نکات دکتر علی طاهری فرد در نشست از دارسی تا آی پی سی

طاهری فرد در همایش از دارسی تا IPC که به همت هسته مطالعه انرژی مرکز رشد دانشگاه امام صادق (ع) برگزار شد، درباره تحقق هدف افزایش تولید نفت در قراردادهای خارجی ایران اظهار داشت: شرکت نفت فلات قاره هدف اصلی قراردادهای بیع متقابل نسل اول بود که قبل از انعقاد این قراردادها ۵۰۰ هزار بشکه در روز نفت تولید می‌کرد و بعد از آن تا انتهای ۸۳ به ۶۷۰ هزار بشکه رسید و با استفاده از این قراردادها تنها ۱۷۰هزار بشکه به تولید نفت آن اضافه شد.

*افزایش تولید نفت در میادین دریایی ایران حتی با هزینه بالا هم غیر ممکن است

وی با بیان اینکه تا اوایل ۸۹ و ۹۰ تولید فلات قاره در همین حدود بود و الان به ۴۸۰ هزار بشکه در روز رسیده است، ادامه داد: کارشناسان فلات قاره به ضرس قاطع می‌گویند که افزایش تولید حتی با هزینه بالا از فلات قاره تقریباً غیرممکن خواهد بود و این شرکت حتی به صورت مقطعی هم برای بستن قراردادهایی در قابل IPC نمی‌تواند مورد توجه باشد.

عضو هیأت علمی دانشگاه امام صادق (ع) با بیان اینکه شرکت مناطق نفت‌خیز جنوب در نسل اول بیع‌متقابل مورد توجه نبود، گفت: در حال حاضر این شرکت ۲ میلیون و ۱۰۰ هزار بشکه در روز نفت تولید می‌کند و کارشناسان آن شرکت می‌گویند کاهش تولید یک میلیون بشکه‌ای آن را می‌توانند برگردانند و تولید شرکت تا سقف ۳ میلیون بشکه قابل تحقق خواهد بود.

وی تصریح کرد: با این وجود در بحث IPC تولید نفت بسیار بیشتری مد نظر است و کارشناسان مناطق نفت‌خیز جنوب می‌گویند اگر تا سقف ۱۳ میلیارد دلار کار خدماتی جزئی از جمله حفر چاه و تعمیرات و نصب لوله و امثال آن در این شرکت انجام شود، تولید نفت این شرکت ۵۰۰ هزار بشکه قابل افزایش خواهد بود و IPC در میادین این شرکت کاری نخواهد کرد.

*میادین غرب کارون هدف IPC خواهد بود

طاهری فرد ادامه داد: در نفت مناطق مرکزی هم پتانسیل افزایش نفت وجود ندارد و ما تصور می‌کنیم شرکت اروندان و میادین غرب کارون نقطه ثقل آینده نفت خواهد بود و این منطقه محلی خواهد بود که IPC در آن اجرا خواهد شد.

وی با طرح این پرسش که چطور می‌توانیم افزایش تولید داشته باشیم، گفت: به عنوان مثال برای میدان درود پیش‌بینی افزایش ۷۲ هزار بشکه‌ای با قرارداد جدید آن وجود داشت که میانگین تولید آن در حال حاضر ۲۵ هزار بشکه است و دلیل این مسئله هم این است که مخازن ظرفیت چنین افزایش تولیدی را ندارد.

وی ادامه داد: در میادین سروش و نوروز پیش‌بینی افزایش ۱۱۰ هزار بشکه‌ای وجود داشت اما تولید کلاً به حداکثر ۱۶۵ هزار بشکه رسید و به صورت میانگین ۱۳۴ هزار بشکه از این میادین تولید شد.

*آنچه در قرارداد با خارجی‌ها پیشنهاد می‌شود با واقعیت متفاوت است

این کارشناس اقتصاد انرژی در ادامه اظهار داشت: در عراق هم که شرکت‌های معتبر در آن وجود دارند مسائل مشابهی وجود دارد، چنانکه شل در میدان مجموع پیشنهاد اولیه تولید ۱٫۸ میلیون بشکه نفت را ارائه کرد که در حال حاضر به ۱٫۲ میلیون بشکه رسیده و هدف تولید را ۶۰۰ هزار بشکه کاهش داده است.

وی افزود: در میدان بزرگ رمیله عراق هم شرکت BP قرار بود ۲٫۸۵ میلیون بشکه نفت تولید کند که پیش‌بینی این تولید به ۲٫۱ میلیون بشکه کاهش داده است و به طور کلی اهداف تولید نفت در عراق از ۱۰٫۴ میلیون بشکه به ۶٫۹ میلیون بشکه در روز کاهش یافته است.

طاهری فرد با تأکید بر آنکه آنچه در قرارداد پیشنهاد می‌شود با واقعیت متفاوت است، گفت: اهمیت این امر در طراحی برنامه جامع توسعه میدان MDP و طراحی مناقصه‌ها است.

وی تصریح کرد: عراق با ۲ راهبرد اصلی فی‌پر‌برل و پروفایل تولید وارد همکاری با شرکت‌های خارجی شد اما با این وجود هدف تولید آن به شدت در حال کاهش است.

*توسعه بعضی میادین کشور با هزینه‌های فعلی توجیه‌پذیر نیست

وی در ادامه اظهار داشت:‌ موضوع دیگری که باید روی آن به دقت کار شود تعرفه هزینه‌های توسعه نفت است که باید استخراج و در جداولی به صورت ریز مستند شود چرا که این تعرفه‌ها در حال حاضر باد کرده و غیر واقعی شده است.

عضو هیأت علمی دانشگاه امام صادق (ع) ادامه داد: به عنوان مثال NGL 3200 که قرار است گاز همراه میادین اروندان را جمع‌آوری کند سال ۸۳ قرار بود با ۳۸۰ میلیون دلار ساخته شود اما الان می‌گویند ۱٫۵ میلیارد دلار هزینه دارد که به معنای ۵ برابر شدن هزینه‌ است که این اتفاق برای NGL 3100 نیز عیناً تکرار شده و هزینه‌های آن هم ۵ برابر شده است.

وی با بیان اینکه در بیع متقابل نسل اول هزینه افزایش تولید هر بشکه نفت در روز حدود ۱۰ هزار دلار بود گفت: من پیش‌بینی منابع لازم برای توسعه میدان چنگوله را پرسیدم که به من عدد ۲ میلیارد و ۱۰۰ میلیون دلار را اعلام کردند که به معنای هزینه ۴۰ هزار دلاری برای افزایش تولید هر بشکه نفت در روز است.

طاهری فرد تصریح کرد: این هزینه‌ها به خصوص درباره کار با مدل IPC نیاز به بازنگری جدی دارد چرا که بسیاری از میادین کشور برای توسعه با این هزینه‌ها توجیه‌پذیر نیست. چنانکه به عنوان مثال در رمیله عراق برای هر بشکه اضافه تولید ۱۳ هزار دلار هزینه شده است.

*برای هزینه‌های بانکی IPC باید فکری کرد

وی در ادامه با بیان اینکه هزینه‌های مالی و بانکی هم بسیار کلان است، گفت: در فاز ۴ و ۵ پارس جنوبی حدود ۲٫۸ میلیارد دلار سرمایه‌گذاری شد اما ۹۰۰ میلیون دلار هم علاوه بر آن هزینه بانکی پرداخت شد یا در مورد دیگری ۹۱۰ میلیون دلار سرمایه‌گذاری شده و ۲۰۵ میلیون دلار سود بانکی بابت آن پرداخت شده است.

این کارشناس اقتصاد انرژی تصریح کرد: تأمین مالی شرکت خارجی هزینه بسیار هنگفتی به کشور بار می‌کند و باید در مدل IPC مدیریت کنیم و مشخص کنیم که هزینه بانکی چطور خواهد بود.

*هیچ جای دنیا با یک فاکتور به سراغ مناقصه نمی‌روند

بحث بعدی این کارشناس اقتصاد انرژی به موضوع مناقصات اختصاص داشت و وی با بیان اینکه در یمن ۳۳ فاکتور برای مناقصه مشخص کرده بودند، گفت: شما نمی‌توانید تنها با یک فاکتور «فی‌پربرل» به سراغ مناقصه بروید.

وی تأکید کرد: در آمریکا ۸ فاکتور و حتی در آنگولا هم ۴ فاکتور برای برگزاری مناقصه مشخص کردند و هیچکس در دنیا تنها با یک فاکتور به سراغ مناقصه نمی‌رود.

عضو علمی دانشگاه امام صادق تصریح کرد: شما باید بسته‌ای از شرایط را درست کنید تا مناقصه شفاف باشد و اتفاقاتی که در عراق افتاد اینجا نیفتد.

*شیوه فعلی جمع‌آوری گاز همراه نفت تا ۳۰ سال آینده هم جواب نمی‌دهد

وی در ادامه اظهار داشت: در این قراردادها باید برای گازهای همراه نفت هم فکری شود چرا که همین الان در منطقه اروندان روزانه ۲٫۵ میلیون متر مکعب گاز می‌سوزد و بعد از توسعه میادین این رقم به بالای ۱۰ میلیون متر مکعب در روز خواهد رسید چنانکه میدان یادآوران در حال حاضر بعد از فلر فروزان و سلمان بیشترین گاز را می‌سوزاند.

طاهری فرد با بیان اینکه در میدان دارخوین گاز همراه به صورت امتزاجی به میدان تزریق شد، گفت: با این وجود میادین یادآوران و آزادگان مشترک هستند و ممکن است تزریق گاز باعث مهاجرت هیدروکربور آنها شود.

وی ادامه داد: برنامه وزارت نفت جمع‌آوری گازها به وسیله NGL است که با این شیوه پیشرفت تا ۳۰ سال آینده هم به بهره‌برداری نمی‌رسد چرا که ۲ میلیارد دلار سرمایه‌گذاری می‌خواهد و راه‌اندازی آن هم با این شیوه بسیار زمان بر خواهد بود.

وی افزود: عراق تولید نفت را توسعه داده و گاز همراه را ندیده است و به همین دلیل گاز همراه آنها در مشعل‌ها می‌سوزد و ما باید همین الان جلوی آن را بگیریم چرا که ما قبل از تحریم سومین کشور سوزاننده گاز در مشعل‌ها بوده‌ایم و بعد از تحریم پنجم شده‌ایم.

*قیمت گاز در قراردادهای توسعه میدان گازی بر اساس IPC نامشخص است

این کارشناس اقتصاد انرژی در ادامه در خصوص توسعه میادین گازی با مدل IPC گفت: در IPC گفته شده اگر در میادین گازی که شرکت خارجی توسعه می‌دهد گاز و میعانات کافی برای بازپرداخت نباشد از بقیه میدان‌ها به شرکت خارجی بازپرداخت خواهد شد.

وی ادامه داد: پارس جنوبی میعانات گازی زیادی داشت و بازپرداخت آن به راحتی با میعانات انجام شد و به گاز نرسید، اما در میادین دیگر مانند پارس شمالی و گلشن و فردوس و کیش میعانات کم است و برای بازپرداخت باید به سراغ گاز برویم، اما همین الان هم نمی‌دانیم قیمت گاز چقدر خواهد بود و با چه فرمولی تعیین می‌شود و باید روی آن کار کنیم.