پارس جنوبی توانمندی داخلی مشکلات خارجی

میدان گازی پارس جنوبی را نخستین میدان فراساحلی جهان دانسته اند. نتایج حاصل از لرزه نگاری و تائید وجود گاز در این میدان به حفر نخستین چاه اکتشافی در این منطقه در سال ۱۳۶۹ انجامید . این میدان در سمت ایران نزدیک به ۳۷۰۰ کیلومتر مربع وسعت دارد که تقریبا یک سوم وسعت تمامی این میدان مشترک ۹۷۰۰ کیلومترمربعی است چرا که ۶ هزار کیلومتر مربع آن در محور مرز آبی کشور قطر واقع شده است .
براساس برآوردهای انجام شده مجموع ذخایر پارس جنوبی در حدود ۱۴ ۲ تریلیون مترمکعب گاز برابر ۸ درصد ذخایر شناخته شده جهان و بیش از ۱۸ میلیارد بشکه میعانات گازی است . ارزش سهم ایران از این میدان معادل ۲۸ ۶ درصد مجموع ذخایر نفت و گاز کشور است که با تعیین ارزش ۵ سنت برای هر مترمکعب گاز طبیعی و ۲۵ دلار برای هر بشکه میعانات گازی حدود ۱۱۵۰ میلیارد دلار تخمین زده می شود .
نخستین تلاشها برای ایجاد تاسیسات لازم در منطقه ساحلی نزدیک به پارس جنوبی که عسلویه نام داشت در سال ۱۳۷۶ آغاز شد . سرعت و پیگیری در آغاز برداشت از این میدان بزرگ گازی از آن رو اهمیت داشت که کشور قطر به عنوان شریک ایران در برداشت از این میدان از سالها پیش یعنی حدود سال ۱۳۶۳ (۱۹۹۲ میلادی ) ایجاد زیرساختهای لازم برای بهره برداری از پارس جنوبی (گنبد شمالی برای قطر) را آغاز کرده بود. با توجه به همین حساسیت دولت نخستین قرارداد را در مهرماه سال ۷۶ برای توسعه فازهای ۲ و ۳ پارس جنوبی به امضا رساند .
پیش از آن کل پارس جنوبی به ۲۴ فاز پالایشگاه تقسیم شد که هر یک از این فازها جهت استحصال روزانه ۲۸ میلیون مترمکعب گاز (یک میلیارد فوت مکعب ) طراحی شده که پیش بینی می شود با احتساب درآمد ناشی از جانشینی مصرف نفت سالانه ۱ ۵ میلیارد دلار درآمد برای کشور به ارمغان بیاورد .
پس از انعقاد این قرارداد توسعه پارس جنوبی همواره از اولویتهای دولتهای وقت در برنامه سوم و چهارم توسعه بوده است که نتیجه این سیاستگذاری در حال حاضر بهره برداری کامل از ۸ فاز این طرحها و آغاز تولید آزمایشی از فازهای ۹ و ۱۰ است .
بنابر برنامه ریزیهای صورت گرفته در نهایت منطقه پارس جنوبی و عسلویه دارای ۲۴ پالایشگاه در قالب ۲۸ فاز ۱۴ پتروشیمی خواهد شد که در واقع این منطقه را به پایتخت انرژی کشور تبدیل می کند.
● فازهای پارس جنوبی
از مجموع ۲۴ فاز پالایشگاهی در منطقه ویژه اقتصادی پارس در حال حاضر ۵ فاز پالایشگاهی فعال است . طبق استانداردهای موجود به طور میانگین به ازای هر فاز یک سکو و ۱۰ حلقه چاه فعال در دریا وجود دارد که گاز و میعانات گازی موجود در مخازن را همراه با آب شور از طریق خطوط لوله ۳۶ اینچی به منطقه وارد می کند . روزانه به هر فاز حدود یک میلیارد فوت مکعب گاز وارد می شود و به طور متوسط ۲۵ میلیون مترمکعب گاز شیرین به دست می آید . همچنین هر فاز معادل ۴۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۲۰۰ تن گوگرد تولید می کند .
▪ فاز ۱ : اهداف اصلی طرح توسعه این فاز عبارت است از تولید روزانه ۲۵ میلیون مترمکعب گاز طبیعی تولید روزانه ۴۰ هزار بشکه میعانات گازی و تولید روزانه ۲۰۰ تن گوگرد است . عملیات توسعه این فاز در بهمن ماه ۸۶ با سرمایه گذاری ۹۱۰ میلیون دلار به روش بیع متقابل به شرکت ایرانی پتروپارس واگذار شد . عملیات راه اندازی در تیر ۸۲ آغاز و در آبان ۸۳ از آن بهره برداری شد .
▪ فازهای ۲ و ۳ : تولید روزانه ۵۰ میلیون مترمکعب گاز طبیعی ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی و روزانه ۴۰۰ تن گوگرد از اهداف اصلی طرح توسعه این دو فاز است . مبلغ قرارداد طرح بیش از دو میلیارد دلار پیش بینی می شد که میزان سهم ساخت داخل نیز در آن تا ۲۲ درصد تحقق یافت . عملیات توسعه این فازها در مهرماه ۷۶ با سرمایه گذاری بیش از ۲ میلیارد دلار به روش بیع متقابل به گروه توتال پارس جنوبی با سهم ۴۰ درصد در مقام متصدی اصلی توسعه و شرکتهای پتروناس مالزی و گازپروم روسیه هر کدام با سهم ۳۰ درصد واگذار شد . بهره برداری رسمی از این پالایشگاه در بهمن ۸۱ انجام شد.
▪ فازهای ۴ و ۵ : در این دو فاز مجموعا روزی ۵۰ میلیون مترمکعب گاز طبیعی ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی تولید می شود . علاوه بر این تولید یک میلیون تن اتان ۱ میلیون و ۵۰ هزار تن گاز مایع بوتان و پروپان در سال و ۴۰۰ تن گوگرد در روز از دیگر تولیدات این دو فاز است .
مبلغ قرارداد این فازها ۲ میلیارددلار بود که سهم داخل در آن تا ۴۲ درصد رسید . عملیات توسعه این فازها در مرداد ۷۹ به کنسرسیومی متشکل از شرکت « انی » ایتالیا به میزان ۶۰ درصد پتروپارس به میزان ۲۰ درصد و نیکو به میزان ۲۰ درصد از ایران واگذار و بهره برداری رسمی از این فازها در ۲۷ فروردین ۸۴ آغاز شد .
▪ فازهای ۶ ۷ و ۸ : اهداف اصلی طرح توسعه این فازها عبارت است از تولید روزانه ۱۰۴ میلیون مترمکعب گاز ترش و خشک تولید روزانه ۱۵۸ هزار بشکه میعانات گازی تولید سالانه ۱ ۶ میلیون تن گاز مایع (پروپان و بوتان ) .
عملیات توسعه و کارکرد این فازها به منظور تزریق گاز ترش به میادین نفت آغاجری در تیر ۷۹ به صورت بیع متقابل به شرکت ایرانی پتروپارس واگذار شد که در آبان ۸۷ به بهره برداری رسید .
▪ فازهای ۹ و ۱۰ : تولید روزانه ۵۰ میلیون مترمکعب گاز طبیعی تولید روزانه ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی تولید سالانه یک میلیون تن اتان تولید سالانه یک میلیون و ۵۰ هزار تن گاز مایع پروپان و بوتان و تولید روزانه ۴۰۰ تن گوگرد از اهداف این طرح است .
عملیات توسعه این فازها در شهریور ۸۱ با سرمایه گذاری بیش از ۲ میلیارد دلار شامل مهندسی خرید ساخت و راه اندازی به روش تامین مالی طرح ها (فاینانس ) به کنسرسیومی از شرکتهای ال جی و جی اس کره جنوبی شرکت مهندسی و ساختمان صنایع نفت و شرکت مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی ایران واگذار شد. میزان سهم داخل در توسعه این فازها بیش از ۶۰ درصد است و دهه فجر امسال به بهره برداری می رسد .
▪ فاز ۱۱ : اهداف اصلی طرح توسعه این فاز عبارت است از تولید روزانه ۲ میلیارد فوت مکعب گاز تولید روزانه ۱۹۰۰ فوت مکعب گاز تولید روزانه ۷۰ هزار بشکه میعانات گازی سنگین طرح توسعه این فاز به صورت قرارداد بیع متقابل به شرکت های توتال و پتروناس مالزی واگذار شده بود که در پی امتناع توتال از حضور در این پروژه مناقصه ای برای این فاز در حال برگزاری است .
▪ فاز ۱۲ : تولید روزانه ۷۸ میلیون مترمکعب گاز طبیعی جهت تزریق به خطوط لوله ششم سراسری کشور و یا تحویل بخشی از آن به صورت غنی و ترش به واحدهای مایع سازی تولید روزانه ۱۱۰ هزار بشکه میعانات گازی سنگین تولید روزانه ۷۵۰ تن گوگرد دانه بندی شده از اهداف این طرح به شمار می رود .
طرح توسعه این فاز در مرداد ۱۳۸۲ به شرکت پتروپارس واگذار شد .
▪ فازهای ۱۳ و ۱۴ : تولید روزانه ۳ هزار میلیون فوت مکعب گاز تولید روزانه ۲۸۰۰ میلیون فوت مکعب گاز ترش تولید روزانه ۱۰۵ هزار بشکه میعانات گازی سنگین از اهداف این فازها است .
طرح توسعه این فازها قرار بود با مشارکت شرکتهای شیل و رپسل انجام گیرد و فاز ۱۴ به روش طراحی تدارک و تامین ساخت و راه اندازی و با به کارگرفتن پیمانکاران و سازندگان ایرانی به میزان حداقل معادل ۱۵ درصد ارزش قرارداد اجرا شود که این مسئله هم با انصراف شل و رپسل توسعه این فازها هم در مرحله انتخاب پیمانکار است .
▪ فازهای ۱۷ و ۱۸ : تولید روزانه ۵۰ میلیون مترمکعب گاز طبیعی ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی ۴۰۰ تن گوگرد و تولید سالانه یک میلیون تن اتان و ۱ میلیون و ۵۰ هزار تن گاز مایع بوتان و پروپان با اجرای این فازها ممکن می شود . اجرای این پروژه های به سازمان گسترش و نوسازی ایران شرکت مهندسی ساخت تاسیسات دریایی ایران و شرکت مهندسی و ساختمان صنایع نفت واگذار شده که قرار بود از تاریخ تیرماه ۸۶ ظرف ۱۵ ماه یعنی ابتدای مهرماه امسال به بهره برداری برسد.
▪ فازهای ۱۹ ۲۰ و ۲۱ : تامین روزانه ۸۰ میلیون مترمکعب گاز تصفیه شده برای مصارف داخلی بازیافت سالانه . حداقل ۱ ۶ میلیون تن گاز اتان بازیافت سالانه ۱ ۶ میلیون تن گاز مایع مرغوب تولید روزانه ۱۲۰ هزار بشکه میعانات گازی تثبیت و گوگردزدایی شده بازیافت روزانه ۷۵۰ تن گوگرد با تکمیل این فازها حاصل خواهد شد .
قرار است توسعه این فازها به روش بیع متقابل و با به کارگرفتن پیمانکاران داخلی به میزان حداقل ۵۱ درصد ارزش قرارداد اجرا شود.
▪ فازهای ۲۲ ۲۳ و ۲۴ : تامین روزانه ۷۵ میلیون مترمکعب گاز تصفیه شده بازیافت سالانه ۱ ۵ میلیون تن گاز مایع بازیافت سالانه ۷۵ میلیون تن گاز اتان تولید روزانه ۱۱۰ هزار بشکه میعانات گازی گوگردزدایی شده و بازیافت روزانه ۷۰۰ تن گوگرد از اهداف این طرح است . طرح توسعه این فازها نیز قرار است مانند فازهای ۱۹ تا ۲۱ اجرا شود .
قطر رقیبی که می تازد
مشترک بودن میدان گازی پارس جنوبی با کشور قطر همواره دغدغه ای بزرگ به حساب می آید چرا که کوتاهی و یا تاخیر در برداشت از این میدان دست رقیب را در برداشت هرچه بیشتر از حد خود بازمی گذارد که ضررهای جبران ناپذیری برای کشور به دنبال دارد . این در شرایطی است که رقیب قطری از سال ۱۹۹۰ میلادی (سال ۶۴ ) در حال برداشت از این میدان است در حالی که اولین برداشت ایران از این میدان ۱۰ سال پس از این زمان بود بنابراین حداقل ۱۰ سال از قطر در بهره برداری عقب هستیم . این عقب ماندگی اولیه را که به خودی خود میزان بهره مندی ما را از ذخایر گازی دچار خسران می کند باید به تاخیرها و عقب ماندگیهایی که در جریان بهره برداری از فازهای مختلف اتفاق می افتد اضافه کرد.
شاید نگاهی گذرا به اقدامات و برنامه های کشور قطر برای برداشت از این میدان مشترک ابعاد زیان و خساراتی را که منافع ما را تهدید می کند بیشتر آشکار سازد.
قطر برنامه دارد تا سال ۲۰۱۲ میلادی یعنی سه سال دیگر تولید گاز از این میدان مشترک را به ۲۵۰ تا ۲۷۰ میلیارد مترمکعب در سال برساند . این میزان برداشت شامل تولید ۷۷ میلیون تن گاز طبیعی (ال ان جی ) راه اندازی دو واحد تبدیل گاز به فرآورده های نفتی سبک (جی تی ال ) به ظرفیت بیش از ۲۵۰ هزار بشکه در روز و عرضه گاز به طرح صادرات گاز به امارات (دلفین ) حدود ۲ میلیارد فوت مکعب در روز است .
موقعیت قطر به عنوان اولین تولیدکننده و صادرکننده ال ان جی جهان به گونه ای است که در حال حاضر می تواند درپی تقاضای فراوان خریداران جهانی ال ان جی بالاترین قیمتها را دیکته کند.
ارزش قرارداد اخیر قطر با شرکت گاز کره جنوبی به میزان ۲ میلیون و یکصد هزار تن در سال برای مدت بیست سال به نحوی است که قیمت فروش ال ان جی به این شرکت با احتساب نفت هر بشکه ۹۰ دلار به ۱۱ دلار در هر میلیون بی تی یو می رسد که قیمت نهایی آن برای کره ۱۲ تا ۱۳ دلار خواهد شد . قطر همچنین قرارداد بلندمدت دیگری با شرکت « چوبو الکتریک » ژاپن به میزان ۱ ۵ میلیون تن در سال با قیمتهای مشابه کره جنوبی منعقد کرده است .
قطر تنها از محل فروش گاز طبیعی مایع شده (ال ان جی ) تا اواخر سالهای ۸۹ و ۹۰ سالانه ۳۷ میلیارد دلار درآمد کسب خواهد کرد و سهم ۲۸ درصدی از تامین کل ال ان جی دنیا را به خود اختصاص می دهد این درحالی است که این کشور در سال ۲۰۰۶ میلادی یعنی سال ۸۴ از محل صادرات ال ان جی معادل ۱۱ میلیارد دلار درآمد کسب کرد .
قطر در نظر دارد در فاصله زمانی باقی مانده تا سالهای ۲۰۱۰ و ۲۰۱۱ میلادی یعنی ۲ سال آینده حدود ۷۰ میلیارد دلار در اجرای طرحهای ال ان جی سرمایه گذاری کند.
این سرمایه گذاریهای عظیم در شرایطی صورت می گیرد که کارشناسان بین المللی گاز در یک برآورد خوشبینانه معتقدند ایران تا سال آینده میلادی قادر به راه اندازی مراحل شش تا ده توسعه پارس جنوبی خواهد بود و تا سالهای ۹۲ و ۹۳ اتفاق خاصی در مراحل یازده تا سیزده توسعه این میدان که شامل طرحهای تولید ال ان جی است نخواهد افتاد . براساس آمار منابع خارجی قطر در نظر دارد در فاصله سال جاری و آینده میلادی به یک باره ۳۵ میلیون تن ال ان جی وارد بازار کند و نگرانی از سقوط قیمت های ال ان جی در این برهه وجود دارد. شدت عمل قطر در برداشت از میدان مشترک پارس جنوبی به نوعی رقابت با ایران است و در نظر دارد تا زمانی که محدودیتهای بین المللی علیه ایران برداشته نشده است تمامی طرحهای ال ان جی خود را به سرانجام برساند. این اصرار قطر باعث شده که تقاضا برای مواد اولیه احداث تاسیسات ال ان جی و پیمانکاران این بخش که در دنیا تعداد زیادی هم نیستند افزایش یابد و به دنبال آن قیمتهای خدمات نیز سیر صعودی قابل توجهی داشته باشد.
حرکت شتابدار قطر به نوعی طرحهای ایران در بخش ال ان جی را دچار آسیب کرده است به طوری که شرکت توتال تا قبل از خروج از ایران برای اجرای طرح ال ان جی در فاز ۱۱ میدان پارس جنوبی به دلیل شرایط موجود در بازار قیمتهای بسیار بالایی را به ایران پیشنهاد داد.
واقعیت این است که خروج پیمانکاران و سرمایه گذاران درجه اول دنیا از پارس جنوبی که عمدتا هم تحت تاثیر فشارهای ناحق سیاسی اتفاق افتاد روند حرکتی را در این میدان با کندی و دشواری مواجه کرده است و این معضل به تاخیرهای طولانی مدت در بهره برداری از فازهای مختلف منجر می شود که با احتساب دیرکرد ۱۰ ساله ایران در آغاز بهره برداری از این میدان مشترک فاصله میزان برداشت ایران و قطر را بیشتر و بیشتر می کند.
این فشارها به حدی است که مدیرعامل شرکت پتروپارس به عنوان یکی از اصلی ترین پیمانکار فعال در پارس جنوبی در مورد اینکه قادر خواهیم بود در برداشت از میدان مشترک پارس جنوبی به قطر برسیم می گوید : سرعت کار از لحاظ عقد قرارداد و تنوع بخشی به پیمانکاران بسیار خوب است اما باید تامین مالی صورت گیرد تا توان پیمانکاران افزایش یابد. ما تحت فشار تحریمهای اقتصادی هستیم هم اکنون بیشترین تمرکز آمریکا در مورد تحریم ایران بر حوزه نفت و انرژی و به ویژه میدان گازی پارس جنوبی است و حتی دپارتمانی هم در آمریکا پیش بینی شده تا با افزایش تحریمها مانع پیشرفت پروژه پارس جنوبی شود » .
بررسی وضعیت فازهای پارس جنوبی نشان می دهد که به جز فازهای ۹ و ۱۰ که با تاخیری چندین ماهه قرار است به طور رسمی در دهه فجر امسال مورد بهره برداری قرار گیرد فازهای بعدی نیز تنها در حد مذاکره باقی مانده است . در این بین هم مذاکره کننده غیرایرانی کمتر به چشم می خورد زیرا تحریمها سبب شده تا شرکتهای بزرگی مانند شل و توتال از حضور در مناقصات ایران برای توسعه فازهای پارس جنوبی کناره گیری کنند و می توان به جرات گفت تنها راهی که برای ایران باقی مانده استفاده از منابع داخلی خود باری تامین مالی فازهای مختلف این میدان گازی است .
بررسی ها نشان می دهد در حال حاضر قراردادها به شرکتهای ایرانی مانند قرارگاه خاتم الانبیا سپاه پاسداران واگذار می شود و بخشی دیگر نیز در اختیار پیمانکاران درجه دومی قرار گیرد که همه آنها برای اجرای پروژه ها با مشکل تجهیزات و منابع مالی مواجه هستند.
همانطور که گفته شد استفاده از موجودی حساب ذخیره ارزی مشخص ترین راهی است که برای تامین مالی پارس جنوبی وجود دارد و بر همین اساس رئیس جمهور در آخرین سفر خود به این منطقه قول پرداخت ۱۰ میلیارد دلار از این محل را داد. این درحالی است که علی وکیلی مدیرعامل شرکت نفت و گازپارس معتقد است پیشبرد فازهای دردست اجرای پارس جنوبی تنها در سال آینده حدود ۷ میلیارد دلار نیاز دارد و برون تامین این اعتبار هیچکدام از پروژه هایی که به مرحله نهایی رسیده و آماده اجرا هستند به نتیجه نخواهند رسید.
با این حال چالش منابع مالی تنها معضل پیش رو نیست چرا که با اعمال تحریمهای بین المللی تهیه و خریداری تجهیزاتی که کاربردهای دوگانه دارند با مشکل مواجه شده و همین مسئله در پیدایش تاخیرهای مکرر مزید بر علت شده است .
از این رو به نظر می رسد پیشی گرفتن از رقیب ایران در برداشت از میدان مشترک گاز پارس جنوبی که تاکنون ۴۵ میلیارد دلار بیش از ما از این میدان برداشت کرده کار بسیار دشواری است .
پارس جنوبی دارای ۱۴ ۲ تریلیون مترمکعب ذخیره گاز است که ارزش سهم ایران از آن معادل ۲۸ ۶ درصد مجموع ذخایر نفت و گاز کشور می باشد.
قطر به عنوان شرکت ایران در این میدان بهره برداری از پارس جنوبی را ۱۰ سال زودتر از ما آغاز کرده و بنابر محاسبات بین المللی تاکنون ۴۵ میلیارد دلار بیشتر از ایران از این میدان مشترک برداشت کرده است
انصراف پیمانکاران و سرمایه گذاران مطرح بین المللی از حضور در پارس جنوبی به علت تحریمهای سیاسی ایران را در تامین منابع مالی و تجهیزات لازم دچار مشکل کرده است
مشکلات موجود باعث تاخیر و کندی در برداشت ایران از این میدان مشترک شده که فاصله کشورمان با قطر را بیشتر می کند.

منبع : روزنامه جمهوری اسلامی