پیشنهادهایی برای بهینه‌سازی درآمدهای نفت و گاز

به نظر می‌رسد شرکت‌های بین المللی نفتی مشتاق هستند که ازفرصت های کسب وکار صنعت نفت و گاز ایران که از نظر فنی جذاب‌تر از پتانسیل‌های باقی مانده در سایر نقاط دنیا است، استفاده کنند.

وحید محمدی در شماره امروز روزنامه «اطلاعات» چشم انداز درآمدهای حاصل از صادرات نفت و گاز را مورد ارزیابی قرار داد و نوشت:

آنچه در پی آمده است نگاهی دارد به چشم انداز درآمدهای حاصل از صادرات نفت و گاز که بخش اول آن را دیروز ملاحظه کردید و اینک بخش دوم و پایانی را می‌خوانید:

***

انتظار می‌رود که حجم گاز تزریقی به میادین نفتی طی سال‌های 2015 تا 2020 از 35 میلیارد متر مکعب به 49 میلیارد مترمکعب افزایش یابد. همچنین مصرف داخلی گاز با سه درصد رشد، از 185 میلیارد مترمکعب در سال 2015 به 215 میلیارد مترمکعب در سال 2020 برسد. توانایی کشور برای توسعه صادرات گاز بستگی به شتابی دارد که سرمایه گذاری‌ها در فازهای پایانی پارس جنوبی و سایر میادین صورت می‌گیرند. براساس برآورد شرکت ملی نفت ایران برای توسعه بخش بالادستی گاز حدود 30 میلیارد دلارسرمایه گذاری نیاز است. این حجم از سرمایه گذاری مورد نیاز، تا سال 2020 حاصل نخواهد شد، اما شاید تا سال 2025 این امر تحقق یابد. توانایی کشور برای افزایش صادرات گاز به موفقیت دولت در پایین آوردن روند رشد مصرف داخلی گاز هم بستگی دارد.

قیمت‌های پایین گاز برای مصرف داخلی و بازده پایین انرژی از دلایل اصلی رشد سریع مصرف گاز هستند. همچنین ارزیابی جامعی از کارآیی فنی و اقتصادی در بخش‌های انتقال، توزیع و مصرف گاز ضروری است. در سناریوهای صادرات گاز باید نااطمینانی درتوسعه ظرفیت تولید گاز و نااطمینانی ها در مورد دستیابی به توافقات قراردادی، تأمین مالی و اجرایی مدنظر قرار گیرند.

سهم کمی از تجارت گاز از طریق خط لوله به کشورهای همجوار به ایران تعلق دارد. صادرات گاز ایران به کشورهای ترکیه، ارمنستان و جمهوری آذربایجان صورت می‌گیرد. حجم کل صادرات گاز در سال 2014 به میزان 6 9 میلیارد مترمکعب بود که 94 درصد آن به ترکیه و 6 درصد به جمهوری آذربایجان و ارمنستان ارسال می‌شد. صادرات گاز به ترکیه با یک قراردادبلندمدت انجام می‌شود.

ارمنستان و جمهوری آذربایجان مناسبات سوآپی (قرارداد معاوضه‌ای) با ایران دارند به گونه‌ای که ارمنستان برای جبران حجم گاز طبیعی دریافتی، به ایران برق صادر می‌کند؛ جمهوری آذربایجان هم با صادرات حجم مشابهی از گاز طبیعی از طریق خط لوله آستارا-قازی- ماگوم به شمال غرب ایران، گاز طبیعی ارسالی توسط ایران به جمهوری خودمختار نخجوان راجبران می‌کند. در بخش واردات هم واردات گاز از ترکمنستان انجام می‌شود که براساس یک قرارداد 25 ساله در سال 1998 برای حجمی بالغ بر 5 تا 6 میلیارد مترمکعب درسال شروع شد.

واردات گاز در سال 2007 به دلیل ایراد ترکمنستان به فرمول منعقد شده برای قیمت گاز (حدود 3 دلار در ازای هر میلیون بی. تی. یو) قطع شد، اما در سال 2009 براساس یک فرمول قیمت گذاری جدید (9 تا 10 دلار در ازای هر میلیون بی. تی. یو به ازای 100 دلار برای هر بشکه نفت) از سر گرفته شد. حجم واردات گاز در سال 2011 به 11 میلیارد مترمکعب رسید، اما پس از آن در سال‌های 2012 و 2013 به کمتر از 5 میلیاردمترمکعب سقوط کرد و در سال 2014 به 8 6 میلیارد مترمکعب رسید. واردات گاز طبیعی از ترکمنستان برای پاسخ به اوج تقاضای فصلی و تقاضای صنعتی در شمال کشورامری ضروری است.

ایران برای تحقق برخی از برنامه‌های اصلی صادرات گاز شامل مجموعه‌ای ازپروژه های خط لوله و گاز طبیعی مایع شده (LNG) اقداماتی انجام داده است. طرح سابق صادرات گاز، شامل پروژه‌های صادرات گاز به اروپا، پاکستان، هند، عراق، امارات، عمان وکویت می‌شد و طرح‌های اخیر شامل ایران LNG، پارس LNG و پرشین LNG است.

از میان پروژه‌های خط لوله، برنامه صادرات گاز به اروپا و هند احتمالاً در کوتاه مدت تامیان مدت عملیاتی نخواهد شد، اما بین سایر برنامه‌ها چشم اندازهایی برای توسعه صادرات گاز به ترکیه و اجرای خط لوله به عمان، عراق، کویت و پاکستان وجود دارد.

در بخش LNG، ایران سه پروژه اصلی را دنبال کرده است: ایران LNG، پارس LNG هریک با ظرفیت 8 10 میلیون تن در سال و پرشین LNG با ظرفیت 2 16 میلیون تن در سال. این کارخانه‌ها قرار بود که طی سال‌های 2012 تا 2016 راه اندازی شوند، اما بعد از آنکه تحریم‌ها ارائه سلسله تکنولوژی‌های مورد نیاز برای ایجاد واحدهای مایع سازی را برای شرکت‌های غربی تقریباً غیرممکن ساخت، راه اندازی کارخانه‌ها متوقف شد.

بنابر گزارش‌ها برای ساخت تجهیزات بندری، مخزن و زیرساخت‌های ضروری پروژه ایران LNG بیش از 2 میلیارد دلار هزینه شده است. قطعه گم شده این پروژه، کارخانه مایع سازی است که به تکنولوژی غربی نیاز دارد، لذا شرکت ملی نفت از علاقه سرمایه گذاران در تکمیل این کارخانه استقبال می‌کند. این کارخانه ممکن است تا سال 2020 تکمیل و عملیاتی شود، اما سایر کارخانه‌های LNG احتمالاً تا آینده‌ای نه چندان دور کنار گذاشته شوند.

در محتمل‌ترین سناریو فرض شده که صادرات گاز به ترکیه در سال 2017 افزایش خواهد یافت، خط لوله عراق در سال 2017 شروع به تحویل گاز خواهد کرد و خط لوله عمان تا سال 2018 عملیاتی خواهد شد. سناریوی حدبالا) خوشبینانه (دو فرض خوشبینانه دارد: اینکه خط لوله انتقال گاز به کویت تا سال 2018 تکمیل و کارخانه ایران LNG در سال 2019 راه اندازی شود، سناریوی بدبینانه (حد پایین) فرض می‌کند که خط لوله عراق در سال 2018 تکمیل شود و اینکه سایربرنامه های جدید تا قبل از سال 2020 هیچیک عملیاتی نشود.

برنامه‌های توسعه‌ای بلندمدت سرمایه گذاری مورد نیاز برای توسعه بخش‌های نفت و گاز کشور طی سال‌های 2016 تا 2020 بین 100 تا 150 میلیارد دلار برآورد شده است. همزمان با تحریم‌های بین المللی و محدودیت سرمایه گذاری خارجی، تکنولوژی و تخصص مورد نیاز برای گسترش ظرفیت تولید و همچنین کاهش نرخ افت منحنی میادین بالغ نفتی، بخش‌های نفت و گاز ایران تحت تأثیر قرار گرفت، لذا کشور در سالهای اخیر برای توسعه میادین نفت و گاز خود عمدتاًبه شرکت‌های داخلی وابسته بوده است. همه شرکت‌های غربی در طول دوره تحریم هافعالیت های خود را در ایران متوقف کردند که این امرفرصتی برای بعضی از شرکت‌های چینی و روسی ایجاد کرده بود.

دولت برای بهبود وضع اقتصادی قصد دارد که سرمایه گذاری و تکنولوژی خارجی را به بخش نفت و گاز باز گرداند و هم اکنون بیش از 50 پروژه نفت و گاز شناسایی شده است که بیش از 20 پروژه در بازدید شرکت‌های بین المللی نفتی در نوامبر سال 2015 در تهران به نمایش گذاشته شد. این پروژه‌ها شامل پروژه‌های بالادستی گاز (میادین گازی فاز 11 پارس جنوبی، پارس شمالی، فروز و کیش) و پروژه‌های توسعه نفت (آزادگان، یادآوران، توسعه مجدد سلمان، آذر، فاز 3 دارخوین، سهراب، اروند، سپهر و چندین میدان بالغ دیگر) بود.

گزارش‌های متعددی راجع به علاقه شرکت‌های نفتی غربی برای بازگشت به ایران وجود دارد. به نظر می‌رسد شرکت‌های بین المللی نفتی مشتاق هستند که ازفرصت های کسب وکار صنعت نفت و گاز ایران که از نظر فنی جذاب‌تر از پتانسیل‌های باقی مانده در سایر نقاط دنیا است، استفاده کنند.

طبق نظر شرکت ملی نفت ایران، هزینه نهایی تولید نفت در ایران 8 دلار به ازای هر بشکه برای مناطق ساحلی و 15 دلار برای مناطق فراساحلی است. این عدد با میانگین بین المللی 45 تا 60 دلار به ازای هر بشکه قابل مقایسه است.

درحال حاضر انتظار می‌رود که شرکت‌های بین المللی نفتی در مورد ریسک‌های «سطح الارضی» (ریسک‌های غیرفنی) شامل ریسک‌های سیاسی و قراردادی و شرایط بازار بین المللی نفت محتاط باشند. همچنین عامل اصلی در تصمیم گیری شرکت‌های بین المللی نفتی شرایط موجود در قراردادها خواهد بود.

قراردادهای جدید نفتی

از آنجا که براساس اصل چهل وپنجم قانون اساسی کشور، مالکیت خارجی و خصوصی برمنابع طبیعی ممنوع شده است، لذا مالکیت منابع و تجهیزات نفت و گاز باید در اختیارشرکت ملی نفت ایران باقی بماند و بنابراین انعقاد قراردادهایی همچون توافق مشارکت در تولید (PSA) نمی‌تواند در ایران به کار گرفته شود. دولت در سال 1989 برای جذب سرمایه گذاران خارجی به بخش نفت و گاز، دستورالعملی با عنوان قراردادهای «بیع متقابل» معرفی کرد که طی آن شرکت بین المللی نفتی را ملزم می‌داشت که تخصص و سرمایه‌اش را برای توسعه میادین نفت و گاز طبیعی سرمایه گذاری کند و پس از آنکه میدان توسعه یافت و تولید شروع شد، مالکیت پروژه به شرکت ملی نفت ایران یا شرکت تابعه مربوطه باز می‌گشت و شرکت بین المللی نفتی حق سهامی نسبت به میادین نفت و گاز یانسبت به تولید دریافت نمی‌کرد و شرکت ملی نفت ایران از درآمد فروش نفت و گاز برای باز پرداخت هزینه‌های سرمایه‌ای شرکت بین المللی نفتی استفاده می‌کرد.

قراردادهای بیع متقابل برای شرکت‌های بین المللی

نفتی به دلیل فقدان انعطاف پذیری در بازیابی هزینه‌ها، کوتاه بودن دوره قرارداد (5 تا 8 سال)، نبود سود افزایشی برای شرکت بین المللی نفتی ودر بعضی موارد تخصص محدود شرکت ملی نفت ایران _که سرعت نرخ تولید میدان رادر مقایسه با آن چیزی که شرکت بین المللی نفتی توسعه داده بود، کم می‌کرد _ چندان جذاب نبودند.

انتظار می‌رود که با قراردادهای جدید نفتی موسوم به IPC، معاملات انعطاف پذیر مبتنی بر «ریسک-سود » تسهیل شود. با این حال مذاکره و مدیریت چنین قراردادهایی نیازمند تجربه و مهارت فنی، تجاری و قانونی قابل توجهی است. برای مثال کارکردهای بین المللی در مکزیک، برزیل، الجزایر و مصر نشان می‌دهد که با ایجاد یک سازمان تخصصی برای این منظور، امر مذکور (مذاکره و مدیریت قرارداد) می‌تواند به بهترین شکل تحصیل شود.

برنامه‌ریزی برای استفاده بهینه از منابع گازی

ایران به عنوان نخستین دارنده ذخایر گازی دنیا، شایسته مبدل شدن به یک صادرکننده گازی بزرگ است. با این حال تصویر میان مدت خیلی پیچیده است، زیرا مشخص نیست که آیا کشورمان می‌تواند برای تأمین مصرف روبه رشد گاز داخلی، تأمین حجم عظیمی از گاز مورد نیاز برای انجام عملیات افزایش ضریب بازیافت (EOR) و اختصاص مقدارقابل توجهی از گاز به پروژه‌های صادراتی، گاز کافی تولید کند یا خیر.

دو مسئله مهم و قابل توجه در مورد مطلوبیت صادرات گاز وجود دارد؛ اولاً ایران باتعدادی از کشورها برای انجام معاملات صادرات گاز چند دهه مذاکره کرده، اما به سطحی از عرضه که به طور قابل توجهی بالاتر از نیاز داخلی خود باشد، دست نیافته است؛ لذا این مسئله سطحی از اطمینان مورد نظر برای دستورالعمل سازی و تأمین مالی پروژه‌های صادرات گاز را تأمین نمی‌کند. ثانیاً پیش از این درباره مطلوبیت صادرات گاز مناظرات داخلی (به ویژه بین دولت و مجلس) انجام گرفته، این در حالی است که کشور نیاز فراوانی به گاز برای مصرف داخلی و تزریق مجدد به میادین دارد. تجارب بین المللی نشان می دهدکه هماهنگی بین دولت و مجلس راهگشای اجرای مطلوب برنامه‌های حوزه انرژی است.

این برنامه‌ها باید اهداف تولید، مصرف و صادرات در حوزه انرژی را ارائه کرده و مسائل مهم سیاست گذاری که کشور را قادر می‌سازد تا به این اهداف به شیوه‌ای کارآمد و پایداردست یابد، پوشش دهد.

هدفگذاری دولت در اجرای سیاست‌های انرژی کشور، انتقال اولویت از بخش نفت به گاز و تکمیل زنجیره ارزش در صنایع پایین دستی آن بوده است. با وجود این مصرف داخلی گاز بالا است (سومین مصرف کننده دنیا) که این مسئله از انواعی از ناکارآمدی هاناشی می‌شود. کارآیی یا بهره وری در انتقال و توزیع گاز عمدتاً ناشی از عواملی چون نشت‌های قابل ملاحظه گازی است و کارآیی در مصرف گاز هم تحت تأثیر منفی قیمت‌های یارانه‌ای و تکنولوژی‌های منسوخ قرار دارد. یک مطالعه جامع درباره ارتقای کارآیی درانتقال، توزیع و مصرف گاز طبیعی می‌تواند ضامن تحقق این هدف باشد.

حداقل‌سازی زیان‌های اقتصادی

میزان گازهای مشعل و آزاد شده ایران در سال 2014 به 17 میلیارد مترمکعب رسید. ایران همزمان با پیشی گرفتن از روسیه به عنوان بزرگترین کشور فلرکننده گاز شناخته شد. به دلیل نبود زیرساخت لازم برای مهار و انتقال گاز به جایی که بتوان به طور مؤثر ازآن استفاده کرد، این گاز سوزانده می‌شود. ارزش گاز سوزانده شده و آزاد شده در حدود 4 تا 6 میلیارد دلار در سال است که حجم بسیار بالایی است.

در کنار این زیان اقتصادی معنادار، سوزاندن گازهای همراه، بر سلامت و محیط زیست جهانی تأثیر جدی می‌گذارد. آزادسازی گاز حتی تأثیر بیشتری (به ازای هر واحد) دارد. تأثیرگذاری بالقوه سوزاندن آزادسازی گازهای همراه بر محیط زیست جهانی توسط انجمن بین المللی تأیید شده است. این موضوع در چارچوب کنوانسیون سازمان ملل درباره تغییرات اقلیمی، اجلاس COP21 و سایر کنوانسیون‌ها یکی از مواردی است که به آن توجه جدی شده است.

در اینجا همچنین باید به صنعت پتروشیمی هم اشاره داشت که یکی از بزرگترین صنایع پتروشیمی در خاورمیانه است. فعالیت‌های شرکت ملی پتروشیمی ابتدا به اداره یک کارخانه کوچک کودشیمیایی محدود می‌شد. با وجود این، درحال حاضر بعد از صادرات نفت خام، این شرکت بیشترین درآمد را برای اقتصاد کشور به ارمغان می‌آورد. این صنعت می‌تواند به طور جدی از رفع تحریم‌ها بهره کافی را ببرد. صادرات فرآورده‌های پتروشیمی در سال 2011 به میزان تقریباً 2 15 میلیارد دلار به اوج خود رسید، اما در سالهای 2012 تا 2014 به 12 میلیارد دلار کاهش یافت. دولت برای کسب ارزش افزوده بیشتر از منابع هیدروکربنی دربخش پایین دستی قصد دارد که این صنعت را توسعه و گسترش دهد.

نتیجه‌گیری

براساس محاسبات انجام شده درآمدهای حاصل از صادرات نفت از حدود 44 میلیارد دلاردر سال 2014 به 63 میلیارد دلار در سال 2020 افزایش می‌یابد. برآوردها نشان می‌دهدکه در سال 2020 درآمد مذکور بین 92 تا 36 میلیارد دلار در نوسان باشد. طبق پیش بینی‌ها درآمدهای حاصل ازصادرات گاز از 8 2 میلیارد دلار در سال 2014 به 4 9 میلیارد دلار در سال 2020 افزایش می‌یابد. همچنین برآورد می‌شود که درآمدهای حاصل از صادرات گاز هم بین 3 6 و 9 12 میلیارد دلار در نوسان باشد.

درخصوص برآوردهای به عمل آمده و به منظور تعیین میزان تحقق پذیری درآمدهای حاصل از صادرات نفت و گاز پیشنهادهای ذیل مطرح شده است:

_مدل جدید قرارداد بخش بالادستی موسوم به قرارداد نفتی ایران (IPC) که اخیراً توسط هیات دولت به تصویب رسید و ممکن است برخی از مشکلات قراردادهای قبلی (بیع متقابل) را رفع کند و حتی شاید انگیزه قوی‌تری برای بازگشت شرکت‌های بین المللی نفتی به بخش نفت و گاز ایران فراهم سازد. نکته مهم این است که مدیریت قراردادهای نفتی منعطف‌تر، مستلزم ایجاد بدنه‌ای قوی و با مهارت است.

_چشم انداز بلندمدت بخش هیدروکربن ایران عمدتاً به جای تولید نفت به گاز وابسته است. بر این اساس، چارچوب راهبردی جدید دولت با تغییر رویکرد از نفت به گاز و افزایش ارزش افزوده بخش پایین دستی و فعالیت‌های پتروشیمی هدف گذاری شده است. با این حال، مصرف داخلی گازبسیار زیاد است (سومین مصرف کننده گاز دنیا) که ناشی از انوا ناکارآمدی‌ها است. با یک استنباط درست درباره کارآیی حاصل از انتقال، توزیع و مصرف گاز طبیعی می‌توان به سیاست‌هایی دست یافت که با ایجاد سود قابل توجه داخلی به صادرات و درآمد گازی بهتر منجر شود.

_ ایران دومین دارنده ذخایر گازی در جهان است و این حجم عظیم ذخایر گازی می‌تواند پشتوانه ای برای صادرات گاز در مقیاس بزرگ باشد، اما برای دسترسی به شرایط مطلوب صادرات گاز، مشکلات قابل توجهی وجود دارد. شناخت بهتر از تولید، بهره برداری و استراتژی صادرات گاز طبیعی، کشور را قادر می‌سازد که در این امر به گونه‌ای کارآتر و پایدارتر عمل کند.

-سوزاندن و آزادسازی گازهای همراه، زیان اقتصادی قابل توجهی بر کشور تحمیل می‌کند و بر سلامت و محیط زیست هم آثار جبران ناپذیری بر جای می‌گذارد. لذا مهار وپردازش این گازها عواید چشمگیری برای کشور به همراه خواهد داشت.

تهیه و تدوین:

تلخیص شده از گزارش مرکز پژوهش‌های مجلس