به گزارش اقتصاد آنلاین؛ به گزارش شرکت سولوشن انرژی در نتیجه اعمال تحریم بر خرید نفت، تولید نفت خام ایران از ۳.۲۵ میلیون بشکه در روز در سال ۹۶ به کمتر از ۱.۹۸ میلیون بشکه در روز در ۹۹ کاهش یافت و عمده بار این کاهش ۴۰ درصدی تولید بر دوش شرکت‌های اروندان و مناطق نفت خیز جنوب بوده است.
با این وجود با توجه به ثبات نسبی مصرف داخلی نفت طی چهار سال گذشته که میانگین آن معادل ۱.۶۵ میلیون بشکه در روز بوده است و خارج کردن این رقم از مجموع تولید، صادرات نفت ایران از ۱.۵۷ میلیون بشکه در سال ۹۶ به ۳۸۰ هزار بشکه در روز در سال ۹۹ کاهش یافت.
(نمودار تولید نفت ایران در سال ۹۹ در مقایسه با سال ۹۶)
بر اساس گزارش‌های موجود هزینه‌های شرکت ملی نفت در ۵ دسته کلی قرار می‌گیرد: هزینه تولید (شرکت‌های بهره‌بردار)، هزینه ستاد (شرکت ملی نفت و سایر شرکت‌های غیرتولیدی شامل اکتشاف، پایانه‌های نفتی و...)، تعهدات بودجه‌ای (هزینه قیر رایگان یا گازسوز کردن خودروها)، بازپرداخت بدهی‌ها (بابت اصل و سود تسهیلات دریافتی از صندوق توسعه، اوراق مشارکت و...) و در نهایت نگهداشت تولید (هزینه سرمایه‌ای شرکت ملی نفت).
با این وجود صورت‌های مالی که اخیرا منتشر شده عمدتا مربوط به هزینه‌های مستقیم تولید (سرچاهی) بوده که سهمی کمتر از ۲۵ %در کل هزینه‌های تولید نفت دارند. تحلیل جامع‌تر از هزینه‌های هر بشکه نفت از اکتشاف تا صادرات منوط به انتشار صورت‌های مالی شرکت ملی نفت است.
بر اساس این گزارش، در سال ۹۹ هر بشکه نفت تولیدی توسط شرکت‌های بهره بردار هزینه‌ای معادل ۰.۷ دلار داشته که این هزینه برای تولید هر متر مکعب گاز معادل ۰.۷۱ سنت بوده است. در مجموع هزینه تولید معادل هر بشکه نفت معادل (با احتساب ارزش حرارتی نفت و گاز) در این سال معادل ۰.۴ دلار بوده است.
اشاره به این نکته ضروری است که کاهش هزینه تولید هر بشکه معادل نفت از ۰.۷ در سال ۹۷ به ۰.۴ دلار در سال ۹۹، ناشی از جهش نرخ ارز بوده است. همچنین باید در نظر گرفت که شرکت مناطق نفت خیز جنوب و نفت مرکزی دارای تولید مستقل نبوده و ستاد عملیاتی شرکت‌های زیرمجموعه خود هستند که در نتیجه آن، هزینه‌های این دو شرکت به صورت سربار بر شرکت‌های تولیدی (مانند آغاجاری و نفت وگاز شرق) محاسبه شده است.
در رابطه با تولید گاز هم باید به این نکته اشاره کرد که کاهش حجم گاز سوزانده شده از ۳۵ میلیون مترمکعب در روز در سال ۹۷ به ۲۴ میلیون متر مکعب در سال ۹۹ رسید که عمدتا ناشی از کاهش در تولید نفت خام بوده است.
بیشترین و کمترین حجم گاز سوزانده شده به ازای هر بشکه نفت خام تولیدی متعلق به شرکت فلات قاره با ۴۰ مترمکعب و مناطق نفت خیز جنوب با ۶ مترمکعب بوده است. میزان گاز تزریقی به میادین نفتی از ۶۰ میلیون مترمکعب در سال ۹۷ به ۲۶ میلیون مترمکعب در سال ۹۹ کاهش یافته است، در حالی که این رقم مطابق قانون برنامه ششم توسعه می‌بایست ۱۵۰ میلیون در روز باشد.
در پایان
گفتنی است که به طور میانگین در هر فاز پارس جنوبی معادل ۲.۴ میلیارد دلار هزینه‌های سرمایه‌ای انجام شده است. تفاوت در هزینه‌های توسعه هر فاز تابع سه عامل زیر است: قیمت جهانی نفت و تورم هزینه‌های مرتبط، مشخصات پالایشگاه احداث شده و تعداد چاه‌های حفاری شده؛ به عنوان مثال فاز ۱، ۲، ۳ و ۱۲ فاقد واحدهای فرآورش اتان و LPG هستند و یا فاز ۶، ۷و۸ فاقد پالایشگاه گازی است.
