وزارت نفت میزان سرمایه لازم برای توسعه این بخش را 200 میلیارد دلار در پنج سال آینده اعلام کرده و در تلاش است تا با همکاری شرکت های داخلی و شرکت های بین المللی صنعت نفت و گاز را توسعه دهد.

اولین قرارداد نفتی که بر اساس مدل جدید قراردادهای نفتی تنظیم شده اخیرا با شرکت نفت و گاز پرشیا وابسته به ستاد اجرایی فرمان امام امضا شد که ارزش آن دو میلیارد و 200 میلیون دلار اعلام شده است.

این قرارداد برای توسعه و افزایش ضریب بازیافت میدان های مشترک یاران، کوپال آسماری، کوپال بنگستان و مارون بنگستان است و شرکت نفت و گاز پرشیا باید ظرفیت تولید این میدان های نفتی را افزایش دهد. میدان نفتی یاران از میدان های مشترک نفتی ایران و عراق است که با میدان نفتی مجنون در عراق مشترک است.

در همین زمینه وزارت نفت به قرارگاه بازسازی خاتم الانبیاء نیز فرصت داده تا پروژه های مورد نظر خود را برای مشارکت در توسعه اعلام کند.

وزارت نفت تیرماه امسال هشت صلاحیت هشت شرکت ایرانی را برای همکاری با شرکت های بین المللی اعلام کرد که این هشت شرکت در زمینه اکتشاف و تولید نفت و گاز در بخش بالادستی فعالیت خواهند کرد. بنابر اعلام وزارت نفت، شرکت های پتروپارس، مهندسی و ساختمان صنایع نفت، انرژی دانا، گروه مپنا، شرکت مدیریت طرح های صنعتی ایران، قرارگاه خاتم الانبیا و شرکت توسعه نفت و گاز پرشیا وابسته به ستاد اجرایی  فرمان امام صلاحیت دارند تا با همکاری شرکت های نفتی بین المللی در اجرای طرح های توسعه ای صنعت نفت مشارکت کنند.

وزارت نفت اکنون در صدد دعوت از شرکت های بین المللی برای شرکت در مناقصه های برای اجرای پروژه های نفتی است. همکاری تازه با شرکت های داخلی و خارجی بر اساس قراردادهای تازه ای خواهد بود که وزارت نفت آن را بعد از چند سال آماده کرده است.

به دلیل مخالفت های گسترده با قراردادهای جدید، وزارت نفت ناچار شد برای قانع کردن منتقدان، اصلاحاتی در این قراردادها انجام دهد و اکنون با وجود این که هنوز برخی انتقادها در این زمینه وجود دارد اما وزارت نفت، سعی دارد به زودی قراردادهای بیشتری را با شرکت های داخلی و خارجی امضا کند.

نحوه همکاری در قراردادهای جدید

بیژن زنگنه وزیر نفت می گوید که “در اجرای پروژه ها، تفاوتی میان شرکت های ایرانی تائید صلاحیت شده نمی گذاریم. آنها باید منابع مالی و شریک خارجی خود را برای انتقال  فناوری داشته باشند و شرکت پرشیا قول داده است که شریک خارجی بیاورد.

به گفته وزیر نفت ایران دو میلیارد و 200 میلیون دلار سرمایه برای اجرای این قرارداد با شرکت نفت و گاز پرشیا “از منابع داخلی، شریک خارجی و بخشی به شکل وام تامین شود.”

وزارت نفت می گوید در قراردادهای جدید نفتی، شرکت های خارجی نمی توانند بدون داشتن شریک ایرانی، قرارداد امضا کنند و به گفته وزیر نفت نحوه بازپرداخت سرمایه گذاری های انجام شده “مشروط به تولید شرکت پیمانکار است، یعنی پیمانکار باید در این پروژه درآمد ایجاد کند تا از محل بخشی از درآمد، اصل مبلغ سرمایه گذاری شده، هزینه ها، پاداش و دستمزد را بپردازیم.”

وزیر نفت می گوید که در مجموع قراردادها بیش از 70 درصد کار به شرکت های ایرانی واگذار می شود و در قراردادهایی که شرکت ایرانی رهبر کنسرسیوم است سهم شرکت های ایرانی به 80 درصد نیز می رسد.

در حالی که دولت می گوید هدف قراردادهای جدید نفتی توسعه میادین مشترک در سریع ترین زمان ممکن است اما منتقدان می گویند که در این قراردادها، منافع ملی به خطر می افتد و شرکت های خارجی به دلیل طولانی شدن مدت قرارداد نسبت به قراردادهای قبلی نسبت به تولید صیانتی، افزایش بازیافت و انتقال تکنولوژی و دانش فنی تعهدی نخواهند داشت.

به گفته وزیر نفت، “شرکت های خارجی زیادی تمایل به مشارکت دارند و تاکنون چندین تفاهم نامه مطالعاتی و قرارداد محرمانگی با شرکت های خارجی امضا شده است و این شرکت ها در حال مطالعه میدان ها هستند.”

وزارت نفت درصدد است تولید نفت را از کمتر از چهار میلیون بشکه در روز به پنج میلیون و 700 هزار بشکه در روز برساند و به گفته وزیر نفت برای توسعه میدان های نفتی به 100 میلیارد دلار سرمایه گذاری نیاز داریم.

مرکز پژوهشهای مجلس در گزارشی ضمن بررسی قراردادهای نفتی در جهان، ضمن بررسی قراردادهای بیع متقابل، جزئیات قراردادهای جدید نفتی را نیز مطرح کرده است. بخش هایی از این گزارش را می خوانید:

قراردادهای بيع متقابل تقريباً از نظر تئوری اکثر نگرانی های طرف ايرانی را به لحاظ حفظ مالكيت و حاکميت دولت بر منابع طبيعی کشور، مرتفع می سازد. همچنين دولت ايران هيچ تعهدی برای بازپرداخت هزينه های انجام گرفته توسط شرکت پيمانكار نداشته و در صورت عدم رسيدن به سطح توليد قراردادی ريسک سرمايه گذاری به عهده پيمانكار گذاشته شده است.

با وجود مزايای ذکر شده برای اين قراردادها يكسری انتقادات و ضعفهای جدی در اين نوع از قرارداد وجود دارد، ازجمله احتمال عدم رعايت موازين توليد صيانتی، ناديده گرفتن ظرفيت های داخلی عدم انتقال تكنولوژی به مفهوم واقعی آن، کوتاه بودن طول دوره قرارداد و عدم مشارکت شرکت خارجی در دوره بهره برداری با شرکتهای داخلی، عدم مشارکت شرکت ملی نفت در مديريت پروژه، عدم پيوستگی فازهای اکتشاف، توسعه و توليد، عدم ايجاد انگيزه کافی برای شرکت خارجی جهت انتقال تكنولوژی، عدم ارتباط ميان دريافتی شرکت با نوع تكنولوژی به کار گرفته شده در توسعه ميدان، عدم تناسب قراردادهای بيع متقابل در حوزه اکتشاف و عدم انعطاف پذيری قراردادهای بيع متقابل.

مهمترین وجه تمایز با قراردادهای جدید (IPC)  با قراردادهای بيع متقابل، حضور پيمانكار در دوره بهره برداری و بلندمدت بودن طول دوره قرارداد است. همچنين دستمزد پيمانكار بر اساس ميزان توليد از ميدان است که نسبت به فاکتورهای مختلفی همچون قيمت نفت، عامل R، سطح تولید و نوع میدان شناور است.

از آنجا که دستمزد پيمانكار بر اساس ميزان توليد از ميدان تعيين می گردد و نسبت به فاکتورهای مختلف شناور است، اين مكانيسم باعث انعطاف پذيری کافی در قرارداد می گردد و با توجه به پذيرش ريسک کاهش توليد توسط پيمانكار، بهره گيری از دستمزد بيشتر يا کمتر در صورت افزايش يا کاهش قيمت نفت با لحاظ نمودن سقف و کف، تا حدودی اين ريسک را جبران نموده و جذابيت قرارداد را نسبت به ساير فرصتهای سرمايه گذاری پيمانكار، حفظ می کند.

نكته بسيار مهم آن است که پارامترهای قرارداد همچون نحوه تعديل دستمزد در قبال تغيير عامل R سطح قيمت و … بايد به صورت دقيق از طريق شبيه سازی مالی قرارداد تنظيم گردند به نحوی که مسائلی همچون بيش برآورد هزينه، انجام هزينه های اضافی، کاهش يا افزايش شديد نرخ بازدهی طرفين و مسائلی از اين دست در عمل اتفاق نيافتد.

هرچند براساس اظهار نظر برخی متخصصان حقوق نفت و گاز به نظر می رسد امكان ثبت ذخاير نفتی در دارایی شرکت های پیمانکار از لحاظ حقوقی در قراردادهای IPC فراهم آمده است، اما برخی از کارشناسان و مقامات مرتبط با موضوع چنین اظهار نظر می کنند که در این قرارداد، پرداخت دستمزد (فی) به صورت نقدی (دلاری) است ولی همانند بيع متقابل اين پرداخت می تواند در قالب “خرید و فروش” نفت که يكی از ضمايم قرارداد است انجام شود که يک معامله تجاری است و نقطه تحويل دارد. لذا حتی مالكيت بر توليد نيز در اين قرارداد تفسير نمی شود و به طريق اولی مالكيت بر ذخاير امكان ندارد.

قانون نفت ایران از سال 1336 عملات رژيم حقوقی امتياز را کنار گذارده و قراردادهای مشارکت در توليد را طرحريزی نمود. قانون نفت سال 1353 یک گام جلوتر رفته و قرارداد خدمت را جایگزین قرارداد مشارکتی کرد.

پس از پيروزی انقلاب اسلامی بخش خصوصی به طور عام و  سرمايه گذاران خارجی به طور خاص، در فعاليتهای اقتصادی مقرر گرديد. بسياری از بخشهای اقتصاد، ملی شدند. به علاوه امتياز تشكيل شرکتها و مؤسسات در امور تجارتی و صنعتی و کشاورزی و معادن و خدمات به خارجيان مطلقاً ممنوع، استخدام کارشناسان خارجی محدود و هر گونه قرارداد که موجب سلطه بيگانه بر منابع طبيعی و اقتصادی کشور گردد، ممنوع شد. در ماده 6 قانون نفت مصوب 1366 بر ممنوعیت هر گونه سرمایه گذاری خارجی در بخش نفت و گاز کشورتأکيد شد.

پس از پايان جنگ تحميلی، اکتشاف و توسعه ميادين نفت وگاز در ايران به عنوان يكی از اولويتهای اوليه دولت جمهوری اسلامی ايران تعيين شد و قانونگذار با تصويب برنامه دوم توسعه اقتصادی، اجتماعی و فرهنگی مجوز انجام اين کار با استفاده از منابع خارجی را صادر نمود، به نحوی که بازپرداخت هزینه های انجام شده برای هر طرحی از محل عوايد حاصل از توليد همان طرح صورت پذيرد. بدين ترتيب، ماده 6 قانون سال 1366 که هرگونه سرمايه گذاری خارجی در پروژههای نفت و گاز را ممنوع میکند، به طور ضمنی و با تبديل آن به تأمين منابع مالی و بدون حق مالكيت اصلاح گرديد. اجازه انعقاد قرارداد بیع متقابل در برنامه های پنج ساله توسعه اقتصادی سوم و چهار و پنجم نیز تسریع شده است.

قراردادهای بيع متقابل حالت خاصی از قراردادهای ريسكی خريد خدمت هستند که پيمانكار طرف قرارداد، عمليات مربوط به اکتشاف و توسعه را در قبال دريافت حق الزحمه ای معين انجام می دهد. اين قراردادها از ابتدا تاکنون با توجه به تغييراتی که در آنها صورت گرفته است دارای سه نسل مختلف بوده  اند. از حدود دو سال پيش نسل جديدی از قراردادهای ريسكی خريد خدمت در کشور تحت عنوان IPC مطرح شده است. اين قراردادها که شباهت نسبی با قراردادهای خدماتی عراق دارند به عنوان جايگزين قراردادهای بيع متقابل به صنعت نفت معرفی شده است. برخی از مهمترين اهداف طراحی قرارداد جديد به شرح زير است:

– اکتشاف ميادين جديد (همراه با توسعه آن) در تمامی نقاط اعم از مناطق کم ريسک و پرريسک

– توسعه ميادين کشف شده با بهترين روشهای جهانی و کمترين هزينه ممكن و حداکثر نرخ کارآيی و بالاترين نرخ بازيافت با ديد بلندمدت و در نظرگرفتن کل سيكل عمر مخزن

– حفظ ظرفيت توليد و افزايش نرخ بازيافت با سرمايه گذاری و بهره برداری از ميادين مكشوفه توسعه نيافته و يا ميادين در حال توليد (گرين و براون)

– در اولويت قرار دادن ميادين مشترک با ايجاد انگيزه کافی برای شرکتهای خارجی و در صورت امكان از طريق يكپارچه سازی عمليات بهره برداری و در دستور کار قراردادن احتمال استفاده از مدل قراردادی کشور همسايه (در صورت لزوم) توسط شرکت ملی نفت

– رسيدن به حداکثر نرخ کارآيی در ميادين در حال توليد با ايجاد ارتباط ميان دستمزد (فی) و سطح توليد در قرارداد

– رسيدن به سطح حداکثر توليد تعريف شده در طرح توسعه فاز به فاز و حفظ سطح توليد در آن سطح تعريف شده برای دوره ماندگاری مشخص

– انتقال تكنولوژی و بومی سازی آن از طريق همكاری شرکت خارجی با شرکتهای داخلی و به کارگيری نيروهای متخصص داخلی به منظور صرفه جويی در هزينه و ارتقای قابليت نيروهای داخلی و کسب مهارتهای لازم جهت همكاری با شرکتهای خارجی در ميادين داخلی و همچنين بازارهای بين المللی

مشخصات قراردادهای  IPC

نسل جدید قراردادهای نفتی

نسل جديد قراردادهای بالادستی که از آن تحت عنوان قراردادهای نفتی ايران یاد می شود و به تازگی طراحی و در دستور کار وزارت نفت قرار گرفته است.

مهمترين وجه تمايز اين قراردادها با قراردادهای بيع متقابل، حضور پيمانكار در دوره بهره برداری و بلندمدت بودن طول دوره قرارداد است. همچنين دستمزد پيمانكار بر اساس ميزان توليد از ميدان است که نسبت به فاکتورهای مختلفی همچون قيمت نفت، عامل R، سطح تولید و نوع میدان، شناور است.

• رژيم مالي قرارداد

بر خلاف قرادادهای بيع متقابل که پيمانكار خارجی در فاز بهره برداری حضور نداشت، در قراردادهای IPC شرکت خارجی در تمامی فازهای اکتشاف، توسعه و توليد حضور دارد. به طور کلی از محل بخشی از عوايد حاصل از نفت توليدی در اين قراردادها، هزينه و دستمزد پيمانكار (شرکتهای خارجی-ايرانی) پرداخت می شود.

ـ نفت هزينه

هزينه های عملياتی که توسط شرکت نفت خارجی مبتنی بر قرارداد نفتی ايران صورت می گيرد به سه دسته ذيل تقسيم بندی می شود.

الف: هزينه های سرمايه ای مستقيم DCC (Direct Capital Cos): هزينه هاي سرمايه اي مستقيم در برگیرنده هزينه ها و مخارجی هستند که برای ارزيابی و توسعه ميدان و دستيابی به اهداف برنامه توسعه و ديگر اهداف عمليات(توسعه) ضروری اند؛ اين هزينه ها به دو دسته تقسيم می شود:

• هزينه های سرمايه ای مستقيم برای دستيابی به هدف توليد اوليه: ميزان اين هزينه ها برآورد شده و در قرارداد به عنوان تعهد متصدی عمليات نفتی برای هزينه کرد چنين مخارجی و دستيابی به اهداف توليد اوليه درج خواهد شد؛
• هزينه های سرمايه ای مستقيم برای دستيابی به اهداف فاز بعدی: بر اساس نتايج حاصل از عمليات ارزيابی و توليد اوليه و با در نظر گرفتن رفتار مخزن و طرح توسعه جامع ميدان هزينه های لازم برای دستيابی به اهداف فاز بعدی توسط طرفين هر ساله مورد بازنگری و تصويب قرار می گيرد. برنامه و بودجه سالیانه که باید توسط کمیته مشترک (JMC)و شرکت ملی نفت تأييد گردد معيار تأييد و بازپرداخت هزينه های مستقيم سرمايه ای خواهد بود و انحراف از بودجه سالیانه نباید بيشتر از پنج درصد باشد.

ب: هزينه های غيرمستقيم

هزینه های غیر مستقیم شامل تمامی هزينه هايی هستند که به وسيله متصدی تعهد و پرداخت شده اند و به صورت غيرمستقيم و مربوط به عمليات توسعه هستند؛ اين هزينه ها که در دوره بازيافت و مطابق سازوکار مقرر در اين قرارداد بازپرداخت خواهند شد، صرفاً شامل “هزینه های قانونی ایران” می باشند.

ج) هزينه هاي پول

در قراردادهای بیع متقابل این ردیف هزینه ای تحت عنوان “هزینه های بانکی” و به منظور جبران هزينه های تأمين مالی عمليات توسعه پيشبينی شده است؛ مطابق اين قرارداد، به پرداختهای نقدی و تعهد شده توسط پيمانكار، هزينه های بانكی با روش مرابحه مرکب تعلق می گيرد. اين هزينه ها به صورت ماهيانه محاسبه و تاريخ احتساب آنها روز نخست اولين ماه پس از ماهی است که به هزينه های غيرسرمايه ای و هزينه های بهره برداری و هر گونه تأخير در پرداخت اقساط هزينه ها تعلق می گيرد. نرخ محاسبه اين هزينه ها از جمع نرخ بهره لايبور به علاوه يک درصد حاصل می شود.

اما درخصوص نحوه بازيافت هزينه ها و حقوق پيمانكار در اين قرارداد پيش بينی شده است که اين مطالبات از محل عایدات میدان و در قالب “نفت هزینه ای” مستهلک خواهند شد. منظور از نفت هزینه ای عبارت است از “بخشی از هزينه های تعهد و پرداخت شده اکتشاف، توسعه، توليد، هزينه های پول و حق الزحمه توسعه و بهره برداری (از میدان) به وسیله متصدی اکتشاف، توسعه، تولید میدان، بر حسب مورد است.”   شايان ذکر است که میزان نفت هزینه از 50  درصد عوايد يا توليدات ميدان تجاوز نخواهد کرد (حداکثر معادل 50 درصد عوايد يا توليدات ميدان خواهد بود)

بدين ترتيب هزينه های سرمايه ای که تا هنگام شروع توليد اوليه (يا نهايی از ميدان) صورت گرفته  حداکثر ظرف 5 الی 7 سال از زمان شروع باید پرداخت شود. آغاز بازپرداخت اين هزينه ها بعد از شروع توليد اوليه و از محل توليدات ميدان خواهد بود. هزينه های سرمايه ای که از تاريخ توليد اولیه به بعد انجام شده است نیز ظرف 5 تا 7 سال از تاریخ هزینه کرد تسویه می گردند. هزینه های پول يا بانكی نيز برحسب فرمول مشخص در قرارداد محاسبه و بر اقساط هزينه های سرمايه ای مستقيم (در صورت تأخير در بازپرداخت اقساط) منظور شده و در دوره بازيافت مستهلک می گردند. همچنين هزینه های غیر مستقیم قبل از شروع تولید اولیه ظرف 5 الی 7 سال از زمان هزینه کرد و شروع پرداخت آن از تاريخ توليد اوليه خواهد بود. هزينه های غيرمستقيم بعد از توليد اوليه مشابه هزينه های بهره برداری به صورت جاری (Current Basis) تسويه خواهند شد.

ـ دستمزد (في)

پرداخت دستمزد (فی) بر اساس ميزان توليد محقق شده از ميدان و به صورت فی در هر بشكه پيش بينی شده است. نرخ دستمزد براساس پنج فاکتور اصلی به شرح جدول زير تعديل می شود:

به طور کلی نرخ دستمزد در مناطق خشكی و ميادين غير مشترک پايين تر و در مناطق دریایی به خصوص عميق و ميادين مشترک بالاتر می باشد.

به دلیل شباهت نحوه توزیع منافع قراردادهای نفتی ایران (IPC) با قرارداد خدمات فنی  عراق (TSC) ، برخی معتقدند که قرارداد نفتی ايران از اين منظر همچون قرارداد مذکور و مانند قراردادهای نفتی خدماتی (بیع متقابل) است زيرا در اين قرارداد نيز همانند قرارداد خدماتی بيع متقابل پرداخت مطالبات پیمانکار صرفا از محل عایدات میدان صورت می گیرد و تاحدودی شبیه قرارداد مشارکت در تولید (گر چه مالکیتی منتقل نمی شود) است و جدا از  بازیافت تمام هزینه های عملیاتی پیمانکار اعم از هزینه های عملیاتی دوره اولیه توسعه و هزینه های سرمایه ای و غیر سرمایه ای دوره بهره برداری و برای حفظ و بهبود ضریب بازیافت وی از بخشی از عایدات میدان تا پایان مدت زمان قرارداد به عنوان دستمزد منتفع می گردد.

• ارزيابي شاخصهاي قراردادی

در اين قسمت از زوايای مختلف حقوقی، مالی و اقتصادی به ارزيابی ساختار قراردادهای نفتی ايران پرداخته و محاسن و معايب آن را مورد بررسی قرار می دهيم.ـ

• حقوقي

مهمترين مسئله در خصوص ارزيابی حقوقی قراردادهای نفتی بررسی حق مالكيت طرفين بر ذخاير نفتی است. هر چند در قراردادهای جديد نفتی ايران همانند ساير قراردادهای خدماتی، مالكيت ذخاير و نفت توليدی در سر چاه به پيمانكار منتقل نمی گردد، لكن از چند زاويه مالكيت و حاکميت ملی نسبت به منابع نفتی در اين قراردادها خدشه دار می گردد و نكات بسيار قابل تأملی در اين زمينه وجود دارد:

هرچند بر اساس اظهار نظر برخی متخصصان حقوق نفت و گاز به نظر مي رسد امكان ثبت ذخاير نفتي در دارايي شركتهاي پيمانكار از لحاظ حقوقي در قراردادهاي IPC فراهم آمده اما مقامات ايراني مدعي هستند كه در اين قرارداد، پرداخت دستمزد (في) به صورت نقدی (دلاری) است ولي همانند بيع متقابل اين پرداخت مي تواند در قالب قرارداد “خرید و فروش” نفت كه يكي از ضمايم قرارداد است انجام شود كه يک معامله تجاري است و نقطه تحويل دارد. لذا حتي مالكيت بر توليد نيز در اين قرارداد تفسير نمي شود و به طريق اولي مالكيت بر ذخاير امكان ندارد. آنچه كه امروزه به عنوان يک ضرورت قانوني در بورسهاي دنيا براي شركتهاي نفتي مطرح است افشاي قراردادها و برآوردها همراه با تراز مالي ساليانه است كه بايد انجام دهند و اين به معني ثبت ذخيره نيست.

از آنجا كه شركت خارجي به ازاي هر بشكه نفت توليدي مقدار مشخصي دستمزد دريافت مي كند كاهش يا توقف توليد از ميدان مورد نظر قرارداد بنا بر هر دليلي بجز دلايل فني، هرچند ازسوي دولت امكانپذير است اما نبايد بازپرداخت مطالبات پيمانكار را تحت تأثير قرار دهد. اين مسئله در مصوبه هيئت دولت نيز صراحتاً تحت بند 3- 10 مورد اشاره قرار گرفته و بيان شده چنانچه وزارت نفت تصميم به کاهش سطح توليد و يا توقف آن بگيرد اولويت با کاهش ميادين خارج از موضوع قرارداد خواهد بود و در صورتی که تصميم بر کاهش توليد از ميدان موضوع قرارداد اخذ شود، اين کاهش توليد نبايد در بازپرداخت هزينه ها و دستمزد متعلقه به پيمانكار تأثير گذارد.

لذا می توان گفت هرچند در بند3-1 مصوبه دولت حق حاکمیت و تصرف مالکانه برای دولت محفوظ شمرده شده است، اما آنچه با درج اين بند قراردادی نيز تأمين نمی شود هزينه ها و غرامت های ناشی از اقدامات دولت در مقام اعمال حاکميت و مالكيت است که بايد تمامی اين هزينه ها را در وجه پيمانكار، بر اساس قاعده انتظار معقول پرداخت نمايد. يكی از مهمترين انتظارات معقول ايجاد شده برای پيمانكار در اين قرارداد دريافت دستمزد معين به ازای هر بشكه نفت يا ميعانات توليد شده است. لذا اگر دولت در مقام اعمال حاکميت بنا به هر دليلی غير از دلايل فنی، تصميم بر کاهش يا توقف جريان توليد از ميدان نمايد، پيمانكار می تواند تمام دستمزد نفتی که می توانسته در دوره توقف توليد، دريافت نمايد را مطالبه نمايد. اين مسئله به صورت غيرمستقيم به منزله تعلق حق دينی بر نفت توليد شده از مخزن، متناسب با ذخيره درون مخزن و ضريب بازيافت از آن است.

البته در مقابل می توان نكات زير را مد نظر قرار داد:

• دولت حق دارد به هر دليلی توليد را قطع يا کاهش دهد و موضوع نحوه جبران مالی پيمانكار مسئله ثانويه است و اين مسئله ناقض حق حاکميت و مالكيت دولت بر منابع نفتی نيست.
• احتمال وقوع موارد فورس ماژور که به تبع آن دولت ناگريز از کاهش يا توقف توليد است، بسيار اندک است و در صورت وقوع حكم خود را دارد که در قرارداد ذکر شده و در دوران فورس ماژور تعهدات طرفين تعليق شده و حتی در صورت طولانی شدن اين دوره احتمال فسخ قرارداد نيز وجود دارد.
• کاهش توليد به دليل کاهش سهميه اوپک و نظاير آن نيز سهم کمی برای هر ميدان دارد و مدت آن نيز کوتاه است و لذا می توان به راحتی آن را مديريت کرد و حتی المقدور کاهش توليد را از ساير ميادين که پيمانكار خارجی ندارد انجام داد تا مشكلات حقوقی مذکور بروز ننمايد.
• تحميل ريسک توقف يا کاهش توليد به دلايل غير فنی بر پيمانكار (بدون جبران هزينه ها مالی صورت گرفته توسط وی و دستمزد مربوطه) باعث بالا رفتن چشمگير ريسک قرارداد شده و خود را در هزينه های طرحها نشان خواهد داد که هزينه بی موردی را بر دوش دولت و شرکت ملی نفت قرار خواهد داد.
• ساختار قراردادهای جديد نفتی زمينه حضور بلندمدت شرکتهای نفتی خارجی در کشور را فراهم آورده و شرکتهای مذکور می توانند از اين طريق دستيابی بلندمدت و مطمئن نسبت به ذخاير نفتی کشور را برای خود ايجاد نمايند.
• هر چند قرارداد IPC زيرمجموعه قراردادهای خدمت تعريف شده است، اما از آنجا که دستمزد پيمانكار بر اساس توليد و قيمت نفت به صورت پلكانی تغيير می کند، به نوعی مي توان اين قرارداد را مشابه قراردادهاي مشاركت در توليد در نظر گرفت و از طرف ديگر اين مسئله نيز بايد مورد توجه قرار گیرد که در قرارداد IPC بر خلاف مشاركت در توليد كه از همان ابتدا حق مالكيت بر بخشي از توليد به طرف مقابل بر قرار مي گردد، اين مسئله به صراحت رد شده است.

ـ مالي و اقتصادي

در اين قسمت به بررسی برخی شاخصهای اقتصادی اين قراردادها پرداخته شده است.

الف) نحوه تقسيم و ميزان دريافتي طرفين

در قراردادهای جديد نفتی ايران، طرف دوم قرارداد علاوه بر دريافت هزينه های سرمايه ای مستقيم و غير مستقيم و هزينه های عملياتی در دوران بهره برداری نيز حضور داشته و از هر بشكه نفت/ هزار فوت مكعب گاز توليدی/اضافی در ميادين جديد/در حال توليد دستمزد مشخصی را دريافت می دارد.

يكی از تفاوتهای اساسی ميان رژيم مالی اين قرارداد و قراردادهای بيع متقابل در اين است که دستمزد در قراردادهای بيع متقابل به صورت معين در زمان انعقاد قرارداد مشخص شده و همراه با  هزینه های سرمایه ای و بانکی پیمانکار در اقساط 5 تا 9 ساله به پيمانكار پرداخت می گرديد. در حالی که  در قرارداد IPC دستمزد پيمانكار تابعی از عوامل مختلف ازجمله سطح توليد است.

ب) عوامل تأثيرگذار بر دريافتي طرفين

–  قيمت نفت

با افزايش قيمت نفت به دليل افزايش درآمد ميدان و به تبع آن افزايش سقف بازپرداخت مطالبات پيمانكار، بازپرداخت مطالبات سريعتر صورت می پذيرد لکن این مسئله (تسریع در بازپرداخت پیمانکارهنگام افزايش قيمت) تنها در قيمت های پايين نفت موضوعيت دارد و با افزايش قيمت از سطح مشخصی، سقف بازپرداخت تحديدکننده نخواهد بود. همچنين از آنجا که نرخ دستمزد به صورت پلكانی با قيمت نفت در ارتباط است، در قيمتهای بالاتر ميزان دستمزد افزايش يافته و در نتيجه عايدی و نرخ بازدهی داخلی پيمانكار نيز افزايش خواهد يافت. البته دريافتی پيمانكار ممكن است تغيير چندانی پيدا نكند.

• سطح توليد

افزايش سطح توليد از طرق مختلف بر بازدهی و دريافتی طرفين تأثير می گذارد. از يک سو سقف بازپرداخت به دليل افزايش درآمد ميدان افزايش می يابد که می تواند باعث تسريع بازپرداخت در سطوح پائین قیمت و یا تولید گردد.  همچنين به دليل رابطه مستقيم پيمانكار با سطح توليد موجب افزايش میزان دستمزد می گردد.  البته به دلیل افزایش عامل R  و کاهش نرخ دستمزد (که علاوه بر عامل R ميزان دستمزد در این قرارداد مستقیما نیز با سطح تولید ارتباط معکوس دارد) میزان افزایش دستمزد تعدیل می شود.

همچنين افزايش توليد متضمن افزايش هزينه های عملياتی پروژه است که بايد در نظر گرفته شود. در نهايت هر چند افزايش توليد همانند افزايش قيمت می تواند باعث افزايش بازدهی بهره بردار گردد، اما به دليل افزايش هزينه های عملياتی و کاهش نرخ دستمزد ميزان اين افزايش در مقايسه با حالت قبل کمتر خواهد بود.

• هزينه

در صورتی که افزايش هزينه ها به ميزانی نباشد که باعث تجاوز مطالبات شرکت خارجی از سقف بازپرداخت گردد، در اين صورت تنها دريافتی و نرخ بازدهی دولت کاهش خواهد يافت و سهم دريافتی شرکت خارجی افزایش خواهد یافت. همچنين با توجه به اينكه عامل R با هزینه رابطه عکس دارد، با افزایش هزینه های پروژه عامل R کاهش يافته و در نتيجه نرخ دستمزد افزايش خواهد يافت. بنابراين حتی ممكن است افزايش هزينه های پروژه نرخ بازده داخلی بهره بردار را افزايش دهد. ازاينرو محاسبه نحوه تأثيرگذاری افزايش هزينه بر نرخ بازده داخلی بهره بردار ضروری می نمايد. در غير اين صورت مسئله gold-plating  بروز پيدا خواهد کرد.

اما چنانچه افزايش هزينه ها از حد مشخصی فراتر رود و بازپرداخت مطالبات شرکت خارجی را به تعويق بياندازد در اين صورت نرخ بازدهی داخلی دولت و شرکت خارجی کاهش خواهد يافت. اما تعيين نحوه تغيير دريافتی طرفين مستلزم تحليل حساسيت با استفاده از مدل شبيه سازی مالی پروژه است. در مجموع می توان گفت پارامترهای قراراداد بايد به نحوی باشد که افزايش هزينه بازدهی هر دو طرف را کاهش دهد.

ساير موارد

در هر سه نسل قراردادهاي بيع متقابل، پيمانكار سهمي در سود ناشي از افزايش قيمت ناشی از افزایش قیمت نفت ندارد، بلکه با توجه به سقف 50 یا 60 درصدی بازپرداخت هزینه ها و دستمزد پیمانکاراز محل درآمد میدان، در صورت کاهش قیمت نفت از یک سطح مشخصی دریافتی پیمانکار کاهش خواهد یافت. البته عملاً شرايط بازار نفت به گونهاي بوده است كه هيچگاه شركت طرف قرارداد با ريسک كاهش قيمت مواجه نبوده است.

در قراردادهای جديد در مقايسه با قراردادهای سابق هزينه سرمايه ای از ابتدا ثابت در نظر گرفته نمی شود و در قالب بودجه های ساليانه به تصويب می رسد. اين مسئله باعث افزايش انعطاف پذيری قرارداد و کاهش ريسک هزينه می گردد. اما بايد تغييرات در زمانبندی و روش بازپرداخت هزينه ها به گونه ای باشد که در مسير توانمندسازی شرکت ملی نفت در مديريت و راهبری ميدان صورت پذيرد و انتقال دانش مديريتی در اين فرآيند تحقق پيدا کند.

ج) امكان تمديد قرارداد در موارد ازدياد برداشت

• توزيع ريسک

يكی ديگر از نكات مهم در مورد قراردادهای نفتی، توزيع منصفانه ريسک و رعايت تناسب ميان ريسک و دستمزد است. در قراردادهای بيع متقابل به اين نكته توجه لازم نشده بود و از يكسو پيمانكار با ريسکهای قابل توجهی همچون ريسک افزايش هزينه به ميزان بيش از مبلغ قرارداد، ريسک تأخير در تكميل پروژه، ريسک عدم دستيابی به توليد قراردادی، ريسک عملياتی و ريسک کاهش قيمت نفت مواجه بود و ازسوی ديگر دولت با ريسک عدم توليد صيانتی توسط آن شرکت، ريسک کاهش توليد پس از تحويل پروژه و ريسک بيش برآورد هزينه ها روبرو بود و مكانيسم انگيزشی مناسبی برای مديريت اين ريسکها وجود نداشت.