به گزارش خبرنگار مهر، توسعه میادین مشترک نفت و گاز یکی از چالش‌های تاریخی صنعت انرژی ایران است. از بیش از ۷۰ میدان نفتی و گازی شناسایی‌شده کشور، حدود ۲۸ میدان با کشورهای همسایه مشترک است. این میادین، که در نوار مرزی ایران در خلیج فارس، خوزستان، ایلام، کرمانشاه، خراسان و آذربایجان پراکنده‌اند، سهمی بیش از ۴۰ درصد از ذخایر اثبات‌شده نفت و حدود نیمی از ذخایر گاز کشور را شامل می‌شوند. با رشد تولید کشورهای همسایه از این میادین، ضرورت تغییر رویکرد در توسعه، به‌ویژه در سال‌های ۱۴۰۳ و ۱۴۰۴، بیش از پیش احساس شد. وزارت نفت بر همین اساس، از اواخر سال ۱۴۰۲ طرح جامع «همکاری‌های توسعه مشترک» یا Joint Development Agreements (JDA) را به عنوان سازوکار جدید در دستور کار قرار داد.

ضرورت تغییر رویکرد: فاصله برداشت از میادین مشترک

طبق گزارش «شرکت ملی نفت ایران (NIOC)» در سال ۱۴۰۳، مجموع برداشت روزانه ایران از میادین مشترک کمتر از ۴۵۰ هزار بشکه در روز است، در حالی که برداشت طرف‌های مقابل – به‌ویژه قطر، عراق و عربستان – به بیش از ۱.۲ میلیون بشکه می‌رسد. این اختلاف در مخازن گازی خلیج فارس، به‌ویژه در میدان پارس جنوبی، به حدود دو برابر رسیده است.

علت اصلی این شکاف را می‌توان در چند محور جست‌وجو کرد:

۱. محدودیت جذب سرمایه خارجی در دهه گذشته به‌دلیل تحریم‌ها؛

۲. فرسودگی تجهیزات حفاری و کمبود فناوری‌های پیشرفته افزایش ضریب برداشت؛

۳. فقدان سازوکار بین‌المللی تعریف‌شده برای بهره‌برداری هم‌زمان با کشورهای همسایه.

تجربه کشورهای حوزه خلیج فارس نشان داده است که مدل‌های توسعه مشترک، در عین حفظ حاکمیت ملی بر ذخایر، می‌تواند به افزایش میانگین بازیافت تا ۳۰ درصد منجر شود، به شرط آن‌که چارچوب قراردادی شفاف و تقسیم منافع متوازن باشد.

۲. چارچوب جدید قراردادهای توسعه مشترک ایران

وزارت نفت ایران با تشکیل «کمیته عالی توسعه میادین مشترک» در نیمه نخست ۱۴۰۳، سه محور فنی و حقوقی را برای تدوین مدل جدید قراردادها تعیین کرد:

الف) مشارکت فنی مشترک (Joint Technical Committees):

در هر میدان مشترک، کارگروه فنی متشکل از نمایندگان هر دو کشور، برای تبادل داده‌های ژئوفیزیکی، تعیین محدوده بهره‌برداری و مدل تولید مشترک تشکیل می‌شود. این ساختار برای نخستین‌بار در تفاهم‌نامه ایران و ترکمنستان برای میدان «چالدران شمالی» و با عراق در میدان «نفتخانه» اجرا شده است.‌

ب) بازاریابی و فروش مشترک (Joint Marketing Teams):

با هدف کاهش رقابت مخرب در بازار، طرفین می‌توانند فروش نفت خام تولیدشده از مخزن مشترک را در قالب سبد واحدی عرضه کنند. چنین مدلی در سال ۱۴۰۴ بین ایران و عمان برای عرضه مشترک گاز میدان «هنگام» در دستور کار قرار گرفته است.‌

ج) تقسیم منافع بر پایه انرژی استخراج‌شده نه حجم خام:

در مدل جدید، سهم هر کشور نه صرفاً بر اساس حجم برداشت، بلکه بر مبنای «ارزش حرارتی معادل» یا BTU انجام می‌شود. این مدل در سال ۱۴۰۴ در مذاکرات ایران–قطر برای بخش جنوبی پارس جنوبی مورد توجه قرار گرفته است.

نمونه‌های جهانی توسعه مشترک

مطالعه تجربه موفق برخی کشورها نشان می‌دهد که قراردادهای توسعه مشترک می‌توانند هم منافع اقتصادی ایجاد کنند و هم به ثبات سیاسی منطقه کمک نمایند:

تایلند و مالزی (منطقه JDZ – خلیج تایلند):

دو کشور از سال ۱۹۷۹ منطقه‌ای به وسعت ۷۲۰۰ کیلومتر مربع را به‌صورت مشترک اداره می‌کنند. شرکت پتروآسیای مشترک (Malaysia-Thailand JSPC) از سال ۱۹۹० تا کنون بیش از ۹۵۰ میلیون بشکه معادل نفت تولید کرده است و اختلافات مرزی دو کشور در این منطقه عملاً متوقف شده است.

نیجریه و سائوتومه و پرنسیپ:

در دهه ۲۰۰۰ توافق JDA بین دو کشور امضا شد و توسعه مشترک میدان‌های فراساحل باعث جذب بیش از ۴ میلیارد دلار سرمایه خارجی شد.

روسیه و قزاقستان در دریای خزر:

مدل توسعه مشترک در میدان «کورمور–ترسیان» از سال ۲۰۱۰ با محوریت شرکت‌های روسنفت و قزمونای‌گاز در حال اجراست و یکی از نمونه‌های موفق تلفیق فناوری روسی با مدیریت محلی است. این تجربه، مبنای مطالعات الگوی ایرانی در سال ۱۴۰۳ شد.

اجرای عملی الگوی JDA در ایران

بر اساس مستندات شرکت ملی نفت، تاکنون ۵ پروژه در چارچوب همکاری توسعه مشترک در مراحل مختلف مذاکره و اجرا قرار دارند:

نقش شرکت‌های اکتشاف و مهندسی ایرانی

در قالب این قراردادها، وزارت نفت تلاش کرده است تا از ظرفیت شرکت‌های داخلی نظیر پتروپارس، مپنا، اویک، و مهندسی و توسعه نفت (متن) استفاده کند.

مدل همکاری بدین صورت است که شرکت ایرانی مسئولیت طراحی فنی و حفاری اولیه را برعهده گرفته و شرکت خارجیِ همسایه، خدمات زمین‌شناسی پیشرفته یا تأمین تجهیزات را به‌عهده می‌گیرد. این الگو علاوه بر توسعه فناوری، موجب افزایش سهم شرکت‌های دانش‌بنیان ایرانی در پروژه‌های مرزی شده است.

در میدان آزادگان، به‌عنوان نمونه، پتروپارس در سال ۱۴۰۳ توانست بدون اتکا به شرکت‌های غربی، حفاری چاه‌های HPHT را با تجهیزات ساخت ایران تکمیل کند. همین امر در مذاکرات ایران و عراق به‌عنوان برگ برنده فنی مطرح گردید.

بهره‌وری مالی و نقش صندوق توسعه ملی

مطابق آمار اعلامی در اردیبهشت ۱۴۰۴، تأمین مالی پروژه‌های JDA عمدتاً از محل تسهیلات صندوق توسعه ملی (به میزان ۸۰۰ میلیون دلار) و همچنین تهاتر فرآورده‌های نفتی انجام گرفته است. در این مدل، پرداخت‌ها به‌شکل نفت در برابر خدمات (Oil-for-Services) یا گاز در برابر فناوری (Gas-for-Technology) صورت می‌گیرد. این روند ضمن کاهش نیاز به ارز خارجی، مسیر صادرات خدمات فنی مهندسی ایران را باز کرده است.

مدیریت ریسک‌های سیاسی و مرزی

چالش مهم قراردادهای توسعه مشترک، تفاوت دیدگاه حقوقی کشورها نسبت به خطوط مرزی در دریا و خشکی است. در این زمینه، وزارت نفت با همکاری وزارت امور خارجه، در سال ۱۴۰۳ «کارگروه هماهنگی حقوقی مرزی میادین مشترک» را تأسیس کرد. مأموریت این کارگروه، تدوین دستورالعمل شفاف برای حفظ حقوق حاکمیتی ایران در عین انعطاف قراردادی با طرف مقابل است.

به‌عنوان نمونه، در مذاکرات با قطر بر سر پارس جنوبی، ایران بر موضع «مرز توافقی بر اساس جریان مخزن» تأکید کرده است، در حالی که قطر همچنان برداشت بر پایه محدوده جغرافیایی را ملاک می‌داند. استفاده از فناوری‌های ژئوفیزیکی سه‌بعدی در سال ۱۴۰۴ باعث شد درباره محل دقیق محدوده فشار مخزن توافق موقت حاصل شود.

پیامدهای اقتصادی و فناوری

اجرای مدل JDA می‌تواند از سه مسیر به منافع اقتصادی مستقیم و غیرمستقیم منجر شود:

افزایش ضریب برداشت:

برآوردهای شرکت ملی نفت نشان می‌دهد با توسعه مشترک، ضریب بازیافت از ۲۵ به بیش از ۳۵ درصد افزایش می‌یابد؛ معادل حدود ۵ میلیارد بشکه نفت خام در طول عمر میادین.

افزایش درآمد صادراتی:

مدل بازاریابی مشترک، امکان حضور در بازارهای آسیایی را با نفت برند مشترک (به‌ویژه «Iran-Iraq Blend») فراهم می‌کند که می‌تواند تا ۲۰٪ سود خالص را افزایش دهد.

انتقال فناوری و دانش حفاری:

از طریق مشارکت با شرکت‌های چینی (CNPC)، روسی (Zarubezhneft) و مالزیایی (Petronas)، فناوری‌های نوین حفاری افقی، کنترل فشار و تزریق CO₂ برای بهبود برداشت وارد ایران شده است. مرکز تحقیقات ازدیاد برداشت (EOR) دانشگاه صنعت نفت در آبادان نقش محوری در بومی‌سازی این فناوری ایفا کرده است.

با وجود پیشرفت‌های یادشده، چند مانع اساسی بر سر اجرای کامل این مدل‌ها وجود دارد:

تحریم‌های بین‌المللی و انتقال پول: اجرای پروژه‌های مشترک نیازمند سازوکار مالی شفاف و استفاده از ارزهای محلی (ریال، دینار، ریال عمانی) است که هنوز زیرساخت آن کامل نشده است. کمبود داده‌های ژئوفیزیکی به‌روز: در برخی میادین، آخرین برداشت داده به بیش از ۱۰ سال قبل بازمی‌گردد؛ این نقص باعث کاهش دقت در تقسیم منافع می‌شود. تفاوت نظام حقوقی کشورهای همسایه: در حالی که عراق و عمان نظام قرارداد خدمتی (Service Contract) دارند، ایران از الگوی IPC استفاده می‌کند. هم‌ترازی این دو مدل به کار فنی و هماهنگی حقوقی بالایی نیاز دارد. رعایت محدودیت‌های محیط‌زیستی: بخش‌هایی از مناطق مرزی غرب کشور دارای تالاب‌های حفاظت‌شده هستند و توسعه میادین باید با ارزیابی دقیق زیست‌محیطی همراه باشد.

وزارت نفت اعلام کرده است نسخه نهایی «چارچوب جامع قراردادهای توسعه مشترک» تا پایان زمستان ۱۴۰۴ آماده ابلاغ خواهد شد تا از سال ۱۴۰۵، هرگونه توسعه میادین مرزی تنها در قالب این چارچوب انجام گیرد.

از رقابت تا هم‌افزایی

در طول دهه‌های گذشته، برداشت شتاب‌زده کشورهای رقیب از میادین مشترک موجب برهم‌خوردن تعادل انرژی منطقه‌ای شده بود. اما استفاده از توافق‌های توسعه مشترک، نقطه‌عطفی در سیاست انرژی ایران محسوب می‌شود؛ مدلی که از تقابل به همکاری می‌رسد و در عین حفظ منافع ملی، به اعتبار منطقه‌ای صنعت نفت ایران می‌افزاید.

اگر روند فعلی با حفظ انضباط فنی و مالی ادامه یابد، ایران می‌تواند تا پایان برنامه هفتم توسعه، برداشت روزانه از میادین مشترک را به بیش از یک میلیون بشکه معادل نفت خام افزایش دهد؛ هدفی که تحقق آن، نماد عبور از دوران رقابت منفی به عصر «دیپلماسی انرژی سازنده» خواهد بود.