ج) هزینه عملیاتی: هزینه ­هایی است که با تأیید کتبی قبلی کارفرما مستقیماً، ضرورتاً و منحصراًً در ارتباط با اجرای فعالیت­های عملیاتی (از طریق تولید زودرس تا تاریخ تحویل پروژه)، تأمین قطعات یدکی که توسط پیمانکار در طول دوره تولید زودرس تأمین می­ شود و حق بیمه جزیی قابل اعمال (در صورتی که پوشش

بیمه­ای پروژه که توسط پیمانکار تأمین شده خارج از مرحله توسه هر فاز باشد) صورت ‌می‌گیرد.

د) هزینه­ های مساعدت و ارائه خدمات فنی در مرحله تولید و بهره ­برداری: منظور از این نوع هزینه­ ها،
هزینه ­هایی است که در طول مرحله تولید پس از تحویل پروژه و به منظور مساعدت و ارائه خدمات فنی به کارفرما در عملیات تولید به پیمانکار تحمیل و توسط وی پرداخته می­ شود.

۲-۳-۴٫ تضمین برداشت صیانتی از مخازن نفت و گاز در مدت قرارداد

یکی از مهم­ترین مسائل در تولید نفت و گاز، تولید صیانتی است. سابقه این موضوع که اولین بار در ایالات متحده آمریکا مطرح شد به دهه ۱۹۳۰ میلادی برمی­گردد. موضوع تولید صیانتی برای اولین بار در قانون اصلاح قانون نفت مصوب خردادماه ۱۳۹۰ تعریف شده است. ‌بر اساس بند ۷ ماده یک این قانون، تولید صیانت شده از منابع نفت عبارت است از: «کلیه عملیاتی که منجر به برداشت بهینه و حداکثری ارزش اقتصادی تولید از منابع نفتی کشور در طول عمر منابع مذکور می­ شود و باعث جلوگیری از اتلاف ذخایر در چرخه تولید نفت ‌بر اساس سیاست­های مصوب می­گردد.» دو نکته مهم در این تعریف وجود دارد:

الف) حداکثر سازی ارزش اقتصادی: حداکثرسازی ارزش اقتصادی منابع نفتی در حقیقت دامنه تولید صیانتی را از فرایند استخراج نفت و گاز و تولید نفت و گاز خام فراتر برده و به دنبال تولید محصولات نهایی حاصل از نفت و گاز تولیدی در کشور است. به تعبیر دیگر، نفت و گاز دیگر یک محصول نهایی محسوب نمی­ شود. اگرچه هدف شرکت­های نفتی، حداکثرسازی سود در کوتاه و میان مدت است نه بهینه­ سازی فرایند تولید از میدان در بلندمدت.^[۸۹]

ب) طول عمر مخزن: از دیگر ویژگی­های قانون اصلاحی جدید نفت توجه به نگاه دراز مدت به برنامه تولید مخزن است از این رو در انتخاب برنامه ­های تولیدی باید به میزان قابل استحصال ذخائر در طول عمر مخزن توجه شود.

یکی از شروط لازم جهت بهینگی قراردادهای نفتی، رعایت موازین تولید صیانتی و ازدیاد برداشت در بلندمدت، یعنی در خلال عمر مفید مخزن و نه عمر قرارداد است. از این رو در تولید صیانتی باید به مجموع کل تولید از مخزن در خلال عمر مفید آن با توجه به محدودیت­های ناشی از خصوصیات طبیعی و فعلی مخزن توجه کرد. ضریب بازیافت در حال حاضر در مخازن نفتی ایران حدود ۲۶ درصد است که نسبت به متوسط جهانی (۳۵ درصد) بسیار پایین است ‌به این معنا که در مقابل هر ۱۰۰ بشکه نفت موجود در مخزن نفتی، شرکت ملی نفت ایران با توجه به فناوری ­های در اختیار و دانش موجود خود تنها قادر است ۲۶ بشکه از آن را استحصال کند ‌بنابرین‏ به منظور افزایش میزان استخراج نفت خام در کشور و به منظور دستیابی به اهداف پیش ­بینی شده در چشم­انداز ۱۴۰۴ باید ضمن استفاده بهینه از میادین و مخازن نفتی موجود به کشف میادین جدید اقدام شود. در کنار این امر، استفاده از روش­های بازیافت ثانویه و ثالثیه به منظور افزایش ضریب بازیافت با بهره گرفتن از آخرین تکنولوژی و دانش فنی می ­تواند راهگشا باشد. در این خصوص گفته شده است که در راستای تضمین صیانتی از میدان، نسل سوم قراردادهای خدماتی بیع متقابل، ‌بر اساس شروط مندرج در متن قرارداد اصلی و همچنین پیوست تخصیص یافته ‌به این منظور، هم پیمانکار و هم کارفرما مکلف به رعایت ضوابط مدیریت صیانتی مخزن شده و باید تمام ضوابط و رویه ­های مرتبط با حفظ صیانت مخزن قبل از انعقاد قرارداد مذاکره شده و تحت عنوان مدیریت جامع مخزن همه موارد مربوط به بهینه­ سازی صیانت مخزن مورد توجه و توافق شرکت ملی نفت قرار گیرد.^[۹۰]

۲-۳-۵٫ تعیین نرخ بازگشت سرمایه ­گذاری متناسب با شرایط هر طرح

یک سرمایه ­گذاری زمانی می ­تواند سودآور تلقی شود که سرمایه ­گذاران انتظار بازگشت اصل سرمایه و دریافت سود بیشتری را داشته باشند. درخشان بر این اعتقاد است که «قراردادهای نفتی را نباید فقط در چارچوب ملاحظات حقوقی و از منظر انطباق با قانون اساسی و اصول حاکمیت و مالکیت بر ذخایر نفتی بررسی نمود. این ملاحظات از شروط لازم در قراردادهای نفتی است اما مطلقاً از شروط کافی محسوب نمی­ شود»^[۹۱]. یکی از روش­هایی که امروزه در تعیین و انتخاب اقتصادی­ترین پروژه­ ها متداول است، روش «نرخ بازگشت سرمایه»^[۹۲] است. بند ۵ قسمت «ب» ماده ۱۴ قانون برنامه چهارم به شرکت ملی نفت ایارن اختیار داده است که نرخ بازگشت سرمایه برای پیمانکـاران را متناسب با شرایط هر طرح و با رعایت ایجاد انگیزه برای بکارگیـری روش­های بهینه در اکتشاف، توسعه و بهره ­برداری تعیین کند. در قراردادهای خدماتی بیع متقابل ضابطه پذیرش یا رد پروژه جهت سرمایه ­گذاری ‌بر اساس معیاری به نام نرخ بازگشت سرمایه صورت می­پذیرد. اصولاً نرخ بازگشت سرمایه، جذابیت اقتصادی پروژه را بیان می­دارد و معمولاً محاسبه این نرخ با بهره گرفتن از یکی از دو روش ارزش فعلی خالص یا درآمد یکنواخت سالیانه انجام می­پذیرد. ‌بر اساس روش ارزش فعلی خالص، از تساوی قرار دادن ارزش فعلی درآمدها و هزینه­ ها، نرخ بازگشت سرمایه حاصل می­ شود. در روش دیگر، بامساوی قرار دادن درآمدها و هزینه­ های سالیانه ‌می‌توان ‌به این نرخ دست یافت. در این نوع قراردادها وقتی میدان به سطح تولید کامل برسد، بهره ­برداری از میدان توسعه یافته به شرکت ملی نفت ایران واگذار می­ شود و شرکت نفتی بین ­المللی هزینه­ های خود به علاوه حق­الزحمه اضافی را از طریق تخصیص نفت خام میدان توسعه یافته ‌بر اساس یک نرخ بازگشت سرمایه توافق شده بازیافت می­ کند.^[۹۳]

نکته­ای قبال توجه آنکه نسل­های جدید قرارداد خدماتی بیع متقابل با یک تخمین اولیه از هزینه­ های سرمایه­ای منعقد می­ شود و سقف قطعی هزینه­ های سرمایه­ای این نوع قراردادها که ترکیبی از هزینه­ های مستقیم^[۹۴]، درصد معینی از هزینه­ های مدیریت^[۹۵] و هزینه­ های اجرایی برخی از فعالیت­های انحصاری و خاص از سوی شرکت­های وابسته به پیمانکاران بین ­المللی^[۹۶] است، پس از انعقاد قرارداد و انجام مهندسی پیشرفته و مناقصات تحت نظارت شرکت ملی نفت ایران در ظرف مدت معینی تعیین می­ شود.

۲-۳-۶٫ ضرورت واگذاری قراردادهای فرعی از طریق مناقصه