رسانه اجتماعی - تحلیلی بازار سرمایه

جزییاتی از رقابت گازی ایران و قطر
اهمیت : مهم

9

درست مثل یک حکایت شیرین، از کتابی که فصل‌های زیادی از آن پر است از حکایت‌هایی تلخ: پیشی گرفتن ایران از قطر در تولید سالانه گاز از میدان مشترک پارس جنوبی، بزرگ‌ترین میدان گازی جهان.
نهایت‌نگر:

درست مثل یک حکایت شیرین، از کتابی که فصل های زیادی از آن پر است از حکایت هایی تلخ: پیشی گرفتن ایران از قطر در تولید سالانه گاز از میدان مشترک پارس جنوبی، بزرگ ترین میدان گازی جهان.

به گزارش اقتصاد نیوز، درست مثل یک حکایت شیرین، از کتابی که فصل های زیادی از آن پر است از حکایت هایی تلخ: پیشی گرفتن ایران از قطر در تولید سالانه گاز از میدان مشترک پارس جنوبی، بزرگ ترین میدان گازی جهان. بر اساس وعده علی اکبر شعبان پور، مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس (کارفرمای میدان گازی پارس جنوبی)، «در صورت تامین منابع مالی، چنانچه پنج فاز وارد مدار شوند، امسال ایران در برداشت سالانه گاز پارس جنوبی از قطر پیشی می گیرد».

اشاره شعبان پور به وارد مدار تولید شدن معادل مجموعاً پنج فاز استاندارد شامل دو سکوی فازهای ۱۷ و ۱۸ (یک فاز استاندارد)، چهار سکوی فاز ۱۹ (دو فاز استاندارد) و دو سکوی فازهای ۲۰ و ۲۱ (دو فاز استاندارد) است که در صورت تحقق، ایران می تواند در تولید سالانه و روزانه گاز از قطر پیشی بگیرد. با وجود تمامی این ها، بخش خاکستری کتاب به جای خود باقی است: عقب ماندگی چندین ساله ای که موجب شده مجموع تولید قطر از این میدان مشترک، کمابیش حدود دوبرابر ایران باشد، پروژه هایی که با افزایش چندبرابری زمان و هزینه توسعه پیدا می کنند و گازی که بازاری برای فروش آن وجود ندارد. زمانی که ایران برای اولین بار از پارس جنوبی گاز تولید کرد، قریب به یک دهه از شروع تولید گاز توسط قطر می گذشت.

میوه بیع متقابل
طی سال های پس از انقلاب، سرمایه گذاری خارجی در بخش بالادستی نفت عمدتاً با استفاده از شیوه بیع متقابل (Buy Back) صورت گرفت. به بیانی ساده، در این قرارداد ها، بازپرداخت هزینه های صورت گرفته توسط پیمانکار در یک پروژه به همراه دستمزد، از محل فروش بخشی از محصولات همان پروژه پس از شروع تولید، صورت می گرفت. بیع متقابل منتقدان جدی داشت و دارد، اما حتی در میان آن ها نیز عده زیادی اعتقاد دارند که عملکرد این شیوه قراردادی در میدان گازی پارس جنوبی مثبت بوده است. توسعه فازهای ۱ تا ۱۰ میدان گازی پارس جنوبی طی نیمه دوم دهه ۷۰ و نیمه اول دهه ۸۰ با این شیوه به کنسرسیوم هایی متشکل از پیمانکاران خارجی و داخلی واگذار شد: فاز ۱ (پتروپارس)، فازهای ۲ و ۳ (توتال، گازپروم و پتروناس)، فازهای ۴ و ۵ (انی، پتروپارس و نیکو)، فازهای ۶، ۷ و ۸ (پتروپارس و استات اویل) و فازهای ۹ و ۱۰ (GS، مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی ایران و مهندسی و ساختمان صنایع نفت). متعاقب شروع توسعه، تولید از میدان گازی پارس جنوبی نخستین بار در سال ۱۳۸۰ از فازهای ۲ و ۳ شروع شد و با بهره برداری از تمامی فازهای ۱ تا ۱۰، از سال ۱۳۸۰ تا ۱۳۹۰ ظرفیت تولید گاز از پارس جنوبی به بیش از ۲۸۰ میلیون مترمکعب در روز رسید.
تا پیش از شروع بهره برداری از دیگر فازهای پارس جنوبی طی سه سال اخیر، تمام تولید گاز پارس جنوبی از محل قراردادهای بیع متقابل صورت می گرفت و در نتیجه می توان گفت بخش قابل توجهی از تولید گاز کشور، ثمره این نوع قرارداد بوده است. بعد از فازهای ۱ تا ۱۰، بیع متقابل تنها در فاز ۱۲ به کار گرفته شد. راهبری این پروژه بر عهده شرکت پتروپارس بود و بعد از شروع تولید در سال ۱۳۹۲، افتتاح آن در سال ۱۳۹۳ صورت گرفت. این فاز بزرگ ترین فاز پارس جنوبی و هدفگذاری تولید آن معادل سه فاز استاندارد بوده است که باتوجه به خصوصیات مخزن در آن بخش از می دان، این هدف محقق نشده است.

سنگ بزرگ ۳۵ ماهه
۲۵ خرداد ۱۳۸۹ و در حالی که پروژه فازهای ۱۲، «۱۵ و ۱۶» و «۱۷ و ۱۸» به ترتیب با پیشرفت ۳۰، ۴۵ و ۴۰ درصدی درحال توسعه بودند، بزرگ ترین قرارداد صنعت نفت کشور برای توسعه همزمان پروژه فازهای ۱۳، ۱۴، ۱۹، «۲۰ و ۲۱» و «۲۲، ۲۳ و ۲۴» امضا شد. بر اساس این قرارداد ها، پروژه های مذکور باید طی ۳۵ ماه یعنی تا اردیبهشت ۱۳۹۲ (قبل از پایان دولت دهم) به تولید می رسیدند. تا زمان تهیه این گزارش یعنی اردیبهشت ۱۳۹۵، تنها چند روز از تولید یک سکوی فاز ۱۹ می گذرد و بقیه فاز ها هنوز به تولید نرسیده اند. این واقعیت را می توان نشانی از عدم موفقیت ایده طرح های ۳۵ ماهه دانست.

ممکن نبودن توسعه همزمان این تعداد پروژه باتوجه به منابع مالی و توان اجرایی کشور در همان ابتدای امر نیز بار ها گوشزد شده بود؛ اما مدافعان طرح های ۳۵ ماهه معتقد بودند که به لحاظ امکانات مالی محدودیتی وجود ندارد و با استفاده از طراحی مهندسی صورت گرفته در فازهای پیشین، می توان فرآیند توسعه را سرعت بخشید؛ که این گونه نبود. در این می ان، تحریم نیز به عاملی مزید بر عوامل متداول عدم دستیابی پروژه به اهداف زمان، هزینه و کیفیت تبدیل شد. طی دوران تحریم ها ضمن دشواری تخصیص منابع مالی به صورت ارزی، هزینه پروژه ها نیز شدیداً افزایش یافت و بسیاری از سازندگان و ارائه دهندگان خدمات خارجی، از همکاری با طرف ایرانی سر باز زدند. این موضوع اگرچه در طرح های پیشرو پارس جنوبی نیز وجود داشت، در طرح های ۳۵ماهه بیشتر نمایان شد.

در پایان فروردین امسال، یعنی حدود پنج سال که از امضای قرارداد طرح های ۳۵ماهه می گذرد، به جز فاز ۱۹، پیشرفت هیچ یک از طرح های یادشده به ۹۰ درصد نرسیده است. بسیاری معتقدند تمرکز بر اتمام چند پروژه به جای شروع همزمان طرح توسعه برخی از فازهای غیرمرزی و اولویت بندی پروژه های پارس جنوبی، می توانست نتیجه به مراتب بهتری در پی داشته باشد؛ امری که بیژن زنگنه، وزیر نفت، بلافاصله پس از ورود به وزارتخانه بدان اهتمام ورزید و طرح های فازهای ۱۲، ۱۵ و ۱۶، و ۱۷ و ۱۸ را در اولویت نخست قرار داد.

علاوه بر این، ماجرای عقب ماندگی پیشرفت بخش حفاری از پیشرفت کل پروژه، در برخی از طرح های ۳۵ماهه به جای خود باقی است. نتیجه این پدیده، نهایتاً در تاخیر دستیابی به اهداف تولید گاز (با وجود درصد پیشرفت نسبتاً بالای پروژه) مشهود خواهد بود. چراکه با وجود به پایان رسیدن پالایشگاه، خطوط لوله و ساخت سکوهای دریایی، به دلیل عقب ماندگی نسبی بخش حفاری چاه ها، تولید گاز مطابق اهداف از پیش تعیین شده می سر نیست و در نتیجه عملاً پیشرفت بالای پروژه منجر به تولید گاز از میدان مشترک نمی شود. این ماجرا در فازهای ۱۵ و ۱۶ نیز قبلاً وجود داشته است که افتتاح و بهره برداری از پالایشگاه و دیگر بخش های آن، پیش از شروع تولید چاه ها صورت گرفت. در میان پروژه هایی که سابقاً ۳۵ماهه نام گرفتند، پروژه فازهای ۱۳، ۱۴ و «۲۲، ۲۳ و ۲۴» به روشنی دچار این پدیده هستند. بیشترین عقب ماندگی به فاز ۱۴ مربوط می شود که مدیریت آن به کنسرسیومی متشکل از هشت شرکت داخلی واگذار شده و هم اکنون از چهار موقعیتی که باید در آن ها حفاری صورت گیرد و سکوی دریایی نصب شود، تنها در دو موقعیت حفاری صورت می گیرد. براین اساس پیش بینی می شود تولید از فاز ۱۴ دیر تر از دیگر فاز ها محقق شود؛ البته با یک استثنا: فاز ۱۱. با وجود مرزی بودن این فاز و اهمیت دوچندان شروع توسعه آن، عملیات اجرایی آغازین این فاز هنوز صورت نگرفته و حتی پیمانکاری نیز برای آن تعیین نشده است. در حالی که مدت ها تعلل پیمانکار چینی این فاز به خلع ید آن انجامید، متعاقباً اجرای آن به هیچ یک از پیمانکاران داخلی متقاضی واگذار نشد. بر اساس آخرین اعلام، قرار است توسعه این فاز در مناقصه قراردادهای جدید نفتی (IPC) واگذار شود.

دو سوی میدان
حجم ذخایر میدان مشترک گازی در بخش قطر (موسوم به گنبد شمالی) حدود 24.5 تریلیون مترمکعب برآورد می شود؛ یعنی بیش از 1.8 برابر بخش ایرانی. ذخایر گازی قطر عمدتاً به همین میدان منحصر می شود، درحالی که میدان گازی پارس جنوبی کمتر از نصف ذخایر ایران را در خود جای داده است. در قطر، فرآیند توسعه میدان و مصارف تولیدات آن، با بخش ایرانی تفاوت اساسی دارد. در ایران، فرآیند توسعه در بخش تولید با مدیریت شرکت نفت و گاز پارس صورت می گیرد. بعد از شروع بهره برداری، پالایشگاه های تحت مدیریت شرکت ملی گاز ایران، پالایش را برعهده می گیرند. فروش و بازاریابی میعانات گازی حاصله توسط شرکت ملی نفت ایران صورت می گیرد و گاز بسته به نیاز، عمدتاً به مصرف بخش خانگی، سوخت نیروگاه ها و خوراک پتروشیمی ها می رسد. الگوی مصرف گاز در کشور و سهم بالای آن در سبد انرژی کشور باعث شده است تا سال ۱۳۹۲، تامین گاز برای مصارف داخلی به ویژه در فصول سرد با نگرانی و دشواری صورت گیرد و مقوله صادرات عملاً محل چندانی از اعراب نداشته باشد.

بر اساس گزارش اداره اطلاعات انرژی آمریکا، شرکت «قطرپترولیوم»، فرآیند توسعه صنعت نفت و گاز را به صورت یکپارچه از اکتشاف و تولید گرفته تا تبدیل به محصولات نهایی قابل فروش از جمله ال ان جی (گاز طبیعی مایع) و فرآورده های پتروشیمی در دست دارد. قطر پترولیوم این فعالیت ها را به وسیله تعریف مشارکت هایی با حضور غول های نفتی جهان شامل اکسون موبیل، شل و توتال صورت می دهد. «قطرگاز» و «راس گاز» دو بازوی قطر پترولیوم در اجرای این ماموریت هستند. کنسرسیوم قطرگاز، حاصل مشارکت با توتال، اکسون موبیل، می تسویی، ماروبنی، کونوکو فیلیپس و شل است. در راس گاز نیز اکسون موبیل مشارکت دارد. ال ان جی تولیدشده نیز بر اساس قراردادهایی که بسیاری از آن ها بلندمدت هستند، به فروش می رسد. بسیاری از خریداران ال ان جی، همان شرکت هایی هستند که با قطرپترولیوم در مشارکت ها حضور دارند و در نتیجه عملاً فروش محصولات به همان کشورهایی صورت می گیرد که در فرآیند توسعه نیز مشارکت دارند.

به لحاظ حقوقی، انعقاد قراردادهای مشارکت در تولیدی که قطر از آن استفاده می کند، در بسیاری از کشورهای منطقه از جمله ایران، کویت و عراق (خارج از کردستان این کشور) مجاز نیست و در تناقض با حاکمیت ملی بر منابع طبیعی ارزیابی می شود. با وجود این قطر به مدد همین قرارداد ها توانسته است به بزرگ ترین صادرکننده ال ان جی جهان و یکی از بزرگ ترین صادرکنندگان گاز تبدیل شود. بر اساس آمارهای BP، قطر در سال ۲۰۱۴ بیش از ۱۷۷ میلیارد مترمکعب گاز تولید کرد. یک دهه قبل، یعنی در سال ۲۰۰۴، تولید گاز این کشور تنها ۳۹ میلیارد مترمکعب بود؛ یعنی کمتر از یک چهارم مقدار تولید فعلی. باتوجه به مصرف سالانه ۸/۴۴ میلیارد مترمکعب گاز در این کشور، بخش اعظم گاز تولیدی صرف صادرات می شود. قطر به دو کشور عمان و امارات متحده عربی به وسیله خط لوله گاز صادر می کند، اما عمده صادرات گاز این کشور به صورت ال ان جی
صورت می گیرد. قطر در سال ۲۰۱۴ معادل بیش از ۱۰۳ میلیارد مترمکعب گاز به صورت ال ان جی صادر کرده که عمده آن به ژاپن (21.9 میلیارد مترمکعب)، کره جنوبی (17.7)، هند (16.2)، انگلستان (10.4)، چین (9.2) و تایوان (هشت) بوده است. ظرفیت تولید ال ان جی قطر هم اکنون ۷۷ میلیون تن است و این کشور قریب به یک سوم از تجارت جهانی ال ان جی را در دست دارد.


برچسب‌ها:


درست مثل یک حکایت شیرین، از کتابی که فصل‌های زیادی از آن پر است از حکایت‌هایی تلخ: پیشی گرفتن ایران از قطر در تولید سالانه گاز از میدان مشترک پارس جنوبی، بزرگ‌ترین میدان گازی جهان.
نهایت‌نگر:

درست مثل یک حکایت شیرین، از کتابی که فصل های زیادی از آن پر است از حکایت هایی تلخ: پیشی گرفتن ایران از قطر در تولید سالانه گاز از میدان مشترک پارس جنوبی، بزرگ ترین میدان گازی جهان.

به گزارش اقتصاد نیوز، درست مثل یک حکایت شیرین، از کتابی که فصل های زیادی از آن پر است از حکایت هایی تلخ: پیشی گرفتن ایران از قطر در تولید سالانه گاز از میدان مشترک پارس جنوبی، بزرگ ترین میدان گازی جهان. بر اساس وعده علی اکبر شعبان پور، مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس (کارفرمای میدان گازی پارس جنوبی)، «در صورت تامین منابع مالی، چنانچه پنج فاز وارد مدار شوند، امسال ایران در برداشت سالانه گاز پارس جنوبی از قطر پیشی می گیرد».

اشاره شعبان پور به وارد مدار تولید شدن معادل مجموعاً پنج فاز استاندارد شامل دو سکوی فازهای ۱۷ و ۱۸ (یک فاز استاندارد)، چهار سکوی فاز ۱۹ (دو فاز استاندارد) و دو سکوی فازهای ۲۰ و ۲۱ (دو فاز استاندارد) است که در صورت تحقق، ایران می تواند در تولید سالانه و روزانه گاز از قطر پیشی بگیرد. با وجود تمامی این ها، بخش خاکستری کتاب به جای خود باقی است: عقب ماندگی چندین ساله ای که موجب شده مجموع تولید قطر از این میدان مشترک، کمابیش حدود دوبرابر ایران باشد، پروژه هایی که با افزایش چندبرابری زمان و هزینه توسعه پیدا می کنند و گازی که بازاری برای فروش آن وجود ندارد. زمانی که ایران برای اولین بار از پارس جنوبی گاز تولید کرد، قریب به یک دهه از شروع تولید گاز توسط قطر می گذشت.

میوه بیع متقابل
طی سال های پس از انقلاب، سرمایه گذاری خارجی در بخش بالادستی نفت عمدتاً با استفاده از شیوه بیع متقابل (Buy Back) صورت گرفت. به بیانی ساده، در این قرارداد ها، بازپرداخت هزینه های صورت گرفته توسط پیمانکار در یک پروژه به همراه دستمزد، از محل فروش بخشی از محصولات همان پروژه پس از شروع تولید، صورت می گرفت. بیع متقابل منتقدان جدی داشت و دارد، اما حتی در میان آن ها نیز عده زیادی اعتقاد دارند که عملکرد این شیوه قراردادی در میدان گازی پارس جنوبی مثبت بوده است. توسعه فازهای ۱ تا ۱۰ میدان گازی پارس جنوبی طی نیمه دوم دهه ۷۰ و نیمه اول دهه ۸۰ با این شیوه به کنسرسیوم هایی متشکل از پیمانکاران خارجی و داخلی واگذار شد: فاز ۱ (پتروپارس)، فازهای ۲ و ۳ (توتال، گازپروم و پتروناس)، فازهای ۴ و ۵ (انی، پتروپارس و نیکو)، فازهای ۶، ۷ و ۸ (پتروپارس و استات اویل) و فازهای ۹ و ۱۰ (GS، مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی ایران و مهندسی و ساختمان صنایع نفت). متعاقب شروع توسعه، تولید از میدان گازی پارس جنوبی نخستین بار در سال ۱۳۸۰ از فازهای ۲ و ۳ شروع شد و با بهره برداری از تمامی فازهای ۱ تا ۱۰، از سال ۱۳۸۰ تا ۱۳۹۰ ظرفیت تولید گاز از پارس جنوبی به بیش از ۲۸۰ میلیون مترمکعب در روز رسید.
تا پیش از شروع بهره برداری از دیگر فازهای پارس جنوبی طی سه سال اخیر، تمام تولید گاز پارس جنوبی از محل قراردادهای بیع متقابل صورت می گرفت و در نتیجه می توان گفت بخش قابل توجهی از تولید گاز کشور، ثمره این نوع قرارداد بوده است. بعد از فازهای ۱ تا ۱۰، بیع متقابل تنها در فاز ۱۲ به کار گرفته شد. راهبری این پروژه بر عهده شرکت پتروپارس بود و بعد از شروع تولید در سال ۱۳۹۲، افتتاح آن در سال ۱۳۹۳ صورت گرفت. این فاز بزرگ ترین فاز پارس جنوبی و هدفگذاری تولید آن معادل سه فاز استاندارد بوده است که باتوجه به خصوصیات مخزن در آن بخش از می دان، این هدف محقق نشده است.

سنگ بزرگ ۳۵ ماهه
۲۵ خرداد ۱۳۸۹ و در حالی که پروژه فازهای ۱۲، «۱۵ و ۱۶» و «۱۷ و ۱۸» به ترتیب با پیشرفت ۳۰، ۴۵ و ۴۰ درصدی درحال توسعه بودند، بزرگ ترین قرارداد صنعت نفت کشور برای توسعه همزمان پروژه فازهای ۱۳، ۱۴، ۱۹، «۲۰ و ۲۱» و «۲۲، ۲۳ و ۲۴» امضا شد. بر اساس این قرارداد ها، پروژه های مذکور باید طی ۳۵ ماه یعنی تا اردیبهشت ۱۳۹۲ (قبل از پایان دولت دهم) به تولید می رسیدند. تا زمان تهیه این گزارش یعنی اردیبهشت ۱۳۹۵، تنها چند روز از تولید یک سکوی فاز ۱۹ می گذرد و بقیه فاز ها هنوز به تولید نرسیده اند. این واقعیت را می توان نشانی از عدم موفقیت ایده طرح های ۳۵ ماهه دانست.

ممکن نبودن توسعه همزمان این تعداد پروژه باتوجه به منابع مالی و توان اجرایی کشور در همان ابتدای امر نیز بار ها گوشزد شده بود؛ اما مدافعان طرح های ۳۵ ماهه معتقد بودند که به لحاظ امکانات مالی محدودیتی وجود ندارد و با استفاده از طراحی مهندسی صورت گرفته در فازهای پیشین، می توان فرآیند توسعه را سرعت بخشید؛ که این گونه نبود. در این می ان، تحریم نیز به عاملی مزید بر عوامل متداول عدم دستیابی پروژه به اهداف زمان، هزینه و کیفیت تبدیل شد. طی دوران تحریم ها ضمن دشواری تخصیص منابع مالی به صورت ارزی، هزینه پروژه ها نیز شدیداً افزایش یافت و بسیاری از سازندگان و ارائه دهندگان خدمات خارجی، از همکاری با طرف ایرانی سر باز زدند. این موضوع اگرچه در طرح های پیشرو پارس جنوبی نیز وجود داشت، در طرح های ۳۵ماهه بیشتر نمایان شد.

در پایان فروردین امسال، یعنی حدود پنج سال که از امضای قرارداد طرح های ۳۵ماهه می گذرد، به جز فاز ۱۹، پیشرفت هیچ یک از طرح های یادشده به ۹۰ درصد نرسیده است. بسیاری معتقدند تمرکز بر اتمام چند پروژه به جای شروع همزمان طرح توسعه برخی از فازهای غیرمرزی و اولویت بندی پروژه های پارس جنوبی، می توانست نتیجه به مراتب بهتری در پی داشته باشد؛ امری که بیژن زنگنه، وزیر نفت، بلافاصله پس از ورود به وزارتخانه بدان اهتمام ورزید و طرح های فازهای ۱۲، ۱۵ و ۱۶، و ۱۷ و ۱۸ را در اولویت نخست قرار داد.

علاوه بر این، ماجرای عقب ماندگی پیشرفت بخش حفاری از پیشرفت کل پروژه، در برخی از طرح های ۳۵ماهه به جای خود باقی است. نتیجه این پدیده، نهایتاً در تاخیر دستیابی به اهداف تولید گاز (با وجود درصد پیشرفت نسبتاً بالای پروژه) مشهود خواهد بود. چراکه با وجود به پایان رسیدن پالایشگاه، خطوط لوله و ساخت سکوهای دریایی، به دلیل عقب ماندگی نسبی بخش حفاری چاه ها، تولید گاز مطابق اهداف از پیش تعیین شده می سر نیست و در نتیجه عملاً پیشرفت بالای پروژه منجر به تولید گاز از میدان مشترک نمی شود. این ماجرا در فازهای ۱۵ و ۱۶ نیز قبلاً وجود داشته است که افتتاح و بهره برداری از پالایشگاه و دیگر بخش های آن، پیش از شروع تولید چاه ها صورت گرفت. در میان پروژه هایی که سابقاً ۳۵ماهه نام گرفتند، پروژه فازهای ۱۳، ۱۴ و «۲۲، ۲۳ و ۲۴» به روشنی دچار این پدیده هستند. بیشترین عقب ماندگی به فاز ۱۴ مربوط می شود که مدیریت آن به کنسرسیومی متشکل از هشت شرکت داخلی واگذار شده و هم اکنون از چهار موقعیتی که باید در آن ها حفاری صورت گیرد و سکوی دریایی نصب شود، تنها در دو موقعیت حفاری صورت می گیرد. براین اساس پیش بینی می شود تولید از فاز ۱۴ دیر تر از دیگر فاز ها محقق شود؛ البته با یک استثنا: فاز ۱۱. با وجود مرزی بودن این فاز و اهمیت دوچندان شروع توسعه آن، عملیات اجرایی آغازین این فاز هنوز صورت نگرفته و حتی پیمانکاری نیز برای آن تعیین نشده است. در حالی که مدت ها تعلل پیمانکار چینی این فاز به خلع ید آن انجامید، متعاقباً اجرای آن به هیچ یک از پیمانکاران داخلی متقاضی واگذار نشد. بر اساس آخرین اعلام، قرار است توسعه این فاز در مناقصه قراردادهای جدید نفتی (IPC) واگذار شود.

دو سوی میدان
حجم ذخایر میدان مشترک گازی در بخش قطر (موسوم به گنبد شمالی) حدود 24.5 تریلیون مترمکعب برآورد می شود؛ یعنی بیش از 1.8 برابر بخش ایرانی. ذخایر گازی قطر عمدتاً به همین میدان منحصر می شود، درحالی که میدان گازی پارس جنوبی کمتر از نصف ذخایر ایران را در خود جای داده است. در قطر، فرآیند توسعه میدان و مصارف تولیدات آن، با بخش ایرانی تفاوت اساسی دارد. در ایران، فرآیند توسعه در بخش تولید با مدیریت شرکت نفت و گاز پارس صورت می گیرد. بعد از شروع بهره برداری، پالایشگاه های تحت مدیریت شرکت ملی گاز ایران، پالایش را برعهده می گیرند. فروش و بازاریابی میعانات گازی حاصله توسط شرکت ملی نفت ایران صورت می گیرد و گاز بسته به نیاز، عمدتاً به مصرف بخش خانگی، سوخت نیروگاه ها و خوراک پتروشیمی ها می رسد. الگوی مصرف گاز در کشور و سهم بالای آن در سبد انرژی کشور باعث شده است تا سال ۱۳۹۲، تامین گاز برای مصارف داخلی به ویژه در فصول سرد با نگرانی و دشواری صورت گیرد و مقوله صادرات عملاً محل چندانی از اعراب نداشته باشد.

بر اساس گزارش اداره اطلاعات انرژی آمریکا، شرکت «قطرپترولیوم»، فرآیند توسعه صنعت نفت و گاز را به صورت یکپارچه از اکتشاف و تولید گرفته تا تبدیل به محصولات نهایی قابل فروش از جمله ال ان جی (گاز طبیعی مایع) و فرآورده های پتروشیمی در دست دارد. قطر پترولیوم این فعالیت ها را به وسیله تعریف مشارکت هایی با حضور غول های نفتی جهان شامل اکسون موبیل، شل و توتال صورت می دهد. «قطرگاز» و «راس گاز» دو بازوی قطر پترولیوم در اجرای این ماموریت هستند. کنسرسیوم قطرگاز، حاصل مشارکت با توتال، اکسون موبیل، می تسویی، ماروبنی، کونوکو فیلیپس و شل است. در راس گاز نیز اکسون موبیل مشارکت دارد. ال ان جی تولیدشده نیز بر اساس قراردادهایی که بسیاری از آن ها بلندمدت هستند، به فروش می رسد. بسیاری از خریداران ال ان جی، همان شرکت هایی هستند که با قطرپترولیوم در مشارکت ها حضور دارند و در نتیجه عملاً فروش محصولات به همان کشورهایی صورت می گیرد که در فرآیند توسعه نیز مشارکت دارند.

به لحاظ حقوقی، انعقاد قراردادهای مشارکت در تولیدی که قطر از آن استفاده می کند، در بسیاری از کشورهای منطقه از جمله ایران، کویت و عراق (خارج از کردستان این کشور) مجاز نیست و در تناقض با حاکمیت ملی بر منابع طبیعی ارزیابی می شود. با وجود این قطر به مدد همین قرارداد ها توانسته است به بزرگ ترین صادرکننده ال ان جی جهان و یکی از بزرگ ترین صادرکنندگان گاز تبدیل شود. بر اساس آمارهای BP، قطر در سال ۲۰۱۴ بیش از ۱۷۷ میلیارد مترمکعب گاز تولید کرد. یک دهه قبل، یعنی در سال ۲۰۰۴، تولید گاز این کشور تنها ۳۹ میلیارد مترمکعب بود؛ یعنی کمتر از یک چهارم مقدار تولید فعلی. باتوجه به مصرف سالانه ۸/۴۴ میلیارد مترمکعب گاز در این کشور، بخش اعظم گاز تولیدی صرف صادرات می شود. قطر به دو کشور عمان و امارات متحده عربی به وسیله خط لوله گاز صادر می کند، اما عمده صادرات گاز این کشور به صورت ال ان جی
صورت می گیرد. قطر در سال ۲۰۱۴ معادل بیش از ۱۰۳ میلیارد مترمکعب گاز به صورت ال ان جی صادر کرده که عمده آن به ژاپن (21.9 میلیارد مترمکعب)، کره جنوبی (17.7)، هند (16.2)، انگلستان (10.4)، چین (9.2) و تایوان (هشت) بوده است. ظرفیت تولید ال ان جی قطر هم اکنون ۷۷ میلیون تن است و این کشور قریب به یک سوم از تجارت جهانی ال ان جی را در دست دارد.


برچسب‌ها:

1395/02/27
0
/
2
یک دقیقه وقت دارید؟
شما تنها یک قدم با به اشتراک گذاشتن اولین ایده خود فاصله دارید. برای انتشار مطالب خود در ارشن، لطفا ثبت‌نام خود را تکمیل کرده و شماره‌ی همراه خود را فعال نمایید.
تکمیل پروفایل
نمایش {{content.commentsTotal - content.comments.length}} نظر قبلی
علت امتیاز منفی

×
بله
خیر
تغییرات شاخص
شاخص کل
{{tepix.change}}
{{tepix.index}}
وضعیت بازار : {{closedTitle(tepix.isClosed)}}
شاخص کل
{{tepix.change}}
{{tepix.index}}
فرابورس
{{absValueChange(tepix.faraBourseChange)}}
{{tepix.faraBourseIndex}}
شاخص 50 شرکت
{{absValueChange(tepix.companyFiftyChange)}}
{{tepix.companyFiftyIndex}}
شاخص آزاد شناور
{{absValueChange(tepix.freeFloatChange)}}
{{tepix.freeFloatIndex}}
شاخص مالی
{{absValueChange(tepix.financialChange)}}
{{tepix.financialIndex}}
شاخص صنعت
{{absValueChange(tepix.indastryChange)}}
{{tepix.indastryIndex}}
2222
33333