توزیع سرمایه اولیه در طول دوران توسعه میدان

دستمزد: دستمزد پیمانکار عددی مقطوع است که مطابق قراردادهای بیع متقابل از محصول تولیدی تامین می شود و عبارت است از جبران خدمات پیمانکار برای انجام فعالیت های مهندسی، تجهیز، سفارش، خرید تجهیزات مورد نیاز و ساخت، تامین مالی پروژه و انتقال فن آوری. البته مسایل مختلفی چون ریسک مخزن، ریسک افزایش هزینه، ریسک عملکرد و ریسک تاخیر بر میزان دستمزد پیمانکار تاثیر گذار است و پیمانکار می تواند با توجه به این ریسک ها در زمان انعقاد قرارداد بیع متقابل دستمزد بیشتری را مطالبه کند.
دانلود متن کامل پایان نامه در سایت fumi.ir

هزینه های بانکی: در روش بیع متقابل تامین مالی پروژه بر عهده ی پیمانکار است به همین منظور ممکن است پیمانکار از بانک وام بگیرد یا از سرمایه ی خود به منظور انجام عملیات پروژه استفاده کند. همان طور که می دانیم عملیات پروژه ممکن است بین ۴ تا ۵ سال تداوم داشته باشد که در این مدت پیمانکار باید بهره ی وام دریافتی را بپردازد از سوی دیگر اگر از سرمایه ی خود استفاده کرده باشد خواب سرمایه را باید در نظر بگیرد.

لازم به یادآوری است که مطابق مقررات بانک مرکزی نرخ بهره ی بیش از ۵/۵ قابل پرداخت از سوی شرکت ملی نفت ایران نیست بنابراین ممکن است پیمانکار با ریسک عدم پرداخت بهره ی وام دریافتی مواجه شود.[۱۶۳]

جدول توزیع اصل سرمایه، هزینه های بانکی و پاداش

استفاده از قراردادهای بیع متقابل در بخش بالادستی صنعت نفت ایران رایج است که با مرور زمان و استفاده از این قراردادها در میادین متعدد ریسک هایی که این قرارداد می تواند برای طرفین آن به ویژه شرکت نفتی خارجی به وجود آورد عبارتند از:
الف) دوره زمانی قراردادهای بیع متقابل کوتاه است(۸ تا ۱۰ سال) بنابراین همگرایی منافع پیمانکار و شرکت ملی نفت دشوار است. این در حالی است که در قراردادهایی مثل مشارکت در تولید دوره ی زمانی بسیار بیشتر از قراردادهای بیع متقابل می باشد و معمولا نزدیک به عمر میدان است.
ب) تحویل میدان نفتی به شرکت ملی نفت توام با ریسک آسیب به توسعه ی میدان در بلند مدت است. زیرا شرکت ملی نفت ایران توانایی مالی و فنی کافی برای توسعه ی بهینه ی میادین نفتی را ندارد.
ج) از آنجایی که سود پیمانکار در قراردادهای بیع متقابل ثابت است و پس از انجام عملیات باید میدان را در اختیار شرکت ملی نفت قرار دهد بنابراین اشتیاق چندانی به افزایش بازیافت پروژه نخواهد داشت. به عبارت دیگر از آنجایی که شرکت نفتی خارجی از بهینه شدن میدان نفتی در طول عمر میدان بهره ای نمی برد به نظر می رسد که هیچ تضمینی برای بهینه سازی میدان وجود ندارد.
د) انعطاف پذیری[۱۶۴] قراردادهای بیع متقابل پایین است به همین دلیل ممکن است با وقوع حوادث و شرایط غیر منتظره روابط قراردادی پیمانکار و شرکت ملی نفت دچار مشکل شود.
ه) محدودیت های مربوط به پرداخت ها
و) سرمایه گذاری بیشتر از میزان پیش بینی شده: ممکن است در طول عملیات اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی، پیمانکار با مشکلاتی مواجه شود که نیازمند سرمایه گذاری بیشتری نسبت به هزینه های سرمایه ای مندرج در قرارداد باشد. در این صورت مطابق قرارداد بیع متقابل شرکت نفتی خارجی هیچ حقی نسبت به دریافت هزینه های مازاد ندارد.[۱۶۵]
ز) ریسک قیمت به طوری که اگر قیمت های جهانی نفت پایین تر از قیمت مندرج در قرارداد شود بازپرداخت هزینه ها، بهره ی بانک ها و حق الزحمه ی پیمانکار به تاخیر می افتد.[۱۶۶]
ح) شرکت نفتی خارجی تنها نقش یک سرمایه گذار منفعل را دارد و پس از اکتشاف و تولید نفت خام باید کلیه ی عملیات را به شرکت ملی نفت ایران تحویل دهد و مطابق قرارداد، خدمات تکنولوژیکی ارائه دهد.[۱۶۷] بدین ترتیب از آنجایی که حق الزحمه ی پیمانکار عدد ثابتی است افزایش قیمت نفت خام هیچ عوایدی برای پیمانکار نخواهد داشت و سود آن متعلق به شرکت ملی نفت ایران خواهد بود.[۱۶۸]
ت) پیمانکار در قراردادهای بیع متقابل تنها یک مجری است بنابراین پس از پایان وظایف و عملیات مندرج در قرارداد، احساس مسئولیتی نسبت به مشکلاتی که ممکن است در آینده و در دوران مدیریت شرکت ملی نفت به وجود آید و موضع حفظ توان تولید نفت خام در آینده نخواهد داشت.
ی) مساله ای که برای کشورهای در حال توسعه از جمله ایران دارای اهمیت است انتقال فن آوری می باشد به نظر می رسد که انتقال فن آوری از سوی پیمانکار در قراردادهای بیع متقابل تنها زمانی به درستی صورت می گیرد که پیمانکار از امضای قراردادهای بیع متقابل در آینده مطمئن باشد.[۱۶۹]
به نظر می رسد که ریسک های قرارداد بیع متقابل در مقایسه با قراردادهایی که تا بدین جا مورد بررسی قرار دادیم بیشتر است و این مساله می تواند به کاهش انگیزه ی شرکت های نفتی خارجی برای سرمایه گذاری در میادین نفتی ایران منجر شود. به نظر می رسد که شرکت ملی نفت ایران باید تا جایی که امکان دارد این ریسک ها را مرتفع کند یا کاهش دهد. به دلیل ریسک های متعدد قرارداد بیع متقابل، این قرارداد اغلب برای میادینی به کار می رود که تجاری بودن آن، محرز شده باشد؛ به عبارت دیگر وام دهندگان و شرکت نفتی خارجی به سادگی به انعقاد قرارداد بیع متقابل تن نمی دهند و تنها زمانی با انعقاد قرارداد موافقت می کنند که مقدار کافی نفت خام در میدان به منظور بازپرداخت بدهی ها وجود داشته باشد.[۱۷۰]
گفتار ششم- قراردادهای خدمات فنی و تخصصی
قرارداداهای خدمات فنی و تخصصی چندان در مرحله ی اکتشاف و بهره برداری کاربرد ندارد. از این شکل قراردادی اغلب برای افزایش تولید نفت یک میدان یا توسعه ی آن استفاده می شود. همچنین به وسیله ی این قراردادها، دولت میزبان ضمن تحمیل ریسک های موجود در پروژه به پیمانکار، مالکیت و نظارت بیشتر خود را بر نحوه ی انجام عملیات و میزان تولید نفت خام تضمین می کند.
در قراردادهای فنی و تخصصی اصل بر این است که شرکت نفتی هیچ حقی نسبت به نفت خام استحصالی ندارد، ضمن سرمایه گذاری در میدان و انجام تعهدات قراردادی مستحق دریافت حق الزحمه به صورت نقدی و هزینه های صورت گرفته جهت اتمام عملیات است. البته برخی از دولت ها با درج شروط قراردادی دیگر مبادرت به تلفیق قراردادهای فنی و تخصصی با قراردادهای خدماتی با ریسک نموده اند. به عنوان نمونه مطابق بند ۵ ماده ۱۹ نمونه قرارداد خدمات فنی عراق(۲۰۰۹) هزینه های افزایش و بهینه سازی تولید نفت خام و ارائه ی خدمات[۱۷۱] ممکن است در صورت توافق طرفین به وسیله ی غیر نقدی و با برداشت نفت خام پرداخت شود.[۱۷۲] این در حالی است که پرداخت حق الزحمه[۱۷۳] ی پیمانکار باید به صورت نقدی باشد.
از ویژگی های مثبت قراردادهای خدمات فنی و تخصصی که ریسک های یک پروژه را در مقایسه با قراردادهای بیع متقابل به نحو مطلوبی تقسیم می کند می توان به این موارد اشاره کرد:

بر خلاف قراردادهای بیع متقابل ایران قراردادهای خدمات فنی و تخصصی اغلب برای دوره زمانی طولانی منعقد می شوند مطابق ماده ۳ نمونه قرارداد خدمات فنی عراق(۲۰۰۹)، این قرارداد پس از امضا برای مدت زمان ۲۰ سال اعتبار دارد. همچنین مطابق ماده ۱۳ پیش نویس لایحه جدید قانون نفت عراق(۲۰۰۷) طرح توسعه میادین نفتی ممکن است بین ۱۵ تا ۲۰ سال متغیر باشد و در صورت بروز شرایط جدید و مسایل فنی و اقتصادی که افزایش این مدت را توجیه کند می توان با مذاکرات جدید تا ۵ سال به این مدت زمان افزود. به همین دلیل شرکت نفتی خارجی انگیزه ی بیشتری برای سرمایه گذاری، استفاده از فن آوری های پیشرفته و استفاده از روش های ازدیاد برداشت دارد.
عکس مرتبط با اقتصاد

از سوی دیگر مطابق قراردادی که در سال ۲۰۰۹ میان دولت عراق و کنسرسیوم شرکت های «بریتیش پترولیوم» و «CNPC» برای توسعه ی میدان نفتی «رمیله»[۱۷۴] منعقد گردید مکانیزم پاداش حاکم است و به ازای تولید هر بشکه نفت خام مازاد از میدان، ۲ دلار پاداش آن پرداخت خواهد شد.

تربیت و آموزش نیروهای کشور میزبان از جمله وظایف پیمانکار است به عنوان نمونه مطابق قرارداد میدان رمیله شرکت های نفتی موجود در میدان موظف شده اند تا حداقل پنج میلیون دلار برای آموزش نیروهای عراقی صرف کنند.

بازگشت سریع سرمایه و سقف بالای بازپرداخت ها از دیگر مزیت های قراردادهای خدمات فنی و تخصصی است. می توان این طور گفت که طرفین قرارداد(شرکت نفتی خارجی و دولت میزبان) وارد یک بازی برد-برد شده اند.[۱۷۵]

به کمک قرارداد خدمات فنی و تخصصی، می توان ضمن حفظ مالکیت و کنترل منابع نفتی توسط شرکت ملی نفت از مزایای مدیریت زبده و فن آوری های مدرن شرکت های خارجی استفاده نمود.[۱۷۶]
ماده ۲ قرارداد مذکور اظهار می دارد: «پیمانکار موضوع قرارداد متعهد به انجام امور زیر است:

عملیات مرتبط با ترمیم و توسعه مجدد میدان برای ارتقای تولید نفت خام…

ارزیابی سالانه حداکثر ذخایر موجود در منطقه ی تحت قرارداد، فراهم نمودن تمام سرمایه ی لازم، تجهیزات، ماشین آلات، فن آوری، پرسنل و خدمات مورد نیاز برای عملیات نفتی؛

پرداخت تمام هزینه ها و مخارج مورد نیاز برای اجرای عملیات مرتبط با میدان نفتی بر اساس طرح های مصوب و برنامه های کاری به منظور افزایش تولید نفت خام مطابق قرارداد؛

تامین مالی و انجام تعهدات مطابق مفاد قراردادی…».

علی الاصول در قراردادهای خدماتی قید می کنند که نمی توان بر اساس این قرارداد اقدام به تشکیل مشارکت، انجام عملیات به صورت مشترک یا جوینت ونچر نمود. بند ۱ ماده ۲۴ نمونه قرارداد خدماتی عراق اظهار می دارد: «به طور صریح موافقت شده است که هدف این قرارداد نمی تواند ایجاد مشارکت مدنی، جوینت ونچر یا هر نوع دیگری از مشارکت ها باشد و نباید طوری تفسیر شود که چنین مشارکت هایی را تجویز نماید».

مبحث دوم- قراردادهای توام با ریسک بیشتر برای کارفرما

گفتار نخست- قراردادهای خدماتی محض[۱۷۷]
قرارداد خدماتی محض به قراردادهایی گفته می شود که بین یک پیمانکار و دولت میزبان منعقد می گردد و به واسطه ی آن، پیمانکار مکلف می شود تا خدمات فنی در زمینه ی پروژه های نفتی به دولت میزبان اعطا کند و یا خدماتی را در زمان معینی به دولت میزبان ارائه دهد. سرمایه گذاری شرکت نفتی خارجی طرف قرارداد به مواردی چون تهیه ی تجهیزات، نیروی انسانی و… که برای انجام خدمات مورد نظر دولت میزبان نیاز است، محدود می شود.[۱۷۸]
همان طور که از نام قرارداد خدماتی محض نمایان است، تمام ریسک ها بر عهده ی دولت میزبان می باشد و پیمانکار تنها خدمات تصریح شده در قرارداد را انجام می دهد و در مقابل بهای آن خدمات را مطابق قرارداد دریافت می نماید. به عبارت دیگر شرکت نفتی خارجی ارائه دهنده ی خدمات مسئولیتی در قبال شکست اکتشاف و توسعه ی میدان نفتی ندارد و تنها مطابق قرارداد فیمابین خدمات فنی-مهندسی را ارائه می دهد. به عنوان نمونه پیمانکار حفاری چاه های نفتی را بر عهده می گیرد صرف نظر از این که نفت خام تولید شود یا ارزش آن چه میزان باشد پس از انجام خدمات مورد نظر، مطابق قرارداد خدماتی محض، دولت موظف می گردد تا هزینه های و دستمزد پیمانکار را پرداخت نماید.
بازپرداخت هزینه های شرکت ارائه دهنده ی خدمات در قرارداد مشخص می شود که ارتباط چندانی به اجرای پروژه یا عوامل بازار ندارد. دستمزد شرکت ارائه دهنده ی خدمات اغلب به وسیله ی نرخ های ساعتی و روزانه یا مقطوع محاسبه می گردد. پرداخت ها ممکن است پس از اتمام خدمات یا در مواعد معین صورت بگیرد.
پس از ملی شدن صنعت نفت(۱۹۷۵) یا به عبارت دیگر دولتی شدن صنعت نفت در ونزوئلا، مقنن قانونی را به تصویب رساند که بر اساس ماده ۱ آن، تمام فعالیت های مرتبط با نفت اعم از بالادستی و پایین دستی بر عهده ی دولت این کشور قرار گرفت و دولت از انعقاد قراردادهایی چون امتیازی، مشارکت در تولید و… منع گردید. ماده ۱ اظهار می دارد: «هر چیزی که با اکتشاف نفت، قیر و سایر هیدروکربن ها در سرزمین ونزوئلا ارتباط دارد یا به توسعه ی میادین موجود نفتی، تاسیس کارخانه یا پالایشگاه، حمل و نقل و نگه داری ترکیبات هیدروکربونی و کلیه اعمالی که به مدیریت منابع نفتی مرتبط است، از این پس توسط دولت ونزوئلا انجام می گیرد…». بدین منظور دولت ونزوئلا شرکت ملی نفت ونزوئلا را تاسیس نمود تا کلیه ی اعمال مرتبط با نفت خام و مواد هیدروکربنی را انجام دهد.
شرکت ملی نفت ونزوئلا مجاز گردید تا برای اکتشاف و توسعه نفت میادین نفتی قراردادهای خدماتی محض را با شرکت های نفتی خارجی یا داخلی منعقد کند. ماده ۵ قانون ملی کردن صنعت نفت ۱۹۷۵ اشعار می دارد: «دولت باید تمام فعالیت های مذکور در ماده ی ۱ این قانون را به صورت مستقیم توسط سازمان های دولتی یا بنگاه های اقتصادی دولتی انجام دهد با این شرط که برای ارتقای عملکرد می توانند موافقتنامه ی عملیات مشترک با سایر سازمان ها و بنگاه های اقتصادی دولتی امضا نمایند. لازم به یادآوری است که چنین موافقتنامه هایی تاثیری بر نقش دولت نخواهد داشت.
در موارد ویژه و در صورتی که منافع عمومی ایجاب می کند، سازمان ها یا بنگاه های دولتی می توانند با بخش خصوصی موافقتنامه هایی امضا نمایند و بخشی از فعالیت ها را برای مدت زمان مشخصی به آنها واگذار کنند البته حاکمیت و مدیریت دولت باید تضمین شود. اجرای چنین موافقتنامه هایی مستلزم تصویب کمیته ی ویژه ی کنگره ی ونزوئلا است…».
گفتار دوم- قراردادهای پیمانکاری عمومی[۱۷۹]
به وسیله ی قرارداد پیمانکار عمومی، شرکت ملی نفت با توجه به رویکرد انتقال ریسک به اشخاص ثالث و توانایی پایین مدیریت، اقدام به استخدام یک پیمانکار عمومی می کند. مطابق قرارداد فیمابین پیمانکار عمومی(که از تخصص بالایی برخوردار است) امر اکتشاف و بهره برداری را بر عهده می گیرد با این قید که می تواند برای انجام برخی از کارهای پروژه، پیمانکاران دست دوم(برون سپاری[۱۸۰]) استخدام کند.
در قراردادهای پیمانکاری عمومی، نظارت بر اعمال پیمانکاران دست دوم بر عهده ی پیمانکار عمومی است و در واقع ریسک های متعدد پروژه به پیمانکار عمومی منتقل می شود.
در مقایسه با قرارداد EPC، قرارداد پیمانکاری عمومی ریسک کمتری را برای شرکت ملی نفت به همراه می آورد زیرا امر مدیریت پروژه بر عهده ی پیمانکار اصلی گذاشته می شود و شرکت ملی نفت تنها به عنوان یک کارفرما می تواند بر امور نظارت کند.
پرداخت هزینه ها و دستمزد پیمانکار بر عهده ی شرکت ملی نفت(کارفرما) است به عبارت دیگر کارفرما باید تامین مالی پروژه را بر عهده بگیرد. این در حالی است که مشکل اصلی ایران تامین مالی و کمبود سرمایه است. از سوی دیگر هرگز نباید همه ی تخم مرغ ها را در یک ظرف قرار داد به همین منظور ولو در صورت داشتن سرمایه ی کافی، شزکت ملی نفت نباید امر اکتشاف و بهره برداری را به یک پیمانکار عمومی بدهد.
جدای از هزینه های بالای عملیات اکتشاف و بهره برداری، مدیریت پروژه امر بسیار مهمی است که باید در اختیار پیمانکار خبره و با تجربه گذاشته شود. به همین منظور استفاده از سایر اشکال قراردادی که تامین مالی پروژه و مدیریت آن را بر عهده ی شرکت نفتی خارجی دارای صلاحیت قابل قبول می گذارد اولویت دارد.
همچنین انتخاب پیمانکاران دست دوم، تایید صلاحیت آنها، تامین کالاها و تجهیزات، هماهنگی میان امور پروژه و پیمانکاران دست دوم و انجام کارهای پروژه در کمترین زمان و با مناسب ترین هزینه از جمله وظایفی است که یک پیمانکار عمومی باید آن را بر عهده بگیرد. به نظر می رسد استفاده از قرارداد پیمانکاری عمومی ریسک های پروژه را به درستی تخصیص نمی دهد و مدیریت نمی کند بنابراین نمی تواند در پروژه های اکتشاف و بهره برداری مورد استفاده قرار بگیرد.
پیمانکار عمومی باید در امر اکتشاف و بهره برداری دارای تخصص باشد زیرا مطابق قرارداد، نمی تواند همه ی امور پروژه را برون سپاری نماید و به پیمانکاران دست دوم منتقل کند. همچنین پیمانکار عمومی در برابر اعمال پیمانکاران دست دوم در برابر کارفرما مسئولیت دارد بنابراین پیمانکار عمومی باید از نظر مالی نیز در سطح بالایی باشد.
لازم به یادآوری است که معمولا در طرح های بالادستی نفت از قراردادهای پیمانکاری عمومی کمتر استفاده می شود زیرا سرعت کار پایین می آید و هزینه ی اجرای پروژه بسیار افزایش می یابد.[۱۸۱]
گفتار سوم- قراردادهای مهندسی و طراحی، تامین کالا، ساخت و راه اندازی [۱۸۲] [۱۸۳]
قرارداد مهندسی طراحی تامین کالا و ساخت و راه اندازی قراردادی است که به وسیله ی آن سه مرحله ی عمده ی ساخت یک پروژه به وسیله ی یک قرارداد به پیمانکار محول می شود و پیمانکار باید در تاریخ و به هزینه ی مقطوع، پروژه را تحویل دهد.[۱۸۴]
استفاده از این نوع قرارداد نسبت به قرارداد امانی هزینه ی بیشتری دارد اما در مقابل ریسک کمتری را برای کارفرما به همراه می آورد. همچنین تامین مالی پروژه محور قراردادهای EPC آسان تر از قراردادهای امانی است.
با توجه به این تعریف، قراردادهای EPC را باید نوعی از قراردادهای خدماتی دانست زیرا بر خلاف قراردادهای BOT و مشارکت در تولید پیمانکار حقی نسبت به نفت خام موجود در میدان ندارد و تنها در برابر دریافت حق الزحمه و بازپرداخت هزینه ها، عملیات را انجام می دهد. همچنین هیچ گونه حق مالکیتی نسبت به پروژه برای پیمانکار به وجود نخواهد آمد. این در حالی است که در قراردادهای BOT، سرمایه گذار برای دوره ای مالکیت پروژه را به عهده خواهد داشت. بدین ترتیب می توان قراردادهای EPC را در زمره ی قراردادهای خدماتی محسوب کرد.[۱۸۵]
در کنار این مزیت ها باید به این پرسش پاسخ دهیم که آیا استفاده از قرارداد EPC در بخش بالادستی صنعت نفت ممکن است و در صورت استفاده کارآمد خواهد بود؟
اکتشاف و بهره برداری از میادین نفتی در مقایسه با پروژه های دیگر چون ساخت نیروگاه یا پالایشگاه ریسک بیشتری دارد زیرا تاخیر در تولید نفت خام به مقیاس تجاری به دلایلی چون نامساعد بودن آب و هوا، موقعیت جغرافیایی صعب العبور، مشکلات فنی، ریسک های قانونی و سیاسی امری طبیعی است. حتی اگر در قرارداد EPC قیمت را به صورت مقطوع تعیین کنیم، تاریخ اتمام پروژه را مشخص نماییم و ضمانت نامه های متعددی از پیمانکار اخذ کنیم نمی توانیم چنین ریسک هایی را مرتفع کنیم.[۱۸۶]
از آنجایی که تامین مالی پروژه های EPC اغلب بر عهده ی کارفرما است بنابراین برای استفاده از قرارداد EPC در فرایند اکتشاف و بهره برداری نخست باید مطالعات امکان سنجی دقیقی صورت بگیرد و وجود منابع هیدروکربوری محرز شود. این در حالی است که ریسک مشخصه اول قراردادهای نفتی است که ناشی از ماهیت عملیات اکتشاف و بهره برداری است به طوری که می توان با این مشخصه قراردادهای نفتی را از سایر قراردادهای بلندمدت توسعه صنعتی تفکیک نمود.[۱۸۷] در صورتی که مطالعات دقیقی نیز صورت پذیرد باز هم نمی توان با ضریب اطمینان بالایی تولید نفت در مقیاس تجاری را احراز نمود. مطابق ماده ۷۱ شرایط عمومی پیمان، «در صورتی که کارفرما در نقشه ها یا مدارک فنی مرتکب اشتباهی شود، خود مسئول ریسک ناشی از آن خواهد بود». پس از انجام این مرحله شرکت ملی نفت با توجه به توانایی های خود نخست طرح کلی پروژه را تهیه می کند و به وسیله ی آن اقدام به برگزاری مناقصه می نماید.
به کمک قرارداد EPC، شرکت ملی نفت به عنوان کارفرما، پیمانکاری را انتخاب می کند. پیمانکار مذکور طرح خود را ارائه و طی مذاکراتی با شرکت ملی نفت قرارداد EPC را تنظیم و حقوق و تعهدات را در آن به دقت بیان می کنند. مطابق قرارداد EPC پیمانکار باید سه بخش پروژه که عبارت است از طراحی، تامین کالا و ساخت را بر عهده گرفته و در بازه ی زمانی مشخص آنها را انجام دهد.
از آنجایی که سه تعهد مهندسی، تامین کالا و ساخت بر عهده ی یک پیمانکار است، وی می تواند همزمان با طراحی و مهندسی پروژه، قسمتی از عملیات ساخت را نیز آغاز نماید بدین ترتیب زمان مورد نظر برای اتمام پروژه کاهش خواهد یافت.
به وسیله ی قرارداد EPC، بسیاری از ریسک های پروژه به پیمانکار منتقل می شود و پیمانکار موظف است ریسک ها را مدیریت کند. کارفرما نیز برای مدیریت پروژه و نظارت بر عملکرد پیمانکار باید شخصی را به عنوان مشاور یا پیمانکار مدیریت پروژه انتخاب نماید زیرا راهبری پروژه نیازمند تعیین اهداف است تا پیمانکار متناسب با آنها اقدام کند.
بر خلاف قراردادهای BOT که پیمانکار برای مدتی مالک پروژه می شود و از این راه هزینه های آن را مستهلک می کند در قراردادهای EPC رابطه ی کارفرما و پیمانکار تنها تا مرحله ی راه اندازی است و مالکیت پروژه همچنان با کارفرما خواهد بود.[۱۸۸]
استفاده از قراردادهای EPC در بخش بالادستی صنعت نفت می تواند ریسک های متعددی را به همراه داشته باشد که مهم ترین آنها به شرح زیر است:
الف) ناتوانی در تامین مالی پروژه و پرداخت به موقع مبالغ قراردادی به پیمانکار جهت انجام عملیات پروژه. در قراردادهای EPC دولت میزبان با تامین منابع مالی در صدد انعقاد قرارداد پیمانکاری برمی آید و تمام هزینه ها را متقبل می شود.[۱۸۹] اما به نظر می رسد که استفاده از این نوع قراردادها نمی تواند با اهداف دولت میزبان هماهنگ باشد. فی الواقع یکی از دلایل استفاده از پیمانکاران خارجی، تامین مالی و سرمایه گذاری خارجی در این پروژه ها است این در حالی است که در قراردادهای EPC تامین مالی به عهده کارفرما است.
ب) از آنجایی که مناقصه پیش از تکمیل قسمت مهندسی پروژه انجام می شود کارفرما یا مالک دقیقا نمی تواند برنامه ی کاری و نحوه ی مهندسی را پیش بینی کند.
ج) تنظیم مراحل مهندسی، طراحی، تامین کالا و ساخت و راه اندازی نیازمند مهارت های بالای مدیریتی است. همان طور که گفتیم کارفرما(شرکت ملی نفت) باید توانایی زیادی در مدیریت پروژه داشته باشد. کارفرما باید به کمک مشاوران خود، پیمانکار واجد صلاحیت را انتخاب کند و بر انجام کار وی نظارت دقیق داشته و ریسک های پروژه را مدیریت نماید. بر خلاف سایر قراردادهای بالادستی نفت، به وسیله ی قراردادهای EPC، کارفرما باید نقش فعال تری را بر عهده بگیرد و خود قادر به مدیریت ریسک، برنامه ریزی برای پروژه و تامین مالی باشد.
د) پیمانکار EPC مسئولیت عمده ی پروژه را بر عهده دارد بنابراین انتخاب پیمانکار باید به دقت و با توجه به صلاحیت ها و تجربه ی آن صورت گیرد.[۱۹۰]
ه) قراردادهای EPC از انعطاف پذیری بالایی برخوردار نیستند به طوری که اغلب قیمت به صورت مقطوع[۱۹۱] تعیین می شود و شرح کاری معینی تهیه می گردد و بر اساس آن پیمانکار تعهدات خود را انجام می دهد.[۱۹۲] یکی از مشکلات قراردادهای EPC عدم توانایی در پیش بینی دقیق هزینه ها است بدین ترتیب ممکن است میان کارفرما و پیمانکار در رابطه با قیمت مقطوع در حین انعقاد قرارداد اختلاف به وجود آید.
البته باید یادآوری کنیم که روش هایی چون «واحد به واحد» و «بازپرداخت هزینه ها» نیز از روش های دیگر پرداخت حق الزحمه و هزینه های پیمانکار است. به وسیله ی روش واحد به واحد پروژه را به واحدهای مختلف تقسیم می کنند و بر اساس تعداد واحدها هزینه ها و حق الزحمه ی پیمانکار مشخص می گردد.[۱۹۳] مطابق روش بازپرداخت هزینه ها، کارفرما متعهد می شود تا هزینه های اجرای طرح و حق الزحمه ی پیمانکار را پرداخت کند. این روش ممکن است ریسک افزایش هزینه ها را بر کارفرما تحمیل نماید.[۱۹۴]
و) در کنار این ریسک ها، قانونگذار ایران با هدف حمایت از شرکت های پیمانکاری داخلی، «قانون حداکثر استفاده از توان فنی و مهندسی تولیدی و صنعتی اجرایی کشور در اجرای پروژه ها و ایجاد تسهیلات به منظور صدور خدمات» را در سال ۱۳۷۵ به تصویب رساند. مطابق قانون مذکور شرکت ملی نفت ایران موظف است تا پروژه های صنعت نفت را به پیمانکاران ایرانی ارجاع دهد و تنها زمانی می تواند از پیمانکاران خارجی استفاده کند که شرکت های پیمانکاری ایرانی توانایی انجام آن را نداشته باشند، شورای اقتصاد این موضوع را تصویب نماید و پیمانکاران ایرانی و خارجی با مشارکت یکدیگر پروژه را انجام دهند با این قید که سهم طرف ایرانی نباید کمتر از ۵۱ درصد باشد(ماده ۳ قانون مذکور).