پس از ابلاغ این مصوبه از سوی معاون اول رئیس جمهور، در حال حاضر شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز که از آن به عنوان الگوی جدید قراردادهای نفتی یا همان IPC  نام برده می شود، در حال بررسی در هیات تطبیق مصوبات دولت در مجلس هست تا مورد بررسی قرار گیرد.

برخی منابع خارجی اعلام کردند که این نوع قراردادهای نفتی از شکل قراردادهای نفتی شرکت‌های غربی با کشور عراق الگوبرداری شده است که به نظر برخی منتقدین، امتیازهای این نوع قرارداد جدید که در وزارت نفت تهیه شده، از امتیازهای قراردادهای نفتی عراق هم بیشتر است.

هر چند پیش‌نویسی از شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز در هیات دولت تصویب شده و به مجلس هم ارائه شده است، ولی ظاهراً اصل قراردادهای جدید نفتی هنوز رونمایی نشده و محرمانه است و همین موضوع موجب انتقاد برخی نمایندگان مجلس هم شده است.

احمد توکلی نماینده مجلس شورای اسلامی با انتقاد از پنهان‌کاری وزارت نفت در تدوین و تهیه قراردادهای جدید نفتی گفته بود: دو سال است که دراین‌باره در کمیته‌های بسته زحمت می‌کشند و به‌صراحت می‌گویم که دو هفته پیش در مجلس ارائه کردند.

حذف نظارت مجلس بر قراردادهای جدید نفتی هم مورد انتقاد واقع شده است.علی مروی رئیس کمیسیون انرژی مجلس با تأکید بر اینکه وزارت نفت باید به شبهات مدل جدید قراردادهای نفتی پاسخ دهد گفته است: باید در زمان عملیاتی کردن  قراردادهای جدید سیاستهای اقتصاد مقاومتی لحاظ شود.

آلیس دروری یک تحلیلگر استرالیایی نیز با اشاره به اهمیت قراردادهای جدید نفتی ایران نوشت: ساز و کاری برای بررسی این قراردادها در مجلس ایران پیش بینی نشده و باید پرسید چرا باید یک سند حقوقی لازم الاجرا با چنین اهمیتی خارج از ساز و کارهای نظارتی مجلس ایران قرار گیرد.

علاوه بر این احمد امیرآبادی، احمد توکلی، محمد دهقان، الیاس نادران و حسین نجابت پیش از این در نامه‌ای به علی لاریجانی رئیس مجلس شورای اسلامی، بخشی از اجزای مصوبه اخیر دولت تحت عنوان "شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز" را مغایر سیاست‌های کلی و قانون اصل 44 ارزیابی کردند

در حالی انتقادات به قراردادهای جدید نفتی از مدتی پیش شدت گرفته است که با بررسی متن شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز که منتشر شده است، اشکالات اساسی در نوع جدید قراردادهای جدید نفتی به چشم می خورد.

1- اتصال فاز بهره‌برداری تولید به فازهای اکتشاف و توسعه میادین جهت واگذاری ذیل این قراردادها یعنی مشارکت‌دادن بخش خصوصی خارجی و داخلی در مدیریت، مالکیت و سرمایه‌گذاری انفال.

این در حالی است که مطابق اصل 45 قانون اساسی، معادن (منابع هیدروکربوری) جزء انفال و ثروت‌های عمومی است و مالکیت آن به کسی تعلق ندارد و حتی دولت نیز مالک آن نیست بلکه به تعبیر قانون اساسی جمهوری اسلامی ایران «در اختیار حکومت اسلامی است تا بر طبق مصالح عامه نسبت به آن‌ها عمل نماید». وزارت نفت با اجرای قراردادهای جدید نفتی و واگذاری میادین هیدروکربوری کشور به بخش خصوصی خارجی و داخلی، چگونه خواهد توانست به ماده 2 قانون نفت مصوب 1390 در خصوص اعمال حق حاکمیت و مالکیت عمومی بر منابع مذکور به نمایندگی از طرف حکومت اسلامی عمل کند؟

2- قانون نفت مصوب 1353 تصریح کرده که اعمال حق مالکیت ملت ایران نسبت به منابع نفتی ایران در زمینه اکتشاف، توسعه، تولید، بهره‌برداری و پخش نفت منحصرا به عهده شرکت ملی نفت است و بدین سبب به شرکت ملی نفت اجازه داده، فقط در چارچوب پیمانکاری در اجرای عملیات اکتشاف و توسعه نفت (و نه در تولید و بهره‌برداری) با اشخاص داخلی یا خارجی وارد مذاکره و عقد قرارداد شود. بنابراین واگذاری کلیه حلقه‌های زنجیره میدان نفتی به شرکت‌های خصوصی خارجی و داخلی خلاف قانون به نظر می رسد.

3- در بند پ ماده 3 مصوبه هیأت وزیران آمده است، «بازپرداخت کلیه هزینه‌های مستقیم، غیرمستقیم، هزینه‌های تأمین مالی  و پرداخت دستمزد و هزینه‌های بهره‌برداری طبق قرارداد از طریق بخشی (حداکثر پنجاه درصد) از محصولات میدان و یا عواید حاصل از اجرای قرارداد بر پایه قیمت روز فروش محصول منوط می باشد.»؛ این بند نیز حکایت از تعهد به نوعی از مشارکت شرکت خارجی طرف قرارداد بر مالکیت میادین نفتی موضوع قرارداد دارد که خلاف قانون است.

4- تبصره بند پ ماده 6 مصوبه هیأت وزیران که گفته، «شرکت ملی نفت مجاز است جهت بازپرداخت هزینه‌ها و پرداخت حق‌الزحمه، در صورتی که محصولات میدان‌های گاز طبیعی در بازار داخل مصرف شوند یا امکان صادرات آن وجود نداشته باشد از محل محصولات و یا عواید دیگر میدان‌ها نسبت به بازپرداخت هزینه‌ها و نیز پرداخت دستمزد تعهد و اقدام نماید.» سبب آثار وضعی بر مالکیت ملی دیگر میادین و در نتیجه آثار آن بر درآمدهای بودجه کشور خواهد شد.

5- سرمایه‌گذاری شرکت‌های خارجی در قالب این قراردادها در نفت و گاز به نحوی است که سرمایه‌گذار مدعی مالکیت و مدیریت بر نفت موجود در مخزن، چاه‌های حفر شده، تأسیسات سرچاهی، تأسیسات و کارخانجات فرآورش نفت، زمین‌های مربوط و یا نفت استخراج شده خواهد بود و همچنین از آنجا که در مورد بهره‌برداری از میادین کشف‌شده و توسعه یافته اجازه ثبت ذخایر نفت و گاز را در تراز دارایی های خود داراست عملا یا مالک و یا شریک کشور در مالکیت این منابع خواهد بود و بدین جهت ماهیت این قراردادهای به ظاهر خدمتی، قرارداد مشارکت در تولید می‌باشد.

بنابراین اینکه گفته شود این قراردادها سبب مالکیت بیگانگان بر مخازن نیست در ظاهر صحیح است اما در باطن و اصل ماجرا، ثبت محصول حاصل از مخزن یعنی نفت در لیست دارایی‌های شرکت‌های خارجی و اختصاص 50% نفت تولیدی از هر میدان به شرکت خارجی عملا شریک کردن وی در مالکیت است و این مشابه قرارداد کنسرسیوم 1333 است که شرکتهای خارجی طرف قرارداد مالک نفت در مخزن نبودند بلکه نفت در سر چاه به مالکیت آنها در می‌ آمده است. 

6- زحمت اصلی در اکتشاف و توسعه است نه بهره برداری و تولید و بدین جهت، واگذاری بهره برداری و تولید یعنی تأمین منافع بخش خصوصی خارجی و داخلی روی پایه زحمات و مجاهدتهای عناصر توانمند شرکت ملی نفت در میادینی که به فاز بهره برداری رسیده و در حال حاضر به کشور نفت می دهد.

7- با استناد به ماده 3 قانون نفت مصوب 1390، نظارت بر اعمال حق حاکمیت و مالکیت عمومی بر منابع نفتی به عهده « هیأت عالی نظارت بر منابع نفتی» است، بنابراین نظارت بر پیش نویس مصوب هیأت دولت و متن قرارداد جدید نفتی تهیه شده در وزارت نفت به جهت ارتباط و آثار مستقیم بلندمدت آن بر اقتصاد کشور و منابع نفتی کشور و تأیید آن نیز بر عهده این هیأت است که متأسفانه در قرارداد جدید به آن اشاراه ای نشده است. 

8- استناد کمیته بازنگری قراردادهای نفتی به قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مصوب 1391 (بند 2 قسمت ب ماده 3 این قانون در خصوص صدور مجوز فعالیت و پروانه بهره برداری برای اشخاص حقوقی واجد صلاحیت برای اکتشاف، توسعه، استخراج و تولید از کلیه میادین نفت و گاز کشور) در تناقض با اصل 44 قانون اساسی و سیاستهای ابلاغی اصل 44 است که سرمایه گذاری، مالکیت و مدیریت بنگاه‌ها و نهادهای عمومی غیردولتی و بخش‌های تعاونی و خصوصی را بر معادن بزرگ نفت و گاز مجاز ندانسته اند.

9- تصریح بند 1 قسمت ب ماده 3 قانون مذکور در ذکر لفظ «بخشهای غیردولتی»، این نکته را به ذهن متبادر می سازد که با توجه به حاکمیت سیاستهای اصل 44 بر این قانون و اهتمام مجلس شورای اسلامی در مقام تصویب این قانون به سیاستهای مذکور که در مقام تأیید با دقت نظر بیشتر شورای نگهبان نیز همراه بوده است، اگر قانونگذار در بند2 نیز بخش غیردولتی را مد نظر داشت حتما به آن تصریح می نمود لذا تفسیر این بند در جهت جواز واگذاری میادین نفت و گاز به شرکتهای خصوصی خارجی و داخلی یا فاقد اعتبار است و یا در بهترین حالت، نیازمند استفساریه شورای نگهبان است که بر اساس اصل 98 قانون اساسی، مسئولیت تفسیر قانون‏ اساسی‏ را عهده دار است.

10- قراردادهای مذکور در مغایرت با سیاست‌های کلی نفت و گاز، سیاستهای ابلاغی اقتصاد مقاومتی (مواد 14 و 15)، سیاست‌های کلی اعمال حاکمیت و پرهیز از انحصار و سیاست‌های کلی برنامه ششم توسعه بوده و ثمره‌اش افزایش وابستگی اقتصاد کشور به بیگانگان، عدم تولید صیانتی، تداوم و افزایش بلند مدت خام فروشی و عدم توجه به صنایع پایین دستی و عدم ایجاد زنجیره ارزش افزوده، تزلزل و عدم مقاومت در برابر تکانه های اقصادی دنیا و در نهایت استحاله توانمندی داخلی در کمپانیهای خارجی است.

11_  شرکتهای خارجی و پیمانکار داخلی تحت سیطره آنها در پی افزایش منافع خویش و پیگیری سیاستهای خویش هستند یعنی دنبال دلارهای بشکه های نفتی لذا دغدغه آن بیشترین تولید است و از آنجا که مخازن کشور به گونه ای ست که در سالهای اولیه بهره برداری بیشترین شتاب را در دادن محصول دارد بالطبع شرکت خارجی از این فرصت و اهداف خویش به هیچ عنوان در عمل نخواهد گذشت ولو اینکه در ظاهر و در متن قرارداد چنین تعهدی را متقبل شده باشد.

این در حالی است که بند ث ماده 3 مصوبه هیأت وزیران « پذیرش دستمزد متناسب با شرایط و تولید اضافی ناشی از هر طرح برای ایجاد انگیزه در طرف دوم قرارداد...» عملا مشوق تولید غیر صیانتی می باشد. همچنین بند ب ماده 6 مصوبه هیأت وزیران نیز در خصوص امتیاز تشویقی تحت عنوان Fee Per Barrel نیز مشوق تولید غیرصیانتی توسط شرکتهای خارجی طرف دوم قرارداد خواهد بود.

12- قرارداد جدید نفتی سبب مسلط کردن کمپانی‌های خارجی تجربه پس داده در تحریم‌ها بر اصلی‌ترین گلوگاه اقتصادی کشور و نقض قاعده فقهی "نفی سبیل" که در اصول 43، 81 و 153 قانون اساسی مورد تأکید قرار گرفته است خواهد شد.

در تبصره بند الف ماده 11 مصوبه هیأت وزیران به صراحت و وضوح شرکت ملی نفت و شرکتهای تابعه تحت سیطره کمپانی خارجی در آمده است: « در مورد میدان ها یا مخزن های در حال تولید و بهره برداری، در صورتیکه طرف اول برای مرحله بهره برداری، انجام عملیات بهره برداری را با مشارکت یکی از شرکتهای تابعه خود ضروری دانسته و این موضوع به تأیید وزارت نفت نیز برسد، بین طرف دوم قرارداد و شرکت تابعه شرکت ملی نفت ایران، یک موافقتنامه عملیاتی مشترک امضا می شود. این عملیات با حفظ مسئولیت پشتیبانی و نظارت کامل فنی، مالی، حقوقی و تخصصی طرف دوم قرارداد، همراه با تأمین تجهیزات، قطعات و مواد مصرفی لازم توسط وی، به صورت مشترک انجام می شود. شرکت تابعه ذیربط 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. در غیر اینصورت، عدم اجرای عمدی اقدامات یادشده، نقض تعهدات قراردادی توسط طرف اول قرارداد محسوب می شود.»

این تبصره یعنی شرکتهای تابعه شرکت ملی نفت عملا در عملیات بهره برداری و تولید یا نقشی نداشته و یا در بهترین صورت کاملا تحت سیطره کمپانی خصوصی طرف دوم قرارداد خواهد بود و این بهترین سرنوشت پیش‌روی عناصر توانمندی خواهد بود که در شرایط تحریم بدون نیاز به بیگانگان فرایند بهره برداری و تولید میادین نفت و گاز را بدون وقفه تداوم بخشیدند.

13-  وزارت نفت یکی از ضرورتهای قراردادهای جدید نفتی را نیاز وزارت نفت به بیش از 100 میلیارد دلار سرمایه گذاری خارجی جهت پیشبرد و تکمیل پروژه‌های نفتی اعلام نموده است. سؤال اینجاست که چگونه و به چه ترتیبی شرکتهای خارجی نسبت به ورود این سرمایه کلان اقدام خواهند کرد؟

با توجه به تجربیات گذشته پیش بینی می شود، کمپانیهای بین المللی هیچگاه دست به چنین ریسک مالی نخواهند زد بلکه با ورود سرمایه اندکی به کشور به مانند عراق و با توجه به زودبازده بودن بازگشت کل سرمایه و سود حاصله در کوتاه مدت 3 یا 4 ساله نسبت به گردش مجدد آن اقدام خواهند نمود به گونه ای که جمع این گردشها در طول 25 تا 33 سال و تمدید این مدت رقمی کلان خواهد شد. حال آیا کشور خود توانمندی تأمین چنین ارقامی با چنین تدبیری را ندارد؟ این قراردادها به گونه ای طراحی شده که شرکتهای خارجی با سرمایه 500 میلیون دلاری نیز با تعهد سرمایه گذاری کلان به راحتی قادر به حضور در آن خواهند بود چون به محض تولید در میدان می توانند با پولهای دریافتی از وزارت نفت و بشکه های نفتی با پول اندک خود گردش کلان ایجاد کنند.

14- از آنجا که نه در پیش نویس و نه در متن لاتین محرمانه قرارداد، ساز و کاری جهت تعیین اولویت واگذاری پروژه های نفت و گاز در این قالب ذکر نگردیده است، مغایر روح حاکم بر بند 3 قسمت ت ماده 3 قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت در خصوص امور سرمایه گذاری و تأمین منابع مالی است که تصریح نموده است: « جذب و هدایت سرمایه های داخلی و خارجی به منظور توسعه میادین هیدروکربوری با اولویت میادین مشترک از طریق طراحی الگوهای جدید قراردادی از جمله مشارکت با سرمایه گذاران و پیمانکاران داخلی و خارجی بدون انتقال مالکیت نفت و گاز موجود در مخازن و با رعایت موازین تولید صیانت شده».

15- متن پیش نویس فارسی قرارداد که به تصویب هیأت وزیران رسیده و توسط معاون اول رئیس جمهور ابلاغ شده و در حال حاضر در هیات تطبیق مجلس شورای اسلامی جهت تطبیق و همخوانی با قانون اساسی مطرح است انطباقی با متن لاتین قرارداد که کماکان محرمانه است نداشته و این خود در آینده تبعات حقوقی بسیاری خواهد داشت.

16- شاخصه انتخاب شرکت خارجی و پیمانکار داخلی شریک به عنوان طرف دوم قرارداد که در بند ذ ماده 1 مصوبه هیأت وزیران از آن به عنوان « شرکت یا مشارکتی از شرکت های صاحب صلاحیت نفتی» یاد شده چیست؟ هر قرارداد از لحاظ حقوقی دو طرف دارد. طرف دوم قرارداد با شرکت ملی نفت یا شرکتهای تابعه آن، کیست؟ نقش پیمانکار داخلی که قرار است با شرکت خارجی در قالب JOC مشارکت کند چیست؟ پول، هزینه و سود پیمانکار داخلی چگونه تأمین خواهد شد؟

17- چگونه می توان از یک فرمت قراردادی برای پروژه های مختلف در موضوعات مختلف و میادین مختلف بهره برد؟

18- در قرارداد های جدید،  اگر کمپانی خارجی در راستای تعهدات عمل نکرد چگونه می‌توان نسبت به خلع ید آن اقدام نمود؟ آیا تدبیری برای چنین شرایط اندیشیده شده که اگر نیاز به خلع ید بود در دعاوی بین المللی ادعای خسارت های کلان نکند؟

19-  قراردادهای جدید نفتی امتیازات ویژه ای را به شرکتهای خارجی طرف قرارداد می دهد که برخی از آنها به شرح زیر است:

- نبود سقف تولید.

- بازبودن سقف هزینه (Open Capex)؛ این موضوع به استناد بندهای ل ماده 1 و ث ماده 8 مصوبه هیأت وزیران علاوه بر بار مالی فراوان آن بر وزارت نفت، با واگذاری فاز بهره برداری و تولید به شرکتهای خارجی سبب خواهد شد که هزینه تولید را گران محاسبه کرده و درآمد کلانی از این راه کسب کنند.

- دستمزدی تحت عنوان Fee Per Barrel که هزینه‌های گزافی را بر کشور تحمیل خواهد کرد.

- عدم در نظر گرفتن مالیات برای طرف قرارداد و به نوعی معافیت آن از پرداخت مالیات از دیگر امتیازات ویژه به طرف قرارداد است.

20-  ضرورت قرارداد بلندمدت 25 تا 33 ساله و پیش بینی تداوم و تمدید آن را چه مرجع و نهادی تشخیص داده است تا چنین تعهد بین المللی برای چندین دولت آینده ایجاد شود؟

21- چند پروژه نفتی و در چه زمینه ای واگذار خواهد شد؟ پروژه های بالادستی یا پایین دستی؟ اگر پروژه های بالادستی در معرض واگذاری است با چه مجوزی؟ چند درصد از پروژه های بالادستی وزارت نفت؟ آیا این پروژه‌ها پروژه‌های جدید است یا پروژه‌های موجود مانند میادینی که توسط توانمندی داخلی در حال بهره‌برداری و در مدار تولید است؟

بنابراین با توجه به آثار و تبعات بلندمدت قراردادهای مذکور بر امنیت ملی کشور و با استناد به اصول 77، 85 و 138 قانون اساسی ضروری است:

1. مصوبه هیأت وزیران به همراه متن اصلی قرارداد (در دونسخه لاتین و فارسی) پس از بررسی توسط هیأت تطبیق مجلس شورای اسلامی با لحاظ کردن اصلاحات ضروری مذکور، به تصویب مجلس شورای اسلامی رسانده شود.

2. در صورت تصویب، جهت اجرا تحت نظارت « هیأت عالی نظارت بر منابع نفتی» (که به استناد به ماده 3 قانون نفت مصوب 1390 مسئولیت نظارت بر اعمال حق حاکمیت و مالکیت عمومی بر منابع نفتی را بر عهده دارد) به وزارت نفت ابلاغ گردد.

متن کامل "شرایط عمومی،ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز" مصوب دولت به شرح زیر است:

ماده 1- اصطلاحات زیر در این تصویب­نامه در معانی مشروح مربوط به کار می­روند و سایر اصطلاحاتی که در این تصویب­نامه تعریف نشده­ است، تابع تعاریف مندرج در قانون نفت - مصوب -1366- و قانون اصلاح قانون نفت -مصوب 1390- بوده و در سایر موارد، تعاریف تابع قوانین و مقررات مربوط در ایران می­ باشند و در مواردی که در قوانین و مقررات تعاریفی وجود ندارد، تابع عرف تخصصی در صنعت جهانی نفت می­باشد.

الف- شرایط عمومی: اصول و شرایط عمومی و ساختارهای حاکم بر قراردادهای بالادستی.

ب- نفت: هیدروکربورهایی که به صورت نفت خام، میعانات گازی، گاز طبیعی، قیر طبیعی، پلمه سنگ­های نفتی و ماسه‏ های آغشته به نفت به حالت طبیعی یافت شده و یا طی عملیات بالادستی به دست می­آید.

پ- میدان نفتی یا گازی: هر یک از منابع و یا مخازن زیرزمینی یا روزمینی در تقسیمات داخل سرزمین، آب­های داخلی، ساحلی، فلات قاره و بین المللی مجاور مرزهای کشور و آب­های آزاد بین ­المللی که احتمال وجود نفت در آن است و مشخصات فنی و مختصات جغرافیایی آن توسط وزارت نفت مشخص می­ شود.

ت- میدان یا مخزن تجاری: میدان یا مخزنی که با رعایت تولید صیانتی و با لحاظ نمودن قیمت­های نفت و دیگر محصولات جانبی آن میدان یا مخزن بتواند کلیه هزینه های مستقیم غیرمستقیم و تأمین مالی پیش­بینی شده جهت اکتشاف، توسعه، بهره ­برداری، همچنین دستمزد و سود طرف دوم و دیگر هزینه های جانبی مربوط در طول دوره قرارداد را پوشش داده و نرخ های بازگشت سرمایه مورد انتظار و منطقی برای هر یک از طرف های قرارداد را تامین نماید.

اثبات تجاری بودن میدان یا مخزن بر عهده پیمانکار است. مبانی و شاخص های متداول و خودکار جهت تعیین تجاری بودن میدان یا مخزن توسط وزارت نفت تعیین شده و در اسناد مناقصه حسب مورد به اطلاع متقاضیان رسیده و در قرارداد مربوط نیز منظور می‏گردد.

ث- میدان کشف شده (Green Field): میدان نفتی یا گازی کشف شده توسط شرکت ملی نفت ایران یا توسط شرکت­های دیگر برای شرکت ملی نفت ایران کشف شده و آماده ورود به مرحله توسعه می­باشد.

ج- میدان در حال تولید(Brown Field): میدانی که قبلا به بهره ­برداری و تولید رسیده است.

چ- مخزن: هر کدام از تاقدیس ها و یا ساختمان­های چینه­ای و یا هرگونه تله ساختاری حاوی هیدروکربور و یا ترکیبی از آنها که دارای خواص سنگ، سیال و فشار مستقل باشد.

ح- مخزن در حال تولید (Brown Reservoir): مخزنی که تاریخچه تولید تجاری هیدروکربور داشته باشد.

خ- مخزن کشف شده و توسعه­ نیافته (Green Reservoir): مخزن کشف شده­ای که تاکنون تولید تجاری هیدروکربور در آن صورت نگرفته است.

د- طرف اول قرارداد: شرکت ملی نفت ایران یا شرکت های تابعه آن به نمایندگی از آن شرکت که در این تصویب­نامه به عنوان 'کارفرما' نیز نامیده می­شود.

ذ- طرف دوم قرارداد: شرکت یا مشارکتی از شرکت­های صاحب صلاحیت نفتی که جهت سرمایه ­گذاری و انجام هریک از عملیات اکتشاف، توصیف، توسعه، تولید و بهره ­برداری و اجرای طرح­های بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت یا همه آنها به صورت پیوسته، طی فرآیند قانونی انتخاب و قرارداد مربوط را امضا کرده که در این تصویب­نامه به عنوان 'پیمانکار' نیز نامیده می­شود.

ر- بلوک یا محدوده اکتشافی: منطقه جغرافیایی تعریف شده توسط شرکت ملی نفت ایران که به تأیید وزارت نفت رسیده و جهت انجام عملیات اکتشافی نفت انتخاب شده و منطقه قرارداد با طرف دوم قرارداد جهت کشف میدان یا مخزن تجاری می­باشد.

ز- حداقل تعهدات اکتشافی (Minimum Exploration Obligation): حداقل عملیات اکتشافی شامل انواع عملیات لازم مانند مطالعات زمین شناسی، ثقل سنجی، لرزه نگاری، حفاری، ارزیابی مخازن با هدف کشف میدان یا مخزن تجاری و انجام حداقل سرمایه گذاری لازم جهت عملیات مذکور در مدت مقرر در قرارداد که توسط طرف دوم قرارداد تعهد می­گردد.

ژ- برنامه توسعه(Development Plan (DP)): برنامه توسعه میدان یا مخزن که در شروع مرحله توسعه اعم از میدان­ها یا مخزن­های کشف شده، انجام عملیات بهبود و افزایش ضریب بازیافت میدان ها یا مخزن­های در حال تولید مورد تایید طرفین قرارداد واقع شده و متناسب با یافته های جدید در هنگام توسعه و رفتار واقعی میدان یا مخزن در مراحل تولید قابل بازنگری می باشد.

س-تولید اولیه(First Production): میزان تولید تعریف شده در برنامه توسعه میدان یا مخزن که در مرحله اول عملیات توسعه یا عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت و بر اساس برنامه مربوط حاصل می شود.

ش- هزینه های مستقیم سرمایه ­ای ((DCC) Direct Capital Cost): کلیه هزینه های سرمایه های لازم جهت توسعه، بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت مخزن، از جمله کلیه هزینه های مهندسی، حفاری، احداث تمام تأسیسات روزمینی و زیرزمینی لازم برای قابل بهره ­برداری کردن میدان یا مخزن نظیر تاسیسات فرآوری، انتقال، تزریق، تاسیسات فرآیندی و جنبی و راه­اندازی کلیه واحدها، هزینه انجام شده در مرحله اکتشاف در صورت تجاری بودن میدان و نیز انجام مرمت، بازسازی­ها و نوسازی­ های لازم در میدان­ها یا مخزن­های در حال تولید.

ص- هزینه های غیرمستقیم (IDC)) Indirect Cost): کلیه هزینه هایی که به دولت، وزارتخانه­ ها و موسسات عمومی از جمله شهرداری­ها از قبیل انواع مالیات ها، عوارض، گمرک و بیمه تامین اجتماعی و نه محدود به آنها پرداخت می­شود.

ض- هزینه تامین مالی ((CoM) Cost of Money): هزینه های تامین مالی طرف دوم قرارداد به میزان و شرایطی که در قرارداد تعیین می شود.

ط- هزینه های بهره­ برداری ((Opex) Operating Costs): کلیه مبالغی که طرف دوم قرارداد طبق قرارداد،برای انجام عملیات بهره ­برداری و بر اساس شرایط مندرج در قرارداد و استانداردهای حسابداری هزینه می­کند.

ظ- دستمزد(Fee): رقمی که متناسب با هر بشکه تولید اضافی نفت خام از میدان ها یا مخزن­های نفتی و یا هر هزار فوت مکعب تولید اضافی گاز از میدان ها یا مخزن­های گازی مستقل و حسب مورد هر بشکه میعانات گازی اضافی، ناشی از عملیات طرف دوم قرارداد تعیین می شود.

ع- شرکت عملیاتی مشترک ( (Joint operating companyیا موافقت­نامه عملیاتی مشترک(Joint Operating Agreement): شرکت و یا هرگونه مشارکت مجاز که براساس قوانین جمهوری اسلامی ایران توسط طرف دوم قرارداد در ایران (با مشارکت شرکت­های صاحب صلاحیت ایرانی) به ثبت رسیده و یا منعقد می‏گردد و تحت نظارت و با پشتیبانی کامل فنی و مالی طرف دوم قرارداد، مسوولیت انجام کلیه عملیات توسعه و بهره ­برداری از تاسیساتی که به موجب قرارداد برای تولید نفت و گاز و دیگر فرآورده­های جنبی احداث می شود را بر عهده می ­گیرد. تشکیل این شرکت و واگذاری اجرای قرارداد به آن، رافع هیچ یک از مسئولیت­های طرف دوم قرارداد نیست.

غ- خط پایه تخلیه (Depletion Base Line): در برنامه و نمودار تولید هر میدان یا مخزن نفتی یا گازی (Production Profile) که بر اساس شرایط مخزنی طراحی می­گردد، خط فرایند تخلیه میدان یا مخزن پس از عبور از دوره تولید حداکثر تا تخلیه کامل میدان یا مخزن در حالت عدم اجرای طرح­های بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت (EOR & IOR) که مورد پذیرش طرف­­های اول و دوم قرارداد قرار می­گیرد به عنوان خط پایه تخلیه در قراردادهای مربوط تعریف می­شود.

ف- نفت، گاز یا میعانات گازی اضافی(Incremental Oil, Gas, Condensate): میزان تولید نفت یا گاز میدان یا مخزن برای هر دوره مالی از میدان­ها یا مخزن­ های کشف شده و یا میزان نفت، گاز و یا میعانات گازی تولید شده مازاد بر خط پایه تخلیه از میدان یا مخزن در حال تولید نفت، گاز و یا میعانات گازی اضافی.

تبصره- در مواردی نظیر میدان­ ها یا مخزن­های گازی در حال تولید و برای عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت حسب مورد میعانات گازی اضافی نسبت به خط پایه تخلیه می­تواند مبنای محاسبه قرار گیرد.

ق- عملیات بهبود ضریب بازیافتImproved Oil Recovery (IOR)) ): مجموعه­ای از عملیات که منجر به نگهداشت تولید یا بهبود ضریب بازیافت و یا سرعت در بهره­ برداری می­ شود و می­ تواند در همه مراحل تولید در طول عمر میدان یا مخزن حسب مورد انجام شود (از قبیل انجام مطالعات تکمیلی زمین­ شناسی، مهندسی نفت و مخازن، اجرای طرح­های ژئوفیزیک و لرزه ­نگاری­های سه و یا چهار بعدی حسب نیاز، طراحی و اجرای پروژه­ هایی نظیر حفاری­های جدید (infill Drilling)، به کارگیری فناوری­های پیشرفته حفاری نظیر استفاده از حفاری­های چندجانبه و هوشمند، تزریق­های گاز (Gas Lift) و آب به میدان­ها یا مخزن­ها، ایجاد شکاف در مخزن(Fracturing)، استفاده از پمپ‏های درون چاهی، بهبود روش­های حفاری و استفاده حداکثر از حفاری­های افقی و نظایر آن).

ک- عملیات افزایش ضریب بازیافت (Enhanced Oil Recovery): به کارگیری انواع فناوری‏های پیشرفته روز دنیا شامل مطالعات و طراحی روش­های بهینه مهندسی مخازن و بهره­ برداری، به کارگیری انواع تزریق­ها حسب نیاز میدان یا مخزن مانند تزریق بخار، مواد شیمیایی همچون پلیمرها، تزریق CO2 و نظایر آن، کاربرد فناوری­های تکمیلی درهر مرحله حسب ضرورت و نظایر آن که منجر به افزایش ضریب بازیافت نفت، گاز و یا میعانات گازی در طول عمر میدان یا مخزن می­گردد.

گ- منطقه قراردادی (Contract Area): منطقه جغرافیایی با مختصات معین که در قرارداد برای انجام عملیات موضوع قرارداد تعیین می­گردد.

ل- سقف باز هزینه ­های سرمایه­ای(Open Capex): انعطاف­ پذیر بودن میزان هزینه ­های سرمایه­ ای نسبت به رفتار و واقعیت­های میدان، تحولات واقعی بازار در چارچوب برنامه مالی عملیاتی سالانه تصویب شده و همچنین نیاز به سرمایه ­گذاری­های ضروری بعدی جهت بهبود راندمان و بهره ­وری میدان.

م- برنامه مالی عملیاتی سالانه: برنامه­ای که در چارچوب طرح­های عملیاتی و اصلاحات و بازنگری­های لازم ناشی از واقعیت‏های پروژه و رفتار واقعی میدان توسط طرف دوم قرارداد تهیه و به تصویب طرف اول قرارداد می­رسد. تصویب این برنامه از سوی طرف اول قرارداد نهایی بوده و جهت اجرا توسط طرف دوم قرارداد ابلاغ می­گردد.

ماده 2- قراردادهای موضوع این تصویب­نامه به سه دسته تقسیم می­شوند:

الف- دسته اول: قراردادهای اکتشاف و در صورت کشف میدان یا مخزن تجاری، توسعه میدان یا مخزن و در ادامه، بهره ­برداری از آن به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد می­باشد. در این دسته واگذاری عملیات توسعه و بهره ­برداری، به صورت پیوسته با عملیات اکتشاف در صورت کشف میدان یا مخزن تجاری توسط طرف دوم قرارداد و با در نظر گرفتن برنامه­ های برداشت صیانتی از مخازن نفت و گاز مجاز می­باشد. در این دسته از قراردادها حداقل تعهدات شرکت­های پیشنهاد دهنده برای عملیات و سرمایه­ گذاری در محدوده اکتشافی مورد نظر به روشنی تعیین و از سوی طرف دوم قرارداد تعهد می­شود.

ب- دسته دوم: قراردادهای توسعه میدان­ها یا مخزن­های کشف شده و در ادامه، بهره ­برداری از آنها به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد می­باشد.

پ- دسته سوم: قراردادهای انجام عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت (EOR/IOR) در میدان ها یا مخزن­های در حال بهره­ برداری((Brown Field بر پایه مطالعات مهندسی مخزن و در ادامه، بهره برداری از آنها به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد می­باشد.

ماده 3- در تمامی قراردادهایی که بر اساس این تصویب­نامه منعقد می­گردند، اصول زیر حاکم می­باشد:

الف- حفظ حاکمیت و اعمال تصرفات مالکانه دولت جمهوری اسلامی ایران از طریق وزارت نفت بر منابع و ذخایر نفت و گاز طبیعی کشور.

ب- عدم تضمین تعهدات ایجاد شده در قرارداد توسط دولت، بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران و بانک­های دولتی.

پ- بازپرداخت کلیه هزینه­ های مستقیم، غیرمستقیم، هزینه های تامین مالی و پرداخت دستمزد و هزینه­ های بهره برداری طبق قرارداد از طریق تخصیص بخشی (حداکثر پنجاه درصد) از محصولات میدان و یا عواید حاصل از اجرای قرارداد بر پایه قیمت روز فروش محصول منوط می­باشد.

ت- کلیه خطرات، ریسک­ها و هزینه ها در صورت عدم کشف میدان یا مخزن تجاری یا عدم دستیابی به اهداف مورد نظر قراردادی و یا ناکافی بودن محصول میدان یا مخزن برای استهلاک تعهدات مالی ایجاد شده بر عهده طرف دوم قرارداد می­باشد، ولی در صورت عدم کفایت میزان تولید تخصیص داده شده برای بازپرداخت هزینه ­های انجام شده توسط پیمانکار در دوره قرارداد، هزینه­ های بازپرداخت نشده در دوره طولانی ­تری که در قرارداد تعریف خواهد شد، بازپرداخت می شود.

ث- پذیرش دستمزد متناسب با شرایط و تولید اضافی ناشی از هر طرح با هدف ایجاد انگیزه در طرف دوم قرارداد برای به کارگیری روش های بهینه و فناوری­های نوین و پیشرفته در اکتشاف، توسعه و بهره ­برداری.

ج- تعهد طرف دوم قرارداد به برداشت صیانتی از مخازن نفت وگاز در طول دوره قرارداد با به کارگیری فناوری­های نوین و پیشرفته و سرمایه­ گذاری­های لازم از جمله اجرای طرح­های بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت متناسب با پیچیدگی­های میدان یا مخزن.

چ- تمام عملیات پیمانکار از تاریخ شروع قرارداد به نام و از طرف کارفرما انجام خواهد شد و کلیه اموال اعم از ساختمان ها‏، کالاها، تجهیزات، چاه­ها و تاسیسات سطح ­الارضی و تحت­الارضی از همان تاریخ متعلق به کارفرما می باشد.

ح- انجام مطالعات ارزیابی زیست محیطی و رعایت مقررات و ملاحظات ایمنی، بهداشتی، زیست محیطی و اجتماعی در اجرای طرح­ها.

خ- در صورت وقوع شرایط فورس­ماژور (قوه قهریه) در هر کدام از دوره­های توسعه و تولید که ممکن است موجب سقوط تعهد، تعلیق و یا فسخ قرارداد شود، تسویه حساب در مورد هزینه ­هایی که پیمانکار طبق قرارداد مستحق دریافت آنها می­باشد تا زمان رفع شرایط فورس­ماژور معلق گردیده و پس از رفع این شرایط در چارچوب ضوابط قرارداد صورت می‏پذیرد.

د- چنانچه وزارت نفت تصمیم به کاهش سطح تولید و یا توقف آن به هر دلیلی به جز دلایل فنی مربوط به میدان یا مخزن داشته باشد، اولویت اعمال چنین کاهشی از سطح تولید میدان­ها یا مخزن هایی که متعهد به بازپرداخت نیستند، می‏باشد و در صورتی که این تصمیم در مورد میدان یا مخزن موضوع قرارداد اتخاذ شود، نباید در بازپرداخت هزینه­ ها و دستمزد متعقله به پیمانکار تاثیر بگذارد.

ماده 4- به منظور انتقال و ارتقای فناوری ملی در حوزه عملیات بالادستی نفت و اجرای طرح های بزرگ و توانمندسازی شرکت های ایرانی برای اجرای پروژه های بزرگ داخلی و نیز حضور در بازارهای منطقه ای و بین المللی، قراردادهای موضوع این تصویب­نامه به شیوه ­های زیر اعمال می­گردد:

الف- در هر قرارداد بر حسب شرایط شرکت های صاحب صلاحیت ایرانی با تایید کارفرما، به عنوان شریک شرکت یا ‏شرکت های معتبر نفتی خارجی حضور دارد و با حضور در فرآیند اجرای قرارداد، امکان انتقال و توسعه دانش فنی و مهارت های مدیریتی و مهندسی مخزن به آنها میسر می­گردد.

طرف دوم قرارداد موظف به ارایه برنامه انتقال و توسعه فناوری به عنوان بخشی از برنامه مالی عملیاتی سالانه می باشد.

تبصره- طرف دوم قرارداد ملزم به اعمال بندهای انتقال و توسعه فناوری قرارداد اصلی در قراردادهای منعقده با پیمانکاران فرعی خود حسب مورد می باشد.

ب- طرف دوم قرارداد، ملزم به حداکثر استفاده از توان فنی و مهندسی، تولیدی، صنعتی و اجرایی کشور براساس قانون حداکثر استفاده از توان تولیدی و خدماتی در تامین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات و اصلاح ماده (104) قانون مالیات­های مستقیم - مصوب 1391- و دستورالعمل­ها و آیین ­نامه ­های مربوط می باشد.

پ- طرف دوم قرارداد متعهد می­شود به استفاده حداکثری از نیروی انسانی داخلی در اجرای قرارداد و ارایه برنامه جامع آموزشی جهت ارتقای کیفی این نیروها و انجام سرمایه گذاری های لازم در قالب هزینه های مستقیم سرمایه ­ای برای انجام برنامه های آموزشی و تحقیقاتی از جمله ارتقا و به­روزرسانی مراکز تحقیقاتی موجود و ایجاد مراکز تحقیقاتی مشترک و یا اجرای طرح های تحقیقاتی مشترک مرتبط. این برنامه ها باید متناسب با عملیات (اکتشاف، ارزیابی، توسعه اولیه، توسعه آتی مشتمل بر بهبود تولید و افزایش ضریب بازیافت EOR و IOR) در هر مرحله از عمر مخزن با زمان­بندی مشخصِ متناسب در هر قرارداد ارایه شود.

ت- در شرکت عملیاتی مشترک، سمت­های مدیریتی در دوره تولید حسب مورد و شرایط مورد توافق که در قرارداد خواهد آمد، چرخشی می­باشد. در سازمان مدیریتی این شرکت، سمت­های مدیریت اجرایی به تدریج به طرف ایرانی مشارکت واگذار می­شود تا امکان انتقال دانش فنی و مهارت­های مدیریتی به طرف ایرانی به خوبی میسر گردد.

ماده 5- قراردادهای موضوع این تصویب­نامه با رعایت قوانین و مقررات حاکم بر معاملات شرکت ملی نفت ایران و پس از کسب مجوزهای لازم از مراجع ذی­صلاح قانونی در هر مورد توسط شرکت یادشده با طرف یا طرف­های قرارداد منعقد می­گردد.

ماده 6- نحوه اجرای قراردادهای موضوع این تصویب­نامه به شرح زیر می­باشد:

الف- شرکت ملی نفت ایران برای انجام عملیات اکتشافی در یک منطقه قراردادی و عملیات توسعه­ای متعاقب آن (دسته اول قراردادها)، حداقل تعهدات اکتشافی مورد نظر خود را تعیین و با رعایت قوانین و مقررات مربوط از شرکت­های معتبر و صاحب صلاحیت نفتی دعوت به ارایه پیشنهاد می ­نماید. برای انجام عملیات توسعه یک میدان یا مخزن کشف شده و یا انجام سرمایه ­گذاری به منظور بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت در یک میدان یا مخزن موجود (دسته ­های دوم و سوم قراردادها) شرکت ملی نفت ایران، با انجام مطالعات مهندسی مخزن یک طرح توسعه ارایه کرده و از شرکت­های معتبر و صاحب صلاحیت نفتی دعوت به ارایه پیشنهاد می­نماید. چنین طرح­هایی در هر دو دسته قراردادها به عنوان راهنما برای پیشنهاددهندگان بوده و مانع از دریافت و بررسی پیشنهادهای جدید از شرکت­های نفتی نمی­باشد.

تبصره 1- عملیات توسعه میدان یا مخزن و یا انجام عملیات بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت (EOR/IOR) در چارچوب برنامه توسعه به صورت مرحله­بندی (پلکانی) و برای هر مرحله بر اساس نتایج حاصله از رفتار مخزن در مرحله قبل انجام می­شود.

تبصره 2- تشخیص صلاحیت فنی و مالی شرکت های داخلی و خارجی با شرکت ملی نفت ایران خواهد بود.

ب- میزان تولید از میدان یا مخزن و یا در مورد طرح­های بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت، تولید اضافی میدان، مبنای تعیین دستمزد پروژه (Fee)، به یکی از ارزهای مورد قبول بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران به تشخیص وزارت نفت برای هر بشکه نفت در میدان­ها یا مخزن­های نفتی و برای هر هزار فوت مکعب گاز و یا هر بشکه میعانات گازی در میدان­ها یا مخزن­های گازی مستقل، می­باشد. این دستمزد با هدف ایجاد انگیزه برای به کارگیری روش­های بهینه در اکتشاف ، توسعه ، تولید و بهره برداری حسب شرایط هر طرح، به صورت تابعی از عواملی نظیر سطح توان تولید هر میدان یا مخزن و نیز رعایت ضرایب ریسک مناطق اکتشافی، شناور بوده و متناسب با قیمت های بین ­المللی نفت و میعانات گازی و نیز قیمت­های منطقه یا قراردادی گاز به صورت نقدی یا تحویل محصول تعیین می­شود و به قیمت روز از شروع تولید اولیه تا پایان دوره قرارداد پرداخت خواهد شد. این دستمزد (Fee)، مبنای اصلی تعیین شرکت برنده با رعایت قوانین و مقررات مربوط می­باشد.

تبصره 1- ضرایب ریسک مناطق اکتشافی اعم ازمناطق خشکی و یا دریایی، اندازه میدان یا مخزن، آب­های عمیق و یا کم­عمق و به طورکلی مناطق با ریسک­های کم، متوسط و زیاد همراه با ضرایب ریسک خاص میدان­ها یا مخزن­های مشترک و ضرایب خاص طرح­های بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت از مخازن و یا ازدیاد برداشت نفت، توسط وزارت نفت تعیین و در اسناد مناقصه درج می­گردد.

تبصره 2- با توجه به اینکه کلیه ریسک­ها در قراردادهای اکتشافی (دسته اول) بر عهده طرف دوم قرارداد بوده و در صورت عدم موفقیت در کشف میدان یا مخزن تجاری، هزینه­ ها بازپرداخت نمی­شود، واگذاری بلوک دیگر اکتشافی به طرف دوم قرارداد، در صورت عدم کشف میدان یا مخزن تجاری با همان شرایط قرارداد منعقده قابل شرط در قرارداد است.

پ- پرداخت دستمزد برای تولید هر بشکه نفت از میدان ها یا مخزن­های نفتی و یا هر هزار فوت مکعب گاز و هر بشکه میعانات گازی از میدان ها یا مخزن­های گازی مستقل و بازپرداخت هزینه های مستقیم، هزینه ­های غیرمستقیم و هزینه­ های بهره ­برداری به همراه هزینه های تامین مالی متعلقه براساس قرارداد حسب مورد جهت اجرای طرح از محل حداکثر پنجاه درصد از محصولات میدان ناشی از قرارداد اعم از نفت خام، گاز طبیعی، میعانات گازی و دیگر محصولات و یا عواید آن بر پایه قیمت روز فروش محصول پس از رسیدن به تولید اولیه انجام می­شود. پایان دوره قرارداد مانع از بازپرداخت هزینه های باقیمانده، با شرایط مندرج در قرارداد نمی­گردد.

تبصره- شرکت ملی نفت ایران مجاز است جهت بازپرداخت هزینه­ ها و پرداخت حق­الزحمه، در صورتی که محصولات میدان­های گاز طبیعی در بازار داخل مصرف شوند یا امکان صادرات آن وجود نداشته باشد از محل محصولات و یا عواید دیگر میدان ها نسبت به بازپرداخت هزینه­ ها و نیز پرداخت دستمزد تعهد و اقدام نماید.

ماده 7- در قراردادهای موضوع این تصویب­نامه وزارت نفت مجاز است دوره قرارداد را متناسب با زمان مورد نیاز اجرای طرح­ها و حداکثر به مدت بیست سال از تاریخ شروع عملیات توسعه در نظر بگیرد. دوره مزبور در صورت اجرای طرح­های افزایش ضریب بازیافت مخازن و یا افزایش تولید (EOR/IOR) ، متناسب با نیازهای عملیاتی و اقتصادی هر طرح تا مدت پنج سال قابل تمدید می­باشد. در مورد طرح‏های پیوسته اکتشاف- توسعه و بهره ­برداری، دوره اکتشاف حسب مورد به دوره یادشده قرارداد اضافه می­گردد.

ماده 8- نحوه هزینه­کرد برای رسیدن به اهداف قراردادی مطابق موارد زیر می­باشد:

الف- هزینه­ های عملیات اکتشافی و یا توصیفی با استفاده از اصل حداقل تعهدات اکتشافی و یا توصیفی در فرآیند تعیین طرف دوم قرارداد تعریف و تعیین می­شود.

ب- هزینه ­ها وشرح کار عملیات اکتشافی و یا توصیفی، توسعه و بهره ­برداری، حسب مورد بر اساس برنامه مالی عملیاتی سالیانه مصوب جهت تحقق اهداف نهایی طرح متناسب باشرایط و رفتار مخزن با توافق طرفین قرارداد تعیین می­شود.

پ- در هر قرارداد طرف دوم عملیات خود را در چارچوب فرایندهای منضم به قرارداد انجام می­دهد.

ت- در هر قرارداد کارگروه مشترک مدیریت قرارداد تشکیل می­شود که نظارت بر کلیه عملیات طرح را بر عهده داشته و تصمیمات نهایی فنی، مالی و حقوقی در چارچوب قرارداد، واگذاری پیمان­های دست دوم و نیز برنامه مالی عملیاتی سالانه را اتخاذ می ­نماید. مسئولیت اجرای عملیات در چارچوب برنامه مالی عملیاتی مصوب بر عهده طرف دوم قرارداد می­باشد. این کارگروه از تعداد مساوی نمایندگان طرف­های اول و دوم قرارداد با حق رای مساوی تشکیل می­شود. تصمیمات این کارگروه به اتفاق آرا می­باشد و در صورت عدم توافق، مدیران ارشد و مسئول طرفین تصمیم می­گیرند.

ث- تمام عملیات اجرایی طرف دوم در چارچوب برآورد کلی طرح و نیز برنامه مالی عملیاتی سالانه مصوب و با مسئولیت و ریسک وی به انجام می رسد. اجرای این عملیات پس از تصویب کارگروه مشترک مدیریت در چارچوب فرایندهای عملیاتی منضم به قرارداد و حسب مورد به شرکت های صاحب صلاحیت واگذار می­شود. این نوع از قرارداد به لحاظ ماهیت آن سقف هزینه ثابت در هنگام انعقاد قرارداد نداشته و سقف باز هزینه­ ای سرمایه ­ایOpen Capex)) است و ارقام ابتدایی صرفا جنبه برآوردی و پیش بینی دارد، هزینه­ های واقعی براساس برنامه ­های مالی عملیاتی که منطبق با رفتار میدان و شرایط بازار مصوب می­شود، به حساب طرح منظور می­شود.

ج- انجام تمامی اقدامات مندرج در قرارداد (به جز مدیریت مجموعه پیمان و انجام مطالعات مهندسی مخزن) به پیمانکاران و سازندگان صاحب صلاحیت واگذار می‏گردد. انتخاب این پیمانکاران فرعی یا دست دوم طبق شیوه ­نامه­ ای که منضم به قرارداد است، توسط پیمانکار انجام و به تصویب کارگروه مشترک مدیریت می­رسد.

تبصره- انجام مطالعات مهندسی مخزن و هزینه های انجام این عملیات ازسوی طرف دوم قرارداد به ترتیبی که درقرارداد توافق خواهد شد، قابل پذیرش بوده و به عنوان هزینه­های مستقیم منظور می­گردند.

ماده 9- تمام هزینه­ های مستقیم، هزینه ­های غیرمستقیم، هزینه­های تامین مالی متعلقه بر اساس قرارداد (حسب مورد) و هزینه­ های بهره­ برداری طرح اعم از انجام مطالعات زمین شناسی، اکتشافی، توسعه­ای، طرح‏های بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت از ابتدا تا انتها توسط پیمانکار تامین و به موقع پرداخت می­گردد.

ماده 10- نحوه بازپرداخت هزینه­ها به شرح زیر می­باشد:

الف- از زمان رسیدن میدان یا مخزن به تولید اولیه یا اضافی، به ترتیب توافق شده در مورد میدان­ها یا مخزن­های کشف شده و میدان­ها یا مخزن­های در حال تولید، بازپرداخت هزینه های مستقیم سرمایه‏ای، هزینه ­های غیرمستقیم تا آن زمان و هزینه­های تامین مالی قراردادی (حسب مورد) طبق دوره تعیین شده در قرارداد، محاسبه، تقسیط و بازپرداخت می­شود.

ب- هزینه ­های بهره­برداری و هزینه ­های غیرمستقیم دوره تولید از شروع تولید اولیه به صورت جاری محاسبه و بازپرداخت می­شود. همچنین پرداخت دستمزد متعلقه به پیمانکار نیز طبق شرایط مندرج در قرارداد از همان زمان آغاز می­شود.

پ- کلیه پرداخت­های مندرج در بندهای (الف) و (ب) این ماده از محل حداکثر پنجاه درصد از محصولات و یا عواید حاصل از تولیدات مخزن یا میدان یا مخزن موضوع قرارداد، به قیمت روز و یا به صورت نقدی در سررسیدها به پیمانکار پرداخت می­شود.

ماده 11-بهره برداری از قراردادهای موضوع این تصویب­نامه مطابق بندهای زیر می­باشد:

الف- از زمان شروع بهره ­برداری در مورد طرح­های جدید و یا به نتیجه رسیدن تولید اضافی ناشی از عملیات پیمانکار در طرح­های بهبود(IOR) و یا افزایش ضریب بازیافت(EOR)،تولید و بهره­ برداری از تاسیسات نیز علاوه بر توسعه ، به نحوی که در قرارداد توافق می­شود،توسط شرکت ایرانی عملیاتی مشترک و یا شرکت ایرانی دیگری که توسط همین شرکت تشکیل می­شود،با حفظ مسئولیت­های طرف دوم قرارداد انجام می­ شود.

تبصره- در مورد میدان­ها یا مخزن­های در حال تولید و بهره­برداری، در صورتی که طرف اول برای مرحله بهره­برداری، انجام عملیات بهره ­برداری را با مشارکت یکی از شرکت­های تابعه خود ضروری دانسته و این موضوع به تایید وزارت نفت نیز برسد، بین طرف دوم قرارداد و شرکت تابعه شرکت ملی نفت ایران یک موافقتنامه عملیاتی مشترک امضا می­شود. این عملیات با حفظ مسئولیت پشتیبانی و نظارت کامل فنی، مالی، حقوقی و تخصصی طرف دوم قرارداد، همراه با تامین تجهیزات،قطعات و مواد مصرفی لازم توسط وی،به صورت مشترک انجام می­شود. شرکت تابعه ذی­ربط موظف است در بهره­ برداری از تاسیسات موضوع قرارداد، کلیه دستورالعمل ­های فنی،حرفه ­ای و برنامه ­های عملیاتی طرف دوم قرارداد را رعایت و اجرا نماید. در غیر این صورت، عدم اجرای عمدی اقدامات یادشده، نقض تعهدات قراردادی توسط طرف اول قرارداد محسوب می­شود.

ب- هزینه­ های بهره­برداری براساس برنامه مالی عملیاتی سالانه تعیین و توسط پیمانکار پرداخت و از محل منابع ناشی از تولید نفت، گاز و یا میعانات گازی و دیگر فرآورده ­های تولیدی میدان یا مخزن تامین می­ شود.

پ- پیمانکار در دوره بهره­ برداری ضمن این که موظف به انجام تعهدات خود به موجب قرارداد توسعه، بهبود و یا افزایش ضریب بازیافت میدان یا مخزن می باشد، مکلف است با توجه به اطلاعاتی که از حضور در بهره برداری میدان کسب می‏کند و در پی آن با انجام مطالعات لازم برای اصلاح طرح توسعه و در صورت نیاز، به ارایه پیشنهاد طرح­های اصلاحی با هدف حفظ ظرفیت، بهبود و یا افزایش بازیافت نفت و یا گاز از میدان یا مخزن بپردازد. در صورتی که کارفرما این طرح­ها را تصویب نماید، با اعمال همان روش­ها و شیوه ­ها و شرایط موجود در قرارداد اصلی این طرح­ها نیز با انجام اصلاحات در برآورد هزینه­ ها، زمان­بندی قرارداد، دستمزد مربوط و نیز با منظور نمودن هزینه های مربوط در برنامه مالی عملیاتی سالانه طرح به اجرا در می ­آید.

ت- در جریان بهره­برداری، هرگونه سرمایه ­گذاری و اجرای طرح جدید در منطقه قراردادی به تصویب کارفرما می­رسد و بهره­ بردار طبق قرارداد موظف به بهره ­برداری متعارف با بهترین شیوه ­های متعارف کار در صنعت جهانی نفت با تشخیص وزارت نفت از کلیه تاسیساتی است که طبق مقررات همین ماده برای بهره­ برداری در اختیار وی قرار می­گیرد.

ث- نفت، گاز و یا میعانات گازی و نیز هرگونه فرآورده جانبی حاصله از تولید کلاً متعلق به کارفرما می­باشد.

ج- در صورت نیاز به انجام تعمیرات اساسی تجهیزات و یا ورود مجدد به چاه­ها و انجام تعمیرات در آنها (work over) و یا هر‏گونه عملیات مربوط به حفظ و نگهداری تجهیزات و تاسیسات، این عملیات با مجوز کارفرما توسط و با هزینه بهره ­برداری انجام شده و بازپرداخت آن از محل درآمدهای حاصل از نفت اضافی تولیدی میدان یا مخزن به علاوه هزینه تامین مالی به میزان توافق شده در قرارداد بازپرداخت می­شود.

اسحاق جهانگیری معاون اول رییس­جمهوری این مصوبه را در تاریخ 11/8/1394 ابلاغ کرده است.