26 - 10 - 2021
تحریم، نفس نفت و گاز را گرفت
کاهش ۸/۶۴ درصدی صادرات نفتخام طی سالهای ۹۷ تا ۹۸ نتیجه اعمال مجدد تحریمهای نفتی علیه کشور بوده است. این بخشی از گزارش مرکز پژوهشهای مجلس درخصوص عملکرد دولت دوازدهم در صنعت نفت و گاز است.
هرچند علاوه بر تحریمها، تعلل در تصمیمگیری به موقع و عدم تامین سرمایه هم دلایل دیگری بر نقاط منفی عملکرد دولت دوازدهم در صنعت نفت و گاز ذکر شده اما صراحتا اشاره شده که چینیها دست ایران را در توسعه میادینی نظیر فاز دوم میادین یادآوران و آزادگان شمالی و عدم تکمیل فاز اول آزادگان جنوبی در پوست گردو گذاشتهاند.
در گزارش مرکز پژوهشهای مجلس تاکید شده است: «عدم توسعه میادین، نظیر فاز دوم میادین یادآوران و آزادگان شمالی و عدم تکمیل فاز اول آزادگان جنوبی را میتوان به عدم پایبندی شرکت چینی CNPC به تعهدات خود دانست. توجه به توان داخل و اجرای توسعه این میادین توسط شرکت مهندسی و توسعه نفت موجب ارتقای تولید در این میادین شده است. آبگرفتگی و خسارات ناشی از سیل فصل اول سال ۱۳۹۸ در حوزه غرب کارون نیز از دیگر عوامل عدم تحقق اهداف کمی برنامه در خصوص توسعه میادین مشترک نفتی است.» همان میدان نفتی که روز گذشته محسن خجستهمهر مدیرعامل شرکت ملی نفت از مذاکره با شرکت بدقول چینی برای بازگشت به این پروژه خبر داده بود.
حرکت کند در میادین مشترک
در این گزارش تفضیلی مرکز پژوهشهای مجلس آمده است: «میزان صادرات نفتخام کشور در سال ۱۳۹۸ در مقایسه با سال ۱۳۹۷ با کاهش بیش از ۸/۶۴ درصدی روبهرو بوده است. این کاهش نتیجه اعمال مجدد تحریمهای نفتی علیه کشور بوده است. از دیگر مشکلات پیش روی صنعت نفت کشور، فقدان امنیت تقاضا در صادرات نفتخام و بازارهای بلندمدت و نبود مشتریان راهبردی است که این امر میبایست با دیپلماسی فعال اقتصادی احیا میشد.در راستای تحقق اهداف اسناد بالادستی کشور در افزایش میزان تولید نفت، در سالهای ۱۳۹۴ و ۱۳۹۵ (دوره پسابرجام) تولید نفتخام کشور روند افزایشی بهخود گرفته و در سال ۱۳۹۶ به حدود ۸۶/۳ میلیون بشکه در روز رسیده است که این میزان با کاهش حدود ۸/۳۸ درصدی در سال ۱۳۹۸، برابر ۳۶/۲ میلیون بشکه در روز رسید.
دلیل این کاهش، محدودیتهای بینالمللی در صادرات نفت بود که در اردیبهشتماه ۱۳۹۷ به طور مجدد شروع شد و این باعث کمرنگ شدن نقش ایران در بازارهای جهانی شده است. با توجه به آمار، میزان صادرات نفتخام کشور در سال ۱۳۹۸ نسبت به سال ۱۳۹۶ با کاهش ۶۷ درصدی همراه بوده است.
با توجه به اینکه اکثر میادین نفتی کشور در نیمه دوم عمر و بازدهی خود قرار دارند، طبیعی است که با افت فشار مخازن و کاهش تولید مواجه باشند. ضریب بازیافت مخازن از سال ۱۳۹۲ تاکنون هیچ تغییر قابل ملاحظهای نکرده است.عملکرد دولت درخصوص توسعه و بهرهبرداری بهنگام و با برنامه از میادین مشترک حاکی از روندی کُند در این زمینه است. با وجود تعدد میادین مشترک نفت و گاز کشور، حجم بالای ذخایر و بهرهبرداری کشور همسایه از بخش چشمگیری از این میادین و مخازن، اقدامهای انجامشده برای توسعه و بهرهبرداری از این میادین ناکافی بوده است. با توجه به اهداف کمی سند برنامه ششم تا پایان سال اجرایی این برنامه (سال ۱۳۹۹)، حجم بهرهبرداری و توسعه روزانه از میادین نفتی و گازی باید به ترتیب برابر ۰۸/۱ میلیون بشکه و ۷۵۰ میلیون مترمکعب باشد، اما آمار گویای این است که میزان تحقق تولید نفت و گاز از میادین مشترک در سال ۱۳۹۸ نسبت به اهداف برنامه ششم توسعه بهترتیب حدود ۵۷ و ۶/۵۵ درصد بوده است. از دلایل عدمتحقق این اهداف، تحریم، محدودیت منابع و سرمایهگذاری و عدم امکان توسعه میادین نظیر فاز دوم میادین یادآوران و آزادگان شمالی و عدم تکمیل فاز اول آزادگان جنوبی است. آبگرفتگی و خسارات ناشی از سیل فصل اول سال ۱۳۹۸ در حوزه غرب کارون نیز از دیگر عوامل عدمتحقق اهداف کمی برنامه در خصوص توسعه میادین مشترک نفتی است.همچنین درخصوص میدان گازی فرزاد (ب)، با وجود آغاز برداشت از این میدان و تمایل جدی کنسرسیوم هندی به توسعه آن برای ایران، وزارت نفت نتوانسته به توافقی با این کنسرسیوم برای توسعه این میدان مشترک با عربستان سعودی برسد.
متوسط رشد سالانه تولید گاز طبیعی و میعانات گازی در بازه ۱۳۹۸- ۱۳۹۶ حدود ۰۷/۵ درصد بوده که میتوان آن را به توسعه میادین جدید و افزایش برداشت از پارسجنوبی در این دوره مرتبط دانست. با وجود رشد تولید گاز در کشور، با افزایش میزان مصرف آن در داخل، روند صادرات گاز افزایش قابل ملاحظهای نداشته است.»
دلیل ناکامی در جمعآوری گازهای همراه نفت
مرکز پژوهشهای مجلس همچنین در خصوص عملکرد صنایع پالایشگاهی کشور در دوره یاد شده تصریح کرد: «بررسی آماری نشان میدهد که به طور متوسط ۴۰ درصد از گازهای همراه نفت تولیدی سوزانده میشود. تجارب گذشته در مورد جمعآوری گازهای همراه نفت و قوانین برنامههای توسعه نشان میدهد که اجراییشدن برنامههای جمعآوری گازهای همراه نفت نیاز به قانون جامع، کامل و مختص این نوع گازها دارد تا مکملی برای قوانین برنامههای توسعه از قبیل ماده (۴۸) قانون برنامه ششم توسعه باشد. به عنوان مثال در برنامههای سوم، چهارم و پنجم مقرر شده بود تا بهترتیب ۵۵، ۷/۷۴ و ۵/۸۱ درصد از گازهای همراه نفت، جمعآوری شود، ولی در عمل چنین اهدافی محقق نشده است. از جمله دلایل عدم تحقق این اهداف برنامههای توسعه در زمینه جمعآوری گازهای همراه، میتوان به پراکندگی و عدمانسجام قوانین مربوط به جمعآوری گازهای همراه و نبود قانون مختص به آن، پراکندگی جغرافیایی واحدهای بهرهبرداری میدانها، تعارض منافع بینبخشی و عدم دسترسی به برخی فناوریها از جمله تجهیزات قابل حمل برای فرآورش گازهای همراه نفت اشاره کرد.این مساله نشان میدهد که صنعت نفت در دوران کاهش تقاضای خارجی نفتخام، از طریق تبدیل نفتخام به فرآورده با وجود تکالیف اسناد بالادستی با تحریمها به طور قابل ملاحظهای مقابله نکرده است.با توجه به آمار موجود از تلفات انرژی در ترازنامه هیدروکربوری سال ۱۳۹۷، نتایج نشان میدهد که اجرای قانون اصلاح الگوی مصرف انرژی چندان مورد توجه دستگاهها و نهادهای ذیربط نبوده است. برای مثال، در سال ۱۳۹۶ میزان تلفات فرآورش، تبدیل، انتقال و توزیع انرژی (۲/۳۷۷ میلیون بشکه معادل نفتخام) نسبت به کل انرژی اولیه (۲۱۴۹ میلیون بشکه معادل نفتخام) برابر ۵۵/۱۷ درصد بودهاست. در سال ۱۳۹۷، میزان کل تلفات فرآورش، تبدیل، انتقال و توزیع انرژی از حدود ۲۳۴۳ میلیون بشکه معادل نفتخام انرژی اولیه، حدود ۹۲/۳۷۴ میلیون بشکه معادل نفتخام (۱۶ درصد) بودهاست. این موضوع نشان میدهد که میزان تلفات بخش عرضه انرژی (که تقریبا در اختیار دولت است) تغییر محسوسی نداشته است. در بخش تقاضای انرژی نیز باید متولی واحدی در بدنه دولت تعیین و آییننامههای مربوطه را پیگیری و با شاخص مناسبی به اجرا برساند.»
۱۰۸ سال دیگر نفت داریم
مرکز پژوهشهای مجلس همچنین تاکید کرد که مطابق آمار جدول حجم کل ذخایر نفتخام، مایعات و میعانات گازی در سال ۱۳۹۶، معادل ۷۴/۲۴۵ میلیارد بشکه معادل نفتخام بوده که این میزان در سال ۱۳۹۸ به ۹۵/۲۴۵ میلیارد بشکه معادل نفتخام رسیده و تغییر محسوسی در حجم ذخایر هیدروکربوری مایع طی این سالها دیده نشده است. عمر ذخایر هیدروکربوری مایع ۱۰۸ سال برآورد شده است. در واقع عمر ذخایر یا ضریب ذخایر به تولید، بدین معناست که در صورت تداوم تولید نفت در سطح فعلی و ثابت بودن حجم ذخایر تثبیت شده، کشور تا ۱۰۸ سال آینده، نفت برای تولید خواهد داشت.
ایران بهمنظور حفظ جایگاه خود در بازارهای بینالمللی باید در سالهای آتی با اولویت قراردادن فعالیتهای اکتشافی بر ذخایر متعارف، به ذخایر غیرمتعارف خود در مناطق البرز مرکزی، قالیکوه و زردکوه استان لرستان و دشت مغان آذربایجان نیز توجه کند.
کارشناسان اکتشاف ایران تخمین میزنند
در سال ۱۳۹۷، بالغ بر ۲۲ میدان فعال گازی در منطقه خشکی و دریایی کشور بوده که ۱۸ میدان آن شامل میادین مستقل، سازندی، گنبدی در مناطق خشکی و چهار میدان مستقل گازی و سازندی در مناطق دریایی فعال بوده است.
در سال ۱۳۹۸ میزان کل ذخایر نهایی گاز طبیعی نسبت به سال ۱۳۹۷ تغییری نداشته و در حدود ۷۳/۳۸ تریلیون مترمکعب بوده است. اما ذخایر قابل استحصال گاز طبیعی بین سالهای ۱۳۹۶ تا ۱۳۹۸ با کاهش بالغبر ۷۸/۰ درصدی همراه بوده است
در سال ۱۳۹۷، چهار میدان جدید با حجم گاز خشک قابل استحصال ۱۷ میلیارد مترمکعب کشف شده است. این میادین شامل:
میدان آغار با گاز خشک قابل استحصال ۶۹/۱۳ میلیارد مترمکعب، میدان مرزی مشترک مینو با گاز خشک قابل استحصال ۴۹/۰ میلیارد مترمکعب، مخازن گورپی میدان چشمه خوش با گاز خشک قابل استحصال ۷۲/۰ میلیارد مترمکعب و مخازن بنگستان میدان چشمه خوش با گاز خشک قابل استحصال ۰۵/۲ میلیارد مترمکعب.
فشار تحریم بر گاز
مرکز پژوهشهای مجلس همچنین درخصوص عملکرد وزارت نفت در بخش گاز نوشت: «تا پایان سال ۱۳۹۷، ایران از ترکمنستان و آذربایجان گاز طبیعی وارد و به ترکیه، عراق، آذربایجان، نخجوان و ارمنستان گاز صادر میکرد. براساس آمار موجود در حال حاضر تنها مقصد گاز صادراتی ایران، کشورهای عراق و ترکیه هستند.
واردات گاز طبیعی کشور در سال ۱۳۹۷، روزانه حدود ۸/۵ میلیون مترمکعب بوده که نسبت به سال ۱۳۹۶ تقریبا ۴۵ درصد کاهش داشته که علت آن قطع واردات گاز از ترکمنستان به ایران بوده است.
صادرات گاز کشور بهعلت مسائلی چون تحریم، بالا بودن میزان مصرف نسبت به تولید، تاخیر در بهرهبرداری طرحهای توسعه تولید گاز بهخصوص فازهای جدید پارسجنوبی در سالهای اخیر فراز و نشیبهای زیادی داشته است. گفتنی است با اینکه ایران براساس آمار اوپک اولین و برپایه گزارش بیپی دومین ذخایر گاز طبیعی جهان را در اختیار دارد، نتوانسته سهم مناسب خود را از تجارت جهانی گاز بهدست آورد. با این حال آمارها نشان میدهد که مجموع صادرات گاز در سال ۱۳۹۸ نسبت به سال ۱۳۹۷ با رشد ۱۵درصدی همراه بوده و به حدود ۴۴ میلیون مترمکعب در روز رسیده است.
در برنامههای سوم، چهارم و پنجم مقرر شده بود تا بهترتیب ۵۵، ۷/۷۴ و ۵/۸۱ درصد از گازهای همراه جمعآوری شود، ولی در عمل چنین اهدافی محقق نشده است. یکی از دلایل عدم تحقق این اهداف برنامههای توسعه در زمینه جمعآوری گازهای همراه نفت سوزانده شده، نبود قانون مختص گازهای همراه نفت است.همچنین سیاست وزارت نفت در این زمینه کماکان انفعالی و فاقد برنامهریزی منسجم و عزم جدی برای سامان دادن به این معضل است. در حالی که در کشورهای دیگر جهان با بهرهبرداری از این گاز یا حداقل تزریق آن به مخزن بخش قابل توجهی از اتلاف جلوگیری میشود.
چرا قطریها از ما جلو زدند؟
حدود ۶۱ درصد از میدانهای نفتی کشور در نیمه دوم عمر خود قرار دارند. بنابراین طبیعی است که با افت فشار مخزن و کاهش تولید مواجه باشند. متوسط ضریب بازیافت مخازن نفتی کشور نشاندهنده میزانی از ذخایر کشور است که امکان برداشت آنها وجود دارد. برنامههای ششم توسعه، وزارت نفت را به افزایش یک درصدی متوسط این ضریب در میادین نفتی کشور مکلف کرده است. آنچه از گزارش عملکرد وزارت نفت برمیآید انجام یک سری کارهای مطالعاتی است که نتایج آنها هنوز عملیاتی نشده است. بنابراین، به طور کلی برنامه عملیاتی قابل توجهی برای افزایش ضریب بازیافت میادین نفتی و نگهداشت تولید این میادین طی پنج ساله برنامه ششم صورت نگرفته است. بررسی آمارها (جدول ۱۷) نشان میدهد که ضریب بازیافت مخازن نفتی از سال ۱۳۹۲ تا سال ۱۳۹۸ حدود ۲/۵ درصد کاهش داشته است. با توجه به حکم این بند قرار بود تا سال پایانی اجرای برنامه ششم (سال ۱۳۹۹) ضریب بازیافت مخازن کشور به میزان یک درصد افزایش یابد، یعنی درصد بازیافت از ۵۷/۲۸ درصد در سال ۱۳۹۵ به ۵۷/۲۹ درصد در انتهای برنامه برسد. اما نهتنها این امر میسر نشده است، بلکه ضریب بازیافت مخازن نفت بین سالهای ۱۳۹۵ تا ۱۳۹۸ با کاهش چهار درصدی مواجه بوده است. همچنین در مورد ضریب بازیافت مخازن گازی در سالهای برنامه ششم، مقدار آن روند کاهشی به میزان ۹/۰ درصد داشته است که نشانگر این است که دولت با اهداف برنامه ششم فاصله دارد. تحرک وزارت نفت بعد از گشایشهای بهوجود آمده بعد از توافق برجام است تا با استفاده از ظرفیت فناوری و فاینانس شرکتهای خارجی بتواند گامی جهت تحقق این بند از مواد برنامه ششم توسعه بردارد. اما با خروج آمریکا از توافق برجام و به تبع آن خروج شرکتهای طرف تفاهم یا قرارداد همه چیز متوقف میشود. به عنوان مثال در فاز ۱۱ پارسجنوبی که در حد فاصل سالهای ۱۳۷۹ تا ۱۳۹۰ تجربه دو بار لغو قرارداد یا خروج شرکتهای خارجی را دارد، با خروج آمریکا از برجام و اعمال تحریمهای مجدد علیه جمهوری اسلامی ایران، توتال و سپس شرکت ملی نفت چین از کنسرسیوم طرح توسعه فاز ۱۱ که در سال ۱۳۹۵ منعقد شده بود خارج شدند. در حال حاضر تمامی فازهای پارسجنوبی توسعهیافته و فاز ۱۱ در حال توسعه است. تنها نقطه قوت عملکرد این بخش توسعه فازهای پارسجنوبی و پیشی گرفتن برداشت ایران از قطر است.درخصوص میدان گازی فرزاد (ب) که مشترک با عربستان سعودی است، با وجود آغاز برداشت از این میدان و تمایل کنسرسیوم هندی به توسعه آن برای ایران، وزارت نفت نتوانسته به توافقی برای توسعه این میدان برسد.یکی از راهکارهای تولید از میادین مشترک، همکاری ایران با کشورهای همسایه در توسعه میادین مشترک در چارچوب یکپارچهسازی است که با تحقق تولید صیانتی بهجای تولید حداکثری و غیرصیانتی از میدانهای مشترک در بلندمدت جلوی زیانهای جبرانناپذیر بر صنعت نفت و اقتصاد ملی را خواهد گرفت. درخصوص میدان گازی پارس جنوبی نیز که با میدان گنبد شمالی قطر مشترک است، با توجه به برابر شدن میزان تولید گاز طبیعی ایران از پارس جنوبی با قطر و پیشبینی افت فشار میدان در سالهای آتی و ضرورت نگهداشت توان تولید این میدان مهم، با بررسی پیشنهاد وزارت انرژی قطر مبنیبر تولید صیانتی در چارچوب بهرهبرداری مشترک، به نظر نباید طرف قطری را به افزایش تولید از این میدان با طرحهای توسعه جدید ترغیب کرد.قطریها از سال ۲۰۰۶ میلادی بهدلیل جلوگیری از افت فشار گاز در مخزن و کاهش تولید، هرگونه طرح توسعه از میدان گنبد شمالی را متوقف کرده بودند. بدونشک اجرایی شدن سیاست قطریها و رقابت دو کشور برای بهرهبرداری حداکثری و غیرصیانتی موجب افزایش هزینه تولید بهدلیل ضرورت نصب کمپرسورهای متعدد برای فازهای مختلف، وارد شدن آسیبهای جدی در آینده به مخزن و کاهش قابل توجه و زودتر از موعد تولید گاز طبیعی و محبوس شدن بخش معتنابهی از هیدروکربورهای مایع بهخصوص میعانات گازی و زیان اقتصادی قابل ملاحظه به طرفین خواهد شد.
لطفاً براي ارسال دیدگاه، ابتدا وارد حساب كاربري خود بشويد