دلار درآمد داشته و از سقوط تولید نفت جلوگیری کرده است. در آمد حاصل از طرح‌های اجرا شده بیع متقابل متجاوز از 45 میلیارد دلار است که به تنهایی 11 درصد تولید ناخالص داخلی را رشد داده است. انتقال تکنولوژی به داخل
کشور و رشد پیمانکارهای داخلی از دیگر تاثیرات قراردادهای خدماتی (بیع متقابل) در جذب سرمایه‌گذاری خارجی است.169
در حالی که درآمد حاصل از اجرای قراردادهای بیع متقابل در حوزه نفت بالغ بر ٩٤ میلیارد دلار بوده است، تنها حدود هشت میلیارد دلار به عنوان بازپرداخت این قراردادها هزینه شده است. به عبارت دیگر بازپرداخت پیمانکاران بیع متقابل قراردادهای نفتی، کمتر از ١٠ درصد درآمدهای حاصل از این دسته از قراردادها بوده است. تجربه این دسته از قراردادها نشان می‌دهد عملکرد قراردادهای بیع متقابل در میدانهای کشف شده که حتی بعضا به تولید نیز رسیده بودند، نسبت به میدانهای جدید به مراتب موفق تر بوده است.170
نخستین پروژه بزرگی که در قالب قرارداد بیع‌متقابل در ایران به اجرا درآمد و در اکتبر 1998 میلادی به بهره‌برداری رسید، پروژه میدان نفتی سیری A است. میدان نفتی سیری A در فاصلۀ ۵۰ کیلومتری جنوب غربی جزیرۀ سیری، و میدان نفتی B در ۲۰ کیلومتری جنوب شرقی این جزیره واقع است. این قرارداد اولین قرارداد نفتی ایران به شیوۀ بیع متقابل است که پس از انصراف شرکت نفتی «کونوکو»171 در تاریخ ۲۲ تیر ۱۳۷۴ بین شرکت ملّی نفت ایران و شرکت فرانسوی «توتال» امضا شده است. براساس این قرارداد، پیمانکار موظف است حداقل ۳۰ درصد توان مورد نیاز را از منابع داخلی تأمین نماید. از جمله ویژگی‌های این طرح، قطعی بودن وجود نفت استحصالی در این میادین بوده، لذا عملاً ریسک خاصی متوجه پیمانکار نبوده و طرح توسعۀ فوق کاملاً توجیه اقتصادی داشته است.172
3ـ3ـ1 قراردادهای خدماتی منعقدشده در بخش نفت173
3ـ3ـ1ـ1 توسعۀ میدان نفتی درود
این میدان در منطقۀ خارک خلیج فارس واقع است. این طرح با هدف افزایش تولید روزانه ۲۲۰ هزار بشکه نفت خالص و تولید سیصد تا چهارصد میلیون فوت مکعب گاز در روز و تولید سی تا چهل میلیون فوت
مکعب آب، بین شرکت ملّی نفت ایران و متشکل فرانسه و «آچیپ» ایتالیا در تاریخ ۱۱ اسفند ۱۳۷۷ منعقد گردید.
3ـ3ـ1ـ2 میدان نفتی بلال
در فاصلۀ ۹۸ کیلومتری جنوب غربی جزیرۀ لاوان در خلیج فارس قرار گرفته است. این قرارداد در تاریخ ۱ مرداد ۱۳۷۸ با شرکتهای «الف آکتین» و «بووالی» کانادا به ارزش سیصد میلیون دلار منعقد شد. این میدان دارای هشتاد میلیون متر مکعب ذخیرۀ نفتی است که از سال ۱۳۸۰ به مرحلۀ تولید وارد شده است. اصل و فرع سرمایه‌گذاری از ۶۰ درصد تولید میدان و طی سه الی چهار سال پس از اولین تولید بازپرداخت می‌شود.174
3ـ3ـ1ـ3 توسعۀ میادین نفتی سروش و نوروز
میدان سروش در ۸۰ کیلومتری جنوب غربی جزیرۀ خارک، و نوروز در قسمت شمالی خلیج فارس و به فاصلۀ ۹۵ کیلومتری جنوب غربی تأسیسات فرآیندی «بهرگانسر» واقع است. این میدان، با هدف استخراج ۱۹۰ هزار بشکه نفت خام در روز به صورت بیع متقابل، به شرکت بین‌المللی «شل» در تاریخ ۲۳ آبان ۱۳۷۸ واگذار گردید.175
3ـ3ـ1ـ4 طرح توسعۀ میادین نفتی نصرت و فرزام
نصرت در قسمت انتهای شمالی طاقدیس میدان نفتی فاتح امارات متحده عربی در خلیج فارس واقع شده که از آب‌های دبی به سمت جمهوری اسلامی ایران گسترش یافته است. فرزام نیز در بخش شمالی میدان فلاح امارات متحده عربی است که ادامۀ آن در آب‌های سرزمینی ایران قرار دارد. طرح فوق با هدف افزایش ظرفیت تولید میدان نصرت و فرزام به شرکت توسعۀ «پترو ایران» در تاریخ ۲۸ اردیبهشت ۱۳۷۹ واگذار گردید.
3ـ3ـ1ـ5 طرح توسعۀ میادین نفتی فروزان و اسفندیار
این میادین مشترک با عربستان در خلیج فارس و در ۹۵ کیلومتری جنوب غربی جزیره خارک واقع است. این میادین نیز برای افزایش تولید در قالب بیع متقابل به شرکت توسعۀ «پترو ایران» واگذار شده است.
3ـ3ـ1ـ6 طرح توسعۀ میدان نفتی دارخوین
میدان نفتی دارخوین در ۴۵ کیلومتری شمال شهرستان آبادان قرار گرفته است. قرارداد این طرح با هدف افزایش ظرفیت تولید از ۳۵۰۰ بشکه در روز به ۱۶۰ هزار بشکه به شیوۀ بیع متقابل بین شرکت ملّی نفت ایران و کنسرسیوم متشکل از «آجیپ» و شرکت ایرانی «نیکو» در تاریخ ۴ آذر ۱۳۸۰ منعقد گردید. تمایز اصلی این قرارداد با قراردادهای قبلی در این است که در قراردادهای گذشته، پیمانکار پس از تکمیل طرح، با یک بار آزمایش طی ۲۱ روز تولید مستمر، تعهد خود به تولید را انجام می‌دهد، اما در این قرارداد برای مرحلۀ اول توسعه، سه بار افزایش و برای مرحلۀ دوم، شانزده‌بار آزمایش منظور شده که این مسئله به استفادۀ پیمانکار از تکنولوژی مدرن و به‌روز انجامیده است. همچنین درصورتی‌که پیمانکار بتواند ضریب بازیافت را افزایش دهد، متناسب با این افزایش، حداکثر تا ۲ درصد می‌تواند به نرخ بازدهی سرمایۀ خود بیفزاید. همچنین در صورت ناتوانی از عمل به تعهدات، در ازای هر ۱ درصد کاهش در تولید، ۲ درصد از دستمزد کسر خواهد شد.
3ـ3ـ1ـ7 توسعۀ میدان نفتی مسجد سلیمان
اولین میدان نفتی خاورمیانه بوده و در شهرستان مسجد سلیمان واقع است. این طرح نیز، برای افزایش تولید نفت در میدان نفتی سلیمان به میزان بیست‌هزار بشکه در روز، به شرکتهای «خدمات نفتگران» ایران و «شیرانرژی» کانادا در تاریخ ۵ خرداد۱۳۸۱ محوّل شد. این قرارداد اولین قرارداد بیع متقابل است که نه تنها بیشتر سهام آن به یک شرکت ایرانی تعلق دارد، بلکه اجرا و فاینانس آن را نیز تقبل کرده است.176
3ـ3ـ2 مرور نتایج پروژه‌های خدماتی
اولین قرارداد به شیوةخدماتی، بین شرکت ملی نفت ایران و شرکت آمریکائی کونوکو، بسته شد. این قرارداد قبل از اجرائی شدن، به دلیل تحریم برضد ایران توسط آمریکا و در زمان ریاست جمهوری کلینتون، ملغی
شد. شرکت نفتی فرانسوی توتال، با شرایط متفاوت، قرارداد کونوکو را امضا کرد و در عمل، اولین پروژه از این نوع را عملیاتی کرد. با توجه به توافق دولت وقت آمریکا و فرانسه و تفاهم شیراک و کلینتون، مبنی بر چشم پوشی از تحریم شرکتهای نفتی فعال فرانسوی در ایران، به تدریج مشارکت شرکتهای فرانسوی و اروپایی در توسعة فعالیت‌های نفتی، بیشتر شد.177
با توجه به اینکه هر قراردادی از کم و کاستی‌هایی هم رنج می‌برد قراردادهای خدماتی هم از این قاعده مستثنی نیستند و معایب این قراردادها را در ذیل می‌بینیم.
3ـ3ـ3 معایب قراردادهای خدماتی در جذب سرمایه‌گذاری خارجی
بستن قراردادهای بیع متقابل در صنایع نفت و گاز جمهوری اسلامی ایران، بازتاب گوناگونی در جامعه داشته است. با توجه به لزوم سرمایه‌گذاری در صنعت نفت و نبود سرمایه‌های داخلی و سایر محدودیت ها، بسیاری از کارشناسان بر این باورند که در حال حاضر، بیع متقابل روشی مناسب برای جذب سرمایه خارجی است، اما نقص‌های موجود در شیوه انعقاد و اجرای قراردادها، باید برطرف شود. با برطرف کردن این کاستی‌ها و یا متنوع کردن شیوه‌های سرمایه‌گذاری می‌توان منافع کشور را بیشتر تضمین کرد.178
از آنجا که قرارداد خدماتی قراردادی است که میزان سود در آن به طور مؤثر ثابت است بنابراین انگیزه‌ای در پیمانکار ایجاد نمی‌کند تا اقدام به افزایش با دریافت پروژه به نفع خود و حتی شر کت ملی نفت ایران نیز بنماید.
در واقع این سیستم ممکن است برخی معایب را برای هر دو طرف قرارداد داشته باشد، در واقع از آنجا که یک نرخ برگشت و سود ثابت (معمولاً15%) برای سرمایه‌گذاری مقرر می‌گردد شرکت ملی نفت ایران ریسک ناشی از کاهش قیمت نفت در بازارها را متحمل می‌شود. پس این طرف ایرانی است که در این شرایط باید نفت و گاز بیشتری را بفروشد تا بتواند هزینه‌ها و سود شرکت نفت خارجی را پرداخت نماید و در مقابل هم شرکت ملی نفت ایران تنها طرفی است که از هر گونه افزایش قیمت‌های نفت و گاز سود
می‌برد. این امر ناشی از این واقعیت است که حداکثر مبلغ اختصاص یافته به شر کت نفتی خارجی در هر ماه در طول دوره بازیافت سرمایه، محدود به نرخی ثابت است.
*در مورد توافقنامه بیع متقابل اخیر ایران، بازگشت سود به هر حال در صورتی که درآمد از سرمایه‌گذاری کافی نباشد و کمتر از پولی باشد که سرمایه‌گذار مستحق دریافت آن در سالهای تعیین شده است به تعویق افتاده و برای آینده گذاشته می‌شود این ممکن است در نتیجه برآورد زیاد محصول ویا کاهش قیمتها در بازارهای نفت و گاز باشد.
و بنابراین برای سرمایه‌گذار، این یک ریسک می‌باشد، زیرا سرمایه‌گذار خسارت چنین تاخیر در پرداختی را دریافت نخواهد کرد و این امر شرکتهای نفت خارجی را از سرمایه‌گذاری در ایران مأیوس کرده است.
*شرکتهای نفتی خارجی تنها به میزان تولیدی می‌اندیشند که بازپرداخت هزینه‌ها و سود آنها را مقدور سازد و این شرکتها هیچ گونه دغدغه‌ای در مورد آینده ذخایر ندارند. از آنجا که پیمانکار تنها امور سفارش شده را انجام می‌دهد ممکن است توجهی به مشکلات پس از تحویل میدان نداشته باشد. خصوصاً در میادینی که فرآیند توسعه آنها طولانی است.
*این گونه از قراردادهای نفتی ریسکها و عدم قطعیتهایی را برای شرکت نفت خارجی در پی دارد.
باید توجه داشت ریسک‌های پیمانکار در قراردادهای بیع متقابل به دو گروه عمده تقسیم می‌شود:
1- دسترسی نداشتن به تولید کافی ناشی از کاهش نفت قابل برداشت در مخزن برای بازپرداخت هزینه ها؛
2- افزایش هزینه‌های سرمایه‌ای مورد نیاز پروژه از سقف قرارداد، به دلایل غیر منتسب به مدیریت بهینه پیمانکار مثل پارامترهای ناشناخته میدان.
بنظر می‌رسد در قراردادهای بیع متقابل که تا کنون منعقد شده است، ریسک پیمانکار ناچیز بوده و عملا ریسک قابل توجهی به آنها متوجه نبوده است.179
*در صورتی که پروژه مستلزم سرمایه‌گذاری بلند مدت باشد زمان کافی وجود ندارد تا تکنولوژی‌های مدرن را به میزان قابل توجهی جذب نماید. و همچنین شرکتهای نفتی خارجی را از منافع بلند مدتشان (زمان کوتاه در بیع متقابل)در ایران محروم می‌نماید.
یکی از مسایلی که در قراردادهای بیع متقابل بطور بسیار مشخص مطرح است وجود مکانیزم‌های کنترلی و نظارتی روی نحوه اجرای پروژه است.، این نظارتها مباحثی را در بر می‌گیرد شامل:
-شرکت ملی نفت ایران کلیه نظارتها و کنترل‌ها را مطابق با قرارداد، مادامی که در عملیات توسعه پیمانکار خللی وارد نکرده و مداخله تلقی نگردد، اعمال می‌نماید.
-شرکت ملی نفت ایران می‌تواند منطقه عملیاتی را مورد بازرسی قرار دهد تا مطمئن شود که پروژه مطابق با قرارداد اجرا می‌شود.
-شرکت نفت می‌تواند کلیه اسناد و یادداشت‌های پیمانکار را در خصوص پروژه مورد بازرسی قرار دهد.180
قراردادهای بیع متقابل به گونه‌ای طراحی شده که شرکتهای نفتی طرف قرارداد، هیچ نقشی در عملیات تولیدی طرحها نداشته و از زمان تولید مخازن و رسیدن به اهداف تعیین شده، طرح به تحویل بهره برداران ایرانی می‌رسد. و این کارشناسان داخلی هستند که با دانش فنی روز، بهترین روشها را جهت تولید صیانتی به کار می‌برند. البته پیمانکار در طول دوره توسعه میدان، تحت مدیریتی مشترک با طرف ایرانی، برای رسیدن به اهداف طرح، منطبق با برنامه تولید صیانتی از مخزن تلاش می‌کند. کسانی که شرکتهای نفتی را به حضور دراز مدت دعوت می‌کنند نسخه‌ای در جهت حذف نیروهای داخلی از فرآیند حاکمیت بر تولید می‌پیچند که به هیچ وجه به صلاح کشور نیست.
در این قراردادها هرچند تکنولوژی سخت افزاری منتقل می‌شود اما به دلیل کوتاه بودن دوره قراردادها انگیزه برای انتقال تکنولوژی نرم افزاری و مهارتهای مدیریتی نسبت به قراردادهای مشارکت در تولید کمتر است.
حجم و سطح پایین آموزش، به علاوه ضعف در شیوه‌های مدیریتی به روز و کارآمد در اداره امور نیروی انسانی و آموزش دیدگان موجب پیوستن نیروهای جوان مستعد آموزش دیده به سازمانهای خارجی می‌شود.
*به عبارتی دوره زمانی قرارداد بیع متقابل کوتاه(8-10سال) و به هر حال بسیار کوتاه‌تر از طول عمر میدان می‌باشد، اما تطبیق منافع پیمانکار و شرکت ملی نفت ایران در
