۵۵آنلاین :
با افتتاح پنج فاز پارسی جنوبی از سوی رئیس جمهور، ایران تولید روزانه گاز از پارس جنوبی به قطر رسید. درست یک سال قبل، یعنی در اردیبهشت ۱۳۹۵ بود که مدیر عامل وقت نفت و گاز پارس ( شرکتی که متولی توسعه میدان گازی پارسی جنوبی است) وعده داد که در صورت تأمین مالی، این اتفاق به وقوع خواهد پیوست و اکنون ایران با ظرفیت تولید روزانه بیش از ۵۷۰ میلیون مترمکعب گاز توانسته در نرخ تولید به قطر برسد؛ اگرچه بر اساس گفته علی کاردر، مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران، مجموع تولید ایران ۱۰۶۰ میلیارد مترمکعب و قطر ۱۷۷۱ میلیارد مترمکعب بوده و در نتیجه ایران هنوز در مجموع تولید، به قطر نرسیده است. پنج فاز اسمی یادشده، تولیدی معادل شش فاز استاندارد دارند، یعنی ۱۵۰ میلیون مترمکعب گاز شیرین تولید روزانه هر فاز استاندارد معادل 3/28 میلیون مترمکعب گاز غنی در نظر گرفته می‌شود که با جداسازی ناخالصی‌ها و میعانات گازی، ۲۵ میلیون مترمکعب گاز شیرین و ۳۵ تا ۴۰ هزار بشکه میعانات گازی از آن به دست می‌آید. پنج فاز یادشده در قالب سه پروژه «17 و 18»، 19 و «20 و 21» توسعه پیدا کردند. توسعه فازهای ۱۷ و ۱۸ توسط شرکت‌های ایدرو، تاسیسات دریایی، ملی حفاری ایران، اوپک، صدرا و دانا صورت گرفت. فاز 19 توسط شرکت‌های پترو پارس، پترو پارس ایران و تاسیسات دریایی توسعه یافت و شرکت‌های اوپک و تاسیسات دریایی، توسعه فازهای 20 و 21 را بر عهده داشتند.
- ثمره اولویت‌بندی
در میان طرح‌های افتتاح شده، فازهای ۱۷ و ۱۸، یکی از سه پروژه موسوم به «اولویت‌دار» است؛ دسته بندی که از سوی بیژن زنگنه صورت گرفت و فازهای ۱۲، ۱۵ و ۱۶ و ۱۷ و ۱۸ در آن جای می‌گیرند. پیش از افتتاح اخیر و در سال‌های ۱۳۹۳ و ۱۳۹۴، دیگر پروژه‌های اولویت‌دار یعنی فازهای ۱۲ و ۱۵ و ۱۶، به بهرهبرداری رسیده بودند تا مجموعاً بیش از ۱۰۰ میلیون مترمکعب در روز به ظرفیت تولید گاز شیرین کشور اضافه شود. اولویت‌بندی این فازها در حالی صورت گرفت که در زمان شروع وزارت زنگنه، اغلب فازهای پارس جنوبی (به جز ۱۱) در حال توسعه بودند؛ اما در عمل اهداف تولید محقق نشده بود. مساله اولويت بندی، در برنامه ارائه شده سوی وزیر نفت به مجلس تحت سرفصل «قائل شدن اولویت برای افزایش برداشت گاز از میدان پارس جنوبی با حل مشکلات و تسریع در راه‌اندازی و عملیاتی کردن واقعی فازهای با پیشرفت فیزیکی بالاتر و نیز میدان گازی کیش» آمده بود. او بر این اساس، فازهای پیشتاز را، که توسعه آن‌ها در اواسط دهه ۱۳۸۰ شروع شده بود، در اولویت نخست قرارداد و پس از سفر نخست خود به عسلويه در مردادماه گفت: «در جریان این سفر یک روزه از نحوه پیشرفت فازهای ۱۲، ۱۵ و ۱۶، ۱۷ و ۱۸ پارسی جنوبی، به عنوان اولویت‌دارترین فازهای در حال توسعه، بازدید شد. اولویت نخست کاری در پارس جنوبی، به نتیجه رساندن این سه طرح بزرگ گازی است و لایه نفتی در مرحله بعد قرار دارد. توسعه فازهای دیگر پارس جنوبی را یک ماه تا یک ماه و نیم بعد، پس از اینکه مشکلات جدی سه طرح گازی یاد شده حل شده به صورت جدی پیگیری خواهم کرد. ضرورتی ندارد همه فازهای پارس جنوبی را با یک سرعت پیش ببریم. هم‌اکنون همه فشار و توان را روی پایان کار فازهای ۱۲، ۱۵ و ۱۶ و ۱۷ و ۱۸ قرار داده‌ایم زیرا این فازها در مدت زمان بسیار کوتاه‌تر به تولید نزدیک و می‌توانند روزانه ۲۰۰ میلیون مترمکعب گاز و 300 هزار بشکه میعانات گازی تولید کنند که این مهم برای مردم کشور امید زیادی ایجاد می‌کند و مسائل شبکه انتقال گاز نیز حل خواهد شد» (خبر 207059 شانا).
به طور کلی هر فاز پارس جنوبی به چهار بخش اصلی سکوهای دریایی، خط لوله دریا، بخش خشکی و حفاری تقسیم می‌شود که برای دستیابی به تولید، باید پیشرفت متناسبی در تمامی بخش‌ها صورت گیرد چرا که فی‌المثل در صورتی که پالایشگاه به پایان برسد و حفاری چاه‌ها ادامه داشته باشد، امکان تولید میسر نمی‌شود. نکته مهم‌تر اینکه پیشرفت پروژه در مراحل پایانی که عملیات‌های تکمیلی، نصب و راه اندازی، تست و مواردی از این دست صورت می‌گیرد، معمولاً زمان‌بر و نیازمند تمرکز مدیریتی است. چنین تمرکزی ممکن است در مراحل اولیه که خرید حجم قابل توجهی از کالاها، یا انجام فعالیت‌هایی مثل خاک‌برداری و ساختمان صورت می‌گیرد، نیاز نباشد و به راحتی درصدهای بالای پیشرفت ثبت شود. اولویت‌بخشی دستیابی به اهداف (اصطلاحاً «سنگ نشانه» یا milestone) را بر پیشرفت فيزيکی پروژه (progress) می‌توان اصلی‌ترین اقدام زنگنه طی دوران وزارت دانست که موجب تسریع در دستیابی فازهای مختلف به تولید و نهایتاً افتتاح آن‌ها شده است. بیژن زنگنه در دومین سفر خود به عسلویه که در آبان ماه سال 1392 انجام شد، به این موضوع اشاره کرد و گفت: «درصد پیشرفت برایم اهمیتی ندارد، بروید سراغ سنگ نشانه‌های (milestone) پروژه» (خبر ۲۰۹۹۸۹ شانا).
شاید عامل مهم دیگر در اولویت‌بندی را بتوان محدودیت منابع مالی دولت و وزارت نفت دانست که در زمان تحریم‌ها شدت دوچندانی داشت. کاهش همزمان صادرات و قیمت نفت باعث شد درآمد صادرات نفتی کشور (شامل نفت خام، فرآورده‌های نفتی، گاز طبیعی، مایعات و میعانات گازی) از ۱۱۹ میلیارد دلار در سال ۱۳۹۰ به کمتر از ۶۵ میلیارد دلار در سال ۱۳۹۲ کاهش یابد و البته دسترسی به این منابع دشوارتر و با تحمیل هزینه بیشتری صورت گیرد (نماگرهای اقتصادی بانک مرکزی). از سوی دیگر، نبود چشم‌اندازی از پایان تحریم‌ها، شدت ریسک‌های ناشی از تداوم روند توسعه پیشین را افزایش می‌داد. بخش زیادی از توسعه فازهای پارسی جنوبی در آن زمان به مدد استفاده از منابع بلوکه شده نفت در خارج از کشور صورت می‌گرفت که به افزایش بدهی شرکت ملی نفت ایران می‌انجامید؛ چنان که بر اساس گزارش تفریغ بودجه سال ۱۳۹۴، کل بدهی نفت در آن سال حدود ۹۴ هزار میلیارد تومان بوده است. محمدرضا زهیری، مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس در اواخر دولت دهم و اوایل دولت یازدهم، در این باره به «تجارت فردا» می‌گوید: «با محدودیت‌های مالی مواجه بودیم و باید پول را مدیریت می‌کردیم. با محدودیت مدیریتی نیز مواجه بودیم، یعنی افرادی که داشتیم، اکثراً نماینده مجلس بودند و نمی‌دانستند مديريت پروژه چيست.»
اولویت‌بندی فازهای پارس جنوبی، به گونه‌ای متفاوت در اواخر وزارت نفت رستم قاسمی نیز صورت گرفته بود. در اواخر دولت دهم مقرر شد تعدادی از پروژه‌ها تحت عنوان «مهر ماندگار» سازماندهی شوند تا پیش از انتخابات سال ۱۳۹۲ افتتاح آن‌ها صورت گیرد. ریاست این ستاد را علی‌اکبر محرابیان بر عهده گرفت و در نفت نیز تعدادی از پروژه‌ها تحت عنوان مهر ماندگار تقسیم‌بندی شدند. قاسمی نیز ستادی را در شرکت نفت و گاز پارس تشکیل داد و تعدادی از طرح‌ها را در اولویت قرار داد. در حکم او درباره ستاد مذکور آمده است: «عطف به ابلاغیه‌های قبلی و پیرو بازدید این جانب از طرح‌های توسعه پارس جنوبی و در راستای اجرا و راه اندازی هرچه سریع‌تر طرح‌های توسعه و افزایش تولید از میدان گازی مشترک پارس جنوبی به عنوان اولویت اول وزارت نفت، به خصوص راه اندازی فازهای ۱۲، ۱۳، ۱۵ و ۱۶، ۱۷ و ۱۸ و ۲۲ تا ۲۴ و طرح لایه‌های نفتی به عنوان طرح‌های مهر ماندگار دولت، ستاد ویژه راه اندازی طرح‌های توسعه پارس جنوبی در شرکت نفت و گاز پارس تشکیل شود.» اغلب پروژه‌های اولویت اول قاسمی، همان‌هایی هستند که بعداً از سوی زنگنه نیز در اولویت قرار گرفتند؛ البته با یک تفاوت: رستم قاسمی طرح‌های فازهای ۱۳ و ۲۲، ۲۳ و ۲۴ را نیز در اولویت قرار داد؛ طرح‌هایی که پیمانکار آن‌ها شرکت‌های زیرمجموعه قرارگاه سازندگی خاتم الانبیاء هستند.
- ماجرای طرح‌های ۳۵ ماهه
اقدام بیژن زنگنه و رستم قاسمی در اولویت‌بندی فازهای پارس جنوبی، به نوعی متفاوت با اقدامی است که در زمان مسعود میرکاظمی، کلید خورد. میرکاظمی، پیش از رستم قاسمی وزارت نفت را برعهده داشت و بعد از مطرح شدن ماجرای ادغام وزارتخانه‌های نفت و نیرو، در سال ۱۳۹۰ برکنار شد. پس از منتفی شدن ادغام، رستم قاسمی برای وزارت معرفی شد که توانست رأی اعتماد مجلس را به دست آورد. یک سال قبل از برکناری و در خرداد ۱۳۸۹، میرکاظمی تصمیم گرفت قرارداد فازهای 13، 14، 19، 22، 23 و 24 را امضا کند تا این فازها در کنار پروژه ۲۰ و ۲۱، طی ۳۵ ماه به تولید برسند؛ یعنی درست قبل از برگزاری انتخابات سال ۱۳۹۲. اما در عمل هیچ یک از فازهای ۳۵ ماهه به تولید نرسیدند و تنها پروژه‌هایی با درصد پیشرفت متفاوت از 51 تا ۶۷ درصد در دست توسعه بود؛ موضوعی که از مدت‌ها قبل پیش‌بینی می‌شد. به عنوان مثال اکبر ترکان، در اوایل سال ۱۳۹۰ گفته بود: «زمان ۳۵ ماه (برای اتمام شش فاز پارس جنوبی) از همان ابتدا هم معلوم بود که مبنای درستی ندارد و قطعاً انجام این پروژه‌ها در ۳۵ ماه ممکن نیست، اما اینکه دارند کار می‌کنند خوب است. اگر بخواهیم مقایسه کنیم باید بگوییم که در دوره دو سال اخیر در پارس جنوبی کارها بهتر از چهار سال قبل از آن پیش رفته است. الان مهم‌ترین کار این است که تمرکز کنند بر روی فازهای ۱۲، ۱۵، ۱۶، ۱۷ و ۱۸ و آن‌ها را به اتمام برسانند، این خیلی مهم است چرا که فاز ۱۲ خودش معادل سه فاز است. یعنی همین سه قرارداد می‌تواند تقریباً 175 میلیون مترمکعب به ما گاز بدهد. لذا خوب است که روی همین سه قرارداد متمرکز شوند، که معادل هفت فاز است و کوشش کنند در دو سال باقیمانده همین‌ها را تمام کنند.» (خبر 82219 فرارو).
زهیری درباره طرح‌های 35 ماهه می‌گوید: «وقتی سال ۱۳۸۹ من به نفت و گاز پارس آمدم، در فازهای ۳۵ ماهه هنوز هیچ چیز شروع نشده بود. فقط مقداری خاک برداری در فازهای 22، 23 و 24 در حال انجام بود. من به آقای میرکاظمی گفتم اینکه طرح‌های ۳۵ ماهه درست است یا غلط، به من (به عنوان یک فرد فنی) ربطی ندارد؛ ولی اگر می‌خواهید این کار را انجام دهید، با یک حساب سرانگشتی می‌توان گفت باید یک میلیارد دلار در ماه پول بدهید. آیا می‌توانید این کار را بکنید؟ ایشان گفت مطمئناً نه. من به صراحت گفتم یا فازهای ۳۵ ماهه را کنار بگذاریم و فازهای 12، 15 و 16 و 17 و 18 را توسعه دهیم؛ یا کنار آن فازهای ۱۹ ۲۰ و 21 را نیز در دستور کار قرار دهیم. چون اولی نیاز به حفاری ۱۵ حلقه چاه داشت و دومی ۲۲ حلقه و ضمناً به مرز هم نزدیک‌تر بودند. البته برای جدا کردن سکوی فاز یک و الحاق آن به ۱۵، باید چهار حلقه چاه نیز در دیگر سکوی فاز یک حفاری می‌شد.»
در نقطه مقابل انتقادات صورت گرفته به طرح‌های ۳۵ ماهه، برخی از لزوم آن با توجه به خروج شرکت‌های خارجی در نتیجه تحریم و مسائل دیگر می‌گویند؛ چرا که بسیاری از آن‌ها قبلاً برای توسعه توسط شرکت‌های خارجی برنامه‌ریزی شده بودند. سال‌ها قبل و در ادامه مسیر توسعه پارس جنوبی، برنامه این بود که تعدادی از فازهای پارس جنوبی به تولید گاز طبیعی مایع شده (LNG) اختصاص یابد. بر این اساس، قرار شد فاز ۱۱ به پروژه ۱۰ میلیون تنی Pars LNG اختصاص پیدا کند و شرکت‌های ملی صادرات گاز ایران، توتال و پتروناس در آن مسئولیت کار را بر عهده گیرند. توسعه فاز ۱۲ نیز با هدف پروژه Iran LNG در دستور کار قرار گرفت و قرار شد دو سوم گاز آن به مصرف مذکور برسد. بقیه گاز، برای مصرف داخلی کشور در نظر گرفته شد. فازهای 13 و ۱۴ نیز برای پروژه Persian LNG اختصاص پیدا کردند که قرار بود با همکاری شرکت‌های ملی صادرات گاز ایران، شل و رپسول توسعه یابد. این پروژه قرار بود دو واحد هشت میلیون تنی (مجموعاً ۱۶ میلیون تن) LNG تولید کند (بررسی‌های اقتصاد انرژی، شماره ۹، سال ۱۳۸۶، نقد و بررسی بهرهبرداری از میدان گازی پارس جنوبی). اما در عمل هیچ یک از طرح‌های LNG به نتیجه نرسیدند، پروژه Iran LNG سال‌ها به صورت نیمه کاره رها شد و تمامی گاز فاز ۱۲ به مصرف داخلی اختصاص یافت.
در پاسخ به انتقاد یادشده گفته می‌شود اتفاقاً در شرایط تحریم و محدودیت منابع، بهتر است به اولویت‌بندی (و نه شروع فعالیت در تمامی پروژه‌ها) اقدام کرد. سید علامحسین حسن‌تاش، تحلیلگر ارشد انرژی و عضو هیات علمی موسسه مطالعات بین‌المللی انرژی، به «تجارت فردا» می‌گوید: «در زمانی که ما با مشکلات و محدودیت‌های اقتصادی و خصوصاً تحریم مواجه هستیم، باید کارها را اولویت‌بندی کنیم؛ وگرنه بخش‌های ساختمانی پروژه‌ها (یا اصطلاحاً بخش کارهای سیویل که خیلی نیاز به واردات ندارد) پیش می‌رود، ولی بخش‌های فرایندی یا مکانیکال که اصل کار است و نیاز به تجهیزات وارداتی دارد پیش نمی‌رود. سرمایه به نوعی تلف می‌شود، یا راکد می‌ماند و به قول معروف یک ده آباد به از ده شهر خراب یا یک فاز تولیدی بهتر از چندین فاز نیمه تمام است و از ابتدا هم معلوم بود که آن طرح 35 ماهه قابل اجرا نیست.» زهبری نیز معتقد است: «زمانی که ما در فازهای ۳۵ ماهه نیازی به لوله گذاری نداشتیم، پول هنگفتی به تاسیسات دریایی اختصاص داده شد تا مثلاً هزار کیلومتر لوله بیاورد. وقتی می‌آورد، مجبور بودیم که progress ثبت کنیم در فازها؛ در حالی که به تولید نمی‌رسیدیم. پولمان را مثل گوشت قربانی تقسیم می‌کردیم و در انتها تعدادی پروژه زخمی داشتیم. به مجری یک طرح می‌گفتم شما که فقط دارید پالایشگاه می‌سازید، فکر نکردید این پالایشگاه برق می‌خواهد یا برای راه اندازی، به گاز شیرین نیاز دارد و نمی‌توان از دریا گاز ترش آورد یا در زمینه حفاری، وقتی دکل حفاری در موقعیت مستقر می‌شود، با توجه به بهره‌وری موجود و زمان مورد نیازی مطمئناً باید دوره‌ای طی شود و راه دیگری هم نداریم. لذا یکی از گلوگاه‌های مهم دیگر حفاری بود که باید همواره برای آن بودجه‌ای را در نظر می‌گرفتیم.»
با وجود آنکه رستم قاسمی همانند زنگنه در زمان وزارت خود اقدام به اولویت‌بندی فازها کرده بوده، طرح‌های ۳۵ ماهه را به طور کامل از اولویت نخست کنار نگذاشت و اصطلاحاً «کج‌دار و مریز» آن‌ها را ادامه داد. اقدام بیژن زنگنه در اولیویت‌بندی، درست متفاوت با این روند بود؛ به ویژه آنکه وضعیت منابع مالی دولت هر روز نامطلوب‌تر از گذشته می‌شد و لیست تحریم نیز افزایش می‌یافت. این اختلاف خط مشی باعث شد پس از افتتاج اخیر فازهای پارس جنوبی، رستم قاسمی انتقادهایی را مطرح کند: «در دولت نهم و دهم 18 فاز جدید در اوج تحیرم‌ها شروع شد و افتتاح این پروژه‌ها در این روزهای قبل از انتخابات نتیجه تصمیم شجاعانه‌ای بود که در شرایط تحریم‌های طالمانه گرفته شد. بعضی از این فازها مثل ۱۵ و ۱۶ پارس جنوبی در دولت قبل افتتاح شد. فاز ۱۲ پارس جنوبی نیز به ۹۵ درصد پیشرفت رسیده و در مرحله راه‌اندازی بود و برخی فازها هم با ۸۰ درصد پیشرفت تحویل یازدهم شد. نتیجه ۵۰ میلیارد دلار قرارداد دولت قبل در پارس جنوبی دو برابر شدن برداشت گاز ایران از پارس جنوبی بوده است. شما این فازها را با 80 درصد پیشرفت تحویل گرفته‌اید و برای تکمیل 20 درصد باقیمانده چهار سال زمان صرف کرده‌اید. بعضی از این فازها باید یک یا دو سال به بهرهبرداری می‌رسید اما با تأخیر یک ساله و دو ساله ده‌ها میلیارد دلار به این کشور خسارت زده شده است» (خبر 13930302000423 فارس).
- سال‌های دور توسعه
توسعه پارس جنوبی در اواسط دهه ۱۳۷۰ شمسی با استفاده از قراردادهای بيع متقابل آغاز شد. ریشه استفاده از این قراردادها به دولت پنجم بازمی‌گردد. بند ح تبصره ۲۹ قانون برنامه اول توسعه در آن زمان، بهره‌گیری از این قراردادها را برای توسعه پارس جنوبی پیش‌بینی کرده بود: «به شرکت ملی نفت ایران اجازه و اختیار داده می‌شود، به منظور تأمین گاز مورد نیاز برای مصارف داخلی و صادرات و بهرهبرداری از میادین گازی پارس و پارس جنوبی (مشترک با قطر) با ضمانت بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران قراردادهای لازم با شرکت‌های ذی‌صلاح خارجی را تا حداکثر مبلغ 200 میلیون دلار منعقد کند، به نحوی که بازپرداخت هزینه‌های سرمایه گذاری از محل تولیدات میادین فوق صورت گیرد.» با وجود این، توسعه فاز یک جنوبی حدود یک دهه بعد یعنی در سال 1376 به شرکت پتروپارس واگذار شد و شرکت توتال نیز همان سال در کنسرسیومی به همراه گازپروم و پتروناس، توسعه فازهای 2 و 3 را بر عهده گرفت. پروژه اخیر در سال 1382 افتتاح شد و فاز یک، سال بعد به افتتاح رسید. با بهرهبرداری از این دو پروژه، ایران تولید گاز را از پارس جنوبی آغاز کرد. متعاقب حضور توتال، دو شرکت بزرگ نفتی دیگر نیز به ایران آمدند. انی، همراه با پتروپارس و نیکو، توسعه فازهای 4 و 5 را در دست گرفت و استات اویل نیز همراه با پتروپارس پیمانکار فازهای 6، 7 و 8 شد. توسعه کلیه پروژه‌های یاد شده در نیمه دوم دهه 1370 کلید خورد و فاز 9 و 10 نخستین پروژه‌ای بود که توسعه آن در سال‌های نخست دهه ۱۳۸۰ شمسی آغاز شد. پیمانکاران این پروژه شرکت‌های GS کره جنوبی، مهندسی و ساختمان صنایع نفت (اویک) و مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی ایران بودند. با بهرهبرداری از ۱۰ فاز پارسی جنوبی در سال‌های پایانی دهه 1380 شمسی، تولید گاز ایران از پارس جنوبی به بیش از 280 میلیون مترمکعب در روز افزایش پیدا کرد. این رقم بیش از یک دهه تقریباً ثابت بود؛ چرا که با وجود شروع و تداوم توسعه فازهای جدید، و انجام برخی عملیات جانبی و تکمیل در ۱۰ فاز یادشده، تولید از هیچ فاز جیددی کلید نخورد.
توسعه فازهای اولیه پارس جنوبی، از چند جنبه حائز اهمیت بود. اول اینکه نخستین گام در جهت توسعه پارس جنوبی برداشته شد و به نوعی این سد شکسته شد. موضوع مهم دیگر، جذب سرمایه گذاری خارجی بود. اگرچه جذب سرمایه گذاری خارجی با قراردادهای متقابل از پارس جنوبی آغاز نشد، این میدان سهم عمده‌ای در آن داشت. بر اساس گزارش تفریغ بودجه، مجموع تعهداتی که شرکت ملی نفت ایران باید برای توسعه طرح‌های بیع متقابل فازهای یک تا هشت پارس جنوبی بپردازد، حدود 1/15 میلیارد دلار است. تأمین مالی بخش عمده این رقم توسط پیمانکاران خارجی صورت گرفت و در نتیجه با توجه به محدودیت سرمایه موجود، بار اضافی بر منابع مالی کشور تحمیل نشد. مزیت دیگر جذب سرمایه گذاری خارجی، انتقال فناوری و افزایش توان پیمانکاران داخلی بود که به تدریج باعث شد پیمانکاران داخلی بتوانند بدون حضور شرکت‌های خارجی نیز توسعه فازها را انجام دهند؛ اگرچه با کیفیت، زمان و هزینه‌ای متفاوت. همین مزیت باعث شد در زمان تحریم باوجود مشکلات متعدد، توسعه پارس جنوبی به طور کامل متوقف نشود و پیمانکاران داخلی کار را جلو ببرند. زهیری افزایش توان ساخت داخلی در زمینه‌های متعدد و از جمله پمپ، توربین و دستگاه‌های الکتریکی را از جمله دستاوردهای تداوم توسعه در زمان تحریم عنوان می‌کند. بسیاری از شرکت‌های ایرانی در بخش‌های ساخت و ارائه خدمات، طی دوران تحریم و در نتیجه خروج شرکت‌های خارجی توسعه پیدا کردند که این موضوع به ویژه در بخش بالادستی صنعت نفت مشهود بوده است.
- جزئیات مهم و تعیین کننده
با وجود اینکه برابر شدن تولید گاز ایران و قطر در پارس جنوبی خبر خوشحال کننده‌ای به شمار می‌آید، جزئیات فنی دیگری دارد که نشان می‌دهد. علاوه بر دستیابی به رقم برابر تولید، موارد دیگر نیز مهم هستند. شاید مهم‌ترین موضوع این باشد که ذخایر ایران و قطر مساوی نیست. ذخایر بخش ایرانی پارس جنوبی حدود ۳/13 تریلیون مترمکعب و بخش قطری حدود 5/24 تریلیون مترمکعب برآورد می‌شود. با در نظر گرفتن این موضوع تولید مساوی ایرانی قطر ممکن است به تخلیه سریع‌تر بخش ایرانی مخزن و تسریع در افت فشار برخی فازها بینجامد. به منظور جلوگیری از این امر، پایش مداوم وضعیت تولید و مخزن ضروری است تا بتوان برای ادامه عمر مخزن برنامه‌ریزی کرد.
موضوع بعدی، نحوه توسعه میدان است. در حالی که قطر توسعه میدان را بر تمرکز بر فازهای مرزی در پیش گرفت، در ایران طی دوره‌ای توسعه همزمان تمامی فازها (به جز ۱۱) در پیش گرفته شد. عدم تمرکز بر ناحیه مرزی موجب شد برای بیش از یک دهه، تنها از دو فاز مرزی (۱و۲) تولید صورت گیرد و بقیه فازهای مرزی شامل (۱1، ۱۲، ۱۵ و 16 و 17 و 18، و 19) در صف توسعه باقی بمانند. طی اولویت‌بندی انجام شده در سال ۱۳۹۲، اغلب این فازها در اولویت اول توسعه قرار گرفتند و تا پااین سال 1396 به بهرهبرداری برسند. در این میان یک استثنا وجود دارد: فاز ۱۱. در نتیجه خروج توتال به دلیل تحريم وسپس عدم توسعه این فاز توسط CNPC، بحث توسعه از سوی شرکت‌های داخلی (پترو پارس و مپنا) مطرح شد که به جایی نرسید و طی حدود یک دهه عمر توسعه میدان، هنوز توسعه آن آغاز نشده است. افت فشاری مرزی و از جمله فاز ۱۱ ناشی از نزدیکی به قطر بیشتر از دیگر فازها برآورد می‌شود.
در کنار موارد فوق‌الذکر، باید به افزایش هزینه و زمان نیز اشاره کرد. اگر چه در نظر گرفتن تفاوت زمان و شرح کار توسعه فازها نوسان قیمت نفت و هزینه کالا و خدمات، نمی‌توان مقایسه دقیقی در این باره انجام داد؛ اما بسیاری از کارشناسان معتقدند افزایش هزینه در توسعه پارس جنوبی قابل توجه بوده که بخشی از آن را می‌توان به اعمال تحریم‌ها نسبت داد. نکته مهم دیگر، عدم‌النفع ناشی از تأخیر در توسعه فازهاست. این عدم‌النفع در یک سطح، به مهاجرت گاز مربوط می‌شود. یک مطالعه علمی نشان می‌دهد تا سال ۲۰۱۰، مهاجرت گاز از مرز ایران 83 میلیارد مترمکعب بوده است (ماهننامه اکتشاف و تولید، شماره ۱۰۳، مقاله «عوامل مؤثر بر مهاجرت سیال و تولید بهینه از میادین مشترک به همراه تخمین میزان گاز مهاجرت کرده در میدان پارس جنوبی»). اما در سطح دیگر، می‌توان از تأثیر تأخیر در توسعه بر از دست رفتن بازارهای صادراتی و تسخیر آن از سوی رقبای دیگر گفت. حسن‌تاش درباره عوامل مؤثر بر تأخیر در توسعه میدان گازی پارس جنوبی می‌گوید: «سه علت اصلی توسعه بخش ایرانی میدان به ترتیب اعمال تحریم‌های بین‌المللی علیه ایران بوده است. زمانی که قطری‌ها شروع به سرمایه گذاری برای توسعه میدان کردند ما در حال جنگ و در تلاش حفظ وضع موجود صنعت نفت بودیم و توسعه برای ما مقدور نبود. بعد از آن هم چند سال اولویت اول کشور بازسازی تاسیسات نفتی بود. اما از وقتی متوجه مشترک بودن میدان شدیم، کار را شتابزده و بدون مطالعات دقیق و برنامه جامع و به صورت آزمون و خطا شروع کردیم. درست است که از قطری‌ها عقب بودیم و شتاب داشتیم، اما این هم تجربه شده که کاری که بدون برنامه‌ریزی دقیق، ولی زود شروع می‌شود؛ در طول راه با مشکل برخور می‌کند، طولانی می‌شود و آن شتابزدگی نتیجه معکوس می‌دهد. معروف است که ژاپپنی‌ها 10 سال برنامه‌ریزی و یک سال اجرا می‌کنند. ما گاهی حاضر نیستیم وقت خود را تلف! برنامه‌ریزی کنیم، ولی 20 سال اجرا می‌کنیم. اگر ما مطالعات جامع اکتشافی و غیره میدان را انجام می‌دادیم و ابعاد و وسعت کار را مشخص می‌کردیم و برنامه‌ریزی جامعی می‌کردیم سریع‌تر پیش می‌رفتیم. پس این هم عامل دوم تأخیر بوده است. بعد از آن هم تحریم‌ها و خصوصاً تشدید تحریم‌ها در دوره هشت ساله دولت نهم و دهم سرعت کار را گرفت.»
موضوع مهم بعدی، نحوه استفاده از تولیدات میدان است. در شرایطی که سیاست‌های قیمتی موجب شده تا بهره‌وری انرژی در ایران پایین باشد، بخش عمده گاز تولیدی از میدان به مصرف داخلی می‌رسد. در نقطه مقابل، برای میعانات گازی تولیدی نیز مصارف گوناگونی وجود دارد: از پالایشگاه ستاره خلیج فارس و پالایشگاه‌های کوچک سیراف گرفته تا صادرات مستقیم. فقدان برنامه‌ریزی مناسب برای برخی محصولات تولیدی میدان، نقد دیگر وارد شده به توسعه میدان در بخش ایرانی است. حسن‌تاش در این‌باره می‌گوید: «تبیین راهکار بهینه برای استفاده از گاز و میعانات گازی از یک سو مستلزم تبیین راهبردها و برنامه جامع و منطقی انرژی کشور است که متاسفانه تبیین نشده یا حداقل می‌توان گفت تصویب و تبدیل به یک سند نشده و از یک طرف مستلزم طراحی نقشه راه توسعه صنعت پتروشیمی کشور است که آن هم به نظر من وجود ندارد. گاز و میعانات گازی از یک سو حامل‌های انرژی هستند که در چارچوب برنامه کلان انرژی باید برنامه‌ریزی شوند و از یک سو خوراک صنایع پتروشیمی هستند.»
در جمع‌بندی نهایی می‌توان گفت با وجود تداوم توسعه میدان در بخش ایرانی و رسیدن آن به مراحل پایانی، ثمرات و نتایج آن اساساً با قطر متفاوت بوده است. مهدی کربآسیان، معاون وزیر صنعت، معدن و تجارت، در این باره گفته است: «به نظر من سه دلیل اصلی را در این بخش می‌توان بررسی کرد. نخست آنکه ما به طور کلی در میادین مشترک و به طور خاص پارس جنوبی چندان مناسب عمل نکرده‌ایم. پارس جنوبی بزرگ‌ترین منبع مشترک ماست، اما باید بپذیریم منابع مشترک نیز با بسیاری کشورهای همسایه مثل عمان، امارات، کویت و عراق داریم. حوزه‌های مشترک، اولویت ماست و هر چند نباید از میادین داخلی غافل بود، غفلت از میادین مشترک عواقب ناگوارتری دارد. مورد دوم اینکه در قانون اساسی کشور ما، کل منابع هیدروکربنی انفال و متعلق به ملت و بین نسلی است؛ لذا محدودیت‌های جدی در رابطه با برداشت از این منابع وجود دارد که برای مثال کشور قطر با این محدودیت‌ها روبه‌رو نیست. نوع قراردادهای منعقده در این کشور، با قراردادهای ما متفاوت است. ما امکان استفاده از قراردادهای مشارکت در تولید را بر خلاف قطر نداریم. در قطر بزرگ‌ترین شرکت‌های جهان در توسعه میدان گازی مشارکت می‌کنند و برای همیشه درصدی از تولید به آن‌ها تعلق دارد؛ لذا تأمین سرمایه و تکنولوژی توسط این کشورها و با سادگی بیشتری صورت می‌گیرد. محدودیت‌های قانونی، عامل دوم است. مساله سوم این است که تحریم‌ها به صورت واقعی و جدی وجود دارد و سال به سال سخت‌تر شده است. تحریم از ابتدای پیروزی انقلاب اسلامی وجود داشته است. بدیهی است در دوران‌هایی به دلیل سیاست‌های دولت آسان‌تر و در برخی زمان‌ها سخت‌تر بوده است. در سال‌های اخیر، تحریم‌ها به دو دلیل دشوارتر بوده است: نخست به دلیل موضعی که غرب در مقابل منافع ملی ما اتخاذ کرد و دوم اینکه مسئولان دولتی ما در ابتدا تحریم را باور نداشتند و بعداً هم نحوه برخورد با آن واقعی نبود» (شماره ۴۶ تجارت فردا). قطر با بهره‌گیری از قراردادهای مشارکت در تولید (که به دلیل تفسیرهای قانونی موجود، تاکنون در ایران مورد استفاده قرار نگرفته است) توانست همکاری طولانی مدتی را با بسیاری از غول‌های طراز اول دنیا (به ویژه آکسون موبیل) صورت دهد. مشهودترین اثر این روش توسعه، سرعت آن بوده که ضمناً قطر را به بزرگ‌ترین صادرکننده LNG جهان (با ظرفیت تولید ۷۷ میلیون تن در سال) تبدیل کرده است. از سوی دیگر مشارکت طولانی مدت این امکان را به قطر داده تا ضمن تضمین فروش محصولات با قراردادهای بلندمدت، از مدیریت بهینه مخزن نیز اطمینان حاصل کند؛ درست بر خلاف قراردادهای بیع متقابل که طی آن‌ها پیمانکار تنها چند سال به صورت محدود حضور دارد. قطر همچنین از سال ۲۰۰۵، هیچ پروژه جدیدی را برای توسعه گنبد شمالی تعریف نکرد تا به ارزیابی اثرات توسعه بر وضعیت مخزن بپردازد و در واقع وارد فرایند تعلیق (moratorium) شد. امسال تقریباً همزمان با افتتاح اخیر پارس جنوبی، روند تعلیق پایان یافت و مدیرعامل قطر پترولیوم اعلام کرد که طرح توسعه جدیدی را در دستور کار قرار داده است. لذا شاید بتوان گفت قطر برخلاف ایران، همزمان با تسریع در توسعه و بهره‌گیری از فناوری روز دنیا، سیاست‌هایی برای مدیریت مخزن اتخاذ کرده است.
منبع : تجارت فردا
دیدگاه تان را بنویسید