بازار گاز عراق برای ایران

دالغا خاتین اوغلو، کارشناس حوزه انرژی ایران در نشریه اروپایی نچرال گس وورلد و مدیر اخبار ایران خبرگزاری ترند آذربایجان/

بعد از یک‌سال تاخیر به‌خاطر بدهی معوق عراق به ایران به دلیل ساخت خط لوله گازی نفت شهر- بغداد و همچنین مشکل چگونگی پرداخت پول گاز صادراتی (گشایش ال.سی و اختلاف پیرامون قیمت گاز)، نهایتا ایران صادرات گاز به همسایه غربی خود را به‌صورت محدود آغاز کرد.

رستم قاسمی وزیر نفت سابق ایران در دوران محمود احمدی نژاد (که در دوران ریاست جمهوری حسن روحانی نیز مدتی رئیس ستاد توسعه اقتصادی ایران و عراق بود) در پاییز سال 1393 درباره قیمت گاز صادراتی گفته بود که قیمت هر متر مکعب ۴۳ سنت خواهد بود. در همان مقطع قیمت گاز صادراتی به ترکیه 50 سنت بود. قیمت گاز معمولا با تاخیری چند ماهه تابع قیمت نفت است و از آن زمان تاکنون قیمت نفت تقریباً به نصف کاهش یافته است. اما به هر حال، قیمت گاز ایران برای عراق کمتر از ترکیه است.«تایفون یئنر اوموجو» مدیر سابق امور بین‌المللی و توسعه تجارت شرکت نفت ترکیه در گفت‌وگو با نشریه تخصصی «نچرال گس وورلد» اظهار کرد: «گفته می‌شود قیمت گاز صادراتی ایران هنگام تحویل در مرز عراق هم اکنون متر مکعبی ۴۰ سنت است که قیمت بالایی است، اما وقتی صحبت از نیاز هست، قیمت اولویت نیست.» وی خرید گاز ایران به این قیمت را برای عراق مناسب توصیف کرد و گفت که نباید قیمت گاز ایران به مشتریان خود را با قیمت گاز روسیه به اروپا مقایسه کرد (که هم اکنون حدود ۱۸ سنت است). او اضافه کرد: «سیستم صادرات روسیه در اروپا گسترده و میزان صادرات بالاست. اما شرایط برای ایران و مشتریان منطقه‌ای ایران، فرق می‌کند».

بازار عراق

البته ژانویه سال جاری، سنجابی شیرازی عضو اتاق مشترک بازرگانی ایران و عراق در گفت‌وگو با «ایسنا» گفت اختلافاتی در توافق روی قیمت و حجم گاز صادراتی با عراق وجود داشت که قرار شد تغییراتی انجام شود. بازار عراق برای ایران اهمیت بسزایی دارد، چرا که تولید گاز تجاری این کشور سالانه تنها یک میلیارد متر مکعب است. اگرچه میزان فلرینگ (سوزاندن گازهای همراه در مشعل‌ها) در عراق به ۱۶ میلیارد متر مکعب نیز بالغ می‌شود، اما برنامه‌ مهار این میزان گاز تا ۱۵ سال آینده در نظر گرفته شده است. عراق فعلا در حوزه تولید برق نیازمند گاز ایران است. از طرفی نیروگاه‌های جدید برقی عراق در بغداد و بصره از سوی خود ایران ساخته شده است. بخش عراقی خط لوله گازی (نفت‌شهر- بغداد) نه تنها به دست شرکت‌های ایرانی (از جمله شرکت مهندسی و توسعه گاز ایران) ساخته شده، بلکه خود خطوط لوله به طول ۲۷۰ کیلومتر نیز به‌وسیله‌ شرکت‌های ایرانی احداث و تحویل عراق شده است.با وجود این ایران صاحب این خط لوله به ارزش ۴۵۰ میلیون دلار نیست، چرا که اخیرا امیرحسین زمانی‌نیا معاون وزیر نفت ایران گفت که یکی از علت‌های تاخیر در ارسال گاز به عراق، موضوع بدهی معوق این کشور به شرکت‌های ایرانی از بابت ساخت خط لوله است. قرار است شرکت‌های ایران خط لوله ۱۴۷ کیلومتری دیگری در جنوب عراق نیز بکشند تا گاز ایران را تحویل نیروگاه رمیله بصره دهد. اخیرا عباس علی‌آبادی مدیر عامل شرکت مپنا گفت که قراردادی برای ساخت نیروگاه سه هزار مگاواتی رمیله به ارزش 5/ 2 میلیارد یورو امضا شده و ساخت این نیروگاه نیز آغاز شده است. این شرکت ایرانی، نیروگاه‌های صدر بغداد و نجف را نیز ساخته و تحویل عراق داده است.

صادرات برق ایران و تاثیر آن بر فروش گاز

ایران در سال‌های ۲۰۱۳ و ۲۰۱۵ دو قرارداد با عراق امضا کرد تا روزانه ۲۵ میلیون متر مکعب گاز به بغداد و به همین میزان نیز به بصره صادر کند تا در نیروگاه‌های برقی مورد استفاده قرار گیرد. البته خود عراق نیز ظرفیت تولید ۱۳ هزار مگاواتی برق را دارد که فعلا این نیروگاه‌ها با سوخت مایع کار می‌کنند. به این ترتیب در بازار گاز عراق، ایران نه تنها صادرکننده گاز، بلکه سازنده خطوط لوله و توسعه‌دهنده بخش مصرف‌کننده گاز نیز هست. ایران سال گذشته خورشیدی حدود 75/ 5 تراوات ساعت برق نیز به عراق صادر کرده بود که این رقم بیش از سه‌چهارم کل صادرات برق ایران است. صادرات برق ایران به عراق فعلا با صادرات گاز تهدید نخواهد شد، چرا که نیاز عراق به برق ۷ هزار مگاوات بیشتر از میزان تولید این کشور است و سال‌ها وقت نیاز است تا نیروگاه‌های جدیدی در عراق ساخته شود. ایران فعلا روزانه ۷ میلیون متر مکعب گاز از میادین و پالایشگاه ایلام صادر می‌کند، اما قرار است خط لوله ششم سراسری در سال جاری مالی تکمیل شود. یک شاخه از این خط لوله به ظرفیت ترانزیت ۱۱۰ میلیون متر مکعب در روز به خط لوله نفت‌شهر- بغداد وصل خواهد شد و میزان انتقال گاز به ۱۴ میلیون و سپس در اواخر سال آینده به ۲۵ میلیون متر مکعب خواهد رسید. خط لوله ششم، گاز پارس جنوبی را به مناطق غربی ایران انتقال می‌دهد که بخشی از آن نیز به عراق خواهد رسید. شاخه دیگری نیز سال آینده به مرز بصره کشیده خواهد شد و احتمالا صادرات گاز به بصره نیز از اواسط سال آینده خورشیدی آغاز شود.

قیمت گاز

قیمت گاز صادراتی ایران به عراق اگرچه حدود ۲۰ درصد از ترکیه ارزان‌تر است، اما حاشیه سود آن برای ایران بیشتر خواهد بود. در کنار پروژه‌های گازی و نیروگاهی که عراق به شرکت‌های ایرانی می‌دهد، عملا فاصله پارس جنوبی از بصره و بغداد بسیار کمتر از فاصله این میدان عظیم گازی تا مرز بازرگان ترکیه است. اخیرا مرکز پژوهش‌های مجلس طی گزارشی درباره سود صادرات گاز ایران به بازارهای مختلف ارزیابی کرده که سود خالص صادرات گاز به کشورهای منطقه نزدیک به پارس جنوبی مانند عراق حتی در قیمت‌های پایین نفت، چیزی حدود ۱۰ سنت بر متر مکعب است که رقم بسیار مناسبی است. هزینه تولید، پالایش و انتقال گاز نیز حدود ۱۹ سنت بر متر مکعب است که رقم نازلی است. این رقم در قیمت‌های بالای نفت، یعنی بشکه‌ای حدود ۱۰۰ دلار، می‌تواند به ۳۵ سنت نیز برسد.

* این مقاله بصورت اختصاصی برای نشریه نچرال گس وورلد و روزنامه دنیای اقتصاد نوشته شده است.

خیز ایران برای قراردادهای جدید نفتی

در آستانه اعلام مناقصه‌های نفتی، ایران پنج شرکت دیگر را به لیست شرکت‌های تأیید صلاحیت‌شده برای حضور در پروژه‌های نفت و گاز ایران براساس مدل جدید قراردادهای نفتی موسوم به «IPC» اضافه کرد. این شرکت‌ها شامل شرکت ملی نفت آذربایجان و چهار شرکت روسی روس‌نفت، تات‌نفت، زاروبژنفت و گازپروم‌نفت است.
قبلا شرکت‌های لوک‌اویل و گازپروم روسیه نیز برای ورود به مناقصه‌های ایران تأیید صلاحیت شده بودند و در مجموع تاکنون ٣٤ شرکت خارجی مجاز هستند تا در مناقصه‌های نفتی ایران براساس «آی‌پی‌سی» شرکت کنند.
اهمیت شرکت‌های روسی در این نکته است که بیشترین توافقنامه‌های نفتی را از زمان لغو تحریم‌ها با ایران امضا کرده‌اند. شرکت لوک اویل تاکنون دو تفاهمنامه (برای مطالعه میادین نفتی منصوری و آب تیمور)، شرکت گازپروم نفت (برای مطالعه چشمه خوش و چنگوله)، شرکت زاروبژنفت (برای مطالعه آبان و پایدار غرب) و شرکت تات‌نفت (برای مطالعه میدان دهلران) تفاهمنامه امضا کرده‌اند. ایران چندین تفاهمنامه گازی نیز در ماه‌های گذشته با شرکت‌های روسی امضا کرد.
ذخایر نفت درجای هفت میدان یادشده حدود ٤٠‌میلیارد بشکه است که چیزی حدود ٦‌درصد از کل ذخایر درجای نفت ایران است.
البته تمرکز ایران درحال حاضر روی میادین غرب کارون (ازجمله آزادگان‌شمالی و جنوبی، یاران‌شمالی و جنوبی و یادآوران) است که ٦٤‌میلیارد بشکه نفت در جا دارند. این میادین از یک‌سو با عراق مشترک هستند و از سوی دیگر نیز ضریب بازیافت نفت در این میادین اندک است. به عبارتی حدود بین ٦ تا ١٠‌درصد از ذخایر این میدان در شرایط طبیعی قابل استخراج است و ایران نیاز به تکنولوژی جدید و پیشرفته دارد تا ضریب بازیافت را حداقل به ٢٠‌درصد برساند.
در یک نگاه کلی ایران تاکنون به ٣ دلیل استفاده بسیار مناسبی از میادین نفتی خود نداشته است.
اول این‌که قراردادهای امضاشده با شرکت‌های خارجی به‌گونه‌ای بوده که شرکت طرف قرارداد صرفا به‌عنوان پیمانکار وارد پروژه شده و بعد از راه‌اندازی میدان از پروژه خداحافظی کرده است. نتیجه این‌که نه تمایلی، نه منافعی و نه تعهدی برای افزایش ضریب بازیافت میادین دربین نبوده و به همین خاطر نیز ضریب بازیافت میادین نفتی ایران هم‌اکنون به‌طور متوسط حدود ٢٥‌درصد است.
دوم این‌که، از ‌سال ٢٠٠٧ تا ٢٠١٤ تقریبا ایران هیچ موفقیت قابل‌توجهی در راه‌اندازی میادین جدید نفتی نداشته است. میادین کهنه نفتی نیز که بیش از ٨٠‌درصد تولید نفت ایران را انجام می‌دهند، سالانه با افت تولید مواجه هستند (میزان آن بنا بر برخی منابع، سالانه حدود ٣٠٠‌هزار بشکه در روز است).
موضوع دیگر نیز تزریق گاز و سایر روش‌های صیانتی برای کاهش آهنگ رشد تولید میادین نفتی است. گفته شده بعد از انقلاب تاکنون نزدیک ٦٠٠‌میلیارد مترمکعب گاز به میادین نفتی تزریق شده تا فشار مخزن و میزان تولید نفت را افزایش دهد؛ حال آن‌که باید دوبرابر این میزان تزریق گاز داشته باشیم، هم‌اکنون نیز میزان تزریق سه برابر کمتر از میزان مورد نیاز است و به ٣٠‌میلیارد مترمکعب در‌سال نیز نمی‌رسد.
لازم به ذکر است که گاز تزریقی در مقایسه با قیمت نفت بسیار ارزان است و قرار نیست از این بابت منافعی از دست برود. از طرفی بیش از ٨٠‌درصد گاز تزریق‌شده به میادین نفتی در آینده قابل بازیافت بوده و این گاز در عمل به هدر نمی‌رود.
البته تزریق آب و گاز به‌عنوان روش‌های سنتی افزایش تولید نفت شناخته می‌شود و اگر ایران بخواهد ضریب بازیافت میادین را به صورت چشمگیری افزایش دهد (مانند آنچه عربستان و دیگر کشورهای عرب خلیج‌فارس طی سنوات گذشته انجام داده‌اند) قطعا نیازمند فناوری‌های پیشرفته شرکت‌های غربی خواهد بود.
عربستان ضریب بازیافت نفت از میدان «قوار» را که بزرگترین میدان نفتی جهان است و نیمی از تولید نفت عربستان را انجام می‌دهد تا‌ سال ۲۰۱۵ به بالای ۳۰‌درصد رساند. در همان ‌سال با جمع‌آوری دی‌اکسید‌کربن استخراج‌شده (همراه نفت) و تزریق دوباره آن به میدان، گام مهمی برای افزایش ضریب بازیافت میدان مذکور به ۵۰‌درصد برداشت. عربستان هنوز هم امیدوار است با طرح‌ها و فناوری‌های مدرن‌تر، ضریب بازیافت این میدان را به ۷۰‌درصد هم برساند.
این درحالی است که کل ذخایر نفت‌خام درجای ایران کمی بیش از ٧٠٠‌میلیارد بشکه است و حتی «یک‌درصد افزایش ضریب بازیافت» به معنای افزایش ٧‌میلیارد بشکه‌ای تولید تجمعی نفت ایران خواهد بود که با هر قیمتی می‌تواند جریان درآمدهای بسیار سنگینی را متوجه کشور کند.
در قراردادهای جدید نفتی، شرکت خارجی در درازمدت (در برخی پروژه‌ها ٢٥سال) در پروژه‌های ایران حضور خواهد داشت و ‌درصدی از نفت تولیدشده را تصاحب خواهد کرد. این گزینه هم مشوق و هم تعهدی برای شرکت خارجی خواهد بود که بیشترین نفت را از میادین استخراج کند، چون نفت تولیدی بیشتر به معنی سهم و سود بیشتر برای آن شرکت است.
البته در متن قراردادها موضوع افزایش ضریب بازیافت قید خواهد شد و هزینه‌ها و تعهدات بایستی به دقت بررسی شود، اما ماهیت قراردادهای جدید به‌ صورتی است که هیچ شرکت خارجی نمی‌تواند به موضوع تولید بیشینه (ماکزیمم) از میادین بی‌توجه باشد.

چرا حوزه انرژی قطر غیرقابل تحریم است؟

قطر با ظرفیت تولید روزانه حدود ٦٥٠‌ هزار بشکه نفت خام و به همین میزان میعانات گازی، در عمل کمترین تولید نفت را میان کشورهای عضو اوپک حاشیه خلیج ‌فارس دارد. حتی ظرفیت تولید نفت خام عمان نیز روزانه ٤٠٠‌ هزار بشکه بیشتر از قطر است.

اگرچه کشورهای عرب متحد عربستان در خلیج‌ فارس در ابتدا برای پهلوگیری نفت‌کش‌های حامل نفت و گاز مایع قطر محدودیت اعمال کردند؛ اما به فاصله کمتر از یک روز این محدودیت لغو شد و حتی صادرات گاز طبیعی به امارات نیز ادامه یافت.

در واقع با توجه به اینکه هم‌اکنون حجم عظیمی از نفت مازاد در بازارهای جهانی وجود دارد و قیمت نفت نیز به زیر ٥٠ دلار سقوط کرده (و در سال آینده انتظار می‌رود تولید نفت مازاد در جهان دوباره اوج بگیرد و به ٨٠٠‌ هزار بشکه در روز برسد)، عملا ریسکی برای اختلال در صادرات نفت قطر در سطح جهانی وجود ندارد؛ اما متحدین عربستان با وجود تحریم‌های شدید مانند بستن مرزها و حریم هوایی خود به روی قطر یا قطع تعاملات بانکی و مسدودکردن دارایی‌های اشخاص و شرکت‌هایی از قطر، حوزه انرژی این کشور را مشمول تحریم نکردند.

هم‌اکنون گاز قطر روزانه حدود ٥٦‌ میلیون مترمکعب، معادل تولید دو فاز استاندارد پارس جنوبی، از طریق خط لوله دلفین راهی امارات و عمان می‌شود. صادرات روزانه حدود ٣٠٠‌ میلیون مترمکعب گاز مایع‌شده قطر (معادل ٧٥‌ میلیون تن در سال) نیز طبق روال همیشگی ادامه دارد.

درباره صادرات گاز طبیعی از طریق خط لوله باید یادآور شد که شرکت آمریکایی اکسیدنتال‌پترولیوم و شرکت فرانسوی توتال هرکدام سهمی ٢٤,٥ درصدی در خط لوله دلفین دارند. از طرفی نیمی از برق امارات از نیروگاه‌هایی تأمین می‌شود که با گاز قطر کار می‌کنند. همچنین عمان هم‌اکنون با کسری شدید گاز مواجه است و بخشی از ظرفیت کارخانه‌های مایع‌سازی گاز این کشور به‌دلیل کمبود گاز بی‌استفاده مانده است.

درباره صادرات «ال‌ان‌جی» نیز به‌دلیل وجود گاز مایع مازاد در بازارهای جهانی، قیمت «ال‌ان‌جی» از حدود ٢٠ دلار به‌ازای هر‌ میلیون بی‌تی‌یو (واحد سنجش ارزش حرارتی گاز) به حدود پنج دلار سقوط کرده و در سال‌های پیشِ‌رو نیز بازار «ال‌ان‌جی» به‌‌دلیل راه‌اندازی کارخانه‌های جدید مایع‌سازی گاز در استرالیا، کانادا و آمریکا با مازاد چشمگیر مواجه خواهد شد.

درعین‌حال نباید از یاد برد که شرکت آمریکایی اکسون‌موبیل بیشترین نقش را در توسعه کارخانه‌های مایع‌سازی گاز قطر داشته و در توسعه این پروژه ها به همراه بندر لفان ٣٠‌ میلیارد دلار سرمایه گذاری کرده، ٣٠ درصد نیز در این حوزه قطر سهم دارد. گفتنی است رکس تیلرسون، وزیر خارجه کنونی آمریکا، قبلا مدیرعامل شرکت اکسون‌موبیل بود. از طرفی این شرکت آمریکایی بندر رأس لفان قطر را که همه «ال‌ان‌جی» تولیدی قطر از این بندر راهی بازارهای بین‌المللی می‌شود، توسعه داده است.

شرکت ملی نفت قطر و اکسون‌موبیل همچنین در ترمینال گاز مایع «گلدن‌پس» تگزاس آمریکا شریک هستند و هم‌اکنون پروژه‌ای ١٠‌ میلیارد دلاری برای تبدیل این ترمینال به هاب صادرات «ال‌ان‌جی» در سطح جهانی دارند.
غول نفتی فرانسه، شرکت توتال هم سهمی ١٦,٧ درصدی در پروژه ال‌جی قطر به ظرفیت تولید ٥.٢‌ میلیون تن گاز مایع در سال دارد که مدت قرارداد ٢٥ سال است. این شرکت در پروژه پالایش میعانات گازی بندر رأس لفان نیز ١٠ درصد سهم دارد.
هم‌اکنون ده‌ها شرکت بین‌المللی از جمله شرکت بریتانیایی هلندی رویال‌داچ‌شل، میتسویی، ایدمتسو کوسان و ماروبنی ژاپن و کونوکوفیلیپس آمریکا سهام‌داران پروژه‌های گازی قطر هستند و به این راحتی نمی‌توان با چشم‌بستن بر منافع این شرکت‌های غول نفتی حوزه انرژی، قطر را تحریم کرد.
یعنی برعکسِ ایران که از شرکت‌های خارجی صرفا به‌عنوان پیمانکار استفاده کرده و بعد از اتمام پروژه خداحافظی می‌کرد، قطر ریشه‌ها و ارتباطات عمیقی با غول‌های نفتی جهان دارد.
حتی استقبال‌نکردن پاکستان از تحریم‌های متحدان عرب علیه قطر، موضوع قراردادهای بلندمدت واردات «ال‌ان‌جی» قطر از سوی دولت اسلام‌آباد با تخفیف بسیار خوب و شرایط عالی بود.

توان ایران برای صادرات ال.ان.جی به اروپا

بخش انگلیسی خبرگزاری «ترند» جمهوری آذربایجان در تحلیلی به قلم «دالغا خاتین اوغلو» برآورد کرد ایران با توجه به برنامه های زیرساختی  خود در آینده می تواند صادرکننده گاز طبیعی مایع شده به اروپا باشد.

به گزارش ایرنا، صادرات گاز به اروپا از برنامه هایی است که می تواند در افزایش سهم ایران در تجارت جهانی گاز موثر باشد.
اتحادیه اروپا اکنون حدود ٢٢ تا ٢٣ درصد انرژی موردنیاز خود را از گاز طبیعی تامین می کند و براساس مطالعات پارلمان اروپا، امکان صادرات گاز از سوی ١٢ کشور به این قاره وجود دارد که ایران نیز از جمله این کشورها به شمار می رود.
اکنون ایران ظرفیت صادرات سالیانه ٢٥ میلیارد تا ٣٠ میلیارد مترمکعب گاز از هشت مسیر را به اروپا دارد.
مسیر ایران- عراق- سوریه و همچنین مسیر ترکیه که خود شامل چند مسیر مانند دریای سیاه از طریق جمهور آذربایجان، گرجستان و دریای سیاه و دیگری از طریق ارمنستان، گرجستان و دریای سیاه است، از این مسیرهای صادراتی شمار می رود.
در این مسیر، اجرای خطوط لوله سراسری برای انتقال گاز با حجم و فشار بالا از جمله برنامه های شرکت ملی گاز ایران بوده که در این حوزه تاکنون بیش از ٩ خط لوله در سطح کشور اجرا شده است.
خاتین اوغلو در مصاحبه با اتاق فکر «الشرق فروم» ترکیه گفت که تحریم ها علیه ایران در ژانویه 2016 (دی ماه 1394 خورشیدی) لغو شد و راه را برای صادرات گاز ایران به اروپا هموار کرد.
این خبرگزاری یکی از مشکلات در این زمینه را کمبود گاز برای پاسخگویی به نیاز داخلی دانست و نوشت: تولید ناخالص گاز ایران در پارسال به 285 میلیارد متر مکعب رسید که حدود 9.3 درصد بیش از سال مالی پیش از آن بود و تقاضای گاز خانگی از 91 میلیارد مترمکعب به حدود 100 میلیارد متر مکعب افزایش پیدا کرد.
البته تولید گاز شیرین یا تصفیه شده نزدیک به 230 میلیارد متر مکعب است و هنوز 2 میلیون خانوار ایرانی (از 21 میلیون خانوار) به گاز شهری دسترسی ندارند. بنابراین در آینده تقاضا در این بخش افزایش می یابد؛ مگر اینکه ایران کارایی در این بخش را افزایش دهد.
ترند درباره راهکارهای ایران برای محدودسازی مصرف افزود: اکنون ایران سرمایه گذاری 2 میلیارد دلاری برای بهینه سازی 600 هزار سیستم گرمایی مرکزی در آپارتمان ها را تصویب کرده است.
«ایران می گوید این سرمایه گذاری می تواند با بهینه سازی استفاده از انرژی در بخش خانگی، نیروگاه ها و دیگر بخش ها تا سال 2021 میلادی، دستکم سالیانه 60 میلیارد متر مکعب گاز را صرفه جویی کند».
این خبرگزاری تامین سرمایه 20 میلیارد دلاری برای تکمیل پارس جنوبی و 30 میلیارد دلاری برای تامین تجهیزات تقویت فشار گاز و راه اندازی سکوهای بزرگ را از دیگر نیازها برای صادرات گازی به اروپا اعلام کرد و ادامه داد: توافق گازی 10 میلیارد مترمکعبی در سال ایران با عمان می تواند در سه تا چهار سال آتی محقق شود.
بر پایه این گزارش، تولید گاز عمان انتظار می رود تا سال 2020 به طور چشمگیری افزایش یابد. پس از آن عمان ممکن است به طور جدی در مورد گاز ایران و ساخت یک خط لوله زیردریایی تصمیم بگیرد.
خبرگزاری ترند نوشته است که ایران می تواند با سرمایه گذاری 6 میلیارد دلاری برای تمکیل خط لوله هم سراسری، گاز روزانه 110 میلیون متر مکعب گاز اضافی به مناطق شمال غربی برساند که بخشی از این گاز می تواند به خط لوله دوقلوی تناپ و تاپ را که قرار است اواخر این دهه سالیانه 16 میلیارد مترمکعب گاز جمهوری آذربایجان را به ترکیه و کشورهای واقع در اروپای شرقی صادر کنند، تزریق شود.
به نوشته این خبرگزاری زیرساخت های کنونی ایران اجازه افزایش سالیانه یک میلیارد و 500 مترمکعب صادرات گاز به ترکیه را می دهد که فقط به فصل بهار و تابستان منحصر است، زیرا در فصل سرما، مصرف خانگی گاز در ایران سه برابر می شود.
با این همه،‌ برای رسیدن به هدف صادرات گاز طبیعی مایع، ایران یک طرح ال ان جی به حجم تولید سالیانه 14 میلیارد مترمکعب (10.5 میلیون تن در سال) دارد که بخشی از آن انجام شده است اما دستکم 6 میلیارد تا 9 میلیارد دلار دیگر نیز باید سرمایه گذاری کند تا این طرح تکمیل شود.
ترند نتیجه گیری کرد: برای ایران مایع کردن گاز با استفاده از ظرفیت بیکار گاز طبیعی مایع عمان بسیار سودآورتر است اما در مجموع ایران می تواند در آینده صادرکننده گاز طبیعی مایع به اروپا باشد.

کلاف جذب سرمایه نفتی در ایران

از نوامبر ۲۰۱۵ که کلیات حقوقی قراردادهای جدید نفتی به همراه پیشنهاد ۴۹ میدان نفت و گاز به خارجی‌ها برای سرمایه‌گذاری رونمایی شد، چند دور متن قراردادهای جدید به‌خاطر مخالفت‌های داخلی تغییر کرد. آنچه در قراردادهای جدید مخالفت‌ها را برانگیخته بود، بیشتر موضوع تحویل درصدی از نفت تولیدی به شرکت خارجی و نحوه «اداره و اپراتوری» پروژه‌ها بود که به‌عنوان «نقض مالکیت ملی» از طرف اپوزیسیون دولت مطرح شد. البته نفس تحویل درصدی از نفت تولیدی میدان به شرکت خارجی در قراردادهای «بیع متقابل» نیز وجود داشت و حتی اپراتوری میدان نیز به آنها واگذار می‌شد، اگرچه شرکت‌های خارجی تحت نام «پیمانکار» وارد پروژه‌ها می‌شدند.

تجربه قراردادهای جدید نفتی از نوع «آی‌پی‌سی» البته موضوع جدیدی نیست و با اختلافات اندکی توسعه میادین نفتی عراق از طریق همین مدل قراردادی انجام شده و طی ۱۰ سال گذشته، یعنی از سال ۲۰۰۷، تولید روزانه نفت عراق از حدود ۲ میلیون بشکه به ۴.۵ میلیون بشکه رسیده و انتظار می‌رود تا پایان سال جاری به ۵ میلیون بشکه برسد. این در حالی است که تولید نفت ایران در همین دوره زمانی در رقم ۳ میلیون و ۸۵۰ هزار بشکه درجا زده است.

موضوع بغرنج دیگر، افت سالانه ۳۰۰ هزار بشکه تولید نفت ایران به‌خاطر پیری ۸۰ درصد از میادین نفتی فعال است. ایران با تزریق گاز و آب به میادین نفتی، حفاری چاه‌های بیشتر و موارد صیانتی دیگر فعلا توانسته است سقف تولید خود را ثابت نگه دارد، اما ادامه این روند در سال‌های آینده بسیار دشوار خواهد بود و به توسعه میادین جدید نیاز دارد. موضوع مهم برای ایران نه تنها افزایش ضریب بازیافت (میزان نفتی که از یک میدان می‌شود برداشت کرد)، بلکه موضوع جذب سرمایه است. ایران تنها می‌تواند یک‌چهارم ذخایر میادین نفتی خود را استخراج کند (افزایش ضریب بازیافت مستلزم به‌کارگیری تکنولوژی بسیار پیچیده است). شکی نیست که در وضعیت کنونی و افت قیمت نفت شرکت‌های خارجی بر اساس مدل «بیع متقابل» حاضر به سرمایه‌گذاری در ایران نخواهند بود. مدل‌های به مراتب جالب‌تر با سود بالاتر مانند «مشارکت در تولید» در دنیا وجود دارد که منتظر سرمایه‌گذار هستند. از طرفی طبق آمار آژانس بین‌المللی انرژی پروژه‌های اکتشاف ذخایر جدید نفت در سال ۲۰۱۶ به پایین‌ترین میزان خود طی ۷۰ سال گذشته رسیده است. سرمایه‌گذاری در حوزه نفت و گاز نیز در سال ۲۰۱۵ نسبت به سال قبل آن ۲۵ درصد کاهش یافته و به رقم ۵۸۵ میلیارد دلار سقوط کرد. در این وضعیت، انتظار از سرمایه‌گذاران خارجی برای ورود به پروژه‌های ایران تحت نام «پیمانکار» بیهوده است.

البته تنها حوزه نفت نیست که در سال‌های پیش رو دچار مشکل خواهد شد. هم‌اکنون ایران روزانه ۵۰۰ میلیون متر مکعب گاز از پارس جنوبی تولید می‌کند که سهمی بالای ۶۰ درصدی در تولید گاز کشور دارد. این میدان بعد از تکمیل همه فازهای آن روزانه حدود ۷۰۰ میلیون متر مکعب تولید گاز خواهد داشت. اما نکته اینجاست که میدان پارس جنوبی در سال ۲۰۲۲ یعنی ۵ سال دیگر دچار افت فشار خواهد شد و باید ۲۵ تا ۳۰ میلیارد دلار دیگر فقط برای ممانعت از کاهش تولید گاز و میعانات گازی در این میدان سرمایه‌گذاری شود.

دومین پروژه بزرگ گازی ایران، میدان کیش نیز به رغم آغاز توسعه از دهه گذشته، فعلا مراحل ابتدایی را طی می‌کند و باید جذب سرمایه کند تا فاز اول آن ۲۸ میلیون متر مکعب تولید داشته باشد. در صحبتی که با موسسه وودمکنزی داشتم، باور بر این بود که تولید گاز شیرین ایران در سال ۲۰۲۲ احتمالا به ۳۲۰ میلیارد متر مکعب در سال برسد، البته اگر میدان کیش وارد فاز بهره‌برداری شود. این میزان گاز تنها ۹۰ میلیارد متر مکعب بیشتر از تولید کنونی کل گاز شیرین ایران است. با احتساب افت چشمگیر فشار مخزن پارس جنوبی در پنج سال آینده، احتمالا تولید گاز ایران ۲۰ تا ۲۵ درصد کاهش یابد، مگر اینکه سکوهای فعلی ۱۵۰۰ تنی نصب شده در فازهای پارس جنوبی با سکوهایی ۱۰ برابر سنگین‌تر عوض شود که هر کدام توان نگهداری ۲ تا ۳ کمپرسور را داشته باشند. به عبارتی، به مدد کمپرسورها و نه با تکیه بر فشار طبیعی خود مخزن، می‌توان میزان تولید گاز را تقریبا ثابت نگه داشت. این یعنی، افزایش چشمگیر هزینه تولید گاز از پارس جنوبی. اگر ایران بخشی از ۴۹ میدان نفت و گاز خود را نتواند تا ۵ سال آینده توسعه دهد، شکی نیست که تولید نفت و گاز کشور در نیمه دوم دهه آینده میلادی با افت چشمگیری مواجه خواهد شد.

دالغا خاتین اوغلو کارشناس انرژی نشریه Natural Gas World و مدیر اخبار ایران بخش انگلیسی خبرگزاری ترند. این مقاله بصورت اختصاصی برای روزنامه دنیای اقتصاد نوشته و منتشر شده است.

مسیر توسعه صنعت گاز و پتروشیمی ایران

دالغا خاتین اوغلو*

پویا نعمت‌اللهی؛ کارشناس نفت و روزنامه‌نگار/

سال جدید ایرانی در حالی آغاز می‌شود که ایران سال گذشته بیش از ٩٥ میلیون مترمکعب در روز (م.م.م.ر) به ظرفیت تولید گاز خود اضافه کرده است. برنامه‌ی اصلی ١٤٠ م.م.م.ر بوده؛ اما بر اساس گزارش وزارت نفت، به نظر می‌رسد میزان گفته‌شده در بالا در پایان بهار سال جاری محقق می‌شود.

عمده‌ رشد تولید گاز ایران مبتنی بر ٢٤ فاز اسمی پارس جنوبی (معادل ٢٩ فاز واقعی) است. در سه سال اخیر، به ‌ترتیب ٩٥ ، ٢٧ و ١٠٣ م.م.م.ر به ظرفیت تولید کشور از محل پارس جنوبی اضافه شده و اکنون سطح تولید گاز این منطقه به مرز ٥٠٠ م.م.م.ر رسیده است.

تا پایان بهار امسال این میزان به سطح ٥٤٠ م.م.م.ر می‌رسد و به‌این‌ترتیب، ظرفیت کل تولید گاز ایران به رقم ٨٣٠ م.م.م.ر بالغ می‌شود. برنامه‌ریزی ایران آن است که به سطح ١,٢ میلیارد م.م.ر برسد که این مهم به‌واسطه‌ی تولید از تمام فازها تا سال ٢٠٢١ محقق خواهد شد.
طبق محاسبات انجام‌شده و برحسب گزارش‌هاي فصلی وزارت نفت، متوسط میزان تولید واقعی گاز خام کشور در سال ایرانی قبل، به مرز ٧٨٠ م.م.م.ر رسیده است که حدود ٥٤ م.م.م.ر بیشتر از سال قبل از آن بوده است؛ اما هنوز کمتر از ظرفیت مدنظر است.
بخش پتروشیمی
دو شاخص «ظرفیت اسمی تولید» و «تولید واقعی صنعت پتروشیمی» در سال گذشته‌ ایرانی، رشد کرده است؛ بااین‌حال، ظرفیت خالی مجتمع‌ها حدود پنج درصد نسبت به سال ٩٤ افزایش یافته است. بخشی از این وضعیت، ناشی از معضلات مربوط به تأمین خوراک است. در سال گذشته‌ میلادی، سهم کسری خوراک در ظرفیت خالی پتروشیمی‌ها به حدود ٤٨ درصد رسیده است.
یک دلیل دیگر می‌تواند مربوط به آتش‌سوزی‌هایی باشد که در چند مجتمع پتروشیمی در تابستان گذشته حادث شد. مجتمع‌های بندر‌ امام، مبین، بیستون، بوعلی، تندگویان، ایلام و مارون در این شمول قرار می‌گیرند. این مجتمع‌ها محصولات و مواد اولیه‌ میانی تولید می‌کنند که در سایر مجتمع‌ها به‌عنوان خوراک استفاده می‌شود.

محصولات میانی شامل اتان، اتیلن، هپتان، تولوئن و آروماتیک هستند. این مواد به‌عنوان خوراک به سایر مجتمع‌ها فروخته می‌شود. سهم فروش بین‌مجتمعی محصولات پتروشیمی از کل محصولات تولید‌شده در سال گذشته، ١٦,٨ درصد بوده است. کل ظرفیت تولید اسمی پتروشیمی با ازدیاد ٤.٣ میلیون تُن‌ متریک (م.ت.م) به سطح ٦٢.٢ م.ت.م در سال رسیده است. در همین بخش تولید واقعی ٣.٥ م.ت.م افزایش یافته و به مرز ٤٦.٢ م.ت.م در سال، در سال ایرانی قبل می‌رسد.

یک کارشناس پتروشیمی که نخواست نامش فاش شود، در گفت‌وگو با ژورنال «نچرال گس وورلد» اظهار کرد: در تابستان سال قبل، بازارهای جهانی متانول، اوره و آمونیاک دچار نوسانات قیمتی شدند و برخی مجتمع‌ها ترجیح دادند تولید خود را تا آرام‌شدن اوضاع کاهش دهند. این کارشناس گفت: «قیمت‌های اوره و متانول در اواخر بهار تا تابستان کاهش یافت؛ بنابراین پتروشیمی‌ها در استراتژی‌های خود تجدیدنظر کرده و حتی در برخی موارد ترجیح دادند تولید خود را متوقف کنند و وارد دوره‌ اورهال (تعمیرات اساسی) شوند».
به عقیده‌ این کارشناس، رشد تولید خوراک، تحت‌الشعاع رشد ظرفیت پتروشیمی قرار گرفته است. قیمت‌های متانول ایران در بازار آسیا از ٣٢٠ دلار در ماه مارس ٢٠١٥، به سطح ٢٤٠ دلار در آگوست ٢٠١٦ رسید؛ اما با یک رشد جدید به رقم ٣٨٢ دلار در انتهای سال ایرانی قبل رسید. بخش دیگری از ظرفیت خالی پتروشیمی‌ها به‌خاطر کمبود اتان است. مجتمع‌های پتروشیمی ایران حداقل سالانه ٥,٢٥ م.ت.م از اتان نیاز دارند؛ اما در سال ٢٠١٦ اندکی بیش از ٣.٢ م.ت.م. از این ماده دریافت کرده‌اند. البته به‌تدریج با توسعه‌ فازهای پارس جنوبی، این مشکل مرتفع خواهد شد. طبق برنامه‌ها، تولید اتان قرار است به سطح ١٠ م.ت.م برسد.

در سال مالی ٢٠١٦ – ٢٠١٧ تولید واقعی پتروشیمی ایران ١٢ درصد کمتر از حجم تولید برنامه‌ریزی و حدود ٢٥ درصد کمتر از ظرفیت اسمی بوده است. در نیمه زمستان چیزی حدود بیش از نیمی از کل ظرفیت خالی ١.٤ م.ت.م به خاطر کسری خوراک بوده است؛ چراکه عملا مصارف گرمایش و خانگی - تجاری ایران در فصل سرما، از طریق گاز متان تأمین می‌شود و تقاضای گاز خانگی با شروع فصل سرما، به طرز بسیار چشمگیری افزایش می‌یابد.

در ابتدای زمستان سال قبل نیز ترکمنستان عرضه‌ گاز را به ایران متوقف کرد و خواستار پرداخت بدهی‌های معوق دو‌میلیاردی ایران شد. ترکمنستان در سال ٢٠١٥ حدود ٩ میلیارد مترمکعب گاز به ایران صادر کرده بود؛ اما در سال ٢٠١٦ این میزان نصف شد. ایران نیز از ابتدای سال ٢٠١٧ تمام برنامه‌های گازی خود را بدون نیاز به گاز ترکمنستان اجرائی کرده است.

میزان درآمدهای صادراتی پتروشیمی ایران تا پایان بهمن ماه، حدود ٨.٥ میلیارد دلار بود که تقریبا سه درصد به‌نسبت سال قبل از آن کاهش پیدا کرده است. دلیل آن را باید کاهش قیمت‌های نفت و محصولات پتروشیمی دانست؛ چراکه حجم میزان صادراتی در همین دوره به نسبت دوره‌ قبل، بالغ بر هشت درصد افزایش داشت و به سطح ١٨.٧ م.ت.م رسید.

*** این مقاله در شماره هفتم نشریه‌ تخصصی Natural Gas Worldمنتشر شده است. مقاله به زبان فارسی در روزنامه شرق انتشار یافته است. دالغا خاتین اوغلو کارشناس و مسئول حوزه انرژی ایران، آذربایجان و آسیای میانه در این نشریه است. وی همچنین مدیر اخبار ایران در بخش انگلیسی خبرگزاری ترند است.

گذر ایران به عصر گاز

شاید اغراق نباشد اگر بگوییم ایران از عصر نفت به گاز وارد می‌شود. آمارهای رسمی از برنامه‌ریزی دولت برای سرمایه‌گذاری‌های بخش انرژی نیز نشان می‌دهد دو‌سوم این سرمایه‌گذاری‌ها طی ۱۰ سال آینده در بخش گاز خواهد بود. بر خلاف تاریخ ۱۰۸‌ساله نفت ایران، صنعت گاز کشور حدود ۵۰ سال قدمت دارد و اصولا سهم گاز از مصرف انرژی کشور که از دهه 70 میلادی جایگاه خود را باز کرده، هم‌اکنون نزدیک به ۷۰ درصد است. ایران هم‌اکنون از ۲۳ میدان گازی مستقل و ده‌ها میدان نفتی سالانه توان تولید ۲۸۰ میلیارد متر‌مکعب گاز را دارد که در مجموع ۸۳ درصد از این رقم راهی ۱۳ پالایشگاه می‌شود و مابقی عمدتا یا در مشعل‌ها سوزانده می‌شود، یا به میادین نفتی تزریق می‌شود تا فشار مخازن افزایش یابد.

ایران ۵۰ میدان گازی مستقل دارد که هم‌اکنون تنها ۲۳ میدان توسعه یافته و تولید گاز دارد. بزرگ‌ترین‌ میدان گازی ایران، پارس‌جنوبی که ذخایر بخش ایرانی آن ۱۴ تریلیون متر‌مکعب است، تقریبا ۴۰ درصد ذخایر گازی ایران را تشکیل می‌دهد. سال گذشته ۱۳۰ میلیارد مترمکعب گاز از میدان پارس‌جنوبی تولید شد و برای سال جاری این رقم احتمالا به ۱۵۰ میلیارد مترمکعب برسد. در مجموع، ایران قصد دارد طی دو سال آینده همه فازهای این میدان به غیر از فاز ۱۱ را به بهره‌برداری کامل برساند و تولید گاز پارس‌جنوبی را به حدود ۲۵۰ میلیارد مترمکعب در سال برساند. در چشم‌انداز سال ۱۴۰۰ تولید گاز بیش از ۳۸۰ میلیارد مترمکعب و نیز ۶۰ میلیارد متر‌مکعب در سال صادرات در نظر گرفته شده است. هم‌اکنون گاز سهمی بیش از ۷۰ درصدی در سبد سوخت ایران دارد. مصرف انرژی ایران در دوران بعد از انقلاب اسلامی بیش از ۸ برابر افزایش یافته و این افزایش تقریبا به حساب افزایش چشمگیر تولید گاز بوده است.

*بر اساس آمارهای رسمی وزارت نفت ایران، واحدها بر اساس میلیون بشکه معادل نفت خام است

چشم‌انداز تولید

براساس ارزیابی‌های وزارت نفت، پارس‌جنوبی از سال ۲۰۲۳ با افت چشمگیر فشار مواجه خواهد شد (اصطلاحا به «نقطه شبنم» خواهد رسید) و برای افزایش تولید نیاز به سکوهای تولید گاز ۲۰ هزار تنی (۱۰ برابر سکوهای فعلی) دارد. احتمالا تا سال ۲۰۳۳ تولید گاز از این میدان تقریبا متوقف شود، مگر اینکه تکنولوژی‌های جدیدی به کار گرفته شود. قطر و ایران تاکنون در مجموع 4/ 3 تریلیون مترمکعب از این میدان برداشت کرده‌اند که سهم قطر 5/ 2 برابر ایران بوده است. سهم این میدان تولید گاز ایران بیش از 50 درصد است و در سال‌های آینده این رقم به ۷۰ درصد خواهد رسید.

ایران در حال حاضر ۵۰ میدان نفت و گاز را بر اساس مدل جدید قراردادهای نفتی به خارجی‌ها معرفی کرد که ۲۱ عدد از آنها میادین مستقل گازی با حجمی بالغ بر 5/ 6 تریلیون متر‌مکعب ذخایر درجا است، برنامه‌ریزی شده که تولید این میادین در کل به ۱۴۰ میلیارد متر‌مکعب در سال برسد. ۲۹ میدان نفتی دیگر که تنها ۱۰ عدد آنها میادین توسعه‌نیافته هستند نیز قرار است سالانه ۶۰ میلیارد مترمکعب گاز همراه تولید کنند. کلا انتظار می‌رود این پروژه‌ها در دهه آینده به بهره‌برداری برسند، زمانی که تولید گاز از میدان پارس‌جنوبی و احتمالا چند میدان گازی دیگر به شدت کاهش یابد.

 چشم‌انداز صادرات

ایران با قطع واردات گاز ترکمنستان در ژانویه سال جاری میلادی، به صادرکننده خالص گاز تبدیل شده است. طی سال ۲۰۱۶ حدود 7/ 7 میلیارد مترمکعب گاز به ترکیه صادر شده است. ایران در نظر دارد طی ۵ سال آینده صادرات گاز خود را سالانه به ۶۰ میلیارد مترمکعب برساند، اما احتمال افت فشار در پارس‌جنوبی و عملی شدن توسعه میادین نفت و گاز جدید هنوز در هاله‌ای از ابهام است. احتمال بازگشت تحریم‌ها نیز هنوز منتفی نشده است. از طرفی در چشم‌انداز پنج ساله آینده موضوع تزریق گاز به میادین نفتی برای افزایش تولید نفت مطرح است. ایران نیاز به تزریق سالانه ۹۰ میلیارد مترمکعب گاز به میادین کهنه نفتی دارد، اما هم‌اکنون یک‌سوم این میزان گاز را تزریق می‌کند. ایران باید تاکنون 2/ 1 تریلیون مترمکعب گاز به میادین نفتی تزریق می‌کرد در حالی که تنها ۵۸۰ میلیارد مترمکعب تزریق کرده است. نیاز بخش‌های خانگی، صنعتی و نیروگاهی ایران به گاز نیز تا سال ۱۴۰۰ به حدود ۳۰۰ میلیارد مترمکعب خواهد رسید، بنابراین تنها راه برای تبدیل شدن به صادرکننده مطمئن گاز، بهینه‌سازی مصرف سوخت و جلوگیری از اتلاف انرژی است. ایران سالانه ۱۰ میلیارد متر‌مکعب‌گاز را در مشعل‌ها می‌سوزاند و همین میزان اتلاف گاز در بخش انتقال و توزیع وجود دارد. از طرفی سالانه ۶۰ میلیارد مترمکعب گاز نیز به‌خاطر راندمان پایین نیروگاه‌ها و اتلاف انرژی در خانه‌ها از دست می‌دهد. تنها با کاهش چشمگیر این تلفات ایران می‌تواند به صادرکننده مطمئن و دائم گاز تبدیل شود.

 حوزه پایین‌دستی گاز ایران در افق ۲۰۲۵

در حالی که ایران ظرفیت تولید عملی گاز شیرین خود را به سالانه بالای ۲۰۰ میلیارد متر‌مکعب رسانده است، در افق ۲۰۲۵ کل سرمایه‌گذاری برای ۶ پالایشگاه جدید، همچنین تعمیر، به‌روز‌رسانی و توسعه ۱۳ پالایشگاه فعلی و افزایش ظرفیت ذخیره گاز حدود ۶۴ میلیارد دلار برآورد می‌شود. بخشی از این سرمایه‌گذاری طی سال‌های گذشته انجام شده و بخش دیگری در سال‌های آینده انجام خواهد شد. هم‌اکنون ۱۳ پالایشگاه گاز در ایران فعال هستند که ظرفیت اسمی آنها (نه تولید عملی گاز شیرین) بالای ۲۷۰ میلیارد مترمکعب در سال است، اما عمر برخی پالایشگاه‌ها به بیش از سه دهه می‌رسد، در حالی که پالایشگاه‌های جدید که از سال ۲۰۰۰ تاکنون راه‌اندازی شده‌اند، به‌طور متوسط عمری بالای ۱۰ سال دارند.

برنامه‌های میان‌مدت

ایران در نظر دارد تا مارس ۲۰۲۱ تعداد پالایشگاه‌های گازی خود را به ۱۹ مورد برساند. به این ترتیب ظرفیت تولید گاز شیرین ایران سالانه به ۳۳۰ میلیارد مترمکعب خواهد رسید. در مجموع ایران برای ۴ سال آینده ۶۰ میلیارد دلار سرمایه‌گذاری در بخش میان‌دستی (به خصوص لوله و...) و پایین‌دستی (پالایشگاه‌ها) گاز انجام خواهد داد. تعداد تاسیسات تقویت فشار گاز از ۷۱ ایستگاه فعلی به ۹۰ ایستگاه افزایش می‌یابد و شبکه خطوط لوله انتقال گاز طبیعی ایران از ۳۵ هزار به بیش از ۴۰ هزار کیلومتر خواهد رسید. در مجموع ۲۱ میلیارد دلار در بخش پالایش، ۳۴ میلیارد دلار در بخش انتقال و احداث خطوط لوله گاز و تاسیسات تقویت فشار، ۳ میلیارد دلار در بخش ذخیره‌سازی و 5/ 4 میلیارد دلار برای اجرای شبکه گازرسانی سرمایه‌گذاری خواهد شد.

این مقاله به قلم دالغا خاتین اوغلو بصورت اختصاصی برای روزنامه دنیای اقتصاد نوشته شده است.