مطالب برچسب شده 'تولید گاز'

بالاتر از قطر

ايران امسال در توليد سالانه گاز از پارس جنوبي، قطر را پشت سر خواهد گذاشت

علی‌اکبر شعبانپور اعلام کرد ایران امسال در تولید سالانه گاز از پارس جنوبی، قطر را پشت سر خواهد گذاشت.

علی‌اکبر شعبانپور اعلام کرد ایران امسال در تولید سالانه گاز از پارس جنوبی، قطر را پشت سر خواهد گذاشت.

درست مثل يك حكايت شيرين، از كتابي كه فصل‌هاي زيادي از آن پر است از حکایت‌هایی تلخ: پيشي گرفتن ايران از قطر در توليد سالانه گاز از ميدان مشترك پارس جنوبي، بزرگ‌ترين ميدان گازي جهان. بر اساس وعده علي‌اكبر شعبان‌پور، مديرعامل شركت نفت و گاز پارس (كارفرماي ميدان گازي پارس جنوبي)، «در صورت تامين منابع مالي، چنانچه پنج فاز وارد مدار شوند، امسال ايران در برداشت سالانه گاز پارس جنوبي از قطر پيشي مي‌گيرد». اشاره شعبان‌پور به وارد مدار توليد شدن معادل مجموعاً پنج فاز استاندارد شامل دو سكوي فازهاي ۱۷ و ۱۸ (يك فاز استاندارد)، چهار سكوي فاز ۱۹ (دو فاز استاندارد) و دو سكوي فازهاي ۲۰ و ۲۱ (دو فاز استاندارد) است كه در صورت تحقق،‌ ايران مي‌تواند در توليد سالانه و روزانه گاز از قطر پيشي بگيرد. با وجود تمامي اينها، بخش خاكستري كتاب به جاي خود باقي است: عقب‌ماندگي چندين‌ساله‌اي كه موجب شده مجموع توليد قطر از اين ميدان مشترك، كمابيش حدود دوبرابر ايران باشد، پروژه‌هایی که با افزایش چندبرابری زمان و هزینه توسعه پیدا می‌کنند و گازی که بازاری برای فروش آن وجود ندارد. زماني كه ايران براي اولين بار از پارس جنوبي گاز توليد كرد، قريب به يك دهه از شروع توليد گاز توسط قطر مي‌گذشت.

ميوه بيع متقابل
طی سال‌های پس از انقلاب، سرمایه‌گذاری خارجی در بخش بالادستی نفت عمدتاً با استفاده از شیوه بیع متقابل (Buy Back) صورت گرفت. به بیانی ساده، در این قراردادها، بازپرداخت هزینه‌های صورت‌گرفته توسط پیمانکار در یک پروژه به همراه دستمزد، از محل فروش بخشی از محصولات همان پروژه پس از شروع تولید، صورت می‌گرفت. بیع متقابل منتقدان جدی داشت و دارد، اما حتي در ميان آنها نيز عده زيادي اعتقاد دارند كه عملكرد اين شيوه قراردادي در ميدان گازي پارس جنوبي مثبت بوده است. توسعه فازهاي ۱ تا ۱۰ ميدان گازي پارس جنوبي طي نيمه دوم دهه ۷۰ و نيمه اول دهه ۸۰ با اين شيوه به كنسرسيوم‌هايي متشكل از پيمانكاران خارجي و داخلي واگذار شد: فاز ۱ (پتروپارس)، فازهاي ۲ و ۳ (توتال، گازپروم و پتروناس)، فازهاي ۴ و ۵ (اني، پتروپارس و نیکو)، فازهاي ۶، ۷ و ۸ (پتروپارس و استات اويل) و فازهاي ۹ و ۱۰ (GS، مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی ایران و مهندسی و ساختمان صنایع نفت). متعاقب شروع توسعه، تولید از میدان گازی پارس جنوبی نخستین بار در سال ۱۳۸۰ از فازهای ۲ و ۳ شروع شد و با بهره‌برداری از تمامی فازهای ۱ تا ۱۰، از سال ۱۳۸۰ تا ۱۳۹۰ ظرفیت توليد گاز از پارس جنوبي به بيش از ۲۸۰ ميليون مترمكعب در روز رسید. تا پیش از شروع بهره‌برداری از دیگر فازهای پارس جنوبی طی سه سال اخیر، تمام تولید گاز پارس جنوبی از محل قراردادهای بیع متقابل صورت می‌گرفت و در نتیجه می‌توان گفت بخش قابل ‌توجهی از تولید گاز کشور، ثمره این نوع قرارداد بوده است. بعد از فازهای ۱ تا ۱۰، بیع متقابل تنها در فاز ۱۲ به کار گرفته شد. راهبری این پروژه بر عهده شرکت پتروپارس بود و بعد از شروع تولید در سال ۱۳۹۲، افتتاح آن در سال ۱۳۹۳ صورت گرفت. این فاز بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی و هدفگذاری تولید آن معادل سه فاز استاندارد بوده است که باتوجه به خصوصیات مخزن در آن بخش از میدان، این هدف محقق نشده است.

سنگ بزرگ ۳۵ ماهه
۲۵ خرداد ۱۳۸۹ و در حالی که پروژه فازهای ۱۲، «۱۵ و ۱۶» و «۱۷ و ۱۸» به ترتیب با پیشرفت ۳۰، ۴۵ و ۴۰ درصدی درحال توسعه بودند، بزرگ‌ترین قرارداد صنعت نفت کشور برای توسعه همزمان پروژه فازهای ۱۳، ۱۴، ۱۹، «۲۰ و ۲۱» و «۲۲، ۲۳ و ۲۴» امضا شد. بر اساس این قراردادها، پروژه‌های مذکور باید طی ۳۵ ماه یعنی تا اردیبهشت ۱۳۹۲ (قبل از پایان دولت دهم) به تولید می‌رسیدند. تا زمان تهیه این گزارش یعنی اردیبهشت ۱۳۹۵، تنها چند روز از تولید یک سکوی فاز ۱۹ می‌گذرد و بقیه فازها هنوز به تولید نرسیده‌اند. این واقعیت را می‌توان نشانی از عدم موفقیت ایده طرح‌های ۳۵‌ماهه دانست.
ممکن نبودن توسعه همزمان این تعداد پروژه باتوجه به منابع مالی و توان اجرایی کشور در همان ابتدای امر نیز بارها گوشزد شده بود؛ اما مدافعان طرح‌های ۳۵‌ماهه معتقد بودند که به لحاظ امکانات مالی محدودیتی وجود ندارد و با استفاده از طراحی مهندسی صورت‌گرفته در فازهای پیشین، می‌توان فرآیند توسعه را سرعت بخشید؛ که این‌گونه نبود. در این میان، تحریم نیز به عاملی مزید بر عوامل متداول عدم دستیابی پروژه به اهداف زمان، هزینه و کیفیت تبدیل شد. طی دوران تحریم‌ها ضمن دشواری تخصیص منابع مالی به صورت ارزی، هزینه پروژه‌ها نیز شدیداً افزایش یافت و بسیاری از سازندگان و ارائه‌دهندگان خدمات خارجی، از همکاری با طرف ایرانی سر باز زدند. این موضوع اگرچه در طرح‌های پیشرو پارس جنوبی نیز وجود داشت، در طرح‌های ۳۵ماهه بیشتر نمایان شد. در پایان فروردین امسال، یعنی حدود پنج سال که از امضای قرارداد طرح‌های ۳۵ماهه می‌گذرد، به جز فاز ۱۹، پیشرفت هیچ یک از طرح‌های یادشده به ۹۰ درصد نرسیده است. بسیاری معتقدند تمرکز بر اتمام چند پروژه به جای شروع همزمان طرح توسعه برخی از فازهای غیرمرزی و اولویت‌بندی پروژه‌های پارس جنوبی، می‌توانست نتیجه به مراتب بهتری در پی داشته باشد؛ امری که بیژن زنگنه، وزیر نفت، بلافاصله پس از ورود به وزارتخانه بدان اهتمام ورزید و طرح‌های فازهای ۱۲، ۱۵ و ۱۶، و ۱۷ و ۱۸ را در اولویت نخست قرار داد.

درصد پیشرفت پروژه‌های پارس جنوبی تا پایان فروردین 1395

درصد پیشرفت پروژه‌های پارس جنوبی تا پایان فروردین ۱۳۹۵

علاوه بر این، ماجرای عقب‌ماندگی پیشرفت بخش حفاری از پیشرفت کل پروژه، در برخی از طرح‌های ۳۵ماهه به جای خود باقی است. نتیجه این پدیده، نهایتاً در تاخیر دستیابی به اهداف تولید گاز (با وجود درصد پیشرفت نسبتاً بالای پروژه) مشهود خواهد بود. چراکه با وجود به پایان رسیدن پالایشگاه، خطوط لوله و ساخت سکوهای دریایی، به دلیل عقب‌ماندگی نسبی بخش حفاری چاه‌ها، تولید گاز مطابق اهداف از پیش تعیین‌شده میسر نیست و در نتیجه عملاً پیشرفت بالای پروژه منجر به تولید گاز از میدان مشترک نمی‌شود. این ماجرا در فازهای ۱۵ و ۱۶ نیز قبلاً وجود داشته است که افتتاح و بهره‌برداری از پالایشگاه و دیگر بخش‌های آن، پیش از شروع تولید چاه‌ها صورت گرفت. در میان پروژه‌هایی که سابقاً ۳۵ماهه نام گرفتند، پروژه فازهای ۱۳، ۱۴ و «۲۲، ۲۳ و ۲۴» به روشنی دچار این پدیده هستند. بیشترین عقب‌ماندگی به فاز ۱۴ مربوط می‌شود که مدیریت آن به کنسرسیومی متشکل از هشت شرکت داخلی واگذار شده و هم‌اکنون از چهار موقعیتی که باید در آنها حفاری صورت گیرد و سکوی دریایی نصب شود، تنها در دو موقعیت حفاری صورت می‌گیرد. براین اساس پیش‌بینی می‌شود تولید از فاز ۱۴ دیرتر از دیگر فازها محقق شود؛ البته با یک استثنا: فاز ۱۱٫ با وجود مرزی بودن این فاز و اهمیت دوچندان شروع توسعه آن، عملیات اجرایی آغازین این فاز هنوز صورت نگرفته و حتی پیمانکاری نیز برای آن تعیین نشده است. در حالی که مدت‌ها تعلل پیمانکار چینی این فاز به خلع ید آن انجامید، متعاقباً اجرای آن به هیچ یک از پیمانکاران داخلی متقاضی واگذار نشد. بر اساس آخرین اعلام، قرار است توسعه این فاز در مناقصه قراردادهای جدید نفتی (IPC) واگذار شود.

ظرفيت واقعی توليد گاز پارس جنوبي در پايان هر سال (ميليون مترمكعب در روز)

ظرفيت واقعی توليد گاز پارس جنوبي در پايان هر سال (ميليون مترمكعب در روز)

دو سوی میدان
حجم ذخایر میدان مشترک گازی در بخش قطر (موسوم به گنبد شمالی) حدود ۵ /۲۴ تریلیون مترمکعب برآورد می‌شود؛ یعنی بیش از ۸ /۱ برابر بخش ایرانی. ذخایر گازی قطر عمدتاً به همین میدان منحصر می‌شود، درحالی که میدان گازی پارس جنوبی کمتر از نصف ذخایر ایران را در خود جای داده است. در قطر، فرآیند توسعه میدان و مصارف تولیدات آن، با بخش ایرانی تفاوت اساسی دارد. در ایران، فرآیند توسعه در بخش تولید با مدیریت شرکت نفت و گاز پارس صورت می‌گیرد. بعد از شروع بهره‌برداری، پالایشگاه‌های تحت مدیریت شرکت ملی گاز ایران، پالایش را برعهده می‌گیرند. فروش و بازاریابی میعانات گازی حاصله توسط شرکت ملی نفت ایران صورت می‌گیرد و گاز بسته به نیاز، عمدتاً به مصرف بخش خانگی، سوخت نیروگاه‌ها و خوراک پتروشیمی‌ها می‌رسد. الگوی مصرف گاز در کشور و سهم بالای آن در سبد انرژی کشور باعث شده است تا سال ۱۳۹۲، تامین گاز برای مصارف داخلی به ویژه در فصول سرد با نگرانی و دشواری صورت گیرد و مقوله صادرات عملاً محل چندانی از اعراب نداشته باشد.

بر اساس گزارش اداره اطلاعات انرژی آمریکا، شرکت «قطرپترولیوم»، فرآیند توسعه صنعت نفت و گاز را به صورت یکپارچه از اکتشاف و تولید گرفته تا تبدیل به محصولات نهایی قابل فروش از جمله ال‌ان‌جی (گاز طبیعی مایع) و فرآورده‌های پتروشیمی در دست دارد. قطر پترولیوم این فعالیت‌ها را به وسیله تعریف مشارکت‌هایی با حضور غول‌های نفتی جهان شامل اکسون موبیل، شل و توتال صورت می‌دهد. «قطرگاز» و «راس‌گاز» دو بازوی قطر پترولیوم در اجرای این ماموریت هستند. کنسرسیوم قطرگاز، حاصل مشارکت با توتال، اکسون‌موبیل، میتسویی، ماروبنی، کونوکو فیلیپس و شل است. در راس‌گاز نیز اکسون موبیل مشارکت دارد. ال‌ان‌جی تولیدشده نیز بر اساس قراردادهایی که بسیاری از آنها بلندمدت هستند، به فروش می‌رسد. بسیاری از خریداران ال‌ان‌جی، همان شرکت‌هایی هستند که با قطرپترولیوم در مشارکت‌ها حضور دارند و در نتیجه عملاً فروش محصولات به همان کشورهایی صورت می‌گیرد که در فرآیند توسعه نیز مشارکت دارند.

به لحاظ حقوقی، انعقاد قراردادهای مشارکت در تولیدی که قطر از آن استفاده می‌کند، در بسیاری از کشورهای منطقه از جمله ایران، کویت و عراق (خارج از کردستان این کشور) مجاز نیست و در تناقض با حاکمیت ملی بر منابع طبیعی ارزیابی می‌شود. با وجود این قطر به مدد همین قراردادها توانسته است به بزرگ‌ترین صادرکننده ال‌ان‌جی جهان و یکی از بزرگ‌ترین صادرکنندگان گاز تبدیل شود. بر اساس آمارهای BP، قطر در سال ۲۰۱۴ بیش از ۱۷۷ میلیارد مترمکعب گاز تولید کرد. یک دهه قبل، یعنی در سال ۲۰۰۴، تولید گاز این کشور تنها ۳۹ میلیارد مترمکعب بود؛ یعنی کمتر از یک‌چهارم مقدار تولید فعلی. باتوجه به مصرف سالانه ۸ /۴۴ میلیارد مترمکعب گاز در این کشور، بخش اعظم گاز تولیدی صرف صادرات می‌شود. قطر به دو کشور عمان و امارات متحده عربی به وسیله خط‌لوله گاز صادر می‌کند، اما عمده صادرات گاز این کشور به صورت ال‌ان‌جی صورت می‌گیرد. قطر در سال ۲۰۱۴ معادل بیش از ۱۰۳ میلیارد مترمکعب گاز به صورت ال‌ان‌جی صادر کرده که عمده آن به ژاپن (۹ /۲۱ میلیارد مترمکعب)، کره جنوبی (۷ /۱۷)، هند (۲ /۱۶)، انگلستان (۴ /۱۰)، چین (۲ /۹) و تایوان (۸) بوده است. ظرفیت تولید ال‌ان‌جی قطر هم‌اکنون ۷۷ میلیون تن است و این کشور قریب به یک‌سوم از تجارت جهانی ال‌ان‌جی را در دست دارد.

مشخصات طرح‌های پارس جنوبی

مشخصات طرح‌های پارس جنوبی

تفاوت دو نگاه
تولید گاز از مخزن مشترک میان ایران و قطر، با یک دهه اختلاف بین دو کشور آغاز شد. در نتیجه با وجود رشد تولید در بخش ایران، هنوز فاصله زیادی میان برداشت دو کشور وجود دارد. به گفته مدیرعامل نفت و گاز پارس، مجموع برداشت قطر تاکنون ۱۶۱۶ میلیارد مترمکعب بوده است و مجموع برداشت ایران ۹۰۴ میلیارد مترمکعب. این اختلاف در برداشت را می‌توان به عوامل متعددی نسبت داد که تحریم، شیوه‌های مدیریتی و حتی مسائل سیاسی می‌تواند از جمله آنها باشد. شاید در این میان، سهمی را نیز بتوان به تفاوت در چارچوب‌های حقوقی، قانونی و عرفی موجود در دو کشور نسبت داد که در قوانین مکتوب و مقررات موضوع فعالیت شرکت‌ها متبلور شده است. هم‌اکنون به جز فاز ۱۲، تمامی فازهای پارس جنوبی با استفاده از قراردادهای EPC (مهندسی، تامین و ساخت) درحال توسعه هستند که به عقیده برخی از کارشناسان، بهترین روش ممکن برای توسعه میادین نفت و گاز نیست. فشار بر منابع داخل کشور برای تامین مالی، کاهش مشارکت پیمانکار در ریسک‌های بخش تولید در مقایسه با قراردادهای بیع متقابل و مشارکت در تولید و نبود مکانیسم‌های انگیزشی برای استفاده از بهترین تجربه‌های فنی از جمله مشکلات شیوه فعلی توسعه به شمار می‌روند. در شرایطی که هدف نهایی از اجرای پروژه‌ها تولید گاز از میدان است، سهم اصلی در هزینه‌های پروژه مربوط به بخش حفاری (که تولید گاز مستقیماً به آن مرتبط می‌شود) نیست و در نتیجه موارد متعددی از عقب‌ماندگی این بخش در مقایسه با کل پروژه مشاهده می‌شود. در نتیجه ضمن تاخیر در تولید از این میدان مشترک، منابع متناسب با درصد پیشرفت پروژه تخصیص داده می‌شوند، بدون آنکه الزاماً اهداف تولید گاز محقق شوند.
در قراردادهای EPC موجود مکانیسم خاصی برای مشارکت پیمانکار در سود یا زیان ناشی از تحقق اهداف تولید پیش‌بینی نشده است و در نتیجه برای پیمانکار، مشوقی برای استفاده از بهترین فناوری‌ها در آنها وجود ندارد؛ درست برخلاف قراردادهای مشارکت در تولید و بیع متقابل که در هر یک حداقلی از مشوق‌ها یا الزامات ممکن است موجود باشد. لذا این سوال اساسی وجود دارد که آیا می‌توان به تفسیری از قوانین موجود دست پیدا کرد که با به کار بستن آن در موارد خاصی از قبیل میدان‌های مشترک و با اولویت بالا، بتوان از قراردادهایی جز آنچه هم‌اکنون متداول است، بهره گرفت و البته نتیجه بهتری حاصل شود؟ پاسخ به این سوال مهم در شرایطی که حتی قراردادهای جدید نفتی (موسوم به IPC) نیز با اشکالات فراوانی مواجه شده‌اند، آسان نیست. ولی شاید نگاهی به تجربه قطر، عمان و کردستان عراق بتواند زمینه‌ای مناسب برای
دست یافتن به پاسخی مناسب فراهم سازد.

منتشرشده در شماره ۱۷۶ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , ,

بدون دیدگاه » اردیبهشت ۲۵ام, ۱۳۹۵

رازِ گاز

گفت‌وگو با الهام حسن‌زاده درباره اقتصاد، سیاستگذاری و دیپلماسی گاز

گفت‌وگو با الهام حسن‌زاده درباره اقتصاد، سیاستگذاری و دیپلماسی گاز

«زنی که آینده نفت ایران را شکل می‌دهد.» این تعبیری است که بلومبرگ درباره الهام حسن‌زاده به کار می‌برد؛ دانش‌آموخته دکترای حقوق نفت و گاز از انگلستان و فلوشیپ موسسه انرژی آکسفورد که برای سرمایه‌گذاری در صنایع انرژی ایران به شرکت‌های بین‌المللی مشاوره می‌دهد. در گفت‌وگو با حسن‌زاده، مدیرعامل شرکت مشاوره نفت و گاز Energy Pioneers، از سیاستگذاری صنعت گاز ایران و آینده صادرات پرسیدیم. او، که کتابش درباره صنعت گاز ایران طی دوران پس از انقلاب اسلامی به وسیله موسسه انتشارات دانشگاه آکسفورد روانه بازار شده است، از پتانسیل بالای صنعت گاز ایران می‌گوید و انبوه فعالیت‌هایی که هنوز باید صورت بگیرد. به گفته حسن‌زاده، که به عنوان مشاور اقتصاد سیاسی در بانک جهانی نیز مشغول فعالیت است، در سال‌های آتی ظرفیت مازاد گازی به وجود خواهد آمد که از هم‌اکنون باید به دنبال صادرات آن بود؛ اگرچه موانعی در این خصوص وجود دارد. موانعی که البته یکسان نیستند ولی عمدتاً به دو مساله قیمت و امنیت مربوط می‌شوند. به گفته حسن‌زاده، قیمت‌های صادرات گاز ایران به ترکیه بسیار بالاست و در نتیجه توافق بر سر هر قیمتی پایین‌تر از آن، با مخالفت‌های داخلی مواجه خواهد شد و در نتیجه پیش‌بینی می‌شود نهایتاً قراردادی به سرانجام نرسد. در این میان صادرات LNG نیز روی میز قرار دارد که به گفته این کارشناس انرژی، به دلیل اشباع بازار چشم‌انداز روشنی برای آن متصور نیست و چه‌بسا فاقد توجیه اقتصادی باشد.

برای ارائه یک تصویر کلان از صنعت گاز ایران، معمولاً به آمار ذخایر اتکا می‌شود و این در حالی است که بسیاری معتقدند باید به سهم ایران در تجارت گاز توجه بیشتری داشت. شما صنعت گاز ایران را چگونه به تصویر می‌کشید؟
اولین نکته این است که مردم، کارشناسان و مسوولان ما عموماً نگاهی غیرواقعی نسبت به صنعت گاز ایران دارند. معمولاً گفته می‌شود ایران دارنده بزرگ‌ترین ذخایر است، اما در دنیای واقعی مابه‌ازای واضحی از آن را نمی‌بینیم؛ درست مشابه نگاهی که درباره تاریخ چندهزارساله ایران نیز وجود دارد. طی دوره‌ای کشور به دلیل مسائل مربوط به تحریم‌ها، از نظر حضور در بازار گاز با مانع مواجه بود. اما از الان به بعد مهم است که بدانیم چطور قرار است از این ذخایر عظیم استفاده کنیم. به طور مثال می‌توان به مخزن مشترک پارس جنوبی اشاره کرد که قطر به صورت حداکثری از آن تولید کرده است؛ به طوری که یک استمهال برای تولید در نظر گرفته‌اند و متوجه شده‌اند تولید با نرخ بیش از حد فعلی ممکن است در طولانی‌مدت مجموع برداشت آنها را تحت‌تاثیر قرار دهد. همین توقف توسعه بیشتر در قطر، می‌تواند فرصتی برای ایران باشد. برخی معتقدند با در نظر گرفتن توان تولید قطر، ایران فاقد تاثیرگذاری لازم در بازار گاز منطقه‌ای خواهد بود؛ اما واقعیت این است که عمده صادرات قطر به صورت LNG به بازارهای دوردست و به وسیله قراردادهای بلندمدت صورت می‌گیرد و مازاد بر آن نیز به صورت Spot (تک‌محموله) به فروش می‌رسد. این یعنی قطر برخلاف ایران پتانسیل صادرات گاز را به صورت طولانی‌مدت و از طریق خط لوله ندارد. در یک جمع‌بندی کلی می‌توان گفت پتانسیل ایران، عظیم و کارهای انجام‌شده، خواسته یا ناخواسته، ناکافی بوده است. خوشبختانه آقای زنگنه در دوران جدید وزارت تمرکز خوبی بر پارس جنوبی داشته‌اند و فازهای با درصد پیشرفت بالا را در اولویت اتمام قرار داده‌اند. با وجود این حجم تمرکز بر توسعه پارس جنوبی، مساله دیگر این است که با فرض افزایش ظرفیت تولید، گاز تولیدی به چه مصرفی خواهد رسید؟ مگر مصرف گاز داخلی برای پتروشیمی‌ها چقدر است؟ آن هم با در نظر گرفتن اینکه توسعه صنعت پتروشیمی باید از تمرکز بر خوراک گاز فاصله بگیرد و به سمت خوراک مایع هدایت شود.

با وجود اینکه شما به افزایش مازاد ظرفیت گاز کشور در سال‌های آتی اشاره کردید؛ بسیاری معتقدند که با توجه به تداوم رشد مصرف گاز در کشور به دلیل ارزانی نسبی آن در اثر یارانه‌های پرداختی، عملاً با مازاد ظرفیت گاز مواجه نخواهیم بود.
میزان مصرف داخلی همواره در حال ‌افزایش و همراه با رشد خواهد بود؛ اما مهم اندازه و به طور دقیق‌تر شتاب رشد است. در حوزه گازرسانی بیشتر توسعه انجام شده است و هم‌اکنون ۶۵ درصد نواحی روستایی و بیش از ۹۵ درصد مناطق شهری از گاز برخوردارند. از سوی دیگر سیاست‌های افزایش کارایی و بهره‌وری انرژی نیز به صورت گسترده در حال پیگیری هستند. در زمینه واردات تجهیزات نیروگاه نیز تمرکز بیشتری بر کلاس F و G صورت گرفته است که از بازده بالاتری برخوردارند که مصرف گاز را، حتی در مورد گازی که قرار است جایگزین مازوت و نفت‌کوره شود، کاهش خواهد داد. در نتیجه به نظر نمی‌رسد که مصرف گاز با شتاب گذشته ادامه پیدا کند.

با فرض وجود مازاد تولید گاز، سوال مهم دیگر این است که کدام بخش برای مصرف آن در اولویت است. برخی معتقدند تا زمانی که قیمت حامل‌های انرژی و از جمله گاز به صورت اقتصادی و در چارچوب عرضه و تقاضا تعیین نشوند، عملاً مازاد مصرف به دلیل ارزانی در خانه‌ها و کارخانه‌ها خواهد سوخت.
یک نکته مهم این است که حتی اگر قیمت گاز خانگی به مراتب کمتر از قیمت گاز صادراتی باشد، هرگز نباید مصرف گاز را در این بخش قطع کرد. مواردی مثل مصارف خانگی، صنعت و تجاری، استراتژیک هستند و باید گاز مصرفی آنها تامین شود. سوال این است که قیمت گاز باید چقدر باشد تا مصرف آن به صورت بهینه صورت بگیرد و فرهنگ هدر دادن آن از بین رود. در واقع قیمت گاز باید به صورتی تعیین شود که خریداران ضمن برخورداری از توان خرید، آن را به صورت غیربهینه مصرف نکنند. اینجاست که بحث یارانه‌ها مطرح می‌شود. اگر ملاحظات سیاسی در میان نباشد، بهتر است بازنگری اساسی در پرداخت آن صورت گیرد. اخیراً در عربستان باوجود وضعیت نامناسب سیاسی داخلی و خارجی، قیمت تمامی حامل‌های انرژی یک‌شبه ۵۰ درصد افزایش پیدا کرد. افزایش قیمت حامل‌های انرژی به دلایل متعدد قابل دفاع است؛ از جمله اینکه منابع دولتی را افزایش می‌دهد، اصلاح الگوی مصرف صورت گرفته و موجب کاهش انتشار آلاینده‌ها می‌شود که در نهایت به معنای بهبود وضعیت سلامتی مردم خواهد بود. به طور کلی، باوجود باقی ماندن مصارف استراتژیک گاز، سیاست کلان کشور باید مبتنی بر حذف یارانه‌ها باشد. شرایط فعلی که قیمت‌های نفت پایین است، بهترین فرصت برای آزادسازی قیمت حامل‌های انرژی به شمار می‌رود. برخورداری ایران از بزرگ‌ترین ذخایر گاز و چهارمین ذخایر بزرگ نفت جهان، نباید به معنای استفاده غیربهینه از منابع باشد.

یک نکته مهم در این میان وجود دارد که برخی معتقدند اصلاً خام‌فروشی نفت یا گاز کار اشتباهی است و باید آنها را به محصولات با ارزش افزوده بالاتر اضافه کرد.
دو بحث کلان در سیاستگذاری کلان گاز وجود دارد: صادرات آن و تبدیل به محصولات با ارزش افزوده بالاتر. درست مشابه تبدیل میعانات گازی به محصولات با ارزش افزوده بالاتر در پالایشگاه‌های ستاره خلیج فارس یا سیراف، می‌توان در صنعت پتروشیمی نیز ارزش افزوده بالاتری به دست آورد. آنچه موجب جذب سرمایه‌گذاری خارجی و ایجاد اشتغال می‌شود، ساخت پالایشگاه و پتروشیمی است که ممکن است با صادرات گاز هم‌راستا نباشد. مساله مهم دیگر این است که نمی‌توان قرارداد با یک کشور خاص را به عنوان مبنا (Benchmark) در نظر گرفت و بعد قیمت هر قراردادی را با آن مقایسه کرد. قیمت ۴۹۰ دلار در هزار مترمکعب برای صادرات گاز ایران به ترکیه بسیار بالاست و ایران با خوش‌شانسی توانست چنین قراردادی را منعقد کند. این قیمت تقریباً معادل ۱۸ دلار در هر میلیون BTU است؛ در حالی که قیمت گاز در هنری‌هاب آمریکا حدود ۵ /۲ دلار است. در ژاپن که همواره به عنوان گران‌ترین واردکننده انرژی دنیا شناخته می‌شود، قیمت گاز حدود یک‌سوم رقم صادرات ایران به ترکیه است. قیمت صادرات گاز ایران به ترکیه، نمی‌تواند واقعیت بازار را نشان دهد. وقتی که قیمت‌های نفت بالا بود، کشورهای واردکننده مثل کره جنوبی و ژاپن سعی داشتند ارتباط قیمت نفت و گاز، به ویژه LNG، را از بین ببرند و بگویند گاز به اندازه نفت ارزش ندارد. الان که قیمت‌ها کاهش پیدا کرده است، دیگر چنین ادعایی مطرح نیست، مشکلی با مرتبط کردن قیمت گاز و نفت وجود ندارد و درخواست‌های سابق مبنی بر مبنا قرار دادن هاب منطقه‌ای دیگر مطرح نمی‌شود. قبلاً پیشنهاد این بود که قیمت گاز در هاب منطقه مشخص شود؛ مثل هنری‌هاب آمریکا. بر اساس آن پیشنهاد، مثلاً ترکیه می‌توانست مبنای قیمت منطقه باشد و ترکیبی از قیمت کره جنوبی و ژاپن به عنوان مبنای شرق آسیا در نظر گرفته شود.

با این همه مبانی متفاوت، اصلاً قیمت‌گذاری گاز صادراتی باید چگونه صورت گیرد؟
فرمول گاز صادراتی ایران، باید منعطف و متناسب با واقعیت‌های بازار باشد تا قیمت بر اساس واقعیت‌های عرضه و تقاضا، شناور شود. روزگاری قیمت نفت ۱۲۰ دلار بود و الان به کمتر از ۳۰ دلار رسیده است. قیمت گاز نیز باید مثل نفت منعکس‌کننده عرضه و تقاضا باشد و هزینه فرصت را نیز لحاظ کند. طراحی چنین فرمول‌هایی دشوار نیست و هم‌اکنون در کشورهای دیگر اجرا می‌شود. اما باید این واقعیت بازار را پذیرفت که ورود به فعالیت تجاری، روزی با برد همراه است و روز دیگری منجر به باخت می‌شود. نه بردن به معنای شاهکار است و نه باختن به معنای بر باد دادن منافع ملی. کارشناسان و سیاسیون ایرانی باید این واقعیت را بپذیرند.

شاید از مجموع حرف‌های شما بتوان نتیجه گرفت که ایران بازیگر مهم و تاثیرگذاری در بازار گاز نیست. اگر در سال‌های آینده وضعیت تغییر کند و امکان صادرات گاز فراهم شود، استراتژی و مقصد اصلی برای صادرات گاز چه خواهد بود؟
بهترین گزینه برای ایران، صادرات منطقه‌ای است. هیچ بازاری در دنیا به اندازه همین منطقه خاورمیانه جذابیت صادرات ندارد. چرا که اولاً می‌توان با خط لوله قراردادی را منعقد کرد که برای مدت ۲۰ تا ۲۵ سال درآمدی را به همراه آورد. مورد دیگر اینکه رقابت چندانی در بازار خاورمیانه وجود ندارد؛ درست برخلاف بازار اروپا که ایران باید با روسیه، مصر، الجزایر و اکنون محموله‌های LNG آمریکایی رقابت کند. هیچ کشوری در خاورمیانه وجود ندارد که به اندازه ایران از موقعیت استراتژیک برای رهبری بازار گاز برخوردار باشد. حتی موقعیت صادرات گاز به کشوری همچون افغانستان هم وجود دارد و امکان‌سنجی آن نیز صورت گرفته است که منابع مالی بین‌المللی زیادی برای این پروژه وجود دارد. صادرات گاز به افغانستان و افزایش تولید برق، موجب صنعتی شدن و ایجاد اشتغال می‌شود که اثر آن را در کاهش گرایش به فعالیت‌های افراط‌گرایانه و تروریستی نیز می‌توان دید که در نهایت یک هدف استراتژیک برای ایران خواهد بود. با وجود این گفته می‌شود که به دلیل عدم توجیه اقتصادی چنین پروژه‌ای مطرح نیست؛ در حالی که باید مساله از منظر سیاسی و امنیتی هم در نظر گرفته شود.

تاکنون سه بازار به طور خاص به عنوان مقصد اصلی گاز ایران مطرح شده‌اند: عراق، عمان و پاکستان که در ادامه به بررسی چشم‌انداز صادرات گاز به این سه کشور خواهیم پرداخت. صادرات گاز به عراق در چه وضعیتی قرار دارد؟
در بازارهای سه‌گانه مورد اشاره، عراق کشوری است که به منابع نفتی عظیمی دسترسی دارد. باوجود کاهش درآمدها به دلیل سقوط قیمت نفت، می‌توان انتظار داشت که در ادامه با توجه به صادرات قابل‌توجه نفت، منابع مالی مناسبی در اختیار دولت این کشور قرار گیرد. بر این اساس در زمینه پرداخت پول گاز به ایران، احتمالاً مشکل چندانی وجود نخواهد داشت. عراق ضمناً یک بازار بالقوه بزرگ است. عراق نیازمند تامین برق فراوانی است و در این کشور نیروگاه‌های متعددی در حال احداث هستند. در عراق نیز مانند افغانستان مساله گاز استراتژیک است. امنیت ما چیزی نیست جز امنیت همسایه‌های ما. هرقدر برای امنیت عراق تلاش کنیم، در نهایت منافع آن به ایران نیز بازخواهد گشت. مسیر صادرات گاز به عراق مشخص شده و دو انشعاب از خط لوله سراسری ششم به سمت بصره و دیاله کشیده شده است. اما به دلیل حضور داعش در استان دیاله، گازی به عراق صادر نمی‌شود. اما این تنها بخشی از دلیل عدم صادرات گاز به عراق است و ماجرا مثل همیشه به قیمت مربوط می‌شود. متاسفانه برخی در داخل، تمامی قیمت‌ها از جمله قیمت صادرات گاز به عراق را، با قیمت صادرات گاز به ترکیه می‌سنجند. اگر فردی واقعیات امروز بازار را بپذیرد و قراردادی را با قیمتی پایین‌تر از صادرات گاز به ترکیه منعقد کند، باید در داخل کشور جوابگو باشد.

آیا این گفته واقعیت دارد که اگر ایران گاز را به عراق، با قیمتی پایین‌تر از قیمت صادرات به ترکیه بفروشد، این کشور در شکایت‌های همیشگی علیه ایران دست بالاتری پیدا خواهد کرد؟
بله، همین‌طور است. همین الان هم ترکیه علیه ایران اقامه دعوا کرده و گفته است که ایران به عنوان یک تامین‌کننده گاز قابل اتکا نیست… و علاوه بر این، خواستار بازنگری در قیمت‌ها نیز هستند که مذاکرات مربوط به آن ادامه دارد. با توجه به سقوط قیمت نفت و ثابت باقی ماندن قیمت گاز صادراتی به ترکیه، که قیمت بسیار بالایی هم هست، احتمالاً رای داوری برای ایران چندان دلپذیر نخواهد بود.

به سوال اصلی درباره صادرات بازگردیم. شما درباره عراق توضیح دادید. چشم‌انداز صادرات گاز به عمان به چه صورت است؟
مساله عمان هم شباهت‌هایی به مورد عراق دارد. عمان کشوری ثروتمند است و با ایران نیز رابطه بسیار خوبی دارد. اضافه کردن گاز به مجموع روابط سیاسی و اقتصادی موجود، می‌تواند موجب تحکیم بیشتر آنها شود. اما داستان قیمت گاز اینجا هم وجود دارد و شاید حتی بتوان گفت که تیم مذاکره‌کننده عمانی در مقابل مبانی و منطق قیمت‌گذاری ایران سردرگم شده است. در شرایطی به قیمت گاز صادراتی به ترکیه اشاره می‌شود که ایران با فرض صادرات سالانه ۱۰ میلیارد مترمکعب گاز به ترکیه، نخواهد توانست در شرایط کنونی حتی یک مترمکعب دیگر به آن بیفزاید؛ چرا که اصولاً ترکیه گاز را با چنین قیمت بالایی دیگر نخواهد خرید. این را مسوولان باتجربه صنعت گاز ایران می‌دانند. آنها با جزییات فرمول‌های قیمت‌گذاری و معادلات جهانی گاز آشنایی کامل دارند؛ اما در عمل نمی‌توانند کاری از پیش ببرند و به اصطلاح دست‌شان بسته است. چرا؟ چون باید هزینه‌های سیاسی بالایی را بپردازند. اگر گاز را یک دلار زیر قیمت صادراتی به ترکیه بفروشند، برخی از جریانات داخل کشور آنها را به فروش منافع ملی متهم می‌کنند. این در حالی است که منافع ملی به معنایی که جریانات مورد اشاره تصور می‌کنند، اصلاً وجود خارجی ندارد. این ذهنیت اشتباه درباره قیمت‌گذاری گاز باید به شکلی اساسی و به دور از سیاسی‌کاری اصلاح شود تا ماجرای صادرات گاز به عمان نیز حل شود. مذاکرات متعددی میان وزارت نفت ایران و عمان درباره صادرات گاز صورت گرفته است که امیدواریم پس از انعقاد قرارداد با عمان، گاز ایران از طریق این کشور به کل بازار منطقه صادر شود. به عنوان مثال با توجه به حاشیه‌های قرارداد صادرات گاز به امارات متحده عربی (موسوم به کرسنت) ممکن است جرات مطرح کردن دوباره صادرات گاز به این کشور وجود نداشته باشد؛ حتی با یک شرکت ثالث. در چنین شرایطی می‌توان انتظار داشت گاز ایران از طریق شرکتی ثالث به کشورهای منطقه و از جمله امارات متحده عربی صادر شود؛ و چه‌بسا آن شرکت ثالث عمانی باشد. در واقع یک شرکت ثالث می‌تواند در چارچوب یک قرارداد کاملاً توجیه‌پذیر به لحاظ اقتصادی و تجاری، عملیات بازاریابی و فروش گاز ایران را بر عهده گیرد و حتی به عربستان گاز صادر کند. کل منطقه جنوب دریای عمان، خلیج‌فارس و جنوب عربستان می‌تواند با این روش به بازار گاز ایران تبدیل شود.

صادرات گاز به پاکستان تا چه اندازه امکان تحقق دارد و موانع موجود بر سر راه آن چیست؟
در مورد پاکستان وضعیت به مراتب متفاوت از عراق و عمان است. این کشور دچار سطح بالایی از مشکلات امنیتی مزمن است و حتی در قیمت‌های پایین فعلی نیز منابع مالی کافی را برای احداث خط لوله و خرید گاز ایران در اختیار ندارد. از سوی دیگر هند نیز عملاً از پروژه خط لوله صلح خارج شده است و به هیچ‌وجه قصد مشارکت در پروژه‌ای را ندارد که از خاک پاکستان می‌گذرد؛ چرا که نتیجه آن وابستگی به پاکستان در عین وجود انبوه اختلافات سیاسی خواهد بود. خروج هند از خط لوله، چشم‌انداز آن را مبهم‌تر از گذشته کرده است؛ مگر اینکه گاز تا مرز پاکستان برسد و بعد چاره‌ای برای صادرات آن اندیشیده شود. هم‌اکنون خط لوله سراسری هفتم تا استان سیستان و بلوچستان احداث ‌شده و قرار است تا چابهار نیز امتداد پیدا کند. با توجه به انبوه مشکلات مالی و غیرمالی موجود، حتی با در نظر گرفتن احداث خط لوله تا مرز پاکستان، اجرایی شدن خط لوله صادرات گاز به پاکستان بعید به نظر می‌رسد. برای پاکستان نیز گزینه بهتر این است که به جای واردات گاز به وسیله خط لوله، گاز مایع طبیعی (LNG) را در مقیاس کوچک خریداری کند. به جز این روش، هر راه‌حلی برای پاکستان بعید به نظر می‌رسد.

خط لوله تاپی (ترکمنستان-افغانستان-پاکستان-هند) یا واردات LNG از قطر چقدر می‌توانند یک گزینه بالقوه برای پاکستان باشند؟
تاپی به لحاظ سیاسی پیشرفت خوبی داشته و از حمایت آمریکا نیز برخوردار بوده است. اما از نظر اجرایی بعید است به نتیجه برسد؛ چرا که از دو کشور پرمخاطره دنیا یعنی افغانستان و پاکستان عبور می‌کند. تامین امنیت خط ‌لوله تاپی تقریباً ناممکن است و از این جهت وضعیت آن از خط‌ لوله صلح به مراتب پیچیده‌تر است. مضافاً اینکه هزینه احداث چنین خط لوله‌ای بسیار بالا و شاید بیش از ۱۰ میلیارد دلار برآورد می‌شود. احداث چنین خط لوله‌ای در افغانستان نتیجه‌ای نخواهد داشت جز قرار دادن سرمایه‌ای در دست گروه‌های تروریستی برای خرابکاری. اگر طالبان خرابکاری نکنند، احتمالاً گروه دیگری در پاکستان یا افغانستان این کار را خواهد کرد و در نهایت اصل ماجرا به قوت خود باقی است. در مجموع به نظر می‌رسد باوجود پشتوانه سیاسی قابل ‌قبول، این خط ‌لوله هم به سرانجامی نخواهد رسید؛ درست مثل خط ‌لوله صلح.

یعنی اجرایی شدن صلح منتفی است؟
صلح را باید تمام‌شده در نظر گرفت. لااقل من چشم‌اندازی برای احداث آن متصور نیستم .

منظور شما اجرایی نشدن خط ‌لوله صلح تا هند است یا حتی پاکستان را هم به عنوان یک مقصد بعید می‌دانید؟
حتی پاکستان هم بعید است از ایران گازی خریداری کند. احتمال صادرات LNG به پاکستان به مراتب بیشتر است. البته نه LNG که شاید چند سال بعد از پروژه «ایران LNG» صادر شود. بهترین شرایط برای پاکستان، خرید LNG به صورت تک‌محموله خواهد بود.

شما به پروژه ایران LNG اشاره کردید. برخی معتقدند ممکن است بازار LNG در سال‌های آتی اشباع شود و در نتیجه ورود به این بازار برای کشوری مثل ایران که فرصت‌های متعددی برای صادرات از طریق خط ‌لوله دارد، چندان منطقی نیست. آیا به نظر شما هم امکان اشباع بازار LNG وجود دارد؟
امکان نه؛ بازار قطعاً اشباع است و شکی در این وجود ندارد. از شرق آفریقا و استرالیا به اندازه کافی LNG به بازار وارد می‌شود. به تازگی نیز خبر جالبی درباره صادرات محموله LNG از آمریکا مطرح شد. یک شرکت فرانسوی فعال در آمریکا که قصد داشت محموله‌های LNG صادر کند و به عنوان نخستین صادرکننده از این کشور شناخته شود، اعلام کرد تاخیر زیادی در صادرات نخستین محموله خواهد داشت. اخباری از این دست می‌توانند تا حد زیادی نشان‌دهنده پایین بودن قیمت گاز در بازار باشند؛ آن‌قدر پایین که ممکن است هزینه انتقال گاز با کشتی تقریباً به اندازه درآمد صادرات باشد. اگر قدری به این واقعیات توجه کنیم، متوجه می‌شویم بحث LNG در ایران به صورت اغراق‌آمیزی مطرح شده است و بعضاً مرثیه‌سرایی‌هایی می‌شود که از واقعیات بازار به دور است. البته نقطه عکس این ماجرا هم وجود دارد که برخی می‌گویند با سقوط قیمت‌ها، درآمد قطر از صادرات گاز کاهش پیدا کرده و این کشور به دلیل سوءتدبیر یا سیاستگذاری غلط در صادرات LNG، دچار مشکل شده است. مدافعان این نظریه باید توجه داشته باشند که قطر بعد از ۱۵ سال صادرات مداوم LNG و کسب درآمدهای هنگفتی که توانست رشد و توسعه اقتصادی کم‌نظیری را برای این کشور به همراه داشته باشد، تازه دچار مشکل شده است. این نوساناتی که قطر یا کشورهای دیگر با تبعات آن دست‌به‌گریبان هستند، شبیه چرخه‌های تجاری است که گاهی با رونق همراه می‌شود و گاهی با افول؛ اما در نهایت روند صعودی به صورت همیشگی و جدی ادامه دارد. در واقع نمودار باوجود تناوب، رو به رشد است و باید این را پذیرفت. نفت ۱۲۰ دلاری ممکن است ظرف یک سال به کمتر از ۲۵ دلار برسد و در این میان قرار نیست حتماً فردی منافع ملی را زیر سوال برده باشد.

با این حساب شاید پروژه ایران LNG چندان اقتصادی نباشد.
همان‌طور که گفته شد توجیه اقتصادی برای ورود LNG پروژه‌های جدید به بازار وجود ندارد. کشوری مثل ایران که می‌تواند از گاز خود به مراتب استفاده‌های بهتری را انجام دهد، چرا باید به سراغ چنین پروژه‌هایی برود؟ این در حالی است که هزینه‌های سرمایه‌ای (CAPEX) پروژه‌ها نیز به مراتب افزایش پیدا کرده است. یک پروژه هشت میلیون تُنی LNG که روزگاری هزینه‌های لازم برای آن ۱۵ میلیارد دلار تخمین زده می‌شد، اکنون با ۳۵ میلیارد دلار در استرالیا به پایان می‌رسد. البته قرار نیست دولت چنین هزینه‌هایی را انجام دهد و باید برای چنین پروژه‌هایی به دنبال سرمایه‌گذاری خارجی بود. اما حتی اگر فرض کنیم پیشنهاد مشارکت در چنین پروژه‌ای به کنسرسیومی با رهبری شل یا بریتیش پترولیوم ارائه شود، آنها نخواهند پذیرفت؛ چرا که چشم‌انداز مناسبی برای تولید LNG وجود ندارد. اگر روزگاری توتال، پتروناس و میتسوبیشی برای پروژه‌های LNG ایران پیشگام می‌شدند، چشم‌انداز خوبی برای صادرات LNG می‌دیدند؛ چشم‌اندازی که الان دیگر وجود ندارد و در نتیجه لااقل شرکت‌های خارجی برای پروژه‌های LNG در ایران پیشگام نخواهند شد. بنابراین به طور کلی بازار LNG در کوتاه‌مدت و میان‌مدت کاملاً اشباع خواهد بود، هزینه‌های سرمایه‌گذاری بالاست و سرمایه‌گذاری جدید در این حوزه اصلاً اقتصادی به نظر نمی‌رسد. مضافاً اینکه ایران از کل فرآیند تولید LNG فقط گاز آن را در اختیار دارد و نه بیشتر. شرکت‌ها با اختیار و تصمیم خودشان وارد می‌شوند.

به تازگی قراردادهای جدید نفتی (موسوم به Iran Petroleum Contract) معرفی شده‌اند که گفته می‌شود جذاب‌تر از قراردادهای قبلی بیع متقابل (Buy Back) هستند. آیا این امکان وجود ندارد که شرکت‌های خارجی با پشتوانه IPC وارد پروژه‌های LNG ایران شوند؟
پیش‌بینی من این است که اولویت اول شرکت‌های خارجی ورود به پروژه‌های ازدیاد برداشت در میادین قدیمی (Brown fields) خواهد بود که این مساله را در مذاکرات و بررسی‌های غیررسمی صورت‌گرفته با شرکت‌های خارجی می‌توان مشاهده کرد. اولویت دوم آنها نیز میادین نفتی بزرگ منطقه غرب کارون است که به دلیل مشترک بودن، دولت توجه ویژه‌ای به آنها دارد؛ یعنی آزادگان، یادآوران و یاران. اما میادین گازی که قرار است خوراک پروژه‌های LNG را تامین کنند، لااقل در گام‌های نخست با استقبال چندانی مواجه نشده‌اند و نخواهند شد. یعنی میادین گلشن و فردوسی احتمالاً مقصد اولیه سرمایه‌گذاران خارجی نخواهد بود. شاید توسعه بیشتر میدان گازی کیش از این وضعیت مستثنی باشد؛ آن هم به دلیل وجود چشم‌انداز صادرات گاز آن به منطقه.

آخرین درصد پیشرفت پروژه ایران LNG حدود ۶۰ درصد اعلام شده و هنوز چند سالی تا اتمام آن زمان باقی است. باوجود اشباع بازار، به نظر می‌رسد تصمیم بر این است که پروژه به هر قیمتی تمام شود تا هزینه‌های صورت‌گرفته تاکنون لااقل در ظاهر امر توجیه‌پذیر باشند. نظر شما درباره ادامه پروژه چیست؟
بحث این پروژه با تعصب و حساسیت زیادی دنبال می‌شود و در نتیجه احتمالاً حتی در صورت عدم توجیه اقتصادی، ادامه پیدا می‌کند. ایران LNG به عنوان یک پروژه ملی در نظر گرفته می‌شود و در نتیجه با توجه به اینکه حدود ۴۰، ۵۰ درصد آن باقی مانده است، احتمالاً تا دو سال آینده با تامین تجهیزات از شرکت‌های خارجی و از جمله لینده، به پایان خواهد رسید. چهار تا پنج سال ممکن است قدری اشباع بازار کمتر شود و تقاضا افزایش پیدا کند تا در نتیجه کمی جا برای ایران باز شود. تکمیل پروژه ایران LNG اگر در ادامه هزینه اضافی نداشته باشد و ایران بتواند یک شریک خارجی پیدا کند، ممکن است توجیه‌پذیر باشد. با ایران LNG باید مدارا کرد، ولی تعریف پروژه دیگری جز آن فاقد توجیه است.

باوجود اشباع بازار، آیا شریک خارجی می‌تواند در اصل ماجرا فرقی ایجاد کند؟
بله، قطعاً. حضور یک شریک خارجی بیش از دلایل مالی، به لحاظ بازاریابی اهمیت دارد. انتظار از شریک خارجی این است که فرآیند مدیریت پروژه، بازاریابی و فروش را در دست بگیرد. در سال‌های آینده مشکل اصلی در پروژه‌های پایین‌دستی پتروشیمی و پالایشگاهی ایران چیزی نخواهد بود جز بازاریابی و فروش.

یک سوال مهم دیگر در سیاستگذاری منابع نفت و گاز، اولویت گاز بر نفت است. امسال به دلیل سقوط قیمت نفت، درآمدهای حاصل از صادرات نفت حداکثر ۲۵ میلیارد دلار برآورد می‌شوند؛ در حالی که بخشی از همین رقم هم به میعانات گازی مربوط است که در پارس جنوبی همراه با گاز تولید می‌شود. بخش دیگری از صادرات کشور نیز به محصولات پتروشیمی و صنایع ارتباط دارد که سهم زیادی از آن گازمحور هستند. آیا می‌توان انتظار روزی را داشت که گاز، لااقل در تامین درآمدهای ارزی، از نفت پیشی بگیرد؟
من نه‌تنها پیش‌بینی چنان روزی را می‌کنم، بلکه امیدوارم مسوولان و سیاستگذاران نیز زمینه‌ساز چنین فرآیند‌ گذاری باشند. یک دلیل این است که درآمدهای نفتی نوسانات شدیدی دارند؛ در حالی که قیمت گاز تا این حد نوسان نمی‌کند و نوسانات آن نیز تا این حد پیش‌بینی‌ناپذیر نیست. مشابه همین مساله را در تبدیل گاز یا نفت به ارزش‌افزوده نیز می‌توان دید؛ یعنی درصد نوسان قیمت فرآورده‌های نفتی و گازی به مراتب کمتر از نفت خام و گاز است. مثلاً پالایشگاه‌ها از سقوط نفت تاثیر منفی چندانی نمی‌پذیرند و ممکن است فعالیت‌شان سودآورتر هم بشود. به عنوان مثال، اگر قیمت نفت از ۱۲۰ دلار به ۲۰ دلار برسد، قیمت بنزین از ۲ /۱ پوند به یک پوند می‌رسد و نه به ۲۰ پنس٫ لذا سیاست آقای زنگنه برای مشارکت، اجاره و خرید تمامی یا بخشی از یک پالایشگاه بسیار مفید خواهد بود. مورد دیگر اینکه عصر طلایی نفت برای صادرکنندگان به پایان رسیده است و دیگر نمی‌توان چشم‌به‌راه درآمدهای بادآورده نفتی بود که روزگاری از ۱۲۰ دلار هم عبور کرد و برخی پیش‌بینی می‌کردند تا ۲۰۰ دلار هم می‌رسد. چرا که با پیشرفت فناوری اگر قیمت نفت به ارقام بالا، یعنی حدود ۱۰۰ دلار و شاید حتی کمتر برسد؛ دوباره تولید از منابع غیرمتعارف مثل نفت شیل آمریکا اقتصادی خواهد شد و با افزایش عرضه جهانی نفت، دوباره قیمت‌ها کاهش پیدا خواهند کرد. تنها استثنا این است که اتفاق غیرمترقبه‌ای به وقوع پیوندد؛ مثلاً رشد اقتصادی چین دوباره به ۱۵ درصد برسد یا اقتصاد بزرگی مثل آمریکا با یک جهش بی‌سابقه مواجه شود. در شرایط عادی، چنین رویدادهایی دور از ذهن به نظر می‌رسد. علاوه بر اینها، خاورمیانه تشنه گاز است و کشورهای منطقه ارزش گاز را متوجه شده‌اند. در دنیا نیز به دلیل مسائل زیست‌محیطی، رویکرد از نفت به سمت گاز در حال تغییر است که در نتیجه تقاضای آن با افزایش بیشتری مواجه خواهد شد که ایران می‌تواند بهره‌برداری دوچندانی از آن کند. با صادرات می‌توان حتی کشوری مثل عربستان را که منابع گاز کافی در اختیار ندارد، به خود وابسته کرد.

البته خود این وابستگی کشوری مثل عراق یا عربستان می‌تواند با افزایش تنش‌ها مواجه شود؛ درست مثل رابطه روسیه و اروپا.
قرار نیست وابستگی عربستان به گاز ایران، فرصتی برای بستن شیر گاز در اوج دوران نیاز باشد. این وابستگی می‌تواند موجب بهبود روابط اقتصادی دو طرف شود که در نهایت به افزایش روابط و چانه‌زنی‌های دیپلماتیک نیز بینجامد. من صرفاً به این روابط تجاری و دیپلماتیک توجه دارم و نه چیز دیگری.

امسال چند اجلاس مهم مجمع کشورهای صادرکننده گاز (GECF) در ایران برگزار شد. باوجود تبلیغات فراوان درباره این مجمع نسبتاً نوپا، به نظر می‌رسد این مجمع با چشم‌انداز اولیه‌ای که تحت عنوان «اوپک گازی» از آن یاد می‌شد فاصله زیادی دارد که هرگز بدان نخواهد رسید؛ اگرچه حتی همین عنوان اوپک برای مجمع مرتبط با «گاز» به قدر کافی اشتباه است. به عنوان آخرین سوال، چشم‌انداز شما از GECF چیست؟ آیا می‌توان روزگاری را در نظر آورد که این مجمع همچون اوپک یک قدرت در بازار نفت به حساب آید.
انتظار اولیه این بود که GECF سازمانی با تاثیرگذاری اوپک شود که این‌گونه نخواهد شد؛ چرا که طبیعت صنعت نفت و گاز با هم متفاوت است. وقتی گاز تولید شد، باید سوزانده شود یا همان‌جا به مصرف برسد. در حالی که نفت پس از تولید می‌تواند ماه‌ها در مخازن بزرگ یا تانکرهای غول‌پیکر روی آب‌ها ذخیره شود و بعد به فروش برسد. مورد دیگر اینکه قیمت‌های نفت بین‌المللی است، در حالی که قیمت گاز این‌گونه نیست و اصلاً چیزی به عنوان قیمت بین‌المللی گاز وجود ندارد. قیمت گاز به صورت منطقه‌ای تعیین می‌شود و حتی در یک منطقه نیز قراردادها ممکن است با یکدیگر تفاوت فاحشی داشته باشند. در نتیجه تشکیل مجمعی برای هماهنگی در زمینه قیمت و مقدار تولید گاز همچون اوپک کاملاً بعید است. اما GECF می‌تواند نقش دیگری ایفا کند و به پشتوانه‌ای برای سیاستگذاری گاز در کشورهای عضو تبدیل شود. در واقع می‌توان آن را اندیشکده‌ای (Think Tank) در نظر گرفت که پژوهش‌ها و تحقیقاتی در آن صورت گیرد و آمار و اطلاعات کشورهای عضو در آن جمع‌آوری و مدیریت شود. GECF می‌تواند در سطح کلان و نه حتی موارد جزیی خاص، به یک نهاد مطالعاتی و سیاستگذاری تبدیل شود. اما نباید توقع نقش‌آفرینی آن به عنوان یک اوپک دیگر را داشت. مضافاً اینکه در بین اعضای آن ناهمگونی شدیدی مشاهده می‌شود: قطر LNG را با قراردادهای بلندمدت به فروش می‌رساند، روسیه در حال استفاده از خط لوله برای صادرات است و ایران نیز به تنها قرارداد صادراتی که با قیمت بالا منعقد کرده، اکتفا کرده است. این یعنی اهداف اعضا به هیچ‌وجه یکسان نیست و چشم‌اندازها نیز کاملاً متفاوت است که در نتیجه کارتلی به وجود نخواهد آمد.

منتشرشده در شماره ۱۶۵ تجارت فردا

صنعت گاز ایران طی دوران پس از انقلاب
در کتاب الهام حسن‌زاده که توسط انتشارات دانشگاه آکسفورد به چاپ رسیده، صادرات گاز ایران به بازارهای منطقه‌ای و بین‌المللی مورد بررسی قرار گرفته است. ایران در این کتاب کشوری واجد پتانسیل تبدیل شدن به یک صادرکننده بزرگ معرفی شده که به دلیل تحریم‌های موجود در زمان انتشار کتاب، سیاسی شدن صنعت گاز و فقدان چارچوب سرمایه‌گذاری جذاب، هنوز امکان استفاده از پتانسیل‌های خود را پیدا نکرده است. در این کتاب، چالش‌های صنعت گاز ایران با رویکردی بین‌رشته‌ای بررسی می‌شود؛ چالش‌هایی که بازه‌ای گسترده از سیاسی و حقوقی تا اقتصادی و مالی را دربرمی‌گیرند.نویسنده کتاب می‌نویسد باتوجه به بازار داخلی بزرگ، اهداف توسعه صنعتی، جمعیت جوان و نیاز به ایجاد شغل و همچنین وابستگی کشور به تزریق گاز جهت حفظ ظرفیت تولید نفت، ممکن است هدف ایران تبدیل شدن به «قطر بَعدی» در صادرات گاز نباشد. داده‌ها نشان می‌دهند صادرات گاز سودآورترین کاربرد آن نخواهد بود و حتی در صورت لغو تحریم‌ها، ممکن است دستیابی به چنان ظرفیتی برای صادرات گاز ۱۵ تا ۲۰ سال زمان ببرد. کتاب از مقدمه، نتیجه‌گیری و شش فصل درباره نمای کلی صنعت گاز ایران، سیاسی شدن صنعت نفت، اثر تحریم‌ها بر توسعه صنعت نفت و گاز ایران، رژیم سرمایه‌گذاری در بخش نفت و گاز، یارانه‌های انرژی و اصلاح آن و در نهایت سیاستگذاری تخصیص گاز و چالش‌های تعیین اولویت تشکیل شده است.در کتاب الهام حسن‌زاده که توسط انتشارات دانشگاه آکسفورد به چاپ رسیده، صادرات گاز ایران به بازارهای منطقه‌ای و بین‌المللی مورد بررسی قرار گرفته است. منتشرشده در شماره ۱۶۵ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , , , ,

بدون دیدگاه » بهمن ۱۰ام, ۱۳۹۴

فردای گاز

نگاهی به نقش کم‌نظیر، چشم‌انداز مبهم و چالش‌های پیش‌روی سیاستگذاری گاز در ایران

صادرات غیرنفتی ایران در سال 1393

یک میلیارد مترمکعب در روز٫ این هدف‌گذاری است که برای ظرفیت تولید گاز کشور تا سال ۱۳۹۷ صورت گرفته و با روند فعلی افتتاح فازهای پارس جنوبی، احتمالاً مطابق برآوردها محقق خواهد شد. البته این ظرفیت یک میلیاردی الزاماً به معنای تولید روزانه یک میلیارد و سالانه ۳۶۵ میلیارد مترمکعب نیست؛ چرا که در نیمه اول سال مصرف گاز کمتر از نیمه دوم است و علاوه بر آن به دلیل تعمیرات ادواری تجهیزات و پالایشگاه‌ها، تولید گاز در بعضی از روزها با ظرفیت کامل صورت نمی‌گیرد. افزایش روزافزون تولید گاز در حالی صورت می‌گیرد که نقش گاز در سبد صادرات کشور، به صورت تصاعدی در حال افزایش است. بخش قابل‌توجهی از صادرات کشور را میعانات گازی تشکیل می‌دهد که همراه با گاز تولید می‌شود و با اندکی تسامح می‌توان آن ‌را محصول جانبی توسعه گاز دانست؛ چرا که هدف اصلی تولید گاز است و نه میعانات گازی.
در سال گذشته ۱۹ هزار تن میعانات گازی به ارزش ۱۴ میلیارد دلار به خارج صادر شد که نشان‌دهنده افزایش حدود ۵۰‌درصدی در وزن و قریب به ۳۶‌درصدی در ارزش دلاری نسبت به سال پیش از آن است.
در کنار میعانات گازی باید از مایعات گازی همچون پروپان و بوتان نیز نام برد که از ارقام عمده صادرات به شمار می‌روند و ارزش صادرات آنها در سال ۱۳۹۳ به ترتیب ۳ /۲ و ۴ /۱ میلیارد دلار بوده است. علاوه بر این دو قلم عمده، محصولات تولیدشده در صنایع پتروشیمی (که حجم زیادی از آنها مستقیماً یا به صورت غیرمستقیم از گاز ساخته شده‌اند) نیز در میان ارقام عمده صادراتی قرار دارند: متانول، اوره و بسیاری از مواد شیمیایی دیگر. به این ارقام عمده می‌توان ده‌ها مورد دیگر را اضافه کرد که محصولات پایین‌دستی صنایع پتروشیمی به شمار می‌روند، همچون بخشی از محصولات نساجی یا پلاستیک. با این تصویر کلان و در دوران افول درآمدهای نفتی، به نظر می‌رسد باید روی گاز حساب دیگری باز کرد.

ذخایر فراوان و صادرات اندک
براساس آمارهای بریتیش پترولیوم، ایران دارنده بزرگ‌ترین ذخایر گاز طبیعی جهان با حجم ۳۴ هزار میلیارد مترمکعب است. روسیه با ۶ /۳۲ هزار میلیارد مترمکعب، در رتبه دوم پس از ایران ایستاده است و قطر با ۵ /۲۴ هزار میلیارد مترمکعب در جایگاه سوم قرار دارد. در زمینه تولید گاز نیز ایران در رده نسبتاً بالایی قرار دارد و براساس آمارهای بریتیش پترولیوم در سال ۲۰۱۴ با تولید ۶ /۱۷۲ میلیارد مترمکعب گاز (بدون درنظر گرفتن گاز بازیافتی و سوزانده‌شده) پس از آمریکا و روسیه در جایگاه سوم جهان قرار داشته است.
با وجود این حجم بالای تولید، به دلیل مصرف بالای گاز در داخل، ایران در صادرات رتبه چندان بالایی ندارد. ایران در سال ۲۰۱۴ معادل ۲ /۱۷۰ میلیارد مترمکعب گاز مصرف کرده که تنها ۴ /۲ میلیارد مترمکعب بیش از صادرات است. آمارهای وزارت اقتصاد و دارایی به نقل از شرکت ملی گاز ایران نشان می‌دهند در سال ۱۳۹۳ مجموعاً ۸ /۲۰۱ میلیارد مترمکعب گاز تولید شده که ۳ /۱۸۶ میلیارد مترمکعب آن در بخش‌های خانگی، تجاری، صنعتی و نیروگاه‌ها مصرف شده است. اگر دیگر کاربردهای گاز را نیز در نظر بگیریم، در سال گذشته تنها ۷ /۹ میلیارد مترمکعب گاز برای صادرات باقی مانده که ۹۳ درصد آن به ترکیه، حدود چهار درصد به ارمنستان و حدود سه درصد به نخجوان صادر شده است. البته این رقم خالص صادرات کشور را نشان نمی‌دهد؛ چرا که در مقابل آن ۵ /۷ میلیارد مترمکعب گاز وارد شده و در نتیجه خالص صادرات تنها ۲ /۲ میلیارد مترمکعب گاز بوده است. برای درک اندک بودن این رقم نسبت به پتانسیل کشور، می‌توان این مثال را به کار برد که برای تولید ۲ /۲ میلیارد مترمکعب گاز در سال، تنها سه چاه میدان گازی پارس جنوبی کفایت می‌کند؛ این در حالی است که برای توسعه پارس جنوبی بیش از ۴۰۰ چاه پیش‌بینی شده است. با وجود این مصرف بالای داخلی، به نظر می‌رسد در سال‌های آتی به مدد توسعه میدان گازی پارس جنوبی (که بخش عمده آن تا سال ۱۳۹۶ وارد مدار تولید خواهد شد) لااقل به صورت بالقوه امکان افزایش صادرات از محل تولیدات جدید میسر شود. میدان گازی پارس جنوبی بیش از یک‌سوم ذخایر گازی ایران را در خود جای داده است و عمده افزایش تولید گاز و میعانات گازی در سال‌های آتی را تامین خواهد کرد.

صادرات و واردات سالانه گاز کشور

غول گازی خلیج‌فارس
در سال ۱۳۹۲ با وجود پیشرفت قابل‌توجه پروژه‌های فازهای «۱۲»، «۱۵ و ۱۶» و «۱۷ و ۱۸» و اجرای پروژه‌های موسوم به ۳۵‌ماهه، عمده تولید گاز از ۱۰ فاز با ظرفیت تولید روزانه کمتر از ۳۰۰ میلیون مترمکعب گاز غنی صورت می‌گرفت. در آن سال به صورت موقت و با ظرفیت اندک، بخش‌هایی از پروژه‌های «۱۲» و «۱۵ و ۱۶» وارد مدار تولید شدند؛ اگرچه افزایش ظرفیت تولید از این دو پروژه و افتتاح رسمی آنها به تدریج در سال‌های ۹۳ و ۹۴ صورت گرفت. با ورود این فازها به مدار تولید، ظرفیت تولید گاز از پارس جنوبی به ۴۲۰ میلیون مترمکعب در روز افزایش پیدا کرد. این البته پایان ماجرا نیست و با افتتاح تدریجی فازهای پارس جنوبی، قرار است ظرفیت تولید گاز این میدان به ۸۰۰ میلیون مترمکعب در روز برسد. تولید روزانه ۸۰۰ میلیون مترمکعب گاز، به معنای تولید حدود یک میلیون بشکه میعانات گازی در روز است که در نتیجه ظرفیت تولید میعانات گازی کشور نیز افزایش چشمگیری خواهد یافت.
هر فاز استاندارد پارس جنوبی، روزانه حدود ۲۵ میلیون مترمکعب گاز طبیعی و ۴۰ هزار بشکه میعانات گازی تولید می‌کند. معمولاً، میعانات گازی تولیدشده در پارس جنوبی و کشور به دو مصرف عمده می‌رسد: خوراک پتروشیمی‌ها و صادرات. در سال ۱۳۹۲، میانگین روزانه تولید میعانات گازی کشوری ۴۲۴ هزار بشکه بوده که این رقم در سال ۱۳۹۳ به ۴۴۱ هزار بشکه رسیده است.
باتوجه به ضرورت تولید گاز طبیعی در دوران اوج مصرف، طبیعی است که حتی در صورت نبود ظرفیت صادراتی، میعانات گازی همراه با آن نیز به صورت گریزناپذیر تولید می‌شود که این مورد در زمان تحریم و کاهش صادرات کشور به افزایش قابل‌توجه حجم ذخایر میعانات گازی در نفتکش‌ها انجامید؛ چنان که حجم ذخایر شناور میعانات گازی تا چندده میلیون بشکه نیز تخمین زده شد.
روند صادرات میعانات گازی قرار است به چند دلیل از جمله نیاز کشور به سوخت و کاهش خام‌فروشی تغییر کند و به جای آن، تولید محصولات با ارزش افزوده بالاتر جایگزین آن شود. در این راستا دو طرح عمده پیش‌بینی شده که در صورت پایان اجرای آنها می‌توان انتظار داشت بخش میعانات گازی پارس جنوبی به مصرف خوراک آنها برسد: پالایشگاه ستاره خلیج‌فارس و مجموعه هشت پالایشگاه پارس جنوبی. پالایشگاه ستاره خلیج‌فارس با ظرفیت فراورش روزانه ۳۶۰ هزار بشکه میعانات گازی طراحی شده و در دست اجراست که پیش‌بینی می‌شود فاز نخست آن به ظرفیت ۱۲۰ هزار بشکه در روز طی ماه‌های آتی به بهره‌برداری برسد. با بهره‌برداری کامل از این پالایشگاه، روزانه چهار میلیون لیتر گاز مایع، ۳۶ میلیون لیتر بنزین، ۱۴ میلیون لیتر گازوئیل و سه میلیون لیتر سوخت جت تولید خواهد شد. طرح نسبتاً جدید برای احداث هشت پالایشگاه با ظرفیت ۶۰ هزار بشکه در روز (مجموعاً ۴۸۰ هزار بشکه در روز) در سیراف، قرار است از سوی سرمایه‌گذاران بخش خصوصی اجرا شود و در نهایت روزانه ۲۲ میلیون لیتر گازوئیل، ۴۳ میلیون لیتر نفتا و شش میلیون لیتر سوخت جت تولید خواهد کرد. دو پروژه پالایشگاهی یادشده، می‌توانند تاثیر توسعه میدان گازی پارس جنوبی را بر صنعت نفت کشور به روشنی نشان دهند.
با وجود این چشم‌انداز نسبتاً مناسب از افزایش ظرفیت تولید میعانات گازی کشور، به نظر می‌رسد محصول اصلی یعنی گاز چندان آینده روشنی را در پیش روی خود نمی‌بیند.
از سویی مصرف گاز به صورت مداوم در حال افزایش است و از سوی دیگر اصولاً معلوم نیست این حجم عظیم گاز تولیدی باید به کدام مصرف برسد. با وجود این شاید بتوان لیستی از مهم‌ترین چالش‌های سیاستگذاری گاز در ایران درنظر گرفت که با مدیریت این چالش‌ها، تصویر فردای صنعت گاز کشور روشن‌تر خواهد شد.

مصارف سالانه گاز کشور

چالش‌های سیاستگذاری گاز
طیف چالش‌های موجود در سیاستگذاری صنعت گاز کشور، مجموعه‌ای را دربر می‌گیرد که از قیمت‌گذاری و مسائل فناورانه تا سیاست داخلی و خارجی را شامل می‌شود. با وجود اینکه نمی‌توان متغیرها و پارامترهای معادله گاز را به همین موارد منحصر دانست، مروری بر این عناوین می‌تواند به درک جغرافیای صنعت گاز ایران کمک کند.
مصرف بالای داخلی: مصرف بالای گاز در کشور و به ویژه بخش خانگی، نخستین چالش به شمار می‌رود. بخشی از این مصرف بالا را می‌توان در نتیجه طرح‌های گازرسانی دانست که در بعضی موارد فاقد توجیه فنی و اقتصادی عنوان می‌شوند و به نظر می‌رسد صرفاً با پشتوانه سیاسی می‌توان احداث آنها را توجیه کرد. افزایش سرمایه‌گذاری در زیرساخت‌های گازی ضمن ناکارآمدی احتمالی در بسیاری از مناطق گرمسیر و کم‌جمعیت، کشور را به سمت وابستگی هرچه بیشتر به مصرف مستقیم گاز (به جای برق حاصل از آن یا انواع دیگر انرژی) سوق خواهد داد؛ چرا که هزینه قابل‌ توجه صورت‌گرفته در این زیرساخت‌ها در نهایت به عنوان توجیهی برای تداوم استفاده از آنها مطرح خواهد شد. اما دلیل اصلی مصرف بالای گاز را می‌توان به ارزانی نسبی و عدم تعدیل قیمت‌ آن منتسب دانست که در نهایت به داستان همیشگی قیمت‌گذاری دستوری حامل‌های انرژی بازمی‌گردد.
قیمت‌گذاری: قیمت‌گذاری گاز چالش مهم دیگر در زمینه گاز به شمار می‌رود که البته به صورتی مشابه درباره تمامی حامل‌های انرژی مطرح می‌شود. در شرایطی که قیمت‌گذاری گاز به صورت دستوری و از سوی دولت صورت می‌گیرد، مبنای آن محل بحث فراوان قرار دارد. برخی معتقدند با توجه به فراوانی و پاکی نسبی گاز، باید با سیاست‌های قیمتی مصرف آن را تشویق کرد و در نتیجه ارزانی نسبی آن می‌تواند قابل ‌دفاع باشد. در صنعت پتروشیمی نیز مساله رقابت با دیگر کشورهای فعال در این صنعت به عنوان مبنا مطرح می‌شود. این در حالی است که هزینه – فرصت تزریق گاز به میادین نفتی یا صادرات آن به خارج از کشور نیز به عنوان دیگر مبانی درنظر گرفته می‌شوند. قیمت‌گذاری گاز به ویژه در سال‌های اخیر بر صنعت پتروشیمی و متعاقباً بازار سرمایه تاثیر فراوانی داشته است.
سیاست‌زدگی در صادرات: سیاست‌زدگی در صادرات گاز همزمان با عدم توجه کافی به واقعیت‌های سیاسی و اقتصادی بازار منطقه‌ای دیگر چالشی است که نمونه آن ‌را در انواع طرح‌های «فعال»، «در دست اجرا‌» یا «روی کاغذ» برای صادرات به ترکیه، عراق، عمان، امارات متحده عربی، پاکستان، هند و اروپا می‌توان مشاهده کرد. تنها طرح بزرگ صادراتی کشور با شکایت‌های پیاپی ترکیه درباره گرانی قیمت گاز صادراتی روبه‌رو است که از قضا یک مقایسه ساده نشان می‌دهد ادعای ترکیه چندان هم
بیراه نیست.
همزمان، طرح‌های بلندپروازانه برای تسخیر بازار اروپا آن هم از مسیر کشورهایی مثل عراق و سوریه در شرایطی مطرح می‌شود که حتی صادرات گاز به کشورهای همسایه نیز در هاله‌ای از ابهام قرار دارد و معلوم نیست چه زمانی به نتیجه برسد. همه اینها در حالی است که طرح‌های صادراتی با موانع سیاسی داخلی نیز مواجه هستند که در نتیجه این موانع تعیین‌کننده مذاکرات صادرات گاز باشند و نه منطق بازار و چانه‌زنی.
عدم تحقق اهداف تزریق گاز: با وجود انبوه گزارش‌هایی که چندین دهه درباره لزوم تزریق گاز به مخازن نفتی برای حفظ و نگهداشت ظرفیت تولید منتشر می‌شود، در اغلب سال‌ها اهداف تزریق گاز به دلیل نیاز کشور به مصرف گاز در دوران اوج سرما محقق نشده‌اند. برخی معتقدند پس از مصارف استراتژیک همچون بخش خانگی و نیروگاه‌ها، تزریق گاز به مخازن نفتی ممکن است از مصرف آن در بخش‌هایی مثل پتروشیمی و حتی صادرات نیز توجیه اقتصادی بیشتری داشته باشد؛ چرا که در نهایت به افزایش مجموع نفت تولیدشده خواهد انجامید.
سوزاندن گاز در مشعل‌ها: با وجود اینکه حجم گاز سوزانده‌شده در مشعل‌ها نسبت به کل گاز تولیدی کشور عدد قابل‌ توجهی نیست، آلایندگی مشعل‌ها همزمان با زیان عدم استفاده بهینه از آنها باعث می‌شود سوزاندن گازهای همراه نفت به عنوان یک چالش مهم صنعت گاز مطرح شود که برای حل آن مدتی قبل مزایده‌هایی برای فروش این گازها برگزار شد که در عمل با موفقیت چندان زیادی همراه نبود.

گم‌شده‌ای در سایه نفت
با وجود چالش‌های یادشده، دلایل متعددی وجود دارد که می‌توان بر مبنای آنها از لزوم توجه بیشتر به سیاستگذاری گاز سخن گفت: آلایندگی نسبتاً اندک، پتانسیل بسیار بالا برای افزایش ظرفیت تولید، تنوع محصولات تولیدی و ارزش افزوده قابل‌توجه در بخش پایین‌دستی. با وجود همه این دلایل و لزوم توجه بیش از گذشته به سیاستگذاری گاز باتوجه به نقش آن در صادرات غیرنفتی، به نظر می‌رسد گاز به جز در مناسبت‌هایی همچون افتتاح فازهای پارس جنوبی یا برگزاری نشست مجمع کشورهای صادرکننده گاز، خارج از دایره توجه عموم مردم و شاید حتی سیاستگذاران قرار دارد؛ چنان که گویی در سایه نفت گم شده است. در شرایطی که قطر با استفاده از همین منبع توانسته توسعه کم‌نظیری را رقم بزند، و در عین حال بازارهای منطقه‌ای خوبی برای گاز صادراتی ایران وجود دارد، عدم مدیریت صحیح چالش‌های سیاستگذاری گاز (که به برخی از آنها اشاره شد) موجب شده است که گاز کمتر از نفت به عنوان یک کالای استراتژیک مطرح شود. شاید اگر چند سالی بگذرد و ظرفیت تولید گاز کشور افزایش یابد، این روند قدری تغییر کند و با توجه به لزوم تصمیم‌گیری بهینه برای مصرف گاز، این ماده استراتژیک از سایه نفت خارج شود.

منابع:
۱- BP Statistical Review of World Energy 2015
۲- ترازنامه انرژی سال ۱۳۹۲
۳- گزارش عملکرد گاز طبیعی در سال ۱۳۹۳ وزارت امور اقتصادی و دارایی
۴- سالنامه آمار تجارت خارجی جمهوری اسلامی ایران سال ۱۳۹۳

منتشرشده در شماره ۱۶۵ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , ,

بدون دیدگاه » بهمن ۱۰ام, ۱۳۹۴

غول‌های گازی در تهران

سران مجمع کشورهای صادرکننده گاز به ایران آمدند

سران مجمع کشورهای صادرکننده گاز به ایران آمدند / عکس‌: پایگاه اطلاع‌رسانی ریاست‌جمهوری

در روزهای سقوط قیمت نفت و در حالی که اعضای اوپک با انبوه مشکلات ناشی از عدم هماهنگی در تصمیم‌گیری و کاهش درآمدهای نفتی دست‌وپنجه نرم می‌کنند، اعضای مجمع کشورهای صادرکننده گاز (GECF) دوران تازه‌ای را به میزبانی ایران آغازی کردند؛ آغازی که اجلاس سران این مجمع در دوشنبه هفته گذشته را می‌توان بهترین نمود آن دانست. دوم آذر سران ۹ کشور عضو و از جمله ایران گرد هم آمدند تا درباره گاز، محیط‌زیست و مسائل اقتصادی و سیاسی به رایزنی بپردازند. پیش از گردهمایی سران مجمع کشورهای صادرکننده گاز، چندین نشست دیگر با حضور نمایندگان و وزرای کشورهای عضو برگزار شد که از روز پنجشنبه به تدریج وارد تهران شدند و چند روزی را مهمان کشوری بودند که یکی از بنیانگذاران اصلی مجمع به شمار می‌رود و هم‌اکنون مسوولیت دبیرکلی آن را نیز بر عهده دارد.
حسن روحانی، رئیس‌جمهوری، در نشست سران مجمع با اشاره به افزایش ظرفیت تولید گاز کشور تا دو سال آینده به یک میلیارد مترمکعب در روز، از امکان افزایش صادرات گاز به کشورهای همسایه گفت. او همچنین اعلام کرد چارچوب جدید قراردادهای نفتی ایران، موسوم به IPC، زمینه جذابی را برای سرمایه‌گذاری در صنعت نفت کشور به‌وجود خواهد آورد. روحانی همچنین از لزوم ارتقای جایگاه مجمع، تنظیم نقشه راه آن و ایجاد زمینه برای نقش‌آفرینی در تامین امنیت جهانی انرژی گفت؛ سخنی که کمابیش به شکلی مشابه از سوی دیگر نمایندگان کشورهای حاضر در نشست سران تکرار شد. حاضران در نشست بر لزوم نقش‌آفرینی مجمع در زمینه‌های مختلف از تعیین قیمت گاز گرفته تا تبادل تجربیات و یافته‌ها سخن گفتند که با یک مرور اجمالی به نظر می‌رسد اغلب آنها بر این نکته که GECF نباید تبدیل به اوپک گازی شود، توافق داشته‌اند.
گذشته از برگزاری نشست سران مجمع، انبوهی از دیدارهای قبل و بعد از آن را می‌توان حاشیه مهم‌تر از متن این رویداد مهم دانست. شاید مهم‌ترین دستاورد گردهمایی غول‌های گازی در تهران، همین دیدارهای دوجانبه میان عالی‌ترین مقام‌های سیاسی و اقتصادی ایران و کشورهای مهمان بود. به‌ویژه آنکه دیدارهای مذکور در روزهایی صورت گرفت که به نظر می‌رسد آخرین روزهای تحریم باشد و در پساتحریم، اهرم نفت و گاز احتمالاً بیش از هر زمانی به کار خواهد آمد.

منتشرشده در شماره ۱۵۶ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , ,

بدون دیدگاه » آذر ۷ام, ۱۳۹۴

سایه روشن‌های یک میدان

گفت‌وگو با مدیرعامل پتروپارس درباره توسعه پارس جنوبی

گفت‌وگو با محمدجواد شمس، مدیرعامل پتروپارس، درباره توسعه پارس جنوبی

گفت‌وگو با محمدجواد شمس، مدیرعامل پتروپارس، درباره توسعه پارس جنوبی

برای بررسی آخرین وضعیت فاز ۱۲ پارس جنوبی، که باوجود آغاز تولید از یک سال قبل، تعویق مراسم افتتاح آن حاشیه‌ساز شده است، به سراغ محمدجواد شمس، مدیرعامل پتروپارس، رفتیم. شمس مدیرعامل شرکتی است که از شروع توسعه پارس جنوبی در توسعه آن حضور داشته و اکنون مستقلاً عهده‌دار توسعه بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی شده است. او در این گفت‌وگو از تاثیرات تحریم‌ها، نقش عوامل گوناگون در به تاخیر افتادن بهره‌برداری از فاز ۱۲ و آخرین وضعیت این فاز می‌گوید و البته پاسخی نیز به حاشیه‌های مطرح‌شده درباره تامین دکل از یک شرکت ایرانی دارد. مشروح گفت‌وگو با او را در ادامه می‌خوانید.


‌پتروپارس در فاز ۱۲ پارس جنوبی به عنوان پیمانکار اصلی عهده‌دار توسعه پروژه بوده است. چه شد که پتروپارس به توسعه فاز ۱۲ ورود پیدا کرد و اصلاً چرا پتروپارس تشکیل شد؟
با شروع فعالیت پارس جنوبی شرکت‌هایی مثل توتال و انی در این میدان حضور پیدا کردند. در آن زمان هم تحریم‌ها وجود داشت و ما نتوانستیم در فازهای ۶، ۷ و ۸ با یک شرکت طراز اول بین‌المللی قرارداد ببندیم. مدیران وزارت نفت شاهد این وضعیت بودند و با توجه به تجربه موفق مپنا در وزارت نیرو، تشکیل پتروپارس در دستور کار قرار گرفت. همزمان توجه به ساخت داخل نیز در برنامه بود تا شرکتی مثل پتروپارس عهده‌دار توسعه پروژه شود و آن را بین پیمانکاران جزء دیگر تقسیم کند؛ درست همان‌طور که در دیگر کشورهای دنیا هم صورت می‌گیرد و مثلاً اگر توتال پیمانکار یک پروژه باشد، ساخت تجهیزات را به سمت پیمانکاران فرانسوی سوق می‌دهد. دلیل دیگر تشکیل پتروپارس، ایجاد رقیب برای پیمانکاران خارجی بود تا قیمت‌های پیشنهادی بالا تعدیل شود. مجموع این عوامل باعث شد پتروپارس در سال ۱۳۷۷ تاسیس شد. وقتی پتروپارس کار خود را با فاز یک شروع کرد، مدیران وقت با جان براون قرارداد بستند و مدیریت را به صورت مشترک با او انجام دادند. همین باعث ارتقا شد و یک گام مثبت بود. متعاقباً پتروپارس در فازهای ۴ و ۵ نیز حضور پیدا کرد؛ اگرچه مشارکت پتروپارس بیشتر در بخش تامین مالی بود تا مدیریت پروژه. بعد از این مشارکت‌ها با پیمانکاران خارجی، پتروپارس عهده‌دار توسعه فازهای ۶، ۷ و ۸ شد. پتروپارس در این پروژه کنسرسیوم‌هایی با شرکت‌های ژاپنی و کره‌ای تشکیل داد و کل پالایشگاه را به آنها واگذار کرد. با تصمیم وزارت نفت در بخش حفاری چاه‌های دریایی، مشارکتی بین استات‌اویل و پتروپارس صورت گرفت. با بهره‌برداری از پروژه مذکور و پالایشگاه چهارم پارس جنوبی، و تولید روزانه ۸۰ تا ۹۰ میلیون مترمکعب گاز (که از جمله به دلیل موقعیت مخزنی مناسب این پروژه بود)، قطعی گاز در کشور متوقف شد و ثبات قابل‌توجهی در تولید گاز به دست آمد. متعاقباً فاز ۱۲ نیز با تجربه پروژه‌هایی از قبیل پروژه فازهای ۶، ۷ و ۸ به پتروپارس واگذار شد و اکنون در آستانه افتتاح در شرایطی قرار دارد که بهتر از وضعیت بسیاری از فازهای پیشین در زمان افتتاح است. اهمیت این پروژه به اندازه‌ای است که وقتی در نوامبر ۲۰۱۲ پتروپارس را تحریم کردند، در جلسه‌ای که با رئیس هیات‌مدیره سامسون تولیدکننده شیرهای کنترلی در آلمان برگزار شد، مطلع شدیم در حاشیه اجلاس EU ذکر شده است که فاز ۱۲ نباید به افتتاح برسد. این مساله بسیار مهمی است که آنها قصد داشتند از توسعه فاز ۱۲ توسط پتروپارس جلوگیری کنند. طبیعتاً پتروپارس هم در تامین قطعات فاز ۱۲ به مشکل خورد ولی برای آن راه‌حل هم به دست آمد. شیرهای کنترل شرکت سامسون به پروژه نرسید، ولی از بهترین نمونه‌ها در دیگر نقاط دنیا جایگزین شد. همین بود که باعث شد وقتی مهندس زنگنه آمدند، گفتند پتروپارس مرا روسفید کرد. فاز ۱۲ چند روز گذشته رکورد افزایش ۷۲ میلیون مترمکعبی تولید گاز کشور را برجای گذاشت که این تولید نیز مستمر بوده است و سال آینده افزایش خواهد یافت.

‌بخشی از توسعه پارس جنوبی در سال‌های اخیر در غیاب شرکت‌های طراز اول خارجی صورت گرفته است. چقدر احتمال دارد در صورت لغو تحریم‌ها و برگزاری کنفرانس قراردادهای نفتی در لندن، پتروپارس و دیگر شرکت‌های ایرانی کماکان در پارس جنوبی باقی بمانند و از جمله فاز۱۱ نیز به پیمانکاران خارجی سپرده نشود؟
خود شرکت پتروپارس نیز در کنفرانس لندن حضور خواهد یافت و به عنوان یک شرکت بین‌المللی سعی می‌کند حداکثر سهم را از آنجا داشته باشد. درباره فاز۱۱ نیز باید گفت وزارت نفت اخیراً اعلام کرده است طی چند هفته پیش‌رو، برای پروژه مذکور تصمیم خواهد گرفت. فاز ۱۱ یک فاز مرزی است و در ناحیه مهمی از میدان قرار دارد که تاخیر در توسعه آن موجب زیان خواهد بود. به نظر می‌رسد تصمیم وزارت نفت حتی پیش از آغاز سال نو اعلام شود و امیدوارم پتروپارس بتواند در این فاز مشارکت کند. درباره حضور شرکت‌های بین‌المللی نیز باید گفت پارس جنوبی تنها جایی نیست که این شرکت‌ها می‌توانند در آن مشارکت کنند. ایران به لحاظ مجموع ذخایر هیدروکربنی نفت و گاز، در جایگاه نخست دنیا قرار دارد. بنابراین شرکت‌های بین‌المللی فضای کار زیادی دارند و پتروپارس نیز از آنجا که در صنعت نفت آخرین فناوری‌های روز دنیا به کار می‌رود، از حضور این شرکت‌ها استقبال می‌کند. زمانی که شرکت‌های بین‌المللی خدمات حفاری از ایران رفتند، ما شرکت‌های ایرانی را جایگزین آنها کردیم. پتروپارس هم هزینه کرد، به پیمانکاران پیش‌پرداخت داد و شرکت‌های ایرانی با تجهیز خود به تجهیزات روز دنیا، وارد کار شدند. اگر شرکت‌های اروپایی و خاور دور بازگردند، قطعاً می‌بینند شرکت‌های ایرانی رشد زیادی کرده‌اند و باید با قیمت‌های رقابتی وارد شوند، نه با قیمت‌های قبلی. باید با آخرین تکنولوژی و منابع مالی حضور پیدا کنند.

‌شما به بین‌المللی بودن پتروپارس اشاره کردید و این در حالی است که گفته می‌شود پتروپارس خارج از ایران و حتی خارج از پارس جنوبی در میادین نفتی از توان کافی برخوردار نیست. نظر شما در این‌باره چیست؟
حضور در پروژه‌های بین‌المللی، به مشارکت و حمایت جدی وزارت امور خارجه نیاز دارد. هیچ کشور و شرکتی در دنیا بدون حمایت سیاسی کشور متبوع خود نمی‌تواند در پروژه‌های بین‌المللی حضور یابد. پتروپارس نیز پس از توافق‌های سیاسی در موضوع انرژی هسته‌ای و در صورت جلب حمایت وزارت امور خارجه، می‌تواند از بُعد فنی کاملاً موفق ظاهر شود. در زمینه میادین نفتی نیز باید توجه داشت که سیاست وزارت نفت، جذب منابع مالی توسط پیمانکاران است و از آنجا که در پروژه‌های نفتی خشکی منابع مالی محدودتری نسبت به مگا پروژه‌های پارس جنوبی مورد نیاز است، بررسی‌ها برای حضور پتروپارس در میادین نفتی مشترک جنوب آغاز شده است. از جمله به دنبال آن هستیم که با حمایت بانک‌ها و موسسات مالی پروژه‌های در مقیاس کمابیش حدود ۵۰۰ میلیون دلار را در خشکی و از جمله در محدوده شرکت اروندان توسعه دهیم. مساله اصلی تامین مالی است که با تفاهم‌هایی که با بانک‌ها از جمله بانک پارسیان صورت گرفته، مشکلی از این جهت وجود نخواهد داشت.

‌ به مساله تامین مالی اشاره کردید. فاز ۱۲ تنها فاز در حال توسعه پارس جنوبی به شمار می‌رود که قرارداد آن به صورت «بیع متقابل» منعقد شده است که در این قراردادها بازپرداخت پس از شروع تولید و از محل فروش محصولات تامین می‌شود. با وجود این تامین مالی پروژه فاز ۱۲ توسط شرکت‌های تابعه وزارت نفت صورت گرفته است. ماجرا دقیقاً به چه شکل است و اصلاً برتری این نوع قرارداد به انواع دیگر چیست؟
حُسن اول بیع متقابل در مقایسه با تامین مالی از طریق «فاینانس» این است که تا زمان نرسیدن به تولید، پیمانکار پولی دریافت نمی‌کند. دیگر اینکه در بیع متقابل هزینه پول، مشخص و شفاف است ولی در فاینانس این‌طور نیست. در فاز ۱۲، پتروپارس از شرکت نیکو منابع مالی مورد نیاز را تامین کرده است. منابع شرکت نیکو با منابع داخلی شرکت ملی نفت ایران متفاوت است؛ منابع داخلی همان‌هایی است که در پروژه‌های EPC 35‌ماهه به پیمانکاران پرداخت می‌شود. نیکو زمانی از طریق منابع سه‌ماهه تامین مالی می‌کرد؛ یعنی پول را دریافت می‌کرد و سه ماه بعد به نفت می‌داد. بعد از آن قراردادی بین این شرکت و بانک مرکزی منعقد شد که پول‌های بانک مرکزی در خارج از کشور، برای تامین مالی در اختیار نیکو قرار گیرد و نه‌تنها راکد نماند، بلکه به آن بهره هم تعلق گیرد. پتروپارس از نیکو پول می‌گیرد و بهره آن را نیز پرداخت می‌کند و پول بانک مرکزی نیز سر جای خود قرار دارد؛ نه اینکه در بانک‌های سراسر دنیا بلوکه شود. پتروپارس هم پول خود را از فروش محصولات دریافت می‌کند. هزینه‌های سرمایه‌ای صورت‌گرفته توسط پتروپارس قریب به هشت میلیارد دلار است که با هزینه تامین پول به ۱۲ میلیارد دلار نزدیک می‌شود.

‌ رابطه شرکت پتروپارس با دولت و شرکت نیکو به چه شکل است؟
۱۰۰ درصد از سهام شرکت پتروپارس به شرکت نیکو تعلق دارد و البته نام شرکت در لیست واگذاری قرار دارد؛ با عنایت به وضعیت پروژه‌ها واگذاری این شرکت متوقف شده است. وزیران نفت در هر دوره‌ای با توجه به نقش کلیدی و استراتژیک پتروپارس، تصمیم گرفته‌اند واگذاری این شرکت متوقف شود.

‌ به بحث فاز ۱۲ بازگردیم. چه شد که توسعه پروژه مذکور اینقدر به طول انجامید؟
طولانی شدن نسبی روند توسعه فاز ۱۲ دلایل گوناگونی داشته است. نخست اینکه در طراحی پروژه تغییراتی ایجاد شد که نهایی شدن آن را به تعویق انداخت. دیگر آنکه توجه و پیگیری‌های لازم در زمینه تخصیص منابع مالی در سال‌های اولیه صورت نگرفته است. وقتی من در دی‌ماه ۱۳۸۹ به پتروپارس آمدم، پیشرفت پروژه ۴۲ درصد و پیشرفت پالایشگاه ۲۵ درصد بود. اما از ۱۳۸۹ که سخت‌ترین شرایط تحریم‌ها نیز وجود داشته است، بالغ بر پنج میلیارد دلار تخصیص منابع صورت گرفت که موجب شد نهایتاً فاز ۱۲ به تولید برسد.

‌ در خرداد همان سال ۱۳۸۹ که شما به پتروپارس آمدید، طرح‌های موسوم به ۳۵‌ماهه توسط دولت دهم کلید خورد که برخی معتقدند پیشبرد همزمان چند پروژه به صورت موازی و تقسیم توان صنعت نفت، موجب تاخیر در دستیابی به گاز است. نظر شما در این ‌باره چیست؟
بعد از شروع طرح‌های موسوم به ۳۵‌ماهه، عملاً فاز جدیدی از تحریم آغاز شد و شرایط دشوارتر شد. قطعاً اولویت‌بندی تاثیر عمده‌ای در دستیابی سریع‌تر به تولید گاز می‌تواند داشته باشد. عقب‌ماندن ایران از قطر ایجاب می‌کرد که توسعه دیگر پروژه‌ها نیز شروع شود، اما از سوی دیگر بنیه مدیریتی و اجرایی کشور نیز آماده توسعه این حجم از پروژه‌ها نبود. البته منحصر دانستن علت عقب‌ماندن به شروع فازهای ۳۵‌ماهه نیز چندان صحیح نیست. در آن زمان فازهای ۱۲، «۱۵ و ۱۶» و همچنین «۱۷ و ۱۸» در حال توسعه بودند. باید پرسید چه عاملی باعث شد باوجود مضیقه مالی، فاز ۱۲ زودتر از بقیه فازها به تولید برسد؟ اینجاست که نقش مدیریت روشن می‌شود. این همان بحثی است که آقای مهندس زنگنه هم به آن می‌پردازند و می‌گویند مشکل اصلی، مدیریت است، نه مسائل مالی.

‌ به عقب‌ماندن تولید گاز از قطر اشاره کردید. این عقب‌ماندن چقدر مربوط به شناسایی دیرتر میدان در بخش ایرانی است و چقدر ناشی از ضعف در توسعه میدان؟
عقب‌ماندن ما در تولید گاز، تاریخی نیست یا حداقل در ابتدا نبوده است. وقتی مراحل اولیه توسعه فاز یک پارس جنوبی در ایران شروع شد، در قطر تولید در مراحل ابتدایی قرار داشت. عقب‌ماندن اصلی در طول مسیر شکل گرفت و آهنگ متفاوت در طی مسیر ناشی از تحریم و ضعف مدیریتی، علت اصلی بوده است. ما در آن زمان در حال انعقاد قرارداد با کونوکوفیلیپس بودیم که این شرکت به دلیل تحریم عقب نشست و توتال وارد شد. البته به این مساله باید تخصیص ناکافی منابع را نیز افزود؛ چراکه در اغلب موارد تخصیص منابع حاصل از نفت برای مصارف عمومی بیش از سرمایه‌گذاری در پروژه‌های نفتی اولویت داشته است. توتال با حدود دو میلیارد دلار فازهای ۲ و ۳ را توسعه داد و این در حالی بود که کشورمان از درآمدهای نفتی هنگفتی برخوردار بود؛ اما مصرف این منابع در داخل برای رضایت عمومی نسبت به توسعه پارس جنوبی اولویت داشت.

‌ شاید بتوان یک دلیل چهارمی نیز به این سه مورد افزود و آن شیوه قراردادی بیع متقابل است که نسبت به مشارکت در تولید، برای شرکت‌های خارجی جذابیت کمتری دارد. نظر شما در این‌باره چیست؟
قطعاً قراردادهای مشارکت در تولید می‌توانند مفید باشند و اگر در پارس جنوبی امکان استفاده از آن وجود داشت، میزان عقب‌ماندن کشور کمتر بود. حتی اگر همین قراردادهای بیع متقابل نیز جذاب‌تر ایجاد می‌شد، شرایط متفاوتی ایجاد می‌شد. اینجا یک تعارض وجود دارد: از طرفی به جذابیت قراردادها توجه کافی نمی‌شود و از سوی دیگر، از عقب‌افتادگی ناراضی هستیم. مشابه مساله قطر، در عراق هم هست که این کشور پس از روی کار آمدن دولت جدید قراردادهای نفتی متعددی امضا کرده است و شاید روزی همین عقب‌افتادن در پارس جنوبی را در میادین مشترک با عراق نیز شاهد باشیم.

‌ به پایان گفت‌وگو نزدیک می‌شویم و بهتر است دوباره به مساله فاز ۱۲ برگردیم که برخی می‌گویند هم‌اکنون نیمه‌تمام است. آخرین وضعیت این پروژه به چه صورت است؟
تولید گاز از سکوهای فاز ۱۲ هم‌اکنون حدود ۵۰ میلیون مترمکعب در روز است. البته باید خطوط لوله دریایی توپک‌رانی شود که پس از آن، برداشت می‌تواند بیشتر هم شود. در پالایشگاه فاز ۱۲، تولید گاز ۷۲ میلیون مترمکعب در روز است که اختلاف این رقم با ۵۰ میلیون مترمکعب در روز، از فازهای ۶، ۷ و ۸ تامین می‌شود. پالایشگاه فاز ۱۲ راه‌اندازی شده و شش واحد آن و همچنین دو واحد گوگردزدایی و واحد جامد کردن گوگرد در حال فعالیت است. در دریا نیز سه سکو در حال تولید است و در سال آینده بر اساس برنامه قرار است عملیات تکمیلی جهت افزایش تولید صورت گیرد. به این صورت که در محل سکوی A و C عملیات تعمیراتی صورت گیرد و در سکوی B نیز ضمن پایان حفاری سه حلقه چاه، عملیات تعمیر نیز انجام شود. در این پروژه سکوی D نیز تعریف شده که در شرقی‌ترین قسمت میدان (یال شرقی) قرار دارد و با اطلاعات حاصله از چاه تولیدی، مشخص شده در آن ناحیه آب وجود دارد. لذا شرکت پتروپارس اعلام کرد توسعه این بخش فاقد توجیه اقتصادی است و بررسی‌ها جهت توسعه بخش دیگری از فاز به جای موقعیت D، ادامه دارد.

‌ ظاهراً در موقعیت سکوی C، مشکلاتی از نظر تولید وجود دارد. علت آن چیست؟
از لحاظ بهینه بودن عملیات حفاری و افزایش برداشت، اقداماتی در حال انجام است که منجر به حداکثر برداشت خواهد شد. اما اثر افت فشار ناشی از برداشت گاز در کشور قطر نیز وجود دارد که اگر پروژه زودتر به تولید می‌رسید، شاید این افت فشار کمتر بود.

‌ گلایه‌ای که از پتروپارس وجود دارد، مربوط به ماجرای اخیر دکل حفاری متعلق به یکی از شرکت‌هاست که ظاهراً پتروپارس دیگر از آن دکل در پارس جنوبی استفاده نمی‌کند. دلیل این اقدام چیست؟
پتروپارس فقط بر اساس تصمیمات فنی عمل می‌کند. پتروپارس با شرکت پترو پایدار ایرانیان، از زیرمجموعه‌های سپانیر، امضا کرد و از فروردین ۱۳۹۳ در یکی از موقعیت‌های فاز۱۳ مستقر شد. در چارچوب این قرارداد، ۲۵ میلیون دلار به صورت علی‌الحساب پرداخت شد ولی در ادامه هیچ پرداخت دیگری صورت نگرفت که البته این مساله رسانه‌ای نشد. اما به دلیل افزایش بدهی به شرکت‌های طرف قرارداد با پتروپارس، در مهرماه مکاتبه‌ای صورت گرفت و اعلام شد در ۱۸ آبان به دلیل عدم پرداخت، دکل حفاری ترخیص خواهد شد. باوجود عدم توجه، یک بار دیگر این مهلت تمدید و گفته شد در تاریخ ۱۸ آذر دکل ترخیص خواهد شد که بازهم توجهی صورت نگرفت. برای سومین بار طی مکاتبه‌ای با شرکت‌های ملی نفت، نفت و گاز پارس، پترو پایدار ایرانیان و حفاری شمال اعلام شد در ۱۸ دی دکل ترخیص خواهد شد که این بار نیز توجه کافی صورت نگرفت و در نتیجه دکل ترخیص شد. وقتی پولی وجود ندارد، امکان ادامه کار نیست و الان نیز تفاهمی صورت گرفته است تا پول پرداخت و از فروردین‌ماه مجدداً کار شروع شود. پتروپارس در فاز ۲۳ نیز حضور دارد که آنجا هم با مشکل عدم پرداخت مواجه هستیم؛ لذا با عنایت به اولویت افزایش تولید، ابتدا دکل به فاز ۱۲ جهت انجام عملیات حفاری و تعمیر منتقل می‌شود و پس از اتمام کار و دریافت مطالبات، دوباره به فاز ۲۳ بازمی‌گردیم.

‌ چندین بار به عملیات تعمیراتی در فاز ۱۲ اشاره کردید. بعد از این عملیات تعمیراتی وضعیت تولید چگونه خواهد بود؟
امیدواریم با عملیات تعمیراتی در شهریور سال آینده، تولید روزانه ۶۰ میلیون مترمکعب گاز در روز محقق شود.

‌ پتروپارس در فاز ۱۹ نیز حضور دارد. وضعیت توسعه این فاز به چه صورت است؟
در فاز ۱۹ بخش حفاری تقریباً خاتمه یافته است؛ ولی بخش‌های دیگر هنوز پایان نیافته‌اند. ولی توسعه پروژه هنوز نیازمند تخصیص منابع مالی است.

منتشرشده در شماره ۱۲۳ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , ,

بدون دیدگاه » اسفند ۹ام, ۱۳۹۳

غول گازی خلیج فارس

تعویق افتتاح بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی حاشیه‌ساز شد

آخرین وضعیت فاز 12 پارس جنوبی بر اساس اعلام مسوولان شرکت پتروپارس-اینفوگرافی: آرشین میرسعیدی

آخرین وضعیت فاز ۱۲ پارس جنوبی بر اساس اعلام مسوولان شرکت پتروپارس-اینفوگرافی: آرشین میرسعیدی

کیلومترها دورتر از ساحل عسلویه و درست در مرز آبی ایران و قطر، پروژه‌ای قرار دارد که به ‌تنهایی حدود یک درصد از ذخایر گاز جهان را در خود جای داده است. فاز ۱۲ پارس جنوبی که قرار است به ‌تنهایی معادل سه فاز استاندارد گاز و میعانات گازی تولید کند، بزرگ‌ترین فاز میدان گازی پارس جنوبی به شمار می‌رود که هم‌اکنون مراحل پایانی توسعه خود را پشت سر می‌گذارد و روزانه معادل دو فاز استاندارد گاز تولید می‌کند. با وجود آنکه در اواخر بهمن اخباری غیررسمی از افتتاح این فاز در هفته اول اسفند منتشر می‌شد، چند روز مانده به موعد مذکور، رسانه‌ها از تعویق مراسم افتتاح خبر دادند. ماجرای تعویق یا به روایتی دیگر لغو افتتاح، چند روز پس از انتشار خبری در خبرگزاری فارس با عنوان «افتتاح تشریفاتی فاز ۱۲ پارس جنوبی» روی داد و در نتیجه گمانه‌هایی درباره تاثیر این خبر بر نهاد ریاست‌جمهوری مطرح شد. از سوی دیگر برخی از احتمالات کمرنگ‌تری همچون تاثیر اختلاف میان اعضای کابینه بر این مساله سخن می‌گویند که صحت و سقم این احتمالات محل تردید است. اما فاز ۱۲ پارس جنوبی چه ویژگی‌هایی دارد و چه چیز باعث شده است اینقدر مورد توجه واقع شود؟

عظیم و مرزی
میدان گازی پارس جنوبی هم‌اکنون ۲۴ فاز اسمی دارد. فازهای یک تا ۱۰ به صورت کامل در حال تولید هستند که ظرفیت تولید آنها حدود ۲۹۰ میلیون مترمکعب در روز برآورد می‌شود؛ کمابیش حدود نیمی از ظرفیت تولید گاز کشور پیش از افزایش تولید گاز طی سال اخیر. به‌جز فاز ۱۱ که تعیین تکلیف نشده است و گفته می‌شود حاشیه‌های مربوط به آن در تعویق افتتاح فاز ۱۲ نیز موثر بوده است (و در جای لازم به آن خواهیم پرداخت) بقیه فازها در مراحل مختلف توسعه قرار دارند. در این میان سه پروژه «فاز ۱۲»، «فازهای ۱۵ و ۱۶» و «فازهای ۱۷ و ۱۸» در دولت جدید به عنوان طرح‌های اولویت‌دار انتخاب شده‌اند که مقرر شد طی سال‌ جاری افزایش تولید ۱۰۰ میلیون مترمکعبی از محل آنها تامین شود. فاز ۱۲ در این میان، بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی نام گرفته که بر اساس تخمین‌های مختلف بین چهار تا پنج درصد از گاز پارس جنوبی را در خود جای داده است. توسعه این فاز در تابستان سال ۱۳۸۴ به صورت بیع متقابل به شرکت پتروپارس واگذار شد. بر اساس برنامه قرار است این فاز روزانه ۸۱ میلیون مترمکعب گاز، ۱۲۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۷۵۰ تن گوگرد تولید کند. این میزان تولید توسط چهار سکو، ۴۵ چاه، سه خط لوله اصلی از دریا تا منطقه پارس ۲ (کنگان) و یک پالایشگاه صورت می‌گیرد. فاز ۱۲ پارس جنوبی در کنار مخزن پارس جنوبی و مرز مشترک با کشور قطر قرار دارد. نزدیکی با مرز کشور قطر، بر افت فشار چاه‌های این فاز تاثیر زیاده داشته و موجب کاهش تولید در یکی از سکوهای این فاز شده است. محمود جوادیان، مدیر حفاری شرکت پتروپارس، در این باره گفته است: «در سکوی C پارس جنوبی با توجه به قرارگیری در آب‌های مرزی ایران با وجود داشتن ۱۰ حلقه چاه تکمیل‌شده برآورد می‌شود که تولید زیادی انجام نشود.»

به گفته جوادیان، مدیر حفاری پتروپارس، انتظار می‌رود تولید زیادی از سکوی C فاز 12 صورت نگیرد.

به گفته جوادیان، مدیر حفاری پتروپارس، انتظار می‌رود تولید زیادی از سکوی C فاز ۱۲ صورت نگیرد.

حاشیه‌های افتتاح
باوجود آنکه بنابراعلام غیررسمی قبلی قرار بود افتتاح فاز ۱۲ پارس جنوبی در هفته نخست اسفندماه با حضور رئیس‌جمهور صورت گیرد، در روزهای پایانی بهمن‌ماه مراسم افتتاح لغو شد یا به تعبیری دیگر به تعویق افتاد. از آنجا که مراسم افتتاح به صورت عمومی و توسط مراجع رسمی اعلام نشده بود، طبیعی است که لغو مراسم نیز به همین شکل صورت گرفته باشد. برخی در ابتدا ماجرای تعویق مراسم افتتاح را به خبری با عنوان «افتتاح تشریفاتی فاز ۱۲ پارس جنوبی» مرتبط دانستند.۱ در بخش‌هایی از خبر مذکور این‌گونه به توصیف وضعیت نیمه‌تمام فاز ۱۲ پرداخته شده بود: «اگرچه مشعل سکوی B در آذرماه سال جاری روشن شد، اما باید گفت تست این سکو از گاز مخزن نبود، بلکه مشعل دومین سکو به وسیله کپسول گاز که از خشکی ارسال شده بود، روشن شد. در حال حاضر نیز چاه‌های تولیدی سکوی دوم آماده بهره‌برداری نبوده و مشخص نیست که چه زمانی قرار است تولید گاز از دومین سکوی این فاز آغاز شود. اما سکوی C یا سومین سکوی بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی که در دی‌ماه سال جاری با گاز کپسول مورد تست قرار گرفت، کمی شرایطش بهتر از سکوی B است زیرا تنها برخی از چاه‌های این سکو مورد بهره‌برداری قرار گرفته است و برخی دیگر از این چاه‌ها با مشکل مواجه هستند و تولید به طور کامل از این سکو نیز صورت نمی‌گیرد. بر این اساس باید گفت از مخزن فاز ۱۲ پارس جنوبی تنها حدود ۴۰ میلیون متر مکعب گاز تولید می‌شود که این میزان گاز تقریباً ۵۰ درصد ظرفیت کل مخزن این فاز گازی است. این گزارش حاکی است اگر نگاهی به بخش خشکی این فاز کنیم هم‌اکنون این پالایشگاه فاقد واحد تصفیه گوگرد و همچنین جداکننده گاز LPG و اتان است، بنابراین با آغاز فعالیت این پالایشگاه روزانه ۵۰۰ تن گوگرد از طریق مشعل این پالایشگاه می‌سوزد که به جز سرمایه‌سوزی اثرات مخرب زیست‌محیطی دارد.» در نقطه مقابل اظهارات اخیر علی‌اکبر شعبانپور، مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس قرار دارد که نشان می‌دهد تولید از هر سه سکوی فاز مذکور صورت می‌گیرد و شرایط با آنچه در خبر مذکور گفته شده است، تفاوت دارد: «هم‌اکنون سه سکوی A ،B ‌ و C به تولید رسیده است و در حال انجام کارهای تکمیلی روی این سکوها هستیم. افتتاح در همه طرح‌ها به این معنا نیست که یک پروژه به صورت کامل به بهره‌برداری رسیده باشد منتها در فاز ۱۲ پارس جنوبی کار عظیمی انجام شده است آن هم در شرایطی که همه دشمنان کشور منتظر بودند تا وزارت نفت و ایران را در زمین نفت و گاز فلج کنند. مسوولان کشور با توجه به مجموع اقدام‌هایی که در فاز ۱۲ پارس جنوبی انجام شده بود به این نتیجه رسیدند که این فاز باید افتتاح شود؛ چراکه هم‌اکنون شش ردیف شیرین‌سازی در پالایشگاه کار می‌کند و سه سکو هم در حال تولید گاز است. گفته شده است که فاز ۱۲ پارس جنوبی واحد تولید گوگرد ندارد، اما همان‌طور که مشاهده کردید هم‌اکنون دو واحد تولید گوگرد با ظرفیت تولید ۵۰۰ تن گوگرد در مدار تولید است. گفته شده است که از کپسول گاز برای تولید استفاده کردیم، مشاهده کردید که مشعل‌ها می‌سوزند و سکوها در حال تولید گاز هستند.»۲ مجری فاز ۱۲ نیز در اظهاراتی مشابه گفته است: «ما در حال حاضر سه سکوی آماده داریم که در حال تولید هستند و یک یا دو جای کار باید اصلاح شود که کار انجام نشده محسوب نمی‌شود، کارهای روتین مانند نیاز به شست‌وشو یا تعمیر مدام در حین کار ممکن است پیش بیاید که امری عادی و طبیعی است. قرار بود این فاز خوراک فنی تزریق کند که در حال حاضر واحد گوگرد در مدار تولید است و حتی گوگرد دانه‌بندی بیش از ۲۲۰۰ تن تولید و بخش زیادی از آن نیز صادر شده و می‌شود و فراتر از نیازمان هم در سرویس داریم و بعد از این هم اگر نیاز بیشتری داشته باشیم واحد گوگرد این فاز مشکلی ندارد و تمامی تاسیسات در مدار سرویس هستند. تکمیل شدن بیش از این برای پالایشگاه متصور نیست و اظهاراتی مبنی بر عدم تکمیل و راه‌اندازی صوری بهانه‌ای بیش نیست چراکه آنچه در شرح کار و برنامه برای این فاز تعریف شده بود تماماً آماده و در مدار تولید است.»۳ بر اساس گزارش «اقتصادنیوز»، از ۳۶ چاهی که باید در سکوهای A، B و C فاز ۱۲ پارس جنوبی حفر شوند، ۳۱ چاه حفاری شده‌اند و ۲۹ چاه در مدار تولید قرار دارند.۴ به عبارت دیگر بخش اعظم این سه سکو به تولید رسیده و ظرفیت تولید بیش از ۵۰ میلیون مترمکعب در روز است. در بخش پالایشگاه نیز شش ردیف (Train) راه‌اندازی شده و در مدار تولید قرار دارند که بخشی از ظرفیت پالایش با گاز ورودی از فازهای ۶، ۷ و ۸ پارس جنوبی تغذیه می‌شود. آماده بودن بخش اعظم فاز ۱۲ این سوال را پررنگ‌تر می‌کند که چرا مراسم افتتاح به تعویق افتاد؟ شعبانپور، درباره دلیل لغو افتتاح گفته است: «فاز ۱۲ پارس جنوبی شرایط مطلوبی دارد، ازآنجا که رئیس‌جمهوری باید این فاز را افتتاح می‌کرد، با توجه به مسوولیت‌های ایشان تغییراتی در برنامه رئیس‌جمهور به وجود آمد. از جمله دلایلی که برای لغو افتتاح به ما اعلام کردند شرایط بد جوی بود و همان‌طور که مشاهده کردید در روزهای اخیر شرایط جوی و توفانی در منطقه پارس جنوبی بود و حتی برخی از پروازها نیز به این منطقه لغو شد.»۵ باوجود اظهارات مذکور، همزمانی لغو مراسم افتتاح با انتشار خبری درباره مخالفت وزیر نفت با درخواست وزیر صنعت، معدن و تجارت برای حضور یکی از شرکت‌های تابعه این وزارت در پروژه فاز ۱۱ پارس جنوبی، گمانه‌هایی درباره تاثیر احتمالی این مساله در برخی رسانه‌ها مطرح شده است که البته شاهد روشنی هم در تایید یا رد آن وجود ندارد. بر اساس گزارش‌ها «وزیر صنعت،‌ معدن و تجارت طی نامه‌ای به معاون اول رئیس‌جمهور درخواست کرد تا توسعه فاز ۱۱ میدان گازی پارس جنوبی به سازمان گسترش و نوسازی صنایع ایران (ایدرو) محول شود؛ اسحاق جهانگیری نیز از وزیر نفت خواست تا این موضوع بررسی شود. البته شرکت ملی نفت به دلیل عدم رضایت از عملکرد ایدرو در توسعه فازهای ۱۴، ۱۷ و ۱۸ پارس جنوبی و عقب‌ماندگی‌های این شرکت از برنامه توسعه این سه فاز تاکنون با این درخواست نعمت‌زاده و احمد قلعه‌بانی -‌ مدیرعامل سابق شرکت ملی نفت و عضو فعلی هیات‌رئیسه ایدرو‌- ‌موافقت نکرده است.»۶ احمد قلعه‌بانی، آخرین مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران در دولت دهم بود و در دولت جدید جای خود را رکن‌الدین جوادی، مدیرعامل جدید داد.

علی‌اکبر شعبان‌پور، مدیرعامل نفت و گاز پارس، از انجام کارهای تکمیلی در سه سکوی فاز 12 خبر داده است.

علی‌اکبر شعبان‌پور، مدیرعامل نفت و گاز پارس، از انجام کارهای تکمیلی در سه سکوی فاز ۱۲ خبر داده است.

عقب‌ماندگی همیشگی
فاز ۱۲، نیمی از افزایش تولیدی را که قرار بود در سال‌جاری در پارس جنوبی محقق شود، تامین می‌کند. علاوه بر این فاز، در «فازهای ۱۵ و ۱۶» نیز بخش خشکی و دریا هر دو راه‌اندازی شده است. به دو پروژه مذکور باید نام «فازهای ۱۷ و ۱۸» را نیز افزود. در این دو فاز، تاکنون دو ردیف راه‌اندازی شده است که البته با گاز ورودی از فازهای ۶، ۷ و ۸ فعالیت می‌کنند. با افزایش تولید حدود ۱۰۰ میلیون مترمکعبی طی سال جاری، ظرفیت تولید گاز میدان پارس جنوبی به حدود ۳۹۰ میلیون مترمکعب در روز رسیده است. با وجود این، کماکان در روزهای اوج سرما با تراز منفی گاز مواجه خواهیم بود؛ چراکه در سال گذشته تراز گاز در سردترین روزها به منفی ۱۶۰ میلیون مترمکعب رسید. با افزایش تولید اخیر، ایران می‌تواند روزانه حداکثر ۱۵ میلیارد فوت مکعب گاز تولید کند که این رقم در قطر ۲۲ میلیارد فوت مکعب در روز است. این یعنی هنوز عقب‌ماندگی در تولید روزانه به جای خود قرار دارد؛ ضمن اینکه کل تولید انباشتی قطر از ابتدای برداشت از میدان مشترک، حدود دو برابر ایران برآورد می‌شود که بر اساس برخی از پیش‌بینی‌ها، احتمالاً تولید ایران هرگز به تولید قطر نخواهد رسید.

پی‌نوشت‌ها:
۱- خبر ۱۳۹۳۱۱۲۷۰۰۰۵۷۷ فارس
۲- خبر ۲۳۵۷۷۰ شانا
۳- خبر ۲۵۳۵۷۱ ایلنا
۴- خبر ۱۱۱۷۳۵ اقتصادنیوز
۵- خبر ۲۳۵۷۷۰ شانا
۶- خبر ۶۶۰۱۰۰ تسنیم

منتشرشده در شماره ۱۲۳ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , ,

بدون دیدگاه » اسفند ۹ام, ۱۳۹۳

افتتاح بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی چرا به تعویق افتاد؟

دلایل فنی یا ملاحظات سیاسی

افتتاح فاز 12 پارس جنوبی به تعویق افتاد

افتتاح فاز ۱۲ پارس جنوبی به تعویق افتاد

برنامه افتتاح فاز ۱۲ پارس جنوبی که قرار بود در هفته آینده و با حضور رئیس‌جمهور صورت گیرد، لغو و به زمانی دیگر موکول شد. این اتفاق درست چند روز پس از گزارش یکی از خبرگزاری‌ها درباره «افتتاح تشریفاتی فاز ۱۲ پارس جنوبی» صورت گرفت و گمانه‌هایی را درباره تاثیر گزارش مذکور بر نهاد ریاست‌جمهوری مطرح کرد.

به گزارش اقتصادنیوز، فاز ۱۲ پارس جنوبی یکی از پنج فازی است که در دولت جدید با دستور وزیر نفت، به عنوان طرح‌های اولویت‌دار پارس جنوبی انتخاب شدند. این طرح‌های اولویت‌دار که نام فازهای ۱۵ و ۱۶ و نیز ۱۷ و ۱۸ در میان آنها وجود دارد، قرار بود روی‌هم‌رفته ۱۰۰ میلیون مترمکعب به ظرفیت تولید گاز کشور در سال‌جاری بیفزایند که این رقم تاکنون تقریباً به طور کامل محقق شده است.

تولید گاز در سکوی A فاز ۱۲ از سال گذشته شروع شد و طی دو ماه اخیر، تولید از سکوهای B و C نیز صورت گرفت تا ظرفیت تولید گاز از چاه‌های این فاز، به حدود دو فاز استاندارد برسد و بیش از نصف تعهد افزایش ۱۰۰ میلیون مترمکعبی از این فاز محقق شود. این فاز مجموعاً قرار است با چهار سکو و ۴۵ چاه، روزانه ۸۱ میلیون مترمکعب گاز و ۱۲۰ هزار بشکه میعانات گازی تولید کند که تاکنون در مجموع چهار سکوی آن، ۳۲ چاه حفاری شده و ۲۹ چاه درحال تولید گاز است. مشخصات کامل در جدول زیر آمده است.

باوجود آنکه طی یک سال، سه سکوی این فاز نصب و راه‌اندازی و ۶ ردیف (Train) پالایشگاهی نیز راه‌اندازی شدند، و این فاز می‌تواند روزانه بیش از ۵۰ میلیون مترمکعب گاز از بخش مرزی میدان گازی پارس جنوبی برداشت و پالایش کند، و البته این اقدامات نیز مدت‌هاست بدون افتتاح رسمی صورت می‌گیرد، برنامه افتتاح این فاز که قرار بود در هفته پیش‌رو توسط رئیس‌جمهور صورت گیرد لغو شد.

این اتفاق درست چند روز پس از گزارش یکی از خبرگزاری‌ها درباره «افتتاح تشریفاتی فاز ۱۲ پارس جنوبی» صورت گرفت. در گزارش مذکور به مواردی همچون آماده بهره‌برداری نبودن چاه‌های تولیدی سکوی دوم، «تولید ناکامل برخی از چاه‌های سکوی C و مشکل در بقیه چاه‌های آن، تولید تنها حدود ۴۰ میلیون مترمکعب گاز از مخزن، فقدان واحد تصفیه گوگرد و هم‌چنین جداکننده گاز LPG و اتان در پالایشگاه، و سوختن روزانه ۵۰۰ تن گوگرد با آغاز فعالیت پالایشگاه که به جز سرمایه‌سوزی اثرات مخرب زیست‌محیطی هم دارد، به عنوان شواهدی از نیمه‌تمام بودن فاز ۱۲ اشاره شد.

در مقابل این اظهارات، مجری فاز ۱۲ در گفت‌وگویی با ایلنا اعلام کرد: «تمامی واحدها در مدار تولید هستند و آنچه در شرح كار فاز تعریف شده به سرانجام رسیده و هیچ مشكلی بابت افتتاح رسمی وجود ندارد. ما در حال حاضر سه سکوی آماده داریم که در حال تولید هستند و یک یا دو جای کار باید اصلاح شود که کار انجام‌نشده محسوب نمی‌شود، کارهای روتین مانند نیاز به شست‌وشو و یا تعمیر مدام در حین کار ممکن است پیش بیاید كه امری عادی و طبیعی است. اتان‌گیری در شرح‌کار این فاز نبوده که گفته شود انجام نشده است. قرار بود که این فاز خوراک فنی تزریق کند که در حال حاضر واحد گوگرد در مدار تولید است و حتی گوگرد دانه‌بندی بیش از ۲۲۰۰ تن تولید و بخش زیادی از آن نیز صادر شده و می‌شود و فرا‌تر از نیاز مان هم در سرویس داریم. تکمیل شدن بیش ازاین برای پالایشگاه متصور نیست و اظهاراتی مبنی بر عدم تکمیل و راه‌اندازی صوری بهانه‌ای بیش نیست چراکه آنچه در شرح‌کار و برنامه برای این فاز تعریف شده بود تماماً آماده و در مدار تولید است.»

نگاهی به تجربه پیشین افتتاح نیمه‌تمام فازهای ۹ و ۱۰ پارس جنوبی که در نهایت منجر به بروز مشکلاتی در این فاز شد، نشان می‌دهد در صورت نیمه‌تمام بودن فاز ۱۲ افتتاح رسمی آن ممکن است نتایج نامطلوبی داشته باشد که بروز مشکلات در تولید گاز از چاه‌ها و اثرات زیست‌‌محیطی مشکلات احتمالی پالایشگاه، برخی از آنهاست. البته افتتاح فازهای نیمه‌تمام فقط به این مورد منتهی نیست و در روزهای پایانی دولت قبل، پالایشگاه فازهای ۱۵ و ۱۶ نیز به صورت نیمه‌تمام و در حالی که هیچ گازی از بخش دریایی تولید نمی‌شد و تنها یک ردیف از چهار ردیف آماده فعالیت بود، با حضور رئیس‌جمهور وقت افتتاح شدند.

در نقطه مقابل نیز برخی معتقدند باتوجه به اظهارات مجری فاز ۱۲ و تولید معادل دو فاز استاندارد از این فاز و همچنین راه‌اندازی ۶ ردیف پالایشگاهی، افتتاح این فاز همراه با در دستور کار قرار گرفتن رفع مشکلات موجود (که در پروژه‌های بزرگ معمولاً نمونه‌هایی از آن وجود دارد) می‌تواند در دستور کار قرار گیرد. این افتتاح به ویژه در شرایط تحریم و انجام شدن کل عملیات توسط پیمانکاران داخلی و همچنین باتوجه به اینکه فاز مذکور بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی است، واجد اثرات غیراقتصادی نیز هست. ضمن اینکه افتتاح می‌تواند در قالبی همچون افزایش ۱۰۰ میلیون مترمکعبی ظرفیت برداشت یا مواردی از این دست صورت گیرد تا الزاماً به پایان یک فاز و پروژه نیز منحصر نباشد.

هرکدام از دو دیدگاه مذکور طرفدارانی دارند، ولی آنچه در این میان مشهود است عدم اطلاع‌رسانی رسمی درباره دلیل لغو افتتاح است که باتوجه به اظهارات غیررسمی مسوولان، می‌توان این عدم اطلاع‌رسانی را شاهدی بر تاثیرگذاری خبر «افتتاح تشریفاتی فاز ۱۲ پارس جنوبی» بر تعویق مراسم افتتاح دانست. البته گمانه‌هایی نیز درباره تاثیرات احتمالی اختلاف میان برخی اعضای کابینه در این خصوص منتشر شده است که نمی‌توان آنها را تایید کرد.

منتشرشده در اقتصادنیوز

برچسب‌ها: , , ,

بدون دیدگاه » اسفند ۱ام, ۱۳۹۳

وعده ۱۰۰ میلیارددلاری در عسلویه

روحانی در سفر به پارس جنوبی قول داد ایران در برداشت گاز از قطر جلو خواهد افتاد

rohani 17&18

رئیس‌جمهور در جمع کارکنان فازهای ۱۷ و ۱۸

رئیس‌جمهور در سفر هفته گذشته به عسلویه، وعده‌ای داد که به گفته او در صورت تحقق آن، تولید ناخالص داخلی کشور ۶۰ میلیارد دلار افزایش خواهد یافت. دکتر حسن روحانی در سفر به پایتخت گازی ایران، که بخش خشکی طرح توسعه میدان پارس جنوبی در آن در حال اجراست، اعلام کرد: «امروز می‌توانم این قول را بدهم که در پایان چهارساله دولت تدبیر و امید بیش از همسایه خود از این میدان برداشت خواهیم کرد.» ایران هم‌اکنون با برداشت از ۱۰ فاز گازی، از ظرفیت تولید بیش از ۲۹۰ میلیون مترمکعب برخوردار است که در مرحله عمل نیز اغلب تولید کمتر از این رقم برآورد می‌شود. در نقطه مقابل، گزارش‌های آماری سالانه بریتیش پترولیوم نشان می‌دهد قطر در سال ۲۰۱۲، روزانه بیش از ۴۳۰ میلیون مترمکعب در روز گاز تولید کرده است. به این میزان اختلاف در برداشت روزانه، می‌توان بیش از یک دهه تاخیر ایران در برداشت از میدان نسبت به قطر را نیز اضافه کرد که به گفته برخی منابع خبری باعث شده است مجموع تولید این کشور از پارس جنوبی، حدود دو برابر ایران باشد.

وعده ۱۰۰ میلیارددلاری

سفر رئیس‌جمهور به عسلویه، بدون اعلام عمومی قبلی صورت گرفت و کمتر از یک روز به طول انجامید. روحانی صبح روز شنبه نهم آذر، به استان بوشهر سفر کرده بود تا بازدیدی از منطقه زلزله‌زده دشتستان داشته باشد. دقایقی بعد از حضور رئیس‌جمهور در منطقه، اعلام شد او به عسلویه نیز سفر و از برخی طرح‌های این میدان بازدید خواهد کرد. نخستین برنامه روحانی، بازدید هوایی از پارس جنوبی بود که به وسیله بالگرد صورت گرفت. روحانی سپس بازدیدی از دو پروژه پیشرو در پارس جنوبی داشت: پروژه فاز ۱۲، که بزرگ‌ترین فاز میدان به شمار می‌رود و در مرز آبی با قطر واقع است و پروژه فازهای ۱۷ و ۱۸ که این پروژه نیز در مرز آبی با قطر قرار دارد. رئیس‌جمهور در جلسه با مدیران و کارشناسان فازهای ۱۷ و ۱۸ ابراز امیدواری کرد این پروژه هر چه زودتر به بهره‌برداری برسد و در فاز ۱۲، حداقل افتتاح بخشی از پروژه طی سال جاری صورت گیرد. او در این جلسه با اشاره به گزارش‌های ارائه‌شده از سوی مسوولان گفت: «تمام این گزارش‌ها نشان می‌دهد که امروز همگی آستین را بالا زده و آماده بر عهده گرفتن بار مسوولیتی سنگین در جهت رشد و توسعه کشور هستند. هر ایرانی غیرتمند خواستار این است که این منطقه که میدانی مشترک محسوب می‌شود، برای تحول و پیشرفت سریع از توجه بیشتری نسبت به دیگر نقاط کشور برخوردار باشد.» آخرین برنامه روحانی در سفر به عسلویه، حضور در نشست شورای اداری استان بوشهر بود. رئیس‌جمهور در این نشست درباره بهره‌برداری از پارس جنوبی گفت: «عسلویه می‌تواند به تنهایی کشور را اداره کند. هم‌اکنون در عسلویه ۱۰ فاز گازی به بهره‌برداری رسیده است که درآمد تقریبی آنها برای کشور حدود ۴۰ میلیارد دلار است. اگر با عزم همگانی همه فازهای این منطقه به بهره‌برداری کامل برسد درآمد به حدود ۱۰۰ میلیارد دلار خواهد رسید که این رقم ارمغان درخشانی برای استان محسوب می‌شود.»

رئیس‌جمهور در جلسه با مدیران و کارشناسان پارس جنوبی اظهار امیدواری کرد بخشی از فاز 12 امسال به تولید برسد

رئیس‌جمهور در جلسه با مدیران و کارشناسان پارس جنوبی اظهار امیدواری کرد بخشی از فاز ۱۲ امسال به تولید برسد

شیخ‌الوزرا در جست‌وجوی گاز
برای آنان که از نزدیک با آمار و ارقام مگا پروژه‌های پارس جنوبی درگیر نیستند، شاید عجیب به نظر رسد که در هشت سال گذشته، بیش از ۳۰ میلیارد دلار صرف ۱۴ فاز از پارس جنوبی شده است که هیچ کدام حتی یک مترمکعب گاز برای کشور به ثمر نیاورده‌اند. فارغ از عدم‌النفع ناشی از تاخیر در آغاز و تولید کمتر نسبت به کشور قطر، این مساله یک نتیجه دیگر نیز داشته است: کمبود گاز در کشور. کمبودی که باعث شد زنگنه یکی از اولویت‌های اصلی خود را تامین سوخت زمستانی قرار دهد، نخستین سفر خود را چند روز بعد از رای اعتماد به عسلویه انجام دهد و کمتر از چهار ماه بعد، دوباره پایتخت گازی ایران را برای سفر انتخاب کند. بیژن زنگنه، هفتم آذر امسال (دو روز قبل از سفر رئیس‌جمهور) به پارس جنوبی آمد تا از نزدیک وضعیت پیشرفت پروژه‌های پارس جنوبی را بررسی کند. زنگنه درباره مشکل کمبود گاز در زمستان گفت: «برای زمستان امسال که سخت‌ترین زمستان تاریخ صنعت گاز کشور به لحاظ کمبود گاز است،‌ مردم مشکلی برای تامین سوخت زمستانی نخواهند داشت.»
زنگنه در ماه‌های اخیر بر تولید سریع‌تر از سه پروژه تاکید ویژه‌ای داشته است: پروژه فاز ۱۲، پروژه فازهای ۱۵ و ۱۶ و پروژه فازهای ۱۷ و ۱۸٫ این پنج فاز، «اولویت‌دار» لقب گرفته‌اند و قرار است تولید از برخی از آنها طی امسال شروع شود تا بخشی از کمبود گاز در فصل سرما را جبران کند. بر اساس اخبار منتشرشده، فاز ۱۲ احتمالاً نخستین فازی است که تولید گاز از آن میسر خواهد شد که برای این کار، یکی از چهار سکوی این فاز تولید را آغاز خواهند کرد. زنگنه در سفر اخیر به عسلویه در این باره گفته است: «امیدواریم تا پایان سال ۹۲ حدود ۱۲ میلیون مترمکعب گاز ترش فاز ۱۲، در ترین یک این فاز شیرین‌سازی شود؛ ضمن آنکه چاه‌های یکی از سکوهای دریایی این فاز بزرگ مرزی هم‌اکنون آماده بوده و پیش‌بینی می‌شود راه‌اندازی آن با گاز ترش ارسالی از دریا انجام شود.» وزیر نفت پیش‌بینی خود از وضعیت تولید فازهای ۱۵ و ۱۶ را نیز این‌گونه اعلام کرد: «بیشترین تاکید ما روی بهره‌برداری از دو ترین فاز ۱۵ و ۱۶ به ظرفیت ۲۵ میلیون مترمکعب تا پایان امسال است. با توجه به اینکه گاز ترش این پروژه از محل فازهای ۶، ۷ و ۸ تامین می‌شود، امسال هیچ گونه افزایش ظرفیت گاز در کشور ایجاد نخواهد شد.» فازهای ۱۷ و ۱۸ نیز بر اساس پیش‌بینی‌ها حداقل تا پایان سال به تولید نخواهند رسید.

بیژن زنگنه دو روز پیش از رئیس‌جمهور، برای دومین بار به عسلویه سفر کرد

بیژن زنگنه دو روز پیش از رئیس‌جمهور، برای دومین بار به عسلویه سفر کرد

سایه تحریم، باقی است
با وجود حضور گسترده پیمانکاران داخلی در عسلویه، کماکان مشکلات ناشی از تحریم در این میدان به چشم می‌خورد. در این میان، وزیر نفت در جلسه اخیر با پیمانکاران تاکید کرده است که پیمانکاران باید فرض را بر عدم لغو تحریم بگذارند. به گفته زنگنه، «نباید پروژه‌های مهم صنعت نفت را در انتظار لغو این تحریم معطل کرد و بایستی هر طوری شده از منابع مختلف داخلی و خارجی کالا را تهیه و در پروژه نصب کنیم.» اشاره زنگنه، به مشکل تامین کالا بعد از تحریم است. در سال‌های اخیر، هرچند پیمانکاران داخلی بسیاری از موارد مربوط به راهبری و توسعه میدان و راه‌اندازی پروژه‌ها را بر عهده گرفته‌اند، در بخش ساخت و تامین برخی کالاها از خارج، کماکان با موانعی مواجه بوده‌اند. چنان که در پنج فاز پیشرو پارس جنوبی، تامین برخی موارد از شیرهای کنترل و ایمنی گرفته تا کمپرسور و دیگر تجهیزات پیشرفته، به عنوان یکی از تنگناهای اصلی مطرح است. جایگزینی کالاها با نمونه‌های دیگر ساخت کشورهای آسیایی یا تامین کالا از بقیه فازها، از جمله راهکارهای مورد استفاده پیمانکاران به شمار می‌روند. علاوه بر تامین کالا، به گفته پیمانکاران، مشکلات منابع مالی نیز مساله‌ساز بوده است. نقل و انتقال پول، افزایش قیمت ارز و مشکلات تعدیل، از جمله مسائلی است که گفته می‌شود پیمانکاران پارس جنوبی با آن دست ‌و پنجه نرم می‌کنند. به عنوان مثال، در جلسه اخیر وزیر نفت با پیمانکاران این مساله در مورد فاز ۱۵ و ۱۶ مطرح شد و بیژن زنگنه نیز در جواب خواستار ارائه مطالبات به کارفرما شد تا در صورت تایید، موضوع حل شود. با وجود مطرح شدن مسائل مالی، سرمایه‌گذاری چندده میلیارددلاری در سال‌های اخیر نشان می‌دهد همان‌طور که وزیر نفت نیز اعلام کرده است، مشکل اصلی پارس جنوبی مسائل مدیریتی است، نه مسائل مالی. در عین حال بر اساس اظهارات اخیر زنگنه و همچنین شعبان‌پور، مدیرعامل جدید شرکت نفت و گاز پارس، مانعی برای پرداخت مطالبات پیمانکاران وجود ندارد و هزینه‌ها لااقل در پنج فاز پیشرو، با سهولت و هماهنگی بیشتری تامین خواهند شد.

انتقادات گازی روحانی در انتخابات (+)
دکتر روحانی در جریان انتخابات ریاست‌جمهوری دوره یازدهم، چندین بار به موضوع پارس جنوبی وارد شد و از عقب‌ماندگی در توسعه این میدان انتقاد کرد. او در دوران انتخابات گفته بود: «بدون تردید وضعیت فعلی در پارس جنوبی پیش و بیش از آنکه حاصل تحریم و فشارهای خارجی باشد حاصل بی‌برنامگی و بی‌تدبیری است. بنا بر اطلاعات موجود، تاکنون میلیاردها دلار در هشت سال گذشته در پارس جنوبی هزینه شده است و حتی یک فاز پارس جنوبی در این دوره به بهره‌برداری نرسیده است. امیدواریم با تدبیر، توجه به نظر دلسوزان و کارشناسان و ترجیح منافع ملی بر منافع فردی و گروهی بتوانیم پارس جنوبی را به رونق اوایل دهه۸۰ برگردانیم و عقب‌ماندگی پیش‌آمده را جبران کنیم.» او همچنین در نخستین مناظره تلویزیونی در این باره گفت: « امروز شاهدیم که کشور همسایه ما در پارس جنوبی روزانه ۴۵۰ هزار بشکه نفت استخراج می‌کند یعنی معادل ۲۲ فاز در حالی که هنوز هشت فاز در پارس جنوبی فعال است و این امر به معنای آن است که کشور همسایه سه برابر ما از گاز بهره‌برداری می‌کند یعنی ما فرصت‌های عظیمی را امروز در حال از دست دادن هستیم.» روحانی همچنین در دوران انتخابات، در جمع تعدادی از فعالان اقتصادی با اشاره به اینکه قطر گاز کشور را می‌برد، گفت: «ای کاش دولت در یک سفر استانی به پروژه‌های ناقص و باقی‌مانده پارس جنوبی می‌رفت… قطر دو تا ۵/۲ برابر ایران از مخزن مشترک گاز برداشت می‌کند.»

درآمدهایی که از دست می‌رود (+)
رئیس‌جمهور از ارزش ۱۰۰ میلیارددلاری تولیدات میدان گازی پارس جنوبی در صورت تحقق توسعه تمامی فازها خبر داده است. با این وجود به نظر می‌رسد در صورت بهره‌برداری از تمامی فازهای ۲۴‌گانه پارس جنوبی، درآمدی بیش از این عاید کشور می‌شود. بر اساس گزارش شرکت نفت و گاز پارس، ارزش محصولات تولیدی این شرکت در سال گذشته ۴۸ میلیارد دلار از محل ۱۰ فاز بوده است که باید توجه داشت تقریباً تمامی گاز تولیدی میدان در داخل کشور به مصرف می‌رسد و تنها میعانات تولیدی است که به خارج از ایران صادر می‌شود؛ لذا به دلیل کاهش مصرف در نیمه اول سال، معمولاً تولید با تمامی ظرفیت در این فصول صورت نمی‌گیرد. ضمن آنکه مشکلات چاه‌ها یا تعمیرات دوره‌ای در بخش دریایی یا خشکی، موجب می‌شود تولید با تمامی ظرفیت صورت نگیرد. بدون در نظر گرفتن این موارد می‌توان گفت با فرض ارزش ۴۸ میلیارد دلار برای ظرفیت تولید حدود ۲۹۰ میلیون مترمکعب، در صورتی که بقیه فازهای در حال توسعه (با فرض ظرفیت تولید معادل ۸۰۰ میلیون مترمکعب برای کل میدان که از سوی مسوولان اعلام شده است) نیز در سال گذشته به تولید می‌رسیدند، ارزش محصولات این میدان در سال گذشته به ۱۳۲ میلیارد دلار افزایش می‌یافت. به عبارت دیگر عدم‌النفع ناشی از تاخیر در توسعه این ۱۴ فاز اسمی تنها در سال گذشته، بیش از ۸۴ میلیارد دلار بوده است. گزارش شرکت نفت و گاز پارس همچنین نشان می‌دهد از ابتدای تولید در سال ۱۳۸۱ تا پایان ۱۳۹۱، ارزش تولیدات این میدان گازی معادل ۲۴۰ میلیارد دلار بوده است.

فریاد زنگنه در جلسه با پیمانکاران (+)
شبکه خبری رسمی وزارت نفت موسوم به شانا، در اقدامی نسبتاً کم‌سابقه به انعکاس حاشیه‌های سفر اخیر زنگنه به پارس جنوبی و جلسه‌های او با پیمانکاران پرداخته است. در بخشی از گزارش آمده است: زمانی که نماینده شرکت پتروپارس خبر از بهره‌برداری یک ردیف پالایشی فاز ۱۲ در اواخر امسال می‌دهد، زنگنه از کوره درمی‌رود و می‌گوید: آقای عزیز من و شما هر دو عملیاتی هستیم و می‌دانیم که در تاریخی که اعلام کردید تقاضای گاز افت می‌کند، بنابراین زمان بهره‌برداری ‌ترین یک حکایت آن کت و شلوار عیدی را دارد که خیاط آن را روز سیزده‌بدر تحویل مشتری داده باشد… در جلسه پیمانکاران بخش دریایی فاز ۱۲ هیچ یک از حاضران تصور هم نمی‌کردند که وزیر نفت یادداشت‌های سفر قبلی خود به عسلویه را همراه داشته باشد، برای همین آمارها را کمی جابه‌جا کرده بودند؛ به محض اینکه پیمانکار زمان نصب دو سکوی باقیمانده فاز ۱۲ پارس جنوبی را خرداد سال آینده اعلام کرد، زنگنه فریاد زد: «چرا؟» نماینده پیمانکار که تمرکز فکرش را از دست داده بود هر چه سعی کرد دنبال سخن خود را به دست گیرد نتوانست؛ وزیر مجال نداد و گفت: «بر اساس دستخطی که بنده در ۳۱ مردادماه ساعت ۱۰ صبح در همین سالن برداشته‌ام، شما زمان نصب آن ‌را آذر امسال اعلام کرده بودید اما امروز حرف دیگری می‌زنید.» نماینده پیمانکار که از دقت وزیر تعجب کرده بود با صدای لرزان گفت: «آقای وزیر برنامه را کمی تغییر دادیم. مشکل نقدینگی داریم.»

یک زمستان بی‌گاز دیگر (+)
با توجه به اینکه هدف اصلی از توسعه میدان گازی پارس جنوبی «تولید گاز» است،‌ برخی کارشناسان معتقدند عدم تمرکز بر توسعه چند فاز مشخص در سال‌های اخیر موجب شده است بخش حفاری دریایی در این فازها از بخش خشکی عقب بیفتد و تولید گازی انجام نشود. آخرین وضعیت بخش حفاری سه پروژه با اولویت بالا در پارس جنوبی به شرح زیر است:

فاز ۱۲: شامل چهار ناحیه است که در ناحیه A، حفاری به پایان رسیده و عملیات پایانی در حال انجام است. در نواحی B و C بخش عمده حفاری به پایان رسیده است و در ناحیه D،‌ حفاری به تازگی آغاز شده است. با این تفاسیر به نظر می‌رسد امکان تولید گاز از ناحیه A در سال‌جاری وجود دارد.
فازهای ۱۵ و ۱۶: در فاز ۱۵، حفاری چهار چاه باقی مانده و در مراحل پایانی قرار دارد. در فاز ۱۶ نیز حفاری تمامی چاه‌ها به پایان رسیده و مراحل پایانی در حال انجام است. پیش‌بینی می‌شود هر دو سکوی این فاز، در سال آینده به تولید برسند.
فازهای ۱۷ و ۱۸: توسعه این فاز در ابتدا برای حفاری ۲۲ حلقه چاه در دو ناحیه ۱۷A و ۱۸A آغاز شد و سپس حفاری ۲۲ حلقه چاه دیگر در نواحی ۱۷B و ۱۸B بدان افزوده شد. هم‌اکنون چاه‌های ناحیه A در ماه‌های آخر حفاری و مراحل پایانی قرار دارند و تولید از آنها در سال آینده میسر خواهد شد. در ناحیه B، حفاری کمتر از ۲۵ درصد پیشرفت دارد و تولید از آن حداقل تا سال ۹۴ امکان‌پذیر نخواهد بود.

منتشرشده در شماره ۶۸ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , ,

بدون دیدگاه » آذر ۱۶ام, ۱۳۹۲

عسلویه جان می‌گیرد؟

مدیرعامل شرکت ملی نفت می‌گوید پارس جنوبی هر ماه به یک میلیارد دلار سرمایه‌گذاری نیاز دارد

جوادی (راست) در مراسم معارفه شعبان‌پور (چپ) از عدم‌النفع روزانه 100 میلیون‌دلاری در پارس جنوبی خبر داد

جوادی (راست) در مراسم معارفه شعبان‌پور (چپ) از عدم‌النفع روزانه ۱۰۰ میلیون‌دلاری در پارس جنوبی خبر داد

در آخرین روزهای مهرماه، محمدرضا زهیری، ششمین مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس برکنار شد. هرچند گمانه‌زنی‌های قبلی از حضور چهره‌هایی همچون سلطان‌پور، خاموشی و صالحی‌فروز به جای او خبر می‌داد، مدیرعامل جدید کسی نبود جز علی‌اکبر شعبان‌پور؛ فردی که پیش از انتصاب در منطقه عسلویه مدیرعاملی مجتمع گازی پارس جنوبی را برعهده داشت. مجتمع گازی پارس جنوبی متشکل از پنج پالایشگاه است و وظیفه پالایش گاز تولیدی از میدان گازی پارس جنوبی را برعهده دارد. در مراسم تودیع زهیری و معارفه شعبان‌پور، رکن‌الدین جوادی، مدیرعامل تازه‌منصوب شرکت ملی نفت ایران سخنانی بر زبان آورد که به صورت گسترده در رسانه‌ها منتشر شد: عدم‌النفع روزانه ۱۰۰میلیون‌دلاری ناشی از تاخیر در توسعه فازهای باقی‌مانده.

هر ماه، یک میلیارد دلار
از مجموع ۲۴ فاز تعریف‌شده پارس جنوبی،۱۰ فاز در حال تولید و ۱۴ فاز در حال توسعه هستند. به گفته جوادی، درآمد سالانه فازهای در حال توسعه حدود ۳۰ میلیارد دلار در سال خواهد بود که معادل حدود ۱۰۰ میلیون دلار در روز است. به عبارت دیگر، هر روز تاخیر در بهره‌برداری از این فازها، ۱۰۰ میلیون دلار عدم‌النفع به همراه دارد که با توجه به مشترک بودن این میدان ممکن است هرگز نتوان آن را جبران کرد و به ضرری همیشگی بدل شود. در گزارش سالانه شرکت نفت و گاز پارس نیز ارزش محصولات تولیدی این ۱۰ فاز در سال گذشته حدود ۴۸ میلیارد دلار برآورد شده است. این یعنی در صورت بهره‌برداری از بقیه فازها که حدود ۱۸ فاز استاندارد (۱۴ فاز اسمی) هستند، حداقل ۸۶ میلیارد دلار به ارزش سالانه محصولات تولیدی این شرکت افزوده خواهد شد. این در حالی است که توسعه صنایع پایین‌دستی یا صادرات گاز به کشورهای خارجی، می‌تواند سودی بسیار بیش از این برای کشور به همراه داشته باشد. به گفته جوادی، بهره‌برداری از فازهای باقی‌‌مانده ظرف ۲۴ ماه آینده، به ماهانه یک میلیارد دلار سرمایه‌گذاری نیاز دارد. این در حالی است که به گفته خود او، پرداخت علی‌الحساب به پیمانکاران تاکنون با مشکلات فراوان روبه‌رو بوده است. از سویی پیمانکاران با مشکل تعدیل هزینه‌های ناشی از افزایش قیمت ارز مواجه شده‌اند و از سوی دیگر به دلیل تحریم، کشور با مشکلات خرید تجهیزات و کمبود منابع ناشی از موانع انتقال پول به داخل مواجه شده است.

بازی دوسرباخت طرح‌های ۳۵‌ماهه
با دستور وزیر نفت مبنی بر لزوم تمرکز بر فازهای ۱۲، ۱۵، ۱۶، ۱۷ و ۱۸، طرح‌های دیگر پارس جنوبی موسوم به ۳۵ماهه با رکود نسبی مواجه شده‌اند. به‌جز فاز ۱۱، بقیه فازهای پارس جنوبی شامل فاز‌های ۱۳، ۱۴، ۱۹، ۲۰، ۲۱، ۲۲، ۲۳ و ۲۴ که معادل ۱۰ فاز استاندارد گاز تولید خواهند کرد در سال ۸۹ براساس قراردادی بزرگ به شرکت‌های داخلی سپرده شدند و مقرر شد این فازها تا پایان اردیبهشت امسال به تولید زودهنگام برسند. با این وجود، هیچ کدام از این فازها حتی در آستانه تولید گاز هم قرار ندارند و عمده پیشرفت طرح‌ها در بخش‌های غیرمرتبط با تولید گاز صورت گرفته است. براساس اعلام وزارت نفت قرار است تکلیف این طرح‌ها تا اوایل آذر امسال مشخص شود که در این صورت توقف یا رکود نسبی این طرح‌ها نیز با مشکلات خاص خود مواجه خواهد بود. از جمله این مشکلات می‌توان به فرسودگی و استهلاک سرمایه‌های فیزیکی و انسانی و همین‌طور پرداخت برخی هزینه‌های غیرقابل اجتناب (همچون ماشین‌آلات و دکل‌های حفاری) اشاره کرد. این مساله، ورود به طرح‌های ۳۵ماهه را به یک بازی دوسرباخت مبدل کرده است: از سویی تداوم روند قبلی مبنی بر توسعه همزمان همه فازها، هیچ دستاوردی در بخش «تولید گاز» به همراه نخواهد داشت و تا سالیان متمادی موجب ثابت ماندن و حتی افت ظرفیت تولید گاز کشور و وابستگی بیشتر به واردات به ویژه در فصول سرد خواهد شد. از سوی دیگر، قطع روند فعلی موجب صرف هزینه‌های جاری و استهلاک می‌شود. در نهایت نیز به نظر می‌رسد راه‌حل غایی، اتخاذ روشی بینابین برای توسعه فازهای ۳۵ماهه باشد.

عسلویه، دوباره از نو
درحالی که آغاز توسعه تمامی فازهای تولیدی پارس جنوبی در زمان وزارت قبلی زنگنه بوده است و هیچ یک از فازهای آغاز‌شده پس از او تاکنون به تولید گاز نرسیده‌اند، بازگشت مجدد زنگنه به وزارت نفت موجب امیدواری نسبی در میان مدیران و کارشناسان این صنعت شده و احتمال رونق دوباره عسلویه بیش از گذشته مطرح شده است. زنگنه بارها گفته است مشکل اصلی نفت را نه کمبود منابع مالی، که مسائل مدیریتی می‌داند و اکنون با برگرداندن چهره‌های نسبتاً آشنا و قدیمی صنعت نفت به میز مدیریت، به گفته بسیاری از کارشناسان، افزایش توان تولید میدان گازی پارس جنوبی و جبران بخشی از عقب‌ماندگی از کشور قطر، دست‌یافتنی‌تر به نظر می‌رسد.

پنج فاز اولویت‌دار (+)
بیژن نامدارزنگنه که در نخستین روزهای حضور در وزارت نفت «تامین سوخت زمستانی» و از جمله گاز را از اولویت‌های اصلی خود اعلام کرده بود، در نخستین گام بر لزوم افزایش ۳۰ میلیون مترمکعبی تولید گاز کشور تا پایان سال تاکید کرد. او برای این کار، از میان مجموع ۱۴ فاز در حال توسعه طی سال‌های اخیر، پنج فاز با پیشرفت فیزیکی بالای ۹۰ درصد را به عنوان طرح‌های اولویت‌دار برگزید و اعلام کرد توسعه پارس جنوبی باید با تمرکز بر این فازها صورت گیرد. زنگنه یک هفته بعد از رای اعتماد مجلس به عسلویه رفت و گفت: «هدف اصلی تولید هرچه سریع‌تر از ذخایر گاز این میدان است بنابراین باید فعالیت‌ها روی فازهایی که در کوتاه‌مدت امکان تولید گاز دارند مانند فازهای ١٢، ١٧ و ١٨ و ١٥ و ١٦ متمرکز شود و فعالیت بر روی فازهایی مثل فاز ١٤ و ٢٢ تا ٢٤ در مراحل  بعدی توسعه قرار خواهد داشت.» با بهره‌برداری کامل از این پنج فاز در مجموع ۲۰۰ میلیون مترمکعب در روز به ظرفیت تولید گاز کشور افزوده خواهد شد. عقب‌ماندگی حفاری بخش دریا، اصلی‌ترین علت تاخیر در بهره‌برداری از این فازها بوده است. البته پیشرفت تمامی این فازها نیز به یک اندازه نیست و پیش‌بینی می‌شود فاز ۱۲ نخستین فازی باشد که امکان تولید گاز از آن فراهم خواهد شد. فاز۱۲، بزرگ‌ترین فاز میدان گازی پارس جنوبی است و قرار است در صورت تولید، معادل سه فاز استاندارد گاز تولید کند.

شل و توتال، رهیدگانی که به عسلویه بازمی‌گردند؟ (+)
بعد از آنکه در نخستین روزهای مهرماه امسال مدیران عامل شرکت‌های شل و توتال از لزوم توسعه منابع نفتی ایران و بازگشت به کشورمان سخن گفتند، گمانه‌هایی مبنی بر بازگشت این دو شرکت نفتی و همین‌طور دیگر شرکت‌های نفتی غربی به ایران مطرح شد. توتال پیش از این توسعه فازهای ۲ و ۳ پارس جنوبی را برعهده داشت که البته این پروژه در سال گذشته با اظهارات رئیس انجمن گاز ایران با حاشیه‌هایی مواجه شد. منصور دفتریان از کلاهبرداری این شرکت در پارس جنوبی به دلیل عدم برداشت از یکی از لایه‌های میدان و لزوم شکایت به مجامع جهانی خبر داد. توتال قرار بود در توسعه فاز ۱۱ نیز مشارکت کند. شرکت شل نیز علاوه بر توسعه میادین نفتی سروش و نوروز، قرار بود در فازهای ۱۳ و ۱۴ پارس جنوبی حضور یابد. اکنون و با مطرح شدن احتمال کاهش یا لغو تحریم‌ها، وال‌استریت ژورنال خبر داده است در اوایل ماه اکتبر امسال، معاون اکتشاف و تولید خاورمیانه شرکت توتال با مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران دیدار کرده است که در نوع خود اقدامی کم‌سابقه به شمار می‌رود. شرکت شل نیز همچون توتال، مذاکره را با ایران آغاز کرده است که البته موضوع اصلی این مذاکرات، پرداخت بدهی معوق این شرکت به ایران بابت خرید نفت است. مدتی قبل نیز رویترز از آغاز مذاکرات برخی شرکت‌های آمریکایی با مقامات ایرانی خبر داده بود. پیش‌بینی می‌شود در صورت بازگشت، با توجه به اولویت‌های وزارت نفت، تجارب پیشین و حجم بالای سرمایه‌گذاری لازم، تمرکز اصلی فعالیت شرکت‌های غربی در میدان گازی پارس جنوبی باشد.

منتشرشده در شماره ۶۴ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , ,

بدون دیدگاه » آبان ۱۱ام, ۱۳۹۲

تحریم را باور نداشتند

گفت‌وگو با مهدی کرباسیان درباره توسعه پارس جنوبی در سال‌های تحریم

گفت‌وگو با مهدی کرباسیان درباره توسعه پارس جنوبی در سال‌های تحریم

برای بررسی وضعیت توسعه پارس جنوبی به ویژه در سال‌های بعد از تحریم، به سراغ مهدی کرباسیان رفتیم. مدیری که در سال‌های دور، معاونت بازرگانی وزارت نفت و عضویت در هیات مدیره شرکت ملی نفت ایران را بر عهده داشته است و پس از مدتی حضور در راس سازمان تامین اجتماعی و گمرک ایران، در اوایل دهه ۸۰ مجدداً به وزارت نفت بازگشته است. در این زمان، او حضور در راس سازمان منطقه ویژه اقتصادی انرژی پارس را تجربه کرد و سپس در صندوق بازنشستگی نفت و هیات‌مدیره شرکت ملی نفت ایران به فعالیت پرداخت. صندوق بازنشستگی نفت، سهامدار برخی شرکت‌های فعال در پارس جنوبی است و کرباسیان از این جهت نیز در جریان فعالیت شرکت‌های حاضر در این منطقه در سال‌های اخیر قرار دارد. گفت‌وگوی ما با مهدی کرباسیان درباره نقش پارس جنوبی در اقتصاد کشور و چالش‌های توسعه آن را در ادامه می‌خوانید.

به عنوان نخستین سوال ارزیابی شما از علل عدم توفیق نسبی در پارس جنوبی، با توجه به تاخیر ۱۱ساله ایران در آغاز تولید نسبت به قطر، چیست؟
به نظر من سه دلیل اصلی را در این بخش می‌توان بررسی کرد. نخست آنکه ما به طور کلی در میادین مشترک و به طور خاص پارس جنوبی یا همان North Dome (گنبد شمالی) چندان مناسب عمل نکرده‌ایم. پارس جنوبی بزرگ‌ترین منبع مشترک ماست، اما باید بپذیریم منابع مشترکی نیز با بسیاری کشورهای همسایه مثل عمان، امارات، کویت و عراق داریم. حوزه‌های مشترک مثل کاسه‌ای پر از مایع است که دو نفر با دو نی در حال استفاده از آن هستند. ضمن آنکه در حوزه قطر، تنها این کشور حضور ندارد و بسیاری از شرکت‌های بین‌المللی نیز در این کشور حضور دارند و لذا مکش آنها قوی‌تر از ماست. با این تمثیل باید توجه داشت حوزه‌های مشترک، اولویت ماست و هر چند نباید از میادین داخلی غافل بود، غفلت از میادین مشترک عواقب ناگوارتری دارد. مورد دوم اینکه در قانون اساسی کشور ما، کل منابع هیدروکربنی انفال و متعلق به ملت و بین‌نسلی است؛ لذا محدودیت‌های جدی در رابطه با برداشت از این منابع وجود دارد که برای مثال کشور قطر با این محدودیت‌ها روبه‌رو نیست. نوع قراردادهای منعقده در این کشور، با قراردادهای ما متفاوت است. ما نهایتاً می‌توانیم با عناوین جدید پیش‌بینی‌شده در قانون مثل Buyback و BOT قرارداد امضا کنیم، در حالی که قطر و در سال‌های اخیر عراق قراردادهای مشارکت در تولید منعقد می‌کنند. عراق با کمک همین قراردادها توانسته است به تدریج جایگاه ایران را در اوپک و منابع نفتی بگیرد و در سال‌های آینده نیز پیش‌بینی می‌شود تنه به تنه عربستان بزند؛ لذا آنچه می‌توان گفت این است که ما امکان استفاده از قراردادهای مشارکت در تولید را بر خلاف قطر نداریم. در قطر، بزرگ‌ترین شرکت‌های جهان در توسعه میدان گازی مشارکت می‌کنند و برای همیشه درصدی از تولید به آنها تعلق دارد؛ لذا تامین سرمایه و تکنولوژی توسط این کشورها و با سادگی بیشتری صورت می‌گیرد. محدودیت‌های قانونی، عامل دوم است. مساله سوم این است که تحریم‌ها به صورت واقعی و جدی وجود دارد و سال به سال سخت‌تر شده است. تحریم از ابتدای پیروزی انقلاب اسلامی وجود داشته است. بدیهی است در دوران‌هایی به دلیل سیاست‌های دولت آسان‌تر و در برخی زمان‌ها سخت‌تر بوده است. در سال‌های اخیر، تحریم‌ها به دو دلیل دشوارتر بوده است: نخست به دلیل موضعی که غرب در مقابل منافع ملی ما اتخاذ کرد و دوم اینکه مسوولان دولتی ما در ابتدا تحریم را باور نداشتند و بعداً هم نحوه برخورد با آن واقعی نبود. انتخابات اخیر هم نشان داد مردم روش برخورد دولت با مسائل بین‌المللی را نمی‌پسندند که امیدواریم دولت آینده با حفظ عزت و منافع ملی ما، این روند را اصلاح کند؛ لذا تحریم موجب شده است هم در بحث سرمایه و تامین منابع مالی و هم در بخش فناوری دچار مشکل شویم. من یادم هست بعد از نخستین تحریم‌ها، شرکت‌های خارجی که برای توسعه پارس جنوبی مذاکره انجام داده بودند و حتی تا پای قرارداد هم آمده بودند، از ایران رفتند. یا اینکه مثلاً در فازهای ۹ و ۱۰، در زمان آقای وزیری‌هامانه برای حمل برخی ماشین‌آلات از خارج، ماه‌ها طول می‌کشید تا این انتقال صورت گیرد؛ لذا باید بپذیریم که تحریم‌ها، به ویژه در حوزه انرژی موثر بوده است. البته در زمان آقای زنگنه و با حمایت دولت، با حضور چهره‌هایی مثل آقای مهندس ترکان، آقای مهندس نعمت‌زاده و آقای ملاکی توانستیم با تاخیری جزیی، فازهای متعددی را به تولید برسانیم.

این روند توسعه پارس جنوبی، تا چه میزان بر زندگی مردم منطقه و نیز کشور موثر بوده است؟
در سال ۱۳۸۳ که من در سازمان منطقه ویژه اقتصادی انرژی پارس بودم، ما یک آمارگیری در منطقه عسلویه انجام دادیم و بر اساس نتایج آن، به طور مستقیم ۸۴ هزار نفر در منطقه عسلویه مشغول به کار بوده‌اند. ما مکانی در منطقه عسلویه داشتیم که افراد بیکار از سراسر کشور برای یافتن شغل به آنجا می‌آمدند و حداکثر زمانی که یک فرد سپری می‌کرد تا سر کار برود، ‌۴۸ ساعت بود. اغلب این افراد، کارگران ساده و تکنسین‌ها بودند. در سراسر کشور نیز بالغ بر ۱۰۰ هزار نفر برای پشتیبانی پروژه‌های منطقه در حال فعالیت بودند. اگر همین رقم حدود ۲۰۰ هزار نفر را مبنا بگیریم، حدود ۲۰۰ هزار خانواده از این طریق مشغول بودند. وقتی پروژ‌ه‌ها غیرفعال می‌شوند، عواقب اجتماعی نیز در پی خواهند داشت. یکی از بهترین خاطرات من در زمان حضورم در عسلویه، مربوط به زمانی است که برای نخستین بار آب شیرین برای مردم این منطقه تامین کردیم. من به طور مرتب به روستاها سرکشی می‌کردم و در جریان وضعیت مردم منطقه نیز بودم و مردم تاثیر توسعه پارس جنوبی بر زندگی روزمره خود را تا حدودی احساس کردند.

در شرایط فعلی، همان‌طور که شما هم گفتید، تحریم‌ها بر روند توسعه پارس جنوبی موثر بوده است. به نظر شما تا چه میزان امکان مدیریت شرایط فعلی وجود داشت؟ برخی معتقدند تحریم‌ها مقصر اصلی مشکلات هستند و سوءمدیریت نقش دوم را داشته است.
ما در سال‌های دور، موفقیت‌های متعددی در شرایط دشوار با در پیش گرفتن تدبیر داشته‌ایم. برای مثال در حوزه سیاسی، سرنگونی حکومت‌های طالبان و صدام یا حمله صدام به کویت وجود داشته است و جمهوری اسلامی ایران بسیار خوب عمل کرده است. چرا که هماهنگی مناسبی بین قوا وجود داشته است و شورای عالی امنیت ملی تحت نظارت رهبری، اقدامات خوبی انجام داده است. این نشان‌دهنده مدیریت صحیح است، چرا که تدبیر نابجا می‌توانست عواقب بدی در پیش داشته باشد. در حوزه اقتصادی نیز مشابه این مساله در زمان جنگ وجود داشت. خرمشهر ویران شده بود و عراقی‌ها به آن حمله کرده بودند. از آبادان عملاً استفاده اقتصادی صورت نمی‌گرفت. در بوشهر تنها دو اسکله فعال وجود داشت. وضعیت بندرعباس مشابه بود و در چابهار نیز حجم فعالیت‌ها بسیار محدود بود. در همان سال‌های جنگ شما دیدید که با همدلی، همراهی، تدبیر و تلاش، نه جبهه‌های ما دچار کمبود منابع شدند و تامین نیازهای مردم نیز تا حد زیادی صورت گرفت. یکی از مشکلات جدی دو دولت اخیر این است که تجربه را در حوزه مدیریت حذف کرده است. حداکثر تلاش را کردند که حتی به عنوان مشورت نیز از مدیران باتجربه استفاده نشود. از برخی افراد کم‌تجربه و همچنین افراد رده دوم و سوم و چهارم مدیریت استفاده شده است. در حوزه انرژی، این مساله بیشترین لطمه را زد. از سوی دیگر نیز با تحریم به صورت واقعی برخورد نکردند و بهترین شانس‌های ۱۰۰ سال اخیر کشورمان را از دست دادیم. درآمد چندصد میلیارد دلاری می‌توانست ایران را چند پله جلو بیندازد که عملاً این‌گونه نشد و دچار مشکل شدیم. ما در سال‌های ۸۲ و ۸۳ به نزدیک هفت درصد رشد اقتصادی رسیدیم و رشد هشت‌درصدی هدف‌گذاری شد. اما در سال‌های اخیر شما می‌بینید که بنا بر اعلام دولت، رشد اقتصادی ۵/۱ تا دو درصد بوده است و صندوق بین‌المللی پول و بانک جهانی اعلام می‌کنند رشد اقتصادی حتی منفی نیز بوده است. من نمی‌خواهم این رقم منفی برای رشد را تایید کنم، اما حتی همین میزان رشد یک تا دو‌درصدی نیز در شأن جمهوری اسلامی ایران و مردم ما نیست. در کنار مسائلی که گفته شد، باید توجه داشت تنها درآمد داخلی کشور و منابع نفتی، برای تامین منابع مالی مگاپروژه‌ها و میادین مشترک کافی نیست. باید راهکارهایی پیدا شود تا از منابع بین‌المللی هم استفاده شود.

گفت‌وگو با مهدی کرباسیان درباره توسعه پارس جنوبی در سال‌های تحریم

به بحث تامین منابع مالی اشاره کردید. برنامه‌هایی نیز در داخل و از سوی وزارت نفت برای تامین مالی پارس جنوبی ارائه شده است؛ مثلاً استفاده از اوراق مشارکت. به نظر شما با اتکا به طرح‌های این‌چنینی نمی‌توان با استفاده از سرمایه داخلی، پروژه‌هایی از قبیل پارس جنوبی را توسعه داد؟
رقم منابع داخل کشور، اعم از دولتی و مردمی قابل اندازه‌گیری و محاسبه است. میزان منابع دولتی، سالانه در قانون بودجه مشخص می‌شود و شورای پول‌ و اعتبار نیز مسائل پولی را تعیین می‌کند. بالا بردن نرخ اوراق مشارکت نفتی یا جذب منابع، اگر صرفاً از منابع داخلی باشد، موجب می‌شود کشور از نظر توازن دچار مشکل شود. بخش‌های کشاورزی، صنعت و خدمات دچار نابسامانی خواهند شد، چرا که پولی به این بخش‌ها نخواهد رسید. در همین سال‌های اخیر شما می‌بینید بخش زیادی از نقدینگی کشور به بخش بازرگانی و خدمات رفته است و در نتیجه بخش تولید دچار مشکل شده است. در ادامه، اشتغال نیز کاهش یافته است. اما اگر از منابع خارجی استفاده شود که به نظر من اولویت اول آن می‌تواند ایرانیان خارج از کشور باشد، نتایج بهتری خواهد داشت. همین اوراق مشارکت می‌تواند در خارج منتشر شود. مثلاً در زمان مرحوم آقای دکتر نوربخش در دولت آیت‌الله هاشمی‌رفسنجانی، اوراق مشارکت در لندن چاپ شد. هنوز در زمینه استفاده از منابع خارجی برای توسعه طرح‌ها، اجماع لازم بین حاکمیت، دولت و مجلس صورت نگرفته است. مثالی که برای نقطه مقابل این قضیه می‌توان آورد، هدفمندسازی یارانه‌هاست. در دولت‌های مختلف، تلاش برای این کار وجود داشت. چرا که از جمله باورهای تمام انقلابیون کشور این بوده و هست که باید به مردم و مستضعفین توجه شود. این اصل، همیشه در حاکمیت کشور و از سوی امام راحل و رهبری معظم انقلاب مورد تاکید بوده است؛ لذا می‌بینیم هدفمندسازی یارانه‌ها که یک جراحی بزرگ بوده است، اجرایی می‌شود، هر چند با نقایصی در اجرا و بر‌خلاف قانون مصوب مجلس٫ در زمینه استفاده از منابع خارجی نیز باید اجماعی صورت گیرد تا به اهداف مندرج در برنامه چشم‌انداز برسیم.

در زمانی که قرارداد طرح‌های ۳۵ماهه امضا شد، تحریم‌ها شدت فعلی را نداشت. با شدت گرفتن تحریم‌ها، بیش از گذشته به نظر رسید این طرح‌ها نتیجه نخواهند داشت به نظر شما از نظر تامین منابع مالی و سرمایه، اجرای همزمان این تعداد طرح تا چه میزان قابل دفاع است؟
در سطح کشور به طور کلی، هزاران پروژه کوچک، متوسط و بزرگ نیمه‌تمام وجود دارد؛ لذا در شرایطی که محدودیت منابع مالی وجود دارد، اگر این منابع بین پروژه‌های متعدد تقسیم شود، نتیجه چیزی نخواهد بود جز استخری به عمق ۱۰ سانتی‌متر. در صورتی که اگر منابع متمرکز شود، آب‌انباری با ذخیره کافی حاصل خواهد شد. در آن مقطع ما هم به لحاظ منابع مالی با مسائلی مواجه بودیم و هم به لحاظ تامین تجهیزات و ماشین‌آلات. گزارش‌ها نشان می‌دهد این مهلت ۳۵ماهه به پایان رسیده است و به‌رغم تلاش فراوان مدیران پروژه‌ها و کارکنان، عملاً این پروژه‌ها به ثمر نرسیده‌اند. در فازهایی مثل ۱۵ و ۱۶ و همچنین ۱۷ و ۱۸ که مدت اجرای پروژه‌ها حدود ۸۰ ماه است نیز عقب‌ماندگی جدی وجود دارد. من امیدوارم دولت جدید با تلاش‌های بیشتر و فعال کردن وزارت خارجه که به نظر من در سال‌های اخیر نتوانسته است وظایف خود را به خوبی انجام دهد، کمبودهای موجود به منظور توسعه را برطرف کند.

ظاهراً با این تفاسیر می‌توان گفت توسعه پارس جنوبی تا حد زیادی به سیاست خارجی پیوند خورده است.
دقیقاً. به طور کلی در حوزه انرژی این‌گونه است که وضعیت پروژه‌های نفتی، تا حد زیادی در گرو وضعیت سیاسی و سیاست خارجی است. در پارس جنوبی نیز نظیر این مساله وجود دارد و شما می‌بینید در سال‌هایی که به لحاظ سیاست خارجی وضعیت بهتری در کشور وجود داشت، پروژه‌ها نیز از پیشرفت و توسعه بهتری برخوردار بودند.

منتشرشده در شماره ۴۶ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , ,

بدون دیدگاه » تیر ۸ام, ۱۳۹۲

Older Posts


فید مطالب

http://raminf.com/?feed=rss2

تقویم نوشته‌ها

تیر ۱۳۹۷
ش ی د س چ پ ج
« بهمن    
 1
۲۳۴۵۶۷۸
۹۱۰۱۱۱۲۱۳۱۴۱۵
۱۶۱۷۱۸۱۹۲۰۲۱۲۲
۲۳۲۴۲۵۲۶۲۷۲۸۲۹
۳۰۳۱  

موضوعات

بایگانی شمسی

برچسب‌ها

گزیده نوشته‌ها

گفت‌وگوها