"اشکالات ۲۱ گانه قرارداد های جدید نفتی"
سه شنبه, ۹ شهریور ۱۳۹۵، ۱۲:۵۸ ب.ظ
به گزارش ''عدالتخواهان رفسنجان'' و به نقل از "خبرگزاری فارس" ، 21 مورد از اشکالات مطرح شده درباره IPC از نگاه مهندسان ناظر پروژه های نفتی به این شرح است:
1. در ماده ی 3 بندهای ث و ج " استفاده از فن آوری های نوین در اکتشاف، توصیف و تولیدو بهره برداری و طرحهای بهبود یا افزایش ضریب بازیافت" و در ماده ی 4 انتقال و ارتقای فن آوری ملی مورد تاکید واقع شده است. واقعیت این است که:
الف) اغلب سرمایه گذاران با رهبری یک پیمانکار عمومی برای سرمایه گذاری حاضر می‌شوند که فاقد تکنولوژی خاصی هستند به عبارت دیگر ارتباط دهنده و استفاده کننده ی از تکنولوژی (نه صاحب آن ) هستند که قانونا بتوانند آن را منتقل نمایند.
ب) بخش قابل توجهی از هزینه‌های توسعه میادین، هزینه های احداث راه، ساختمان و هزینه تجهیزات فنی و نفتی قابل تولید در داخل کشور است که یا به تکنولوژی خاصی وابسته نیست و یا تکنولوژی آن بومی شده است. مطابق اطلاعات ارایه شده توسط مدیر عامل محترم وقت شرکت ملی نفت ایران در سخنرانی IPC، حدود 60 درصد هزینه توسعه، ساخت داخل است (و اعداد هفتاد تا هشتاد درصد برای سال‌های پیش رو هدفگذاری شده است) نباید از نظر دور داشت که بخش قابل توجهی از 40 درصد باقیمانده نیز بدون محدودیت خاصی از بازار جهانی قابل تامین و در دسترس می باشد. بنابراین بخش بسیار کمی از کل سرمایه گذاری ممکن است به تکنولوژی خاصی وابسته باشد.
ج) تولید بخشی از کالاها که در داخل کشور ساخته نمی شود یا خرده دانشهای فرعی که بومی کردن آنها فاقد مزیت اقتصادی است.
بنابراین تنها بخشی از تولید نفت ایران متکی به تکنولوژی سطح بالا و خارج از دسترس ایران است و اصولا "تکنولوژی بالا" سهم کمی از کل هزینه ی مورد نیاز برای توسعه ی میادین شناخته شده را داراست. لذا نباید نرخ بازگشت سرمایه، دستمزدها و پاداشهای مربوطه به کل هزینه ی توسعه میادین ( که تکنولوژی خاصی بر آن مترتب نیست) تعلق گیرد یا حداقل به همه ی هزینه های توسعه، نباید یکسان تعلق گیرد. از طرفی این تغییر رویکرد، مشوق انتقال تکنولوژی برای سرمایه گذار نیز خواهد بود اگر سرمایه گذار با تعریف و تکلیف مشخصی از انتقال تکنولوژی با سود و دستمزد و جریمه ی مشخص مواجه شود( در قرارداد IPC یا قرارداد مستقل دیگری) دراین راه گام خواهد گذاشت. این اشکال بر قراردادهای بیع متقابل هم وارد بود که عینا به قراردادهای جدید هم به ارث رسیده است. تحقق "انتقال تکنولوژی" (موضوع Transfer of Technology ) در قراردادهای قبلی، اغلب به برگزاری دوره های آموزشی در حد واحدهای گذرانده شده ی دانشگاهی محدود شد لذا حساسیت به تدوین این بخش، شانس اجرایی شدن این بخش از قراردادها را بیش از پیش افزایش می دهد
2. در بند د ماده 3 عملا به مخاطره انداختن حق حاکمیت است به گونه ای که کارفرما ( دولت) نه تنها به دلایل سیاسی یا اقتصادی بلکه به دلیل فنی غیر مرتبط با آن مخزن یا میدان (مثل محدودیت تلمبه خانه های انتفال/پالایشگاه ها/نفتکشها و نظایر ان) نیز حق کاهش تولید از مخزن یا میدان را ندارد و در کف مساله می باید صدمات مالی ناشی از عدم تولید یا اعمال حق حاکمیت را برای طرف مقابل جبران کند. هر چند دلایل فنی آن نیز نیاز به تایید پیمانکار! دارد. وفق متن تولیدی برای قراردادهای(IPC) بنابراین اگرچه در لفظ می نویسیم که اعمال حق حاکمیت و مالکیت با ایران است اما طبق مفاد این بند عملا مخدوش شدن حاکمیت محقق شده است و کارفرما در این خصوص نه تنها حاکم نیست بلکه تسلیم محض تصمیم پیمانکار است.
مشخص نیست این چه نوع حاکمیتی است که برای اعمال ان باید به طرف ثالثی مبالغی پرداخت به عبارت دیگر موضوع عدم انتقال حاکمیت و مالکیت، بیش از آنکه بهره‌ای از واقعیت (واقعیتی که در عمل اتفاق می افتد داشته باشد) داشته باشد به نظر می رسد بیشتر یک سفسطه متنی و کلامی برای پاسخ به منتقدین « خدشه در جایگاه حاکمیت و مالکیت در قوانین بالا دستی» است و بسیار بعید است که عدم انتقال حاکمیت و مالکیت در مراجع حقوقی جهانی مورد پذیرش واقع شود وقتی پیمانکاری میدانی را توسعه داد طبق قرارداد بخشی از درامد میدان به او تعلق می گیرد (حتی اگر ایران بخواهد او را از ادامه ی کار کنار بگذارد یا فورس ماژور اتفاق بیفتد) و طبق ترمهای قرارداد، شرکت ملی نفت (که از جانب وزارت نفت برای توسعه و برداشت از میادین صاحب اختیار شده است)باید حق و حقوق او را بپردازد که حق و حقوق او نیز تابع میزان تولید از مخزن است و صرفا پیمانکار قبول کرده که معادل آن بخش از مخزن که به عنوان حق او شناخته شده و در قرارداد ( در این جا الگوی مصوب دولت) برآن تصریح شده، قیمت آن را به نرخ روز فروش دریافت کند.
3. مطابق بند پ ماده ی 3 از این مصوبه، پرداخت هزینه ی تامین مالی پیمانکار پذیرفته شده است، امروزه منابع مالی بسته به ریسک کار، نوع تضامین و...، با نرخهای متفاوتی در سطح دنیا وجود دارد علاوه بر موارد فوق، در برخی از روشهای تامین مالی با مشارکت دادن تامین کننده ی مالی در حاشیه ی سود و زیان، قیمت پول و هزینه ی تامین ان افزایش می یابد این از نقاطی است که حتما می باید مورد ملاحظه باشد تا هزینه ی تامین منابع مالی به مرجع قیمتهای مرجع(لیبور یا یوروبور) و مطابق نرمهای شناخته شده لحاظ می شد نه اینکه سرمایه گذاران بتوانند با هزینه ی کافرما برخی ریسکها را به تامین کنندگان مالی منتقل کرده و منابع مالی گران قیمتی را با هزینه ی کارفرما تهیه نمایند که در صورت عدم توفیق سرمایه گذاری، در مراجع بیرونی از هزینه ی کارفرما برای خود جبران منابع داشته باشند فلذا با این رفتار، ریسک قابل توجهی برای انها قابل تصور نیست.
مزید بر معضل فوق چون این مصوبه هیچ محدودیتی برای هزینه ی تامین مالی پیمانکار قایل نیست و سرمایه گذار مجاز به ارایه ی هر گونه هزینه ی تامین مالی است، در صورت عدم پذیرش کارفرما، قرارداد به سمت داوری و دادگاه سوق داده خواهد شد که در بندهای آتی به آن پرداخته می شود و برای شرکت ملی نفت می تواند بسیار خسارت بار شود.
4. دستمزد:
الف) تناقض در تعلق دستمزد در بند "ع" از ماده ی یک و بند "پ" ماده 5: مطابق تعریف ارایه شده در ماده ی یک، "دستمزد یا (Fee ) رقمی متناسب با هر بشکه تولید اضافی نفت خام" یا گاز متناسب ناشی از عملیات طرف دوم قرارداد است اما با یک تغییر جالب در بند پ ماده ی 5، "دستمزد برای تولید هر بشکه نفت از میدان ها" به رسمیت شناخته شده است گویی آنچه که در تعریف آمده صرفا برای اقناع منتقدین برای این الگو است شاهد امر اینکه در تعریف ارایه شده در بند 1.55 از متن تدوین شده برای IPC دستمزد را بسیار فراتر از تولید اضافی تعریف نموده و برای کل نفت تولیدی این پارامتر را به پیمانکار پرداخت می نماید.
ب) دستمزد، مهمترین پارامتر برای اخذ تصمیم سرمایه گذار برای ورود به سرمایه گذاری بوده و از طرفی بزرگترین پارامتری است که منافع کشور را در یک میدان یا مخزن تحدید و تهدید می نماید مکانیسم تعیین این عدد هنوز به هیچ یک از محافل عمومی راه نیافته است تا بتوان حس دقیقی از کاهش عایدی کشور از این پارامتر و یا افزایش تولید و افزایش درامد کشور از این معبر را مورد ارزیابی قرار داد. برای دوری از رانت، اعمال سلیقه های بخشی یا غیر فراگیر و بروز فجایع مالی و قراردادی بهتر است روش تعیین دستمزد به صورت کمی منتشر شود و یا case study هایی از آن در سطحی فراتر از مجالس و محافل خاص منتشر شود تا کارشناسان فنی نفتی، مالی و اقتصادی بتوانند ان را مورد بررسی و نقد قرار دهند.
5. OPEN CAPEX یا به اصطلاح باز بودن سقف سرمایه گذاری: در بند "ل" ماده ی سه و در بند "ث" ماده ی 8، این نوع قراردادها را قرارداد سقف باز معرفی کرده و هیچگونه محدودیتی برای این سقف تعریف نکرده است و مزید بر آن ذکر شده که: "ارقام ابتدایی صرفاً جنبه برآوردی و پیش بینی دارد، هزینه های واقعی تأیید شده براساس برنامه های مالی عملیاتی سالانه که منطبق با رفتار میدان و شرایط بازار" تعیین می شود. این موضوع، مهمترین پارامتر موثر برای افزایش حاشیه ی ضرر شرکت ملی نفت در "دوران توسعه" و در الگوی مصوب شده در "دوران تولید" است.
تجارب واقعی از قراردادهای سقف باز بیع متقابل، حاکیست که رفتار پیمانکاران درکنار عملکرد کارفرما در میادینی از قبیل یادآوران و آزادگان شمالی برای تعیین سقف همواره مانع از اجرای منویات قرارداد در موضوع مورد نظر شد. تاریخ تعیین سقف و افزایش بی رویه و گاها بدون دلیل سقف سرمایه گذاری، به حدی تنش در محیط شرکت ملی نفت ایجاد نمود و تجارب تلخی از قراردادهای سقف باز به جای گذاشت که شرکت نفت را وادار کرد در قراردادهای بعدی بازه ای برای افزایش سقف لحاظ نماید. به نظر می رسد گاه بیش از حد به عملکرد اخلاقی و PERFECT بودن طرفهای سرمایه گذار خوشبین می شویم تا جایی که فراموش می کنیم آنچه برای یک سرمایه گذار مهم است سود حاصله است و برای گسترش آن از هر ابزاری سود خواهد جست اگرچه قابل انکار نیست که شخصیت سرمایه گذاران متفاوت است و در این زمینه متفاوت عمل می کنند بنابراین سقف باز بودن قراردادها باید به عنوان یک تهدید جدی تلقی شود.
6. کمیته ی مدیریت مشترک و برنامه ی عملیاتی و مالی سالیانه:
الف ) مطابق بند ت از ماده ی 8، یک کمیته ی مدیریت مشترک ( به تعداد اعضای مساوی و حق رای مساوی از طرفین قرارداد) مسوول بررسی برنامه هستند اما واقعیت این است که عدم تصویب مکرر این برنامه در مدل بیع متقابل اغلب کارفرما را (به عنوان طرف اول قرارداد) به منویات (اغلب به حق) خود نرساند و اگر چه کارفرما حق عدم تصویب را دارد لیکن با عدم تصویب و پافشاری پیمانکار بر روی مواضع خود، عملا کار به فرایند طولانی و پیچیده ی داوری و دادگاه و ... ختم می شود که اصل پروژه به طور کلی تعطیل شده و یا آسیب کلی می بیند لذا به طور جدی می باید ناکارآمدی کمیته ی مدیریت مشترک و ضعفهای مشاهده شده در تجارب بیع متقابل مورد مداقه قرار گیرد.
ب ) بررسی و تایید برنامه ی عملیاتی و مالی سالیانه در هیات مدیره ی شرکت ملی نفت، بیش از انکه به تحلیلی و واشکافی بیانجامد، به دلیل گستردگی حوزه ها ی اخذ تصمیم هیات مدیره ی شرکت ملی نفت، عملا به بررسی کلان و امهات مسایل محدود می شود و عملا نقش این هیات در بررسی وتایید این برنامه ها بیشتر تشریفاتی می شود. ملاحظه شود در 50 میدان ارایه شده جهت سرمایه گذاری در سمینار IPC، پنجاه برنامه عملیاتی و مالی سالیانه در کنار پنجاه جلسه واگذاری و جلسات تصویب برنامه های ارزیابی به هیات مدیره ارایه خواهد شد که در کنار دستور جلسات هفتگی وشلوغ فعلی شرکت ملی نفت ایران، عمق بررسی ها در مقام عمل به چه وضعیتی مبتلا خواهد شد.(مجموعا 52 هفته در یکسال است که به طور معمول کمتر از 50 جلسه عادی هیات مدیره برگزار می شود)
7. بازپرداخت هزینه ها از 50 درصد درآمد میدان(بند پ از ماده ی 6): اصولا تخصیص سهم 50 درصدی عواید میدان برای بازپرداخت هزینه های مستقیم و غیر مستقیم و بهره برداری، دستمزد و ... برای صنعتی که در بدترین روزهای فروش نیز بسیار بیشتر از هزینه، درآمد خواهد داشت زیاد می باشد با توجه به طولانی مدت بودن قرارداد و تغییرات بلند مدت قیمت نفت، به فرض عدم تکافوی 50 درصد عواید برای بازپرداخت موارد فوق، بعدا در دوره ی افزایش قیمت سرمایه گذار، کل هزینه ی انجام شده را به اضافه ی سود بانکی تاخیر در پرداخت، دریافت خواهد نمود این شرایط تاکنون هیچ کدام از قرارداد های بیع متقابل را با عدم بازگشت هزینه ی سرمایه گذاری در دوره ی COST RECOVERY ننموده است. بنابراین همانطور که در گذشته از ناحیه ی این بند هیچ ریسکی متوجه هیچ سرمایه گذاری نشده است در حالت فعلی نیزمی توان گفت ریسک آن به طور کامل حذف شده است و بحث انتقال ریسک به سرمایه گذاری با این شرایط بیشتر موضوعی فرمایشی است تا اینکه انتقال ریسک واقعی و ملموس باشد.
8. ریسک سرمایه گذاری(بند ت از ماده ی 3): این بند اگرچه ظاهرا عنوان می دارد در صورتی که میدان تجاری نشود هزینه ها به عهده ی طرف دوم قرارداد است اما:
الف) عنوان داشته در صورت عدم کفایت میزان تولید تخصیص داده شده برای بازپرداخت، هزینه های پرداخت نشده در دوره ی طولانی تری پرداخت خواهد شد این بند عملا حذف ریسک و بی پروا کردن سرمایه گذاران در قراردادهای سقف باز برای مدیریت هزینه ها را در پی خواهد داشت. نباید نیت خیر تدوین کنندگان این بند را برای نزدیک شدن سرمایه گذاران به میادین با ریسک متوسط به بالا را کتمان نمود ولی باید برای میادین ریسک بالا، چاره ی دیگر و قالب قرارداد و همکاریهای های دیگری را به کار برد نه اینکه دست به حذف ریسک از میادین کم ریسک زد و یا اجازه ی مدیریت ضعیف هزینه ها را به سرمایه گذار در میادین کم ریسک و بدون ریسک داد.
ب ) تنها ریسکی که پیمانکاران می پذیرند ریسک اکتشاف در قراردادهای اکتشاف است، اگر مخزن و میدان اکتشاف شده ارزش تجاری نداشته باشد و تولید قابل ملاحظه ای نداشته باشد که شرکت ملی نفت برای پوشش این ریسک هم قبلا دچار خود سانسوری شده و بلوکهای دارای پتانسیل کم اکتشاف نفت را حذف نموده است( این موضوع در کنفرانس اسفند سال 1394 و انتشارات کمیته ی بازنگری در قراردادهای نفتی مکررا ذکر شده است)
9. در ماده ی 5 ذکر شده است که قرارداد از طریق قوانین حاکم بر معاملات شرکت ملی نفت ایران( قانون برگزاری مناقصات مصوبه ی مجلس در حال حاضر قانون حاکم بر معاملت شرکت ملی می باشد) منعقد می شود اما عملا در جای جای مصوبه صحبت از توافق است که عملا تنها از طریق "ترک تشریفات برگزاری مناقصه" مقدور و میسور است ( مثال: تعیین هزینه ی اکتشاف توسعه و بهره برداری" با توافق" مندرج در بند ب ماده ی 8 / انجام مطالعات مهندسی و هزینه ی آن "با توافق موضوع تبصره ی بند ج ماده ی 8 / تولید و بهره برداری از تاسیسات و هزینه ی ان "با توافق" بند الف ماده 11 / هزینه ی تامین مالی "توافق شده" بند ج ماده ی 11 / چرخشی بودن سمتهای مدیریتی در شرکت عملیاتی مشترک "با توافق" موضوع بند ت ماده ی 4 ). اینهمه توافقها که اغلب میباید قبل از انعقاد قرارداد انجام شود جز از معبر ترک تشریفات مناقصه و کمرنگ نمودن رقابت مقدور نیست و عملا ضمن باز نمودن راه برای نفوذ، رانت و اعمال سلایق شخصی و گروهی، منجر به افزایش هزینه ی توسعه و بهره برداری خواهد شد.
10. دوره ی طولانی قرارداد: طی ماده ی 7 دوره ی قرارداد 20تا 25 ساله ذکر شده است و بسیار تلاش شده که این دوره ی طولانی به عنوان نکته ی مثبت این الگوی قراردادی (هم از جهت جذب سرمایه گذاری و هم از نظر تولید صیانتی) عنوان شود اما:
الف) واقعیت این است که تجهیزات سطح الارضی و تحت الارضی به طور معمول برای 20 تا 25 سال طراحی می شوند و پس از گذشت این دوره ی طولانی، مجددا نیاز به نوسازی و بازسازی دارند اگر کم بودن یا نبودن سرمایه موجب دادن امتیازات گسترده به شرکتها برای جذب سرمایه شده است چرا سرمایه گذار در زمانی میدان را ترک می کند که یکی از زمانهای جدی نیاز به سرمایه در دوران تولید به شمار می رود؟
ب) آیا بهتر نیست مسوولیت تولید در دوران تولید از ابتدای تولید (First Production) کمافی السابق با شرکت ملی نفت باشد چون اولا تولید و بهره برداری از تخصصهای شرکت ملی نفت است ثانیا نسبت به مسایل اکتشافی و توسعه ای که کمتر به دانش روز و امثال آن متکی است و نهایتا نقش شرکت سرمایه گذار به اعمال مدیریت مخزن از طریق مدیریت مشترک (درکمیته های مشترک تولید با سهم رای بیش از 50 درصد برای NIOC) و پیشنهاد و اجرای طرحهای بازیافت ثانویه و امثال آن محدود شود.
11. در بند ج ماده ی 8 تمامی اقدامات قرارداد (به جز مدیریت پیمان و مطالعه ی مخزن) می باید به پیمانکاران و سازندگان صاحب صلاحیت واگذار شود. مشخصا:
الف) وقتی در کشور ایران هیچ شرکت بهره برداری (به جز شرکت ملی نفت) وجود ندارد این بند به واگذاری بخش اعظم کار در دوره ی طولانی بهره برداری به طرف خارجی و بازار کاری برای اپراتورهای خارجی(اغلب آسیایی) منجر می شود.
ب)در تبصره ی بند الف ماده ی 11، زمینه ای را برای واگذاری تولید به شرکتهای تابعه ی شرکت ملی نفت برای میادین در حال بهره برداری با شرایطی دیده شده است ای کاش اولا این موضوع به همه ی میادین اعم از جدید و در حال بهره برداری هم تعمیم داده می شد و هم به عنوان یک الزام مطرح می شد. ثانیا با اجرای این کار کلیه ی شرکتهای بهره برداری به جز ستاد شرکت ملی نفت تبدیل به پیمانکار سرمایه گذاران خارجی می شود و درهر میدان و مخزن و بلوکی که وارد شوند آن بخش از شرکت ملی نفت بدل به پیمانکار فرعی سرمایه گذاران خواهند شد.
ج) با ظهور تبصره ی بند الف ماده ی 11، شرکت تابعه شرکت نفت موظف است در بهره برداری از تأسیسات موضوع قرارداد، کلیه دستورالعمل های فنی، حرفه ای و برنامه های عملیاتی طرف دوم قرارداد را رعایت و اجرا نماید. با این بند عملا شرکتهای تابعه شرکت ملی نفت ایران به عنوان پیمانکار فرعی شرکت سرمایه گذار خواهند شد.
12. ماده سه بند ت ریسک های عدم دستیابی به اهداف مورد نظر قراردادی یا ناکافی بودن محصول میدان یا مخزن برای استهلاک تعهدات مالی ایجاد شده بر عهده ی پیمانکار می باشد ولی بلافاصله در تبصره ی همان بند، پیمانکار را محق به دریافت کلیه هزینه های انجام شده می داند ضمن اینکه در ماده ی شش بند پ، اتمام زمان قرارداد را مانع بازپرداخت هزینه ها (اعم از هزینه ی مستقیم غیرمستقیم بهره برداری و امثال آن) قلمداد نکرده است یعنی پیمانکار کلیه ی هزینه های انجام شده را دریافت خواهد نمود که این دو بند مصوبه متناقض است( اولی ریسک را بر عهده ی پیمانکار گذاشته ولی دومی می گوید ریسک برعهده ی کارفرماست) با احتساب این تبصره به طور کلی چه ریسکی به عهده ی پیمانکار گذاشته می شود؟ به عبارتی وقتی پیمانکار محق به دریافت کلیه ی هزینه های انجام شده باشد در یک قرارداد سقف باز، ریسکی بر عهده ی پیمانکار باقی نخواهد ماند.
13. ماده یک ، بند ص: بر خلاف قراردادهای بیع متقابل که هزینه های مدیریتی سقف داشت و به صورت ماکزیمم تعریف شده بود در این مدل قراردادی، هزینه های مدیریتی بدون هرگونه محدودیتی مانند بقیه ی بندهای هزینه های Direct Capital Cost ملاحظه شده است.
14. ماده یک بند ض: پرداخت مالیات و عوارض و ... کلا بر عهده ی کارفرماست یعنی پیمانکار از جانب کارفرما پرداخت کرده و عینا به همراه سود بانکی از کارفرما دریافت می کند. به عبارت دیگر این سرمایه گذاران 25 سال در این کشور معاف از مالیات کار می کنند و شرکت ملی نفت به جای انها مالیات پرداخت می کند( مقایسه شود با شرایط کار در مناطق آزاد و معافیت فعالیت در آنها)
15. تبصره ی بند ت ماده ی سه: وقتی قرارداد سقف باز است و از طرفی طبق تبصره ی بند ت ماده ی سه محق به دریافت کلیه ی هزینه های انجام شده باشد، چه مکانیسمی برای کنترل هزینه ی توسعه ی میدان و پیشگیری از افزایش آن می باشد؟
16. ماده ی سه بند ث: پذیرش دستمزد متناسب با شرایط هر طرح با هدف تأمین نرخ بازگشت سرمایه مورد انتظار منطقی. اصولا چه نرخ بازگشت سرمایه ای منطقی می باشد؟ مکانیسم تعیین آن چیست؟ جالب است تنها پارامتری که تعریف شده در این بند، انگیزه ی طرف دوم قرارداد است!
17. ماده ی شش بند ب: در مصوبه ی دولت، دستمزد ( Fee )، یکی از مبانی اصلی تعیین شرکت برنده برای انجام کار تعریف شده است حال انکه اخیرا اعلام شده بنایی بر انجام مناقصه نیست و به صورت ترک تشریفات کار واگذار خواهد شد این موضوع نیز در صورت وقوع، عدول از مصوبه ی دولت محسوب می شود.
18. ماده ی 17.3.7 قرارداد: در صورتی که طرح پیمانکار جهت افزایش تولید، برنامه عملیاتی سالیانه و یا مدرکی مورد تایید شرکت ملی نفت قرار نگیرد یا دستورات شرکت ملی نفت مورد تایید پیمانکار قرار نگیرد طرفین برای پیدا کردن راه حل مذاکره می کنند به عبارت دیگر بر خلاف ادعای مدافعان IPC که تایید شرکت ملی نفت را فصل الخطاب می دانند طبق بند فوق اگر شرکت ملی نفت، طرح پیمانکار را تایید نکند یا نظری داشته باشد لزوما نظر شرکت ملی نفت در طرح پیمانکار جهت افزایش تولید، برنامه عملیاتی سالیانه و یا مدرک مربوطه اعمال نمی شود این موضوع بدتر از طرح های بیع متقابل بوده و بر خلاف مصوبه ی دولت ماده ی یک بند م( قرارداد منتشره حتی بر خلاف ماده ی تعریف مصوبه ی دولت است) می باشد.
19. ماده ی سه بند الف اعمال حق حاکمیت و مالکیت جمهوری اسلامی: ماده ی 17.3.7 مندرج در قرارداد، هر دستور شرکت ملی را منوط به تایید پیمانکار می داند و نهایتا پس از مذاکره اگر توافق حاصل نشد طبق ماده ی 38 تعیین تکلیف با ارجاع به حکمیت سه گانه بین المللی است یعنی اعمال حق حاکمیت در قرارداد نه به ایران بلکه به حکمهای سه گانه سپرده شده است بالاتر از آن رای حکمیت نهایی و لازم الاجراست و بدتر از آن، رای حکمیت در هر دادگاهی قابلیت طرح را دارد.
20. در بخش اهداف مصوبه ی قبلی "تشویق و حمایت از جذب و هدایت سرمایه‌های داخلی و خارجی به منظور توسعه میدان‌های هیدروکربوری کشور با درجات مختلف خطرپذیری"ذکر شده بود مرور توسعه ی میادین توسط کشورهای خارجی بیانگر این واقعیت است که همواره میادینی با کمترین ریسک فنی، اقتصادی و سیاسی انتخاب شده است مراجعه به فهرست اغلب ( نزدیک به همه ی ) میادین توسعه داده شده نشان دهنده ی این است که هر میدانی در دوره ی توسعه ی خود بزرگترین میدان به لحاظ حجم نفت درجا، کم هزینه ترین میدان برای توسعه، پرپتانسیل ترین میدان برای تولید بوده است باز هم در صورت تحقق این نوع قراردادها، در عمل شاهد خواهیم بود که بزرگترین میدان به لحاظ حجم نفت درجا، کم هزینه ترین میدان برای توسعه و پرپتانسیل ترین میدان برای تولید وارد این نوع قرارداد خواهد شد. شاهد مثال اینکه بلوک های اکتشافی که در سمینار IPC معرفی شدند از جمله بلوکهای با احتمال اکتشاف بالا توصیف شدند و بالطبع بلوکهای با درجات خطر پذیری بالا یا متوسط برای اکتشاف عملا از قبل فیلتر شده و حذف شده اند.
21. در این مصوبه هیچگونه زمینه ای برای تشویق زنجیره ی پایین دستی نفت مشاهده نمی شود و همانند قراردادهای بیع متقابل کماکان هیچگونه توجهی به تاسیسات میان دستی و پایین دستی ندارد.می توان گفت این مدل مشوقی برای افزایش و گسترش زمینه ی خام فروشی و بالطبع کاهش توسعه ی صنایع پایین دستی بوده و صرفا بر حلقه ی اول زنجیره ی ارزش تولید نفت تمرکز دارد.
الف) اغلب سرمایه گذاران با رهبری یک پیمانکار عمومی برای سرمایه گذاری حاضر می‌شوند که فاقد تکنولوژی خاصی هستند به عبارت دیگر ارتباط دهنده و استفاده کننده ی از تکنولوژی (نه صاحب آن ) هستند که قانونا بتوانند آن را منتقل نمایند.
ب) بخش قابل توجهی از هزینه‌های توسعه میادین، هزینه های احداث راه، ساختمان و هزینه تجهیزات فنی و نفتی قابل تولید در داخل کشور است که یا به تکنولوژی خاصی وابسته نیست و یا تکنولوژی آن بومی شده است. مطابق اطلاعات ارایه شده توسط مدیر عامل محترم وقت شرکت ملی نفت ایران در سخنرانی IPC، حدود 60 درصد هزینه توسعه، ساخت داخل است (و اعداد هفتاد تا هشتاد درصد برای سال‌های پیش رو هدفگذاری شده است) نباید از نظر دور داشت که بخش قابل توجهی از 40 درصد باقیمانده نیز بدون محدودیت خاصی از بازار جهانی قابل تامین و در دسترس می باشد. بنابراین بخش بسیار کمی از کل سرمایه گذاری ممکن است به تکنولوژی خاصی وابسته باشد.
ج) تولید بخشی از کالاها که در داخل کشور ساخته نمی شود یا خرده دانشهای فرعی که بومی کردن آنها فاقد مزیت اقتصادی است.
بنابراین تنها بخشی از تولید نفت ایران متکی به تکنولوژی سطح بالا و خارج از دسترس ایران است و اصولا "تکنولوژی بالا" سهم کمی از کل هزینه ی مورد نیاز برای توسعه ی میادین شناخته شده را داراست. لذا نباید نرخ بازگشت سرمایه، دستمزدها و پاداشهای مربوطه به کل هزینه ی توسعه میادین ( که تکنولوژی خاصی بر آن مترتب نیست) تعلق گیرد یا حداقل به همه ی هزینه های توسعه، نباید یکسان تعلق گیرد. از طرفی این تغییر رویکرد، مشوق انتقال تکنولوژی برای سرمایه گذار نیز خواهد بود اگر سرمایه گذار با تعریف و تکلیف مشخصی از انتقال تکنولوژی با سود و دستمزد و جریمه ی مشخص مواجه شود( در قرارداد IPC یا قرارداد مستقل دیگری) دراین راه گام خواهد گذاشت. این اشکال بر قراردادهای بیع متقابل هم وارد بود که عینا به قراردادهای جدید هم به ارث رسیده است. تحقق "انتقال تکنولوژی" (موضوع Transfer of Technology ) در قراردادهای قبلی، اغلب به برگزاری دوره های آموزشی در حد واحدهای گذرانده شده ی دانشگاهی محدود شد لذا حساسیت به تدوین این بخش، شانس اجرایی شدن این بخش از قراردادها را بیش از پیش افزایش می دهد
2. در بند د ماده 3 عملا به مخاطره انداختن حق حاکمیت است به گونه ای که کارفرما ( دولت) نه تنها به دلایل سیاسی یا اقتصادی بلکه به دلیل فنی غیر مرتبط با آن مخزن یا میدان (مثل محدودیت تلمبه خانه های انتفال/پالایشگاه ها/نفتکشها و نظایر ان) نیز حق کاهش تولید از مخزن یا میدان را ندارد و در کف مساله می باید صدمات مالی ناشی از عدم تولید یا اعمال حق حاکمیت را برای طرف مقابل جبران کند. هر چند دلایل فنی آن نیز نیاز به تایید پیمانکار! دارد. وفق متن تولیدی برای قراردادهای(IPC) بنابراین اگرچه در لفظ می نویسیم که اعمال حق حاکمیت و مالکیت با ایران است اما طبق مفاد این بند عملا مخدوش شدن حاکمیت محقق شده است و کارفرما در این خصوص نه تنها حاکم نیست بلکه تسلیم محض تصمیم پیمانکار است.
مشخص نیست این چه نوع حاکمیتی است که برای اعمال ان باید به طرف ثالثی مبالغی پرداخت به عبارت دیگر موضوع عدم انتقال حاکمیت و مالکیت، بیش از آنکه بهره‌ای از واقعیت (واقعیتی که در عمل اتفاق می افتد داشته باشد) داشته باشد به نظر می رسد بیشتر یک سفسطه متنی و کلامی برای پاسخ به منتقدین « خدشه در جایگاه حاکمیت و مالکیت در قوانین بالا دستی» است و بسیار بعید است که عدم انتقال حاکمیت و مالکیت در مراجع حقوقی جهانی مورد پذیرش واقع شود وقتی پیمانکاری میدانی را توسعه داد طبق قرارداد بخشی از درامد میدان به او تعلق می گیرد (حتی اگر ایران بخواهد او را از ادامه ی کار کنار بگذارد یا فورس ماژور اتفاق بیفتد) و طبق ترمهای قرارداد، شرکت ملی نفت (که از جانب وزارت نفت برای توسعه و برداشت از میادین صاحب اختیار شده است)باید حق و حقوق او را بپردازد که حق و حقوق او نیز تابع میزان تولید از مخزن است و صرفا پیمانکار قبول کرده که معادل آن بخش از مخزن که به عنوان حق او شناخته شده و در قرارداد ( در این جا الگوی مصوب دولت) برآن تصریح شده، قیمت آن را به نرخ روز فروش دریافت کند.
3. مطابق بند پ ماده ی 3 از این مصوبه، پرداخت هزینه ی تامین مالی پیمانکار پذیرفته شده است، امروزه منابع مالی بسته به ریسک کار، نوع تضامین و...، با نرخهای متفاوتی در سطح دنیا وجود دارد علاوه بر موارد فوق، در برخی از روشهای تامین مالی با مشارکت دادن تامین کننده ی مالی در حاشیه ی سود و زیان، قیمت پول و هزینه ی تامین ان افزایش می یابد این از نقاطی است که حتما می باید مورد ملاحظه باشد تا هزینه ی تامین منابع مالی به مرجع قیمتهای مرجع(لیبور یا یوروبور) و مطابق نرمهای شناخته شده لحاظ می شد نه اینکه سرمایه گذاران بتوانند با هزینه ی کافرما برخی ریسکها را به تامین کنندگان مالی منتقل کرده و منابع مالی گران قیمتی را با هزینه ی کارفرما تهیه نمایند که در صورت عدم توفیق سرمایه گذاری، در مراجع بیرونی از هزینه ی کارفرما برای خود جبران منابع داشته باشند فلذا با این رفتار، ریسک قابل توجهی برای انها قابل تصور نیست.
مزید بر معضل فوق چون این مصوبه هیچ محدودیتی برای هزینه ی تامین مالی پیمانکار قایل نیست و سرمایه گذار مجاز به ارایه ی هر گونه هزینه ی تامین مالی است، در صورت عدم پذیرش کارفرما، قرارداد به سمت داوری و دادگاه سوق داده خواهد شد که در بندهای آتی به آن پرداخته می شود و برای شرکت ملی نفت می تواند بسیار خسارت بار شود.
4. دستمزد:
الف) تناقض در تعلق دستمزد در بند "ع" از ماده ی یک و بند "پ" ماده 5: مطابق تعریف ارایه شده در ماده ی یک، "دستمزد یا (Fee ) رقمی متناسب با هر بشکه تولید اضافی نفت خام" یا گاز متناسب ناشی از عملیات طرف دوم قرارداد است اما با یک تغییر جالب در بند پ ماده ی 5، "دستمزد برای تولید هر بشکه نفت از میدان ها" به رسمیت شناخته شده است گویی آنچه که در تعریف آمده صرفا برای اقناع منتقدین برای این الگو است شاهد امر اینکه در تعریف ارایه شده در بند 1.55 از متن تدوین شده برای IPC دستمزد را بسیار فراتر از تولید اضافی تعریف نموده و برای کل نفت تولیدی این پارامتر را به پیمانکار پرداخت می نماید.
ب) دستمزد، مهمترین پارامتر برای اخذ تصمیم سرمایه گذار برای ورود به سرمایه گذاری بوده و از طرفی بزرگترین پارامتری است که منافع کشور را در یک میدان یا مخزن تحدید و تهدید می نماید مکانیسم تعیین این عدد هنوز به هیچ یک از محافل عمومی راه نیافته است تا بتوان حس دقیقی از کاهش عایدی کشور از این پارامتر و یا افزایش تولید و افزایش درامد کشور از این معبر را مورد ارزیابی قرار داد. برای دوری از رانت، اعمال سلیقه های بخشی یا غیر فراگیر و بروز فجایع مالی و قراردادی بهتر است روش تعیین دستمزد به صورت کمی منتشر شود و یا case study هایی از آن در سطحی فراتر از مجالس و محافل خاص منتشر شود تا کارشناسان فنی نفتی، مالی و اقتصادی بتوانند ان را مورد بررسی و نقد قرار دهند.
5. OPEN CAPEX یا به اصطلاح باز بودن سقف سرمایه گذاری: در بند "ل" ماده ی سه و در بند "ث" ماده ی 8، این نوع قراردادها را قرارداد سقف باز معرفی کرده و هیچگونه محدودیتی برای این سقف تعریف نکرده است و مزید بر آن ذکر شده که: "ارقام ابتدایی صرفاً جنبه برآوردی و پیش بینی دارد، هزینه های واقعی تأیید شده براساس برنامه های مالی عملیاتی سالانه که منطبق با رفتار میدان و شرایط بازار" تعیین می شود. این موضوع، مهمترین پارامتر موثر برای افزایش حاشیه ی ضرر شرکت ملی نفت در "دوران توسعه" و در الگوی مصوب شده در "دوران تولید" است.
تجارب واقعی از قراردادهای سقف باز بیع متقابل، حاکیست که رفتار پیمانکاران درکنار عملکرد کارفرما در میادینی از قبیل یادآوران و آزادگان شمالی برای تعیین سقف همواره مانع از اجرای منویات قرارداد در موضوع مورد نظر شد. تاریخ تعیین سقف و افزایش بی رویه و گاها بدون دلیل سقف سرمایه گذاری، به حدی تنش در محیط شرکت ملی نفت ایجاد نمود و تجارب تلخی از قراردادهای سقف باز به جای گذاشت که شرکت نفت را وادار کرد در قراردادهای بعدی بازه ای برای افزایش سقف لحاظ نماید. به نظر می رسد گاه بیش از حد به عملکرد اخلاقی و PERFECT بودن طرفهای سرمایه گذار خوشبین می شویم تا جایی که فراموش می کنیم آنچه برای یک سرمایه گذار مهم است سود حاصله است و برای گسترش آن از هر ابزاری سود خواهد جست اگرچه قابل انکار نیست که شخصیت سرمایه گذاران متفاوت است و در این زمینه متفاوت عمل می کنند بنابراین سقف باز بودن قراردادها باید به عنوان یک تهدید جدی تلقی شود.
6. کمیته ی مدیریت مشترک و برنامه ی عملیاتی و مالی سالیانه:
الف ) مطابق بند ت از ماده ی 8، یک کمیته ی مدیریت مشترک ( به تعداد اعضای مساوی و حق رای مساوی از طرفین قرارداد) مسوول بررسی برنامه هستند اما واقعیت این است که عدم تصویب مکرر این برنامه در مدل بیع متقابل اغلب کارفرما را (به عنوان طرف اول قرارداد) به منویات (اغلب به حق) خود نرساند و اگر چه کارفرما حق عدم تصویب را دارد لیکن با عدم تصویب و پافشاری پیمانکار بر روی مواضع خود، عملا کار به فرایند طولانی و پیچیده ی داوری و دادگاه و ... ختم می شود که اصل پروژه به طور کلی تعطیل شده و یا آسیب کلی می بیند لذا به طور جدی می باید ناکارآمدی کمیته ی مدیریت مشترک و ضعفهای مشاهده شده در تجارب بیع متقابل مورد مداقه قرار گیرد.
ب ) بررسی و تایید برنامه ی عملیاتی و مالی سالیانه در هیات مدیره ی شرکت ملی نفت، بیش از انکه به تحلیلی و واشکافی بیانجامد، به دلیل گستردگی حوزه ها ی اخذ تصمیم هیات مدیره ی شرکت ملی نفت، عملا به بررسی کلان و امهات مسایل محدود می شود و عملا نقش این هیات در بررسی وتایید این برنامه ها بیشتر تشریفاتی می شود. ملاحظه شود در 50 میدان ارایه شده جهت سرمایه گذاری در سمینار IPC، پنجاه برنامه عملیاتی و مالی سالیانه در کنار پنجاه جلسه واگذاری و جلسات تصویب برنامه های ارزیابی به هیات مدیره ارایه خواهد شد که در کنار دستور جلسات هفتگی وشلوغ فعلی شرکت ملی نفت ایران، عمق بررسی ها در مقام عمل به چه وضعیتی مبتلا خواهد شد.(مجموعا 52 هفته در یکسال است که به طور معمول کمتر از 50 جلسه عادی هیات مدیره برگزار می شود)
7. بازپرداخت هزینه ها از 50 درصد درآمد میدان(بند پ از ماده ی 6): اصولا تخصیص سهم 50 درصدی عواید میدان برای بازپرداخت هزینه های مستقیم و غیر مستقیم و بهره برداری، دستمزد و ... برای صنعتی که در بدترین روزهای فروش نیز بسیار بیشتر از هزینه، درآمد خواهد داشت زیاد می باشد با توجه به طولانی مدت بودن قرارداد و تغییرات بلند مدت قیمت نفت، به فرض عدم تکافوی 50 درصد عواید برای بازپرداخت موارد فوق، بعدا در دوره ی افزایش قیمت سرمایه گذار، کل هزینه ی انجام شده را به اضافه ی سود بانکی تاخیر در پرداخت، دریافت خواهد نمود این شرایط تاکنون هیچ کدام از قرارداد های بیع متقابل را با عدم بازگشت هزینه ی سرمایه گذاری در دوره ی COST RECOVERY ننموده است. بنابراین همانطور که در گذشته از ناحیه ی این بند هیچ ریسکی متوجه هیچ سرمایه گذاری نشده است در حالت فعلی نیزمی توان گفت ریسک آن به طور کامل حذف شده است و بحث انتقال ریسک به سرمایه گذاری با این شرایط بیشتر موضوعی فرمایشی است تا اینکه انتقال ریسک واقعی و ملموس باشد.
8. ریسک سرمایه گذاری(بند ت از ماده ی 3): این بند اگرچه ظاهرا عنوان می دارد در صورتی که میدان تجاری نشود هزینه ها به عهده ی طرف دوم قرارداد است اما:
الف) عنوان داشته در صورت عدم کفایت میزان تولید تخصیص داده شده برای بازپرداخت، هزینه های پرداخت نشده در دوره ی طولانی تری پرداخت خواهد شد این بند عملا حذف ریسک و بی پروا کردن سرمایه گذاران در قراردادهای سقف باز برای مدیریت هزینه ها را در پی خواهد داشت. نباید نیت خیر تدوین کنندگان این بند را برای نزدیک شدن سرمایه گذاران به میادین با ریسک متوسط به بالا را کتمان نمود ولی باید برای میادین ریسک بالا، چاره ی دیگر و قالب قرارداد و همکاریهای های دیگری را به کار برد نه اینکه دست به حذف ریسک از میادین کم ریسک زد و یا اجازه ی مدیریت ضعیف هزینه ها را به سرمایه گذار در میادین کم ریسک و بدون ریسک داد.
ب ) تنها ریسکی که پیمانکاران می پذیرند ریسک اکتشاف در قراردادهای اکتشاف است، اگر مخزن و میدان اکتشاف شده ارزش تجاری نداشته باشد و تولید قابل ملاحظه ای نداشته باشد که شرکت ملی نفت برای پوشش این ریسک هم قبلا دچار خود سانسوری شده و بلوکهای دارای پتانسیل کم اکتشاف نفت را حذف نموده است( این موضوع در کنفرانس اسفند سال 1394 و انتشارات کمیته ی بازنگری در قراردادهای نفتی مکررا ذکر شده است)
9. در ماده ی 5 ذکر شده است که قرارداد از طریق قوانین حاکم بر معاملات شرکت ملی نفت ایران( قانون برگزاری مناقصات مصوبه ی مجلس در حال حاضر قانون حاکم بر معاملت شرکت ملی می باشد) منعقد می شود اما عملا در جای جای مصوبه صحبت از توافق است که عملا تنها از طریق "ترک تشریفات برگزاری مناقصه" مقدور و میسور است ( مثال: تعیین هزینه ی اکتشاف توسعه و بهره برداری" با توافق" مندرج در بند ب ماده ی 8 / انجام مطالعات مهندسی و هزینه ی آن "با توافق موضوع تبصره ی بند ج ماده ی 8 / تولید و بهره برداری از تاسیسات و هزینه ی ان "با توافق" بند الف ماده 11 / هزینه ی تامین مالی "توافق شده" بند ج ماده ی 11 / چرخشی بودن سمتهای مدیریتی در شرکت عملیاتی مشترک "با توافق" موضوع بند ت ماده ی 4 ). اینهمه توافقها که اغلب میباید قبل از انعقاد قرارداد انجام شود جز از معبر ترک تشریفات مناقصه و کمرنگ نمودن رقابت مقدور نیست و عملا ضمن باز نمودن راه برای نفوذ، رانت و اعمال سلایق شخصی و گروهی، منجر به افزایش هزینه ی توسعه و بهره برداری خواهد شد.
10. دوره ی طولانی قرارداد: طی ماده ی 7 دوره ی قرارداد 20تا 25 ساله ذکر شده است و بسیار تلاش شده که این دوره ی طولانی به عنوان نکته ی مثبت این الگوی قراردادی (هم از جهت جذب سرمایه گذاری و هم از نظر تولید صیانتی) عنوان شود اما:
الف) واقعیت این است که تجهیزات سطح الارضی و تحت الارضی به طور معمول برای 20 تا 25 سال طراحی می شوند و پس از گذشت این دوره ی طولانی، مجددا نیاز به نوسازی و بازسازی دارند اگر کم بودن یا نبودن سرمایه موجب دادن امتیازات گسترده به شرکتها برای جذب سرمایه شده است چرا سرمایه گذار در زمانی میدان را ترک می کند که یکی از زمانهای جدی نیاز به سرمایه در دوران تولید به شمار می رود؟
ب) آیا بهتر نیست مسوولیت تولید در دوران تولید از ابتدای تولید (First Production) کمافی السابق با شرکت ملی نفت باشد چون اولا تولید و بهره برداری از تخصصهای شرکت ملی نفت است ثانیا نسبت به مسایل اکتشافی و توسعه ای که کمتر به دانش روز و امثال آن متکی است و نهایتا نقش شرکت سرمایه گذار به اعمال مدیریت مخزن از طریق مدیریت مشترک (درکمیته های مشترک تولید با سهم رای بیش از 50 درصد برای NIOC) و پیشنهاد و اجرای طرحهای بازیافت ثانویه و امثال آن محدود شود.
11. در بند ج ماده ی 8 تمامی اقدامات قرارداد (به جز مدیریت پیمان و مطالعه ی مخزن) می باید به پیمانکاران و سازندگان صاحب صلاحیت واگذار شود. مشخصا:
الف) وقتی در کشور ایران هیچ شرکت بهره برداری (به جز شرکت ملی نفت) وجود ندارد این بند به واگذاری بخش اعظم کار در دوره ی طولانی بهره برداری به طرف خارجی و بازار کاری برای اپراتورهای خارجی(اغلب آسیایی) منجر می شود.
ب)در تبصره ی بند الف ماده ی 11، زمینه ای را برای واگذاری تولید به شرکتهای تابعه ی شرکت ملی نفت برای میادین در حال بهره برداری با شرایطی دیده شده است ای کاش اولا این موضوع به همه ی میادین اعم از جدید و در حال بهره برداری هم تعمیم داده می شد و هم به عنوان یک الزام مطرح می شد. ثانیا با اجرای این کار کلیه ی شرکتهای بهره برداری به جز ستاد شرکت ملی نفت تبدیل به پیمانکار سرمایه گذاران خارجی می شود و درهر میدان و مخزن و بلوکی که وارد شوند آن بخش از شرکت ملی نفت بدل به پیمانکار فرعی سرمایه گذاران خواهند شد.
ج) با ظهور تبصره ی بند الف ماده ی 11، شرکت تابعه شرکت نفت موظف است در بهره برداری از تأسیسات موضوع قرارداد، کلیه دستورالعمل های فنی، حرفه ای و برنامه های عملیاتی طرف دوم قرارداد را رعایت و اجرا نماید. با این بند عملا شرکتهای تابعه شرکت ملی نفت ایران به عنوان پیمانکار فرعی شرکت سرمایه گذار خواهند شد.
12. ماده سه بند ت ریسک های عدم دستیابی به اهداف مورد نظر قراردادی یا ناکافی بودن محصول میدان یا مخزن برای استهلاک تعهدات مالی ایجاد شده بر عهده ی پیمانکار می باشد ولی بلافاصله در تبصره ی همان بند، پیمانکار را محق به دریافت کلیه هزینه های انجام شده می داند ضمن اینکه در ماده ی شش بند پ، اتمام زمان قرارداد را مانع بازپرداخت هزینه ها (اعم از هزینه ی مستقیم غیرمستقیم بهره برداری و امثال آن) قلمداد نکرده است یعنی پیمانکار کلیه ی هزینه های انجام شده را دریافت خواهد نمود که این دو بند مصوبه متناقض است( اولی ریسک را بر عهده ی پیمانکار گذاشته ولی دومی می گوید ریسک برعهده ی کارفرماست) با احتساب این تبصره به طور کلی چه ریسکی به عهده ی پیمانکار گذاشته می شود؟ به عبارتی وقتی پیمانکار محق به دریافت کلیه ی هزینه های انجام شده باشد در یک قرارداد سقف باز، ریسکی بر عهده ی پیمانکار باقی نخواهد ماند.
13. ماده یک ، بند ص: بر خلاف قراردادهای بیع متقابل که هزینه های مدیریتی سقف داشت و به صورت ماکزیمم تعریف شده بود در این مدل قراردادی، هزینه های مدیریتی بدون هرگونه محدودیتی مانند بقیه ی بندهای هزینه های Direct Capital Cost ملاحظه شده است.
14. ماده یک بند ض: پرداخت مالیات و عوارض و ... کلا بر عهده ی کارفرماست یعنی پیمانکار از جانب کارفرما پرداخت کرده و عینا به همراه سود بانکی از کارفرما دریافت می کند. به عبارت دیگر این سرمایه گذاران 25 سال در این کشور معاف از مالیات کار می کنند و شرکت ملی نفت به جای انها مالیات پرداخت می کند( مقایسه شود با شرایط کار در مناطق آزاد و معافیت فعالیت در آنها)
15. تبصره ی بند ت ماده ی سه: وقتی قرارداد سقف باز است و از طرفی طبق تبصره ی بند ت ماده ی سه محق به دریافت کلیه ی هزینه های انجام شده باشد، چه مکانیسمی برای کنترل هزینه ی توسعه ی میدان و پیشگیری از افزایش آن می باشد؟
16. ماده ی سه بند ث: پذیرش دستمزد متناسب با شرایط هر طرح با هدف تأمین نرخ بازگشت سرمایه مورد انتظار منطقی. اصولا چه نرخ بازگشت سرمایه ای منطقی می باشد؟ مکانیسم تعیین آن چیست؟ جالب است تنها پارامتری که تعریف شده در این بند، انگیزه ی طرف دوم قرارداد است!
17. ماده ی شش بند ب: در مصوبه ی دولت، دستمزد ( Fee )، یکی از مبانی اصلی تعیین شرکت برنده برای انجام کار تعریف شده است حال انکه اخیرا اعلام شده بنایی بر انجام مناقصه نیست و به صورت ترک تشریفات کار واگذار خواهد شد این موضوع نیز در صورت وقوع، عدول از مصوبه ی دولت محسوب می شود.
18. ماده ی 17.3.7 قرارداد: در صورتی که طرح پیمانکار جهت افزایش تولید، برنامه عملیاتی سالیانه و یا مدرکی مورد تایید شرکت ملی نفت قرار نگیرد یا دستورات شرکت ملی نفت مورد تایید پیمانکار قرار نگیرد طرفین برای پیدا کردن راه حل مذاکره می کنند به عبارت دیگر بر خلاف ادعای مدافعان IPC که تایید شرکت ملی نفت را فصل الخطاب می دانند طبق بند فوق اگر شرکت ملی نفت، طرح پیمانکار را تایید نکند یا نظری داشته باشد لزوما نظر شرکت ملی نفت در طرح پیمانکار جهت افزایش تولید، برنامه عملیاتی سالیانه و یا مدرک مربوطه اعمال نمی شود این موضوع بدتر از طرح های بیع متقابل بوده و بر خلاف مصوبه ی دولت ماده ی یک بند م( قرارداد منتشره حتی بر خلاف ماده ی تعریف مصوبه ی دولت است) می باشد.
19. ماده ی سه بند الف اعمال حق حاکمیت و مالکیت جمهوری اسلامی: ماده ی 17.3.7 مندرج در قرارداد، هر دستور شرکت ملی را منوط به تایید پیمانکار می داند و نهایتا پس از مذاکره اگر توافق حاصل نشد طبق ماده ی 38 تعیین تکلیف با ارجاع به حکمیت سه گانه بین المللی است یعنی اعمال حق حاکمیت در قرارداد نه به ایران بلکه به حکمهای سه گانه سپرده شده است بالاتر از آن رای حکمیت نهایی و لازم الاجراست و بدتر از آن، رای حکمیت در هر دادگاهی قابلیت طرح را دارد.
20. در بخش اهداف مصوبه ی قبلی "تشویق و حمایت از جذب و هدایت سرمایه‌های داخلی و خارجی به منظور توسعه میدان‌های هیدروکربوری کشور با درجات مختلف خطرپذیری"ذکر شده بود مرور توسعه ی میادین توسط کشورهای خارجی بیانگر این واقعیت است که همواره میادینی با کمترین ریسک فنی، اقتصادی و سیاسی انتخاب شده است مراجعه به فهرست اغلب ( نزدیک به همه ی ) میادین توسعه داده شده نشان دهنده ی این است که هر میدانی در دوره ی توسعه ی خود بزرگترین میدان به لحاظ حجم نفت درجا، کم هزینه ترین میدان برای توسعه، پرپتانسیل ترین میدان برای تولید بوده است باز هم در صورت تحقق این نوع قراردادها، در عمل شاهد خواهیم بود که بزرگترین میدان به لحاظ حجم نفت درجا، کم هزینه ترین میدان برای توسعه و پرپتانسیل ترین میدان برای تولید وارد این نوع قرارداد خواهد شد. شاهد مثال اینکه بلوک های اکتشافی که در سمینار IPC معرفی شدند از جمله بلوکهای با احتمال اکتشاف بالا توصیف شدند و بالطبع بلوکهای با درجات خطر پذیری بالا یا متوسط برای اکتشاف عملا از قبل فیلتر شده و حذف شده اند.
21. در این مصوبه هیچگونه زمینه ای برای تشویق زنجیره ی پایین دستی نفت مشاهده نمی شود و همانند قراردادهای بیع متقابل کماکان هیچگونه توجهی به تاسیسات میان دستی و پایین دستی ندارد.می توان گفت این مدل مشوقی برای افزایش و گسترش زمینه ی خام فروشی و بالطبع کاهش توسعه ی صنایع پایین دستی بوده و صرفا بر حلقه ی اول زنجیره ی ارزش تولید نفت تمرکز دارد.
