ناترازی گاز در آستانه زمستان

✍🏻 محسن فاطمی، کارشناس ارشد اقتصاد در مرکز نوآوری و اندیشه‌ای فرصت

خلاصه مدیریتی:

ایران در آستانه زمستان ۱۴۰۵ با شرایط دشوارتری در تأمین گاز نسبت به سال‌های گذشته مواجه است. ناترازی ساختاری گاز که پیش از جنگ نیز در اوج مصرف زمستانی به روزانه ۳۰۰ تا ۳۵۰ میلیون مترمکعب می‌رسید، اکنون با خسارت‌های ناشی از حملات نظامی آمریکا و اسرائیل به تأسیسات پارس جنوبی تشدید شده است. بر اساس آخرین اظهارات مدیرعامل شرکت ملی گاز، از حدود ۲۳۰ میلیون مترمکعب ظرفیت فرآورش آسیب‌دیده، تا نیمه مهرماه تنها ۱۰۰ میلیون مترمکعب جبران شده بود. هرچند وزارت نفت از پیشرفت تعمیرات و بازسازی تأسیسات خبر داده، تداوم محدودیت ظرفیت تولید و فرآورش، خطر تشدید کمبود گاز در زمستان را افزایش می‌دهد؛ وضعیتی که به‌ویژه برای استان‌های شمالی و شمال‌شرقی، به دلیل فاصله از مراکز تولید جنوب و محدودیت‌های انتقال، نگران‌کننده است.

در چنین شرایطی، احیای واردات گاز از ترکمنستان یکی از عملیاتی‌ترین گزینه‌های کوتاه‌مدت برای کاهش فشار بر شبکه شمال کشور است. ایران سابقه دریافت روزانه بیش از ۳۲ میلیون مترمکعب گاز از این کشور را دارد و ظرفیت اسمی خطوط انتقال موجود در مرزهای شمالی به حدود ۵۰میلیون مترمکعب در روز می‌رسد. برآوردهای اخیر نیز از امکان فنی واردات روزانه ۲۵ تا ۲۷ میلیون مترمکعب حکایت دارد. این میزان اگرچه برای جبران ناترازی ملی کافی نیست، اما به دلیل موقعیت جغرافیایی نقاط تحویل، می‌تواند نقش مهمی در کاهش افت فشار شبکه شمال، حفظ تأمین گاز صنایع و کاهش نیاز به انتقال گاز از جنوب ایفا کند.

بررسی روابط گازی دو کشور نشان می‌دهد که مانع اصلی احیای واردات، بیش از آنکه زیرساختی باشد، ماهیتی قراردادی، مالی و سیاسی دارد. اختلافات گذشته بر سر قیمت و بدهی، به توقف واردات منجر شد و با وجود تسویه اصل بدهی و احیای مقطعی همکاری در قالب سوآپ طی سال‌های ۱۴۰۰ تا ۱۴۰۴، هنوز جریان پایدار واردات مستقیم برقرار نشده است. حتی توافقات صورت‌گرفته در سطح رؤسای دو کشور نیز تاکنون به قرارداد اجرایی تأمین گاز زمستانی منتهی نشده است. ازاین‌رو، بازسازی اعتماد ترکمنستان و ارائه تضمین معتبر برای پرداخت بهای گاز، شرط اصلی دستیابی به توافق جدید خواهد بود.

پیشنهاد محوری گزارش، پیگیری فوری قرارداد واردات مستقیم گاز از ترکمنستان در سطح عالی، همراه با طراحی سازوکار مالی مطمئن برای تسویه تعهدات است. در این زمینه، استفاده از منابع ارزی حاصل از صادرات نفت ایران به چین، با توجه به روابط گسترده انرژی چین با هر دو کشور، می‌تواند مبنای بررسی یک توافق مالی سه‌جانبه قرار گیرد؛ مشروط بر آنکه دسترسی به منابع، موافقت طرف‌ها و امکان اجرای حقوقی و بانکی آن احراز شود. توسعه سوآپ با آذربایجان و ترکیه نیز باید به‌عنوان گزینه مکمل دنبال شود، نه جایگزین واردات مستقیم برای مصرف داخلی. در میان‌مدت، تقویت ذخیره‌سازی گاز، به‌ویژه در مخزن شوریجه، برای کاهش آسیب‌پذیری زمستانی ضروری است.

با توجه به محدودیت زمانی تا آغاز فصل سرما، اولویت سیاست‌گذار باید تبدیل توافقات سیاسی موجود به قرارداد مشخص خرید، تضمین پرداخت و تحویل واقعی گاز باشد. تأخیر در فعال‌سازی این ظرفیت، در شرایط کاهش حاشیه اطمینان عرضه، می‌تواند به تشدید محدودیت گاز صنایع و نیروگاه‌ها، افزایش مصرف سوخت مایع و تحمیل هزینه‌های بیشتر به اقتصاد کشور منجر شود. احیای واردات از ترکمنستان راه‌حل نهایی ناترازی گاز ایران نیست، اما می‌تواند اقدامی فوری و مؤثر برای کاهش آسیب‌پذیری شبکه شمال در زمستان پیش‌رو باشد.

مقدمه: زمستان ۱۴۰۵؛ ناترازی قدیمی با خسارت‌های تازه

ایران در آستانه زمستانی قرار گرفته که تأمین گاز در آن دشوارتر از سال‌های گذشته به نظر می‌رسد. ناترازی گاز، پیش از آغاز جنگ نیز یکی از مشکلات اصلی بخش انرژی کشور بود و در روزهای سرد، تأمین مصرف خانگی عملاً با محدودکردن گاز صنایع و نیروگاه‌ها امکان‌پذیر می‌شد. سعید توکلی، مدیرعامل شرکت ملی گاز، در مرداد ۱۴۰۴ اعلام کرده بود که کشور در زمستان پیش از آن با ناترازی روزانه ۳۰۰ تا ۳۵۰میلیون مترمکعب گاز مواجه شده و ناترازی در سطح سبد انرژی به ۳۵۰ تا ۴۰۰ میلیون مترمکعب می‌رسد. این ارقام، هرچند برآورد قطعی کسری زمستان ۱۴۰۵ نیستند، ابعاد شکاف ساختاری عرضه و تقاضا را نشان می‌دهند.

اکنون پیامدهای حملات نظامی آمریکا و اسرائیل به زیرساخت‌های انرژی کشور نیز به این ناترازی افزوده شده است. بر اساس اظهارات سعید توکلی در ۱۳ مهر، حملات به پالایشگاه‌های پارس جنوبی حدود ۲۳۰ میلیون مترمکعب در روز از ظرفیت فرآورش گاز کشور را از مدار خارج کرده بود که با اقدامات انجام‌شده، حدود ۱۰۰ میلیون مترمکعب آن به چرخه تولید بازگشته است. این بدان معناست که در زمان اعلام این آمار، هنوز حدود ۱۳۰ میلیون مترمکعب از ظرفیت آسیب‌دیده جبران نشده بود.

حمید بورد، سرپرست وزارت نفت، نیز ۲۱ مهر از تکمیل بخش عمده تعمیرات اساسی پالایشگاه‌های پارس جنوبی خبر داد؛ موضوعی که می‌تواند به آمادگی شبکه برای فصل سرما کمک کند. بااین‌حال، اظهارات او درباره ضرورت تسریع در بازسازی تأسیسات آسیب‌دیده نشان می‌دهد که تعمیرات دوره‌ای و بازیابی کامل خسارت‌های جنگی هنوز یکسان نیستند.

فشار این وضعیت برای استان‌های شمالی و شمال‌شرقی کشور اهمیت بیشتری دارد. تمرکز تولید گاز در جنوب و فاصله طولانی تا مراکز مصرف در گلستان، مازندران و خراسان، موجب شده این مناطق در زمان افزایش مصرف زمستانی نسبت به افت فشار شبکه آسیب‌پذیر باشند. از همین رو، دریافت گاز از ترکمنستان در مرزهای شمالی، می‌تواند علاوه بر کاهش نسبی معضل ناترازی، بخشی از فشار انتقال گاز از جنوب را کاهش دهد. مسئله اصلی آن است که ایران برای استفاده از این ظرفیت، نه به احداث یک مسیر جدید، بلکه پیش از هر چیز به احیای روابط قراردادی و حل موانع مالی با ترکمنستان نیاز دارد.

از واردات ۳۲ میلیون مترمکعبی تا توقف همکاری؛ تجربه‌ای که نباید تکرار شود

واردات گاز از ترکمنستان سابقه‌ای نزدیک به سه دهه دارد. نخستین خط لوله گاز وارداتی میان دو کشور در سال ۱۳۷۶ به بهره‌برداری رسید و در سال‌های بعد، ایران توانست بخشی از گاز موردنیاز استان‌های شمالی را از این مسیر تأمین کند. اهمیت این همکاری در آن بود که گاز ترکمنستان مستقیماً در نزدیکی مناطق مصرف دریافت می‌شد و نیاز به انتقال معادل آن از میدان‌های جنوبی کاهش می‌یافت.

مطابق آمار شرکت ملی گاز که در مطالعه مرکز مطالعات زنجیره ارزش نفت و گاز منتشر شده، بالاترین سطح واردات روزانه گاز از ترکمنستان در سال ۱۳۹۰ به 32.4 میلیون مترمکعب رسید، اما از سال ۱۳۹۵ روند نزولی شدیدی پیدا کرد و در سال‌های ۱۳۹۸ و ۱۳۹۹ به صفر رسید.

روند تاریخی واردات گاز ایران از ترکمنستان (میانگین روزانه، میلیون مترمکعب)

کاهش واردات در این دوره را نمی‌توان تنها با محدودیت فنی توضیح داد. در زمستان ۱۳۸۶ اختلاف بر سر قیمت گاز به توقف مقطعی صادرات ترکمنستان منجر شد. اختلافات مالی همچنان ادامه داشت تا اینکه در نهایت در سال 98 و 99، جریان واردات گاز از ترکمنستان متوقف شد. پرونده اختلاف مالی سرانجام به داوری بین‌المللی کشیده شد. در سال ۱۴۰۲، جواد اوجی، وزیر وقت نفت، اعلام کرد اصل بدهی ایران به ترکمنستان تسویه شده است؛ اما مذاکرات درباره جریمه تأخیر پرداخت همچنان ادامه داشت.

پس از چند سال وقفه، همکاری گازی دو کشور از سال ۱۴۰۰عمدتاً در قالب سوآپ از سر گرفته شد. بااین‌حال، برای ارزیابی عملکرد این دوره باید میان واردات مستقیم برای مصرف داخلی و دریافت گاز در چارچوب قراردادهای سوآپ تفاوت قائل شد.

جدول تحولات همکاری گازی ایران و ترکمنستان در سال‌های ۱۴۰۰ تا ۱۴۰۴

توضیح آماری جدول: برای سال‌های ۱۴۰۰ تا ۱۴۰۴، مجموعه کامل و همسانی از حجم سالانه واردات مستقیم در منابع عمومی بررسی‌شده وجود ندارد. ارقام ۱۴۰۱ و ۱۴۰۲ مربوط به سوآپ هستند و نباید به‌عنوان واردات خالص کشور به نمودار تاریخی افزوده شوند.

بررسی این پنج سال نشان می‌دهد که مشکل ایران صرفاً نبود قرارداد نیست. در سال ۱۴۰۰ قرارداد سوآپ امضا شد، در سال‌های ۱۴۰۱ و ۱۴۰۲ مبادلاتی انجام گرفت و در سال ۱۴۰۳نیز سند همکاری جدیدی در بالاترین سطح سیاسی به امضا رسید؛ بااین‌حال، این اقدامات به تأمین پایدار گاز موردنیاز شمال کشور منتهی نشد.

تجربه این دوره دو درس دارد: نخست اینکه زیرساخت و امکان فنی همکاری وجود دارد؛ دوم اینکه بدون قرارداد مطمئن و سازوکار پرداخت مورد قبول دو طرف، حتی توافقات سیاسی نیز تضمین‌کننده جریان گاز در زمستان نیستند.

ظرفیت واردات چقدر است و چه کمکی به شبکه شمال می‌کند؟

ایران در مرز ترکمنستان از دو مسیر اصلی برای دریافت گاز برخوردار است. خط لوله کورپجه – کردکوی با ظرفیت سالانه ۶تا ۸ میلیارد مترمکعب و خط لوله دولت‌آباد – سرخس – خانگیرانبا ظرفیت سالانه حدود ۱۲ میلیارد مترمکعب، در مجموع ظرفیت اسمی نزدیک به ۵۰ میلیون مترمکعب در روز را فراهم می‌کنند. البته میزان گاز قابل دریافت در عمل، به وضعیت خطوط، فشار ورودی، آمادگی تأسیسات و تعهدات صادراتی ترکمنستان بستگی دارد.

عبدالجلال ایری، نماینده مردم استان گلستان، در شهریور ۱۴۰۵ اعلام کرد که امکان فنی واردات روزانه ۲۵ تا ۲۷ میلیون مترمکعب گاز از ترکمنستان وجود دارد. این مقدار، با درنظرگرفتن دامنه ناترازی تاریخی ۳۵۰ تا ۴۰۰ میلیون مترمکعبی، معادل حدود ۶ تا ۸ درصد آن است. با وجود محدودبودن این سهم در مقیاس ملی، تزریق گاز در شمال کشور می‌تواند تأثیر بیشتری بر پایداری شبکه منطقه‌ای داشته باشد.

نکته مهم آن است که نباید واردات مستقیم و سوآپ را از نظر آثار اقتصادی یکسان تلقی کرد. در قرارداد سوآپ، ایران گاز ترکمنستان را در شمال‌شرق دریافت و در مقابل، گاز معادل آن را از مرز غربی به خریدار ثالث تحویل می‌دهد. بنابراین، افزایش خالص عرضه کشور عمدتاً به سهم گاز دریافتی ایران از قرارداد محدود می‌شود، اما جابه‌جایی محل دریافت و تحویل می‌تواند فشار خطوط انتقال داخلی را کاهش دهد. در مقابل، واردات مستقیم برای مصرف داخل، حجم گاز قابل تخصیص به مصرف‌کنندگان ایرانی را افزایش می‌دهد.

از این منظر، در شرایط فعلی اولویت باید با قرارداد واردات مستقیم برای شبکه شمال باشد و سوآپ به‌عنوان ابزار مکمل مورد استفاده قرار گیرد. موقعیت جغرافیایی ایران برای انتقال گاز ترکمنستان به آذربایجان و ترکیه، می‌تواند انگیزه‌ای برای گسترش همکاری باشد، اما نباید باعث شود هدف فوری و ضروری کشور، یعنی تأمین گاز در ماه‌های سرد، تحت‌الشعاع درآمدهای ترانزیتی قرار گیرد.

پرداخت بهای گاز از محل درآمد نفتی ایران در چین؛ راهی برای عبور از اختلافات مالی؟

یکی از موانع تکرارشونده در روابط گازی ایران و ترکمنستان، نحوه پرداخت بهای گاز بوده است. اگرچه اصل بدهی گذشته، بنا بر اعلام وزارت نفت، تسویه شده، اختلافات مربوط به تأخیر پرداخت و نگرانی از تکرار مشکلات مالی در قراردادهای جدید همچنان اهمیت دارد. در چنین شرایطی، احیای واردات بدون ارائه تضمین مالی قابل اتکا، احتمالاً با دشواری مواجه خواهد شد.

یکی از گزینه‌هایی که ارزش بررسی جدی دارد، استفاده از منابع ارزی حاصل از فروش نفت ایران به چین برای تسویه بهای گاز ترکمنستان است. چین از یک‌سو خریدار اصلی نفت صادراتی ایران و از سوی دیگر مهم‌ترین مقصد صادرات گاز ترکمنستان به شمار می‌رود. بر اساس اعلام رسمی دولت ترکمنستان، صادرات تجمعی گاز این کشور به چین تا ابتدای مارس ۲۰۲۶ به حدود ۴۶۰ میلیارد مترمکعب رسیده است.

از طرفی، سابقه وجود ترتیبات تجاری مبتنی بر تبدیل بخشی از عواید نفت ایران در چین به اعتبار خرید کالا و خدمات برای کشورمان قبلا تجربه شده است.

بنابراین همین سابقه می‌تواند مبنایی برای بررسی یک توافق مالی سه‌جانبه میان ایران، چین و ترکمنستان باشد. در این چارچوب، وزارت نفت و بانک مرکزی می‌توانند با همکاری طرف‌های چینی و ترکمنی، امکان اختصاص بخشی از مطالبات قابل استفاده ایران در چین به تسویه بهای گاز را ارزیابی کنند. اجرای این پیشنهاد منوط به موافقت هر سه طرف، احراز قابلیت انتقال منابع و بررسی الزامات بانکی و حقوقی است.

چنین ترتیبی در صورت تحقق می‌تواند به کاهش مشکلات ناشی از تسویه مستقیم کمک کند. در کنار آن، تهاتر گاز با کالا و خدمات فنی و مهندسی ایرانی نیز باید در مذاکرات مطرح باشد؛ هرچند تجربه گذشته نشان داده که پذیرش تهاتر از سوی ترکمنستان قطعی نیست. بنابراین، ایران باید به جای ارائه پیشنهادهای کلی، بسته‌ای مشخص شامل قیمت خرید، روش پرداخت، تضمین تسویه و تعهد تحویل گاز ارائه کند.

دیپلماسی انرژی باید پیش از رسیدن سرما نتیجه بدهد

با توجه به محدودیت زمانی تا شروع زمستان، احیای واردات گاز از ترکمنستان نیازمند تصمیم‌گیری در سطحی فراتر از مذاکرات معمول شرکت‌های گازی است. دیدارهای سیاسی اخیر و سند همکاری سال ۱۴۰۳ ظرفیت مناسبی برای پیگیری موضوع ایجاد کرده‌اند، اما آنچه برای شبکه گاز کشور اهمیت دارد، امضای قرارداد اجرایی و آغاز تحویل گاز در زمان موردنیاز است.

در این مسیر، وزارت نفت باید هم‌زمان سه موضوع را پیش ببرد: تعیین حجم قابل تحویل در روزهای اوج مصرف، توافق درباره شرایط مالی و اطمینان از آمادگی عملیاتی خطوط ورودی.

تجربه قطع صادرات در زمستان‌های گذشته نیز ایجاب می‌کند قرارداد جدید دارای تعهدات مشخص تحویل، ضمانت اجرا و سازوکار حل اختلاف باشد.

در کنار این اقدامات، نباید از ضرورت توسعه ذخیره‌سازی گاز غفلت کرد. تقویت ظرفیت ذخیره‌سازی و برداشت در مخزن شوریجه، بهبود بهره‌وری مصرف و افزایش توان خطوط انتقال به استان‌های شمالی باید در برنامه میان‌مدت قرار گیرد. اتکا به واردات، بدون اصلاح ساختار مصرف و توسعه زیرساخت‌های داخلی، تنها بخشی از فشار فصلی را کاهش می‌دهد و ریسک وابستگی به تصمیم صادرکننده خارجی را پابرجا می‌گذارد.

از منظر اقتصادی نیز لازم است بهای گاز وارداتی با هزینه فرصت تأمین‌نکردن آن مقایسه شود. محدودیت گاز صنایع می‌تواند به کاهش تولید و درآمدهای مالیاتی منجر شود و جایگزینی گاز با سوخت مایع در نیروگاه‌ها نیز هزینه مالی و زیست‌محیطی به همراه دارد. ازاین‌رو، حتی واردات محدود گاز، چنانچه در زمان مناسب و محل مناسب به شبکه تزریق شود،ارزش اقتصادی قابل‌توجهی خواهد داشت.

جمع‌بندی و پیشنهاد سیاستی

زمستان ۱۴۰۵ برای صنعت گاز ایران، آزمونی متفاوت از سال‌های گذشته خواهد بود. ناترازی ساختاری همچنان پابرجاست و خسارت‌های ناشی از حملات نظامی به پارس جنوبی نیز حاشیه اطمینان عرضه را کاهش داده است. در این شرایط، استفاده از ظرفیت گازی ترکمنستان می‌تواند بخشی از فشار بر شبکه شمال و شمال‌شرق را کاهش دهد؛ ظرفیتی که زیرساخت فیزیکی آن از سال‌ها پیش وجود داشته، اما اختلافات تجاری و مالی مانع بهره‌برداری پایدار از آن شده است.

ضروری است دولت با محوریت وزارت نفت، وزارت امور خارجه و بانک مرکزی، مذاکرات در سطح عالی با ترکمنستان را با هدف دستیابی به قرارداد واردات مستقیم پیش از اوج سرمای زمستان دنبال کند. حل‌وفصل نهایی اختلافات مالی، طراحی سازوکار تسویه مورد اعتماد دو طرف و بررسی استفاده از منابع ارزی ایران در چین باید در دستور کار این مذاکرات باشد. توسعه سوآپ نیز می‌تواند مکمل این سیاست باشد، مشروط بر آنکه منافع آن در پایداری شبکه داخلی و تأمین گاز مناطق شمالی به‌طور مشخص لحاظ شود.

ایران برای کاهش فشار گاز در شمال کشور بیش از آنکه با کمبود مسیر انتقال روبه‌رو باشد، با مسئله فعال‌سازی ظرفیت موجود مواجه است. تجربه سال‌های گذشته نشان داده که توافق سیاسی و زیرساخت آماده، بدون تعهد مالی و قراردادی معتبر، تضمینی برای دریافت گاز نیست. در شرایط کنونی، معیار موفقیت دیپلماسی انرژی باید حجم گاز قابل اتکایی باشد که پیش از تشدید سرمای زمستان وارد شبکه می‌شود، نه تعداد تفاهم‌نامه‌هایی که به امضا می‌رسد.