طی بیش از یک دهه گذشته، روند سرمایهگذاری در صنعت نفت ایران با افت محسوس مواجه بوده و همین موضوع به شکل مستقیم بر توان نگهداشت، تعمیر و بهروزرسانی تأسیسات اثر گذاشته است. دادههای رسمی وزارت نفت نشان میدهد که متوسط سرمایهگذاری سالانه در بخش بالادستی، از حدود ۲۰ تا ۲۵ میلیارد دلار پیش از سال ۱۳۹۰، به رقمی کمتر از ۸ میلیارد دلار در سالهای اخیر رسیده است. گزارش مرکز پژوهشهای مجلس در سال ۱۴۰۲ نیز تأکید میکند که «نیاز صنعت نفت برای حفظ ظرفیت فعلی دستکم ۱۵ میلیارد دلار در سال است»؛ یعنی حتی برای تثبیت وضع موجود، شکاف سرمایهگذاری عظیمی ایجاد شده است.
این فاصله سرمایهگذاری سبب شده بخش قابل توجهی از تجهیزات، خطوط انتقال، توربینها، کمپرسورهای گازی، پمپها و سیستمهای فرآیندی در میادین خشکی و دریایی از دوره اقتصادی خود عبور کنند. بر اساس ارزیابی شرکت ملی نفت ایران، حدود ۶۰ درصد از تأسیسات سطحالارضی در میادین پیر، بیش از ۲۰ سال عمر دارند. این عدد برای برخی از تجهیزات کلیدی در جنوب غرب کشور حتی به ۳۰ تا ۴۰ سال نیز میرسد. دیوان محاسبات کشور در گزارش تفریغ بودجه ۱۴۰۱ نیز هشدار داده بود که «فرآیند استهلاک تأسیسات نفتی در حال پیشی گرفتن از نرخ بازسازی و نوسازی» است.
واکنش متخصصان نیز در همین مسیر بوده است. هدایتالله خادمی، مدیرعامل پیشین شرکت حفاری و از اعضای اسبق کمیسیون انرژی مجلس، اخیراً اعلام کرده است: «اگر روند فعلی ادامه یابد، صنعت نفت ایران در برخی میادین کلیدی با افت طبیعی ۸ تا ۱۲ درصدی در سال مواجه خواهد شد؛ این در حالی است که میانگین جهانی افت طبیعی حدود ۵ درصد است و با سرمایهگذاری مناسب به کمتر از ۳ درصد میرسد.»
به بیان دیگر، افت سرمایهگذاری نهتنها توسعه را کند کرده، بلکه تثبیت ظرفیت موجود را نیز با تردید مواجه ساخته است.
میادین پیر؛ کاهش فشار مخزن و افزایش هزینه نگهداشت
بخش بزرگی از تولید نفت ایران از میادین بالغ و پیر تأمین میشود؛ میادینی مانند اهواز، گچساران، مارون، بیبیحکیمه و شادگان که هر یک دهها سال از آغاز بهرهبرداری آنها گذشته است. طبق اعلام رسمی شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب، بیش از ۸۰ درصد نفت کشور از میادین پیر تأمین میشود.
در چنین میادینی، نبود سرمایهگذاری بهموقع باعث کاهش فشار مخزن، افت ضریب بازیافت و افزایش هزینه نگهداشت شده است. فشار طبیعی بسیاری از این مخازن به حدی کاهش یافته که استفاده از فناوریهای ازدیاد برداشت (EOR/IOR) ضروری است، اما به علت کمبود بودجه و محدودیت دسترسی به برخی تجهیزات، اجرای این طرحها محدود یا متوقف مانده است.
مدیران عالی شرکت ملی نفت در سالهای گذشته از جمله مرحوم بیژن عالیپور، مدیرعامل اسبق مناطق نفتخیز جنوب، تصریح کرده بودند اگر روند تعمیرات اساسی و جایگزینی تجهیزات با همین محدودیت ادامه یابد، هزینه تولید هر بشکه نفت در برخی میادین تا دو برابر افزایش مییابد و حفظ ظرفیت فعلی با چالش جدی مواجه میشود.
این هشدارها تنها به تجهیزات سطحالارضی محدود نمیشود. طبق دادههای منتشرشده از سوی شرکت نفت و گاز پارس، حدود ۴۰ درصد از چاههای فعال در بخش گازی و ۳۰ درصد در بخش نفتی نیازمند تعمیرات اساسی هستند؛ تعمیراتی که بخشی از آن به علت کمبود دکل، کمبود قطعه، و محدودیت تأمین مالی به تعویق افتاده است.
میادین مشترک؛ عقبماندگی در رقابت زمانی
در سالهای اخیر، موضوع میادین مشترک برای ایران اهمیتی راهبردی یافته است، زیرا هر مقدار تعلل در برداشت، به معنای فرصت بیشتر برای طرف مقابل است. وضعیت میادین مشترک ایران، چه در غرب کارون و چه در مناطق مرزی با عراق و حوزه مشترک آبی با قطر و عربستان، نشان میدهد که افت سرمایهگذاری اثر مستقیمی بر توان برداشت کشور گذاشته است.
۱. آزادگان شمالی و جنوبی
این میدان مشترک با عراق، یکی از مهمترین ظرفیتهای نفتی ایران است. بر اساس آمار وزارت نفت، عراق از میدان مجاور سطح تولیدی حدود ۴۵۰ هزار بشکه در روز دارد، در حالی که تولید ایران از آزادگان جنوبی و شمالی به شکل تلفیقی حدود ۲۳۰ هزار بشکه در روز برآورد میشود. کارشناسان معتقدند که بخشی از این اختلاف ناشی از عدم تزریق سرمایه کافی در سالهای گذشته و کندی توسعه بوده است.
محسن خجستهمهر، مدیرعامل پیشین شرکت ملی نفت، اسفند ۱۴۰۱ تأکید کرده بود که آزادگان «قابلیت افزایش تولید حداقل تا ۳۲۰ هزار بشکه» را دارد، اما تحقق این هدف مستلزم سرمایهگذاری چندین میلیارد دلاری و تکمیل فازهای باقیمانده توسعهای است.
۲. یادآوران
میدان مشترک یادآوران نیز اگرچه طی سالهای گذشته توسعه یافته، اما هنوز از تمام ظرفیت خود فاصله دارد. عراق در میدان مقابل (النهیبه) سطح برداشت بالاتری ثبت کرده و گزارشهای بینالمللی از جمله S&P Global در سال ۲۰۲۳ نشان میدهد که عراق سالانه چند صد میلیون دلار بیشتر از ایران در بخش تکمیل چاهها و احداث تأسیسات سطحالارضی سرمایهگذاری کرده است.
۳. یاران شمالی و جنوبی
در این میدان، توسعه ایران به علت کمبود نقدینگی و تأخیر در ساخت واحدهای فرآورش با وقفههای متعدد همراه بوده است. آمار رسمی شرکت مهندسی و توسعه نفت (متن) نشان میدهد که ضریب بازیافت میدان یاران نسبت به ظرفیت بالقوه آن پایینتر است و بخشی از چاهها نیازمند نگهداشت ویژه و نصب تجهیزات ازدیاد برداشت هستند.
۴. پارس جنوبی؛ میدانی که زمان به ضرر ایران است
اگرچه پارس جنوبی بهطور تاریخی یکی از موفقترین پروژههای صنعت نفت ایران بوده، اما اخیراً هشدارهای متعددی درباره افت فشار و فرسودگی تجهیزات مطرح شده است. طبق گفته مدیرعامل پیشین شرکت نفت و گاز پارس، «افت فشار برخی فازها به مرحلهای رسیده که بدون اجرای پروژههای فشارافزایی، کاهش تولید اجتنابناپذیر است». قطر از سوی دیگر، با سرمایهگذاری مستمر در میدان مشترک (North Field)، برنامه افزایش تولید LNG خود را با سرعت دنبال میکند.
۵. نفتشهر، دهلران–ابوغریب و اروند
در میادین مرزی با عراق، کارشناسان مرکز پژوهشهای مجلس اعلام کردهاند که «در نبود سرمایهگذاری کافی، ایران نهتنها از برداشت رقبا عقب افتاده، بلکه بخشی از تولید بالقوه خود را نیز به علت فرسودگی تأسیسات از دست داده است».
۶. میدان مشترک آرش
هرچند اختلافات حقوقی نیز بر برداشت از این میدان سایه انداخته، اما گزارشهای رسمی نشان میدهد نبود زیرساختهای آماده، دلیل تأخیر بیشتر ایران در برداشت بوده است. عربستان و کویت با برنامهریزی مشترک، سرمایهگذاری قابل توجهی برای توسعه این میدان انجام دادهاند.
تجهیزات فرسوده؛ نیاز فوری به نوسازی
فرسودگی تجهیزات سطحالارضی در بخشهای چرخه تولید نفت و گاز از جمله خطوط لوله، مخازن ذخیرهسازی، واحدهای نمکزدایی، توربینها و کمپرسورها، یکی از مهمترین چالشهای این صنعت است. در گزارش سال ۱۴۰۲ شرکت ملی گاز ایران آمده است که «بیش از ۳۰ درصد از ایستگاههای تقویت فشار گاز نیازمند بازسازی اساسی هستند». همچنین بخشی از خطوط لوله انتقال گاز سراسری بیش از ۴۰ سال عمر دارند.
در بخش نفت نیز وضعیت مشابهی مشاهده میشود. شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب در سال گذشته اعلام کرد که برای «اورهال، تعمیرات اساسی و جایگزینی تجهیزات سطحالارضی» حداقل ۵ میلیارد دلار سرمایهگذاری فوری نیاز است. با این حال، بودجه نگهداشت این شرکت در سال ۱۴۰۲ کمتر از نیمی از نیاز برآورد شده بود.
کارشناسان نیز هشدار دادهاند که فرسودگی تجهیزات نهتنها ظرفیت تولید را کاهش میدهد، بلکه خطر نشت، خاموشی واحدها و توقفهای طولانی را نیز افزایش میدهد. به گزارش مرکز پژوهشهای مجلس وقتی چرخه نگهداشت از برنامه عقب میماند، هزینه تعمیرات ضربهای بهمراتب بیشتر از تعمیرات دورهای میشود و در عمل، بار مالی آینده صنعت نفت را سنگینتر میکند.
نیاز به جهش سرمایهگذاری و بازطراحی مدلهای مالی
برای جبران عقبماندگی انباشته، هم وزارت نفت و هم نهادهای پژوهشی بر ضرورت افزایش سرمایهگذاری تأکید دارند. بر اساس جمعبندی گزارشهای رسمی، صنعت نفت ایران برای «حفظ» ظرفیت موجود به حدود ۱۵ میلیارد دلار سرمایه در سال نیاز دارد و برای «افزایش» ظرفیت تولید در میادین پیر و مشترک، این رقم باید به بیش از ۲۵ میلیارد دلار برسد.
دولت در سالهای اخیر تلاش کرده با استفاده از ابزارهایی مانند صندوق پروژه، اوراق سلف نفتی، قراردادهای مشارکت (IPC)، و جذب سرمایهگذاری داخلی، بخشی از این کمبود را جبران کند. با این حال سرعت پیشرفت، طبق ارزیابی کارشناسان، متناسب با نیاز صنعت نبوده است. اخیراً نیز موضوع مالیاتهای سنگین بر شرکت نفت سایه انداخته و سازمان امور مالیاتی موضوع بدهی ۷۰۰ همتی مالیاتی را مطرح کرده است. این رقم اگرچه به عنوان مالیات و تأمین هزینه جاری کار دولت را راه میاندازد اما شرکت نفت را از پرداخت هزینه توسعهای محروم میکند و عملاً دیگر بودجهای برای توسعه صنعت نفت و تولید برای سالهای آتی وجود نخواهد داشت.
بررسی وضعیت میادین نفتی و گازی ایران نشان میدهد که افت سرمایهگذاری طی سالهای اخیر نهتنها توسعه را کند کرده، بلکه توان حفظ ظرفیت فعلی را نیز تحتتأثیر قرار داده است. فرسودگی تجهیزات در میادین پیر، افت طبیعی فشار مخازن، عقبماندگی در رقابت برداشت از میادین مشترک، و نیاز فزاینده به نوسازی تأسیسات، چالشهایی هستند که مجموعه صنعت نفت با آن مواجه است.
کارشناسان معتقدند که راهحل این مشکلات در افزایش سرمایهگذاری، اجرای پروژههای ازدیاد برداشت، بازطراحی مدلهای قراردادی، و تسریع تعمیرات اساسی تأسیسات نهفته است. در غیر این صورت، شکاف ظرفیت تولید با نیازهای کشور و روند برداشت رقبا در میادین مشترک گستردهتر خواهد شد.
هیچ دیدگاهی درج نشده - اولین نفر باشید