ایران برخی از بزرگترین ذخایر نفت خام و ذخایر گاز طبیعی را در اختیار دارد. با وجود ذخایر فراوان ایران ، تولید نفت خام بین سالهای 2012 و 2016 در نتیجه تحریم های بین المللی مربوط به هسته ای که صادرات نفت ایران و سرمایه گذاری محدود در بخش انرژی ایران را هدف قرار داده است ، کاهش یافته و حتی بین سالهای 2012 تا 2016 کاهش یافته است. در پایان سال 2011 ، در پاسخ به فعالیت های هسته ای ایران ، ایالات متحده و اتحادیه اروپا (اتحادیه اروپا) تحریم هایی را اعمال کردند که در اواسط سال 2012 به اجرا درآمد. این تحریم ها بخش انرژی ایران را هدف قرار داده و از توانایی ایران در فروش نفت جلوگیری می کند ، و منجر به کاهش تقریباً 1. 0 میلیون بشکه در روز (B/D) در صادرات نفت خام و میعانات در سال 2012 در مقایسه با سال گذشته شد. [1]

پس از کاهش بخش نفت و تحریم های بانکی ، همانطور که در برنامه جامع اقدام مشترک (JCPOA) در ژانویه سال 2016 بیان شد ، تولید و صادرات نفت خام و میعانات ایران به سطح قبل از سال 2012 افزایش یافت. با این حال ، پس از اعلام ماه مه 2018 مبنی بر خروج ایالات متحده از JCPOA ، صادرات و تولید نفت خام ایران دوباره کاهش یافت. ایالات متحده در نوامبر سال 2018 تحریم های خود را علیه خریداران نفت ایران بازگرداند ، اما هشت کشور که وارد کننده بزرگی از نفت ایران هستند معافیت شش ماهه دریافت کردند. در ماه مه سال 2019 ، این چشم پوشی ها منقضی شد ، و صادرات نفتی و میعانات نفتی ایران برای باقیمانده سال 2019 و بیشتر سال 2020 زیر 500000 بار در روز سقوط کرد.

براساس صندوق بین المللی پول (IMF) ، درآمد صادرات نفت و گاز طبیعی ایران در سال مالی 2015-2016 26. 9 میلیارد دلار بوده است که بیش از 50 ٪ از 55. 4 میلیارد دلار در سال مالی 2014-2015 کاهش یافته است. افت ناگهانی به دنبال ادامه حجم صادرات افسرده و پایین آمدن قیمت نفت خام در ترکیب ، که منجر به پایین آمدن درآمد کل صادرات شد. در سال مالی 2017-2018 ، درآمد صادرات نفت و گاز طبیعی به حدود 63. 7 میلیارد دلار افزایش یافت و حجم صادرات نفت خام نیز پس از اجرای JCPOA افزایش یافت. [2]بیشتر درآمدهای صادرات از صادرات نفت خام و میعانات حاصل می شود زیرا ایران حجم نسبتاً کمی از گاز طبیعی را صادر می کند.

توسعه منابع گاز طبیعی ایران به دنبال JCPOA ادامه یافت و سرعت خود را گرفت. با این حال ، رشد تولید کندتر از حد انتظار بود زیرا تحریم هایی که فعالیت های هسته ای ایران را بین سالهای 2012 و 2016 هدف قرار می دهد ، همچنین بر سرمایه گذاری در توسعه گاز طبیعی تأثیر می گذارد. فعالیت های گاز طبیعی ایران در میدان گاز طبیعی پارس جنوبی واقع شده است ، واقع در خارج از ساحل در خلیج فارس ، که حدود 40 ٪ از ذخایر گاز طبیعی اثبات شده ایران را در اختیار دارد. [3]شرکت های محلی در ایران توسعه دهندگان اصلی این زمینه هستند.

علاوه بر منابع انرژی نسبتاً بزرگ ، ایران نقش مهمی در ترانزیت سوخت فسیلی از نظر جغرافیایی ایفا می کند (شکل 1). تنگه هورموز ، در ساحل جنوب شرقی ایران ، مسیری مهم برای صادرات نفت از ایران و سایر کشورهای خلیج فارس است. در باریک ترین نقطه خود ، تنگه هورموز 21 مایل عرض دارد ، اما تخمین زده می شود 20. 7 میلیون بار در روز روغن خام و محصولات تصفیه شده در سال 2018 از طریق آن جاری شود (حدود یک سوم از کل روغن های تحت تجارت دریایی و بیش از 20 ٪ ازکل روغن مصرف شده در سطح جهان). [4]حجم گاز طبیعی مایع (LNG) نیز از طریق تنگه هورموز جریان می یابد. تقریباً 4. 1 تریلیون فوت مکعب (TCF) LNG در سال 2018 از قطر از طریق تنگه هورموز حرکت کرد و بیش از 25 ٪ از تجارت جهانی LNG را تشکیل داد.

کل مصرف انرژی اولیه

با وجود افسردگی اقتصادی دوره ای ، استفاده کامل از انرژی در ایران بین سالهای 2009 تا 2019 به سرعت رشد کرده است و در طی آن دوره زمانی حدود 40 ٪ افزایش یافته است. [5]برای کنترل بهتر رشد تقاضای داخلی برای انرژی و کاهش قرار گرفتن در معرض بودجه در هزینه های بالا یارانه ، دولت ایران اصلاحات یارانه انرژی را اجرا کرد ، که منجر به افزایش قیمت داخلی برای نفت داخلی ، گاز طبیعی و برق بین سالهای 2010 تا 2014 شد.

مدیریت بخش های نفت و گاز طبیعی

شرکت دولتی نفت ملی ایران (NIOC) مسئولیت کلیه پروژه های نفتی و گاز طبیعی بالادست را بر عهده دارد. قانون اساسی ایران مالکیت خارجی یا خصوصی منابع طبیعی را ممنوع می کند. با این حال ، شرکت های بین المللی نفتی (IOCS) می توانند از طریق قرارداد نفتی ایران ، الگوی نسبتاً جدیدی برای رژیم نفتی بالادست و گاز طبیعی خود ، که در سال 2016 اجرا شد ، در مراحل اکتشاف و توسعه شرکت کنند.

شورای عالی انرژی ، که در ژوئیه 2001 تأسیس شد و به ریاست رئیس جمهور ایران به ریاست بخش انرژی رسید. این شورا شامل وزرای نفت ، اقتصاد ، تجارت ، کشاورزی و معادن و صنعت از جمله دیگر است. تحت نظارت وزارت نفت ، شرکتهای دولتی علاوه بر صنعت پتروشیمی ایران ، بر فعالیت های موجود در بخش های نفتی و گاز طبیعی بالادست و پایین دست نیز حاکم هستند. چهار شرکت کلیدی دولتی NIOC ، شرکت ملی گاز ایران (NIGC) ، شرکت ملی پالایش و توزیع نفت (NIORDC) و شرکت ملی پتروشیمی (NPC) هستند.

جدول 1. شرکتهای انرژی دولتی ایران

سرمایه گذاری خارجی

برای جذب سرمایه گذاری و فناوری خارجی مورد نیاز در بخش نفت و گاز طبیعی خود ، دولت ایران یک قرارداد نفتی را اجرا کرد که به IOC ها اجازه می دهد تا در تمام مراحل پروژه های بالادست شرکت کنند. این رژیم مالی در سال 2016 به مرحله اجرا درآمد و شرایط جذاب تری نسبت به قراردادهای بازپرداخت در دسترس دارد.

قانون اساسی ایران مالکیت خارجی یا خصوصی منابع طبیعی را ممنوع می کند ، و قبل از اواخر سال 2016 ، دولت فقط قراردادهای بازپرداخت را مجاز می کند ، که به IOC اجازه می داد از طریق یک شرکت تابعه ایران وارد قراردادهای اکتشافی و توسعه شوند. یک قرارداد بازپرداخت مشابه یک قرارداد خدماتی است و به پیمانکار (یا IOC) نیاز دارد تا سرمایه و تخصص خود را برای توسعه زمینه های نفت و گاز طبیعی سرمایه گذاری کند.

پس از توسعه این زمینه و تولید ، اپراتوری پروژه به NIOC یا شرکت تابعه مربوطه بازگشت.ioC حق سهام را در زمینه های نفت و گاز طبیعی به دست نیاورد. NIOC از فروش نفت و گاز طبیعی برای بازپرداخت هزینه های سرمایه به IOC استفاده کرد. نرخ بازپرداخت سالانه به IOC بر اساس درصد از پیش تعیین شده تولید و نرخ بازده این زمینه بود. طبق حقایق جهانی انرژی (FGE) ، نرخ بازده قراردادهای بازپرداخت بین 12 تا 17 درصد و دوره بازپرداخت بین پنج تا هفت سال بود. [6]

در اواخر سال 2016 ، ایران مدل جدید قرارداد نفتی به نام قرارداد نفتی ایرانی (یا یکپارچه) (IPC) را اجرا کرد. هدف IPC جذب سرمایه گذاری و فناوری خارجی بیشتر برای توسعه پروژه های نفتی بالادست و گاز طبیعی است. شرایط IPC شرایط را از قراردادهای بازپرداخت و توافق نامه های اشتراک تولید (PSA) ترکیب می کند. IPC شامل مراحل اکتشاف ، توسعه و تولید ، به همراه امکان گسترش در مراحل EOR است. مدت قرارداد حداکثر 20 سال تعیین شده است و امکان تمدید مدت 5 سال برای پروژه های EOR وجود دارد. IPC نیاز به محتوای محلی قبلی 51 ٪ از ارزش کار را حفظ می کند ، و سرمایه گذار خارجی باید برنامه هایی را برای انتقال دانش و توسعه فناوری به عنوان بخشی از برنامه مالی عملیاتی سالانه خود ارائه دهد. [7]

تحریم های بین المللی سرمایه گذاری ، فناوری و تخصص لازم برای گسترش ظرفیت در مزارع نفت و گاز طبیعی و معکوس کاهش در مزارع نفتی بالغ را محدود کرده است. ایران عمدتاً به شرکتهای محلی وابسته است که از سال 2018 زمینه های نفت و گاز طبیعی را توسعه دهند. اگرچه IPC ممکن است این روند را معکوس کند ، ایران موفقیت محدودی در جذب IOC ها به بخش بالادست نفت و گاز طبیعی خود داشته است.

تا سال 2020 ، ایران شش قرارداد IPC را امضا کرده بود ، اگرچه تمام قراردادهای اخیر با شرکت های داخلی بود. [8]ایران دو قرارداد IPC را با شرکت های خارجی نهایی کرد تا قبل از تحریم های ایران دوباره تحمیل شود ، اما این شرکت ها برای جلوگیری از تحریم ها از پروژه ها عقب نشینی کردند. اولین پروژه توافق ژوئیه 2017 با شرکت فرانسوی Total و شرکت ملی نفتی چین (CNPC) برای توسعه فاز 11 از زمینه South Pars بود. این توسعه برای تولید هر روغن خام قرار نگرفته است ، اما انتظار می رود حدود 80،000 B/D میعانات تولید کند. [9]زاروبژنفت تحت کنترل دولت روسیه قرارداد توسعه نفت را تحت IPC امضا کرد ، طبق گزارش ها با Rosneft ، Lukoil ، Gazprom Neft و Tatneft ، که همه در حال توافق نامه های بالادست با ایران بودند. Zarubezhneft ، Nioc و Dana Energy آخرین توافق نامه را در اواسط ماه مارس 2018 برای توسعه زمینه های West Paydar و Abadan در نزدیکی عراق امضا کردند. این قرارداد 10 ساله خواستار بهبود نرخ بهبودی و افزایش تولید از مزارع به 48،000 b/d شد. [10]

نفت و مایعات دیگر

ذات

بیشتر ذخایر نفت خام ایران در ساحل (حدود 86 ٪) در حوضه خوزستان (واقع در مرز جنوب غربی عراق) واقع شده است ، که شامل حدود 80 ٪ از کل ذخایر ساحل است. ذخایر دریایی عمدتاً در خلیج فارس قرار دارد. ذخایر میعانات به طور مساوی بین سپرده های ساحلی و دریایی تقسیم می شود. [11]ایران همچنین دارای 0. 5 میلیارد بشکه از ذخایر اثبات شده و احتمالی در دریای خزر است ، اما تا به امروز فعالیت بالادست بسیار محدود در بخش ایران از دریای خزر رخ داده است. [12]ایران همچنین تعدادی از مزارع دریایی و دریایی را با کشورهای همسایه از جمله عراق ، قطر ، کویت ، امارات متحده عربی (امارات) و عربستان سعودی به اشتراک می گذارد.

اکتشاف و تولید

ایران یکی از اعضای موسس اوپک است که در سال 1960 تأسیس شد. از دهه 1970 ، تولید نفت ایران بسیار متفاوت است. تولید نفت ایران بین سالهای 1972 و 1978 به طور متوسط بیش از 5. 0 میلیون B/d بود و تولید در سال 1974 در صدر 6. 0 میلیون B/D قرار گرفت. از زمان انقلاب 1979 ، با این حال ، ترکیبی از جنگ ، سرمایه گذاری محدود ، تحریم ها و نرخ بالایی از طبیعیکاهش تولید در مزارع نفتی بالغ ایران مانع از بازگشت آن سطح تولید شده است.

تحریم های اعمال شده در اواخر سال 2011 و اواسط سال 2012 مربوط به فعالیت های هسته ای ایران منجر به کاهش بزرگ و غیر منتظره در تولید نفت ایران در سال 2013 شد و تولید نفت خام به 2. 7 میلیون B/d رسید. این تحریم ها صادرات و واردات نفت ایران را هدف قرار داده است ، سرمایه گذاری در مقیاس بزرگ در بخش نفت و گاز طبیعی این کشور را ممنوع کرده و دسترسی ایران به منابع اروپایی و ایالات متحده را برای معاملات مالی قطع می کند. تحریم های بیشتر در مورد هدف قرار دادن بانک مرکزی ایران در برابر موسساتی که با این بانک تجارت می کردند ، اجرا شد ، در حالی که اتحادیه اروپا تحریم نفت ایران را تحریم کرد و کلوپ های محافظت و غرامت اروپا (باشگاه های P& I) را از تأمین بیمه و بیمه اتکایی ممنوع اعلام کرد. قبل از تحریم های سال 2012 ، ایران پس از عربستان سعودی دومین تولید کننده بزرگ اوپک بود.

پس از شروع JCPOA در ژانویه سال 2016 و توانایی تجدید ایران برای صادرات نفت به اروپا ، صادرات ایران بلافاصله افزایش یافت و در نتیجه ، تولید نفت خام ایران بار دیگر از سطح قبل از سال 2012 فراتر رفت. در سال 2017 ، ایران 4. 8 میلیون بار در روز نفتی و مایعات دیگر تولید کرد و بیش از 3. 8 میلیون بار در روز روغن خام و مابقی مایعات میعانات و مایعات گازی هیدروکربن (HGLS) بود. کل تولید مایعات ایران بین سالهای 2015 و 2017 با 1. 2 میلیون B/d افزایش یافت و با افزایش ادامه صادرات پشتیبانی شد.

پس از عقب نشینی ایالات متحده از JCPOA در سال 2018 ، تولید نفت خام ایران بطور اساسی کاهش یافت. بنا بر گزارش ها ، دولت های ایالات متحده و ایران بحث و گفتگوهایی را در اوایل سال 2021 آغاز کردند که ممکن است منجر به بازگشت به توافق شود. اگر تحریم های نفتی در صادرات نفت برداشته شود ، تولید نفت خام ایران می تواند در حدود 18 ماه به ظرفیت آن 3. 8 میلیون بار در روز افزایش یابد.

جریانهای نفت خام و مزارع نفتی

بیشتر تولید نفت خام ایران از مزارع ساحلی جنوب غربی این کشور ، جایی که نمرات سبک های سنگین و ایران تولید می شود ، حاصل می شود. این منطقه حدود 88 ٪ از کل ظرفیت تولید نفت خام ایران را در سال 2019 به خود اختصاص داده است. [13]ایران سنگین یک روغن خام متوسط و با گوگل بالا (29. 6 درجه API ، 2. 24 ٪ گوگرد) است و از برخی از بزرگترین مزارع نفتی ایران ، از جمله گاچاساران ، مارون ، آهواز و بنگستان تهیه می شود. نور ایران از نظر کیفیت با نور عرب ، با 33. 6 درجه API و 1. 46 ٪ محتوای گوگرد مشابه است. نور ایران در چندین زمینه ساحلی در استان خوزستان تولید می شود ، اما دو سوم از حجم نور ایران از سه میدان-اوهواز ، کانج و آقاجی تهیه می شود. [14]همه این زمینه ها دهه های قدیمی هستند و نرخ کاهش زیادی دارند. پایدار ظرفیت تولید به تکنیک های EOR ، از جمله تزریق گاز طبیعی به مخازن نفتی برای افزایش نرخ بازیابی نیاز دارد.

ایران علاوه بر نمرات سنگین و سبک خود ، آزادگان ، دوروود ، فوروزان ، ترکیب لاوان ، سوره/نوروز و سیر را نیز تولید می کند. Azadegan یک جریان نسبتاً جدید است و تولید آن در سال 2020 در حدود 0. 2 میلیون B/D (از 0. 3 میلیون B/D در سال 2017) ، از میدان نفتی آزادگان (به نام Majnoon در سمت عراق) است. تولید فلات آزادگان به احتمال زیاد به تقریباً 0. 7 میلیون b/d خواهد رسید. [15]

در حالی که ایران میدان گاز طبیعی غول پیکر South Pars را توسعه داد ، همچنین تولید میعانات را نیز افزایش داد که به طور متوسط بین سالهای 2018 و 2020 به طور متوسط 0. 7 میلیون B/D بود. تولید میعانات 0. 7 میلیون B/D زیر ظرفیت تولید ایران نزدیک به 0. 9 میلیون B/D است زیرا زیرامحدود کردن مجازات های صادراتی و عدم ذخیره سازی. با این حال ، ایران با وجود تحریم ها موفق به افزایش ظرفیت تولید میعانات خود با توسعه پارس های جنوبی شده است. ما ارزیابی می کنیم که ایران می تواند بیش از 0. 8 میلیون B/D میعانات را طی یک سال بدون مجازات یا سایر عوامل محدود کننده تولید کند.

پروژه های بالادست

برنامه های میان مدت ایران برای گسترش ظرفیت تولید و تولید نفت خام جاه طلب است و به بودجه ، تخصص و فناوری بین المللی موجود بستگی دارد. عدم سرمایه گذاری خارجی در طی چند سال گذشته در نتیجه تحریم ها باعث شد ایران به شرکت های محلی مراجعه کند تا پروژه های نفتی خود را توسعه دهند. با این حال ، شرکت های محلی در سرمایه و فناوری مورد نیاز برای حفظ تولید در زمینه های بالغ محدود هستند. این برنامه ها در زمینه توسعه مزارع نفتی غربی کارون واقع در منطقه جنوب غربی از جمله آزادگان ، یداوران و یاران متمرکز شده است. این مزارع مزارع در همسایه عراق. علاوه بر این ، ایران قصد دارد ظرفیت تولید را در مزارع با نرخ بالایی حفظ و افزایش دهد.

به گفته وزارت نفت ایران ، تولید از West Karun Fields در سال 2020 حدود 400000 بار در روز و تولید هدف 1. 2 میلیون B/d است. [16]در ژوئیه سال 2020 ، ایران قراردادهایی را به شرکتهای محلی اعطا کرد تا در زمینه های آزادگان جنوبی و یاران تولید کنند. Petropars ، یک شرکت تابعه NIOC ، برای دو برابر شدن تولید آزادگان جنوبی از 140،000 b/d تا 320،000 b/d تا سال 2023 قرارداد گرفت. [17]ایران به شرکت محلی پارسی نفت اعطا کرد تا بتواند تولید از مزارع یاران شمالی و جنوبی را با 11،000 B/d در طی 10 سال ، از حدود 50،000 B/d در اواسط سال 2020 افزایش دهد. [18]Yadavaran حدود 110،000 B/D روغن خام تولید می کند ، که در حال حاضر از ظرفیت فاز 1 خود از 85،000 B/D پیشی گرفته است. مرحله دوم احتمالاً ظرفیت تولید را تا 180،000 B/d به ارمغان می آورد. [19]

برای بهبود نرخ بازیابی در تعدادی از زمینه های بالغ ، NIOC 28 قرارداد با چندین شرکت محلی در سه مرحله بین سالهای 2019 تا 2021 امضا کرد. این قراردادها به منظور تقویت تولید نفت خام از مزارع دریایی و خارج از کشور است که حدود 350،000 b/d انجام می شود. [20]

صادر کردن

صادرات نفت خام و میعانات در ایران در سال 2016 به شدت افزایش یافته است. با این حال ، صادرات ایران با سرعت بیشتری نسبت به تولید آن کاهش یافته است زیرا ایالات متحده در ماه مه 2018 اعلام کرد که خروج خود از JCPOA است. در سال 2017 (و قبل از تحریم ها) ، خریداران نفت خام و میعانات ایران چین (25 ٪) ، هند (17 ٪) ، ترکیه (9 ٪) ، کره جنوبی (13 ٪) و اروپا (20 ٪) بودند. کره جنوبی شروع به واردات زیادی از ایران برای سوختن پالایشگاه های جدید میعانات خود کرد.

قبل از تحریم های 2011 و 2012 ، پالایشگاه های اروپایی در حال خرید و پردازش نفت خام ایران بودند ، اما آنها واردات خود را در اوایل سال 2012 متوقف کردند. در سال 2016 و 2017 ، برخی از کشورهای اروپایی - کرواسی ، فرانسه ، یونان ، ایتالیا ، مالت ، هلند ، لهستان ،و اسپانیا - پس از اجرای JCPOA ، خریدهای خود را از روغن ایران انجام دادند. ایالات متحده طی چند دهه نفت خام و میعانات را از ایران وارد نکرده است.

علاوه بر نفت خام و میعانات ، ایران نیز محصولات نفتی را صادر می کند. به گفته FGE ، ایران مازاد عرضه تمام محصولات نفتی را که از سال 2019 آغاز شده بود ، داشت. بیشتر صادرات محصولات نفتی به آسیا ، کشورهای همسایه و سوریه می رفت. [21]

پایانه های نفتی

پایانه های موجود در جزایر خارگ ، لاوان و سیری ، واقع در خلیج فارس ، تقریباً تمام صادرات نفت خام ایران را اداره می کنند. ایران همچنین دارای دو پایانه نفت خام کوچک در سیروس و بهاگانسر ، یک ترمینال در امتداد دریای خزر و سایر پایانه هایی است که بیشتر صادرات و واردات محصول تصفیه شده را کنترل می کنند. ایران از طریق ترمینال Assaluyeh میعانات از میدان گاز طبیعی پارس جنوبی را صادر می کند.

جزیره خارگ ، بزرگترین ترمینال صادرات در ایران ، در قسمت شمال شرقی خلیج فارس واقع شده است. بیشتر صادرات نفت خام ایران از طریق خارگ ارسال می شود ، که شامل یک ترمینال اصلی و یک جزیره دریایی چهار برشی (سه مورد از آنها عملیاتی است). این ترمینال تمام تولیدات ساحلی (ترکیبات سنگین و ایران ایران) و تولید دریایی از میدان Foroozan (ترکیب Foroozan) را پردازش می کند. بنا بر گزارش ها ، NIOC ترمینال را به روز کرده است تا حداکثر ظرفیت بارگذاری 7 میلیون B/d را تحمل کند. [22]

جزیره لاوان عمدتا صادرات ترکیب لاوان را که از مزارع خارج از کشور تهیه شده است ، کنترل می کند. Lavan با کیفیت بالاترین میزان صادرات ایران (35. 4 درجه API ، 1. 67 ٪ گوگرد) و یکی از کوچکترین جریان های ایران ، با حجم تولید حدود 115،000 B/D در سال 2018 است. ظرفیت ذخیره سازی لاوان 5. 5 میلیون بشکه است و ظرفیت بارگذاری آن دارای ظرفیت بارگذاری است200،000 b/d. [23]

جزیره Sirri به عنوان یک درگاه بارگذاری برای مخلوط متوسط و با گودال بالا Sirri که در مزارع دریایی تولید می شود ، خدمت می کند. ظرفیت ذخیره آن 4. 5 میلیون بشکه است. [24]

Neka بندر دریای خزر ایران است ، که در سال 2003 برای دریافت واردات نفت خام از تولید کنندگان منطقه خزنده تحت توافق های مبادله ای ساخته شده است. ظرفیت بارگذاری بندر حدود 150،000 بار در روز است. این ترمینال توافق های مبادله ای با آذربایجان ، قزاقستان و ترکمنستان را تسهیل می کند. براساس این توافق نامه ها ، ایران نفت خام را دریافت می کند که در پالایشگاه های تهران و تبریز در بندر دریای خزر خود نکا پردازش می شود. در عوض ، ایران همان مقدار نفت خام را از جزیره خارگ صادر می کند. عملیات ترمینال با شروع تحریم های ایران در سال 2018 متوقف شد. [25]

ترمینال Assaluyeh جایی است که میعانات پارس جنوبی ایران برای صادرات ، عمدتاً به چین ، هند ، ژاپن ، کره جنوبی و امارات متحده عربی بارگیری می شود. علاوه بر میعانات ، این بندر همچنین گاز نفتی مایع (LPG) ، گوگرد و محصولات پتروشیمی را نیز بارگیری می کند. [26]

ترمینال نفت QESHM ، واقع در جزیره Qeshm در نزدیکی تنگه هورموز ، در اواسط سال 2020 با 3. 2 میلیون بشکه ظرفیت ذخیره سازی برای روغن خام ، میعانات یا محصولات نفتی فعالیت خود را آغاز کرد. مرحله دوم برای اضافه کردن 3. 2 میلیون بشکه دیگر ظرفیت ذخیره سازی در اواخر سال 2021 قرار گرفته است. [27]

ترمینال نفت Jask و پروژه خط لوله Goreh-Jask با 620 مایل همراه ، که نفت خام را از گوره ، ایران به ترمینال منتقل می کند ، در دست ساخت است. این ترمینال نفتی نخستین تأسیسات صادرات نفت ایران در شرق تنگه هورموز خواهد بود و به کشور اجازه می دهد تا هرگونه اختلال را که ممکن است در خلیج فارس رخ دهد ، دور بزند. در نهایت ، ایران قصد دارد ظرفیت بارگذاری کل 2 میلیون B/D و ظرفیت ذخیره سازی 20 میلیون بشکه را در این پروژه نصب کند. در ابتدا ، حداقل 2 میلیون بشکه ظرفیت ذخیره سازی و 1 میلیون B/D ظرفیت بارگذاری در ترمینال در دسترس خواهد بود و قرار است خط لوله نفت Goreh-Jask تا سال 2022 به صورت آنلاین وارد شود. [28]

پایانه های صادراتی بندر مهوشور و آبادان (همچنین به عنوان بندر امام خمینی نیز شناخته می شوند) ، در نزدیکی پالایشگاه آبادان ، برای صادرات محصول تصفیه شده از پالایشگاه آبادان استفاده می شوند. بندر عباس ، واقع در نزدیکی انتهای شمالی تنگه هورموز ، ترمینال اصلی صادرات سوخت سوخت ایران است.

مصرف

ایران دومین اقتصاد بزرگ نفت در خاورمیانه پس از عربستان سعودی دارد. محصولات نفتی خانگی مورد استفاده در ایران عمدتاً دیزل ، بنزین و روغن سوخت است. از سال 2019 ، مصرف نفت ایران کاملاً با محصول تصفیه شده داخلی روبرو شد. از نظر تاریخی ، مصرف کنندگان ایران به دلیل محدود بودن ظرفیت پالایش برای تأمین نیازهای داخلی ، به بنزین وارداتی اعتماد کردند. با این حال ، پس از به روزرسانی به پالایشگاه های موجود و شروع مرحله سوم پالایشگاه استار خلیج فارس در ابتدای سال 2019 ، تولید بنزین ایران به طور قابل توجهی رشد کرد ، که اجازه صادرات بنزین در آن سال را می داد. [29]

بخش پالایش

در گذشته ، ایران ظرفیت پالایش نفت داخلی محدود داشت و تقاضای داخلی به واردات محصولات تصفیه شده به ویژه بنزین متکی بود. در پاسخ به تحریم های بین المللی و مشکل ناشی از آن در خرید محصولات تصفیه شده ، ظرفیت پالایش داخلی ایران گسترش یافت. از سال 2020 ، کل تقطیر نفت خام و ظرفیت شکاف میعانات در ایران بیش از 2. 4 میلیون دلار در روز بود. پالایشگاه میعانات میعانات ستاره خلیج فارس ، که میعانات را از میدان گاز طبیعی پارس جنوبی ایران پردازش می کند ، در مراحل به صورت آنلاین ، از سال 2017 شروع می شود و تا سال 2019 ادامه می یابد و ظرفیت طراحی اولیه 360،000 B/d است. ظرفیت پردازش بیشتر برای تولید محصولات نفتی سبک تر مانند بنزین به ایران اجازه می دهد تا بنزین خود را به میزان قابل توجهی افزایش داده و تا سال 2019 در تمام محصولات نفتی خودکفا شود. در اوایل سال 2020 ، Niordc ، پالایشگاه نفت ایالتی ، ظرفیت ستاره خلیج فارس را به سمت ستاره خلیج فارس افزایش داد. 420،000 B/D ، و قصد دارد ظرفیت 60،000 B/D دیگر را برای پردازش میعانات بیشتر از قسمت South Pars افزایش دهد. [30]

اگرچه ایران انتظار ندارد در طی چند سال آینده ظرفیت قابل توجهی از تقطیر نفت خام را اضافه کند ، اما قصد دارد پالایشگاه های موجود را به روز کند که تولید محصولات سبک تر مانند دیزل و بنزین و کاهش تولید روغن سوخت باشد. با این حال ، برخی از این پروژه ها در حال حاضر به دلیل تحریم های ایالات متحده در حال نگه داشتن هستند. [31]

جدول 2. پالایشگاه های نفتی در ایران ، 2020

خط لوله

یک شبکه گسترده خط لوله نفت داخلی در ایران وجود دارد ، از جمله 20 خط لوله نفت خام و محصول به طول از 93 مایل تا 525 مایل. طولانی ترین خط لوله در ایران خط تولیدی است که بین ری و مشهاد اجرا می شود. طولانی ترین خط لوله نفت خام نفت را بین آهواز و ری حمل می کند و مواد اولیه را به پالایشگاه های تهران ، اراک و تبریز تأمین می کند. علاوه بر این ، یک خط لوله میعانات 36 اینچی جدید (Assaluyeh-Bandar Abbas) از Assaluyeh به پالایشگاه ستاره خلیج فارس حمل می کند. [32]

برنامه های آینده ایران شامل ساخت چهار خط لوله لوله اضافی نفتی است ، از جمله خط جدیدی که بنزین را در سراسر ایران از پالایشگاه ستاره خلیج فارس منتقل می کند.

گاز طبیعی

ذات

طبق گفته FGE ، ایران از میزان موفقیت بالایی در اکتشاف گاز طبیعی برخوردار است که 80 ٪ در مقایسه با میانگین موفقیت جهانی 30 ٪ تا 35 ٪ تخمین زده می شود. [33]در اواخر سال 2019 ، NIOC Eram ، یک میدان بزرگ گاز طبیعی مستقل در ساحل را با 12 تریلیون فوت مکعب از ذخایر قابل بازیافت کشف کرد. [34]با این حال ، به دلیل مقادیر گسترده ای از ذخایر شناخته شده توسعه نیافته ، ایران در اولویت توسعه مواردی که در حال حاضر در حال تولید زمینه هستند ، در اولویت قرار می دهد.

ایران دومین دارنده بزرگ ذخایر گاز طبیعی در جهان است و بیشتر ذخایر در منطقه جنوب غربی غربی واقع شده است. [35]بزرگترین میدان گاز طبیعی (توسط ذخایر) در ایران پارس جنوبی است ، یک میدان گاز طبیعی غیر مرتبط که در خارج از ساحل در خلیج فارس واقع شده است. پارس جنوبی بخشی از یک ساختار گاز طبیعی بزرگتر است که آب ارضی ایران و قطر را به نام میدان شمالی در قطر می خواند. ذخایر پارس جنوبی تقریباً 40 ٪ از کل ذخایر گاز طبیعی ایران را تشکیل می دهد. سایر مزارع مهم گازی طبیعی در ایران شامل کیش ، پارس شمالی ، سردار-جانگال ، فوروز-ب ، آگر ، گلشان و کنگان است. این زمینه ها و برخی دیگر نیز مقادیر زیادی از ذخایر میعانات را در خود جای داده اند. حدود 81 ٪ از ذخایر گاز طبیعی ایران غیر مرتبط هستند. [36]

تولید

ایران یکی از بزرگترین تولید کنندگان گاز طبیعی خشک جهان است. چشم انداز گاز طبیعی ایران از زمان شروع تولید در میدان South Pars در سال 2003 بهبود یافته است و انتظار می رود یک مرحله اضافی تا سال 2024 به صورت آنلاین انجام شود.

استفاده ایران از گاز طبیعی در EOR بین سالهای 2007 و 2017 27 ٪ افزایش یافته است. با افزایش تولید گاز طبیعی ، استفاده از گاز طبیعی برای EOR به احتمال زیاد در حال افزایش است. پس از سال 2017 ، به دلیل تحریم های شدید ایالات متحده در مورد صادرات نفت ایران و سقوط متعاقب آن در تولید نفت ، تجدید گاز طبیعی به میزان قابل توجهی کاهش یافت. [37]استفاده از EOR در آینده برای کاهش کاهش در مزارع نفتی موجود ایران ، که نرخ کاهش طبیعی نسبتاً بالایی دارند ، مهم خواهد بود. هنگامی که هیچ زیرساختی برای ضبط ، حمل و نقل و پردازش گاز مرتبط با تولید نفت وجود ندارد ، گاز طبیعی شعله ور می شود. ایران چهارمین کشور بزرگ منبع گاز طبیعی شعله ور در سال 2019 در پشت روسیه ، عراق و ایالات متحده بود. [38]

پارس جنوبی بزرگترین زمینه ایران با حجم تولید است. تقریباً 66 ٪ از تولید ایران در سال 2019 از این زمینه سرچشمه گرفته است. علاوه بر پارس جنوبی ، سایر منابع اصلی تولید گاز طبیعی ایران شامل فیلد های Tabnak ، Nar ، Kangan ، Khangiran ، Homa و Shanoul هستند. [39]

میدان گاز طبیعی پارس جنوبی

تولید گاز طبیعی از پارس جنوبی برای افزایش مصرف داخلی و برنامه ها و تعهدات ایران برای صادرات بسیار مهم است. برنامه توسعه شامل 24 مرحله است. از آنجا که NIOC از سال 2014 چندین مرحله پارس جنوبی را راه اندازی کرده است ، تولید گاز طبیعی ایران به میزان قابل توجهی افزایش یافته است.

South Pars در سال 1990 کشف شد و 62 مایل در خارج از ساحل در خلیج فارس واقع شده است ، یک برنامه توسعه 24 فاز دارد که 23 مرحله از قبل عملیاتی است ، اگرچه همه این مراحل به حداکثر ظرفیت تولید نرسیده اند. در حال حاضر ، فاز 11 در حال توسعه است و چهار مرحله در سال 2019 عملیات آغاز شده است. هر یک از 24 مرحله ترکیبی از گاز طبیعی با میعانات و/یا HGL را دارد. شرکت نفت و گاز پارس (POGC) ، یک شرکت تابعه NIOC ، این پروژه را مدیریت می کند. [40]طبق اعلام FGE ، توسعه میدان گاز طبیعی پارس جنوبی تاکنون به 80 میلیارد دلار سرمایه گذاری نیاز دارد و 20 میلیارد دلار اضافی نیز برای تکمیل مرحله باقیمانده و حفظ تولید از چندین مرحله دیگر لازم است. [41]

پس از تحریم های ایالات متحده ، CNPC چین و کل فرانسه از توسعه فاز 11 پارس جنوبی خارج شدند. در نتیجه ، در سال 2020 ، شرکت های محلی به رهبری Petropars ، کار خود را برای توسعه این بلوک از سر گرفتند. مرحله اول توسعه شامل نصب تمام تجهیزات دریایی و حفاری 30 چاه است. حفاری میدانی از اواخر سال 2020 آغاز شد و تولید می تواند از اوایل سال 2023 آغاز شود. برای حفظ ظرفیت تولید به مدت 20 سال ، ایران برای حفظ جریان گاز طبیعی باید ایستگاه های فشرده سازی دریایی را تنظیم کند. با این حال ، این مرحله در حال حاضر در حالت آماده باش است. [42]

جدول 3. توسعه میدان گاز طبیعی پارس جنوبی

ایران چندین زمینه گاز طبیعی توسعه نیافته مانند فارزاد A و B ، بالال و کیش را شناسایی کرده است ، اگرچه تحریم ها هرگونه تلاش برای پیشبرد این پروژه ها را کند کرده است.

واردات و صادرات

صادرات خط لوله گاز طبیعی از ایران حدود 2 ٪ از تجارت جهانی را در سال 2019 به خود اختصاص داده است. [43]ایران حجم نسبتاً کمی از گاز طبیعی را به صورت منطقه ای از طریق خطوط لوله معامله می کند ، اگرچه از سال 2017 ، صادرات به میزان قابل توجهی افزایش یافته است. در سال 2020 ، تمام واردات ایران از جمهوری آذربایجان صورت گرفت و حدود 97 ٪ صادرات ایران به عراق و ترکیه رفت. [44]

صادرات گاز طبیعی ایران به عراق در ژوئن سال 2017 آغاز شد تا نیروگاه های برقی در نزدیکی بغداد را سوخت. در ژوئیه سال 2018 ، گاز طبیعی از ایران به باس از طریق خط لوله صادرات دوم آغاز شد. نیروگاه های عراق به احتمال زیاد همچنان به گاز طبیعی ایران وابسته خواهند بود تا بتوانند نیازهای مصرف برق را برآورده کنند تا تولید گاز طبیعی در عراق به اندازه کافی برای تأمین تقاضای داخلی افزایش یابد.

ایران و ارمنستان حجم کمی از گاز طبیعی و برق را از طریق قرارداد مبادله 20 ساله که در سال 2004 آغاز شد ، تجارت می کنند. [45]آذربایجان و ایران از سال 2004 با یک قرارداد مبادله گاز طبیعی با گاز طبیعی تجارت می کنند. ایران گاز طبیعی را به استان ناخچیوان آذربایجان صادر می کند و در عوض ، آذربایجان گاز طبیعی را از طریق اتصالات خط لوله به شهر شمال غربی آسترا صادر می کند.

واردات گاز طبیعی ایران از ترکمنستان در سال 1997 در پاسخ به عدم وجود زیرساخت های داخلی که گاز طبیعی را از جنوب ایران به مراکز اصلی مصرف کننده در شمال منتقل می کند ، آغاز شد. حجم گاز طبیعی ترکمنستان سالهاست که این شکاف بحرانی را به ویژه در ماه های زمستان پر کرده است. واردات ایران از گاز طبیعی ترکمنستان در سال 2015 در حدود 330 BCF به اوج خود رسید ، اما آنها به تدریج کاهش یافتند و در نهایت در سال 2019 متوقف شدند. این کاهش تا حدودی نتیجه اختلافات پیمانکاری بین ایران و ترکمنستان است که در بعضی مواقع منجر به توقف کامل گاز طبیعی شده است. تجارت بین دو کشور. در ژانویه سال 2017 ، ترکمنستان صادرات گاز طبیعی را به دلیل عدم پرداخت گزارش برای تحویل ، به ایران متوقف کرد. در پاسخ ، ایران خط لوله ای بین شهر دامگان و نکا در شمال ایجاد کرد و نیاز به گاز طبیعی ترکمنستان را کاهش داد. [46]

علی رغم آرزوهای ایران ، قدمت آن به دهه 1970 ، در ایران برای صادرات یا واردات LNG وجود ندارد. در سالهای گذشته ، NIOC پروژه های ساختمانی را برای ساخت کارخانه صادرات LNG آغاز کرد ، اما بیشتر کارها متوقف شده است. فقدان فناوری و سرمایه گذاری خارجی ، ناشی از تحریم های بین المللی چند ساله ، به دست آوردن تأمین مالی خارجی و خرید فناوری لازم دشوار است. NIOC بیش از 2 میلیارد دلار برای توسعه پروژه ایران LNG در Tombak ، در نزدیکی شهر Assaluyeh هزینه کرده است. این تسهیلات دارای ظرفیت طراحی 520 BCF در سال است ، اما تحریم ها مانع از ادامه کار در این پروژه شده است. NIOC برای پایان دادن به این پروژه ، سهام خود را در مالکیت ارائه می دهد. علاوه بر این پروژه های LNG در مقیاس بزرگ ، برنامه هایی برای ساخت گیاهان LNG کوچک و متوسط در سال 2017 وجود داشته است. با این حال ، توسعه به جلو حرکت نکرده است زیرا شرکت های درگیر نمی توانند در مورد شرایط قرارداد و قیمت گاز طبیعی توافق کنند. [47]

خطوط لوله منطقه ای پیشنهادی

پتانسیل ایران برای تبدیل شدن به یک تأمین کننده مهم گاز طبیعی قابل توجه است و برخی از توافق نامه ها با کشورهای همسایه برای صادرات گاز طبیعی از طریق خطوط لوله منطقه ای برنامه ریزی شده وجود دارد. با این حال ، چندین چالش مربوط به بخش گاز طبیعی ایران باقی مانده است که ممکن است حجم مورد انتظار این پروژه ها را پیچیده کند. برخی از این چالش ها عبارتند از:

• رشد داخلی ایران در تقاضای گاز طبیعی
• اعتماد ایران به مجدداً گاز طبیعی خانگی به تقویت بازیابی نفت
• تحریم های بین المللی که مانع دسترسی ایران به فناوری و سرمایه گذاری خارجی شده است
• اختلاف نظر بین ایران و خریداران بالقوه در مورد قیمت گاز طبیعی

علاوه بر این ، رقابت از منابع تأمین کننده دیگر مانند LNG یا تولید گاز طبیعی جدید داخلی موانع اساسی برای برخی از این پروژه ها است.

خط لوله ایران-زن: در مارس 2014 ، ایران و عمان موافقت کردند که یک سرمایه گذاری مشترک را تشکیل دهند که بیش از 365 سال قبل از میلاد در سال گاز طبیعی ایران را به عمان تحویل دهد. قرار بود برخی از حجم گاز طبیعی ایران به عنوان LNG از عمان صادر شود. با این حال ، توسعه منابع داخلی گاز طبیعی عمان ، از جمله پروژه های توسعه گاز تنگ ، برخی از نیاز به وارد کردن گاز طبیعی از ایران را حذف کرده است. این پروژه به یک خط لوله جدید نیاز دارد (نیمی از آنها در سطح زیرساختی خواهد بود) و تاکنون پیشرفت کمی در ساخت آن حاصل شده است.

خط لوله ایران و پاکستان: ساخت یک پا در سمت خط لوله ایران کامل است ، اما ساخت و ساز از طرف پاکستان بارها به تأخیر افتاده است و هنوز شروع نشده است. در سال 2009 ، هنگامی که این توافق نامه امضا شد ، پاکستان موافقت کرد که 274 BCF در سال گاز طبیعی وارد کند و قرار بود این تجارت در دسامبر 2014 آغاز شود. با توجه به عدم پیشرفت در سمت پاکستان و افزایش واردات LNG به پاکستان ، این پروژه است. به احتمال زیاد تحقق نمی یابد. [48]

قرارداد گاز ایران و اوئه: اگرچه سیستم خط لوله گاز طبیعی ایران به امارات متصل است ، اما ایران تاکنون از فروش گاز طبیعی خود به امارات خودداری کرده است. هلال احمر ایران و امارات متحده عربی توافق نامه ای برای تجارت گاز طبیعی در یک دوره 20 ساله با حمل و نقل ایران گاز طبیعی تولید شده در میدان سلمان به شهر شارجه امضا کرده بود. با این حال ، پس از فسخ مکرر ، این قرارداد برای داوری بین المللی ارجاع شد. دادگاه حكم داد كه این قرارداد معتبر است و هلال نفت حق فسخ قرارداد و دریافت جبران خسارت از NIOC را دارد. طرفین منتظر تصمیم نهایی دادگاه در مورد اینکه آیا NIOC مسئول خسارت برای دوره کامل توافق نامه است ، هستند. [49]

برق

گاز طبیعی منبع اصلی سوخت ایران برای تولید برق است. هسته ای و تجدید پذیر (عمدتا نیروگاه) منابع سوخت باقیمانده ای را که برای تولید برق در ایران استفاده می شود ، تشکیل می دهند.

گاز طبیعی منبع اصلی سوخت ایران برای تولید برق است. هسته ای و تجدید پذیر (عمدتا نیروگاه) منابع سوخت باقیمانده ای را که برای تولید برق در ایران استفاده می شود ، تشکیل می دهند. [50]

برنامه های بلندپروازانه ایران نیز تا تولید برق هسته ای گسترش می یابد. دولت قصد دارد دو واحد اضافی را به تأسیسات بوشور ، تنها نیروگاه هسته ای ایران ، که در اواخر سال 2013 کاملاً عملیاتی شد ، بسازد. در حال حاضر ، بوشر دارای 915 مگاوات (MW) از ظرفیت خالص است. [51]یکی از این واحدها در دست ساخت است و انتظار می رود که در سال 2024 عملیات را آغاز کند و سومین راکتور بوشور قرار است در سال 2026 عملیات را آغاز کند. این واحدها 1،948 مگاوات به ظرفیت فعلی خالص هسته ای ایران اضافه می کنند. [52]

ساخت و ساز در نیروگاه بوشهر در ابتدا در اواسط دهه 1970 آغاز شد ، اما این پروژه به طور مکرر توسط انقلاب ایران ، جنگ ایران و عراق به تأخیر افتاد و سپس با مشکلات مرتبط با کنسرسیوم روسیه که به قرارداد ساخت و ساز اعطا شد. دولت ایران در اواخر سال 2013 کنترل مدیریت کارخانه را به دست گرفت ، تقریباً در همان زمان نیروگاه هسته ای تولید انرژی تجاری را آغاز کرد.

دولت ایران همچنین قصد دارد تا سال 2022 5 گیگاوات (GW) از ظرفیت تجدید پذیر جدید غیر هیدروپور را اضافه کند. طبق گفته های فیچ راه حل ها ، ایران تعرفه ای را برای ارائه نرخ ثابت برای پروژه های تجدید پذیر برای ارتقاء این نوع پروژه ها اتخاذ کرده است. 53]اگرچه ظرفیت تجدید پذیر غیر هیدروپور تا سال 2021 به تدریج طی چند سال گذشته به نزدیک به 1 گیگابایت افزایش یافته است ، اما بسیار پایین تر از هدف 5 GW است زیرا بسیاری از پروژه ها در نتیجه تحریم های ایالات متحده و عدم سرمایه گذاری در آن قرار گرفته اند. [54]