خیز عراق برای توسعه میادین نفتی

وزارت نفت عراق با برگزاری کنفرانس مطبوعاتی و فراخوان رسمی، شرکت‌های خارجی را دعوت کرده است تا در پروژه اکتشاف و توسعه ۹ میدان نفت و گاز در جنوب و شرق این کشور مشارکت کنند. انتظار می‌رود تا نیمه سال آینده میلادی، تکلیف این میادین مشخص شود.  دولت عراق در سال ۲۰۰۹ برنامه‌ای برای افزایش تولید روزانه نفت به ۱۲ میلیون بشکه تا سال ۲۰۲۰ تدوین کرد؛ اما با اوج‌گرفتن ناآرامی‌ها و اشغال بخش عظیمی از کشور از سوی داعش، این پروژه با اخلال مواجه شد؛ اگرچه رشد تولید نفت کشور با سرعت بالایی ادامه یافت. در نهایت عراق از موضع تولید روزانه ۱۲ میلیون بشکه به حدود ٩ تا ١٠ میلیون بشکه پایین آمد؛ اما سقوط چشمگیر قیمت نفت از نیمه سال ۲۰۱۴، تمایل شرکت‌های خارجی برای سرمایه‌گذاری در پروژه‌های نفت و گاز را به‌شدت تحت‌تأثیر قرار داده است و در سال گذشته، میزان سرمایه‌گذاری‌های سالانه جهانی در این بخش نسبت به سال ۲۰۱۴، حدود ۳۸ درصد کاهش یافت و به زیر ۷۰۰ میلیارد دلار سقوط کرد. این کاهش برای سال جاری نیز ادامه خواهد داشت و انتظار نمی‌رود در میان‌مدت افزایش چشمگیری داشته باشد.

در نهایت ظرفیت تولید روزانه نفت عراق اکنون به ٤,٧ میلیون بشکه رسیده که نسبت به ابتدای دهه جاری، دو برابر شده است. حدود ۸۵ درصد از تولید کشور از میادین جنوب انجام می‌شود. این مناطق ۶۰ درصد از ۱۴۳ میلیارد بشکه نفت قابل استخراج کشور را در دل خود جای داده‌اند. در رابطه با ۹ میدان یادشده، پنج میدان در مرزهای ایران، سه میدان در مرزهای کویت و یک میدان در آب‌های خلیج‌فارس واقع است.

 بر اساس برآوردهای آژانس بین‌المللی انرژی، احتمالا عراق تا سال ۲۰۲۰ موفق شود تولید خود را به ٥.٤ میلیون بشکه و تا سال ۲۰۴۰ به هشت میلیون بشکه در روز برساند. برآوردهای اوپک و دیگر سازمان‌های بین‌المللی نیز کمابیش چنین آماری را نشان می‌دهد. به عبارتی، اگر عراق واقعا مصمم به تولید بیش از این مقدار در زمان‌های یادشده باشد، باید حداقل با سرعتی مانند آنچه عربستان در دهه ٦٠ و روسیه در دهه گذشته میادین خود را توسعه دادند، دست‌به‌کار شود که در شرایط کنونی امری تقریبا محال است...

اما آنچه همه آمارها و شواهد نشان می‌دهد، تولید عراق تا دو دهه آینده به‌صورت پلکانی افزایش خواهد یافت و رشد چشمگیر تولید نفت این کشور تقریبا قطعی است. در این میان، ایران چندین میدان مشترک نفت با عراق دارد که تولید بغداد تقریبا دو برابر ایران است و به کمک شرکت‌های غول بین‌المللی، با سرعت در حال توسعه این میادین است. ایران نیز بخشی از این میادین، مانند آزادگان و یادآوران را با تکیه به امکانات داخلی یا کمک شرکت‌های چینی توسعه می‌دهد؛ اما با توجه به ضریب بازیافت بسیار نازل این میادین عظیم، چاره‌ای جز همکاری با شرکت‌های غول غربی نیست.

در مواردی، ضریب بازیافت این میادین حدود شش درصد است؛ به عبارتی ۹۴ درصد ذخایر آن در حالت عادی غیرقابل بازیافت خواهد بود. ایران درست دو سال قبل نوع جدیدی از قراردادهای نفتی را معرفی کرد که با استقبال شرکت‌های خارجی مواجه شد؛ اما اعتراض‌های داخلی که بیشتر جنبه سیاسی داشت، چندین دور بازنویسی مفاد آن و در نهایت روی‌کار‌آمدن دونالد ترامپ، باعث تأخیر در اعلام مناقصه‌ها شد و فعلا تا پایان سال جاری خورشیدی مناقصه‌ای در کار نخواهد بود.

البته وضعیت در ایران چندان نیز ناامیدکننده نیست. ارزیابی‌های آژانس بین‌المللی انرژی حاکی از آن است که ایران نیز تولید خود را افزایش خواهد داد و تا سال ۲۰۴۰ به ٥,٤ میلیون بشکه در روز خواهد رساند. اکنون تولید روزانه کشور حدود ٣.٨ میلیون بشکه است. با توجه به اینکه ۸۵ درصد از میادین فعال ایران در نیمه دوم عمر خود هستند و هر سال ۳۰۰ هزار بشکه در روز از تولید آنها کاسته می‌شود، افزایش چشمگیر تولید نفت ایران در بلندمدت موضوع مهمی است؛ به‌ویژه اینکه ایران به‌جز نفت خام، روزانه بالای ۵۵۰ هزار بشکه تولید میعانات گازی نیز دارد که این رقم در سال‌های پیش‌رو به یک میلیون بشکه نیز خواهد رسید.

در این میان، عراق در نظر دارد برای توسعه میادین جدید خود مدل جدیدی از قراردادهای نفتی را تعریف کند. قبلا عراق مانند ایران از قراردادهای بیع متقابل و پیمانکاری استفاده می‌کرد؛ اما از نیمه دهه گذشته به قراردادهای نوع جدیدی روی آورد که بر اساس آن، به ازای تولید هر بشکه نفت، مبلغ ثابتی به شرکت‌های خارجی طرف قرارداد خود می‌پرداخت؛ اما با سقوط قیمت نفت، این رویه برای عراق صرفه اقتصادی ندارد. چراکه قیمت نفت در چهار سال گذشته نصف شده؛ اما هنوز عراق برای تولید هر بشکه نفت، به همان میزان قبلی به شرکت‌های خارجی پول پرداخت می‌کند.

 بنابراین اکنون می‌خواهد مدل دیگری از قراردادها را آزمایش کند که فعلا درباره ماهیت این قراردادها اطلاع‌رسانی نشده است. مدل جدید قراردادهای نفتی ایران نیز بسیار شبیه به قراردادهای عراق است؛ اما ایران مشکل عراق را نخواهد داشت؛ چون به‌جای پول ثابت، درصدی از تولید میادین را به شرکت‌های طرف قرارداد خواهد داد و کاهش قیمت نفت برای هر دو طرف (دولت ایران و شرکت خارجی) هزینه خواهد داشت. بااین‌حال، باید منتظر ارزیابی و تصمیم شرکت‌های بین‌المللی بود و دید روند توسعه میادین نفت ایران و عراق چگونه پیش خواهد رفت. 

 **

این مقاله به قلم دالغا خاتین اوغلو در روزنامه شرق منتشر شده است.

چشم‌انداز افتتاح خط لوله دامغان- ساری

ایران در روز سه‌شنبه، دهم مرداد، خط لوله ۱۷۰‌کیلومتری دامغان - ساری را افتتاح کرد.

ظرفیت اسمی این خط لوله کمی بیشتر از ۱۴‌ میلیارد مترمکعب در سال عنوان شده است؛ اما برای رسیدن به این ظرفیت نیاز به نصب ایستگاه‌های تقویت فشار در مسیرهای مختلف از پارس جنوبی تا شرق تهران (خط لوله دوم سراسری) و از آنجا تا دامغان (خط لوله شمال، شمال شرق) و نهایتا مسیر دامغان- ساری است. البته در مسیر شرق تهران- دامغان هم‌اکنون کمپرسورهایی در حال نصب است؛ اما در کوتاه‌مدت نیاز به ایستگاه‌های تقویت فشار بیشتر و در بلندمدت نیاز به خط لوله سراسری جدید وجود دارد تا مناطق شمال و شمال شرق ایران از نعمت گاز برخورداری کامل داشته باشند. فعلا ایران با افتتاح خط لوله دامغان- ساری، گامی بزرگ در راستای تأمین گاز مناطق شمال شرق بدون اتکا به واردات گاز ترکمنستان برداشته است. ترکمنستان از ژانویه سال جاری (زمستان سال گذشته) صادرات گاز به ایران را متوقف کرد. این کشور در سال ۹۴ حدود ۹‌ میلیارد مترمکعب گاز و در سال گذشته حدود شش میلیارد مترمکعب گاز تحویل ایران داد؛ اما بدهی معوق ایران از اواخر دهه گذشته و دوران تحریم‌ها که ترکمنستان رقم آن را ١,٨‌ میلیارد دلار عنوان کرده است (این رقم مورد قبول ایران نیست) باعث شد که دولت عشق‌آباد اقدام به قطع تحویل گاز کند که برای هر دو کشور زیان داشت.
برای ترکمنستان از این نظر زیان داشت که روسیه دو سالی است که خرید گاز از این کشور را متوقف کرده و چین فعلا تنها مشتری گازی ترکمنستان است که سالانه کمتر از ۳۰‌ میلیارد مترمکعب گاز از این کشور وارد می‌کند؛ اما بخش اعظم این گاز در حقیقت یا سهم شرکت‌های چینی از گاز تولیدی ترکمنستان است که به‌ خاطر عقد قراردادهای مشارکت در تولید مالک آن هستند یا اینکه به‌ خاطر وام‌های کلانی که این کشور از چین دریافت کرده، بخشی از مبلغ گاز صادراتی از بدهی‌ها‌ی دولت عشق‌آباد کسر می‌شود. به یاد داشته باشیم که ترکمنستان نفت چندانی برای صادرات ندارد و تقریبا کل امید کشور به درآمدهای گازی است. قطع صادرات گاز برای ایران نیز زیان‌بار بود؛ چراکه اولا انتقال گاز از پارس جنوبی تا مناطق شمال شرق هزینه‌ها‌ی زیادی دارد و همچنین راه برای همکاری‌های بیشتر گازی با ترکمنستان بسته شد. ایران با دریافت گاز ترکمنستان در شمال و صادرات گاز خود به همسایه‌ها‌ی جنوبی سود بیشتری می‌برد. البته همکاری‌های گازی دو کشور به‌ طور کامل قطع نشده است و فعلا ایران گاز ترکمنستان را به میزان محدودی دریافت و به همان میزان گاز به جمهوری آذربایجان تحویل می‌دهد که احتمالا در یکی، دو سال آینده این عملیات ادامه یابد.
تضمین طولانی‌مدت تأمین گاز شمال شرق
در منطقه شمال شرق ایران چند میدان گازی وجود دارد که سهم میدان خانگیران از تولید این منطقه بیش از ۹۵ درصد است. این میدان سالانه ۱۴‌ میلیارد مترمکعب تولید گاز دارد که در پالایشگاه شهید ها‌شمی‌نژاد در همین منطقه فراوری شده و مصرف می‌شود؛ اما نیاز این منطقه به گاز حدود ۲۶‌ میلیارد مترمکعب است. ایران با توسل به خطوط سراسری موجود در میان‌مدت می‌تواند این منطقه را اداره کند؛ اما در بلندمدت باید خط لوله سراسری جدیدی ساخته شود یا این منطقه دوباره کاوش شده و میادین جدید گازی کشف شده و توسعه یابد. به یاد داشته باشیم که میدان خانگیران با ۶۴۰‌ میلیارد مترمکعب ذخایر برداشتی، تاکنون حدود ۳۵۰‌ میلیارد مترمکعب تولید گاز داشته و عملا وارد نیمه دوم عمر خود شده است. میادین کوچک دیگر مانند گنبدلی و ... نیز عمر خود را کرده‌اند و تولید آنها بسیار اندک است؛ بنابراین باید به فکر ذخایر جدید در این منطقه بود. ایران همچنین باید ساخت خط لوله یازدهم سراسری را در سال‌های پیش‌رو آغاز کند. این خط لوله سال‌هاست که برای انتقال سالانه ۴۰‌ میلیارد مترمکعب گاز پارس جنوبی به مناطق شمال و شمال شرق طراحی شده؛ اما توسعه نیافته است. نصب ایستگاه‌های تقویت فشار تا میزانی می‌تواند ظرفیت انتقال گاز را افزایش دهد؛ اما برای مقادیر بالاتر باید خطوط مادر جدیدی ساخته شود. ایران همچنین چندین پروژه ذخیره گاز در انبارهای طبیعی زیرزمینی به ارزش ٣,٥ میلیارد دلار دارد که باید هرچه سریع‌تر این پروژه‌ها‌ توسعه یابند؛ چراکه مصرف گاز ایران در ماه‌های گرم سال کمتر از زمستان است و گاز اضافی را می‌توان در این انبارها ذخیره کرد و در زمستان دوباره استخراج کرده و بعد از پالایش به شبکه گاز تزریق کرد. فعلا ایران در فصول گرم کمی بیش از دو‌ میلیارد مترمکعب سالانه ذخیره کرده و در زمستان استفاده می‌کند؛ اما این رقم با افتتاح انبارهای زیرزمینی که تقریبا همه آنها در مناطق شمال و شمال شرق قرار دارند، می‌تواند پنج، شش برابر افزایش یابد. آمارهای سال گذشته وزارت نیرو نشان می‌دهد که در سال گذشته حدود ۱۱‌ میلیارد لیتر سوخت مایع در نیروگاه‌های ایران استفاده شده که ۶۰ درصد آن تنها در سه‌ماهه زمستان مصرف شده است. ایران با تأمین گاز نیروگاه‌ها در زمستان می‌تواند این سوخت‌ها را به چندین برابر قیمت گاز صادر کند و آلودگی هوای کمتری هم دامنگیر مردم می‌شود.

*** مقاله اختصاصی دالغا خاتین اوغلو کارشناس نشریه تخصصی اروپایی Natural Gas World و مدیر اخبار ایران بخش انگلیسی خبرگزاری ترند برای روزنامه شرق

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.