درآمد ایران و قطر در میدان مشترک چقدر است؟
برنده گازی پارس جنوبی
درآمد ۵ برابری قطر از پارس‌جنوبی
پارس‌جنوبی به گوش‌ها آشناست. کمتر ایرانی است که حداقل یک بار این نام به گوشش نخورده باشد. بزرگترین میدان گازی جهان بین ایران و قطر مشترک است و ۸ درصد ذخایر گاز جهان را در خود جای داده است. طی دو دهه گذشته، سرمایه‌گذاری داخلی و خارجی در فازهای مختلف پارس جنوبی این میدان گازی را به بزرگترین پروژه هر دو کشور تبدیل کرده است؛ سرمایه‌گذاری هر دو کشور هم شکل و ماجرای متفاوتی دارد. قطر با شتاب زیاد با بهترین شرکت‌های نفتی دنیا مشغول توسعه است. ایران غیر از تفکر خودکفایی و خودبسندی صنعتی درگیر تحریم‌های ظالمانه غرب علیه خود نیز بود که روند توسعه را در این بخش بسیار کند می‌کرد.
قطر تقریبا تمام گاز تولیدی خود را صرف صادرات می‌کند و اما ایران، افزایش تولید از این میدان را صرف مصرف داخلی گاز در بخش‌های خانگی صنعتی و تجاری و گسترش صنایع پتروشیمی بر پایه گاز ارزان قرار داد. بررسی‌های این پژوهش نشان می‌دهد از زمان اکتشاف این میدان، قطر با ۱۵۰۰ میلیارد دلار، پنج برابر ایران از پارس جنوبی درآمد داشته است. این مساله زمانی اهمیت بیشتری پیدا می‌کند که به آمار رسمی کاهش تولید گاز این میدان دقت شود. بر اساس آمار منتشرشده توسط وزارت نفت، از ۳ سال آینده، هر سال به اندازه درآمد یک فاز، از درآمدهای این میدان کاسته خواهد شد. حقیقتی که بار دیگر بر سست بودن درآمدهای هیدروکربوری اشاره دارد.
میدان گازی پارس‌جنوبی بزرگترین میدان گازی جهان است که حجم گاز درجای این میدان مشترک در مجموع نزدیک به 40تریلیون مترمکعب بوده که معادل بیش از 21درصد کل گاز دنیاست. این میدان با کشور قطر مشترک است و با مرز دریایی از این کشور جدا می‌شود. مساحتش حدود 9700کیلومتر مربع بوده که بخش متعلق به ایران 3700کیلومترمربع وسعت دارد. همچنین سهم ایران از ذخیره گاز درجای این میدان گازی معادل ۲/ ۱۴تریلیون مترمکعب به همراه 19میلیارد بشکه میعانات گازی است که حدود هشت درصد از کل گاز دنیا و حدود 47درصد از ذخایر گاز کشور را شامل می‌شود. سهم ایران از لایه نفتی میدان پارس جنوبی نیز ۵/ ۷میلیارد بشکه نفت‌خام است.
در واقع، سرمایه‌گذاری در این میدان گازی به مهم‌ترین و بزرگترین پروژه اقتصادی کشور طی سه دهه گذشته تبدیل شده است؛ به نحوی که در حدود 70 درصد از سرمایه‌گذاری صنعتی ایران را در دو دهه گذشته به خود اختصاص داده است. البته باید توجه داشت تا زمانی که مبنایی برای مقایسه وجود نداشته باشد، این سرمایه‌گذاری غیرقابل‌ارزیابی است، اما با یک بررسی کلی و با گمان نزدیک به واقعیت می‌توان دریافت که قطر بیش از پنج برابر ایران از این میدان درآمد داشته است. این یادداشت به صورت اجمالی به این موضوع پرداخته است و تلاش شده ابعاد مختلف توسعه این میدان گازی مورد بررسی قرار گیرد.
توسعه میدان پارس‌جنوبی
این میدان عظیم گازی در سال ۱۹۷۱ میلادی کشف شد؛ اما تولید آن در بخش ایران سال‌ها پس از پایان جنگ در ۱۳۸۱ آغاز شد. برای توسعه این میدان 24 فاز تعریف شد، اما به دلیل سرمایه‌بر بودن صنعت نفت و گاز و با توجه به اهمیت تکنولوژی روز در این صنعت، سرمایه‌گذاران خارجی موردتوجه قرار گرفتند. با توجه به محدودیت‌های ناشی از کمبود سرمایه و الزامات قانونی، قراردادهای بیع‌متقابل یا بای‌بک (Buy Back) برای توسعه این میدان و تشویق سرمایه‌گذاری خارجی در اواخر دهه 1370 به کار گرفته شدند که نظرات مخالفان و موافقان را برانگیخت. دولت وقت ادعا می‌کرد اتخاذ قراردادهای بیع متقابل به‌عنوان روش تامین مالی پروژه‌های صنعت نفت و گاز در ایران از یک سو ناشی از محدودیت‌ها و الزامات قانونی و از سوی دیگر ناشی از الزامات اقتصادی بوده است. به طور کلی اهداف توسعه‌ای پارس جنوبی عبارتند از:
پاسخگویی به نیاز روزافزون مصرف گاز کشور؛
جایگزین کردن گاز طبیعی به جای نفت و فرآورده‌های آن و افزایش سهم گاز در سبد انرژی مصرف داخلی؛
صادرات گاز، میعانات گازی و گاز مایع؛
ارائه میعانات گازی به عنوان خوراک و منبعی پایدار و ارزان به صنایع پتروشیمی؛
و تحویل اتان موجود در گاز منطقه به پتروشیمی‌ها برای تولید اتیلن و مشتقات آن.
عملیات توسعه فازهای 2 و 3 این میدان در مهرماه سال 1376 به گروه توتال به عنوان متصدی اصلی توسعه با سهم 40درصدی و شرکت‌های گازپروم روسیه و پتروناس مالزی هر یک با 30درصد سهم واگذار شد. با توسعه فازهایی از این میدان، سهم ایران نسبت به همتای قطری افزایش یافت، اما از سال 1384 این فاصله تولید مجددا بیشتر شد. درحالیکه قطر با تکیه بر سرمایه و توان فنی شرکت‌های بین‌المللی هر روز بر تولید گاز خود اضافه می‌کرد، ایران اما به دلیل تحریم‌ها و همچنین پراکندگی منابع مالی، از رقیب خود در برداشت گاز جا ماند تا آنجا که تولید گاز قطر از پارس جنوبی در مقایسه با ایران در سال 1388 حدود دو برابر شد.
تحریم‌ها در دولت‌های هشتم و نهم، علاوه‌بر کاهش تولید در بخش نفت، بر بخش گاز طبیعی نیز اثر گذاشت و پس از تشدید تحریم‌ها و عدم سرمایه‌گذاری جدید خارجی و به‌روزرسانی فناوری، رشد تولید در این بخش کمتر از مقدار هدف‌گذاری‌شده بود. در سال ۲۰۱۴، ایران بالاترین رشد تولید را تجربه کرد؛ زیرا فازهای جدیدی از میدان گازی پارس‌جنوبی به بهره‌برداری رسیدند. به‌صورت متوسط، تولید گاز طی دوره مذکور با افزایش مداوم ۱۰درصد سالانه ادامه یافت؛ اما تحریم‌ها سبب شد ایران درحالیکه توانایی توسعه میادین گازی خود را داشت، کار توسعه به پیمانکاران داخلی سپرده شود و نتیجه اینکه سرعت توسعه کاهش چشمگیری یافت و همین‌طور، بخش گاز طبیعی از آخرین فناوری‌ها به‌خصوص در زمینه گاز طبیعی مایع‌شده (LNG) محروم ماند.
ارقام رسمی وزارت نفت نشان می‌دهد با افتتاح ۶ فاز اخیر این میدان، میزان برداشت روزانه ایران و قطر از این میدان برابر شده است. سقف تولید روزانه از میدان پارس‌جنوبی به ۵۷۵میلیون مترمکعب گاز در سال 1396 رسید که نسبت به سال 1392، حدود 334میلیون مترمکعب (138درصد) افزایش را نشان می‌دهد. این در حالی است که تولید قطر از این میدان در مدت مذکور معادل 566میلیون مترمکعب بود. پارس جنوبی در سال 1381 و همزمان با آغاز برداشت گاز، سهمی ۱۰درصدی از تولید گاز کل کشور را در اختیار داشت؛ درحالیکه با توسعه فازهای این میدان، هم‌اکنون نزدیک به ۷۰درصد از تولید گاز کشور از پارس‌جنوبی تامین می‌شود. به گفته مدیرعامل مجتمع گازی پارس جنوبی، در یک سال اخیر بالغ بر ۸/ ۵۳درصد از درآمدهای عمومی دولت از محصولات تولیدی پارس جنوبی به دست آمده است. همین موضوع اهمیت پارس‌جنوبی بیش از قبل مشخص می‌کند.
موانع مالی و سیاسی
نتایج یک تحقیق در مرکز پژوهش‌های مجلس نشان می‌دهد مهم‌ترین مشکل تاخیر پروژه‌های نفت و گاز، تامین منابع مالی و فناورانه است؛ به گونه‌ای که حدود ۷۰درصد سرمایه این پروژه‌ها از سوی سرمایه‌گذاران خارجی تامین شده است. با تشدید تحریم‌ها در سال‌های 1390 و 1391 و خروج سرمایه‌گذاران خارجی از صنعت نفت و گاز کشور، روند توسعه پارس‌جنوبی با مشکل مواجه شد. تلاش‌هایی در دولت بعد برای رفع این موضوع صورت گرفت که تحریم‌های ترامپ مانع از تحقق آن تلاش‌ها شد.
درآمدهای گازی و فروش داخلی
در این بخش، درآمدهای حاصل از فروش یا صادرات گاز استحصال‌شده از میدان پارس جنوبی طی دو دهه گذشته محاسبه می‌شود تا مبنای مقایسه‌ای با درآمدهای کشور قطر به دست دهد. عرضه گاز در کشور مجموعه‌ای از منابع تولید داخلی از کارخانه‌های گاز و گازمایع، پالایشگاه‌های گازی و تاسیسات نم‌زدایی همراه با واردات و احتساب تغییرات در ذخیره خط و مخازن ذخیره گاز (تغییرات در مخازن گازی کشور با لحاظ بهره‌برداری از مخازن ذخیره گازی محاسبه می‌شود) است. واردات گاز از کشورهای همسایه شمالی ترکمنستان و جمهوری آذربایجان برای تامین نیازهای مناطق شمال و شمال شرقی کشور با توجه به توسعه گازرسانی و نوسانات فصلی مصرف گاز و همچنین مسافت زیاد منابع و تاسیسات تولید داخلی از مناطق مذکور که اغلب در جنوب کشور قرار دارند، به‌عنوان مزیت اقتصادی عملیات گازرسانی در تامین گاز مناطق مذکور از سال‌های گذشته مورد توجه قرار گرفته است.
گاز مایع موردنیاز کشور از تولیدات پالایشگاه‌های نفت، پالایشگاه‌های گاز و برخی از مجتمع‌های پتروشیمی تامین می‌شود. مازاد نیاز مصارف داخلی کشور به‌عنوان ذخیره‌سازی یا برای صادرات اختصاص یافته است. چنان که آمار نشان می‌دهد، در سال 1395 نیز مشابه با سال‌های اخیر شاهد افزایش تولید گاز طبیعی که در اثر شروع بهره‌برداری از طرح‌های تولید و بهینه‌سازی پالایشگاه‌ها ایجاد شده، بوده‌ایم؛ واردات آن نیز به‌شدت کاهش‌یافته و عرضه این فرآورده از طریق تولید داخل تامین شده است. در سال‌های 95-1385 تولید داخلی و واردات، به‌خصوص در سال‌های اخیر، روندی به ترتیب افزایشی و کاهشی داشته است؛ به‌طوری‌که در سال‌های 1394 و 1395 واردات این فرآورده صفر بوده است. در سال‌های 95-1385 روند عرضه گاز مایع در کشور روندی نزولی را طی کرده و به طور کلی در طول دوره مذکور، میانگین عرضه سالانه گاز مایع به علت گسترش گازرسانی در کشور با نرخ کاهشی در حدود یک درصد روبه‌رو بوده است.
مایعات، میعانات گازی و گاز مایع
عرضه مایعات و میعانات گازی که تولید آن‌ها به تولید نفت خام و تولید گاز غنی بستگی دارد، پس از کسر مقدار تحویلی این محصولات به‌عنوان خوراک به پالایشگاه‌های نفت و همچنین ارسال فرآورده‌های نفتی حاصل از آن از پالایشگاه هاشمی‌نژاد به شرکت ملی پخش و تغییر در موجودی (مخازن ذخیره در پایانه‌ها، مخازن شناور و مخازن پالایشگاه‌های نفت) محاسبه می‌شود. مایعات و میعانات گازی به‌طور عمده به‌عنوان خوراک پالایشگاه‌های نفت، پتروشیمی، برای صادرات و مقداری نیز برای تزریق به نفت‌خام و همچنین تزریق در میدان نفتی رامشیر عرضه می‌شود. عرضه مایعات و میعانات گازی در سال‌های اخیر رشد قابل‌‌ملاحظه‌ای داشته که بیشتر به علت آغاز بهره‌برداری از فازهای جدید پارس‌جنوبی بوده است.
بخش اعظم میعانات گازی میادین مستقل، توسط شرکت ملی نفت ایران صادر می‌شود. میعانات گازی صادرشده عمدتا از ناحیه نار، کنگان، پارس جنوبی و پارسیان است و صادرات مایعات گازی مازاد بر مصرف از مناطق نفت‌خیز جنوب از طریق بندر ماهشهر صورت می‌گیرد. در سال 1395 به طور متوسط 570هزار بشکه در روز مایعات و میعانات گازی مناطق نفت‌خیز جنوب، پارس جنوبی و پارسیان و پالایشگاه فجر از بندر ماهشهر، عسلویه و بندر طاهری به خارج از کشور صادر شده است. لازم به ذکر است که این عدد با در نظر گرفتن نفتای صادراتی محاسبه‌شده است که مقداری از آن با نفت خام مخلوط (۷/ ۵هزار بشکه در روز) و صادر شده است و مقداری از آن نیز به بندر صادراتی ماهشهر (۴/ ۶هزار بشکه در روز) برای صادرات تحویل داده شده است. ضمنا در پالایشگاه‌های گازی که دارای کارخانه‌های گاز مایع هستند از مقداری میعانات گازی، گاز مایع تولید می‌شود که بخش کمی از آن برای تامین مصارف داخل و بخش عمده آن برای صادرات عرضه می‌شود.
صادرات گاز به همسایگان
صادرات گاز کشور به علت مسائلی چون تحریم، بالا بودن میزان مصرف نسبت به تولید، تاخیر در بهره‌برداری از طرح‌های توسعه تولید گاز به‌خصوص فازهای جدید پارس جنوبی، در سال‌های اخیر فرازونشیب‌های زیادی داشته است. با اینکه ایران بر اساس آمار اوپک اولین و بر پایه گزارش بی‌پی (BP) دومین ذخایر گاز طبیعی جهان را در اختیار دارد، نتوانسته سهم مناسب خود را از تجارت جهانی گاز به دست آورد. در سال 1395، صادرات گاز طبیعی از کشور منحصر به صادرات گاز به کشورهای همسایه ترکیه، ارمنستان و آذربایجان بود که در مورد صادرات گاز به ارمنستان، قرارداد به‌صورت تهاتر گاز و برق است. افزون بر صادرات فوق‌الذکر، در سال 1395 نیز همچنان مانند سال‌های اخیر مقداری گاز با عنوان تبادل گاز یا سوآپ بین جمهوری آذربایجان و ایران برای تحویل به نخجوان صورت گرفته و از این طریق مقداری گاز برای مصارف داخل برداشت شده است. بنابراین مقدار گازی که به نخجوان تحویل شده به‌عنوان صادرات محسوب می‌شود.
قرارداد صادرات گاز طبیعی به ترکیه با حجم سالانه ١٠میلیارد مترمکعب با شرکت بوتاش در سال 1375 امضا و خط لوله‌ای به طول ۲۵۳کیلومتر و قطر ١٤اینچ در مسیر تبریز تا مرز بازرگان احداث شد. صادرات گاز ایران به ترکیه از آذرماه سال 1380 شروع شده و در حال حاضر روزانه 25میلیون مترمکعب گاز به ترکیه صادر می‌کند که به‌طور متوسط سالانه از این محل ۵/ ۳ تا 4میلیارد دلار درآمد ارزی نصیب کشور می‌شود. صادرات گاز به ترکیه با ادامه خط لوله دوم سراسری انتقال گاز که منبع اصلی تامین گاز پالایشگاه گازی فجر جم بوده است، انجام می‌شود و این خط لوله تا قزوین ادامه می‌یابد. پالایشگاه فجر جم از سال 1390 بخشی از خوراک خود را از پالایشگاه فازهای 6 و 7 و 8 پارس جنوبی می‌گیرد. ازاینرو، صادرات گاز به ترکیه را از سال 1390 می‌توان جزو درآمدهای پارس‌جنوبی لحاظ کرد. تفاهم‌نامه صادرات گاز ایران به کشور عراق در سال ۱۳۸۸ امضا و دو سال بعد به قرارداد تبدیل شد. بر اساس این قرارداد ایران متعهد شد که روزانه ۲۰ تا ۲۵میلیون مترمکعب گاز به عراق صادر کند.
برای صادرات به عراق هم دو رشته خط لوله ۴۸اینچ منشعب از خط ششم سراسری شامل خط کوهدشت - نفت‌شهر به طول ۲۳۱کیلومتر و اهواز- شلمچه به طول ۱۴۱کیلومتر طراحی و احداث شده است که خط ششم ابتدا با فازهای 9 و ۱۰ پارس جنوبی در سال 1388 و بعدا با فاز 12 در سال‌های 1392 و 1393 و سایر فازها پر می‌شود. لذا صادرات به عراق از منشأ گاز پارس جنوبی را می‌توان از سال 1392 حساب کرد. البته عراق در پرداخت گازبهای صادراتی ایران تعلل دارد یا آن را با تاخیر پرداخت می‌کند. با شروع بهره‌برداری از فازهای اولیه پارس جنوبی در مجموع در آن سال، ۱۲میلیارد متر مکعب از میدان مشترک پارس جنوبی راهی خطوط لوله ایران شد. این عدد سهمی ۱۰درصدی از مجموع گاز تولیدی کشور داشت. با سرمایه‌گذاری ۹۰میلیارد دلاری این میدان در سال‌های اخیر بیش از ۷۰درصد از گاز کشور را تولید می‌کند. با این حساب، سهم این میدان در سال‌های مختلف ملاک عمل نگارندگان در این محاسبات قرار گرفته است.
قیمت‌ها
براساس تعاریف ترازنامه انرژی، تعرفه‌های گازطبیعی به ۳ بخش اصلی عمومی، صنعتی و خانگی تقسیم می‌شود.
بخش عمومی شامل چهار گروه 1- اماکن و تاسیسات دولتی و واحدهای تجاری کسب و خدمات 2- مراکز فرهنگی، آموزشی و ورزشی دولتی، تعاونی و خصوصی 3- مساجد و حسینیه‌ها (ویژه مذهبی) و 4- نانوایی‌ها و گرمابه‌ها (تجاری ویژه) است که هر کدام تعرفه جداگانه‌ای دارند.
بخش صنعتی نیز شامل چهار گروه است که عبارتند از: 1- واحدهای صنعتی، کشاورزی، دامپروری، هتل‌ها و مسافرخانه‌ها 2- پالایشگاه‌ها و تلمبه‌خانه‌های در مالکیت وزارت نفت و گاز طبیعی برای خوراک پتروشیمی و سوخت آن 3- نیروگاه‌های وزارت نیرو 4- سوخت ارائه‌شده در ایستگاه‌های سی.ان.جی برای مصرف حمل‌ونقل.
بخش خانگی نیز شامل اماکن مسکونی و موتورخانه مرکزی آپارتمان‌های مسکونی است. به دنبال اجرایی شدن قانون هدفمندی یارانه‌ها، به منظور تعیین نرخ‌های جدید گاز طبیعی در بخش خانگی از نظر آب‌و‌هوایی به پنج اقلیم سرد1، سرد2، سرد3، گرم (اقلیم 4)، معتدل (اقلیم 5) تقسیم شدند. همچنین مشترکان بر اساس دامنه مصرف به 12 پله و بر اساس فرمول جدید قیمت‌گذاری، 12 ماه سال به ۲ بخش ۷ و ۵ماهه تقسیم‌بندی شدند که الگوهای مصرف گاز طبیعی در هر یک از این دو دوره زمانی تفاوت‌هایی با یکدیگر دارند. این روال در سال‌های بعد نیز ادامه پیدا کرد.
یارانه گاز طبیعی
از سال1390 تعرفه‌های گاز بخش‌های مختلف مصرف در چارچوب اجرای قانون هدفمندی یارانه‌ها در سال، در دو دامنه 7ماهه اول و 5ماهه دوم تعیین شده است. یارانه گاز طبیعی در سال 1395 که با در نظر گرفتن قیمت منطقه‌ای گاز طبیعی در مقایسه با مقدار کل فروش داخلی به تفکیک بخش‌ها محاسبه شده، نشان می‌دهد یارانه مصرف گاز طبیعی با توجه به افزایش مصرف و اجرای طرح پلکانی مصرف گاز در بخش‌های خانگی و تجاری و همچنین نرخ بالای تسعیر ارز افزایش یافته است. در این بخش، درآمد حاصل از فروش صادرات گاز طبیعی با استفاده از مفهوم یارانه موردمحاسبه قرار گرفته است. استفاده از این مفهوم به این دلیل است که دولت ادعا می‌کند می‌تواند با کاهش مصرف داخلی، میزان گاز بیشتری را صادر کند. ازاینرو، تفاوت قیمت فروش داخل و قیمت صادراتی مدنظر محاسبات نگارندگان قرار گرفته است.
هزینه فرصت
در این بخش درآمدهای ایران از میدان گازی پارس جنوبی با توجه به مفهوم «هزینه فرصت» محاسبه می‌شود. در ادبیات اقتصادی، هزینه فرصت یا هزینه فرصت از‌دست‌رفته به معنی هزینه‌های ناشی از رد کردن یک گزینه در برابر گزینه انتخاب‌شده است. به عبارت بهتر، هزینه فرصت گاز مصرف‌شده در داخل کشور، بالاترین قیمتی است که این گاز می‌توانست به خارج از کشور صادر شود. یارانه محاسبه‌شده توسط نهادهای حاکمیتی در مجموع با میزان صادرات گاز و فرآورده‌های گازی، درآمد ایران از این میدان گازی را مشخص می‌کند که به شرح جدول زیر است. درخصوص میزان گاز استخراجی از میدان گازی پارس جنوبی هم سهم تولید از این میدان مبنای عمل قرار گرفته است. بدین معنا که اگر در سال x سهم پارس جنوبی از کل تولید گاز کشور 30 درصد بوده است، 30 درصد از یارانه کل گاز طبیعی ملاک محاسبه قرار گرفته است. نکته مهم اینکه ارقام مربوط به یارانه فروش گازطبیعی از سال 1385 تا 1395 از ترازنامه هیدروکربوری کشور و گزارش مرکز پژوهش‌های مجلس آمده است. به دلیل عدم وجود آمار به‌روز از یارانه طی چهار سال اخیر، میزان ۴/ ۱۹میلیارد دلار در سال 1396 برای بازه زمانی 1400-1397 نیز در نظر گرفته شده است.
جمع‌بندی درآمدهای ایران
بر این اساس، در سال 1385 سهم پارس جنوبی از کل تولید گاز کشور 10درصد بوده که در سال 1390 به 40درصد افزایش یافته و به 63درصد در سال 1400 رسیده است. این ارقام به شرح جدول زیر محاسبه شده و مبنای محاسبه درآمدهای کشور از پارس جنوبی قرار گرفته است. با احتساب یارانه گاز به عنوان هزینه فرصت گاز مصرفی، درمجموع 233 میلیارد دلار درآمد از میدان گازی پارس جنوبی طی 15 سال گذشته حاصل شده است. با توجه به درآمد 4میلیارد دلاری صادرات گاز ایران به ترکیه، طی 15 سال درمجموع 70میلیارد دلار درآمد صادراتی از محل صادرات گاز به این کشور حاصل شده است. با احتساب یارانه 233میلیارد دلاری و 70میلیارد دلار درآمد صادراتی، مجموع درآمدهای ایران از میدان گازی پارس جنوبی به 303 میلیارد دلار می‌رسد.
درآمدهای قطر
تولید گاز ایران در سال گذشته حدود ۲۵۵میلیارد مترمکعب بود و پارس جنوبی سهمی ۷۰درصدی در کل تولید گاز داشت. ایران و قطر همچنین هر کدام روزانه بیش از ۶۵۰هزار بشکه میعانات گازی (نوعی نفت خام فوق سبک) از این میدان تولید می‌کنند. ایران تا ژانویه امسال، دو تریلیون مترمکعب گاز از پارس جنوبی استخراج کرده که کمتر از نصف تولید گاز قطر از این میدان طی سه دهه گذشته است. قطر توسعه میدان گنبد شمالی خود را از سال 1991 آغاز کرده اما ایران توسعه پارس جنوبی را از سال 2001 آغاز کرد. در فاصله سال‌های 1991 تا 2001، قطر حدود 210میلیارد مترمکعب گاز از این میدان استخراج کرد که به ارزش آن زمان، حدود 60میلیارد دلار درآمد برای قطر به دنبال داشته است. بخش قطری میدان مشترک پارس جنوبی با نام گنبد شمالی شناخته می‌شود.
قطر تمامی نیاز داخلی و صادراتی گاز خود را از گنبد شمالی تامین می‌کند. طبق برآوردهای صورت‌گرفته میزان ذخایر گازی بخش قطری این میدان مشترک، 36تریلیون مترمکعب است که آژانس بین‌المللی انرژی (IEA) میزان قابل استحصال گاز در بخش قطری را حدود 26تریلیون مترمکعب تخمین زده است. حدود ۶۰درصد از مساحت میدان مشترک پارس جنوبی و ۶۰درصد از حجم گاز درجای آن در سمت قطر قرار دارد. قطر بزرگترین صادرکننده گاز طبیعی مایع (LNG) در جهان است و صادرات LNG، نفت‌خام و فرآورده‌های نفتی این کشور بخش قابل توجهی از درآمدهای دولت را تامین می‌کند.
علاوه بر این، همکاری نزدیک قطر با شرکت‌های اروپایی، جذاب کردن روش‌های قراردادی و گنجاندن ردیف مشارکت در تولید، استفاده از تکنولوژی‌های نوین همچون حفاری‌های مایل و افقی در مخزن، آزاد بودن شرایط تجاری این کشور در مقایسه با شرایط تحریمی علیه کشورمان و همچنین پیش بودن 10ساله این کشور در آغاز توسعه مخزن مشترک پارس جنوبی، شرایطی را به وجود آورده که هرچه ایران در توسعه این مخزن مشترک تاخیر داشته باشد، به‌صورت تصاعدی منافع ملی در برداشت گاز را از دست می‌دهد.
این کشور در سال 2020 از مجموع 211میلیارد مترمکعب گاز طبیعی تولیدشده تنها 22میلیارد مترمکعب را با خط لوله دلفین به امارات و عمان صادر و 106میلیارد مترمکعب را به‌صورت LNG به کشورهای هندوستان، کره جنوبی، ژاپن، چین، انگلستان، پاکستان، کویت و سایر کشورها صادر کرده است. قطر در سال‌های پیش‌رو، در نظر دارد تا سال 2027 ظرفیت صادراتی خود را با عملیاتی کردن دو فاز جدید، به سطح 68میلیارد مترمکعب افزایش دهد. قطر مشتاق است منابع گاز خود را در سریع‌ترین زمان ممکن توسعه دهد، زیرا اشتیاق مصرف‌کنندگان به سمت سوخت‌های پاک‌تر بسیار زیاد است. بر اساس گزارش اداره اطلاعات انرژی دولت آمریکا (EIA) ، قطر بزرگترین صادرکننده گاز طبیعی مایع (LNG) در جهان است و صادرات LNG و گاز طبیعی بخش قابل‌توجهی از درآمدهای دولت این کشور را تامین می‌کند.
با توجه به جمعیت کم قطر، نیازهای انرژی قطر تقریبا به طور کامل از منابع داخلی تامین می‌شود. پس از حمله روسیه به اوکراین، اروپا در حال رقابت برای یافتن جایگزین‌هایی برای گاز روسیه است. واردات گاز طبیعی مایع از قطر و ایالات‌متحده، بزرگترین صادرکنندگان جهان، بخش مهمی از این راه‌حل است. چندین مقام ارشد اتحادیه اروپا (ازجمله جوزپ بورل، دیپلمات ارشد اتحادیه و رابرت هابک وزیر اقتصاد آلمان) در ماه‌های گذشته برای گفت‌وگو در مورد عرضه گاز به قطر سفر کرده‌اند. درآمدهای حاصل از بخش‌های نفت‌وگاز طبیعی 60درصد تولید ناخالص داخلی قطر است. قطرگاز (Qatargas) بزرگترین شرکت گاز طبیعی مایع (LNG) جهان است. درآمدهای صادراتی این کشور در سال 2021 به بالاترین سطح از اواسط سال 2014 رسید، زیرا به دلیل کمبود عرضه در بازار، قیمت LNG به بالاترین حد خود رسید.
صادرات قطر در ماه آوریل سال جاری میلادی نسبت به سال گذشته بیش از دو برابر افزایش یافته است زیرا این کشور به‌عنوان بزرگترین صادرکننده گاز طبیعی مایع جهان (LNG) جهان، از افزایش تقاضای گاز بر اثر جنگ روسیه و اوکراین سود می‌برد. بر اساس آمار منتشرشده توسط صندوق بین‌المللی پول (IMF)، درآمدهای قطر از محل صادرات نفت و گاز (عمدتا از محل پارس جنوبی) به شرح جدول زیر است. به جهت قابلیت مقایسه با ایران همان دو دهه مورد بررسی قرار گرفته است. درآمدهای گازی قطر از میدان پارس جنوبی طی دو دهه گذشته بالغ بر 1453میلیارد دلار بوده که ۵ برابر درآمدهای ایران طی مدت مشابه است. درواقع پارس جنوبی در این‌سو و آن‌سوی مرز پنج برابر تفاوت در درآمدهای ارزی ایجاد کرده است.
نتیجه‌گیری
جمعیت و مساحت ایران و قطر اصلا با هم قابل مقایسه نیست. کشوری با جمعیت هشتاد و پنج میلیونی با قطر سه‌میلیونی در مصرف انرژی قابل‌مقایسه نیست. کشف و به بهره‌برداری رساندن پارس جنوبی ایده انرژی ارزان برای همه را در ایران جا انداخت. احساس عقب نماندن از قطر در برداشت از گاز پارس جنوبی موج گسترده گازرسانی به سراسر کشور را در دستور کار کشور قرار داد. ایران در اولویت بین برق‌رسانی به شهرها برای تامین انرژی گرمایی و گازرسانی، گاز دادن را انتخاب کرد. در این میان، به گفته عراقی، مدیرعامل سابق شرکت ملی گاز ایران، نکته‌ای که در گازرسانی گسترده چه به صنایع و چه به مصارف خانگی مورد غفلت واقع شد، قیمت گاز بود که این انگاره را تقویت کرد کالایی است فراوان و همیشه در دسترس. تقریبا در همه ادوار مجلس و بعضا برخی دولت‌ها نظر بر این بود که قیمت گاز افزایش نداشته باشد. اینکه ایران به بازار مهم صادراتی گاز دنیا دسترسی ندارد یک علتش به این برمی‌گردد که مساله صادرات گاز توافق عمومی در حاکمیت ندارد اما مساله مهم‌تر این است عمده گاز تولیدی ایران صرف مصرف خانگی و گرم شدن خانه‌ها می‌شود با قیمت یارانه‌ای. در واقع اختلاف ۵برابری قطر و ایران در کسب درآمد از پارس جنوبی به نوع مصرف و نگاه به گاز برمی‌گردد. ایران کشوری است پهناور با جمیعت بالا و با مصرف زیاد. قطر کشوری است نازک با مصرفی تقریبا صفر.
