mbulimit të parë. Ato duhet të renditen si “rezerva të

zhvilluara të provuara” vetëm pas testimit nga një projekt pilot, ose pas operacioneve të një

73 SFAS nr. 69, paragrafi 10

Faqe | 63

programi të instaluar që ka konfirmuar përmes përgjigjes prodhuese, se mbulimi i rritur do të

jetë i arritshëm”.

Rezervat e provuara të pazhvilluara – Rezervat e provuara të pazhvilluara të naftës dhe gazit

janë rezerva të pritshme për t‟u mbuluar prej puseve të rinj mbi një sipërfaqe të pashpuar ose

prej puseve ekzistuese, për të cilat kërkohet një shpenzim relativisht kryesor për rikompletim.

Rezervat mbi sipërfaqet e pashpuara do të kufizohen për këto njësi shpimi të njësive

produktive pasardhëse, të cilat në mënyrë arsyeshme janë të sigurta në prodhim kur të

shpohet. Rezervat e provuara për njësitë e pashpuara mund të deklarohen vetëm kur ajo mund

të demonstrohet me siguri dhe ka vijimësi të prodhimit nga formacioni ekzistues produktiv.

Në asnjë rrethanë s‟duhet të vlerësohet për rezerva të provuara të pazhvilluara, të cilat i

përkasin ndonjë sipërfaqe, nëse këto teknika të tilla nuk janë provuar efektivisht nga testet

aktuale në të njëjtin sipërfaqe dhe rezervuar.74

Definicioni i rezervave të parashikuar nga GAAP-i britanik

GAAP-i britanik i lejon kompanitë të zgjedhin midis kategorive të ndryshme të rezervave.

Termi më i zakonshëm i përdorur, për t‟iu referuar kategorive të lejuara të rezervave, është

rezerva komerciale. Në përputhje me SORP 200175

rezervat komerciale, siç përcaktohet në

paragrafin 12, mundësojnë si opsion kompanie:

a. rezervat e naftës dhe gazit të provuara dhe probabile (Metodologjia e vlerësimit

probabilistik)

b. rezervat e naftës dhe të gazit të provuara, të zhvilluara dhe të pazhvilluara

(Nënkategoritë e rezervave të provuara të vlerësuara duke përdorur metodologjinë

deterministike).

Sipas SORP 2001, opsioni i zgjedhur duhet të jetë i aplikueshëm në mënyrë konsistente për të

gjitha aktivitetet e kërkimit, zhvillimit dhe prodhimit.

Rezervat e naftës dhe të gazit të provuara dhe të mundshme

Rezervat e provuara dhe të mundshme janë sasi të vlerësuara të naftës bruto, gazit natyral dhe

kondesatit, të cilat me të dhënat gjeologjike, gjeofizike dhe inxhinierike në një shkallë sigurie

të specifikuarmund të jenë të mbulueshme në vitet e ardhshme nga rezervuarët e njohur dhe

të cilët konsiderohen komercialisht produktivë. Duhet të ketë një probabilitet statistikor prej

50%, që sasia aktuale e rezervave të mbulueshme të jetë më e madhe se sa sasia e vlerësuar si

74 SFAS19,SFAS69,SEC reg. S-X rule 4-10 75Sorp2001, paragrafi 12(Praktika e rekomanduar britanike). Kontabiliteti për aktivitetet e kërkimit,zhvillimit,prodhimit dhe dekomisionimit të naftës dhe gazit

Faqe | 64

e provuar dhe e mundshme, dhe njëprobabilitet më i vogël se 50%. Ekuivalenti i probabilitetit

statistikor për komponentin e provuar të rezervave të provuara dhe të mundshme është 90%

me 10%.

Rezerva të tilla mund të konsiderohen komercialisht produktive, nëse menaxhimi ka për

qëllim zhvillimin dhe prodhimin e tyre. Një synim i tillë bazohet mbi:

zotërimin e një ekonomie të arsyeshme për një prodhim të tillë;

një treg që ka një pritje të arsyeshme për të gjithë,ose kryesisht të

prodhimit hidrokarbur

të dhënat mbi nevojat e prodhimit, transportit dhe infrastrukturës së

transportit janë të përshtatshme, ose mund të bëhen të përshtatshme.

Për më tepër:

Rezervat mund të konsiderohen të provuara dhe të mundshme, nëse

prodhimi mbështetet ose në prodhimin aktual, ose në testimin bindës të

formacionit. Sipërfaqja e rezervuarit që të konsiderohet e provuar,

duhet të përfshijë:

1- Porcionin që përvijohet nga shpimi dhe që përcaktohet nga/ose

kontakti me naftë gazin, nga/ose nafta ujë; pra njëra prej tyre ose të

dyja bashkë.

2- Porcionet fqinjeende të pashpuarapor të cilatmbi bazën e të dhënave

gjeofizike,gjeologjike dhe inxhinierike, në mënyrë të arsyeshme

gjykohen si ekonomikisht produktive. Në mungesë të këtyre

informacioneve mbi kontaktet e fluidit – dukuria strukturale e

kontrollit të hidrokarbureve, e njohur si më e ulët, merret si më e ulëta

e kufirit të provuar të rezervuarit.

Rezervuarët, mund të konsiderohen ekonomikisht prodhues, nëse

aplikimet e teknikave të përmirësuara të mbulimit (të tilla si injektimi i

fluidit) mund të përfshihen në klasifikimin e rezervave të provuara dhe

të mundshme, vetëm kur është kryer testimi i suksesshëm i një projekti

pilot, dhe kur është zbatuar një program i instaluar në rezervuar, ose

evidenca të tjera të arsyeshme (të tilla si eksperienca e së njëjtës

teknikë në rezervuare të ngjashëm, ose studime të simulimit të

rezervuarit),që sigurojnë mbështetje për analizën inxhinierike mbi të

cilën është i bazuar projekti ose programi.

Faqe | 65

b) Rezervat e gazit dhe të naftës të provuara, të zhvilluara dhe të pazhvilluara

Sasitë e vlerësuara të naftës bruto, të gazit natyror dhe kondesatit, për të cilët të dhënat

gjeologjike dhe inxhinierike demonstrojnë një siguri të arsyeshme, janë të mbulueshme në

vitet e ardhshme nga rezervuarët e njohur nën konditat ekonomike dhe operative si çmimet

dhe kostot, me të dhënat në të cilat është bërë vlerësimi.

Rezervuarët konsiderohen të provuar nëse produktiviteti ekonomik mbështetet

ose/nga prodhimi aktual, ose nga testi i formacionit bindës. Sipërfaqja e rezervuarit

e konsideruar e provuar përfshin:

1-Atë porcion të radhitur nga shpimi dhe të përcaktuar nga kontaktet naftë gaz dhe

naftë ujë.

2- Porcionet fqinje ende të pashpuara mund të gjykohen në mënyrë të arsyeshme si

ekonomikisht produktive, mbi bazën e të dhënave të përshtatshme gjeologjike dhe

inxhinierike. Në mungesë të të dhënave mbi kontaktet e fluidit, merret dukuria më e

ulët strukturale e njohur e kontrollit të hidrokarbureve, që kufizon dukurinë më të

ulët të provuar të rezervuarit.

Rezervat që mund të jenë prodhuar nëpërmjet aplikimit të teknikave të përmirësuara

të mbulimit (të tilla si injektimi i fluidit) përfshihenpërgjithësisht vetëm në

klasifikimin e “provuar”, nëse rezultatet pozitive nga një testim pilot apo

operacionet e një programi të instaluar në rezervuar sigurojnë mbështetje për

analizën inxhinierike, mbi të cilën projekti ose programi bazohet.

Vlerësimi i rezervave të provuara nuk përfshin:

1- Naftën bruto, gazin natyror dhe kondesatin, i cili mund të bëhet i përshtatshëm

nga rezervuari i njohur, por është klasifikuar i ndarë si rezervë shtesë.

2- Naftën bruto, gazin natyror dhe kondesatin, mbulimi i të cilëve është subjekt për

dyshime të arsyeshme për shkak të pasigurive si ato gjeologjike, karakteristikat

e rezervuarit, ose faktorëve ekonomikë.

3- Naftën bruto, gazin natyror dhe kondesatin, që mund të ndodhë në prospektet e

pashpuara.

4- Naftën bruto, gazin natyror dhe kondesatin, që mund të jenë të mbuluar nga

shiste argjilore, qymyre e të tjera burime të tilla.

Faqe | 66

2- Rezervat e provuara mund të nënndahen në: të provuara të zhvilluara dhe të

provuara të pazhvilluara.

Rezervat e provuara të zhvilluara të naftës dhe gazit janë rezervaqë mund të jenë të

pritshme për të qenë të mbuluara nëpërmjet puseve ekzistuese me pajisjet ekzistuese

dhe metodat operuese. Gazi e nafta shtesë mund të përfitohen nëpërmjet aplikimit të

injektimit të fluidit ose teknikave të tjera të mbulimit, për të përmirësuar mbështetjen

e forcave natyrore dhe mekanizmave të mbulimit primar që duhet të jenë të përfshira

përgjithësisht si rezerva të provuara të zhvilluara, vetëm pas testimit të një projekti

pilot ose pas operacioneve të një programi të instaluar, që, përmes përgjigjes së

prodhimit, ka konfirmuar që mbulimi i rritur do të jete i arritshëm.

Të gjitha rezervat e tjera të provuara, të cilat nuk i takojnë këtij definicioni, janë të

provuara të pazhvilluara.

Termi i përdorur për t‟iu referuar kategorive të lejuara të rezervave në Britani është rezervë

komerciale.

Dallimi: Për GAAP-in amerikan, rezervat e provuara janë ato rezerva të vlerësuara të

mbulueshme nën çmimet dhe kostot ekzistuese, me fjalë të tjera këto rezerva duhet të jenë

komercialisht të mbulueshme. Për lehtësi të përdorimit dhe për të shmangur konfuzionin,

termi rezerva komerciale koncepton të dyja GAP-et. Në seksionin shqiptar nuk flitet për

ekzistencën e kushteve ekonomike, pra që rezervat të jenë të mbulueshme nën çmimet dhe

kostot aktuale.

3-4 Veçoritë e kontabilitetit në marrëveshjet hidrokarbure

Marrëveshjet e KNP-ve dhe MSHR-ve janë unike për industrinë e naftës dhe të gazit, dhe në

literaturën kontabël nuk ka ndonjë udhëzues tjetër më autoritativ. Sipas tipit të kontratave,

bonuset e nënshkrimit janë pagesat më të zakonshme për të njohur një interes mineral si

pasuri; këto bonuse mund të kategorizohen deri në 10 milionë dollarë. Fakti se një bonus

mund të jetë shumë i rëndësishëm, shtron çështjen nëse ai do të kapitalizohet ose do të

shpenzohet si kosto e njohjes së interesit mineral; dhe ky nuk është një problem i vogël.

Përveç kësaj, kuotat ligjore dhe kostot negociuese që shoqërojnë negocimet e KNP-ve dhe

MSHR-ve mund të kushtojnë gjithashtu miliona dollarë. Gjatë fazës së prospektit

paraliçencues, para se një interes mineral të jetë siguruar, kostot kanë një periudhë pasigurie

të lartë. Gjatë fazës së njohjes minerale niveli i pasigurisë, që ka të bëjë me praninë e

rezervave të gazit dhe naftës komerciale, vazhdon të jetë shumë i lartë. Megjithatë, njohja e

Faqe | 67

faktitse një e drejtë ligjore për të kërkuar dhe/ose për të prodhuar naftë dhe gaz, ka detyruar

shumë kontabilistë dhe financierë të bien dakord mbi kapitalizmin e kostove, duke përcaktuar

nëse rezervat janë komerciale ose jo, dhe nëse ato shoqërohen së fundmi me interes mineral.

Kapitalizimi nën dritën e niveleve të larta të pasurisë ka rezultuar në kërkesën e shumë

standardeve kontabël të naftës dhe gazit, në mënyrë që kostot e kapitalizuara të jenë subjekt

për testimet vjetore të përmirësimit.

Kërkimi është ekzaminimi i detajuar i një sipërfaqeje për të cilën njihet interes mineral.

Përgjithësisht, kjo sipërfaqe gjeografike ka demonstruar se ka një potencial efektiv për të

justifikuar një kërkim tëmëtejshëm dhe për të përcaktuar nëse prezenca e naftës dhe

gazitështë e pranishme në sasitë komerciale. Aktivitetet që përfshihen në kërkim janë të

ngjashme me ato në fazën e prospektit paraliçencues, megjithatë ato janë zakonisht të

përqendruara në një sipërfaqe gjeografike më të vogël, që përfshin shpimin e puseve.

Aktivitetet e kërkimit janë të ndryshme, por ato përfshijnë studimet e drejtuara topografike,

gjeologjike, gjeokimike, gjeofizike dhe shpim-kërkimin. Në mënyrë specifike, kërkimi i

strukturave potenciale naftëmbajtëse përfshin teknika të tilla si studime të drejtuara sizmike,

shpime të strukturës dhe, së fundmi, ndonjë tip tjetër të kërkimit që ka treguar një

pëlqyeshmëri efektive mbi ekzistencën e naftës në sasi komerciale. Shpimi i pusit të kërkimit

përcaktohetvetëm me ekzistencën e rezervave komerciale. Kontabiliteti financiar për kostot e

fazës së kërkimit mund të jetë sfidues, përderisa kostot që rrjedhin janë shumë të mëdha,

ndërkohë që përfitimet ekonomike të ardhshme kanë pasiguri të lartë. Ka dy përqasje:

Nëse pasiguria është efektivisht e lartë, të gjitha kostot e fazës së kërkimit duhet të

jenë të shpenzueshme sapo ndodhin

Kostoja e kërkimit do të trajtohet në mënyrë të qëndrueshme si kosto e njohjes, ose e

ndërtimit të një aktivi produktiv.

Faza e vlerësimit dhe çmimit përfshin të konfirmimint dhe vlerësimin e prezencës dhe

shtrerjes së rezervave, që vërtetohen nga testimet e parashikuara gjeofizike dhe gjeologjike, si

dhe shpim kërkimet. Puset e kërkimit mund të kenë gjetur rezerva, megjithatë vlerësimi dhe

çmimi janë shpesh të nevojshëm për të justifikuar shpenzimet kapitale, që lidhen me

zhvillimin dhe prodhimin e rezervave; me fjalë të tjera, për të konfirmuar se rezervat janë

komerciale.

Pas shpimeve të suksesshme të një ose më shumë puseve kërkimi, që janë shpuar në një

rezervuar të veçantë, zakonisht shpohen puset të tjera shtesë, të referuar si puse vlerësimi. Ky

Faqe | 68

kusht mund të kërkohet nga kontrata dhe/ose mund të jetë i nevojshëmpër përcaktimine

komercialitetin e rezervuarit. Informacioni i grumbulluar nëpërmjet shpimit, testimit dhe

vlerësimit përdoret në formulimin e planit të përgjithshëm të zhvillimit dhe të prodhimit të

rezervave të reja të zbuluara. Në operacionet shqiptare para viteve 90, kur një pus kërkimi

gjente rezerva, kompania e naftës dhe gazit mund t‟i vlerësonte shpejt rezultatet e shpimit,

dhe të niste direkt zhvillimin.

Në operacionet në det, infrastruktura e tregut dhe transportit mund të jenë të ngritura,

megjithatë shpimi i puseve shtesë mund të jetë i nevojshëm për të përcaktuar nëse rezervat

janë efektive për të garantuar ndërtimin e një platforme prodhimi, tubacione shtesë,

infrastrukture tokësore për të dorëzuar prodhimin. Nëse puset shtesë janë shpuar për të

përcaktuar nëse rezervat janë efektive dhe për të justifikuar instalimin e infrastrukturës së

nevojshme, ato shpesh trajtohen si pjesë e fazës së kërkimit.

KNP-të dhe MSHR-të76

shpesh specifikojnë aktivitete vlerësimi të sigurta, që mund të mos

jenë të kontraktorit, në rastin kur një pus kërkimi tregon prezencën e rezervave (rasti i

Shpiragut). Në këto tipemarrëveshjesh, në vend të aktiviteteve të vlerësimit që përcaktohen si

një fazë e ndarë, ato shpesh përcaktohen si një qëndrim dallues i aktiviteteve që ndodhin gjatë

fazës së kërkimit. Në ndonjë rast, edhe kur nuk është e përcaktuar në kontratë, vlerësimi

mund të jetë kritik në zona të sigurta ku nuk ka infrastrukturë paraekzistuese për prodhimin

dhe marketingun e naftës dhe gazit, ose në fusha kufitare pa ndonjë histori të prodhimit të

naftës dhe gazit, ku mund të ketë pak njohuri mbi ekzistencën e kushteve gjeologjike që

mbizotërojnë fushën dhe potencialin për prodhimin komercial të naftës dhe gazit. Ҫdo projekt

përfshin fazën e vlerësimit dhe çmimit të vendburimit. Niveli i sigurisësë investimeve të

mbulueshme rritet në mënyrë të dukshme dhe ka pak kundërshti, në mënyrë që shpenzimet e

nevojshme për të vlerësuar dhe përcaktuar mundësitë komerciale të një fushe, si dhe për të

përgatitur zhvillimin e fushës, të kapitalizohen përkohësisht. Pas formulimit të një plan

zhvillimi, kompanitë hyjnë në fazën e zhvillimit, e cila për të arritur prodhimin komercial

përfshin ndërmarrjen e hapave të nevojshëm, si:

a) shpimin e puseve shtesë për të prodhuar rezerva komerciale;

b) ndërtimin e platformave dhe impianteve të trajtimit të gazit;

c) ndërtimin e pajisjeve dhe infrastrukturës së nevojshme për nxjerrjen e naftës dhe

gazit në sipërfaqe, si dhe trajtimin, magazinimin, transportin dhe dorëzimin e

naftës dhe gazit;

76 International Petroleum Accounting. Charlotte j. Right,Rebecca A Gallun, 2004

Faqe | 69

d) ndërtimin e tubacioneve, infrastrukturës së stokazhit dhe sistemeve të pastremit të

plehrave.

Aktivitetet e zhvillimit vazhdojnë edhe në fazën e prodhimit. Faza e zhvillimit është shumë e

rëndësishme, kur interesat e punës mund të ndryshojnë. Kjo është e dukshme në KNP-të dhe

kontratat e shërbimit të riskut. Në këto raste qeveria ka opsionin për të marrë pjesë në interesa

pune. Derisa kompanitë janë në proçesin e zhvillimit të një aktivi të naftës dhe gazit, niveli i

pasigurisë është relativisht i vogël, kurse kostot janë të kapitalizuara.

Faza e prodhimit përfshin nxjerrjen e naftës dhe gazit nga rezervuari, trajtimin e tyre dhe

sigurimin e standardeve të transportit dhe/ ose të marketingut. Aktivitete të tilla si:

grumbullimi i naftës dhe gazit nga puse të ndryshme duke e stokuar naftën e gazin, trajtimi i

naftës dhe gazit për të hequr sedimentet bazike dhe ujin, dhe ndarja në fushë të gazit prej

naftës janë aktivitete prodhimi. Aktivitetet janë të nevojshme për të përfunduar rrjedhjen e

naftës dhe gazit, dhe për të nxjerrë vlerën e konstruksioneve të prodhimit të fushës. Ka pak

kundërshti në lidhje me trajtimin kontabël financiar të kostove të prodhimit. Kostot e

prodhimit janë të shpenzueshme sapo ndodhin. Gjatë fazës së prodhimit, pjesë të interesit të

punës ndajnë kostot e prodhimit në raport me interesat e tyre të punës. Për qëllime të

kontabilitetit financiar, derisa kostot e prodhimit janë të lidhura me gjenerimin e të ardhurave,

kostot janë të shpenzueshme sapo ndodhin. Në fund të jetës produktive të një fushe nafte dhe

gazi, vendi duhet të rikthehet në kushtet paraekzistuese. Faza e mbylljes përfshin

abandonimin, çmontimin e puseve, duke hequr pajisjet dhe konstruksionet, duke rehabilituar

dhe duke ruajtur vendndodhjen operacionale.

Shkalla e çmontimit, zbërthimit dhe heqjes varet nga ligjet, statutet lokale, parashikimet që

përmban KNP-ja dhe marrëveshja e shërbimit, ose kontrata të tjera; ajo varet gjithashtu nga

politikat e kompanisë që është përfshirë.

Një parashikim i KNP-ve dhe kontratave të shërbimit të riskut ështëkurkalimi në pronësi i

pajisjeve dhe konstruksioneve qeverisë përmes kompanisë shtetërore të naftës. Transferimi i

pronësisë lidhet me faktin se kontratat nuk kanë ndarje me pagesa aktuale për kostot e

mbylljes. IASB kanë nxjerrë standardet, të cilët i kërkojnë prodhuesit të vlerësojë kostot e

ardhshme të mbylljes dhe t‟i njohë ato si detyrim.

Përzierja e operacioneve në faza të ndryshme. Teorikisht, fazat e ndryshme të

operacioneve të UPSTREAM-it ndodhin në një radhë sekuenciale dhe janë gati të

identifikueshme. Në realitet kjo nuk ndodh asnjëherë: fazat përzihen, ndodhin në mënyrë

simultane, ose ndodhin në rende të ndryshme. P.sh., për disa vite një kompani hyn në fazën e

Faqe | 70

prodhimit, pastaj mund të testojë ekzistencën e një rezerve të re në një fushë të provuar. Ka

aktive të shumta që janë të pëlqyeshme për t‟u përdorur gjatë fazave të shumëfishta, siç mund

të jetë një zyrë ose një magazinë, që mund të përdoren për të menaxhuar pajisjet dhe

personelin e punësuar në aktivitetet e kërkim-zhvillimit dhe prodhimit, gjithashtu edhe në

menaxhimin e shitjes së produkteve. Nëse faza e operacioneve luan rol në përcaktimin e

trajtimit kontabël të kostove të ndryshme, ajo mund të jetë e nevojshme për t‟u identifikuar, si

dhe për rëndësinë e përzierjes së fazave të ndryshme.

3-5 Veçoritë e kontabilitetit në faza të ndryshme të upstreamit.

Një nga veçoritë kryesore është politika e kontabilitetit që kompanitë shumëkombëshe

aplikojnë. Sipas praktikës së deritanishme, kjo praktikë ndeshet në dy forma77

:

kontabiliteti për kostot e përpjekjeve të suksesshme

kontabiliteti i kostos së plotë

Kontabiliteti për kostot e përpjekjeve të sukseshme të prospekteve para-liçencuese,

kërkimit pa shpim dhe njohjes së liçencës.

Pasiguria shoqëron faza të ndryshme të operacioneve të upstreamit, që në mënyrë të dukshme

ndikojnë në trajtimin kontabël financiar të kostove. Prospekti para-liçencues kryhet në stadet

paraprake të vlerësimit, kur jemi duke identifikuar sipërfaqet që mund të përmbajnë

potencialisht rezerva nafte dhe gazi. Prospekti para-liçencues përfshin vlerësimin e

sipërfaqeve të gjera dhe është i rëndësishëm derisa ai ndodh, përpara se një interes minerar të

njihet.interes minerar të njihet me sipërfaqen që prospekti ka piketuar. Vendimi i

kapitalizimit përballë shpenzimit të kërkuar për qëllimet e kontabilitetit financiar, paraqet një

sfidë të vërtetë që kërkon:

1. hapa të matshëm

2. drejtimin eventual për zbulimin e sasive substanciale të rezervave

3. kapërcimin e kohës, kur niveli i pasigurisë ka qenë veçanërisht i lartë

Kur kostot gjeologjike dhe gjeofizike normale kryhen pasi liçenca është marrë, dhe kjo e

fundit mund të përfshijë disa tipe aktivitetesh të prospektit para-liçencues, kemi të bëjmë me

një kërkimi pa shpim. Prospektet dhe kërkimet pa shpim ndërmarren për të lokalizuar

sipërfaqet, që mund të përmbajnë rezerva komerciale nafte dhe gazi. Sipërfaqe të tilla

identifikohen duke përdorur dy teknika: sipërfaqësore dhe nënsipërfaqësore, gjeologjike dhe

77 International Petroleum Accounting. Charlotte j. Right,Rebecca A Gallun 2004, f. 29-30

Faqe | 71

gjeofizike. Fotografitë satelitore dhe ajrore, imazhet dhe përmasat etjera të veçorive të

sipërfaqes, mund të ekzaminohen për të projektuar në mënyrë shkencore nëse formacionet

nëntokësore kanë karakteristika përçuese për akumulimin e naftës dhe gazit në sasira

komerciale. Teknikat gjeologjike dhe gjeofizike të nënsipërfaqes, të tilla si punimet sizmike,

vlerësojnë potencialin komercial të veçorive të nënsipërfaqes, duke përdorur metoda që bëjnë

të mundur marrjene përgjigjeve të nevojshme nga simulime të ndryshme mbi shkëmbinjtë.

Një shërbim studimor është studimi gjeologo-gjeofizik i një sipërfaqeje të gjerë fizike,

qëllimi i të cilit është identifikimi i sipërfaqeve të vogla që mund të përmbajnë naftë dhe gaz.

Ky shërbim i njohjes duhet të jetë në fazën e prospektit para-liçencues. Shërbimi i njohjes do

të përfshijë imazhe satelitore, fotografi ajrore, teste gravimetreke, matje magnetike, analiza

dhe testime të tjera, që synojnë identifikimin e sipërfaqeve specifike të interesit. Shpesh, këto

tipe aktivitetesh mund të jenë ndërmarrë pa pasur takim fizik me tokën; megjithatë, në mjaft

leje ndërkombëtare nga autoritetet përkatëse qeveritare është e nevojshme marrja e këtyre

tatimeve, përpara se të nisë ndonjë aktivitet gjeologo-gjeofizik. Në shumë situata, veçanërisht

kur një prospekt shfaqet premtues, qeveria mund t‟i kërkojë kompanisë të blejë informacion

të sigurt gjeologo-gjeofizik direktnga ajo, si një paravlerësim për ta lejuar të drejtojë

shërbimin e njohjes. Nëse rezultatet e njohjes janë premtuese, mund të kryhet një studim i

detajuar. Një studim i detajuar është një studim gjeologo-gjeofizik, që mbulon një sipërfaqe

të vogël duke përdorur më shumë proçedura testuese të detajuara, të tilla si testet sizmike.

Normalisht studimet e detajuara kërkojnë lejen e qeverisë ose të zotëruesit të së drejtës

minerare, derisa aktivitete të tilla kërkojnë akses fizik të sipërfaqes që është në kërkim.

Ndërsa shërbimi i njohjes mund të jetë kryer para ose pas njohjes së liçencës, shërbimi i

detajuar zakonisht kryhet pasi kjo liçencë të jetë marrë.

Kontabiliteti për prospektet para-liçencuese dhe kërkimin pa shpim. Praktika shqiptare

aktuale është e përqendruar vetëm në kontabilitetin e KNP-ve, të quajtura llogaria. Ajo i

përngjet një prospekti të përgjithshëm, shpesh shumë i dallueshëm nga kontabiliteti i

lejuarfinanciar që përdoret në Shqipëri. Siç përmendëm më lart, tre faktorë të kësaj faze

përbëjnë një sfidë të vërtetë për tërë botën e financierëve e kontabilistëve të naftës. Problemet

e kësaj llogarie janë të patrajtuara nga SNKB-të gjithashtu, dhe mjaft herë kërkojnë

interpretime shtesë, nisur nga fakti që kompani të ndryshme operojnë me sisteme të ndryshme

kostoje.

Sipas SFAS nr 19,kostot gjeologo-gjeofizike duhet të jenë të shpenzueshme sapo ndodhin.

Nuk ka rëndësi nëse kostot kanë ndodhur para apo pasi liçenca është njohur; me fjalë të tjera,

nëse ndodh gjatë prospektit para-liçencues apo fazës së kërkimit. Në përpjekjet esuksesshme

Faqe | 72

britanike kapitalizohen fillimisht të gjitha kostot, pavarësisht nëse ndodhin para apo pasi të

jetë marrë liçenca. Kosto e prospektit para-liçencues dhe kostot e kërkimit pa shpim, që

s‟mund të jenë të identifikueshme në një strukturë gjeologjike në fund të vitit, duhet të zbriten

në periudhën në të cilën ato kanë ndodhur. Kostot e prospektit para-liçencues ose kostot e

kërkimit pa shpim, që mund të identifikohen me një strukturë gjeologjike, duhet të mbeten të

kapitalizuara në fund të vitit. Nëse rezultati i shpimit përcakton që rezervat komerciale janë

prezente, kostot duhet të lëvizen në një qendër kostoje të nivelit të vendburimit, ku janë

akumuluar të gjitha kostot e kapitalizuara të lidhura me kërkimin, vlerësimin dhe zhvillimin e

mëtejshëm. Nëse rezervat komerciale nuk vërtetohen, kostot e tilla duhet të zbriten në

shpenzime. Kalimi te një qendër kostoje shoqërohet me kalimin nga një llogari AAJM në një

llogari AAM, pra me një riklasifikim të këtyre shpenzimeve. Ky klasifikim kërkohet nga

SORP 2001.

Kapitalizimi i kostove gjeologjike dhe gjeofizike përpara përcaktimit të rezervave komerciale

mund të plotësojë strukturën e IASB-së. IAS 1 lejon kompanitë të mbështeten në metodat e

pranuara nga trupa standard-vendosëse të ndryshme dhe në praktikave të pranuara të

industrisë, kur nuk ekziston asnjë IFRS specifike. Deri tani, me anë të strukturës sëIASB-së,

politikat kontabile janë të qëndrueshme. Në përputhje me strukturën e IASB-së, kostot

kapitalizohen vetëm kur sasia e kapitalizuar të jetë plotësisht e mbulueshme në të ardhmen.

Kështu IASB-ja mund të mos lejojë kompanitë të kapitalizojnë kostot gjeologo-gjeofizike të

kërkimit, para se të jenë të zbuluar rezervat komerciale. Por kjo bie ndesh me faktin se

zbulimi i rezervave komerciale i hap rrugën një vlerësimi gjigant të aktiveve, vlera e të cilave

përcaktohet pikërisht nga investimet e kryera deri në atë fazë.

Në lidhje me aktivitetet gjeologo-gjeofizikemund të kërkohetnjë larmi kostosh e kostove të

përgjithshme. Derisa këto kosto janë të harxhueshme për t‟u shpenzuar sapo ndodhin, trajtimi

tipik është shpenzimi i tyre si kosto të përgjithshme. Alternativa do të ishte që një porcion i

kostove të përgjithshme të shpërndahej te një kategori kostosh gjeologo-gjeofizike dhe të

shpenzoheshin si kosto gjeologo-gjeofizike. Ky vendim pë ndarjene kostove të përgjithshme

në shpenzime gjeologo-gjeofizike dhe shpenzime të përgjithshme përbën një çështje të

politikës së kompanisë. Ndërsa modeli britanik kërkon kapitalizimin e kostove gjeologo-

gjeofizike që janë të lidhura me një strukturë të veçantë gjeologjike, kompanitë mund të

shohin të nevojshme, ose ndoshta të dëshirueshme, të shpërndajnë një porcion të kostove të

përgjithshme tek aktivitetet specifike gjeologo-gjeofizike. Ky veprim do të rezultonte në

kapitalizimin e një porcioni të shpenzimeve të përgjithshme, që do t‟i mbante kostot e ulëta

Faqe | 73

në gjendjen e të ardhurave. Nga ana tjetër është i nevojshëmzhvillimii një metode të

pranueshme të shpërndarjes së kostove të përgjithshme për aktivitetet gjeologo-gjeofizike.

Nëse një kompani përdor standardet kombëtare apo të SNKB-së për qëllimet e kontabilitetit

financiar, është e rëndësishme të përcaktohet nëse kontrata e aplikueshme e naftës përmban

gjuhën që lejon mbulimin e kostove, të cilat lidhen me prospektin para-liçencues dhe

kërkimin, dhe përfshijnë kostot gjeologo-gjeofizike që ndodhin para dhe pas njohjes së

liçencës. Nëse operacioni drejtohet nën një KNP ose MSHR, kontraktorit që realizon

shërbimet e kërkimit mund t‟i lejohet të mbulojë shpenzime të tilla, që ndodhin para dhe pasi

njihet liçenca. Në këtë rast është e rëndësishme që kompania të zhvillojë një proçedurë ku

kostot gjeologo- gjeofizike të mbulushme të jenë të përcaktuara.

Pra mbulueshmëria nga qëllimii kontabilitetit kontraktual nuk ndikon për trajtimin e

kontabilitetit financiar të kostove. Me fjalë të tjera, kostot gjeologo-gjeofizike duhet të jenë të

kontabilizuara nga aplikimi i rregullave kombëtare apo të IAS-ve, të përshkruara për

kontabilitetin financiar. Mbulueshmëria e kostove gjeologo-gjeofizike nuk jep vlerësim në

njohjen e një aktivi tjetër.

Një kompani vlerëson një prospekt dhe mbledh sasira thelbësore të informacionit sizmik. Në

kohën e vlerësimit, vendimi është bërë për mos ndjekur prospektin. Ndoshta ekonomikisht

s‟janë të favorshme. Në këtë rast, kostot e studimit sizmik normalisht duhet të zbriten. Më

vonë, për çfarëdo lloj arsyeje, kompania rivlerëson ose ripërpunon të dhënat sizmike për të

përcaktuar nëse ka ndonjë interes të ri në ndonjë sipërfaqe tjetër. Problemi shtrohet:

1. Si duhet të kontabilizohen kostot e rivlerësimit ose të përpunimit të të dhënave?

2. A mund të bëhet ndonjë rregullim lidhur me kostot origjinale të studimeve sizmike?

Në këtë rast, nëse ripërpunimi lidhet me kërkimin për naftë dhe gaz, atëherë ai duhet të

kontabilizohet në përputhje me kostot për prospektet dhe kërkimet pa shpim. Nëse qëllimi i

ripërpunimit është përcaktimi i mënyrës më të mirë për zhvillimin e rezervave në fushë,

atëherë kostot e përpunimit duhet të kapitalizohen si kosto zhvillimi. Pavarësisht qëllimit dhe

synimit të ripërpunimit, rivendosja e kostos së punimeve origjinale sizmike nuk është e

përshtatshme nëasnjë rrethanë. Kostot e njohjes së një liçence nafte përfshijnë kostot e

negocimit me shtetin. Përderisa të drejtat minerare zotërohen nga qeveria, mbulimi i kostove

që ndodhin aktualisht varet gjerësisht nga shqetësimi i kompanisë për të kënaqur kërkesat e

qeverisë dhepër të rritur vlerësimin e rezervave të naftës dhe gazit, si dhe nga shqetësimi i

qeverisë për të ekzekutuar marrëveshjen.

Faqe | 74

Kostot tipike të njohjes përfshijnë kostot e shoqëruara me vlerësimin e mjedisit fiskal dhe

biznesit në vendin ku është lokalizuar pasuria, duke negociuar marrëveshjen, duke paguar

bonusin e nënshkrimit dhe ndonjë kosto tjetër si zhvillimi i infrastrukturës, që mund të

kërkohet nga qeveria vendase. P.sh., qeveria mund të kërkojë pagesën e një bonusi

nënshkrimi dhe ndërtimin e një spitali ose shkolle në sipërfaqen e kontratës. Nga kompania

“Bankers” p.sh., shteti, përveç bonusit, i ka kërkuar kompanisë rregullimin mjedisor të

vendburimit Patos Marinëz, largimin e ndotjeve të lumit Gjanica dhe të kolektorit Roskovec

Hoxharë. (Pavarësisht ngjarjes së fundit në Marinëz në datën 02/04/2015, ku fontana

shpërtheu për shkak të gabimeve teknike, duke shkaktuar dëme të mëdha në ndotjen e ajrit,

ujit, tokës, shëndetin e gjësë së gjallë dhe banorëve të fshatrave përreth). Vlerësimi i të gjitha

kostove të shoqëruara me negocimin dhe njohjen e një licence është shumë i rëndësishëmpër

të identifikuar në mënyrë të përshtatshme kostot e shoqëruara me njohjen e sipërfaqes së

liçencës.

Si rezultat i proçesit të negocimit, nuk është e pazakontë që një bonus të paguhet kur

nënshkruhet kontrata. Pagesat e tjera të bonusit duhet të bëhen në një kohë të mëvonshme,

kur ngjarja është e sigurt që do të ndodhë. Ky fakt lidhet me bonuset e zhvillimit dhe

prodhimit, sepse duhet të informohemi nëse bonuset e zhvillimit do të kapitalizohen si kosto

të njohjes së pasurisë, apo nëse kostoja do të kapitalizohet si kosto e zhvillimit të pasurisë.

Përcaktimi i trajtimit të përshtatshëm kontabël kërkon të shihen termat e kontratave të

veçanta. Nëse pagesa është quajtur bonus nënshkrimi, trajtimi kontabël duhet të jetë

kapitalizimi i bonusit të zhvillimit si një kosto e njohjes së liçencës. Nëse pasuria

klasifikohettashmë si e provuar, bonusi i zhvillimit duhet të të kapitalizohet te llogaria e

kompanisë për kostot e pasurisë së provuar.

Në mënyrë të ngjashme çështja kontabël, që ngrihet në lidhje me bonuset e prodhimit, është

nëse kjo kosto duhet kapitalizuar dhe trajtuar si kosto e njohjes së liçencës, apo si një kosto e

lidhur me prodhimin. Përcaktimi i trajtimit të përshtatshëm kontabël kërkon, përsëri,

rishikimin e termave të kontratës së veçantë. Nëse pagesa konsiderohet si bonus nënshkrim

prodhimi, trajtimi i përshtatshëm kontabël është përsëri kapitalizmi i bonusit të prodhimit si

kosto e njohjes së liçencës. Ndërkaq pagesa e bonusit të prodhimit lidhet me nivelet e

prodhimit. Bonuset e prodhimit, po aq qartë sa ato të zhvillimit, paraqesin një kosto të njohjes

së të drejtave minerare dhe si të tilla janë një formë e bonuseve të nënshkrim prodhimit.

Kështu, bonuset e prodhimit dhe të zhvillimit janë normalisht të kapitalizuara si një shtesë e

kostove të liçencës së provuar.

Faqe | 75

Një problem që duhet të zgjidhet është koha e përshtatshme për të patur akses në bonuset e

zhvillimit apo të prodhimit, pra kur ato duhet të pasqyrohen dhe si? Bonuset e prodhimit

duhet të bëhen sapo operacionet e zhvillimit të kenë nisur e filluar të jenë të dukshme. Koha e

përshtatshme për kalimin e bonuseve të prodhimit do të qe atëherë, kur niveli i prodhimit do

të arrinte nivelet e kërkuara, siç është rënë dakord në kontratë.

Kostot e mbartura dhe të mbetura të pasurive të paprovuara. Kostot e sigurta janë ato që

kanë ndodhurpër mbajtjen e një pasurie joprodhuese nga data e saj e njohjes, derisa pasuria

bëhet e provuar ose e abandonuar. Më të rëndësishmet e këtyre kostove janë:

a. rentat e vonuara të paguara mbi pasurinë minerare, derisa punimi i specifikuar (shpimi

i pusit mbi pasurinë) të ketë filluar;

b. renta minerare, ose tatimet e tjera të vlerësuara, bazohen mbi vlerën e pasurisë;

c. kontabiliteti dhe regjistremi që mban kostot;

d. kostot ligjore ndonjëherë ndodhin në lidhje me titullin e pasurisë së paprovuar.

Sipas SNK –ve, kostot e lidhura me pasurinë e paprovuar do të regjistrohen sapo të ndodhin.

Nën përpjekjet e suksesshme britanike, këto kosto klasifikohen si kosto kërkimi dhe

vlerësimi, dhe kapitalizohen në varësi të përcaktimit mbi gjetjen e rezervave komerciale.

Dëmtimi ( Provigjionimi) i pasurisë së paprovuar. Teoria e përpjekjeve të suksesshme

kërkon që pasuria e paprovuar të vlerësohet periodikisht për të përcaktuar nëse pasuria ka

qenë e provigjionuar. Provizioni ndodh nëse ka disa tregues, si për shembull rasti kur kostoja

e kapitalizuar e një pasurie të paprovuar është më e madhe sesa përfitimet e ardhshme

ekonomike, që priten të merren nga pasuria. Kur marrëdhënia me pasurinë e paprovuar

provigjionohet,

vlerësimi është veçanërisht i vështirë dhe subjektiv. Për të vlerësuar provigjionimin merret

parasysh:

a. Ndonjë e dhënë negative gjeologo-gjeofizike;

b. Nëse programi i punës vijon në përputhje me marrëveshjen;

c. Në qoftë se kontrata nuk siguron një program pune specifik, apo ndonjë definicion

planesh për shpim.

Të dhënat negative gjeologo- gjeofizike dhe pusi negativ zakonisht sugjerojnë se, nëse pjesa e

kostos historike të pasurisë është shpenzuar, provigjioni duhet të njihet për pasurinë.

SFAS nr 19 ka siguruar dy mundësi që mund të përdoren për provigjionimin e pasurisë së

vlerësuar dhe të paprovuar, në varësi të saj; nëse kostot e njohjes së pasurisë së kapitalizuar

Faqe | 76

janë rëndësishme ose jo. Praktika ka treguar dy metoda: një pasuri është e rëndësishme kur

ajo ka një peshë 10-20%78

të vlerës së gjithë pasurive të paprovuara, ose një shumë parash

kufi për t‟u klasifikuar si e rëndësishme. Proçesi për provizionin e vlerësuar mbi një pasuri të

paprovuar është shumë më pak i përcaktuar nga SORP 2001. Sipas SORP 2001, kostot e

njohjes së licencës, të shoqëruara mbi një pasuri të paprovuar, duhet të amortizohen gjatë

jetës së liçencës. Shpenzimet gjeologo-gjeofizike të kapitalizuara mbi një pasuri të paprovuar

janë gjithashtu subjekt për t‟u riparë dhe amortizuar, ose provigjionuar.

Abandonimi i pasurisë së paprovuar. Nëse zotëruesit e interesit të punës, në një pasuri,

vlerësojnë rezultatet e aktiviteteve të tyre gjeologo-gjeofizike, dhe shpim-kërkimet

konkludojnë se potenciali për prodhimin komercial nga një pasuri nuk premton, ata mund t‟i

lënë mënjanë interesat e tyre dhe të braktisin pasurinë. Këtu dallohen tre raste.

Rasti i parë: Kur nuk ka provizionim. Në këtë rast, e tërë pasuria e paprovuar kalon në

shpenzime abandonimi.

Rasti i dytë: Ka provision, por vlera e provizionit është më e vogël se vlera e pasurisë së

paprovuar. Në këtë rast, në shpenzimete abandonimit kalon vetëm diferenca midis vlerës së

pasurisë së paprovuar dhe vlerës së provizionit. Diferenca mbyll llogarinë e provizionit.

Rasti i tretë: Kur vlera e provizionit është e barabartë me vlerën e pasurisë së paprovuar. Në

këtë rast mbyllet llogaria e provizionit, dhe nuk kemi shpenzime abandonimi.

Kur një pasuri e paprovuar, individualisht jo e rëndësishme,abandonohet, supozohet se e tërë

pasuria është provigjionuar dhe kostoja origjinale e pasurisë së paprovuar është shpenzuar

përkundrejt llogarisë provigjione mbi bazë grupi.

Abandonimi i pjesshëm ose lëshimi. Abandonimi apo lëshimi i pjesshëm janë të zakonshme

në operacionet hidrokarbure, ku kontratat tipikisht mbulojnë sipërfaqe të gjëra gjeografike.

Kontratat shqiptare kushtëzojnë që një sipërfaqe nga sipërfaqja e kontratës, e cila nuk ka më

interes, duhet të lëshohet gjatë periudhës së kërkimit. Kontratat me ndarje prodhimi apo

MSHR-të mbulojnë një sipërfaqe të gjerë dhe kërkojnë që një pjesë e pasurisë të abandonohet

në një pikë të caktuar kohe. Logjika është, që nëse vlera e sipërfaqes së mbetur është e

barabartë ose më e madhe sesa kostoja e tërë sipërfaqes, atëherë kostot që janë kapitalizuar

duhet të trajtohen si kosto të sipërfaqes së mbetur. Nëse, nga ana tjetër, abandonimi pjesor

reflekton një pakësim të përfitimeve të ardhshme ekonomike në pasurinë e ndërmarrjes,

atëherë e tërë pasuria duhet të vlerësohet për provizion shtesë. Kjo përdoret në IAS-të.

78International petroleum accounting Charlote J Right,Rebecca A Gallun, f. 203

Faqe | 77

Periudha pas bilancit. Përpjekjet e suksesshme lidhen me ngjarjet që ndodhin pas fundit të

periudhës kontabël, por përpara kohës kur gjendja financiare publikohet. Përpara se të

shpallet, informacioni për gjendjen financiare, që bëhet i përshtatshëm në fund të periudhës

së punës, duhet të ketë parasysh vlerësimin e kushteve që ekzistojnë në datën e bilancit. Një

shembull i përdoruri ngjarjes pas bilancit është rezultati i një pusi, i cili del negativ mbi një

pasuri të paprovuar pas datës së bilancit, por përpara se gjendja financiare të jetë shpallur.

Pusi negativ zbulon që, megjithëse i panjohur në fundvit, rezervat nuk ekzistojnë mbi atë

pjesë të pasurisë në datën e bilancit, një fakt që tregon se pasuria mund të kishte qenë e

provigjionuar në fund të vitit. Nëse kompania vendos që pasuria të jetë e provigjionuar në

fund të vitit, provizioni duhet të reflektohet në gjendjet financiare në fund të vitit fiskal, duke

bërë një artikull rregullues që njeh një humbje të provizionit.

Riklasifikimi i pasurisë së paprovuar. Një pasuri e paprovuar duhet të riklasifikohet te një

status pasurie të provuar, nëse janë zbuluar vetëm rezerva komerciale. Dallohen dy raste:

Rasti i parë, provizioni zero. Në këtë rast, kalimi nga pasuri e paprovuar në pasuri të provuar

bëhet mbi vlerën e pasurisë së paprovuar.

Rasti i dytë, kur pasuria e paprovuar ka një zhvlerësim. Në këtë rast, kalimi bëhet për vlerën

neto të pasurisë së paprovuar.

Pra kemi një kalim nga llogaria e AAJM, e cila është riklasifikuar në një llogari AAM, sepse

tashmë këto kosto janë pjesë e kostos së fushës së provuar, e cila është një AAM me

përfitime të ardhshme ekonomike.

Qendrat e kostos. Qendrat e kostos janë të domosdoshme për mënyrën si kostot e

kapitalizuara do të akumulohen për qëllimin e llogaritjes së amortizimit, zhvlerësimit dhe

shterimit (DD & A), dhe gjithashtu për qëllimet e provizionit. Për qëllimet e raportimit të

brendshëm, drejtimi mund të zgjedhë çdo përmasë qendër kostoje, që ata e mendojnë të

përshtatshëm. Qendra e kostos më popullore e përdorur është ajo e një vendburimi. Një

vendburim është një sipërfaqe që konsiston në një rezevuar të vetëm, ose rezervuarë të

shumëfishtë, të gjithë të grupuar mbi /ose të rritur me të njëjtën veçori strukturale gjeologjike

individuale dhe/ ose kusht stratigrafik. Në një vendburim mund të ketë dy ose më shumë

rezervuarë, të cilët janë të ndarë në mënyrë vertikale nga shtresa të papërshkrueshme ose anë

për anë, ose prej të dyjave. Rezervuarë që janë të shoqëruar me ndërthurje ose vendburime

fqinje, që mund të trajtohen si një vendburim operacional i vetëm. Termat gjeologjike

“Veçori strukturale” dhe “Kusht stratigrafik” synojnë të identifikojnë veçoritë gjeologjike të

Faqe | 78

lokalizuara, si të kundërtat e termave të gjera të baseneve, tendencave, provincave, fushave të

interesit etj. (SFAS 69 paragrafi 272).

Sipas SORP 2001, kostot duhet të jenë të grupuara mbi një bazë vendburimi për vendburim:

Pas vlerësimit, nëse janë gjetur rezerva komerciale, atëherë kostot neto të kapitalizuara që

kanë rrjedhur deri në zbulimin e vendburimit, duhet të transferohen në një qendër kostoje

vendburimi të vetëm.Kostot e puseve shterpë dhe puse të tjerë të zhvillimit shterp, çdo kosto

pasuese zhvillimi, që përfshihet, duhet të jetë e kapitalizuar në çdo qendër kostoje. (paragrafi

54). Një vendburim përcaktohet si një sipërfaqe që konsiston në një rezervuar të vetëm ose

rezervuar të shumëfishtë, të gjithë të grupuar ose të lidhur me të njëjtën veçori strukture

gjeologjike individuale dhe/ose kusht stratigrafik (paragrafi 17). Përderisa është

marrëvendimi, që një projekt kërkimi ka gjetur rezerva komerciale, kostot identifikohen me

një qendër kostoje të veçantë, në mënyrë tipike me një vendburim. Përpjekjet e suksesshme

britanike kërkojnë që kostot e prospektit para-liçencues të njohjes, të kërkimit dhe vlerësimit

fillimisht të jenë kapitalizuar, dhe të akumulohen nga një pus, nga një qendër pusi,

vendburimi, ose kërkimi në përgjithësi. Pasi rezervat komerciale zbulohen dhe qendra e

kostos së vendburimit identifikohet, kostot e kapitalizuara duhet të transferohen në llogaritë

përkatëse, të gjitha duke pasur kodin e pasurisë që i identifikon ato me një vendburim të

veçantë.

Në literaturën shqiptare qendra e kostos është pasuria minerare - pusi79

. Në pasqyrat

financiare të shoqërisë publike “Albpetrol”, evidenca e AAM natyrore përbëhet nga puse. Në

fakt trajtimi i evidencës kontabël me puse duhet të konsiderohet rast i veçantë, për shkak të

përcaktimit të vendburimit, pamundësisë që një pus i veçuar të lidhet me një rezervë të

përcaktuar. Përse ky qëndrim?

Së pari, kjo formulë mund të jetë e vërtetë vetëm për puset e gazit në vendburime të tipit

thjerrëzor dhe ku gazmarrja është në nivelet e mbi 90% të rezervave gjeologjike, ku ky pus ka

kapur thjerrëzën e vet të gazit dhe nuk ka thjerrëza të tjera nën vete, të cilat të shfrytëzohen

nga puse të tjerë.

Së dyti, nga pikëpamja ekonomike, vendosja në këtë thjerrëzë apo thjerrëza të tjera të kapura

nga ky pus nuk paraqet asnjë leverdi;Në disa raste puse të tjera në kuadrin e projekteve

përshpejtuese, mund të sjellin përfitime ekonomike më të larta.

79 Dhamo. S, 2010, Kontabiliteti Financiar

Faqe | 79

Ky fakt nuk mund të jetë ivërtetë për vendburime masive, apo të shtresëzuaravertikalisht (dy

ose më shumë shtresa stratigrafike, të lidhura gjeologjikisht), sepse përpunimi i vendburimit

nuk bëhet në kuadrin e një pusi të vetëm, trajtimi i tyre bëhet me pajisje të përbashkëta, naftë-

gasnxjerrja bëhet sipas një teknologjie të caktuar, niveli i caktuar i puseve bën të mundur

krijimin e përdorimit të teknikave të tjera të përpunimit, që rrisin naftënxjerrjen në tërësi nga

vendburimi. (Për ta ilustruar: Pamjet televizive, datë 02/04/2015, të shpërthimit në

vendburimin e Marinzës tregonin fontanën në dy puse, ku njëri hidhte ujë dhe tjetre fluidin

naftë-gaz-ujë.) Nëse do të interpretonim skemën, pusi i parë i ujit krijonte presion

suplementar shtytës për pusin e dytë, nga i cili merrej një naftë nxjerrje më e lartë. Për pasojë,

pusi i dytë ndikonte për naftënxjerrjen e pusit të parë, ndonëse më parë ai kishte nxjerrë naftë

bruto. Në këtë mënyrë ai ndikonte në rritjen e naftë-gaznxjerrjes nga vendburimi. Kështu që

qendra e kostos mbi bazë pusi nuk qëndron. Këtu duhettë shtojmë edhe pajisjet ku trajtohet,

pastrohet dhe standardizohet nafta bruto, që është e përbashkët të paktën për një vendburim, i

cili reflekton qendrën e kostos vendburim dhe jo pusin. Në këtë kuadër, pavarësisht arsyes së

thjeshtimit, arsyetimi dhe shpjegimi duhet të ishte mbi baza vendburimi.

Riklasifikimet me vendburimet si qendër kostoje. Sipërfaqet kontraktuale janë shumë të

gjera,duke mundësuar që qendrat e kostos së shumë vendburimeve të ekzistojnë në një

sipërfaqe kontratë me vete. Në këtë rast, nëse rezervat komerciale janë gjetur, kostot e

kapitalizuara që lidhen me tërë sipërfaqen e kontratës duhet të shpërndahen në qendra kostoje

të vendburimeve të ndryshme brenda sipërfaqes së kontratës.

Kompania “Petromanas”, e cila në dhjetor 2007 ka marrë blloqet e kërkimit A, B, D, E dhe

në 2009 blloqet 1 dhe 2 - aktualisht kompania është duke operuar në bllokun D + E dhe 2 + 3.

Për këto dy blloqe kompania ka kryer punime sizmike prej 590 km 2D në bllokun 2 + 3 dhe

105 km 2D në bllokun D + E. Sipërfaqja e bllokut D + E është 213 000 hektarë dhe e bllokut

2 + 3 është 25 965 hektar. Në zonën e blloqeve 2 + 3 janë shpuar 3 puse, ndërsa në blloqet D

+ E është shpuar një pus - Jubani 2. Kërkimet vijojnë. Ajo që vlen të theksohet është se nga e

gjithë sipërfaqja, ajo duhet të lëshojë 1/3 e saj, pasi ka shpallur zonat e kërkimit.

Vlerësimi i kostove të deritanishme lidhet me dy modele. Modeli i parë është në përpjesëtim

me numrin e objekteve të identifikuara në një fushë; modeli i dytë me sipërfaqen e çdo

objekti perspektiv (vendburim perspektiv). Nëse në këto shpërndarje, në kostot e

kapitalizuara rezulton një tejkalim në vlerën e mbulueshme, atëherë provizionimi duhet të

jetë i nevojshëm.

Faqe | 80

Marrëveshjet kërkojnë që një pus të fillojë shpimin brenda një periudhe të shkurtër kohepas

nënshkrimit të marrëveshjes. Në KNP të tjera kërkohet që të bihet dakord mbi një numër të

puseve të kërkimit dhe vlerësimit, që duhet të çelen gjatë fazës së përcaktuar si faza e

kërkimit të kontratës. KNP-të80

shpesh përcaktojnë fazën e kërkimit, si një periudhë kohe 3-5

vjet, gjatë së cilës duhet të shpohetnjë numër i caktuar pusesh dhe/ose duhet të shpenzohet një

sasi e përcaktuar parash mbi aktivitetet sizmike dhe aktivitetet e tjera gjeologo-zbuluese.

Në një sipërfaqe ku nuk parashikohet fillimi i prodhimit, kostot e zhvillimit të infrastrukturës

së nevojshme për të mbështetur operacionet e prodhimit mund të jenë shumë të larta. Për më

tepër, edhe sikur puset e fillimit të gjejnë rezerva, duhet të merret një vendim për klasifikimin

e rezervave komerciale, pra duhen bërë përpjekje të konsiderueshme për të konfirmuar

zbulimin dhe vlerësimin e të gjithë politikës ekonomike të situatës së veçantë. Përpjekjet për

të konfirmuar zbulimin e bërë dhe përcaktimi i shtrerjes së rezervave quhen aktivitete

vlerësimi dhe ndodhin pasi janë gjetur rezervat.

Trajtimi i puseve të vlerësimit në lidhje me përpjekjet e suksesshme nuk është i njëjtë si në

SHBA dhe Britani. Metoda e përpjekjeve të suksesshme kërkon që çdo pus i shpuar të

klasifikohet si një pus kërkimi ose si një pus zhvillimi. Klasifikimi si pus shfrytëzimikërkon

që pusi të shpohet në një sipërfaqe të provuar të një rezervuari nafte dhe gazi, në thellësinë e

një horizonti stratigrafik të njohur për të qenë produktiv. Standardi i IASB-ve të naftës dhe

gazit do të kërkonte që këto puse të kalonin në shpenzime, si të tillë, derisa të përputhen me

përcaktimin e një aseti nën sistemin e IFRS-së.

Puset e vlerësimit bëhen të mundura në situatat kur kompanitë përfshihen nën KNP dhe

MSHR. Në këto tipe marrëveshjesh, vlerësimi është një mënyrë e zakonshme, e përcaktuar

dhe e trajtuar si një vendosje e veçantë e aktiviteteve që ndodhin gjatë fazës së kërkimit.

Shumica e KNP-ve dhe shumë MSHR duhet të gjejnë mënyrën se se një numër specifik

puseshkërkimi apo vlerësimi të shpohen si pjesë e angazhimit minimal të punës së

kontraktorit. Kur pusi i parë i suksesshëm i kërkimit shpohet mbi një pasuri, kostoja e

pasurisë riklasifikohet nga një llogari: pasuri e paprovuar te një llogari pasuri e provuar.

Nëse operacioni drejtohet nën një KNP, dhe KNP-ja mund të kushtëzojë kostot që ndodhin

për puset e kërkimit dhe të vlerësimit të mbajtura në mënyrë të veçantë, llogaria shpim në

proçes është e nevojshme të nëndahet për tipin e puseve për lehtësimin e raportimit për

qëllimet e kontabilitetit kontraktual.

80 www.AKBN.gov.al

Faqe | 81

Sipas modelit amerikan, kostot e G&G (gjeologo-gjeofizike) kalojnë në shpenzime sapo

ndodhin. Kur G&G synon lokalizimin e ndonjë pusi të veçantë, ajo konsiderohet si pjesë e

kostos së shpimit të pusit dhe regjistrohet fillimisht si shpim në proçes. Nëse pusi do të ishte

një pus zhvillimi, kostot G&G duhet të riklasifikohen si puse dhe pajisje të lidhura me

lehtësirat për vendburimin, pavarësisht çfarë rezultati ka pusi. Nëse pusi është një pus

kërkimi, rregullimi i fundit i kostove G&G varet nga rezultati i pusit.

SORP 2001 pranon kapitalizimin fillestar të kostove G&G, në varësi të identifikimit me një

strukturë gjeologjike të veçantë, dhe përcaktimi varet nga fakti nëse vërtetohen rezervat

komerciale. Për më tepër kapitalizimi i kostove G&G, që lidhen me shpimin e një pusi ose të

lidhur me zhvillimin e një fushe, është standard me rregullat specifike britanike.

Në standardin tonë kontabël, kostot shtesë gjeologo-zbuluese përfshihen në zërin studime

projektime dhe nuk lidhen fare me mënyrën se sitrajtohen nga kontabilitetet amerikane dhe

britanike apo IFRS-t, të cilat sugjerojnë përfshirjen në koston e shpimit, kur këto shpenzime

kryhen për llogari të puseve të vlerësimit dhe zhvillimit.

Limiti i kohës mbi kërkimin dhe vlerësimin, ose kostot e vlerësimit.81

Për të vlerësuar nëse

rezervat janë komerciale, pasi është vërtetuar naftë-gazmbajtja, kryhet testimi dhe vlerësimi

gjeologjik e inxhinierik. Shpimi i një ose më shumë puseve të vlerësimit është gjithmonë i

kërkueshëm. Në disa raste një shpenzim kapital kryesor, i tillë si një tubacion ose platformë,

mundet të kërkojë rezerva shtesë për të justifikuar shpenzimet. Vendimi final që lidhet me

ekzistencën e rezervave komerciale mund të vonojë për disa kohë, ndërkohë që kërkohen

shpime të tjera. Parimi bazë, që një kosto të jetë e kapitalizuar, është identifikimi i një

përfitimi të ardhshëm ekonomik. Për më tepër, në situatat ku kostot kapitalizohen në varësi të

vlerësimit tjetër, atëherë duhet të ketë disa provigjione për të kufizuar ose parandaluar

mbajtjen afatgjatë të kostove të klasifikuara si aktive, kur këto kosto mund të jenë aktualisht

më të këqija.

Një pus kërkimi mund të përcaktohet që të gjejë rezerva nafte dhe gazi. Kostot e shpimit të

pusit të kërkimit do të vazhdojnë të jenë të mbartura si një aset i varur nga përcaktimi, nëse

rezervat e provuara janë gjendur. Kushtet e mëposhtme provojnë se:

Pusi ka një sasi efektive rezervash për të justifikuar kompletimin e tij si një

pus prodhimi, nëse shpenzimi kapital është kryer.

81 www.akbn.gov.al

Faqe | 82

Shpimi i një pusi kërkimi shtesë është në proçes, ose i planifikuar për të

ardhmen e afërt. Kështu, nëse shpimi në sipërfaqe nuk është në proçes ose

zyrtarisht i programuar, ose nëse pusi nuk ka gjetur sasi të prodhueshme

komerciale të rezervave, pusi i kërkimit duhet të supozohet i zhvlerësuar dhe

kostot e tij do të zbriten nga shpenzimet.

Gjatë testimit stratigrafik, shtyrja e afatit të vendimmarrjes për puset e shpimit të kërkimit

është e zakonshme, përgjithësisht në det, ku platformat e prodhimit duhet të jenë të instaluara

për të prodhuar naftën ose gazin e gjetur. SORP 2001 kërkon që shpenzimet për aktivitetet e

kërkimit dhe vlerësimit të mund të mbarten përpara, në varësi të përcaktimit prej një

maksimumi 3-vjeçar të kompletimit të mëposhtëm të shpimit në një ambient detar ose ballor,

ku kostot e mëdha të zhvillimit mund të ndodhin maksimalisht brenda dy viteve në fusha të

tjera. Në rrethana përjashtuese, këto limite kohe mund të jenë të papërshtatshme. Çdo kosto e

papërcaktuar, e mbartur përpara këtyre kufijve, duhet të pasqyrohet. Kostot e kapitalizuara,

në varësi të përcaktimit nëse ka apo jo rezerva komerciale, llogaritennë mënyrë specifike dhe

në përputhje me këtë gjendje. Në vlerësimin e mëvonshëm të një fushe, shpenzimet që

rrjedhin për rezervat komerciale mund të mbarten përpara, vetëm për aq kohë sa ekziston një

synim i qartë për të zhvilluar një fushë.

Megjithatë, kostot e puseve pezull nuk shfaqen në definicionin e asetit të strukturës së

IAS.Në standardin shqiptar, i cili funksionon sipas IAS, lejohet mbartja për një periudhë të

pacaktuar. Por aktualisht në Shqipëri vërehet që kompania shtetërore “Albpetrol” nuk ka

programe kërkimi në axhendën e saj, qysh prej vitit 2006. Ndërsa për kompanitë e huaja, që

operojnë në Shqipëri, marrëdhënia e tyre kushtëzohet nga afatet që KNP-të e lidhura

përcaktojnë për fazat e ndryshme të zhvillimit të operacioneve, të cilat janë të parashikuara në

liçencë-marrëveshjet përkatëse. Aktualisht puset Molisht 2 dhe Shpiragu 3 të kompanisë

“PetroManas GMBH” janë spostuar në nëntor 201582

dhe në tremujorin e parë 2016. Ndërsa

pusi i San Leon Energy, në bllokun e Durrësit, është spostuar pa një afat në bllokun Adriatiku

1 (në det).

82www.Petromanas.energyAlbania

Faqe | 83

3-6 Kontabiliteti i prodhimit

Risk i vetëm ose interesa të mbartura. Kur jemi në kushtet e një MOP-i, një nga zotëruesit

e interesit mund të kërkojë një situatë investimi, por përballet me kundërshtimin e një pale

apo disa palëve. Në këtë rast pala që kërkon investimin, e merr atëpërsipër, dhe kjo quhet

situata risk i vetëm apo interes i mbartur. Pala e vetme që investon, merr përsipër riskun.

Rasti më praktik është ai me puset, për shkak edhe të kostove të larta. Nëse pusi është

negativ, pala që investoi (mbartëse) nuk mund të kërkojë pjesën mbartëse për rimbursim nga

pjesa tjetër e anëtarëve të MOP-it. Nëse pusi është i suksesshëm, kontrata lejon normalisht

palën evetme investitore për të mbajtur ndarjen e prodhimit që duhet marrë, ose ndryshe te

pjesa e mbartur në rendin për të rikuperuar pjesën mbartëse për mbimarrjen të një risku

shtesë. Pjesa mbartëse është zakonisht e vendosur te një ndarje shtesë e prodhimit të pjesës së

mbartur në formën e një gjobe.

Pjesa e mbartur nuk do të marrë asnjë llogaritje për ndonjë kosto dhe të ardhura, derisa të

ndahet rikuperimi i kostos së mbartur. Për pasojë, për të shlyer pjesën mbartëse do të

llogaritet ndarja e re e të ardhurave, shpenzimet operative dhe (nëse marrëveshja siguron për

ndarjen pasuese të kostove më shumë se sa një interes të mbartur) kostot e zhvillimit pasues.

Gjatë periudhës së shlyerjes, pjesa mbartëse do të regjistrojë të gjitha kostot që i përkasin dhe

të gjithë të ardhurat nga pasuria që ajo përfshin. Kjo është e aplikueshme për mbulimin e

kostove të mbartura. Pjesa e mbartur do të raportojë si rezervë nafte apo gazi vetëm ndarjen e

saj të rezervave të provuara të vlerësuara, të cilat mbeten pas shlyerjes dhe amortizimit për

njësi prodhimi të kostos së pasurisë së pjesës mbartëse, e që duhet të fillojë pas shlyerjes. Pas

shlyerjes do të vlerësohen rezervat e pjesës së mbartur dhe të dhënat e prodhimit, të cilat do të

përfshijnë sasinë në mënyrë të përdorshme për rekuperimin e këtyre kostove të mbartura.

Derisa pjesa që mbart paguan kostot dhe, supozohet, edhe riskun e shpimit të pusit, sasia e

paguar kapitalizohet te llogaria e shpimit në proçes, të pjesës që mbart. Si me një pus

kërkimi, nëse pusi është negativ, pjesa që mbart e njeh pusin negativ si shpenzim. Nëse pusi

gjen rezerva komerciale, pjesa që mbart riklasifikon kostot e shpimit, kostot e shpimit të

kapitalizuara për puset dhe pajisjet. Nëse pusi është i suksesshëm, sapo prodhimi fillon,

pjesës që mbart i mbeten të gjitha të ardhurat dhe paguan të gjitha kostot derisa të jetë arritur

shlyerja. Pala që mbart njeh gjithashtu pjesën e saj të interesit të punës të rezervave, rezervat

që ajo është e autorizuar për t‟i shitur për të rekuperuar kostot e saj dhe ndonjë gjobë nga

ndarja e rezervave të palës së mbartur. Kur pala që mbart ka rekuperuar kostot e saj të

paguara për palën mbartëse dhe një gjobë gjithashtu, shlyerja konsiderohet e kryer. Në këtë

Faqe | 84

pikë fillon ndarja e rregullt e kostove dhe të ardhurave. Shembulli më tipik janë kontratat

shqiptare në kërkimin dhe zhvillimin e hidrokarbureve, ku kompania shtetërore “Albpetrol”

nuk investon, edhe pse ka interesa pune deri 50%. Marrëveshja lejon kontraktorin të mbulojë

të gjitha ose një pjesë të shpenzimeve të tij kapitale nga pjesa që i mbetet kompanisë

shtetërore të naftës, derisa kontraktori të ketë rekuperuar kostot e lejuara. Pas kësaj, ndarja e

kompanisë në kosto dhe prodhim është në përputhje me interesat e tyre të punës. Gjobat

përdoren rrallë herë në këtë llojsituate.

Zhvlerësimi, shterimi dhe amortizimi ( DD&A)

Shpenzimet janë përgjithësisht të njohura mbi bazën e bashkërendimit të të ardhurave dhe të

shpenzimeve. Ndonjëherë bashkërendimi është i bazuar mbi një shkak-pasojë ndërmjet

kostove që rrjedhin dhe të ardhurave që janë gjeneruar. Për AAGJ, të tilla si pajisjet dhe

ndërtimet e prodhimit të naftës dhe gazit, një lidhje shkak-pasojë nuk është e mundshme.

Përfitimi ekonomik i shoqëruar me aktive të tilla është i pritshëm për t‟u marrënë disa

periudha kontabël, dhe lidhja me të ardhurat mund të përcaktohetvetëm indirekt. Në këto

raste, shpenzimet ballafaqohen me të ardhurat mbi bazën e një proçedure shpërndarjeje

sistematike dhe racionale. Ky ballafaqim zakonisht është i llogaritur me AAM si impiantet,

pajisjet, dhe AAJM të tilla si patentat dhe markat. Në të tilla raste shpenzimet quhen

respektivisht amortizim. Zbritja sistematike e vlerës së rezervave natyrore mund të quhet

shterim (harxhim). Me zhvlerësim nënkuptohet ulja e vlerës së tregut apo të drejtë në raport

me vlerën kontabël - pra kur përfitimet e ardhshme ekonomike janë më të ulta se vlera në

kontabilitet.Në shtesë, termat amortizim, zhvlerësim dhe shterim janë përdorur shpesh në një

kuptim të përgjithshëm në industrinë e naftës dhe gazit, për t‟iu referuar të trejave. Këto

proçedura shpërndarjeje ndiqen për të rezultuar në shpenzime që njihen në periudhën

kontabël, në të cilën përfitimi ekonomik i shoqëruar me asetet nëntokësore realizohet. Në

industrinë e naftës dhe të gazit kostot e mëposhtme zakonisht janë të lidhura me gjetjen,

njohjen, zhvillimin dhe prodhimin e naftës dhe gazit, disa prej të cilave kapitalizohen nën

përpjekjet e suksesshme:

1. Kostot e prospektit.

2. Kostot e njohjes së pasurisë minerale.

3. Kostot e kërkimit.

4. Vlerësimi apo kostot e vlerësimit.

5. Kostot e zhvillimit.

6. Kostot e pajisjeve dhe ndërtimeve të prodhimit.

Faqe | 85

Standardet kontabël të IFRS amerikane e britanike kërkojnë që kostot e ardhshme të

vlerësuara, të shoqëruara me zbërthimin, çmontimin, largimin, restaurimin e anëve të shpimit

dhe të prodhimit, kapitalizohen dhe amortizohen vetëm me kostot e aktiveve shoqëruese. Me

përjashtim të pak fushave, aktivet subjekt për DD&A dhe metodat e llogaritjes së DD&A

janë identike me të tre rregullat e përpjekjeve të suksesshme amerikane dhe britanike, dhe

IFRS-ve.

Kategoritë e rezervave që duhet të përdoren në llogaritjen e DD&A

Sipas GAP-it amerikan, kostot subjekt për shterim u referohen rezervave të provuara.

Sipas në GAAP-it britanik, kompanitë lejohen për të zgjedhur kategoritë e rezervave që

përdoren për kontabilitetin dhe raportimin. Termi rezerva komerciale nënkupton kategoritë e

rezervave që mund të jenë të dobishme për qëllimet e zbulimit të rezervave dhe përllogaritjes

së DD&A. Sipas SORP 2001, rezervat komerciale, siç përcaktohet në paragrafin 12, mund të

jenë një opsion i kompanisë ose të:

1. rezervave të provuara dhe të mundshme, të rezervave të naftës dhe gazit;

2. rezervave të zhvilluara dhe të pazhvilluara të naftës dhe gazit (nënkategoritë e

rezervave të provuara).

Në standardin e kompanive të huaja që operojnë në Shqipëri përdoren rezervat P1+P2+P3.

Kompania kombëtare “Albpetrol” nuk përdor standardin e amortizimit të rezervave. Ajo

aplikon amortizimin e puseve dhe pajisjeve mbështetëse, bazuar mbi normat e amortizimit të

vendosura nga Bordi mbikëqyrës. Sipas pasqyrave financiare, këto norma janë 1,5% në vit

për puset.

Kostot subjekt për shterim(harxhimi). Në mënyrë specifike, nën përpjekjet e suksesshme

amerikane, kostot e njohjes të lidhura me pasurinë e provuar janë subjekt për shterim, ndërsa

kostot e kompletimit me pajisje sipërfaqsore dhe nënsipërfaqsore të puseve të kërkimit të

suksesshme dhe kostot e kompletimit me pajisje sipërfaqsore dhe nënsipërfaqsore dhe të

ndërtimeve të prodhimit kapitalizohen dhe janë subjekt për amortizim. Këto kosto

amortizohen për t‟u bërë pjesë e kostos së naftës dhe gazit të prodhuar.

Pasuritë e provuara, puset, pajisjet dhe ndërtimet mbështetëse amortizohen mbi

rezervat me të cilat janë lidhur. Kostot e njohjes së pasurisë së provuar janë shpenzimet e

kapitalizuara të bëra për njohjen e interesit minerar në tërë qendrën e kostos, dhe për më tepër

të lidhura me të gjithë rezervat e provuara që prodhohen nga qendra e kostos. Për pasojë,

kostot e njohjes së kapitalizuar të pasurisë së provuar do të amortizohen mbi të gjithë rezervat

e provuara.

Faqe | 86

Përpjekjet e suksesshme britanike, në kontrast me ato amerikane, kërkojnë që kostot e

lidhura, pra ajo e njohjes së pasurisë së provuar të kapitalizuar dhe puset, pajisjet e ndërtimet

të amortizohen mbi rezervat komerciale. Sepse duke supozuar pasurinë jo plotësisht të

zhvilluar, kushdo nga këto kategori rezervash përfshin rezervat e pazhvilluara, për të cilat

kostot e nevojshme për të prodhuar rezervat nuk kanë ndodhur ende plotësisht.

Projektimi i qendrave të kostos dhe DD&A. Qendra e kostos luan një rol kritik në

kontabilitetin e naftës dhe gazit. Qendra e kostos përcakton se si kostot do të akumulohen ose

grupohen së bashku, me qëllim llogaritjen e DD&A dhe vlerësimin e provizionit. Sipërfaqet

që mbulohen nga një KNP e vetme, konçesion apo marrëveshje të ngjashme, të cilat janë

mjaft të gjera, bëjnë që disa vendburime të zhvillohen në një sipërfaqe kontrate të vetme. Në

këto operacione, qeveria mund të detyrojë shpërndarjen ose shënimin e kostove të njohjes së

sipërfaqes së kontratës në nivel vendburimi ose rezervuari.

Rezervat që duhen përdorur në llogaritjen e DD&A.

Pjesa e rezervave totale, që përdoren për llogaritje në DD&A, merr parasysh:

1. Si janë reflektuar rentat minerare në njohjen e të ardhurave.

2. Rezervat që entiteti raportues zotëron apo ka një interes ekonomik.

Në rastin e parë ka dy situata:

Duke regjistruar të ardhurat të zbritura nga renta minerare, prodhuesit e

përjashtojnë rentën nga të ardhurat e tyre;

Duke regjistruar të ardhurat bruto, pra të ardhurat e prodhuesit (rrjedhjet bruto

nga shitjet), që përfshijnë vlerën e mineraleve të transferuara ose të paguara

kesh të zotëruesit të rentës. E ardhura bruto raportohet mbi gjendjen e të

ardhurave të prodhuesit me rentën minerare, që reflektohet si një zbritje nga të

ardhurat ose si shpenzim.

Për GAAP-in amerikan metoda e parë është e detyrueshme. Megjithatë, SEC ka treguar

që në rrethana të sigurta të kufizuara, në operacionet ndërkombëtare ajo mund të jetë më e

përshtatshme për të raportuar rezervat bruto. Një metodë tjetër e llogaritjes është ajo në

përqindje83

, por që nuk mund të përdoret nga kompanitë e integruara amerikane (pra, që kanë

transportin apo përpunimin e naftës).

83 Oil ang gas federal incometaxation, Patric Henesseee, Seal Henessee 2007 faqje 316

Faqe | 87

Sipas SORP 2001, ka dy trajtime alternative:

1- Nëse prodhuesi është i detyruar të zbulojë prodhimin dhe paguanose duhet t‟i paguajë

zotëruesit të rentës pjesën e tij të rrjedhjes së shitjeve, prodhuesi raporton sasinë totale të

shitjes si të ardhura, dhe zbret rentën minerare të paguar si një komponent i kostos së shitjes.

2- Nëse kontrata siguron mbajtësin e rentës minerare për të marrë naftë dhe gaz në natyrë,

zotëruesi i rentës ka një interes më direkt, dhe për pasojë prodhuesi e përjashton rentën nga të

ardhurat dhe raporton të ardhurat e zbritura nga renta minerare.

Përcaktimi i rezervave, që duhet të jetë i përfshirë në raportin e rezervave dhe i përdorur në

llogaritjen e DD&A, duhet të jetë i qëndrueshëm në mënyrë që rentat minerare të përfshihen

në të ardhura.

Rezervat e titulluara ose të zotëruara. Rezervat që përfshihen në pasqyrat në KNP, të

konçesionit apo të ngjashme me to, përcaktohen duke përdorur interesin e punës duke u

titulluar për to. Sasia specifike e rezervave dhe e prodhimit, që zotëruesi i interesit të punës

është titulluar, mund të përcaktohen vetëm nga referencat e termave të marrëveshjes

specifike. Aktualisht, në Shqipëri, termat dhe referencat u referohen praktikave

ndërkombëtare, gjë që nënkupton forma dhe metoda të ndryshme të llogaritjes së GG&A.

Nëse vërejmëpasqyrat financiaretë viteve 2004- 2013 të Kompanisë “Bankers Petroleum”,

vihet re se metoda e përdorur është ajo e të ardhurave neto, gjë që nënkupton se ajo i

konsideron si zbritje shpenzimet e bëra për rentën minerare. Llogaritja e shpenzimeve të

shterimit në 31.12.2014 ishte 2 miliard $ (2013 – 2,2 miliard $, 2012 – 2,4 miliard $) për

kostot e ardhshme të zhvillimit në lidhje me rezervat provuara dhe të mundshme. Kompania

kapitalizoi shpenzime të përgjithshme dhe administrative, si dhe kompensimin mbi bazë

aksioni në vlerën e 8 milionë $ më 2014 (më 2013 – 8 milion $, 2012 – 12 milion $), të cilat

ishin të lidhura direkt me kërkimin dhe aktivitetet e zhvillimi në Shqipëri. Pajisjet e naftës të

përfshira në DD&A ishin 43 (2013 – 42 milionë $, 2012 – 43 milionë $), për kostot e

ardhshme të zhvillimit të lidhura me rezervat e mundshme dhe të provuara, në Shqipëri. Për

vitin 2013-2014 nuk ka zhvlerësim mbi interesat e naftës.

Kur marrëveshja është një KNP e cila ndan pjesën e rezervave të çdo kompanie, prodhimi

është i komplikuar prej faktitqë titulli i rezervave të çdo kompanie varet nga mbulimi i

kostove. Nëse kontraktori është përgjegjës për pagimin e të gjitha kostove të kërkimit dhe

këto kosto janë të rekuperueshme nga ndonjë rezervë që është zbuluar, atëherë pjesa e

rezervave të kontraktorit duhet të përfshijë rezervat që duhet të kërkoheshin, me qëllim

Faqe | 88

mbulimin e këtyre kostove. Përcaktimi i ndarjes së rezervave të çdo pjese varet gjithashtu nga

ndarja kontraktuale e naftës së fituar.

Vlerësimi i rezervave nuk është një shkencë e saktë. Ajo mund të ndryshojëçdo vit,

ndonjëherë në mënyrë të dukshme, veçanërisht në vitet e para të jetës së rezervuarit. Kur

kontrata është një KNP, kjo ndryshueshmëri është më imituese për shkak të ndryshimit në

kostot e mbulueshme dhe të ndryshimeve në çmim.

DD&A për njësi prodhimi.Metoda për njësi prodhimi, që duhet përdorur në amortizimin e

kostove të kapitalizuara të njohjes së interesave kontraktuale minerare dhe kostot e

kapitalizuara të shoqëruara me puset, pajisjet dhe ndërtimet e lidhura, është si më poshtë:

Shterimi S=VK*Q/R84

VK-Vlera kontabël në fund të periudhës ushtremore

Q- Prodhimi për periudhë

Rfv -Rezervat e vlerësuara në fillim të periudhës

Vëreni që në këtë formulë amortizimi, vlera kontabël që është subjekt për DD&A është

rezultati i kostove të zbritura të kapitalizuara në fund të periudhës. Në mënyrë specifike, vlera

kontabël në fund të periudhës llogaritet nga zbritjet e akumuluara të DD&A, si në fillim të

periudhës nga kostot totale të akumuluara, ashtu dhe në fund të saj. Në mënyrë logjike

çdokush mund të supozojë që nëse vlera kontabël, që duhet të jetë e amortizuar, është sasia në

fund të periudhës, atëherë rezervat do të si një vlerësim i fundperiudhës. Por ne kërkojmë që

ky vlerësim të marrë në konsideratë shumicën e vlerësimeve aktuale, që një vlerësim, që

bëhet në fund të çdo periudhe dhe përfshin çdo zbulim apo zgjerim të vendburimit në

periudhën korrente. Për të përdorur rezervat e fillimit të periudhës dhe, në të njëjtën kohë,

përdorimin e vlerësimit më aktual të rezervave, prodhimi mund t‟u shtohet rezervave të

fundit. Në këtë mënyrë vlerësimi kthehet si në fillim të periudhës, pra konverton vlerësimin e

fillimit për një fillim të vlerësimit të periudhës. Në përputhje me këtë, vlerësimi i rezervave të

fillimit të periudhës përfshin rezervat e gjetura apo të zhvilluara, si pasojë e kostove që

ndodhin gjatë periudhës. Si rezultat, vlerësimi i rezervave më aktuale përdoret në amortizimin

e vlerës kontabël. Për më tepër, vlerësimi i rezervave të përdorura reflekton gjithashtu

rezervat shtesë, të shtuara si pasojë e kostove të rrjedhura në këtë periudhë, kosto që

përfshihen në kostot e amortizueshme.

84Oil and Gas federal incme taxation, 2007 Patrick Henessee, sean hennessee

Faqe | 89

Çmontimi i ardhshëm dhe kostot e riparimit të mjedisit. Kostot e ardhshme që shoqërojnë

çmontimin dhe riparimin e mjedisit të anëve të shpimit dhe të prodhimit të naftës e gazit,

duhet të vlerësohen dhe të merren parasysh në llogaritjen e DD&A. SFAS nr 143

“Kontabiliteti për detyrimet të lidhura me asetet”, FRS 12, “provigjionet, kontigjenca,

detyrimet dhe asetet kontigjente” dheIAS 37 “provigjionet, detyrimet kontigjente dhe asetet

kontigjente” u kërkojnë kompanive të njohin kostot e ardhshme për çmontimin dhe

përmirësimin mjedisor, ku asetet e lidhura janë vendosur në shërbim, ose kur ndodh detyrimi

për të çmontuar. Detyrimi i lidhur, i ardhshëm dhe i kapitalizuar bëhet pjesë e kostos së

aseteve afatgjata, dhe shpërndahet për t‟u shpenzuar nëpërmjet DD&A.

Rishikimi i vlerësimit të rezervave. Vlerësimi i rezervave duhet të rishihet të paktën çdo vit.

Derisa metoda për njësi prodhimi është e domosdoshme për llogaritjen e shterimit dhe të

zhvlerësimit DD&A, çdo ndryshim në vlerësimin e rezervave do të rezultojë në mënyrë të

nevojshme në rishikimin e vlerës së DD&A. Rishikime të tilla të llogaritjeve të DD&A nuk

bëhen për të shkuarën, por ato kërkohen për të ardhmen.

Abandonimi i pasurive të provuara. Pas viteve të prodhimit, pasuria e naftës dhe gazit

abandonohet, shitet apo zgjidhet kontrata. Në operacionet ndërkombëtare kontratat qeveritare

shpesh kërkojnë që, në këtë pikë, zotëruesi i pajisjeve dhe i ndërtimeve t‟ia kalojë ato

qeverisë. Në ndonjë rast asetet mund të hiqen nga kontabiliteti.

Abandonimi pjesor. Metoda për njësi prodhimi për llogaritjen e DD&A kërkon të përdoret

edhe për qendrën e kostos. DD&A e akumuluar për vendburim nuk është drejtpërdrejtë e

identifikueshme me një pus të vetëm ose pjesë pajisjeje. Për më tepër, kur vetëm një pjesë e

qendrës së kostos është e abandonuar p.sh., një pus, humbja nuk njihet nëse normalisht nuk

është abandonuare tërë qendra e kostos. Më tepër se sa përpjekja për të caktuar DD&A e

akumuluar, në mënyrë eksplicite ose implicite supozohet që kur një artikull i vetëm, që është

pjesë e një baze amortizimi të gjerë, është zgjidhur, ajo duhet trajtuar sikur artikulli i vetëm të

jetë plotësisht i amortizuar, dhe kostoja e tij e kapitalizuar mbulohet nga llogaria DD&A. Në

mënyrë të presupozueshme, nëse ky trajtim rezulton në një distorcion tek vlera e DD&A për

kosto të tjera, atëherë lejohet njohja e humbjes. Përveç kësaj, nëse abandonimi apo tërheqja

rezulton nga një ngjarje katastrofike të tillë si përmbytja apo zjarri, ose veprime të qeverisë

vendase, kjo humbje duhet të njihet. Në ndonjë nga këto raste, abandonimi i një pjese të një

pasurie të provuar mund të ketë një ndikim aq sa interesat e lidhur të jenë provigjionuar.

SORP 2001 ka heshtur në lidhje me specifikat e abandonimit, si për interesin e pjesshëm,

ashtu dhe atë të plotë të një vendburimi. Trajtimi i përshkruar më sipër është i qëndrueshëm

Faqe | 90

me të dy standardet GAAP amerikan dhe IASB. Për GAAP-in amerikan, SFAS nr. 19 siguron

një udhëzim eksplicit.

Normalisht nëse një pus individual ose zë individual i pajisjeve është abandonuar ose

tërhequr, ose pjesë tjetër e një grupi të pasurive të provuara, që përbëjnë bazën e amortizimit,

është e abandonuar ose tërhequr, ndërkohë që mbetja e pasurisë apo grupit të pasurive

vazhdon të prodhojë naftë dhe gaz, atëherë as rritjet dhe as humbjet nuk duhet të njihen.Në të

vërtetë, asetet që janë abandonuar ose hequr mendohet të jenë plotësisht të amortizuara, dhe

kostoja e tyre duhet të mbulohet nga zhvlerësimi, shterimi apo amortizimi i akumuluar. Kur

pusi i fundit mbi një pasuri individuale, ose mbi një grup pasurish, përfundon së prodhuari

dhe e tërë pasuria apo grupi i pasurive është abandonuar, atëherë do të kemi njohje të rritjes

ose humbjes.Rasti i një abandonimi të paparashikuar, ose heqja pjesore e një pasurie ose

grupi pasurish të provuara, ose abandonimi apo tërheqja e puseve, pajisjeve dhe ndërtimeve

të lidhura me to mund, vjen nga një ngjarje katastrofike ose nga një anormalitet i

rëndësishëm, në kohën e abandonimit apo tërheqjes do të njihet një humbje.

Abandonimi i tërë vendburimit dhe shitja e pasurisë së provuar. Nëse pusi i fundit është

taposur dhe vendburimi është abandonuar, të gjitha asetet, zhvlerësimi i akumuluar dhe

llogaritjet e detyrimeve të shoqëruara me qendrën e kostos zerohen, dhe në këtë rast njihet një

fitim ose humbje. Ky trajtim është i njëjtë me atë që përdoret në fund të periudhës së

prodhimit, kur zotëruesi i pasurisë dhe i pajisjeve ia jep qeverisë lokale. Nëse kostoja e

taposjes, abandonimit dhe përmirësimit sipërfaqësor është menduar të jetë materiale, atëherë

detyrimi i lidhur i asetit duhet të jetë regjistruar në kontabilitet kohë më parë. Njohja e fitimit

apo humbjesështë e përshtatshme atëherë kur kemi shitjen e një interesi të tërë në një pasuri

të provuar.

3-7 Kontabiliteti i kostos së plotë në operacionet ndërkombëtare

Kostot që janë kapitalizuar gjatë metodës së kostos së plotë, duhet të akumulohen mbi bazën

e çdo vendi. Vendet që ngrenë qendër kostoje duhet ta përdorin jo vetëm për kostot e

akumuluara, por edhepër përdorimin e testit tavan (CGU)85

të kostos së plotë. Rregullat e

kostos së plotë britanike i lejojnë qendrat e kostos për t‟u renditur në përmasa nga më e vogla

në vend (shtet) deri te një rajon më i gjerë gjeografik (kontinent). Kontrolli i kostos, të

buxhetuarit, kontabiliteti kontraktual dhe kompleksiteti tatimor diktojnë përdorimin e

85 Testi tavan i vlerës së pasurisë

Faqe | 91

informacionit të detajuar kontabël, i ngjashëm me atë të mbajtur nga kompanitë që përdorin

metodën e përpjekjeve të suksesshme.

Dallimi midis kostos së plotë dhe kostos së përpjekjeve të suksesshme shprehet në tabelën e

mëposhtme:86

Dallimet midis Metodës së kostos se plotë dhe kostos së përpjekeve të suksesshme Tabela 3-1

Nr Aktivitetet Metoda e përpjekjeve të

suksesshme

Metoda e kostos së

plotë

1 Kostot e njohjes së pasurisë Shpenzime kapitale Shpenzime kapitale

2 Kostot gjeologo-gjeofizike (G&G) Shpenzime rrjedhëse Shpenzime kapitale

3 Pusi i kërkimit negativ Shpenzime rrjedhëse Shpenzime kapitale

4 Pusi i kërkimit pozitiv Shpenzime kapitale Shpenzime kapitale

5 Pusi i zhvillimit negativ Shpenzime kapitale Shpenzime kapitale

6 Pusi i zhvillimit pozitiv Shpenzime kapitale Shpenzime kapitale

7 Kostot e prodhimit Shpenzime rrjedhëse Shpenzime rrjedhëse

8 Qendra e kostos së amortizimit Pasuri fushe ose

rezervuari (vendburimi)

Vendi

Kostot e zhvillimit të ardhshëm

Të gjitha kostot që ndodhin në prospekt, si interesi i njohjes së pasurisë, kërkimit, vlerësimit

dhe zhvillimit, janë kapitalizuar dhe amortizuar mbi të gjitha rezervat komerciale në qendër

kostoje. Rezervat komerciale konsistojnë në:

1. rezerva të zhvilluara, të cilat prodhohen përmes puseve dhe pajisjeve ekzistuese;

2. rezerva të pazhvilluara, të cilat do të prodhohen vetëm si rezultat i puseve të

shpimit shtesë dhe pajisjeve shtesë të instalimit. Derisa rezervat e pazhvilluara janë

të përfshira në rezervat e përdorura për të llogaritur DD&A,për të shmangur një

distorcion të vlerës së DD&A, si dhe për të zhvilluar rezervat e pazhvilluara, kostot

e ardhshme duhen vlerësuar dhe shtuar te kostot e kapitalizuara që duhet të jenë

tëamortizuara. Metoda e kostos së plotë kërkon që kostot e zhvillimit të ardhshëm

të vlerësohen mbi bazën e kostove aktuale.

86 Inernational Petroleum fiscal systems and production sharing Contracts,1994 Daniel Jhonston, f. 186

Faqe | 92

Përjashtimi i kostove

Kostot e pasurisë së pavlerësuar. Kjo kosto lidhet me pasurinë, rezervat komerciale të së

cilës nuk janë vlerësuar ende, por që pritet të vlerësohen në të ardhmen. Duke ndjekur

metodën e kostos së plotë, të gjitha kostot e lidhura me prospektin, njohjen e pasurisë,

kërkimin, vlerësimin dhe zhvillimin janë kapitalizuar. Sipas kësaj logjike kostot e lidhura me

pasuritë e paprovuara, të tilla si kostot e njohjes, kërkimi G&G87

dhe shpim-kërkimet në

proçes, kapitalizohen në bashkimin e kostos së plotë. Pra ekziston mundësia që kostot e

shoqëruara me pasuritë e pavlerësuara të jenë subjekt për DD&A, para se pasuritë të jenë

vlerësuar. Kjo do të shtrembëronte vlerën e DD&A. Për të shmangur shtrembërimin potencial

të vlerës, kostot e lidhura me pasuritë e paprovuara duhet të përjashtohen nga bashkimi i

DD&A, deri në një kohë kur ky vlerësim i pasurisë të kryhet. Pra përjashtimi ndodh, kur:

1- rezervat komerciale janë zbuluan

2- pasuria është provigjionuar ose abandonuar.

Veçoritë e kontabilitetit të prodhimit të naftës dhe gazit

Kosto prodhimi quhen kostot që ndodhin në fazën e prodhimit. Në mënyrë të zakonshme, ato

përfshijnë koston e prodhimit apo të ngjitjes së naftës në sipërfaqe, trajtimin në vendburim,

transportin në vendburim, së bashku me stokimin.

Në kostot e prodhimit përfshihen:

kostoja e punës për të operuar në puse, pajisjet dhe ndërtimet e lidhura me to

riparimi dhe mirëmbajtja

materialet, furnizimet, lënda djegëse e konsumuar, shërbimet e përdorura për puset

dhe pajisjet e ndërtimet mbështetëse

tatimet mbi pasurinë dhe sigurimin e tyre për pasuritë e provuara, puset e pajisjet dhe

ndërtimet mbështetëse

tatimet dhe të tjera marrëdhënie

Zhvlerësimi, shterimi dhe amortizimi i kostove të njohjes së kapitalizuar, të kërkimit dhe

zhvillimit bëhen pjesë e kostos së naftës dhe gazit të prodhuar, së bashku me kostot

eidentifikuara të prodhimit.

87 Shkurtim për shpenzime gjeologo-zbuluese

Faqe | 93

Kostot e prodhimeve tipike8889

Kostoja e punës përfshin pagat për punonjësit, të cilët janë të përfshirë direkt në

operacionin e puseve; të pajisjeve të tjera të prodhimit dhe të ndërtimeve. Disa punonjës

kryejnë shërbime të tilla si mirëmbajtja dhe kontrolli i puseve dhe pajisjeve të

veçanta,ndërkaq punëtorët e tjerë shërbejnë në role supervizimi.

Riparimi dhe mirëmbajtja quhen riparimi dhe mirëmbajtja normale e puseve dhe

pajisjeve të lidhura, që përfshin disa operacione vëzhgimi dhe rikompletimi. Zakonisht,

këto kosto janë të shpenzueshme sapo ndodhin. Për mbajtjen një rezervuari që prodhon në

një vlerë të kënaqshme, shpesh është e nevojshme prania e disa punonjësve vëzhgimi. Në

qoftë se qëllimi i operacionit të vëzhgimit është ristokimi ose stimulimi i prodhimitn, ky

konsiderohet një riparim i zakonshëm dhe është i shpenzueshëm sapo ndodh.

Rikompletimi përfshin vënien në funksion të një pusi ekzistues, të thelluarit ose të

taposurit. Kjo, për të arritur prodhimin në një shtresë të re ose në një zonë të një

formacioni ekzistues. Rikompletimi në një formacion, ose në një zonë prodhimi të

parashikuar ose aktuale, duhet të trajtohet si një shpenzim, derisa qëllimi është kthimi i

prodhimit pa asnjë rritje të rezervave komerciale. Në qoftë se objektivi i rikompletimit do

të ishte zhvillimii rezervave në një formacion të ri, ose gjetja e rezervave të reja, aktiviteti

duhet trajtuar si shpim i ri. Ky kërkon që kostot e shpimit të riklasifikohen si kosto

kërkimi osezhvillimit, dhe jo si kosto prodhimi.

Një kosto tjetër që mund të jetë e një efekti të rëndësishëm, është kostoja e

materialeve dhe furnizimeve. Materiale dhe furnizime quhen pajisjet, veglat e vogla dhe

gjëra të tjera si lubrifikantë, bulona, gozhdë etj. etj., që përdoren në operacione.

Kostot shoqëruese janë te pashmangshme në operacionet e naftës dhe gazit. Kostot e

përgjithshme quhen ato kosto të përgjithshme dhe administrative në natyrë, që lidhen me

mbështetjen indirekte të siguruara nga zyrat e vendit te operatorit. P.sh. operacioni në

Shqipëri përfiton nga mbështetja e sigurt, e siguruar nga zyrat në Kanada dhe “Bankers”.

Mbështetja mund të konsistojë te shërbimet e siguruara nga departamentet e burimeve

njerëzore, thesarit, nga ana juridike apo kontabël. Sasia e shpenzimeve indirekte e

harxhuar në një operacion prodhimi diktohet zakonisht nga kontrata e zbatueshme me

qeverinë ose një MOP, ose në disa raste nga politika e brendshme e operatorit.

88 Petroleum accountings practices 89 Regulations S-x4-10 Financial accounting and reporting for oil and gas producing activities pursuant to federal securities laws and the energy policy and conservation act of 1975.

Faqe | 94

Shpërndarja e kostove të prodhimit. Disa kosto të prodhimit janë të drejtpërdrejta për

një pasuri të veçantë ose pus, ndërsa disa të tjera kërkojnë shpërndarje në nivelin e

pasurisë dhe të pusit. Kosto të tjera prodhimi përfitojnë disa puse ose pasuri, dhe prandaj

kërkojnë shpërndarje. Kosto të tilla përfshijnë prokurimin, telekomunikimin, zyrat e

fushës që u shërbejnë disa vendburimeve si sistemet e depozitimit të ujërave të kripura, që

u shërbejnë disa vendburimeve etj.

3-8 Njohja e të ardhurave

Në tërë botën, kërkesat për njohjen e të ardhurave janë përgjithësisht të qëndrueshme. Dy

janë kushtet kritike që duhen të plotësohen për të justifikuar njohjen e të ardhurave:

1. Procesi i fitimit duhet të jetë i kompletuar ose virtualisht i kompletuar.

2. Sasia duhet të jetë realizuar ose e realizueshme.

Këto kritere drejtojnë gjithashtu njohjen e të ardhurave në industrinë e naftës dhe të gazit

anembanë botës; megjithatë aktivitetet e prodhimit të gazit dhe naftës ndonjëherë mishërojnë

karakteristika të sigurta, që e bëjnë aplikimin e linjës së drejtë të këtij kriteri jo praktik.

Metoda e shitjes. Nën metodën e shitjestë ardhurat e çdo pale reflektojnë sasinë aktuale të

prodhimit që është shitur, pavarësisht sasisë së prodhimit për të cilën është i titulluar. Asnjë

llogari e marrshme ose aset tjetër nuk regjistrohet për prodhimin nën marrje, dhe asnjë

detyrim nuk regjistrohet për prodhimin mbimarrje. Në qoftë se një zotërues i interesit të

punës, në mënyrë të qëndrueshme, arrin të marrë më shumë dhe së fundmi arrin pikën,që

shitjen agregate të palës nga pasuria tejkalon pjesën e tij të rezervave totale në vend, palët

duhet të zgjedhin mundësisht bilancin Kesh.

Një karakteristikë e metodës së shitjes është reflektimi i shitjeve aktuale të bëra gjatë

periudhës nga të ardhurat e raportuara nga kompania. Nga ana tjetër mund të argumentohet se

kur një kompani është në pozicion mbimarrjeje, disbalancimi paraqet shitjen e prodhimit, që

aktualisht ka mbi një ose më shumë zotërues të interesit të punës. Anasjelltas për kompanitë

me nënmarrje, disbalancimi paraqitet kur pjesa e prodhimit të palës është e shitur prej dikujt

tjetër. Kështu, metoda nuk reflekton të ardhurat e vërteta të kompanisë.

Pikërisht, kjo shkakton kritika thelbësore të metodës, përderisa ajo zakonisht rezulton me

probleme që lidhen me balancimin e të ardhurave dhe shpenzimet. Në një MOP, zotëruesit e

interesit të punës paguajnë pjesën e tyre të kostos dhe shpenzimet, në përputhje me interesat e

tyre të punës. Kur ndodh një disbalancim për shkak të metodave të shitjes, ka një keqkuptim

Faqe | 95

mes kostove, shpenzimeve dhe të ardhurave. Të ardhurat bazohen mbi shitjet aktuale, ndërsa

shpenzimet bazohen mbi një % të interesit të punës të kompanisë në operacionet e

përbashkëta. Për të zgjidhur këtë keqkuptim palët në pozicion mbimarrje duhet të njohin

shpenzimet shtesë dhe një detyrim për një sasi të barabartë të çfarëdo raporti të kostove, në

qoftë se kostot janë ndarë në raport me shitjet aktuale. Në mënyrë të njëjtë duhet vepruar

edhe kur zotëruesi i interesit të punës është në pozicion nënmarrje. Atij i duhet të reduktojë

shpenzimet dhe të regjistrojë një shpenzim të parapaguar, të barabartë me ndryshimin

ndërmjet sasisë së kostos që është aktualisht e paguar me çfarëdo proporcioni të kostos që

duhet të kete qenë, në qoftë se kostot janë ndarë në raport me shitjet aktuale. Në praktikë pak

kompani që përdorin metodën e shitjes, rregullojnë shpenzimet e tyre për të reflektuar pjesën

e prodhimit aktualisht të shitur.

Metoda e shitjes komplikohet me faktin senë praktikë kompanitë e përfshira do ta shesin

prodhimin e tyre me çmime të ndryshme, sepse konfincialiteti i parandalon ato të ndajnë

informacionin e çmimeve të shitjes me një tjetër.

Metoda e titullimit90

. Metoda gjerësisht e pranuar që përfshin mosbalancimet, është metoda

e titullimit. Me këtë metodë, pavarësisht sasisë aktualisht të shitur, çdo zotërues i interesit të

punës regjistron të ardhurat bazuar mbi ndarjen e tij të prodhimitpër të cilën ai është titulluar.

Përdorimi i metodës së titullimit rezulton në një kontabilitet kompanie me një detyrim, kur

shitjet aktuale tejkalojnë pjesën e titulluar të prodhimit të kompanisë nga pasuria dhe njohjen

e llogarive të marrshme, dhe kur gjatë një periudhe shitjet aktuale janë më të vogla se sa pjesa

e titullimit të prodhimit të kompanisë nga pasuria.

Derisa kompania paguan kostot operative në përputhje me interesin e saj të punës në një

pasuri, metoda e titullimit është më e mundshmja për të siguruar një përputhje më të mirë të

të ardhurave me shpenzimet. Nga ana tjetër, metoda e titullimit ka problemet e saj. Me fjalë

të tjera, cili është trajtimi i përshtatshëm i ndryshimit ndërmjet çmimeve, kur ky disbalancim

është regjistruar? Palës në pozicion mbimarrje duhet t‟i mundësohet të përcaktojë se cilin

çmim duhet të përdorë, kur është duke regjistruar detyrimin për ta paguar dhe anasjelltas. Për

të komplikuar çështjen më tej, në praktikë, palët ndajnë rrallë herë informacion në lidhje me

çmimet aktuale të shitjes dhe me të ardhurat që ato marrin nga shitja e pjesës së tyre të

prodhimit. Për më tepër në realitet, sasia e regjistruar, si llogari e marrshme nga një palë, nuk

ka nevojë të korrespondojë me sasinë e regjistruar si detyrim për t‟u paguar nga pala tjetër.

90 International Petroleum Accounting Charlote J Right,Rebeca A Gallun 2005

Faqe | 96

Përderisa çmimet e naftës dhe gazit ndryshojnë shpesh, vlerësimi i disbalancimit të marrshëm

dhe të pagueshëm duhet të vlerësohet në sasinë që ato janë në pritje për të marrë ose paguar.

Në qoftë se ekziston një marrëveshje disbalancimi, të marrshmet dhe të pagueshmet

vlerësohen duke përdorur sasinë e siguruar në marrëveshje. Në qoftë se nuk ka marrëveshje

disbalancimi, mund të përdoren çmimet e tregut. Ka disa interpretime për disbalancën. P.sh.,

kërkohet e marrshmja më e ulët e vlerës së çmimit në kohën e prodhimit dhe vlerës së tregut

aktual, ose çmimit të kontratës.

Në marrëveshjet ku prodhimi është shitur nga zotëruesit e interesit të punës dhe ku çdo palë

paguan vetë rentën minerare, të ardhurat mund të njohen bazuar mbi titullimin, ndërkaq rentat

minerare paguhen mbi bazën e shitjes, ose anasjelltas. Kjo është e vërtetë për marrëveshjet e

koncesionit, MSHR-t, ku rentat minerare paguhen mbi bazën e shitjeve aktuale. Kur ndodh

disbalancim në operacionet e drejtuar nga marrëveshjet, ku rentat paguhen në lloj, pagesa e

rentës minerare nuk është problem. Kjo ndodh për shkak të faktit se prodhimi është lëvruar

për zotëruesin e rentës dhe nuk është ndikuar nga disbalancimi i nxjerrjes, që mund të ndodhë

midis zotëruesve të interesit të punës.

Kontratat merr ose paguaj (Take or Pay)91

. Prodhuesit e naftës dhe të gazit ndonjëherë

nënshkruajnë kontrata me blerësit, ku këta të fundit bien dakord për të marrë një sasi

specifike të prodhimit çdo muaj ose çdo vit. Në këtë kontrate, në qoftë se blerësi dështon për

të marrë volumin mbi të cilin është rënë dakord gjatë periudhës së specifikuar, ai mund të

paguajë gjithsesi për sasinë që të marrë. Këto kontrata zakonisht lidhen me prodhimin e gazit

dhe quhen kontrata „merr ose paguaj‟. Disa kontrata lejojnë blerësin të marrë një sasi

ekuivalente, ose strukturën e volumit të nënmarrë në një datë të mëvonshme. Ky vlerësim,

përgjithësisht, është pranuar botërisht. Një metodë alternative e përdorur nga disa kompani

është regjistremi i pagesave të marra në tejkalim të volumit korrespondues të prodhimit të

marrë, si e ardhur e pafituar.

Për shitësin: Në regjistremin e shitjes, shitësi duhet të regjistrojë vlerën e kontratës së

prodhimit të strukturuar si e ardhur e pafituar. Në një periudhë pasuese, në qoftë se prodhimi i

strukturuar është marrë nga blerësi, prodhimi nuk strukturohet dhe periudha e kohës për

strukturën harxhohet, ose, në qoftë se është e dukshme se blerësi do të jetë i paaftë për të

strukturuar prodhimin, e ardhura e pafituar anullohet dhe në këtë kohënjihete ardhura.Kjo do

të bëhet e prekshme në momentin që gazsjellësi TAP do të furnizojë Shqipërinë.

91 Oil and Gas federal income taxation 2007Patric Henessee, Seal Henessee faqje 345-348, 658-662

Faqe | 97

3-9 Provigjioni i pasurisë, puseve, pajisjeve dhe ndërtimeve

Provigjioni ndodh kur vlera kontabël, ose vlera e mbartur e një aseti, është më e

madhe se se sa vlera e tij neto e mbulueshme. Kontabiliteti për provigjionet

aplikohetnga vendosësit e standardevet nga e tërë bota. Në 1998, IASC nxorri një

problem të njëjtë në IAS nr 36. “ Provizionimi i aseteve”, ndërkaq po në 1998,FRS 11

“Provizionimi i aseteve fikse dhe emri i mirë”, i publikuar nga GAAP-i britanik.

Ndërkaq IAS 36 nuk i adresohet në mënyrë specifike industrisë së naftës dhe gazit.

Në SHBA, SFAS nr. 144 “Kontabiliteti për provizionimin ose rregullimin e aseteve

afatgjata”është marrë me këtë problem. Më poshtë jepen krahasimet çelës midis tre

politikave kontabile.

3-9 Krahasimi i ndryshimeve çelës midis SFAS nr. 144, IAS 36 dhe FRS 11

Tabela 3-2.Tabela e mëposhtme përmbledh disa nga ndryshimet çelës midis SFAS nr.

144,IAS 36 dhe FRS 11. Megjithëse tabela nuk është krahasuese, autori synon disa krahasime

midis tre standardeve. Kur ngrihen çështje rreth një problemi të veçantë, për sqarim duhet

konsultuar të jetë i konsultuar standardi i përdorshëm.

Përshkrimi SFAS nr 144 IAS 36 FRS 11

Standarde që

përdoren specifikisht

për prodhuesit e

naftës dhe të gazit

Nuk ka (megjithatë

tregon që pasuritë e

paprovuara janë

vlerësuar sipas SFAS

nr. 19)

Jo E përdorur nga SORP

2001

E përdorshme për

kompanitë e kostos

së plotë

Jo Po Po (siç përdoret nga

SORP 2001)

Koha e kërkuar për

zhvlerësim

Kur rrethanat tregojnë

se zhvlerësimi ka

ndodhur

Kur rrethanat

tregojnë se

zhvlerësimi ka

ndodhur

Kur rrethanat tregojnë

se zhvlerësimi ka

ndodhur

Zhvlerësimi mund të

kontabilizohet përtë

qenë i anullueshëm

Jo, me përjashtim për

asetet e mbajtura për

shitje

po Po

Faqe | 98

në periudhat e

ardhshme

Grupet e aseteve Njësitë kesh

gjeneruese

Njësitë kesh

gjeneruese

Njësitë kesh gjeneruese

Vlera e skontimit që

duhet përdorur

Vlera pa risk nëse

cash flow reflekton

riskun: nëse cash flow

nuk reflekton riskun,

vlera bashkohet me

riskun

Vlera para tatimit, që

tregon vlerën kohore

të parasë dhe

specifikën e riskut

për asetin

Vlerat që reflektojnë

kostot kapitale para

tatimit

Risku i reflektuar në Përdorimi i përafrimit

të cash flow të

pritshëm ose vlera e

skontimit.

E reflektuar në /ose

në rrjedhën e cash

flow-t, ose në vlerën

e skontimit të

përdorur për

rrjedhën e cash flow-

t

E reflektuar në /ose në

rrjedhën e cash flow-t,

ose në vlerën e

skontimit të përdorur

për rrjedhën e cash

flow-t

Zhvlerësimi i njohur Si një humbje në të

ardhurat e periudhës

korente

Si një humbje, ose si

një shpenzim në

gjendjen e të

ardhurave të

periudhës aktuale

Si një shpenzim

zhvlerësimi shtesë

Matja e humbjes Vlera e mbartur minus

vlerën e tregut

Vlera e mbartur -

Sasinë e

mbulueshme, pra më

e madhja e çmimit të

shitjes neto ose

vlerës në përdorim.

Vlera e mbartur minus

vlerën aktuale të cash

flow-t të ardhshëm

Çmimet e ardhshme

dhe kostot e

përfshira

Po Po Po

Kostot e çmontimit

të ardhshëm

Të përfshira në vlerën

e mbartur; të

përjashtuar nga të

gjitha cash –flow-t

E përjashtuar nga

vlera e mbartur; e

përfshirë në cash

flow

Të përjashtuara nga

vlera e mbartur; të

përfshira në cash flow-t

Faqe | 99

3-10 Pasqyrat shtesë të informacionit të kërkuar financiar

Kontabiliteti për kompanitë e përfshira në aktivitetet e upstreamit, të kërkimit dhe prodhimit

të gazit dhe naftës, paraqesin disa veçori. Një sfidë e veçantë është raportimi i vlerës

ekonomike që ka një aset i kompanisë, si dhe mbështetja te parimet e kontabilitetit historik të

kostos. Derisa lejohen 2 metoda të ndryshme të kontabilitetit, një sfidë tjetër është raportimin

i gjendjes financiare për të lejuar krahasimin midis kompanive.

Të gjitha kompanive publikisht të tregtueshme ose jo (që përdorin koston e plotë dhe

përpjekjet e suksesshme), u kërkohet të përdorin metodën e kontabilitetit për të pasqyruar si

aktivitetet e kërkimit dhe të prodhimit, ashtu dhe kostot indirekte.

Kompanive të naftës, që kanë aktivitete prodhuese të dukshme, do t‟u duhet të pasqyrojnë

strukturën komplete të gjendjes financiare vjetore sipas informacionit të kërkuar të kësaj

gjendjeje. Ky pasqyrim lidhet me informacionin e mëposhtëm dhe konsiderohet

suplementar:92

1. sasitë e rezervave të naftës dhe gazit të provuara, probabile dhe të mundshme.

2. kostot e kapitalizuara që lidhen me aktivitetet prodhuese të naftës dhe gazit;

3. kostot që kryhen për aktivitetet për njohjen e pasurisë, kërkimit dhe zhvillimit;

4. rezultatet e operacioneve për aktivitetet prodhuese të naftës dhe gazit;

5. një masë e standardizuar e cash-flow-ve të ardhshëm neto të skontuar, që lidhet me

sasitë e rezervave të naftës dhe gazit;

6. ndryshimet në masën e standardizuar të cash flow-t neto të ardhshëm të skontuar, që

lidhet me sasinë e rezervave të naftës dhe gazit.

Pasqyrat e tipit financiar përfshijnë:

a) kostot e kapitalizuara, që lidhen me aktivitetet prodhuese të naftës dhe gazit;

b) kostot e ndodhura për aktivitetet për njohjen e pasurisë, kërkimit dhe zhvillimit;

c) rezultatet e operacioneve për aktivitetet prodhuese të naftës dhe gazit.

Rezervat përbëjnë asetin kryesor të kompanive të naftës dhe gazit, dhe vlera e këtyre

rezervave, nuk është e reflektuar në gjendjen financiare të kostos historike të kompanisë.

Këto rezerva përfshijnë dy tipe informacioni mbirezervat e bazuara mbi vlerën ose jo vlerën.

Pasqyra e bazuar mbi jovlerën konsiston në informacionin që ka të bëjë me sasinë e vlerësuar

të rezervave të naftës dhe gazit të zhvilluara, të provuara dhe të paprovuara.

92regulations S-x4-10 Financial accounting and reporting for oil and gas producing activities pursuant to federal securities laws and the energy policy and conservation act of 1975.

Faqe | 100

Pasqyra e bazuar mbi vlerën, konsiston në dy skeda:

1. Matjen standarde të cash flow-vet të ardhshëm neto të skontuar, të cilët lidhen me

sasitë e rezervave te naftës dhe të gazit të provuara, të mundshme dhe probabile

(GAP-i amerikan vetëm rezervat e provuara).

2. Ndryshimet në matjen e standardizuar të cash flow-vet neto të ardhshëm të skontuar,

që lidhet me sasitë e rezervave të naftës dhe gazit. (të provuara GAAP-i amerikan).

Kompanitë janë të detyruara ta paraqesin pasqyrën e rezervave sipas rajoneve dhe ato brenda

një rajoni, sipas vendeve dhe sipas vendburimit. Paraqitja e tyre kërkon të sqarojë:

1- sasitë e rezervave të naftës dhe gazit të provuara;

2- kostot e rrjedhshme për aktivitetet e njohjes së pasurisë, kërkimit dhe zhvillimit;

3- rezultatet e operacioneve për aktivitetet prodhuese të gazit dhe naftës;

4- masa e standardizuar e cash flow-vet neto të ardhshëm, që lidhet me sasitë e rezervave

të provuara të naftës dhe gazit.

Në qoftë se gjendja financiare e kompanisë përfshin një investim, që është llogaritur sipas një

metode të njëjtë, pjesa e zërave përkatës të investuar duhet të pasqyrohet në çdo pasqyrë.

3-11 Kontabiliteti për kompanitë që operojnë në Shqipëri.

“Bankers Petroleum”.93

Aktiviteti i “Bankers Petroleum” nisi në vitin 2004. Sot, pas 10

vjetësh, rezultatet e “Bankers” janë si më poshtë, në tabelën e rezervave të naftës dhe gazit.

Kjo tabelë përpilohet çdo vit dhe në përbërjen e vet ka tre lloje rezervash: rezervat e

provuara, rezervat probabël dhe rezervat e mundshme. Pra në vlerësimin e rezervave, kjo

kompani konsideron të sajat atë pjesë të rezervave, e cila do të merret në formën e kostove

dhe në formën e fitimit. Sipas marrëveshjes hidrokarbure, kjo kompani ka këto të dhëna:

1- Marrëveshje e tipit KNP me shtetin Shqiptar për 25 vjet, deri në vitin 2029, me të drejtë

shtyrje edhe për 5 vjet të tjera.

2- Interesi i punës është 100% dhe operatori i vendburimit

3- Kompania paguan këto tatime:

3.1 Rentën minerare 10%;

93www.bankers albania

Faqe | 101

3.2 Prodhimi bazë ekzistues është 850 BOPD, dhe me një rënie 15% në vit ka efekt me

një vlerë 4-5 % të prodhimit që i kalon “Albpetrol” sha;

3.3 Fitimi shtesë nga faktori X, i cili llogaritet:

(a) 1% tatim shtesë “Albpetrolit” (ASP), pavarësisht mbulimit të kostos;

(b) kur kemi mbulim të kostos vetëm një herë, “Albpetroli” merr 3% të fitimit

shtesë;

(c) kur kemi mbulim të kostos 2 herë, “Albeptroli” merr 5% të fitimit shtesë.

3.4 Fitimi i kompanisë tatohet 50%.

4-Për t‟u njohur tatimi, kompanisë i njihet:

3.4.1 mbulimi i kostos 100%;

3.4.2 shpenzimet operative 100% (OPEX);

3.4.3 shpenzimet kapitale 100% (CAPEX).

Për vitet e aktivitetit të saj, rezultatet operative të kompanisë janë:

Faqe | 102

Tabela e PASH 2004-2014 në mil. $ (Burimi:www.bankerspetroleum.com) Pasqyrat financiare 2004-2014 Tabela 3-3

Emërtimi

Vitet

Total 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Të ardhurat 3,483 14,384 32,815 61,289 110,253 88,614 170,376 339,918 432,138 566,386 583,120 2,402,240

Renta minerare (25) (1,498) (3,743) (7,251) (22,852) (20,468) (33,682) (63,941) (78,361) (94,294) (85,966) (412,081)

Shuma 3,458 12,886 29,072 54,038 87,401 68,146 136,694 275,977 353,777 472,092 497,154 1,990,159

Humbjet e realizuara nga

kontratat financiare të

mallrave të konsumit (6,588) (3,898)

(1,188) (11,684)

Fitimi-humbja e parealizuar

kont finaniare 2

(2,904) 556 (1,555)

45,226 41,325

Shuma 3,458 12,886 29,072 54,040 87,401 68,146 136,694 273,073 347,745 466,639 541,192 2,020,346

Shpenzime operative 1,929 7,643 12,481 17,900 28,745 24,781 36,744 60,864 77,953 88,510 95317 452,867

Shpenzime shitjee transporti 646 647 2,251 4,182 7,515 9,869 18,847 45,460 57,578 67,024 59462 273,481

Shpenzidminise të përgjith 166 4,078 5,760 7,394 7,371 6,450 10,550 13,773 16,050 21,363 42,026 134,981

Shterimi dhe zhvlerësimi 623 2,012 4,902 8,903 13,655 16,208 22,511 40,367 65,937 99,554 116418 391,090

Komp i bazuar në aksione 1,823 2,327 4,545 7,900 11,041 11,205 11,527 5,721 56,089

Shuma 3,364 16,203 27,721 38,379 57,286 61,853 96,552 171,505 228,723 287,978 318,984 1,308,548

Shuma 94 (3,317) 1,351 15,661 30,115 6,293 40,142 101,568 119,022 178,661 222,208 711,798

Shpenzime financiare 181 1,297 4,869 6,223 19,594 18,712 (6,188) 57,058

Të ardhurat para tatimit 94 (3,498) 54 15,661 30,115 6,293 35,273 95,345 99,428 159,949 216,026 654,740

Shpenz e të ardhurae shtyra (2,844) (24,748) (59,349) (65,015) (98,206) (87,193) (337,355)

Të ardhurat neto për vitin 94 (3,498) (2,790) 15,661 30,115 6,293 10,525 35,996 34,413 61,743 128,833 317,385

Të ardhura (humbje) të tjera (213) 1,245 569 1,601

Rreg nga transakmonedhës (35) (570) 660 6,094 315 953 (1,017) (1,935) 4,465

Fitimi bazë për aksion (154) (2,823) (1,561) 15,661 30,115 6,293 16,619 36,311 35,366 60,726 126,898 323,451

Fitimi fakt për aksion - 0.01 0.01 - 0.001 0.044 0.146 0.136 0.243 0,497

Fitimi neto për aksion - 0.01 0.01 0.001 0.043 0.141 0.136 0.241 0,486

Faqe | 103

Siç shihet, kompania ka rezultuar me fitim duke filluar nga viti 2007 e në vijim. Por, për të kuptuar

burimet e financimit të kompanisë, duhet të krahasojmë rezultatet e investimit të saj me burimet e

brendshme të financimit.94

Tabela 3-4 (Burimi: www.bankerspetroleum.com) Pasqyra e financimeve të Bankers Petroleum

2004-2014

Viti Shpenzimet

kapitale Fitimi neto EAT DD&A

Shuma e

FC

Fondet jashtë

aktivitetit (emetim

Az+Hua)

Teprica

2004 94 623 717 - 717

2005 19,721 -3,498 2,012 -769 20,490

2006 37,561 -2,790 4,902 -2,112 39,673

2007 45,810 15,661 8,903 24,564 21,246

2008 78,378 30,115 13,655 43,770 34,608

2009 38,324 6,293 16,208 44,617 6,293

2010 119,700 16,619 22,511 39,130 80570 -

2011 242,800 36,311 40,367 76,678 166,122 -

2012 222,633 35,366 65,937 101,303 121,330 -

2013 234,243 60,726 99,554 160280 73,963

2014 291,325 126,898 116,418 243316 48,009

Totali 1,330,495 325,199 391.090 731,494 606,101 7,010

Investim i pamarrë 599,001

Vetëm në vitin 2013, burimet e brendshme (FC) për operacione janë më të vogla se sa investimi i

kapitalit në formën e huasë dhe kapitalit aksioner. Rëndësia e kësaj tabele lidhet me faktin se ato

kemi dy lloje investimesh, që për nga natyra janë krejt të ndryshme: ipari ka të bëjë me

shpenzimet për kërkim dhe i dytime shpenzimet për zhvillim. Duke qenë se kompania është e

rimbursueshme 100% të kostove kapitale (CAPEX), atëherë rëndësia e vlerës së rezervave varet

nga çmimi i tregut dhe nga testi tavan që mat zhvlerësimin e investimeve për kërkim. Duke

përdorur metodën e vlerës së drejtë, vlera e rezervave në kontabilitetin e pasurisë rritet. Sipas

94 Bilancet financiare të viteve 2004-2013 të “Bankers Pertoleum”

Faqe | 104

pasqyrave financiare të shoqërisë “Bankers” për vitin 2014, rezulton se vlera e aktiveve të saj për

4 vitet e fundit paraqitet si më poshtë.

Tabela 3-5.(Burimi: www.bankerspetroleum.com) Struktura financiare e shoqërisë “Bankers”

sipas viteve

Vitet 2011 2012 2013 2014

Kesh dhe depozita 54,013 38,740 31,706 73,036

Kapital punues 80,282 88,799 134,094 201,425

Totali i aktiveve fikse 661,216 825,816 1,007,148 1,284,846

Hua afatgjatë 46,692 97,158 98,150 98,285

Kapitali i vet 412,679 483,032 564,675 716,531

Në analizën e aseteve fikse vërehet një rritje e madhe, e cila i kontrebuohet vlerës së pasurisë

(rezervave të naftës). Në pasqyrat e tyre financiare të 4 viteve të fundit vërehet:

Tabela 3-6 (Burimi: www.bankerspetroleum.com) Pasqyra e ndryshimit të aktiveve fikse dhe

interesave të naftës

Në mijë $ Interesat e naftës Pajisje fikse të tjera Totali

Kostoja e konsideruar

Bilanci më 31.12.2011 569,077 9,730 578,807

Ndryshime këmbimi 25 39 64

Shtesa 230,824 2,85 233,109

Bilanci më 31.12.2012 799,926 12,054 811,980

Diferenca këmbimi 0 (136) (136)

Shtesa 239,543 2,571 242,114

Bilanci më 31.12.2013 1,039,469 14,489 1,053,958

Diferenca kursi këmbimi 0 (214) (214)

Shtesa 294,668 2,469 297,137

Bilanci më 31.12.2014 1,334,137 16,744 1,350,881

Shterimi dhe zhvlerësimi i akumuluar

Bilanci më 31.12.2011 61,345 3,258 64,623

Ndryshime këmbimi 0 21 21

Shtesa 64,513 1,424 65,937

Bilanci më 31.12.2012 125,878 4,703 130,581

Diferenca këmbimi 0 (85) (85)

Shtesa 97,666 1,888 99,554

Bilanci më 31.12.2013 223,544 6,506 230,050

Diferenca këmbimi (135) (135)

Shtesat 114,542 1,916 116,458

Bilanci më 31.12.2014 338,086 8,287 346,373

Faqe | 105

Vlerat neto janë për pasuritë e naftës

Viti 2011 - 507 712 mijë $, rritja neto 2004-2010, 507 712

Viti 2012 - 674 048 mijë $, rritja neto, 166 336

Viti 2013- 815 925 mijë $, rritja neto, 141 877

Viti 2014 - 1 004 000 mijë $, rritja neto, 188 075

Duke krahasuar pasurinë neto me investimin e pamarrë, rezulton një tejkalim vlere prej 404 900 mijë

$. Në pasqyrën e mëposhtme, “Bankers” i referohet vetëm shpenzimeve për kërkimdhe që janë ende

në fazën e pasurisë së paprovuar, të cilat i përkasin Bllokut “F”. Gjithë pjesa tjetër, për shkak të

kontabilitetit të kostos së plotë, i ka kaluar si pjesë e kostove te zhvillimit, pra si pasuri e provuar,

fatura e së cilës është pasqyruar në tabelën e mësipërme. Pasqyrat financiare të viteve 2011-2014,

analizat dhe diskutimet e menaxhimit 2011-2014

Pasqyra 3-7 (Burimi: www.bankerspetroleum.com)Pasqyra e shpenzimeve për kërkim e Bankers

2011-2014.

Përshkrimi Vitet

Në mijë $ 2011 2012 2013 2014

Kostot e kapitalizuara bruto

Pasuri e provuar

Pasuri e paprovuar 1,454 3,592 6,819 8,528

Totali

Shtesa vjetore 2,138 3,227 1709

Zhvlerësimi i akumuluar 0 0 0

Në fakt, kjo tregon rezultatet e përpjekjeve të aktivitetit kryesor të kompanisë. Ajo tregon masën

neto të kapitalit të investuar në rezerva. Rezervat shqiptare që administrohen nga shoqëria

“Albpetrol”, janë jashtë bilancit dhe nuk ekzistojnë në asnjë kontabilitet të saj apo të shtetit

shqiptar, të cilit do t‟i duhej të rivlerësonte çdo aktivitet nga pikëpamje të tjera, për futjene

investimeve të huaja në këtë pjesë të zbuluar të pasurisë shqiptare.

Faqe | 106

Për asetet e kërkimit dhe vlerësimit. Kompania “Bankers”, në kostot e kërkimit dhe

vlerësimit,përfshin: kostot e njohjes së liçencës dhe atë pjesë të atrebueshme të shpenzimeve të

përgjithshme dhe administrative, të cilat janë pasqyruar si AAJM ose AAM sipas natyrës së

aktivit. Kostot grumbullohen në qendra kostoje sipas pusit, vendburimit ose sipërfaqes së

kërkimit, në varësi të përcaktimit të fizibilitetit teknik dhe dukshmërisë komerciale. Asetet e

kërkimit dhe vlerësimit vlerësohen për provigjionim:

1. Ekzistojnë të dhëna efektive për përcaktimin e fizibilitetit teknik dhe dukshmërisë

komerciale.

2. Faktet dhe rrethanat tregojnë se vlera e mbartur e tejkalon vlerën e rekuperueshme. Për

qëllimet e testit të provigjionimit, asetet e kërkim-vlerësimit vlerësohen në nivelin e

sipërfaqes së kërkimit.

Fizibiliteti teknik dhe dukshmëria komerciale e nxjerrjes së një burimi minerar konsiderohen

përcaktuese, kur ekzistojnë rezerva të provuara dhe/ ose të mundshme. Rishikimi vjeçar i çdo

liçence ose fushe kërkimi kryhet nëse zbulohen rezerva të provuara apo probabile. Asetet e

kërkimit dhe vlerësimit testohen për zhvlerësim mbi rezervat e provuara dhe probabile.

Kostot e prodhimit dhe zhvillimit. Asetet e pasurisë, komplekseve dhe pajisjeve, të cilat

përfshijnë asetet e zhvillimit dhe prodhimit të naftës dhe gazit maten me koston minus shterimin,

amortizimin dhe zhvlerësimin. Këto asete janë të grupuara në njësinë kesh, gjeneruese për testim

nga zhvlerësimi. “Bankers” i ka grupuar asetet sipas vendburimit Patos Marinez dhe Kuçovë.

Kur komponentët kryesorë kanë jetëgjatësi të ndryshme, ata llogariten veç. Fitimi apo humbja

nga rregullimi i një artikulli të PP&E (pasuri, kompleks, pajisje) (DD&A) krahasohen me vlerën

neto me sasinë që mbart pasuria, dhe sasia e mbartur njihet në pasqyrën e të ardhurave totale.

Shterimi dhe zhvlerësimi. Vlerat neto të aseteve të prodhimit apo zhvillimit janë të shterueshme

sipas metodës për njësi prodhimi në referencë me vlerën e prodhimit vjetor dhe rezervave të

provuara e probabile, duke marrë parasysh kostot e zhvillimit të ardhshëm, të nevojshëm për t‟i

sjellë këto rezerva në prodhim. Ky vlerësim shihet çdo vit nga inxhinierë të pavarur rezervuarësh.

Rezervat e provuara dhe probabilejanë vlerësuar duke demonstruar me një shkallë specifike

sigurie, se janë të rekuperueshme në vitet e ardhshëm nga rezervuarët e njohur, të cilët janë

konsideruar komercialisht produktivë. Ajo që shihet është se “Bankers” deri në vitin 2011 ka

raportuar rritje të rezervave, dhe në fund të vitit 2014 këto rezerva janë ulur me 1/3. Kjo ka

Faqe | 107

ndikuar edhe në rritjen e shpenzimeve për DD&A, duke shërbyer si një burim financimi dhe

rritjeje të kostos së kompanisë. Natyrisht mungesa e enteve shqiptare që monitorojnë saktësinë e

rezervave, ndikon në këtë shkallë kaq të madhe gabimi. Kjo në kushte që kompania dhuruese e

rezervave, në formën e titullimit, raporton shifra 4 herë më të ulëta sesa sasia e raportuar nga

“Bankers”.

Faqe | 108

Tabela 3-8. Rezervat e raportuara nga “Bankers”, që nga fillimi i operacioneve në mil. barelë95

Rezervat Vitet

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Rezervat e provuara bruto P1 27 43.600 45.3 50.8 69.4 92.8 120.2 172.4 139.4 146.7 125.1

Të provuara të zhvilluara 13.98 21.3 22.9 17.3 25.7 28.4 41 36.5

Të zhvilluara të prodhuara 17.3 25.7 25.4 40.3 36.4

Të zhvilluara të paprodhuara 0 0 3 0.7 0.1

Të provuara të pazhvilluara 32.671 29.356 36.82 48.1 69.9 102.9 146.6 105.7 111 88.6

Rezervat e provuara + probabile

neto

84.7 98.400 101.9 147.1 180 213.9 237.6 267.1 225.7 232.2 203.4

Rezervat probabile P2 57.7 54.800 56.600 96.300 110.6 121.1 117.4 94.7 86.3 85.5 78.3

Rezervat e provuara + probabile

neto e neto+të mundshme

98.4 101.9 240.6 310.9 422.3 426.8 426.6 358 357.6 300.3

Rezerva të mundshme P3 0 0 93.5 130.9 208.4 189.2 159.5 132.3 125.4 96.9

Shtesa e rezervave të provuara 16.600 1.700 5.500 18.600 23.400 27.400 52.200 -33 7.300 --21.6

Shtesa e rezervave probabile -2.900 1.800 39.700 14.300 10.500 -3.700 -

22.700

-8.4 -0.800 --7.2

Shtesa e rezervave të mundshme 0 0 93.5 37.4 77.5 -19.2 -29.7 -27.2 -6.9 -28.5

Shtesa totale 13.70 3.50 138.70 70.30 111.40 4.50 -0.20 -68.6 -0.40 -57.9

Shtesa e rezervave të provuara % 61.5 3.9 12.1 36.6 33.7 29.5 43.4 -19.1 5.2 -17.2

Shtesa e rezervave probabile % (5.03) 3.28 70.14 14.85 9.49 (3.06) (19.34) 8.87 (0.93) -9.1

Shtesa e rezervave të mundshme

%

40.00 59.21 -9.21 -15.70 -17.05 -5.22 -22.29

Shtesa totale % 56.46 7.18 82.28 91.46 102.42 17.26 8.39 -45.06 -0.91 -19.28

95 Bilancet financiare 2004-2014, analiza dhe diskutimet e menaxhimit 2004-2014

Faqe | 109

“Stream Oil” është një kompani nafte dhe gazi me rezerva nafte të provuara në Shqipëri. Ajo

përfshin tre vendburime nafte dhe një vendburim gazi. Në vitin 2014, kompania e shiti pjesën e

saj të interesit ekonomik tek shoqëria “Transpetroleum”96

.

Marrëveshja shqiptare siguron një periudhë zhvillimi 25-vjeçare deri në vitin 2035, me një

shtrerje prej 5 vjetësh të tjera. Termat fiskale sipas “Stream Oil” janë joshëse, sepse ajo përfshin

koston e mbulimit 100%, tatim-fitimin 50%, pasi janë mbuluar kostot. Legjislacioni lejon

eksportimin e plotë të prodhimit. Pra, siç shihet, marrëveshja e shfrytëzimit ka hyrë në fuqi në

vitin 2010. Kompania e ka marrë lejen e operimit nga AKBN në vitin 2007.

Duke investuar në suksesin e hershëm të rezervave sinjifikative të zhvilluara dhe në oportunitetin

e rezervave 2P (rezervave probabël, afërsisht 550 milionë $), “Stream” e ka kaluar fokusin e

vendburimit nga zhvillimi fillestar në maksimizimin e prodhimit.

Kushtet fiskale të saj janë si më poshtë:97

1. Renta minerare 10%, sipas marrëveshjes ajo hyn në fuqi në vitin 2012. Mosaplikimi i

rentës më përpara lidhet me faktin, se në kohën e lidhjes së marrëveshjes hidrokarbure,

kjo taksë nuk ekzistonte. Kështu që në marrëveshje me AKBN, ky tatim u shty në vitin

2012.

2. Prodhimi ekzistues ka një kurbë rënie vjetore prej 10% për vendburimin e naftës Gorisht

Kocul; Cakran Mollaj dhe Balsh Hekal.

3. Prodhimi ekzistues i vendburimit të Delvinës ka një kurbë rënie 5% në vit.

4. Kompania është e detyruar që t‟i japë “Albpetrol” 2-4% Royalty (tatim interes pune), pasi

ajo të ketë mbuluar koston e plotë. Koeficientët janë si tek “Bankers”.(Faktori X)

96www.Transoil albania 97 www. stream oil Albania.com

Faqe | 110

Tabela 3-9 (Burimi: WWW Stream Oil.)Pasyrat e PASH E STREAM OIL 2009-2013

Emërtimi

Vitet

Total 2009 2010 2011 2012 2013

Të ardhurat 2,214,907 5,966,934 14,737,704 31,881,394 35,879,548 90,680,487

Renta minerare - - - (3,204,423) (3,587,955) (6,792,378)

Shuma 2,214,907 5,966,934 14,737,704 28,676,971 32,291,593 83,888,109

Shuma 2,214,907 5,966,934 14,737,704 28,676,971 32,291,593 83,888,109

Shpenzime operative 1,439,696 2,429,049 4,530,062 5,502,416 6,044,680 19,945,903

Paga dhe konsulenca 1,120,637 1,880,888 1,165,542 1,033,005 1,226,796 6,426,868

Kuotë profesionale 277,610 442,036 422,944 843,626 787,516 2,773,732 Shpenzime shitjeje e transporti 137,348 391,272 1,511,762 2,809,393 3,262,482 8,112,257 Shpenzime zyre dhe të përziera 395,645 562,413 1,088,182 1,074,136 947,438 4,067,814

Shpenzime udhëtimi 100,694 326,933 248,267 224,136 380,224 1,280,254 Detyrimi për abandonimin - 17,790

Shterimi dhe zhvlerësimi 277,775 677,835 2,054,719 3,217,507 5,700,671 11,928,507 Zhvlerësuesinstrumente financiare 1,125,690 67,251 4,173,490 5,366,431 Ndarja e prodhimit “Albpetrol” 2,114,795 9,325,350 11,440,145 Kompensimi bazuar në aksione 604,408 807,705 171,545 344,543 324,283 2,252,484

Shuma 4,353,813 7,535,921 12,318,713 17,230,808 32,172,930 73,612,185

Shuma (2,138,906) (1,568,987) 2,418,991 11,446,163 118,663 10,275,924

Shpenzime interesa - 46,814 151,669 270,693 469,176

Të ardhurat para tatimit mbi të ardhurat (2,138,906) (1,568,987) 2,372,177 11,294,494 (152,030) 9,806,748

Shpenzime për tatimine të ardhurave të shtyra - - - -

Të ardhura neto për vitin (2,138,906) (1,568,987) 2,372,177 11,294,494 (152,030) 9,806,748

Të ardhura nga interesat 70,536 1,693 72,229

Të ardhura të tjera 373,413 373,413

Këmbim monedhe (3,848) 22,289 384,734 (423,399) (1,838,791) (1,859,015)

Fitimi bazë për aksion (2,072,218) (1,545,005) 2,756,911 10,871,095 (1,617,408) 8,393,375

Fitimi fakt për aksion (0.05) (0.030) 0.040 0.030 0.080 -

Nr mes i AZ 38,942,913 51,141,013 64,147,454 67,349,297 66,686,431 288,267,108

Faqe | 111

Tabela 3-10 (.Burimi:WWW Stream Oil) Fondet e gjeneruara nga operacionet dhe

investimi neto

Viti Shpenzimet

kapitale

Shpenzime kapitale

asetet e kërkim

vlerësimit

Fondet e

gjeneruara nga

operacionet

Fondet jashte

aktivitetit

(emetim

Az+Hua)

Teprica

2008 (1,732,141) 1,732,141 -

2009 7,064,008 (1,794,443) 8,858,451 -

2010 (867,170) 11,960,755 -

2011 26,058,135 840,300 (292,880) 27,191,315 -

2012 24,654,847 866,000 5,149,130 20,371,717 -

2013 24,349,425 1,470,748 238,784 25,581,389 -

Shuma 90,952,088 5,444,960 701,280 95,695,768 -

Investimi i pamarrë 95,695,768

Sasitë e vlerësuara të rezervave të provuara të naftës dhe gazit. Njësoj si tek “Bankers”,

rezervat e naftës dhe gazit të “Stream Oil” llogariten të ndara në tre grupe: P1, P2, P3; ku P1 i

përket rezervave të provuara të zhvilluara ose jo, P2 i përket rezervave probabël dhe P3

rezervave të mundshme. Në përcaktimin e këtyre rezervave, “Stream” përcakton se këto rezerva

janë klasifikuar sipas shkallës së sigurisë që shoqëron vlerësimin.98

1- Rezerva të provuara janë ato rezerva që mund të vlerësohen me një shkallë të sigurisë,

dhe që janë të rekuperushme. Pra kjo sasi rezervash aktuale e mbetur e rekuperueshme do

të tejkalojë rezervat e provuara të vlerësuara.

a. Rezervat e provuara të zhvilluara janë ato rezerva që priten të nxirren nga puset

dhe instalimet ekzistuese, ose në qoftë se nuk janë vendosur këto instalime, me

shpenzimet të vogla vendosen për ti vënë rezervat në prodhim.

b. Rezervat e provuara të zhvilluara të prodhuara janë ato rezerva që janë të pritshme

për t‟u nxjerrë nga kompletimi i hapjes së intervalit të kohës së vlerësimit. Këto

rezerva mund të jenë aktualisht duke u prodhuar ose, në qoftë se janë mbyllur, ato

duhet të jenë parashikuar në prodhim, dhe afati i rifillimit duhet të njihet me siguri

të arsyeshme.

98Raportet financiare 2009-2013 www. Stream oil .com

Faqe | 112

c. Rezervat e provuara të zhvilluara të paprodhuara janë ato rezerva që/ ose nuk

kanë qenë në prodhim, ose janë parashikuar në prodhim por janë mbyllur, dhe

afati i rifillimit të tyre është i panjohur.

d. Rezervat e provuara të pazhvilluara janë ato rezerva të pritshme për t‟u nxjerrë

nga akumulimi i njohur, dhe ku nevojitet një shpenzim i rëndësishëm për t‟i bërë

të afta për prodhim (si p.sh. puse). Ato duhet t‟i përkasin klasifikimit të kërkesave

të rezervave të provuara.

2- Rezervat probabël janë ato rezerva shtesë që janë më pak të sigurta për t‟u rikuperuar

sesa rezervat e provuara. Kjo rezervë nuk ka shanse të jetë e barabartë me atë sasi të

mbetur aktuale të rekuperueshme, dhe do të jetë më e madhe ose më e vogël sesa shuma e

rezervave te vlerësuara të provuara plus probabile.

3- Rezervat e mundshme janë ato rezerva shtesë, të cilat janë më pak të sigurta për t‟u

rekuperuar se sa rezervat probabël. Nuk ka mundësi që sasia aktuale e mbetur e

rekuperuar (nxjerrë) të tejkalojë shumën e rezervave të provuara, probabile dhe të

mundshme.

Niveli i sigurisë së rezervave të raportuara. Kategoria e pasigurisë së volumeve të vlerësuara

mund të jetë një skenar deterministik apo probabilistik. Sipas skenarit të “Stream Oil”, ajo përdor

tre nivele:

Vlerësim i ulët apo konservator. Në qoftë se përdoret metoda probibalistike, kjo duhet të

jetë të paktën me probabilitet 90%, që sasia më e ulët të jetë e barabartë ose më e madhe

se sa vlerësimi më i ulët.

Vlerësimi më i mirë (optimist). Në qoftë se përdoret metoda probabilistke duhet që me

një probabilitet të paktën prej 50%, kjo sasi aktuale të nxirret apo tejkalojë vlerësimin më

të mirë.

Vlerësimi optimist (më i larti). Ky konsideron prodhimin e kësaj sasie. Nuk ka mundësi

që kjo sasi që do të prodhohet, të tejkalojë këtë vlerësim. Në qoftë se përdoret metoda

probabilistike, atëherë 10% e probabilitetit është ajo sasi që do të jetë e barabartë, ose më

e madhe, sesa vlerësimi më i lartë.

Faqe | 113

“Stream” jep edhe opsionin e vlerësimit të rezervave të mundshme, duke i ndarë në dy kategori:

1. Rezervat kontingjente. Jo të gjitha planet teknike fizibile do të jenë

komerciale. Dukshmëria komerciale e një projekt-zhvillimi varet nga

kushtet fiskale mbi jetën e projektit. Për burimet kontingjente, komponenti

i riskut lidhet me pëlqyeshmërinë që një akumulim do të jetë i

zhvillueshëm komercialist, i quajtur si Shansi i zhvillimit.

2. Rezervat e prospektit. Jo të gjitha projektet e kërkimit do të rezultojnë në

zbulime. Shansi që një projekt kërkimi do të rezultojë në zbulim, quhet

shansi i zbulimit. Kështu që për një akumulim të pazbuluar, shansi i

komercialitetit ka dy risqe: shansin e zbulimit dhe shansin e zhvillimit.

Duke mbështetur sa u tha më sipër, gjatë kësaj periudhe rezervat e “Stream Oil” janë të

raportuara si më poshtë:

Tabela 3-11.Pasqyra e raportimit të rezervave për vitet 2010-2013 (burimi WWW.Stream Oil)

Rezervat Vitet

2010 2011 2012 2013

Rezervat e provuara bruto P1 14325 14509.3 16823.5 20928

Të provuara të zhvilluara 8240 8185.6 10476.7 19251

Të zhvilluara të prodhuara 8240 8185.6 10476.7 4571

Të zhvilluara të paprodhuara 0 0 0 14680

Të provuara të pazhvilluara 6085 6323.7 6346.8 1677

Rezervat e provuara + probabile neto 18728.8 18821.1 25646.2 28802

Rezervat probabile P2 4403.8 4311.8 8822.7 7874

Rezervat e provuara + probabile neto+të mundshme 35442.3 35208.0 38559.6 40810

Rezerva të mundshme P3 16713.5 16386.9 12913.4 12008

Shtesa e rezervave të provuara 0.000 184 2,314 4,104.50

Shtesa e rezervave probabile 0.000 -54 4,511 -948.700

Shtesa e rezervave të mundshme 0 -54 -3,474 -905.4

Shtesa totale 0.00 0 3,352 2,250.40

Shtesa e rezervave të provuara % 0.0 1.3 15.9 24.4

Shtesa e rezervave probabile % - -0.7 28.0 (10.75)

Shtesa e rezervave të mundshme % 0.00 -0.7 28.0 -7.01

Shtesa totale % 0.00 -0.03 71.93 6.63

Faqe | 114

Vlerësimi i pasurisë nga vlera e rezervave. Në qoftë se u referohemi rezervave që paraqet

“Stream Oil”, si dhe “Bankers”, ato i referohen asaj pjese të naftës apo gazit që mbetet pasi janë

paguar “Albpetrol” dhe renta minerare shtetërore, pra rezervat neto për të cilën ato janë titulluar.

Ajo që ndryshon është se vlera e këtyre rezervave pasqyron vlerën e investimeve për zhvillimin

dhe kërkimin e këtyre rezervave, që është pjesë e vlerës së pasurisë së tyre. Amortizimi i tyre

nëpërmjet shterimit përmban brenda vlerën e ardhshme të rivendosjes së gjendjes. Çdo vitsipas

IFRS nr 36, ajo pasuri i nënshtrohet vlerësimit për zhvlerësimin e mundshëm. Ajo që bie në sy

midis dy kompanive të listuara më lart është se “Bankers” e llogarit shterimin mbi rezervat

totale, ndërsa “Stream Oil” mbi rezervat e provuara përpara marrjes së rentës minerare. Pasuritë

e pazhvilluara përjashtohennga llogaritja e shterimit, derisa të përcaktohet sasia e rezervave të

provuara. Për çdo qendër kostoje dhe për të gjithë agregatët e qendrave të kostos përdoret një

çmin tavan duke krahasuar kostot neto të kapitalizuara me të ardhurat neto të ardhshme, nga

prodhimi i rezervave të provuara pa skontim, plus koston e pasurive të zhvlerësuara neto. Çdo

tejkalim kostoje kalon në shpenzim. Për më tepër testi tavan për agregatin e të gjitha qendrave të

kostos kërkohet për të marrë parasysh efektet e ndryshimeve të ardhshme dhe kostot e

rivendosjes së gjendjes, apo shpenzimet e përgjithshme, kostot e financimit dhe tatimin e të

ardhurave. Kalkulimi i çmimeve të ardhshme neto bazohet mbi çmimet, kostot dhe rregullimet

me efekt në fund të çdo viti. Pasuria e paprovuar aksesohet për zhvlerësim mbi bazë vjetore,

duke përdorur faktorët që lidhen me eksperiencën historike. Përgjithësisht kompania mund të

shuajë çdo pasuri të paprovuar nën një ose më shumë kushte të mëposhtme:

a) Nuk ka plane për shpime të mëtejshme në pasurinë e paprovuar.

b) Rezultatet negative të marra nga studimet e kryera mbi pasurinë e paprovuar.

c) Rezultatet negative të marra nga studimet e drejtuara në afërsi të pasurisë së paprovuar.

d) Afati i mbetur i pasurisë së paprovuar nuk lejon një kohë efektive për studime e shpime të

mëtejshme.

Ajo që e dallon “Stream Oil” është se ajo, për shkaqe të menaxhimit, i ka shitur interesat e saj

gjatë vitit 2014 te një kompani tjetër. Sidoqoftë situata e përkeqësuar çoi kompaninë në shitjen e

të gjithë interesave të saj te një kompani tjetër për vlerën e 41,2 milionë USD, pra të gjithë

aksioneve të saj prej 66 887 801 copë. Ky veprim transferimi mori fund në nëntor 2014, kur

Faqe | 115

kompania dorëzoi pasqyrat financiare të saj. Kompania që e bleu quhet “Transpetroleum”, e

krijuar në një parajsë fiskale në Ishujt Bermuda, dhe që ka aktivitet investues Turqinë dhe

Bullgarinë. Ende nuk ka të dhëna mbi funksionimin e kësaj kompanie. Të dhënat e lëshuar në

vitin 2015 nuk konfirmojnë një aktivitet për t‟u vlerësuar dhe dalluar, dhe që të pasqyrojë

realitetin.

Petromanas Energy. INC.99

“Petromanas” është një kompani ndërkombëtare nafte dhe gazi e

fokusuar në kërkimin dhe prodhimin e naftës dhe gazit; aktualisht operon në tre vende: në

Shqipëri ku ka një sipërfaqe prej 4450 km2, Francë rreth 690 km

2 dhe Australi 6475 km

2.

Në Shqipëri ajo është e njohur nëpërmjet dhurimit të tre licencave për blloqet e kërkimit:

A-B: D-E dhe 2-3. Dështimi i kompanisë për plotësimin e angazhimeve të punës dhe atyre

financiare, shoqërohet me heqjen e të drejtës së kërkimit nga kontrata specifike.

Sapo kompania të plotësojë angazhimet e punës, ajo fiton interesat e saj të punës, të cilat

përfshijnë:

Tabela 3-11 (Burimi WWW Petromanas Albania)Pasqyra e titullimit të Petromanas Energy INC

në rast se hyn në fazën e zhvillimit.

Emërtimi Totali Titullimi i

qeverisë

Titullimi i

kompanisë

Totali në % A

Minus rentë minerare 10% A1 10% 0

Totali i mbetur B=A(1-0.1)

Mbulim kostoje deri 100% Rastet

Rasti kur kostoja është mbi totalin e mbetur Kosto>B 0 90%

Rasti kur kostoja është sa nafta e mbetur,

pas marrjes së rentës minerare

Kosto=B 0 90%

Rasti kur kostoja është nën 90% e mbetur Kosto<B X %

Ndarja qeveritare C C= B*(0-5%)

Ndarja e fitimit të qeverisë D D=F*(0-15%)

Nafta e fituar E=B-X

99 www. Albania Petromanas inc

Faqe | 116

Ndarja e naftës F=E/2 0.5(90-X) 0.5(90-X)

Totali i kompanisë G Kosto+F-(C-D)

Totali i qeverisë H G=A1+C+D+F

Bonuset e prodhimit do të përcaktohen në KNP, ndërsa shpenzimet për blerjen e mallrave dhe

shërbimeve nga importi janë të përjashtuara nga TVSH-ja për fazën e kërkimit.

Kompania ka tre KNP, të cilat paraqesin sipërfaqet e kërkimit perspektiv. KNP-të e lidhura kanë

kushtin e angazhimit minimal të punës dhe të shpenzimeve për tre faza, dhe duhet të përmbushen

pas marrjes të së drejtës së kërkimit. Brenda 180 ditësh, rreth fundit të çdo faze kërkimi,

kompania është e detyruar të heqë dorë nga 25% e sipërfaqes së mbetur. Deri në Dhjetor 2014

kompania kishte lëshuar 860 km2. Nën marrëveshjen origjinale brenda 7 viteve, kompania do të

kërkonte të kryheshin 16,6 milionë $ për dy fazat e mbetura.

Duke filluar nga viti 2007 kompania ka kryer punime kërkimi dhe ka identifikuar 6 prospekte.

Në shkurt 2012, “Petromanas” lidhi një marrëveshje përfundimtare farm out me filialin e “Shell”

(pra “Petromanas” jep interesa pune në këmbim të zhvillimit dhe operimit) në blloqet e kërkimit

2dhe 3. Nën termat e kësaj marrëveshje “Shell” i njihet 50% interes pune në këmbim të një

pagese prej 50.3 milion $.

Në qershor 2013, “Petromanas” lidh një marrëveshje tjetër farm out me “Shell” me 25% interesa

shtesë në blloqet 2 dhe 3, për një shumë prej 6,25 milionë $. Në qershor 2014 ka hyrë në fazën e

dytë. Angazhimi i saj i punës është 8,3 milionë $, me një afat dyvjeçar. Pra “Shell” ka 75%

interesa pune dhe “Petromanas” 25%.

Në fund të qershorit 2012 filloi të shpojë pusin Shpiragu 2 në një thellësi prej 5200, me target

thellësinë 6000 metra. Pusi arriti thellësinë totale në fund të qershorit 2013, në blloku 2-3.

Bazuar mbi testimin e pusit, kompania njoftoi zbulimin e vendburimit te qeveria shqiptare në

nëntor 2013. Për shkak të këtij fakti, kompania ka hyrë në fazën dytë të kërkimit. Faza e

vlerësimit përmban planin e vlerësimit që përbëhet nga puse shpimi shtesë, punime sizmike

shtesë, studime të vazhdueshme të kolonës dhe studimin e infrastrukturës të testimit të gjerë.

Në fillim të dhjetorit 2013 shpoi pusin e dytë Juban 1, në bllokun A-B. Informacioni i

grumbulluar nga ky pus tregonte që rezultatet e shpimit ishin negative. “Petromanas” vendosi

braktisjen e pusit Juban-1. Në qershor 2013 “Petromanas”, pasi plotësoi angazhimet e punës,

braktisi blloqet.

Faqe | 117

Aktualisht është në proçes shpimi pus Molisht 1 si pusi i dytë në bllokun 2-3, 3 km në jug të

Shpiragut 2. Ky pus është pezulluar në thellësinë 4200 ml, për shkak të kalimit të një shtrese

flishore (e paqëndrueshme dhe që me sondën aktuale nuk garantonte shpimin dhe koston e ulët).

Sonda aktualisht është çmontuar, dhe në tremujorin e katërt 2015 pritet të montohet dhe do të

rifillojë shpimin, pasi nga sonda e porositur të shpohet pusi Shpirag 3, që bën pjesë në planin e

fazës së dytë të kërkimit.

Blloku D-E është 1050 km2 dhe ka tre faza për 7 vjet, me një buxhet angazhimi minimal prej

12,3 milionë $. Për shkak të vonesave për plotësimin me lejet e nevojshme, kjo periudhë është

shtrirë edhe për një vit për fazën e dytë. Për shkak të pamundësisë për të plotësuar angazhimet,

AKBN i mori kompanisë angazhimin financiar si kompensim, i cili nuk u plotësua. Kjo pagesë

është përfshirë si pasuri e paprovuar, dhe në fund të vitit 2013, duke qenë se nuk vërtetohej me

asnjë pasuri, kaloi në shpenzime të periudhës. Kështu që më 2014 kompania hyri në fazën e tretë

me një buxhet të reduktuar. Me gjithë përpjekjet e kompanisë për të reduktuar angazhimet

financiare për të hyrë në fazën dy dhe tre, AKBN nuk i dha miratim dhe për pasojë, kompania ka

braktisur blloqet D dhe E. Pra, aktualisht, “Petromans Albania GMBH” i kanë mbetur vetëm

blloku 2-3.

Sipas kontratave KNP midis qeverisë shqiptare dhe “Petromanas Albania GmbH”, investimet

minimale në programet e punës kanë qenë dhe janë si më poshtë:

Tabela 3-12. (Burimi www Petromanas Albania GMBH) Programi minimal i anagazhimit në

programet e punës, të miratuara nga Qeveria Shqiptare.

Liçenca Faza 1 Faza 2 Faza 3 Faza 1 Faza 2 Faza 3

Periudha

sipas

fazave

Viti

2010

Vitet

2011-2012

Vitet

2013-2014

1 Gusht 2010-

31-Korrik 2012

1 Gusht 2013-

31-Korrik 2014

1 Gusht 2014-

31-Korrik 2016

Blloku

A&B 0 6,300,000 6,300,000

Blloku

D&E 0 6,300,000 6,300,000

Blloku 2&3 8,500,000 8,300,000 8,300,000

Faqe | 118

Pasqyrat financiare të shoqërisë “Petromanas GMBH Albania”.

Duke filluar nga viti 2009, kompania “Petromanas” pasqyron aktivitetin e saj financiar. Duke iu

referuar periudhës kur kjo kompani operon në Shqipëri, nga pasyrat financiare të shoqërisë

vërehen të dhënat e mëposhtme. Ato tregojnë se aktiviteti i saj është gjallëruar pikërisht pasi ka

hyrë në Shqipëri, ku ajo ka aktivitetin kryesor.

Tabela 3-13. (Burimi Petromanas GMBH Albania) Pasqyra financiare e shoqërisë “Petromanas

AlbaniaGMBH”

Emërtimi 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Asetet 5,445 227,597 154,038 175,550 157,228 108,312

Aktuale 4,450 63,837 54,380 72,314 61,031 25,916

Kesh dhe ekuivalentë të Keshit 440 62,536 7,387 23,325 36,208 11,671

Investime ASH 4,000 - 31,163 17,774 11,277 2,494

Detyrime nga partneri i interesit

të përbashkët - 10,586 3,752 5,842

Kesh i kufizuar - 1,182 15,567 19,361 8,898 4,743

Të marrshme dhe shpenzime të

parapaguara 10 119 263 1,268 896 1,166

Jo aktuale 995 163,760 99,658 103,236 96,197 82,396

Pasuri dhe pajisje 155,128 436 572 412 184

Kosto e njohjes, e shtyrë 995

Kesh i kufizuar - 8,632 6,632

Kërkimi dhe vlerësimi - 92,590 102,664 95,785 82,212

Totali aktive 5,445 227,597 154,038 175,550 157,228 108,312

Pasivet 5,445 227,598 154,038 175,254 157,228 108,312

Aktuale - 1,310 727 22,499 32,504 14,550

Detyrime rrjedhëse dhe të

pagueshme 1,310 727 22,499 32,504 14,550

Jo aktuale 61 67,119 3,209 3,517 2,054 2,054

Instrumente financiare derivative 3,209 3,153 1,754 0

Faqe | 119

Tatimi i të ardhurave të

ardhshme 61 67,119

Detyrime dekomisionimi 364 300 407

Kapitali vetë 5,384 159,169 150,102 149,238 122,670 152,299

Kapital aksioner 10,631 169,484 141,249 152,264 152,264

Aksione të emetuara 300

Tepricë kontributesh 6,512 12,056 8,167 9,731 10,633 10,990

Defiçite (12,059) (22,371) 1,650 (11,793) (39,421) (67,519)

Humbje të tjera të akumuluara - - (964) (964) (806) (2,315)

Tabela 3-14 (Burimi Petromanas GMBH Albania)Pasqyra e të ardhurave dhe shpenzimeve

paraqitet si më poshtë:

Shpenzimet Vitet

2009 2010 2011 2012 2013 2014

Të përgjithshme dhe administrative (163) (3,518) (3,756) (3,344) (2,963) (3,583)

Shpenzime zhvlerësimi (dëmtimi) - - (9,715) (23,791) (25,085)

Shpenzime për kompensim, mbi bazë

aksionesh (212) (7,058) (2,124) (1,254) (628) (250)

Shterimi (amortizimi+zhvlerësimin) (25) (157) (234) (332) (199)

Totali (375) (10,601) (6,037) (14,547) (27,714) (29,117)

Të ardhura dhe shpenzime financiare

Humbje ose fitim nga këmbimi valutor - 94 (509) 422 (1,415) (811)

Interesa dhe të ardhura të tjera 99 195 561 465 206 200

Shpenzime shtesë mbi detyrimet e dekomisi. (24) (24)

Shpenzime financiare (196) (194) (80) (100)

Ndryshimi i vlerës së drejtë mbi instrumentet

financiare derivative 22,703 411 1,399 1754

Totali 2 99 289 22,559 1,104 244 1,019

(Fitimi) humbja neto e vitit (276) (10,312) 16,522 (13,443) (27,470) (29,607)

Fitimi apo humbja neto për aksion - (0.02) 0.03 (0.02) (0.04) (0.04)

Faqe | 120

Dalja me fitim në vitin 2011 i referohet faktit që warantet e kompanisë ishin emetuar me një

çmim ushtremi në dollarë kanadez, e cila ishte e ndryshme nga monedha funksionale e

kompanisë (USD). Për rezultat warantet u trajtuan si një detyrim financiar derivativ dhe

ndryshimi i vlerës së drejtë u njoh si fitim i periudhës. Në shkurt 2010, pasi u kompletua njohja,

kompania realizoi hedhjen e 100 milionë njësive me një çmim 0,234 USD (0,25CAD). Vlera

totale në mijë USD = 23,400 mijë USD. Çdo njësi kishte 1AZ dhe 1 warrant, që e titullonte

blerësin e njësisë për blerjen e një AZ me çmim 0,45 dollarë kanadezë deri më 23 shkurt 2015.

Në Maj 2010 emetoi edhe 187,5 milionë njësi me një çmim 0,379 USD (0,4 dollarë kanadezë).

Vlera në USD = 71 077 mijë USD. Çdo njësi konsistonte përsëri 1Az dhe 0,5 warrant. Pjesa

tjetër e mbajtësve të waranteve mund ta njohin një Az shtesë me çmimin 0,6 dollarë kanadezë, në

ose përpara 26 majit 2012.

Kompania përdori modelin Black Schols për të përcaktuar vlerën e drejtë.

Nga analiza rezultonte se ishin emetuar në mijë USD:

Tabela 3-15 (burimi Petromanas GMBH Albania)Vlera e aksioneve të emetuara nga kompania

“Petromanas Albania GMBH”

Emërtimi 24 shkurt 2010 27 Maj 2010 Totali

Të regjistruara për emetim 14,314 7,596 21,910

31 Dhjetor 2010 20,288 5,624 25,912

31 dhjetor 2011 3,209 0 3,209

Ndryshimi i vlerës së drejtë 22,703

Elementi tjetër që bie në sy, është fakti se kompania ka kaluar në shpenzime zhvlerësimi,

dëmtimi apo provigjionimi shumat e viteve 2012, 2013 dhe 2014, respektivisht 9,715 mijë dhe

23,791 mijë dhe 25,085 mijë USD, për shkak te rezultateve negative dhe mosplotësimit të

angazhimeve financiare të saj. Ky operim është shoqëruar me braktisjen e 830 km2 sipërfaqe

kërkimi në blloqet 2-3 dhe braktisjen totale të blloqeve D-E dhe A-B.

Ndërkohë që pasqyrat financiare të vitit 2013 paraqesin vlerën e aktiveve të kërkimit dhe

vlerësimit në shumën 95,785 mijë USD, ndërsa në vitin 2014 82, 396; pra, paraqitet kalimi në

shpenzime të pasurisë së pavërtetuar, ose provigjionimin e pasurisë.

Faqe | 121

Kjo shumë paraqet aktivet e saj jashtë territorit shqiptar. Kostot e kërkimit dhe të vlerësimit në

Shqipëri klasifikohen mbi bazë blloqesh. Nëse dukshmëria e një shpenzimi lidhet me rezerva

komerciale, atëherë ato ruhen si aktive të paprekshme. Kostot e paraliçencës njihen si shpenzime,

kur ato sapo ndodhin. Si ky fakt, ashtu dhefakti që kompania kalon në shpenzime puset negative,

nënkupton se metoda e kontabilitetit të zgjedhur është ajo e përpjekjeve të suksesshme, e kërkuar

edhe nga IASB.

“Albpetrol” sha. “Albpetrol” sha është një kompani tërësisht shtetërore me statusin e një

shoqërie anonime. Kjo shoqëri është pasuese e të gjitha ndërmarrjeve të sistemit të drejtpërdrejtë

dhe të shërbimit të naftës. Ajo mori trashëgiminë e Drejtorisë së Përgjithshme të Naftës, por me

kompetenca më të mëdha duke reduktuar funksionet e ndërmarrjeve në filial dhe më vonë në

qendra, pa asnjë kompetencë përfaqësimi ligjor; mori gjithashtu funksiononin me kompetenca të

reduktuara, por pa vendimmarrje financiare të pavarur. Pra ato ishin njësi pa statusin e një filiali.

Ajo u krijua në vitin 1992 dhe me VKM nr. 159, datë 19.05.1993, me miratimin e statusit të

shoqërive që veprojnë në sektorët strategjikë, mori formën Bashkësia Ekonomike “Albpetrol”

ose e njohur ndryshe Korporata “ALBPETROL”. Në vitin 1995, kjo korporatë transformohet në

SHA dhe filialet, ish-ndërmarrjet para vitit 1991, shndërrohen në njësi të varura nga Korporata

“Albpetrol” sha me qendër në Patos. Në vitin 1998 me VKM nr. 756, datë 19.11.1998, qeveria

shqiptare merr aktin e dytë të transformimit të korporatës duke krijuar “Holdingun APC” Sha

(Albanian Petroleum Corporate), e cila do të krijonte 3 kompani me këto drejtime:

1. Me kërkim-prodhimin, dhe kompania do të quhej “Albpetrol”sha.

2. Me përpunimin e naftës bruto dhe marketingun e nënprodukteve të naftës me shumicë,

dhe do të quhej “Armo” Sha me qendër në Fier.

3. Me aktivitetet e shpimit, mirëmbajtjes dhe mbështetjes së operacioneve të kërkim-

prodhimit, dhe përpunimit e shitjes së nënprodukteve të naftës.

Në themel të kësaj politike ishte copëtimi i bashkësisë ekonomike, me qëllim lehtësimin e

privatizimit të këtij sektori, evidentimin e sektorëve më efiçentë, që ishin të aftë të mbijetonin në

kushtet e ekonomisë së tregut.

Pra nga gjithë ky copëtim, aktiviteti i Upstreamit i ngeli “Albpetrol”sha, kompania aktuale e cila

ka shfrytëzuar burimet e gjithë brezave të shekullit të 20-të.

Historia e naftës shqiptare, sot e përfaqësuar nga “Albpetrol”, përfaqëson një histori kërkimi dhe

prodhimi më të hershme, ku zanafilla e saj është para shekullit të 20-të.

Faqe | 122

Për fat të keq, mbi historinë e naftës nuk ka shumë baza studimore, por vetëm tre-katër libra,

madje të autorëve të huaj dhe ndonjë shqiptar.100

Edhe sot kur shteti mundohet të flasë me shifra,

gjetja e një përmbledhjeje të saktë akademike është shumë e vështirë, ndërsa të dhënat zyrtare

mungojnë. Gjithsesi, arkivat dhe librat e autorëve të huaj dhe vendas dëshmojnë se interesi për

pasuritë e nëntokës shqiptare ka qenë i kahershëm, kur ndoshta shqiptarët nuk ia dinin ende

vlerën, ndërkohë që për Perëndimin produktet e naftës konsideroheshin si “ari i zi”. Në vitin

1875, qeveria turke i dha të drejtën një shoqërie franceze për të kërkuar dhe shfrytëzuar bitumin

e Selenicës në Vlorë (për ironi të kohës, sot bitumin e Selenicës e shfrytëzon sërish një shoqëri

franceze). Shoqëria turke e shfrytëzoi këtë burim deri në vitin 1918. Pas Luftës së Parë Botërore,

francezët që e kishin ndërprerë shfrytëzimin e pasurisë nëntokësore në Selenicë më 1922, ia

shitën aktivitetin një shoqërie italiane, SIMSA (Societa Italiana Miniere di Selenica), e cila që

prej marsit të vitit 1925 mori me konçesion për kërkimin e naftës dhe të gazit edhe rajonet e

Penkovës dhe Drashovicës në Vlorë. Nga arkivat, mësohet se konçesioni i parë për kërkimin e

naftës është firmosur me një shoqëri italiane pas 1918-s. Rreth fundit të vitit 1926 dhe fillimit të

1927, në Shqipëri filloi aktivitetin një shoqëri e sapoformuar italiane, AIPA, e njohur për kërkim

dhe shfrytëzim të naftës dhe gazit. Që prej kësaj kohe, dhënia e konçesioneve apo marrëveshjet

me të huajt kanë pësuar luhatje të shumta, në raport me sistemin qeverisës që drejtonte vendin.

Të dhënat historike tregojnë se gjeologu i famshëm italian, Leo Madalena, në vitin 1918, me

shpimin e pusit të parë në Drashovicë (Vlorë) 200 metra të thellë, mori rezultate pozitive

pavarësisht se përfitoi sasi të vogël nafte, por që natyrisht i hapi rrugë oreksit të shteteve fqinje

dhe pushtuesve. Pas kësaj, interesi i shoqërive të huaja ndërkombëtare ishte i lartë, si ai i anglo-

persianes “APOC Oil Company” në 1920-n apo i amerikanes “Standard Oil” në 1922. Ishte viti

1924, kur deputeti Luigj Gurakuqi ngriti shqetësimin në Parlament se qeveria e Iljaz Vrionit po

lidhte kontratë konçesionare me anglezët e APOC-it, me të drejta ekskluzive dhe monopolistike

të tregtimit të vojit të gurit (kështu i thoshin naftës në atë kohë), me kushte aspak të favorshme

për vendin tonë. Elementet e para korruptive shikohen pikërisht në këto kontrata, pasi shteti

shqiptar përfitonte përqindje të vogla duke favorizuar të huajt, ndërsa marrëveshjet nuk

ratifikoheshin në Parlament. Pas vitit 1925, qeveria shqiptare e asaj kohe lidhi marrëveshje

konçesionare me shoqëritë e ndryshme si APOC, italianen SIMSA në Selenicë. Këto koncesione,

në tërësinë e tyre, arrinin në rreth 700 mijë hektarë ose mbi 25% të sipërfaqes së vendit, të blera

100 Maksim Shuli, Nafta dhe Politika, 2013

Faqe | 123

në atë kohë për 0,82 franga ari për hektar, që në raport me çmimet e tregut në rajon kishin vlerën

më të ulët (pra, tjetër element korruptiv te konçesionet). Sa u takon rezultateve, shoqëria anglo-

persiane shpoi 14 puse deri në vitin 1930, kryesisht në rajonin Patos-Ardenicë, dhe më 1931 i

ndërpreu punimet për t‟u larguar përfundimisht, duke marrë me vete edhe studimet. Francezët e

“sindikatës” shpuan 6 puse në Korçë dhe Vlorë gjatë aktivitetit të tyre deri në vitin 1939, por nuk

morën asnjë rezultat për naftën. Më 1937-n kishte ardhur një tjetër shoqëri franceze, e cila iku në

1940-n pas studimeve të bëra në Zadrimë, duke mos lënë asnjë shenjë të projektit. Historia

tregon se shoqëria më jetëgjatë ishte “Ferrovie dello Stato”, me degën e saj AIPA të krijuar në

Shqipëri. Kjo shoqëri kishte marrë me konçesion një sipërfaqe toke rreth 164 mijë hektarë dhe

paguante taksa, por shtypi i kohës dyshonte se sipërfaqja ishte më e madhe. Në vitin 1929 filloi

nxjerrja e naftës në vend me rreth 750 tonë /ditë nga shoqëria italiane AIPA, dhe deri në fund të

vitit ajo nxori 1 milion ton naftë. Në janar të vitit 1945, qeveria komuniste e formuar pas çlirimit

të vendit, konfiskoi gjithë pasurinë e shoqërive të huaja përfshi investimet, të drejtat, dhe

shtetëzoi çdo aset duke nisur kështu epokën e gjatë 45-vjeçare të drejtimit në kërkimin dhe

shfrytëzimin e naftës.

Nën drejtimin e Enver Hoxhës nisi periudha e shtetëzimit të pronës private, duke mos kursyer as

investimet e huaja në fushën e hidrokarbureve. Zhvillimi i industrisë së naftës dhe gazit u bë

kryesisht nga investimet e vetë shtetit shqiptar. Aktiviteti i zhvilluar gjatë 45 vjetëve

konsiderohet nga analistët si i suksesshëm, pasi vendi jo vetëm që plotësonte nevojat e veta, por

nisi të eksportonte disa nënprodukte nafte si mazut, squfur, vajra, gaz të lëngshëm etj. Nga disa

përllogaritje të bëra, rezulton se për çdo dollar të investuar është fituar 0,5 dollarë, ku natyrisht

efektiviteti i investimeve nuk ishte në nivelin e duhur, por gjithsesi ka qenë pozitiv. Gjatë këtyre

viteve janë shpuar rreth 800 puse të thella dhe shumë të thella kërkimi, më shumë se 4000 puse

shfrytëzimi në vendburimet ekzistuese të naftës dhe gazit. Potenciali për të nxjerrë sasi më të

mëdha ishte i konsiderueshëm. Rekordi do të arrihej në vitin 1974, kur vendi arrin të prodhojë

mbi 2,4 milionë tonë naftë. Kjo sasi nuk nxirret më, as në ditët e sotme ku investimet janë shumë

herë më të mëdha. Pas vitit 1986, sektori i naftës nisi të jepte shenja luhatjeje, nuk kishte

efektivitetin e duhur, për shkak të mungesës së konsiderueshme të materialeve të importit.Valuta

mungonte, kurse importimi me klering ishte i pamundur në ato vite. Ishte fundi i viteve „80 që

detyroi qeverisjen e Ramiz Alisë të shikonte praktikat botërore, sa i takon bashkëpunimit me

privatin në sektorin e naftës. Studimi nisi në vitin „89, ku me urdhër të posaçëm kompania

Faqe | 124

“Albpetrol” nisi studimin dhe kontaktet e para me shoqëri private për të operuar së bashku në

kërkimin dhe shfrytëzimin e naftës, tashmë jo vetëm në tokë, por edhe në det. Pas shumë

diskutimesh dhe studimesh, në vitin 1991 u lidhën 5 marrëveshjet e para me gjigantët botërorë në

kërkimin e naftës dhe gazit në det: AGIP, “Deminex”, “Occidental”, “Chevron” dhe “Hamilton”.

Ndryshe nga sa pritej, marrëveshjet e para me kompanitë e perëndimit dhe më pas lindja e

demokracisë në vend pas ‟91, nuk solli rezultatin e pritshëm, përkundrazi, përkeqësoi më tepër

bilancin e sektorit gjigant në vend me peshën kryesore në PBB. Qeveria e asaj kohe nisi të çonte

specialistë për specializim te kompanitë perëndimore të naftës, ndërsa shumë kontratapër qëllime

kërkimi dhe shfrytëzimi të naftës propozoheshin nga të huajt. Mungesa e eksperiencës, dilemat e

shumta se si do të veprohej, përfshi edhe ndryshimet e sistemeve duke sjellë ristrukturime të

shumta të njësive publike menaxhuese, sollën kolapsin e sektorit. Investimet e kryera nga

kompanitë e huaja në gati 15 vjet (1990-2005) ishin disa dhjetëra milionë euro, por pa rezultat.

Çdo shoqëri bënte kërkime dhe studime, duke nxjerrë shifra të ndryshme të cilat shërbenin për

interesa të tregjeve në bursë, pra për t‟i rritur vlerën, ndërsa për vendin kishte pak rezultate.

Mjafton të përmendim faktin se nuk ishte zbuluar asnjë vendburim i ri nga këto investime

gjigante, por vetëm analiza nga depot natyrore ekzistuese, për të kuptuar se shteti shqiptar ishte i

pafuqishëm të impononte rregulla dhe disiplinë te të huajt.

Në vitet 1990-1995, realiteti tregonte për një rënie drastike të prodhimit të naftës me rreth 60%

dhe të gazit me rreth 80%. Kishte dëmtime dhe shkatërrime të një numri të madh të pajisjeve

teknologjike të shfrytëzimit, duke sjellë uljen e koefiçientit të shfrytëzimit të puseve deri në 20%.

Nga 150-200 puse të reja që viheshin në punë çdo vit para „90-s, ky numër zbriti në vetëm 4% të

tyre, që përkthehet me uljen e prodhimit të naftës në vend. Kërkimet dhe studimet sa vinin dhe e

reduktoheshin. Shpimet e puseve që do të shtonin prodhimin nga vendburimet ekzistuese, ashtu

dhe ato që kërkonin vendburime të reja, po kufizoheshin në masë. Politika shtetërorendaj

politikës fiskale ishte agresive, pasi 80% e të ardhurave nga aktiviteti i naftës dhe gazit i shkonte

arkës së buxhetit. Rendimenti i ulët solli nevojën për ristrukturimin e “Albpetrol”, ku natyrshëm

preku edhe numrin e punonjësve, nga 44 mijë që ishin deri në fund të vitit 1992, arriti në 14 mijë

në mes të viteve ‟90; çdo muaj kërkohej reduktim i fuqisë punëtore. Me miratimin e ligjit “Për

hidrokarburet” u hap rruga për bashkëpunimdhe për marrëveshjet mbi kërkimin dhe prodhimin e

naftës dhe gazit. Kompania angleze “Premier Oil” nënshkroi marrëveshjen me kompaninë

“Albpetrol” në formën e MOP-it, sipas së cilës 50% e sasisë shkonte për “Albpetrol” dhe pjesa

Faqe | 125

tjetër te shoqëria e huaj. Ndarja e fitimit nënkuptonte po atë raport të investimeve, pra 50 me 50,

por “Albpetrol” nuk ishte në gjendje të paguante rrogat e punonjësve dhe jo më të investonte,

duke sjellë dështim në realizimin e objektivave. “Premier Oil” largohet në fund të vitit 2003.

Në vitin 2004, qeveria “Nano” firmos marrëveshje të re me shoqërinë kanadeze “Saxon”, sot

“Bankers”. Pas vitit 2005, dhe me rishikimin e disa ligjeve, qeveria “Berisha” firmos disa

marrëveshje në sektorin e kërkimit të naftës. Aktualisht “Albpetroli” raporton rezervat e naftës

dhe të gazit.

Tabela 3-16. (Burim: “Albetrol”) , Maj 2014 Rezervat Hidrokarbure.

Emërtimi Mijë tonë naftë

metrek

000/Nm³ gaz Rezervat në mijë tonë

metrek

Rezerva gjeologjike 437,645 18,163,700 455,808.7

Rezerva gjeologjike ranore 338,696 4,913,700 343,609.7

Rezerva gjeologjike gëlqerore 98,949 12,250,000 111,199

Rezerva të nxjerrshme 81,026 18,163,700 99,189.7

Rezerva të prodhuara 55,498.5 12.503.726 68,002,2

Rezerva për t‟u nxjerrë 25,527,.5 5.659.974 31,197.5

Është për t‟u sqaruar se në këto rezerva përfshihen edhe ato rezerva që u janë dhënë apo dhuruar

kompanive që operojnë brenda zonës së liçencës së marrëveshjes “ALBPETROL”: pra

“Bankers”, “Stream Oil”, “Phoeniks” dhe “Transoil Visoka”. Në qoftë se do të nisemi nga

titullimi, “Albetrol” nuk rezulton të ketë këto rezerva. Ky fakt përforcohet edhe nga fakti tjetër se

kjo pasuri e “Albpetrolit” nuk rezulton në pasqyrat financiare si pasuri e provuar, probabile apo e

mundshme, dhe që në kontabilitetin e saj të kishte vlerën e rezervave dhe ushtrimin e testit të

vlerësimit apo zhvlerësimit të rezervave. E thënë më shqip, pavarësisht standardeve

ndërkombëtare në të cilat mbahet dhe raportohet kontabiliteti, rezervat dhe vlera e tyre nuk është

inventarizuar dhe pasqyruar në kontabilitet, pra është një mall pa “zot”. Nga viti 1976 deri në

vitin 1998, ”Albpetrol”sha llogariste dhe pasqyronte në koston e saj shterimin e vlerës së

rezervave, mbështetur në rekomandimin e studimit për efektivitetin e investimeve kapitale në

industrinë e naftës me autor Dr. Ahmet Bajo. Në vitin 1998 me vendim të drejtorit ekzekutiv të

“Albpetrolit”, ky shterim u hoq.

Faqe | 126

Fillimisht shterimi kishte emrin e kuotës gjeologo-zbuluese dhe kishte vlerën e 33 lekëve për

1000 Nm3 gaz dhe 40 lekë/tonë naftë, dhe më vonë pas viteve 90 ai u rivlerësua dhe mori vlerat e

330 lekë/000M3 gaz dhe 560 lekë/tonë naftë. Pra shterimi ka qenë llogaritur me kuotë për njësi.

Pas kësaj periudhe nuk është llogaritur dhe nuk është mbajtur më asnjë lek, pra nuk ka shërbyer

më si burim për financimin e investimeve. Dhe duke qenë i tillë, kjo bëri që në realitet vlera e

kësaj pasurie të jetë zero. Pasqyrat financiare të“Albpetrol”sha nuk i ngjajnë aspak pasqyrave

financiare të një kompanie të mirëfilltë nafte dhe gazi që merret me kërkimin dhe prodhimin e

naftës, por me pasqyrat financiare të çfarëdoshme të një kompanie prodhuese të një industrie

çfarëdo. Kështu që krahasimi apo analizimi me ndonjë nga kompanitë e huaja është i

papërshtatshëm, sa kohë që nuk vlerësohet pasuria e saj.

Më poshtë do të paraqesim pasqyrat financiare të shoqërisë “Albpetrol” për vitet 2010-20123.

Tabela 3-17. (Burimi: ALBEITI viti 2012101

)Pasqyrat financiare të “Albpetrol” sha 2010,2011,

2012, 2013

Në miliardë lekë, përveçse kur shprehet

ndryshe14

2010 2011 2012 2013

Totali i aktiveve 69.5 71.7 71.5 71.3

Llogari të arkëtueshme 13.7 13.4 14.7 14.7

Inventarë 4.0 7.3 7.7 7.5

Kapitali dhe rezervat 59.3 62.5 58.4 59.3

Totali i detyrimeve 10.2 9.3 13.1 12.0

Të ardhura operative neto 5.7 9.3 8 10.4

Fitimi para tatimit 1.3 3.9 1.4 1.5

Prodhimi vetjak në '000 ton 132.0 59.9 44.4 37.4

Ndarja nga prodhimi në natyrë ('000 ton) 59.8 109.5 34.7 70.5

Ndarja nga prodhimi mbledhur në total 5.1 3.6

Renta minerare paguar në vite 0.76 0.98 0.4

Tatimi mbi fitimin paguar në vite 0.2 0.5 0.2 0.2

Dividenti paguar në vite 0 0.09 0.14 0

101 Për vitin 2013 Pasqyrat financiare janë marrë nga draftprojekti i ALBEITI 2013

Faqe | 127

Kompanitë “Transoil Visoka” dhe “Phoenix”. Këto janë kompani që kanë filluar aktivitet së

fundmi, por baza e të dhënave të tyre nuk tregon asnjë lloj transparence, dhe prodhimi i tyre nuk

është sinjifikativ. Kompania e parë është me qendër në Sant Gallen, Zvicër, dhe e dyta e krijuar

në ishujt Kajmen. Për “Phoenix” informacionet janë kontradiktore, kjo për faktin se ajo është

liçencuar në korrik të vitit 2013 nga qeveria në largim, dhe për faktin se ajo kishte borxhe ndaj

”Albpetrol”sha. Ndërkohë që nga informacionet zyrtare të AKBN-së Tiranë, ajo konsiderohet

partnere. Sidoqoftë nuk ka informacione zyrtare të fushës financiare të këtyre dy kompanive.

Duke konkluduar rezulton se:

1- Ka dy politika të ndryshme, diametralisht të kundërta, në drejtim të njohjes së pasurisëpër

punimet e kërkimit pa shpim: ajo që i konsideron të shpenzueshme sapo ndodhin dhe që

përkrahet nga IASB dhe GAAP-i amerikan dhe ajo që këto shpenzime i njeh si kapitale,

nëse mbi to vërehen mundësi për rezerva komerciale. Pra ndodhemi përballë faktit të një

evidentimi të saktë të kësaj vlere pasurie dhe një vlerësimi jo të saktë, gjithmonë nëse

gjenden rezerva komerciale. Pra një problem që vazhdon dhe diskutohet.

2- Ekzistenca e konçesionit KNP dhe MSHR, vetëm sa e ka komplikuar problemin e

politikave kontabël, sepse shihet që në efekt të politikës kontabël është futur termi kohë

dhe para të programuara për t‟u shpenzuar. Këto para duhet të merren në një pikë të

caktuar, nëse vendburimi është komercial.

3- Në trajtimin e kontabilitetit, vetë termi pasuri na çon nga një grup aktivesh të paprekshme

në një aktiv të prekshëm, gjë që kushtëzon ndryshim në politikat e vetë aktiveve dhe

njëkohësisht dhe të llogaritjes së harxhimit(shterimit).

4- Pavarësisht se nuk kemi shpim që të vërtetojë rezervat, kjo nuk do të thotë që nuk vizioni

për rezervat potenciale komercialendryshon. Këta faktorë ndikues tregojnë se përfytyrimi

do të ndryshojë duke përfshirë në këtë mënyrë provigjionimin si masë për rregullimin e

vlerës së aktivit. Për ta dalluar e kemi quajtur zhvlerësim të pasurisë. Ky zhvlerësim

mund të jetë ose i AAJM, ose edhe i AAM-s.

5- Për qëllime të kontabilitetit, organizimi i shpenzimeve kapitale dhe i kostove të tjera

bëhet mbi bazën e “vendit”, siç është rasti i “Albpetrol” sha. Në standardet e saj

kompania “Albpetrol” nuk mund të zbatojë IAS apo IFRS, për shkak të pengesave ligjore

Faqe | 128

dhe pamundësisë për të kryer zhvlerësimin mbi bazën e rezervave dhe përfitimeve të

ardhshme.

6- Aktualisht, të gjitha kompanitë e analizuara përdorin standardet ndërkombëtare për

kontabilitetin, me përjashtime sigurisht të standardeve të caktuara, ku numrin më të madh

të tyre nuk i plotëson kompania “Albpetrol” sha.

7- Elementi kryesor i pasurive të kompanive janë rezervat për të cilat ato janë titulluar. Nga

përcaktimet e ndryshme të këtyre rezervave, atoparaqesin vlerën e pasurisë e cila mund të

përdoret nga kompanitë në mënyra të ndryshme, me vlerësim të mënyrave të ndryshme.

8- Duke gjykuar rezervat faktike të raportuara nga kompanitë, kemi vlerësime mjaft të

ndryshme nga ajo e kompanisë nacionale si administratorja e kësaj pasurie. Rezervat e saj

llogariten rreth 5 herë më të ulta se sa raportimi zyrtar i kompanive, ç‟ka çon në

konkluzionet semarrëveshja e lidhur nuk ka qenë një fair play, në mënyrë të veçantë me

“Bankers Petroleum”.

9- Rezervat e raportuara nga Bankers (të cilat i përkasin modelit probalitar në përllogaritje)

kanë pësuar ndryshime që arrijnë në 30% të sasisë totale të tyre, duke pasur ndikim në

vlerën e firmës dhe njëkohësisht në rezultatin financiar të saj.

10- Ka një koherencë të vlerës së firmave me vlerën e rezervave(sasinë dhe çmimin e tyre).

Atje ku rezervat (dhe për pasojë edhe vlera e pasurisë) janë rritur, është rritur çmimi i

aksionit. Në rastin shqiptar është rritur vetëm vlera e Bankers. Kjo tregon se performanca

e kësaj kompanie duhet vlerësuar, në mënyrë të veçantë nga totali i aktivit, ku përparësi

merr AAM “Pasuri e provuar”

11- Në thelb objektivi i këtij kapitulli ishte se leximi, kuptimi dhe interpretimi i pasurisë dhe

pasyrave financiare, si edhe efiçenca e kompanive, varet nga politika kontabël dhe mjetet

që ajo zgjedh ti pasqyrojë.Do të ishte pothuaj e pamundur të lexohej dhe interpretohej

financa dhe kontabiliteti, si dhe politika financiare e kompanive të huaja, apo të bëhej

krahasimi i tyre në kushtet kur ato kanë përdorur standarde të ndryshmekontabiliteti, kanë

pësuar shmangiet e nevojshme nga IAS dhe IFRS, nëse veçoritë e dalluara apo të

konstatuara nuk do ti trajtonim në dritën e politikave të ndryshme kontabël.

Faqe | 129

12- Ky shtjellim paksa i gjatë ka synuar të shpjegojë rrjedhjet dhe se si duhet të rrjedhin

paratë, dhe ka mundësuar burimet që kompanitë e huaja kanë përdorur për financimin e

operacioneve të ndryshme.

13- Nuk ishte e mundur të bëhej një përgjithësim i plotë i aktiviteteve të të gjithë firmave të

huaja , për shkak të kufizimeve të paraqitura në kapitullin e parë.

Faqe | 130

Kapitulli katërt.

Veçoritë financiare të Industrisë së naftës dhe të gazit

4-1 Kuadri ligjor

Objekti i çdo qeverie është të maksimizojë pasurinë nga burimet e saj natyrore, duke inkurajuar

nivele të përshtatshme të aktiviteteve të kërkimit dhe zhvillimit. Duke e përmbledhur këtë,

qeveria duhet të projektojë një sistem të tillë që:

a- të sigurohet një kthim i mirë për shtetin dhe industrinë;

b- të shmanget spekulimi i palejueshëm;

c- të sigurohet fleksibiliteti

d- të kryhet konkurrencë e shëndetshme dhe efiçencë tregu.

Realizimi i proçedurave për kryerjen e investimeve në këtë industri,mbështetet në një sistem

legjislativ, i cili bazohet në një sërë ligjesh dhe aktesh normative. Në bazë të ligjit nr. 7746, datë

28.07.1993 “Për Hidrokarburet (Kërkimi dhe prodhimi)” qëllimi i Republikës së Shqipërisë

është:

nxitja e kërkimit dhe prodhimit të naftës dhe gazit natyror

rehabilitimi dhe rritja e nxjerrjes së naftës dhe gazit nga rezervat tashmë të zbuluara

sigurimi që zhvillimi i këtyre rezervave të bëhet në përputhje me interesat kombëtare, në

mënyrë të rregullt dhe në përputhje me standardet e aplikueshme ndërkombëtare

Autoriteti, i cili ka fuqinë e dhënies të së drejtës sipas nenit 4 të këtij ligji është MEI, e cila jep

liçencën në bazë të termave e kushteve të një marrëveshje hidrokarbure. Kushtet e marrëveshjeve

hidrokarbure janë ato të një KNP-je, dhe mund të shfaqen edhe në formën e një MSHR-je, MOP-

i apo në një formë tjetër, gjithnjë mbi bazën fillestare të një KNP-je me afat maksimal 25 vjet.

Me ligjin nr. 7853, datë 29.07.1994 “Për disa shtesa në ligjin nr. 7746, datë 28.07.1993 “ Për

Hidrokarburet (Kërkimi dhe prodhimi)” - e quajtur marrëveshja “Albpetrol”- “Albpetrolit” si një

shoqëri me kapital publik, i jepet e drejta për të hyrë në marrëveshje hidrokarbure dhe përtë

zhvilluar operacione brenda zonës së saj të kontratës, me një subjekt tjetër juridik vendas apo i

huaj me të cilat ai dëshiron të bashkëpunojë. Në këtë rast, me pëlqimin e MEI-t, mund t‟i

Faqe | 131

transferojë dhe t‟ia kalojë të gjitha ose një pjesë të të drejtave,titullimit dhe interesit të tij mbi

rezervat.

Autoriteti përgjegjës për liçencimin dhe kontrollin e zbatimit të marrëveshjeve hidrokarbure

është AKBN (Agjencia Kombëtare e Burimeve Natyrore), funksionet e së cilës janë të

përcaktuara në ligjin 445, datë 28.07.1993 “Për krijimin e Agjencisë Kombëtare të

Hidrokarbureve”. Dhënia e liçencave dhe marrëveshjeve mund të realizohet në dy mënyra: me

ankand, si dhe nëpërmjet negociatave dy palëshe ose shume palëshe, kur ka më shumë se një

kompani.

4-2 Risku i Industrisë së naftës102

Risqet gjigante i detyrojnë kompanitë e naftës të kërkojnë për fusha gjigante. Kjo është një

formulë bazë për industrinë. Por sapo ndodh zbulimi, risku që shoqëronte gjetjen nuk ka më

kuptim. Nga pikëpamja e së ardhmes, vendimi për të zhvilluar një zbulim përcaktohet nga

fizibiliteti teknik dhe ekonomik.

Variablet çelës të riskut, të përdorura në analizat e pragjeve të kërkimit, janë:

vlerësimi i kapitalit të riskuar

përfitueshmëria nga hidrokarburet e gjetura

kostot e gjeturatë zhvillimit

vlerësimi i çmimeve të naftës

shpërndarja e përmasave të fushës së pritshme

profili i prodhimit të vlerësuar

termat fiskale

Variablat çelës të përdorura në analizat e pragjeve të zhvillimit janë:

kostot e zhvillimit të vlerësuara

vlerësimi i çmimeve të naftës

rezervat e vlerësuara dhe profilet e prodhimit

102Risku i kompanive që operojnë në industrinë e naftës (UpStream) (Kërkimi dhe prodhimi)

Rasti Shqiptar. V. Mici, 2014

Faqe | 132

termat fiskale

kostot indirekte

Çmimet e naftës dhe kostot janë faktorët më sensitivë. Lëvrueshmëria për pus është gjithashtu

një faktor çelës, sepse ajo ka një influencë të fortë mbi kërkesat e kostove kapitale, dhe kostot

janë gjithashtu të prekura shumë nga thellësia e ujit dhe nga mungesa e lidhjeve me terminalet

dhe konsumatorët. Ujërat e thella dhe ato kufitare sigurojnë një shembull të mirë për metodat e

përcaktimit të pragut të përmasave të fushës. Nga një perspektivë gjeografike, ujërat mbi 200 m

thellësi si rregull tregojnë kufirin e shelfit kontinental dhe fillimin e uljeve kontinentale. Në

shumë rajone, kostot sizmike detare për njohjen e të dhënave dhe interpretimit variojnë nga 1000

– 1500 km, në raste të veçanta edhe 20 000 km, ndërkohë që kostoja për 100 km varion deri te 2

milionë dollarë. Në periudhën 1944-1990 nga “Albpetroli” janë shpuar 484 puse kërkimi, të

gjitha në tokë. Kemi pra 12 vendburime nafte dhe gazi me një koefiçient suksesi në total 2,48% .

Duhet theksuar se, pavarësisht zbulimit të 12 vendburimeve, ka prej tyre që nuk e kanë

justifikuar zhvillimin. Kështu është vendburimi i Finiqit, Povelçës, Divjakë-Ballaj, Durrësit dhe i

Panajasë. Për vendburimin e Finiq-Kranës u bënë edhe një sërë investimesh sipërfaqësore apo

mbështetëse, por ato nuk justifikohen nga ky investim. Kështu ishte magjistrali i gazit Finiq-

Ballsh. Ky magjistral u abandonua në vitin 1987 kur u zbulua vendburimi i Delvinës, dhe disa

herë është bërë objekt i ndërhyrjeve për ta rehabilituar. Aktualisht ky magjistral është në punë, në

gjendje teknike të mjerueshme. E njëjta situatë është edhe me Povelçën, Panajanë, me Ballaj-

Kryevidhin, pa përmendur vendburimin e gazit Durrës.

Në periudhën 1992-2014 nga kompanitë e huaja u shpuan 17 puse kërkimi, nga të cilët 6 në det;

në këtë rast kemi një koefiçient suksesi 16,67%. Ky fakt i dedikohet më shumë teknologjisë së

përdorur, e cila për punimet sizmike është e standardit 2D e 3D, dhe në volum disa herë më të

madh. Kështu që për të gjithë puset “Albpetrol” ka përdorur një volum prej 18 680 km, nga viti

1970 deri më 1993 (teknologjia 2D analoge rreth 70%). Në 17 puse të shpuar kemi 400 km

punime sizmike me teknologji 3D dhe 13 341 km, me teknologji 2D digitale. Duhet marrë

parasysh që për punimet sizmike në tokë janë shfrytëzuar edhe punimet sizmike të “Albpetrolit”,

të blera nëpërmjet paketave sipas raundeve të licencimit. Sidoqoftë për dy zbulimet e fundit, ato

që vendosin prodhimin lidhen me risqet që shoqërojnë zhvillimin. Aktualisht kompania

“Petromanas” është në fazën e vlerësimit. Për këto vendburime nuk ka investime për zhvillimin e

tyre.

Faqe | 133

Risku i kërkimit matet:

EMV = (shpërblim) x SP – (Risku kapital) x (1-SP)

Ku:

EMV –Vlera monetare e pritshme

Risku i kapitalit - bonueset, kostoja e pusit shterp etj.

SP - probabiliteti i suksesit

Shpërblimi - vlera aktuale e një zbulimi, bazuar mbi analizën e CASH-flow-t të skontuar me

koston e kapitalit të kompanisë

Efektivisht ky ekuacioni prodhon një mesatare të ponderuar. Ajo është e kompozuara e vlerës së

një zbulimi të mundshëm, shumëzuar me shansin e bërjes të këtij zbulimi, minus riskun kapital,

herë probabilitetin që nuk do të ketë zbulim. Nëse duhet t‟i referohemi formulës së mësipërme,

kjo do të thotë që edhe periudha e sistemit të ekonomisë së centralizuar ka treguar jo pak

dështime, të cilat ajo është përpjekur t‟i minimizojë me kostot e ulëta të shpimit dhe me

mungesën e theksuar të teknologjisë dhe punimeve ndihmëse në terren.

Vlera e pritshme influencohet nga kapitali i riskuar dhe termat fiskale, të cilët konturojnë

përmasat e shpërblimit. Vihet re që kapitali i riskut peshon shumë më rëndë në proçesin e

vendimmarrjes. Për shkak të 20% shans të suksesit, dollarët e riskut mbipeshojnë dollarët e

shpërblimit 4:1. Me një vlerë suksesi rreth 10 %, marrëdhëniet ndryshojnë me 9:1. Dollarët e

riskut janë kritike. Është kjo arsyeja pse i kushtohet kaq shumë vëmendje angazhimeve të punës

dhe bonuseve. Bonuset në veçanti janë të vështirë për t‟u dhënë nga kompanitë, sepse ato nuk

sigurojnë informacion. Një program sizmik ose një program shpimi shton informacionin rreth

kërkimit.

Vlera e suksesit teknik përballë atij komercial

Ndryshimi mes suksesit teknik dhe suksesit komercial mund të jetë thelbësor. Kjo ndodh

veçanërisht në rastin e ujërave të thella dhe rajoneve pa infrastrukturë. Për shumë sipërfaqe

perspektive do të kërkohet një minimum barelash nafte të rimbulueshme, për të justifikuar

Faqe | 134

zhvillimin. Termat fiskale kërkojnë targete më të gjera për të justifikuar dollarët e shpenzuar të

riskut. Vlera monetare e pritshme ( EMV) përdoret në një mënyrë lehtësisht të ndryshme, për të

cilësuar pozicionin e kërkuesve.

Limiti i përmasave të fushës vlerësohet duke bërë supozime mbi probabilitetin e suksesit nga

shpim-kërkimet dhe vlera e rezervave, që mund të rezultojë nga përpjekjet e suksesshme të

kërkimit. Një gjë e tillë nuk mund të thuhet për shpimet në det nga kompanitë e huaja. Por me

çmimet dhe situatën e sotme, një barel nëntokë vlerësohet me 30% të vlerës, pra në kushtet e

çmimit 60$/Bbl vlera e një bareli të nxjerrë nga nëntoka është 60*0.7*0,3=12,6$/barel.

Perspektiva. Përmasat e fushës dhe vlerat e suksesit janë në varësi të kostos dhe termave

fiskale. Ndonjëherë vendet krahasohen në bazë tëbarelave të naftës së zbuluar për një pus. Por a

shërben statistika e kaluar?Si informacion historik është i kuptueshëm dhe në përputhje me

vlerën e suksesit dhe me përmasat e zbulimeve, në vartësi të maturitetit të një fushe dhe

faktorëve të tjerë. Në qoftë se të gjitha strukturat kryesore kanë qenë të shpuara, atëherë e kaluara

nuk është më një çelës për të ardhmen.

Kostot janë kritike. Me maturimin dhe zhvillimin e strukturës në një rajon të dhënë, kostot ulen.

Kjo është veçanërisht e vërtetë me kostot e kërkimit dhe të transportit, të cilat janë më të larta për

zhvillimin e fushave të para në rajon.

Produktiviteti i puseve është një faktor dominues për kostot e zhvillimit. Kjo është e vërtetë për

zhvillimet në det, dhe rritet akoma më shumë në ujërat e thella. Në Shqipëri, puset që prodhojnë

200 barelajanë të rralla, por në arenën ndërkombëtare, veçanërisht në ujërat e thella ose në zonat

e largëta, ato mund të jenë joekonomike.

Realiteti gjeografik. Ndërsa shumë sisteme fiskale në arenën ndërkombëtare janë më të

qëndrueshme, zakonisht kompenson potenciali më i favorshëm gjeologjik. Shansi i gjetjes së mbi

100 milionë barelave është real në Amerikën Latine, Azinë Jug-lindore dhe Afrikën

Perëndimore, por jo në Shqipëri. Risku politik ka rol, por përsëri është potenciali gjeologjik

efektiv dhe termat fiskale, që janë të përshtatshme dhe ku mund të gjenden oportunitete.

Risku politik. Një nga konsideratat kryesore në operacionet interkombëtare është elementi i

riskut të vendit. Megjithatë qeveritë e dinë që edhe një aludim i nacionalizimit, shpronësimit apo

Faqe | 135

konfiskimit mund të dërgojë sinjale të shëmtuara, që mund të kërkojnë vite për të risiguruar

investitorët potencialë. Ndërsa konfiskimi i aseteve është një risk, që është shpesh i mbuluar nga

faktorë të tjerë. Risqet më reale përfshijnë gjëra të tilla si nacionalizimi ngjitës, nëpërmjet

shtrerjes së tatimeve, legjislacionit të punës progresiv ose kontrollit të çmimeve. Shqipëria me

legjislacionin është shkëputur plotësisht nga kjo hartë vendesh.

Stabiliteti politik. Një nga aspektet më të vështira të të drejtuarit të biznesit në një vend tjetër

është elementi i ndryshimit të rregullave. Politika mbron themelin e risqeve imediate dhe

prevalente me të cilat përballet industria. Këto përfshijnë ndryshimet në qeveri dhe fluktuacionin

e ligjeve të tatimeve. Në disa vende vlera e ndryshimeve është eksesive. Demokracitëkanë një

normë të bërjes së ndryshimeve që prekin komunitetin e biznesit aq shpesh, sa herë që mbahen

zgjedhjet. Ndryshimi i ligjit të tatimit është i papredikueshëm, dhe rekordi i Shqipërisë është

mjaft i freskët me ligjin nr. 9975, datë 28.07.2008, dhe i ndryshuar me ligjin nr. 10065, datë

29.01.2009 “Për taksat kombëtare”, ku për herë të parë futet tatimi për rentën minerare 10% mbi

vlerën e shitjes. Para kësaj date, ky parashikim nuk ka qenë për të gjitha kontratat e paralidhura.

Teorikisht, qeveritë kanë më pak probabilitet të ndryshojnë rregullat, në qoftë se termat fiskale

kontraktuale në vetvete janë përgjegjëse. Mënyra më e mirë për të vlerësuar ose cilësuar aspektet

e riskut politik, ose të ndonjë lloj tjetër risku, gjendet në teorinë e vlerës së pritur (EMV). EMV

është një teori qendrore, dhe skenarët e mundshëm ose të ardhurat janë paraqitur nga impakti i

tyre financiar nëpërmjet analizës së Cash-Flow-t të skontuar. Termat fiskale të një vendi dhe

stabiliteti politik kanë një impakt të madh në perspektivën e vendit. Duke lënë mënjanë

dimensionet gjeologjike, gati të gjitha elementët që prekin vendimet e investimeve, janë ose

mund të jenë të influencuar nga qeveria dhe natyra e klimës së biznesit që ofrohet për industrinë.

Vendimi i investimeve është vlerësohetgjithashtu nga teoria e dobisë dhe teoria e prishjes së

lojës. Të dyja kanë influencë të fortë nga probabiliteti i vlerësuar i suksesit dhe natyra e risqeve.

Teoria e prishjes së lojës. Zakonisht, kur kërkohet për një vendburim nafte, rezultati i çdo shpimi

analizohet dhe shpohet një pus i dytë apo i tretë. Kjo është e zakonshme në praktikën e

kërkimeve. Vetë numri i puseve Vlora 10, Vlora 11, Dumre 6, Dumre 7, në vetvete tregon

përpjekjet e kërkimit të strukturave. Kjo i jep bazë teorisë së prishjes së lojës. Prishja e lojës

ndodh kur një riskmarrës me një sasi të kufizuar lekësh, i shkon prishjes nëpërmjet goditjeve të

vazhdueshme nga dështimet. Koncepti i prishjes së lojës rrjedh prej të njëjtit vlerësim të riskut, të

Faqe | 136

përdorur në teorinë e vlerës së pritshme. Vlerësimi i probabilitetit të suksesit është përdorur për

të ndihmuar përcaktimin e nivelit maksimal të ekspozimit të kapitalit, nën kriterin e nivelit të

konfidencës. Objektivi për menaxhimin është të qëndrojë në lojën e shpimit sa më gjatë, ku do të

punohej për ndryshimin. Një mënyrë tjetër e vështrimit të saj do të qe zgjidhja e çështjes: se sa

duhej të ishte masa mostër sinjifikative statistikore (në një nivel konfidence 95 % ) që i jepte

natyrën e lojës. Koncepti i prishjes së lojës përdoret për të shmangur një lidhje të suksesit dhe

dështimeve me kushtin e një buxhet shpimi, që të paktën të kishte sukses. Probabiliteti i një

suksesi = 1-probabilitetin e të gjitha dështimeve.

Algoritmi i prishjes së lojës : α= 1-(1-Sp)n

ku: α - niveli i konfidencës

Sp - probabiliteti i suksesit

1-Sp - probabiliteti i dështimit

n - numri i provave.

Duke e zgjidhur ekuacionin e mësipërm në lidhje me n kemi:

n=

Teoria e dobisë dhe teoria e vlerës së pritshme bëhen të papërdorshme sapo zbulimi ndodh, por

për fat të keq, fuqia e pazareve të kompanisë vazhdon të ruhet. Ndërsa risqet gjeologjike fillojnë

të zbehen pas zbulimit, risqet politike dhe financiare intensifikohen. Sapo një projekt rezervash

bëhet komercial, fuqia e pazareve fillon të mbrohet. Investimet e gjera për fazën e zhvillimit të

operacioneve të naftës konsiderohen si një burim i fortësisë për kontraktorin. Nga koha që

prodhimi fillon, investimin kapital është një kosto e varur dhe ndërtimet sipërfaqësore të

instaluara në vendin e huaj mund të paraqesin një burim të dëshirueshëm për kontraktorin.

Shlyerja është një gur kilometrik, ku mbrojtja rritet në favor të qeverisë. Sapo kontraktori ka

arritur shlyerjen, përfitueshmëria mund të shfaqet eksesive për disa qeveri. Në këtë pikë fillojnë

të rishihen konceptet e përfitueshmërisë dhe kthimi i mirë mbi investimet. Partneriteti mes një

qeverie dhe një kompanie të huaj nafte, formal ose jo formal, shkon tej termave dhe kushteve të

Faqe | 137

kontratës. Relacionet e mira të punës mund të bëjnë një diferencë të madhe. Risqet operacionale

janë nga ndonjëherë reale e të prekshme, të shoqëruara me bërjen e biznesit në një vend të huaj.

Kompania “Petromanas Energy INC”103

. Risqet e kësaj kompanie lidhen me operacionet e

kërkimit dhe zhvillimit. Këto risqe janë të lidhura edhe me operacionet aktuale dhe të ardhshme,

në juridksionet në të cilat filialet e kompanisë operojnë. Kompania ka identifikuar risqe të

lidhura me biznesin e saj duke e parë aktivitetin që nga fillimi:

1. Riskun e kërkimit dhe të rezervave. Kërkimi, vlerësimi dhe zhvillimi i rezervave të

naftës dhe gazit janë spekulative dhe kanë një shkallë të lartë risku. “Nuk ka asnjë siguri -

vëren kompania, - që kërkimi apo vlerësimi i pasurive, në të cilat filialet kanë të drejta,

do të jenë të suksesshme dhe do të mbulohen në të ardhmen.”104

2. Risku i shpimit dhe operacionit. Aktivitetet e kërkimit dhe të zhvillimit mund të

vonohen, ose mund të preken nga faktorë tej kontrollit të kompanisë. Kjo përfshin kushtet

klimaterike, cilësinë e materialeve dhe punët kompetente për të realizuar shërbimet dhe

pranimin e rregullimeve aktuale dhe të ardhshme qeveritare. Shpimi mund të rezultojë

negativ dhe kjo mund të mos japë një prodhim komercial. Vonesat në shpim rrisin kostot

e shpimit. Por në pikëpamjen time, është rënia e çmimit të naftës që ka rritur vonesën dhe

heqjen dorë nga blloqet e kërkimit të kompanisë.

3. Kostot e cilësisë së materialeve dhe shërbimeve. Blerja me çmime jo ekonomike në

Shqipëri.

4. Risku mjedisor. Kompania beson në ligjet ekzistuese, por ajo nuk mund të parashikojë

ndonjë ndryshim dhe impaktin që ato mund të kenë mbi kompaninë.

5. Tregu i kapitaleve dhe kërkesat për kapital shtesë. Burimi kryesor i kompanisë ka qenë

tregu i kapitaleve. Kompania ka akses për kapital efektiv për të financuar operacionet e

ardhshme, megjithatë nuk ka siguri se ajo do të jetë e aftë të përfitojë financimin e saktë

në të ardhmen, ose që ky financim të jetë në termat që avantazhojnë kompaninë.

Kompania pranon indirekt se ka vështirësi në sigurimin e burimeve të financimit, që e

shtyjnë atë të vonojë shpimin e puseve në bllokun 1 dhe 2.

103

www.Petromanas Albania GMBH 104 Petromanas energy GMBH , 2010-2014 Management‟s Discussion and Analysis

Faqe | 138

6. Prishjeose ndryshimet e KNP-ve ose MOP-eve. Kompania është subjekt për të ndryshuar

KNP-të apo MOP-et, dhe kjo mund të këtë impakt pozitiv ose negativ.

7. Risku ekonomik, politik dhe ligjor.

8. Paqëndrueshmëria e çmimeve të ardhshme të naftës dhe gazit.

9. Risku i monedhës së huaj.

10. Besimi mbi personelin kyç.

11. Risku financiar, i cili përbëhet nga:

a. Risku i normës së interesit. Kompania i mban cash-in dhe ekuivalentët e saj

instrumentet ASH në instrumente që janë të kthyeshme në çdo kohë, pa kosto, dhe

për më tepër duke reduktuar ekspozimin e saj nga ndryshimi i vlerës së interesit.

b. Risku i kredisë. Cilësia e saj është e lidhur me institucionet financiare ku kanë

depozituar cash-in e kufizuar (Paratë e ngurtësuara me një drejtim përdorimi të

caktuar). Menaxhimi monitoron riskun duke parë cilësinë e kredisë së

institucioneve që mbajnë asetet financiare të “Petromanas” GMBH. Llogaria

kliente, më 21.12.2014, përbëhej kryesisht nga taksat e rimbursueshme nga qeveria

shqiptare dhe nga sasia e një shitësi për kthimin e materialeve, për të cilat risku ka

qenë i ulët. Risku i kredisë është i ulët edhe nga fakti se ajo ndan interesat me një

partner tjetër.

c. Risku i tregut. Kompania është e ekspozuar ndaj fluktuacionit të USD, Euros dhe

CAD-it. Në fund të vitit 2014 ky impakt do të qe 0,3 milionë $ në raport me 2013,

ku impakti i këtij faktori llogaritej 1,4 milionë USD, ndërsa në dhjetor 2012 ky

impakt ishte 2 milionë USD.

d. Risku i likuiditetit. Në fazën e parë të kërkimit kompania ka burime të

mjaftueshme, por me kalimin e kohës ka të domosdoshëm financimin shtesë. Ky

deklarim i vitit 2013 ndryshoi në vitin 2014, kur kompania ishte e detyruar të

monitoronte pozicionin e likuiditetit të saj, për të bërë të mundur plotësimin e

angazhimeve të saj të kërkimit dhe vlerësimit, ose për të përballuar angazhimet nga

nxjerrja e re e aksioneve ose nga burimet alternative të financimit që kërkon

marrëveshja e Farm out-it. Alternativat përfshijnë shtyrjen e shpenzimeve kapitale

të programuara, që tejkalojnë kërkesën nga programi i punës për të mbajtur

liçencën, drejtimin e Farm out-it dhe sigurimin e aksioneve të reja apo borxhit.

Faqe | 139

e. Risku i vlerës së drejtë.

Kompania “Bankers”.105106

Në analizën e saj kjo kompani rezulton se vlerëson risqet

që lidhen me menaxhimin e riskut, që janë kryesisht ato të riskut financiar dhe që

përbëhen nga:

0- Risku i kredisë. Këtë risk ajo e përshkruan si riskun e mospagimit të saj prej klientëve.

Në fund të vitit 2014, totali i klientëve shkonte në 81 612 mijë $ nga ku shteti në TVSH-

në e rimbursueshme zinte 30 413 mijë $. E gjithë llogaria kliente nuk ka dyshime për

kthimin e saj. Kjo është një situatë krejt e ndryshme nga ajo e vitit 2013. Në vitin 2013

klientët e kompanisë zinin 61 000 mijë $ dollarë nga 46 753 mijë $ në vitin 2012.

“ARMO”sha, ishte një nga kompanitë kliente me një borxh të krijuar në vitet e

mëparshme dhe që më së fundi ka marrë formën e një borxhi pa probleme. Kujtojmë që

ky borxh ka qenë fillimisht mbi 24 milionë $ borxh problematik.

1- Risku i likuiditetit. Risku i likuiditeti është paaftësia e “Bankers” për të mos paguar

detyrimet e saj ndaj të tretëve dhe kreditorëve. Për këtë, kompania siguron paraprakisht

nevojat cash për një periudhë 30 ditore, që pasqyrojnë kërkesën për shërbimet e

shpenzimeve operacionale dhe për të kryer monitorimin e saj. Për të lehtësuar programin

e saj “Bankers” ka lehtësi kreditimi nga tre banka ndërkombëtare. Kompania synon të

kapë ciklin e saj të të ardhurave me ciklin e pagesave.

Aktualisht kompania “Bankers” paraqitet me këtë rrjedhje detyrimesh bankare: Në mijë $

Tabela 4-1 (Burimi WWW. Bankers Petroleum) Detyrimet Bankers (mijë $)

OOO/$ Vlera më

31/12/2013

Vlera më

31/12/2014

Viti 2015 Viti 2016 Viti 2017 Viti 2018 e

më pas

DASH 33,812 69,285 69,285 0 0 0

Hua

operacionale 0 0 0 0 0 0

Hua me afat 5,096 3,600 1,200 1,200 1,200 0

Hua

qarkulluese 100,000 100,000 0 0 25,000 75,000

Totali 139,908 172,885 70,485 1,200 26,200 75,000

105 Pasqyrat financiare 2004-2013 106 Analiza dhe diskutimet e menaxhimit 2004, 2005, 2006… 2014

Faqe | 140

Huaja operacionale përfundon në vitin 2014. Huaja me afat përbëhej nga dy hua: një që

përfundon në 2014 dhe një që vijon deri me 2017, e cila është me kushtet mjedisore. Huaja

qarkulluese do të jetë me katër transhe, dhe interesat e saj rriten nga transhi në transh. Kthimi i

transheve do të bëhet pas viti 2017, në katër vitet e njëpasnjëshme me një shumë prej 25 milionë

euro çdo vit. Transhi i parë dhe i dytë janë përdorur (i pari 50 mil $ dhe i dyti 20 mil $). Transhi i

tretë prej 80 milionë është i vlefshëm, dhe vlera e interesit është libor + 4,5%. Një kuotë për

pjesën e papërdorur të kredisë është 1,8% për këtë transh dhe 0,9% për transhin e katërt.

Kompania mund ta përdorë transhin e katërt, kur çmimi brent mbetet mbi 70 $ /bbl. Për transhin

e katërt kompania paguan për kredinë e papërdorur 0,9% interes.

2- Risku i tregut është risku kur ndryshimet në çmimet e tregut si kursi i këmbimit, normat

e interesit dhe çmimet e mallrave të konsumit prekin të ardhurat e kompanisë ose vlerën

e instrumenteve të saj financiare.

a. Risku i kursit të këmbimit. Kompania vëren se kursi i këmbimit CAD me USD

do të prekë të ardhurat e saj neto 1,0 milionë për 2014, me 0,2 milionë për vitin

2013 dhe 1 milion $për vitin 2012, në qoftë se do të kemi një ndryshim me 10%.

Gjithashtu në raport me lekun, një ndryshim me 10%, në raport me $ amerikan,

do të prekë të ardhurat neto më 3 milion $ kundrejt 2 milionëve në vitin 2012.

Kompania nuk ka pasur nevojën e mbrojtjes me kontrata forward as në vitin 2012,

as në vitin 2013 dhe as në vitin 2014.

b. Risku i normës së interesit. Një rritje me 10% e normës së interesit do të

shkaktonte një efekt në të ardhurat neto prej 0,6 milionë në vitin 2014 (0,7

milionë në vitin 2013). Kompania nuk ka mbrojtje të vlerës së interesit, apo

marrëveshje të tipit SWAP.

c. Risku i çmimeve të mallrave të konsumit është risku që vlera e drejtë apo cash

flow e ardhshme do të ndryshojë si rezultat i ndryshimeve në çmimet e mallrave

të konsumit. Këto çmime për naftën influencohen jo vetëm nga marrëdhëniet

bilaterale, por gjithashtu nga ngjarjet ekonomike botërore që diktojnë nivelin e

kërkesës dhe ofertës. Kjo reflekton politikën e kompanisë për të mbrojtur shitjen e

naftës nëpërmjet përdorimit të kontratave të shitjes forward financiare derivative.

Kompania nuk aplikon kontabilitetin mbrojtës për këto kontrata. Prodhimi i

kompanisë shitet zakonisht duke përdorur spotin ose kontratat afërafatit, me

Faqe | 141

çmime të fiksuara në kohën e transferimit të kujdestarisë, ose mbi bazat e çmimti

të tregut mesatar mujor. Të ardhurat kryesore të kompanisë janë nga shitjet e

naftës në Shqipëri, e vlerësuar mbi një bazë cilësisht të ndryshme nga çmimi i

naftës brent. Vetëm më 31 dhjetor 2014, nga një ndryshim në çmimin brent prej

1$/bbl (duke i mbajtur faktorët e tjerë të pandryshueshëm), të ardhurat neto do të

prekeshin me 2,5milionë nga 2,2 milionë për vitin 2013.

Në prill 2014, kompania pagoi 3 milionë $ premium për të hyrë në kontrata

financiare për mallra konsumi. Më 31 dhjetor 2014 vlera e tyre e drejtë rezultoi të

ishte 44 milionë, ose 41 milionë fitim për fund vitin. Në korrik 2013 kompania

kishte paguar 5 milionë $ për të hyrë në kontrata financiare “put” për mallra

konsumi, që përfaqësonin 6 000 barela në ditë me një çmim dysheme 80 $/bbl për

periudhën kontraktuale 01.01.2014-31.12.2014. Vlera e drejtë e tyre më

31.12.2013 ishte 1 milionë $, duke rezultuar me një humbje prej 4 milionësh. E

njëjta gjë ishte edhe në vitin 2012, ku për vitin 2013 rezultoi me një humbje prej 4

milionë $.

d. Politika e “Bankers” synonte një raport kapitali të përbërë nga kapital aksioner

dhe borxh, duke u fokusuar te borxhi neto i cili përbëhet nga Borxhi AGJ-

kapitalin e punës, përpara pagimit të interesave afatgjatë, pjesëtuar me fondet nga

operacionet (cash i siguruar nga aktivitetet operacionale, përpara ndryshimeve në

kapitalin e punës jo-kesh. Kjo vlerë nuk duhet të jetë më shumë se 1.5.). Për

monitorimin, kompania duhet të përgatiste buxhetin e shpenzimeve kapitale, i cili

vlerësohet në varësi të faktorëve që përfshijnë çmimet, shpërndarjen e suksesshme

të kapitalit dhe kushtet e industrisë në përgjithësi. Raporti i borxhit për fondet nga

operacionet ishte një tepricë prej 0,35 në 2014 kundrejt 0,11 në vitin 2013. Kjo

sepse teprica nga 30 milionë në 2013 , kaloi në 99 milionë në 2014, dhe fondet

nga operacionet u rritën nga 280 në 284 milionë $. Për më tepër kompania nuk ka

deklaruar apo paguar dividend qysh nga data e themelimit.

Faqe | 142

Kompania Stream Oil107108

. “Stream Oil” kishte të njëjtën strukturë risku si edhe “Bankers”.

Nga analiza e riskut konkludohet:

Risku i monedhës. Kompania është e ekspozuar ndaj ndryshimeve të kursit të

këmbimit të monedhave CAD, USD, Euro dhe lek. Kompania nuk përdor

derivativë për të reduktuar këtë ekspozim. Nga analiza e ndjeshmërisë, ajo

rezulton se me një ndryshim me 10% të kursit të këmbimit USD me lekë duke

mbajtur variablat e tjerë konstant, të ardhurat neto do të ndryshonin për 1 948 915

$.

Risku i kredisë. Ky risk konsiston në Kesh-in, llogarinë kliente dhe kërkesën për t‟u

arkëtuar. Stream i vendos paratë e saj në institucione me cilësi financiare të lartë. Më 30

nëntor 2013 kompania regjistronte në llogarinë kliente 2 826 755 $, ku 43% e saj ishte

mbi 90 ditë . E gjithë kjo shumë konsiderohej e mbledhshme.

Risku i likuiditetit. Sipas pasqyrave financiare të vitit 2013, kompania kishte një humbje

neto rreth 5,5 milionë dhe për pasojë, nuk respektoi kontratat në lidhje me huanë bankare

të pagueshme dhe lehtësirat e parapagimit e saj. Kompania kishte detyrime 40 077 678 $

dhe një hua bankare të pagueshme prej 9 139 713 $ (13 012 766 $ - viti 2012). Kompania

ishte duke konsideruar burime të tjera financimi si aksione dhe borxhe, me qëllim që të

plotësonte kapitalin e punës që i mungonte.

Risku i vlerës së interesit. Ekspozimi i kompanisë ndaj këtij risku është i lidhur për

shkak interesave të borxheve. Interesat e borxhit janë libor +5,5% me një kombinim vlere

interesi minimal 7%. Libori vetë ndryshon. Në qoftë se libori ndryshon me 1% gjatë vitit,

humbja neto për vitin do të ndryshonte afërsisht 136 300 $.

Risku i tregut. Kompania është e ekspozuar ndaj çmimit të mallrave të konsumit dhe të

aksioneve. Risku i çmimit të aksioneve përcaktohej si impakt armiqësor potencial mbi

fitimet e Stream-it, për shkak të lëvizjeve në çmimet e aksioneve individuale ose

lëvizjeve të përgjithshme në nivelin e tregut të aksioneve. Monitorimi i lëvizjeve të

107 Stream Oil ( 2009, 2010, 2011, 2012, 2013) Pasqyrat financiare 2009-2013 108 Stream Oil ( 2009, 2010, 2011…2013) Analiza e diskutimet e manaxhimit.

Faqe | 143

aksioneve dhe tregut stok janë një detyrim që kompania duhet të përcaktojë dhe të

ndërmarrë, për të mos falimentuar.

Risku i çmimit të mallrave të konsumit, sidomos i naftës, preket nga ndryshimi

kërkesës dhe ofertës për këtë mall. Kompania nuk përdor kontabilitetin mbrojtës. Ajo

shet me çmimet spot ose me çmimet e kontratave afër afatit. Për një ndryshim në çmim

me 1$ të brentit (të gjithë faktorët e tjerë konstantë), efekti i vitit do të ishte 433 828 $.

Për vitin 2012, ky efekt ishte 425 000 $.

Kompania “Albpetrol” sha109

. Në analizën e saj ajo e trajton riskun e vet si risk i kredisë së

likuiditetit dhe tregut. Në riskun e kredisë situata përkeqësohet deri në fund të vitit 2013, si më

poshtë, duke parë nivelin e lartë të ekspozimit.

Tabela 4-2 (Burimi Pasqyrat financiare Albpetrol sha.) Ekspozimi i “Albetrol” sha në vitet

2010-2013 si risk kreditor.

Nr Viti Shuma e ekspozimit Shtesa e ekspozimit nga

transaksionet

1 2010 13,817,172,758 -

2 2011 13,467,806,601 (349,366,157)

3 2012 14,731,861,829 1,264,055,228

4 2013 15,460,550,066 728,688,237

Shuma e shtuar 1,643,377,308

Në riskun e likuiditetit ekspozimi i kompanisë paraqitetsipas tabelës 4-3.

Tabela 4-3.( Burimi Pasqyrat financiare Albpetrol sha.) Ekspozimi i “Albpetrol” ndaj

Likujditetit

Nr Viti Shuma Mbi një vit Shtimi i riskut të

likuiditetit total

Shtimi i riskut të

likuiditetit nga

rritja e detyrimeve

mbi 1 vit

2 2011 8,640,547,934 7,992,132,292 -

3 2012 12,575,210,306 7,562,593,060 3,934,662,372 (429,539,232)

4 2013 11,414,826,653 10,804,770,677 (1,160,383,653) 3,242,177,617

Shuma 2,774,278,719 2,812,638,385

109 Bilancet financiare 2010-2013

Faqe | 144

Në riskun e tregut, “Albpetrol” i siguron të ardhurat në dollarë amerikanë, dhe është i varur nga

çmimi ndërkombëtar i naftës , si dhe nga kursi i këmbimit të dollarit me lekun.

4-3 Sistemi tatimor specifik

Sistemi aktual ligjor shqiptar. Baza ligjore tatimore shqiptare mbështetet në aktet ligjore të

vitit 1993 dhe, së fundmi, në atë të vitit 2008-2009. I pari akt me efekte fiskale është Dekreti nr.

782, datë 22.02.1994, ndryshuar me Ligjin nr. 7811, datë 12.04.1994 “Për sistemin e

hidrokarbureve (Kërkimi dhe prodhimi), i cili njeh si tatime:

Tatim-fitimin në masën 50% të fitimit të realizuar çdo vit fiskal, dhe ajo mund të pagohet

në lloj apo para, në varësi të marrëveshjes.

Nëse ky subjekt është “Albpetrol” dhe ky ka interesa pune nga 50-100 %, atëherë ky

tatim është 30% për vendburimet e vëna në punë para vitit 1993 (sot 15%). Nëse

“Albpetrol” do të vinte në punë vendburime pas datës 31.12.1993, atëherë skeda e tatimit

do të jetë:

Këshilli i Ministrave mund të nxjerrë VKM të veçanta për shfrytëzimin e

vendburimit marxhinal të zbuluar ose të kthyer në marxhinal,

Fitimi i llogaritur për vitin fiskal ka të zbritur koston kapitale, shpenzimet

administrative etj., sipas specifikimeve të marrëveshjes hidrokarbure të miratuara

nga ministria, dhe sipas praktikave ndërkombëtare të industrisë së naftës që

zbatohen në çdo marrëveshje hidrokarbure.

I dyti është ligji nr. 7928, datë 27.04.1995, ndryshuar me ligjin nr. 8070, datë 27.04.1996 “Për

tatimin mbi vlerën e shtuar”, i cili në nenin 25/1 bën përjashtimin nga TVSH, ku thuhet:

Nr Përqindja e tatimit Marzhi i prodhimit ditor në barela

1 30 1-20000

2 50 20000-50000

3 55 50000-65000

4 60 Mbi 65000

Faqe | 145

a- Furnizimi i shërbimeve që kryhen nga kontraktorët e nënkontraktorët e tyre, vërtetuar si i tillë

nga Agjencia Kombëtare e Hidrokarbureve (sot AKBN), lidhur me realizimin e fazave të

kërkimit dhe zhvillimit të operacioneve hidrokarbure.

b- Furnizimi i mallrave që bëjnë kontraktorët për njëri-tjetren ose nënkontraktorët, të importuara

sipas nenit 26/1 të këtij ligji.

I treti është ligji 9975, datë 28.07.2008, ndryshuar me ligjin nr. 10065, datë 29.01.2009 “Mbi

taksat kombëtare”, ku në grupin VII të shtojcës nr. 2 vendoset renta minerare në masën 10%.

Pra në mënyrë të përmbledhur, ky aktivitet ka dy elementë tatimorë: tatimin e fitimit 50% dhe

rentën minerare 10%, e cila është e aplikueshme në totalin e shitjeve në natyrë ose lloj, në varësi

të kontratës së lidhur.

Por sistemi fiskal plotësohet nga kontrata, dhe në vetvete është sistemi real fiskal. Kjo do të thotë

që negocimi i termave fiskale është baza e tërë zhvillimit të marrë në konsideratë. Termi i

përdorur në ligj për përcaktimin e kostove, referuar praktikave ndërkombëtare në këtë sektor, na

çon në një larmi sistemesh fiskale, sa që është e pamundur të përfshihen në thelbin e këtij

studimi. Dhe për më tepër të bëhet analiza e çdo sistemi në veçanti.

Ajo që mund të thuhet është se në sistemin tonë, vendosja e rentës minerare e ka kthyer sistemin

tatimor në një sistem tatimor regresiv. Influenca negative e të cilit bën që vendburimi margjinal,

ose ai pranë tij, të jenë tepër të riskuar; në kushtet e një kontrate të puthitur mund të shkaktojë

probleme midis biznesit dhe shtetit. Kjo sepse në të bërit biznes, renta minerare nuk ka lidhje me

kostot dhe as me çmimet e shitjes së naftës.

Në rrethin e kontratave te lidhura me raundin e dytë e më pas të licencimit, kontratat janë bërë

më progresive për shkak të futjes se faktorit ROR në nivelin e marrjeve midis shtetit dhe

kompanisë. Në këtë rast nuk ka më mbulim kostoje, e cila vlerësohet si një formë e fshehtë e

tatimit regresiv. Në kontratat shqiptare, që aktualisht janë duke u punuar me “Albpetrol” sha,

rezulton:

Faqe | 146

Tabela 4-4.(Burimi: AKBN.)Termat e parashikuara në marrëveshjet e “Albpetrolit” me

kompanitë e huaja:

Faza e

Vlerësimit

Faza e

zhvillimit

Ndarja e

prodhimit

“Albpetrol”/

Kompani

Rënia e

prodhimit

Pjesa e

“Albpetrol” në

funksion të

faktorit R

Vend-

burimi Afati Investimi Kohëzgjatja

Muaj USD Vjet % % për vit %

ALB PETROL STREAM OIL

Gorisht Kocul 18 700,000 25 70/30 10 2-6

Cakran Mollaj 18 1,000,000 25 65/35 2-6

Ballsh Hekal 18 600,000 25 70/30 2-6

1,000000 Fazë Vlerës. 3-6

Delvinë 24 1,500,000 Faza Kërk. I 70/30 5

36 7,000,000 Faza Kërk. II 5-12.5

“Albpetrol Shervood International Petroleum LTD

Kuçovë 24 1,500,000 25 80/20 10 1-4

“Albpetrol” “Bankers” Petroleum

Alb LTD

Patos Marinëz 18 2,000,000 25 70/30 15 1-5

“Albpetrol” IFC-Visoka

Visokë 18 600,000 25 70/30 10 1-6

Në konkluzion të këtyre, është e detyrueshme të bëjmë disa lidhje dhe përfundime interesante.

Së pari, në ligj është cilësuar pasuria e naftës si pasuri kombëtare, dhe ajo duhet të përdoret me

efiçencë maksimale dhe në dobi të popullit. Kjo pikë cilësuar shumë edhe në kontratat e lidhura

në raundin e parë, ku shteti siguronte një nivel të paracaktuar fitimi. Në kontratat e raundit të

dytë shteti lëshoi mjaft nga të ardhurat e veta në emër të hyrjes më të madhe të investimeve të

huaja, por duke boshatisur buxhetin e vet, prandaj në raport me të parat efekti ishte domino.

Shoqëria “Premier Oil” shpalli largimin më 2003 dhe menjëherë një shoqëri tjetër kërkoi të futej

Faqe | 147

po në të njëjtën zonë, por me rregulla të reja të cilat ishin dukshëm më të leverdisshme. I njëjti

fenomen ndodhi me firmat “Fountain Oil” e “Kitarri Oil”, të cilat u larguan pa ardhur mirë: e

para për mungesë të stabilitetit politik (ngjarjet e vitit 1997), e dyta për shkak të borxheve që

përfshinë kompaninë. Aktualisht, për arsye të përfitimeve ekstremisht të pakontrolluara, u lidhën

edhe tre kontrata të tjera duke bërë fakt, që në fushat ekzistuese të “Albpetrolit” sipërfaqet

produktive të tij të jenë minimale.

Në vitin 2008 qeverisë i mungonin të ardhura në buxhet, të ardhura të qëndrueshme që më parë i

vinin nga shoqëria “Albpetrol” në formën e TVSH-së, TAP-it apo tatim-fitimit; të ardhuara të

lidhura me nivelin e prodhimit. Ndërkohë që deri në atë moment firmat nuk kishin rentë

minerarenë kontratat e tyre, duke e bërë përfitimin të tyre në tatime progresive, por që për shkak

të viteve të para të zhvillimit e paraqitën situatën e tyre me humbje, duke e detyruar të kthente

kokën dhe të sanksiononte rentën minerare si një element të ri tatimor, ndërkohë që ai është

elementi i parë kryesor fiskal i çdo tatimi në të gjitha tipet e kontratave, si një element kontrolli

dhe serioziteti të firmave. Por vendosja e rentës minerare shkaktoi reagim të menjëhershëm të

firmave ndaj qeverisë shqiptare, sepse u shkelën kontratat me ndarje prodhimi. Situata u bë

paradoksale. “Albpetrol”, një kompani shtetërore, vijonte dhe paguante taksat sikur nuk kishte

ndodhur gjë; paguante dhe krijonte borxhe ndaj shtetit, sepse nuk kishte mundësi, ndërsa ortaku i

saj vijonte të mos paguante dhe të mos penalizohej. Kulmi ishte se prej kohësh kompania

“Albpetrol” ndodhej në situatë nënmarrje, pra nuk merrte as pjesën e saj të ligjshme si prodhim

para ekzistues dhe as pjesën e saj që formohej nga Faktori R. Këto sjellje nga ana e kompanive

në MOP me cilësinë e operatorit abuzonin hapur, saqë arriti në situatën kur kompania “Stream

Oil” nuk kishte derdhur as një ton naftë bruto që nga fillimi i kontratës.110

Ndryshimi nëpërmjet

rotacionit politik, si dhe pakënaqësia në rritje e punonjësve dhe specialistëve të naftës, diktoi që

qeveria të binte dakord me një aktmarrëveshje shlyerje, që kompania “Stream Oil” të shlyente

sasinë e saj që nga fillimi i operacioneve ose data efektive e marrëveshjes. Por kthimi nuk kishte

për synim diferencat e krijuara nga ndryshimi i çmimeve, duke lënë hapur një shteg të qartë

abuzimi dhe nga ana tjetër t‟i siguronte kompanisë një burim financimi për TVSH-në, sepse

110

Albpetrol (2014) Aktmarrëveshje “Për likuidimin e detyrimit në naftë bruto për pjesën e palëvruar të prodhimit të

gjykuar (PPE) dhe të pjesës së prodhimit të “Albpetrolit” (PPA) për vb Cakran-Mollaj, Gorisht-Kocul dhe Delvinës

nga data efektive deri më 31.12.2013.

Faqe | 148

“Stream” do të paguante për naftën e munguar me çmimin e saj të ponderuar të shitjes??? si dhe

duke zbritur ???, shpenzimet që Stream kishte shpenzuar për shitjen e kësaj naftë. Nga ana tjetër,

“Albpetrol” do t‟i bënte shiste “Stream Oil” një faturë të rregullt tatimore me TVSH, për shitjen

e naftës bruto në sasinë e munguar.

Shitja e 100% interesit të “Stream Oil” duhet parë si një këmbanë alarmi për cilësinë e firmave

që operojnë apo duhet të operojnë në Shqipëri.

Kontrata me ndarje prodhimi kishte fuqi kushtetuese, mbi çdo ndryshim në legjislacionin tatimor

që do të shoqërohej me efekte financiare mbi kompanitë, ato duhet të reflektonin në mënyrë që

ky efekt të mos ndikonte apo që të ishte sa më i zbutur. Efekti i parë ndodhi me kompaninë

“Bankers”. Kompania “Bankers” filloi pagesën e rentës minerare me kusht që deri në vitin 2015

ajo të përjashtohej nga tatim-fitimi, i cili është 50%. Konçesioni i parë që shteti bëri ndaj vetes

ishte shtyrja e tatim-fitimit për 5 vjet, pra deri më 2009. Efekti i saj ishte 6- vjeçar. Pra kompania

pranoi të paguante nga viti 2009, me kusht që qeveria ta linte pa e tatuar deri më 2015. Renta

është 10%, ndërsa fitimi 50%. Edhe në vitin 2013 dhe 2014 qeveria shqiptare ndërhyri në

legjislacionin tatimor, ku hoqi përjashtimin nga TVSH-ja të mallrave të importit për

marrëveshjet hidrokarbure, futi akcizat për holluesin dhe vendosi të aplikojë taksën e karbonit

mbi gazoilin, që përdorej në operacionet hidrokarbure. Të gjithëkëto patën impaktin e dytë, dhe

më 2 nëntor 2014 qeveria Shqiptare bëri në marrëveshje për kthimin e parasë në rrjedhën para

tatimeve.111

Reagimi i “Stream Oil” ishte i njëjtë. Shteti i lehtësoi gjithashtu barrën e mospagimit të fitimit.

Por ndërkohë “Stream Oil” nuk ka derdhur asnjë lek në formën e rentës minerare me kushtin e

sqarimit.

Duke gjykuar mënyrën se si kanë precipituar tatimet, konkluzioni është që sistemi fiskal i

vendosur në këtë sektor, i cili me të drejtë quhet internacional, më shumë ka synuar mbushjen e

buxhetit sot, se sa është shqetësuar për përdorimin efikas të burimeve natyrore. Pra ka një

mospërputhje midis interesave të çastit, që përfaqësohen nga buxhetet vjetore të qeverisë me

strategjinë afatgjatë të këtij sektori, dhe përdorimit me nikoqirllëk të kësaj pasurie nëpërmjet

politikave të studiuara fiskale. Në sektorin e ndërtimit synohet që fitimi i firmat të ndërtimit të

111www.Bankers albania

Faqe | 149

luhatet në shifrat 10-15% të fitimit; e verifikuar kjo nga vlerat e preventivëve të ndërtuar.

Teknologjia bën punën e saj, dhe vlera e objektit reflekton në një farë mënyre teknologjinë duke

ulur vlerat dhe i bën firmat të punojnë përgjithësisht në këto parametra. Ndërkohë,në këtë sektor

nuk ka kufizime, ndonëse firmat që kanë aktivitet prodhimi konsiderohen nga ato që shfrytëzojnë

niçe, të cilët nuk kapen nga gjigantët e kësaj industrie. Në këtë pikëpamje nuk mund të

konkurrojnë me teknologji,kosto dhe risk me to, që të synojnë fitime kaq të mëdha dhe jashtë

kontrollit. Përkundrazi, shtetet e ndryshme vënë barriera shumë të fuqishme për të larguar firmat

pa teknologjinë e duhur, dhe të fundit kanë kapitale të kufizuara duke vendosur bonuse të larta

nënshkrimi, kosto mbulimi limit apo edhe rentë minerare të konsiderueshme. Në fakt

legjislacioni ynë ka të fiksuar së fundmi një element, rentën minerare. Bonuset janë minimale

dhe kostoja limit mbulim kostoje nuk ekziston. Ato janë pjesë e negociatave direkte dhe nuk janë

pasoja të raundeve të ankandeve. Duhet cilesuar që ankandi nuk është synim në vetvete, dhe jo

në çdo rast realizon pritjet e qeverive.

Kjo do të thotë që në të ardhmen përsëri priten ndryshime, që shkojnë në mbulimin e buxheteve

vjetore dhe jo në strategjinë afatgjatë, pasi deri më sot nuk ekzistojnë norma që të kufizojnë deri

diku madhësinë e përfitimeve ekonomike, që përfiton kompania apo kompanitë e huaja. Ende

nuk ka një studim se si kanë ndikuar investimet e hidrokarbureve të thithura në ekonominë

kombëtare, duke dhënë efekte afatshkurtra dhe afatgjata në monedhën kombëtare, në produktin e

përgjithshëm kombëtar dhe në drejtim të mirëqënies kombëtare. Pra:

1. Nuk ka një matje të sasisë së parave të investuara sot në monedhë të huaj, dhe daljeve të

saj jashtë.

2. Nuk ka një studim se si pjesa e tij e prodhimit eksportohet, dhe cilat politika ndjek ai për

transferimin e valutës, e cila mund të jetë në formën e prodhimit vendas.

3. Çfarë ka ndodhur me prodhimin e mbetur në vend? A ka ndonjë rritje të prodhimit

kombëtar nga përpunimi?

4. Sa është efekti i tatimeve të vonuara ose të shtyra, apo të përjashtuara në buxhet të

aktualizuara?

Kjo bëhet më e dukshme kur shikon ekzistencën e një bonusi të vetëm nënshkrimi minimal,

ndërkohëdhurohen mbi 30 milionë fuçi rezerva naftë. Duke konsideruar si çmim reference atë të

Faqe | 150

realizuar nga “Bankers” në vitin 2013, 1 ton rezervë çmohet rreth 20 $/barel dhe qeveria ka

dhuruar jo pak, por pikërisht 600 milionë $.

Praktika të mirëfillta përdorin dy metoda. E para përcakton limitin e përfitimit të firmave të

huaja, e cila për Indonezinë është 15%.112

Kjo bën që struktura fiskale të jetë e mirëkontrolluar,

dhe kompanisë nuk i lihet më shumë se 15% fitim pavarësisht nga ai i përfituar. Aplikimi i

tatimit shtesë funksionon gjithmonë kur firma realizon një fitim mbi 15% çdo vit. Kur ajo del me

humbje, vitet nuk kanë më rëndësi.

Modeli tjetër është se në kontratë ekziston një model kontrolli mbi bazë ROR, e cila bën të

mundur aktualizimin e termave të Cash Flow-t, duke bërë që termat e kontratës të përputhen me

ato të realizuarat. (analiza e mëposhtme është rasti “Bankers”).

Në fushën e hidrokarbureve, ligji shqiptar njeh praktikat ndërkombëtare, gjë që nënkupton se

qeveria ka duar të lira për të bërë lehtësira tatimore dhe njëkohësisht të përfshijë sipas rastit edhe

shtrëngime tatimore, por me kushtin që ato duhet të jenë pjesë e marrëveshjes hidrokarbure të

nënshkruar midis dy palëve.

Përfshirja e pjesëmarrjes në fitime të shtetit, për shkak të ndryshimit të fitimit, në këtë rast lidhet

me ndryshimin e çmimit në të ardhmen. Në rast se një projeksion ROR është programuar qysh në

programin e rrjedhjes së të ardhurave, të parashikuar në momentin që kompania paraqet, kur ajo

vendos të hyjë në fazën e zhvillimit dhe shfrytëzimit të vendburimit. Ndryshimet që ndodhin janë

të lidhura me dy kahe:

1. Me pasaktësitë e variablave apo modelit të paraparë, si dhe me kushtet e përdorimit të

variablave që ruajnë marzhe të gjera rezervash, të cilat nuk vërtetohen në praktikë. Në

këtë kontekst përfshihen programi i prodhimit dhe i shitjes, pra rrjedha e prodhimit,

llogaritja e rezervave objekt nxjerrjeje, elementë të caktuar të kostos, të llogaritur më të

fryrë etj. Në këto kushte krijohet mjedisi për një vlerë aktuale më të lartë nga

parashikimi, dhe, anasjelltas, mos vërtetimi ul marrjen e shtetit. Këtu shfaqet problemi që

lidhet pikërisht me sasinë e prodhimit në kushtet e mosrealizimit të programit, që çon në

rritje të kostos dhe ulje të fitimit. Në këtë rast penalizimi duhet të funksionojë si

•

112International Exploration Economics, Risk, and Contract Analisys 2004 Daniel Johnston.

Faqe | 151

mekanizëm kontrolli. Kjo është lehtësisht e vërtetueshme. Sipas praktikës ndërkombëtare

maksimumi i prodhimit arrihet në vitin e 6-të prodhimit, ku arrihet të merret rreth 10-

15% e rezervave të nxjerrshme. Nga praktika aktuale rezulton që ky fakt nuk vërtetohet

në vendburimet shqiptare. Kjo nënkupton se lehtësimi fiskal, apo tejkalimi i fitimit mbi

një prag, mund të konsiderohet një dhuratë.

2. Me rritjen e çmimit mbi kuotat e parashikuara. Kjo lidhet me një faktor të jashtëm, i cili

rrit direkt të ardhurat e kompanisë. Por në kushtet e rentës minerare dhe kostos limit, që

funksionon si tatim regresiv, ato shkojnë në pakësim të titullimit, pra të sasisë së naftës

që disponon kompania, dhe në kushtet e një kompanie të integruar kjo do të thotë shumë.

Për më tepër ulja e rezervave të titullimit ndikon në vlerën e aksioneve të firmës në bursë,

dhe ajo është e interesuar të rritë (fryjë) kostot e saj për të shtuar titullimin.

Sistemi fiskal ndërkombëtar është mjaft i pasur me instrumente që lehtësojnë, por dhe që

rëndojnë sistemin fiskal. Në sistemin fiskal shqiptar këto instrumente nuk janë përdorur.

Argumenti që mund të përmendim është fakti se këto instrumente vuajnë nga mosnjohja dhe

qëllimi, sipas rasteve kur duhen përdorur.

Instrumente lehtësuese:113114

1- Krediti i investimeve dhe ngritjet

Disa sisteme kanë inçentiva të tillë si kreditin e investimeve apo edhe ngritjet. Ngritjet dhe

krediti i investimeve janë 2 emra për të njëjtin koncept bazë. Një ngritje e lejon kontraktorin

të mbulojë një % shtesë të kostos së kapitalit nëpërmjet kostos se mbulimit. Zakonisht

praktika botërore tregon se kjo nuk mund të kalojë më shumë se 10-15%.

2- Gardhimi - (Ringfensingu)

Çështja e mbulimit ose zbritshmërisë së kostos përcaktohet nga të ardhurat bazë, prej të

cilave kostot mund të jenë të zbritshme. Zakonisht, të gjitha kostot që shoqërohen me një

bllok ose liçencë të dhënë duhet të mbulohen nga të ardhurat e gjeneruara brenda këtij blloku.

Blloku është i gardhuar. Ky element i një sistemi mund të ketë një impakt të madh mbi

113

Heminguey Oil and gas law and taxation 2004. Owen Anderson,John Dzienkowski etc 114

International Petroleum Fiscal systems and production sharing Contracts 1994 Daniel Johnston.

Faqe | 152

mbulimin e kostove të kërkimit dhe zhvillimit. Disa vende lejojnë disa klasa të kostove, të

shoqëruara me një fushë ose liçencë të dhënë, të mbulohen nga të ardhurat e një fushe ose

liçence tjetër. Në këtë rast nuk ka gardhim. Kur qeveria të lejon të mbulosh me të ardhurat e

një fushe, një fushë tjetër kërkimi kemi inçentivë financiarë.

3- Detyrimet e riinvestimit ose ngritjes së kufirit të mbulimit të kostos. Disa kontrata i

kërkojnë kontraktorit të vërë mënjanë një përqindje të specifikuar të të ardhurave për

punimet e kërkimit brenda një liçence. Në Francë niveli i tatimeve është efektivisht

reduktues, kur kompania riinveston një porcion të të ardhurave. Kjo nuk është as vënie në

vështirësi, as detyrim i firmës. Objektivi, natyrisht, është për ta bërë kompaninë të

shpenzojë më shumë para në vend dhe të riatdhesojë më pak fitimet e tyre. Detyrimet e

riinvestimit ose inçentivi i riinvestimit janë të rralla.

4- Tatimet dhe pushimi tatimor mbi rentën minerare dhe tatimet e tjera. Qeveritë

mund të nxjerrin legjislacione ose dekrete të posaçme, që projektohen për të pasur

investime shtesë. Tatimi ose pushimi tatimor, apo shtyrja e rentës minerare, janë më të

përdorura për këtë qëllim. Kjo e specifikon atë për një periudhë të dhënë vonimi, ku renta

minerare ose tatimet e tjera nuk janë të pagueshme.

Shqipëria ka njohur pushimin tatimor apo përjashtimin për kompanitë që operojnë në fushën

hidrokarbure për një periudhë 3-5-vjeçare. Vonesa e shtyrjes lidhet edhe me operacionet dhe

fazat e tyre. Një vonesë (shtyrje) tatimi nuk ka impakt, në qoftë se zbulimi nuk është bërë ose

nuk ka prodhim. Nëse ka prodhim, efekti i një vonese (shtyrjeje) është i dyfishtë. Industria e

naftës mund të përfitojë nga reduktimi i vendosjes së tatimeve ose rentës minerare, dhe

vonesa vjen gjithmonë në stadin e hershëm të prodhimit, kur ajo bën më shumë të mira në

termat e vleftës aktuale.

5- Lehtësirat me bonuset dhe limitin e mbulimit të kostos. Një model për lehtësimine

kompanive të huaja është fakti se atyre mund t‟u hiqet ose t‟u zvogëlohen bonuset, me

kushtin që të kenë mundësi investimi më të mëdha. Kjo është shumë e kushtëzuar për ato

kompani të cilat mbartin risqe të larta në fazën e parë, dhe jo me ato kompani që kanë

risqe të ulëta apo zona kërkimi, të cilat mbartin risqe relativisht të ulëta. Në të njëjtën

mënyrë,në vitet e para kompanive u lejohet një model i ndryshëm mbulimi kostoje, i cili

Faqe | 153

në analizë synon që kthimet e viteve të para të mund të shoqërohen me investime

gjigante, që shoqërojnë zhvillimin e vendburimit.

Instrumente rënduese:

a- Rregullimikërkesës së tregut vendas (KTV). KTV mund t‟i kërkojë kontraktorit t‟i shesë

kompanisë kombëtare të naftës një % të ndarjes së kontraktonit.Llogaritjet për naftën ndarëse

bazohen mbi ndarjen e naftës së fituar para tatimeve të kontraktorit.

Kërkesa e KTV bazohet mbi nxjerrjet totale.

KTV = nxjerrjet totale x % e titullimit X % e ndarjes për tregun vendas = Nafta e ndarë e

kontraktorit = PXtxn

Ku: P prodhimi total në barela apo ton për periudhën

t = % e titullimit; n = % e ndarjes për tregun vendas

b- Nafta e re dhe nafta e vjetër. Në praktikën ndërkombëtare, kur diskutohen detyrimet e tregut

vendas (KTV), përdoren termat nafta e re dhe nafta e vjetër. Prodhimi i 60 muajve të parë të një

fushe të re është prodhimi i ri, dhe kontraktori merr çmimin e tregut për KTV bruto. Pas kësaj,

prodhimi konsiderohet si nafta e vjetër dhe KTV bruto shitet tek qeveria ose brenda vendit, me

një zbritje deri 10 % të çmimit të tregut.

c-Tatimet speciale të naftës. Tatimet speciale që ndeshen në praktikën ndërkombëtare janë:

tatimet e luftës, të aplikuara në Kroaci pas lufte, apo në Kolumbi etj., ku ishte një tatim

suplementar për rikuperimin ekonomik të vendit të dalë nga luftërat civile apo midis shteteve;

tatimet rregulluese, siç është rasti i Indonezisë, e cila aplikon modelin e përfitimeve 85/15% në

favor të shtetit dhe kompanisë kombëtare të naftës “Pertamina”; tatimi për ndotje mjedisore,

tatimet e kontratës apo tatime të tjera të naftës. Sipas Raportit të AlbEITI-it për vitet 2008,

rezulton se deri më 2012 sektori i naftës dhe gazit ka këto kontribute në buxhetin e shtetit, që

pasqyrohen si më poshtë në miliardë lekë:

Faqe | 154

Tabela 4-5. (Burimi: Raporti AlbEITI Viti 2012) (botim 2014). Pagesat e detyrimeve tatimore

nga kompanitë prodhuese të naftës dhe gazit

Taksat dhe tarifat 2008 2009 2010 2011 2012

Renta minerare në eksport* n/i 0.77 2.12 3.65 5.85

Renta minerare mbi shitjet brenda vendit 0.63 0.69 2.00 1.26 1.30

Bonuset e nënshkrimit 0.04 0.02 0.06 0.11 0.39

Dividenti paguar nga “Albpetrol” 0.04 - - 0.15 0.10

Tatimi mbi fitimin paguar nga “Albpetrol” ** 0.06 0.06 0.27 0.16 0.17

Totali i të ardhurave kryesore 0.77 1.54 4.44 5.32 7.82

Totali i të ardhurave në buxhetin e shtetit 290.90 299.00 319.60 330.40 337.20

** “Albpetrol” është e vetmja shoqëri që ka paguar tatim-fitim dhe dividend.

4-4 Përcaktimi i prodhimit dhe i të ardhurave të naftës dhe gazit. Vlerësimi i

tyre.

Prodhimi i naftës bruto. Volumi i naftës bruto të prodhuar dhe të shitur, zakonisht, matet

në barel dhe në cilësi të bazuar në densitetin e tij. Të dyja volumet dhe cilësia e naftës bruto

ndryshojnë bazuar mbi gjendjen fizike dhe karakteristikat e naftës. Gjithashtu matja dhe

çmimi bazohen mbi standardet e temperaturës dhe gravitetit. Standardi mbarëbotëror për

matjen e naftës është bareli =159 litra në temperaturën 15,5ºC (60º F). Derisa nafta është e

lëngët, në të gjitha matjet duhet të merret parasysh si rritja dhe ulja e temperaturës, kështu që

volumi aktual i matur në temperaturën aktuale duhet korrektuar për të reflektuar volumin në

temperaturën standarde.

Standardi tjetër për matjen dhe shitjen e naftës bruto është densiteti API. Densiteti API është

masa e densitetit të naftës bazuar në densitetin e saj specifik. Densiteti specifik është vlera e

masës së trupit ose lëngut të një mase e një volumi të barabartë të ujit të distiluar në 15,5ºC (

60ºF). Densiteti API llogaritet në përputhje me formulën e mëposhtme:

Densiteti API = (141,5/ Densitetin specifik) -31,5

Sa më i lartë densiteti i API-t, aq më e lehtë nafta. Nafta më e lehtë shitet me një çmim më të

lartë se nafta e rëndë.

Faqe | 155

Të gjitha naftat bruto përmbajnë sedimente bazë dhe ujë, të cilat u referohen papastërtive

bazike suspensive të naftës bruto, kur ajo prodhohet. Në qoftë se % e ujit dhe e mbetjeve

mekanike kalon një nivel të caktuar nga ajo e parashikuar në kontratën e shitjes, nafta duhet

të trajtohet për ta sjellë atë brenda specifikimeve kontraktuale. Edhe me këto trajtime,

mbetjet mekanike dhe uji do të jenë ende prezent në naftë. Volumet e matura ose të metruara

të naftës së shitur duhet të reduktohen për të reflektuar sasinë e mbetjeve mekanike dhe të

ujit të mbetur në naftë, edhe pas trajtimit në fushë, për të përcaktuar volumin aktual të naftës

bruto që është shitur.

Për të komplikuar më shumë matjen e naftës bruto, KNP dhe MSHR mund të vendosin bazat

që duhet të përdoren për matjen e naftës së prodhuar, për kontabilitetin kontraktual dhe

qëllimet e pagimit të rentës minerare; megjithatë marrëveshjet e shitjes mund të specifikojnë

një bazë matjeje të ndryshme. P.sh., në ligjin shqiptar, për përcaktimin e pagesës së rentës

minerare, tatimeve ose të mbulimit të kostove, kontratat qeveritare parashikojnë matjen e

naftës në termat e peshës së tyre, ndërkaq që kontrata e shitjes për naftën bruto është tipike e

vendosur në termat e volumit. Në këto raste është e nevojshme që ajo të konvertohet midis

dy matjeve. (Kjo shprehet qartë edhe në raportet e AlbEITI, kur diferencat mes raportimit të

kompanive dhe “Albpetrol” ndryshojnë nga mënyrat e matjes.)

Nafta e matur. Volumet e shitjes se naftës bruto në pikën e lëvrimit përcaktohen nga një

matje manuale ose matje automatike. Matja manuale përfshin përcaktimin e fluidit të

rrjedhur nga një tanker ose nga një shkallëzim manual të tankerit, ose prej të lexuarit manual

të një shkallëzimi tankeri. Karakteristikat e sigurta fizike të naftës duhen përcakuar për të

rregulluar volumin e futur në tanker dhe për të reflektuar standardet e matjeve kontraktuale.

Matjet automatike mund të masin automatikisht në pikën e transferimit të kontrolluar, si dhe

për të regjistruar volumin e naftës bruto dhe të regjistrohen të dhëna, që lidhen me

temperaturën, mbetjet, ujin dhe densitetin. Përcaktimi shqiptar aktual, në mungesë të

aparaturave elektronike, përfshin marrjen e kampioneve në raportin 1:3:1, që do të thotë se

kampioni që do t‟i nënshtrohet analizës, do të jetë një përzierje e 5 mostrave të marra një

lart, tre në mes dhe një në fund të tankerit.

Rregullime. Këto përfshijnë:

Faqe | 156

Shitjet e hapura – Prodhuesi shet naftën e tij te një palë e tretë dhe nuk mbetet asnjë

lloj interesi.

Furnizime direkte – Një kompani prodhon dhe shet naftën. Përpara privatizimit, në

kushtet e APC sha, “Albpetrol”shae prodhonte dhe ia shiste naftën “ARMO”, një

kompanie tjetër shtetërore, por që ishte në kushtet e holldingut nëpërmjet APC sha.

Furnizime indirekte – Një prodhues e shet naftën te një ndërmjetës, zakonisht një

tanker ose një kompani transporti. Ky rast i përket naftës që transportohet me

tubacionet e brentit. Prodhuesit e shesin naftën indirekt te transportuesi, tek i cili

kompania detyrohet për shpenzimet e transportit.

Këmbimet – Një kompani mund të ndryshojë prodhimin e saj me prodhimin e një

kompanie tjetër. Këto këmbime quhen këmbime barel për barel. Objektivi duhet të

jetë sasia dhe cilësia e dëshiruar e naftës bruto në kohën dhe vendin e duhur, dhe në

një mënyre efiçente.

Frak-Oil – Nafta e riinjektuar në një pus për të stimuluar prodhimin. Ajo është e

rëndësishme për të mbajtur regjistrin e përshtatshëm për Frak-Oil-in kundrejt naftës

së formacionit origjinal, për të shmangur pagesën e dyfishtë të tatimeve dhe rentës

minerare.

Nafta e përdorur për operacione – është nafta që mund të përdoret në operacione, në

vendburimin ku ajo është e prodhuar. Ajo mund të prodhohet gjithashtu në një

vendburim dhe pastaj të transferohet ose të shitet te një vendburim i afërt, për

përdorim në operacione. Në kohën që ”Albpetrol”sha dispononte të gjitha

vendburimet e veta, nafta e vendburimit të Kuçovës dhe të Cakranit përdorej

gjerësisht në rolin e holluesit për naftën e vendburimit të Patos Marinzës.

Nafta e patregtueshme është nafta e depozituar në tankera dhe gropa. Kjo naftë

kërkon përpunime substanciale për ta bërë të shitshme si bruto, ose për ta përdorur si

naftë stok. Nëse kjo është tregtuar dhe shitur, shitja ose njihet si e ardhur ose si të

ardhura të tjera. Nëse ajo nuk shitet, ajo mund të rregullohet në një mënyrë që është e

qëndrueshme me ligjet lokale dhe të mjedisit. Nga pikëpamja teknologjike, kjo naftë

i përket naftës së vdekur në tubacione dhe rezervuarë. Nga pikëpamja teknike,

nxjerrja e naftës nga tubacionet duhet të realizohet me një kosto që lidhet me

zëvendësimin e saj me ujë, ndërsa në rezervuarët e saj midis nivelit zero dhe pikës së

Faqe | 157

thithjes ekziston një diferencë nivelesh, me qëllim që sedimentet mekanike dhe uji të

zbresin poshtë dhe, nëpërmjet saraçineskave të shkarkimit, të dalë uji. Sasia e kësaj

naftë varet nga sasia e mbushjeve mekanike të tankerit. Mbushjet mekanike janë

mbetje dhe trajtohen sipas ligjeve mjedisore, ndërsa nafta duke u larguar me kosto

speciale.

Matja realizohet:

1. në çdo pus,

2. sapo del nga vendburimi dhe hyn në tanker,

3. në pikën e shitjes.

Në mjaft situata është e nevojshme shpërndarja e prodhimit, e të ardhurave nga shitja dhe/ ose e

të ardhurave të shitjes të kthyera në pasuri ose pus. Për të përcaktuar nivelin e prodhimit të pusit

apo pasurisë dhepër të menaxhuar në mënyrë efektive rezervuarin, inxhinierët e rezervuarit duhet

të njohin prodhimin nga pusi. Shpërndarja e naftës bazohet në testet e puseve. Puset janë

vendosen në testim për periudha të caktuara të kohës, për ndarjen nga rrjedha e fluidit në një

separator test. Seperatori test ndan rrjedhën e fluidit të prodhuar nga pusi në naftë, gaz dhe ujë, si

dhe mat sasinë e naftës, gazit dhe ujit të prodhuar. Atëherë, informacioni nga testi shtrihet për të

llogaritur prodhimin teorik. Prodhimi teorik është sasia e naftës e prodhuar nga një pus, i cili

bazohet në rezultatet testuese dhe numrin e ditëve të muajit kur ai aktualisht prodhon.

Dy metoda që përdoren gjerësisht në praktikë janë:

1- Metoda FIFO

2- Metoda e vlefshme për shitje. Duke përdorur këtë metodë, inventari i fillimit dhe i

prodhimit i shpërndarë për çdo pus mblidhet për të barazuar sasinë e nevojshme për

shitje. Totali i vlefshëm për shitje nga çdo pus përdoret për të llogaritur një vlerë të naftës

së vlefshme për shitje për pus. Kjo vlerë përdoret për të shpërndarë shitjet dhe inventarin

për çdo pus.

Prodhimi i gazit

Mjaft faktorë fizikë ndikojnë në matjen e volumit të gazit. P.sh. matja e gazi në Mcf ndikohet

nga temperatura, presioni, komprimueshmëria, densiteti etj. Për shkak të ndryshimeve në

Faqe | 158

matjenqë mund të rezultojë nga këta faktorë, është normaleashtu si me naftën për matjen e

volumit të bazohen në standarde të sigurta. Gazi i matur në Mcf, standardi për presionin, është

shpesh 14,73 paund për inç në katror në 60ºF(15,5º C). Kur gazi matet mbi bazën e përmbajtjes

së energjisë të tillë si Btu, matja nuk preket nga presioni ose temperatura. Gazi i matur në Mcf

mund të konvertohet mbi një bazë Btu.

KNP dhe MSHR shpesh kanë një bazë që duhet të përdoret në matjen e prodhimit të gazit për

kontabilitetin kontraktual dhe për të paguar rentën minerare, ndërsa marrëveshjet e shitjes mund

të shkruhen në terma me bazë matjeje të ndryshme. Pra kontrata mund të tregojë matjen në Mcf,

ndërkaq kontratat e shitjes së gazit mund të shkruhen në termat e Btu-s. Metoda më e zakonshme

e konvertimit përfshin të përftuarit e vlerës së nxehtësisë së një njësie volumi gazi dhe duke

llogaritur çmimin e bazuar mbi vlerën e Btu-s të Mcf-së. Në këtë rast përcaktohet faktori

konvertues i çmimit nga Btu në Mcf, ose anasjelltas.

Zakonisht puset dhe vendburimet operojnë me temperatura dhe presione të ndryshme. Kjo mund

të bëjë të nevojshme detyrimin për konvertim të një volumi të gazit, të matur në një presion ose

temperaturë tek një tjetër. Formula për të konvertuar një bazë presioni tek një tjetër është:

V= V0 xP0/P, ku V – është volumi mbi bazën e presionit të dëshiruar.

P – Baza e presionit të dëshiruar

V0 – Volumi në bazën e presionit origjinal

P0 – Baza e presionit origjinal

Mund të kemi rregullime të njëjta edhe për temperaturën duke përdorur formulën e

mëposhtme:

V = V0t xT0/T

Ku: V0t është volumi në temperaturën origjinale

T0 – është temperatura origjinale e gazit

T – temperatura e dëshiruar e gazit.

Faqe | 159

Rregullimet e gazit. Gazi mund të matet disa herë nëpërmjet pikës së prodhimit dhe pikës së

shitjes. Matjet për raportim ndodhin në pikën ku kalon pronësia. Pika e matjes për të përcaktuar

shitjen matet zakonisht në matës, kur gazi hyn në tubacionin e blerësit. Prodhuesit instalojnë një

matës kontrolli, në fillim nga aparati i shitjes. Prodhuesi e përdor këtë aparat për të testuar matjet

e bëra nga blerësi. Kjo lejon të kapen pasaktësitë e aparatit të shitësit dhe njëkohësisht të bëhet

korrektimi.

Një sasi gazi përdoret në vendburimin ku është prodhuar, si lëndë djegëse për kompresorët,

dehidratorët dhe trajtuesit termikë. Kjo sasi gazi nuk është subjekt për rentën minerare. Ndërkaq,

edhe kur gazi nuk përdoret për shitje, renta minerare duhet të merret përsëri parasysh në volum.

Ndonjëherë gazi nga vendburimi është i riinjektuar në pus për të rritur nxjerrjen e naftës. Ky gaz,

ashtu si gazi i përdorur për djegie, nuk është subjekt për rentën minerare. Në mënyrë alternative,

gazi i prodhuar në një pasuri mund të transferohet për përdorim në një tjetër pasuri. Në qoftë se

pasuria për të cilën gazi është transferuar ka rentë minerare të ndryshme dhe/ ose interesa të

punës nga pasuria prodhuese, rentat minerare dhe tatimet e mundshme mund të jenë të

pagueshme mbi gazin e transferuar. Vlera e caktuar te gazi i tillë është zakonisht çmimi.

Transferimi duhet të trajtohet normalisht si shitje te një palë e tretë.

Një kompani mund të zgjedhë të këmbejë gazin e prodhuar në një zonë, me gazin e prodhuar në

një zonë tjetër. Kur gazi është shkëmbyer, tatimet dhe rentat minerare duhet të paguhen, dhe në

shkëmbimet e pabalancuara të lihet gjurmë.

Ka raste kur gazi mund të jetë lëshuar në atmosferë. Zakonisht këto janë sasi të vogla gazi me

presion joefiçent për t‟u futur në linjat e transportit, ose gaz që nuk mund të shitet. Rrjedhje të

tilla të vogla gazi përdoren për furra buke (Divjakë, Povelçë, Bubullimë etj.) dhe në pamundësi,

përdorimi digjet për të ulur ndotjen. Zakonisht mbi këtë gaz që digjet apo lëshohet, nuk

aplikohen tatime dhe as rentë minerare.

Përcaktimi i të ardhurave në operacionet e përbashkëta. Kontratat me ndarje prodhimi

Një tjetër veçori e KNP-ve, që ndonjëherë është burim i debatit, është nafta e fituar. Nafta e

fituar është e ndarë midis palëve, e bazuar mbi terma dhe kushte të vendosura më parë në

kontratë. Në disa kontrata,një përqindje e specifikuar e naftës së fituar shkon ose te qeveria si një

pagesë direkte, ose te kompania shtetërore e naftës. Mbetja është ndarë nga zotëruesit e interesit

Faqe | 160

të punës në raport me interesat e tyre të punës. Të ardhurat që rrjedhin për një kompani si rezultat

i shitjes së naftës së fituar, njihen si të ardhura sapo realizohet shitja e naftës së kostos.

Kur zbulohet një vendburim që i kalon kufijtë e dy ose më shumë sipërfaqeve të kontratave,

shumë kontrata kërkojnë që palët e përfshira të nxjerrin një marrëveshje bashkimi. Kjo

marrëveshje duhet të të sigurojë për zhvillimin dhe prodhimin e një vendburimi, në një mënyrë

që maksimizon efiçencën operacionale dhe ekonomike. Në rastin kur një vendburim naftë dhe/

ose gazi ka kaluar kufirin, sipas sipërfaqeve të kontratave është qeveria që ndërmjetëson

nëpërmjet kompanisë shtetërore ose AKBN, që do të asistojë palët e përfshira, kontraktorin dhe

palët fqinje për të bashkuar zhvillimin e një vendburimi të tillë. Termat e marrëveshjes së

bashkimit do të jenë subjekt për negocime nga palët.

Një situatë e ngjashme mund të ndodhë kur vendburimi është i përfshirë në kufijtë

ndërkombëtarë midis dy apo më shumë vendeve. Rasti që duket në horizont janë kërkimet pranë

kufirit shqiptar në ujërat shqiptaro-greke. Në këtë rast qeveritë e vendeve duhet të arrijnë një

marrëveshje që lidhet me zhvillimin e vendburimit, para se kompanitë të jenë të afta për të

negociuar një marrëveshje bashkimi. Situata mjaft e qartë politike midis shteteve shpreh situatën

aktuale të marrëdhënieve.

Kur ndodh një bashkim, të dy interesat e punës dhe jo të punës, në pasuri të bashkuar janë të

ripërcaktuara mbi çfarë faktorësh ndarjeje kanë rënë dakord në proçesin e negocimit. Faktorët e

ndarjes bazohen në faktorë të tillë si sasia e sipërfaqes për km² të kontribuar, volumin e

rezervuarit që i atribuohet çdo interesi pale, ose të vlerësuar me barelat neto të mbulueshme të

naftës në vend. Këto interesa të rinj përdoren për të përcaktuar çfarë kostoje dhe të ardhurash

duhet të ndahen nga palët. Është e dukshme që ky proçes mund të jetë tmerrësisht i komplikuar

në varësi të termave të KNP-së origjinale ose marrëveshjeve të tjera.

Derisa palët veprojnë të ndarë në pasuritë e tyre (në çdo shtet) para bashkimit, pasuritë

individuale duhet të jenë në stade të ndryshme zhvillimi: disa në proçesin e kërkimit dhe të

zhvillimit, disa kompani mund të kenë shpenzuar më shumë se të tjerat. Pasi merret vendimi për

t‟u bashkuar, kompanitë duhet të vlerësojnë sasinë që duhet të kenë shpenzuar çdo palë, për të

ekuivalentuar vlerën e pajisjeve dhe ndërtimeve. Që kostot e parabashkimit të barazohen, janë të

nevojshëm katër hapa:

Faqe | 161

1. Identifikimi i kontributeve para bashkimit, që janë të lejuara në korrigjimin e

llogaritjeve;

2. Përcaktimi i vlerës së kontributit të çdo zotëruesi të interesit të punës para bashkimit;

3. Llogaritja e detyrimit të çdo zotëruesi të interesit të punës për kostot para bashkimit.

4. Përcaktimi i marrëveshjes.

Përgjithësisht për korrigjim janë pranuar shpenzimet për puse dhe ndërtime, prej të cilave njësitë

përfitojnë në mënyrë direkte Kostot e lejuara për të qenë të korrigjueshme, zakonisht përfshijnë

kostot direkte të tilla si puna, përfitimet e të punësuarve, taksat, shpenzimet e ndërtimit, kostot e

studimeve të veçanta dhe kosto të tjera që identifikohen me puset dhe pajisjet individuale.

Shpesh, kostot gjeologjike dhe gjeofizike lejojnë edhe studime mjedisore, që janë gjithashtu të

përfshira. Disa marrëveshje lejojnë një pjesë të kostove të përgjithshme të shpenzueshme të jenë

të korrigjueshme. Shumë marrëveshje sigurojnë një rregullim të inflacionit në rendin e

rregullimit të ndonjë shpenzimi në energjinë e blerë, ndërmjet kohës së investimit aktual dhe

kohës së korrigjimit. Mjaft korrigjime janë arritur përmes/ ose korrigjimit kesh të të shpenzuarit

disproporcionalisht.

Në disa situata, kur i gjithë prodhimi është shitur nga operatori, atëherë ai ndan prodhimin në

përputhje me termat e marrëveshjes. Në operacion, çdo kompani është përgjegjëse për shitjen e

pjesës së saj të prodhimit. Zakonisht prodhuesit shesin pjesën e tyre të prodhimit ose mbi bazën

e kontratës, ose në bazë spoti. Kur kompanitë zgjedhin për të tregtuar prodhimin e tyre, në një

operacion të përbashkët çdo zotërues interesi pune hyn në marrëveshjen e shitjes së tij dhe të

transportit. Për të lehtësuar këtë proçes, operatori duhet të sigurojë parashikimin e prodhimit

mujor. Ky informacion siguron bazat për çdo zotërues interesi pune për të drejtuar transportin

dhe shitjen e pjesës së tij të prodhimit të projektuar. Vështirësia në këtë drejtim është se mund të

ndodhin një numër ngjarjesh, që mund të bëhen shkak për të devijuar nga parashikimi, duke

rezultuar që prodhimi aktual mund të jetë më shumë ose më pak se sa sasia që kompanitë

kontraktuan për të shitur. Përveç kësaj,nuk është praktike ose ende e mundshme, për çdo

pjesëmarrës në një operacion të përbashkët, për të marrë në lloj ose të shesë pjesën e tij ekzakte

të prodhimit gjatë një periudhe. Si rezultat, në çdo periudhë është e mundshme që disa nga

zotëruesit e interesit të punës në pasuri, do të kenë shitur më pak ose më shumë sesa pjesa e tyre

proporcionale e prodhimit. Mbingjitja ose mbimarrja janë terma të përdorur për t‟ju referuar

situatave, ku një kompani merr ose shet më shumë sesa pjesa e saj e prodhimit. E kundërta,

Faqe | 162

nëngjitja ose nënmarrja ndodh kur një kompani merr ose shet më pak sesa pjesa e saj e

prodhimit. Kjo situatë disbalancimi e prodhimit mund trajtohet me:

- balancim kesh, i cili është i drejtpërdrejtë;

- balancim të prodhimit, kupala nënmarrje merr më shumë nga ndarja e në një vendburimi tjetër

të përbashkët;

- kompesim të prodhimit, ku pala nënmarrje merr më shumë nga ndarja në muajin e ardhshëm.

4-5 Kontrolli i modelit. A po zbatohet kontrata?

Rasti “Bankers”. Pra nënshkrimi dhe zhvillimi i një vendburim ekzistues kalon tre faza: faza që

përfshin studimin e fizibilitetit, faza pilot dhe faza e shfrytëzimit të vendburimit. Faza e tretë e

vendos firmën dhe qeverinë në disa pika kyç, për të cilat të dy palët vendosin përfundimisht çfarë

do të bëjnë: nëse kompania kombëtare do ta japë apo jo, dhe nëse kompania operatore do të futet

apo jo. Në këtë rast qeveria është e angazhuar nëpërmjet AKBN dhe “Albpetrol”. Në këtë fazë,

pala që merr përsipër ta shqyrtojë mundësinë e futjes, pra kompania e huaj, pasi ka kryer

fizibilitetin dhe ka certifikuar nga faza pilot suksesin ose dështimin, i paraqet “Albpetrolit”

planin e saj të suksesit, mënyrën se si ajo do të operojë për të kthyer investimet e saj, sasinë e

tyre që do të hedhë, kushtet në të cilat do t‟i hedhë, grafikun se si do të investojë, shumat e

investimit për çdo vit dhe kostot operacionale për çdo vit. Nga ky aksion i kompanisë, ajo

përcakton se si do të jetë rrjedha e të ardhurave, çfarë lehtësimesh apo kreditimesh tatimore apo

konditash të tjera kërkon, për të bërë të mundur projektin e saj. Ajo parashikon skenarët e

ndryshëm për shkak të ndryshimit të rezervave, ndryshimit të çmimeve dhe kushteve të

pandryshueshmërisë tatimore. Të gjitha kushtet e këtij programi mbështeten dhe kërkojnë

akomodimin apo ndryshimin e termave të kontratës midis palëve. Pra, në themel kompania e

huaj jep versionin e saj zyrtar të zhvillimit të vendburimit dhe njëkohësisht kërkon garancitë e

saj, që shprehen në termat e kontratës. Pra kontrata është themelore, sa kjo shkon sipas

parashikimeve dhe rezultateve të programit të zhvillimit të kompanisë. Është e kuptueshme që

nëse ky program devijohet, atëherë edhe kontrata kthehet në një bumerang midis palëve. Ky

devijim mund të vijë si pasojë e ndryshimit të çmimeve, ndryshimit të investimeve apo tejkalimit

të kostove operative. Ajo çfarë ka ndodhur është se ne jemi dëshmitarë të ndryshimit të

çmimeve, dëshmitarë të ndryshimit të investimeve dhe kostove operative. Praktikisht jemi në

Faqe | 163

kushtet kur nevojitet një kontratë e re për ndarjen dhe titullimin. Duke hyrë në termat e

“Bankers” duhet të kujtojmë:

“Bankers” e paraqiti planin e zhvillimit 25-vjeçar në muajin tetor 2005 në dy variante. Pastaj më

2009, ajo ripunoi planin e ri të zhvillimit, me kushtin që në këtë plan të përfshihej edhe renta

minerare. Analizën e kontrollit e realizoi me planin e vitit 2009. Sipas këtij plani vërehet:

Kompania “Bankers” ka përpiluar tre variante zhvillimi115

. Të treja planet ishin emërtuar:

Skenari Konservativ (P90)

Skenari Bazë (P50)

Skenari optimist

Plani i propozuar i zhvillimit do të kërkojë shpenzime të konsiderueshme kapitale në të ardhmen.

Parashikimi, aktualisht, është për vlera nga 17 441 milionë ALL në 24 717 milionë ALL. Ky

investim në Shqipëri pritet të mundësojë prodhimin e 44 deri 100 milionë fuçi nafte bruto nga

fusha e Patos Marinzës.

• Përmirësimi i Patos-Marinzës përmes rehabilitimit të puseve ekzistuese mund të sigurojë një

kthim të pranueshëm nga investimet prej 27% në rastin konservativ (P90). I identifikuar si

Totali i provuar i zhvilluar dhe i pazhvilluar, me një burim teknik të mbetur prej 6,9 106 m

3

(43,5 milionë fuçi). Ky skenar parashikon rezerva totale të projektit prej 44 milionë fuçi për një

periudhë 19-vjeçare të funksionimit të fushës, ku prodhimi maksimal do të arrijë mbi 10 000 fuçi

nafte në ditë, dhe gjatë kësaj periudhe do të sigurohen 134 dhe 111 milionë dollarë amerikanë të

ardhura përkatësisht për “Albpetrolin” dhe qeverinë Shqiptare.

• Nëse realizohen supozimet e rastit Bazë P50 (mesatar), atëherë pritet një përmirësim prej 48%

në kthimin nga investimi. Ky skenar parashikon rezerva totale të projektit prej 101 milionë fuçi

për një periudhë 29-vjeçare të funksionimit të fushës dhe sigurimin e 192 dhe 490 milionë US $

të ardhura përkatësisht për “Albpetrolin” dhe qeverinë shqiptare gjatë kësaj periudhe.

Më poshtë jepen të dhënat e para në lidhje me gjenerimin që programi jep, pas ndryshimit ligjor

të rentës minerare në vitin 2008. Ky programështë rishikuar në vitin 2008 dhe miratuar nga

qeveria shqiptare, pasi programi i parë parashikonte çmime mjaft të ulëta nga 24-28 $/barel.

115METE, 2013, Plani i integruar sektorial për zhvillimin dhe prodhimin e hidrokarbureve në vendburimin Patos

Marinzë

Faqe | 164

Tabela 4-6.(Burimi studimi i METE-s viti 2013. Plani i integruar sektorial për zhvillimin dhe

prodhimin e hidrokarbureve në vendburimin Patos Marinzë.) Përmbledhje e parashikimit të Cash

flow-t për vitet 2009-2027 në milionë USD në vit, si dhe fakti i prodhimit dhe çmimet.

Varianti Prodhimi në Milion Barela (MMSTB)

2004-

2008

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Minimal 220 257 301 360 437 524 547 571 598 605 612

Mesatar 220 294 359 430 502 586 607 626 643 658 672

Optimist 220 291 372 490 570 611 634 654 672 688 703

Fakti 220 235 352 467 542 663 755

Varianti Prodhimi në Milion Barela MMSTB

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Totali

Minimal 618 612 581 558 539 519 499 465 283

Mesatar 684 677 648 631 617 607 583 552 371

Optimist 716 717 687 667 644 627 595 567 392

Tabela 4-7 (Burimi: studimi i METE-s viti 2013. Plani i integruar sektorial për zhvillimin dhe

prodhimin e hidrokarbureve në vendburimin Patos Marinzë.) Parashikimi dhe fakti i çmimevenë

milionë USD

Varianti Ҫmimi për barel

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2019

Minimal 38.25 30.20 32.55 34.35 36.15 36.95 37.7 38.55 39.30 40.15

Mesatar 38.25 39.05 39.85 40.70 41.55 42.45 43.35 44.25 45.20 47.10

Optimist 41.20 42.05 42.90 43.85 44.75 45.65 45.65 47.65 48.60 49.65

Fakti 36.86 48.84 72.84 79.73 85.39

77.26

Faqe | 165

Parashikimi dhe fakti i çmimeve - vijon tabela

Varianti Vitet

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Minimal 41.00 41.85 42.75 43.65 44.60 45.50 46.65 56.81

Mesatar 48.10 49.05 50.10 51.15 52.20 53.30 54.4 66.46

Optimist 51.70 52.80 53.90 55.05 56.15 57.30 58.55 71.45

Pra shihet që çmimet e realizuara janë shumë më të larta sesa parashikimi, edhe në rastin më

optimist. Diferenca është mjaft e ndjeshme në vitet 2011-2014. Atëherë shtrojmë pyetjen, se si

është e mundur që “Albpetroli” nuk përfiton nga ndarja e naftës së fituar, ndërkohëqë shteti ka

pranuar të favorizojë kompaninë nga tatim fitimi. Në kushtet e programeve të zhvillimit, edhe në

rastin më të keq të realizimit të variantit minimal, ky çmim do ta ulte gati 50% sasinë e naftës

bruto që shkon për të mbuluar kostot, pra do të ishte e mundur të dilej me fitim edhe për këto vite.

Le të shohim planin e rikuperimit për vitet 2009-2014, dhe çfarë ka ndodhur.

Tabela 4-8 (Burimi studimi i METE-s viti 2013. Plani i integruar sektorial për zhvillimin dhe prodhimin

e hidrokarbureve në vendburimin Patos Marinzë)Ndarja e naftës për shitje. Varianti minimal

(parashikim) në milionë barelë.

Nr Emertimi Vitet

2009 2010 2011 2012 2013 2014

1 Nafta bruto e projektuar 2.61 2.98 3.28 3.85 4.51 5.01

2 Prodhimi paraekzisto. PEP 0.39 0.38 0.39 0.41 0.45 0.39

3 Prodhimi i varur nga

rezultati 0.02 0.03 0.03 0.03 0.04 0.05

4 Marrja qeveritare

(rente+fitim) 0.22 0.26 0.29 0.34 0.41 0.46

5 Titullimi “Albpetrol” 0.41 0.41 0.42 0.44 0.49 0.44

6 Titullimi i qeverisë 0.22 0.26 0.29 0.34 0.41 0.46

7 Titullimi i kompanisë 1.98 2.31 2.57 3.07 3.61 4.11

8 % e titullimit të kompanisë 75.86 77.52 78.35 79.74 80.04 82.04

9 % e titullimit të “Albpetrol” 15.71 13.76 12.80 11.43 10.86 8.78

10 % e titullimit të shtetit 8.43 8.72 8.84 8.83 9.09 9.18

Fitimi i kompanisë

Para tatimit milion $ -21.49 -12.09 -15.26 -16.23 8.35 31.99

Pas tatimit milion $ -21.49 -12.09 -15.26 -16.23 8.35 31.99

Faqe | 166

Ndarja e naftës për shitje (Mesatari) Në milionë barelë

Nr. Emërtimi Vitet

2009 2010 2011 2012 2013 2014

1 Nafta bruto e projektuar 2.8 3.59 4.19 4.95 5.51 5.96

2 Prodhimi para ekzisto. PEP 0.42 0.41 0.41 0.42 0.44 0.38

3 Prodhimi i varur nga rezultati 0.02 0.03 0.04 0.05 0.05 0.06

4 Marrja qeveritare (rente+fitim) 0.24 0.32 0.38 0.45 0.51 0.56

5 Titullimi “Albpetrol” 0.44 0.44 0.45 0.47 0.49 0.44

6 Titullimi i qeverisë 0.24 0.32 0.38 0.45 0.51 0.56

7 Titullimi i kompanisë 2.12 2.83 3.36 4.03 4.51 4.96

8 % e titullimit të kompanisë 75.71 78.83 80.19 81.41 81.85 83.22

9 % e titullimit të “Albpetrol” 15.71 12.26 10.74 9.49 8.89 7.38

10 % e titullimit të shtetit 8.57 8.91 9.07 9.09 9.26 9.40

Fitimi i kompanisë

Para tatimit milion $ -29.52 -6.89 -15.85 13.12 34.41 75.62

Pas tatimit milion $ -29.52 -6.89 -15.85 13.12 34.41 75.62

Ndarja e naftës për shitje. Varianti optimist në milionë barelë

Nr Emërtimi Vitet

2009 2010 2011 2012 2013 2014

1 Nafta bruto e projektuar 2.81 3.76 4.86 5.72 6.08 6.27

2 Prodhimi para ekzisto. PEP 0.42 0.43 0.46 0.49 0.42 0.37

3 Prodhimi i varur nga rezultati 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.18

4 Marrja qeveritare (rente+fitim) 0.24 0.33 0.44 0.52 0.57 0.59

5 Titullimi “Albpetrol” 0.44 0.46 0.5 0.54 0.48 0.55

6 Titullimi i qeverisë 0.24 0.33 0.44 0.52 0.57 0.59

7 Titullimi i kompanisë 2.13 2.97 3.92 4.66 5.03 5.13

8 % e titullimit të kompanisë 75.80 78.99 80.66 81.47 82.73 81.82

9 % e titullimit të “Albpetrol” 15.66 12.23 10.29 9.44 7.89 8.77

10 % e titullimit të shtetit 8.54 8.78 9.05 9.09 9.38 9.41

Fitimi i kompanisë

Para tatimit milion $ -24.46 -8.85 -31.13 64.16 63.39 98.17

Tatimi fitimi milion $ 35.44

Pas tatimit milion $ -24.46 -8.85 -31.13 64.16 63.39 62.73

Faqe | 167

Ndarja e naftës për shitje fakti në milionë barelë

Nr Emërtimi Vitet

2009 2010 2011 2012 2013 2014

1 Nafta bruto e shitur 2.35 3.52 4.67 5.42 6.63 7.55

2 Prodhimi para ekzisto. PEP 0.3 0.29 0.34 0.38 0.39 0.3

3 Prodhimi i varur nga rezultati 0.02 0.04 0.05 0.05 0.07 0.09

4 Marrja qeveritare (rente+fitim) 0.23 0.37 0.49 0.55 0.65 0.74

5 Titullimi “Albpetrol” 0.32 0.33 0.39 0.43 0.46 0.39

6 Titullimi i qeverisë 0.23 0.37 0.49 0.55 0.65 0.74

7 Titullimi i kompanisë 1.8 2.82 3.79 4.44 5.52 6.42

8 % e titullimit të kompanisë 76.60 80.11 81.16 81.92 83.26 85.03

9 % e titullimit të “Albpetrol” 13.62 9.38 8.35 7.93 6.94 5.17

10 % e titullimit të shtetit 9.79 10.51 10.49 10.15 9.80 9.80

11 Fitimi i kompanisë

12 Para tatimit milion $ -24.46 -8.85 -31.13 64.16 63.39 98.17

13 Tatim-fitimi milion $ 35.44

14 Pas tatimit milion $ -24.46 -8.85 -31.13 64.16 63.39 62.73

Mbi kompaninë vërehen disa fenomene:

Së pari, ka ndryshuar titullimi i kompanisë nga 83,22%, në rastin më të mirë të saj në 85,03%,

pra vërehet një rritje e pjesës së saj me mbi 2%.

Së dyti, çmimet fakt të realizuara nga kompania janë shumë më të larta sesa parashikimi i kryer

nga kompania dhe i miratuar nga Ministria. E përkthyer ndryshe, kjo do të thotë që për

kompaninë duhej më pak naftë për të mbuluar shpenzimet e saj. Pra duhej që kompania të

rezultonte me fitim që nga viti 2011. Sipas raportit Albania EITI 2011 dhe EITI 2012, kompania

“Bankers” rezulton me humbje dhe nuk ka asnjë kontribut në tatim-fitim (kjo edhe për faktin se

kompania rezulton me humbje).

Së treti, sasia e prodhimit e marrë nga kompania, nisur edhe nga tre skenarët dhe fakti i

deritanishëm, tregon që është tejkaluar edhe varianti më i mirë.

Ajo që tregon ky mekanizëm është se kompania ka rritur shpenzimet e veta qoftë operative, qoftë

ato kapitale. Rritja e shpenzime kapitale nuk mund të ndryshojë, nëse nuk ndryshon kontrata

qeveritare, dhe miratimi i kreditimit apo liftingut nuk mund të kalojë normalisht 15% dhe është i

pambulueshëm nga titullimi ekzistues. Sipas ecurisë shih tabelën shoqëruese nr. 10, në fund të

Faqe | 168

punimit. Shpenzimet kapitale janë rritur me 397 979 milionë $, ose edhe njëherë sa programimi.

Nëse do të analizonim duke krahasuar vit për vit të ardhurat shtesë, të cilat llogariten prej 1 113

302 mijë $, vetëm 183 302 mijë $ shtesë kanë shkuar për llogari të ndarjes “Albpetrol”-shtet,

ndërsa pjesa tjetër ka shkuar për shtimin e fitimeve të firmës dhe mbulimit të investimeve të saj;

pra vetëm 16,46%. Kjo situatë ka ndryshuar raportet e rëna dakord në program, dhe për pasojë në

kontratë. Ajo ka ndryshuar titullimin. Nëse ka ndryshuar programi, atëherë ka ndryshuar titullimi,

ka ndryshuar edhe kontrata ku favorizimi i firmës “Bankers” është mjaft i dukshëm. Por ajo që

nuk ka kuptim është fakti se si “Albpetrol” nuk ka marrë pjesë nga nafta e fituar? Kjo tregon se

pasqyrat financiare të kompanisë janë të paaxhustuara dhe të pakontrolluara, ndërsa miratimi i

programeve të zhvillimit është bërë jo në bazë të ndarjes së miratuar dhe vendosur.

Së katërti, të bën përshtypje fakti se pesha specifike e ndarjes “Albpetrol” do të rritej, për shkak

që një sasi më e madhe nafte do t‟i kalohej “Albpetrolit” në formën e naftës së fituar, nëpërmjet

mekanizmit të çmimit (pasi çmimi më i lartë ka të njëjtin efekt mbi kompaninë si tatimi regresiv,

në kushtet kur kompania përjashtohet nga tatim-fitimi deri në vitin 2015).

Nga kjo analizë nënkuptohet se ka një tolerim apo mosdijeni për mënyrën e operimit. Firma e

huaj ndjek me konsekuencë parimin e shlyerjes sa më të shpejtë të investimeve të saj, dhe jo më

kot në analizën e saj nuk përfshihet më risku operacional apo i kërkimit, por risku i kredisë. Në

bilancin e vitit 2014 kompania deklaron se nuk ka asnjë detyrim për investime. Pra sipas

kontratës, është pala shqiptare që kërkon investime, të cilat sigurisht që kompania do t‟i kryejë

me kushtin e rimarrjes së tyre, por pa cenuar kontratën. (Një shkelje e pastër me dëm ekonomik

dhe për këtë totalisht është përgjegjëse pala shqiptare: Ministria, AKBN dhe ”Albpetrol”sha).

Duke mbyllur këtë kapitull, mund të thuhet se:

1. Në sistemin fiskal shqiptar(kontratat e lidhura) mbizotëron sistemi fiskal me mjaft lehtësi

tatimore, të cilat shprehen si për “Bankers”, ashtu dhe kompanitë e tjera në: përjashtimin

nga tatimi i fitimit(i cili ështe 50%) për një periudhë prej 3-6 vjet.Asnjë nga këto

kompani nuk kanë paguar tatim fitimi deri në vitin 2013116

.

2. Për të gjitha kontratat për mbulimin e kostos pas vitit 1998, dhe ato që janë në operim, në

të gjitha marëveshjet MOP me Albpetrol.

116 Albeiti 2013 Projekt raporti

Faqe | 169

3. E sigurt është që kompanitë e huaja janë të lejuara me kreditim apo ngritje të kufirit të

investimeve. Sekreti kontraktor nuk lejon zbulimin e kësaj shume.

4. Kompanitë që janë në MOP-e, të paktën ato të analizuara, rezultojnë me politika

financimi të ndryshme, ku për kompanitë që janë në fazën e kërkimit dhe vlerësimit,

problem është gjetja e mundësive të financimit për shkak të riskut të lartë, që varet nga

ndryshimet e çmimeve, cilësia e naftës apo gazit, profilit të prodhimit, pasigurisë, cilësisë

së lëndës së parë dhe mungesës së kualifikimit. Për vendburimet e zbuluara dhe që janë

në shfrytëzim risku kryesor konsiderohet ai çmimeve dhe i kredisë.

5. Duke analizuar “Bankers”,që një kontratë të jetë realiste, ajo duhet të shmangë elementë

kryesorë siç është niveli maksimal i lejuar i kreditit tëinvestimeve, duke ulur në këtë

mënyrë edhe ndarjen e investimeve dhe, nga ana tjetër, duke fryrë kostot e prodhimit.Kjo,

në kushtet kur çmimi ka tejkaluar realisht mbi nivelin optimist të parashikimeve.Në

kushtet e ndryshimit të ndarjeve të programit, duhet të ndryshojë edhe kontrata. Tejkalimi

i kostove dhe investimeve nënkupton shkeljen e kontratës, sa kohë ajo nuk respekton

ndarjen dhe fitimin e programuar.

Faqe | 170

Kapitulli i pestë:

Vlerësimi dhe parashikimi i çmimeve të naftës dhe gazit

5-1 Hyrje

Roli i çmimeve të naftës dhe gazit është mjaft i ndjeshëm në një ekonomi, sidomos si e jona, ku

efekti ndihet menjëherë në çmimet e mallrave të konsumit. Si një element kryesor i ofertës

agregate, efektet e saj janë të padiskutueshme në tërë spiralen e çmimeve të mallrave të

konsumit, aq më tepër për një vend si i yni, ku nevojat energjetike prej 66% përballohen nga

lënda djegëse me bazë naftën. Kjo sjell që trajtimi i saj të bëhet në mënyrë të veçantë për të

kuptuar mekanizmat realë, sot dhe për të ardhmen, si dhe rolin të kësaj industrie.

Nga ana tjetër, kjo industri ndeshet me një kërkesë gjigante për fonde, të cilat kërkojnë gjetjen e

mënyrave për shtimin e prodhimit. Mbetet pë t‟u vlerësuar një investim prej 4 000$117

për një

barelë shtesë për ditë kapacitet, dhe kjo përfshin kapacitetin e distilimit, si dhe rifreskimin e

njësive të krekingut dhe të platformingut për Vendet e Gjirit. Por në kushtet e shtimit me një 1

milionë barela në ditë, investimi duhet të jetë 4 bilionë $118

. Kjo përfaqëson një mënyrë tjetër

trajtimi të çmimit. Shto këtu faktin që planeti ynë është tashmë i vogël për zhvillimet e arritura,

ku kërkimet për naftë kanë arritur deri në Polin e Veriut. Kjo shpjegon edhe rëndësinë e

politikave që përcaktojnë çmimet në plane afatshkurtra dhe afatgjata.

5-2 Çmimet sipas shportës (çmimi afatshkurtër)

Koncepti i çmimit sipas shportës mbështetet në faktin që disa vende, të cilat ndodhen në një

rajon, mblidhen dhe vendosin për një çmim, i cili është i zbatueshëm për një periudhë kohe të

caktuar, zakonisht një muaj. Në përcaktimin e çmimit merret parasysh, që vendet kanë distancë

transporti lehtësisht të njëjta. Në këtë kontekst, sot ekzistojnë tre shporta të mëdha apo gjigante,

që përfaqësohen nga shportat e WTI (West Texas Intermediate), e cila shërben si bazë për çmim

117

Jhonston D. ( 2004), Bazat ekonomike të kërkimit ndërkombëtar, risku dhe analiza e kontratave 118

Jhonston D. ( 2004), Bazat ekonomike të kërkimit ndërkombëtar, risku dhe analiza e kontratave

Faqe | 171

bazë për naftën bruto të shitur në rajonet e gjirit të Amerikës, shporta e Detit të Veriut, e quajtur

Brent për Evropën dhe Nafta e Dubait për tregjet aziatike lindore dhe Singaporin.

Përveç këtyre shportave gjigante që përcaktojnë tregun e çmimeve botërore, ekzistojnë edhe

shporta të dyta, të cilat përfshijnë rajone më të ngushta.

Të dyja llojet e shportavepërcaktojnë tregun e shitjeve fizike, por ekziston edhe tregu i së

ardhmes, d.m.th., institucione financiare që merren me shitjen e blerjen e kontratave Forward,

future kontrata,si dhe tregu i opsioneve. Institucionet më të mëdha janë: “New York Mercantile

Exchange” (NYMEX) për SHBA-në dhe për Europën “International Petroleum Exchange”, me

bazë në Londër.

Modeli më i thjeshtë i parashikimit të çmimit të shportës

Ky çmim përcaktohet çdo muaj i bazuar mbi një rrëshqitëse të çmimeve spot të një shporte të

naftave bruto të tregtuara ndërkombëtarisht. P.sh., nëse do të merrnim në konsideratë Indonezinë,

Malajzinë, Australinë, Emiratet e Bashkuara dhe Omanin, ato mund të përfaqësojnë një shportë e

cila përcaktimin e çmimit e bën mbi bazën e një formule të tillë. Çmimi aktual sot funksionon

mbi një mesatare të 15-ditëshit të dytë të marsit dhe 15-ditëshit të parë të prillit + ose minus

diferencën në çmimet spot të 52 javëve të fundit. Pra, nëse ky çmim mesatar është 56 $/barel dhe

mesatarja e 52 javëve të fundit është 62 dollarë për barelë, atëherë kemi një çmim 6 $/ barelë më

të lirë, dhe në çmimin e shitjes së ardhshme çmimi do të jetë 56+6=62$. Pra pritet të shkojë në

mesatare.

Për shumë modele ekonomike, veçanërisht për analizat e riskut të kërkimit dhe ekonomiksit në

cikël të plotë, nuk mund të bëhet dallim midis çmimeve të tregut të vlerësuar dhe çmimeve të

naftave të veçanta. Një përcaktim që njihet ndërkombëtarisht është termi naftë e “ëmbël” dhe

naftë e “kripur”. E ëmbël quhet ajo naftë që ka më pak se 0,5% squfur dhe e kripur ajo me më

shumë se 0,5%. Gjithashtu, nafta specifikohet edhe nga papastërtia e saj mekanike, përqindja e

ujit dhe shkumës, të cilat përbëjnë një ndryshim. Si rregull i përgjithshëm është se sa më e pastër

nafta, aq më pak shpenzime do të ketë për përpunim. Në këtë aspekt, nafta e kripur, me

përmbajtje më të lartë uji dhe mbetjesh mekanike ka një çmim më të ulët. Një faktor tjetër

ndikues është fakti, nëse kjo naftë është naftë e rëndë apo e lehtë. Kjo mbështetet në faktin se,

nëse produktet e bardha mbizotërojnë mbi ato të zezat, kemi naftë të lehtë dhe anasjelltas. Për të

Faqe | 172

përcaktuar këtë tregues përdoret Standardi i gradës API (American Petroleum Institute), një

masë e nxjerrë nga Instituti Amerikan i Naftës, i cili diferencon tërë llojet e naftave. Shportat e

ndryshme kanë standard të ndryshëm grade Api. WTI këtë standard e ka 39,6º, ndërsa Brent e ka

38,3º. Kjo është mjaft e rëndësishme, pasi një ndryshim në gradë Api shoqërohet me një

ndryshim në çmimin standard, që varion nga 10 cent për një gradë deri 1-1,5% të çmimit. Kjo

shpjegon, në njëfarë mënyre, edhe ndryshimin që ekziston gjithmonë midis Brentit dhe WTI-së.

West Texas Intermediate (WTI) është një naftë e papërpunuar e një cilësie jashtëzakonisht të

lartë, që është vlerësuar në masë të madhe për faktin se ajo është e një cilësisë superiore, mund të

përpunohet dhe të nxjerrë më shumë benzinë (dhe më të mirë) nga një fuçi e vetme sesa nga

llojet e tjera të naftës në treg. WTI “API Gravity” është 39,6 gradë, që e bën atë një naftë bruto të

lehtë me vetëm 0,24 për qind squfur, dhe një naftë bruto të “ëmbël”.

Këto cilësi të kombinuara, si dhe vendndodhja, e bëjnë WTI naftën bruto kryesore që do të

përpunohet në Shtetet e Bashkuara, të cilat deri tani janë vendi konsumator më i madh i benzinës

në planet. Edhe me prodhimin e naftës së papërpunuar, WTI ka shpesh çmim më të lartë nga 5 $

deri 7 $ për fuçi sesa “Çmimi i Shportës së OPEK-ut”, dhe mesatarisht 1 $ deri 2 $ më të lartë

për fuçi se nafta “Brent Blend”.

Brent Blend është një kombinim i naftave të ndryshme nga 15 fusha të të gjithë Brentit skocez

dhe sistemit Ninian, që ndodhet në Detin e Veriut. “Rëndesa API” e saj është 38,3 gradë, që e

bën atë një naftë të papërpunuar “të lehtë”, por qartësisht jo aq e “lehtë” sa WTI. Ajo gjithashtu

përmban rreth 0,37 % squfur, që e bën atë një naftë të papërpunuar “të ëmbël”, por përsëri jo fare

e “ëmbël” sa WTI. Brent Blend është i shkëlqyer për të bërë benzinë dhe distilate të mesme; të

dyja përdoren në sasi të mëdha në Europën Veriperëndimore, ku nafta e papërpunuar Brent

Blend rafinohet më shpesh. Prodhimi i Brent Blend, pothuajse si ai i WTI-it, mbetet një pikë

referimi kryesore për nafta të tjera të papërpunuara në Europë apo Afrikë. Brent Blend shpesh ka

një çmim 4 $ për fuçi më të lartë në krahasim me çmimin e Shportës së OPEK-ut.

Nafta e Shportës së OPEK-ut është një bashkim i shtatë naftave të ndryshme të papërpunuara

nga Algjeria, Arabia Saudite, Indonezia, Nigeria, Dubai, Venezuela dhe Meksika. OPEK është

shkurtimi për "Organization of Petroleum Exporting Countries", e cila është një organizatë që u

formua në vitin 1960, në mënyrë që të krijojë një politikë të përbashkët për prodhimin dhe

shitjen e naftës brenda juridiksionit të saj. Meqenëse nafta e OPEK-ut ka një përqindje shumë të

lartë squfuri brenda përbërjes së saj natyrore (për këtë arsye ajo nuk është pothuajse “e ëmbël” si

Faqe | 173

WTI apo edhe Brent Blend, gjithashtu nuk është natyralisht e “lehtë”), çmimet e naftës së

OPEK-ut janë zakonisht më të ulëta se Brent Blend ose WTI. Megjithatë, vullneti ose aftësia e

OPEK-ut për të rritur shpejt prodhimin kur është e nevojshme, e bën atë një “Lojtar Kryesor” në

industrinë e naftës!

Nafta shqiptare ka këta tregues cilësorë:

A- Ajo është një naftë e rëndë dhe e kripur.

B- Cilësia e saj i përgjigjet 10-27 gradë API

Tabela 5-1. (Burimi: www. Bankers)Çmimet mesatare vjetore të naftës shqiptare, e tregtuar

ndërkombëtarisht nëpërmjet “Bankers”, paraqitet si më poshtë:

Kompanitë 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Brenti 97.79 61.44 79.5 111.26 111.67 108.66 98.95

“Bankers” 35.54 51.27 36.86 48.84 72.84 79.73 85.39 77.26

Diferenca 46.56 24.58 30.66 38.42 31.94 23.27 21.69

% ndaj çmimit

brent 52.43 60 61.43 65.47 71.4 78.58 78.08

Pra nëse i referohemi ecurisë së shitjes, vërehet që “Bankers” ka rritur çmimin në raport me vitet

paraardhës, dhe një analizë e tillë është esenciale për të kuptuar çfarë ka ndodhur, që të kemi

rritje të çmimit me 26% nga 2007 në 2014. Ajo që duhet analizuar është se përse kjo kompani

nuk ka realizuar çmime të larta, por ka humbje nga faktori çmim. Analiza bëhet komplekse për

faktin se në raportet e tyre, kjo kompani nuk i mëshon faktit se përse u arrit ky çmim dhe kujt

duhet t‟i faturohet humbja e mëparshme. Kjo analizë është akute, për faktin se ky ndryshim në

çmim është i lidhur pikërisht me sasinë e naftës së kostos, gjë që në analizë të fundit na çon në

konkluzionin se kjo kompani ose nuk ka menaxhuar si duhet, ose ka përdorur politikën e

transferimit të çmimit. Në asnjë akt të saj nuk thuhet se përse kjo diferencë e mëparshme pati

këto pasoja. Fakti që “Bankers” nuk ka kontribuar me naftë të fituar deri në vitin 2014, do të

thotë shumë për mënyrën se si ajo ushtron aktivitetin e saj. Ky ndryshim e ka efektin edhe në

sasinë e naftës së lëvruar në perioda të ndryshme, ku kjo është e dukshme për vitin 2008 ku

efiçenca e kompanisë është më e ulët, për shkak se ka shitur sasi më të mëdha nafte në periudhën

Faqe | 174

kur çmimi ka qenë nën mesataren e çmimit të vitit. Një analizë mujore do të tregonte në detaje

edhe raportin e çmimit. Por sidoqoftë, kjo tregon se sa e kripur dhe e rëndë është nafta jonë dhe

për këtë nuk ka as një dyshim, dhe se “Bankers” nuk ka qenë menaxher i mirë i pasurisë së

shqiptarëve.

5-3 Çmimet e gazit

Nafta dhe gazi janë pothuaj të ndryshëmnë kërkim. Zbulimet e gazit janë shpesh jokomerciale,

nëse ato nuk janë të pasur me lëngje të mbyllura në një treg ekzistues, ose shumë më gjerë.

Gjenden shume fusha gazi gjigante,që presin ende për tubacione transporti. Pragu i përmasave të

fushës për gazin është thellësisht më i madh mbi një bazë njësie termash për të dyja pragjet e

kërkimit dhe të zhvillimit. Termat e kontratave për naftën janë përcaktuar qartë, ndërsa termat

për një zbulim gazi të mundshëm mund të jenë të mjegullta. Ndonjëherë “një klauzolë gazi”,

thjeshtë e përdorur, tregon se nëse gazi zbulohet, qeveria dhe kontraktori duhet të ulen për të

negociuar. Në shumë vende gjenden sasira substanciale të gazit shoqërues, që thjesht nxirren në

ajër çdo ditë. Në qoftë se ky gaz nuk do të nxirrej në ajër, nafta nuk do të prodhohej në mënyrë

ekonomike. Ka vende të shumta që janë duke shtrënguar politikat e tyre për nxjerrjen në ajër të

gazit, dhe opsioni i nxjerrjes në ajër është bërë gjithnjë e më i rrallë. Por bllokimi i gazit është i

pavlefshëm, sepse kështu bllokohet edhe nafta.

Situata ideale për zbulimin e gazit duhet të jetë një treg lokal për gazin, me çmime të

arsyeshme.Shumë sipërfaqe kërkimi janë të lokalizuara larg nga llojet e tregut, që do të mund të

merrnin shitjen e gazit si një çështje të thjeshtë të një tubacioni të shtruar. Zbulimet e shumta të

gazit kanë ndenjur me vite të tëra duke pritur zhvillimin, vetëm sepse tregu ishte larg.

Nga ana tjetër gazi nuk është si nafta, që mund të ruhet pas prodhimit. Ai duhet të transferohet

menjëherë në një tubacion. Vetë sistemi i matjes është shumë më i komplikuar sesa matja e

naftës, edhe për shkak të karakteristikave fizike që mbart. Volumi i gazit ndryshon në varësi të

presionit dhe temperaturës. Kjo të detyron ta standardizosh në disa kushte standarde. Në

Shqipëri, në kushtet e temperaturës 20 gradë celsius standardi është M³N, ndërsa për standardet

ndërkombëtare përdoret temperatura 15,5ºC nën presionin 14,65 psia.

Faqe | 175

Në termat ligjore shqiptare të ligjit për hidrokarburet, përcaktimi i gazit është: “Gaz natyror janë

të gjithë hidrokarburet që janë në gjendje të gaztë në kushte atmosferike normale, duke përfshire

gazin e lëngët, gazin e thatë, gazin në hapësirën unazore dhe gazin mbetës, që mbetet pas

nxjerrjes apo ndarjes së hidrokarbureve të lëngëta nga gazi i lëngët, dhe gazi johidrokarbur i

prodhuar së bashku me hidrokarburet e lëngshme dhe të gazta”.

Terminologjia bazë për gazin është pikërisht masa që përdoret nëse standardi për përdorimit

brenda vendit është mijë normal m³.Në standardet e kontratave ky standard nuk përdoret, por

përdoret standardi në këmbë kub gaz. Ai shprehet edhe në BTU, ose jo në një raport fiks. Në këtë

rast duhet pasur shumë kujdes. Standardi i konvertimit është trajtuar më lart, por në kushtet e

kthimit në BOE ai merr një rëndësi të veçantë, pasi një raport këmbimi jo 1 barel: 6000 Cf, por ta

zëmë 1:5750, atëherë kuptohet që në përllogaritjen e rezervave kemi një shtim artificial të

rezervave për të njëjtën sasi gazi.

Shitja e gazit zakonisht bëhet në tregjet lokale me një çmim mbi bazën e kontratave afatgjata

njëzetvjeçare. Çmimi në këtë rast është një çmim që nuk përputhet me çmimet në kushtet e një

tregu ndërkombëtar. Ai është dukshëm më i ulët dhe kjo për shkak të pamundësisë për ta

ndërkombëtarizuar atë, sepse ndërkombëtarizimi i tij kërkon investime gjigante në tubacione dhe

impiante trajtimi. Çmimet e gazit dallojnë sipas tre tipeve në kontratat e lidhura: në çmime në

kokë të pusit, çmimeve spot dhe çmimet e së ardhmes. Në Amerikë ato i referohen çmimit të

Henry Hub në shtetin e Luizianës, që s‟është gjë tjetër veçse një kryqëzim i 9 rrjeteve të gazit, që

përshkojnë Amerikën dhe 4 rrjete ndërkombëtare të cilat takohen në këtë vend. Ky është çmimi

bazë për tërë botën. Tendenca aktuale paraqitet diçka më ndryshe se ajo e 5 viteve më parë, kur

situata ishte e tillë që kishte mjaft vendburime gazi, që prisnin për t‟u futur në qarkullim

ekonomik prej një periudhë 20-vjeçare, por për mungesë rrugësh transporti ato ishin një dështim

total i kërkimeve.

Ndërtimi i rrjeteve të gazsjellësve të rinj, që lidhin fushat e Lindjes së Mesme dhe ato të vendeve

të ish-Bashkimit Sovjetik me Evropën, dhe së fundmi edhe me Amerikën e Veriut, po çon në

tejkalimin e tregjeve lokale. Ndërtimi i gazsjellësve të rinj do të bëjë që tregjet gjigante të Azisë,

Amerikës dhe të Europës të jenë nën një sistem rrjetesh transporti, që mundësojnë futjen e

aktorëve të rinj, gjë që do të bëjë të kemi një treg të përbotshëm gazi.

Faqe | 176

Shqipëria aktualisht njihet si një vend eksportues, njëkohësisht importues i naftës dhe importues i

gazit. Në vitet e regjimit komunist Shqipëria ka qenë eksportuese e naftës bruto dhe

nënprodukteve të naftës bruto. Sot ajo është eksportuese e naftës bruto dhe importuese e 95% të

nënprodukteve të nevojshme të naftës bruto.

Privatizimi i “ARMO”sha ka krijuar kushtet për shitjet e naftës me çmime të bazuara mbi

çmimet spot të prodhimit vendas të kompanive. Përvoja e deritanishme e kompanisë“ARMO”

pas privatizimit, tregon se ajo ka qenë importuese e naftës dhe e gazit me çmime të diktuara nga

tregu spot i naftës dhe gazit.

Në drejtim të gazit natyror dhe shoqërues me kontratat e lidhura në vitet 2007 midis

”Albpetrol”sha dhe “Stream Oil”, pronësia kryesore e gazit është e përbashkët sipas termave të

përshkruara më lart. Aktualisht, vendburimet e Delvinës dhe Cakran Mollajt janë prodhuesit

kryesorë të tij. Destinacioni kryesor aktuali i këtij gazi janë për nevojat e brendshme të

kompanisë “Stream Oil” (proceset e dekantimit) dhe kompanisë “ARMO” sha.

“Albpetrol”, nga ana tjetër, ka në pronësi të saj edhe vendburime të tjera, por prodhimi i tyre

është minimal, përjashtovendburimin Frakull. Sidoqoftë prodhimi i saj është destinuar për tregun

lokal të qytetit të Fierit (furra buke, fabrikë vaji etj.). Natyrisht që çmimet e shitjes së gazit janë

fryt i kontratave të brendshme dhe nuk lidhen aspak me rrjetin ndërkombëtar të gazit. Aktualisht,

këto vendburime i kanë kaluar në operim kompanisë “PHOENIC”.

Ndërtimi i gazsjellësve për kalimin tranzit nga Shqipëria në drejtim të Italisë ka një histori 20-

vjeçare, dhe ndërtimi i tij do të shoqërohet me një hov të ri të degëve të reja të industrisë me bazë

përdorimin e gazit.

5-4 Parashikimi i çmimeve të naftës nga kompanitë prodhuese të naftës në

Shqipëri.

Interesant është edhe parashikimi i çmimeve që bëjnë kompanitë për ecurinë e çmimeve në të

ardhmen. Klasike në këtë rast është me kompanitë kryesore që operojnë në Shqipëri, të cilat i

bëjnë parashikimet e çmimit të shitjes Brent për një periudhë të gjatë kohe.

Faqe | 177

Tabela 5-2.(Burimi pasyrat financiare Bankers dhe stream Oil 2009-2013.) Parashikimi i

çmimeve sipas “Bankers” dhe “Stream OIL” 2009-2013.

Viti “Bankers” “Stream Oil” Diferenca

2009 64

2010 78 69 +9

2011 83 74 +9

2012 86 79 +7

2013 88 84 +4

2014 90.65 97 -6.35

Shihet që diferencat janë të ndjeshme dhe për më tepër nuk ekziston asnjë lidhje logjike se si

janë përcaktuar këto çmime - këto asnjëherë nuk mund të shërbejnë për parashikime serioze.

Sipas kompanisë “Albpetrol”sha, kompani publike me kapital 100% shtet, shitja e naftës bruto

pas privatizimit të kompanisë “ARMO” sha ka ndryshuar formulën e shitjes së naftës bruto.

Përpara kësaj periudhe çmimi i shitjes përcaktohej nga pronari shtet në bazë të programit të

zhvillimit. Dy kompanitë, të cilat kishin lindur nga procesi i ristrukturimit të “Albpetrol”sha me

VKM nr. 768, datë 26.11.1998, u ndanë në tre kompani nën mbikëqyrjen e APC (Albanian

Petroleum Corporation), e cila më parë quhej Bashkësia Ekonomike “ALBPETROL”, por që e

mori këtë emër nga ndryshimi i emrit sipas këtij vendimi. Duke qenë se u ndanë asetet,

punonjësit, detyrimet dhe të drejtat, për fazën e parë shteti përcaktoi një periudhë transitore të

mbikëqyrjes së tyre, periudhë që përfundoi me likuidimin e APC në vitin 2003. Ngushtësia e

marrëdhënieve dhe praktikat rutinore, ekzistenca e raporteve të ngushta në qarkullimin e

administratës, klientelës apo furnitorëve, si dhe vetë interesat shtetërore detyronin që “Albpetrol”

të shiste naftën bruto me çmime të caktuara dhe të blinte lëndë të parë nga “ARMO” me çmime

të caktuara. Këtu përfshihej edhe shitja e mazutit apo solarit me një çmim të diferencuar për

KESH sha. Kjo periudhë ishte për “Albpetrolin” një periudhë ku ajo nuk ishte përballë një tregu

të lirë dhe politika e saj tregtare ishte krejt e panevojshme. I gjithë potenciali i saj ishte orientuar

në të gjitha masat dhe investimet që lidheshin me mbajtjen e rënies së prodhimit, futjen e puseve

të ndalur në punë119

, rinovimin e pajisjeve ekzistuese, që sillnin një prodhueshmëri në rendiment

më të lartë. Pas kësaj periudhe, efektet e ligjit mbi prokurimin publik, duke ditur që përballë nuk

ishte një kompani shtetërore por një kompani private, detyroi kompaninë për të kaluar në shitje

119 Shih Tab nr 8

Faqe | 178

me ankand të hapur. Kuptohet që kjo situatë fillestare u kap nga kompania e sapoprivatizuar, e

cila shfrytëzoi mjaft mirë atë duke futur me shpejtësi “Albpetrolin” në kolaps financiar

(“ARMO”, për hir të së vërtetës, pati edhe mbështetjen shtetërore). Vetëm në harkun e periudhës

transitore borxhet u rritën me 1 miliardë lekë. Rritja e shpejtë e borxheve dhe mosshlyerja nga

kompania e sapoprivatizuar ndërgjegjësoi “Albpetrol”sha se duhet të ndryshonte kursin për të

hyrë në një fazë tjetër shitjeje të produktit të saj. Atëherë ajo iu drejtua ankandit. Kompania e

sapoprivatizuar, e cila nuk kishte infrastrukturë importi dhe kostoja e importit mund të rezultonte

mjaft e lartë, luajti duke krijuar firma fantazma, të cilat kishin detyrë blerjen e naftës së

“Albpetrolit” dhe shitjen e saj pas këtij operacioni “ARMO”. E gjithë kjo proçedurë e korruptuar

bëhej me dijeninë dhe miratimin e heshtur të strukturave qeveritare. Ndërkohë që

keqadministremi i “ARMO” sha kishte shkaktuar paaftësi paguese, kjo u reflektua edhe në

kompanitë fantazma, të cilat burim financimi kishin “ARMO”, për pasojë ato nuk ishin në

gjendje të paguanin. Në këtë sens lojërash me marifete, dolën në skenë edhe firma të tjera, të

cilat kishin më shumë para dhe bënin presion për blerjen e sasisë së prodhimit. Përballë këtij

realiteti duhej të formuloheshin edhe çmimet bazë të ankandit. Me urdhrin nr. 83, datë

10.02.2012 “Për rregullat dhe proçedurat e shitjes së produkteve hidrokarbure”, proçedura

përcaktonte që autoriteti i kompanisë shtetërore (administrator i ”Albpetrol”sha) caktonte një

komitet ekspertësh, të cilët miratoheshin nga METE, ose sot MIE, i cili kishte në funksion të tij

përcaktimin e formulës së caktimit të çmimit të ankandit. Janë gjetur dy modele.

Modeli i parë: Sipas ftesave për ofertë të publikuara në sit-et e ministrisë së linjës, vërehet:

1- Caktimi i sasisë së ofruar për shitje me ankand.

2- Vlera fillestare për shitje. Kjo vlerë përcaktohej si P=

+ K

120.

3- Ҫmimi brent do të merrej ai i kryerjes së pagesës në llogarinë e “Albpetrolit”, ose i

datës së protokollimit të letër kredisë.

4- 1.65 përfaqësonte karakteristikat mesatare të naftave tona (pesha specifike, % e

squfurit, përmbajtja e fraksioneve të bardha, si dhe kostot e transportit).

5- K është vlera e ofruar nga pala e ofertës, mbi çmimin minimal të shitjes të

përllogaritur nga formulat.

120 www.energjia.gov.al

Faqe | 179

6- Pagesat e LC do të jenë për sasi jo më të vogla se për 10 000 tonë. Pra nëse ofrohen

200 000 ton naftë bruto, atëherë blerësi do të blejë sipas formulës, në respekt të

koefiçientit K dhe jo kur “Albpetrolit” i leverdis të shesë.

Modeli i dytë: Viti 2015

1- Aktualisht vijohet me të njëjtën logjikë. Kompania “Albpetrol” u drejtohet blerësve

potencialë121

me formulën:

2- Ҫmimi minimal për barel = 72,52% e çmimit Brent plats -5,55 $/Bbl+K, ku 72,52%

përcakton karakteristikat fiziko-kimike të naftës. 5.55$/bbl kosto transporti+magazim.

(Nga ankandi i fundit rezulton se kompania fituese e kishte faktorin K 0.1$.)

Në konkluzione, shihet që kjo formë korruptive është zbatuar nga administrata e “Albpetrolit” në

marrëveshje me qeverinë, dhe nuk ka asnjë klauzolë minimale që në rastet kur çmimi Brent i

kësaj periudhe ulet, ta zëmë me 10%, shitja të pezullohet ose “Albpetroli” të bëjë kontrata me

çmime të pafiksuara. Në këtë kuptim, kompania duhet të shesë kontrata future ose forward, ku

ajo përcakton çmimin e saj sipas një modeli që shmang korrupsionin, që shfaqet dukshëm në çdo

proçedurë ankandi. Në thelbin e vet, të ardhurat nga shitja varen nga çmimet ndërkombëtare në

çdo kompani, qoftë publike apo private. Pra kompania duhet të mbrojë të ardhurat e saj. Ajo

duhet të ngrejë dhe zhvillojë një strukturë financiare të kontratave. Pasqyrat financiare të analizës

së riskut përcaktojnë se ajo është mjaft e ndjeshme ndaj riskut të ndryshimit të çmimit dhe nuk

realizon asnjë mbrojtje.

5-5 Roli i kontratave Forward dhe Future në përcaktimin e çmimeve

Tregu i së ardhmes ishte dhe mbetet një komponent i rritjes së çmimeve gjatë dekadës së fundit,

gjatë së cilës numri i kontratave Future në NYMEX do të rrisë mbi dhjetë herë normën e rritjes

së konsumit të naftës botërore. Në vitet e fundit kontratat e Brent ICE u rritën me një normë më

të lartë se NYMEX. Një Future kontratë NYMEX është një kontratë për të ofruar 1 000 fuçi

naftë të lehtë, të ëmbël, të papërpunuar në një muaj të caktuar për blerësit në Cushing,

Oklahoma. Funksioni i saj lidhet me faktin ku prodhuesit të naftës së papërpunuar i ofrohet një

121 Gazeta “Panorama”, datë 08.05.2015

Faqe | 180

çmim $ 80 për fuçi për 1 000 fuçi nafte sot. I njëjti prodhues sheh se kontrata Future për ofertëne

muajittë ardhshëm është e tregtueshme me $ 85 dollarë. Në vend të shitjes me 80 $ për barelë,

sot prodhuesi mund të shesë një kontratë të së ardhmes që ofron në muajin e ardhshëm 85 $, pra

$ 5 më shumë. Kjo mund të lexohet edhe si kosto e ruajtjes për një muaj. Pra rafineria në nevojë

mund ta marrë 1 000 fuçi sot me 80$/bbl, ose pas një muaji me 85 $/bbl, kur nuk ka mundësi

depozitimi. Në këtë rast, prodhuesi është në pozitën ku rafineruesi duhet t‟i ofrojë prodhuesit,

diçka afër me çmimin 85 $ Nymex, për marrjen e naftës së papërpunuar një muaj më pas.

5-6 Analiza e çmimit të naftës bruto dhe verifikimi i hipotezave për faktorin

rezervë dhe prodhim.

Risku i ndryshimeve të çmimit të naftës, në mjaft vende, i ka bërë buxhetet e shteteve të varura

prej tij. Kjo shoqërohet me pasoja të forta në investimet publike dhe drejtimin e planit të biznesit.

Çmimet e naftës shkaktojnë kriza, dhe krizat nga ana tjetër merren me çmimet e naftës, me anë të

ndërhyrjeve rregulluese apo politikave të caktuara vendesh, rajonesh e më gjerë.122

Çmimi i

naftës bruto përdoret si mekanizëm për rishpërndarjen e pasurisë së botës. Një çmim i lartë e

shton pasurinë e vendeve prodhuese, dhe anasjelltas një çmim i ulët shton pasurinë e vendeve

konsumatore. Manovra të fuqishme sjellin në skenë edhe domosdoshmërinë e krijimit të

rezervave tepër të mëdha për të përballuar nevojat në kohë krizash. Sa më të mëdha të jenë këto

rezerva, aq më lehtë përballohen mungesat, dhe anasjelltas. Sidoqoftë rezervat ndryshojnë, dhe

për pasojë edhe çmimet. Në vendet e OECD, 24 prej tyre kanë 72% e kërkesës123

. “OPEC”

siguron 50% të naftës bruto në botë. Lufta për tregjet e naftës është e ashpër; këtu nuk ka

disiplinë.

Në historinë pas Luftës së Dytë Botërore vërejmë se çmimi i naftës bruto ka pasur një variacion

të gjerë të çmimeve, në kohën e mungesës ose mbiofertës. Cikli i çmimit të naftës bruto mund të

zgjasë gjatë disa viteve duke reaguar ndaj ndryshimeve të kërkesës, si dhe ofertave si të “OPEC-

ut” dhe jo-“OPEC-ut”. Gjatë shekullit XX, veçanërisht deri në vitin 1970, çmimi i naftës është

rregulluar shumë përmes prodhimit ose çmimeve të kontrolluara. Por kjo mori fund në vitin

122 Historia e çmimeve të naftës Williams J.L.2014 123 OECD-data

Faqe | 181

1971, dhe pas kësaj periudhe çdo gjë i kaloi tregut botëror124

. Vende të veçanta që ishin

eksportues të këtij produkti, filluan të ishin më të vëmendshëm për vlerën e pasurisë së tyre, duke

sjellë një pamje krejt tjetër të vlerësimit të këtij produkti. Analizat e parashikimit të prodhimit,

çmimit dhe faktorëve ndikues u bënë pjesë e punës parashikuese dhe fenomeneve të analizave të

riskut. Në këtë pjesë synohet të ofrohet një qasje e ndërlidhjes së faktorëve, pse dhe si ndryshon

çmimi i naftës bruto.

Metodologjia e kërkimit

Të dhënat

Për të zhvilluar analizën empirike janë marrë të dhënat e periudhës 1980-2013 me frekuencë

vjetore. Burimi i të dhënave është Agjencia Ndërkombëtare e Energjisë (IEA). Në këtë shtrirje

kohore, bota ka përcjellë krizat e naftës si ajo në vitet 1991, 2008. Kriza e vitit 1991 lidhej me

luftën e Irakut për pushtimin e Kuvajtit, dhe për këtë shkak çmimet shkuan në një kulm të ri.

Kriza e viteve 2008 erdhi si pasojë e erozionit të shpejtë të kapaciteteve rezervë të prodhimit, gjë

që rriti çmimin e pasigurisë. Nivelet e kapacitetit rezervë kishin rënë nën një milionë barrel

prodhim, ndërkohë që inventarët e rezervave prekën minimumin historik125

. Pavarësisht

luhatjeve të forta në çmimin e naftës apo periudhave të krizës, a është lidhja e variablave çmim-

prodhim, rezerva e kointegruar? Edhe pse do të ishte dashur të kishim një numër më të madh të

dhënash, gjykojmë se trajtimi i kësaj analize nuk cënon cilësinë e përfundimeve.

Të dhënat e përfshira në model janë reale. Për variablat fillestarë janë llogaritur indekset bazë

dhe më pas janë logaritmuar për të shmangur heteroskedasticitetin, si dhe për të rritur shkallën e

stacionaritetit të variablave. Janë kontrolluar supozimet rreth termit të gabimit: mbi normalitetin,

autokorrelacionin dhe heteroskedasticitein. Supozimet mbi termin e gabimit nënkuptojnë

shpërndarje normale të vlerave të termit të gabimit (vektorit të gabimeve), variancë konstante

dhe të pakorreluar. Përpunimi i të dhënave është bërë në Eviews 7.

124Historia e çmimeve të naftës Williams J.L.2014 125Historia e çmimeve të naftës Williams J.L.2014

Faqe | 182

Metodat

Shpesh seritë kohore janë jo-stacionare, pra variablat në përbërje të tyre ndryshojnë në varësi të

kohës. Një variabël konsiderohet jo-stacionar ose i integruar në një rend 1, kur variablat kanë

rrënjë njësi. Ky test kontrollon hipotezën zero për praninë e rrënjës unitare (unit root test).

Zakonisht stacionariteti arrrihet duke bërë diferencat e para, nën funksionin Dickey-Fuller

(ADF).

Para viteve 1980 shumë ekonomistë kanë përdorur regresionet lineare për seritë kohore jo-

stacionare, por këto regresione mund të prodhojnë lidhje jo të sakta sipas Granger.C, Newbold.P.

Edhe pse trendi mund të largohet, seria e të dhënave mund të rezultojë ende jo-stacionare. Së

bashku me Robert Engle në 1987, ata formalizuan qasjen e kointegrimit duke shpikur termin e

vektorit kointegrues.

Prania e mundshme e kointegrimit kontrollon hipotezat nëse variablat, në një seri kohore, kanë

rrënjë njësi (p.sh. të integruara të paktën në rendin 1). Në analizën e kointegrimit, forma më e

zakonshme e jo-stacionaritetit është ajo e variablave të integruar. Kur të dhënat kanë rrënjë njësi

të rendit të parë, të dhënat fillestare (pa kontrollin e stacionaritetit) nuk mund të përdoren për të

studiuar lidhjet, mbasi rezultati nga regresioni linear me metodën e katrorëve më të vegjël është i

dyshimtë126

. Gjithësesi, të dhënat tregojnë se ato mund të bëhen stacionare nga diferencimi i

rendit të parë. Kur një seri kthehet në stacionare nga diferencimi i parë, atëherë seria ka

ekzaktësisht një rrënjë njësi127

.

Kur një kombinim linear i variablave jostacionarë kthehet në stacionar, thuhet se variablat janë të

kointegruar, dhe vektori që përcakton kombinimin linear stacionar quhet vektor i kointegrimit.

Për analizën e të dhënave u përdor Modeli i Vektorit të Korrektimit të Gabimit (VECM). Sipas

kësaj metode VECM, fillimisht testohet prania e lidhjes kointegruese. Mbasi provohet ekzistenca

e saj, vlerësohet sistemi i ekuacioneve për secilin variabël endogjen, si në lidhjen afatgjatë edhe

në lidhjen afatshkurtër. Në këtë sistem ekuacionesh përcaktohet edhe koefiçienti i korrektimit të

gabimit dhe shpejtësia e kthimit në ekuilibër të vektorit të lidhjes afatgjatë.

126 Explaining Cointegration Analysis: Part II David F. Hendry and Katarina Juselius Nuffield College, Oxford, OX1 1NF. Department of Economics, University of Copenhagen, Denmark 127 "Further Developments in the Study of Cointegrated Variables." Oxford Bulletin of Economics and Statistics 58:

537-553.

Faqe | 183

Forma e ekuacionit të regresionit për VECM (modeli i korrektimit të gabimit) është:

∑

ku: është vektori me diferencat e para të variablave endogjenë të përfshirë në model.

Më konkretisht, ky vektor përfshin çmimin e naftës, prodhimin dhe rezervat e naftës.

është vektori i lidhjes kointegruese që përmban variablat endogjenë (jostacionarë) me

një lag kohor. Më konkretisht, ky vektor përfshin çmimin e naftës, prodhimin dhe

rezervat e naftës. π është një matrecë e koefiçienteve të lidhjes afatgjatë. Koefiçienti

përpara kësaj matrece duhet të jetë negativ dhe statistikisht i rëndësishëm. Ky koefiçient

tregon shpejtësinë e kthimit drejt nivelit ekuilibër, sa herë që ka devijime nga ekuilibri.

janë variablat endogjenë në diferencë të parë me kohëvonesë të paracaktuar, që

shërbejnë për të identifikuar lidhjen afatshkurtër; γ është një matrecë e parametrave

afatshkurtër.

- janë variablat ekzogjenë të përfshirë në model. Në rastin konkret u provua të përfshihej

variabli dummy për vitin 1998, por modeli nuk ishte i përshtatshëm.

është një vektor i gabimeve të modelit, të cilat duhet të kenë shpërndarje normale, të jenë

të pakorreluara dhe me variancë konstante. Në përgjithësi ky vektor pritet të ketë

karakteristikat e "gabimit të rastit".

Ky model VECM është i përshtatshëm për seritë kohore të disa variablave. Përparësia kryesore e

këtij modeli është reduktimi i ndjeshëm i efektit të multikolinearitetit, i cili është i pranishëm në

seritë kohore dhe përmbledh informacionin mbi ndërlidhjen afatgjatë midis variablave endogjenë

në formë matrece. Për më tepër ky model vlerëson brenda të njëjtit sistem edhe ekuacionet

afatshkurtra, të cilat paraqesin informacion për marrëdhënien afatshkurtër midis variablave.

Faqe | 184

Pyetje dhe hipoteza

Për vlerësimin e lidhjeve midis çmimit, prodhimit dhe rezervave u përdorën metodat

kointegruese për t‟i dhënë përgjigje pyetjes:

A janë çmimi, prodhimi dhe rezervat të tillë që lëvizin së bashku? A ka një lidhje kointegruese?

Analiza empirike ka në fokus të saj hipotezat e mëposhtme:

H0: Midis çmimit, prodhimit dhe rezervave të naftës ka një lidhje kointegruese.

H1: Nuk ka një lidhje kointegruese midis çmimit, prodhimit dhe rezervave të naftës.

Rezultatet. Pas transformimit logaritmik të variablave në studim, statistikat përshkruese

evidentojnë një normalizim të shpërndarjes ( Tabela 1)128

. Përpara identifikimit të modelit të

vektorit të korrektimit të gabimit, u ndërmorën të gjithë hapat për përcaktimin e komponentëve

kryesorë të të modelit. Kontrolli për rrënjët njësi tregoi se seria e të dhënave për secilën vlerë të

logaritmuar të variablave, ka rrënjë njësi unitare të rendit të parë (Tabela 2). Hipoteza zero për

testin ADF është që seria ka një rrënjë njësi. Vlerat kritike të kësaj serie janë nga

MacKinnon.Testet e ADF-së tregojnë se seritë e përfshira kanë një rrënjë njësi, pra janë seri të

integruara të rendit të parë, I (1), me 99% besueshmëri

Rezultatet e testit Granger Causality/Block Exogenity Wald tregojnë se variablat e përfshirë për

shpjegimin e çmimit të naftës janë endogjenë (Tabela 3). Këto rezultate tregojnë praninë e një

problemi të ekzogjenitetit të dobët midis variablave. Testet e kointegrimit (Trace test dhe

Maximun Eigenvalue) tregojnë se ekziston të paktën një lidhje kointegruese ndërmjet variablave

të përzgjedhur (p<0.05) për kohëvonesën me dy vjet të përzgjedhur nga testet (Tabela 5). Të

katër testet e përzgjedhjes së lag-ut tregojnë (p<0.05) se kohëvonesa e përfshirjes së variablave

në ekuacion është dy vjet (Tabela 4).

Gjithashtu u kontrollua prania e endogjenitetit për variablat kryesorë, plotësimi i të cilit është

parakusht për përfshirjen e variablave në VECM. Në një model statistikor, një variabël është

endogjen kur ka një korrelacion midis variablit dhe termit të gabimit. Endogjeniteti mund të jetë

128 Në fund të tekstit. Të gjitha tabelat e përpunimit me Eviews 7

Faqe | 185

pasojë e gabimit të matjes, autoregresionit me gabime të autokorreluara, njëkohshmërisë,

konfuzionit midis variablave të varur e të pavarur, si dhe nga mospërfshirja e variablave.

Analiza empirike u mbështet në disa prova për të përftuar modelin më të përshtatshëm të lidhjes

kointegruese. Rezultatet tregojnë lidhje të rëndësishme të prodhimit me çmimin e naftës dhe një

ekuacion kointegrimi të rëndësishëm (Tabela 1). Koefiçienti pranë prodhimit prej 16,56 tregon

ndikimin e rritjes së prodhimit në rritjen e çmimit për një periudhë afatgjatë (rreth 6 vjet), në

kushtet e një tregu të ndikuar nga variablat e përfshirë në studim. Edhe pse çmimet e naftës kanë

pësuar luhatje të vazhdueshme dhe ulje të ndjeshme, në 1998 nga një rritje e lartë e ofertës së

naftës dhe në 2009 nga pasojat e recesionit në SHBA dhe Europë, rritja me një pikë përqindje e

prodhimit u shoqëra me rritjen e çmimit të naftës me 16,6 pikë përqindje. Duhet thënë se kjo

prirje rritëse është e pritshme, sepse kërkimi dhe gjetja e naftës bëhet me kosto gjithnjë e më të

lartë dhe si burim i kufizuar, pavarësisht momenteve të veçanta, sepse vendet prodhuese janë

përpjekur të ruajnë dhe rivlerësojnë pasurinë e tyre. Kjo prirje pritet të jetë më shumë afatgjatë se

afatshkurtër, për shkak të gjendjeve të brendshme politike në disa vende dhe konflikteve të

ashpra në disa vende të tjera. Kjo dëshmohet në vendet arabe (Libi, Irak, Iran, Nigeri, Algjeri,

Venezuelë), të cilat janë edhe anëtare të OPEK-ut.

Modelimi ekonometrek i lidhjeve tregon se ndikimi i rezervave në çmim, për periudhën

afatgjatë, nuk evidentohet i rëndësishëm. Në afat të gjatë ndikimi i rezervave nuk ndikohet, sepse

cikliciteti që vërehet me sjelljen e çmimit, në thelb, ka ndikuar që ritmi i gjetjes së rezervave të

jetë jo problematik. Një çmim i lartë i naftës stimulon dhe nxit kërkimin për naftë, sepse pa

kërkim nuk ka rezerva të reja. Një çmim i ulët dekurajon kërkimin dhe fik motorrët e sondave të

kërkimit dhe për pasojë punohet me rezervat ekzistuese. Sipas Daniel Jhonston (2004129

) në vitet

e ardhshme, duke iu referuar grafikut të zbulimit të rezervave të reja, sjellja duhet të ndryshojë.

Sipas Jhonston: “Më shumë se 80% e prodhimit vjen nga fushat ekzistuese të zbuluara para vitit

1973. Zbulimet e vendburimeve gjigante nuk janë një gjë e kaluar tashmë, por ato janë

ekstremisht të rralla…”130

129 International Exploration economics, risk and Contract analysis 2004 130 International Exploration economics, Risk and Contract analysis 2004

Faqe | 186

Tabela 5-3. Modeli empirik i lidhjes afatgjatë

Emërtimi Koefiçienti Statistika T

LProdhimi 16.5625 - 3.1853

LRezerva 3.5945 1.2119

C 55.8274

ECT(CointEq1) - 0.1758 - 4.0524

R2 i korrigjuar 0.3315

F 3.1248

Testet e mbetjeve Vlera e testit Statistika p

Testi Jaque Bera 9.9835 0.1253

Testi Langrage Multiplier 8.2046 0.5137

Testi i Heteroskedasticitetit 81.9754 0.5422

Me gjithë periudhat shok në naftë, termi i korrektimit të gabimit tregon një shpejtësi të kthimit në

ekuilibër prej rreth 6 vjet (1/0.1758). Për serinë e të dhënave u provua ndjeshmëria e luhatjeve të

çmimit dhe impakti në shpejtësinë e kthimit në ekuilibër në rastet e zëvendësimit të çmimit real

me çmimin mesatar për vitin 1998 dhe/ose 2009 (seria është fiktive, çmimi është ndryshuar,

variablat e tjerë të pandryshuar). Në këto modele konstatohen ekuacione kointegrimi me vlera të

afërta, pra me një shpejtësi të kthimit në ekuilibër që shkon nga 4-6 vjet. Një vendburimi të ri që

hyn në prodhim, i duhen 4-6 vite të jetë në pikun e rendimentit, ku as metodat intensive, as ato

ekstensive nuk shtojnë rezultatin, gjë që kërkon hyrjen në veprim të vendburimeve të reja.

Gjetjet empirike të lidhjeve, si në vektorin afatgjatë dhe afatshkurtër, konfirmojnë lidhje të

rëndësishme të variablave në ekuacionin e mëposhtëm:

D(LÇMIMI)=(-0.1758*{(LÇMIMI(-1) - 16.5625*LPRODHIMI(-1) + 3.5945*LREZERVA(-

1) + 55.8274 ) – 0.2843*D(LÇMIMI (-1) + 1.5450*D(LREZERVA(-2)}

Sipas vektorit afatshkurtër të koefiçientëve, ndryshimi i çmimit është i ndikuar negativisht nga

çmimi i naftës në periudhën paraardhëse dhe është ndikuar pozitivisht nga rritja e rezervave në

dy periudha kohore të mëparshme (2 vjet). Çmimi i periudhave paraardhëse ka ndikuar

negativisht, sepse kontratat në tregun e kontratave NYMEX kanë njohur një zhvillim të madh, aq

sa numri i tyre kalon rreth 10 herë nevojat e tyre. Ndërsa lidhja pozitive me rezervat shpjegohet

me faktin që kostoja e zbulimit dhe vënies në përdorim të rezervave është më e lartë se sa

presioni që ushtron një ofertë më e madhe. Figura 5-2.(burimi - Giant fields retain dominance in

reserves growth. Guoping Bai,Yan XuChina University of PetroleumBeijing) Zbulimet e

fushave Gjigande ndër vite.

Faqe | 187

Periudha e zbulimeve më të mëdha të naftës u përket viteve deri para 1973. Pas kësaj periudhe

parashikohen rezerva gjithnjë e më pakta. Kjo sepse vendburimet e reja gjenden larg qendrave të

banuara dhe painfrastrukturë, në kushte atmosferike të vështira dhe në det të thellë. Një

vendburim në det mund të ketë debite më të mira se sa një në tokë, por ai s‟mund të jetë

kompetitiv, pra s‟mund të zhvillohet nëse çmimi i naftës nuk kalon pragjet e kostos së tij. Fushat

më të mëdha janë të vendosura në 7 vende. Lindja e Mesme ka 28, deti në Brazil 19, deti i

Afrikës Lindore 13, Azia Qendrore 9, shelfi veriperëndim i Austalisë 8, Afrika Perëndimore 6,

Gjiri Meksikës 5131

. Nga monitorimi i 400 puseve të kërkimit të shpuar në vitin 2013, vlerësohet

që industria ka zbuluar rreth 20 bilionë barelkundrejt një konsumi prej 50 milionë barelësh.132

Duket qartë se bumi i rezervave ka kaluar , dhe është më e vështirë për t‟i gjetur me kosto më të

lirë, së pari për shkak të madhësisë së vendburimeve të reja, të kushteve gjeologjike e

atmosferike, dhe largësisë nga burimet përpunuese (janë më larg, në det të thellë apo në Pol të

Veriut, ku kërkohen teknologji dhe kosto të larta për kërkimin dhe për përpunimin e

vendburimeve). Kërkimi lidhet me çmimin e naftës. Nëse çmimet e naftës bruto janë të larta, ato

favorizojnë kërkimet. Kjo është në thelb edhe arsyeja pse “Petromanas” dhe “San leone energy

Albania” vonojnë shpimin e puseve deri në limite, për të parë perspektivën e re të çmimit pas

muajit nëntor 2015.

Për lidhjen kointegruese, me anën e testit Granger Causality, u kontrollua “shkakësia”

(kazualiteti) midis variablave (Tabela 6). Në një analizë regresive, lidhja midis variablave nuk

provon shkakësi. Testet e “shkakësisë” synojnë të provojnë drejtimin e lidhjes së variablave dhe

131Giant fields retain dominance in reserves growth. Guoping Bai,Yan XuChina University of Petroleum

Beijing (2014)

132 Revista Forbes. 10 zbulimet më të mëdha të vitit 2013, datë 01.08.2014

Faqe | 188

rëndësinë e këtij kazualiteti. Testi sipas Granger Causality tregon se çmimi në këtë seri kohore

ndikohet në mënyrë të rëndësishme nga prodhimi, ndërkaq prodhimi nuk ndikohet nga çmimi.

Duke iu referuar çmimit të naftës në 2014, rënia e tij nuk lidhej me prodhimin, por parashikimet

e një viti më parë tregonin se OPEC-u do të rriste kuotat e prodhimit133

. Kjo sepse anëtarë të

Opek-ut, siç janë Libia, Algjeria, Iraku, janë në proçesin e rimëkëmbjes së tyre nga “Pranvera

Arabe” dhe daljes nga lufta, dhe kanë më shumë se kurrë nevojë për para dhe këto mund t‟i

gjejnë duke shitur burimin e tyre të vetëm, naftën, pavarësisht çmimit. Kjo histori është

përsëritur. Nga 1982-1985, OPEC-u përpoq të vendoste kuota të ulëta prodhimi, të mjaftueshme

për të stabilizuar çmimet. Këto përpjekje kanë rezultuar në dështim të përsëritur, sepse anëtarë të

ndryshëm të OPEC-ut prodhuan përtej kuotave të tyre. Gjatë kësaj periudhe Arabia Saudite

veproi si prodhuesi standard i uljes së prodhimit të saj, në një përpjekje për të frenuar rënien e

lirë e çmimeve. Në gusht 1985 sauditët, të lodhur nga ky rol, e lidhën çmimin e tyre të naftës në

treg me çmimin spot, dhe deri në fillim të 1986 e rritën prodhimin nga dy milionë fuçi në ditë, në

pesë milionë. Çmimet e naftës bruto ranë nën 10 $ për fuçi (barel deri nga mesi i vitit 1986).

Pavarësisht nga rënia e çmimeve, të ardhurat nga Arabia Saudite mbeten pothuajse të njëjta për

shkak të vëllimeve të larta që u kompensuan nga çmime më të ulëta.134

Gjithashtu çmimi është ndikuar nga rezervat, dhe anasjelltas rezervat janë ndikuar nga çmimi.

Ndërkaq rritja e prodhimit nuk është ndikuar nga shtimi i rezervave dhe shtimi i rezervave nuk

është ndikuar nga rritja e prodhimit. Kjo është evidente sepse çmimi i lartë i naftës rrit nevojën

për burime të reja, të cilat mund të përballohen vetëm në kushtet e një çmimi të lartë.

Në lidhjen e rezervave me prodhimin, rëndësia do të dukej kur rezervat nuk do të përballonin

kërkesën e tregut. Aktualisht janë dy burime të rëndësishme që manipulojnë me kërkesën. E para

që pas Embargos së naftës në vitin 1973, vendet e OECD, filluan krijim e inventarëve (Inventari

përfaqëson rezervën qarkulluese në të gjitha kompanitë e naftës në një vend, të cilat mbajnë në

formën e naftës bruto dhe nënprodukteve të tyre) apo sasive rezervë të naftës bruto, që të

përballonin situatë, kur në treg të kishte mungesë naftë bruto apo çmimi i saj të dilte jashtë

kornizave, në të cilat ekonomia botërore të hynte në recesion. Aktualisht SHBA-ja ka rezerva

inventari sa për kërkesën tremujore botërore për naftë bruto dhe, së dyti, prodhimi aktual botëror

133 Plumer B. Why oil prices keep falling- and throwing the world into turmoil 134 Historia e çmimeve të naftës dhe analiza .James L. Williams 2014

Faqe | 189

është nën nivelin e tij maksimal të prodhimit. Viti 2008 i recesionit kondicioni, që këta dy

faktorë të ishin minimalë në inventar dhe nga ana tjetër të kishim minimumin e kapacitetit

rezervë të prodhimit (me kapacitet rezervë prodhimi duhet kuptuar diferenca midis prodhimit të

mundshëm në një kohë të caktuar me prodhimin aktual). Aktualisht inventarët në vendet e

OECD janë 208 milionë barrela më të larta se mesatarja e krahasuar me atë të vitit të kaluar dhe

më e madhe si rritje që nga viti 1989.135

Si përfundim, duke aplikuar proçedurën kointegruese, gjejmë që pavarësisht lëkundjeve të forta

të çmimeve në periudha të ndryshme, midis çmimit, prodhimit dhe rezervave ka lidhje

kointegruese. Ata lëvizin së bashku. Nga këtu konkludojmë:

Çmimi i naftës është një mekanizëm se si pasuria botërore shpërndahet; ai është kompleks nga

mënyra se si ndikon mbi ekonominë dhe si ndikohet prej saj. Çmimi i naftës, përveçse një

marrëdhënieje kërkese dhe oferte është i ndërthurur ndjeshëm me faktorin politik, natyror,

mjedisor, e rajonal.

Analiza empirike provon një lidhje të rëndësishme kointegruese midis çmimit, prodhimit dhe

rezervave të naftës në afatgjatë dhe afatshkurtër me një kohë mesatare të kthimit në ekuilibër

rreth 6 vjet. Modeli i vektorit të korrigjimit të gabimit (VECM) konfirmon ndikim të

rëndësishëm të rritjes së prodhimit në rritjen e çmimit të naftës. Ndërkohë edhe në periudhën

afatshkurtër (1-2 vjet) vihet re një ndikim i rëndësishëm i rritjes së rezervave të të dy viteve të

mëparshme në çmimin e vitit korent.

Politika shtetërore shqiptare duhet të synojë në një bandë çmimi naftë bruto të manaxhueshme,

dhe jo një politikë e cila çon në erozion të pasurisë kombëtare.

Për Shqipërinë do të duhet të sigurohen seri kohore me të dhënat mbi naftën për çdo vit dhe në

periudha më të shkurtra. Analiza e dinamikave në naftë në tërësinë e faktorëve ndikues do të

mbështesë më drejt politikat lokale të zhvillimeve në naftë për rritjen e efektshmërisë.

Gjithashtu, analizat kointegruese do të ishin me interes për t‟u përdorur në të ardhmen dhe për

lidhjet e çmimit të naftës me çmimet e konsumatorit, kursin e këmbimit të monedhës etj.

135The Availability and Price of Petroleum and Petroleum Products Produced in Countries Other Than Iran. EIA

26 shkurt 2015

Faqe | 190

Kapitulli i gjashtë

Konkluzione , rekomandime, çështje për diskutim

6-1 Konkluzione

Në industrinë e naftës dhe të gazit forma e organizimit të shoqërive paraqitet: ose në formën

e kompanive kombëtare me kapital shtetëror ose në formën e kompanive multikombëtare.

Në kontratat e ndryshme kontrolli i qeverisë në operacionet e naftës në mbarë botën bëhet

nga renta minerale, e cila mbahet nga qeveria. Termat specifiktë këtyre kontratave midis

qeverisë dhe kompanive të naftës dhe të gazit, që kërkojnë për të operuar në një vend

ndryshojnë nga vendi në vend dhe janë reflektim i politikave fiskale të naftës, që ndjek

qeveria e çdo vendi. Renta minerare në Shqipëri funksionon nga viti 2008. Vendosja e saj u

pasua me lëshime fiskale që nuk ndryshuan profilin ligjor të kontratës hidrokarbure, por

sjelljen e saj në përputhjen tatimore me situatën, kur nuk vepronte kjo formë tatimi.

Kompanitë multikombëtare operojnë në tregun shqiptar vetëm mbi bazën e kontratave me

ndarje prodhimi, dhe MOP-eve (të ngjashme me KNP-t) dhe jo mbi bazën e kontratave

koncesionare apo marrëveshjeve të shërbimit të riskut. Kjo mbi bazën e një seri vitesh të

caktuar që shtrehen nga 25 në 30 vjet.

Llogaritja e rezervave të naftës dhe gazit në Shqipëri për kompaninë shtetërore “Albpetrol”,

si administratorja e vetme e kësaj pasurie, nuk është kryer që në vitin 1990. Shqipëria ka që

para viteve 1990, që nuk ka rishikuar dhe ndryshuar vlerën absolute të rezervave gjeologjike

dhe komerciale të saj, çka ka shtyrë në kontrata të pakontrolluara me ndarje prodhimi.

Kontraktorët në MOP kanë pasqyruar shtesë rezervash mbi baza titullimi duke ofruar rezerva

të tipit P1, P2, dhe P3. Nga ky titullim ata kanë pasqyruar shtesë rezervash disa herë më të

larta se deklarimi zyrtar i kompanisë “Albpetrol”sha. Aseti më i madh i këtyre kompanive

është pasuria e provuar (që nënkupton vlerën e rezervave). E deshifruar me testin CGU-s

(testin tavan), kjo pasuri ka garantuar vlerën e kthimit të tyre, në çdo moment që ata do të

kërkojnë largimin.

Duke qenë se në Shqipëri zhvillimi i kompanive të naftës me kapital shqiptar ende nuk është

bërë i mundur (përveç asaj kombëtare “Albpetrol”), zhvillimi i kompanive në këtë fushë

Faqe | 191

industrie, rezulton të jetë tërësisht i varur nga veprimtari të kompanive të huaja, të cilat në një

mënyrë ose në një tjetër përdorin GAAP-të amerikan dhe britanik apo SNK-të (raportet e

MDI janë të shpjegueshme vetëm me modelin e GAAP-it amerikan dhe atij britanik). Pas

vitit 2011 kompanitë aktive në Shqipëri përdorin SNK-të.

Kontratat me ndarje prodhimi, krijojnë shmangie nga praktikat e zakonshme kontabël dhe ato

janë unike në industrinë e naftës. Të gjitha kontratat ndërkombëtare të naftës dhe MOP-et

përfshijnë një procedure kontabiliteti. Proçedura e kontabilitetit është një pjesë mjaft kritike e

kontratës. Ajo përcakton titullimin. Kjo shpjegon edhe pse kompanitë nuk arrijnë të zbatojnë

totalisht IFRS-t.

Provizionet e përdorura nga operatori, janë të referuara për të gjitha praktikat kontabël të

përdorura nga operatori në përmbushjen e termave të kontratës. Këto parashikime shpesh

tregojnë që regjistremet kontabël duhet të jenë të mbajtura në përputhje me praktikat e

kontabilitetit përgjithësisht të pranuara të përdorura në industrinë e naftës ndërkombëtare.

Kjo gjendje e dyfishtë është e synuar, për të treguar, që operatori duhet të përdorë praktikat,

që janë përgjithësisht në përdorim nga kompanitë e tjera në operacione në vende të tjera për

rreth botës.

KNP-të dallojnë nga marrëveshjet e tjera, sepse shteti ruan të drejtën e pronësisë mbi rezervat

minerare, ndërkohë, që kontraktorit me rregullime ligjore i njihet titullimi, i cili s‟është gjë

tjetër veçse sasia e rezervave,që shërbejnë për të mbuluar kostot dhe naftën e fituar. Në

Shqipëri kanë ekzistuar dhe janë në fuqi mjaft modele kontratash dhe asnjë e njëjtë me

tjetrën.

Industria e naftës pranohet si industri me risk të lartë, por risku më i lartë i saj i përket fazës

paraliçencuese, kërkimit pa shpim dhe njohjes së liçencës. Për shkak të riskut të lartë, trajtimi

i tyre nën SNK, GAPP-et britanike dhe amerikane kanë kërkuar një trajtim tepër sfidues që

kërkon një klasifikim të kostove, të cilat, në varësi të rezultateve, çojnë në konkluzione të

ndryshme për qëllime të kontabilitetit financiar.

Kostot e shpim-kërkimit janë pjesë e riskut që merr përsipër kontraktori dhe jo shteti. Këto

janë shpenzime që mbulohen në të ardhmen, pasi prodhimi fillon. Kjo fazë konsiderohet

mjaft kritike, sepse pothuaj të gjitha kompanitë që kanë marrë zona kërkimi, janë larguar

duke humbur miliona dollarë investime. Numri i tyre i kalon mbi 30 kompani. Shteti shqiptar

nëpërmjet AKBN monitoron licencat, të cilat kanë të bëjnë me territorin, kohën e operimit

Faqe | 192

mbi territor, kushtet në të cilat punohet në territor apo zonën e kontratës, sasinë e parave, që

do të angazhohen dhe respektimin e afateve për kalimin nga një fazë në tjetrën. Shteti

shqiptar për asnjë kompani nuk ka paguar riskun e dështimit.

Faza e vlerësimit është jetike në KNP-të, sepse ajo fazë paraqet vendimmarrjen për të hyrë

ose për t‟u larguar nga zhvillimi. Për këtë arsye zhvillimi i një vendburimi paraqet një sfidë

jo vetëm teknologjie, por edhe financiare. Kjo situatë aktuale gjendet me “San Leone

Energy” (offshore) dhe “Petromanas GMBH”, i pari në bllokun Adriatik 1 dhe i dyti në

blloqet 1-2 (onshore). Nëse çmimi i naftës nuk do të pësojë rritje, e ardhmja e këtyre

kompanive mund të jetë e dyshimtë në këto vendburime të reja, pasi angazhimi i lartë

financiar nuk mbështet zhvillimin.

Në KNP dhe MOP, buxhetimi, ndarja e kostove dhe prodhimit, bëhet mbi bazën e AFE-ve,

ku secili partner kontribuon në pjesën proporcionale tek operatori. Megjithatë, në praktikë

është e rëndësishme ndarja e shpenzimeve në direkte dhe indirekte.

Metoda për njohjen e te ardhurave që janë konstatuar nga kompanitë, që kanë operuar apo

operojnë me MOP në Shqipëri, është ajo e të ardhurave neto, që nuk përfshin rentën minerare

në të ardhurat bruto. Në MOP për qëllimet e kontabilitetit financiar, metoda që përdoret për

njohjen e të ardhurave është metoda e proporcionit te konsoliduar, pra që çdo kompani

raporton në mënyrë të veçantë, pjesën e saj të të ardhurave, shpenzimeve dhe sigurimeve.

Verifikimi i një modeli kontrate është thelbësor për të kuptuar termat e kontratës. Ajo

mbështetet te program i zhvillimit të kompanisë. Kjo projekton të ardhurat dhe fitimin e

kompanisë. Situata aktuale e kompanive që operojnë në Shqipëri, sidomos ato që janë në

MOP me “Albpetrolin” tregon se ka një devijim gjigant nga projeksioni fillestar dhe qeveria

nuk ka klauzolë kufizuese mbi fitimin e firmës.

Nga viti 2008, kur Shqipëria privatizoi kompaninë “ARMO” sha, të gjitha kompanitë e naftës

janë të varura nga çmimi botëror i naftës, për sa i përket performacës dhe aktivitetit të tyre

investues.

Shqipëria u ka dhuruar pa asnjë kusht sasira kolosale rezervash kompanive të huaja duke mos

marrë asnjë kompensim minimal për to.

Kompanitë që kanë hyrë në MOP me “Albpetrolin”, janë kompani që zotërojnë rezerva nafte

vetëm në Shqipëri dhe askund tjetër.

Faqe | 193

Teknikat e përdorura, nga ato për vlerësimin apo parashikimin e çmimeve, janë të

pambështetura dhe për më tepër të pakorreluara me njëra tjetrën, si dhe pa asnjë sens

logjikmbi parashikimin e të ardhurave. Kjo ka sjellë deformimin dhe që rezultati të

interpretohet sipas interesave të çdo kompanie.

Praktikat e shumta ndërkombëtare në lidhje me përcaktimin e çmimit sot apo në të ardhmen,

janë një fenomen prezent në Shqipëri për sa kohë që të gjithë aktorët dhe faktorët mbështeten

mbi çmimet ndërkombëtare të naftës. Kjo nënkupton edhe vet shtetin, për sa kohë që

politikëbërja e tij synon një treg të orientuar nga aktorët e tregut dhe jo rregullimit të tregut,

për sa kohë që parashikimi kontraktual e lë të lirë kompaninë të eksportojë të gjithë

prodhimin e vet me klauzola lehtësuese.

Shteti shqiptar është i pafuqishëm të ndikojë në këto çmime (duke i marrë politikat fiskale të

mirëqena). Ndërkohë që legjislacioni shqiptar duhet të ndikonte në rritjen e efiçencës së

përdorimit të një njësie energjie me bazë hidrokarburi për të ulur konsumin mbi baza importi.

Kjo nënkuptonte harmonizimin e faktorëve lehtësues me ata rendues fiskalë.

Kompanitë e naftës, përfshi edhe atë kombëtare, operojnë me çmimin bazë brent dhe për

pasojë ato kanë varësi nga ndryshimi i këtij çmimi duke pasqyruar një varësi të lartë në

rezultatet e tyre. Shteti shqiptar me politikën aktuale synon në çmime më të larta të brentit,

për shkak të sigurimit të të ardhurave më të larta, që sigurohen nga renta minerare dhe

mekanizmat e tjerë çmimformues të çmimeve të nënprodukteve me bazë nafte apo gazi. Ajo

mbështet politikën e të ardhurave buxhetore mbi çmime më të larta, sepse ato i sigurojnë më

shumë të ardhura tatimore, ndërkohë,që konsumi i tyre ulet për shkak të uljes së fuqisë

blerëse për shkak të faktit, që çmimet e larta të naftës çojnë në recesion ekonominë e çdo

vendi.

Analiza empirike provon një lidhje të rëndësishme kointegruese midis çmimit, prodhimit dhe

rezervave të naftës, në afatgjatë dhe afatshkurtër, me një kohë mesatare të kthimit në

ekuilibër rreth 6 vjet. Modeli i vektorit të korrigjimit të gabimit (VECM) konfirmon ndikim

të rëndësishëm të rritjes së prodhimit në rritjen e çmimit të naftës. Ndërkohë në periudhën

afatshkurtër (1-2 vjet) vihet re një ndikim i rëndësishëm i rritjes së rezervave të të dy viteve

të mëparshme në çmimin e vitit korrent.

Konkluzioni tjetër i rëndësishëm është, që përpos faktorëve politikë që kanë ndikuar

dukshëm në çmime, analiza statistikore tregon se lufta për vendburime dhe zona të reja të

Faqe | 194

kërkimit varet pikërisht nga rritja e rezervave të naftës në raport me konsumin. Pra çmimi i

naftës nuk është çmim vetëm politik, por një çmim që varet nga e tashmja dhe ardhmja e

rezervave që i shtohen planetit. Kjo përcakton çmimet. Miti që çmimet i përcakton oferta e

vendeve kryesore të Opek-ut, prodhuesit kryesorë të naftës në botë apo ndryshimi i

inventorëve në SHBA apo Europë, kanë efekte vetëm në zbutjen e çmimeve për periudha të

shkurtra, por nuk ndryshojnë tendencën e saj. Kalimi i çmimit nga 3 $/barel në 168 $ /barel

është treguesi më i fuqishëm, se rezervat janë faktori kryesor, që kanë ndikuar, në rritjen e

pandryshueshme dhe me kërcime.

Kërcimet e çmimit të naftës janë elementi bazë i rritjes së fondeve për kërkim, që synon në

rivendosjen e gjendjes dhe garantimin për një periudhë ecurinë e çmimeve. Për shkak të

rritjes së pandërprerë të kostove të kërkimit dhe njëkohësisht edhe të dështimeve, premisat e

ardhshme janë të tilla që ky çmim të rritet edhe për shkak të rritjes së konsumit nga vendet në

zhvillim dhe që përbëjnë pjesën më të madhe të botës ku jetojmë.

6-2 Rekomandime

Për shkak të fondeve të mëdha që kërkon zbulimi i vendburimit të naftës dhe gazit dhe riskut të

lartë, gjetja e burimeve të financimit që marrin përsipër riskunështë domosdoshmëri. Kjo mund

të realizohet nga kompanitë multikombëtare. Shteti shqiptar apo kompania kombëtare e kanë të

pamundur, në kushtet e një borxhi publik të lartë të marrin përsipër investime me risk të madh.

Kjo nënkupton politika agresive për afrimin e kompanive me kapacitet financiar për të kërkuar

vendburime të reja, në det apo tokë.

Duke qenë se zbulimi i rezervave në planet është bërë shumë i kushtueshëm dhe me shumë risk,

ruajtja dhe administremi i saj duhet të jetë objektiv themelor i shtetit shqiptar. Kjo duke krijuar

paketa ligjore, që forcojnë administremin dhe shfrytëzimin e vendburimeve ekzistuese dhe atyre

potenciale.

Zbulimi i rezervave ekzistuese ka pasur një kosto të lartë kërkimi dhe projektimi, kështu që

rishikimi i vlerës së tyre, që merret nga kontratat duhet të jetë subjekt i një hetimi dhe

investigimi, për të vlerësuar dëmet dhe të merren masa për ndreqjen e tyre deri në përfundim të

kontratave ekzistuese.

Faqe | 195

Fakti që rezervat e naftës janë elementi kryesor që përcakton çmimin e naftës bruto, ai është edhe

elementi kryesor i pavarësisë së Shqipërisë nga çdo tronditje çmimi në tregun botëror, duke

mbrojtur rritjen ekonomike dhe shmangien e krizave që shoqërojnë çmimet e larta ekonominë e

çdo vendi importues.

Çmimi i naftës aktualisht në botë është një mjet për rindarjen e pasurisë së kombeve dhe një

çmim i lartë sjell kalimin e pasurisë nga një vend importues te një vend eksportues, gjë që duhet

të detyrojë qeverinë të ruajë pasurinë e kombit duke shtuar rezevat dhe përpunimin e naftës në

vend.

Për sa kohë qeveria nuk ka asnjë element çelës për të bllokuar kompanitë kombëtare për të shitur

naftën bruto jashtë vendit dhe për të shtuar përpunimin në vend, është e domosdoshme që

kontratat hidrokarbure të kenë elemente detyruese, ku të kërkohet rritja e shkallës së përpunimit

në vend, si dhe përpilimi i politikave që nxisin përpunimin në vend, politikat fiskale që

shkurajojnë eksportin e tyre, kur aktulisht nga mekanizmi i çmimit largohet pasuria kombëtare

dhe dalja e valutës jashtë. Ajo duhet të krijojë kushtet kontraktuale, që një sasi naftë të shitet

brenda vendit. Kjo kërkon rishikimin e tregut të përpunimit të naftës në Shqipëri, qoftë me

rishtetëzimin e ARMO sha-së, qoftë edhe me ngritjen e impianteve të reja të përpunimit konform

kërkesave të vendit dhe rajonit.

Është urgjente inventarizimi i rezervave të naftës ekzistuese dhe vendosja e tyre nën një komitet

ekspert me cilësi si guvernatori i Bankës së Shqipërisë dhe mos t‟u lihen kompanive, të cilat në

mënyrë private të reklamojnë dhe shpallin rezerva sipas situatës së tyre tregtare dhe që janë në

funksion të çmimit të aksioneve dhe të të drejtave, që këto kompani kanë emetuar.

Të ngrihet një Komitet Kombëtar certifikimi për rezervat e zbuluara gjeologjike dhe komerciale

që kompanitë raportojnë çdo vit në pasqyrat financiare të tyre.

Të ndryshojë ligji mbi të ardhurat dhe llogaritja e vlerës së pasurisë të mos bëhet mbi bazën e

kostos së puseve, por të vlerës së rezervave që ka vendburimi, dhe të përfshihet si një zë më vete

vlera e rezervave të naftës të vlerësuar me 10% të çmimit të shitjes. Kjo do të zëvendësojë rentën

minerare dhe do të ekuilibroje rritjen pa kufi të rezervave të nxjerrshme, që kompanitë raportojnë

nën efektin e mobilizimit të burimeve të financimit dhe rritjen e çmimit të aksionit dhe të të

drejtave.

Faqe | 196

6-3 Ҫështje për diskutim.

Duke trajtuar temën, në strategjinë e qeverisë nuk jepen indicie të reja për këtë sektor,

përkundrazi në draftin e zhvillimit të sektorit hidrokarbur edhe prodhimi i naftës brut

parashikohet me rënie duke arritur në 600 mijë tonë në vitin 2020136

.Ajo që duhet të ngrihet për

diskutim është: Kjo industri megjithë këto firma kërkimi për naftë dhe gaznuk parashikojnë

vendburime të reja, apo stategjia e saj është të ruajnë statuskuonë.Nëse do të jemi pë statuskuonë,

kjo do të thotë, që konçesionet nuk kanë vlejtur për të pasur një komb me pasuri më të mëdha

dhe thjesht ne jemi një brez plangprishës të mundit të brezit të mëparshëm dhe barrë për brezin e

ardhshëm, për shkak të paaftësisë sonë.Kjo sepse ne ua kemi dhënë të huajve, ta marrin. Ata nuk

na e shtojnë pasurinë. Përkundrazi e lene me më pak rezerva. SHBA ka në strategjinë esaj

kthimin nga një vend importues me 60% të nevojave për hidrokarbure në një vend eksportues të

saj në vitin 2020.

Ka qe 20 vjet një vb gazi i deklaruar(1994)137

dhe15 vjet një vb nafte në vitin 2001138

dhe ende

për to nuk ka strategji zhvillimi.Ҫfarë duhet të presim nga të huajt. Ku është strategjia?

Eshtë detyrim i studimeve të ardhshme të gjejnë burimet natyrore së bashku me strategjinë

financuese për futjen e burimeve të reja në qarkullimin ekonomik.

136

Strategjia Kombetare Energjise 2013 - 2020 (draft) 137 Pusi adriatiku 1 në det 138 Vb i Shpiragut

Faqe | 197

Bibliografi

1- Wright Ch, Gallun R. Viti 2008 “Bazat e kontabiliteti të naftës dhe gazit”

2- Wright Ch, Gallun R. ( 2004) “International Petroleum Accounting”

3-SFAS Nr 1 “Objektivat e raportimit financiar nga ndërmarrjet e biznesit”

4-SNK NR 36 “Dëmtimi i aktivevet”

5-SNK 37 “Provigjonet,,detyrimet kontigjente dhe asetet kontigjente”

6-FRS 9 “Shoqëritë dhe ndërmarrjet e përbashkëta” Standardi i raportimit financiar britanik.

7-FRS nr 11 “Dëmtimi i aktiveve fikse dhe emri i mirë” UK

8-FRS nr 12” Provigjionet, detyrimet kontingjente dhe aktivet kontingjente” UK

9-Jhonston D. ( 2004), Bazat ekonomike të kërkimit ndërkombëtar, risku dhe analiza e

kontratave

10-Jhonston D. (1994) “Sistemet fiskale ndërkombëtare të naftës dhe kontratat me ndarje

prodhimi”

11-SORP 2001 UK

12-COPAS (2005), MFI -51 “Proçedura e kontabilitetit”

13-COPAS(2002),Marrëveshje ndërkombëtare të operacioneve e formës model AIPN 2002

14-COPAS(2000), Proçedura e kontabilitetit ndërkombëtar e formës model AIPN 2000

15-SFAS Nr 19 (1977) “Pasqyrat rreth aktiviteteve prodhuese të naftës dhe të gazit”

16-SFAS nr 69 (1982) “Pasqyrat rreth aktiviteteve prodhuese të naftës dhe të gazit” USA.

Faqe | 198

17- SFAS nr 144 “Kontabiliteti për dëmtimin ose disponimin e aktiveve afatgjata dhe për aktivet

afatgjata që duhet larguar”

18-SFAS Nr 143 “Kontabiliteti për detyrimin e tërheqjes së aktiveve” USA

19-Hennessee P.A,. Hennessee S . P”(2007). “Oil and gas federal income taxation”.

20-Andersen, O.L Dzienkowski, J. S. Lowe, J.S. Peroni R.J, .Pierce D.E, Smith E.E (2005)

“Heminguey Oil and gas law and taxation”.

21-Dhamo S. ( 2010) “Kontabiliteti financiar i avancuar”

22- Mici V. (2014) “Zhvillimi i sistemit hidrokarbur në Shqipëri pas vitit 1990. Sfidat dhe

problemet”. Artikull Konferenca Prishtinë, 2014

23-Mici V. (2014) “Menaxhimi i burimeve natyrore të naftës dhe gazit të para në aspektin e

punëzënies, rritjen e të ardhurave dhe turizmit”. Konferenca Regjionale, Pejë.

24- Mici V. (2014). “Politika e privatizimit të sektorit hidrokarbur ka qene një politike

joefikase”. Konferenca Budva. Universiteti La Sapiensa Roma.

25- “Tregu i kontratave tregtare në fushën hidrokarbure”. Revista “La Sapienza”, Roma.Viti

2014

26 -Situata aktuale e licencimit AKBN viti 2014

27- Kastrati D. (2012). UAMD Durrës “Debati mbi privatizimin në Shqipëri. Domosdoshmëria

mbi privatizimin. Format kryesore të privatizmit. Efiçiensa e privatizimit”.

28- AKBN (2013) Petroleum exploration and production opportunities in Albania.

29-Raport i Kontrollit të Lartë të Shtetit 2012-2013

30-METE (2013) “Strategjia kombëtare e energjisë Ministrea e zhvillimit ekonomik dhe

sipërmarrjes”

31- Heinberg R. ( 2011) “Fundi i rritjes”

32-METE (2011) Raporti i transparencës EITI Albania, 2009

Faqe | 199

33 - METE (2012) Raport i transparencës EITI Albania, 2010

34- METE (2013) Raport i transparencës EITI Albania, 2011

35- MIE (2014) Raport i transparencës EITI Albania 2012

36- MIE (2015) Draft “Studimi i të ardhurave potenciale për iniciativën e transparencës së

industrive nxjerrëse”

37- Stream Oil; 2009, www Stream Oil LTD. Management‟s Discussion And Analysis Stream

Oil 2010

38-Stream Oil; 2010, www Stream Oil LTD. Management‟s Discussion And Analysis Stream

Oil, 2011.

39- Stream Oil; 2011 www Stream Oil LTD. Management‟s Discussion And Analysis Stream

Oil, 2012.

40- Stream Oil; 2012 www Stream Oil LTD. Management‟s Discussion And Analysis Stream

Oil, 2013.

41-Stream Oil; 2013 www Stream Oil LTD. Management‟s Discussion And Analysis Stream

Oil, 2014.

42-Stream Oil: (2010) wwwStream Oil LTD Raportet financiare STREAM Oil 2009

43-Stream Oil: (2011) wwwStream Oil LTD Raportet financiare STREAM Oil 2010

44-Stream Oil: (2012) wwwStream Oil LTD Raportet financiare STREAM Oil 2011

45-Stream Oil: (2013) wwwStream Oil LTD Raportet financiare STREAM Oil 2012

46-Stream Oil: (2014) wwwStream Oil LTD Raportet financiare STREAM Oil 2013

47- www.Bankers (2005) LTD Raportet Financiare Bankers petroleum 2004.

48- www.Bankers (2006) LTD Raportet Financiare Bankers petroleum 2005.

49- www.Bankers (2007) LTD Raportet Financiare Bankers petroleum 2006.

Faqe | 200

50-www.Bankers(2008) LTD Raportet Financiare Bankers petroleum 2007.

51-www.Bankers (2009) LTD Raportet Financiare Bankers petroleum 2008.

52- www.Bankers (2010) LTD Raportet Financiare Bankers petroleum 2009.

53-www.Bankers(2011) LTD Raportet Financiare Bankers petroleum 2010.

54-www.Bankers(2012) LTD Raportet Financiare Bankers petroleum 2011.

55-www.Bankers(2013) LTD Raportet Financiare Bankers petroleum 2012.

56-www.Bankers(2014) LTD Raportet Financiare Bankers petroleum 2013.

57-www.Bankers(2015) LTD Raportet Financiare Bankers petroleum 2014.

59 - www.Bankers LTD (2005) Management‟s Discussion and Analysis vitet 2004.

60-www.Bankers LTD (2006) Management‟s Discussion and Analysis vitet vitet 2005.

61-www.Bankers LTD (2007) Management‟s Discussion and Analysis vitet 2006.

62-www.Bankers LTD (2008) Management‟s Discussion and Analysis vitet 2007.

63-www.Bankers LTD (2009) Management‟s Discussion and Analysis vitet 2008.

64-www.Bankers LTD (2010) Management‟s Discussion and Analysis vitet 2009.

65-www.Bankers LTD (2011) Management‟s Discussion and Analysis vitet 2010.

66-www.Bankers LTD (2012) Management‟s Discussion and Analysis vitet 2011.

67-www.Bankers LTD (2005) Management‟s Discussion and Analysis vitet 2012.

68-www.Bankers LTD (2013) Management‟s Discussion and Analysis vitet 2013.

69-www.Bankers LTD (2014) Management‟s Discussion and Analysis vitet 2014.

70- Mici V., “Risku i kompanive, që operojnë në industrinë e naftës (UpStream) (Kërkimi dhe

prodhimi) Rasti Shqiptar”. 2014

Faqe | 201

71- Ligji nr. 7746, datë 28.07.1993 “Mbi hidrokarburet”

72- Ligji nr. 8438, datë 28.12.1998 “Për tatimin mbi të ardhurat”

73-MIE ( 2012) Urdhri nr. 83, datë 10.02.2012 “Për rregullat dhe proçedurat e shitjes së

produkteve”

74-Bernard J-Th, Khalaf Lynda, Kirchian M (2004) “Structural Change and Forecasting Long-

Run Energy Prices.”

75- IEA (2014 ) Energy Information Agency statistics

76- AKBN (2014) www.Akbn.gov.al. “Situata aktuale e licencimit”

77- Ligji nr. 7928, datë 27.04.1995, ndryshuar me ligjin nr. 8070, datë 27.04.1996 “Për tatimin

mbi vlerën e shtuar”

78- VKM Nr. 756, datë 26.11.1 998 "Për ristrukturimin e bashkësisë ekonomike “Albpetrol"

79 - Vendimi nr. 21158, datë 08.04.1999, e Gjykatës së Rrethit Tiranë. “Për krijimin e personit

Juridik”

80- “Albpetrol” (2014), Aktmarrëveshje “Për likujdimin e detyrimit në naftë bruto për pjesën e

palëvruar të prodhimit të gjykuar (PPE) dhe të pjesës së prodhimit të “Albpetrol” (PPA) për

vendburimet Cakran-Mollaj, Gorisht-Kocul dhe Delvinë nga data efektive deri më 31.12.2013.

81- Urdhrin nr. 83, datë 10.02.2012 “Për rregullat dhe proçedurat e shitjes së produkteve

hidrokarbure”

82-The Availability and Price of Petroleum and Petroleum Products produced in Countrees Other

Than Iran. EIA 26 shkurt 2015.

83- Plumer B. Why oil prices keep falling- and throwing the world into turmoil

84- Williams J L. (2014) “Historia e çmimeve të naftës dhe analiza”

85- www.energjia.gov.al

86-China University of PetroleumBeijing; Guoping Bai,Yan Xu (2014) “Giant fields retain

dominance in reserves growth”.

87- OECD-data

88- Plumer B. Why oil prices keep fallin - and throwing the world into turmoil.

89- Dekreti nr. 782, datë 22.02.1994, ndryshuar me ligjin nr. 7811, datë 12.04.1994 “Për

sistemin e hidrokarbureve (Kërkimi dhe prodhimi)”

Faqe | 202

90- Ligji nr. 9975, datë 28.07.2008, ndryshuar me ligjin nr, 10065, datë 29.01.2009 “Mbi Taksat

kombëtare”

91- Gazeta “Panorama”, data 08.05.2015.

92- “Estimation and testin”, Econometreca 55, 251-276.

93-M Van Der Hoeven IEA 2014 GE Oil&Gas Annual Meeting. Strategic challenges in global

energy -The contrebution from the oil and gas business

94-Mici V,Dumani B, Qyrku R. “Çmimi i naftës, si dhe pse ndryshon ai ?

95- Revista “Forbes” (01.08.2014). “10 zbulimet më të mëdha të vitit 2013”

96-Granger, C. 1981. Some Properties of Time Series Data and Their Use in Econometrec Model

Specification, Journal of Econometrecs, 16, pp. 121-130, 3.

97- Johansen, S. 1991. Cointegration and Hypothesis Testing of Cointegration Vectors in

Gaussian Vector Autoregressive Models, Econometreca, Vol.59, No.6, pp. 1551–1580

98- Engle, R.F. and C.W.J. Granger. 1987. “Co-integration and error-correction: representation

estimation, and testin”. Econometreca 55 (2), p. 251–276.

99- ”Albpetrol” (2011) Pasqyrat Financiare viti 2010

100- ”Albpetrol” (2012) Pasqyrat Financiare viti 2011

101- ”Albpetrol” (2013) Pasqyra financiare viti 2012

102- ”Albpetrol” (2013) Pasqyra financiare viti 2013

103- METE (2013). “Plani i integruar sektorial për zhvillimin e prodhimin e hidrokarbureve në

vendburimin Patos Marinzë”

104-www.Phoenix energy Albania

105- IGJNG Fier (1986) Llogaritja e rezervave të naftës dhe gazit të zbuluara gjatë vitit 1985 me

gjendje më 1.1.1986 dhe realizimi i rezervave në 5-vjeçarin e VII (1981-1985) Nr. inv. 1595

106. www. PetroManas energy ltd.Albania

107.SHBLSH(1977) Gjeologjia Kantjerale e naftës dhe gazit

108.Robert Pindyck. (1999)“The Long-Run Evolution of Energy Prices,” The Energy Journal,

April 1999.

Faqe | 203

109.Guoping Bai,Yan Xu(2014)(Giant fields retain dominance in reserves growth. China

University of Petroleum.Beijing “OIL and Gas Journal”

110.Granger.C, Newbold.P ( 1973)Spurious Regresssions in econometrecs,

111. Bakhat.M, Würzburg.K (2013) Co-integration of oil and commodity prices: A Comprehensive

Approach.

112. Juselius Katarina and Hendry .Explaining Cointegration Analysis: Part II David F. Hendry

and Katarina Juselius . 2000 Denmark

113-METE.Strategjia Kombetare Energjise 2013 - 2020 (draft)

Faqe | 204

Tabela

Tabela 1. Statistikat e të dhënave

Të dhënat Emërtimi Nr.i

vrojtimev

e

Mesatarj

a

Devijim

i

Standar

d

Intervali i

besimit

95%

Minimum Maximu

m

Skewnes

s

Çmimi

PRICE 34 37.68 29.88

27.3 –

48.1 12 109 1.436

Prodhimi

PRODH 34 73241.19

10394.8

3

69614.3 -

76868.1 57928 90130 0.121

Rezervat

SHTIMREZ 34 1039.85 274.102

944.2 -

1135.5 642 1646 0.258

Ln i

indeksit

të çmimit LDPRICE 34 4.4128

0.6789

0

4.176-

4.650 3.53 5.72 .704

Ln i

indeksit

të

prodhimit LDPRODH 34 4.7304

0.1425

2

4.681 -

4.780 4.51 4.95 -.021

Ln i

indeksit

të

rezervave LSHTIMREZ 34 5.0527 0.27101

4.958 -

5.147 4.61 5.55 -.216

Faqe | 205

Tabela 2. Testet e rrënjës njësi (ADF, Augmented Dickey-Fuller test statistic)

Variabli Diferenca e parë

Vlera t Vlera p

D(PRICE) -6.357729 0.0000

D(PRODH) -5.459223 0.0001

D(SHTIMREZ) -4.986055 0.0003

Shënim: Hipoteza zero për testin ADF është që seria ka një rrënjë njësi. Vlerat kritike të kësaj

serie janë nga MacKinnon (1996). Testet e ADF-së tregojnë se seritë e përfshira kanë një rrënjë

njësi, pra janë seri të integruara të rendit të parë, I (1), me 99% besueshmëri.

Tabela 3. Testi për endogjenitetin e variablave (VAR Granger Causality/Block

Exogeneity test)

Dependent variable: D(LDPRICE)

Excluded Chi-sq Prob.

D(LDPRODH) 2.507107 0.2855

D(LSHTIMIREZ) 7.125568 0.0284

All 7.907288 0.0950

Shënim: VAR Granger Causality/Block Exogeneity Wald bazohet në hipotezën zero, sipas së

cilës variablat janë ekzogjenë. Janë marrë kombinimet e variablave dy nga dy, si dhe të gjithë

variablat e ekuacionit së bashku; df tregon lag-un e përfshirë në ekuacion. Rezultatet tregojnë se

variablat e përfshirë në model janë endogjenë, p < 0.1.

Tabela 4. Testi i përcaktimit të rakut të kointegrimit të pakufizuar

Hypothesized

No of CE(s)

Trace test Maximum Eigenvalue

Eigenvalue Trace

Statistic

0.05

Critical

Value

Prob.**

Max-

Eigen

Statistic

0.05

Critical Value

Prob.*

*

None * 0.521499 43.11890 35.19275 0.0057 22.84999 22.29962 0.0419

At most 1 * 0.373491 20.26891 20.26184 0.0499 14.49536 15.89210 0.0818

At most 2 0.169929 5.773550 9.164546 0.2089 5.773550 9.164546 0.2089

Shënim: Testi Trace tregon se ka 2 ekuacione kointegruese p< 0.05, dhe sipas statistikës për

Maximum Eigenvalue ka një lidhje kointegruese p<0.05

* Tregon se hipoteza zero hidhet poshtë

** Vlerat p sipas MacKinnon –Haug_Michelis (1999)

Faqe | 206

Tabela 5. Testet për zgjedhjen e kohëvonesës

D(LDPRICE) D(LDPRODH) D(LSHTIMIREZ) Joint

DLag 1 7.233139 6.043102 1.500552 15.21516

[0.064827] 0.109532] 0.682143] 0.085193]

DLag 2 [10.61136 5.954074 8.221047 28.13164

[0.014024] [0.113866] [0.041658] 0.000907]

DLag 3 2.575173 6.185917 0.990977 9.327178

[0.461859] [0.102907] [0.803435] [0.407637]

df 3 3 3 9

Shënim: Lag-u i përzgjedhur është lag-u 2, i cili është përfshirë në modelim, p < 0.001

Tabela 6. Testet e “shkakësisë” (Pairwise Granger Causality Tests)

Hipoteza zero Statistika F Probabiliteti

LDPRODH does not Granger Cause

LDPRICE

4.44040 0.0128

LDPRICE does not Granger Cause

LDPRODH

1.10603 0.3660

LSHTIMIREZ does not Granger Cause

LDPRICE

4.34192 0.0140

LDPRICE does not Granger Cause

LSHTIMIREZ

4.76415 0.0096

LSHTIMIREZ does not Granger Cause

LDPRODH

0.47440 0.7030

LDPRODH does not Granger Cause

LSHTIMIREZ

1.23978 0.3172

Faqe | 207

Tabela 7. Burimi IEA. Rezervat e provuara botërore, çmimi për barel dhe i prodhimit

ditor

Viti

Rezervat e

provuara në bilion

barel

Çmimet e naftës

bruto për barel

Prodhimi botëror mijë

barel për ditë

1980 641.9335 35.69 63,987.12

1981 649.1297 34.32 60,602.10

1982 667.3998 31.80 58,097.93

1983 665.6324 28.78 57,927.66

1984 666.4876 28.06 59,563.23

1985 697.8134 27.53 59,156.36

1986 698.6071 13.10 61,533.68

1987 697.9287 16.95 62,099.49

1988 887.5344 13.27 64,394.52

1989 906.0178 15.62 65,518.81

1990 1,000.5126 20.45 66,435.71

1991 998.7455 16.63 66,339.10

1992 989.4435 17.17 66,552.55

1993 996.1048 14.93 67,101.33

1994 998.3357 14.74 68,636.65

1995 999.2608 16.10 70,304.63

1996 1,007.3682 18.52 71,986.08

1997 1,018.5154 18.23 74,219.76

1998 1,020.0747 12.21 75,680.73

1999 1,032.7527 17.25 74,838.48

2000 1,016.7722 26.20 77,725.45

2001 1,028.1324 22.81 77,672.25

2002 1,031.9545 23.74 77,100.67

2003 1,213.1119 26.78 79,606.39

2004 1,265.0256 33.64 83,102.08

2005 1,277.2277 49.35 84,701.22

2006 1,292.9355 61.50 84,665.07

2007 1,316.6624 68.19 84,607.68

2008 1,332.0431 94.34 85,763.73

2009 1,340.0113 61.39 84,951.21

2010 1,355.7434 78.06 87,578.61

2011 1,473.7610 106.18 87,869.71

2012 1,525.9568 109.08 89,750.15

2013 1,645.9841 108.66 90,130.16

Faqe | 208

Tabela nr 8. Numri i puseve produktive dhe joproduktive, që “Albpetrol”sha u ka kaluar

kompanive që janë në MOP (burimi: “Albpetrol”)

Viti Puse

produktive

Puse

joproduktive

Kumulativi

i puseve

produktive

Kumulativi i

puseve

joproduktive

Shuma

2004 19 32 19 32 51

2005 53 2 72 34 55

2006 98 7 170 41 105

2007 132 8 302 49 140

2008 155 32 457 81 187

2009 35 56 492 137 91

2010 154 94 646 231 248

2011 225 426 871 657 651

2012 66 158 937 815 224

2013 45 445 982 1260 490

2014 32 27 1014 1287 59

Totali 1014 1287 2301

Tabela 9. Prodhimi i naftës sipas marrëveshjeve në MOP me “ALBPETROLIN”(burimi:

“Albpetrol”)

Viti “Albpetrol

”

Marrëveshja

hidrokarbur

e

Albpetrol +

marrëveshje

hidrokarbur

e

Bankers

Petroleum

Stream oil IEC Sherw

ood

Phoenix

2003 359,253.00 39,214.00 398,467.00

2004 385,873.00 37,760.00 423,633.00 37,760.00

2005 349,116.00 98,924.00 448,040.00 98,924.00

2006 316,075.00 202,624.00 518,699.00 202,624.00

2007 281,147.00 282,061.00 563,208.00 279,727.00 2,335.00

2008 215,557.00 361,746.00 577,303.00 341,860.00 19,886.00

2009 155,900.00 484,915.00 640,815.00 427,668.00 57,235.00 11.75

2010 132,048.00 607,309.00 739,357.00 568,885.00 37,401.00 1,022.99

2011 59,886.00 831,378.00 891,264.00 757,532.00 72,518.00 328.10

2012 44,433.00 983,187.00 1,027,620.00 879,177.00 91,332.00 12,390.60

287.60

2013 37,406.50 983,187.00 1,020,593.50 1,060,940.10 87,063.75 18,315.21 97.80 1,507.60

Totali 2,336,694.5 4,912,305.0 7,248,999.50 4,655,097.10 367,770.75 32,068.65

385.40 1,507.60

Faqe | 209

Tabela 10. Mbi deformimin që rezulton nga auditimi i respektimit të Kontratës dhe Programit të Zhvillimit sipas “Plani i

integruar sektorial për zhvillimin dhe prodhimin e hidrokarbureve në vendburimin Patos Marinzë” në mijë $

N

r

Emërtimi Vitet Ndryshimi

2009

2010

2011

2012 2013 2014 Totali

Fakti Progra

mi

Fakti Program

i

Fakti Programi Fakti Programi Fakti Programi Fakti Programi Fakti Programi Absolut Në

%

1 Të

ardhurat 86,614

122,710 170,376 167,440 339,918 220,830 432,138 265,870 566,386 288,400 583,120 303,470 2,178,552 1,065,250 1,113,302 205

2 Renta

totale 20,468 31,850 33,682 31,850 63,941 38,600 78,361 44,900 94,294 44,970 85,166 44,590 375,912 192,170 183,742 196

3 Shpenz.

Operative 24,781 45,580 36,744 69,190 60,864 79,930 77,953 81,060 88,510 83,990 95,317 83,990 384,169 359,750 24,419 107

4

Kosto

transport +

shitje 9,860 9,800 18,847 13,370 45,460 17,620 57,578 21,130 67,024 22,930 59,462 24,090 258,231 84,850 173,381 304

5

Shpenzime

administra

tive 6,450 3,500 10,550 3,610 13,773 3,710 21,363 3,820 21,212 3,940 22,189 4,060 95,537 18,580 76,957 514

6 E ardhura

neto 25,055 31,980 70,553 49,420 155,880 80,970 196,883 114,960 295,346 132,570 320,986 146,740 1,064,703 409,900 654,803 260

7 Shpenzime

kapitale 38,324 64,490 119,717 70,110 242,754 117,340 99,428 41,930 216,026 55,780 291,325 31,380 1,007,574 349,650 657,924 288

8 Rezultati (13,269)

(32,510) (49,164) (20,690)

(86,874) (36,370) 97,455 73,030 79,320 76,790 29,661 115,360 57,129 60,250 (3,121) 95

Shpenzime

t DDA 16,208 22,511 40,367 65,937 99,554 116,418

Totali FC 41,263 93,064 196,247 262,820 394,900 437,404

2,939 (26,653)

(46,507) 163,392 178,874 146,079

Faqe | 210

Tabela 11 (burimi www AKBN )Prodhimi mujor i naftës bruto në Shqipëri

Periudha Janar-Qershor 2015

Kompania Vendbur

imi

Janar

ton

Shkurt

ton

Mars

ton

Prill

ton

Maj

ton

Qershor

ton

Bankers Pa-Ma 100,465 85,322 99,467 94,874 100,256 96,968

TransAtlatic

Ba-He 503 449 502 475 459 480

Ca-Mo 1,798 1,764 1,922 1,950 1,736 1,770

Go-Ko 2,790 1,764 3,255 3,420 3,534 3,420

Delvinë 6 1 - 1

Shuma

TA 5,097 3,978 5,679 5,845 5,729 5,671

Sherwood Kuçovë 191 195 243 74 208 222

Transoilgrop Visokë 2,170 2,100 2,325 2,220 2,263 2,130

Phoenix Amonicë 480 480 478 463 515 528

Marrevshjet

Hidrokarbure 108,403 92,074 108,192 103,476 108,971 105,519

Albpetroli 4,124 3,726 3,892 3,784 3,940 3,700

Totali 112,527 95,800 112,085 107,260 112,911 109,219

Faqe | 211

Figura

Figura 1. Testi i mbetjeve

-.5

-.4

-.3

-.2

-.1

.0

.1

.2

.3

84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12

LDPRICE Residuals

Faqe | 212