به گزارش زیست آنلاین،محمد جهرمی،کارشناس و فعال اقتصادی حوزه نفت و گاز، در وبیناری با موضوع "چشم‌انداز نفت و گاز ایران" که از سوی باشگاه صاحب‌نظران انرژی ایرانیان در روز دوشنبه، ۸ آذر برگزار شد گفت: در صورت اجرایی شدن مفاد توافقنامه 2015 پاریس، بازار نفت کوچک شده و تقاضا پایین آمده و رقابت تولید کنندگان نفت خام شدید خواهد شد. امری که از سال 1405 به بعد برای حفظ زیست و سیاره زمین باید رخ دهد. در این صورت تنها کشورهایی که قابلیت تولید نفت ارزانتر ( البته با روش های کم نشر استخراج نفت) را دارند می توانند به عنوان صادرکننده نفت در بازار باقی بمانند منجمله کشورهای نفتخیز خاورمیانه.

به این ترتیب آیا ایران فرصت خواهد داشت که از ذخایر شناخته شده و ذخیره ثابت شده نفت خام خود استفاده و آن را برای ایجاد فرصت های اشتغال، ایجاد درامد ارزی و رشد اقتصادی استفاده کند، طبعا این فرصت در صورتی فراهم می شود که ایران رسما -  به پیمان مقابله با تغییر اقلیم 2015 پاریس  ملحق شود. برای مقابله با  تغییرات اقلیمی، گرمایش زمین باید کنترل و متوقف شود، در این راستا نشر کربن فسیل سوزی و به طبع آن مصرف سوخت های فسیلی از جمله نفت در جهان باید کاهش یابد، وضعیت بازار جهانی نفت را دستخوش تغییرات بسیار جدی خواهد کرد. ایران باید به چشم انداز حضور خود در صورت نپیوستن به پیمان پاریس بیشتر بیاندیشد.

در گزارش پیش رو که متن پیاده شده از سخنرانی مهندس جهرمی است، وی ضمن بررسی تاریخ نفت ایران، به بررسی چشم‌انداز نفت و گاز و جایگاه ایران در بازار جهانی نفت پرداخته است.

لازم به ذکر است به گفته سخنران مبنای اطلاعات،آمار و ارقام، گزارش ها و مستندات شرکت ملی نفت ایران است که در گزارش های مراجع بین المللی انرژی مانند سازمان کشورهای صادر کننده نفت ( اوپک)، بریتیش پترولیوم ( BP ) و نیز آژانس بین المللی انرژی ( IEA ) آمریکا بازتاب یافته اند، وی به عنوان کارشناس و فعال اقتصادی بخش خصوصی و متخصص و توسعه گر بخش بالادست نفت و گاز، با هدف یافتن فرصت ها برای ایجاد کسب و کار، اشتغال و توسعه پاینده صنعت و رشد اقنصادی به موضوع می نگرد.

60 درصد از میادین قابل تولید نفت و گاز ما دست نخورده است.  

در سال ۱۹۷۹ ظرفیت تولید نفت شرکت ملی نفت ایران ۶ میلیون بشکه در روز، معادل ۲ میلیارد بشکه در سال بود. از این حجم بیش از ۵ میلیون بشکه در روز صادر می‌شد. در آن زمان سهم ایران از بازار جهانی نفت تا حدود ۱۰ درصد افزایش پیدا کرد. البته پیش از سال ۵۷ بیش از ۹۰ درصد از تولید نفت ایران را OSCO  "شرکت خدمات نفت"  که کنسرسیوم شرکت ملی نفت ایران با 7 شرکت نفتی بزرگ جهان بود از مناطق نفتخیز جنوب تولید میکرد. باقی از میادین نفتی خلیج  فارس تولید و صادر می شد، توسط 5 کنسرسیوم کوچک که بعد از 1357 در قالب شرکت فلات قاره نفت ایران فعالیت را ادامه دادند.

 نقشه نفت و گاز ایران



در حال حاضر ۲۵۰ میدان و مخزن شناخته شده و قابل تولید نفت و گاز در ایران وجود دارد، از آنها کمتر از ۱۰۰ مورد توسعه یافته مورد بهره برداری قرار گرفته ( میادین قهوه ایی )، باقی که میادین سبز اطلاق می شوند شامل میادین و  مخازنی هستند که کار اکتشاف انها با موفقیت صورت گرفته وجود نفت و گاز و کم و کیف انها در مخزن لایه های عمیق زمین  ارزیابی و اقتصادی بودن تولید ذخایر هیدروکربنی ثابت شده، و باید وارد مرحله سرمایه گذاری توسعه و بهره برداری می شدند. بر این اساس از نظر تعداد هنوز 60 درصد از مخازن  نفت و گاز ما هنوز مورد بهره برداری قرار نگرفته است. ضمن آنکه مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران اخیرا و اوایل ماه  آذر 1400 صحبت از وجود  ۴۰۰ میدان نفت و گاز کرده است.

تولید نفت خام ایران بعد از  سال ۱۳۴۴ افزایش سریع پیدا کرد و در سال ۱۳۵۳ به ۶ میلیون بشکه نفت در روز رسید. که تا سال 13۵۷ ادامه یافت که بعد از سقف تولید نتوانست بالاتر برود. حجم زیر ساخت ها در مناطق نفتخیز جنوب برای تولید 9 میلیون بشکه در روز بود که این امکان را داده که علیرغم تهاجم گسترده عراق صنعت ایران هیچگاه از پای نیفتد و علیرغم عدم بکارگیری  فناوری و عدم اجرای مستمر فعالیت های توسعه ایی، تولید نفت ایران برای 43 سال گشته ادامه یابد در هرحال سقف تولید نفت ایران به زیر ۴ میلیون بشکه در روز کاهش یافته. تنها در یک بازه کوتاه در دهه 70 که تولید به مرز حدود  4،150،000بشکه رسید که سهم مناطق نفتخیز جنوب بیش از  3 میلیون بشکه در روز بوده است.
                                                                          
ایران با حدود ۱۵۸ میلیارد بشکه رده چهارم نفت را در جهان دارد. همچنین مخازن گازی ایران ۱۱۸۰ میلیارد فوت مکعب برآورد شده است.


 ارزش 15 هزار میلیارد دلاری ذخایر نفت و گاز کشور

در حال حاضر طبق آمار شرکت ملی نفت ایران و ترازنامه فوق، ایران در دریا و خشکی ۱۶۰ میلیارد بشکه نفت (۲۶ حدود میلیارد متر مکعب) و ۳۳ تریلیون متر مکعب (۱۱۸۰ میلیارد فوت مکعب) گاز، ذخایر شناخته هیدروکربنی دارد. که در مجموع معادل 350 میلیارد بشکه نفت خام می باشد که اگر استخراج و به روی زمین آورده شود به عنوان  منبع انرژی بسیار ارزشمند و فعلا مشتری دارد، با توجه به تعداد چاه ها و تاسیسات نفت و گاز میادین توسعه یافته، جمع ظرفیت معادل تولید نفت و گاز ایران روزانه حدود  10 میلیون بشکه نفت خام است که به علت محدودیت ها گویا از حدود ۶ تا ۷ میلیون بشکه آن استفاده می شود، با این ظرفیت تولید، عمر ذخایر سوخت های فسیلی ایران خیلی بیشتر از 100 سال است. ضمن انکه در میادین گاز حدود 20 میلیارد بشکه میعانات گازی نهفته است.

اگر قیمت هر مترمکعب گاز ۲۰ سنت در نظر گرفته شود ارزش ۳۳ تریلیون مترمکعب گاز حدود ۶۶۰۰ میلیارد دلار، با فرض 50 دلار برای هر بشکه نفت خام، ارزش ۱۶۰ میلیارد بشکه نفت حدود  8 هزار میلیارد دلار بوده، براوردهای تخمینی این  ایده را می دهد که ذخایر هیدروکربنی ایران حدود  ۱۵ هزار میلیارد دلار می ارزد، البته به شرطی که برروی زمین آورده شود، برای آنها مشتری باشد و سرمایه و هزینه استخراج باشد و پرداخت شود و از همه مهمتر اینکه ارزش ذخایر به عنوان سوخت و منبع  انرژی از دست نرفته باشد. بازهم باید تاکید شود تا زمانی که این ذخایر غنی روی زمین نباشند ارزشی نخواهند داشت. من بحث را بر امکان و فرصت استفاده از ذخایر نفت خام گذاشته و محدود می کنم، به گاز جداگانه باید پرداخت شود

چشم انداز 1410 تا 1430

سوال اینجا است که تا سال ۱۴۱۰ و شاید سال ۱۴۳۰ ( 2050 میلادی ) چه مقدار از این ۸ هزار میلیارد دلار نفتی زیر زمین می‌تواند برای ما  تبدیل به درآمد ارزی و دارایی شود و کسب و کار و اشتغال  ایجاد کند؟

 صنایع نفت  و گاز در  سه بخش بالادست، میان‌دست و پایین‌دست تعریف شده است. بحث من در بخش بالادست است که فعلا در اختیار NIOC شرکت ملی نفت ایران  است. فعالیت‌هایی که در بخش بالادستی نفت انجام می‌شود سرمایه‌گذاری تامین منابع مالی برای طرح ها، اکتشاف، حفاری اکتشافی، حفاری چاه ها ساخت تاسیسات بهره برداری و توسعه میادین، عملیات استخراج و بهره برداری، فراوری و انتقال نفت خام به میان دست، به مقصد پالایشگاه های کشور و یا به بنادر و مراکز صادراتی، فروش نفت و  فعالیت در تجارت و بازار جهانی نفت کسب و حفظ سهم بازار است. تمام فعالیت های فوق می تواند فرصت فعالیت اقتصادی و اشتغال ایجاد کنند

تنها 11 درصد ذخایر را استفاده کردیم

درآمد ایران از نفت خام تا سال ۱۴۰۰ با تولید ۸۶ میلیارد بشکه نفت حدود ۱۵۰۰ میلیارد دلار بوده، ۵۰ میلیارد بشکه نفت در ۴۳ سال گذشته برداشت شده است. از این مقدار  ۸۰۰ میلیارد دلار از درامد نفتی ایران  به ۸ سال دولت نهم و دهم در فاصله ۸۴ تا ۹۲ برمی‌گردد. با توجه به امار و ارقام گزارش تراز انرژی و با یک محاسبه ساده، از سال ۱۲۸۷ تا سال ۱۴۰۰، حدود  11 در صد ذخایر شناخته شده نفت کشور استفاده شده است.

ما، اپک و مصرف داخلی

در حال حاضر سهمیه ایران در  اوپک حدود  ۳.۸ میلیون بشکه در روز است مناطق نفت خیز جنوب هنوز بالاترین سهم تولیدحدود  ۳ میلیون بشکه و بیشتر را  دارد. مناطق نفت‌خیز، نزدیک به  ۱.۸ میلیون بشکه از نفت استخراجی روزانه خود را برای تامین خوراک به 7 پالایشگاه‌ بزرگ کشور می فرستد مشخصا و عمدتا از میادین نفتی بزرگ مارون و اهواز. تامین نفت خام برای مصارف داخلی می‌تواند برای سال‌های متمادی ادامه یابد به لحاظ حجم ذخایر نفت مسئله‌ خاصی پیش بینی نمی شود، ما به تفاوت حجم استخراج و خوراک پالایشگاه ها، صادر می شود.

جمع سرمایه گذاری های خارجی طی4 دهه  اخیر

سال ۱۳۵۷ شرکت‌های بین‌المللی از ایران رفتند، تا ۲۰ سال بعد از آن و در دوران دولت های هفتم و هشتم که حدود ۱۵ میلیارد دلار سرمایه گذاری خارجی وارد بخش بالادست ایران شد و در اکتشاف و توسعه میادین صرف و نتایج مطلوبی درپی داشت در بخش اکتشاف به  قراردادهای  بلوک‌های اناران، مهر، کاشان، دانان و........ می توان اشاره کرد که منعقد و اجرا و اکثرا به نتیجه رسیدند.

در بخش توسعه در دریا و آب های خلیج فارس و بخش گاز توتال و چند شرکت دیگر بین‌الملی ۸ فاز پارس جنوبی را توسعه دادند، ازخدمات و کالای شرکت‌های ایرانی نیز استفاده کردند سکو های حفاری چاه ها در خلیج فارس نصب، چاه های تولید گاز حفاری و خطوط لوله انتقال گاز به ساحل کشیده شدند، برای احداث پالایشگاه های گاز و مبادی صادراتی مجتمع های عسلویه و پارس در دهه 80 شکل گرفته و ساخته شدند.

شرکت‌های بین المللی ظرفیت تولید روزانه ۸ میلیارد فوت مکعب گاز و ۳۲۰ هزار بشکه میعانات گازی وارد چرخه تولید نفت و گاز ایران نمودند، با هزینه کمتر از ۱۰ میلیارد دلار که سرمایه آن را نیز خود تامین نمودند.

در  توسعه میادین خشکی و نفت، نمونه، شرکت انی ایتالیا میدان نفتی دارخوین در استان خوزستان را توسعه داد و به غیر از حفاری چاه‌ها و ساخت تاسیسات بهره‌برداری، همزمان تاسیسات تزریق گاز و حفظ فشار نفت در مخزن را نیز طراحی و احداث نمود. ظرف 3 سال ظرفیت روزانه تولید ۱۶5 هزار بشکه نفت خام ایجاد شد، بعد گذشت نزدیک به دو دهه، تولید نفت فاز ا دارخوین با حجم روزانه ۱۵۰هزار بشکه ادامه دارد (بخاطر بکارگیری فناوری های از جمله سیستم حفظ فشار مخزن و میزان تولید نفت). هزینه برای توسعه دارخوین حدود ۱ میلیارد دلار که انی ان را تحت قرارداد بای بک تامین کرد. تولید در 2003 آغاز، شرکت ملی نفت ایران اخرین قسط پول انی را پس از 15 سال در سال ۲۰۱۸ و از محل فروش نفت تولیدی دارخوین پرداخت کرد. با فرض۵۰ دلار بربشکه درآمد حاصل از فروش نفت میدان دارخوین حدودا سالی ۳ میلیارد دلار می شد، و درآمد تجمعی دارخوین یک میلیارد دلاری، تاکنون حدود۲۰ میلیارد دلار شده است. در براورد ارز حاصل از دارخوین نباید قیمت جهانی نفت خام را در فاصله  1384 تا 1392 فراموش کرد، بالای 100 دلار بر بشکه.

اولین همایش بین‌المللی زیست محیطی میادین نفت و گاز در سال 81

شرکت های بین المللی علاوه بر سرمایه گذاری و اجرای پروژه های اکتشاف وتوسعه میادین نفت و گاز، دانش و تکنولوژی و استاندارهای جدید را نیزآوردند، از مهمترین آنها ورود و جاری شدن استاندار ها و مقررات حفاظت محیط زیست و روش های عملیاتی پسماند صفر در میادین صنعت نفت و گاز ایران بود. در واقع این شرکت ها در هرجای جهان کار کنند خود را موظف به رعایت مقررات و استاندارها و بکار گیری تکنولوژی روز می دانند. طرح توسعه و مستندات طراحی مهندسی، عملیاتی و حقوقی فازهای 1 تا 9، برای اجرای فازهای بعدی پارس جنوبی، توسط شرکت های ایرانی بکار گرفته شدند.

در همین راستا در مهر سال ۱۳۸۱ با مشارکت شرکت پژوهش و گسترش جنوب (SRDC) و شرکت امریکایی سوآکو (SWACO) و با میزبانی شرکت ملی نفت ایران و شرکت پشتیبانی ساخت و کالای نفت تهران اولین همایش بین‌المللی زیست محیطی میادین نفت و گاز ایران برگزار شد. در پی آن استاندارها و مقررات توسط  شرکت نفت و واحد های تابعه و سازمان محیط زیست تدوبن و لازم الاجرا شدند، از اواخر دهه 80 شمسی راهبرد طرح و اجرای عملیات پروژه هاو فعالیت جاری مبتنی بر توسعه پاینده تعریف شده، گزندی بر محیط زیست نباید وارد شود، روش های عملیاتی باید بدون دورریز باشند، پسماند ها طبق استاندارد ها و ضوابط باید مدیریت شوند.

از سال ۲۰۰۲ و ۲۰۰۳ شرکت‌های بین‌المللی به تدریج مجبور به ترک ایران شدند و با آمدن دولت نهم در دهه 80 شمسی همه رفتند تا اوایل دهه ۹۰ شمسی و تبلیغات انتخاباتی سال ۱۳۹۲ که صحبت از تغییر راهبرد و تعامل با جهان شد. در آن زمان اقتصاددانان نوشتند که ایران با توجه به منابع غنی و موقعیت جغزافیایی استراژیک خود در خاور میانه، ظرفیت سرمایه گذاری و جذب سرمایه خارجی تا سالی ۲۰۰ میلیارد دلار را دارد، که این  می تواند هر سال برای یک میلیون فرصت اشتغال ایجاد و نرخ رشد اقتصادی را به ۸ درصد برساند.

و در صنعت نفت و گاز برای توسعه، ترمیم و بازسازی بخش های مختلف بالادست تا پایین دست، صحبت از نیاز و ظرفیت۴۰۰ میلیارد دلارسرمایه گذاری بود.، مشخصا در بخش بالادست: طرح های متعدد برای اکتشاف بلوک های نفتی و یافتن مخازن جدید و افزایش ذخایر  نفت و گاز، و در بخش توسعه میادین بالا بردن سقف تولید گاز به ۱۴۰۰ میلیون متر مکعب و نفت به ۵.۷ میلیون بشکه نفت در روز پیش بینی شده بود، برای رسیدن به این اهداف حدود 100 میلیارد دلار نیاز به تامین مالی، حجم سرمایه گذاری وپروژه تعریف شده بود.

 نفت ایران بدون مشتری خواهد ماند؟

در اوایل دهه ۹۰ شاهد استقبال زیاد سرمایه‌گذاران خارجی و سفر و حضور سیل‌آسای کارشناسان و مدیران صدها شرکت بین‌المللی به تهران بودیم بسیاری را متحیر کرده بود. در این راستا اویل میجرها و شرکت‌های نفتی دولتی، شرکت‌های خدمات صنایع نفت، شرکت‌های سرمایه‌گذار و بانک‌های بین‌المللی وارد ایران شدند.

بحث ها در گرفت، به نظر می رسید درلزوم اجرای طرحهای جدید و توسعه صنعت نفت و گاز و نیاز شدید به  منابع مالی و فناوری، جدلی  نیست، مباحث عمدتا حول فرمت قراردادهای نفتی با شرکت های بین المللی بود، اما بالاخره نظراتی که تعیین کننده تر بودند نهایی شدند، قراردادهای خارجی (به ویژه نفتی) در تعارض با منافع ملی است. بحث و جدل  قرارداد های نفتی چندین سال طول کشید که طی آن شرکت های بین المللی بار دیگر شروع به ترک ایران کردند در سال 1396 مباحث سرمایه گذاری خارجی در ایران پایان یافته بود، به نظر من آخرین فرصت تاریخی برای صنعت نفت ایران، برگشت اعتبار و گسترش حضور در بازار جهانی نفت و گاز از دست رفت.

تا چند سال پیش اگر تقاضا و مشتری نفت خام وجود داشت، همراه آن سرمایه و فناوری می‌آمد. حالا جدا از این که ایران از بازار جهانی نفت بیرون افتاده و بسیاری از فرصت های استفاده از ذخایر غنی نفتی از بین رفته شرکت‌های نفتی جهان و کشورهای نفت‌خیز وقوع معضلات کاهش تقاضای نفت، مازاد عرضه، کوچک شدن بازار و تشدید رقابت و نبودن مشتری را پیش بینی می کنند، برای مقابله با تغییرات اقلیمی سیاره زمین، نفت و دیگر سوخت‌های فسیلی از پروفایل انرژی جهانی باید خارج شوند.

آینده مبهم بازار انرژی های فسیلی

برای حفظ دمای سیاره زمین زیر 2 درجه سانتیگرد، تا نشر کربن انسانساز به جو زمین باید تا سال 2030 تا  ۵۰ درصد کاهش یابد، نشرکربن ناشی از سوزاندن سوخت‌های فسیلی برای تولید برق و انرژی گرمایی عامل اصلی گرمایش زمین است، به باور جهان مصرف ذغالسنگ و نفت باید کاهش یابد، جزو اهداف راهبردی پیمان 2015 پاریس برای مقابله با تغییرات اقلیمی است حال این که تحقق یابد یا نه بحث دیگری است ولی انجام آن برای حفظ سیاره زمین ضروری است تا جهان بتواند در سال 2050 ( 1430 ) به تراز صفر نشر کربن برسد.

تحقق 50 درصد کاهش نشر کربن به معنای این می تواند باشد، مصرف و تقاضای جهانی نفت که در حال حاضر ( ۲۰۲۱ ) نزدیک به ۱۰۰ میلیون بشکه در روز است ، در سال ۲۰۳۰ به۵۰ میلیون بشکه خواهد رسید. سهم ایران در جهان فعلا  ۳.8  میلیون بشکه است. اگر کاهش تقاضای پنجاه درصدی نفت رخ دهد، آیا نمی تواند به معنای آن باشد که در سال۲۰۳۰ تولید نفت ایران به زیر۲ میلیون بشکه در روز محدود می شود که آنهم عمدتا صرف تامین مصرف داخلی خواهد شد؟ با معضل در پیشرو که ده سال و شاید 5 سال دیگر ممکن است رخ دهد آیا می توان هیچ امیدی داشت به استفاده بیشتر از ذخایر غنی و رده چهارمی جهان برای تامین منابع ارزی و توسعه کشور ؟!

باور من آن است که به نظر می‌رسد که با ادامه شرایط فعلی، ایران فرصت های بیشتری از دست خواهد داد، مگر این که روش‌های بهینه‌سازی انرژی اعمال شود و در چارچوب اهداف بلند پروازانه برای کاهش نشر کربن طبق پیمان پاریس، شرایط لازم برای ادامه حضور موثر در بازار نفت کوچک شده جهان داشته باشد.

با ادامه روند فعلی تولید نفت ایران! چه برای مصرف داخلی و چه صادرات، حجم برداشت از ذخایر  نفت خام 1  میلیارد بشکه در سال خواهد بود. بنابراین عمر ذخایر نفت خام ایران حتی تا قرن 23 هم  می تواند دوام آورد. با یک فرض انتزاعی تولید ۲ میلیارد بشکه در سال ( 6میلیون بشکه در روز) ایران تا قرن 22  نفت نخواهد داشت؟! و باز اگر همین روند تولید ۱ میلیارد بشکه در سال بتواند ادامه پیدا کند، تا سال ۲۰۵۰ جمعا ۳۰ میلیارد بشکه نفت برداشت خواهد شد. در این صورت ضریب کلی برداشت ذخایر نفت خام  از 11 درصد  به ۱۵ درصد می‌رسد؛ یعنی ۸۵ درصد ذخایر کل نفت در جا و یا ۱۳۰ میلیارد بشکه نفت قابل برداشت برای نسل‌های آینده باقی می‌ماند که به عنوان منبع انرژی و پیشرانه اقتصادی کشور، اما آیا بدردشان خواهد خورد؟

روند ۴۰ سال گذشته

همانطور که پیشتر اشاره شد سقف تولید خام ایران پیش از سال 1357 روزی 6 میلیون بشکه  بود و به خاطر زیرساخت های قوی تولید نفت خام ایران در 43 سال گذشته ادامه یافته، عملیات اجرایی که توسط وزارت نفت انجام گرفته برای جلوگیری از کاهش تولید بوده، البته بدون رعایت اصول استخراج صیانتی مانند حفاری چاه های بیشتر ولی کم عمر و بکارگیری روش های غیر موثر برای برداشت بیشتر. اگر سیستم و روندکار پیش از سال 1357 تخریب و متقف نمی شد سقف تولید نفت خام کشور به بیش از ۹ میلیون بشکه نفت در روز قابل افزایش بود ( مانند روسیه 10 میلیون بشکه درروز و آرامکو 12 میلیون بشکه در روز )، با تولید سالانه ۳ میلیارد بشکه،  جمع برداشت مخازن نفت در 40 سال گذشته به جای 50  به ۱۲۰ میلیارد بشکه می‌رسید. یعنی از ذخایر ۷۰ میلیارد بیشتر برداشت شده بود با ارزش ۳۵۰۰ میلیارد دلار که بیش از 3 برابر صندوق ذخیره ارزی و دارایی ملی  کشور نروژه که ظرفیت استخراج نفت گران تولیدش از دریای شمال  2 میلیون بشکه در روز است.

در حال حاضر ذخایر روسیه از ایران کمتر است ولی تولید آن ۱۰ میلیون بشکه نفت در روز است. آرامکو عربستان ۱۲ میلیون بشکه در روز تولید، درآمد آرامکو در سال های اخیر حدود 400  میلیارد دلار بوده است. بنابراین تولید ۹ میلیون بشکه در روز برای ایران خیالی و انتزاعی نیست، ولی دیگر زمان گذشته است.

در سال 1396 در کمیسیون انرژی اتاق بازرگانی درمورد از دست رفتن فرصت‌ها و بویژه شانس حضور بخش خصوصی در طرح‌های بالادستی سخنرانی داشتم. در آنجا گفتم که اگر تا سال ۲۰۵۰ از آن ۸ تریلیون دلار اسمی ذخایر غنی نفت زیر زمین بتوان۱۰۰۰ میلیارد دلار درامد و دارایی ساخت، خیلی خوب خواهد بود، در 4 سال گذشته تحول و اتفاق خاصی رخ نداده، با گذشت زمان امید ها بیش‌تر رنگ خواهند باخت، می توان گفت پتانسیل سرمایه گذاری خارجی در اکتشاف نفت کاملا رنگ باخته است. برای بخش گاز امید هنوز وجود دارد.

چشم‌انداز توسعه میادین سبز و قهوه‌ای در ابهام

در خلال ده سال گذشته در جهان، روند سرمایه گذاری در اکتشاف نفت کاهشی بوده در حالیکه برای تولید برق و انرژی پاک با شتاب در حال افزایش بوده، هر دو روند ادامه دارد. و با توجه به چشم انداز و احتمال جدی کم شدن تقاضای نفت ورود سرمایه به  طرح های اکتشاف نفت کمتر خواهد شد چون دوران برگشت سرمایه به نسبت طولانی است، در صورت یافتن ذخایر اقتصادی نفت، توصیف و توسعه میدان نیز زمان نیاز دارد دوران برگشت سرمایه ممکن است به ۱۰ سال هم بکشد  با دوراه زمانی رسیدن جهان به 50 درصد کاهش نشر کربن تلاقی کند، در ایران عقد قرارداد برای اجرای طرح های سرمایه گذاری اکتشاف واستخراج نفت زمان بر و ریسک جداگانه خود را دارد. البته عملیات اکتشافی برای یافتن ذخایر گازی جدید می تواند توجیه پذیر باشد، عملیات اکتشافی با اهداف غیرتجاری، مثلا گرداوری اطلاعات بیشتر از چینه سازی و تشکیلات زمین شناسی باشد امر دیگری است.

اما در چشم‌انداز نفت ایران می توان به توسعه برداشت از ذخایر نفتی میادین سبز و قهوه‌ای در جهت افزایش تولید هنوز اندیشید، تخصیص منابع مستلزم ارزیابی دقیق ریسک فروش نفت و برگشت است، سرمایه گذار خارجی در ایران ریسک های دیگری را نیز در نظر خواهد گرفت. در هرحال تمرکز روی میادین قهوه ای و نیز سبز نسبت به اکتشاف گزند کمتری به محیط زیست می زند.
 
مانند هر فعالیت اقتصادی انسان در پروژه ها و عملیات بالادستی نفت نیز گزندهای بسیاری به محیط زیست وارد می‌شود. برای اکتشاف و حفاری چاه ها و ساخت تاسیسات جدید، زمین و منابع تخریب تا جاده و سایت ساخته شوند و نیزانواع پسماندها تولید می شوند. اکتشاف نفت و توسعه میدان هر کدام گزند های خود را بر محیط زیست دارند در میادین نفتی قهوه ایی و سبز موجود هزینه های محیط زیستی کمتر است. همانطور که بیان شد ایران ذخایر شناخته شده و قابل برداشت نفت را زیاد دارد عمده آنها بی استفاده و تا  ابد در زیر زمین بی استفاده باقی خواهند ماند با این ترتیب چه دلیلی دارد فعالیت های بالادستی به نواحی جدید و اغلب بکر گسترش یابد. مثلا ورود به به  میادین مرزی غرب کارون با این توجیه که مخازن نفتی مشترک است گزند های بسیار شدید بر زیست بوم های منطقه داشته از جمله به اکوسیستم آبهای هورالهویزه و هور العظیم اسیب های غیرقابل جبران و غیر قابل برگشت وارد کرده است، در عمل حدود ۱۱ میلیارد دلار برای تخریب محیط زیست خرج شده است . وقتی که به دلیل تغییرات اقلیمی، ذخایر غنی نفت دیگر برای شرکت‌ها و بازار نفت اهمیتی ندارد چرا باید سراغ میادین و مخازن توسعه نیافته، کم بازده و دارای هزینه بالای تولید و دارای پیامدها و گزند های غیر قابل بازگشت محیط زیستی رفت.

فرصت های کار در بالادست نفت ایران

در ایران ناوگانی متشکل از ۱4۰ دکل حفاری وجود دارد که نیمی از آن‌ها در حال حاضر بیکار و به تبع آن فعالیت و کسب و کار دیگر فعالان بخش بالادستی نفت ایران شامل تامین‌کنندگان کالا و خدمات و سازندگان، مهندسین مشاور و پیمانکاران ذیربط در رکود است. اصولا در بالادست صنعت نفت، تعداد دکل های حفاری شاخص حجم و رونق فعالیت های جاری می باشد. امید است از این منابع برای اجرای پروژه‌های فرونشانی کربن (Carbon Sequestration)  و کاهش نشر کربن در صنایع و نیروگاه که رد کربن بالای دارند استفاده کنیم. گرفتن گازکربنیک در محل تولید آن ( از نیروگاه ها و صنایع فسیل سوز )، جداسازی انتقال و تزریق به چاه ها و انبارش گاز کربنیک در لایه های از زمین، جایی که گاز امکان نفوذ به دیگر لایه های دیگر اعماق زمین و یا فرار و برگشتن به سطح زمین را نداشته باشند. اصول مهندسی و عملیاتی طرح های انبارش کربن با پروژه های تزریق گاز که در ایران نیز بدفعات اجرا شده مشابه است و منابع مورد نیاز مشترک است. 
   
فرونشانی کربن ( Carbon Sequestration از راهکارهای اساسی جلوگیری از نشر کربن انسان ساخت به جو زمین است که در پیمان 2015 پاریس یه عنوان یکی از راهکاری اصلی برای مقابله با تغییرات اقلیمی آمده است، گرفتن و انبارش کربن در زیر زمین که در بالا ابه ان اشاره شد خود  یکی از روش های فرونشانی کربن است    , CCS /Carbon Catch & Storage

پرسش و پاسخ

سخنران در پاسخ به سوال یکی از شرکت‌کنندگان مبنی بر چشم‌انداز وضعیت ایران در بازار نفت، گفت: اگر پیمان پاریس اجرایی و تقاضای نفت کم شود، رقابت در بازار جهانی شدید خواهد شد. آن زمان تنها کشورهای خاورمیانه که قابلیت تولید و عرضه نفت ارزان را دارند در بازار می‌مانند،که طبعا منوط به تعامل مشارکت با جهان می باشد.

وی در پاسخ به این سوال که آینده پروژه‌های فرونشانی کربن به کجا خواهد رسید، گفت: مکانیسم مالی برای اجرای پروژه‌های فرونشانی کربن یا CCS به قیمت‌گذاری کربن برمی‌گردد و اینکه قیمت حامل های انرژی باید واقعی و مبتنی بر بازار باشد، موضوع مشابه با پسماند های جامد و مایع است که دورریزی آنها هزینه دارد. هر واحدی که کربن فسیلسوزی یا فرایندی نشر می کند باید به ازای مقدار کربن هزینه دهد، هزینه نشر در دنیا میانگین 50 دلار بر تن معادل کربن است، یک نیروگاه فسیلسوز 1000 مگاوات ممکن است مجبور باشد سالانه تا 200 میلیون دلار  هزینه نشر کربن پرداخت کند که این منبع اصلی تامین هزینه پروژه های فرونشانی کربن است.

در تکمیل توضیحات فوق مهندس جهرمی افزود: بسیاری از شرکت های نفتی جهان وکشورهای نفتخیز، ازحدود 10 سال پیش به پروژه های"گرفتن و انبارش کربنCCS  "و نیز دیگر روشهای (Carbon Sequestration )، فرونشانی کربن، ورود کرده اند، نیز سرمایه گذاران ریسک پذیر ها این پروژه ها را تامین مالی می کنند، در منطقه می توان به کشورهای امارات متحده عربی و عربستان سعودی اشاره کرد، یک هدف مهم آنها طبعا حفظ سهم و بقای حضور در بازار نفت است که در چندسال آینده به شدت رقابتی و متلاطم و حذفی خواهد شد                                                                             

در ایران تا زمانی که یارانه انرژی به شکل فعلی وجود دارد، در باره مالیات و جریمه و یا تشویقی /کردیت کربن چندان نمی توان صحبت کرد. کاربران انرژی فسیلی باید هزینه نشر کربن را پرداخت کنند با الحاق ایران به موافقت نامه 2015 پاریس هزینه نشر کربن باید نرخ گذاری، بازار و سیستم تجارت کربن ایجاد شود. می توان گفت بهینه سازی تولید و مصرف انرژی ( برق، گاز و نیز سوخت خودرو ها ) و همچنین کاهش نشر کربن (با بکار گیری روش های فرونشانی کربن  ) راهکارهای اساسی در راستای حفظ حضور در بازار  نفت خام و سهم ظرفیت صادراتی می باشد، به عبارت دیگر می توان گفت با الحاق به موافقت نامه مقابله با تغییر اقلیم، امکان استفاده بیشتر از ذخایر غنی نفت و نیز گاز  ایران فراهم خواهد شد، که برای کشور و به تبع آن بخش خصوصی، ایجاد  فرصت های بیشتر برای گسترش  فعالیت ها و رشد  اقتصادی و اشتغال را در پی خواهد داشت .