اعجاز گاز

با افتتاح پنج فاز پارس جنوبی از سوی رئیس‌جمهور، ایران در تولید روزانه گاز از پارس جنوبی به قطر رسید. درست یک سال قبل، یعنی در اردیبهشت 1395 بود که مدیرعامل وقت نفت و گاز پارس (شرکتی که متولی توسعه میدان گازی پارس جنوبی است) وعده داد که در صورت تامین مالی، این اتفاق به وقوع خواهد پیوست و اکنون ایران با ظرفیت تولید روزانه بیش از 570 میلیون مترمکعب گاز توانسته در نرخ تولید به قطر برسد؛ اگرچه بر اساس گفته علی کاردر، مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران، مجموع تولید ایران 1060 میلیارد مترمکعب و قطر 1771 میلیارد مترمکعب بوده و در نتیجه ایران هنوز در مجموع تولید، به قطر نرسیده است. پنج فاز اسمی یادشده، تولیدی معادل شش فاز استاندارد دارند؛ یعنی 150 میلیون مترمکعب گاز شیرین تولید روزانه هر فاز استاندارد معادل 3 /28 میلیون مترمکعب گاز غنی در نظر گرفته می‌شود که با جداسازی ناخالصی‌ها و میعانات گازی، 25 میلیون مترمکعب گاز شیرین و 35 تا 40 هزار بشکه میعانات گازی از آن به دست می‌آید. پنج فاز یادشده در قالب سه پروژه «17 و 18»، 19 و «20 و 21» توسعه پیدا کردند. توسعه فازهای 17 و 18 توسط شرکت‌های ایدرو، تاسیسات دریایی، ملی حفاری ایران، اویک، صدرا و دانا صورت گرفت. فاز 19 توسط شرکت‌های پتروپارس، پتروپارس ایران و تاسیسات دریایی توسعه یافت و شرکت‌های اویک و تاسیسات دریایی، توسعه فازهای 20 و 21 را بر عهده داشتند.

ثمره اولویت‌بندی

در میان طرح‌های افتتاح‌شده، فازهای 17 و 18، یکی از سه پروژه موسوم به «اولویت‌دار» است؛ دسته‌بندی که از سوی بیژن زنگنه صورت گرفت و فازهای 12، 15 و 16 و 17 و 18 در آن جای می‌گیرند. پیش از افتتاح اخیر و در سال‌های 1393 و 1394، دیگر پروژه‌های اولویت‌دار یعنی فازهای 12 و 15 و 16، به بهره‌برداری رسیده بودند تا مجموعاً بیش از 100 میلیون مترمکعب در روز به ظرفیت تولید گاز شیرین کشور اضافه شود. اولویت‌بندی این فازها در حالی صورت گرفت که در زمان شروع وزارت زنگنه، اغلب فازهای پارس جنوبی (به جز 11) در حال توسعه بودند؛ اما در عمل اهداف تولید محقق نشده بود. مساله اولویت‌بندی، در برنامه ارائه‌شده از سوی وزیر نفت به مجلس تحت سرفصل «قائل شدن اولویت برای افزایش برداشت گاز از میدان پارس جنوبی با حل مشکلات و تسریع در راه‌اندازی و عملیاتی کردن واقعی فازهای با پیشرفت فیزیکی بالاتر و نیز میدان گازی کیش» آمده بود.

او بر این اساس، فازهای پیشتاز را، که توسعه آنها در اواسط دهه 1380 شروع شده بود، در اولویت نخست قرار داد و پس از سفر نخست خود به عسلویه در مردادماه گفت: «در جریان این سفر یک‌روزه از نحوه پیشرفت فازهای ۱۲، ۱۵ و ۱۶، ۱۷ و ۱۸ پارس جنوبی، به عنوان اولویت‌دارترین فازهای در حال توسعه، بازدید شد. اولویت نخست کاری در پارس جنوبی، به نتیجه رساندن این سه طرح بزرگ گازی است و لایه نفتی در مرحله بعد قرار دارد. توسعه فازهای دیگر پارس جنوبی را یک ماه تا یک ماه‌ونیم بعد، پس از اینکه مشکلات جدی سه طرح گازی یاد شده حل شد، به صورت جدی پیگیری خواهم کرد.ضرورتی ندارد همه فازهای پارس جنوبی را با یک سرعت پیش ببریم. هم‌اکنون همه فشار و توان را روی پایان کار فازهای ۱۲، ۱۵ و ۱۶ و ۱۷ و ۱۸ قرار داده‌ایم، زیرا این فازها در مدت زمان بسیار کوتاه‌تر به تولید نزدیک و می‌توانند روزانه ۲۰۰ میلیون مترمکعب گاز و ۳۰۰ هزار بشکه میعانات گازی تولید کنند که این مهم برای مردم کشور امید زیادی ایجاد می‌کند و مسائل شبکه انتقال گاز نیز حل خواهد شد» (خبر 207059 شانا).

به طور کلی هر فاز پارس جنوبی به چهار بخش اصلی سکوهای دریایی، خط لوله دریا، بخش خشکی و حفاری تقسیم می‌شود که برای دستیابی به تولید، باید پیشرفت متناسبی در تمامی بخش‌ها صورت گیرد؛ چرا که فی‌المثل در صورتی که پالایشگاه به پایان برسد و حفاری چاه‌ها ادامه داشته باشد، امکان تولید میسر نمی‌شود. نکته مهم‌تر اینکه پیشرفت پروژه در مراحل پایانی که عملیات‌های تکمیلی، نصب و راه‌اندازی، تست و مواردی از این دست صورت می‌گیرد، معمولاً زمان‌بر و نیازمند تمرکز مدیریتی است. چنین تمرکزی ممکن است در مراحل اولیه که خرید حجم قابل‌توجهی از کالاها، یا انجام فعالیت‌هایی مثل خاک‌برداری و ساختمان صورت می‌گیرد، نیاز نباشد و به راحتی درصدهای بالای پیشرفت ثبت شود. اولویت‌بخشی دستیابی به اهداف (اصطلاحاً «سنگ‌نشانه» یا milestone) را بر پیشرفت فیزیکی پروژه (progress) می‌توان اصلی‌ترین اقدام زنگنه طی دوران وزارت دانست که موجب تسریع در دستیابی فازهای مختلف به تولید و نهایتاً افتتاح آنها شده است. بیژن زنگنه در دومین سفر خود به عسلویه که در آبان‌ماه سال 1392 انجام شد، به این موضوع اشاره کرد و گفت: «درصد پیشرفت برایم اهمیتی ندارد، بروید سراغ سنگ‌نشانه‌های (milestone) پروژه» (خبر 209989 شانا).

شاید عامل مهم دیگر در اولویت‌بندی را بتوان محدودیت منابع مالی دولت و وزارت نفت دانست که در زمان تحریم‌ها شدت دوچندانی داشت. کاهش همزمان صادرات و قیمت نفت باعث شد درآمد صادرات نفتی کشور (شامل نفت خام، فرآورده‌های نفتی، گاز طبیعی، مایعات و میعانات گازی) از 119 میلیارد دلار در سال 1390 به کمتر از 65 میلیارد دلار در سال 1392 کاهش یابد و البته دسترسی به این منابع دشوارتر و با تحمیل هزینه بیشتری صورت گیرد (نماگرهای اقتصادی بانک مرکزی). از سوی دیگر، نبود چشم‌اندازی از پایان تحریم‌ها، شدت ریسک‌های ناشی از تداوم روند توسعه پیشین را افزایش می‌داد. بخش زیادی از توسعه فازهای پارس جنوبی در آن زمان به مدد استفاده از منابع بلوکه‌شده نفت در خارج از کشور صورت می‌گرفت که به افزایش بدهی شرکت ملی نفت ایران می‌انجامید؛ چنان‌که بر اساس گزارش تفریغ بودجه سال 1394، کل بدهی نفت در آن سال حدود 94 هزار میلیارد تومان بوده است. محمدرضا زهیری، مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس در اواخر دولت دهم و اوایل دولت یازدهم، در این باره به «تجارت فردا» می‌گوید: «با محدودیت‌های مالی مواجه بودیم و باید پول را مدیریت می‌کردیم. با محدودیت مدیریتی نیز مواجه بودیم، یعنی افرادی که داشتیم، اکثراً نماینده مجلس بودند و نمی‌دانستند مدیریت پروژه چیست.»

اولویت‌بندی فازهای پارس جنوبی، به گونه‌ای متفاوت در اواخر وزارت نفت رستم قاسمی نیز صورت گرفته بود. در اواخر دولت دهم مقرر شد تعدادی از پروژه‌ها تحت عنوان «مهر ماندگار» سازماندهی شوند تا پیش از انتخابات سال 1392 افتتاح آنها صورت گیرد. ریاست این ستاد را علی‌اکبر محرابیان بر عهده گرفت و در نفت نیز تعدادی از پروژه‌ها تحت عنوان مهر ماندگار تقسیم‌بندی شدند. قاسمی نیز ستادی را در شرکت نفت و گاز پارس تشکیل داد و تعدادی از طرح‌ها را در اولویت قرار داد. در حکم او درباره ستاد مذکور آمده است: «عطف به ابلاغیه‌های قبلی و پیرو بازدید اینجانب از طرح‌های توسعه پارس جنوبی و در راستای اجرا و راه‌اندازی هرچه سریع‌تر طرح‌های توسعه و افزایش تولید از میدان گازی مشترک پارس جنوبی به عنوان اولویت اول وزارت نفت، به خصوص راه‌اندازی فازهای 12، 13، 15 و 16، 17 و 18، و 22 تا 24 و طرح لایه‌های نفتی به عنوان طرح‌های مهر ماندگار دولت، ستاد ویژه راه‌اندازی طرح‌های توسعه پارس جنوبی در شرکت نفت و گاز پارس تشکیل شود.»

اغلب پروژه‌های اولویت اول قاسمی، همان‌هایی هستند که بعداً از سوی زنگنه نیز در اولویت قرار گرفتند؛ البته با یک تفاوت: رستم قاسمی طرح‌های فازهای 13 و 22، 23 و 24 را نیز در اولویت قرار داد؛ طرح‌هایی که پیمانکار آنها شرکت‌های زیرمجموعه قرارگاه سازندگی خاتم‌الانبیاء هستند.

ماجرای طرح‌های 35‌ماهه

اقدام بیژن زنگنه و رستم قاسمی در اولویت‌بندی فازهای پارس جنوبی، به نوعی متفاوت با اقدامی است که در زمان مسعود میرکاظمی، کلید خورد. میرکاظمی، پیش از رستم قاسمی وزارت نفت را بر عهده داشت و بعد از مطرح‌شدن ماجرای ادغام وزارتخانه‌های نفت و نیرو، در سال 1390 برکنار شد. پس از منتفی شدن ادغام، رستم قاسمی برای وزارت معرفی شد که توانست رای اعتماد مجلس را به دست آورد.

یک سال قبل از برکناری و در خرداد 1389، میرکاظمی تصمیم گرفت قرارداد فازهای 13، 14، 19، 22، 23 و 24 را امضا کند تا این فازها در کنار پروژه 20 و 21، طی 35 ماه به تولید برسند؛ یعنی درست قبل از برگزاری انتخابات سال 1392. اما در عمل هیچ یک از فازهای 35‌ماهه به تولید نرسیدند و تنها پروژه‌هایی با درصد پیشرفت متفاوت از 51 تا 67 درصد در دست توسعه بود؛ موضوعی که از مدت‌ها قبل پیش‌بینی می‌شد. به عنوان مثال اکبر ترکان، در اوایل سال 1390 گفته بود: «زمان 35 ماه (برای اتمام شش فاز پارس جنوبی) از همان ابتدا هم معلوم بود که مبنای درستی ندارد و قطعاً انجام این پروژه‌ها در 35 ماه ممکن نیست، اما اینکه دارند کار می‌کنند خوب است. اگر بخواهیم مقایسه کنیم باید بگوییم که در دوره دو سال اخیر در پارس جنوبی کارها بهتر از چهار سال قبل از آن پیش رفته است. الان مهم‌ترین کار این است که تمرکز کنند بر روی فازهای 12، 15، 16، 17 و 18 و آنها را به اتمام برسانند، این خیلی مهم است چرا که فاز 12 خودش معادل سه فاز است. یعنی همین سه قرارداد می‌تواند تقریباً 175 میلیون مترمکعب به ما گاز بدهد. لذا خوب است که روی همین سه قرارداد متمرکز شوند، که معادل هفت فاز است و کوشش کنند در دو سال باقیمانده همین‌ها را تمام کنند» (خبر 82219 فرارو).

زهیری درباره طرح‌های 35‌ماهه می‌گوید: «وقتی سال 1389 من به نفت و گاز پارس آمدم، در فازهای 35‌ماهه هنوز هیچ‌چیزی شروع نشده بود. فقط مقداری خاک‌برداری در فازهای 22، 23 و 24 در حال انجام بود. من به آقای میرکاظمی گفتم اینکه طرح‌های 35‌ماهه درست است یا غلط، به من (به عنوان یک فرد فنی) ربطی ندارد؛ ولی اگر می‌خواهید این کار را انجام دهید، با یک حساب سرانگشتی می‌توان گفت باید یک میلیارد دلار در ماه پول بدهید. آیا می‌توانید این کار را بکنید؟ ایشان گفت مطمئناً نه. من به صراحت گفتم یا فازهای 35‌ماهه را کنار بگذاریم و فازهای 12، 15 و 16 و 17 و 18 را توسعه دهیم؛ یا کنار آن فازهای 19 و 20 و 21 را نیز در دستور کار قرار دهیم. چون اولی نیاز به حفاری 15 حلقه چاه داشت و دومی 22 حلقه و ضمناً به مرز هم نزدیک‌تر بودند. البته برای جدا کردن سکوی فاز یک و الحاق آن به 15، باید چهار حلقه چاه نیز در دیگر سکوی فاز یک حفاری می‌شد.»

در نقطه مقابل انتقادات صورت‌گرفته به طرح‌های 35 ماهه، برخی از لزوم آن با توجه به خروج شرکت‌های خارجی در نتیجه تحریم و مسائل دیگر می‌گویند؛ چرا که بسیاری از آنها قبلاً برای توسعه توسط شرکت‌های خارجی برنامه‌ریزی شده بودند. سال‌ها قبل و در ادامه مسیر توسعه پارس جنوبی، برنامه این بود که تعدادی از فازهای پارس جنوبی به تولید گاز طبیعی مایع‌شده (LNG) اختصاص یابد. براین اساس، قرار شد فاز 11 به پروژه 10 میلیون‌تُنی Pars LNG اختصاص پیدا کند و شرکت‌های ملی صادرات گاز ایران، توتال و پتروناس در آن مسوولیت کار را بر عهده گیرند. توسعه فاز 12 نیز با هدف پروژه Iran LNG در دستور کار قرار گرفت و قرار شد دوسوم گاز آن به مصرف مذکور برسد. بقیه گاز، برای مصرف داخلی کشور در نظر گرفته شد. فازهای 13 و 14 نیز برای پروژه Persian LNG اختصاص پیدا کردند که قرار بود با همکاری شرکت‌های ملی صادرات گاز ایران، شل و رپسول توسعه یابد. این پروژه قرار بود دو واحد هشت میلیون‌تُنی (مجموعاً 16 میلیون تن) LNG تولید کند (بررسی‌های اقتصاد انرژی، شماره 9، سال 1386، نقد و بررسی بهره‌برداری از میدان گازی پارس جنوبی). اما در عمل هیچ یک از طرح‌های LNG به نتیجه نرسیدند، پروژه Iran LNG سال‌ها به صورت نیمه‌کاره رها شد و تمامی گاز فاز 12 به مصرف داخلی اختصاص یافت.

در پاسخ به انتقاد یادشده گفته می‌شود اتفاقاً در شرایط تحریم و محدودیت منابع، بهتر است به اولویت‌بندی (و نه شروع فعالیت در تمامی پروژه‌ها) اقدام کرد. سیدغلامحسین حسن‌تاش، تحلیلگر ارشد انرژی و عضو هیات علمی موسسه مطالعات بین‌المللی انرژی، به «تجارت فردا» می‌گوید: «در زمانی که ما با مشکلات و محدودیت‌های اقتصادی و خصوصاً تحریم مواجه هستیم، باید کارها را اولویت‌بندی کنیم؛ وگرنه بخش‌های ساختمانی پروژه‌ها (یا اصطلاحاً بخش کارهای سیویل که خیلی نیاز به واردات ندارد) پیش می‌رود، ولی بخش‌های فرآیندی یا مکانیکال که اصل کار است و نیاز به تجهیزات وارداتی دارد پیش نمی‌رود. سرمایه به نوعی تلف می‌شود، یا راکد می‌ماند و به قول معروف یک ده آباد به از ده شهر خراب یا یک فاز تولیدی بهتر از چندین فاز نیمه تمام است و از ابتدا هم معلوم بود که آن طرح 35‌ماهه قابل اجرا نیست.» زهیری نیز معتقد است: «زمانی که ما در فازهای 35‌ماهه نیازی به لوله‌گذاری نداشتیم، پول هنگفتی به تاسیسات دریایی اختصاص داده شد تا مثلاً هزار کیلومتر لوله بیاورد. وقتی می‌آورد، مجبور بودیم که progress ثبت کنیم در فازها؛ در حالی که به تولید نمی‌رسیدیم. به مجری یک طرح می‌گفتم شما که فقط دارید پالایشگاه می‌سازید، فکر نکردید این پالایشگاه برق می‌خواهد یا برای راه‌اندازی، به گاز شیرین نیاز دارد و نمی‌توان از دریا گازترش آورد. یا در زمینه حفاری، وقتی دکل حفاری در موقعیت مستقر می‌شود، با توجه به بهره‌وری موجود و زمان مورد نیاز، مطمئناً باید دوره‌ای طی شود و راه دیگری هم نداریم. لذا یکی از گلوگاه‌های مهم دیگر حفاری بود که باید همواره برای آن بودجه‌ای را در نظر می‌گرفتیم.»

با وجود آنکه رستم قاسمی همانند زنگنه در زمان وزارت خود اقدام به اولویت‌بندی فازها کرده بود، طرح‌های 35‌ماهه را به طور کامل از اولویت نخست کنار نگذاشت و اصطلاحاً «کج‌دارومریز» آنها را ادامه داد. اقدام بیژن زنگنه در اولویت‌بندی، درست متفاوت با این روند بود؛ به ویژه آنکه وضعیت منابع مالی دولت هر روز نامطلوب‌تر از گذشته می‌شد و لیست تحریم نیز افزایش می‌یافت. این اختلاف خط مشی باعث شد پس از افتتاح اخیر فازهای پارس جنوبی، رستم قاسمی انتقادهایی را مطرح کند: «در دولت نهم و دهم ۱۸ فاز جدید در اوج تحریم‌ها شروع شد و افتتاح این پروژه‌ها در این روزهای قبل از انتخابات نتیجه تصمیم شجاعانه‌ای بود که در شرایط تحریم‌های ظالمانه گرفته شد. بعضی از این فازها مثل 15 و 16 پارس جنوبی در دولت قبل افتتاح شد. فاز 12 پارس جنوبی نیز به 95 درصد پیشرفت رسیده و در مرحله راه‌اندازی بود و برخی فازها هم با 80 درصد پیشرفت تحویل دولت یازدهم شد. نتیجه 50 میلیارد دلار قرارداد دولت قبل در پارس جنوبی دو برابر شدن برداشت گاز ایران از پارس جنوبی بوده است. شما این فازها را با 80 درصد پیشرفت تحویل گرفته‌اید و برای تکمیل 20 درصد باقیمانده چهار سال زمان صرف کرده‌اید. بعضی از این فازها باید یک یا دو سال به بهره‌برداری می‌رسید اما با تاخیر یک ساله و دو ساله ده‌ها میلیارد دلار به این کشور خسارت زده شده است» (خبر 13930302000423 فارس).

سال‌های دور توسعه

توسعه پارس جنوبی در اواسط دهه 1370 شمسی با استفاده از قراردادهای بیع متقابل آغاز شد. ریشه استفاده از این قراردادها به دولت پنجم بازمی‌گردد. بند ح تبصره 29 قانون برنامه اول توسعه در آن زمان، بهره‌گیری از این قراردادها را برای توسعه پارس جنوبی پیش‌بینی کرده بود: «به شرکت ملی نفت ایران اجازه و اختیار داده می‌شود، به منظور تامین گاز مورد نیاز برای مصارف داخلی و صادرات و بهره‌برداری از میادین گازی پارس و پارس جنوبی (مشترک با قطر) با ضمانت بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران قراردادهای لازم با شرکت‌های ذی‌صلاح خارجی را تا حداکثر مبلغ سه میلیارد و 200 میلیون دلار منعقد کند، به نحوی که بازپرداخت هزینه‌های سرمایه‌گذاری از محل تولیدات میادین فوق صورت گیرد.» باوجود این، توسعه فاز یک پارس جنوبی حدود یک دهه بعد یعنی در سال 1376 به شرکت پتروپارس واگذار شد و شرکت توتال نیز همان سال در کنسرسیومی به همراه گازپروم و پتروناس، توسعه فازهای 2 و 3 را بر عهده گرفت. پروژه اخیر در سال 1382 افتتاح شد و فاز یک، سال بعد به افتتاح رسید. با بهره‌برداری از این دو پروژه، ایران تولید گاز را از پارس جنوبی آغاز کرد. متعاقب حضور توتال، دو شرکت بزرگ نفتی دیگر نیز به ایران آمدند. انی، همراه با پتروپارس و نیکو، توسعه فازهای 4 و 5 را در دست گرفت و استات‌اویل نیز همراه با پتروپارس پیمانکار فازهای 6، 7 و 8 شد. توسعه کلیه پروژه‌های یادشده در نیمه دوم دهه 1370 کلید خورد و فاز 9 و 10 نخستین پروژه‌ای بود که توسعه آن در سال‌های نخست دهه 1380 آغاز شد. پیمانکاران این پروژه شرکت‌های GS کره جنوبی، مهندسی و ساختمان صنایع نفت (اویک) و مهندسی و ساخت تاسیسات دریایی ایران بودند. با بهره‌برداری از 10 فاز پارس جنوبی در سال‌های پایانی دهه 1380 شمسی، تولید گاز ایران از پارس جنوبی به بیش از 280 میلیون مترمکعب در روز افزایش پیدا کرد. این رقم بیش از یک دهه تقریباً ثابت بود؛ چرا که باوجود شروع و تداوم توسعه فازهای جدید، و انجام برخی عملیات جانبی و تکمیلی در 10 فاز یادشده، تولید از هیچ فاز جدیدی کلید نخورد.

توسعه فازهای اولیه پارس جنوبی، از چند جنبه حائز اهمیت بود. اول اینکه نخستین گام در جهت توسعه پارس جنوبی برداشته شد و به نوعی این سد شکسته شد. موضوع مهم دیگر، جذب سرمایه‌گذاری خارجی بود. اگرچه جذب سرمایه‌گذاری خارجی با قراردادهای بیع متقابل از پارس جنوبی آغاز نشد، این میدان سهم عمده‌ای در آن داشت. بر اساس گزارش تفریغ بودجه، مجموع تعهداتی که شرکت ملی نفت ایران باید برای توسعه طرح‌های بیع متقابل فازهای یک تا هشت پارس جنوبی بپردازد، حدود 1 /15 میلیارد دلار است. تامین مالی بخش عمده این رقم توسط پیمانکاران خارجی صورت گرفت و در نتیجه با توجه به محدودیت سرمایه موجود، بار اضافی بر منابع مالی کشور تحمیل نشد. مزیت دیگر جذب سرمایه‌گذاری خارجی، انتقال فناوری و افزایش توان پیمانکاران داخلی بود که به تدریج باعث شد پیمانکاران داخلی بتوانند بدون حضور شرکت‌های خارجی نیز توسعه فازها را انجام دهند؛ اگرچه با کیفیت، زمان و هزینه‌ای متفاوت. همین مزیت باعث شد در زمان تحریم باوجود مشکلات متعدد، توسعه پارس جنوبی به طور کامل متوقف نشود و پیمانکاران داخلی کار را جلو ببرند. زهیری افزایش توان ساخت داخل در زمینه‌های متعدد و از جمله پمپ، توربین و دستگاه‌های الکتریکی را از جمله دستاوردهای تداوم توسعه در زمان تحریم عنوان می‌کند. بسیاری از شرکت‌های ایرانی در بخش‌های ساخت و ارائه خدمات، طی دوران تحریم و در نتیجه خروج شرکت‌های خارجی توسعه پیدا کردند که این موضوع به ویژه در بخش بالادستی صنعت نفت مشهود بوده است.

جزئیات مهم و تعیین‌کننده

باوجود اینکه برابر شدن تولید گاز ایران و قطر در پارس جنوبی خبر خوشحال‌کننده‌ای به شمار می‌آید، جزئیات فنی دیگری وجود دارد که نشان می‌دهد علاوه بر دستیابی به رقم برابر تولید، موارد دیگر نیز مهم هستند. شاید مهم‌ترین موضوع این باشد که ذخایر ایران و قطر مساوی نیست. ذخایر بخش ایرانی پارس جنوبی حدود 3 /13 تریلیون مترمکعب و بخش قطری حدود 5 /24 تریلیون مترمکعب برآورد می‌شود. با در نظر گرفتن این موضوع، تولید مساوی ایران با قطر ممکن است به تخلیه سریع‌تر بخش ایرانی مخزن و تسریع در افت فشار برخی فازها بینجامد. به منظور جلوگیری از این امر، پایش مداوم وضعیت تولید و مخزن ضروری است تا بتوان برای ادامه عمر مخزن برنامه‌ریزی کرد.

موضوع بعدی، نحوه توسعه میدان است. در حالی که قطر توسعه میدان را بر تمرکز بر فازهای مرزی در پیش گرفت، در ایران طی دوره‌ای توسعه همزمان تمامی فازها (به جز 11) در پیش گرفته شد. عدم تمرکز بر ناحیه مرزی موجب شد برای بیش از یک دهه، تنها از دو فاز مرزی (1 و 2) تولید صورت گیرد و بقیه فازهای مرزی (شامل 11، 12، 15 و 16، 17 و 18، و 19) در صف توسعه باقی بمانند. طی اولویت‌بندی انجام‌شده در سال 1392، اغلب این فازها در اولویت اول توسعه قرار گرفتند و تا پایان سال 1396 به بهره‌برداری برسند. در این میان یک استثنا وجود دارد: فاز 11. در نتیجه خروج توتال به دلیل تحریم و سپس عدم توسعه این فاز توسط CNPC، بحث توسعه از سوی شرکت‌های داخلی (پتروپارس و مپنا) مطرح شد که به جایی نرسید و طی حدود یک دهه عمر توسعه میدان، هنوز توسعه آن آغاز نشده است. افت فشار فازهای مرزی و از جمله فاز 11 ناشی از نزدیکی به قطر، بیشتر از دیگر فازها برآورد می‌شود.

در کنار موارد فوق‌الذکر، باید به افزایش هزینه و زمان نیز اشاره کرد. اگرچه با در نظر گرفتن تفاوت زمان و شرح کار توسعه فازها، و نوسان قیمت نفت و هزینه کالا و خدمات، نمی‌توان مقایسه دقیقی در این باره انجام داد؛ اما بسیاری از کارشناسان معتقدند افزایش هزینه در توسعه پارس جنوبی قابل‌توجه بوده که بخشی از آن را می‌توان به اعمال تحریم‌ها نسبت داد. نکته مهم دیگر، عدم‌النفع ناشی از تاخیر در توسعه فازهاست. این عدم‌النفع در یک سطح، به مهاجرت گاز مربوط می‌شود. یک مطالعه علمی نشان می‌دهد تا سال 2010، مهاجرت گاز از مرز ایران 83 میلیارد مترمکعب بوده است (ماهنامه اکتشاف و تولید، شماره 103، مقاله «عوامل موثر بر مهاجرت سیال و تولید بهینه از میادین مشترک به همراه تخمین میزان گاز مهاجرت کرده در میدان پارس جنوبی»). اما در سطح دیگر، می‌توان از تاثیر تاخیر در توسعه بر از دست رفتن بازارهای صادراتی و تسخیر آن از سوی رقبای دیگر گفت. حسن‌تاش درباره عوامل موثر بر تاخیر در توسعه میدان گازی پارس جنوبی می‌گوید: «سه علت اصلی توسعه بخش ایرانی میدان به ترتیب جنگ تحمیلی عراق علیه ایران، فقدان مطالعات و برنامه‌ریزی دقیق و اعمال تحریم‌های بین‌المللی علیه ایران بوده است. زمانی که قطری‌ها شروع به سرمایه‌گذاری برای توسعه میدان کردند ما در حال جنگ و در تلاش حفظ وضع موجود صنعت نفت بودیم و توسعه برای ما مقدور نبود. بعد از آن هم چند سال اولویت اول کشور بازسازی تاسیسات نفتی بود. اما از وقتی متوجه مشترک بودن میدان شدیم، کار را شتابزده و بدون مطالعات دقیق و برنامه جامع و به صورت آزمون و خطا شروع کردیم. درست است که از قطری‌ها عقب بودیم و شتاب داشتیم، اما این هم تجربه شده که کاری که بدون برنامه‌ریزی دقیق، ولی زود شروع می‌شود؛ در طول راه با مشکل برخورد می‌کند، طولانی می‌شود و آن شتابزدگی نتیجه معکوس می‌دهد. معروف است که ژاپنی‌ها 10 سال برنامه‌ریزی و یک سال اجرا می‌کنند. ما گاهی حاضر نیستیم وقت خود را تلف! برنامه‌ریزی کنیم، ولی 20 سال اجرا می‌کنیم. اگر ما مطالعات جامع اکتشافی و غیره میدان را انجام می‌دادیم و ابعاد و وسعت کار را مشخص می‌کردیم و برنامه‌ریزی جامعی می‌کردیم سریع‌تر پیش می‌رفتیم. پس این هم عامل دوم تاخیر بوده است. بعد از آن هم تحریم‌ها و خصوصاً تشدید تحریم‌ها در دوره هشت ساله دولت نهم و دهم سرعت کار را گرفت.»

موضوع مهم بعدی، نحوه استفاده از تولیدات میدان است. در شرایطی که سیاست‌های قیمتی موجب شده تا بهره‌وری انرژی در ایران پایین باشد، بخش عمده گاز تولیدی از میدان به مصرف داخلی می‌رسد. در نقطه مقابل، برای میعانات گازی تولیدی نیز مصارف گوناگونی وجود دارد: از پالایشگاه ستاره خلیج فارس و پالایشگاه‌های کوچک سیراف گرفته تا صادرات مستقیم. فقدان برنامه‌ریزی مناسب برای برخی محصولات تولیدی میدان، نقد دیگر واردشده به توسعه میدان در بخش ایرانی است. حسن‌تاش در این باره می‌گوید: «تبیین راهکار بهینه برای استفاده از گاز و میعانات گازی از یک سو مستلزم تبیین راهبردها و برنامه جامع و منطقی انرژی کشور است که متاسفانه تبیین نشده یا حداقل می‌توان گفت تصویب و تبدیل به یک سند نشده و از یک طرف مستلزم طراحی نقشه راه توسعه صنعت پتروشیمی کشور است که آن هم به نظر من وجود ندارد. گاز و میعانات گازی از یک سو حامل‌های انرژی هستند که در چارچوب برنامه کلان انرژی باید برنامه‌ریزی شوند و از یک سو خوراک صنایع پتروشیمی هستند.»

در جمع‌بندی نهایی می‌توان گفت با وجود تداوم توسعه میدان در بخش ایرانی و رسیدن آن به مراحل پایانی، ثمرات و نتایج آن اساساً با قطر متفاوت بوده است. مهدی کرباسیان، معاون وزیر صنعت، معدن و تجارت، در این باره گفته است: «به نظر من سه دلیل اصلی را در این بخش می‌توان بررسی کرد. نخست آنکه ما به طور کلی در میادین مشترک و به طور خاص پارس جنوبی چندان مناسب عمل نکرده‌ایم. پارس جنوبی بزرگ‌ترین منبع مشترک ماست، اما باید بپذیریم منابع مشترکی نیز با بسیاری کشورهای همسایه مثل عمان، امارات، کویت و عراق داریم. حوزه‌های مشترک، اولویت ماست و هر چند نباید از میادین داخلی غافل بود، غفلت از میادین مشترک عواقب ناگوارتری دارد. مورد دوم اینکه در قانون اساسی کشور ما، کل منابع هیدروکربنی انفال و متعلق به ملت و بین‌نسلی است؛ لذا محدودیت‌های جدی در رابطه با برداشت از این منابع وجود دارد که برای مثال کشور قطر با این محدودیت‌ها روبه‌رو نیست. نوع قراردادهای منعقده در این کشور، با قراردادهای ما متفاوت است. ما امکان استفاده از قراردادهای مشارکت در تولید را بر خلاف قطر نداریم. در قطر، بزرگ‌ترین شرکت‌های جهان در توسعه میدان گازی مشارکت می‌کنند و برای همیشه درصدی از تولید به آنها تعلق دارد؛ لذا تامین سرمایه و تکنولوژی توسط این کشورها و با سادگی بیشتری صورت می‌گیرد. محدودیت‌های قانونی، عامل دوم است. مساله سوم این است که تحریم‌ها به صورت واقعی و جدی وجود دارد و سال به سال سخت‌تر شده است. تحریم از ابتدای پیروزی انقلاب اسلامی وجود داشته است. بدیهی است در دوران‌هایی به دلیل سیاست‌های دولت آسان‌تر و در برخی زمان‌ها سخت‌تر بوده است. در سال‌های اخیر، تحریم‌ها به دو دلیل دشوارتر بوده است: نخست به دلیل موضعی که غرب در مقابل منافع ملی ما اتخاذ کرد و دوم اینکه مسوولان دولتی ما در ابتدا تحریم را باور نداشتند و بعداً هم نحوه برخورد با آن واقعی نبود» (شماره 46 تجارت فردا). قطر با بهره‌گیری از قراردادهای مشارکت در تولید (که به دلیل تفسیرهای قانونی موجود، تاکنون در ایران مورد استفاده قرار نگرفته است) توانست همکاری طولانی‌مدتی را با بسیاری از غول‌های طراز اول دنیا (به ویژه اکسون‌موبیل) صورت دهد. مشهودترین اثر این روش توسعه، سرعت آن بوده که ضمناً قطر را به بزرگ‌ترین صادرکننده LNG جهان (با ظرفیت تولید 77 میلیون تن در سال) تبدیل کرده است. از سوی دیگر مشارکت طولانی‌مدت این امکان را به قطر داده تا ضمن تضمین فروش محصولات با قراردادهای بلندمدت، از مدیریت بهینه مخزن نیز اطمینان حاصل کند؛ درست بر خلاف قراردادهای بیع متقابل که طی آنها پیمانکار تنها چند سال به صورت محدود حضور دارد. قطر همچنین از سال 2005، هیچ پروژه جدیدی را برای توسعه گنبد شمالی تعریف نکرد تا به ارزیابی اثرات توسعه بر وضعیت مخزن بپردازد و در واقع وارد فرآیند تعلیق (moratorium) شد. امسال تقریباً همزمان با افتتاح اخیر پارس جنوبی، روند تعلیق پایان یافت و مدیرعامل قطر پترولیوم اعلام کرد که طرح توسعه جدیدی را در دستور کار قرار داده است. لذا شاید بتوان گفت قطر برخلاف ایران، همزمان با تسریع در توسعه و بهره‌گیری از فناوری روز دنیا، سیاست‌هایی برای مدیریت مخزن اتخاذ کرده است.