جمهوری آذربایجان

چالش ها و فرصت ها در صنایع نفت آذربایجان
نقاط قوت : موقعیت راهبردی در بین مراکز تقاضای آسیای میانه و شرق اروپا، گسترش زیرساخت های صادرات برای دسترسی به بازارهای منطقه ای و حوزه های نفتی مهم جدید قابل اکتشاف
نقاط ضعف : دورنمای کاهش رشد تولید نفت، عدم دسترسی کافی به دکل های بالادستی اکتشاف و تولید و رشد محدود تقاضای داخلی نفت
فرصت ها : توسعه حوزه نفت شاه دنیز که برآورد ظرفیت آن تا حد 16 bcm میلیارد متر مکعب می رسد. طیف وسیعی از پروژه های گازی بزرگ برای تولید شامل ابشرون، امید و گاز عمیق ACG
تهدید ها : تکیه بیش از حد بر درآمدهای نفت و گاز که موجب آسیب پذیری ساختاری اقتصاد کلان شده است و همکاری ضعیف منطقه ای و ادامه اختلاف نظر در مورد حوزه خزر همچنین تثبیت سطح پایین قیمت های نفت که تهدید کننده هزینه های بالاتر و توسعه های فنی چالش آمیز تر است

آخرین تحولات اکتشاف بالادستی :
در صورت تأیید گزارش ها مبنی بر حل شدن اختلافات کشورهای ساحل خلیج فارس، این امر فرصت های اکتشافی در این حوزه را افزایش می دهد. همچنین فعالیت اکتشافی کماکان نازل است. شرکت ملی نفت آذربایجان سوکار گزارش کرده که طی 10 ماه اول سال 2017 معادل8/316 میلیون متر مربع حفاری اکتشافی انجام داده است که نمایانگر 7/2% مجموع حفاری بعمل آمده می باشد. و در همین راستا شرکت SOKAR همچنین اعلام کرده که توافق های نهایی برای اکتشاف تعداد زیادی از حوزه های نفت و گاز دریای خزر را با استات اویل نروژ انجام داده است.

روندهای ساختاری : ذخایر نفت و گاز
هرچند که برآوردها از میزان ذخایر گازی آذربایجان متفاوت است، لکن این کشور دارای ذخایر گازی قابل توجهی می باشد. بر حسب گزارش EIA (اداره اطلاعات انرژی آمریکا) ذخایر اثبات شده این کشور معادل 955 میلیارد متر مکعب bcm و ذخایر اثبات شده نفت آن حدود 4/6 میلیارد بشکه می باشد. برآوردها حاکی از آن است که ارقام یاد شده قابل افزایش چشمگیر نیز می باشد. مؤسسه زمین شناسی آمریکا USGS میانگین منابع نفتی قابل استحصال، متعارف، کشف شده منابع نفتی حوزه خزر را حدود 20 میلیارد بشکه نفت و9 /6 تریلیون متر مکعب tcm و 9/3 میلیارد بشکه مایعات گازی NGLs برآورد کرده است. بخش اعظم این صنایع در ناحیه جنوب خزر و آبهای آذربایجان ، ترکمنستان و ایران قرار دارد که تاکنون به علت اختلافات فرصت اکتشاف پیدا نکرده است . لازم به یادآوری است که هر قدر اکتشاف نفت وارد آبهای عمیق تر خزر می شود، بر میزان مخازن و اکتشافات گازی افزوده و از منابع نفتی کاسته می شود. از این رو عدم اکتشاف های قابل توجه نفتی رشد تولید نفت در آینده را تهدید می کند و شرکت سوکار تلاش می کند با فعالیت های جدید، مناطق خشکی را که نفت بیشتری دارند توسعه بیشتری دهد. در این فرایند شرکت های بین المللی نفتی از جمله کونکوفیلیپس و توتال از شرکای اصلی سوکار به حساب می آیند.

تولید نفت و گاز
کاهش سریع تولید از حوزه های آذری- چیراگ-گوناشیACG و فقدان پروژه های بزرگ و جدید توسعه ای، موجبات رکود و کاهش تولید نفت را فراهم کرده است. البته نقطه امید ایشان تولید مایعات گازی است که قرار است از حوزه شاه دنیز از سال 2019 به بعد افزایش یابد. بطور کلی در سال 2017تولید نفت خام، کاندنسیت و مایعات گازی NGL نسبت به سال قبل از آن حدود 4/5 درصد کاهش داشته و بنظر می رسد همین سطح تولید برای سال 2018 حفظ شود. با توجه به اینکه آذربایجان در چهارچوب توافق اوپک – غیر اوپک بایستی مقداری از تولید خود را کم کند و از سوی دیگر توانایی تولید بیشتر هم ندارد، میتوان گفت این کشور به ناچار تا حد زیادی( حدود 93 درصد) به توافق پایبند خواهد بود. بیشتر کاهش تولید نفت آذربایجان معلول کاهش تولید حوزه های ACG بوده که فقط 20% تولید برآورد شده را تحویل داده است. به همین لحاظ یک موافقت نامه اولیه(LOI)بین شرکت سوکار از یک طرف و کنسرسیومی( شرکت بین المللی عملیاتی AIOC)به رهبری BP متشکل از شرکتهای بی پی، شورون، اینپکس، استات اویل، اگزان موبیل، تی پی او،ایتوچو و او ان جی سی از سوی دیگر برای پیشرفت کار در این حوزه ها تدوین شده است. بر حسب این موافقت، مجوز AIOC که قرار بوده در 2024 منسوخ شود، تا 2050 اعتبار خواهد داشت. پیش بینی می شود با این تحریم، جذب سرمایه گذاری خارجی سال های آتی تقویت شده و روند کاهش تولید کمتر شود. با همه این احوال، پیش بینی ها برای تولید نفت در سال های آینده حکایت از کاهش دارد. بیشتر حوزه های نفتی آذربایجان قدیمی و رو به افول هستند. سوکار مستمراً می گوید سرمایه گذاری جدیدی در این حوزه ها انجام می دهد تا از افول آنها جلوگیری کند، لکن جزئیاتی ارائه نمی دهد. برای تقویت استفاده از این حوزه ها پروژه های محدود تزریق گاز نیز توسط سوکار عملیاتی شده است. نقطه مهم نگرانی آن است که طی سال های اخیر هیچگونه حوزه بزرگی کشف نشده و عملیات توسعه ای چشمگیری در جریان نیست که کاهش تولید در حوزه های ACG را جبران کند. البته با توجه به اینکه بیشتر حوزه های گازی آذربایجان میزان قابل توجهی کاندنسیت دارند، پیش بینی می شود از سال 2019 به بعد همراه با بهره برداری کامل از پروژه شاه دنیز 2 ، سطح تولید مایعات این کشور کاهش زیادی نیابد. برآوردها حاکی از آن است که میزان کاهش از سال 2025 تسریع خواهد شد و تولید مایعات هیدروکربوری این کشور در سال 2027 در حدود 760 هزار بشکه در روز خواهد بود .

بخش پایین دستی صنعت نفت:
دور نمای این بخش رو به بهبود است که علت اصلی آن بستن بخش های ناکارآمد پالایشگاهی و ادامه نوسازی در این بخش می باشد. این امر منجر به سرویس دهی بهتر به بازار داخلی و باز شدن راههای جدید برای صادرات شده است. آخرین تحولات حاکی از روز آمد کردن و گسترش بخش های پالایشگاه حیدر علی اف در باکو توسط شرکت سوکار دارد و این شرکت گزارش نموده که کار کرد این پالایشگاه از 89% در سال 2016 به 91% در سال 2017 افزایش یافته است . البته برآورد ناظران بین المللی برای سال 2018 در مورد میزان تولید فرآورده های نفتی کماکان در سطح 122000 بشکه در روز است که بالغ بر 2% افزایش نسبت به سال 2017 می باشد. لازم به یادآوری است که جمهوری آذربایجان دو پالایشگاه دارد که ظرفیت اسمی مجموع آنها 400 هزار بشکه در روز است. با این حال خوراک دریافتی آنها با توجه به سطح بهره برداری نازل خیلی کمتر است. مدیریت هر دو پالایشگاه بر عهده شرکت ملی نفت آذربایجان( سوکار ) است. برآوردها حاکی از آن است که طی دهه آینده ظرفیت پالایشگاهی و میزان تولید فرآورده های نفتی کمابیش در سطح فعلی خواهد بود. همانطور که اشاره گردید، شرکت سوکار یک برنامه وسیع نوسازی در بخش پایین دستی را در دستور کار قرار داده که اهم آن شامل موارد زیر است: بستن پالایشگاه آذر نفتیاگ در سال جاری میلادی، روز آمد کردن، ارتقاء پیچیدگی پالایشگاه و گسترش پالایشگاه حیدر علی اف در سال 2020 ، راه اندازی یک پالایشگاه گرین فیلد بعنوان فاز دوم مجتمع نفت و گاز و پتروشیمیOGPC در سال 2030 . البته ناظران بین المللی چندان خوش بین نیستند که فاز 2 مربوط به OGPC آن طور که آذری ها می گویند پیش برود. دلایل کند کننده شامل دورنمای پایین تقاضا در منطقه و اشباع روزافزون بازار جهانی فرآورده های نفتی می باشد. همه ناظران کمابیش اتفاق نظر دارند که با بسته شدن پالایشگاه آذر نفتیاگ که ظرفیت آن 230 هزار بشکه در روز است و توسعه پالایشگاه حیدر غلی اف در حد 30 هزار بشکه در روز ، ظرفیت پالایشگاهی این جمهوری کاهش چشمگیری خواهد داشت. قرار است در تابستان 2018 با بکار افتادن واحد قیر پالایشگاه حیدر علی اف ، پالایشگاه آذر نفتیاگ تعطیل شود. در پروسه نوسازی پالایشگاه حیدر علی اف متوجه شدند هزینه لازم بمراتب بیش از یک میلیارد دلار است که برآورد می شود تا سطح1/7 میلیارد دلار افزایش خواهد داشت ولی به هر حال فاینانس ارتقاء پالایشگاه و گسترش آن بر عهده صندوق دولتی SOFAZ است که بنیه مالی خوبی دارد. قرار است این نوسازی کارایی و سطح بهره برداری پالایشگاه را به نحو چشمگیری افزایش دهد که منجر به کاهش هزینه ها و افزایش مارژین سود سوکار خواهد شد . هر چند بخش پایین دستی کمک بمراتب کمتری از بخش بالادستی به درآمد دولت می کند، ولی با توجه به استمرار و طولانی شدن سطح پایین قیمت ها، افزایش مارژین های سود برای سودآوری کلی شرکت سوکار نقش کلیدی دارد. برنامه مدرن سازی منافع متعدد دیگری هم دارد. از یک سو در نتیجه این برنامه طیفی از فرآورده های با ارزش افزوده بیشتر تولید می شود. این فرآورده ها( عمدتاً بنزین) سوکار را قادر می سازد به نحو بهتری نسبت به افزایش مصرف داخلی پاسخگو باشد و در عین حال استاندارد بنزین آن با استاندارد یورو 5 مطابقت پیدا کند. در حال حاضر بعلت کیفیت پایین بنزین ، آذری ها نمی توانند بدون مانع آن را صادر کنند. بنابراین برنامه نوسازی امکان رقابت سوکار در بازار روسیه و اروپا را برای این شرکت فراهم می آورد و همچنین در این امر در بازارهای دیگر منطقه ای نیز موفق تر ظاهر خواهند شد. برآوردها حاکی از آن است که تولید فرآورده های نفتی طی دو سال آینده در حد 124 هزار بشکه در روز است که طی دو الی سه سال پس از آن به حدود 145 هزار بشکه در روز بالغ خواهد گردید. برنامه های دولتی حاکی از آن است که تولید فرآورده های نفتی اتانول در سال 2027 بالغ بر 154 هزار بشکه در روز خواهد بود. در کوتاه مدت مصرف داخلی فرآورده های نفتی به علت رکود نسبی اقتصادی افزایش ندارد، لکن پیش بینی می شود تحت تأثیر افزایش مصرف در بخش حمل و نقل، به تدریج طی دهسال آینده افزایش یابد. بر حسب آمارهای EIA ( اداره آمار آمریکا ) مصرف داخلی آذربایجان در سال 1994 معادل 187000 بشکه در روز بوده که بعلت بحران اقتصادی بویژه در بخش صنعت، سطح مصرف در دهه 1990 و ادامه آن در ده سال اول قرن میلادی حاضر، به شدت سقوط کرد و در سال 2004 به 113000 بشکه در روز بالغ گردید. از آن تاریخ به بعد نیز تحت تأثیر افزایش مصرف گاز، مصرف فرآورده های نفتی کاهش یافته و در سال 2016 فقط 91000 بشکه در روز بوده که پیش بینی می شود طی ده سال آینده کمابیش در همین سطح باقی بماند. یک عامل دیگر کاهش مصرف فرآورده های نفتی، بهره گیری روزافزون از گاز برای تولید برق می باشد و در حال حاضر فقط در ساعات اوج مصرف از فرآورده های سنگین( نظیر نفت کوره) در نیروگاهها استفاده می شود. علاوه بر این جمهوری آذربایجان از انرژی تجزیه پذیر هیدرو نیز برخوردار است که 15% تولید براق آن را تأمین می کند. افزایش مصرف بیشتر معلول افزایش بنزین و گازوئیل در بخش حمل و نقل بوده، در حالیکه تقاضا برای فرآورده های سنگین تر بویژه نفت کوره کاهش داشته و دورنمای آن نیز افزایش ندارد.

صادرات نفت خام و فرآورده
نفت خام صادراتی آذربایجان از طریق دو خط لوله صادر می شود. یک خط لوله به نام خط لوله صادراتی غربWRED 0 با صدهزار بشکه ظرفیت در روز بخشی از نفت خام این کشور را به دریای سیاه و بندر سوپسا می برد و خط لوله دیگری به نام باکو-تفلیس-سیهان (BtC) بخش ذیگری از نفت خام را صادر می کند. بازارهای اصلی نفت خام این کشور بخش مدیترانه ای اروپا و آمریکای شمالی و نیز هند و اندونزی و تایلند در آسیا است. نفت خام آذری عمدتاً سبک است و حاصل آن حدود 25% بنزین می باشد که با کیفیت مناسبی که دارد مورد توجه اروپاییها می باشد که این امر بویژه با کاهش تولید لیبی بیشتر شده است. مجموع صادرات نفت خام و سایر مایعات هیدروکربوری این جمهوری بین 710 الی 720 هزار بشکه در روز می باشد که پیش بینی می شود طی ده سال آینده بین 5 تا 10 درصد کاهش یابد. به علت مشکلات بخش پالایشگاهی، مازاد مصرف فرآورده های نفتی برای صادرات چندان چشمگیر نمی باشد. در حال حاضر صادرات فرآورده های نفتی در حدود 30 هزار بشکه در روز است که کیفیت آن نیز چندان رضایتبخش نیست و عمدتاً راهی ترکیه و گرجستان می شود. با نوسازی و تقویت این بخش، پیش بینی می شود میزان صادرات فرآورده های نفتی طی سالهای آینده به حدود 50 هزار بشکه در روز بالغ گردد.