به گزارش خبرنگار مهر، ایران و همسایگانش بر سر منابع زیر زمینی مشترک، رقابتی بی‌صدا اما سرنوشت‌ساز دارند. در جنوب، میدان گازی پارس جنوبی میان ایران و قطر تقسیم شده؛ در غرب کشور، میادین آزادگان و یادآوران میان ایران و عراق امتداد دارند.
اکنون در سال ۱۴۰۴، پرسش کلیدی این است: ایران در این رقابت می‌دود یا عقب می‌ماند؟ و اگر عقب است، هر روز تأخیر چه میزان پول از کشور دور می‌کند؟
پارس جنوبی بزرگ‌ترین میدان گازی مشترک جهان است. که سمت شمالی آن در آب‌های قطر و با نام گنبد شمالی شناخته می‌شود.
طبق گزارش رسمی شرکت ملی گاز ایران (۱۴۰۴)، تولید روزانه از پارس جنوبی در زمستان گذشته به رکورد حدود ۷۱۴ تا ۷۱۶ میلیون مترمکعب در روز رسیده. فاز ۱۴ نیز پس از سال‌ها تأخیر تحویل دائم شد. اما مشکل اینجاست که هرچند حجم برداشت ایران بالا رفته، نحوه مصرف و درآمدزایی از این گاز با قطر قابل مقایسه نیست.
بیش از ۸۰ درصد گاز ایران داخل کشور مصرف می‌شود: در نیروگاه‌ها، صنایع و بخش خانگی و تنها بخش محدودی به صادرات یا تولید محصولات ارزشمندتر اختصاص دارد. در مقابل، قطر همان گاز را به LNG (گاز مایع صادراتی)، میعانات گازی و محصولات پتروشیمی تبدیل می‌کند. این کشور تا سال ۲۰۲۷ ظرفیت صادرات LNG خود را از ۷۷ میلیون تن در سال به ۱۲۶ میلیون تن می‌رساند و در مسیر ۱۴۰ دهه آینده هدف ۱۴۲ میلیون تن را دنبال می‌کند. به زبان ساده، ایران «گاز زیادی تولید می‌کند اما ارزان می‌فروشد»؛ قطر حجم مشابهی تولید می‌کند اما «گران می‌فروشد».
شکاف فنی: قطر جلوتر در فشارافزایی، ایران در آغاز راه
هر مخزن گازی به مرور دچار افت فشار می‌شود. قطر از سال‌ها پیش با ایجاد پروژه‌های فشارافزایی، جلوتر است. ایران تازه در سال ۱۴۰۴ نصب کمپرسورهای گازی را شروع کرده، اما تنها بخش اندکی از فازهای مرزی مشمول اجرا شده‌اند. همین تفاوت باعث می‌شود برداشت ایران در آینده نزدیک با افت مواجه شود، در حالی که قطر می‌تواند سطح برداشت خود را حفظ کند.
هر روز تأخیر در پارس جنوبی چند دلار ارزش دارد؟
اختلاف برداشت قابل جبران بین ایران و قطر – یعنی فاصله‌ای که با تکمیل پروژه‌های فشارافزایی می‌توان پر کرد – حدود ۲۰ میلیون مترمکعب در روز برآورد می‌شود. اگر ارزش LNG در بازار جهانی را ۱۲٫۵ دلار به ازای هر واحد حرارتی (MMBtu) فرض کنیم، ارزش هر هزار مترمکعب گاز حدود ۴۴۰ دلار می‌شود.
بنابراین: ۲۰ میلیون مترمکعب × ۴۴۰ دلار ≈ ۸٫۸ میلیون دلار در روز، یعنی هر روزی که پروژه‌های فشارافزایی یا چاه‌های جدید دیرتر به مدار بیایند، ایران حدود ۸ تا ۹ میلیون دلار ثروت بالقوه از دست می‌دهد. در سناریوی بزرگ‌تر، اگر اختلاف برداشت به ۳۰ میلیون مترمکعب برسد، این رقم از ۱۳ میلیون دلار در روز عبور می‌کند.
غرب کارون؛ رقابت نفتی ایران و عراق
در مرزهای غربی، نبرد ایران و عراق بر سر میادین نفتی است: در سمت ایران، آزادگان شمالی و جنوبی؛ در سمت عراق، میدان مجنون. همچنین یادآوران (ایران) با میدان کوچک‌تر سِنباد (عراق) مشترک است.
در سال ۱۴۰۴، تولید نفت آزادگان ایران به حدود ۲۰۰ هزار بشکه در روز رسیده و هدف‌گذاری رسیدن به ۲۵۰ تا ۳۰۰ هزار بشکه اعلام شده است. عراق در میدان مجنون نیز روزانه ۲۰۰ تا ۲۳۰ هزار بشکه برداشت دارد.
تفاوت اصلی میان ایران و عراق نه در حجم تولید، بلکه در سرعت توسعه، کیفیت سرمایه‌گذاری و ارزش فروش است. عراق با قراردادهای مشارکت فنی و حضور شرکت‌های بین‌المللی (مانند CNPC، بصره‌اویل، پتروچاینا) با شتاب بیشتری زیرساخت‌ها را توسعه داده و می‌تواند نفت خود را با تخفیف کمتر و قراردادهای پایدار به فروش برساند. ایران به دلیل تحریم‌ها بخشی از نفتش را با تخفیف عملیاتی ۵ تا ۱۵ دلار در هر بشکه می‌فروشد؛ یعنی حتی اگر حجم تولید برابر باشد، درآمد خالص کمتر است.
زیان هر روز تأخیر در توسعه آزادگان یا یادآوران
اگر تنها ۱۰ هزار بشکه در روز کمتر از عراق برداشت کنیم و هر بشکه را ۸۵ دلار حساب کنیم:
۱۰٬۰۰۰ × ۸۵ = ۸۵۰ هزار دلار در روز
اگر اختلاف تولید به ۳۰ هزار بشکه برسد:
۳۰٬۰۰۰ × ۸۵ = ۲٫۵ میلیون دلار در روز
اما ماجرا فقط به نفت خام محدود نیست.
گاز همراه نفت؛ خسارتی خاموش ولی سنگین
در میدان‌های غرب کارون، حجم زیادی گاز همراه نفت استخراج می‌شود که در نبود تأسیسات جمع‌آوری، سوزانده می‌شود (فلرینگ). طبق برآوردهای میدانی، در برخی روزها حدود ۵ میلیون مترمکعب گاز همراه در غرب کارون به هوا می‌رود.
اگر از همان ارزش متوسط استفاده کنیم (۴۴۰ دلار برای هر هزار مترمکعب):
۵ میلیون مترمکعب = ۵٬۰۰۰ × ۴۴۰ = ۲٫۲ میلیون دلار در روز
این یعنی فقط با جمع‌آوری گاز همراه غرب کارون، می‌توان روزانه بیش از دو میلیون دلار به چرخه اقتصادی کشور افزود.
یادآوران در برابر سنباد؛ خطر پنهان در آینده مخزن
در میدان یادآوران، وضعیت تولید فعلاً بهتر از عراق است؛ اما کارشناسان هشدار می‌دهند تأخیر در شروع تزریق گاز یا آب، می‌تواند ضریب بازیافت نهایی میدان را پایین بیاورد.
اگر ضریب بازیافت نفت در یک میدان بزرگ تنها ۱ درصد کاهش یابد، در دل مخزنی با ذخیره ۱۰ میلیارد بشکه نفت درجا، ۱۰۰ میلیون بشکه نفت قابل برداشت کمتر خواهد شد.
با نفت ۸۵ دلاری، این یعنی ۸٫۵ میلیارد دلار «فرصت از دست‌رفته» که به‌صورت روزانه محسوس نیست، اما در درازمدت ضرر سنگینی به کشور می‌زند.
چرا فاصله پابرجاست؟
کارشناسان چهار دلیل اصلی را تکرار می‌کنند:
کمبود سرمایه‌گذاری: تحریم‌ها دسترسی به سرمایه و فناوری را دشوار کرده است. قراردادهای داخلی (EPCF و تهاتری) هزینه مالی بالاتری دارند.
فناوری فرسوده: پروژه‌های فشارافزایی در پارس جنوبی، کمپرسورها و تجهیزات مدرن حفاری، با تأخیر وارد مدار می‌شوند.
نبود زنجیره ارزش: گاز ایران عمدتاً مصرف داخلی دارد؛ نه LNG دارد و نه میعانات به‌صورت متمرکز صادر می‌شود. در نفت هم به دلیل تخفیف‌ها، سود خالص پایین‌تر است.
بی‌ثباتی مدیریتی: تغییرات مکرر مدیران پروژه‌ها و بودجه‌های سالانه، پیوستگی تصمیم‌گیری را از بین می‌برد. درحالی‌که توسعه مخزن، برنامه‌ای ده‌ساله می‌طلبد، نه بودجه‌ای یک‌ساله.
تصویر کلی؛ ایران تولید می‌کند، قطر پول درمی‌آورد
ممکن است در نمودار تولید، عدد ایران چشمگیرتر به‌نظر برسد: بیش از ۷۰۰ میلیون مترمکعب گاز در روز.
اما در عمل، قطر از همان گاز مشترک درآمد بالاتری دارد. چون گازی که ایران عمدتاً در داخل می‌سوزاند، قطر به LNG و محصولات پتروشیمی تبدیل می‌کند و با سود بیشتر می‌فروشد.
اگر تنها ۱۰ میلیون مترمکعب گاز در ایران به جای مصرف کم‌بازده داخلی، به LNG تبدیل شود، با همان نرخ ۱۲ دلار در هر MMBtu، ارزش روزانه آن حدود ۳ میلیون دلار خواهد بود. این تنها تفاوت «نوع مصرف» است، نه میزان برداشت.
جمع‌بندی اعداد؛ ارزش زمان در میادین مشترک
بر اساس برآوردهای محافظه‌کارانه:
| منبع |
نوع اختلاف |
برآورد روزانه (میلیون دلار) |
|---|---|---|
| پارس جنوبی |
فشارافزایی و حفاری تکمیلی |
۸ تا ۱۳ |
| آزادگان و یادآوران |
شکاف تولید نفت |
۱ تا ۲٫۵ |
| گاز همراه (غرب کارون) |
سوزاندن فلرینگ |
۲ تا ۳ |
حتی با احتساب عددهای حداقلی، مجموع هزینه فرصت روزانه بین ۷ تا ۱۵ میلیون دلار برآورد می‌شود. این رقم در سال، به بیش از ۲٫۵ تا ۵ میلیارد دلار می‌رسد.
راه جبران؛ از فازهای نیمه‌تمام تا زنجیره صادرات
تحلیلگران انرژی چهار گام فوری پیشنهاد می‌کنند:
تکمیل سریع پروژه‌های فشارافزایی در پارس جنوبی، به‌ویژه فازهای مرزی (۱۱ تا ۱۳).
سرعت‌دادن به حفاری در آزادگان و یادآوران با سرمایه داخلی و مدل‌های مشوق عملکرد محور.
جمع‌آوری گاز همراه نفت و ایجاد قرارداد تضمینی فروش به نیروگاه‌ها و پتروشیمی‌های مجاور.
تنوع مسیر صادرات گاز؛ حتی احداث واحدهای کوچک LNG یا خط لوله منطقه‌ای تا افق ۱۴۰۸ می‌تواند تفاوت قیمتی بازار آسیا را جذب کند.
در کنار این‌ها، ثبات مدیریتی و قراردادهای بلندمدت با افق ده‌ساله از ضروری‌ترین پیش‌شرط‌هاست. هر تغییر مدیریتی در چنین پروژه‌هایی، معمولاً چند ماه تأخیر به همراه دارد، معادل میلیون‌ها دلار ضرر.
از زمان عقب نمانیم
در میدان مشترک، سوری‌ترین واحد زمان، دلار است. هر ساعت تأخیر در چاه، هر روز وقفه در کمپرسور یا هر ماه تأخیر در نصب خط لوله، معادل از دست رفتن ثروتی است که از همان مخزن، کشور همسایه برداشت می‌کند.
قطر اکنون نه‌فقط گاز استخراج می‌کند، بلکه آینده انرژی خود را می‌فروشد. عراق هم با شتاب پروژه‌های غرب کارون، در پی کاهش فاصله است.
ایران اگرچه در تولید خام گاز در پارس جنوبی پیشتاز است، اما تا زمانی که زنجیره ارزش صادراتی‌اش کامل نشود و پروژه‌های نیمه‌تمام به پایان نرسند، همچنان در زمین مسابقه عقب خواهد ماند.
در این رقابت، زمان همان ترازنامه است. هر روز تأخیر، به‌اندازه چند میلیون دلار ثروت ملی از زیر پای ایران بیرون می‌رود — آرام، بی‌صدا و جبران‌ناپذیر.
چشم‌انداز شرکت ملی نفت تا سال ۱۴۰۶
شرکت ملی نفت ایران طی دو سال اخیر تلاش کرده مسیر متفاوتی را در توسعه میادین مشترک پیش بگیرد؛ مسیری که از «توقف و تعلیق» به سمت «تکمیل مرحله‌ای و بومی‌سازی تجهیزات» تغییر جهت داده است.
در برنامه اعلامی «۱۴۰۶»، سه محور کلیدی تعیین شده که در صورت تحقق، نسبت فاصله ایران با قطر و عراق را کاهش خواهد داد.
تثبیت فشار پارس جنوبی؛ طرحی که آینده گاز ایران را تعیین می‌کند
پارس جنوبی، که حدود ۴۰ درصد گاز کشور را تأمین می‌کند، وارد مرحله افت طبیعی فشار شده است. شرکت ملی نفت در حال اجرای مرحله نخست طرح فشارافزایی در فازهای مرزی (۱۱، ۱۳ و ۱۹) است.
در این طرح، قرار است حدود ۲۰ توربوکمپرسور بالای سکوی دریایی نصب شود تا فشار جریان تولید از ۱۰۰ به حدود ۱۳۰ بار بازگردد.
به دلیل تحریم‌ها، ایران از مدل کره‌ای و فرانسوی بی‌نیاز شده و ساخت کمپرسورها را به مپنا و شرکت‌های داخلی سپرده است. که البته نخستین واحد آزمایشی نیز در سال ۱۴۰۴ روی یکی از فازهای مرزی نصب شد و عملکرد اولیه آن از سوی شرکت نفت «موفق» اعلام شد. هدف نهایی پروژه، حفظ برداشت روزانه در سطح ۷۰۰ میلیون مترمکعب تا سال ۱۴۰۶ و جلوگیری از افت سالانه ۲۵ میلیون مترمکعب است.
در صورت اجرای کامل، ارزش اقتصادی صرفه‌جویی ناشی از عدم افت تولید حدود ۳ تا ۴ میلیارد دلار در سال برآورد می‌شود.
افزایش ظرفیت غرب کارون به ۱٫۱۵ میلیون بشکه در روز
منطقه غرب کارون – شامل میادین آزادگان شمالی و جنوبی، یادآوران، یاران و آذر – اکنون حدود ۵۷۰ تا ۶۰۰ هزار بشکه نفت در روز تولید می‌کند. شرکت ملی نفت قصد دارد تا پایان ۱۴۰۶ این رقم را به بیش از یک‌میلیون بشکه در روز برساند.
برای تحقق این هدف، سه خط عملیاتی در حال پیگیری است:
آزادگان جنوبی: قرارداد توسعه ۷.۵ میلیارد دلاری با کنسرسیوم بانک‌ها و شرکت‌های داخلی (پتروپارس، متن، حفاری شمال) بسته شده است. انتظار می‌رود ۱۰۰ حلقه چاه جدید حفاری شود و ظرفیت تولید به ۳۲۰ هزار بشکه در روز برسد.
یادآوران: احداث واحد جدید تزریق گاز مرحله اول و تقویت تأسیسات سطح‌الارضی با هدف حفظ تولید ۱۸۰ هزار بشکه در روز.
یاران و آذر: توسعه واحدهای فرآیندی جدید برای افزایش ضریب بازیافت و بازیابی گاز همراه نفت.
برای نخستین بار، شرکت نفت وعده داده سرمایه‌گذاری جریان‌دار داخلی (Cash Flow Reinvestment) را جایگزین تأمین بودجه ارزی کند. قرار است درآمد حاصل از فروش بخشی از نفت همان میادین، مستقیماً مجدداً در حفاری و تجهیزات تزریق شود؛ روشی که انگیزه پیمانکاران را افزایش می‌دهد.
مهار فلرینگ؛ خاموش‌کردن شعله‌های اتلاف ثروت
یکی از پرهزینه‌ترین معضلات میادین غرب کارون، سوزاندن گاز همراه نفت است. وزارت نفت اعلام کرده تا پایان ۱۴۰۶، میزان فلرینگ از بیش از ۱۳ میلیون مترمکعب در روز به کمتر از ۵ درصد کل گاز تولیدی (حدود ۲٫۵ میلیون مترمکعب) کاهش می‌یابد.
پروژه‌های فعال در این زمینه شامل:
واحد جمع‌آوری گاز همراه نفت نرگسیه، سپهر و یاران غربی با ظرفیت مجموع ۸۰۰ میلیون فوت‌مکعب در روز؛
خط لوله انتقال گاز همراه به پتروشیمی بندر امام و نیروگاه آبادان؛
قرارداد تضمینی خرید گاز همراه میان شرکت نفت و شرکت‌های پتروشیمی منطقه ماهشهر برای مصرف مستقیم.
با اجرای این طرح‌ها، روزانه حدود دو میلیون دلار از اتلاف گاز جلوگیری و معادل همان میزان انرژی به شبکه تزریق می‌شود.
در صورت تحقق کامل برنامه تا ۱۴۰۶، ایران می‌تواند از دو مسیر درآمدی عمده بهره‌مند شود:
منع افت تولید گاز پارس جنوبی: حفظ سطح تولید جاری معادل جلوگیری از زیان ۸ تا ۱۰ میلیون دلار در روز.
افزایش واقعی تولید غرب کارون: معادل ۴ تا ۵ میلیارد دلار درآمد اضافه سالانه بر پایه میانگین قیمت نفت ۸۵ دلاری.
علاوه بر این، صرفه‌جویی زیست‌محیطی ناشی از کاهش فلرینگ حدود ۱۶ میلیون تن دی‌اکسیدکربن کمتر در سال ایجاد می‌کند — عاملی که می‌تواند به‌عنوان «اعتبار کربن» در تجارت انرژی آینده استفاده شود.
چالش‌های اجرای برنامه
با وجود پیشرفت ظاهری، چند مانع جدی بر سر تحقق افق ۱۴۰۶ قرار دارد: محدودیت انتقال فناوری در بخش کمپرسورهای فشارافزایی؛ کندی تأمین مالی بخش خصوصی در پروژه‌های آزادگان؛ وابستگی بعضی طرح‌های گاز همراه به زیرساخت‌های پتروشیمی که هنوز کامل نیستند.
ناظران انرژی می‌گویند اگر وزارت نفت بتواند این سه مانع را تا نیمه دوم ۱۴۰۵ حل کند، تفاوت درآمدی ایران با قطر و عراق قابل کاهش است؛ در غیر این صورت، «برنامه ۱۴۰۶» نیز به سرنوشت بسیاری از طرح‌های نیمه‌تمام گذشته دچار خواهد شد.
