مطالب برچسب شده '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

سرمایه‌گذاری خارجی بدون زیرساخت ممکن نیست

محمدحسن پیوندی: باید کاری کرد که باسف، قطر را به ایران ترجیح ندهد

تامین زیرساخت‌ها، مساله اصلی به شمار می‌رود. این خلاصه صحبت محمدحسن پیوندی درباره بازگشت سرمایه‌گذاران خارجی و از جمله باسف است. معاون مدیرعامل شرکت ملی صنایع پتروشیمی و چهره شناخته‌شده این صنعت که اخیراً در رده‌بندی نقش‌آفرینان قدرتمند صنعت پتروشیمی جهان، در رده بیستم قرار گرفته است، در گفت‌وگوی پیش‌رو با تجارت فردا ضمن مروری خلاصه و خواندنی از روند توسعه صنعت پتروشیمی با حضور شرکت‌های خارجی طی دهه‌های گذشته، تصویری از چشم‌انداز سرمایه‌گذاری در ایران و دو مانع اصلی مهم ارائه می‌کند: زیرساخت و آب. مشروح گفت‌وگوی تجارت فردا را با محمدحسن پیوندی در ادامه می‌خوانید.

مساله سرمایه‌گذاری خارجی در صنعت پتروشیمی طی دوران پساتحریم را با خوانش نقش شرکت‌های خارجی در توسعه این صنعت شروع می‌کنیم. نقطه شروع حرکت توسعه صنعت پتروشیمی کشور چه زمانی بود و به چه شکل صورت گرفت؟
شروع حرکت توسعه صنعت پتروشیمی کشور به صورت مدرن، با مشارکت ایران-‌ژاپن بود. البته قبل از آن هم واحدهای پتروشیمی در ایران بود؛ مثل تفکیک گاز در خارک و تولید کود شیمیایی در بندر ماهشهر و شیراز٫ پروژه پتروشیمی ایران-‌ژاپن (که الان پتروشیمی بندر امام خمینی‌(ره) است) براساس صادرات روزانه شش میلیون بشکه نفت طراحی شده بود که این میزان صادرات مقدار زیادی خوراک مایعات گازی (NGL) برای صنعت پتروشیمی فراهم می‌کرد. باوجود پیشرفت حدود ۸۵‌درصدی، پروژه در زمان انقلاب اسلامی متوقف شد و شروع دوباره آن نیز به دلیل آغاز جنگ ناکام ماند. در آن زمان نیروهای ژاپنی ایران را ترک کردند. بعد از فتح خرمشهر باوجود شرایط نابسامان اقتصادی، مدیریت وقت پتروشیمی تصمیم گرفت برای تامین نیازهای کشور پروژه را به پایان برساند. بالطبع در جنگ تحمیلی، به وسایلی مثل سرنگ و سرم احتیاج مبرم بود و در عین حال برای حمل محصولاتی مثل آرد به گونی‌های پلاستیکی نیاز داشتیم که از پلی‌اتیلن و پلی‌پروپیلن تهیه می‌شوند. لذا براساس نفتای تولیدی پالایشگاه‌های داخلی مثل اصفهان، اراک، تبریز و تهران، ایجاد مجتمع‌های اولفینی برای تولید مواد اولیه پایه پلاستیک در دستور کار مدیریت وقت قرار گرفت. این، پایه برنامه پنج‌ساله اول توسعه در صنعت پتروشیمی بود. در این برنامه مجتمع‌های با سایز متوسط اصفهان (واحد آروماتیکی)، اراک (با خوراک پالایشگاه اراک و اصفهان)، مجتمع تبریز و خراسان (برای تولید کود شیمیایی) احداث شدند. در برنامه دوم توسعه در ابتدا افتی به وجود آمد؛ چراکه تصور می‌شد پتروشیمی رشد غیرعادی داشته است. مطالعه‌ای صورت گرفت تا خوراک‌های در دسترس مورد شناسایی و برنامه‌ریزی قرار گیرند. نخستین مورد، میعانات گازی پازنان بود که طبق مصوبه شرکت ملی نفت باید روزانه ۴۴ هزار بشکه میعانات گازی برای تولید محصولات پتروشیمی اختصاص می‌یافت. پتروشیمی بوعلی‌سینا بر همین اساس طراحی شد. فرض بر این بود که تولید نفت خام به حدود پنج میلیون بشکه در روز افزایش خواهد یافت و خوراک پتروشیمی بندر امام به ۱۲۰ هزار بشکه در روز٫ با طراحی موجود بندر امام، در حدود ۲۲۰ هزار تن اتان اضافه بود که براساس این اتان و برش رافینیت حاصل از پتروشیمی بوعلی‌سینا، طراحی مفهومی پتروشیمی امیرکبیر صورت گرفت. بعدها پتروشیمی مارون (اولفین هفتم) براساس استحصال اتان و گازهای سنگین‌تر موجود در شبکه گازی جنوب طراحی شد که نخستین پتروشیمی اولفینی یک میلیون تنی کشور بود. همزمان توسعه واحدهایی برای تولید گلایکول، پلیمرهای گرید الیاف و دیگر محصولات مورد نیاز صورت پذیرفت. با افزایش تولید گاز در خوزستان، گاز ورودی به بندر امام خمینی به ۱۴ میلیون مترمکعب در روز افزایش پیدا کرد و پتروشیمی فن‌آوران و یوتیلیتی فجر راه‌اندازی شد. همچنین قرار بود اولفین هشتم با مشارکت شرکت شل و براساس گاز پالایشگاه بیدبلند ۲ به بهره‌برداری برسد که این گونه نشد؛ هرچند پتروشیمی اروند که همزمان با آن طراحی شد با خوراک خط‌لوله غرب راه‌اندازی شد.

آنچه گفتید بیشتر مربوط به قطب اول توسعه صنعت پتروشیمی بود. عسلویه چگونه شکل گرفت؟
موفقیت در تولید از میدان گازی پارس جنوبی، آغاز توسعه قطب دوم توسعه صنعت پتروشیمی در عسلویه بود. همزان با اجرای فازهای ۱ و ۲ و ۳، طراحی مفهومی این منطقه صورت گرفت. این طراحی کار بی‌سابقه‌ای بود که توسط کارشناسان داخلی پتروشیمی صورت گرفت و اگر قرار بود مثل برخی کشورهای حاشیه خلیج فارس توسط یک شرکت خارجی صورت گیرد، احتمالاً هزینه آن بالغ بر میلیاردها دلار می‌شد. با شروع تولید گاز از فازهای مذکور، روزانه ۱۲۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۷۵ میلیون مترمکعب گاز غنی در اختیار پتروشیمی قرار گرفت که در نتیجه پتروشیمی پارس به وجود آمد. این پتروشیمی اتان مورد نیاز پتروشیمی آریاساسول را تامین می‌کند. آریاساسول نیز یک نمونه موفق حضور شرکت‌های خارجی برای سرمایه‌گذاری در ایران به شمار می‌رود که البته زیربنای این حضور در قطبی همچون عسلویه، با تامین زیرساخت‌ها توسط شرکت ملی صنایع پتروشیمی فراهم شده بود. برای میعانات گازی نیز پتروشیمی نوری (برزویه سابق) ایجاد شد که یکی از بزرگ‌ترین واحدهای آروماتیک جهان است. براساس فازهای ۴ و ۵، پتروشیمی جم طراحی شد و پس از فازهای ۲ و ۳، استحصال اتان و گازهای سنگین‌تر به شرکت‌های پالایش گاز سپرده شد. اولفین یازدهم هم در عسلویه براساس خوراک اتان طراحی شد تا محصول تولیدی از طریق خط‌لوله اتیلن غرب برای تامین خوراک پتروشیمی‌های مسیر آن شامل لرستان، کرمانشاه، ایلام، اندیمشک، کرمانشاه، کردستان، مهاباد و میاندوآب منتقل شود. امیدواریم واحدهای کرمانشاه، لرستان و مهاباد تا پایان سال جاری به بهره‌برداری برسند و خوراک اصلی نیز از میدان گازی پارس جنوبی تامین شود.

شما خلاصه‌ای از روند توسعه صنعت پتروشیمی در برنامه‌های اول تا سوم گفتید. حضور شرکت‌های خارجی و مشارکت با آنها چه دستاوردی برای توسعه توانمندی صنعت پتروشیمی به همراه داشت.
در جریان برنامه‌های اول تا سوم توسعه، صنعت پتروشیمی به لحاظ مهندسی هم پیشرفت کرد. در پتروشیمی اراک که در نوع خود نخستین بود، به جز نیروی انسانی، طرف ایرانی هیچ آورده‌ای نداشت. به جز چند Vessel تولیدی ماشین‌سازی اراک، تمام تجهیزات از ایتالیا تامین شد. کلیه مراحل طراحی اصولی و تفصیلی و حتی نصب و راه‌اندازی نیز توسط شرکت‌های خارجی صورت گرفت. این وضعیت در برنامه اول توسعه بود. اما به تدریج در برنامه دوم و سوم توسعه، نوع EPC تغییر کرد و یک Joint بین شرکت‌های داخلی و خارجی ایجاد شد. در همین‌جا بود که مهندسی کار به صورت مشترک صورت گرفت و توان مهندسی داخلی رشد پیدا کرد. به‌طور کلی در بخش مهندسی اصولی بیشتر کار توسط طرف خارجی و در بخش مهندسی تفصیلی توسط شرکت داخلی صورت می‌گرفت؛ اگرچه هر دو شرکت متضامناً و نیز منفرداً از مسوولیت کامل برخوردار بودند. الان قریب به ۱۰ شرکت مهندسی داخلی وجود دارند که مهندسی تفصیلی پتروشیمی‌های عسلویه را انجام داده‌اند. همچنین توان ساخت داخل نیز رشد کرد و هم‌اکنون به‌طور میانگین حدود ۵۰ درصد قطعات از داخل تامین می‌شود. در واقع همکاری و سرمایه‌گذاری خارجی، به تدریج باعث تقویت توان داخلی نیز شد. این ظرفیت البته در دوران تحریم رشد دوچندانی پیدا کرد و اکنون مبدل‌های حرارتی، ظروف تحت فشار، رآکتور آمونیاک و برج‌های تقطیر در ایران ساخته می‌شود و حتی کارگاه ساخت در محل سایت برپا می‌شود. نقش حضور شرکت‌های خارجی از این جهت حائز اهمیت بوده که باعث رشد توان داخلی شده است؛ هرچند لیسانس کماکان در اختیار شرکت‌های خارجی قرار دارد.

ظاهراً کماکان باوجود پیشرفت‌های صورت‌گرفته، لیسانس‌ها به صورت انحصاری در اختیار شرکت‌های اروپایی قرار دارد.
لیسانس برخی از واحدهای پتروشیمی مثل اولفین‌ها چندان عجیب و پیچیده نیست. لیسانس در واقع همان نوع کوره است که از کدام شرکت خریداری شود. در مورد نوع کوره هم بیشتر بحث آلیاژ لوله‌های داخل آن مطرح است که باید با درجه حرارت و شوک‌های بالا سازگار باشد. اگر این آلیاژ در داخل کشور ساخته شود، قطعاً در این بخش هم مستقل خواهیم شد.

فارغ از بحث فناوری، مساله شیوه سرمایه‌گذاری نیز مطرح است. چه میزان از توسعه صنعتی پتروشیمی که بدان اشاره کردید، با این شیوه بوده است؟
بعد از انقلاب تنها مشارکت مستقیم خارجی واقعی با شرکت ساسول در پتروشیمی آریاساسول صورت گرفت. این برای شرکت‌های خارجی جذاب بود، چراکه خوراک اتان فراوان و ارزانی در اختیار قرار داشت. دلیل ارزانی نسبی اتان این است که کاربردهای جایگزین زیادی ندارد، برخلاف متان که زنجیره تولید آن می‌تواند از شاخه آمونیاک و متانول گسترش یابد. اتان به لحاظ ساختار مولکولی محدودیت دارد که در نتیجه نسبتاً ارزان است. البته روابط سیاسی نیز در این سرمایه‌گذاری موثر بوده است. به هر حال ایران به تازگی انقلاب اسلامی را پشت سر گذاشته بود و آفریقای جنوبی نیز شرایط مشابهی داشت و چهره مردمی بزرگی همچون نلسون ماندلا قهرمان این کشور به شمار می‌رفت. به قول مشهور، گروه خونی دو کشور به هم می‌خورد. البته ماجرا برای ایران هم جذاب بود؛ چون دانش فنی و دستورالعمل‌های روز دنیا وارد کشور شد و استانداردهای مدیریتی ارتقا یافت. قرارداد دیگر در مجتمع کارون با شرکت کماتور بود؛ آن هم به دلیل انحصاری بودن فناوری. بقیه مشارکت‌های خارجی به صورت غیرمستقیم و از طریق فاینانس بوده است که از این طریق ثروت زیادی وارد کشور شد. البته در ادامه مسیر، نحوه خصوصی‌سازی و تحریم، رشد پتروشیمی را کند کرد.

در ماه‌های پس از توافق هسته‌ای و اجرای برجام، به موضوع سرمایه‌گذاری خارجی در صنعت پتروشیمی توجه ویژه‌ای شده است. به نظر شما چقدر شرایط برای پذیرش سرمایه‌گذاری خارجی مهیاست؟
سرمایه‌گذاری خارجی بدون زیرساخت ممکن نیست. اگر شرکت خارجی، خود تامین و تهیه زیرساخت‌ها را نیز برعهده گیرد عملاً پروژه کلید در دست می‌شود که به هیچ وجه برای ما قابل قبول نیست. ما حرف از سرمایه‌گذاری خارجی می‌زنیم، ولی موقع تامین زیرساخت‌ها به درستی عمل نمی‌کنیم. من یک سال پیش هم در مصاحبه‌ای گفتم که اگر امروز هم تحریم‌ها لغو شد، پتروشیمی آمادگی کافی را ندارد. باوجود اینکه برخی به این جمله اعتراض کردند، هنوز من بر همان نظر قبلی پابرجا هستم. ما نمی‌توانیم به سرمایه‌گذار خارجی بگوییم بیاید، صرفاً به این دلیل که خوراک فراوانی در ایران وجود دارد. اولین سوال سرمایه‌گذار این است که به چه قیمتی و کجا این خوراک را تحویل می‌گیرد؟ ما بهترین زمین‌ها را به لحاظ موقعیت جغرافیایی و استراتژیک در سواحل خلیج‌فارس در اختیار داریم. باید از این زمین‌ها همان‌گونه استفاده کنیم که در آن سوی خلیج‌فارس کشورهای همسایه درحال اجرای برنامه‌های خود هستند. حتی دولت می‌تواند برای آماده کردن زیرساخت‌ها وارد عمل شود و در کنار آن پروژه‌های رفاهی و تفریحی را نیز به اجرا بگذارد. من در همایش امسال IPF به آقای جهانگیری گفتم که دولت از این کار زیان نمی‌بیند. بخش خصوصی هم می‌تواند وارد این حوزه شود.

ظاهراً در مکران نیز تامین زیرساخت‌ها برعهده بخش خصوصی قرار دارد.
بله، همین‌طور است، ولی با این تفاوت که استفاده‌کننده نهایی نیز همان بخش خصوصی است و نه دیگران. در واقع بخش خصوصی برای تامین نیاز خود، زیرساخت‌ها را نیز فراهم می‌کند. مورد دیگر اینکه باید همه جوانب کار به صورت یکپارچه دیده و سنجیده شود. اینکه خوراک خواهیم داشت یا نه و به چه قیمت و کیفیتی. بازار منطقه، آسیا، اروپا و جهان برای محصولات تولیدی باید مورد بررسی قرار گیرد. حجم ساخت داخل و نیروی انسانی مورد نیاز در زمان ساخت و راه‌اندازی و بهره‌برداری باید برآورد شود. دسترسی به منطقه و فرودگاه و پایانه مورد نیاز هم باید درنظر گرفته شود. لذا اینکه تصور کنیم ساحلی وجود دارد و باید برویم سراغ احداث پتروشیمی، این‌طور نیست. در کنار زیرساخت‌ها، باید مساله آب هم درنظر گرفته شود. کشور هم‌اکنون با مشکل کمبود آب مواجه است و بخشی از انرژی باید به مصرف تولید آب برسد. در آن سوی خلیج‌فارس انبوهی از فضاهای مسکونی و سبز بدون هیچ رودخانه و نزولاتی به وجود آمده است؛ صرفاً با استفاده از انرژی. وقتی از زیرساخت صحبت می‌کنیم، بخشی از آن را زمین تشکیل می‌دهد ولی مفهوم به مراتب گسترده‌تر است. یوتیلیتی (شامل آب، برق و بخار) نیز باید تامین شود.

به بحث سرمایه‌گذاری خارجی بازگردیم. یک ایراد اساسی به توسعه صنعت پتروشیمی، عدم تکمیل زنجیره ارزش‌افزوده در آن است. پاسخ شما به این ایراد چیست؟
عدم تکمیل زنجیره ارزش صنعت پتروشیمی، دو بُعد اصلی دارد. نخست اینکه در مقابل پنج، شش میلیون تن اتیلن تولیدی از گازهای پارس جنوبی، کمتر از یک میلیون تن پروپیلن تولید می‌شود. وزیر نفت اخیراً گفته‌اند کشور به سه میلیون تن پروپیلن نیاز دارد. در این بعد، مساله این است که قیمت نفت بالا رفته بود و کسی حاضر به سرمایه‌گذاری در اولفین‌های مایع نمی‌شد. پلی‌پروپیلن در مقایسه با پلی‌اتیلن، گستره وسیع‌تری از زنجیره پایین‌دستی را می‌تواند تامین کند. ضمن اینکه به دلیل سه‌کربنه بودن پروپیلن، محصولات شیمیایی حدواسط متعددی را حاصل می‌دهد که بعداً خوراک صنایع پایین‌دستی می‌شوند؛ مثل فنول، استون، کاپرولاکتام، پلی اول، پروپیلن اوکساید و آکریلونیتریل. بُعد دیگر این است که ما دانش فنی تولید بسیاری از اینها را در دست نداریم؛ برخلاف بسیاری از محصولات دیگر صنایع پتروشیمی. لذا لغو تحریم‌ها علاوه بر جذب سرمایه‌گذاری خارجی، می‌تواند دانش فنی لازم را برای تکمیل زنجیره ارزش صنعت پتروشیمی به همراه آورد. ما دیگر نباید به سراغ شرکت‌هایی برویم که در بخش بالادستی مثل آروماتیک، اولفین و متانول دارای فناوری هستند؛ بلکه باید به شرکت‌هایی توجه کنیم که در تکمیل زنجیره ارزش حرفی برای گفتن دارند.

شما عوامل اصلی موثر بر جذب سرمایه‌گذاری خارجی را برشمردید، اما اشاره اصلی شما به زیرساخت بود و نه خوراک. چرا؟ به هر حال ایران از مزیت خوراک فراوان برخوردار است.
آب و زیرساخت کلید جهش دوم توسعه صنعت پتروشیمی هستند. طبیعی است که خوراک کافی در ایران وجود دارد. اگر نبود که سرمایه‌گذار خارجی اصلاً به سراغ ایران نمی‌آمد. ایران بزرگ‌ترین مخزن گازی جهان را در اختیار دارد و طبیعی است که خوراک فراوانی داشته باشد. این گاز می‌تواند برای مصارف گوناگون سوزانده شود و محیط‌زیست را آلوده کند؛ یا به مصرف تولید محصولات با ارزش افزوده بالاتر در صنعت پتروشیمی برسد. طبیعی است که راه‌حل دوم بهتر است. صنعت پتروشیمی تنها حدود شش، هفت درصد از هیدروکربن کشور را مصرف می‌کند، درحالی که با همین میزان هیدروکربن مصرفی ۴۵ میلیون تن محصولات پتروشیمی تولید می‌شود. این شش، هفت درصد در زمانی است که تولید و صادرات نفت خام کشور در حداقل خود قرار دارد و با افزایش تولید، سهم‌ درصدی صنعت پتروشیمی از هیدروکربن مصرفی باز هم کمتر خواهد شد، می‌بینیدکه پتروشیمی هیچ‌گاه رقیب صادرات گاز نبوده است.

به تازگی خبر ابراز تمایل باسف برای سرمایه‌گذاری در صنعت پتروشیمی ایران مطرح شده است. ارزیابی شما از این مذاکرات چیست؟
همان‌طور که قبلاً هم گفته شد، باید زنجیره ارزش صنعت پتروشیمی را تکمیل کنیم. شرکت باسف در زمینه صنایع شیمیایی بزرگ‌ترین به شمار می‌رود و حضور آن می‌تواند به تکمیل زنجیره ارزش یاری رساند. این شرکت در حوزه محصولات میان‌دستی و پایین‌دستی فعالیت می‌کند؛ یعنی دقیقاً همان حوزه‌ای که هم‌اکنون صنعت پتروشیمی کشور نیازمند سرمایه‌گذاری و توسعه است. البته این حضور هم به تامین زیرساخت‌های لازم و کافی نیازمند خواهد بود. باتوجه به هلدینگ‌های موجود در صنعت پتروشیمی، این پیش‌زمینه احتمالاً فراهم می‌شود. اما در عین حال باید کاری کرد که باسف، قطر را به ایران ترجیح ندهد. همین‌طور عربستان و دیگر کشورهای منطقه را بر ایران اولی نداند. ایران امتیازی دارد که از قضا به وجود آمدن آن به صنعت پتروشیمی مربوط نبوده است: امنیت. آنچه سرمایه‌گذار خارجی را به سمت ایران می‌کشاند، امنیت بی‌نظیر کشور است که افتخار آن از آن شهیدان و جانبازان راه میهن است. بازار بزرگ ایران، امتیاز مهم دیگری به شمار می‌رود که ما در اختیار داریم. مقیاس تولید در صنایع پایین‌دستی پتروشیمی، چندده‌هزار تن است و نه میلیون تن.

تفاوت دوران جدید حضور شرکت‌های خارجی با دوران پیشین چیست؟
در دوران پیشین توسعه، حضور شرکت‌های خارجی برای تامین لیسانس و مهندس اصولی بود. این کار همان‌طور که گفتم، با ایجاد مشارکت EPC صورت گرفت. الان، شرایط تفاوت دارد. ما کمتر به سمت آروماتیک و اولفین خواهیم رفت و نیازی به آن دانش فنی نداریم. حتی اگر نیاز داشته باشیم، با هزینه به مراتب کمتری طراحی واحدها را تکرار می‌کنیم. الان با توجه به خصوصی بودن پتروشیمی‌ها، این بخش کوچک‌ترین ریسکی نخواهد کرد و متناسب با پیشرفت پروژه براساس کیفیت و زمان، واردات کالا و خدمات را نیز فارغ از مبداء آن در نظر خواهد داشت. برای بخش خصوصی، تنها اولویت پایان پروژه به شکلی مناسب است تا سودآوری کافی تامین شود و نه افزایش توان ساخت داخل یا دیگر اهدافی که طی دوران پیشین مد نظر دولت به عنوان متولی توسعه صنعت پتروشیمی بود. با این تفاسیر، باید کماکان دولت حضور داشته باشد؛ ولی به شیوه‌ای متفاوت از گذشته. مثلاً وقتی قوانین اجازه نمی‌دهد دولت تضمین شرکت‌های خصوصی را انجام دهد، دولت می‌تواند در هر طرح جدیدی به اندازه ۲۰ درصد حضور یابد تا ضمانت لازم را به صورت ۱۰۰ درصد انجام دهد و در مقابل محصولات تولیدی را به عنوان ضمانت نگه دارد و این موارد نیاز به قوانین لازم هم دارد.

منتشرشده در شماره ۱۶۹ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , ,

بدون دیدگاه » اسفند ۸ام, ۱۳۹۴

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

در میانه امید و ابهام

الهام حسن‌زاده از چشم‌انداز سرمایه‌گذاری خارجی در نفت طی دوران پساتحریم می‌گوید

«قراردادها جذاب‌اند، ولی هنوز ابهاماتی وجود دارد» این را الهام حسن‌زاده می‌گوید؛ دانش‌آموخته دکترای حقوق نفت و گاز که قراردادهای جدید نفتی ایران را بهتر از بیع‌متقابل می‌داند و معتقد است پس از لغو تحریم‌ها و مذاکرات جدی می‌توان با اطمینان بیشتری به قضاوت درباره قراردادها پرداخت. حسن‌زاده، که شرکت تحت مدیریت او یعنی Energy Pioneers به شرکت‌های خارجی برای حضور در صنایع انرژی ایران مشاوره می‌دهد، از جذابیت اقتصادی سرمایه‌گذاری در ایران طی پساتحریم، ریسک اعتباری بالای کشور و لزوم توجه بیشتر به بازارهای منطقه‌ای گاز می‌گوید. به گفته این مشاور اقتصاد سیاسی بانک جهانی، چشم‌انداز سرمایه‌گذاری مستقیم خارجی (FDI) در پساتحریم مبهم است؛ اگرچه شیوه‌های دیگر تامین مالی می‌تواند به صورت جدی در دستور کار قرار گیرد. مشروح گفت‌وگوی تجارت فردا را با الهام حسن‌زاده در ادامه می‌خوانید.

به عنوان نخستین سوال، پیش‌بینی شما از زمان بازگشت شرکت‌های نفتی خارجی در پساتحریم و به طور کلی تاثیر کلی لغو تحریم‌ها بر صنعت نفت ایران چیست؟
اغلب شرکت‌های بزرگ نفتی غیرآمریکایی، که به نشست قراردادهای نفتی تهران نیز آمدند، بر این نکته متفق‌القول بودند که ژانویه سال ۲۰۱۶ میلادی، زمان آغاز بازگشت تدریجی آنها خواهد بود. بسیاری از آنها، اعم از اینکه قبلاً در ایران دفاتر تجاری داشته‌اند یا نه، در حال گشایش مجدد دفاتر خود هستند. گزارش آقای آمانو و تصمیم اخیر آژانس بین‌المللی انرژی اتمی نیز مهر تاییدی بر همان پیش‌بینی به شمار می‌رود. از سوی دیگر اخیراً نشست معرفی قراردادهای نفتی جدید ایران نیز برگزار شده است؛ اگرچه بیشتر یک طرح کلی از قراردادهای جدید ارائه شده که هنوز سوالاتی درباره آن وجود دارد. همه اینها در حالی است که کمتر جایی در دنیا وجود دارد که هزینه تولید نفت آن به اندازه ایران پایین و سرمایه‌گذاری در آن فارغ از ریسک‌های موجود، اقتصادی باشد. تاثیر دیگر لغو تحریم‌ها بر افزایش صادرات نفت خواهد بود که در این زمینه باید گفت بازار نفت در شرایط اشباع قرار دارد، اجلاس اخیر اوپک نیز بدون هیچ جمع‌بندی در تعیین سقف تولید پایان یافته است و چشم‌اندازی مبنی بر افزایش قابل‌توجه تقاضا دیده نمی‌شود.

شما به حضور شرکت‌های غیرآمریکایی اشاره کردید. آیا امکان حضور آمریکایی‌ها به طور کلی منتفی است یا امکان دارد برخی از شرکت‌ها مثل هالیبرتون یا شملبرژر دوباره به ایران بازگردند؟
احتمال حضور شرکت‌های توسعه‌دهنده طراز اول مثل اکسون‌موبیل یا شورون در آینده کوتاه‌مدت دو الی سه سال دور از ذهن به نظر می‌رسد. شرکت‌هایی مثل شلمبرژر یا هالیبرتون نیز اگرچه ممکن است اصالت آمریکایی داشته باشند، بیشتر به عنوان شرکت‌های چندملیتی شناخته می‌شوند که ممکن است بتوانند از طریق شعبه‌های خود در خارج از آمریکا وارد ایران شوند. اما باوجود امکان سود بالای سرمایه‌گذاری با حضور در ایران ممکن است با ریسک‌های اعتباری (reputational risk) مواجه شوند.

یکی از پیش‌درآمدهای پساتحریم، تدوین قراردادهای جدید نفتی ایران بوده است. جمع‌بندی شما از این قراردادها و میزان استقبال شرکت‌های خارجی از آنها چیست؟
به نظر می‌رسد به طور کلی نظر شرکت‌های اروپایی به این قراردادها مثبت است؛ چرا که آنها تجربه تلخ بیع متقابل را پشت‌سر گذاشته‌اند. قراردادها جذاب‌اند، ولی هنوز ابهاماتی وجود دارد. مثلاً گفته شده است که شرکت خارجی برای فعالیت باید یک شرکت داخلی را به عنوان partner در کنار خود داشته باشد؛ اما واقعاً مشخص نیست منظور از این شرکت ایرانی و جزییات شراکت آن چه خواهد بود؟ از سوی دیگر گفته شده است که شرکت‌های خارجی باید از یک وندورلیست تاییدشده داخلی، شریک خود را انتخاب کنند و اگر تمایل داشتند می‌توانند به جای این کار، شریک خارجی دیگری را معرفی کنند تا صلاحیت آن مورد بررسی قرار گیرد. باوجود این ابهامات، کمیته تدوین قراردادهای جدید نفتی در عین محدودیت امکانات دسترسی به مشاوران حقوقی بین‌المللی، توانست به خوبی تدوین قراردادها را به پیش ببرد و نشست معرفی آن نیز با موفقیت و استقبال برگزار شد. بقیه موارد به لغو تحریم‌ها بستگی دارد تا مذاکره مستقیم صورت گیرد و جزییات دقیق‌تر روشن شود.

اگر از بحث نفت خارج شویم و به گاز بپردازیم، همواره این سوال وجود داشته است که آیا با لغو تحریم‌ها می‌توان انتظار داشت خط‌لوله صلح یا پروژه ایران ‌ال‌ان‌جی پیشرفت کنند؟
تحریم‌ها نمی‌توانست روی صادرات گاز ایران تاثیر زیادی داشته باشد و به طور کلی هم تاثیر زیادی نداشت. در شرایط تحریم، صادرات گاز ایران به ترکیه متوقف نشد و به شیوه‌ای مشابه، اجرایی نشدن خط‌لوله صلح هم ارتباطی با تحریم نداشت. قرارداد خط‌لوله صلح اوایل دهه اول هزاره جاری میلادی به امضا رسید؛ اما حتی اگر به سرانجام می‌رسید و خط‌لوله هم احداث می‌شد، اصلاً گاز مورد نیاز برای صادرات وجود نداشت. لذا مشکل اصلی نه تحریم، بلکه کمبود گاز بوده است. به عنوان مثال دیگر از عدم تاثیر قابل توجه تحریم، می‌توان به قرارداد صادرات گاز به عمان اشاره کرد که هم‌اکنون فعالیت‌های اجرایی آن در حال اجراست. برخلاف گذشته که کشور با کمبود گاز مواجه بود، هم‌اکنون که به تدریج فازهای پارس جنوبی در حال وارد شدن به مدار تولید هستند، وضعیت قدری متفاوت است؛ هرچند قراردادهای صادرات گاز را نمی‌توان برخلاف نفت طی مدتی کوتاه به سرانجام رساند.
مثلاً یک عامل مهم در این زمینه، عدم توافق در زمینه قیمت گاز است و از قضا ماجرایی مثل کرسنت هم در پس‌زمینه تمامی موضوعات وجود دارد. مساله قیمت گاز، علاوه بر صادرات، برای صنعت پتروشیمی نیز مساله‌ساز شده است؛ چراکه یک سرمایه‌گذاری خارجی بدون اطمینان از تعیین آن طی یک بازه زمانی طولانی‌مدت دست به ریسک حضور در ایران نخواهد زد. در یک جمع‌بندی کلی می‌توان گفت پتانسیل‌های زیادی برای صادرات گاز در پساتحریم وجود دارد که می‌توان با تشکیل کنسرسیوم‌هایی بخش خصوصی داخلی و خارجی اقدام به صادرات منطقه‌ای گاز کرد و برای صادرات، بهترین مقصد کشورهای منطقه هستند.

شما به موضوع سوال بعدی ما اشاره کردید؛ یعنی صنعت پتروشیمی. ما طی دوران پس از انقلاب عمدتاً تامین مالی از طریق استقراض داشته‌ایم؛ اگرچه نمونه‌هایی از سرمایه‌گذاری مستقیم خارجی (FDI) همچون پتروشیمی آریاساسول هم داشته‌ایم. چشم‌انداز شما از سرمایه‌گذاری در صنعت پتروشیمی با توجه به هدف‌گذاری FDI به عنوان اولویت اصلی چیست؟
البته خود این مساله که بتوان نمونه‌ای را در صنعت پتروشیمی طی سال‌های پس از انقلاب پیدا کرد که عنوان «سرمایه‌گذاری مستقیم خارجی» را بتوان به آن اطلاق کرد، محل بحث و تردید است. سرمایه‌گذاری مستقیم خارجی زمانی است که طی یک دوره طولانی‌مدت ۱۵ تا ۲۰ساله، سرمایه‌گذار خارجی حاضر در یک شرکت، ضمن قبول ریسک‌ها سود خود را به دست می‌آورد. چنین پروسه‌ای را طی سال‌های پس از انقلاب در هیچ صنعتی و از جمله پتروشیمی نداشته‌ایم. کاری که آریاساسول و چند شرکت دیگر انجام دادند، Equity Based Financing بود؛ یعنی در نمونه‌های محدودی در مقابل تامین مالی یک شرکت پتروشیمی، بخشی از سهام مالکیت آن را در اختیار گرفتند. باوجود بهبود نسبی وضعیت رتبه‌بندی اعتباری ایران، به دلیل ریسک بسیار بالا، بعید به نظر می‌رسد FDI در ایران در آینده نزدیک محقق شود. لذا روش اصلی تامین مالی در پساتحریم، فاینانس خواهد بود که حتی برای آن نیز بانک‌های طراز اولی مثل دویچه‌بانک و HSBC اعلام کرده‌اند حضورشان پس از لغو تحریم‌ها ۱۸ تا ۲۴ ماه به طول خواهد انجامید. البته اگر دولت ایران مستقیماً ضمانت پروژه‌ای را انجام دهد، وضعیت می‌تواند متفاوت باشد و تامین مالی آسان‌تر صورت خواهد گرفت.

در آخرین سوال دوباره به نفت بازگردیم و مساله بازگشت ایران به بازار نفت در پساتحریم. فکر می‌کنید این بازگشت به لحاظ شرایط فنی و وضعیت بازار چقدر ممکن و آسان باشد؟
وعده‌ای که آقای زنگنه درباره افزایش تولید نفت ایران دادند، به لحاظ فنی چندان دور از دسترس به نظر نمی‌رسد. اما مساله این است که با افزایش تولید نفت ایران، قیمت‌های نفت باز هم افت خواهند کرد. اما بازگشت به بازار و افزایش تولید، حق ایران است و کشورهایی مسوول افت قیمت نفت هستند که تولید خود را طی دوران تحریم ایران افزایش دادند. به لحاظ شرایط بازار، بازگشت ایران در کوتاه‌مدت دشوار است و به نظر نمی‌رسد در زمینه فروش بتوان به موفقیت زیادی دست پیدا کرد، مگر اینکه ایران تخفیف‌های غیرمنتظره ارائه بدهد یا پالایشگاه‌هایی که سابقاً نفت خود را از ایران تامین می‌کردند، دوباره استفاده از نفت ایران را در دستور کار قرار دهند که این مورد اخیر، نیازمند بازاریابی قوی شرکت ملی نفت ایران خواهد بود.

منتشرشده در شماره ۱۵۹ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , , , , ,

بدون دیدگاه » آذر ۲۸ام, ۱۳۹۴

رختِ جدیدِ نفت

نگاهی به گذشته و حال قراردادهای نفتی ایران

تهران در روزهای شنبه و یکشنبه هفته گذشته، میزبان نشستی بود که در آن ضمن معرفی قراردادهای جدید نفتی ایران (Iran’s Petroleum Contract)، تعدادی از فرصت‌های سرمایه‌گذاری در بخش بالادستی نفت و گاز معرفی شدند. برگزاری این نشست حدود دو سال پس از تشکیل کمیته بازنگری قراردادهای نفت و گاز به ریاست سیدمهدی حسینی، که به عنوان بنیانگذار قراردادهای بیع متقابل (Buy Back) شناخته می‌شود، و در شرایطی صورت گرفت که بر اساس پیش‌بینی‌ها تا کمتر از یک ماه آینده، تحریم‌های ایران لغو و فرصت برای حضور شرکت‌های بین‌المللی غربی فراهم خواهد شد. قراردادهای جدید نفتی موسوم به IPC همچون بیع متقابل، منتقدان و طرفداران جدی دارند: گروهی معتقدند این قراردادها جذاب‌تر از مدل‌های مورد استفاده در قطر و عراق و عواید حاصل از آن برای ایران حداکثر است و دسته‌ای دیگر بر این نظر هستند که حتی اگر یکی از مشکلات صنعت نفت ایران عدم حضور شرکت‌های خارجی باشد، این قراردادها کمک چندانی به رفع این موضوع نخواهد کرد و البته حافظ منافع ملی نیز نیست. نکته جالب این است که گروه اول، عموماً روزگاری مدافع بیع متقابل بودند و اکنون آن را مناسب نمی‌دانند و گروه دوم که به قرارداد مذکور ایراداتی وارد می‌کردند، اکنون معتقدند حتی آن شیوه قراردادی هم بهتر از IPC است. از آنجا که اختلاف دیدگاه‌ها درباره IPC، پیشتر نیز درباره بیع متقابل مشاهده می‌شد و احتمالاً در ادامه پررنگ‌تر نیز خواهد بود؛ بهتر است بررسی ماجرا با یک بازگشت کوتاه به بیع متقابل آغاز شود؛ یعنی سال‌های ابتدایی دهه ۱۳۷۰ شمسی.

سه نسل از یک قرارداد
پیش از انقلاب اسلامی به موجب قانون نفت مصوب سال ۱۳۵۳، قراردادهای نفتی ایران از نوع خدماتی بودند؛ اگرچه طی سال‌ها و دهه‌های قبل از آن، قراردادهای امتیازی و مشارکتی نیز مورد استفاده قرار گرفته بودند. طی سال‌های ۱۳۵۸ به بعد، فضای عمومی کشور، که در قوانین نیز منعکس شده بودند، باعث شد سرمایه‌گذاری خارجی و به‌ویژه حضور شرکت‌های نفتی بین‌المللی از دستور کار خارج شود. از جمله ماده ششم قانون نفت مصوب ۱۳۶۶ مقرر می‌داشت: «کلیه سرمایه‌گذاری‌ها بر اساس بودجه واحدهای عملیات از طریق وزارت نفت پیشنهاد و پس از تصویب مجمع عمومی در بودجه کل کشور درج می‌شود. سرمایه‌گذاری خارجی در این عملیات به ‌هیچ‌وجه مجاز نخواهد بود.» با تغییر تدریجی پارادایم حاکم و قوانین موضوعه کشور، با به‌کارگیری قراردادهای بیع متقابل، امکان استفاده از سرمایه‌گذاری خارجی فراهم شد. «نخستین چارچوب قانونی مرتبط با بهره‌گیری از قراردادهای بیع متقابل، در تبصره ۲۹ قانون برنامه اول توسعه اقتصادی، اجتماعی و فرهنگی مصوب ۱۱ بهمن ۱۳۶۸ تعریف شده است.»۱ تبصره مذکور، امکان توسعه میدان‌های پارس جنوبی و پارس شمالی را به ‌وسیله انعقاد قرارداد با شرکت‌های خارجی تا سقف ۲ /۳ میلیارد دلار فراهم می‌کرد. متعاقباً در قانون بودجه سال ۱۳۷۲، بندی برای استفاده از این ظرفیت قانونی در نظر گرفته شد و در قانون بودجه سال ۱۳۷۳ لفظ «بیع متقابل» به کار رفت. بدین‌سان پر‌بحث‌ترین شیوه قراردادی پس از انقلاب متولد شد.
باوجود آنکه «از زمان انعقاد اولین قرارداد بیع متقابل نفتی در سال ۱۳۷۴ تاکنون هیچ فرمت قراردادی مشخصی به تصویب شرکت ملی نفت ایران یا سایر مقامات نرسیده است»،۲ اما در صورتی کلی می‌توان بیع متقابل را قراردادی از نوع خدمت (Service) دانست که در آن پیمانکار پس از انجام هزینه‌های سرمایه‌ای، غیرسرمایه‌ای، عملیاتی و بانکی، در صورت موفقیت در دستیابی به اهداف تولید، به حق‌الزحمه دست می‌یابد و بازپرداخت هزینه‌ها از محل درصد مشخصی از تولیدات میدان (حداکثر ۷۰ درصد) انجام می‌شود. «نظام مالی و مالیاتی قراردادهای بیع متقابل پیچیده است و درک کلیه زوایای آن به سادگی مقدور نیست. این قراردادها بیشتر به یک قرارداد پیمانکاری با شرح کار معین و پرداخت تقریباً مقطوع می‌ماند که پیمانکار هیچ حقی نسبت به نفت پیدا نمی‌کند و در منافع ناشی از افزایش تولید یا افزایش قیمت نفت نیز سهیم نمی‌باشد.»۳ در بیع متقابل مالکیت مخزن در دست کشور میزبان باقی می‌ماند.
دوره قرارداد نسبتاً کوتاه است و «با در نظر گرفتن سه، چهار سال دوره توسعه میدان‌های متوسط، نزدیک به ۸ تا ۱۰ سال به طول خواهد انجامید».۴ نخستین قرارداد بیع متقابل در سال ۱۳۷۴ با شرکت‌های توتال و پتروناس برای توسعه میدان‌های سیری A و E منعقد شد. از آن زمان تاکنون پروژه‌های متعددی از این شیوه بهره گرفتند که برخی از آنها همچون سروش، نوروز و پروژه‌های فاز ۱، فازهای ۲ و ۳، فازهای ۴ و ۵، فازهای ۶، ۷ و ۸، فازهای ۹ و ۱۰ و فاز ۱۲ هم‌اکنون به بهره‌برداری رسیده‌اند؛ دسته‌ای دیگر از جمله آزادگان شمالی و فاز یک یادآوران در مراحل پایانی توسعه قرار دارند و تعدادی از آنها مثل پارس شمالی، فاز ۱۱ پارس جنوبی و آزادگان جنوبی بدون نتیجه رها شده‌اند که در مورد آزادگان جنوبی، توسعه میدان توسط پیمانکاران داخلی در حال انجام است. به لحاظ تاریخی و طی روند تکامل بیع متقابل، از سه نسل قرارداد یاد می‌شود.۵
نسل نخست بیع متقابل شامل دو شیوه متفاوت برای اکتشاف و توسعه می‌شد که در صورت موفقیت پیمانکار در مرحله اکتشاف، یعنی کشف میدانی که تولید از آن به لحاظ اقتصادی توجیه‌پذیر باشد، الزامی برای حضور او در مرحله توسعه وجود نداشت. در صورت عدم موفقیت نیز هیچ‌گونه پرداختی بابت هزینه‌های انجام‌شده صورت نمی‌گرفت. پذیرش ریسک اکتشاف توسط شرکت پیمانکار، به صورت عمومی در کلیه قراردادهای نفتی پذیرفته و همواره عنوان شده است. در قرارداد توسعه نیز به صورت معمول سقف هزینه ثابت بود که در نتیجه ریسک افزایش هزینه‌های سرمایه‌ای به طور کامل بر عهده پیمانکار بود که از جذابیت قرارداد می‌کاست. کما اینکه گفته می‌شود پیمانکاران خارجی برخی از پروژه‌های بیع متقابل، قرارداد خود را با سود بسیار اندک و حتی زیان به پایان برده‌اند.
نسل دوم بیع که از اوایل دهه ۸۰ شمسی معرفی شد، متقابلاً اکتشاف و توسعه میدان را به صورت یکپارچه در نظر می‌گرفت و در صورت موفقیت عملیات اکتشاف، قرارداد عملیات توسعه نیز باید با پیمانکار اکتشافی منعقد می‌شد. در این نسل تغییراتی در زمینه انتقال فناوری و ثبت شعبه توسط شرکت خارجی در ایران صورت گرفت.
نسل سوم بیع متقابل از اواخر دهه ۸۰ مطرح شد. در این قراردادها سقف هزینه‌های سرمایه‌ای پس از برگزاری مناقصات مشخص می‌شد و از پیش مشخص نبود که مشکل پذیرش ریسک هزینه‌های سرمایه‌ای را توسط پیمانکار کاهش می‌داد.
باوجود تحولات صورت گرفته در قرارداد بیع متقابل، انتقادات اصلی به آن کماکان پابرجا بود. مهم‌ترین ایراد، به «تولید صیانتی» مربوط می‌شد که به دلیل کوتاه بودن مدت زمان حضور پیمانکار در میدان و تعیین شدن اهداف توسعه بدون کسب اطلاعات کافی از مخزن، هیچ انگیزه‌ای برای تولید صیانتی وجود نداشت. ضمن اینکه پیمانکار کماکان با مشکل ریسک افزایش هزینه دست‌ و پنجه نرم می‌کرد. عدم انتقال فناوری از دیگر انتقادات واردشده به بیع متقابل بود.

قراردادهای نفتی ایران
با در نظر گرفتن مجموع انتقادات وارده به بیع متقابل، تدوین شیوه جدید قراردادی در دستور کار قرار گرفت که نسخه اولیه آن در اسفند ۱۳۹۲ رونمایی شد. هیات وزیران نیز در مهرماه سال جاری، شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز را تصویب کرد که مصوبه مذکور در آبان‌ماه رونمایی شد. مصوبه ۱۱ ماده دارد و به بیان کلیاتی درباره قراردادهای نفتی ایران می‌پردازد. باوجود عدم انتشار متن پیش‌نویس (Draft) قراردادهای نفتی جدید، مصوبه هیات دولت و دیگر توضیحات ارائه شده تاکنون، می‌تواند رهیافتی کلی از IPC به دست دهد. در این شیوه قراردادی، شراکتی بین یک شرکت ایرانی و یک شرکت خارجی شکل می‌گیرد که مراحل گوناگون توسعه یک میدان را، شامل چهار مرحله اکتشاف، توسعه، بهره‌برداری و ازدیاد برداشت عهده‌دار هستند. البته بسته به میدان، قرارداد می‌تواند یک یا چند مورد از چهار مرحله اشاره‌شده را دربرگیرد. بر این اساس، سه دسته قرارداد تعریف شده‌اند:
الف-‌ قراردادهای اکتشاف و در صورت کشف میدان یا مخزن تجاری، توسعه میدان یا مخزن و در ادامه، بهره‌برداری از آن
ب-‌ قراردادهای توسعه میدان‌ها یا مخزن‌های کشف‌شده و در ادامه، بهره‌برداری از آنها
پ-‌ قراردادهای انجام عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت (EOR /IOR) در میدان‌ها یا مخزن‌های در حال بهره‌برداری (Brown Field) بر پایه مطالعات مهندسی مخزن و در ادامه، بهره‌برداری از آنها.
در شیوه قراردادی جدید، کلیه هزینه‌ها توسط پیمانکار تقبل می‌شود و کلیه هزینه‌های مستقیم، غیرمستقیم، هزینه‌های تامین مالی و پرداخت دستمزد و هزینه‌های بهره‌برداری از طریق تخصیص بخشی از محصولات میدان یا عواید اجرای قرارداد پرداخت می‌شود. در اینجا چند تفاوت اصلی با بیع متقابل وجود دارد:
هدف‌گذاری تولید از پیش مشخص نیست و طی دوران توسعه پلکانی انجام می‌گیرد. در نتیجه برنامه‌ریزی تولید بهتر و با اطلاعات بیشتر صورت می‌گیرد.
حق‌الزحمه به ازای هر بشکه نفت (یا حجم مشخصی گاز) تولیدی پرداخت می‌شود و نه متناسب با درصدی از هزینه‌های صورت گرفته. این باعث می‌شود اولاً، پیمانکار تلاش کند با بهره‌گیری از بهترین فناوری‌ها، حداکثر تولید صیانتی را از مخزن انجام دهد تا حداکثر درآمد را به دست آورد و ثانیاً انگیزه‌ای برای افزایش هزینه نداشته باشد.
دوره زمانی حضور پیمانکار در قرارداد، افزایش ‌یافته و به ۲۰ سال رسیده است که این زمان می‌تواند پنج سال دیگر هم تمدید شود. این باعث می‌شود برنامه‌ریزی تولید توسط پیمانکار متناسب با این مدت زمان صورت گیرد و او برای برداشت حداکثری از مخزن برنامه‌ریزی کند.
با توجه به الگوی شراکت در قرارداد، سرمایه‌گذاری صورت گرفته را می‌توان در زمره سرمایه‌گذاری مستقیم خارجی
(Foreign Direct Investment) در نظر گرفت و نه تامین مالی با استقراض که اهمیت جذب سرمایه به این روش نیاز به توضیح چندانی ندارد.
الزاماً یک شرکت ایرانی به عنوان شریک شرکت خارجی طرف قرارداد حضور دارد که باید صلاحیت آن توسط وزارت نفت تایید شود.
با در نظر گرفتن نگاه ویژه به ازدیاد برداشت در این شیوه قراردادی و همچنین حضور دائم شریک ایرانی در تمامی مراحل توسعه، می‌توان انتظار داشت انتقال فناوری بیش از بیع متقابل صورت گیرد.
با وجود این نکات مثبت، قراردادهای نفتی جدید منتقدان جدی نیز دارد. مهم‌ترین انتقاد مطرح‌شده به شیوه قراردادی جدید، تعارض آن با برخی قوانین و مقررات است. منتقدان معتقدند مطابق قانون، بخش بهره‌برداری نفت و گاز باید در انحصار دولت باقی بماند و حضور بخش خصوصی و به طور خاص شرکت‌های خارجی با قوانین موجود در تعارض است. نامه پنج نماینده به رئیس مجلس در این خصوص، اشاره دارد که حضور شرکت‌ها در مرحله بهره‌برداری با جزء بند ج سیاست‌های کلی اصل ۴۴ قانون اساسی در تعارض است. از دیگر انتقادات مطرح‌شده به قراردادهای نفتی جدید می‌توان به ضعف در انتقال فناوری، ابهام در شیوه شراکت میان شرکت‌های ایرانی و خارجی، خروج متخصصان از شرکت ملی نفت ایران و پیوستن آنها به شرکت‌های خارجی و نهایتاً تدوین قراردادها به شکلی محرمانه اشاره کرد.

ارزیابی شعارزده
انتقادات صورت گرفته به IPC را می‌توان به دو دسته کلی تقسیم کرد: انتقاداتی که ماهیت قراردادهای نفتی جدید را هدف قرار داده‌اند و انتقاداتی که به ابهامات یا لزوم اصلاحاتی در آن اشاره دارند. شاید مهم‌ترین نکته در ارزیابی IPC، پرهیز از توجه و تکرار انتقادات دسته نخست است. برخلاف آنچه ممکن است در نگاه نخست به نظر برسد، قراردادهای نفتی اعم از امتیازی، مشارکتی و خدماتی هیچ اصالت خوب یا بدی ندارند و مهم، حداکثرسازی منافع اقتصادی با توجه به بدیل‌های موجود است. حجم بالای ذخایر نفتی اثبات‌شده نفت و گاز کشور و تنوع میادین اعم از نفتی یا گازی، خشکی یا دریایی، متعارف یا غیرمتعارف، بکر یا توسعه‌یافته و… امکان استفاده همزمان از چند شیوه قراردادی را فراهم آورده است که البته روش‌های امتیازی و مشارکتی به دلایل قانونی از دایره شمول آن خارج هستند؛ اگرچه یک بررسی ساده می‌تواند نشان دهد دو شیوه یادشده می‌توانند در برخی موارد بهترین نتایج اقتصادی را به همراه داشته باشند. حال با توجه به کلیه شیوه‌های مورد استفاده در توسعه میادین و از جمله EPC و بیع متقابل، معرفی یک شیوه قراردادی جدید صرفاً گزینه‌های در دسترس را افزایش می‌دهد. در کنار این نکات نسبتاً بدیهی، نگاهی به واقعیت‌های موجود در صنعت نفت ایران از جمله تاخیر کم‌نظیر و جبران‌ناشدنی توسعه فازهای پارس جنوبی پس از خروج شرکت‌های بین‌المللی می‌تواند این سوال را به ذهن متبادر سازد که جایگزین واقعی IPC چیست؟ طبیعتاً تا زمانی که IPC روی کاغذ بهتر از شیوه‌های دیگر به نظر می‌رسد، و البته این مساله هنوز اثبات نشده است، نمی‌توان آن را کنار گذاشت. چرا که به طور کلی چیزی که جایگزین ندارد، نمی‌تواند مردود شمرده شود. بر همین اساس می‌توان گفت IPC بیش از مردود شمرده شدن، نیازمند اصلاح و انتقادات نوع دوم است.
اما بخشی از نقدهای صورت گرفته بر IPC، در یک نگاه تاریخی معنا پیدا می‌کنند و صرفاً با نگاه به دوران اخیر صنعت نفت نمی‌توان پارادایم فکری حاکم بر آنها را دریافت؛ پارادایمی که به طور خلاصه می‌توان آن را «تحمل زیان به قیمت سود نکردن دیگران» دانست. در این پارادایم فکری، قراردادهای نفتی یک بازی با جمع صفر در نظر گرفته می‌شوند که برد یک طرف، الزاماً به معنای باخت دیگری است و در نتیجه تمامی تلاش یک طرف قرارداد باید جلوگیری از سود طرف مقابل و به طور کلی نفی حضور او باشد. طی دوران پیش از ملی شدن صنعت نفت ایران، که امتیاز نفت دارسی برقرار بود، غلبه پارادایم مذکور چندان عجیب به نظر نمی‌رسید؛ چراکه نفوذ قدرت‌های خارجی در ایران آشکار بود و قراردادها به وضوح برخلاف مصالح کشور نوشته و اجرا می‌شد. اما طی دوران پس از ملی شدن، که البته ماجرای آن به نقد و بررسی جداگانه‌ای نیاز دارد، با کاهش نفوذ قدرت‌های خارجی، تشکیل اوپک و گسترش بدنه متخصصان داخلی صنعت نفت، ماجرا رفته‌رفته تغییر کرد و از سال ۱۳۵۳ به بعد، شیوه قراردادهای نفتی نیز دستخوش تحول اساسی شد.
تمامی این مقدمه برای ذکر این نکته است که باوجود انبوه تحولات صورت‌گرفته طی دهه‌های اخیر، به نظر می‌رسد هنوز برخی از دست‌اندرکاران و صاحب‌نظران مرتبط با این صنعت، با گزاره‌های مطرح‌شده در سال‌های ملی شدن صنعت نفت روزگار خود را سپری می‌کنند؛ گزاره‌هایی که حتی در آن دوران نیز صحت‌شان محل تردید بود. در چارچوب چنین پارادایمی است که می‌توان نتیجه گرفت اگر تاخیری در صادرات گاز به یک کشور خارجی به وجود آید و هیچ سودی حاصل نشود، بهتر از آن است که گاز با قیمتی ارزان فروخته شود. همچنین می‌توان گفت عقب‌افتادگی از قطر در تولید از پارس جنوبی، که بخشی از آن به دلیل مهاجرت گاز به‌هیچ‌وجه قابل جبران نخواهد بود، بهتر از انعقاد قراردادهایی در چارچوب جدید است. نتیجه‌گیری دیگر می‌تواند این باشد که صنعت نفت ایران نیازی به حضور شرکت‌های توسعه‌دهنده غربی ندارد و اگر این شرکت‌ها در عراق یا قطر حضوری چنان گسترده دارند، احتمالاً به دلیل ناآگاهی یا ناتوانی آنهاست. اما واقعاً چند نفر هستند که با چنان گزاره‌هایی موافق باشند؟ روی دیگر ماجرا می‌تواند کنار گذاشتن پارادایم باقی‌مانده از دوران ملی شدن صنعت نفت و نگاهی واقع‌بینانه به تحولات کشورهای همسایه باشد. به نظر می‌رسد در چنین صورتی، انتقادات به قراردادهای جدید نفتی کمتر از گذشته خواهد بود.

پی‌نوشت:
۱- خالقی، شهلا، بیع متقابل در صنعت نفت و گاز ایران (قراردادهای خدماتی)، هزاره سوم اندیشه، چاپ دوم، ۱۳۹۳، صفحه ۳۶
۲- شیروی، عبدالحسین، حقوق نفت و گاز، انتشارات میزان، چاپ دوم، پاییز ۱۳۹۳، صفحه ۴۳۴
۳- همان، صص ۴۳۹ و ۴۴۰
۴- بیع متقابل در صنعت نفت و گاز ایران (قراردادهای خدماتی)، صفحه ۱۹
۵- در این بخش از مطالب کتاب بیع متقابل در صنعت نفت و گاز ایران بهره زیادی گرفته شده است.

منتشرشده در شماره ۱۵۷ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , ,

بدون دیدگاه » آذر ۱۴ام, ۱۳۹۴

بهار گاز در خزان نفت

نگاهی به گردهمایی اعضای مجمع کشورهای صادرکننده گاز در تهران

دوشنبه 2 آذر -‌ دیدار پوتین و روحانی قبل از نشست سران مجمع

دوشنبه ۲ آذر -‌ دیدار پوتین و روحانی قبل از نشست سران مجمع

تهران هفته گذشته شاهد اجلاسی بود که اگرچه محوریت آن‌را «گاز» تشکیل می‌داد، به یک رویداد نسبتاً مهم حوزه دیپلماسی و سیاست شباهت داشت. سران مجمع کشورهای صادرکننده گاز (Gas Exporting Countries Forum) درحالی نخستین دوشنبه آذرماه را مهمان حسن روحانی، رئیس‌جمهور ایران، بودند که طی چند روز قبل از آن نیز در چندین سلسله نشست و جلسه حضور یافتند و به صورت دوجانبه نیز دیدارهایی را انجام دادند. نمایندگان کشورهای عضو مجمع، در سطوح مختلف از روز پنجشنبه ۲۸ آبان تا دوشنبه ۲ آذر در ایران حضور داشتند تا تهران ترافیک کم‌نظیری از مقامات سیاسی، اقتصادی و انرژی باشد. غول‌های گازی در فصل خزان نفت به کشوری آمدند که به لحاظ مجموع ذخایر نفت و گاز، رتبه اول دنیا را در اختیار دارد و انتظار لغو تحریم‌ها و بازگشت به بازار را می‌کشد.

تمدید دبیرکلی عادلی
روز جمعه ۲۹ آبان، چهارمین نشست هیات عالی‌رتبه مجمع کشورهای صادرکننده گاز برگزار شد تا آغاز رسمی بر برنامه‌های مجمع باشد. شنبه ۳۰ آبان، زمان برگزاری دو نشست وزارتی بود: نشست فوق‌العاده در صبح و هفدهمین نشست عادی وزارتی در عصر. مهم‌ترین دستور کار نشست صبح، تدوین پیش‌نویس بیانیه سومین اجلاس سران و انجام هماهنگی‌های لازم برای برگزاری آن بود.
حاضران همچنین پیام اجلاس را برای کنفرانس تغییرات اقلیمی سازمان ملل متحد آماده کردند. در نشست عادی وزارتی، نمایندگان ۱۲ کشور عضو اصلی و شش کشور عضو ناظر مجمع حضور داشتند و حاضران به ارزیابی عملکرد، بررسی تحولات و رویدادهای بازار و انتخاب دبیرکل پرداختند. تصمیم‌گیری درباره حضور آذربایجان به عنوان عضو ناظر و مکان برگزاری اجلاس آتی دیگر بخش‌های دستور کار مجمع را تشکیل می‌داد. از میان این دستور کار نسبتاً مفصل، شاید انتخاب دبیرکل مجمع برای ایرانیان مهم‌تر می‌نمود؛ به ویژه آنکه بعد از دبیرکلی محمدحسین عادلی در نشست دو سال قبل، این‌بار نیز او در تهران به عنوان کاندیدای ایران معرفی شده بود.
ایران، روسیه، لیبی و نیجریه چهار کاندیدا برای دبیرکلی معرفی کردند که در مرحله رقابت، کاندیدای روسیه به نفع ایران کناره‌گیری کرد و کاندیدای لیبی به نفع نیجریه. اما در نهایت با کناره‌گیری کاندیدای نیجریه، عادلی بار دیگر به عنوان دبیرکل برای مدت دو سال انتخاب شد. پذیرش عضویت آذربایجان به عنوان ناظر و همچنین انتخاب دوحه قطر به عنوان میزبان هجدهمین نشست وزارتی مجمع کشورهای صادرکننده گاز در سال ۲۰۱۶، از دیگر تصمیم‌های نشست وزیران بود. اعضای مجمع کشورهای صادرکننده گاز، همچنین رئیس، نایب‌رئیس و رئیس هیات اجرایی مجمع را در سال ۲۰۱۶ انتخاب کردند. براساس تصمیم آنها، محمد بن صالح الساده، وزیر انرژی و صنعت قطر، در سال آینده میلادی ریاست مجمع را برعهده خواهد داشت. بیژن زنگنه، وزیر نفت ایران نیز نایب‌رئیس مجمع خواهد بود. حسین کاظم‌پور‌اردبیلی نیز که هم‌اکنون ایران در اوپک رئیس هیات عامل است، به عنوان رئیس هیات اجرایی مجمع برگزیده شد.

پنجشنبه 28 آبان -‌ بیژن زنگنه و امیرحسین زمانی‌نیا در حال بازدید از محل برگزاری اجلاس

پنجشنبه ۲۸ آبان -‌ بیژن زنگنه و امیرحسین زمانی‌نیا در حال بازدید از محل برگزاری اجلاس

به نام گاز، به کام دیپلماسی
مجمع کشورهای صادرکننده گاز فاقد تاثیرگذاری قابل‌توجه در بازار گاز است و این البته بیش از آنکه نقطه ضعف مجمع باشد، ویژگی آن به شمار می‌رود. بازار گاز با نفت تفاوت‌های ساختاری و اساسی دارد. شکل عمده تجارت گاز در جهان از طریق خطوط لوله است و همین باعث می‌شود قراردادهای گاز بلندمدت‌تر و با سرمایه‌گذاری بیشتری منعقد شوند. البته بازار LNG نیز در کنار آن وجود دارد که از سهم کمتری برخوردار است. بازارهای گاز بر‌خلاف نفت، منطقه‌ای هستند و در نتیجه نمی‌توان از یک بازار جهانی گاز سخن گفت. در نقطه مقابل، بازار نفت جهانی است و یک اضافه عرضه کوچک در هر نقطه از جهان، خود را در قیمت‌های دیگر نواحی نشان می‌دهد. اما همه این دلایل باعث نمی‌شود تصور کنیم مجمع کشورهای صادرکننده گاز، بی‌اهمیت است و حضور در آن هیچ دستاوردی ندارد. مجمع، بستری برای رایزنی و ارتباطات دیپلماتیک کشورهای عضو فراهم کرده که برای برخی از اعضای آن احتمالاً بی‌نظیر است.

بهترین شاهد بر این مدعا را می‌توان نشست‌های روز دوشنبه و در راس آنها، اجلاس سران مجمع کشورهای صادرکننده گاز دانست. از مهم‌ترین دیدارهای دیپلماتیک دوجانبه می‌توان از ملاقات قربانعلی بردی محمداف، رئیس‌جمهور ترکمنستان، نیکلاس مادورو، رئیس‌جمهور ونزوئلا، محمد بوهاری، رئیس‌جمهور نیجریه، ولادیمیر پوتین، رئیس‌جمهور روسیه، فواد معصوم، نخست‌وزیر عراق، عبدالمالک سلال، نخست‌وزیر الجزایر، و اوو مورالس، رئیس‌جمهور بولیوی، با مقام معظم رهبری و رئیس‌جمهور نام برد. دیدار روسای جمهور ایران و ترکمنستان به امضای ۹ سند همکاری در زمینه بهداشت، ارتباطات، نیرو، ورزش، راه و صداوسیما منجر شد. روحانی در نشست مشترک مقامات دو کشور، از برنامه‌ریزی برای رساندن حجم مبادلات تجاری به ۶۰ میلیارد دلار طی ۱۰ سال آینده گفت و از وجود زمینه‌های مشترک همکاری، از مبارزه با تروریسم گرفته تا دریای خزر خبر داد. ایران همچنین هفت سند همکاری با روسیه امضا کرد. پس از نشست سران ایران و بولیوی، بیانیه مشترکی منتشر شد که ۱۴ بند داشت و در آن بر گسترش روابط، تعهد مشترک برای مبارزه با مواد مخدر، حمایت از اهداف جنبش عدم تعهد، محکومیت تروریسم و حمایت از نامزدهای یکدیگر در سازمان‌های بین‌المللی تاکید شده بود.

حضور چندروزه مقامات انرژی کشورهای عضو مجمع کشورهای صادرکننده گاز، فرصتی ایجاد کرد تا دیدارهای دوجانبه متعددی میان مقامات اقتصاد و انرژی ایران و دیگر کشورهای عضو صورت گیرد که از آن جمله می‌توان به دیدار دوجانبه وزیر نفت ایران با وزیر انرژی و صنعت ترینیداد و توباگو، وزیر صنعت و انرژی قطر، وزیر انرژی و معادن الجزایر، وزیر نفت و معادن ونزوئلا، وزیر انرژی روسیه و وزیر نفت عمان اشاره کرد.

جمعه 29 آبان -‌ حسین کاظم‌پور‌اردبیلی و محمدحسین عادلی در چهارمین نشست هیات عالی‌رتبه GECF

جمعه ۲۹ آبان -‌ حسین کاظم‌پور‌اردبیلی و محمدحسین عادلی در چهارمین نشست هیات عالی‌رتبه GECF

گردهمایی سران
در اجلاس سران، روسای جمهور ایران، روسیه، عراق، بولیوی، ونزوئلا، گینه استوایی، نیجریه و ترکمنستان، نخست‌وزیر الجزایر، فرستاده ویژه رئیس‌جمهور آذربایجان، دبیرکل اوپک و دبیر مجمع بین‌المللی انرژی حضور داشتند. اجلاس با سخنان روحانی شروع شد. رئیس‌جمهور ایران در ابتدا ضرورت توجه به انرژی در قالب توسعه پایدار را مورد تاکید قرار داد و از آمادگی مجمع کشورهای صادرکننده گاز برای همکاری و هماهنگی با توافق‌های بین‌المللی در زمینه محیط‌زیست سخن گفت. روحانی سپس از گاز طبیعی به عنوان سوختی پاک یاد کرد که حدود ۷۰ درصد از ترکیب انرژی ایران را تشکیل می‌دهد. او از دستیابی به ظرفیت تولید روزانه ۱۰۰۰ میلیون مترمکعب گاز طبیعی طی دو سال آتی خبر داد که در نتیجه توان کشور برای صادرات گاز به شکل LNG و از طریق خط‌لوله افزایش خواهد یافت. سپس عادلی به سخنرانی کوتاهی پرداخت و در ادامه سران کشورهای عضو مجمع به ایراد سخنرانی پرداختند.

در ابتدا اوو مورالس، رئیس‌جمهور بولیوی به ایراد سخنرانی پرداخت و از «گروه‌های فشار»ی گفت که او را تهدید می‌کردند تا در ایران نشستی نداشته باشند. مورالس پس از اعلام همبستگی با دولت و مردم روسیه، سخنانی را با محوریت پایان یافتن دوران استعمار و حاکمیت و مالکیت بولیوی بر منابع طبیعی خود عنوان کرد. او از افزایش سرمایه‌گذاری خارجی در بولیوی خبر داد و در پایان نیز خواستار برگزاری اجلاس بعدی سران مجمع کشورهای صادرکننده گاز در کشورش شد. محمد بوهاری، رئیس‌جمهور نیجریه، دیگر سخنران اجلاس سران بود که با اشاره به گذشت ۱۴ سال از فعالیت مجمع، به لزوم نقش‌آفرینی آن در برقراری امنیت انرژی، اشتراک ابتکارات در زمینه اکتشاف و استخراج، همکاری‌های اقتصادی و فنی و انتقال فناوری اشاره کرد. نیکلاس مادورو، رئیس‌جمهور ونزوئلا، از امکان تعیین قیمت گاز توسط GECF گفت. مادورو سپس به اقدامات هوگو چاوس در توسعه اقتصادی و سیاسی اشاره و اعلام کرد هم‌اکنون ونزوئلا بر ذخایر خود حاکمیت و مالکیت کامل دارد. رئیس‌جمهور ونزوئلا از ایجاد فرصت تبادل نظرات و اطلاعات توسط مجمع سخن گفت و از پیشنهاد برگزاری اجلاس آتی سران در بولیوی استقبال کرد. پروژه خط لوله تاپی (ترکمنستان-افغانستان-پاکستان-هند) از موضوعات مورد اشاره قربانعلی بردی محمداف، رئیس‌جمهور ترکمنستان بود که به گفته او در سال ۲۰۱۸ به بهره‌برداری خواهد رسید.

فواد معصوم، رئیس‌جمهور عراق، ضمن یادآوری رتبه یازدهم کشورش در ذخایر گازی و امکان افزایش آن با انجام اکتشافات جدید، از فعالیت‌های مشترک گازی با ایران و کویت خبر داد و بر تولید برق از گاز طبیعی با توجه به ملاحظات زیست‌محیطی تاکید کرد. عبدالمالک سلال، نخست‌وزیر الجزایر، که کشورش همزمان عضو سازمان کشورهای صادرکننده نفت نیز هست، بخشی از سخنان خود را به بازار نفت اختصاص داد و از لزوم موازنه بین عرضه و تقاضا در این بازار گفت. او افزود: «کشورهای صادرکننده نفت باید به توافق مشترکی دست یابند تا قیمت نفت در بازار جهانی به سطح مناسبی برسد.» سلال همچنین پیشنهاد کرد کشورهای عضو مجمع از تجربیات یکدیگر استفاده کنند. نیکول اولیویر، وزیر انرژی و صنایع ترینیداد و توباگو، عالی‌ترین مقام حاضر از این کشور بود.

اولیویر زمان کشف گاز را در ترینیداد و توباگو سال ۱۸۵۷ میلادی اعلام کرد و گفت کشورش از سال ۱۹۰۸ صادرکننده گاز بوده است. به گفته وزیر انرژی و صنایع ترینیداد و توباگو، متخصصان این کشور در دیگر نقاط دنیا نیز مشغول کار هستند. اولیویر ضمن اعلام آمادگی همکاری با دیگر اعضای GECF، از تعهد این مجمع برای همکاری و اجرای پروژه‌های مشترک بین اعضای آن گفت. شریف سوسا، معاون وزیر نفت مصر، دیگر سخنران اجلاس سران بود که با اشاره به حجم بالای ذخایر گاز، اعلام کرد GECFمی‌تواند در زمینه تقویت صنایع گازی، تولید و پالایش، صادرات و واردات و برآورده کردن نیازها تلاش کند. هلند از اعضای ناظر مجمع کشورهای صادرکننده گاز است که وزیر اقتصاد آن در اجلاس حضور داشت. هنگ کام با اشاره به ذخایر بالای گاز متمرکز در اعضای GECF، از آغاز دوران طلایی گاز با توجه به نگرانی‌ها از گرم شدن کره زمین، تغییرات اقلیمی و مسائل زیست‌محیطی گفت.
کام همچنین اعلام کرد به دلیل تاثیر مخرب اندک گاز بر محیط‌زیست، تقاضا برای آن افزایش یافته و ارتباط بازارهای منطقه‌ای گاز موجب شده است شرایط رقابتی و قیمت‌ها نیز متاثر از آن شوند. فتحی المجبری، وزیر آموزش لیبی و نماینده این کشور در مجمع بود که از لزوم همکاری و تعامل کشورهای عضو GECF برای ثبات قیمت گاز سخن گفت. او با اشاره به اینکه گاز دوستدار طبیعت است، بر لزوم تلاش برای رفع آلودگی‌های آن تاکید کرد. محمد بن حمد الرمحی، وزیر نفت عمان، دیگر سخنران مجمع کشورهای صادرکننده گاز بود که با اشاره به ذخایر غنی کشورش، نسبت به صادرات آن به دیگر نقاط جهان اعلام آمادگی کرد. الرمحی از وضعیت بازار جهانی انرژی گفت و افزود که صادرات LNG نیز همچون نفت کاهش پیدا کرده است. وزیر نفت عمان، از کشورهای عضو مجمع تقاضا کرد راه‌حلی برای مشکلات پیدا کنند. دبیرکل اوپک و دبیرکل مجمع بین‌المللی انرژی نیز از دیگر حاضران و سخنرانان نشست سران مجمع بودند.

شنبه 30 آبان -‌ انتخاب مجدد عادلی به عنوان دبیرکل مجمع کشورهای صادرکننده گاز

شنبه ۳۰ آبان -‌ انتخاب مجدد عادلی به عنوان دبیرکل مجمع کشورهای صادرکننده گاز

آذر، ماه نفت

براساس پیش‌بینی‌ها، احتمال لغو تحریم‌ها تا پایان آذر‌ماه سال جاری وجود دارد؛ تحریم‌هایی که در زمینه نفت صادرات ایران را به حدود نصف کاهش داد و در زمینه گاز لااقل بهانه‌ای بود تا پاکستان از اجرای تعهدات خود در زمینه خط لوله صلح سر باز زند. اکنون با لغو تحریم‌ها دیگر بهانه‌ای برای پاکستان وجود نخواهد داشت و البته ایران با جدیت در برگزاری مجمع کشورهای صادرکننده گاز نشان داد که به همین فقره راضی نیست و توسعه بیشتر بازارهای صادراتی را در نظر دارد. از این نگاه، آذرماه زمان تحول اساسی در دیپلماسی انرژی صنعت نفت ایران خواهد بود. کمتر از یک هفته پس از برگزاری اجلاس سران مجمع کشورهای صادرکننده گاز و در زمانی که شماره حاضر نشریه روی پیشخوان دکه‌هاست، کنفرانس تهران برگزار می‌شود؛ کنفرانسی که در آن از مدل جدید قراردادهای نفتی رونمایی خواهد شد و پروژه‌ها و ظرفیت‌های صنعت نفت مورد معرفی قرار خواهند گرفت. دو هفته پس از کنفرانس تهران، زمان برگزاری دوازدهمین همایش بین‌المللی صنعت پتروشیمی ایران در روزهای ۲۲ و ۲۳ آذر است؛ جایی که پیش‌بینی می‌شود نمایندگان شرکت‌های خارجی به صورت گسترده حضور یابند. همه این رویدادها آذر را به ماه نفت ایران تبدیل کرده‌اند که البته ارزیابی تاثیر آن بر بخش واقعی اقتصاد، نیازمند گذشت زمان بیشتری خواهد بود.

دوشنبه 2 آذر -‌ دیدار وزرای انرژی ایران و روسیه

دوشنبه ۲ آذر -‌ دیدار وزرای انرژی ایران و روسیه

دوشنبه 2 آذر -‌ ملاقات زنگنه با دبیرکل اوپک و وزرای نفت کشورها

دوشنبه ۲ آذر -‌ ملاقات زنگنه با دبیرکل اوپک و وزرای نفت کشورها

تصاویر: شانا

منتشرشده در شماره ۱۵۶ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , ,

بدون دیدگاه » آذر ۷ام, 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

بازی گازی

نگاهی به گردهمایی کشورهای صادرکننده گاز در فصل سقوط نفت

در زمانی که نشریه حاضر روی دکه‌هاست، یعنی هفته نخست آذرماه، تهران میزبان سران مجمعی نوپا و تازه‌تاسیس است که هنوز هم با عنوانی غلط، ولی مصطلح شناخته می‌شود: اوپک گازی. مجمعی که پیشنهاد تاسیس آن توسط ایران مطرح شده و دبیرکل فعلی آن نیز ایرانی است. با وجود اینکه غول‌های گازی همچون قطر و روسیه در کنار ایران، که بزرگ‌ترین ذخایر گازی جهان را در اختیار دارد، عضو مجمع کشورهای صادرکننده گاز هستند، یک جست‌وجوی ساده در بخش اخبار سایت گوگل ممکن است ما را به این نتیجه برساند که این مجمع در معادلات انرژی به هیچ‌وجه بازیگر مطرحی نیست؛ چرا که اغلب اخبار منتشره مربوط به سایت‌های ایرانی است و شاید کمتر از ۱۰ درصد اخبار توسط منابع غیرایرانی منتشر شده باشد. در مقیاس جهانی چنین سازمانی را چقدر می‌توان مهم تلقی کرد و برگزاری اجلاس سران آن در تهران چه نتایج یا پیام‌هایی به همراه دارد؟

بزرگ؛ خیلی بزرگ
مجمع کشورهای صادرکننده گاز (Gas Exporting Countries Forum) هم‌اکنون ۱۲ عضو اصلی و شش عضو ناظر دارد. ایران، روسیه، قطر، الجزایر، بولیوی، مصر، گینه استوایی، لیبی، نیجریه، ترینیداد و توباگو، ونزوئلا و امارات متحده عربی اعضای اصلی مجمع را تشکیل می‌دهند و عراق، قزاقستان، هلند، نروژ، عمان و پرو به عنوان عضو ناظر در آن حضور دارند. اگر این تعداد عضو GECF را با اوپک، که ۱۲ عضو دارد، مقایسه کنیم؛ شاید بتوان نتیجه گرفت که مجمع از منظر حضور کشورهای صاحب منابع گاز سازمانی نسبتاً جدی تلقی می‌شود. از جنبه ذخایر نیز می‌توان به GECF نگریست. از مجموع ۱ /۱۸۷ تریلیون مترمکعب ذخایر گاز جهان۱، سه کشور ایران، روسیه و قطر به تنهایی قریب به نیمی و به طور دقیق‌تر ۱ /۹۱ تریلیون مترمکعب را در اختیار دارند.
با افزودن بقیه کشورهای عضو اصلی، این رقم به ۳ /۱۱۶ تریلیون مترمکعب می‌رسد؛ یعنی ۶۲ درصد. با در نظر گرفتن کشورهای ناظر، سهم مجمع کشورهای صادرکننده گاز از ذخایر جهانی به ۶ /۱۲۴ تریلیون مترمکعب، معادل حدود ۶۷ درصد افزایش می‌یابد. از جنبه حضور در بازارهای جهانی، که مهم‌ترین وجه اشتراک و هدف کشورهای عضو به شمار می‌رود، کماکان GECF مجمعی مهم به شمار می‌رود. کل تجارت جهانی گاز در سال ۲۰۱۴ معادل ۲ /۹۹۷ میلیارد مترمکعب بوده که از مقدار مذکور، بیش از ۷ /۴۳۲ میلیارد مترمکعب صادرات توسط کشورهای اصلی عضو GECF صورت گرفته است. (البته این رقم مربوط به صادرات عمده کشورهاست و ضمناً شامل واردات، مثلاً واردات ایران از ترکمنستان، نمی‌شود.) شاید همین دو تصور از ذخایر و صادرات، یعنی سهم بیش از ۶۰ درصدی در ذخایر و بیش از ۴۰‌درصدی در صادرات، بتواند تا حد زیادی بیانگر قدرت گازی مجمع باشد. اما قاعدتاً این آمارها کافی نیست.

کارتل ناتوان؟
به‌کارگیری عبارت «اوپک گازی» شاید تا حدی نشان‌دهنده تصوری باشد که از شرح وظایف مجمع کشورهای صادرکننده گاز در اذهان وجود دارد. سازمان کشورهای صادرکننده نفت (اوپک) که در ابتدا با هدف دفاع از منافع کشورهای نفت‌خیز در مقابل غول‌های نفتی تاسیس شد، معمولاً به عنوان کارتلی شناخته می‌شود که اعضای آن با سهمیه‌بندی تولید، قیمت نفت را در بازار جهانی تنظیم می‌کنند و در نتیجه درآمدهای نفتی خود را حداکثر می‌سازند. این شاید مهم‌ترین تفاوت بازار گاز و نفت باشد: نفت یک بازار جهانی دارد و گاز نهایتاً یک بازار منطقه‌ای. در بازار نفت هر اضافه عرضه‌ای در یک گوشه جهان، اثر خود را در قیمت‌های جهانی نشان می‌دهد و فارغ از اختلاف چنددرصدی ناشی از کیفیت و فاصله جغرافیایی، تمام بازار نفت از تغییر عرضه یا تقاضا متاثر می‌شود و از سوی دیگر عمده خرید و فروش به صورت قراردادهای کوتاه‌مدت سالانه یا تک‌محموله صورت می‌گیرد.
درست در نقطه مقابل بازار نفت، عمده مبادلات گاز در جهان از طریق خطوط لوله صورت می‌گیرد که نیازمند سرمایه‌گذاری بلندمدت و قراردادهای طولانی‌مدت چندساله بین کشورهای مبدأ و مقصد است. همین باعث می‌شود قیمت گاز نیز بین کشورهای مذکور تعیین شود و نه در بازار جهانی. افزایش عرضه گاز در ایران، منجر به ارزانی گاز در پاکستان نمی‌شود؛ مگر آنکه دو کشور طی مذاکراتی (که معمولاً سال‌ها به طول می‌انجامد) تصمیم به احداث یک خط لوله چند میلیارد‌دلاری بگیرند و البته در این حالت هم قیمت صادرات گاز ایران به پاکستان ربطی به قیمت گاز در کانادا نخواهد داشت. حتی اگر فرض کنیم ایران بتواند از تاسیسات LNG خود بهره‌برداری و از این طریق اقدام به صادرات کند، باز هم نمای کلی بازار گاز همانی است که قبلاً بوده است: بازارهای عمدتاً منطقه‌ای و محصور در محدودیت‌های انتقال گاز٫ همین باعث می‌شود ایران، قطر و روسیه که در کنار هم گاز قریب به ۲۰ کشور خاورمیانه و اروپا را تامین می‌کنند، نتوانند تصمیم متحدی برای تغییر در عرضه و قیمت گاز بگیرند. طبیعتاً در این میان مناقشات همیشگی کشورها بر سر قیمت یا تاثیر تنوع مبادی فروش بر قدرت چانه‌زنی کشورهای واردکننده نمی‌تواند به کلیت استدلال مطرح‌شده خدشه‌ای وارد کند؛ چنان‌که وزیر نفت نیز در کنفرانس خبری خود به مناسبت اجلاس سران کشورهای صادرکننده گاز گفته است نقش‌آفرینی GECF متاثر از توسعه بازارهای تک‌محموله LNG است. با این تفاسیر، آیا واقعاً GECF هیچ کارکرد مثبتی ندارد و باید عطای حضور در آن را به لقایش بخشید؟

بهتر از هیچ، و گاهی خوب
واقعیت این است که با یک نگاه مبتنی بر هزینه-فایده، برخی معتقدند حتی در بلندمدت هم حضور در سازمانی مثل اوپک نتیجه‌ای ندارد؛ چه رسد به GECF. طرفداران این نگاه، دورانی را مثال می‌آورند که اعضای اوپک قیمت نفت را تعیین می‌کردند و بازار نفت به صورت کامل متاثر از تصمیم آنها بود؛ درست برخلاف امروز که قیمت نفت اوپک به زیر ۴۰ دلار در هر بشکه سقوط کرده و همه‌جا صحبت از منابع غیرمتعارف نفت آمریکا، موسوم به نفت شیل، است. در پاسخ عده‌ای هستند که معتقدند اگرچه اوپک جایگاه گذشته را ندارد، هنوز حضور در آن به عنوان محلی که حداقلی از رایزنی میان کشورهای نفتی در جریان است و می‌توان به مبادله اطلاعات، آموزش کارشناسان و مراودات دیپلماتیک پرداخت، سودمند و در بدبینانه‌ترین حالت بی‌زیان است. شاید پذیرش سهمیه‌بندی یکی از محدودیت‌های حضور در اوپک باشد؛ اما بسیاری از کشورها آن را نادیده می‌گیرند و البته جریمه هم نمی‌شوند.
درست مشابه همین استدلال‌ها را می‌توان درباره GECF هم به کار برد. سازمان تازه در سال‌های نخست فعالیت خود است و ایران علاوه بر آنکه پیشگام تاسیس سازمان بوده است، ریاست آن را نیز در دست دارد؛ امری که برای ایران کم‌سابقه است. مبادلات اطلاعات در GECF به صورت جدی در دستور کار قرار دارد و سران کشورهای عضو نیز به صورت مداوم نشست‌ها و رویدادهای آن را دنبال می‌کنند. طی اجلاس دو سال قبل GECF، که محمدحسین عادلی به سمت دبیرکل مجمع انتخاب شد، وزرای انرژی کشورهای عضو در تهران حاضر شدند و در نهایت نیز با رئیس‌جمهور دیدار کردند. امسال نیز قرار است ۹ رئیس کشور در مجمع حضور پیدا کنند و از جمله ولادیمیر پوتین، رئیس‌جمهور روسیه، به تهران بیاید. شاید همین میزبانی سیاسی سطح بالا را، که با محوریت انرژی صورت می‌گیرد، بتوان بزرگ‌ترین مزیت حضور در مجمع دانست؛ به ویژه برای کشوری که در آغاز مسیر توسعه ظرفیت صادرات گاز قرار دارد و پس از سال‌ها تحریم و انزوا، رویکرد تعامل با جهان را در پیش گرفته است. برای درک بهتر موضوع می‌توان تصور کرد که هماهنگی و رایزنی برای حضور همین تعداد کشور و مقام بدون وجود نقطه اشتراکی همچون GECF چقدر می‌توانست دشوار باشد. حضور در مجمع کشورهای صادرکننده گاز، اگرچه به اندازه عضویت در سازمانی مثل آژانس بین‌المللی انرژی نمی‌تواند مفید و موثر باشد، ولی حداقلی از فواید را به همراه دارد. بهتر از هیچ است؛ و گاهی خوب.

پی‌نوشت:
۱- منبع آمارها، گزارش آماری سال ۲۰۱۵ شرکت بریتیش پترولیوم است.

منتشرشده در شماره ۱۵۵ تجارت فردا

برچسب‌ها: , ,

بدون دیدگاه » آبان ۳۰ام, ۱۳۹۴

ازسقوط رستگان

گزارش پلاتس از ۲۵۰ شرکت برتر انرژی جهان در سال ۲۰۱۵

12 شرکت برتر انرژی در گزارش پلاتس / اینفوگرافی: آرشین میرسعیدی

بسیاری از فعالان صنایع انرژی، ۲۰۱۴ را به عنوان سالی تاثیرگذار به یاد خواهند داشت؛ سالی که مشخصه آن سقوط آزاد نفت صد‌دلاری و تحولات متزلزل در جهان تولید و مصرف انرژی بوده است. تا پایان سال ۲۰۱۴، قیمت نفت با بیش از ۴۰ درصد کاهش به کمتر از ۶۰ دلار در هر بشکه کاهش یافت و پس از آن در ابتدای سال ۲۰۱۵ موقتاً کف ۴۵‌دلاری را نیز لمس کرد. مازاد عرضه‌ای که سقوط قیمت را رقم زد و اکنون نیز با آن مواجه هستیم، در نتیجه نفت شیل (Shale Oil)، کاهش رشد تقاضا و سیاستگذاری مبنای جدیدی بود که از سوی تولیدکنندگان اوپک در پیش گرفته شد.
قیمت هر بشکه نفت برنت موعددار در سال ۲۰۱۴ به ۸۵ /۹۸ دلار رسید، یعنی ۷۱ /۹ دلار کمتر از میانگین سال ۲۰۱۳ و نخستین میانگین کمتر از ۱۰۰ دلار پس از سال ۲۰۱۰٫ آشفتگی قیمت نفت، نگرانی‌ها را درباره نوسانات بازار افزایش داد و تفاوت‌های قیمت‌گذاری انرژی را در میان مناطق تشدید کرد. در سال گذشته کماکان بازار گاز، شاهد اختلاف قیمت‌گذاری‌های منطقه‌ای بود. طی ماه آگوست، گاز طبیعی در ژاپن به قیمت ۱۶ دلار در هر میلیون BTU معامله می‌شد؛ در حالی که قیمت‌های هنری هاب (Henry Hub) حدود چهار دلار در هر میلیون BTU بود.
بر اساس اعلام کنسول جهانی انرژی (World Energy Council)، برای نخستین بار در سال گذشته، عدم قطعیت قیمت‌های انرژی بیش از نگرانی‌ها درباره نتایج گفت‌وگوهای جهانی درباره تغییرات آب‌وهوا، به عنوان بزرگ‌ترین نگرانی رهبران انرژی مطرح بوده است. نه فقط از جنبه معجزه روی‌‌داده در مورد نفت و گاز شیل، که به‌طور کلی، کاهش قیمت باعث شده تا توجهات به این موضوع افزایش یافته و بازارها سعی کنند نحوه و سرعت عکس‌العمل عرضه به کاهش تولید نفت ایالات متحده را به دقت رصد کنند.
حرکت آمریکا به سمت استقلال انرژی (حداقل به صورت موقت) ادامه یافت و تاثیرات گسترده و عمیقی را در بازارهای جهانی انرژی طی سال گذشته بر جای گذاشت. تحولات عظیم جریان تجارت جهانی و ترکیب انرژی (Energy Mix) یک موضوع مهم بوده که پایه‌گذار بسیاری از انتقالات در رتبه‌بندی‌های امسال شده است. رتبه‌بندی جهانی ۲۵۰ شرکت برتر انرژی پلاتس در امسال، با در نظر گرفتن این نکته که تولیدکنندگان و تامین‌کنندگان آمریکا در حال پیشی گرفتن از همتایان جهانی خود هستند، نشان‌دهنده چشم‌انداز روشن‌تر انقلاب انرژی آمریکاست. جایگزینی زغال‌سنگ با گاز در ترکیب تولید برق آمریکا، موجب ورود گسترده زغال‌سنگ ارزان از آمریکا به اروپا شد؛ قاره‌ای که در آن برخی از کارخانجات مدرن گاز متوقف شدند. همزمان، تقاضای جهانی زغال‌سنگ از حرکت بازماند. زغال‌سنگ تنها سوختی بود که با کاهش عرضه مواجه شد.
در آسیا، کاهش قیمت نفت موهبتی برای بزرگ‌ترین کشورهای واردکننده انرژی بود و بازارهای منطقه‌ای، ذی‌نفعان اصلی کاهش هزینه‌های انرژی به شمار می‌رفتند. در حالی که سقوط قیمت نفت احتمالاً به رشد اقتصادهای آسیا-‌پاسیفیک کمک کرده است، تولیدکنندگان نفت و گاز منطقه تاکنون منافع اندکی از افزایش تقاضا و درآمدها به‌دست آورده‌اند.
با آغاز فاصله گرفتن اقتصاد چین از بخش‌های انرژی‌بر، رشد تقاضای این کشور طی سال گذشته به کمترین سطح آن از ۱۹۹۸تاکنون رسید. با وجود کاهش سرعت رشد، چین کماکان به عنوان کشوری که از نظر سرانه مصرف انرژی در جهان اول است، نقطه ثقل تقاضای انرژی جهان باقی ماند. در سال ۲۰۱۴، رشد اقتصادی چین ۴ /۷ درصد بود که کمترین رقم در ۲۴ سال گذشته و پایین‌تر از نرخ ۷ /۷‌درصدی سال ۲۰۱۳ به شمار می‌رود.
طی سال ۲۰۱۴ مسائل ژئوپولتیک نیز از نقش محوری بیشتری برخوردار بود. نگرانی‌های شکل‌گرفته پیرامون بحران اوکراین و تحریم‌های غربی علیه روسیه، باعث شد بزرگ‌ترین تولیدکننده نفت خام جهان به سمت ایجاد هم‌پیوندی‌های جدیدی جهت عرضه به مصرف‌کنندگان آسیایی حرکت کند؛ مصرف‌کنندگانی که روابط آنها با روسیه کمتر از دیگران خصمانه است. طی سال گذشته ارزش روبل در مقابل دلار ۴۰ درصد کاهش یافت و آرزوهای بازیگران انرژی متکی بر این پول بر باد رفت.


۱۰ شرکت برتر
امسال نیز شرکت‌های بزرگ نفتی لیست ۱۰ شرکت برتر را به تسخیر درآورده‌اند. طی سال گذشته ۱۰ شرکت بزرگ انرژی جهان مجموعاً ۸ /۱۱۹ میلیارد دلار سود و ۸۷ /۱ تریلیون دلار درآمد کسب کردند که نشان‌دهنده کاهش چشمگیری معادل یک‌سوم نسبت به ارقام سال گذشته است.
اکسون‌موبیل (Exxon Mobil)، برای یازدهمین سال متوالی جایگاه خود را در صدر رتبه‌بندی حفظ کرده و به مدد درآمد و بازده بالاتر در حوزه فعالیت خود، از رقبا پیشی گرفته است. دیگر شباهت رتبه‌بندی امسال با سال‌های گذشته، حضور شورون (Chevron) و شل (Royal Dutch Shell) در صدر جدول است. بزرگان عرصه صنایع یکپارچه نفتی (Integrated Oil) تنها نیمی از جدول رتبه‌های برتر امسال را به خود اختصاص دادند. در نتیجه رتبه کلی نسبتاً ضعیف بخش مذکور، برای نخستین بار فضا برای حضور دو شرکت پالایشی والرو (Valero) و فیلیپیس ۶۶ (Phillips 66) و همچنین بزرگ‌ترین شرکت معدنی زغال‌سنگ چین باز شده است.
سودآوری والرو (بزرگ‌ترین شرکت مستقل پالایشی جهان) از کاهش قیمت نفت خام آمریکا به مدد فعالیت‌های عمدتاً مستقر در ساحل خلیج آمریکا، کماکان ادامه داشت. با وجود افت بازار زغال‌سنگ، شنهوا انرژی چین (China Shenhua Energy) از رتبه ۱۵ سال گذشته به ۹ ارتقا یافت که البته بخشی از این بهبود رتبه به دلیل کاهش درآمد تولیدکنندگان پیشرو نفت بوده است. امسال بریتیش‌پترولیوم به دلیل سود کم و ROIC بسیار پایین (بازده سرمایه سرمایه‌گذاری شده یا Return on Invested Capital) در لیست ۱۰ شرکت برتر حضور نداشت. ROIC معیاری است از اینکه یک شرکت به ازای سرمایه‌گذاری انجام‌داده چقدر می‌تواند جریان نقدینگی ایجاد کند. نرخ مذکور برای بریتیش پترولیوم تنها دو درصد بود؛ این یعنی شرکت مذکور تنها ۲۵ رتبه تا انتهای جدول رتبه‌بندی شرکت‌ها از لحاظ ROIC فاصله دارد. عملکرد سال گذشته شرکت مذکور به دلیل خسارت ۹ /۸ میلیارد‌دلاری، زیان فروش در کسب‌وکارها و قیمت پایین نفت دچار مشکل شد که در چند سال اخیر بی‌سابقه بود.
توتال فرانسه و غول گازی روسیه یعنی گازپروم، دیگر شرکت‌هایی هستند که سال دشواری را پشت سر گذاشتند. شرکت دولتی تولیدکننده گاز روسیه، که سال گذشته با کسب بیشترین درآمد در جایگاه چهارم جدول قرار گرفت، بعد از سقوط روبل و زیان شدید ارزی حدود ۴۰ رتبه سقوط کرد. توتال نیز که معمولاً در میان ۱۰ شرکت برتر حضور داشت، امسال به دلیل درآمدهای نه‌چندان قابل‌قبول به رتبه ۲۶ سقوط کرد.

تحولات منطقه‌ای
حرکت جدید و سریع بازارهای انرژی به سمت آسیا، رتبه‌بندی سال‌های اخیر را شدیداً تحت تاثیر قرار داده است. از جمله نتایج تحولات اخیر می‌توان به ظهور غول‌های دولتی همچون پتروچاینا (PetroChina) اشاره کرد که در حد و اندازه هفت خواهران نفتی ظاهر شده است. با وجود این، امسال کاهش رشد اقتصادی آسیا و پدیده انقلاب شیل در آمریکا، منجر به تغییر شکل تجارت و بازار جهانی انرژی شد که در نتیجه آن شاهد تحولاتی متفاوت از روند معمول بودیم.
مثلاً بهبود قابل‌توجه وضعیت شرکت‌های فعال در انرژی‌های غیرمتعارف آمریکای شمالی، به هزینه رقبای آنها در آسیا-‌پاسیفیک و به‌طور دقیق‌تر کشورهای با رشد اندکی بوده است که در اروپا، آفریقا و خاورمیانه واقع هستند. میانگین رتبه ۱۰ شرکت برتر انرژی آمریکا، از ۵ /۱۵ در سال گذشته به ۱۲ رسیده که نشان‌دهنده ارتقای جایگاه این منطقه است. روی‌هم‌رفته، هم‌اکنون شرکت‌های انرژی آمریکایی ۴۵ درصد از لیست ۲۵۰ شرکت برتر را به خود اختصاص داده‌اند. ورود ۱۱ شرکت جدید از منطقه آمریکا به لیست موجب شده است تعدادی از رقبای آسیایی و اروپایی از لیست خارج شوند.
تغییرات مذکور باعث شده است بخش انرژی آسیا، که سال‌ها در رده‌بندی پلاتس به صعود خود ادامه می‌داد، با زیروبم‌هایی مواجه شود. در حالی که اقتصادهای نوظهور آسیا به رهبری چین، بیشترین سهم در رشد تقاضای جهانی مواد اولیه را به خود اختصاص داده‌اند؛ نبض رشد آنها هم‌اکنون آرام‌تر از گذشته در ضربان است.

کاهش رشد آسیا
در سال جاری تعداد شرکت‌های آسیایی حاضر در لیست پلاتس با چهار مورد کاهش، به ۷۸ مورد رسید و همزمان میانگین رتبه شرکت‌های مذکور از ۱۳۴ به ۱۳۷ تنزل پیدا کرد. این در حالی است که در رتبه‌بندی سال گذشته، آسیا و حاشیه اقیانوس آرام تنها مناطقی بودند که تعداد کل شرکت‌های آنها افزایش یافته بود.
با وجود این، شرکت‌های بزرگ انرژی در منطقه آسیا به‌طور کلی وضعیت بهتری داشته‌اند. امسال، میانگین رتبه ۱۰ شرکت برتر آسیا از ۲۶ به ۱۸ رسید و این در حالی بود که میانگین رتبه ۱۰ شرکت اروپایی از ۶ /۱۱ به ۱۹ تنزل پیدا کرد.
در واقع چین با وجود کاهش سرعت رشد به تنهایی یک‌چهارم از مصرف جهانی انرژی و ۶۰ درصد از خالص رشد مصرف انرژی را به خود اختصاص داده است. این کشور بزرگ‌ترین تولیدکننده انرژی جهان نیز به شمار می‌رود که ۱۹ درصد از کل انرژی جهان را تامین کرده است. CNOOC، بزرگ‌ترین شرکت نفت و گاز فراساحل چین، با صعود از رتبه ۱۲ به ۴، توانست در جمع پنج شرکت برتر رده‌بندی امسال جای گیرد. این در حالی بود که پتروچاینا با دو رتبه بهبود توانست در جایگاه پنجم قرار گیرد. هند، دومین قطب تقاضای برق در آسیا، با سریع‌ترین رشد انرژی پنج سال اخیر شاهد افزایش مصرف انرژی به بیشترین میزان و افزایش تقاضای زغال‌سنگ، LNG و نفت بود. اما حتی در این کشور نیز رشد شرکت‌ها کُند بود و تنها دو شرکت انرژی هندی (Power Grid Corp و Essar Oil) در لیست ۵۰ شرکت انرژی با سریع‌ترین رشد قرار گرفتند. این در حالی است که سال گذشته هفت شرکت هندی در لیست مذکور حاضر بودند. با وجود شوک قیمتی، شتاب رشد انقلاب شیل آمریکا در سال ۲۰۱۴ تداوم داشت و این کشور، در سال ۲۰۱۴ روسیه و عربستان سعودی را در تولید نفت پشت سر گذاشت (البته در این زمینه منابع آماری متفاوت هستند). آمریکا طی سال گذشته بزرگ‌ترین مصرف‌کننده گاز جهان بود. در مجموع ۱۱۳ شرکت آمریکایی در لیست ۲۵۰ شرکت برتر انرژی پلاتس حضور دارند که رتبه کلی ۱۱۹ را برای منطقه مذکور رقم زده‌اند. سال گذشته ۱۰۳ شرکت با میانگین رتبه ۱۲۶ در لیست مذکور حضور داشتند.

تعداد بنگاه‌های حاضر در رده‌بندی 250 شرکت برتر انرژی پلاتس
اروپا، روسیه
شرکت‌های انرژی منطقه اروپا، خاورمیانه و آفریقا نیز تحت تاثیر کاهش تقاضا و فشارهای ناشی از مقررات دچار مشکل شدند که درباره شرکت‌های فعال در صنایع عمومی (Utility) مواجهه با زمستانی معتدل‌تر از ۲۰۱۳ و ۲۰۱۴ را نیز باید به لیست عوامل اضافه کرد. بر اساس آمارهای بریتیش پترولیوم، اروپا شاهد بیشترین افت انرژی اولیه بود که در نتیجه حجم تولید به کمترین رقم طی سه دهه اخیر رسید.
تعداد شرکت‌های انرژی منطقه اروپا، خاورمیانه و آفریقا در لیست امسال به ۵۹ مورد کاهش یافت که میانگین رتبه آنها ۱۲۳ بود. این در حالی است که سال گذشته ۶۵ شرکت با میانگین رده‌بندی ۱۱۳ در لیست ۲۵۰ شرکت برتر حضور داشتند. میانگین CGR) Compund Growth Rate یا نرخ رشد مرکب) سه‌ساله منطقه مذکور ۸ /۲ درصد بوده است. این کمترین رقم محسوب می‌شود که حتی از نصف رشد ناحیه آسیا / اقیانوس آرام (شش درصد) و یک‌سوم رشد آمریکا (۴ /۱۰ درصد) نیز کمتر است. از ۵۰ شرکت انرژی با بیشترین رشد، تنها چهار مورد در منطقه اروپا، خاورمیانه و آفریقا واقع هستند که البته سه شرکت از مجموع چهار شرکت مذکور روسی هستند. در میان شرکت‌های با بیشترین افت در رتبه‌بندی امسال، بزرگ‌ترین شرکت مستقل روسی یعنی نواتک (Novatek) و شرکت انحصاری انتقال نفت این کشور یعنی ترانس نفت (Transneft) قرار دارند که به دلیل کاهش شدید ارزش روبل، با مشکلات ‌دلاری و پرداخت بدهی مواجه شدند. OMV اتریش یکی از سقوط‌کنندگان اصلی امسال بود. پس از فروش سرمایه‌های پالایشی و کاهش حجم تولید در نتیجه مسائل امنیتی لیبی و یمن، این شرکت از رتبه ۳۸ به ۱۱۲ سقوط کرد.

سریع‌ترین رشدها
در مجموع، رشد شرکت‌ها در سال ۲۰۱۴ اندکی کُند شد: ۳ /۷ درصد در مقابل رقم ۱۰ درصد سال گذشته. با وجود این کماکان لیست ۵۰ شرکت با بیشترین رشد، بیشتر توسط بازیگران حوزه شیل آمریکا تسخیر شده و هیچ کاهش رشدی در این بخش وجود نداشته است. شرکت‌های برتر آمریکا در این بخش کماکان درخشان ظاهر شدند؛ شرکت‌هایی که نرخ رشد مرکب آنها طی سه سال گذشته ۵۶ درصد بود که در مقایسه با رقم ۸ /۴۶ درصد در سال ۲۰۱۳ نشان‌دهنده افزایش است. نیمی از لیست را شرکت‌های اکتشاف و تولید تشکیل داده‌اند و در واقع این شرکت‌ها بزرگ‌ترین گروه بوده‌اند.
شرکت‌های انرژی آمریکای شمالی هم‌اکنون ۲۹ جایگاه (حدود ۶۰ درصد) از لیست شرکت‌های با بیشترین رشد را در دست دارند که حاکی از تغییر قابل‌توجه وضعیت آنها در مقایسه با سال ۲۰۱۲ است که تنها شش شرکت از این دسته در لیست مذکور حضور داشتند. تولیدکنندگان نفت شیل و فشرده آمریکا و کانادا و شرکت‌های فعال در بخش میان‌دستی (mid-stream) که حجم روزافزون نفت آنها را جابه‌جا می‌کنند، هم‌اکنون هشت جایگاه را در لیست ۱۰ شرکت با بیشترین رشد به خود اختصاص داده‌اند. در آمریکا شرکت‌هایی که مساحت زیادی از زمین‌های غنی از نفت شیل را در اختیار دارند، توانسته‌اند به وسیله بهره‌برداری از منابع با هزینه‌ای کمتر از میانگین کل صنعت، میانگین عملکرد بخش مذکور را ارتقا دهند.
Antero Resources، شرکتی مستقر در کلرادو و فعال در حوزه گاز شیل، در صدر لیست شرکت‌های با بیشترین رشد قرار دارد که با نرخ رشد مرکب سه‌ساله معادل ۱۱۰ درصد، در جمع ۲۵۰ شرکت برتر قرار گرفته است. Antero حدود ۴۰۰ هزار جریب زمین در Marcellus Shale و ۱۵۰ هزار جریب در Attica Shale در اختیار دارد. دو منطقه مذکور جزو حوزه‌های شیل با کمترین هزینه در آمریکا به شمار می‌روند. برخورداری از پوشش ریسک مناسب و هزینه‌های پایین، به تولیدکنندگان کمک کرده است با تبعات قیمت پایین گاز مقابله کنند.
Oasis Petroleum، شرکت مستقر در تگزاس، دیگر بازیگر فعال در بخش شیل است که رشد سریعی را تجربه کرده و در جایگاه دوم لیست شرکت‌های با سریع‌ترین رشد قرار دارد. شرکت مذکور، در لیست ۲۵۰ شرکت برتر پلاتس تازه‌وارد به شمار می‌رود و جایگاه ۲۱۱ را به خود اختصاص داده است. Tourmaline، سومین تولیدکننده گاز کانادا، امسال برای نخستین بار در لیست ۲۵۰ شرکت برتر حضور یافت و با قرار گرفتن در رتبه چهارم شرکت‌های با سریع‌ترین رشد، به رتبه ۲۳۵ در سال ۲۰۱۴ رسید. نرخ رشد بنگاه‌های فعال در صنایع پالایشی و میان‌دستی کاهش یافته و بخش عمده لیست شرکت‌های انرژی با سریع‌ترین رشد را فعالان صنایع عمومی گاز و الکتریسیته تشکیل می‌دهد. همراه با شرکت‌های فعال در بخش اکتشاف و تولید، سه بخش پیشتاز مذکور تقریباً دوسوم از لیست ۵۰ شرکت با بیشترین رشد را به خود اختصاص داده‌اند.
میانگین رشد پیشتازان آسیا از ۳ /۲۷ درصد در سال ۲۰۱۳ به ۲۱ درصد در سال ۲۰۱۴ رسید. رشد اروپا نیز از ۴ /۲۲ درصد به ۸ /۱۴ کاهش پیدا کرد. با کاهش رشد مصرف جهانی زغال‌سنگ، چندان غافلگیرکننده نیست که سه تولیدکننده چینی زغال‌سنگ شامل China Shenhua Energy، Shanxi Xishan Coal & Electricity Power و Yanzhou Coal Mining، که سال گذشته در لیست شرکت‌های با سریع‌ترین رشد قرار داشتند، اکنون خارج از دایره رشد افتاده‌اند.

تولیدکنندگان نفت، پالایشگران و ذخیره‌کنندگان
رده‌بندی امسال نشان‌دهنده تغییر اساسی در ترکیب‌بخشی شرکت‌هایی است که نرخ رشد بالایی را تجربه کرده‌اند. با وجود آنکه بخش اکتشاف و تولید در سال ۲۰۱۴ به‌طور میانگین ۸ /۱۵ درصد رشد کرد؛ در مقایسه با سال گذشته تعداد بازیگران مسلط نفتی آمریکایی در لیست شرکت‌های با سریع‌ترین رشد، نسبت به دیگر بخش‌های انرژی با جهش مواجه بوده است. هشت شرکت فعال در اکتشاف و تولید به لیست ۲۵۰ شرکت برتر امسال اضافه شدند و بخش مذکور هم‌اکنون ۴۰ درصد از لیست ۵۰ شرکت با بیشترین رشد را به خود اختصاص داده است؛ رقمی که سال گذشته ۲۴ درصد بود. شرکت‌های اکتشاف و تولید برجسته آمریکایی امسال Devon، Chesapeake، Concho Resources، EOG Resources و Pioneer Natural Resources بوده‌اند که همگی در زمینه نفت فشرده (Tight Oil) مشغول فعالیت هستند و با وجود آشفتگی قیمت نفت در نیمه دوم سال گذشته، به پیشروی خود در لیست ادامه می‌دهند. Encana Corp، بزرگ‌ترین تولیدکننده گاز طبیعی کانادا که در نتیجه قیمت‌های پایین گاز در آمریکا با تنزل رتبه مواجه شد، خیزش دوباره‌ای داشته و پس از یک تحول اساسی در شرکت، که دربرگیرنده قطع ارتباط بخش بالادستی با قیمت‌های پایین منطقه‌ای گاز بوده، در رتبه ۳۴ جای گرفته است.
اگر فرض کنیم بخش اکتشاف و تولید آمریکا در بهترین وضعیت رشد قرار دارد، بخشی که بیشترین رنج را طی سال گذشته متحمل شده پالایش و فروش بوده است. در سال ۲۰۱۴، حاشیه سود (Margin) پالایش عمدتاً در نتیجه ظرفیت مازاد موجود در صنعت همراه با رکود تقاضا، به ویژه در کشورهای در حال توسعه مثل چین، پایین باقی ماند. میانگین جهانی بهره‌برداری (Utilization) از پالایشگاه‌ها در کف ۸۰ درصد قرار گرفت؛ یعنی کمترین رقم از ۱۹۸۷٫ تعداد پالایشگران در رتبه‌بندی امسال با هفت مورد کاهش از ۳۰ به ۲۳ مورد رسید و میانگین ROIC بخش مذکور از ۳ /۵ درصد سال قبل به ۲ /۴ درصد رسید. در زمینه رشد، تنها سه شرکت از لیست شرکت‌های با بیشترین رشد امسال را پالایشگران تشکیل داده‌اند؛ در حالی که سال قبل ۱۰ شرکت در لیست مذکور حضور داشتند. به هر حال، برای سال دوم پالایشگران آمریکای شمالی بودند که با دسترسی به قیمت‌های نسبتاً ارزان نفت و گاز طبیعی، مزیت خود را در مقابل رقیبان حفظ کردند. پالایشگران برخوردار از پتانسیل صادرات که در ساحل خلیج آمریکا واقع هستند، بیشتر از همه منتفع شدند.
فیلیپس ۶۶ نه‌تنها به عنوان بزرگ‌ترین شرکت پالایش جهان جایگاه خود را در رتبه‌های بالایی لیست حفظ کرد، بلکه در مجموع شش پله نیز نسبت به رتبه سیزدهم سال قبل ارتقا پیدا کرد. Valero نیز با ۱۱ رتبه بهبود، در جایگاه هشتم قرار گرفت. Western Refining و Tesoro آمریکا، با رشد CGR به ترتیب ۷ /۱۸ درصد و ۳ /۱۴‌درصدی در میان پنج شرکت برتر به لحاظ رشد قرار گرفتند. در نقطه مقابل روند کلی، شرکت پالایشی آمریکاییHollyFrontier قرار داشت که با ۶۵ پله نزول به جایگاه ۱۵۱ رسید؛ شرکتی که به دلیل قرارگیری پالایشگاه‌های آن در میانه منطقه آمریکای شمالی، نتوانست از مزیت قیمتی رشد عرضه نفت آمریکا طی سال گذشته بهره‌برداری کند. حوزه ذخیره‌سازی و انتقال نیز تحت تسلط شرکت‌های آمریکایی بود و البته با کاهش رشد مواجه شد. میانگین CGR سه‌ساله این بخش ۲ /۱۴ درصد طی سال ۲۰۱۴ بود، که در مقایسه با ۲۱ درصد سال گذشته کاهش نشان می‌دهد. در آن زمان حاشیه سود ناشی از انتقال محصولات حاصل از ماسه‌های نفتی (Oil Sands) و نفت فشرده بالاتر بود.
بزرگان بخش فعالیت‌های یکپارچه نفت کماکان شاهد کاهش سود ناشی از افزایش هزینه‌ها و تاخیر در پروژه‌ها بودند. این در حالی بود که تاثیر کاهش قیمت نفت بر این شرکت‌ها، که بیش از دیگران در معرض اثرپذیری قرار دارند، از کانال تولید نفت و کاهش پروژه‌های با قرارداد مشارکت در تولید منتقل شده است. سال گذشته ۱۰ درصد کاهش درآمد طی ۲۰۱۴ با افزایش هزینه‌ها و زیان قابل‌توجه خنثی شد. بر اساس Ernst & Young، نتیجه این مساله چیزی نبود جز کاهش ۱۳‌درصدی سود پس از کسر مالیات.

بخش عمومی گاز و زغال‌سنگ
مطابق معمول، بخش عمومی بازیگر نقش دوم سناریو ۲۵۰ شرکت برتر پلاتس بود که در آن شرکت‌های نفت و گاز نقش‌آفرین اصلی هستند. با وجود این قیمت‌های پایین سوخت‌های فسیلی موجب نمایش بهتر تولیدکنندگان برق، تامین‌کنندگان انرژی و اپراتورهای شبکه توزیع طی سال جاری شده است. جای گرفتن در لیست ۲۵۰ شرکت برتر الزاماً نشان‌دهنده وضعیت مناسب یا چشم‌انداز خوب نیست. ز‌یان‌ها، کاهش ارزش دارایی‌ها و تعطیلی کارخانجات کماکان یک اتفاق معمول در بازارهای برق اروپا به شمار می‌رود. صاحبان ایستگاه‌های متعارف تولید برق نیز در حال مواجهه با کاهش قیمت عمده‌فروشی، رکود یا کاهش تقاضا و تاثیر مخرب انرژی‌های تجدیدپذیر هستند. اگرچه ممکن است صاحب‌نظران درباره ظهور خانوارهای prosumer (همزمان مصرف‌کننده و تولیدکننده) مجهز به صفحات خورشیدی و باتری اغراق کرده باشند، به هر حال حرکت در راستای دور شدن از سوخت‌های فسیلی است و نوآوری‌های جدید در صنایع انرژی عمومی تداوم دارد. شرکت‌های بخش عمومی آمریکای شمالی نه به خاطر فرصت فراهم‌شده به وسیله انقلاب گاز شیل، که به دلیل سازگاری بیشتر با این انتقالات ساختاری، عملکرد بهتری از رقبای اروپایی خود داشته‌اند. در واقع باید اذعان کرد که آمریکایی‌ها در پاسخ به چالش‌های تولید و شبکه توزیع در قرن ۲۱، مدیریت بهتری داشته‌اند. به‌طور جزیی در بخش عمومی، در سال ۲۰۱۴ شرکت نیروی الکتریکی توکیو از رتبه ۲۶ به ۱۶، National Grid از ۳۰ به ۲۱، RWE از ۱۶۹ به ۲۴، EDF از ۳۲ به ۲۵ و NextEra از ۵۸ به ۲۸ رسیده است. Engie از ۱۶۴ به ۳۳، Southern Company از ۵۶ به ۳۵، Tenaga از ۶۰ به ۳۶ و Edison International از ۷۷ به ۳۷ ارتقا یافته‌اند. روند مذکور برای Fortum نیز ادامه داشته و این شرکت از ۷۱ به ۴۹ ارتقا یافته است. شرکت فنلاندی مذکور که در بخش عمومی فعالیت می‌کند، به اندازه دیگر شرکت‌ها از کاهش قیمت عمده‌فروشی برق دچار مشکل شده و در سال ۲۰۱۴ شاهد کاهش فروش به میزان ۱۱ درصد بوده، ولی با کاهش هزینه‌ها و واگذاری برخی از دارایی‌ها توانسته است صورت‌های مالی خوبی را برای سال‌های اخیر ارائه کند. بهبود نسبی در رتبه‌بندی شرکت‌های بخش عمومی بیش از آنکه یک جهش اساسی در وضعیت بازیگران بخش نیرو باشد، نشان‌دهنده شرایط دشواری است که شرکت‌های فعال در صنایع یکپارچه نفت و گاز با آن مواجه هستند. علاوه بر این، بازسازی ساختاری بخش عمومی چند سالی جلوتر از بخش نفت و گاز است، و در برخی موارد همین موجب تاثیر اساسی بر رده‌بندی ۲۵۰ شرکت پلاتس شده است.

میانگین رتبه شرکت‌های حاضر در رده‌بندی 250 شرکت برتر انرژی پلاتس
ارتقای ۱۴۵‌رتبه‌ای RWE
شگفت‌انگیزترین نمونه از یک جهش گمراه‌کننده مربوط به شرکت آلمانی RWE است؛ شرکتی که بیشترین صعود را در رده‌بندی ۲۵۰ شرکت برتر تجربه کرده ولی با کاهش ارزش سهام در سال ۲۰۱۵ مواجه شده است. ارزش هر سهم این شرکت از ۳۰ یورو در یک اکتبر ۲۰۱۴ به ۱۰ یورو در یک اکتبر ۲۰۱۵ کاهش یافته است. در سال ۲۰۱۳، زیان RWE معادل ۸ /۴ میلیارد یورو بود و شرکت مذکور برای نخستین بار طی دهه‌های اخیر، اعلام زیان خالص کرد. بحران تولید الکتریسیته متعارف در آلمان موجب کاهش قیمت‌ها از ۴۲ یورو به ازای هر مگاوات‌ساعت در فوریه ۲۰۱۳ به ۳۷ یورو در هر مگاوات‌ساعت در پایان همان سال شد. این مساله RWE را واداشت استفاده از ۳۸۰۰ مگاوات از ظرفیت ایستگاه برق گازسوز خود را متوقف کند و یک برنامه عظیم کاهش هزینه را به اجرا گذارد. در پایان سال ۲۰۱۴ با وجود اینکه قیمت‌ها به ۳۲ یورو به ازای هر مگاوات‌ساعت سقوط کرد، رشد عظیم انرژی‌های تجدیدپذیر به ابعاد جدیدی رسید و این انرژی‌ها ۲۶ درصد از کل نیاز آلمان را در سال تامین ‌کردند، RWE به سودآوری بازگشت.

حرکت زودهنگام Engie
کاهش هزینه زودهنگام موتور بخش عمومی فرانسه (که پیشتر GDF Suez بود) با جهش غیرقابل ‌پیش‌بینی در رتبه‌بندی همراه شده است. در سال ۲۰۱۳، شرکت GDF Suez وقت، از پیشتازان شناسایی زیان‌های سنگین (۱۵ میلیارد یورو) بود. همزمان شرکت به «یک تحول بزرگ در بخش انرژی اروپا، که در آن انواع سرمایه به سمت کاربردهای جدید با هدف‌گیری تضمین عرضه گاز و الکتریسیته سرازیر هستند» اذعان کرد. پس از زیان خالص بیش از ۹ میلیارد یورو در سال ۲۰۱۳، شرکت مذکور با خالص درآمد ۴۴ /۲ میلیارد یورو و در حالی که درآمدهای آن با ۶ /۶ درصد کاهش به ۷ /۷۴ میلیارد یورو رسیده بودند، در سال ۲۰۱۴ احیا شد. این نشان‌دهنده ROIC معادل دو درصد است که در میان تمام شرکت‌های لیست ۲۵۰ شرکت برتر (به جز گازپروم با یک درصد) کمترین به شمار می‌رود. با شناسایی صحیح تهدید ناشی از کاهش قیمت نفت و گاز در پایان سال گذشته، GDF Suez یک «برنامه واکنش عملیاتی» را علاوه بر برنامه کاهش هزینه ۲۰۱۵ آغاز کرد؛ برنامه‌ای که هزینه‌های عملیاتی را کاهش می‌داد و هزینه‌های سرمایه‌ای را به تعویق می‌انداخت.

جهش هسته‌ای KEPCO
سومین جهش بزرگ بخش عمومی در گزارش حاضر، متعلق به شرکت نیروی الکتریسیته کره (Korea Electric Power Corporation) است که شرکتی یکپارچه و دولتی به شمار می‌رود. در نتیجه افزایش ۲۸۱‌درصدی درآمد عملیاتی به ۸ /۵ تریلیون وون کره (۹ /۴ میلیارد دلار) و افزایش ۴ /۶‌درصدی درآمد به ۵ /۵۷ تریلیون وون کره، رتبه KEPCO از ۱۲۷ به ۴۱ در سال ۲۰۱۴ ارتقا یافته است. نتایج تاثیربرانگیز مذکور ناشی از افزایش خروجی سه ایستگاه نیروی هسته‌ای که در اوایل ۲۰۱۴ به سرویس بازگشتند، کاهش هزینه ورودی تولید با سوخت فسیلی و افزایش ۴ /۵‌درصدی تعرفه‌ها در نوامبر ۲۰۱۳ بوده است. KEPCO حدود ۸۴ درصد از برق کشور کره را در سال ۲۰۱۴ تامین کرد. با تداوم روند نزولی قیمت نفت از ابتدای سال جاری و به تولید آوردن ظرفیت‌های جدید، پیش‌بینی می‌شود عملکرد شرکت مذکور در سال ۲۰۱۵ بهتر هم باشد.

Tepco به جلو می‌نگرد
شرکت نیروی الکتریکی توکیو (Tokyo Electric Power Co) با ۲۹ میلیون مشتری حرکت پیشتازانه خود را در بخش عمومی ادامه داده و به رتبه ۱۶ لیست ۲۵۰ شرکت برتر راه یافته است. حتی با در نظر گرفتن کمک دولت به Tepco متعاقب فاجعه فوکوشیما در مارس ۲۰۱۱، که طی آن سه رآکتور سایت فوکوشیما دایچی (Fokoshima Daiichi) پس از یک زمین‌لرزه ۹‌ریشتری و سونامی ذوب شدند، رتبه بالای این شرکت برخلاف انتظار است. فاجعه منجر به تعطیلی کل ناوگان هسته‌ای Tepco و استفاده از منابع گرمایی متعارف برای تولید برق شد که در نتیجه پرداختی سالانه سوخت Tepco به دو برابر رسید. بالا رفتن رتبه Tepco منعکس‌کننده تغییر روند خالص درآمد از زیان ۸ /۶ میلیارد‌دلاری سال ۲۰۱۲ به سود ۲ /۳ میلیارد‌دلاری در سال ۲۰۱۳ و ۶۴ /۳ میلیارد‌دلاری در سال ۲۰۱۴ شد که بخشی از آن به دلیل کاهش شدید قیمت LNG بود. دولت ژاپن با نگاه به آینده قصد دارد مشارکت خود را در Tepco کاهش دهد و نهایتاً سهم ۵۱‌درصدی خود را در این شرکت بفروشد.

انرژی پاک در بخش عمومی
بلندمرتبه‌ترین شرکت آمریکایی بخش عمومی در لیست حاضر، NextEra Energy فلوریدا است که با ارتقای ۳۰ رتبه نسبت به رده‌بندی سال گذشته، امسال در رده ۳۸ جای گرفت. این داستان موفقیت «انرژی پاک» است: NextEra از منافع انقلاب گاز شیل (با استفاده از ناوگان عظیم ایستگاه‌های گازسوز تولید برق) و نصب یک ظرفیت ۱۶۰۰ مگاواتی بادی و خورشیدی در سال ۲۰۱۴ بهره‌مند شده است. شرکت مذکور صاحب و بهره‌بردار ۱۷ درصد از ظرفیت بادی و ۱۱ درصد از ظرفیت خورشیدی آمریکاست و ادعا می‌کند با استفاده از این منابع، بیش از هر شرکت دیگر بخش عمومی، انرژی پاک تولید می‌کند. مجموع ظرفیت کل ۴۵ گیگاواتی NextEra و یکی از زیرمجموعه‌هایی که مالکیت آن را کاملاً در اختیار دارد یعنی شرکت برق و روشنایی فلوریدا (FPL)، آن را به دومین تولیدکننده بزرگ آمریکا تبدیل می‌سازد. ناوگان هسته‌ای NextEra با هشت رآکتور در پنج سایت و چهار ایالت، یکی از بزرگ‌ترین‌ها به شمار می‌رود. تصمیم زودهنگام FPL برای از رده خارج کردن کارخانه‌های نیروی قدیمی‌تر و جایگزینی آنها با واحدهای سیکل ترکیبی اثر سودآوری بر قبوض پرداختی مصرف‌کنندگان نهایی داشته است. بر اساس اعلام شرکت، سرمایه‌گذاری صورت‌گرفته از سال ۲۰۰۱ تنها در بخش برق تولید‌شده با سوخت گاز، ۵ /۷ میلیارد دلار صرفه‌جویی در سوخت به همراه داشته است. این صرفه‌جویی‌های صورت‌گرفته در کارایی، علاوه بر صرفه‌جویی‌هایی است که در نتیجه قیمت‌های گاز پایین در بازار طی سال‌های اخیر صورت گرفته است. بر اساس اعلام دوم سپتامبر ۲۰۱۵، هزینه پرداختی بخش عمومی در سال ۲۰۱۶ نوعاً بیش از ۱۰ درصد کمتر از آن چیزی خواهد بود که ۱۰ سال قبل صورت می‌گرفت و یک مشتری بخش مسکونی FPL حدود ۳۰ درصد کمتر از میانگین کل آمریکا بابت الکتریسیته خواهد پرداخت.
Sothern Company (با ارتقا از رتبه ۵۶ به ۳۵) و Edison International (با ارتقا از ۷۷ به ۳۷) دو شرکت پیشرو دیگر بخش عمومی آمریکای شمالی هستند. Southern Company از انقلاب گازی آمریکا بهره‌مند شده و بخشی از عواید را به مصرف ظرفیت سیکل ترکیبی گاز و هسته‌ای در Kemper و Vogtle می‌رساند. ۴۵ درصد از پورتفولیوی ۵۰ مگاواتی گازسوز است و بخش عمومی هم‌اکنون در آستانه بهبود بهره‌مندی خود از بازار در حال رشد گاز طبیعی از نیروجرسی تا فلوریداست.

مصرف گاز در بخش عمومی
شرکت‌های فعال در بخش عمومی که سوخت آنها گاز است، سال دشواری را گذراندند که می‌توان انعکاس آن را در نزول Spain’s Gas Natural (از ۴۰ به ۴۶)، Tokyo Gas Co Ltd (از ۶۴ به ۷۴) و Gail از (۹۷ به ۱۲۰) مشاهده کرد. فروش Gas Natural در اروپا در نتیجه گرمای غیرمعمول سال گذشته، با کاهش ۱۰‌درصدی به ۱۷۵ ترا‌وات‌ساعت کاهش پیدا کرد. فروش در آمریکای لاتین با ۵ /۹ درصد افزایش به ۲۴۹ ترا‌وات‌ساعت رسید که در نتیجه رشد تقاضای ناشی از صنایع کلمبیا و تولید نیرو در برزیل بود. Gas Natural با نگاه به آینده در حال افزایش تمرکز بر بازارهای نوظهور است که محرک تقاضای گاز طبیعی مایع (LNG) هستند. شرکت مذکور یک قرارداد برای تامین دو میلیارد متر‌مکعب LNG با Cheniere امضا کرده که شروع تحویل آن در سال ۲۰۱۹ خواهد بود. همزمان شرکت گاز توکیو نیز با افزایش فروش به میزان ۵ /۸ درصد و رشد درآمد عملیاتی ۴ /۳‌درصدی طی دوازده‌ماهه منتهی به پایان مارس ۲۰۱۵ مواجه شده است. با وجود این، افزایش ۹‌درصدی هزینه‌های عملیاتی به ۷ /۲۱۲۰ ین، موجب کاهش ۶ /۱۱‌درصدی خالص درآمد به ۸ /۹۵ میلیارد ین شده است. در مقایسه می‌توان به شرکت گاز اوزاکا اشاره کرد که نتایج بهتری داشته و در نتیجه رشد خالص درآمد ۳۵‌درصدی به ۷۷ میلیارد دلار، در لیست ۲۵۰ شرکت برتر از ۱۳۳ به ۱۰۳ رسیده است. البته شرکت مذکور همچنین اعلام کرده که انتظار دارد با فرض کاهش قیمت فروش هر واحد گاز شهری در نتیجه افت قیمت LNG، عواید خالص برای سال منتهی به انتهای مارس ۲۰۱۶ بیش از ۱۰ درصد تنزل کند. نتایج سه‌ماهه منتهی به پایان ژوئن ۲۰۱۵ موید پیش‌بینی مذکور بود و نشان می‌داد خالص فروش حدود شش درصد کاهش یافته، اما درآمدها در نتیجه کاهش هزینه خالص مواد مصرفی (LNG) افزایش یافته است.

منتشرشده در شماره ۱۵۳ تجارت فردا

برچسب‌ها: , , , , , , , ,

بدون دیدگاه » آبان ۱۶ام, ۱۳۹۴

Older Posts


فید مطالب

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

تقویم نوشته‌ها

فروردین ۱۳۹۷
ش ی د س چ پ ج
« بهمن    
 123
۴۵۶۷۸۹۱۰
۱۱۱۲۱۳۱۴۱۵۱۶۱۷
۱۸۱۹۲۰۲۱۲۲۲۳۲۴
۲۵۲۶۲۷۲۸۲۹۳۰۳۱

موضوعات

بایگانی شمسی

برچسب‌ها

گزیده نوشته‌ها

گفت‌وگوها