از مهم‌ترین ویژگی‌های یک‌قرارداد نفتی، قابلیت رقابت با سایر قراردادهاي نمونه و همچنین توانایی جذب سرمایه‌گذاری خارجی است. هردولتی متناسب با شرایط اقتصادی-سیاسی حاکم بر کشور و با توجه به اوضاع و احوال پیرامون خود، از نمونه قراردادی استفاده می‌کند که توانایی جذب سرمایه‌گذار و ایجاد مشوق براي ورود به میادین نفتی را داشته باشد. از دهه70 شمسی قراردادهای بیع متقابل، قرارداد نمونه اصلی کشورمان می‌شوند. این نوع قرارداد در واقع شکل تکمیل شده قراردادهای نفتی بود که از سال1353 به موجب قانون نفت سابق، قرارداد نمونه اصلی کشورمان شده بود اما بعدها با اعمال تغییرات و همچنین به واسطه خصوصیات خود، به نام بیع متقابل شناخته شد. گرچه این قرارداد برای حدود سه‌دهه توانسته بود منافع ملی کشورمان را تامین کند، اما کم‌کم جذابیت و قابلیت رقابتی خود را به دلایل مختلفی از دست داد. پرداختن به چرایی از دست‌رفتن جذابیت‌های بیع متقابل، مجال دیگری را می‌طلبد. به‌همین دلیل سرانجام دولتمردان ایرانی با مدنظر قراردادن این موضوع که بیع متقابل با توجه به حجم تحریم‌ها و همچنین استفاده کشورهای رقیب همجوار از نمونه قراردادهای جذاب‌تر، قابلیت رقابتی خود را از دست داده، دست به تدوین قرارداد نمونه جدیدی زدند که قرارداد «آی.پی.سي» (Iranian Petroleum Contract) نام گرفت. اهداف اولیه این نمونه قرارداد، جلب و جذب سرمایه‌گذار خارجی براي ورود به مخازن نفتی، ایجاد مشوق برای سرمایه‌گذاری، توسعه استفاده از تکنولوژی و فناوری‌های نوین در عملیات‌های نفتی، افزایش بهره‌برداری و تولید از میادین و مخازن مشترک نفتی، حفظ قدرت رقابتی این قرارداد با نمونه قرارداد کشورهای همجوار و... بود. این قرارداد سعی کرده است تا ضمن رعایت محدودیت و الزامات قانونی داخلی ایران، از نمونه قراردادهای کشورهای دیگر نیز استفاده کرده و مشوق‌های مناسبی به منظور جذب‌سرمایه‌گذار معتبر خارجی در قرارداد لحاظ کند. گرچه قرارداد جدید نیز همچون قراردادهای بیع متقابل، نوعی قرارداد خرید خدمت محسوب می‌شود، با این حال تفاوت‌هایی اساسی با بیع متقابل دارد که تلاش می شود در ادامه به مهم‌ترین آنان اشاره شود.
حذف سقف هزینه‌های نفتی و جایگزینی برنامه مالی عملیاتی سالانه
یکی از مهم‌ترین خصوصیات قراردادهای بیع متقابل که همواره مورد انتقاد جدی پیمانکاران خارجی قرارداشت، پیش‌بینی سقف برای هزینه‌های نفتی بود. شیوه فعالیت قراردادهای بیع متقابل به این صورت بود که پیمانکار خارجی موظف بود تا در همان ابتدای قرارداد، کلیه هزینه‌های خود را پیش‌بینی کرده و به تایید کارفرمای ایرانی برساند. این هزینه‌ها قطعی محسوب می‌شد و تخطی از آن منجر به عدم استهلاک هزینه‌های صورت گرفته می‌شد. به عنوان مثال پیمانکار در ابتدای قرارداد، هزینه لازم برای اتمام پروژه را 100میلیون دلار اعلام می‌کرد. این هزینه سقف محسوب می‌شد و طرف ایرانی تحت هر شرایطی تنها همان 100میلیون دلار را، آن نيزدر صورت هزینه کرد، به پیمانکار باز پرداخت می‌کرد. حال اگر پروژه نیاز به 20میلیون دلار اضافه داشت، این مبلغ به پیمانکار بازپرداخت نمی‌شد اما در قراردادهای جدید این سقف حذف شده و در عوض آن برنامه مالی سالانه پیش‌بینی شده است. این برنامه بر اساس نیازهای واقعی مخزن،رفتار آن و برنامه‌های مدنظر کارفرما به صورت سال به سال تصویب می‌شود. مسئول بررسی و تصویب این برنامه سالانه «کارگروه مشترک مدیریت» است که تعداد آن به صورت مساوی از نمایندگان کارفرما و پیمانکار تشکیل می‌شود. برنامه مالی سالانه باعث شده تا هزینه‌های پروژه واقعی‌تر و همچنین منعطف باشد. البته تصمیم‌هاي این کارگروه باید به تصویب مقام مسئول در شرکت ملی نفت برسد.
پیش‌بینی پرداخت دستمزد
یکی از مهم‌ترین انتقادات وارده به بیع متقابل، عدم سوددهی کافی بیع متقابل برای پیمانکار بود. در قراردادهای بیع متقابل بر مبنای «نرخ بازگشت سرمایه» مقداری سود به پیمانکار پرداخت می‌شد، به این صورت که به عنوان مثال در همان ابتدای قرارداد تعیین می‌شد تا 16درصد از کل هزینه‌های صورت گرفته به عنوان سود به پیمانکار پرداخت شود؛ چیزی شبیه به آنچه در برخی قراردادهای ساخت ساختمان دیده می‌شود. این شیوه از سوددهی ثابت، به خصوص زمانی که کشورهای رقیب از نمونه قراردادهای مشارکتی استفاده می‌کنند که طی آن پیمانکار در بخشی از تولیدات شریک می‌شود وبه عنوان مالک، بخشی از تولیدات را از آن خود می‌کند، قاعدتا جذابیتی برای پیمانکار معتبر خارجی ایجاد نمی‌کرد. در نتیجه قرارداد جدید ایران، شیوه جدیدی از پرداخت دستمزد را پیش‌بینی کرد که به نظر می‌رسد دارای جذابیت کافی برای سرمایه‌گذار باشد. در قراردادهای «آی.پی.سی» به ازای هربشکه نفت تولیدی، دستمزدی به صورت نقد به پیمانکار خارجی پرداخت می‌شود. این موضوع مشابه همان چیزی است که در قراردادهای کشور عراق استفاده می‌شود که طی آن مثلا به ازای هر بشکه نفت استخراجی دو دلار دستمزد به پیمانکار پرداخت می‌شود. در قراردادهای جدید ایران نیز در میادین نفتی به ازای هر بشکه نفت تولیدی و در میادین گازی نیز به ازای هر هزار فوت مکعب گاز تولیدشده توسط پیمانکار، مقداری وجه نقد به عنوان دستمزد به وی پراخت می‌شود. این دستمزد، جدا از اصل هزینه‌های صورت گرفته توسط پیمانکار است که باید به صورت کامل به وی بازپرداخت شود. به‌نظر می‌رسد این شیوه از پرداخت، بتواند انگیزه کافی برای ورود به میادین نفتی ایران و همچنین اهتمام پیمانکار به افزایش تولید در چارچوب برنامه‌های مصوب را به همراه داشته باشد.
تقسیم بندی مناطق عملیاتی
مسلم است درجه اهمیت میادین نفتی برای کشور صاحب مخزن متفاوت است. به عنوان نمونه، کشورمان علاوه بر میادینی که در داخل قلمرو سرزمینی خود داراست، دارای میادین ومخازن مشترک بسیاری با کشورهای همسایه نیز هست. موضوعی که باعث ایجاد نوعی رقابت میان کشورهای همسایه براي برداشت و تولید هرچه بیشتر از میادین شده است. بنابراین میادین نفتی مشترک، در درجه اهمیت بالاتری نسبت به میادین داخلی قراردارند، زیرا به عنوان مثال در میادین مشترک پارس جنوبی، هر لحظه غفلت از سوی کشومان منجر به برداشت بیشتر کشور رقیب از همان میدان می‌شود. از طرف دیگر انجام عملیات نفتی در مخازن مختلف نیز دارای سختی و مشکلات خاص مربوط به خود است. به عنوان نمونه انجام عملیات نفتی در مناطق پرعمق دریایی، قاعدتا سخت‌تر از میادین کم‌عمق دریایی است. به همین دلیل پیمانکاران سعی می‌کنند کمتر وارد میادین پرهزینه شوند مگر آنکه قبلا از سود ونتیجه آن مطمئن شده باشند. قرارداد بیع متقابل تفاوت خاصی میان میادین قایل نمی‌شد، بنابراین تفاوت خاصی میان میادین پرهزینه و کم هزینه ایجاد نمی‌کرد. این مساله رغبت پیمانکار برای ورود به مخازن پرریسک را کمتر می‌کرد. اما قراردادهای آی.پی.سی با مدنظر قراردادن این موضوع و با تقسیم‌بندی مناطق عملیاتی، نوعی توازن میان مناطق مختلف ایجاد کرده است. در قراردادهای جدید مناطق بر مبنای سختی عملیات در آن و همچنین درجه اهمیت برای کشورها، تقسیم‌بندی شده‌اند. به هر میدان به واسطه میزان اهمیت و سختی کار در آن، نوعی ضریب ریسک اختصاص داده می‌شود. به عنوان مثال مناطق پر عمق دریایی و یا میادین مشترک، دارای ضریب ریسک بالاتری نسبت به میادین کم عمق یا مناطق خشک هستند. این ضریب ریسک در میزان سود پیمانکار تاثیر مستقیم دارد. در نتیجه هرچه ضریب ریسک میدان بالاتر باشد، دستمزد و سود بیشتری به پیمانکار تعلق می‌گیرد. به این ترتیب به نظر می‌رسد پیمانکار انگیزه بیشتری برای ورورد به میادین مهم و سخت‌تر داشته باشد.
ورورد سرمایه‌گذار به مرحله تولید
از سال1353 و با تصویب قانون نفت در آن سال، ورود پیمانکار به مرحله تولید مطلقا ممنوع شد. گرچه بعدها به موجب قانون نفت اصلاحی 1390 آن قانون نسخ می‌شود، اما باز هم پیمانکار در قراردادهای بیع متقابل همچون قراردادهای سلف خود، مجوزی برای ورود به مرحله بهره‌برداری نداشت. بیع متقابل در ابتدا فقط برای مرحله توسعه مورد استفاده قرار می‌گرفت که بعدها مرحله اکتشاف نیز به صورت توامان به مرحله توسعه اضافه شد. اما برای اولین‌بار پس از پیروزی انقلاب اسلامی، در چارچوب قرارداد آی.پی.سی پیمانکار خارجی می‌تواند خود وارد مرحله تولید شده و بهره‌برداری از میدان را نیز خود برعهده بگیرد. در واقع قراردادهای آی.پی.سی به سه نوع مدل قراردادی تقسیم می‌شوند. قرادادهایی که از مرحله اکتشاف شروع، سپس وارد مرحله توسعه و در نهایت مرحله تولید می‌گردد؛ قراردادهايی که از مرحله توسعه آغاز و به تولید منتهی می‌شود و دسته سوم نيزقراردادهایی که مربوط به ازدیاد و بهبود ضریب بازیافت هستند. البته لازم به ذکر است كه گرچه بهره‌برداری توسط پیمانکار خارجی صورت می‌گیرد، اما این مرحله به نام و از طرف شرکت ملی نفت ایران انجام می شود. پیمانکار هیچ حق و ادعایی نسبت به نفت تولیدی و مخزن نمی‌تواند داشته باشد.
تشکیل شرکت‌های مشارکتی
یکی دیگر از تغییرات قراردادهای آی.پی.سی نسبت به بیع متقابل، الزام پیمانکار خارجی به تشکیل شرکت مشارکتی با شرکت‌های ایرانی است. در قراردادهای جدید به منظور انتقال فناوری مدرن به داخل کشور، شرکت‌های خارجی طبق مفاد قرارداد، ملزم و مکلف به تشکیل شرکت‌های مشارکتی با شرکت‌های داخلی ایرانی شده‌اند تا از طریق آن امکان پیشرفت شرکت‌های ایرانی در زمینه‌های مرتبط با عملیات‌های نفتی مهیا شود. به این ترتیب برای انجام عملیات‌های نفتی، شرکت‌های خارجی بايد به انضمام یک شرکت ایرانی عملیات نفتی را انجام داده و تعهدات قراردادی خود را از این طریق انجام دهند.
افزایش طول دوره قرارداد
یکی از انتقادات وارده از سوی پیمانکاران خارجی به بیع متقابل، کوتاه بودن طول دوره قراردادهای بیع متقابل بود. این کوتاهی هم باعث محدود شدن قدرت عمل پیمانکار می‌شد و هم منجر به خروج هرچه زودتر از میادین، که طبیعتا با توجه به منوط بودن بازپرداخت کلیه هزینه‌های نفتی از تولیدات مخزن، خروج پیمانکار برای سرمایه‌گذار نامطلوب محسوب می‌شد و به همین دلیل این مساله عموما مورد انتقاد سرمایه‌گذار بود. در الگوی جدید قراردادی ایران به منظور ایجاد مشوق بیشتر برای حضور در میادین نفتی، طول دوره قرارداد افزایش قابل ملاحظه داشته است.
بر مبنای اصول کلی آی.پی.سی طول دوره قراردادی بیست سال است که در صورت انجام عملیات‌های افزایش و بهبود ضریب بازیافت، حداکثر یک دوره پنج ساله دیگر به طول مدت قرارداد اضافه می‌شود. البته نقطه آغاز مدت قرارداد از زمان آغاز مرحله توسعه است بنابراین مدت زمان مرحله اکتشاف لحاظ نمی‌شود. بنابراين در عمل طول دوره قراردادی بیشتر از بیست و پنج سال می‌شود.
به صورت کلی قراردادهای آی.پی.سی تفاوت‌های زیادی با نمونه قراردادهای بیع متقابل دارند، که البته بررسی و بیان تمامی آنان در حوصله این مقاله نمی‌گنجد، پس تنها به بیان مهم‌ترین آنان پرداخته شد. به نظر می‌رسد الگوی جدید، توانایی جذب و جلب سرمایه خارجی را داشته باشد، گرچه تا زمانی که با این الگو، قراردادی منعقد نشود نمی‌توان با یقین در مورد این موضوع اظهار نظر کرد.