وعده های به زمین مانده گازی و شرکت هایی که نیامدند

به گزارش فرزین  سوادکوهی ؛   سال 1403، اعلام شد که مناقصات میدان پارس شمالی آغاز شده و میدان بلال نیز در آستانه تولید زودهنگام است. با این حال، این پروژه‌ها همچنان درگیر تأخیرهای متعدد معطل ماندند و این در حالیست که اگر تحریم ها وجود نداشت، وزارت نفت می توانست از این میادین به میزان 129.5 میلیون متر مکعب گاز در روز برداشت ایجاد کند و کسری 110 میلیون مترمکعبی گاز را برطرف کند. میدان کیش با ذخیره 1.67 تریلیون مترمکعب، پس از واگذاری به شرکت‌های مختلف و توقف قراردادها با شل و گازپروم به دلیل تحریم‌ها، پیشرفت قابل‌توجهی نداشت. میدان بلال نیز، با وجود واگذاری به پتروپارس در سال 1398، به دلیل کمبود منابع مالی و فناوری، هنوز به تولید نرسیده.این تأخیرها نه‌تنها ناترازی گازی را تشدید کرده، بلکه باعث شده رقبای منطقه‌ای مانند قطر و عربستان از میادین مشترک بهره‌برداری بیشتری داشته باشند.

اینک کشورهمچنان با چالش ناترازی گازی دست‌وپنجه نرم می‌کند. مصرف روزانه گاز در زمستان به1.4 میلیارد مترمکعب می‌رسد، در حالی که تولید فعلی حدود 898 میلیون مترمکعب است و کسری 512 میلیون مترمکعبی، صنایع، نیروگاه‌ها و خانوارها را در معرض خطر کمبود گاز قرار داده است. توسعه میادین گازی جدید مانند کیش، بلال و پارس شمالی می‌توانست این شکاف را پر کند، اما تأخیرهای مکرر در مناقصات و مشکلات جذب سرمایه‌گذاری، وعده‌های مسئولان وزارت نفت را به محاق برده است. در این میان، نقش شرکت‌های خارجی در تسریع توسعه این میادین و انتقال فناوری‌های پیشرفته، بیش از پیش حیاتی به نظر می‌رسد. بررسی دلایل تأخیرها، وعده‌های بر زمین مانده از دولت های دوازدهم و سیزدهم و چهاردهم، و ظرفیت‌های همکاری با شرکت‌های خارجی برای تقویت صنعت گاز ایران کار پیچیده ای نیست. تأخیر در توسعه میادین گازی ریشه در چند چالش کلیدی دارد.

تحریم‌های بین‌المللی پس از خروج آمریکا از برجام در سال 2018، همکاری با شرکت‌های خارجی مانند توتال و CNPC را متوقف کرد و پروژه‌هایی مانند فاز 11 پارس جنوبی و میدان فرزاد B را نیمه‌کاره گذاشت. کاهش سرمایه‌گذاری داخلی از 18 میلیارد دلار در دهه 80 به 3میلیارد دلار در سال 1398، به دلیل وابستگی به درآمدهای نفتی، توسعه میادین جدید را محدود کرده است. پیچیدگی‌های مناقصات و تغییرات مکرر پیمانکاران (مانند جابه‌جایی مسئولیت میدان کیش بین شرکت توسعه و مهندسی نفت و نفت و گاز پارس) نیز اعتماد سرمایه‌گذاران را کاهش داده است. علاوه بر این، نبود فناوری‌های پیشرفته برای حفاری افقی و استخراج در میادین پیچیده، و ریسک بالای سرمایه‌گذاری به دلیل عدم شفافیت حقوقی، موانع اصلی پیش‌روی توسعه هستند. در این شرایط، همکاری با شرکت‌های خارجی می‌تواند راهگشا باشد. شرکت‌های خارجی با تجربه و فناوری پیشرفته می‌توانند نقشی تحول‌آفرین در توسعه میادین گازی ایران ایفا کنند. برای مثال، پیش از تحریم‌ها، شرکت شل در مذاکرات توسعه میدان کیش حضور داشت و برنامه‌ریزی برای استفاده از فناوری‌های پیشرفته حفاری و مدیریت مخازن را ارائه کرده بود.

این شرکت‌ها نه‌تنها سرمایه مالی قابل‌توجهی به پروژه‌ها تزریق می‌کنند، بلکه با انتقال فناوری‌های روز مانند حفاری افقی و سیستم‌های دیجیتال مدیریت مخازن، می‌توانند بهره‌وری میادین را افزایش دهند. نمونه موفق این همکاری، فازهای اولیه پارس جنوبی بود که با مشارکت شرکت‌هایی مانند توتال و استات‌اویل، به تولید زودهنگام رسید و ایران را به یکی از بزرگ‌ترین تولیدکنندگان گاز منطقه تبدیل کرد. همکاری با شرکت‌های خارجی همچنین می‌تواند ریسک‌های مالی پروژه‌ها را کاهش دهد، زیرا این شرکت‌ها اغلب از منابع مالی بین‌المللی و بیمه‌های سرمایه‌گذاری بهره‌مند هستند، که به پایداری پروژه‌ها در برابر نوسانات اقتصادی کمک می‌کند. علاوه بر فناوری و سرمایه، شرکت‌های خارجی می‌توانند به بهبود مدیریت پروژه و شفافیت مناقصات کمک کنند. برای مثال، گازپروم روسیه در سال 2016 برای توسعه میدان کیش پیشنهادهایی ارائه کرد که شامل مدیریت یکپارچه پروژه و کاهش زمان توسعه بود. چنین همکاری‌هایی می‌تواند مدل‌های قراردادی مانند IPC را جذاب‌تر کند، زیرا شرکت‌های خارجی با تجربه در قراردادهای مشابه (مانند PSA در خاورمیانه)، تضمین‌های حقوقی و مالی قوی‌تری  ارائه می‌دهند. این امر به‌ویژه برای میادین مشترک مانند بلال و فرزاد B حیاتی است، جایی که سرعت عمل در توسعه برای رقابت با کشورهای همسایه اهمیت دارد.

همکاری با شرکت‌هایی مانند CNPC چین، که در سال‌های اخیر در پروژه‌های نفت و گاز عراق موفق عمل کرده، می‌تواند الگویی برای تسریع توسعه میادین ایران باشد، به شرطی که موانع سیاسی وحقوقی برطرف شود. میدان کیش در صورت توسعه کامل، ظرفیت تولید 75 تا 100 میلیون مترمکعب گاز در روز را دارد، که معادل 3 تا 4 فاز استاندارد پارس جنوبی است. در فاز نخست میدان گازی بلال نیز می توان 14 میلیون متر مکعب گاز در روز تولید کرد ودر فاز نخست پارس شمالی هم 28 میلیون مترمکعب گاز در روز تولید خواهد شد و در صورت توسعه کامل، ظرفیت آن معادل 2 تا 3 فاز پارس جنوبی (تقریباً 56 تا 84 میلیون مترمکعب در روز) خواهد شد.

حاصل جمع تولیدات این سه میدان بطور تقریبی چیزی در حدود 129.5 میلیون متر مکعب در روز خواهد بود. و حال مقایسه کنیم که تولید فعلی گاز ایران چیزی در حدود 950 میلیون مترمکعب در روز است و از آن سو مصرف زمستانی درحدود 1060 میلیون مترمکعب در روز ارزیابی شده ، که کسری 110 میلیون مترمکعب در روز ایجاد می کند . پس افزایش تولید 129.5 میلیون مترمکعبی در روز نه‌تنها کسری فعلی را پوشش می‌دهد، بلکه ظرفیت مازاد برای صادرات یا تأمین صنایع ایجاد خواهد کرد.اما آیا کشور می تواند از تارهای تنیده شده تحریمی به سلامت بگریزد و افق های جدید توسعه ای را با وارد کار شدن شرکت های داخلی و خارجی خصوصی ترسیم کند؟ جواب این پرسش تنها به انتظار تصمیمات کلان مدیران ارشد حاکمیتی خواهد ماند اما آنچه مسلم است این است که هرچه تاخیر بیشتر شود ضرر و زیان کشور از محل ناترازی گاز نیز افزونتر خواهد شد.