سنجش پروژه های مایع سازی گازطبیعی

 سرمقاله ماهنامه اقتصاد انرژی؛  آبان 1381 - شماره 42 

(در سال 1381 دبیر وقت شورای اقتصاد کتبا از اینجانب درخواست نمود که نسبت به طرح های LNG  پیشنهاد شده توسط وزارت نفت، اظهار نظر نمایم . در آن زمان وزارت نفت  اخذ مجوز احداث  چهار مجتمع LNG به ظرفیت کل  36 تا 40 میلیون تن را از شورای اقتصاد درخواست نموده بود . در پاسخ  دبیرخانه شورای اقتصاد ، گزارشی را تهیه نمودم که بعدا با اندک تغییراتی به مقاله حاضر تبدیل شد و در شماره  42 ماهنامه اقتصاد انرژی در آبان ماه 1381  به چاپ رسید ، البته اینک وضعیت بازار LNG  نسبت به زمان نگارش مقاله مذکور تفاوت قابل توجهی کرده است اما با گذشت 8 سال  از انتشار مقاله مذکور و با بررسی وضعیت امروز پروژه های LNG   ایران میتوان نسبت به روائی مطالب مذکور در این مقاله قضاوت بهتری نمود)

 

مقدمه

در جلسات اخیر شورای اقتصاد، موضوع اجرای چهار طرح مایع‌سازی گاز طبیعی (تولید LNG) به ظرفیت هر کدام، بین 8 تا 10 میلیون تن در سال مطرح گردیده است. در رابطه با طرح‌های مذکور نکات و ابهاماتی وجود دارد که پس از ذکر مقدمه‌ای کوتاه، به صورت فهرست‌وار بیان خواهد شد. مایع‌سازی گاز طبیعی یا تبدیل گاز طبیعی به LNG یکی از طرق صادرات گاز طبیعی است. در حال حاضر و با تکنولوژی‌های موجود دنیا، دو طریقه متداول برای انتقال گاز طبیعی به مسافت دور دست وجود دارد که یکی از آنها روش حمل از طریق خط لوله و دیگری از طریق مایع‌سازی گاز طبیعی است. در روش اخیر در دمای کمتر از 160 درجه سانتی‌گراد زیر صفر حجم گاز طبیعی به یک ششصدم تقلیل می‌یابد و در این شرایط بدون آنکه مشخصات شیمیایی آن تغییر کند به مایع تبدیل می‌گردد. این مایع با کشتی‌های مخصوصی که بتواند این میزان برودت را در طول مسیر حفظ کنند به مقصد حمل می‌شود و در آنجا (به وسیله فرآیند مربوطه) مجدداً به حالت طبیعی برمی‌گردد.

مایع‌سازی گاز طبیعی و انتقال آن با کشتی و بازگرداندن مجدد آن به حالت اولیه، فرآیندی پرهزینه است و لذا این روش انتقال برای مسافت‌های نزدیک و در جایی که امکان احداث خط لوله به سادگی وجود داشته باشد مقرون به صرفه نیست. اما در مسافت‌های طولانی و در جایی که انتقال گاز طبیعی مستلزم احداث خطوط لوله پرهزینه در بستر دریاها و اقیانوس‌ها است، مایع‌سازی گازطبیعی می‌تواند مقرون به صرفه باشد. طبعاَ حوزه وضعیت مسیر احداث خط لوله متفاوت است، اما اینک اتفاق نظر وجود دارد که در مسافت‌های بیش از سه تا چهار هزار کیلومتر، اقتصاد مایع‌سازی نسبت به انتقال از طریق خط لوله ترجیح پیدا می‌کند. البته توجه به این نکته نیز حائز اهمیت است که هزینه‌های احداث خط لوله که متکی بر فنآوری پیچیده و خاصی نمی‌باشد، متناسب با تورم جهانی در حال افزایش است اما توسعه فنآوری به تدریج هزینه‌های تولید LNG می‌کاهد.

 

ملاحظاتی درباره طرح‌های LNG

کشور ما صاحب دومین ذخایر گازی دنیاست و لذا تمامی تکنولوژی‌های مربوط به گاز طبیعی برای ما از اهمیت برخوردار است. با افزایش روند مصرف گاز در جهان ما قطعاَ در آینده جزو عمده‌ترین صادرکنندگان گاز در جهان خواهیم بود و به همین دلیل نگارنده حداقل در دو مورد از نوشته‌های خود در سرمقاله‌های گذشته مجله اقتصاد انرژی تأکید نموده است که وارد شدن به بازارهای صادراتی گاز طبیعی، حتی برای ما امری استراتژیک 1 است. استراتژیک دانستن این مسأله با این فرض بوده است که: ورود ما به بازارهای گاز تا سال‌ها با محدودیت مواجه خواهد بود و به دلیل محدودیت بازارهای صادراتی هنوز با زمان مناسب برای ورود گسترده اقتصادی به بازار جهانی گاز فاصله داریم، اما به دلیل ابعاد ذخایر گاز در کشور، نباید منتظر روزی باشیم که بازار به سراغ ما بیاید بلکه باید برای آشنایی با این بازار و مسائل آن، به صورت محدود وارد این بازار شویم. اما حجم پروژه‌های مایع‌سازی که اینک مطرح گردیده است بسیار فراتر از چنین حضوری است و در این رابطه نکات زیر قابل طرح است:

1- اغلب پیش بینی‌های انجام شده و از جمله مطالعه‌ای که چندی پیش به وسیله شرکت انگلیسی "وود مکنزی" برای ارائه به دومین اجلاس وزرای کشورهای صادرکننده گاز در الجزایر انجام شده، نشان می‌دهد که به طور کلی بازار جهانی گاز طبیعی (با تداوم روندهای جاری) حدال تا حدود سال 2010 میلادی با عرضه روبه‌رو بوده و حتی تا حدود سال 2015 نیز با کمبود مواجه نخواهد بود، اما پس از آن تدریجاَ با کمبود مواجه خواهد شد، بنابراین در حال حاضر بازار گاز، بازار خریدار و مصرف‌کننده است و البته مصرف‌کنندگان نیز به تنوع مبادی عرضه و وجود اضافه ظرفیت و رقابتی کردن بازار علاقه مند هستند. ورود به بازار در چنین شرایطی باید محتاطانه باشد و مدیریت زمان ایجاب می‌کند که ورود گسترده تجاری و اقتصادی در این بازار در زمان مناسب صورت پذیرد.

2- بازار جهانی LNG در سال 2001 در حدود 143 میلیون تن بوده است و هم اکنون در حدود 30 میلیون تن ظرفیت جدید توسط چندین کشور در حال ساخت و معادل همین رقم نیز در جریان مذاکره و طراحی و غیره می‌باشد. پروژه‌های مورد اشاره عمدتاَ پروژه‌های توسعه‌ای می‌باشند و سال هدف آنها نیز غالباَ سال 2006 است. برای کشورهایی که از گذشته بر روی LNG سرمایه‌گذاری نموده و هزینه‌های زیرساختی (مانند احداث موج شکن‌های مناسب و تأسیسات بارگیری) را به انجام رسانده‌اند، احداث واحدهای جدید توسعه‌ای بسیار ارزان‌تر تمام می‌شود. علاوه بر پروژه‌های فوق‌الذکر تعداد زیادی از پروژه‌های جدید نیز در دست بررسی و مطالعه هستند، در چنین شرایطی تعریف شدن همزمان چهار پروژه به میزان 35 تا 40 میلیون تن در سال توسط یک کشور، می‌تواند به تخریب بازار به نفع مصرف‌کنندگان LNG کمک کند. بعید است که این حجم تولید در بازار با قیمت‌های مناسب قابل جذب باشد. در این صورت ممکن است شرکت‌های سرمایه‌گذاری خارجی حاضر به همکاری جدی نبوده و یا تحت شرایطی حاضر به همکاری باشند که تمامی ریسک بازار را به عهده کارفرما قرار دهند. اگر قرار باشد که این شرکت‌ها مسؤولیت بازاریابی کل تولید را به عهده گیرند در این صورت با توجه به شرایطی که گفته شد، ممکن است کار را جدی نگرفته و دفع‌الوقت نمایند و درواقع این بلند پروازی، خود مانع پیشرفت کار و تحقق سریع تولید LNG در کشور خواهد شد. تاریخچه صنعت مایع‌سازی نیز نشان دهنده این واقعیت است که اجرای همزمان این میزان پروژه تقریباَ بی‌سابقه است و تولیدکنندگان LNG معمولا به تدریج ظرفیت‌های خود را توسعه داده‌اند.

3- باید توجه داشت که قیمت‌های جهانی گاز و LNG تابعی از قیمت‌های جهانی نفت‌خام هستند و درصورتی که قیمت‌های جهانی نفت کاهش یابد ممکن است وضعیت اقتصادی طرح‌های LNG نیز تغییر کند و لذا این طرح‌ها باید در قیمت‌های متوسط نفت‌خام نیز توجیه پذیر باشند.

در حال حاضر (با توجه به قیمت‌های نسبتاَ بالای نفت‌خام) پروژه‌های LNG در شرایطی اقتصادی هستند که قیمت گاز برای آنها در حدود حداقل 50 تا حداکثر 80 سنت به ازای هر میلیون BTU (ارزش حرارتی) در نظر گرفته شود که مبلغ بسیار ناچیزی است. در مورد ایران نیز بعضی مطالعات انجام شده نشان می‌دهد که تنها در صورتی که قیمت گاز بسیار کمتر از حداقل مذکور باشد سرمایه‌گذاری بر روی تولید LNG، آن هم فقط برای صدور به بعضی مقاصد در آسیا (و نه اروپا) اقتصادی خواهد بود.

ضمناَ بررسی‌های اولیه نشان می‌دهد که در شرایط رقابتی موجود و با توجه به هزینه بالای حمل، صادرات LNG ایران تنها به مقصد هندوستان (البته آن هم به ساحل غربی این کشور) نسبت به بقیه رقبا ترجیح نسبی دارد، اما متأسفانه طرف‌های هندی از اعتبار کافی برخوردار نیستند و پیش فروش LNG به این کشور باید ضمانت‌های محکمی داشته باشد که بعداَ اقتصاد طرح را دچار مشکل نکند. بنابراین مقایسه اقتصادی میان سایر راهکارهای استفاده از گاز در مقایسه با صدور آن به روش LNG باید به طور جدی مورد بررسی و مطالعه قرار گیرد.

4- از نظر فنآوری: در حال حاضر پنج متد ثبت شده (Patent) برای مایع‌سازی گاز وجود دارد که سه تای آنها امریکایی است. کلیه واحدهای عملیاتی موجود LNG در دنیا بر اساس متد امریکایی و شاید بیش از 70 درصد از ظرفیت‌های موجود بر اساس یکی از این سه متد (متد APCI ) طراحی شده‌اند. دو متد اروپایی (DMR, Linde) هنوز در هیچ کجا عملیاتی نشده و امتحان خود را پس نداده‌اند. بنابراین در جایی که امکان استفاده از تکنولوژی امریکایی وجود ندارد باید ریسک تکنولوژی را به حداقل رساند. علاوه بر این کشوری که فرصت بسیار مهم عملیاتی شدن را برای متدهای کشورهای اروپایی فراهم می‌آورد، باید توجه داشته باشد که پاداش آن را دریافت کند.

5- در اجرای پروژه‌های مایع‌سازی گاز طبیعی، توانایی‌های زیرساختی نیز باید مورد توجه قرار گیرد. به خوبی به خاطر دارم که در جریان امکان بازدیدی که در سال 1366 از تأسیسات LNG کشور الجزایر واقع در بندر "ارزو" این کشور فراهم شد به مقامات و مسؤولین وقت توصیه کردم که: "این صنعت، صنعت مورد نیاز آینده کشور است و حال که در دوران جنگ امکان توسعه ظرفیت‌های گاز و احداث واحدهای مایع‌سازی فراهم نیست، خوب و لازم است که نیروهایی را اعزام نماییم که با جنبه‌های فنی، اقتصادی و تجاری آن آشنا شوند و به تدریج هسته‌های تخصصی در این زمینه شکل گیرد". در هر حال متأسفانه هنوز در این بخش بسیار کم تجربه و ضعیف هستیم. بدون شک تحقق مسائلی چون انجام مطالعات جامع و دقیق فنی و اقتصادی، شناخت و پیش بینی بازار و بازاریابی، توفیق در مذاکره و چانه زنی جهت انعقاد قراردادهای جامع و دقیقی که منافع ملی را محقق نماید، نظارت قوی بر اجرای قراردادها، انتقال تکنولوژی و ... مستلزم فراهم بودن زیرساخت‌های لازم و به ویژه در اختیار بودن نیروی انسانی مجرب، و وجود یک سازمان قوی و کارآمد است. در غیر این صورت حجم کار باید متناسب با بضاعت موجود تعدیل شود و به تدریج توسعه یابد.

6- انتخاب شرکت‌های سرمایه‌گذار  و همکار در این پروژه‌ها نیز از اهمیت زیادی برخوردار است. مثلا شرکت رقیبی که خود تولیدکننده LNG است و طرح‌های توسعه ظرفیت‌های خود را نیز در دست اجرا دارد و هنوز موفق به بازاریابی کل تولید آتی خود نگردیده است، ممکن است با مقاصد دیگری وارد به همکاری شود و یا بر روی رفتار شرکتی که در طرح‌های رقیب حضور دارد و می‌خواهد انحصار بازارهای منطقه‌ای را برای خود حفظ کند باید هوشیار و حساس بود. اعطاء انحصار به این شرکت‌ها، فرصت‌های بعدی را در شرایط رونق بازار را از ما سلب خواهد نمود.

7- بازار ژاپن مهم ترین بازار "گاز طبیعی مایع شده" جهان است که باید مورد عنایت خاص قرار گیرد، در سال 2001 میلادی بیش از 50 درصد از کل واردات LNG جهان تنها مربوط به این کشور بوده است. دورتادور این کشور بیش از 23 ترمینال دریافت LNG و تبدیل مجدد آن به حالت اولیه گاز وجود دارد و ترمینال‌های جدیدی نیز در حال ساخت است. در این کشور عمدتاَ شرکت‌های تولید برق، مصرف کننده این محصول هستند و لذا اغلب تولیدکنندگان جهان تلاش می‌کنند که شرکت‌های ژاپنی و یا در هر حال مصرف کنندگان نهایی را در پروژه‌های خود (ولو به میزان کم) سهیم نمایند.

 

 

 

نتیجه گیر ی و جمع‌بندی

با کنار هم قرار دادن دو موضوع استراتژیک بودن ورود به صنعت و تجارت LNG برای کشور ما (که در مقدمه بحث به آن اشاره شد) و محدودیت‌های و ملاحظاتی که مورد توجه قرار گرفت، می‌توان به این جمع‌بندی رسید که میزان پروژه‌های تعریف شده بلند پروازانه است و ورود ما به این صنعت باید محتاطانه، متعادل و تدریجی و توسعه‌ای باشد. به نظر می‌رسد که پیشنهادات ارائه شده هنوز به پشتوانه مطالعاتی دقیق‌تر و جامع تری نیاز دارد و بدون شک هرگونه تصمیم گیری نهایی باید مبتنی بر چنین مطالعاتی باشد. اما شاید بتوان توصیه کرد که در این مرحله تصمیم گیری در مورد اجرای یک پروژه مایع‌سازی با حجم 8 تا 9 میلیون تن (در سال) شامل دو واحد 4 تا 5/4 میلیون تنی (اندازه اقتصادی واحدهای مایع‌سازی در این حدود است) قابل اتخاذ می‌باشد، آن هم به صورتی که تأسیسات زیرساختی و غیرمکانیکی در حد کل تولید مورد اشاره در نظر گرفته شود اما دو واحد (Train) مورد نظر به صورت غیر همزمان و با دو سال وقفه به بهره‌برداری برسند (که در این صورت یک پیمانکار نصاب می‌تواند دو واحد را به صورت متوالی نصب نماید). هر گونه تصمیم بعدی با توجه به شرایط آینده بازار و بعد از کسب تجربه مقدماتی و توسعه امکانات زیرساختی و خصوصاَ توانایی‌های تخصصی قابل اتخاذ خواهد بود.

این صحیح است که ما برای جبران تاخیری که در بهره‌برداری از حوزه مشترک گاز پارس جنوبی داریم، باید به سرعت این میدان را توسعه داده و فازهای مختلف آن را به بهره‌برداری برسانیم و فقدان تقاضا نیز نباید مانع تولیئ کافی از این میدان شود یعنی باید متناسب با توسعه میدان تقاضا ایجاد کنیم، اما باید توجه داشت که ما بر خلاف کشور مقابل، از پتانسیل عظیم تقاضای داخلی و همچنین از پتانسیل عظیمی برای تزریق گاز به میادین نفتی برخوردار هستیم. هنوز امکان گسترده‌ای برای جایگزینی گاز با فرآورده‌های نفتی وجود دارد و هنوز میزان گاز تزریقی به مخازن فاصله زیادی با نیاز واقعی مخازن به تزریق گاز دارد. گاز تزریقی به مخازن نفتی با توجه به میزان افزایش بازیافتی که برای تولید نفت‌خام ایجاد می‌کند (و خود نیز برای آینده ذخیره می‌شود) ارزش افزوده بسیار بیشتری نسبت به صادرات گاز با قیمت‌های فعلی دارد.

در هر حال اگر چنانچه برای بهره‌برداری مطلوب و جبرانی از حوزه پارس جنوبی، حتی پس از تأمین نیازهای داخلی و نیازهای تزریق، هنوز (در آینده) با مازاد گاز مواجه بوده و با این توجیه می‌خواهیم به منظور ایجاد تقاضا، گاز را به قیمت‌های بسیار ناچیز صادر نماییم، آنگاه این سئوال مهم مطرح می‌شود که در چنین شرایطی به چه دلیل توسعه گسترده میادین مستقل (غیر مشترک) گاز طبیعی با این گستردگی در دستور کار قرار گرفته است. آیا اگر تقاضا وجود ندارد، بهتر نیست توسعه مخازن مذکور ("تابناک"، "شانول"، "گشوی جنوبی"، "وراوی" و ...) را به تعویق بیاندازیم؟ اگر به نکات یاد شده و سئوال اخیر دقت شود درخواهیم یافت که بسیاری از ابهامات موجود، از روشن نبودن سیاست‌ها و طرح کلی توسعه و بهره‌برداری از منابه ئیدروکربوری کشور ناشی می‌شود که خود آن نیز باید در چارچوب طرح جامع انرژی کشور باشد و این مهم امری است که باید در اولویت دستور کار شورای عالی انرژی قرار گیرد. 2

 

پی نوشت:

1- رجوع شود به اقتصاد انرژی شماره ششم، آبان ماه 1378 سرمقاله "ضرورت نگاه استراتژیک به مقوله انرژی" و شماره 34، اسفند ماه 1380 سرمقاله "فصل گاز"

2- رجوع شود به اقتصاد انرژی شماره 37، خرداد 1381 سرمقاله "اولویت‌های شورای عالی انرژی"

فصل گاز

سرمقاله اقتصاد انرژی » اسفند 1380 - شماره 34

در آخرین فصل سال که در آخرین ماه آن هستیم، مجموعه‌ای از وقایع و تحولات در زمینه گاز رخ داد که شاید به اعتبار آن بتوان این فصل را "فصل گاز" نامید. آغاز صادرات گاز ایران به ترکیه، سفر وزیر نفت به هندوستان و پاکستان جهت انجام مذاکرات صدور گاز به هندوستان، تقاضای یونان برای خرید گاز طبیعی ایران و سفر وزیر نفت به این کشور برای انجام مذاکرات در این زمینه، برگزاری دومین اجلاس وزرای نفت کشورهای صادرکننده گاز (که از ابتدا به پیشنهاد ایران تشکیل شده و اولین اجلاس آن نیز در تهران برگزار شد) در کشور الجزایر، بازدید ریاست محترم جمهوری از بخشی از تأسیسات گازی پارس جنوبی و قریب‌الوقوع بودن بهره‌برداری از فازهای 2 و 3 این میدان و لفتتاح فاز دوم پالایشگاه گازی خانگیران وقایع مذکور را تشکیل می‌دهند.

حضور در بازارهای جهانی گاز و آشنا شدن با اصول و ضوابط این بازار برای کشوری که حدود یک ششم ذخایر گازی دنیا را در اختیار دارد، بسیار مهم و حتی استراتژیک است. 1 وردو گاز ایران به ترکیه برداشتن یک گام بلند در جهت نزدیک شدن گاز ایران به بازار مهم اروپا است و تقاضای یونان برای گاز ایران نشان می‌دهد که امکان بالقوه برای ورود گاز ایران به اروپا وجود دارد. خطوط لوله علاوه بر گاز، صلح و دوستی را نیز با خود حمل می‌کنند، افزایش وابستگی‌های اقتصادی میان کشورها، توسعه روابط میان ایشان را تضمین و ضریب امنیت متقابل را افزایش می‌دهد. همه این وقایع در کنار توسعه ظرفیت‌های تولید و فرآورش گاز طبیعی کشور از شمالی ترین نقاط کشور در خانگیران تا جنوبی ترین آن در پارس جنوبی مسرت بخش هستند اما مسائل زیادی را نیز تداعی می‌کنند:

1- اگر این وقایع با تزریق کافی گاز به مخازن نفتی کشور همراه بود قطعاَ خشنودی بسیار بیشتری را به دنبال داشت. گزارش فعالیت‌های وزارت نفت نشان می‌دهد که در سال‌های 1379 تنها حدود نیمی از گازی که مطابق برنامه می‌بایستی به حوزه‌های نفتی کشور تزریق شود، به این حوزه‌ها تزریق شده است. 2 تزریق گاز جهت افزایش ضریب بازیافت و صیانت از مخازن نفتی از اهمیت ویژه‌ای برخوردار است و در صورتی که گاز به میزان کافی به مخازن نفتی تزریق نشود پدید آمدن افت فشار در مخزن در کنار کاهش نسبت گاز به نفت موجب هرزروی نفت مخزن خواهد شد و ممکن است بخشی از ئیدروکربورهای سنگین قابل بازیافت درون مخزن، برای همیشه غیر قابل استحصال شوند. نکته قابل توجه این است که حتی میزان تزریق پیش بینی شده در برنامه نیز در حقیقت کمتر از نیاز واقعی مخازن نفتی بوده و با توجه به توان دستگاه اجرایی در نظر گرفته شده است. علاوه بر این حجم عظیمی از گاز مورد نیاز کشور (حدود 17 درصد در سال 79) از کلاهک گازی میدان نفتی تولید و تأمین شده است 3 که این اقدام در بلندمدت آسیب فراوانی به نفت تولیدی این مخازن می‌رساند.

2- اگر این وقایع با کاهش گاز تحویلی به بسیاری از مصرف کنندگان بزرگ مثل نیروگاه‌ها و جایگزین کردن فرآورده‌های نفتی به جای آن همراه نبود، باز هم حلاوت بیشتری داشت. در شرایطی که کشور ما جهت رعایت سهمیه‌های تولید خود در اوپک متعهد است که کمتر از ظرفیت موجود خود تولید کند، بهترین راه برای حفظ سطح صادرات نفت و حفظ حضور در بازار جهانی نفت و حفظ درآمدهای حاصل از آن کاهش مصرف داخلی نفت خام (فرآورده‌های نفتی) و جایگزین کردن گاز طبیعی به جای آن است. هنوز پتانسیل عظیمی برای جایگزین کردن گاز طبیعی به جای فرآورده‌های نفتی در کشور وجود دارد و بسیاری از صنایع کشور هنور از فرآورده‌های نفتی استفاده می‌کنند در صورتی که گاز را ترجیح می‌دهند.

اگر توسعه صادرات گاز، همراه با توسعه متناسب ظرفیت‌های تولید آن نباشد، حداقل در بعضی فصول ناچار به جایگزینی فرآورده‌های نفتی به جای گاز طبیعی خواهیم بود و در این صورت با توجه به محدودیت‌های سهمیه اوپک که قبلا به آن اشاره شد درحقیقت درآمد صدور گاز جایگزین درآمد صدور نفت می‌شود و ممکن است به طور خالص چیزی به عایدات ارزی کشور اضافه نشود.

3- متأسفانه هنوز حجم عظیمی از گازهای همراه نفت کشور سوزانده می‌شود.4 حجم گازهای سوزانده شده بسیار قابل توجه بوده و چیزی معادل 20 درصد گاز مصرفی کشور است و جمع آوری این گازها از اولویت فراوانی برخوردار است.

4- نزدیک شدن زمان آغاز بهره‌برداری از فازهای2 و 3 مخزن گازی مشترک پارس جنوبی بسیار مسرت‌بخش است اما نگرانی که در کنار آن وجود دارد این است که کشور جنوبی خلیج فارس که در این مخزن با ما مشترک است از سال 1996 در حال بهره‌برداری از گاز این مخزن بوده و اکنون سالانه حدود 16 میلیلرد متر مکعب از این مخزن برداشت می‌کند و برنامه‌های متنوعی نیز برای توسعه آن در دست اقدام دارد و ما سال‌ها و میلیاردها فوت مکعب در این رابطه تأخیر داریم. متأسفانه دستگاه دیپلماسی ما هیچ گونه تلاشی برای پی‌گیری حقوق ما در این رابطه انجام نداده است. با توجه به آنچه گفته شد و با توجه به شرایط کنونی به نظر می‌رسد یک تجدیدنظر جدی در برنامه‌های توسعه ذخایر ئیدروکربوری کشور الزامی است. برخی از عواملی که در این تجدیدنظر باید مورد توجه قرار گیرند به شرح زیر است:

الف- همان گونه که در بند 2 فوق اشاره شد در حال حاضر در حالی که ما برای رعایت سهمیه تولید نفتمان در سازمان اوپک مجبور هستیم کمتر از ظرفیت‌های تولید نفت قبلی مان تولید کنیم، در همین شرایط عملا بخشی از تولید نفتمان را نیز باید بابت تعهدات بیع متقابل پرداخت کنیم. در صورتی که از طریق جایگزینی گاز طبیعی به هر میزان که مصرف داخلی نفت را کاهش دهیم بدون مواجه شدن با محدودیت سهمیه تولید اوپک می‌توانیم صادرات نفتمان را افزایش داده و قدرت رقتبت و سهم خود را در بازار و تجارت جهانی نفت حفظ کنیم. متأسفانه با توجه به وضعیت تقاضای جهانی نفت خام و برنامه‌های افزایش تولید غیر اوپک و اضافه ظرفیت قابل توجه موجود در سطح سازمان اوپک چشم ‌انداز روشن و امیدوارکننده‌ای نیز در این رابطه وجود ندارد.

ب- در هر حال امکانات زیرساختی کشور برای حمایت از طرح‌های توسعه ذخایر ئیدروکربوری محدود است. شاید هیچ کشوری در دنیا و خصوصاَ کشورهایی که فاقد سرمایه و تکنولوژی لازم هستند نتوانند همه پتانسیل‌های منابع طبیعی خود را به صورت همزمان به بهره‌برداری برسانند، بنابراین برنامه اولویت بندی شده دقیقی باید وجود داشته باشد. 5 تجربه چند سال گذشته نیز نشان می‌دهد که به دلیل همین محدودیت‌های زیرساختی مجموعه گسترده پروژه‌هایی که در ابتدای دوره جدید فعالیت صنعت نفت تعریف شده بود، عملا به وضعیت روشنی نرسیده است و به نظر می‌رسد که روشن نبودن اولویت‌ها و جهت نیافتن تلاش‌ها و فعالیت‌ها در مسیر این اولویت‌ها، موجب شده است که موارد اولویت دارتر مانند توسعه مخازن مشترک تحت الشعاع موارد با اولویت کمتر قرار گیرند که نتایج آن برای کشور زیان بار خواهد بود. اگر از ابتدا توانایی‌ها به طور کامل شناسایی می‌شد و به نوبت و به تدریج در جهت تحقق اولویت‌ها انسجام و تمرکز می‌یافت، قطعا توفیقات بیشتری حاصل می‌شد و البته هیچ زمانی برای تجربه ‌اندوزی و اصلاح حرکت‌ها و برنامه‌ها دیر نیست.

ج- بسیاری از شرکت‌های نفتی بین‌المللی  که وارد همکاری با کشور ما می‌شوند، ممکن است در سوی دیگر حوزه‌های مشترک، مشارکت و منافعی داشته باشند و در این صورت اگر در میان حوزه‌های نفت و گاز ما انتخاب‌های گوناگونی برای ایشان وجود داشته باشد ممکن است فعالیت در حوزه‌های مشترک در سمت ما برای ایشان اولویت نداشته باشد. در این صورت راه حل این است که به این شرکت‌ها تفهیم شود که تداوم رابطه حسنه و حفظ منافع بلندمدتشان در ارتباط با ما مستلزم تطبیق اولویت‌های آنها با اولویت‌های ما خواهد بود و این مستلزم همان حرکت برنامه‌ای اولویت بندی شده در و منسجم و جهت دار است.

د- یکی از محسنات توسعه ذخایر گازی آن است که تولید جنبی آن مایعات و میعانات گازی است که این میعانات مشمول نظام سهمیه‌بندی اوپک نیستند.

با توجه به نکاتی که ذکر شد به نظر می‌رسد که تجدیدنظر در برنامه توسعه ظرفیت‌های ئیدروکربوری کشور باید عمدتاَ در جهت اولویت توسعه مخازن مشترک و خصوصاَ پارس جنوبی به عنوان اولویت اول و جمع‌آوری گازهای همراه نفت و تکمیل پروژه‌های تزریق گاز و به حد مطلوب رساندن میزان تزریق در مخازن نفتی به عنوان اولویت دوم باشد و سایر موارد در اولویت‌های بعدی قرار می‌گیرند. با توجه به ابعاد گسترده و عظیم همین دو اولویت لازم است تمام توان ملی و توان صنعت نفت کشور در مسیر تحقق آن قرار گرفته و سایر پروژه‌ها به تعویق افتد. البته در مسیر توسعه مخزن و میزان تقاضای تضمین شده برای گاز آن باید مورد توجه قرار گیرد.

تقاضای نهایی داخلی و قراردادهای قطعی شده صادراتی، تقاضای تضمین شده هستند اما موارد دیگر نیاز به مطالعات جامع دارند. طرح‌های تولید LNG بدون وجود بازار تضمین شده خصوصا در شرایط کنونی بازار جهانی گاز، ریسک بالایی را دربردارد و تنها در شرایطی می‌تواند قابل توجیه باشد که به مفهوم واقعی کلمه به صورت بیع متقابل انجام پذیرد، یعنی سرمایه‌گذار  برداشت تمام محصول تولید شده را به عنوان بازپرداخت سرمایه خود البته در نرخ‌های رقابتی بین‌المللی ، تعهد و تقبل کند. فنآوری GTL نیز برای کشور ما از اهمیت فراوانی برخوردار است اما در حال حاضر باید بر روی تحقیقات و مطالعات آن متمرکز شویم، هنوز سرمایه‌گذاری‌ها  بر روی این فنآوری در جهان در مرحله تولید نیمه صنعتی است و واحدهای تولید GTL در ابعاد بزرگ احداث نشده است. در این شرایط ما چنین بضاعتی را نداریم که ریسک تغییر ابعاد (scale up) واحدهای GTL را بپذیریم.

 

پی نوشت:

1-  رجوع شود به "ضرورت نگاه استراتژیک به مقوله انرژی"، سرمقاله نشریه اقتصاد انرژی، شماره 6، آبان 1378

2-  رجوع شود به "نفت و توسعه"، از انتشارات اداره کل روابط عمومی وزارت نفت.

3-  همان منبع

4-  رجوع شود به مجله مجلس و پژوهش شماره 30 صفحه 45 و همان مرجع قبلی.

5-  رجوع شود به اقتصاد انرژی، شماره 29، مهر ماه 80 سرمقاله "صنعت نفت؛ مسیر متلاطم توسعه"

خطلوله انتقال گاز روسیه به ترکیه موسوم به جریان آبی