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 309 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 92 (فوب خلیجفارس) در زمان نگارش این مطلب حدود 31 دلار است که با لحاظ هر بشکه تقریباً 159 لیتر و قیمت دلار 17 هزارتومانی معادل حدود 3300 تومان در لیتر میشود. این رقم بسیار نزدیک به بنزین 3000 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 3000 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 90 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 365 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 50 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.
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، 1970 میلادی بود. طی سالهای 1970 تا 1979 میانگین تولید 3 /5 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 10 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 1970 حدود 5 /10 میلیون بشکه در روز و عربستان سعودی 5 /7 میلیون بشکه در روز بود. شوروی سابق در این دهه رشد بالایی در تولید نفت تجربه کرد و میانگین تولید 5 /9 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 1980، متوقف و بعد (به ویژه پس از فروپاشی) وارد روند نزولی شد. اما این روند دیری نپایید و در همان دهه 1990 به مدد سرمایهگذاری به ویژه در حفظ و نگهداشت تولید، نفت روسیه در مسیر احیا قرار گرفت. ایران از دهه 1980 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 1990 و اوایل 2000، رکورد تولید نفت خام کشور به میزان حدود 2 /4 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 2000، 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 12 میلیون بشکه در روز رسید و این کشور اکنون با احتساب انواع مایعات حدود 17 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 10 و سپس 11 میلیون بشکه در روز تثبیت کند و عربستان سعودی چند دهه بود که ظرفیت تولید 12میلیونی 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 10 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 250 مخزن نفتی و بالغ بر 130 مخزن گازی است. بیش از 100 مخزن نفتی و همینطور گازی (مجموعاً بالغ بر 200 مخزن) توسعه نیافتهاند. حجم کل نفت، مایعات و میعانات گازی باقیمانده و قابل استحصال کشور بیش از 150 میلیارد بشکه و حجم گاز باقیمانده نیز معادل بیش از 180 میلیارد بشکه نفت بوده و مجموع این دو حدود 340 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 50 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 5 تا 10 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 150، 250 و 450 هزار بشکه در روز رساند؛ یعنی امکان افزایش تولید حداقل 200 تا 800درصدی. 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.
با افت قیمت نفت به کانال 10 دلار و تداوم پایداری آن در کانال 20دلاری، این سوال مطرح شده که وضعیت فعلی بازار و قیمتها چقدر پایدار است؟ این سوال را میتوان در بازههای زمانی کوتاهمدت، میانمدت و بلندمدت پاسخ داد و البته مهمتر از پاسخ، دلالتهایی است که از آن میتوان برای امروز کشورمان دریافت کرد.
علت سقوط نفت بیشترین سهم در سقوط اخیر قیمت نفت به افت شدید تقاضای جهانی به ویژه در فصل دوم 2020 ناشی از شیوع کرونا مربوط است. برآوردهای مختلف ارقامی در بازه 15 تا 20 میلیون بشکه در روز را نشان میدهند که بیشترین افت مربوط به آوریل با رقم بینظیر حدود 30 میلیون بشکه در روز است. این افت شدید تقاضای نفت در شرایطی که توافق اوپکپلاس، بین کشورهای نفتی عضو اوپک (با محوریت عربستان) و شرکای استراتژیک خارج از این سازمان (با محوریت روسیه) تداوم پیدا نکرد، با رشد عرضه همراه شد و در نتیجه سقوط فعلی رقم خورد. البته انتظار میرفت حتی در صورت توافق اولیه نیز افتی کمابیش در همین حدود اتفاق افتد، چراکه کاهش تولید در حدود دو، سه میلیون بشکه در روز نمیتواند در این شرایط تاثیر چندانی داشته باشد و دیدیم که نشست اضطراری اوپکپلاس و توافق کاهش 7 /9میلیونی عرضه نیز نتوانست جلو روند نزولی قیمتها را بگیرد. شوک کرونا در شرایطی به بازار وارد شد که روندهای میانمدت نیز شرایط چندان خوبی را نشان نمیدادند: در سمت عرضه هر سال تولید نفت کشورهای غیراوپک (با محوریت آمریکا و اخیراً برزیل و نروژ) فزاینده و برای تامین افزایش تقاضا کافی بود؛ آن هم در حالی که سمت تقاضا عمدتاً در نتیجه تاثیرات جنگ تجاری چین و آمریکا وضعیت مطلوبی نداشت. با این مقدمه میتوان پرسید که چه مدت شرایط فعلی و بالطبع حضور نفت در کانال 20 دلار تداوم خواهد یافت؟
برآورد کوتاهمدت بر اساس برآوردهای فعلی و به شرط عدم تغییر اساسی در وضعیت کرونا، انتظار میرود بدترین وضعیت بازار مربوط به ماه آوریل باشد و کاهش افت تقاضا از ماه می شروع شود. همزمان، عرضه نیز از همین ماه رو به کاهش خواهد گذاشت؛ اما انتظار میرود برآیند تغییرات عرضه و تقاضا در نهایت به رشد موجودی انبارهای نفتی (Stocks) بینجامد و به عبارت دیگر کاهش عرضه برای جبران کاهش تقاضا کافی نباشد. این موضوع با لحاظ سطح بالای موجودی انبارهای نفتی، یعنی قیمتها تا پایان فصل جاری احیای قابل توجهی نخواهند داشت، اگرچه میتواند به محدوده 30 دلار بازگردد. پس از آن، احیای تقاضا با سرعت بیشتری در نیمه دوم سال 2020 ادامه خواهد یافت؛ ولی این موضوع عیناً در قیمتها منعکس نخواهد شد. دلیل اصلی بالا بودن موجودی انبارها و ناکافی بودن کاهش عرضه اوپکپلاس برای تغییر قابل توجه در این موجودی است. همچنین انتظار میرود رشد ماهانه تقاضای نفت تا پایان سال (در مقایسه با ماه مشابه سال قبل) کماکان منفی باشد. برای میانگین سال 2020 افت تقاضایی در حدود 10 میلیون بشکه در روز مورد انتظار است. از اینرو انتظار میرود در نیمه دوم سال نفت کماکان حداکثر در کانال 30دلاری باقی بماند و برای سال میانگینی در حدود 35 دلار رقم بخورد.
آینده میانمدت بر اساس آخرین برآورد صندوق بینالمللی پول اقتصاد جهانی طی سال جاری رشد اقتصادی در حدود منفی سه درصد را تجربه میکند. با برآوردهای فعلی، در سال 2021 اقتصاد جهان به سال 2019 بازمیگردد؛ اما چشمانداز بازار نفت قدری نامساعدتر است و احتمالاً بازگشت بازار نفت به میانگین سال 2019 در 2022 رقم خواهد خورد. اوپکپلاس نیز با پذیرش این واقعیت، فعلاً آوریل 2022 را به عنوان زمان پایان توافق لحاظ کرده است. در سمت عرضه چنانچه قیمتهای پایین نفت بتواند تاثیری پایدار در حدود یک تا دو میلیون بشکه در روز بر نفت شیل داشته باشد، میتوان انتظار داشت نتیجه در سال 2021 بتواند میانگین سالانه قیمت نفت را با احیای قابل توجه به بالای 50 دلار برساند. در غیر این صورت احتمالاً برای چنین رشدی نیازمند کاهش بیشتری از سوی اوپکپلاس خواهیم بود. با این تفاسیر میتوان گفت ورود قیمت نفت به کانال 50 دلار در 2021 به سادگی و لااقل برای نصف سال روی نخواهد داد؛ اگرچه چنین امری ناممکن نیست. در سال 2022 میتوان انتظار داشت چنین میانگین سالانهای با احتمال بالاتری رقم بخورد. از جمله ریسکهای پیشروی قیمت نفت در این بازه میتوان به بازگشت ایران، ونزوئلا و لیبی به بازار اشاره کرد که در این صورت پتانسیل کاهش شدید قیمت وجود خواهد داشت.
چشمانداز بلندمدت در بلندمدت با فرض اینکه عرضه نفت برای تامین رشد سالانه تقاضای نفت (که حداکثر در محدوده یک میلیون بشکه در روز خواهد بود) کافی است، باید بیشتر بر سمت تقاضای نفت تمرکز داشت. دو عامل مهم شکل آینده انرژی و بالطبع تقاضای نفت را رقم خواهد زد: نرخ رشد مصرف و ترکیب سبد انرژی. نرخ رشد مصرف انرژی با افزایش مستمر راندمان انرژی (Energy Efficiency) یا به عبارت دیگر کاهش شدت مصرف انرژی، همواره کاهنده خواهد بود که این موضوع برای سوختهای فسیلی بیشتر صدق میکند. انتظار میرود در دهه گذشته میلادی از پیک مصرف زغالسنگ عبور کرده باشیم و پیک مصرف نفت به احتمال بسیار بالا در دهه آتی میلادی رقم خواهد خورد. همزمان سهم انرژیهای تجدیدپذیر در سبد انرژی رو به افزایش بوده که این موضوع میتواند بر سهم سوختهای فسیلی تاثیرگذار باشد؛ اگرچه شاید این تاثیر بر گاز بیشتر از نفت مشاهده شود. این دو عامل در نهایت چشمانداز چندان درخشانی را برای نفت رقم نخواهند زد و انتظار میرود قیمتهای حقیقی (Real) سالانه نفت در محدوده 50 تا 75 دلار باقی بماند و حتی به سمت پایین این محدوده حرکت کند. سناریوهایی درباره باقی ماندن قیمتهای بلندمدت نفت در حوالی 50 دلار و کمتر نیز وجود دارد. این چشماندازی است که از آن به Lower for Longer یاد میشود و دولتهای نفتی و اهالی این صنعت دیر یا زود با آن دستوپنجه نرم خواهند کرد.
ایران و نفت ارزان اگرچه فروش نفت در محدوده نهایتاً چند صد هزار بشکه در روز برآورد میشود، افت قیمت نفت درآمد حاصل از صادرات فرآوردههای نفتی و همچنین بسیاری محصولات پتروشیمی را کاهش میدهد. از سویی به نظر میرسد قدرمطلق چنین کاهشی برای ایران بسیار کمتر از صادرکنندگان بزرگ است و از سوی دیگر تاثیر همین کاهش (در کشوری که با تحریم دستوپنجه نرم میکند) بر تراز تجاری و بودجه دولت میتواند قابل توجه باشد. انتظار میرود تاثیر این کاهش را در نرخ ارز بتوان ظرف چند ماه آتی مشاهده کرد. نکته اینکه شاید اگر ایران به جای چهار میلیون بشکه در روز، ظرفیتی بیشتر (مثلاً در حدود هشت میلیون بشکه در روز) داشت، به سادگی هر چندسال یکبار با تحریمهای نفتی مواجه نمیشد و احتمالاً به همین دلیل است که تحریمها همواره توسعه صنعت نفت ایران را هدف قرار دادهاند. به هر حال اکنون در شرایط تحریم قرار داریم و از چنان ظرفیتی نیز بیبهرهایم؛ ولی کماکان میتوان درباره سیاستگذاری بهینه برای توسعه منابع نفتی کشور (شاید پس از رفع تحریمها) چند کلامی گفت. تولید حداکثری نفت و رسیدن به ظرفیت هشت تا 10 میلیون بشکه در روز نهتنها میتواند سپری محکم در مقابل وضع مجدد تحریمها باشد، بلکه به لحاظ اقتصادی نیز یک الزام است. چراکه با تصویر ارائهشده در بالا از قیمتهای بلندمدت نفت، نگه داشتن نفت زیر زمین و عدم تبدیل آن به ثروتی در روی زمین ممکن است برای همیشه ایران را از چنین ظرفیتی محروم سازد. این موضوع در ادبیات روز نفت دنیا مطرح شده و آژانس بینالمللی انرژی از آن به عنوان منابع متروک (Stranded Resources) نام برده است. سقوط اخیر قیمت نفت زنگ خطر را برای اقتصاد ایران به صدا درآورده و این پیام را دارد که رویای نگه داشتن نفت زیر زمین و فروش آن در آینده به قیمتهای سهرقمی احتمالاً هرگز رنگ واقعیت نخواهد پوشید؛ از اینرو باید همین امروز و با حداکثر توان ظرفیت تولید نفت را افزایش داد و بازار را به رقبایی مثل آمریکا، عربستان و روسیه نسپرد.
* مطابق ادبیات متعارف، منظور از قیمت نفت در این نوشته، «قیمت نفت برنت» است که بنچمارک بخش عمدهای از دنیاست و نه WTI. از اینرو اتفاقات خاص از قبیل سقوط اخیر قیمت WTI به صفر و منفی (فارغ از اینکه پدیدههایی استثنایی هستند که علت آن هم به سادگی قابل توضیح است)، موضوع این نوشته نیست.
سیاستهای آمریکا و سه سناریوی پیش روی توسعه نفت ایران
نیمه ژانویه قرار است بار دیگر پس از یک موعد 90 روزه، دونالد ترامپ براساس «اینارا»، ضمیمه قانون هستهای 1954 آمریکا، نظر خود را درباره پایبندی ایران به توافق هستهای اعلام کند. آخرین مرتبه، ترامپ پایبندی ایران را تایید نکرد تا کار به کنگره برسد و در نهایت بدون هیچ تصمیمی از سوی این نهاد، برجام باقی بماند. برجام این زمینه را فراهم کرد تا شرکت ملی نفت ایران با حدود 20 شرکت خارجی برای بیش از 20 میدان نفتی تفاهمنامههایی را امضا کند و از آن میان یک مورد را در فاز 11 پارس جنوبی با کنسرسیومی به رهبری شرکت توتال به قرارداد برساند. از اینرو هرگونه پیشبینی درباره آینده قراردادهای نفتی، به آینده برجام و مساله سیاست خارجی ایران پیوند خورده که این ارتباط دوجانبه است: همانطور که در زمان مذاکرات هستهای، قراردادهای جدید نفتی توانست به یاری سیاست خارجی آید، اکنون نیز نمیتوان از تاثیر انعقاد قرارداد با غولهای نفتی بر تصویر کلان اقتصاد و سیاست ایران چشم پوشید. در عین حال، انعقاد این قراردادها نیز در گروی بقای زمینه حداقلی فراهمشده توسط برجام است.
برجام چه تاثیری بر شکلگیری توافق تاریخی اوپک داشت؟
پیش از اجرای برجام، و حتی قبل از آنکه ایران و 1+5 به توافقی در این باره دست یابند، وزیر نفت بارها از بازگشت ایران به بازار نفت بلافاصله پس از رفع تحریمها سخن گفته بود. شاید گفتن این حرفها در روزگار نفت 100 دلاری معنایی داشت، اما تحقق و اجرای آن در زمانی که قیمت نفت به کمتر از 40 و حتی 30 دلار رسیده بود، دشوار به نظر میآمد؛ چراکه اولاً بازار در شرایط مازاد عرضه نسبت به مصرف قرار داشت و ثانیاً اصل امکان افزایش تولید با توجه به سالهای متمادی عدم سرمایهگذاری و پیشبینی افت طبیعی توان تولید، مبهم مینمود. ابهام دوم، به سرعت رفع شد و افزایش توان تولید ایران به مدد نگهداشت مناسب توان تولید در مناطق نفتخیز جنوب؛ و نیز افزایش برداشت ایران از میادین مشترک غرب کارون، رقم خورد؛ اما مساله اصلی به قوت خود باقی بود: قیمتهای نفت.
ایران بازگشت خود را به توان تولید پیش از تحریمها، یک حق طبیعی میدانست و کاهش قیمتها را در نتیجه افزایش تولید کشورهایی میدانست که در زمان تحریم، نهتنها جای خالی ایران را پر کردند؛ که حتی از سقف مصوب در نظر گرفتهشده برای سازمان کشورهای صادرکننده نفت (اوپک) نیز فراتر رفتند. در نتیجه، پاسخ مقامهای کشور به فریز نفتی پیش از رسیدن به تولید پیشین، منفی بود. آنها حتی در نشست دوحه نیز شرکت نکردند تا عربستان نیز در واکنش، تن به توافق ندهد. هدف، افزایش تولید تا سطح پیش از تحریمها بود و بدون پذیرش این امر، ایران هر توافقی را ناممکن میشمرد. در حالی که تا ماههای قبل ایران بود که از لزوم نقشآفرینی اوپک در موازنه بازار نفت میگفت و عربستان و معدود کشورهای همپیمان آن در سازمان مخالفت میکردند، اکنون همه از لزوم فریز نفتی میگفتند و ایران با اتکا به امکانی که پس از برجام برای رشد صادرات و تولید نفت فراهم آمده بود، ساز مخالف میزد و از بازگشت به دوران پیش از تحریم میگفت.
با اجرای برجام، نهتنها صادرات به مقاصد آسیایی افزایش یافت، که صادرات به اروپا نیز از سر گرفته شد و اینگونه بود که در نشست الجزایر، پیشنهاد منصفانهتری مطرح شد: همه کشورها تولید خود را کاهش دهند، ولی ایران، لیبی و نیجریه معاف شوند. جزئیات به نشست تاریخی اوپک در 30نوامبر رسید؛ تا ایران، روسیه و عربستان توافقی تاریخی را رقم بزنند: کاهش 2 /1میلیون بشکهای تولید اوپک و 600 هزار بشکهای غیراوپک. ایران در این میان اجازه یافت کاهش را نسبت به رکورد تولید خود در 16 سال گذشته صورت دهد، یعنی رقمی در حدود 2 /4-1 /4 میلیون بشکه در روز که مسوولان ایرانی آن را 975 /3 میلیون ثبت کرده بودند. با این توافق، تولید نفت ایران نسبت به آخرین رقمها نهتنها کاهش نمییافت، بلکه در عمل با رشدی 90 هزاربشکهای نیز مواجه میشد؛ چراکه بر اساس منابع ثانویه ایران در ماه اکتبر 707 /3 میلیون بشکه در روز تولید کرده بود و طبق توافق اجازه داشت 797 /3 میلیون بشکه در روز تولید کند. ایران، که بعد از اجرای برجام توانسته بود یک گام در سیاست خارجی خود با غرب به پیش رود، اکنون و با نقشآفرینی روسیه توانست باوجود تنشهای موجود، به توافقی روشن با عربستان برسد؛ توافقی که شاید خوشبینانه باشد ولی با توجه به روی کار آمدن ترامپ، احتمال دارد آغاز تنشها باشد اما بدون برجام حتی تصور آن هم ممکن نبود.
صادرات نفت خام ایران از مرز 4 /2 میلیون بشکه در روز گذشت
تولید نفت خام ایران بر اساس آمارهای رسمی (میلیون بشکه در روز) – منبع: اوپک
دو میلیون و 440 هزار بشکه نفت خام. این آخرین رقمی است که به عنوان صادرات نفت خام ایران از سوی مقامهای رسمی اعلام شده و با احتساب میعانات گازی، به حدود سه میلیون بشکه در روز و شاید حتی بیشتر میرسد. در حالی که یک سال قبل بسیاری از تحلیلگران انتظار نداشتند با رفع تحریمها ایران بتواند با چنین سرعتی تولید نفت را افزایش دهد و آن را به فروش رساند، گزارشهای داخلی از رشد روزافزون تولید نفت ایران خبر میدهند و منابع خارجی نیز به این ارقام صحه میگذارند. بر اساس شماره جدید نشریه «بازارهای جهانی آرگوس»1، ایران در ماه اکتبر روزانه دو میلیون و 440 هزار بشکه نفت خام صادر کرده است؛ یعنی رقمی مساوی اعلام اخیر بیژن زنگنه، وزیر نفت. روند رو به رشد تولید و صادرات نفت ایران در حالی پابرجاست که همزمان گفتوگو میان اعضای اوپک و کشورهای خارج از این سازمان برای دستیابی به فرمولی برای کاهش تولید این سازمان به 5 /32 تا 33 میلیون بشکه در روز ادامه دارد و تاکنون به نتیجه نرسیده است. ایران و سه کشور دیگر اوپک خواستار معافیت از کاهش تولید شدهاند؛ یعنی همان سیاستی که از ابتدای بازگشت زنگنه به کرسی وزارت نفت در پیش گرفته شده و او بر مبنای آن اعلام کرده بود حتی یک بشکه هم از سهم ایران در بازار نفت، کوتاه نخواهد آمد.
نگاهی به رقابت ایران و عربستان در بازار نفت، از تحریم تا نشست الجزایر
«برنده بزرگ اوپک». این تعبیری است که بلومبرگ درباره ایران پس از نشست اخیر الجزایر به کار برد؛ نشستی که با توافق کشورهای عضو این سازمان مبنی بر کاهش تولید نفت به 33-5 /32 میلیون بشکه در روز پایان یافت تا ضمن افزایش قیمت نفت، امیدها به احیای نقشآفرینی اوپک دوباره زنده شود. پس از افت مداوم قیمت نفت و عدم دستیابی اعضای اوپک به توافقی مبنی بر فریز نفتی در نشست دوحه، که اردیبهشتماه امسال بدون مشارکت ایران برگزار شد، انتظار میرفت در الجزایر نیز توافق حاصل نشود؛ به ویژه آنکه ایران بر مواضع پیشین خود مبنی بر لزوم بازگشت به تولید پیش از تحریمها تاکید داشت. اما پیش از پایان نشست، اخبار غیررسمی منتشره نشان میداد که این بار وضعیت تفاوت دارد و پس از انتشار اعلامنظرهای رسمی همه مطمئن شدند که اعضای اوپک و به طور خاص ایران و عربستان به توافقی دست پیدا کردهاند که جزییات آن تا نشست بعدی اوپک در نیمه نخست آذر مشخص خواهد شد. قیمت نفت پس از انتشار این اخبار افزایش یافت. بهای سبد نفتی اوپک که در روز برگزاری نشست پایانی (28 سپتامبر) 21 /42 دلار در هر بشکه بود، در روز بعد به 34 /44 دلار رسید و در زمان نگارش این مطلب، آخرین قیمت گزارششده سبد نفتی اوپک 22 /48 دلار است. این افزایش بیش از 14درصدی طی حدود سه هفته، نتیجه توافقی است که بدون پذیرش ایران و عربستان، دستیابی به آن ممکن نبود. با در نظر گرفتن عدم عقبنشینی ایران از مواضع پیشین، بسیاری معتقدند که نشست اخیر با پیروزی ایران همراه بود؛ به ویژه آنکه گفته میشود ایران از کاهش تولید مستثنی خواهد بود؛ اگرچه در این باره هیچ اجماعنظری وجود ندارد. سوال این است که داستان جدال نفتی ایران و عربستان، چه پیشینهای دارد و آیا میتوان از پیروزی ایران در صحنه اخیر سخن گفت؟
چرا مصوبه قراردادهای نفتی و برگزاری مناقصه نفتی در مهرماه را میتوان نماد تغییر پارادایم در اقتصاد ایران دانست؟
یکشنبه هفته گذشته، مصوبه پرحاشیه دولت درباره قراردادهای جدید نفتی، که حدود یک سال به صورت گسترده در میان اهالی نفت و اقتصاد و حتی سیاست دستمایه چالش و اختلاف شده بود، بار دیگر اصلاح شد تا امیدها به برگزاری نخستین دور از مناقصات نفتی ایران برای توسعه میادین نفت و گاز در پساتحریم زنده شود. اگرچه اصلاحیههای اخیر هیات وزیران را میتوان در حکم سومین مصوبه در این خصوص به شمار آورد، و هنوز کلیه مراحل قانونی در آنها سپری نشده است؛ انتظار میرود مصوبه جدید بدون ایراد و مخالفت جدید از سوی نهادهای قانونی، به مرحله اجرا برسد. اصلاحات اخیر، بعد از حضور بیژن زنگنه، وزیر نفت، در جلسه غیرعلنی مجلس و رایزنی با نمایندگان صورت گرفته است. دو روز بعد از مصوبه هیات دولت، علی کاردر، مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران، که خود از اعضای کمیته بازنگری قراردادهای نفتی نیز بوده است، در یک نشست خبری ضمن اشاره به تصویب اصلاحیه، پیشبینی کرد که نخستین مناقصه در مهرماه برگزار خواهد شد و گفت احتمالاً طی هفتهای که شماره حاضر نشریه در آن منتشر شده است، نامهای به شرکتهای خارجی ارسال خواهد شد. این سخنان کاردر را پس از مصوبه هیات دولت، میتوان پایان راه بررسی قراردادها دانست؛ راهی که حدود سه سال قبل در ماههای نخست وزارت نفت زنگنه آغاز شد.
پس از سالها انتظار، اعضای اوپک درباره انتخاب دبیرکل جدید به توافق رسیدند
محمد بارکیندو به عنوان دبیرکل جدید اوپک انتخاب شد.
انتظار چندساله برای انتخاب دبیرکل اوپک به پایان رسید و اعضای این سازمان در نشست اخیر، محمد بارکیندو، کاندیدای پیشنهادی نیجریه، را به عنوان دبیرکل جدید برگزیدند. این یعنی لااقل برای چند سال از خبرهای تکراری درباره رقابت کاندیداهای کشورهای عضو برای این عنوان و میزان شانس ایران برای دبیرکلی خبری نخواهد بود؛ پدیدهای که بیشتر به کشوری مثل ایران اختصاص داشت. واقعیت این است که سمت دبیرکلی در اوپک، که تصمیمگیریهای آن با اجماع اعضا صورت میگیرد، به مراتب کمتر از آنچه به نظر میآید میتواند تاثیرگذار باشد و از سوی دیگر در نتیجه همان مکانیسم یادشده، کاندیداهای ایران و عربستان تقریباً هیچ شانسی برای دبیرکلی نداشتند؛ چرا که هر کشوری از رای دادن به طرف دیگر خودداری میکرد. با این تفاسیر تقریباً واضح بود که دبیرکل آتی اوپک از کشور ثالثی انتخاب خواهد شد.
عبدالله سالم البدری، مرد 76سالهای که قریب به یک دهه از عمرش را به اداره دبیرخانه اوپک گذرانده است، از یازدهم مرداد صندلی خود را به محمد بارکیندو واگذار میکند. سابقه فعالیت البدری در اوپک به بیش از نیمقرن میرسد: او در سال 1965 به استخدام شرکت Esso Standard درآمد و 18 سال بعد رئیس شرکت نفت لیبی شد. او از آن زمان تا سال 2006 در سمتهای مختلف مدیرعامل، وزارت و دبیر کمیتههای مختلف خلق لیبی به فعالیت پرداخته و همزمان از سال 2007 تاکنون دبیرکلی اوپک را نیز بر عهده داشته است. البدری طی دو دوره در دهه 90 برای مدتی رئیس کنفرانس اوپک و مسوول اداره دبیرخانه این سازمان بوده است. عدم دستیابی اعضای اوپک به توافقی درباره جانشین او باعث شد حضور او در این سمت چند بار تمدید شود. نهایتاً اعضای اوپک در نشست 169 اوپک در 13 خرداد محمد بارکیندو را به عنوان دبیرکل جدید این سازمان انتخاب کردند.
جانشین البدری نیز همچون او سوابق طولانی در صنعت نفت دارد و از جمله برای مدت بیش از یک دهه در اوپک فعالیت داشته و از نزدیک با این سازمان آشناست. او از ابتدای آگوست برای مدت سه سال دبیرکل اوپک خواهد بود. انتخاب دبیرکل اوپک همزمان با رشد قیمتهای نفت، افزایش تعداد اعضای این سازمان و کاهش اظهارنظرهای تنشزای ایران و عربستان این گمانه را در ذهنها مطرح کرده است که آیا وضعیت این سازمان در حال بهبود است؟ در حالی که عدم دستیابی به توافق برای کاهش تولید طی دوران سقوط اخیر قیمت نفت و سپس ناکامی در فریز نفتی باعث شده بود بسیاری از مرگ اوپک و حتی لزوم خروج از آن سخن به میان آورند، عدهای دیگر خروج تدریجی نفت شیل، مذاکرات اعضای این سازمان با روسیه و در نهایت توافق اخیر بر سر انتخاب دبیرکل را به عنوان نشانههایی از بهبود جایگاه این سازمان در نظر میگیرند. بدون هیچ قضاوتی درباره جایگاه کلی اوپک، نشست اخیر اوپک حداقل دو تفاوت با چند نشست اخیر این سازمان داشت. نخست آنکه قفل دبیرکلی سازمان بعد از سالها شکست و دوم اینکه ایران و عربستان به عنوان دو قطب مخالف و مهم این سازمان، کمتر از نشستهای پیشین به نقاط اختلاف نظر پرداختند؛ لااقل به صورت عمومی و در رسانهها. این کاهش ظاهری واگرایی میان اعضای اوپک و به طور خاص ایران و عربستان، البته در شرایطی صورت میگیرد که قیمت نفت در کانال 40 دلار قرار دارد و روند صعودی آن چند ماهی است ادامه دارد و در نتیجه شاید نتوان از کاهش عمق اختلاف میان دو قطب اوپک سخن گفت؛ اگرچه روی دیگر داستان تغییر وزیر نفت عربستان است که شاید بتوان آن را نشانهای از تغییر سیاستهای سعودی دانست که در نتیجه موفقیت کمتر از حد انتظار استراتژی حفظ سهم بازار آن هم به قیمت کاهش شدید درآمدهای نفتی صورت پذیرفت. انبوه گزارههای متناقضنمای یادشده شکی باقی نمیگذارد که اظهار نظر قطعی درباره آینده اوپک در دوران دبیرکلی بارکیندو، دشوار و نیازمند گذشت زمان بیشتر است.
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 17 و 18 (يك فاز استاندارد)، چهار سكوي فاز 19 (دو فاز استاندارد) و دو سكوي فازهاي 20 و 21 (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.
