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.

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 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)

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

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