کلاف جذب سرمایه نفتی در ایران

دالغا خاتین اوغلو/

از نوامبر ۲۰۱۵ که کلیات حقوقی قراردادهای جدید نفتی به همراه پیشنهاد ۴۹ میدان نفت و گاز به خارجی‌ها برای سرمایه‌گذاری رونمایی شد، چند دور متن قراردادهای جدید به‌خاطر مخالفت‌های داخلی تغییر کرد. آنچه در قراردادهای جدید مخالفت‌ها را برانگیخته بود، بیشتر موضوع تحویل درصدی از نفت تولیدی به شرکت خارجی و نحوه «اداره و اپراتوری» پروژه‌ها بود که به‌عنوان «نقض مالکیت ملی» از طرف اپوزیسیون دولت مطرح شد. البته نفس تحویل درصدی از نفت تولیدی میدان به شرکت خارجی در قراردادهای «بیع متقابل» نیز وجود داشت و حتی اپراتوری میدان نیز به آنها واگذار می‌شد، اگرچه شرکت‌های خارجی تحت نام «پیمانکار» وارد پروژه‌ها می‌شدند.

تجربه قراردادهای جدید نفتی از نوع «آی‌پی‌سی» البته موضوع جدیدی نیست و با اختلافات اندکی توسعه میادین نفتی عراق از طریق همین مدل قراردادی انجام شده و طی ۱۰ سال گذشته، یعنی از سال ۲۰۰۷، تولید روزانه نفت عراق از حدود ۲ میلیون بشکه به ۴.۵ میلیون بشکه رسیده و انتظار می‌رود تا پایان سال جاری به ۵ میلیون بشکه برسد. این در حالی است که تولید نفت ایران در همین دوره زمانی در رقم ۳ میلیون و ۸۵۰ هزار بشکه درجا زده است.

موضوع بغرنج دیگر، افت سالانه ۳۰۰ هزار بشکه تولید نفت ایران به‌خاطر پیری ۸۰ درصد از میادین نفتی فعال است. ایران با تزریق گاز و آب به میادین نفتی، حفاری چاه‌های بیشتر و موارد صیانتی دیگر فعلا توانسته است سقف تولید خود را ثابت نگه دارد، اما ادامه این روند در سال‌های آینده بسیار دشوار خواهد بود و به توسعه میادین جدید نیاز دارد. موضوع مهم برای ایران نه تنها افزایش ضریب بازیافت (میزان نفتی که از یک میدان می‌شود برداشت کرد)، بلکه موضوع جذب سرمایه است. ایران تنها می‌تواند یک‌چهارم ذخایر میادین نفتی خود را استخراج کند (افزایش ضریب بازیافت مستلزم به‌کارگیری تکنولوژی بسیار پیچیده است). شکی نیست که در وضعیت کنونی و افت قیمت نفت شرکت‌های خارجی بر اساس مدل «بیع متقابل» حاضر به سرمایه‌گذاری در ایران نخواهند بود. مدل‌های به مراتب جالب‌تر با سود بالاتر مانند «مشارکت در تولید» در دنیا وجود دارد که منتظر سرمایه‌گذار هستند. از طرفی طبق آمار آژانس بین‌المللی انرژی پروژه‌های اکتشاف ذخایر جدید نفت در سال ۲۰۱۶ به پایین‌ترین میزان خود طی ۷۰ سال گذشته رسیده است. سرمایه‌گذاری در حوزه نفت و گاز نیز در سال ۲۰۱۵ نسبت به سال قبل آن ۲۵ درصد کاهش یافته و به رقم ۵۸۵ میلیارد دلار سقوط کرد. در این وضعیت، انتظار از سرمایه‌گذاران خارجی برای ورود به پروژه‌های ایران تحت نام «پیمانکار» بیهوده است.

البته تنها حوزه نفت نیست که در سال‌های پیش رو دچار مشکل خواهد شد. هم‌اکنون ایران روزانه ۵۰۰ میلیون متر مکعب گاز از پارس جنوبی تولید می‌کند که سهمی بالای ۶۰ درصدی در تولید گاز کشور دارد. این میدان بعد از تکمیل همه فازهای آن روزانه حدود ۷۰۰ میلیون متر مکعب تولید گاز خواهد داشت. اما نکته اینجاست که میدان پارس جنوبی در سال ۲۰۲۲ یعنی ۵ سال دیگر دچار افت فشار خواهد شد و باید ۲۵ تا ۳۰ میلیارد دلار دیگر فقط برای ممانعت از کاهش تولید گاز و میعانات گازی در این میدان سرمایه‌گذاری شود.

دومین پروژه بزرگ گازی ایران، میدان کیش نیز به رغم آغاز توسعه از دهه گذشته، فعلا مراحل ابتدایی را طی می‌کند و باید جذب سرمایه کند تا فاز اول آن ۲۸ میلیون متر مکعب تولید داشته باشد. در صحبتی که با موسسه وودمکنزی داشتم، باور بر این بود که تولید گاز شیرین ایران در سال ۲۰۲۲ احتمالا به ۳۲۰ میلیارد متر مکعب در سال برسد، البته اگر میدان کیش وارد فاز بهره‌برداری شود. این میزان گاز تنها ۹۰ میلیارد متر مکعب بیشتر از تولید کنونی کل گاز شیرین ایران است. با احتساب افت چشمگیر فشار مخزن پارس جنوبی در پنج سال آینده، احتمالا تولید گاز ایران ۲۰ تا ۲۵ درصد کاهش یابد، مگر اینکه سکوهای فعلی ۱۵۰۰ تنی نصب شده در فازهای پارس جنوبی با سکوهایی ۱۰ برابر سنگین‌تر عوض شود که هر کدام توان نگهداری ۲ تا ۳ کمپرسور را داشته باشند. به عبارتی، به مدد کمپرسورها و نه با تکیه بر فشار طبیعی خود مخزن، می‌توان میزان تولید گاز را تقریبا ثابت نگه داشت. این یعنی، افزایش چشمگیر هزینه تولید گاز از پارس جنوبی. اگر ایران بخشی از ۴۹ میدان نفت و گاز خود را نتواند تا ۵ سال آینده توسعه دهد، شکی نیست که تولید نفت و گاز کشور در نیمه دوم دهه آینده میلادی با افت چشمگیری مواجه خواهد شد.

دالغا خاتین اوغلو کارشناس انرژی نشریه Natural Gas World و مدیر اخبار ایران بخش انگلیسی خبرگزاری ترند. این مقاله بصورت اختصاصی برای روزنامه دنیای اقتصاد نوشته و منتشر شده است.

Follow us on Twitter @TRENDNewsAgency