پارس جنوبي توانمندي داخلي مشكلات خارجي

واضح آرشیو وب فارسی:همشهری: پارس جنوبي توانمندي داخلي مشكلات خارجي
ميدان گازي پارس جنوبي را نخستين ميدان فراساحلي جهان دانسته اند. نتايج حاصل از لرزه نگاري و تائيد وجود گاز در اين ميدان به حفر نخستين چاه اكتشافي در اين منطقه در سال 1369 انجاميد . اين ميدان در سمت ايران نزديك به 3700 كيلومتر مربع وسعت دارد كه تقريبا يك سوم وسعت تمامي اين ميدان مشترك 9700 كيلومترمربعي است چرا كه 6 هزار كيلومتر مربع آن در محور مرز آبي كشور قطر واقع شده است .
براساس برآوردهاي انجام شده مجموع ذخاير پارس جنوبي در حدود 14 2 تريليون مترمكعب گاز برابر 8 درصد ذخاير شناخته شده جهان و بيش از 18 ميليارد بشكه ميعانات گازي است . ارزش سهم ايران از اين ميدان معادل 28 6 درصد مجموع ذخاير نفت و گاز كشور است كه با تعيين ارزش 5 سنت براي هر مترمكعب گاز طبيعي و 25 دلار براي هر بشكه ميعانات گازي حدود 1150 ميليارد دلار تخمين زده مي شود .
نخستين تلاشها براي ايجاد تاسيسات لازم در منطقه ساحلي نزديك به پارس جنوبي كه عسلويه نام داشت در سال 1376 آغاز شد . سرعت و پيگيري در آغاز برداشت از اين ميدان بزرگ گازي از آن رو اهميت داشت كه كشور قطر به عنوان شريك ايران در برداشت از اين ميدان از سالها پيش يعني حدود سال 1363 (1992 ميلادي ) ايجاد زيرساختهاي لازم براي بهره برداري از پارس جنوبي (گنبد شمالي براي قطر) را آغاز كرده بود. با توجه به همين حساسيت دولت نخستين قرارداد را در مهرماه سال 76 براي توسعه فازهاي 2 و 3 پارس جنوبي به امضا رساند .
پيش از آن كل پارس جنوبي به 24 فاز پالايشگاه تقسيم شد كه هر يك از اين فازها جهت استحصال روزانه 28 ميليون مترمكعب گاز (يك ميليارد فوت مكعب ) طراحي شده كه پيش بيني مي شود با احتساب درآمد ناشي از جانشيني مصرف نفت سالانه 1 5 ميليارد دلار درآمد براي كشور به ارمغان بياورد .
پس از انعقاد اين قرارداد توسعه پارس جنوبي همواره از اولويتهاي دولتهاي وقت در برنامه سوم و چهارم توسعه بوده است كه نتيجه اين سياستگذاري در حال حاضر بهره برداري كامل از 8 فاز اين طرحها و آغاز توليد آزمايشي از فازهاي 9 و 10 است .
بنابر برنامه ريزيهاي صورت گرفته در نهايت منطقه پارس جنوبي و عسلويه داراي 24 پالايشگاه در قالب 28 فاز 14 پتروشيمي خواهد شد كه در واقع اين منطقه را به پايتخت انرژي كشور تبديل مي كند.
فازهاي پارس جنوبي
از مجموع 24 فاز پالايشگاهي در منطقه ويژه اقتصادي پارس در حال حاضر 5 فاز پالايشگاهي فعال است . طبق استانداردهاي موجود به طور ميانگين به ازاي هر فاز يك سكو و 10 حلقه چاه فعال در دريا وجود دارد كه گاز و ميعانات گازي موجود در مخازن را همراه با آب شور از طريق خطوط لوله 36 اينچي به منطقه وارد مي كند . روزانه به هر فاز حدود يك ميليارد فوت مكعب گاز وارد مي شود و به طور متوسط 25 ميليون مترمكعب گاز شيرين به دست مي آيد . همچنين هر فاز معادل 40 هزار بشكه ميعانات گازي و 200 تن گوگرد توليد مي كند .
فاز 1 : اهداف اصلي طرح توسعه اين فاز عبارت است از توليد روزانه 25 ميليون مترمكعب گاز طبيعي توليد روزانه 40 هزار بشكه ميعانات گازي و توليد روزانه 200 تن گوگرد است . عمليات توسعه اين فاز در بهمن ماه 86 با سرمايه گذاري 910 ميليون دلار به روش بيع متقابل به شركت ايراني پتروپارس واگذار شد . عمليات راه اندازي در تير 82 آغاز و در آبان 83 از آن بهره برداري شد .
فازهاي 2 و 3 : توليد روزانه 50 ميليون مترمكعب گاز طبيعي 80 هزار بشكه ميعانات گازي و روزانه 400 تن گوگرد از اهداف اصلي طرح توسعه اين دو فاز است . مبلغ قرارداد طرح بيش از دو ميليارد دلار پيش بيني مي شد كه ميزان سهم ساخت داخل نيز در آن تا 22 درصد تحقق يافت . عمليات توسعه اين فازها در مهرماه 76 با سرمايه گذاري بيش از 2 ميليارد دلار به روش بيع متقابل به گروه توتال پارس جنوبي با سهم 40 درصد در مقام متصدي اصلي توسعه و شركتهاي پتروناس مالزي و گازپروم روسيه هر كدام با سهم 30 درصد واگذار شد . بهره برداري رسمي از اين پالايشگاه در بهمن 81 انجام شد.
فازهاي 4 و 5 : در اين دو فاز مجموعا روزي 50 ميليون مترمكعب گاز طبيعي 80 هزار بشكه ميعانات گازي توليد مي شود . علاوه بر اين توليد يك ميليون تن اتان 1 ميليون و 50 هزار تن گاز مايع بوتان و پروپان در سال و 400 تن گوگرد در روز از ديگر توليدات اين دو فاز است .
مبلغ قرارداد اين فازها 2 ميليارددلار بود كه سهم داخل در آن تا 42 درصد رسيد . عمليات توسعه اين فازها در مرداد 79 به كنسرسيومي متشكل از شركت « اني » ايتاليا به ميزان 60 درصد پتروپارس به ميزان 20 درصد و نيكو به ميزان 20 درصد از ايران واگذار و بهره برداري رسمي از اين فازها در 27 فروردين 84 آغاز شد .
فازهاي 6 7 و 8 : اهداف اصلي طرح توسعه اين فازها عبارت است از توليد روزانه 104 ميليون مترمكعب گاز ترش و خشك توليد روزانه 158 هزار بشكه ميعانات گازي توليد سالانه 1 6 ميليون تن گاز مايع (پروپان و بوتان ) .
عمليات توسعه و كاركرد اين فازها به منظور تزريق گاز ترش به ميادين نفت آغاجري در تير 79 به صورت بيع متقابل به شركت ايراني پتروپارس واگذار شد كه در آبان 87 به بهره برداري رسيد .
فازهاي 9 و 10 : توليد روزانه 50 ميليون مترمكعب گاز طبيعي توليد روزانه 80 هزار بشكه ميعانات گازي توليد سالانه يك ميليون تن اتان توليد سالانه يك ميليون و 50 هزار تن گاز مايع پروپان و بوتان و توليد روزانه 400 تن گوگرد از اهداف اين طرح است .
عمليات توسعه اين فازها در شهريور 81 با سرمايه گذاري بيش از 2 ميليارد دلار شامل مهندسي خريد ساخت و راه اندازي به روش تامين مالي طرح ها (فاينانس ) به كنسرسيومي از شركتهاي ال جي و جي اس كره جنوبي شركت مهندسي و ساختمان صنايع نفت و شركت مهندسي و ساخت تاسيسات دريايي ايران واگذار شد. ميزان سهم داخل در توسعه اين فازها بيش از 60 درصد است و دهه فجر امسال به بهره برداري مي رسد .
فاز 11 : اهداف اصلي طرح توسعه اين فاز عبارت است از توليد روزانه 2 ميليارد فوت مكعب گاز توليد روزانه 1900 فوت مكعب گاز توليد روزانه 70 هزار بشكه ميعانات گازي سنگين طرح توسعه اين فاز به صورت قرارداد بيع متقابل به شركت هاي توتال و پتروناس مالزي واگذار شده بود كه در پي امتناع توتال از حضور در اين پروژه مناقصه اي براي اين فاز در حال برگزاري است .
فاز 12 : توليد روزانه 78 ميليون مترمكعب گاز طبيعي جهت تزريق به خطوط لوله ششم سراسري كشور و يا تحويل بخشي از آن به صورت غني و ترش به واحدهاي مايع سازي توليد روزانه 110 هزار بشكه ميعانات گازي سنگين توليد روزانه 750 تن گوگرد دانه بندي شده از اهداف اين طرح به شمار مي رود .
طرح توسعه اين فاز در مرداد 1382 به شركت پتروپارس واگذار شد .
فازهاي 13 و 14 : توليد روزانه 3 هزار ميليون فوت مكعب گاز توليد روزانه 2800 ميليون فوت مكعب گاز ترش توليد روزانه 105 هزار بشكه ميعانات گازي سنگين از اهداف اين فازها است .
طرح توسعه اين فازها قرار بود با مشاركت شركتهاي شيل و رپسل انجام گيرد و فاز 14 به روش طراحي تدارك و تامين ساخت و راه اندازي و با به كارگرفتن پيمانكاران و سازندگان ايراني به ميزان حداقل معادل 15 درصد ارزش قرارداد اجرا شود كه اين مسئله هم با انصراف شل و رپسل توسعه اين فازها هم در مرحله انتخاب پيمانكار است .
فازهاي 17 و 18 : توليد روزانه 50 ميليون مترمكعب گاز طبيعي 80 هزار بشكه ميعانات گازي 400 تن گوگرد و توليد سالانه يك ميليون تن اتان و 1 ميليون و 50 هزار تن گاز مايع بوتان و پروپان با اجراي اين فازها ممكن مي شود . اجراي اين پروژه هاي به سازمان گسترش و نوسازي ايران شركت مهندسي ساخت تاسيسات دريايي ايران و شركت مهندسي و ساختمان صنايع نفت واگذار شده كه قرار بود از تاريخ تيرماه 86 ظرف 15 ماه يعني ابتداي مهرماه امسال به بهره برداري برسد.
فازهاي 19 20 و 21 : تامين روزانه 80 ميليون مترمكعب گاز تصفيه شده براي مصارف داخلي بازيافت سالانه . حداقل 1 6 ميليون تن گاز اتان بازيافت سالانه 1 6 ميليون تن گاز مايع مرغوب توليد روزانه 120 هزار بشكه ميعانات گازي تثبيت و گوگردزدايي شده بازيافت روزانه 750 تن گوگرد با تكميل اين فازها حاصل خواهد شد .
قرار است توسعه اين فازها به روش بيع متقابل و با به كارگرفتن پيمانكاران داخلي به ميزان حداقل 51 درصد ارزش قرارداد اجرا شود.
فازهاي 22 23 و 24 : تامين روزانه 75 ميليون مترمكعب گاز تصفيه شده بازيافت سالانه 1 5 ميليون تن گاز مايع بازيافت سالانه 75 ميليون تن گاز اتان توليد روزانه 110 هزار بشكه ميعانات گازي گوگردزدايي شده و بازيافت روزانه 700 تن گوگرد از اهداف اين طرح است . طرح توسعه اين فازها نيز قرار است مانند فازهاي 19 تا 21 اجرا شود .
قطر رقيبي كه مي تازد
مشترك بودن ميدان گازي پارس جنوبي با كشور قطر همواره دغدغه اي بزرگ به حساب مي آيد چرا كه كوتاهي و يا تاخير در برداشت از اين ميدان دست رقيب را در برداشت هرچه بيشتر از حد خود بازمي گذارد كه ضررهاي جبران ناپذيري براي كشور به دنبال دارد . اين در شرايطي است كه رقيب قطري از سال 1990 ميلادي (سال 64 ) در حال برداشت از اين ميدان است در حالي كه اولين برداشت ايران از اين ميدان 10 سال پس از اين زمان بود بنابراين حداقل 10 سال از قطر در بهره برداري عقب هستيم . اين عقب ماندگي اوليه را كه به خودي خود ميزان بهره مندي ما را از ذخاير گازي دچار خسران مي كند بايد به تاخيرها و عقب ماندگيهايي كه در جريان بهره برداري از فازهاي مختلف اتفاق مي افتد اضافه كرد.
شايد نگاهي گذرا به اقدامات و برنامه هاي كشور قطر براي برداشت از اين ميدان مشترك ابعاد زيان و خساراتي را كه منافع ما را تهديد مي كند بيشتر آشكار سازد.
قطر برنامه دارد تا سال 2012 ميلادي يعني سه سال ديگر توليد گاز از اين ميدان مشترك را به 250 تا 270 ميليارد مترمكعب در سال برساند . اين ميزان برداشت شامل توليد 77 ميليون تن گاز طبيعي (ال ان جي ) راه اندازي دو واحد تبديل گاز به فرآورده هاي نفتي سبك (جي تي ال ) به ظرفيت بيش از 250 هزار بشكه در روز و عرضه گاز به طرح صادرات گاز به امارات (دلفين ) حدود 2 ميليارد فوت مكعب در روز است .
موقعيت قطر به عنوان اولين توليدكننده و صادركننده ال ان جي جهان به گونه اي است كه در حال حاضر مي تواند درپي تقاضاي فراوان خريداران جهاني ال ان جي بالاترين قيمتها را ديكته كند.
ارزش قرارداد اخير قطر با شركت گاز كره جنوبي به ميزان 2 ميليون و يكصد هزار تن در سال براي مدت بيست سال به نحوي است كه قيمت فروش ال ان جي به اين شركت با احتساب نفت هر بشكه 90 دلار به 11 دلار در هر ميليون بي تي يو مي رسد كه قيمت نهايي آن براي كره 12 تا 13 دلار خواهد شد . قطر همچنين قرارداد بلندمدت ديگري با شركت « چوبو الكتريك » ژاپن به ميزان 1 5 ميليون تن در سال با قيمتهاي مشابه كره جنوبي منعقد كرده است .
قطر تنها از محل فروش گاز طبيعي مايع شده (ال ان جي ) تا اواخر سالهاي 89 و 90 سالانه 37 ميليارد دلار درآمد كسب خواهد كرد و سهم 28 درصدي از تامين كل ال ان جي دنيا را به خود اختصاص مي دهد اين درحالي است كه اين كشور در سال 2006 ميلادي يعني سال 84 از محل صادرات ال ان جي معادل 11 ميليارد دلار درآمد كسب كرد .
قطر در نظر دارد در فاصله زماني باقي مانده تا سالهاي 2010 و 2011 ميلادي يعني 2 سال آينده حدود 70 ميليارد دلار در اجراي طرحهاي ال ان جي سرمايه گذاري كند.
اين سرمايه گذاريهاي عظيم در شرايطي صورت مي گيرد كه كارشناسان بين المللي گاز در يك برآورد خوشبينانه معتقدند ايران تا سال آينده ميلادي قادر به راه اندازي مراحل شش تا ده توسعه پارس جنوبي خواهد بود و تا سالهاي 92 و 93 اتفاق خاصي در مراحل يازده تا سيزده توسعه اين ميدان كه شامل طرحهاي توليد ال ان جي است نخواهد افتاد . براساس آمار منابع خارجي قطر در نظر دارد در فاصله سال جاري و آينده ميلادي به يك باره 35 ميليون تن ال ان جي وارد بازار كند و نگراني از سقوط قيمت هاي ال ان جي در اين برهه وجود دارد. شدت عمل قطر در برداشت از ميدان مشترك پارس جنوبي به نوعي رقابت با ايران است و در نظر دارد تا زماني كه محدوديتهاي بين المللي عليه ايران برداشته نشده است تمامي طرحهاي ال ان جي خود را به سرانجام برساند. اين اصرار قطر باعث شده كه تقاضا براي مواد اوليه احداث تاسيسات ال ان جي و پيمانكاران اين بخش كه در دنيا تعداد زيادي هم نيستند افزايش يابد و به دنبال آن قيمتهاي خدمات نيز سير صعودي قابل توجهي داشته باشد.
حركت شتابدار قطر به نوعي طرحهاي ايران در بخش ال ان جي را دچار آسيب كرده است به طوري كه شركت توتال تا قبل از خروج از ايران براي اجراي طرح ال ان جي در فاز 11 ميدان پارس جنوبي به دليل شرايط موجود در بازار قيمتهاي بسيار بالايي را به ايران پيشنهاد داد.
واقعيت اين است كه خروج پيمانكاران و سرمايه گذاران درجه اول دنيا از پارس جنوبي كه عمدتا هم تحت تاثير فشارهاي ناحق سياسي اتفاق افتاد روند حركتي را در اين ميدان با كندي و دشواري مواجه كرده است و اين معضل به تاخيرهاي طولاني مدت در بهره برداري از فازهاي مختلف منجر مي شود كه با احتساب ديركرد 10 ساله ايران در آغاز بهره برداري از اين ميدان مشترك فاصله ميزان برداشت ايران و قطر را بيشتر و بيشتر مي كند.
اين فشارها به حدي است كه مديرعامل شركت پتروپارس به عنوان يكي از اصلي ترين پيمانكار فعال در پارس جنوبي در مورد اينكه قادر خواهيم بود در برداشت از ميدان مشترك پارس جنوبي به قطر برسيم مي گويد : سرعت كار از لحاظ عقد قرارداد و تنوع بخشي به پيمانكاران بسيار خوب است اما بايد تامين مالي صورت گيرد تا توان پيمانكاران افزايش يابد. ما تحت فشار تحريمهاي اقتصادي هستيم هم اكنون بيشترين تمركز آمريكا در مورد تحريم ايران بر حوزه نفت و انرژي و به ويژه ميدان گازي پارس جنوبي است و حتي دپارتماني هم در آمريكا پيش بيني شده تا با افزايش تحريمها مانع پيشرفت پروژه پارس جنوبي شود » .
بررسي وضعيت فازهاي پارس جنوبي نشان مي دهد كه به جز فازهاي 9 و 10 كه با تاخيري چندين ماهه قرار است به طور رسمي در دهه فجر امسال مورد بهره برداري قرار گيرد فازهاي بعدي نيز تنها در حد مذاكره باقي مانده است . در اين بين هم مذاكره كننده غيرايراني كمتر به چشم مي خورد زيرا تحريمها سبب شده تا شركتهاي بزرگي مانند شل و توتال از حضور در مناقصات ايران براي توسعه فازهاي پارس جنوبي كناره گيري كنند و مي توان به جرات گفت تنها راهي كه براي ايران باقي مانده استفاده از منابع داخلي خود باري تامين مالي فازهاي مختلف اين ميدان گازي است .
بررسي ها نشان مي دهد در حال حاضر قراردادها به شركتهاي ايراني مانند قرارگاه خاتم الانبيا سپاه پاسداران واگذار مي شود و بخشي ديگر نيز در اختيار پيمانكاران درجه دومي قرار گيرد كه همه آنها براي اجراي پروژه ها با مشكل تجهيزات و منابع مالي مواجه هستند.
همانطور كه گفته شد استفاده از موجودي حساب ذخيره ارزي مشخص ترين راهي است كه براي تامين مالي پارس جنوبي وجود دارد و بر همين اساس رئيس جمهور در آخرين سفر خود به اين منطقه قول پرداخت 10 ميليارد دلار از اين محل را داد. اين درحالي است كه علي وكيلي مديرعامل شركت نفت و گازپارس معتقد است پيشبرد فازهاي دردست اجراي پارس جنوبي تنها در سال آينده حدود 7 ميليارد دلار نياز دارد و برون تامين اين اعتبار هيچكدام از پروژه هايي كه به مرحله نهايي رسيده و آماده اجرا هستند به نتيجه نخواهند رسيد.
با اين حال چالش منابع مالي تنها معضل پيش رو نيست چرا كه با اعمال تحريمهاي بين المللي تهيه و خريداري تجهيزاتي كه كاربردهاي دوگانه دارند با مشكل مواجه شده و همين مسئله در پيدايش تاخيرهاي مكرر مزيد بر علت شده است .
از اين رو به نظر مي رسد پيشي گرفتن از رقيب ايران در برداشت از ميدان مشترك گاز پارس جنوبي كه تاكنون 45 ميليارد دلار بيش از ما از اين ميدان برداشت كرده كار بسيار دشواري است .
پارس جنوبي داراي 14 2 تريليون مترمكعب ذخيره گاز است كه ارزش سهم ايران از آن معادل 28 6 درصد مجموع ذخاير نفت و گاز كشور مي باشد
قطر به عنوان شركت ايران در اين ميدان بهره برداري از پارس جنوبي را 10 سال زودتر از ما آغاز كرده و بنابر محاسبات بين المللي تاكنون 45 ميليارد دلار بيشتر از ايران از اين ميدان مشترك برداشت كرده است
انصراف پيمانكاران و سرمايه گذاران مطرح بين المللي از حضور در پارس جنوبي به علت تحريمهاي سياسي ايران را در تامين منابع مالي و تجهيزات لازم دچار مشكل كرده است
مشكلات موجود باعث تاخير و كندي در برداشت ايران از اين ميدان مشترك شده كه فاصله كشورمان با قطر را بيشتر مي كند

پنجشنبه|ا|17|ا|بهمن|ا|1387

این صفحه را در گوگل محبوب کنید

[ارسال شده از: همشهری]

[مشاهده در: www.hamshahrionline.ir]

[تعداد بازديد از اين مطلب: 243]