خانه بلاگ صفحه 49

چشم انداز درآمدهای نفتی ایران تا سال 2020

توسط
دستاورد صنعت
-
0

وزارت نفت در تلاش است تا با جذب سرمایه گذاران خارجی و شرکت های بین المللی نفتی، تولید نفت و گاز را افزایش دهد. برای رسیدن به این هدف، وزارت نفت قراردادهای نفتی جدید را طراحی و تنظیم کرده و هم اکنون مشغول مذاکره با سرمایه گذاران داخلی و خارجی برای توسعه میدان های نفتی است.

همزمان نیز سازمان ها و نهادی بین المللی در حال گمانه زدنی در باره وضعیت تولید نفت و گاز و درآمدهای آن در سال های آینده هستند. بانک جهانی تحلیلی با عنوان “رصد اقتصادی ایران” منتشر کده که در آن در باره تحولات و سیاست های اقتصادی از جمله نفت و گاز را بررسی کرده است. بخشی از این تحلیل اخیرا از سوی مرکز پژوهشهای مجلس در قالب گزارشی منتشر شده است.

در این گزارش چشم انداز درآمدهای نفتی رو به رشد و پتانسیل صادرات گاز پرداخته شده است با تاکید بر این بخش که سرعت سرمایه گذاری و روند توسعه میدان های نفت و گاز و قیمت جهانی نفت می تواند به افزایش و حتی کاهش درآمدها منجر شود.

در این گزارش تاکید شده که ایران یکی از متنوع ترین اقتصادها را در میان تولید کنندگان اوپک دارد اما اقتصاد آن بسیار وابسته به نفت و گاز است.

بر اساس محاسبات انجام شده در محتمل ترین حالت درآمدهای نفتی حاصل از صادرات نفت از حدود 44 میلیارد دلار در سال 2014 به 63 میلیارد دلار در سال 2020 افزایش می یابد. بر اساس پیش بینی ها درآمدهای حاصل از گاز از 2.8 میلیارد دلار در سال 2014 به 9.4 میلیارد دلار در سال 2020 افزایش می یابد.

 

چشم انداز چهار ساله

میزان ذخایر اثبات شده نفت خام ایران، 158 میلیارد بشکه برآورد شده است که نشان می دهد این کشور چهارمین دخایر نفت دنیا و سومین دارنده ذخایر نفت خام در سازمان کشورهای صادر کننده نفت (اوپک) است. بیش از 70 درصد از ذخایر نفت خام کشور در خشکی (مناطق ساحلی) قرار دارند.

بزرگترین میادن نفت ایران، میادین واقع در مناطق ساحلی (خشکی)، اهواز – آسماری، مارون و گچساران هستند که همه آنها در استان خوزستان قرار دارند. میدان ابوذر در خلیج فارس با ظرفیت تولید 175 هزار بشکه در روز بزرگترین میدان فراساحلی (دریایی) ایران است. همچنین ایران دارای برخی ذخایر اثبات شده فراحاساحلی نفتی در دریای خزر اس تکه البته اکتشاف و توسعه این ذخایر به دلیل مناقشات ارضی با همسایگان خود یعنی آذربایجان و ترکمنستان، متوقف مانده است.

ظرفیت تولید نفت ایران تا سال 1965 به تدریج به دو میلیون بشکه در روز رسید اما پس از آن و در یک دوره ده ساله (1965 تا 1973) به حدود شش میلیون بشکه در روز افزایش یافت.

پایداری و بهینه بودن این گسترش سریع تولید در اواخر دهه 1970 بحث انگیز بود. با این حال، بعد از پیروزی انقلاب اسلامی و شروع جنگ تحمیلی با عراق، سطح تولید تقریبا به 1.5 میلیون بشکه در روز سقوط کرد. متعاقبا تولید نفت در اواخر دهه 1980 به تدریج به 2.5 میلیون بشکه در روز رسید و ظرفیت تولید با سرمایه گذاری قابل توجه در امر نوسازی، در سال 2007 به حدود 4.2 میلیون بشکه در روز افزایش یافت. این سطح از تولید تا سال 2011 حفظ شده بود اما پس از آن تولید نفت به طور چشمگیری از حدود 3.7 میلیون بشکه در روز در سال 2011 به 2.7 میلیون بشکه در روز در سال 2012 و 2.5 میلیون بشکه در روز و در سال 2013 کاهش یافت. در سال 2014 تولید نفت خام حددود 100 هزار بشکه در روز افزایش یافت و تقریبا به 2.6 میلیون بشکه در روز رسید در حالی که تولید کل نفت (نفت و میعانات گازی) 3.05 میلیون بشکه در روز بود.

برای توسعه صادرات نفت چالش هایی از جمله امکان عرضه به بازار در کوتاه مدت و پایداری آن در بلند مدت وجود دارد. پیش از تحریم ها ایران نفت خود را به چین، هند، ژاپن، کره جنوبی، اتحادیه اروپا، ترکیه، افریقای جنوبی و امارات متحده عربی صادر می کرد. پس از تحریم ها برخی خریداران مانند کشورهای عضو اتحادیه اروپا واردات نفت از ایران را متوقف و سایر کشورها از میزان واردات خود کاستند. انتظار می رود که ایران بتواند این بازار از دست رفته را به میزان حداق بیش از 300 هزار بشکه در روز تا اواسط  2016  و نیز بیش از 600 هزار بشکه در روز تا اواسط 2017 باز پس گیرد. خریداران بالقه ایران، کشورهای کره جنووبی، هند، چین، ترکیه و برخی کشورهای اروپایی شامل یونان، اسپانیا و ایتالیا هستند.

ثبات صادرات نفت بعد از سال 2017 به اقدامات بیشتر از سوی ایران و نیز به ویژه به توانایی کشور بستگی خواهد داشت که بتواند:

  • از کاهش در بهره وری میادین قدیمی نفت جلوگیری کند
  • برخی از مخازن بسته خود را دوباره راه اندازی کند
  • در توسعه میادین نفتی جدید سرمایه گذاری کند

پیش بینی می شود که بین سالهای 2016 تا 2020 افزایش بالقوه ای در تولید نفت (نفت و میعانات گازی) شامل افزایش 300 هزار بشکه در سال 2016 و 600 هزار بشکه در روز در سال 2017 به وجود آید. بنابر این انتظار می رود که در سال 2017 ایران تولید نفت 4.2 میلیون بشکه در روز خود را در زمان قبل از تحریم ها، یعنی زمانی که ظرفیت تولید نفت شامل 3.5 میلیون بشکه نفت و 0.7 میلیون بشکه میعانات گازی بود، دوباره به دست آورد. اگر چه ممکن است ظرفی تولید 4.2 میلیون بشکه در روز تا پایان 2017 محقق شود اما چهار تحول مهم وجود دارد که می تواند ظرفیت تولید در طول سال های 2018 تا 2020 را تحت تاثیر قرار دهد.

شرکت ملی نفت ایران در نظر دارد که میادین جدیدی را در منطقه غرب کارون توسعه دهد. این میادین شامل برخی میادین بزرگ مانند آزادگان، یاران، یادآوران و دارخوین و نیز بعضی از میادین کوچکتر مانند جفیر، بند کرخه و سوسنگرد است. میادین غرب کارون تنها 100 هزار بشکه نفت در روز نفت تولید می کند. شرکت ملی نفت ایران انتظار دارد که تولید نفت را از این میادین تا نزدیک به یک میلیون بشکه در روز افزایش دهد. پیش بینی شده است که با توجه به توانایی شرکت ملی نفت در تامین سرمایه گذاری های مورد نیاز، ظرفیت این میادین در سال 2020 به 400 تا 800 هزار بشکه در روز برسد.

برنامه ای برای سرمایه گذاری اولویت دار به منظور افزایش ظرفیت تولید نفت در میادین بالغ نفتی نظیر اهواز، گچساران و مارون و نیز برای عملیاتی کردن بعضی از میادین نفتی که پیشتر مسدود شده، اجرا خواهد شد. انتظار می رود که تولید میدان اهواز تا حدودی به مقدار اولیه خود برسد در حالی که تولید سایر میادین به تدریج افزایش می یابد. ممکن است میزان افزایش در تولید کل نفت در سال 2020 بین 200 تا 400 هزار بشکه در روز باشد.

با وجود این سرمایه گذاری، ممکن است هر سال یک کاهش طبیعی روزانه به میزان هزار بشکه در تولید بعضی از میادین بسیار قدیمی رخ دهد.

با توجه به بهره برداری کامل از فاز های جدید پارس جنوبی انتظار می رود که تولید میعانات گازی افزایش قابل توجهی داشته باشد و تا سال 2020 به 300 تا 500 هزار بشکه در روز برسد.

صادرات نفت ایران شامل نفت خام، میعانات گازی و فراورده های نفتی است. تولید میعانات گازی ایران اغلب از میدان گازی پارس جنوبی همراه با مقادیر اندکی در نار، کنگان و سایر میادین صورت می گیرد. انتظار می رود که تولید میعانات گازی از حدود 450 هزار بشکه در روز در سال 2014 به 830 هزار بشکه در روز تا سال 2020 افزایش یابد. همزمان برنامه ای نیز برای پردازش و تبدیل میعانات گازی به همراه فرآورده های نفتی مثل نفتا، دیزل و نفت سفید وجود دارد.

هم اکنون در دو شرکت پتروشیمی برزویه و بوعلی سینا حدود 160 هزار  بشکه میعانات گازی مصرف می شود که البته این بمیزان به طور قابل توجهی در چهار تا شش سال آتی و همزمان با شروع ب هکار پالایشگاههای ستاره خلیج فارس با ظرفیت 360 هزار بشکه در روز و سیراف ببا ظرفیت 480 هزار بشکه در روز افزایش خواهد یافت. انتظار می رود پالایشگاه ستاره خلیج فارس بین سالهای 2016 و 2018 شروع به کار کند اما زمان شروع به کار پالایشگاه سیراف نامشخص است. زمانی که هر دو پالایشگاه راه اندازی شوند دیگر میعانات گازی صادر نخواهد شد اما مقادیری از فراورده ها حدود 150 هزار بشکه در روز نفتا و حدود 400 هزار بشکه در وز دیزل و نفت سفید برای صادرات وجود خواهد داشت.

سناریوی محتمل این است که صادرات میعانات گازی در سال 2016 به میزان 500 هزار بشکه در روز به اوج خود برسد و به تدریج تا سال 2020 به 330 هزار بشکه در روز کاهش یابد و در مقابل مصرف داخلی آن نیز به حدود 500 هزار بشکه در روز خواهد رسید.

انتظار می رود که در میان مدت صادرات فرآوده های نفتی نیز افزایش یابد. در گذشته ایران برای تامین تقاضای داخلی محصولات پالایشی به ویژه بنزین، آن را وارد می کرد اما اکنون با بازسازی، نوسازی و توسعه پالایشگاههای خود حجم زیاد و ترکیب مطلوب تری از فرآورده ها را در داخل، تولید می کند. این افزایش بازده پالایشی و محصولات مازاد حاصل از فرآوری داخلی میعانات گازی، باعث افزایش ظرفیت صادرات (700 هزار بشکه در روز از فرآورده های نفتی تا سال 2020) خواهد شد که متشکل از 220 هزار بشکه نفت کوره، 70 هزار بشکه گازوئیل، 140 هزار بشکه بنزین و 170 هزار بشکه LPG (گاز مایع) است.

برای ارزیابی چشم انداز افزایش درآمدهای حاصل از صادرات نفت در این بخش برای توسعه و گسترش نفت (نفت خام و میعانات گازی) و فرآورده های نفتی بر اساس تحلیل های مذکور محدوده ای تعیین شده است. در این طرح ها سه سناریو (محتمل ترین حال، بدبینانه و خوش بینانه) به همراه فروض اصلی کلیدی که در خصوص حجم صادرات و قیمت های بین المللی نفت است، برای هر یک از سناریوها در نظر گرفته شده اس. فرض اصلی این سناریوها به شرح زیر است:

در سناریوی حالت پایه (محتمل ترین سناریو) فرض می شود که ظرفیت تولید نفت از حدود چهار میلیون بشکه در روز در سال 2015 به چهار و نیم میلیون بشکه در روز در سال 2020 افزایش یابد. تقریبا نیمی از افزایش ظرفیت به دلیل بازده اضافی ناشی از تولید معیانات گازی پارس جنوبی و سایر میادین گازی است. در این سناریو فرض می شود که قیمت بین المللی نفت خام بر اساس شاخص برنت طی سال های 2015 و 2016 در محدوده 50 تا 60 دلار به ازای هر بشکه نفت (به طور میانگین 55 دلار برای هر بشکه) نوسان خواهد کرد. قیمت نفت بعد از سال 2016 به تدریج افزایش می یابد و تا سال 2020 به بشکه ای 70 دلار می رسد.

در سناریوی خوش بینانه فرض شده است که ایران تا سال 2020 به اهداف توسعه ای خود برای تولید نفت خام (چهار میلیون و 300 هزار بشکه در روز) و میعانات گازی (930  هزار بشکه در روز) درست یابد. در این سناریو روند خوش بینانه ای برابی قیمت نفت فرض شده است که بر اساس آن در سال 2017 به 70 دلار و تا سال 2020 به 80 دلار به ازای هر بشکه خواهد رسید.

در سناریوی بدبینانه چند نوع ریسک فرض شده است:

ظرفیت تولید نفت تا سال 2017 به سه میلیون بشکه در روز خواهد رسید، اما ممکن است تا 2020 در همان سطح باقی بماند که به این نکته اشاره دارد که سرمایه گذاری های انجام شده ممکن است فقط برای جبران کاهش تولید میادین قدیمی کافی باشند تولید معیانات گازی همچنان حدود 700 هزار بشکه در روز باشد.

قیمت بین المللی نفت طی سالهای 2015 تا 2020 در محدوده بشکه ای 50 الی 55 دلار باقی خواهد ماند.

جدول 1: چشم انداز میان مدت برای درآمدهای حاصل از تولید و صادرات نفت ایران

سال شمسی 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
بر مبنای برآوردهای حالت پایه
تولید
نفت خام

(میلیون بشکه در روز)

 70/3 70/2 50/2 60/2 90/2 50/3 60/3 70/3 70/3 70/3
میعانات گازی

(هزار بشکه در روز)

 380 395 420 450 610 90 720 750 790 830
کل نفت

(میلیون بشکه در روز)

 08/4 10/3 93/2 05/3 31/3 59/3 22/4 35/4 49/4 53/4
تخصیص نفت خام
پالایش داخلی

(میلیون بشکه در روز)

 70/1 70/1 80/1 80/1 90/1 00/2 10/2 20/2 20/2 20/2
صادرات

(میلیون بشکه در روز)

 00/2 00/1 70/0 80/0 80/0 90/0 40/1 40/1 50/1 50/1
تخصیص میعانات گاز ی
فرآوری داخلی

(هزار بشکه در روز)

 150 155 160 165 170 190 350 450 500 500
صادرات

(هزار بشکه در روز)

 230 240 260 285 440 500 370 300 290 330
فراورده های نفتی

(میلیون بشکه در روز)

 85/1 86/1 96/1 97/1 07/2 19/2 45/2 65/2 70/2 70/2
مصرف داخلی

(میلیون بشکه در روز)

 75/1 76/1 78/1 79/1 84/1 86/1 90/1 96/1 98/1 00/2
صادرات

(هزار بشکه در روز)

 100 100 180 180 230 330 550 690 720 700

گزارش رصد اقتصادی ایران (بانک مرکزی)

سال شمسی 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
صادرات
صادرات نفت خام

(میلیون بشکه در روز)

 00/2 00/1 70/0 80/0 80/0 90/0 40/1 40/1 50/1 50/1
میعانات گازی

(هزار بشکه در روز)

 230 240 260 285 440 500 370 300 290 330
صادرات فرآورده ها

(هزار بشکه در روز)

 100 100 180 180 230 330 550 690 720 700
کل صادرات

(میلیون بشکه در روز)

 33/2 34/1 14/1 265/1 47/1 73/1 32/2 39/2 51/2 53/2
درآمدهای صادراتی (میلیارد دلار)
حالت پایه

(محتمل ترین حالت)

 0/93 7/52 9/43 3/44 7/28 8/33 8/47 5/52 8/58 0/63
حد بالا

(وضعیت خوش بینانه)

 0/93 7/52 9/43 3/44 7/28 6/40 5/57 7/65 7/76 4/92
حد پایین

(وضعیت بدبینانه)

 0/93 7/52 9/43 3/44 7/28 0/33 2/36 4/36 1/36 8/35

 

برنامه های توسعه ای بلند مدت نفت و گاز

سرمایه گذاری مورد نیاز برای توسعه بخش های نفت و گاز طی سالهای 2016 تا 2020 بین 100 تا 150 میلیارد دلار برآورد شده است. همزمان با تحریم های بین المللی و محدودیت سرمایه گذاری خارجی، تکنولوژی و تخصص مورد نیاز برای گسترش تولید و نیز کاهش نرخ افت منحنی میادین بالغ نفتی، بخش های نفت و گاز ایران  تحت تاثیر قرار گرفت. لذا ایران در سال های اخیر برای توسعه میادین نفت و گاز خود عمدتا به شرکت های داخلی وابسته بوده است. همه شرکت های غربی در طول دوره تحریم ها فعالیت های خود را در ایران متوقف کردند که این امر فرصتی برای بعضی شرکت های چینی و روسی ایجاد کرده بود.

دولت برای بهبود وضعیت اقتصادی قصد دارد که سرمایه گذاری و تکنولوژی خارجی را به بخش نفت و گاز بازگرداند. هم اکنون بیش از 50 پروژه نفت و گاز شناسایی شده است که بیش از 20 پروژه در بازدید شرکت های بین المللی در نوامبر سال 2015 در تهران به نمایش گذاشت هشد. این پروژه ها شامل پروژه های بالا دستی گاز (میادین گازی فاز 11 پارس جنوبی، پارس شمالی، فروز و کیش) و پروژه های توسعه نفت (آزادگان، یادآوران، تووسعه مجدد سلمان، آذر، فاز 3 دارخوین، سهراب، اروند، سپهر و چندین میدان بالغ دیگر، بود.

گزارش های خبری متعددی راجع به علاقه شرکت های نفتی غربی برای بازگشت به ایران وجود دارد. به نظر می رسد شرکت های بین المللی نفتی مشتاق هستند که از فرصت های کسب و کار صنعت نفت و گاز ایرران – که از نظر فنی جذاب تر از پتانسیل های باقی مانده در سایر نقاط دنیا است- استفاده کنند. طبق نظر شرکت ملی نفت ایران، هزینه نهایی تولید نفت در ایران 8 دلار به ازای هر بشکه برای مناطق ساحلی و 15 دلار به ازای هر بشکه برای مناطق فرا ساحلی است. این عدد با میانگین بین المللی 45 تا 60 دلار به ازای هر بشکه، قابل مقایسه است. در حال حاضر انتظار می رود که شرکت های بین المللی نفت در در مورد ریسک های “سطح الارضی” (ریسک های غیرفنی) شامل ریسک های سیاسی و قراردادی و شرایط بازار بین المللی نفت محتاط باشند. همچنین عامل اصلی در تصمیم گیری شرکت های بین المللی نفت شرایط موجد در قراردادهای خواهد بود.

 

تنظيم و اجراي قراردادهاي جديد نفتی

از آنجا که براساس اصل چهل وپنجم قانون اساسی، مالکیت خارجی و خصوصی بر منابع طبیعی ممنوع شده است؛ لذا مالکیت منابع و تجهیزات نفت و گاز باید در اختیار شرکت ملی نفت ایران باقی بماند و بنابراین انعقاد قراردادهایی همچون توافق مشارکت در تولید (PSA) نمی تواند در ایران به کار گرفته شود. دولت در سال 1989 برای جذب سرمایه گذاران خارجی به بخش نفت و گاز، دستورالعملی با عنوان قراردادهای “بیع متقابل” معرفی کرد که طی آن شرکت های بین المللی نفتی را ملزم می کرد که تخصص و سرمایه اش را برای توسعه میادین نفت و گاز طبیعی سرمایه گذاری کند. پس از آنکه میدان توسعه یافت و تولید شروع شد، مالکیت پروژه به شرکت ملی نفت ایران یا شرکت های تابعه باز می گشت.

شرکت بین المللی نفتی حق سهامی نسبت به میادین نفت و گاز یا نسبت به تولید دریافت نمی کرد و شرکت ملی نفت ایران از درآمد فروش نفت و گاز برای بازپرداخت هزینه های سرمایه ای شرکت بین المللی نفتی استفاده می کرد. قراردادهای بیع متقابل برای شرکت های بین المللی نفتی به دلیل فقدان انعطاف پذیری در بازیابی هزینه ها، کوتاه بودن دوره قرارداد (پنج تا هشت سال)، نبود سود افزایشی برای شرکت های بین المللی نفتی و در بعضی موارد تخصص محدود شرکت ملی نفت ایران- که سرعت نرخ تولید میدان را در مقایسه با آن چیزی که شرکت بین المللی نفتی توسعه داده بود، کم می کرد- چندان جذاب نبودند.

انتظار می رود که با قراردادهای موسووم به IPC، معاملات انعطاف پذیر مبتنی بر “ریسک – سود” تسهیل شود. با این حال مذاکره  و مدیریت چنین قراردادهایی نیازمند تجربه و مهارت فنی، تجاری و قانونی قابل توجهی است. برای مثال کارکردهای بین المللی در مکزیک، برزیل، الجزایر و مصر نشان می دهد که با ایجاد یک سازمان تخصصی برای این منظور، یعنی مذاکره و مدیریت قرارداد می تواند به بهترین شکل تحصیل شود.

 

چرا انرژی‎های نو برای ایران ضروری است؟

توسط
دستاورد صنعت
-
0

در اقتصاد ایران به استناد آمارها، شدت انرژی در بخش ‌های مختلف اعم از مصارف خانگی، بخش حمل و نقل و بخش صنعت بسیار بالاست. سالانه مقادیر هنگفتی از منابع ملی کشور در بخش انرژی به هدر می ‌رود که ریشه اصلی آن سیاست‌های بازار انرژی و سرکوب قیمت ‌حامل ‌های انرژی است.

از این رو استفاده مناسب از نقش حاکمیتی دولت و نیز برقراری سازوکارهای قیمتی و تشویقی مناسب، همانند آنچه در بیشتر کشورهای جهان رخ داده است، به ‎تدریج هم مصرف‌ کننده و هم تولید کننده به سمت صرفه‎ جویی در مصرف انرژی سوق داده می‌شوند.

وقتی مصرف ‌کننده به هنگام خرید خودرو، لوازم خانگی یا خرید منزل، ملاحظه صرفه‌ جویی در انرژی را داشته باشد به تبع آن رقابتی میان تولید کنندگان در تولید کالاهای کم‌ مصرف شکل می ‌گیرد.

فعال شدن حوزه صرفه‌ جویی انرژی موجب خواهد شد، نخست تقاضا برای طیف وسیعی از محصولات کم ‌مصرف ایجاد شود و صنایع جدید مرتبط با صرفه‌ جویی انرژی فعال شوند، دوم صنعت بزرگ و پرسود انرژی‌ های نو در کشور ایجاد شود و ثالثاً منابع مالی عظیمی که سالانه در اثر سوءمصرف انرژی تلف می‌شود، صرفه‌ جویی شده و سرانجام صرف سرمایه ‌گذاری‌ها شود.

در همین باره با وجود مقررات مناسب در حمایت از توسعه انرژی‌ های نو، در عمل اقبالی به انرژی ‌های تجدیدپذیر نشده است. آمارها نشان می‌دهد در سال ٢٠١٤ سهم ایران از مجموع تولید انرژی ‌های تجدیدپذیر جهان، کمتر از ٠,١ درصد بوده است. این درحالی است که کشورهایی نظیر هند، برزیل و پاکستان به ترتیب ١١، ٦ و ٤ درصد از انرژی‌ های تجدیدپذیر دنیا را تولید می‌ کنند.

از این رو با به‎ کارگیری سیاست‌های حمایتی مناسب، زمینه توسعه انرژی‌های نو هموار می ‌شود و به تبع آن طیف وسیعی از صنایع مرتبط با نیروگاه‌ های بادی، نیروگاه ‌‌های خورشیدی، سیستم‌ های ذخیره‌ سازی انرژی و نظایر آن فعال شده و زمینه سرمایه ‌گذاری در این صنعت سودآور و پربازده فراهم می‌ شود.

افزون بر آن، همانطور که گفته با افزایش سهم انرژی‌ های نو، در سطح گسترده‌ ای از اتلاف انرژی و منابع مالی کشور جلوگیری شده و محیط زیست نیز آسیب کمتری می‌ بیند. توصیه می ‌شود در قالب یک برنامه جامع پنجساله، بسته سیاستی صرفه‌ جویی انرژی تدوین و عملیاتی شود.

 

حمید آذرمند

معاون پیشین سازمان ملی بهره‎وری و پژوهشگر اقتصادی

تحلیل بلومبرگ از وضعیت نفتی ایران

توسط
دستاورد صنعت
-
0

بلومبرگ، ایران گزارش داده است که ایران برای نگه داشتن حرکت روبه رشد خود در بخش نفت، در تلاش است بیش از 100 میلیارد دلار سرمایه‌ گذاری خارجی جذب کند.

سازمان کشورهای صادرکننده نفت خام اوپک در جدیدترین گزارش خود به نقل از منابع ثانویه اعلام کرد تولید نفت ایران در ماه نوامبر 2016 برابر با آبان ماه 1395 به 3 میلیون و 703 هزار بشکه در روز رسیده است. بر اساس این گزارش، تولید نفت 14 کشور عضو این سازمان در ماه نوامبر 2016 (آبان 95)  33 میلیون و 870 هزار بشکه در روز عنوان شده است.

این رقم نسبت به تولید ماه اکتبر 150 هزار و 800 بشکه در روز افزایش یافته است. اوپک در ماه اکتبر روزانه 33 میلیون و 719 بشکه نفت تولید کرده بود.

بلومبرگ در گزارش خود ایران را پیروز اوپک معرفی کرده است. بر اساس این گزارش، کشورهای اندکی مانند ایران توانسته‌ اند از بهبود بازار نفت سود ببرند. از زمانی که تحریم ‌های اقتصاد ایران برداشته و روند افزایش قیمت نفت آغاز شد، ایران صادرات نفت خود را دو برابر کرده است.

کلید ادامه این رشد، جذب سرمایه ‌گذاران خارجی برای صنعت انرژی است. کارستن فریچ،تحلیلگر کامرزبانک در فرانکفورت معتقد است وضعیت ایران درحال حاضر بهتر از زمانی است که سال را آغاز کرد. با این حال برای اتمام پروژه های خود به سرمایه‌ گذاری خارجی نیاز دارد.

در حالی‌که اکثر کشورهای حوزه خلیج ‌فارس همزمان با نصف شدن قیمت نفت نسبت به سال 2014 با چالش‌های بسیاری روبه ‌رو شده ‌اند، ایران، با جمعیتی حدود 3 برابر بیشتر از عربستان سعودی و اقتصادی کمتر وابسته به نفت، همچنان رشد سریعی را تجربه می کند.

ایران برای نگه داشتن این حرکت روبه رشد در تلاش است برای صنعتی که سال‌ها از تکنولوژی و منابع مالی محروم بوده است، بیش از 100 میلیارد دلار سرمایه‌ گذاری خارجی جذب کند

ایران تولید خود را امسال 870 هزار بشکه در روز افزایش داده و ماه گذشته 3.67 میلیون بشکه در روز تولید کرده است که تولیدی معادل روزانه 172 میلیون دلار است؛ بر اساس میانگین قیمت آن ماه برای نفت خام برنت که 46.98 برای هر بشکه بود.

ایران روزانه 110 میلیون دلار در ماه جاری نفت صادر کرده است، زمانی که میانگین برنت 39.15 دلار بود. این کشور همچنین با توجه به اطلاعات جمع ‌آوری شده توسط بلومبرگ، تلاش می‌کند تا به سومین تولیدکننده بزرگ در اوپک تبدیل شود.

فریچ گفته است: ایران در حالی وارد سال 2017 می‌شود که توانسته مانع کاهش تولید نفت خود در اوپک شود و این یک موفقیت بزرگ است. زمانی ‌که ایران از کاهش تولید نفت خودداری و بر تولید بیشتر پافشاری کرد، اوپک موافقت کرد که ایران 90 هزار بشکه اضافه در روز تولید کند تا به تولید حدود 3.8 میلیون برسد.

تولید به اندازه پیش از تحریم

امیرحسین زمانیان، معاون وزیر نفت در امور بین‌الملل ایران در کنفرانس ماه اکتبر گفته است: “ما باید برای رسیدن به سطح تولید پیش از تحریم‌ها تلاش کنیم. ایران پیش از تحریم ‌ها، روزانه 4.085 میلیون بشکه تولید می‌ کرد.”

آژانس بین‌المللی انرژی در گزارش 13 دسامبر خود اعلام کرده است که ایران حدود سه ماه پس از لغو تحریم ها، صادرات بیشتری نسبت به زمان تحریم‌ ها داشته و فروش آن در ماه گذشته به حدود 2.4 میلیون بشکه در روز رسیده است. ایران قبل از تحریم‌ ها دومین تولید کننده بزرگ اوپک پس از عربستان سعودی بوده است.

هدف جلب سرمایه خارجی

حسن روحانی، رئیس جمهور ایران ماه گذشته با اشاره به سه حوزه غرب رودخانه کارون در نزدیکی مرز ایران و عراق گفته است که تولید نفت در غرب کارون باید به یک میلیون بشکه در روز برسد. او معتقد است که این یک هدف واقع بینانه است و ایران به سرمایه‌ گذاری و فنآوری نیاز دارد.

ایران به چندین توافق اولیه با شرکت‌های بزرگ بین‌المللی رسیده است، اما هنوز هیچ قرارداد واقعی برای افزایش تولید نفت خام امضا نکرده است چنانچه بیژن زنگنه، وزیر نفت ایران سال گذشته در کنفرانسی در تهران بیش از 50 پروژه را برای سرمایه‌ گذاری شرکت‌های بزرگ معرفی کرد.

ایران همچنین بزرگ ‌ترین ذخایر گاز طبیعی در جهان را دارد و در ماه نوامبر باغول‌های انرژی توتال و شرکت ملی نفت چین برای 4.8 میلیارد دلار پروژه توسعه میدان گازی پارس جنوبی به توافق رسیده است. برنامه ایران این است که سال بعد شرکت‌هایی مانند توتال، رویال داچ شل، لوک اویل و گازپروم روسیه را به دوباره به سرمایه گذاری در این بخش برگرداند.

 

انرژی خورشیدی، ارزان و قابل اعتماد

توسط
دستاورد صنعت
-
0
عصر طلایی خورشید

رشد جوامع صنعتی و نیاز روز افزون به انرژی از یک سو و محدودیت و پراکندگی نایکسان منابع فسیلی (نفت، گاز، زغال سنگ) انرژی در جهان از سوی دیگر، همگام با نگرانی‌ های زیست محیطی ناشی از مصرف بیش از حد انرژی‌ های فسیلی از قبیل آثار گازهای گلخانه‌ ای حاصل از احتراق سوخت، سبب شده است تا بشر به فکر انرژی‌ های جایگزین باشد که مهمترین ویژگی این جایگزینی، پاکی، در دسترس بودن و تجدیدپذیر بودن است.

از این رو انرژی‌ های حاصل از باد، خورشید، زیست توده، زمین گرمایی و همچنین آب (برق آبی یا امواج دریا) در راس برنامه ‌ریز‌ی‌ های بشر برای انرژی‌ های جایگزین قرار گرفته است. از سوی دیگر، امکان کسب ارزش افزوده از منابعی چون گاز طبیعی، جوامع صنعتی را به این فکر واداشته است که از این ماده برای مصارف با ارزش افزوده بالاتر نسبت به سوزاندن آن در آینده استفاده کنند؛ از این رو سیستم‌ های جدید انرژی باید متکی به تغییرات ساختاری و بنیادی باشند که در آن منابع انرژی بدون کربن نظیر انرژی خورشیدی و بادی و زمین گرمایی و کربن خنثی مانند بیومس مورد استفاده قرارگیرند. پیش‌بینی می‌شود سهم انرژی‌ های نو در تامین نیاز بشر، طی دهه‌ های آینده افزایش یابد، به طوری که بنابر برآورد آژانس بین‌المللی انرژی (EIA ) در سال ٢٠٣٠ حداقل ١١,٤ درصد از تولید انرژی اولیه جهان از طریق انرژی‌ های باد، زمین گرمایی، خورشید و زیست توده تامین خواهد شد.

عرضه انرژی‌ های تجدیدپذیر در سال‌ های اخیر همواره در حال افزایش است.

سرمایه‌ گذاری‌ های بسیاری در طول سال‌ ها برای پیشرفت فناوری صورت گرفته است که بر هزینه تولید انرژی‌ های تجدیدپذیر بسیار مؤثر بوده است. پیش‌ بینی ‌ها نشان می‌ دهد که تنها تعدادی از کشورها هستند که تولید انرژی از انرژی‌ های تجدیدپذیر آنها تا سال ٢٠١٧ به بیش از ١٠٠ مگاوات خواهد رسید.

با توجه به اثرات جانبی منفی و برگشت ‌ناپذیر تولید انرژی ‌های فسیلی ضروری است به ارتقا و توسعه انرژ‌ی‌ های تجدیدپذیر در آینده توجه شود. فناوری تولید این ‌گونه انرژی ‌ها به مراتب بالاتر از هزینه تولید انرژی‌ های معمولی است، اثرات جانبی مانند اثرات زیست محیطی و اجتماعی این‌ گونه هزینه‌ ها را پوشش می ‌دهد. همچنین باید توجه داشت که اقتصاد مقیاس (یعنی با افزایش حجم تولید، هزینه متوسط تولید هر واحد کالا کاهش می ‌یابد) می ‌تواند نقش کلیدی در کاهش هزینه تولید هر واحد انرژی بازی کند.

در طول دو دهه گذشته، با امکان سنجی‌ های اقتصادی محققان در بخش‌ های مختلف خانگی، تجاری و صنعتی، کشورهای صنعتی از جمله ژاپن و آلمان به دنبال منابع جایگزین انرژی مانند انرژی ‌های خورشیدی برای تولید برق هستند که روی آوردن به این نوع انرژی به دلیل در دسترس بودن و منبع انرژی طبیعی است.

در اوایل دهه ١٩٩٠ ژاپن استفاده از انرژی فتوولتاییک برای تولید برق را آغاز کرد و بعد از آن آلمان پیشرو این موضوع بود. اخیرا چین نیز به دنبال توسعه ظرفیت انرژی خورشیدی و به دنبال آن کاهش هزینه‌ های تولید برق است. افزون بر کاهش هزینه‌ های تولید برق، افزایش و پیشرفت بهره ‌وری نیز، از دیگر وجوه مهم این بحث است. یکی از انواع و اقسام انرژی‌ های خورشیدی، انرژی‌ های فتوولتاییک هستند. فتوولتاییک‌‌ ها یا همان سلول‌ های خورشیدی وسایل الکترونیکی هستند که نورخورشید را مستقیم به برق تبدیل می‌ کنند. اثر فتوولتاییک وقتی وجود دارد که دو ماده نیمه‌ هادی مختلف (سیلیکون و ژرمانیوم) در مجاورت یکدیگر باشند و یک جریان الکتریکی در معرض نور خورشید تولید کنند.

امروزه PV یکی از فناوری‌ های انرژی‌ های تجدیدپذیر است که سریعاً در حال رشد است و انتظار می‌رود که نقش اصلی را در آینده تولید برق (ازمنابع متعدد) در جهان، بازی کند. سیستم‌ هایPV خورشیدی یکی از بهترین فناوری‌ های انرژی‌ های تجدیدپذیر است؛ به طوری که اندازه‌ های واحد های شان به گونه ‌ای است که جاذبه خاصی برای مشاغل کوچک و کسانی که دارد می‌خواهند به خود تولیدی و ثبات در قیمت‌ های برق برسند.

فناوری PV منافع بسیار زیادی دارد که از مهمترین آنها عبارتند از:

برق خورشیدی یک منبع تجدیدپذیر و در هرجای دنیا قابل دسترس است.

فناوری‌ های PV دارای قسمت‌ های کوچک هستند و می‌ توانند در هر جایی استفاده بشوند، برخلاف بسیاری از فناوری ‌های دیگر تولید برق که در هر جایی قابل استفاده نیستند.

برخلاف نیروگاه‌ های متداول زغال سنگ، نفت، گاز و هسته‌ ای، PV خورشیدی هیچ هزینه سوختی ندارد و هزینه کار و نگهداری آنها نسبتاً کم است. بنابراین PV می‌ تواند مانع افزایش قیمت سوخت‌ های فسیلی باشد.

برق PV هرچند متغیر است ولی تطابق خوبی با پیک درخواست برق در فصل تابستان که سیستم‌ های سرمایشی کار می‌ کنند، دارد و در کشورهای گرم برای کل سال این تطابق وجود دارد.

اکنون PV دارای یک فناوری کامل و به اثبات رسیده و به سرعت درحال پیشرفت و دسترسی به بازارهای جهانی است. با کاهش مداوم هزینه‌ ها، تعداد این بازارها افزایش و هزینه‌ ها نیز کاهش خواهد یافت PV یک منبع انرژی تجدیدپذیر با قابلیت امنیت بالا است و همچنین با نوسانات قیمت سوخت نیز روبه‌ رو نیست. پس در نتیجه می‌ توان اذعان داشت که در کاهش قیمت PV پیشرفت ‌های قابل توجهی انجام شده است.

هزینه برق تولید شده با سیستم‌ های PV به وسیله هزینه سرمایه (CAPEX )، نرخ بهره، هزینه‌ های متغیر و عملیاتی (OPEX)، سطح تابش خورشیدی و راندمان سلول‌ های خورشیدی تعیین می ‌شود. از این پارامترها هزینه سرمایه، هزینه‌ های عملیاتی و راندمان مهمتر هستند و بهبود این پارامترها امکان بیشتری را برای کاهش هزینه‌ ها ایجاد می‌ کند. هزینه سرمایه سیستم‌ های PV، شامل هزینه ماژول و هزینه تعادل سیستم ( BOS ) است. هزینه مطلق و ساختار ماژول ‌های PV با فناوری تغییر می ‌کند. به جز ماژول‌های CPV، ماژول‌ های فتوولتاییک C-Si گرانترین فناوری PV ، اما آنها دارای بالاترین راندمان تجاری هستند.

قیمت ماژول ‌های PV در سال‌ های گذشته همواره روند کاهشی داشته و کمترین قیمت در بازار برای ماژول‌ های PV فیلم نازک a-Si است که تا سال ٢٠١٣ به زیر یک دلار بر وات رسیده است

ماهیت جهانی بازار ماژول به آن معنا است که یک پروژه با ویژگی‌ های مشابه در اروپا و شمال آمریکا می ‌تواند در نهایت هزینه تقریباً برابر داشته باشند. با این حال در آسیا به ویژه هند و چین هزینه‌ های ماژول به دلیل دسترسی به تجهیزات ارزانتر، پایین‌ تر است. بخش عمد‌ه‌ای از هزینه‌ های سرمایه ‌ای برای پروژه‌ های بزرگ مقیاس مربوط به ماژول آن است و بعد از آن هزینه‌ های کارخانه ای از جمله نصب و تجهیزات الکتریکی وجود دارد.

در بازارهای توسعه یافته اختلاف زیادی بین هزینه CAPEX در آلمان – به عنوان یک بازار اصلی در اروپای غربی- و ایالات متحده وجود دارد. بازار رقابتی و کارآمد در آلمان با قراردادهایی بر پایه قرارداد های EPC کاهش هزینه‌ ها را به دنبال دارند. از سوی دیگر در ایالات متحده به دلیل اخذ مجوز که هزینه‌ های سنگینی را بر مسیر تولید گذاشته، هزینه‌ ها بالاتر رفته است. براساس آمار سال ٢٠١٣ یک پروژه بزرگ در ایالات متحده در آمریکا حدود ١,٨ میلیون دلار در هر مگاوات است؛ در حالی که بهترین پروژه با بالاترین امکانات در اروپای غربی یعنی آلمان در حدود ١.٦ میلیون دلار در هر مگاوات است. این میزان هزینه در ایالات متحده آمریکا موجب شده است که از بسیاری از پروژه‌ ها با ضریب ظرفیت کوچک اجتناب شود.

جدول شماره 1: هزینه تراز شده تولید برق از انرژی خورشیدی pv، منطقه ای

کشور CAPEX

(میلیون دلار/ مگاوات)

 OPEX

(دلار/ مگاوات/ سال)

 شاخص ظرفیت

(درصد)

 ICOE

(دلار/مگاوات ساعت)
چین 05/1-45/1 17000 20-11 145-79
هند 81/1/53/1 14750-11063 20-15 137-87
اسپانیا 63/1 25000 19 109
ایالات متحده 77/1 60000-25000 21-12 239-117
استرالیا 41/2 27330 21-14 191-127
آلمان 63/1 60000 11 226
ژاپن 66/2 50000 12 439

براساس گزارش آژانس بین‌المللی انرژی که در سال ٢٠١٤ منتشر شده است، انرژی PV خورشیدی می ‌تواند به عنوان اولین منبع برق در جهان تبدیل ‌شود؛ به گونه ‌ای که یکی از منابع تجدیدپذیر ارزان و قابل اعتماد محسوب می ‌شود. در بلندپروازانه ترین سناریوی آژانس پیش‌بینی می ‌شود که تا سال ٢٠٥٠، ٢١ درصد از تقاضای برق جهان را شامل ‌شود. بیشتر سهامداران و سرمایه ‌گذاران این حوزه نیز به دنبال تحقق بخشیدن به این موضوع هستند.

اما آنچه مهم است و باید به آن توجه ویژه داشت، بحث تولید برق از منابع مختلف است. ترکیبی از انرژی در جهان از منابع انرژی اولیه برای تولید برق استفاده می ‌‌شود و در طول چند دهه گذشته سهم آنها در حال تغییر بوده است. زغال سنگ همچنان به عنوان یکی از منابع مهم در تولید برق محسوب می ‌شود اما یک جهش معنا‌داری به سمت دیگر منابع دیده می ‌شود. تولید برق ناشی از سوخت هسته‌ای به سرعت از دهه ١٩٧٠ و ١٩٨٠ افزایش یافته است. استفاده از نفت برای تولید برق از دهه ١٩٧٠ به تدریج کاهش یافت که این کاهش از زمان افزایش شدید در قیمت های نفت رخ داد و مشوقی برای جایگزینی دیگر منابع برای تولید برق گردید.

از اوایل دهه ٢٠٠٠ و در پی نگرانی درباره پیامدهای زیست محیطی و انتشار گازهای گلخانه‌ های علاقه‌ای به توسعه حضور منابع انرژی‌ های تجدیدپذیر در سبد تولید برق ایجاد شد. به طوری ‌که پیش‌بینی می ‌شود سالانه متوسط رشدی برابر با ٢,٩ درصد از سال ٢٠١٢ – ٢٠٤٠ وجود داشته باشد. بعد از منابع انرژی تجدیدپذیر، گاز طبیعی و انرژی هسته ای بیشترین رشد را در سهم تولید برق دارا خواهند بود. از سال ٢٠١٢ – ٢٠٤٠ برق تولید ناشی از گاز هر ساله ٢.٧ درصد رشد خواهد داشت و تولید برق هسته‌ ای نیز سالانه ٢.٤ درصد رشد خواهد داشت.

برق تولیدی از زغال‌سنگ نیز در سال ٠,٨ درصد رشد دارد. منابع انرژی دیگر طی سال‌ های آتی از زغا ل‌سنگ پیشی خواهند گرفت و به بزرگترین منبع تولید انرژی برق تا سال ٢٠٤٠ تبدیل خواهند شد. پیش‌بینی‌ ها حاکی از آن است که میزان استفاده زغال سنگ در تولید برق در طی سال‌ های آتی محدود خواهد شد.

منابع انرژی‌ های تجدیدپذیر سهم افزایشی در تولید و عرضه برق دارند و رشد آنها در در سال‌ های بعد نیز انکارناپذیر است.

با نگاهی به این جدول می ‌توان دریافت که در طول سال‌ های آتی، سهم نفت خام و میعانات نفتی در تولید برق کاهش خواهد داشت و این به دلیل جایگزینی آن با سوخت‌ های دیگر است و سهم انرژی‌ های تجدیدپذیر در این سال‌ ها از ٢١,٧٦ درصد در سال ٢٠١٢ به ٢٩.٠٤ درصد در سناریوی مرجع خواهد شد؛ البته این مسیر بر کاهش میزان مصرف زغال سنگ در روند تولید انرژی برق دلالت خواهد داشت که می ‌توان براساس سناریو های مختلف پیش‌بینی کرد استفاده از انرژی‌ های پاک در تولید برق تا سال‌ های آتی حتی از زغال سنگ هم پیشی خواهد گرفت. تحولات اقتصادی چین و کاهش نیاز این کشور به انرژی و نیز سیاست‌ های محیط زیستی در سراسر جهان از جمله موافقتنامه اخیر آب و هوا در پاریس ممکن است موجب تداوم فشار جهانی برای کاهش استفاده از زغال سنگ شود.

در کنفرانس سال ٢٠١٥ سازمان ملل در زمینه تغییر آب و هوا در پاریس شمار زیادی از کشورها متعهد شدند برای کاهش بیشتر انتشار گاز دی اکسید کربن در هوا، تا آنجا که ممکن است با تمام توان تلاش کنند.

جدول شماره 2: سهم انرژی های مختلف در تولید انرژی برق (درصد)

2012 2020 2025 2030 2035 2040
نفت خام و میعانات نفتی 09/5 49/3 46/2 95/1 79/1 64/1
گاز طبیعی 22/22 54/20 18/22 35/24 19/26 67/27
زغال سنگ 81/39 60/37 56/35 79/23 65/30 04/29
هسته ای 65/10 02/12 97/11 66/12 80/12 33/12
انرژی های تجدیدپذیر 76/21 74/26 82/27 25/28 57/28 04/29

 

از سوی دیگر زمانی که نگاه بر سهم انواع انرژی‌ های تجدیدپذیر در تولید انرژی برق می ‌شود، می ‌بینیم که انرژی برق آبی براساس این سناریو کاهش خواهد داشت ولی انرژی باد و انرژی خورشیدی با سرعت بالاتری رشد دارند اما وقتی به سهم انرژی خورشیدی PV در کل تولید انرژی برق می ‌رسیم، می ‌توان نتیجه گرفت که افزایش سهم انرژی خورشیدی در سبد تولید برق آنچنان مهم و قابل مشاهده نیست.

جدول شماره 3: سهم انواع انرژی های تجدیدپذیر در تولید انرژی برق ناشی از آن (درصد)

2012 2020 2025 2030 2035 2040
برق آبی 11/77 47/62 41/62 47/55 36/53 42/52
باد 00/11 09/19 31/20 46/21 73/22 07/23
زمین گرمایی 44/1 02/2 34/2 56/3 65/3 72/3
خورشیدی 18/2 52/6 59/7 32/8 78/8 05/9
بیومس/زباله و ضایعات/ جزرومد، موج، اقیانوس 27/8 91/9 86/10 21/11 48/11 73/11

 

در گزارش موسسه مک کینزی در سال ٢٠١٦ نیز ادعا می ‌شود که این اشکال انرژی در این سال‌ ها رشد داشته ‌اند و از سوی دیگر ظرفیت تولید برق انرژی‌ های بادی و خورشیدی به حداکثر رسیده است. در واقع اقتصاد انرژی‌ های تجدیدپذیر رو به بهبود است. در سال ٢٠١١ سرمایه‌ گذاری جهانی سالیانه در انرژی‌ های تجدیدپذیر به اوج خود یعنی ٢٧٩ میلیارد دلار برای تولید ٧٠ گیگاوات نصب انرژی رسید و در سال ٢٠١٤ تقریباً ٤٠ درصد بیشتر در حدود ٩٥ گیگاوات با سرمایه‌گذاری ٢٧٠ میلیارد دلار بوده است. در ایالات متحده، آزمایشگاه ملی انرژی‌ های تجدیدپذیر (NREL) در سال ٢٠١٤ اعلام کرد که هزینه‌ های خورشیدی فتوولتاییک مسکونی و تجاری سیستم (PV) به طور متوسط ٦ تا ٧ درصد در سال ١٩٩٨ – ٢٠١٣ کاهش یافت (بسته به اندازه) و ١٢ تا ١٥ درصد نیز از سال ٢٠١٢ تا ٢٠١٣ کاهش داشته است. افزایش تقاضای انرژی‌ های تجدیدپذیر به دلیل سیاست‌گذاری عمومی برای دولت‌ ها مبنایی است تا بتوانند خود را با تعهدات بین‌المللی وفق دهند. به عنوان مثال در اجلاس پاریس در سال ٢٠١٥ دولت‌ ها سعی کردند از انتشار گاز های گلخانه ‌ای بکاهند. برخی کشورها مانند هند انرژی‌ های تجدیدپذیر را راهی برای کاهش آلودگی هوا می ‌دانند. چین نیز درحال کاهش استفاده از زغال سنگ است. در کشور های درحال توسعه آفریقایی که بسیاری از مردم به شبکه برق عمومی دسترسی ندارند، دنبال این هستند تا پروژه‌ های خورشیدی سریع ‌تر به بار بنشیند و هزینه‌ های کمتری متحمل شوند. کشورهای ثروتمندتر نیز از انرژی خورشیدی برای شبکه‌ های برق کوچک استفاده می ‌کنند تا بتوانند هنگام بروز تندباد و طوفان، روشنایی را حفظ کنند.

پس شاید بتوان گفت که نفت و انرژی‌ های تجدیدپذیر بر یکدیگر اثری ندارند و بلومبرگ نیز در گزارشی با اشاره به این موضوع می ‌نویسد: نفت به وسایل نقلیه اختصاص دارد، اما از انرژی‌ های تجدیدپذیر برای تولید برق استفاده می ‌شود. این دو با یکدیگر رقابتی ندارند. استفاده از نفت برای تولید برق بسیار گران است حتی اگر قیمت نفت به کمتر از ٣٠ دلار به ازای هر بشکه برسد. در مقابل انرژی خورشیدی با زغا ل سنگ، گاز طبیعی، آب و انرژی هسته ‌ای رقابت می ‌کند. انرژی خورشیدی تازه ‌ترین عضو این گروه است و کمتر از یک درصد بازار تولید الکتریسیته را به خود اختصاص می ‌دهد، اما براساس گزارش اداره اطلاعات انرژی آمریکا پیش‌بینی می ‌‌شود انرژی خورشیدی تا ٢٠٥٠ میلادی به بزرگترین منبع تولید برق در دنیا تبدیل شود. به عقیده تحلیلگران مؤسسه بلومبرگ، برق ارزان خطرناک ‌تر از نفت ارزان است و می ‌تواند تیشه به ریشه انرژی‌ های تجدیدپذیر بزند.

مهم این است که جریان مداوم سرمایه‌گذاری جهانی در انرژی‌ های پاک در حال گسترش است و براساس آمار مؤسسه BNEF سرمایه‌گذاری در انرژی‌ های تجدیدپذیر در سطح جهانی نسبت به سال ٢٠١٤، ١٦ درصد افزایش یافته و در سال ٢٠١٥ به ٣١٠ میلیارد دلار رسیده است.

 

ندا علم الهدی

کارشناس ارشد پژوهشی موسسه مطالعات بین‌المللی انرژی

 

دستاورد صنعت – شماره دی و بهمن 95

توسط
دستاورد صنعت
-
0

شماره دی و بهمن  ماهنامه دستاورد صنعت ، چاپ و در اولین گام در بن شرکتها و بازدیدکنندگان نمایشگاه بین المللی انرژی کیش  توزیع شد.

برای دریافت دستاورد صنعت (ماهنامه تخصصی صنعت و انرژی ایران) لطفا مشترک شوید

اشتراک

همکاری با ایران را توسعه می دهیم

توسط
دستاورد صنعت
-
0

نمایشگاه های هانوفر ترکیه در سال 1966 آغاز به کار کرد. این نمایشگاه مسئول برنامه ریزی، سازمان دهی و اجرای نمایشگاه های دویچه مسه در ترکیه است. دویچه مسه یکی از ده شرکت بزرگ برگزارکننده نمایشگاه است. این شرکت 20 نمایشگاه را به همراه شریک تجاری خود برگزار می کند. بخش اعظم این نمایشگاه ها، نمایشگاه های صنعتی هستند. علاوه بر برگزاری نمایشگاه ترکیه، فعالیت اصلی نمایشگاه های هانوفر در ترکیه سازمان دهی حضور شرکت های ترک در نمایشگاه های دویچه مسه در سراسر دنیا است. نمایشگاه های برگزار شده توسط نمایشگاه های هانوفر ترکیه شامل نمایشگاه بین المللی صنعت و فلزکاری WIN Metal Working، نمایشگاه اتوماسیون WIN Eurasia Automation، نمایشگاه اتومکانیک Automechanica İstanbul با مشارکت نمایشگاه فرانکفورت، نمایشگاه و کنفرانس محیط زیست و انرژی ICCO ، نمایشگاه سبیت CeBIT Bilişim Eurasia، , DOMOTEX Turkey, ISK-SODEX, TESKON+SODEX, SODEX ANKARA,Pool Expo, PaWex-Comp, ANKİROS, ANNOVER, TÜRKCAST, ALUEXPO است.

 

خانم الیف کایا مدیر بازاریابی دویچه مسه درباره نمایشگاه ها و همایش ها و اهداف آن به پرسش های ما پاسخ داده است.

 

هدف شما از همکاری با شرکت های خارجی چیست و با چه کشورهایی همکاری می کنید؟

همکاری با شرکت های خارجی به معنای بین المللی بودن است و این همان چیزی است که ما برای آن کار می کنیم. البته مطمئنا هدف اصلی ما برگزاری هر چه بهتر نمایشگاه ها در ترکیه است و برای رسیدن به این هدف و ارتقای بیشتر نیاز به همکاری با کشورهای همسایه داریم.

چند سال است که با شرکت های ایرانی همکاری دارید و نتایج آن چه بوده است؟

سالیان طولانی است که ما با ایران همکاری می کنیم  و همیشه شرکت کنندگان و بازدیدکنندگان زیادی از ایران داشته ایم. در بعضی از نمایشگاه ها نیز در بخش های مختلف هیات هایی از دو کشور ایران و ترکیه به ما یاری رسانده اند. در سفر اخیر ما به ایران، متخصصان زیادی را ملاقات کردیم که با نمایشگاه وین اوراسیا آشنا بودند و با شرکت های ترکیه ای همکاری می کردند. ما همچنین دوموتکس را در ترکیه برگزار می کنیم. ما از ابتدای کارمان همواره همکاران ایرانی زیادی داشته ایم

 

تمرکز شما بیشتر در چه بخش ها و صنایعی است و مزیت شرکت های بین المللی برای حضور در نمایشگاه چیست؟

بیشتر نمایشگاه های ما در حوزه های تجاری و صنعتی هستند. با توجه به این که هدف این روزهای صنایع بیشتر این است که تولید افزایش و هزینه ها کاهش یابد امروزه تمرکز اصلی ما بیشتر بر بهبود تحقیق و توسعه و نوآوری است و با توجه به این موضوع، نمایشگاهی همچون وین اورسیا نقش اساسی دارد. ما به همه کسانی که قصد دارند ارتباطات تجاری با ارزشی ایجاد کنند توصیه می کنیم در این نمایشگاه شرکت کنند. نمایشگاه وین موقعیت خوبی را برای اشخاصی که می خواهند با شرکت های بزرگ آشنا شوند و روابط تجاری خودشان را افزایش دهند فراهم می کند.

 

چه امکاناتی از سوی نمایشگاه در اختیار شرکت های خارجی قرار می گیرد و شرکت های خارجی چگونه می توانند در نمایشگاه حضور یابند.

اگر تعداد افراد به تعداد مد نظر ما برسد برای هر کدام از آنها هزینه هتل برای سه روز و دو شب و هزینه ترانسفر از فرودگاه به هتل و نمایشگاه را برعهده می گیریم و همچنین برای این گروه جلسه های b2b برگزار خواهیم کرد و حتی اگر تمایل داشته باشند امکان بازدید از کارخانه ها را نیز فراهم می کنیم. برای ثبت نام در نمایشگاه می توانید با نماینده ما در تهران فوژان راهبران هماهنگ کنید.

 

شرکت های ایرانی بیشتر در چه بخش هایی علاقمندند با شرکت های ترک کار کنند و نمایشگاه چه کمکی به آنها در ارتباط با گسترش همکاری ها می کند.

هر ساله با همکاری وزارت اقتصاد از کشورهای هدف ما تعداد زیادی هیات خریدار به نمایشگاه های ما می آیند. علاوه بر این در نمایشگاه های هانوفر در ترکیه برنامه خریداران میزبان را نیز تدارک می بینیم. در این گردهمایی b2b گروه های خریدار، نمایندگان انجمن ها و خبرنگاران از کشورهای مختلف شرکت می کنند. بنابراین برای شرکت هایی که علاقمند بازار جدید باشند و همکاری های خود را گسترش دهند، نمایشگاه زمینه های تجاری مهمی فراهم می کند.

شرکت های تولیدی و صنعتی ترکیه، فعالیت گسترده ای در ایران دارند شما برای توسعه و گسترش فعالیت هایشان چه کارهایی انجام می دهید؟

ایران بازار مهمی برای شرکت های تولیدکننده ترکیه محسوب می شود. بخصوص بعد از رفع تحریم ها، پتانسیل زیادی برای ایجاد روابط تجاری بین دو کشور ایجاد شده است. با برگزاری این نمایشگاه ها ما فرصت هایی را برای شرکت هایی که تمایل به تولید دارند ایجاد می کنیم.

 

امسال در نمایشگاه صنعت در ایران شرکت داشتید، نمایشگاه صنعت را چگونه دیدید؟

این اولین باری بود که ما در این نمایشگاه شرکت کردیم. گروه تولیدی این نمایشگاه  خیلی شبیه نمایشگاه های وین اوراسیا هستند. ما از نمایشگاه خوشمان آمد. با شرکت هایی که از قبل با آنها در نمایشگاه های خودمان آشنا شده بودیم ملاقات های خوبی داشتیم و از همه مهم تر این که این نمایشگاه، نمایشگاهی بین المللی بود. پاویون های کشورها خیلی وسیع بودند و این نشان از اهمیت ایران برای کشورهای اروپایی دارد و مطمئنا یکی از قدیمی ترین شرکای تجاری ایران شرکت های ترکیه ای هستند و آنچه ما دیدیم هم گواه این موضوع بود چون اکثر شرکت های ترکیه ای با شرکای ایرانی خود در نمایشگاه حاضر بودند.

 

آیا این همکاری موقتی است یا درصدد هستید در آینده در نمایشگاه های مشابه در ایران شرکت کنید؟

همکاری ما طولانی مدت خواهد بود. ما امیدواریم که پاویون ایرانی ها و هیات های نمایندگانی را در نمایشگاه های آینده داشته باشیم.

 

برنامه شما برای همکاری با ایران بر چه زمینه هایی استوار است

ما امیدواریم برای نمایشگاه های سال 2017 بتوانیم پاویون های ایرانی در نمایشگاه ها داشته باشیم و امیدواریم برای نمایشگاه های 2018 ایران را به عنوان کشور شریک در نمایشگاه های خود داشته باشیم و مطمئنا با کمک این نمایشگاه ایران می تواند توانایی صنعتی خود را بهتر به نمایش درآورد.

 

ایران و ترکیه به عنوان همسایه، ظرفیت های زیادی برای همکاری دارند، به نظر شما چه بخش هایی هم اکنون آمادگی توسعه دارند و برای توسعه همکاری ها چه اقداماتی باید انجام شود؟

دقیقا درست است. ما سابقه طولانی مدتی از همکاری های دو کشور ایران و ترکیه داشته ایم. مشترکات زیادی داریم و فرهنگ دو کشور به هم نزدیک هستد. ما فکر می کنیم همین که این روند به همین شیوه امروز ادامه یابد کافی خواهد بود. ما روابط خوبی داشته ایم فقط نیاز داریم همکاری های خودمان را در همه بخش ها بیشتر تقویت کنیم.

 

وضعیت مس و روی ایران در چهار سال آینده

توسط
دستاورد صنعت
-
0

بیزنس مانیتور اینترنشنال (بی.ام.آی) گزارشی در  باره چشم اندازی صنعت مس و روی ایران در چهار سال آینده داده است. این موسسه که همواره تحلیل‌ هایی در زمینه اقتصاد کلان، صنعت و بازار مالی ارائه می‌دهد، تجربه سی ساله در این زمینه دارد. علاوه بر این، صنایع مختلف نیز از جمله بخش هایی است که این موسسه بریتانیایی در باره آنها گزارش هایی با جزئیات ارائه می کند. در یکی از آخرین گزارشهایی که این موسسه در باره صنعت مس و روی ایران داده و پیش بینی کرده که ایران در چهار سال آینده به یکی از اعضای تاثیر گذار بر صنعت مس و روی جهان تبدیل شود.

موسسه “بی ‌ام‌ آی” می‌گوید به دنبال رفع تحریم‌ های غربی که بعد از سالها از آغاز امسال برداشته شد، رشد میان‌ مدتی برای صنعت معدن ایران پیش ‌بینی می‌ شود که در نتیجه آن تا سال ۲۰۲۰ میلادی این کشور به عنوان یک عضو تاثیرگذار بر مس و روی جهان ظهوری دوباره خواهد داشت.

بنابر این گزارش، سرمایه‌ گذارهای جدیدی که در طول ۵ سال آینده در اروپا و آسیا انجام می ‌شود، در یک جریان آرام به رشد بخش معدن در کشورهای خاورمیانه سرعت می ‌بخشد. کشورهای این منطقه دربردارنده ذخایر عظیم و دست‌ نخورده‌ای است که برای شکوفایی استخراج و فرآوری آنها به مدرن ‌سازی این صنعت و بکارگیری فناوری‌ های نو نیاز است.

“بی ‌ام‌ آی” در گزارش خود درباره صنعت معدن ایران می‌گوید: صنعت معدن این کشور همچنان در انحصار بخش دولتی یعنی شرکت ملی صنایع مس ایران است، شرکتی که سهام آن، ارزش دیگر بانک‌ها و تشکیلات اقتصادی دولتی را هم بهبود می بخشد.  همچنین در ایران تشریفات اداری، فسادهای مالی، زیرساخت‌ های ناکافی و قیمت پایین مواد معدنی، رشد ارزش صنعت و معدن ایران را با نرخ متوسط سالانه 4.2 درصد تا آخر دهه جاری پایین خواهد کشید و در مجموع به 26.6 میلیارد دلار خواهد رساند.

“همچنین رشد خروجی در بخش معدن ایران از سال ۲۰۱۶ تا ۲۰۲۰ میلادی به 4.9 درصد کاهش می‌ یابد این رقم با رشد 6.6 درصدی که در ۵ سال گذشته وجود داشت، مقایسه می‌شود. “بی ‌ام‌ آی” البته، درباره مس و روی نگاه مثبت ‌تری دارد، بنا بر گزارش این موسسه پژوهشی، خروجی مس در سال‌های آینده بهبود خواهد یافت و به طور متوسط تا سال ۲۰۲۰میلادی سالانه ۱۳ درصد رشد خواهد داشت. رشد تولید مس ایران در طول ۵ سال گذشته 2.1 درصد بوده و در نهایت انتظار می ‌رود تولید مس چهار سال دیگر به اوج ۵۰۰ هزار تن برسد، هر چند زنجیره تامین مس در این کشور همچنان در انحصار بخش دولتی، یعنی شرکت ملی صنایع مس ایران است.

شرکت ملی صنایع مس ایران در سه معدن عمده این کشور، معادن سرچشمه، سنگام و میدوک فعالیت معدنی دارد. این سه معدن روی هم تا 4.3 میلیارد تن ذخیره سنگ دارند که این سنگ‌ها به طور متوسط دربردارنده 0.6 درصد مس هستند. معدن مس “سرچشمه” کرمان دومین معدن مس بزرگ جهان است. این معدن دربردارنده ۸۲۶ میلیون تن ذخایر قطعی و 1.2 میلیارد تن ذخایر تخمینی مس با درجه 0.7 درصد است که علاوه بر مس مقادیر قابل توجهی مواد معدنی دیگر مانند مولیبدنیوم، طلا و فلزات نادر دارد.

معدن “سنگام” دومین معدن بزرگ مس در ایران با بیش از ۴۷۰میلیون تن ذخیره قطعی و یک‌ میلیارد تن ذخیره بالقوه با درجه 0.6 درصد است. سومین معدن بزرگ مس ایران “میدوک” است، یک معدن روباز که ۱۷۰ میلیون تن ذخیره قطعی با درجه متوسط  0.25 درصد دارد.

علاوه بر اینها شرکت ملی صنایع مس ایران در سال ۲۰۱۵ میلادی حدود ۳۰۰هزار تن ظرفیت سالانه به کل ظرفیت تولید کنسانتره مس اضافه کرد که این ازدیاد با راه ‌اندازی دو واحد پردازش سنگ در سرچشمه و سنگام انجام شد.

“بی‌ ام ‌آی” در ادامه گزارش خود از یک قرارداد سرمایه‌ گذاری بین شرکت ملی صنایع مس ایران با کنسرسیومی از شرکت ‌های خاورمیانه‌ ای خبر می‌دهد که یک سال پیش و به منظور ساخت یک کارخانه ۱۰۰ هزارتنی کنسانتره مس چاه فیروزه در کرمان منعقد شده است و انتظار می ‌رود در سال ۲۰۱۹ میلادی عملیات خود را آغاز کند.

“بی ‌ام ‌آی” درباره ذخایر روی ایران نیز می‌گوید: این کشور یکی از بزرگترین ذخایر قطعی روی جهان را دارد که میزان آن به طور تقریبی ۳۰۰ میلیون تن برآورد می ‌شود، این کشور پس از چین، قزاقستان و هند در مقام چهارم تولید سنگ روی قرار دارد، اما این ذخایر بسیار جای کار و رشد دارد و تاکنون فقط نیم درصد آن استخراج شده و حالا پس از سال‌ها کاهش تولید، خروجی استخراج روی در ایران در موقعیتی است که به رشد مثبت بازگردد. روی هم با افزایش قیمت‌های جهانی و هم رشد تقاضا از سوی متقاضیان داخلی، از رونق برخوردار می ‌شود.

دو معدن از بزرگترین معادن روی ایران یکی مهدی ‌آباد است با 16.5 میلیون تن ذخایر سنگ روی و دیگری معدن انگوران است با ۹ میلیون تن ذخایر باقی مانده سنگ روی. تولید سرب و روی در این کشور در اختیار گروه توسعه معادن روی ایران، شرکت معدنی باما، شرکت معادن بافق و شرکت کالسیمین است.

گزارش مکنزی در باره وضعیت بیست سال آینده

توسط
دستاورد صنعت
-
0

“ایران: فرصت رشد یک تریلیون دلاری” عنوان گزارشی 200 صفحه ای است که موسسه جهانی مکنزی (McKinsey Global Institute) در باره وضعیت بیست سال آینده اقتصاد ایران تهیه کرده است. موسسه مکنزی یکی از معتبرترین شرکت های مشاوره مدیریتی بخش خصوصی در جهان است در 25 سال فعالیت خود به موسسات، نهادهای و دولت های زیادی در سطح جهان مشاوره داده است. این موسسه 109 دفتر در 61 کشور جهان دارد.

گزارش مفصل موسسه مکنزی نقاط ضعف و قوت اقتصاد ایران را در دو دهه آینده بررسی می کند و در ضمن بررسی بخش های مختلف اقتصاد ایران می نویسد” ما به این نتیجه رسیدیم که ایران پتانسیل افزودن یک تریلیون دلار به تولید ناخالص داخلی با رشدی 6.3 درصدی و ایجاد 9 میلیون شغل جدید را تا سال 2035 دارد. کارشناسان این مرکز تاکید دارند که برای رسیدن به این هدف، باید اقداماتی برای “افزایش جذابیت برای سرمایه گذاران خارجی، تضمین ثبات اقتصاد کلان، تقویت و تعمیق نظام مالی و ارتباط بین المللی آن، افزایش بهره وری و ایتقای زیرساخت ها” انجام شود.

ایران برای رسیدن به چنین رشدی، نیاز به سرمایه گذاری سه و نیم تریلیون دلاری دارد که یک تریلیون دلار آن باید از سرمایه های خارجی تامین شود.

گزارش مکنزی گزارشی بخش های اصلی اقتصاد ایران را زیر ذره بین گرفته و ضمن بررسی وضعیت فعلی، آینده آنها را نیز در صورت جذب سرمایه گذاری پیش بینی کرده است. آنچه می خوانید بخش مربوط به صنعت نفت و گاز است.

نفت و گاز نقش حیاتی در تقویت رشد ایران هم در کوتاه مدت و هم در بلند مدت ایفا می کنند. احیای صادرات نفت از افزایش رشد در کوتاه مدت پشتیبانی خواهد کرد در حالی که گاز می تواند به ثبات و پایداری رشد در بلند مدت کمک کند. ایران دارای بزرگترین ذخایر اثبات شده گاز در جهان است و چهارمین ذخایر اثبات شده نفت را نیز در اختیار دارد. به رغم سقوط شدید قیمت ها از میانه سال 2014، هزینه تولید نفت و گاز ایران هنوز هم در سطحی بسیار پائین تر از قیمت بازار است. اگر چه گاز این کشور در حال حاضر غالبا به صورت داخلی مصرف می شود اما امکان خالص صادرات گاز برای اولین بار در دهه پیش رو وجود دارد.

گاز و میعانات گاز طبیعی نیز خوراک ارزن قیمت را برای بخش پتروشیمی ایران فراهم می کنند به طوری که این کشور بالاتر از روسیه، دهمین تولید کننده بزرگ دنیا به لحاظ میزان و حجم تولید است. محصولات پتروشیمی دارای بازار داخلی در حال  رشد است و زیر ساخت های مناسبی برای دستیابی به بازارهای صادراتی  نیز دارد. با توجه به ذخار معدنی غنی ایران از جمله مس و روی، بخش معدن احتمالا نقش مهمی در رشد خواهد داشت. نهایتا، کشاورزی نیز یک بخش قابل توجه از نظر اندازه و زمینه اشتغال به کار مهمی است که امکان بهبود آن وجود دارد. مالکیت مزرعه ها به شدت غیر متمرکز است و خرده مالکان غالب زمین ها را در اختیار دارند و در این شرایط احتمالا همچنان واردکننده خالص محصولات کشاورزی باقی خواهد ماند. اتخاذ روش های نوین همچون روش های مدیریت آب و یکپارچه سازی اراضی، می تواند باعث رشد بهره وری گردد.

تمام این بخش ها نیاز به سرمایه گذاری عمده برای نوسازی ماشین آلات یا فرآینده بعضا منسوخ و توسعه منابع بهره برداری نشده دارند. به ویژه نفت و گاز در کنار برخی از منابع معدنی ایران، جذابیت خاصی برای سرمایه گذاران خارجی دارند. دولت باید توازنی بین حفظ مالکیت حکومت بر دارایی ها و پیشنهاد بازگشت سرمایه با ریسک تعدیل شده برای سرمایه گذاران بین المللی برقرار کند.

 

نفت و گاز: افزایش تولید و صادرات

با تحویل یک میلیون بشکه نفت از نفتکش مونت تولیدو به پالایشگاه Cespa اسپانیا در ششم مارس 2016، صادرات نفت خام ایران به اروپا مجددا آغاز شد. ما برآورد می کنیم که نفت و گاز با هم تا سال 2035 بین 125 تا 375 میلیارد دلار به تولید ناخالص داخلی ایران بیفزاید. بازه گسترده برآورد ما عمدتا به دلیل نااطمینانی قابل تووجه در باره مسیر قیمتی نفت و گاز در آینده است؛ زیرا الگوهای مصرف با تغییر تقاضای بازارهای در حال ظهور، توسعه فناوری های جایگزین برای حمل و نقل و واکنش ها به تغییرات اقلیمی، تغییر می یابند. این میزان افزایش در در تولید در تولید ناخالص داخلی همچنین بستگی به حجم سرمایه گذاری دارد که این بخش برای افزایش تولید در ان دوره می تواند جذب کند.

برای بیشتر کردن حجم تولید از حجم تولید چهار میلیون بشکه ای و صادرات بیش از دو میلیون بشکه در روز مربوط به قبل از تحریم ها، ایران به سرمایه گذاری اساسی هم در بازیابی نفت برای میادین نفتی قدیمی و هم توسعه میادین جدید دارد.

دولت ایران اشاراتی مبنی بر قصد خود برای افزایش تولید نفت و گاز داشته و برنامه پنج ساله دولت نیز نیاز به 200 میلیارد دلاری برای سرمایه گذاری در این بخش را مشخص می کند. 135 میلیارد دلار برای پروژه های بالادستی، 50 میلیارد دلار برای محصولات پتروشیمی و 15 میلیارد دلار یبرای پالایشگاه ها. دولت همچین بیان داشته که از شرکت های نفتی بین المللی برای رسیدن به این هدف کمک خواسته و در حال بازبینی مبانی قراردادی خود با این شرکت هاست. دولت ایران اشاره داشته که شکل جدید “قرارداد نفتی ایران” از ترتیبات بیع متقابل به سیستمی جدید با جذابیت های بیشتر برای بنگاه های چند ملیتی حرکت خواهد کرد که شامل قراردادهای بلند مدت تر و تسهیم ریسک و بازده است.

گاز نقش کلیدی در اهداف توسعه بلند مدت ایران ایفا می کند

افزایش تولید گاز طبیعی، امکانات و انتخاب های سیاستی جدیدی را برای دولت به منظور دستیابی به اهداف توسعه خود، خلق می کند. در داخل کشور، افزایش عرضه گاز می تواند برای تامین تقاضای صنعتی در حال رشد ازجمله در بخش پتروشیمی و همچنین تکمیل گاز سوز کردن نیروگاهها به منظور صرفه جوییی در مصرف انرژِی، مورد استفاده قرار می گیرد. این باعث آزاد شدن نفت تخصیص داده شده برای مصرف داخلی به نفع صادرات می گردد. در مورد صادرات گاز می تواند از طریق خط لوله یا در قالب گاز طبیعی مایع شده (LNG) تحویل گردد، گر چه رسیدن به این نقطه مستلزم صرف  زمان و سرمایه عظیم است.

بازگشت سطح تولید و صادرات مایعات نفتی به قبل از تحریم ها

ایران در دهه 1970 روزانه 6 میلیون بشکه نفت تولید می کرد اما این رقم در دهه 1980 به دو میلیون بکشه تقلیل یافت. جنگ ایران و عراق در 88-1980 مانع سرمایه گذاری خارجی دشد و اخیر نیز تحریم های بین المللی بر میزان تولید تاثیر داشتند. میزان تولید نفت ایران در سال 2015 به طور میانگین روزانه سه میلیون و 400 هزار بشکه (که دو میلیون و 800 هزار بشکه از ان نفت خام بود) یا ب هعبارتی حدود 20 درصد کمتر از حجم چهار میلیون و 300 هزار بشکه ای روزانه قبل از تحریم ها بود. علت عمده این کاهش تولید سقوط 50 درصدی صادرات به یک میلیون بود.

بخش نفت ایران، مسیر خود را در کاهش تولید مرتبط با تحریم ها، به جای بستن تمام چاه ها از طریق بستن یکی یکی چاه های قدیمی به صورت گردشی مدیریت کرد. این بدین معنی است که راه اندازی مجدد آنها آسان تر است، گر چه زیر ساخت های تخریب و مستهلک شده، نیاز به نوسازی دارند. حتی در دوره تحریم ها هم بخش نفت به توسعه برخی میادین جدیدتر از جمله یادآوران و آزادگان ادامه داد.

پس از تحریم ها، دولت هدف خود را تولید مایعاتی معادل روزانه چهار میلیون بشکه تا پایان سال 2016 و روزانه پنج میلیون و 700 هزار بشکه در پایان برنامه پنج ساله در سال 2021 مشخص کرده که تا یک میلیون بشکه آن از طریق میعانات و عمدتا از میدان گازی پارس جنوبی حاصل می شود. این افزایش در تولید مایعات مستلزم سرمایه گذاری 70 تا 100 میلیارد داری و هماهنگی بسیاری از پروژه های جدید با هم است. پیش بینی کنندگان دیگر انتظار افزایش کوتاه مدت تولید را دارند، اما در مورد سرعت این افزایش که نیاز به سرماهی گذاری جدید دارد، اظهار نااطمینانی می کنند.

15 میلیارد دلاری که دولت برای سرمایه گذاری در پالایشگاه ها برنامه ریزی کرده، عمدتا برای میعانات و شامل تکمیل پالایشگاه سیراف (480 هزار بشکه در روز)، پالایشگاه ستاره خلیج فارس (360 هزار بشکه) و فاز دووم پالایشگاه فارس (120 هزار بشکه) است. با این ظرفیت تمام میعانات به جای صادرات به صورت پالایش نشده، در ایران پالایش می شوند. این می تواند باعث حذف واردات بنزین شود که روزانه 74 هزار بشکه در سال 2015 بوده است. با توجه به ظرفیت مازاد مراکز تقطیر آسیایی و اروپایی، سرمایه های عظیم دیگر ممکن است صرفا محصولات با حاشیه سود پائین تولید کنند. برخی سرمایه گذاری های خارجی در پالایشگاه ها در ایران و سرمایه گذاری ایرانیان خارج از کشور می تواند باعث تحکیم روابط بلند مدت به خصوص با آسیا شود.

نمودار 1

به لحاظ تاریخی، هزینه هر بشکه نفت تجاری قابل حصول در ایران، با در نظر گرفتن هزینه سرمایه و هزینه های عملیاتی غیر از پرداخت های دولت، بین دو تا سه دلار بوده است. حتی با وجود انتظار افزایش هزینه ها به دلایل زمین شناختی میدان و نیاز به فناوری پیشرفته که غالبا از طریق شرکت های نفتی بین المللی تامین می شوند، میادینی که تولید خود را طی 20 سال گذشته آغاز کرده اند هنوز هم از نظر اقتصادی جذاب هستند (نمودار 1). تعدادی از میادین نسبتا جدیدتر از جمله آزادگان شمالی، آزادگان جنوبی، دارخوین، یادآوران و چنگوله در اولویت ایران خواهند بود. هزینه تولید هر بشکه در این میادین بین 10 تا 12 دلار خواهد بود که پنج دلار در هر بشکه مربوط به هزینه سرمایه است که نظیر میادین مشابه خود در عراق است که تحت کنترل بازیگران بین المللی نفت و گاز هستند. با فرض ساختار هزینه ای مشابه در میان تمام میادین، برآورد می کنیم که ایران برای جبران کاهش تولید میادین قدیمی و حفظ تولید مایعات در سطح چهار میلیون بشکه ای قبل از تحریم ها، تا سال 2035 به 60 میلیارد دلار سرمایه گذاری نیاز دارد. افزایش تولید به پنج میلیون و 400 هزار بشکه مستلزم 125 میلیارد دلار سرمایه گذاری است.

 

کسب درآمد از تولید گاز برای تقویت رشد اقتصادی در بلند مدت

ذخایر اثبات شده 34 تریلیون متر مکعبی گاز ایران، بیشتر از روسیه و قطر، دوبرابر ترکمنستان و سه ذخایر گازی ایالات متحده است. در حال حاضر، ایران از این ذخایر بهره برداری کامل نمی کند. تولید سالانه 173 میلیارد مکعبی گاز ایران کمتر از یک چهارم تولید ایالات متحده به عنوان بزرگترین تولید کننده است. با این حجم تولید، ایران ذخایر کافی برای پوشش تولید 200 سال را دارد.

برخلاف نفت، تولید گاز طبیعی ایران طی دو دهه گذشته، از جمله در خلال تحریم های بین المللی، رشد زیادی داشته، به طوری که در همین دوره ایران میدان گازی پارس جنوبی را توسعه داده است. این میدان که دارای مخزن مشترک با میادین گنبد شمالی قطر است، بزرگترین میدان گازی ایران با 14 تریلیون متر مکعب ذخایر قابل بازیابی است. هزینه تولید گاز میدان پارس جنوبی، در کمتر از هفت دلار برای معادل هر بشکه نفت در اکثر میادین یا 1.20 دلار برای هر یک میلیون بی تی یو (BTU)، مشابه هزینه استخراخ گاز در قطر از همان ذخایر است. قطر عمدتا این گاز را به صورت گاز طبیعی مایه شده به قیمت هفت دلار برای هر میلیون بی تی یو در آسیا می فروشد.

توسعه میدان پارس جنوبی در زمان تحریم ها نیز البته با سرعت کمتر و هزینه بیشتر ادامه یافت. با بازگشت شرکت های بین المللی و هزینه های سرمایه ای اضافی حداقل 30 میلیارددلاری، ایران یم تواند تولید این میدان را تا حدود 280میلیارد متر مکعب در سال یا 10 هزار تریلیون BTU در 10 تا 15 سال آینده افزایش دهد. این می تواند سهم پارس جنوبی را از گاز ایران از 50 درصد در سال 2015  به 70 درصد در سال 2030 افزایش دهد. میدان پارس جنوبی همچنین از نظر میعانات نیز غنی است و بیشتر از 450 هزار بشکه میعانات ایران را در سال 2014 تولید کرده است.

گاز می تواند نقشی کلیدی در اهداف توسعه بلند مدت ایران ایفا کند. تقاضای صنعتی برای گاز حتی پس از بهبود کارایی مصرف انرژی و فازبندی تدریحی هدفمندی یارانه ها، می تواند پنج درصد در سال رشد کند و این بیشتر به واسطه بخش ساختمان و فشار دولت برای افزایش تولید محصولات اصلی پتروشیمی مانند، متانول، آمونیاک و اتیلن  است. همچنین انتظار می رود که گاز نقش کلیدی خود را در تولید انرژی که در حال حاضر 79 درصد است، افزایش دهد. انتظار داریم که تقاضای خانگی و تجاری گاز رشد متوسطی داشته باشد.

تحلیل عرضه و تقاضای  ما نشان می دهد که تا سال 2025 ایران تا 70 میلیارد مترمکعب گاز قابل عرضه بیشتر از تقاضای مورد انتظار برای تولید انرژی، صنعت، استفاده خانگی و تجاری، تولید خواهد کرد. این کشور با این انتخاب های مواجه می شود که چگونه به بهترین نحو این گاز را به رشد و توسعه اقتصادی  آتی اختصاص دهد. قیمت های گاز توسط دولت و با توجه به دسته بندی آخرین مصرف کننده، تعیین می شود. یک برنامه پائین دست گازی وسیع تر می تواند کارایی را تقویت کرده و سرمایه گذاری را در حوزه های ی که احتمالا بیشترین پشتیبانی را از اهداف توسعه خواهند داشت، تسهیل نمایند. چنین برنامه ای باید رابطه جایگزینی بین جابه جایی نفت با گاز در تولید انرژی، استفاده از گاز برای توسعه پتروشیمی و صنایع انرژی بر، تزریق مجدد گاز به میادین نفتی برای افزایش تولید، صادرات گاز از طریق  خط لوله یا به صورت گاز طبیعی مایع شده در نظر بگیرد.

در طول زمان، افزایش تولید گاز به ایران اجازه می دهد که صادرات خود را افزایش دهد، در حالی که اهداف توسعه داخل خود را نیز برآورده می کند. دولت نشان داده است که صادرات گاز می تواند از 70 میلیارد متر مکعب در سال نیز تجاوز کند، اگر موانع بر سر راه توافقات صادراتی برداشته شوند.

ایران حدود 9 میلیارد مترمکعب گاز از طرق خط لوله به ارمنستان، آذربایجان و ترکیه صادر می کند. پروژه های خط لوله دیگری نیز برنامه ریزی شد هاند، اگر چه پیشرفت آنها قابل اطمینان نیست. اینها شامل برنامه های ایران برای صادرات سالانه یک میلیاد مترمکعب گاز به عراق و احتمالا افزایش آن به 9 میلیارد متر مکعب است. ایران همچنین برنامه خط لوله 10 میلیارد مترمکعبی به عمان را دارد که طی آن 30 درصد آن به مایع تبدیل شده و در قالب گاز طبیعی مایه شده صادرات مجدد می شود.

دولت همچنین بر پتانسیل صادرات به پاکستان و هند و افزایش صادرات به ترکیه تاکید دارد. برآورد می کنیم که اینها و دیگر پروژه ها بتواند صادرات گاز را به 30 میلیارد مترمکعب در سال تا 2025 افزایش دهند و اگر قراردادهای بلند مدت برای تمام این پروژه ها بسته شود، حجم صادرات می تواند از این هم بیشتر شود.

 

 

نمودار 2

 

یک فرصت بزرگتر اما بلند مدت برای افزایش صادرات گاز ایران، فرآوری گاز طبیعی به گاز طبیعی مایع شده است. تجارت جهانی گاز طبیعی مایع شده طی 25 سال گذشته به سرعت و با نرخ سالانه هفت درصد بین سال های 1990 و 2013 رشد کرده است. چین، هند، ژاپن، کره جنوبی بازارهای اصلی بوده اند. البته اگر رشد چین به مسیر کند خود ادامه دهد و اگر در آینده گاز شیل وسعه یابد، ممکن است این تقاضا  در آینده به همین قدرت نباشد. عرضه آمریکای شمالی، استرالیا و افریقا متضمن این است که قیمت جهانی گاز طبیعی مایع شده ممکن است برای سال های متمادی پائین باشد، اما اندازه بازار برای تعادل بلند مدت می تواند جایی بین 300 میلیارد دلار تا 700 میلیارد دلار تا سال 2030 باشد. در حالی که چشم انداز آن نامطمئن است، ایران می تواند پتانسیل ارزشمند برای سرمایه گذاری در گاز طبیعی مایع شده در بلند مت بهره مند شود.

ایران در حال حاضر زیر ساخت های ابتدایی را برای توسعه گاز طبیعی مایع شده دارد. ساخت پایانه گاز طبیعی مایع شده در تنبک قبل از تحریم ها آغاز شد و تفاهمات و برنامه هایی برای پروژه با شرکای بین المللی از جمله شل، توتال، پتروناس داشت. این پروژه ها یا به دلیل تحریم های بین المللی لغو شدند و یا اینکه به دلایل دیگر از جمله دشواری های مربوط به تامین مالی و یا تغییر اولویت های دولت به حالت تعلیق در آمدند. با شروع کار بر روی تنها پروژه داخلی موجود که تحت مالکیت شرکت مایع سازی گاز طبیعی ایران، قرار دارد، این کشور می تواند به تنهایی 15 میلیارد متر مکعب ظرفیت گاز طبیعی مایع شده به بازار جهانی وارد کند.

اگر تمام پروژه هایی که معلق مانده یا در حال برنامه ریزی هستند، اجرا شوند، ایران می تواند با 60 میلیارد دلار سرمای گذاری اضافی، ظرفیت گاز طبیعی مایع شده را تا 100 میلیارد متر مکعب افزایش دهد. در عمل، تنها یک پروژه گاز طبیعی مایع شده ایران می تواند طی سه تا پنج سال آیند به بهره برداری برسد. با توجه به نااطمینانی موجود در قیمت ها در بازارهای صادراتی و سرمایه گذاری هنگفت مودر نیاز برای صادرات گاز،  ایران احتمالا توسعه تدریجی را انتخاب می کند.

 

ایجاد قوانین و مقررات و محیط سرمایه گذاری جذاب برای سرمایه گذاران

توسعه بیشتر میادین نفت و گاز و زیر ساخت ها برای صادرات احتمالی، مستلزم سرمایه گذاری های عظیم است که ما برآورد می کنیم به 300 تا 350 میلیارد دلار طی 20 سال آینده برسد. این نیازهای سرمایه گذاری می تواند بخشی توسط شرکت های بین اللملی نفت، گاز و خدمات میادین صورت گیرد که تخصص فنی آنها می تواند باعث تسریع رشد تولید نفت و گاز شود. دولت ایران گفته که به دنبال سرمایه گذاری های بین المللی در بخش نفت و گاز است و طی چند هفت از زمان اجرای برجام تفاهمات متعددی را امضا کرده است. به عنوان مثال، شرکت شل بازگشت خود به ایران را با بازپرداخت دو میلیارد دلار از بدهی خود به ایران مربوط به قبل از تحریم ها را اعلام کرد و شرکت سایپم ایتالیا نیز در ژانویه 2016 دو تفاهم نامه را برای به روز رسانی خطوط لوله و پالایشگاه های شیراز و تبریز امضا کرد.

برای تضمین سرمایه گذاری مورد نیاز برای بالادست نفت و گاز، ایران باید محیط قانونگذاری را ایجاد کند که چنین سرمایه گذاری هایی را تحریک کند. بر اساس قوانین موجود، شرکت های نفتی بین المللی باید از طریق شرکت های داخل عمل کنند و عواید خود را بر مبنای قرارداد بیع متقابل دریافت نمایند که متخص ایران است. پیکانکار بین المللی هزینه سرمایه را برای پروزه تامین می کند و شرکت ملی نفت ایران بر مبنای فرمولی که شامل نرخ ثابت بازده است به آن پرداخت می کند. در عین حال، بنگاه بین المللی ریسک خارج شدن پروژه از کنترل یا هزینه مازاد را متقبل می شود. این قرارداد ایرانی اساسا متفاوت با مدل امتیازی یا تسهیم تولید است که شرکت های بین المللی نفتی در کشورهای دیگر مورد استفاده قرار می دهند، که بر اساس این قرارداد، این شرکت ها ریسک اکتشاف و مدیریت پروژه را تقبل می کنند، اما بازده زیادی را در صورت موفقیت پروژه به دست می آورند.

ایران در حال بازنگری شرایط تجاری قراردادهای خود بوده و ممکن است مانند دیگر کشورهای تولید کننده به مدل تسهیم تولید نزدیک شود. یک کمیته بازنگری که در سال 2013 ایجاد شده، اصول کل سیستم قراردادی جدید را توصیف کرده که طی آ، شرکت های بین المللی یک سرمایه گذاری مشترک با شرکت ملی نفت ایران تشکیل داده و سهمی از سود را دریافت می کنند. در حالی که اصلول کنترل حاکمیت بر منابع در قانون اساسی ایران را نیز رعایت می کنند. این قراردادها همچنین دوره طولانی تر 20 تا 25 ساله را پوشش می دهند و در کنار ریسک مالی، مشوق هایی را نیز در زمینه های مختلف در نظر گرفته اند.

 

صنعت حفاری ایران بعد از یکصد سال

توسط
دستاورد صنعت
-
0

حفاری یکی از مهمترین فرآیند های اصلی اکتشاف، ارزیابی و توسعه مخازن نفت و گاز است. از این بخش به عنوان یکی از چالش های اصلی صنعت نفت ایران یاد می شود. صنعت حفاری، به تجهیزات و لوازمی احتیاج دارد که مهمترین و گران ترین آن دکل های حفاری است. گزارش ها نشان می دهد که ایران اکنون 118 دکل خشکی در اختیار دارد که مالکیت 116 دستگاه آن متعلق به شرکت های ایرانی است. همچنین 37 دستگاه دکل حفاری در داخل آب در اختیار کشور است که 23 دستگاه آن در اختیار شرکت های داخلی است. مرکز پژوهش های مجلس گزارش مفصلی در باره صنعت حفاری تهیه کرده و ضمن بررسی و مقایسه صنعت حفاری در ایران و جهان، مشکلات این صنعت را در ایران و راههای گذر از این مشکلات را ارائه کرده است. بخش مختصری از این گزارش را می خوانید.

 

ذخایر نفت قابل برداشت کشور157 میلیارد بشکه و ذخایر گاز طبیعی 34 تریلیون مترمکعب برآورد می شود. با توجه به هدایت منابع مالی به سوی سرمایه گذاری در صنعت نفت و به ویژه بخش حفاری که پرهزینه ترین بخش صنعت نفت است برای همین به منظور انجام پروژه های توسعه ای و صیانتی مخازن هیدروکربوری امری بسیار ضروری و با اهمیت است.

برای تولید هیدروکربور از یك مخزن نفتی یا گازی اصولاً باید سه مرحله مجزا طی شود که شامل مرحله اکتشاف، ارزیابی و توسعه است. موفقیت در مرحله اکتشاف یك میدان نفتی به عوامل متعددی ازجمله بهره گیری از زمین شناسان باتجربه و کارآمد نفتی، طبیعت  پیچیدگی زمین شناسی منطقه، نوع تله نفتی و اندازه آن و دسترسی به فناوری های نوین در زمینه ژئوفیزیك و علوم زمین بستگی دارد. مرحله ارزیابی در واقع مرحله گذر از موقعیت زمین شناسی و رسیدن به موفقیت اقتصادی است و سومین مرحله که مرحله توسعه است باید شامل اطلاعات نسبتاً دقیقی درخصوص ساختار و حجم مخزن، خصوصیات سیال مخزن و چگونگی توزیع آن در مخزن باشد.

با توجه به اینكه بیشتر مخازن بزرگ نفتی کشور که درحال تولید هستند، در نیمه عمر خود قرار دارند، به منظور جبران کاهش تولید از مخازن، کشف نفت و گاز در میدانهای مشترک، اکتشاف در افقهای عمیقتر از میدان های درحال تولید، عملیات لرزه نگاری و حفاری در طاقدیسهای ناشناخته جزء اولویتهای مدیریت اکتشاف است. فعالیتهای اکتشاف نفت و گاز در سال 1393 منجر به کشف 910 میلیون بشکه ذخایر در جای اولیه نفت خام شده است. یكی از شاخص های مهم فعالیتهای اکتشافی ضریب موفقیت است. طبق تعریف، نسبت چاه هایی که به مرحله تولید اقتصادی می رسند نسبت به کل تعداد چاه های حفرشده به عنوان ضریب موفقیت نام برده می شود. بر طبق گزارش مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت، در سالهای اخیر ایران به یكی از موفق ترین کشورها در حوزه اکتشاف تبدیل شده است.

اما با توجه به فعالیتهای اکتشافی در زمره فعالیت های مهم صنعت نفت به شمار می روند، اما با توجه به کمبود سرمایه  گذاری و محدودیت بودجه توسعه میادین کشف شده و افزایش ظرفیت تولید صیانتی نفت  دارای اولویت بالاتری هستند. صنعت حفاری یكی از ارکان و شاید اصلی ترین رکن اکتشاف وتولید مخازن هیدروکربوری به شمار می رود و تحقق اهداف تولید نفت و گاز کشور بدون برنامه ریزی جهت سازماندهی و توسعه صنعت حفاری امكانپذیر نخواهد بود. حفاری صنعتی تخصصی و سرمایه بر است که برای اکتشاف، توسعه، توصیف، ترمیم، تعمیر، تزریق و بهره برداری از مخازن نفت و گاز انجام می شود.

مجموع کل دستگاههای دکل حفاری ایران که در بخش خشكی فعالیت می کنند  118 دستگاه است که حدود 60 درصد آنها در اختیتار شرکت ملی حفاری ایران و بقیه در اختیار شرکت های خصوصی داخلی و خارجی است. در بخش دریا نیز 37 دستگاه دکل حفاری دریایی در آب های ایران قرار دارد که مالکیت 62 درصد آنها متعلق به ایران و بقیه در اجاره شرکت های داخلی است.

یكی از شاخصهای مهم صنعت حفاری که بر هزینه عملیات حفاری تأثیر بسزایی دارد، بازدهی حفاری است. بازدهی حفاری به معنای متراژ حفاری شده توسط هر دکل در زمان مشخص است.  بررسی اطلاعات موجود نشان می دهد اگر چه تعداد دکل های در اختیار از 50 دکل در سال 1390 به 134 دکل در سال 1393 افزایش یافته اما متراژ حفاری شده به ازای هر دکل از 9087 متر در سال 1390 به 6040 متر در سال 1393 کاهش یافته که نشان دهنده اختلال، تاخیر و کاهش بازدهی عملیات حفاری در سال های اخیر نسبت به سال 1390 است. این درحالی است که متراژ حفاری شده توسط هر دکل در کشوری مانند آمریکا از حدود 30 هزار متر در سال 1980 به 61 هزار متر در سال 2010 رسیده است. این فاصله ناشی از چند عامل است، نخست اینكه سطح فناوری ما از این کشورها پایین تر است، دوم اینكه ما از سیستمهای مدیریتی به کار گرفته شده در این کشورها استفاده نمی کنیم و عامل سوم هم این است که استاندارد تجهیزات و کالاهای مورد استفاده ما در حفاری با آنچه در این کشورها استفاده می شود، یكسان نیست و درنتیجه به لحاظ استاندارد تا این حد فاصله وجود دارد.

متأسفانه پس از 107 سال از کشف اولین چاه نفت در خاورمیانه در مسجد سلیمان و سپری شدن 65 سال از ملی شدن صنعت نفت ایران، اکنون صنعت حفاری ایران به دلیل عدم برنامه ریزی های صحیح و هدفمند نه تنها در زمره کشورهای صادرکننده تكنولوژی صنعت نفت در دنیا نیست، بلكه با توجه به مشكلات سالهای تحریم حتی جزء استفاده کننده از تكنولوژی های مدرن صنعت نفت هم نیست. این موضوع در بسیاری از مواقع حتی با وجود تجربه بالای پیمانكاران و کارکنان این صنعت، موجب بروز حوادث و خسارات جانبی و مالی جبران ناپذیری می شود که در صورت مدیریت صحیح تكنولوژی می توان از وقوع آنها جلوگیری کرد.

اولین گام در مطالعه و ارزیابی وضعیت تكنولوژی در کشور، بررسی توان و ظرفیت داخل کشور و تحلیل وضعیت موجود به منظور شناسایی آسیبها و چالشهای این حوزه و سپس تعیین وضعیت مطلوب در جهت برنامه ریزی هدفمند و پیشنهاد برنامه و راهكارهای عملی و مكانیسم های مناسب مدیریت تكنولوژی است.

درحال حاضر انتقال فناوری در صنعت حفاری به دلیل عدم برنامه ریزی، ساماندهی نامناسب شرکتهای فعال این حوزه، ضعف در زیرساختهای اطلاعاتی موجود درباره سازندگان تجهیزات داخلی، اطلاعات بازار و توانمندیهای موجود، مشكلات گمرکی، تعرفه های وارداتی و محدودیت دسترسی به بازارهای بین المللی، کمبود نقدینگی کارفرمایان، عدم پذیرش ریسك در انجام طرحهای پژوهش و فناوری، عدم سرمایه گذاری و عدم توجه به قدرت و توان داخلی در بومی سازی تكنولوژی اتفاق نیافتاده است. محقق شدن انتقال دانش و تكنولوژی واقعی نیازمند اقداماتی از قبیل تدوین نظام زنجیره تأمین کالای صنعت حفاری، شناسایی و اولویت بندی فناوریهای مورد نیاز صنعت حفاری، شناسایی توانمندیهای داخلی در این حوزه، بررسی و تعیین الزامات، چالشها و راهكارهای انتقال، توسعه و مدیریت فناوریهای حفاری و تنظیم نظام مدیریت دانش در زمینه فناوریها، مدیریت و اجرای پروژه های حفاری است.

 

سرمایه و تکنولوژی نیازهای زغال سنگ ایران

توسط
دستاورد صنعت
-
0

روند گرم شدن کرده زمین، بسیاری از کشورها، کارخانه ها و صنایع تولیدی را به سمت سوخت هسته ای یا سوخت های  هیبریدی و پاک سوق داده است اما آمارها رسمی نشان می دهد که هنوز استفاده از زغال سنگ در صدر جدول منابع تامین انرژی جهان قرار دارد. بهای ارزان زغال سنگ بر میزان تقاضا از سوی بازار کشورهای نوظهور اقتصادی افزوده و بهره مندی از سوخت های پاک به موضوع اجلاس مختلف رهبران سیاسی محدود شده است. در هند، چین و کشورهای پهناور آسیای جنوب شرقی هنوز هم استفاده از زغال سنگ بین 65 تا 70 درصد از منابع تامین انرژی این مناطق را تشکیل می دهد، حتی پیش بینی می شود به دلیل رکود عمیق مالی در اروپا و آمریکا، کشورهای درگیر بحران همچنان علاقه چندانی به سرمایه گذاری در بخش توسعه انرژی های پاک نداشته و به واردات گسترده زغال سنگ ادامه دهند.

بر اساس گزارش سازمان بین المللی انرژی، مصرف زغال سنگ در جهان تا سال 2030 تقریبا دو برابر می شود. بر اساس ارزیابی های انجام شده، سهم ذغال سنگ از مجموع انرژی مصرفی جهان تا سال 2030 تا 27 درصد افزایش می یابد. بر اساس این گزارش، مصرف جهانی زغال سنگ هم در این سال تقریبا با دوبرابر افزایش به بیش از شش میلیارد تن می رسد.

چین، استرالیا، آمریکا، روسیه، هند و افریقای جنوبی بازیگران اصلی بازار زغال سنگ هستند. تا سال 2020 میلادی چین حرف اول را در این بازار می زند ولی پیش بینی می شود که از این سال به بعد روسیه سهم قابل توجهی از بازار چین را تصاحب کند.

ایران از منظر تنوع و میزان ذخایر معدنی ، جزو کشورهای برتر معدنی جهان است. یکی از این ذخایر زغال سنگ است. زعال ایران از نظر بازار مصرف به دو دسته تقسیم می شود:

  • زغال کک شو که مصرف عمده آن در زنجیره فولاد است
  • زغال حرارتی که بیشتر مصرف آن در نیروگاههای زغالی است

زغال سنگ کک شو عمدتا تامین کننده نیاز فولاد سازی ها با روش کوره بلند هستند که ذوب آهن اصفهان تقریبا تنها مشتری آن است. البته هلدینگک میدکو نیز در آینده نزدیک به این جمع اضافه می شود.

یکی دیگر از معادنی که در ایران یافت می شود، معادن نفت و گاز است. این معادن به حدی غنی و اقتصادی است که برای اکتشاف، استخراج، فرآوری و فروش آن یک وزارتخانه مستقل تحت عنوان وزارت نفت تاسیس پشده است. وجود فراوان این ماده معددنی ارزشمند موجب ده تا ارزش معادن زغال سنگ حرارتی در ایران، رنگ ببازد. لذا استفاده از انرژی زغال سنگ حرراتی در ایران جایگاهی ندارد. برخی تولید کنندگان بخش خصوصی، زغال سنگ حرارتی استخراجی را صادر می کنند/ عمده صادرات این بخش به ترکیه و اروپای شرقی است

در مجموع بازار زغال سنگ در ایران رونقی ندارد و دلایل اصلی آن به کیفیت زغال داخلی و بازار انحصاری آن باز می گردد. هر چند پیش بینی های بلند مدت نشان می دهد که زغال سنک به عنوان یک منبع انرژی مجددا مورد توجه قرار خواهد گرفت.

برای استفاده بهینه از منبع زغال سنگ،  برخی پیشنهادات که قبلا در سطح جهان استفاده شده نیز مطرح شده است. یکی از این پیشنهادات، استفاده از نیروگاههای زغالی در مناطق زغالدار ایران، مخصوصا در منطقه شرق و شمالی شرقی کشور که دسترسی کمتری به منابع انرژی از قبیل گاز طبیعی دارند. پیشنهاد دهندگان معتقدند می توان به جای انتقال گاز به این مناطق، از انرژی جایگزین استفاده کرد و گاز مصرفی پیش بینی شده را صادر کرد.

برخی دیگر از کارشناسان، گاز سازی زیر زمینی ((UCG و تولید گاز متان با استفاده از روش تزریق گاز اکسیژن به مخازن زغالی را پیشنهاد می کنند که این روش نیز در دست بررسی است و برخی دیگر تبدیل زغال به سوخت مایع (CTL) را مد نظر دارند. برخی نیز توسعه و بهبود روش های فعلی را توصیه می کنند و به مصرف زغال در نیروگاههای حرارتی وصنعت زغال اشاره دارند. به هر حال سازمان های بالادست می باید ب هصورت همزمان به همه روش های اقتصادی زغال سنگ بپردازند.

بر اساس مطالعات اولیه طرح جامع زغال سنگ که توسط مدیریت معادن سازمان توسعه و نوسازی معادن و صنایع معدنی ایران تهیه شده و به زودی منتشر می شود، وضعیت کلی پراکندگی معادن زغال سنگ کشور، کارگاههای زغالشویی و کک سازی به شرح زیر است. البته معادن کوچک و پراکنده ای در سایر نقاط کشور وجود دارد که قابل اغماض بوده و در صورتی که بنا به مطالعه و بررسی معادن زغالی کشور باشد بهتر است در نظر گرفته نشوند.

در منطقه آذربایجان 13 معدن، در منطقه گیلان 2 معدن، در البرز شرقی 64 معدن و 3 کارخانه زغالشویی، در ناحیه البرز مرکزی 57 معدن، دو کارخانه زغالشویی و یک کارخانه کک سازی – در منطقه گلستان 20 معدن، در منطقه خراسان شمالی یک معدن، در منطقه تهران دو معدن، در منطقه طبس 33 معدن و پنج کارخانه زغالشویی و یک کارخانه کک سازی، در منطقه کرمان نیز 25 معدن و چهار کارخانه زغالشویی و سه کارخانه کک سازی وجود دارد.

روش های تولید زغال سنگ در ایران در حال حاضر عمدتا سنتی است و بر اساس انواع روش های آن به شرح زیر است:

جبهه کار طولانی سنتی حدود 41 درصد، پلکانی معکوس حدود 38 درصد، کندن و پر کردن حدود 11 درصد، رو باز حدود 4 درصد، اتاق و پایه حدود 2 درصد، پلکانی بالا رو حدود 2 درصد، جبهه کار طولانی مکانیزه حدود یک درصد و جبهه کار کوتا حدود یک درصد.

این آمار نشان می دهد که صنعت زغال سنگ نیاز به نوآوری و ارتقاء تکنولوژی دارد و از فرصت ایجاد شده در پسابرجم برای جذب نهادهای سرمایه گذار و شرکت های صاحب تکنولوژی باید استفاده کرد.

در حال حاضر ظرفیت زغال سنگ ایران حدود 4.1 میلیون تن برآورد می شود اما ظرفیت بالقوه آن در حدود 2.7 میلیون تن است. در سال 1394 در مجموع 1.47 میلیون تن زغال سنگ تولید شده که نسبت به مدت مشابه که 1.43 میلیون تن بود، رشد اندکی داشته است. پیش بینی ها برای تولید امسال کمی بیش از 1.5 میلیون تن است که روندی صعودی نسبت به سال قبل خواهد داشت.

در 18 ماه گذشته، قیمت های جهانی زغال سنگ رشد مناسبی داشته ولی به دلیل برخی مسایل از قبیل عرضه و تقاضای داخلی و کیفیت زغال داخلی، این رشد قیمت تاثیر زیادی بر اقتصاد زغالی ایران نداشته است. البته معادن زغال سنگ ایران، می باید راه های صادرات زغال را برای خود هموار کرده و سعی کند تا مشکل انحصار در بازار داخلی را با صادرات جبران کند.

در سال گذشته 1.4 درصد از واردات چهار میلیارد و 400 میلیون دلاری بخش معدن و صنایع معدنی ایران به زغال سنگ و کک اختصاص یافته است. در واقع شرکت ذوب آهن اصفهان تقریبا نیمی از نیاز دو میلیون تنی خود به زغال را وارد کرده است. در مقابل یک درصد از صادرات هفت میلیارد دلاری بخش معدن و صنایع معدنی ایران به زغال سنگ و کک اختصاص پیدا کرده است که بیشتر آن زغال حرارتی بوده است.

ذخایر زغال سنگ ایران بیش از 1.1 میلیارد تن است. چنانچه ایران را بر اساس چهار بخش اصلی زغالدار بسنجیم، مجموع ذخایر زغال سنگ ایران به شرح زیر خواهد بود:

  • منطقه زغال سنگ دار طبس 866523 هزار تن
  • منطقه زغال سنگ دار البرز مرکزی 133999 هزار تن
  • منطقه زغال سنگ دار کرمان 93840 هزار تن
  • منطقه زغال سنگ دار البرز شرقی 34676 هزار تن
  • سایر مناطق زغال سنگ دار 3685 هزار تن

زنجیره تامین زغال سنگ در ایران به کک سازی زرند کرمان و ذوب آهن اصفهان ختم می شود. بزرگترین مشکل در اقتصاد معادن زغال سنگی نیز همین است. زیرا به دلیل نوعی انحصار در بازار خرید و همچنین وضعیت ضعیف اقتصادی خریدار انحصاری، همواره مشکلات مالی، شرکت های زغالی را آزار داده است.

تعداد کل معادن فعال کشور در سال گذشته هفت هزار و 87 معدن بوده است که تعداد معادن زغال سنگ 197 معدن است و سهم 1.68 درصدی از کل معادن را دارد.

بر اساس چشم انداز فولاد کشور و طرح جامع فولاد، در صورت تحقق تولید 55 میلیون تن فولاد، سهم تولید به روش کوره بلند به حدود شش میلیون تن خواهد بود. با فرض میزان کک مصرفی با اندازه مصرف 550 کیلو گرم به ازا هر تن چدن کوره بلند و 22 کیلو گرم به ازاء هر تن فولاد به روش EAF به شش میلیون و 200 هزار تن کنسانتره زغال سنگ نیاز داریم.

ظرفیت تولید کک در صورت اجرای طرح های توسعه چهار میلیون و 300 هزار تن خواهد بود. میزان کک مورد نیاز بر اساس ارقام چشم انداز 1404 به میزان چهار میلیون و 300 هزار تن است. میزان کنسانتره مورد نیاز در چشم انداز شش میلیون و 200 هزر تن محاسبه شده ولی در صورت اجرای طرح های توسعه تولید کنسانتره زغال سنگ، تنها موفق به تولید چهار میلیون و 600 هزار تن کنسانتره خواهیم شد و یک میلیون و 600 هزار تن کمبود کنسانتره خواهیم داشت.

بر اساس پیش بینی برنامه تولید کنسانتره زغال سنگ در کشور در افق 1404 ناحیه زغالدار کرمان 1300 هزار تن، ناحیه زغالدار طبس 2500 هزار تن، ناحیه زغالدار البرز مرکزی 450 هزار تن و ناحیه زغالداری البرز شرقی 350 هزار تن تولید کنسانتره خواهند داشت. بر اساس طرح جامع فولات و زغال سنگ در افق 1404 در منطقه طبس چهار میلیون تن، در منطقه کرمان دو میلیون تن، در ناحیه البرز مرکزی حدود 560 هزار تن و در ناحیه البرز شرقی حدو 720 هزار تن و در مجموع هفت میلیو ن و300 هزار تن زغال سنگ تولید خواهد شد.

برای تامین زغال سنگ کک شو، اولویت اول طبس خواهد بود که بالغ بر 324 میلیون تن ذخیر قابل برداشت دارد.

در صورت ساخت  افتتاح نیروگاههای زغالی کشور، تا چشم انداز 1404 در کل سالانه به هشت میلیون و 600 هزار تن زغال سنگ نیاز داریم.

با این محاسبات و کیفیت ذخایر ایران، واردات 15 تا 20 درصدی کنسانتره زغال سنگ با کیفیت بالا نیز باید  در برنامه ها گنجانده شود. برای اهداف نیروگاهی و طرح جامع فولات، صنعت زغال سنگ ایران نیاز به اجرای دقیق طرح های توسعه و تعریف طرح های جدید دارد. ایران باید معادن زغال سنگی خود را به روش های مکانیزه مجهز کند و از تکنولوژی های جدید برای افزایش کیفیت زغال سنگ تولید استفاده کند.

1...484950...71صفحه 49 از 71

مقالات محبوب

© - تمامی حقوق این وب سایت متعلق به ماهنامه دستاورد صنعت است