فارکست: بحران انرژی اروپا
گفت‌وگو (به اتفاق آقای دکتر عباس ملکی) با آقای دکتر فرشاد فاطمی درباره بحران انرژی اروپا
درس‌های استراتژیک نفت و گاز روسیه برای ایران
با مطرح شدن روابط اقتصادی و به طور خاص همکاری‌های حوزه نفت و گاز با روسیه و چین، فارغ از ارزیابی اصل این روابط، به نظر می‌رسد مروری کوتاه بر برخی حقایق (Facts) درباره روسیه می‌تواند در برهه کنونی واجد اهمیت باشد. این مرور نه از جنبه الگوبرداری صرف، بلکه با هدف بازنگری استراتژیک در مبانی اداره صنعت نفت و گاز کشور از دریچه تصمیمات روسیه به عنوان یک بازیگر کلیدی صنعت نفت و گاز جهان اهمیت می‌یابد.
دیپلماسی انرژی و همسایگان: راهبردهایی در نفت و گاز
اگرچه توسعه پایدار و اثربخش دیپلماسی انرژی پس از درک روندهای جهانی، مبانی اقتصادی تحلیل، تسلط بر استراتژی‌های کسب‌وکار و در شرایط پساتحریم میسر خواهد بود، در شرایط موجود نیز می‌توان چارچوب‌ها و راهبردهای مشخصی برای آن برشمرد که در سطوح مشخصی طی دوران تحریم (مثلاً با استفاده از شبکه صرافی و به صورت محدود) اجراء شوند و در سطوح کلان‌تر، اکنون طراحی شوند تا پس از رفع تحریم‌ها در دستور کار قرار گیرند.
در تنگنای خودساخته
بازار نفت در هفته‌ها و ماه‌های اخیر فراتر از انتظارات و پیش‌بینی‌های عموم نهادهای صنعتی (و نه الزاماً نهادهای مالی) عمل کرده و در زمان نگارش این مطلب، قیمت نفت در کانال ۸۰دلاری قرار گرفته است. اغلب تحلیلگران ورود نفت به کانال ۹۰ و حتی ۱۰۰دلاری را دور از دسترس نمی‌دانند و حتی انتظار باقی ماندن نفت در این سطح برای چند ماه نیز مطرح می‌شود.
آینده گاز ایران: سوال درست چیست؟
موضوع کسری بیش از ۲۰۰ میلیون مترمکعبی گاز در زمستان، برای کشوری که بزرگ‌ترین ذخایر گاز جهان را در اختیار دارد و قدمت صنعت نفت آن به بیش از یک قرن قبل برمی‌گردد، قدری دور از انتظار است. اما ظاهراً در ادامه مسائل گازی دو دهه اخیر باید آن را پذیرفت. ریشه این مشکل کجاست؟
آینده نفت و پالایش: دو سوال برای وزارت نفت ایران در دوران جدید
مکینزی هفته قبل اعلام کرد که رشد تقاضای نفت طی دهه جاری میلادی به پایان می‌رسد و حداکثر تاریخی تقاضای نفت ۱۰۴ میلیون بشکه در روز خواهد بود. با لحاظ سرمایه‌گذاری‌های جاری و ظرفیت مازاد (Spare Capacity) فعلی، این «تقریباً» یعنی هم‌اکنون نیاز دنیا به افزایش ظرفیت تولید به انتها رسیده و تنها به اندازه نگهداشت تولید باید سرمایه‌گذاری کرد.
تحریم‌ها و آینده صادرات نفت
ایران به‌عنوان صاحب بزرگ‌ترین ذخایر هیدروکربنی (مجموع نفت و گاز) دنیا که در زمره ارزان‌ترین و سهل‌الوصول‌ترین منابع نیز به‌شمار می‌روند، با توجه به شرایط بین‌المللی با یک سوال مهم مواجه است. سوال پیش رو آن است که ایران با چشم‌انداز تحریم‌ها، انتخابات آمریکا و مساله توافق با چین، چه میزان نفت (شامل فرآورده‌های نفتی) […]
نسخه تامین مالی بالادستی نفت
مساله «تامین مالی بالادستی نفت‌وگاز» برای چند دهه روی میز سیاستگذار ایرانی قرار داشته است. باوجوداینکه طی دوران اخیر این بخش بزرگ‌ترین مصرف‌کننده منابع صندوق توسعه ملی بوده، چالش مذکور به قوت خود باقی بوده و حتی معرفی چندین مدل قراردادی بومی (IPC، مدل مناطق نفتخیز جنوب، EPCF و …) نتوانسته این مساله را حل کند. از صندوق پروژه و اوراق مشارکت ارزی تا راهکارهای مبتنی بر Equity و مشارکت استراتژیک مطرح می‌شوند، ولی به نتیجه نمی‌رسند. سوال اینکه چاره چیست؟ و مهم‌تر اینکه ریشه مساله را باید کجا جست؟
ریشه اصلی مساله، عمق پایین بازار سرمایه و شرایط تورمی و بالا بودن WACC و … نیست. حتی ریسک‌های محیط کسب‌وکار یا نااطمینانی را نمی‌توان چالش محوری دانست. ماجرا به مدل قراردادی حاکم و جذابیت‌های آن از منظر تامین مالی بازمی‌گردد. برای تامین مالی توسعه پایدار نفت و گاز در کشوری مثل ایران، الزاماً باید به سراغ مدل‌های امتیازی (و شاید PSA) رفت. البته بهبود جذابیت مالی IPC (مطابق معرفی اولیه آن) می‌تواند موثر و مفید باشد، اما تنها در حد یک راه‌حل مقطعی برای دوره‌ای خاص از تاریخ و نه یک راه‌حل پایدار برای چند دهه توسعه.
جذابیت مالی برای شرکت‌هایی که مبتنی بر ترازنامه خود و همچنین منابع داخلی می‌توانند تامین مالی کنند (غول‌های بین‌المللی مثل شل و توتال، شرکت‌های دولتی مثل CNPC و بازیگران متوسط به بالا مثل ENI و OMV) شاید کافی باشد؛ ولی برای بسیاری دیگر این طور نیست. حتی شرکت‌های مذکور نیز با اتکاء به مدل‌های جهان‌شمول‌تر و با مفاد مالی جذاب، پیشنهادهای بهتری برای کشوری مثل ایران خواهند داشت. (این نوشته بر شرایط پس از تحریم تمرکز دارد.)
در رژیم خدماتی، سرمایه‌گذار کمابیش یک پیمانکار است؛ ولو به شکلی متفاوت از گذشته. شرکت‌های نفتی در بیع متقابل یا IPC عملاً صاحب منافع خاصی جز یک حق‌الزحمه مشروط و محدود نیستند. اما در دو مدل دیگر، شرکت می‌تواند به اتکاء برخی عواید و دارایی‌ها تامین مالی انجام دهد. همین نکته ظریف می‌تواند چاره چند دهه چالش تامین مالی بالادستی نفت ایران باشد. اصرار بر یک تفسیر قدیمی از قوانین کشور (که براساس آن برای دو دهه هر گونه سرمایه‌گذاری خارجی ممنوع بود و برای دو دهه بعد تنها مدل‌های خدماتی مورد استفاده قرار گرفته‌اند) به عدم توسعه متوازن و متناسب منابع نفت و گاز کشور و توان داخلی در صنعت اکتشاف‌وتولید انجامیده که عدم امکان تامین مالی در بخش بالادستی نفت یکی از گلو‌گاه‌های اصلی آن بوده است.
افزایش جذابیت مالی (مثلاً رساندن نرخ IRR ارزی پروژه‌های به حداقل ۲۵ تا ۳۰ درصد) شرطی لازم است، ولی چاره اصلی را باید در تغییر پارادایم و حرکت به سمت مدل‌های امتیازی و مشارکت در تولید جست. با اصلاح مدل قراردادی و در شرایط غیرتحریمی، صنعت نفت ایران توان کافی را برای تامین مالی به دست خواهد آورد. پتانسیل‌های بالقوه صنعت نفت برای تامین مالی کفایت خواهد کرد و نیاز چندانی به استفاده از منابع محدود و استراتژیک صندوق توسعه ملی برای توسعه این صنعت نخواهیم داشت؛ منابعی که باید صرف نیازهای ضروری‌تر کشور در حوزه‌هایی از قبیل محیط‌زیست شود.
تغییر پارادایم به همان میزان که دشوار و دور از ذهن است، ثمرات شیرینی هم دربر دارد. افزایش کمابیش هشت میلیونی ظرفیت تولید نفت آمریکا با تمرکز بر منابع شیل، با بکارگیری سرمایه‌های بخش خصوصی (Private Equity) میسر شده و تکرار این مدل و همچنین مدل‌های موفق دیگر در ایران به هیچ وجه دور از ذهن نیست و بلکه از منظر اقتصادی و امنیت ملی یک الزام به شمار می‌رود.
حجم عظیم ذخایر نفت کشور (که با فرا رسیدن پیک تقاضای نفت در معرض بلااستفاده ماندن برای همیشه قرار دارند) پتانسیل کم‌نظیری را برای توسعه به وجود آورده که با استفاده از مدل‌های امتیازی می‌تواند جهش تولید را در این صنعت رقم زند. استراتژی تولید حداکثری در صنعت نفت می‌تواند ضمن پیشگیری از متروک ماندن این سرمایه خدادادی، منابع لازم را برای رونق اقتصادی در بخش‌های دیگر به منظور تنوع‌بخشی به اقتصاد کشور و کاهش وابستگی به نفت فراهم آورد.
بارقه بنزین
چرا شناورسازی قیمت بنزین را ایده کارآمدی می‌دانیم؟
با افت قیمت نفت به سطوحی کم‌نظیر در دو دهه اخیر در نتیجه شیوع کرونا و کاهش تقاضا، قیمت فرآورده‌های نفتی از جمله بنزین نیز کاهش یافته و بحث درباره بهره‌گیری از فرصت فعلی برای آزادسازی قیمت بنزین (با تاکید بر شناورسازی) دوباره مطرح شده است. اصل موضوع آزادسازی قیمت بنزین بارها مورد بحث قرار گرفته و از جمله در شماره ۳۰۹ تجارت فردا مطلبی با عنوان «فصل حذف یارانه» منتشر و در آن به لزوم بهره‌گیری از فرصت نفت نسبتاً ارزان و محدودیت شدید منابع دولت برای حل معضل یارانه‌ها اشاره شده بود. اکنون قیمت‌های نفت در سطحی بسیار پایین‌تر از آن زمان قرار دارند و دولت نیز کمتر زمانی به‌اندازه امسال نیازمند منابع حاصل از آزادسازی بوده است. همزمان رفاه دهک‌های پایین تحت‌تاثیر شوک‌های ناشی از کرونا، افت بلندمدت و مستمر درآمد سرانه حقیقی و تحریم‌ها قرار گرفته و آنها بیشتر از گذشته می‌توانند از منابع آزادسازی بهره‌مند شوند.
تصویر دقیق قیمت بنزین
قیمت هر بشکه بنزین با اکتان ۹۲ (فوب خلیج‌فارس) در زمان نگارش این مطلب حدود ۳۱ دلار است که با لحاظ هر بشکه تقریباً ۱۵۹ لیتر و قیمت دلار ۱۷ هزارتومانی معادل حدود ۳۳۰۰ تومان در لیتر می‌شود. این رقم بسیار نزدیک به بنزین ۳۰۰۰ تومانی آزاد است؛ یعنی همان نرخی که عملاً برای تعیین محاسبه بهای تمام‌شده کالاها و خدماتی استفاده می‌شود که به‌نوعی با این سوخت در ارتباط هستند. مدتی قبل قیمت‌های فوق از ۳۰۰۰ تومان هم کمتر بود و در نتیجه این تصور به وجود آمد که بنزین در ایران هم‌اکنون گران است. این تصور از دو دیدگاه می‌تواند درست باشد. از منظر قانونی، هدف نهایی قانون هدفمندی رسیدن به ۹۰ درصد فوب خلیج‌فارس بوده و در نتیجه می‌توان گفت اکنون تقریباً همین هدف محقق شده است. از منظر هزینه فرصت نیز شاید بتوان گفت این رقم عملاً در قیمت‌های فوب منعکس می‌شود و شاید رسیدن به قیمت فعلی کافی باشد و تنها باید آن را متناسب با تحولات بازار تغییر داد. اما یک گزاره محکم و قابل توجه در مقابل این دو وجود دارد: احتمالاً بخش عمده قیمت خرده‌فروشی بنزین را مالیات و سود «تبدیل قیمت‌های عمده‌فروشی به خرده‌فروشی در پمپ‌بنزین» تشکیل می‌دهد، نه قیمت عمده‌فروشی. طرفداران یارانه معتقدند همین‌قدر که قیمت عمده‌فروشی را از شهروندان دریافت کنیم یعنی آنها هزینه فرصت را می‌پردازند و کفایت می‌کند. اما منتقدان یارانه می‌گویند اولاً همین تبدیل عمده‌فروشی به خرده‌فروشی هزینه دارد و در نتیجه هزینه فرصت را روی قیمت‌های عمده‌فروشی نمی‌توان دریافت، ثانیاً روی بنزین مثل دیگر کالاهای با اثر خارجی منفی باید مالیات وضع کرد و ثالثاً اگر تصور می‌کنیم بدون این مالیات بنزین وضعیت بهتر است، باید بدانیم که جایگزین چنین مالیات‌هایی برای دولت چیزی نیست جز کسری بودجه و تامین آن از محل‌هایی که نهایتاً به رشد نقدینگی و تورم (و فشار بر عموم مردم و به‌ویژه دهک‌های پایین) انجامیده است. بدون آنکه نسخه‌ای تجویز کنیم، خوب است نگاهی به نمودار اوپک ذیل همین نوشته داشته باشیم که اجزای تشکیل‌دهنده قیمت یک بشکه فرآورده (میانگینی از فرآورده‌های اصلی نفت مثل بنزین و گازوئیل و…) را در کشورهای OECD نشان می‌دهد که حاکی از سهم بالای مالیات است.
درس‌های آبان
درباره دلایل آزادسازی قیمت حامل‌های انرژی و شیوه‌های انجام آن (به‌طور خاص شناور شدن روزانه یا هفتگی یا ماهانه متناسب با تغییر قیمت‌های بین‌المللی) به‌کرات بحث شده و تکرار آنها لطفی ندارد. شاید همین که ایران همواره در صدر پرداخت‌کنندگان یارانه به سوخت‌های فسیلی بوده، اساساً پرداخت یارانه به حامل‌های انرژی خلاف قواعد اولیه اقتصادی و عدالت اجتماعی است و برای کشوری با مختصات اقتصادی ایران در بلندمدت ممکن نخواهد بود و تنها هزینه‌های تغییر را افزایش می‌دهد، کافی باشد. اما یک گزاره مطرح‌شده به‌ویژه پس از حوادث آبان سال گذشته این است که آیا با لحاظ هزینه‌های اجتماعی چنان تغییر عظیمی، می‌توان انتظار داشت دولت دست به چنین اقدامی بزند؟ شاید مثال مشهور یکی از دوستان اقتصاددان بتواند پاسخی مختصر و مفید به مخالفت‌های مطرح‌شده با افزایش قیمت بنزین با اتکای به حوادث آبان بدهد. ایشان گفته که فرض کنید بیماری نزد پزشکی برود و او خوردن روزانه یک عدد قرص را برای بیمار تجویز کند. بیمار این قرص‌ها را مصرف نمی‌کند و بعد از یک سال (احتمالاً شب قبل از چکاپ ادواری)، ظرف یک شب کل ۳۶۵ قرص را مصرف می‌کند. نتیجه نه‌تنها بهبود یک‌شبه نیست، بلکه رفتن به بیمارستان (و خدای‌ناکرده مرگ) را رقم می‌زند و زیان، دو برابر می‌شود. بیمار هم احتمالاً می‌گوید نسخه پزشک راهگشا نیست و آن قرص هم سرکنگبینی است که صفرا می‌فزاید. در ماجرای بنزین، نمی‌توان انتظار داشت سال‌ها فرصت ازدست‌رفته برای رشد تدریجی قیمت‌ها (که می‌تواند در بلندمدت افزایش بهره‌وری را نیز رقم بزند، چراکه صنایع فرصت کافی برای اصلاح فناوری دارند) با یک افزایش ناگهانی تدریجی جبران شود و بعد هم ادعا کرد که افزایش قیمت نتایج بدی داشته است. فارغ از سطح مطلوبیت چنین تصمیمی، سیاستگذار ایرانی در بلندمدت به دلیل محدودیت منابع چاره‌ای جز آزادسازی قیمت حامل‌های انرژی و به‌طور خاص سوخت‌ها (از جمله بنزین) ندارد. درس مهم آبان نه فراموشی آزادسازی، که لزوم پذیرش سیاست درست و اجرای آن در زمان مناسب است.
شناورسازی و الزامات آن
اساساً آزادسازی قیمت بنزین را به‌سختی می‌توان بدون شناورسازی در نظر آورد. چراکه قیمت‌های بازار (بدون پرداخت یارانه) مستمراً و روزانه در حال نوسان بوده و نرخ ارز نیز همین وضعیت را دارد. البته اگر زیرساخت‌های لازم فراهم نباشد می‌توان قیمت‌ها را ماهانه یا هفتگی تعیین کرد، ولی هر شکل دیگری از آزادسازی در نهایت به نقض غرض خواهد انجامید. مثلاً قیمت ثابت امروز ممکن است حتی دو هفته بعد اختلافی چند ده‌درصدی با نرخ‌های بازار (در اینجا، فوب خلیج‌فارس) داشته باشند و در نتیجه با مشخص کردن رقمی ثابت (آن هم براساس پول محلی کشوری با تورم چندده‌درصدی) نمی‌توان کاری از پیش برد و تجربه قبلی نیز چنین حکایت می‌کند. هم‌اکنون مبنای محاسبات دولت با پالایشگاه‌ها همین قیمت‌های شناور بازار است، اما در عمل عمده مبادلات مالی فی‌مابین به‌صورت تهاتری (در ازای نفت‌خام فروخته‌شده با تخفیف پنج‌درصدی) و بدون جریان نقدی صورت می‌گیرد. از این‌رو شناورسازی می‌تواند این بستر را ایجاد کند که جریان نقدی به صنعت پالایش بازگردد و این صنعت یک گام دیگر به سمت مدیریت اقتصادی حرکت کند. در چنین حالتی می‌توان شکل‌گیری کسب‌وکارهای مرتبط را نیز متصور بود که زنجیره ارزش ذخیره‌سازی، حمل‌ونقل، عمده‌فروشی، خرده‌فروشی و… را به‌صورت یکپارچه دربر گیرد. با شناورسازی در محدوده قیمت‌های آزاد (و نه مثلاً ۵۰ درصد آن) طبیعتاً حجم قاچاق نیز شدیداً کاهش می‌یابد چراکه کارآمدترین نظارت ممکن یعنی منطق اقتصادی جلوی آن را خواهد گرفت. با توزیع بخشی از منابع حاصله بین چند دهک جامعه، قاعدتاً باید انتظار داشت دریافتی آنها نیز متناسباً متغیر باشد.
نکول نفت
درباره افول جایگاه نفت ایران در جهان و ریشه‌های آن
برخی حوادث مثل منفی شدن قیمت‌های آتی نفت WTI در ماه آوریل، اگرچه ارتباط مستقیمی با صنعت نفت در اغلب نقاط دنیا و از جمله ایران پیدا نمی‌کنند، اما از این ویژگی مهم برخوردارند که سوال‌های مهم و استراتژیک را به عرصه عمومی می‌آورند. مثلاً اینکه چرا ایران به سادگی از بازار جهانی نفت حذف شد و این حذف تاثیر چندانی بر قیمت‌های جهانی نداشت؟ آیا سرنوشت نهایی نفت ایران، تبدیل شدن به یک بازیگر حاشیه‌ای است؟ چرا روزگاری ایران بازیگری همپای عربستان بود و الان نامش پایین‌تر از عراق و امارات، در کنار ونزوئلا و لیبی می‌آید؟ این نوشته قصد دارد سوالات استراتژیکی از این دست را به بحث بگذارد، البته با اتکا به ادبیات نفت و نه ژئوپولتیک و امثال آن.
دهه طلایی نفت ایران به لحاظ تولید و البته جهش قیمت، ۱۹۷۰ میلادی بود. طی سال‌های ۱۹۷۰ تا ۱۹۷۹ میانگین تولید ۳ /۵ میلیون بشکه در روز بود و رکورد تولید بیش از شش میلیون بشکه در روز به ثبت رسید. عمده این تولید از مناطق خشکی صورت می‌گرفت. ایران در آن دوران بازیگری همپای عربستان در اوپک محسوب می‌شد. از آنجا که ایران پیشتاز ملی شدن نفت، یکی از بنیان‌گذاران اوپک و بهره‌مند از درآمدهای سرشار نفتی بود، در تحولات سازمان مذکور، بازار جهانی نفت و شوک‌های آن دهه نقش محوری داشت. طی دهه مذکور حدود هشت تا ۱۰ درصد از تولید نفت و مایعات جهان توسط ایران صورت می‌گرفت که عمده آن به مصرف صادرات می‌رسید. پیداست که بسیاری از تحولات اجتماعی داخلی آن دهه چه ارتباطی با این نقش‌آفرینی ایران در عرصه بین‌المللی داشته‌اند.
در آن دوران اوپک بیش از یک دهه از عمر خود را پشت سر گذاشته بود و یکی از تاثیرگذارترین دوران خود را (و شاید پررنگ‌ترین نقش‌آفرینی تاریخش را) سپری می‌کرد. حدود نصف نفت دنیا توسط این سازمان تامین می‌شد که عمدتاً کشورهای غربی نیازمند آن بودند. البته این تمام تصویر نبود. میانگین تولید نفت آمریکا طی دهه ۱۹۷۰ حدود ۵ /۱۰ میلیون بشکه در روز و عربستان سعودی ۵ /۷ میلیون بشکه در روز بود. شوروی سابق در این دهه رشد بالایی در تولید نفت تجربه کرد و میانگین تولید ۵ /۹ میلیون بشکه در روز را به ثبت رساند که عمده آن از روسیه به دست می‌آمد.
در ادامه خواهیم گفت که همین مثلث بار دیگر و در دهه گذشته و جاری میلادی به شکلی دیگر ظهور کردند. با وجود تداوم نقش‌آفرینی عربستان در ادامه مسیر، سه بازیگر دیگر هر یک به دلایلی نتوانستند همچون گذشته موثر باشند. آمریکا به دلیل اتکا به واردات حتی در آن دوران نیز تاثیری مشابه عربستان یا ایران (به عنوان صادرکنندگان بزرگ) نداشت. تولید نفت شوروی سابق پس از رسیدن به حداکثر دهه ۱۹۸۰، متوقف و بعد (به ویژه پس از فروپاشی) وارد روند نزولی شد. اما این روند دیری نپایید و در همان دهه ۱۹۹۰ به مدد سرمایه‌گذاری به ویژه در حفظ و نگهداشت تولید، نفت روسیه در مسیر احیا قرار گرفت. ایران از دهه ۱۹۸۰ در نتیجه جنگ و تحریم، وارد مسیر نزولی شد. با شروع بازسازی به تدریج بخشی از ظرفیت تولید کشور احیا شد و سپس با انعقاد قراردادهای جدید نفتی (عمدتاً بیع متقابل) به ویژه در دهه ۱۹۹۰ و اوایل ۲۰۰۰، رکورد تولید نفت خام کشور به میزان حدود ۲ /۴ میلیون بشکه در روز ثبت شد. موج توسعه میادین پارس جنوبی به افزایش ظرفیت تولید میعانات نیز انجامید و همزمان تولید انواع مایعات دیگر نیز افزایش پیدا کرد. اما این پایان ماجرا نبود.
پس از انقلاب شیل
نفت شیل برای متخصصان نفت هیچ‌گاه ناشناخته یا جدید نبود. دو عامل عمده یعنی گرانی نسبی و محدودیت فناوری از توسعه قابل توجه این منابع جلوگیری کرده بود. در نتیجه رشد تدریجی فناوری و افزایش قیمت نفت در دهه ۲۰۰۰، تولید این نفت در آمریکا رو به افزایش گذاشت. دلیل توسعه این میادین در آمریکا به رژیم حقوقی حاکم بر این کشور موسوم به Rule of Capture بازمی‌گردد که مشابه حیازت در قوانین اسلامی بوده و مالکیت و مدیریت بخش خصوصی را بر عمده منابع نفت و گاز این کشور تضمین می‌کند. تولد و شکوفایی نفت در این کشور طی اواخر قرن نوزدهم و اوایل قرن بیستم نیز مدیون همین قاعده و محوریت بخش خصوصی بوده است. در نتیجه انقلاب شیل، تولید نفت خام آمریکا از محدوده پنج میلیون بشکه در روز به محدوده ۱۲ میلیون بشکه در روز رسید و این کشور اکنون با احتساب انواع مایعات حدود ۱۷ میلیون بشکه در روز تولید می‌کند. در سوی دیگر روسیه توانسته بود به مدد آزادسازی نسبی و سرمایه‌گذاری در توسعه میادین، تولید نفت خود را در محدود ۱۰ و سپس ۱۱ میلیون بشکه در روز تثبیت کند و عربستان سعودی چند دهه بود که ظرفیت تولید ۱۲میلیونی و تولیدی کمتر از این میزان را حفظ می‌کرد. استراتژی توسعه این سه کشور متناسب با ویژگی‌های هر یک توانست این کشورها را وارد باشگاه دورقمی‌ها (کشورهای با تولید نفت بالای ۱۰ میلیون بشکه در روز) کند: آمریکا با محوریت اقتصاد آزاد و سرمایه‌گذاری بخش خصوصی، روسیه با اقتصادی مختلط و سرمایه‌گذاری متنوع و عربستان سعودی با اقتصادی دولتی و متکی به انبوه درآمدهای نفتی. ایران عملاً سعی داشت مدلی بین عربستان و روسیه را در پیش گیرد، اما با دو مشکل عمده مواجه بود:
الف- منابع نفتی دولتی (به جز در موارد استثنا از قبیل توسعه فازهای پارس جنوبی در دهه گذشته میلادی به مدد نفت سه‌رقمی و حفظ و نگهداشت تولید طی دو دهه قبل از آن) برای توسعه حجم عظیم منابع نفتی ایران کفایت نمی‌کرد. چراکه سرانه نفتی کشور قابل مقایسه با اقتصادهایی از قبیل کویت یا عربستان نبود و بخش‌های متعددی از کشور نیازمند منابع نفتی بودند.
ب- سرمایه‌گذاری گسترده خارجی (به جز در قراردادهای بیع متقابل) صورت نگرفت و بیع متقابل نیز عمدتاً در دو حوزه پارس جنوبی (برای تولید گاز) و غرب کارون (تولید نفت از میادین یادآوران، آزادگان شمالی و دارخوین) متمرکز و موفق بود. ریشه این امر به تحریم‌های پیاپی و محیط نامساعد کسب‌وکار (قراردادهای غیرجذاب، ریسک‌های سرمایه‌گذاری و…) بازمی‌گشت. ایران در این حوزه نیز زمین را به کشورهایی از قبیل امارات متحده عربی، قطر و عمان واگذار کرد.
نتیجه آنکه ظرفیت تولید نفت خام کشور طی چند دهه اخیر در محدوده چهارمیلیونی درجا زده و تنها توسعه عظیم و قابل‌توجه در پارس جنوبی و تا حدی غرب کارون رقم خورده است. در عمل، تولید نفت ایران پایین‌تر از کشورهایی مثل عراق، کویت و امارات متحده عربی قرار گرفته و ایران به یک بازیگر حاشیه‌ای در اوپک و بازار نفت تبدیل شده که هرازگاهی با لغو تحریم‌ها وارد بازار می‌شود و هرگز نتوانسته منابع عظیم نفت و گاز خود را به ثروتی روی زمین تبدیل کند. اکنون می‌توان پرسید که ایران چگونه در توسعه منابع خود با ناکامی مواجه شده و این امر چه تبعاتی داشته است؟
ناکامی در نفت: ریشه‌ها و میوه‌ها
بر اساس آمارهای برنامه‌ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت، کشور دارای بیش از ۲۵۰ مخزن نفتی و بالغ بر ۱۳۰ مخزن گازی است. بیش از ۱۰۰ مخزن نفتی و همین‌طور گازی (مجموعاً بالغ بر ۲۰۰ مخزن) توسعه نیافته‌اند. حجم کل نفت، مایعات و میعانات گازی باقیمانده و قابل استحصال کشور بیش از ۱۵۰ میلیارد بشکه و حجم گاز باقیمانده نیز معادل بیش از ۱۸۰ میلیارد بشکه نفت بوده و مجموع این دو حدود ۳۴۰ میلیارد بشکه است. این ارقام با فرض این هستند که ضریب بازیافت (یعنی کسری از کل نفت و مایعات درجای کشور که قابل استحصال هستند) حدود یک‌چهارم باشد. این ارقام ایران را در جایگاه نخست مجموع ذخایر نفت و گاز جهان قرار می‌دهد که از قضا با لحاظ اندازه میادین و مخازن نفت و گاز، در نوع خود از ارزان‌ترین منابع هیدروکربنی جهان محسوب می‌شوند. ایران تا حدی در توسعه منابع ناکام بوده که با آمارهای فعلی برای حدود یک قرن می‌توان با ظرفیت موجود به تولید نفت پرداخت، در حالی که میانگین این رقم برای دنیا حدود ۵۰ سال است. این یعنی بخش زیادی از منابع کشور در معرض متروک شدن قرار دارند و با لحاظ تحولات بهره‌وری انرژی و رشد انرژی‌های تجدیدپذیر احتمالاً هیچ‌گاه به کار نمی‌آیند. طی دهه اخیر موجودی سرمایه خالص در بخش نفت و گاز به صورت مستمر در حال کاهش بوده و فرسودگی تاسیسات و تجهیزات نفتی در بسیاری از میادین قدیمی، صنعت را در معرض ریسک‌های عملیاتی قرار داده است. کشور حتی در تامین منابع برای حفظ و نگهداشت تولید نیز ناتوان بوده و افت تولید منابع نفتی کشور (که به صورت طبیعی ۵ تا ۱۰ درصد برآورد می‌شود) ظرفیت تولید نفت را در میادین تولیدی کاهش داده است. از سوی دیگر حتی میادین تولیدی نیز به صورت بهینه توسعه نیافته‌اند. به عنوان یک مثال، درباره میدان نفتی آب‌تیمور که تولید آن برای چند دهه در حدود پنجاه‌هزار بشکه در روز بود، با دریافت سه پروپوزال از سه شرکت خارجی مشخص شد بسته به سطح سرمایه و فناوری، می‌توان تولید آن را به ارقامی در حدود ۱۵۰، ۲۵۰ و ۴۵۰ هزار بشکه در روز رساند؛ یعنی امکان افزایش تولید حداقل ۲۰۰ تا ۸۰۰درصدی. به صورت خلاصه می‌توان گفت اکتشاف، توسعه و تولید نفت و گاز در کشور هر سه به شکلی مطلوب صورت نگرفته است. اما چرا؟
سرمایه‌گذاری برای توسعه مخازن جدید نیازمند دانش فنی و مدیریتی و تامین مالی است که اگرچه در هر یک از آنها ظرفیت‌هایی وجود دارد، اما برای تامین الزامات توسعه این حجم ذخایر نفت و گاز کافی به نظر نمی‌آید. دلیل مهم آنکه کشور طی چند دهه اخیر ارتباط مستمر و استراتژیک با منابع دانش فنی و مدیریت جهان نداشته و یافته‌های دنیای جدید انرژی به صورت سیستماتیک در صنعت کشور ته‌نشین نشده است. از سوی دیگر تحولی مشابه آنچه در صنعت نفت و گاز کشورهایی مثل چین و تا حدی روسیه شاهد بودیم نیز در ایران رخ نداده و کشور به یک مرکز فناوری نفت و گاز تبدیل نشده است. نمود این قضیه آنکه در مقابل غول‌هایی مثل CNOOC، CNPC و SINOPEC از چین یا LUKOIL و GAZPROM از روسیه، شرکت ملی نفت ایران فاقد هرگونه فعالیت قابل‌توجه بین‌المللی و رقابت‌پذیری در مقایسه با رقبای طراز اول جهانی است. در حالی که شرکت‌های نفتی دولتی از قطر، مالزی، تایلند و آنگولا و بسیاری کشورهای دیگر واجد توان حضور در عرصه بین‌المللی هستند، چنین چیزی درباره این شرکت روی نداده است. مشابه آنچه گفته شد درباره منابع مالی نیز صادق بوده و باوجود اولویت نفت و گاز در تخصیص منابع صندوق توسعه ملی، عملاً ارقام در مقایسه با نیاز نفت و گاز ایران کفایت نکرده؛ چنان‌که حتی حفظ و نگهداشت تولید فعلی نفت نیز با چالش روبه‌رو است.
سوال اینکه چرا ایران از دانش فنی و مدیریتی و منابع مالی شرکت‌های بین‌المللی برای توسعه این حجم منابع عظیم بهره نگرفته است؟ پاسخ به ویژگی‌های رژیم مالی و قراردادی نفت در کشور بازمی‌گردد. بر اساس برداشت غالب در چند دهه اخیر (که در آن بر مالکیت و مدیریت حداکثری منابع هیدروکربنی توسط دولت تاکید می‌شود)، کشور صرفاً از قراردادهای خدماتی (Service) استفاده کرده و هیچ قراردادی از نوع مشارکت در تولید (Production Sharing) یا امتیازی (Concession) منعقد نشده است. قراردادهای اخیر در دنیا به‌طور کلی مرسوم‌تر و به لحاظ همراستاسازی منافع طرفین بهتر عمل کرده‌اند، اما بر اساس یک تفسیر غالب از قوانین کشور هیچ‌گاه در ایران به‌کار گرفته نشده‌اند. حتی همین قراردادهای خدماتی نیز تا معرفی مدل جدید (موسوم به IPC) بلندمدت و واجد جذابیت قابل‌توجه مالی نبوده و نتیجه آنکه به‌کارگیری قراردادهای «بیع متقابل» ضمن موفقیت در زمان خود، نتوانسته برای بخش زیادی از منابع کشور چاره‌ای فراهم سازد. این واقعیت‌ها در بستر ریسک‌ها و شرایط محیط کسب‌وکار ایران، عرصه را بر حضور شرکت‌های خارجی بسیار تنگ کرده و همزمان تحریم نیز به آن دامن زده است.
پارادایم کهنه و نو
احتمالاً مهم‌ترین سوال این است که اگر تولید حداکثری نفت تا این اندازه اهمیت دارد و نه‌تنها به لحاظ اقتصادی از آن ناگزیر هستیم، بلکه مستقیماً بر جایگاه کشور در صحنه جهانی و امنیت کشور موثر است، پس چرا الزامات داخلی آن فراهم نمی‌شود و کشور در مسیر آن قرار نمی‌گیرد؟ این سوال را درباره ده‌ها موضوع دیگر نیز می‌توان مطرح کرد. مثلاً چرا با وجود محوریت افزایش تولید ناخالص داخلی، کار جدی در مسیر اصلاح محیط کسب‌وکار انجام نمی‌شود؟ چرا مسوولان کشور بر خصوصی‌سازی تاکید دارند، اما در عمل نهادهای عمومی و بنگاه‌های شبه‌دولتی بخش عمده‌ای از اقتصاد را در اختیار دارند؟ پاسخ به سوالات فوق، بی‌ارتباط با پاسخ به سوال ما درباره نفت نیست. در همه این موارد، اجماعی (ولو حداقلی) درباره لزوم اجرای یک سیاست وجود ندارد و دفاع از تولید حداکثری و مشارکت بخش خصوصی و لزوم کاهش مقررات دست‌وپاگیر با تعارف و تبصره و لکنت انجام می‌شود. کوچک‌ترین حرکتی در مسیر واگذاری یک بنگاه به بخش خصوصی یا اصلاح قراردادهای نفتی، با ده‌ها مخالفت و تردید مواجه می‌شود. این تامل و تردیدها بیش از آنکه ریشه در اختلافات سیاسی و جناحی داشته باشد (که اگر این‌گونه بود شاید بالاخره در دوران یک دولت، برخی سیاستگذاری‌ها اصلاح می‌شد)، ریشه در پارادایم فکری دارد که چند دهه در قرن گذشته میلادی بر کشور حاکم بوده و هنوز ریشه‌های آن را می‌توان دید. پارادایمی که در نفت با ملی شدن، مخالفت با هرگونه مالکیت و مدیریت غیردولتی (اعم از شرکت‌های خصوصی داخلی و خارجی) و نگرانی درباره غارت سرمایه‌های محدود و گران‌بها درهم‌آمیخته است. با کمی تامل می‌توان شباهت‌ها و اشتراک‌های این پارادایم را با تفکرات سوسیالیستی و چپ سابقاً حاکم بر کشور نیز دریافت. مبانی فکری این پارادایم نفتی از این قرارند: الف- منابع نفت و گاز بسیار محدودند و با در پیش بودن پیک عرضه نفت، نباید برای تولید آنها عجله داشت. ب- مالکیت و مدیریت دولتی در نفت یک قاعده مبنایی برای جلوگیری از هدررفت و ایجاد فساد است. پ- حضور بخش خصوصی (به ویژه شرکت‌های خارجی) باید در حداقل ممکن خلاصه شود.
گذار از وضعیت بغرنج فعلی مسیر سهل و ممتنع دارد. سهل از آن‌رو که بسیار درباره‌اش بحث شده و لااقل در سطح کلان پیچیدگی چندانی ندارد؛ و ممتنع از آن‌رو که اساساً تغییر پارادایم و ترک عادت آسان نیست. نقطه شروع این تغییر پارادایم، مروری بر واقعیت‌های نفت ایران و جهان است که سعی شد در این نوشته اشاره‌ای به آنها صورت گیرد. با عبور از پارادایم کهنه، پارادایم جدیدی در کشور حاکم خواهد شد که مبانی آن از این قرارند: الف- منابع نفت و گاز فراوان‌اند و باید نگران بی‌ارزش شدن آنها و از دست رفتن جایگاه ایران در بازار بود. ب- به جز حاکمیت دولتی، هیچ شکلی از تصدی‌گری و مالکیت و مدیریت فی‌نفسه مطلوب نیست. پ- ایجاد فضای رقابتی برای حضور حداکثری همه بازیگران بین‌المللی و داخلی یک الزام است.
بدیهی است که با فرض پذیرش سه اصل فوق (فراوانی منابع، حاکمیت دولتی و مدیریت رقابتی) می‌توان به سادگی نسخه‌هایی برای عبور از بحران تجویز کرد. برخی از رئوس این نسخه بدین قرار است: الف- عبور از رژیم قراردادی خدماتی و به‌کارگیری قراردادهای امتیازی و مشارکت در تولید ب- افزایش جذابیت مالی و اقتصادی قراردادها، تا حدی که منجر به سرمایه‌گذاری گسترده شرکت‌های خارجی شود. ج- تهیه برنامه‌ای کوتاه‌مدت برای محدودیت نقش‌آفرینی دولت به حاکمیت و رگولاتوری و خروج از مالکیت، مدیریت و تصدی‌گری.