الوسم: النفط

تخطط بنغلاديش لاستيراد النفط الروسي من الهند بحلول عام 2023، عبر مشروع خط أنابيب مقترح تزيد تكلفته عن 60 مليون دولار أميركي. إذ صرّحت رئيسة وزراء بنغلاديش الشيخة حسينة بأن “بنغلاديش تريد استيراد النفط من الهند عبر خط أنابيب، ونأمل أن يحصل ذلك في العام المقبل”، بحسب ما نقلته صحيفة “ذي إيكونوميك تايمز”. جاء ذلك خلال اجتماعها مع رئيس الجمعية التشريعية في ولاية آسام الهندية، بيسواجيت ديماري، في دكا. كانت الهند وتركيا قد دخلتا في منافسة قوية من أجل تعزيز إمدادات النفط الروسي إلى بنغلاديش، التي تسعى إلى الاستفادة من الأسعار الرخيصة التي تقدّمها موسكو، وفق المعلومات التي اطّلعت عليها منصة الطاقة المتخصصة.

تفاصيل مشروع خط الأنابيب
يهدف مشروع خط أنابيب الصداقة بين الهند وبنغلاديش -الذي يبلغ طوله 130 كيلومترًا- إلى استيراد المنتجات النفطية من محطة سيليغوري للتسويق، في ولاية البنغال الغربية، ونقلها إلى دكا. وسيكون نحو 126.5 كم من الخط داخل بنغلاديش، بينما ستكون الـ5.07 كم المتبقية في الهند، بحسب ما أوردته صحيفة “ذا بيزنس ستاندرد”. من بين تكاليف البناء البالغة 520 كرور روبية (63.6 مليون دولار)، تقدّم الحكومة الهندية 303 كرور روبية هندية (37.1 مليون دولار)، بينما تقدّم شركة بنغلاديش بتروليوم المبلغ المتبقي 217 كرور روبية (26.6 مليون دولار). تقوم شركة ميغنا بتروليوم المحدودة -وهي تابعة لشركة بنغلاديش بتروليوم- بتنفيذ الجزء الخاص ببنغلاديش في المشروع.

تطورات استيراد النفط الروسي
صرّح المدير العام لـ”ميغنا بتروليوم”، مصدر رحمن، بأن المشروع سيكتمل بحلول الربع الأول من العام المقبل، دون تحديد موعد إمكان استيراد النفط من الهند عبر خط الأنابيب. وقال مسؤولون في شركة بنغلاديش بتروليوم، إن التقدم المادي لخطّ الأنابيب الرئيس يبلغ نحو 95%، لكن أعمال بناء محطة استقبال الوقود وخط أنابيب آخر يربط محطة توليد الكهرباء التي تعمل بالنفط، لم تبدأ بعد. وأشاروا إلى تأجيل المشروع بسبب ارتفاع أسعار مواد البناء وأزمة الدولار المستمرة. تخطط شركة بنغلاديش بتروليوم لاستيراد نحو 200 ألف إلى 300 ألف طن (1.46 مليون إلى 2.19 مليون برميل) من النفط، عبر خط الأنابيب هذا سنويًا.

مشكلات إمدادات النفط في بنغلاديش
حاليًا، تحصل 16 مقاطعة شمالية في بنغلاديش على إمدادات الوقود من مستودع النفط في بارباتيبور بمقاطعة ديناجبور، والتي تحصل عادةً على إمداداتها من خلال خط سكة الحديد خولنا باغاباري. وفي بعض الأحيان، يُجلب النفط عن طريق القطارات من الهند أيضًا، وفق المعلومات التي رصدتها منصة الطاقة المتخصصة. وتواجه شركة بنغلاديش بتروليوم مشكلات في إرسال الوقود من شاتوغرام إلى ديناجبور عبر الطرق والسكك الحديدية، خاصةً عند حدوث كوارث طبيعية وتصاعد التوترات السياسية. وقال مسؤولو شركة بنغلاديش بتروليوم، إن الأمر يستغرق عادةً 48 ساعة لإرسال ناقلات النفط من شاتوغرام إلى المنطقة الشمالية عبر الممرات المائية. تستغرق طرق السكك الحديدية وقتًا أقصر من الممرات المائية، لكن شركة بنغلاديش بتروليوم لا يمكنها استعمال السعة الكاملة لعربات القطارات، نظرًا لضعف خطوط السكك الحديدية في المنطقة الشرقية. ولتسليم الكمية المطلوبة من النفط إلى المنطقة الشمالية، تحتاج شركة بنغلاديش بتروليوم إلى نقلها أولًا من شاتوغرام إلى ميناء مونغلا؛ ثم يُنقل إلى بارباتيبور عبر خط سكة حديد عريض.

خفض تكاليف استيراد النفط
قال مسؤولو شركة بنغلاديش بتروليوم، إن خط الأنابيب المباشر العابر للحدود سينقل النفط إلى بارباتيبور “دون أيّ من المتاعب التي نواجهها حاليًا”. وأضافوا أنه في الوقت الحالي، تنفق شركة بنغلاديش بتروليوم نحو 8 دولارات لاستيراد وتوريد كل برميل من النفط. تشمل التكلفة مصاريف استيراد النفط بالسفن من الشرق الأوسط إلى المرسى الخارجي لميناء شاتوغرام، وتسليمه إلى ديناجبور من هناك. قال مسؤولو شركة بنغلاديش بتروليوم، إن تكلفة استيراد النفط عبر خط الأنابيب العابر للحدود ستنخفض إلى 5.5 دولارًا للبرميل، بمجرد تشغيل المشروع.

يسجّل حقل بساط النفطي في سلطنة عمان أعلى معدلات نمو إنتاج سنوي من حقول المنطقة، بخطط تطوير أحرزت تقدمًا منذ عام 2019 حتى الآن وتستمر إلى مطلع العام المقبل (2023). وتستعد المجموعة المتكاملة للطاقة “أوكيو” لتشغيل محطة لمعالجة الخام في الحقل الواقع بمنطقة الامتياز في المربع 60، وفق ما نقلته وكالة الأنباء العمانية. ومن شأن المحطة الثالثة زيادة إنتاج الحقل بما يصل إلى 60 ألف برميل يوميًا بحلول مطلع العام المقبل، بعدما ارتفع من 5 إلى 55 ألف برميل منذ عام (2019) حتى نهاية الربع الثالث من العام الجاري (2022)، وفق ما اطلعت عليه منصة الطاقة المتخصصة.

حقل بساط
تُعَد وتيرة الإنتاج والمعالجة منذ عام 2019 وخطط تطويرها المتواصلة حتى الآن دافعًا وراء تسجيل حقل بساط لأعلى معدلات نمو سنوية لإنتاج الحقول النفطية بالمنطقة. ويُسهم مشروع المحطة في رفع الطاقة الإنتاجية لمجموعة أوكيو العمانية إلى 219 ألف برميل يوميًا من النفط المكافئ، بما يعادل 12.6% من إجمالي إنتاج السلطنة النفطي. وقال الرئيس التنفيذي لقطاع الشق العلوي في “أوكيو”، أحمد بن سعيد الأزكوي، إن مشروع محطات المعالجة من شأنه دعم إستراتيجية المجموعة تجاه تعزيز استثمارات التنقيب عن النفط وإنتاجه. وفي الوقت ذاته، أوضح الأزكوي أن المجموعة تراعي مواصلة أعمال التنقيب في القطاع مع أخذ “الأثر البيئي” بعين الاعتبار، مشيرًا إلى أن مرحلة التشغيل المبدئي للمشروع بمثابة خطوة مهمة للاستعداد للتشغيل التجاري للمشروع بصورة كاملة. وأضاف أن المشروع يعزّز موثوقية أوكيو تجاه المعدات والأجهزة بالمحطة، موضحًا أن المجموعة التزمت بالميزانية المحددة للمشروع، وتستعد لمرحلة التشغيل قبل موعدها المُخطط له مسبقًا.

محطة المعالجة والاستدامة
أشار أحمد بن سعيد الأزكوي إلى تصميم محطة المعالجة الثالثة في حقل بساط -التي تترقّب التشغيل قريبًا- بما يتوافق مع مبادئ البصمة الكربونية والاستعانة بالمنصات الرقمية، بما يعزّز استثمارات الاستكشاف والإنتاج النفطي. وأضاف أن تقنيات الاستدامة خلال خطوات استخراج النفط كانت محل اهتمام مجموعة أوكيو في سلطنة عمان، بما يشمل معايير الانبعاثات الكربونية ومراقبة مستويات الغاز وغيرها من التقنيات الأولى من نوعها بالسلطنة. واستغرق مشروع محطة المعالجة الثالثة لحقل بساط 3 ملايين و750 ألف ساعة، راعت خلالها معايير الممارسات العالمية ومجال الصحة والسلامة البيئية، ما يزيد موثوقية شركات النفط الوطنية واستثمارات الاستكشاف والإنتاج لدى الحكومة. وعلى الصعيد الاقتصادي، لفت الأزكوي إلى إسهام مشروع محطة المعالجة الثالثة في توفير فرص عمل عدة، عبر التوظيف المباشر وغير المباشر، موضحًا أنه عزّز -أيضًا- من القيمة المحلية المضافة بالتعاون مع شركات ومؤسسات صغيرة ومتوسطة.

تحاول جنوب أفريقيا دعم شركات النفط والغاز، وفي مقدمتها توتال إنرجي الفرنسية، ضمن مساعيها لتطوير القطاع، لكن يبدو أن الصناعة تواجه العديد من التحديات، بداية من المقاومة المحلية إلى العقبات القانونية. ففي الوقت الذي تخطط فيه الشركة الفرنسية لبدء التنقيب قبالة الساحل الغربي للبلاد، كشفت شركة إيكو أتلانتيك عن أن البئر الاستكشافية بمربع “2 بي” لا تحتوي على هيدروكربونات تجارية، حسبما نشر موقع إنرجي فويس. يأتي ذلك في وقت نجح فيه نشطاء البيئة بجنوب أفريقيا في وقف الدراسات الزلزالية (السيزمية) للتنقيب قبالة الساحل الغربي من خلال الدعاوى القضائية، مستشهدين بالمخاطر على الحياة البحرية وحرمان المجتمعات المحلية من الحق في المشاركة بالقرارات البيئية. وتعهّد المنظم الحكومي المسؤول عن الترخيص بتعزيز المشاورات العامة، وفق ما رصدته منصة الطاقة المتخصصة.

خطط توتال إنرجي
تخطط شركة توتال إنرجي للتنقيب عن النفط والغاز قبالة الساحل الغربي لجنوب أفريقيا وسط معارضة الجماعات البيئية. وتقترح توتال إنرجي حفر بئر واحدة في المنطقة الواقعة قبالة الشاطئ بين مدينة بورت نولوث وخليج هوندكليب، على بُعد قرابة 188 كيلومترًا من الساحل، وعلى عمق يصل إلى 3 آلاف متر. وسيعتمد نجاح الخطوة على استكمال خطط توتال إنرجي لحفر 9 آبار إضافية، حسبما جاء على موقع شركة “إس إل آر كونسالتينغ”، التي تجري التقييم البيئي. ونجحت كل من توتال إنرجي وشل في تحقيق اكتشافات نفطية، خلال العام الجاري (2022)، شمال المربع بالمياه الناميبية.

خيبة أمل إيكو أتلانتيك
في الوقت نفسه، تلقّت شركة إيكو أتلانتيك للنفط والغاز ضربة قوية بعد الانتهاء من حفر بئر “غازانيا-1” في مربع “2 بي” قبالة سواحل جنوب أفريقيا، معلنة أنها لا تحتوي على هيدروكربونات تجارية. ومع ذلك، ستسير قدمًا في خططها لحفر المزيد من الآبار الاستكشافية. ولرفع الروح المعنوية، قال الرئيس التنفيذي للشركة، جيل هولزمان، إن المستقبل ما زال واضحًا ومشرقًا. وبدأت الشركة الحفر في البئر، يوم 10 أكتوبر/تشرين الأول (2022)، بواسطة منصة “إيلاند إنوفيتور”، حتى وصلت إلى عمق 2360 مترًا، وستتجه إلى سد البئر. وانخفضت أسهم الشركة بنسبة 54% في تعاملات اليوم الجمعة 18 نوفمبر/تشرين الثاني (2022) ببورصة لندن. وتمتلك شركة إيكو أتلانتيك، بصفتها المشغل، حصة في المربع بنسبة 50%، أما أفريكا إنرجي فلديها حصة بنسبة 27.5%، وبانورو إنرجي 12.5%، وكراون إنرجي 10%. وأكد رئيس شركة أفريكا إنرجي، جان ماير، العثور على غاز رطب في البئر، لكن البئر لم تصادف هيدروكربونات تجارية.

حفر المزيد من الآبار
رغم أن نتائج البئر مخيبة للآمال، ستركز الشركة وشركاؤها على تحليل المعلومات التي جمعتها من البئر، وسيسمح لهم بتقييم وتحديد خطواتهم التالية في المربع “2 بي”. وكشفت شركة إيكو أتلانتيك عن أنها ستجري المزيد من الحفر في مربع “2 بي”، وقدمت الشركات طلبًا إلى هيئة النفط بجنوب أفريقيا (بي إيه إس إيه) للحصول على حق الإنتاج في 15 من نوفمبر/تشرين الثاني (2022). ويمنح هذا الشركات وقتًا أطول للتخطيط للمراحل المقبلة بالمربع. كما تخطط الشركة لحفر المزيد من الآبار الاستكشافية في مناطق أخرى؛ من بينها حفر بئرين في مربعي “3 بي” و”4 بي” بدءًا من عام 2023، وبئر واحدة على الأقل في منطقة أوريندويك قبالة سواحل غايانا.

وقف المسوح الزلزالية
في غضون ذلك، منعت محكمة في جنوب أفريقيا استمرار المسح الزلزالي لشركات النفط والغاز قبالة الساحل الغربي للبلاد. وخلصت المحكمة إلى أن مزود البيانات الجيولوجية الأسترالي “سيرشر” لم يتشاور بصورة كافية مع المجتمعات المحلية قبل بدء الدراسات الزلزالية في يناير/كانون الثاني (2022) عبر عدد من امتيازات النفط والغاز في حوض أورانج. ورأت المحكمة أن الشركة لم تكتفِ بحرمان المجتمعات المحلية من حق المشاركة في القرارات البيئية، بل استبعدت -أيضًا- الوسائل المناسبة لنشر المعلومات. وسبق أن منعت محكمة في محافظة كيب الشرقية شركة شل العملاقة من إجراء مسح زلزالي في منطقة وايلد كوست بعد تقديم طلب مماثل للمحكمة.

تُعَد مصفاة جازان التابعة لشركة أرامكو السعودية واحدة من أكبر مصافي تكرير النفط في المنطقة العربية، بالإضافة إلى أنها الأحدث والأكثر تطورًا واستدامة. والمصفاة الواقعة في الجنوب الغربي من المملكة تُعد واحدة من مشروعات أرامكو لزيادة طاقة تكرير النفط إلى ما بين 8 و10 ملايين برميل يوميًا بحلول 2030، وفق البيانات التي اطلعت عليها منصة الطاقة المتخصصة. ومن المقرر أن تصل طاقة المصفاة إلى 400 ألف برميل يوميًا، ومن المتوقع تشغيلها تجاريًا بحلول العام المقبل (2023)، إذ تعمل -حاليًا- بنصف طاقتها، وبدأت في مايو/أيار الماضي تصدير منتجاتها المكررة.

مجمع جازان للتكرير
وضعت السعودية في عام 2006 خططًا طموحةً لبناء مدينة صناعية جديدة في جازان الواقعة أقصى الجنوب الغربي من المملكة؛ بهدف تعزيز التطور والنمو الاقتصادي للمنطقة. ويقع مجمع جازان للتكرير والبتروكيماويات المتكامل في قلب مشروع مدينة جازان الاقتصادية، إذ جاء المشروع ثمرةً لاستثمار بقيمة 21 مليار دولار. ويُتوقع عند تشغيل المشروع بكامل طاقته أن يعمل على إنتاج منتجات عالية القيمة، وطاقة كهربائية مستدامة، تعمل على تلبية الاحتياجات المحلية وتعزيز إنتاج الطاقة في المملكة.

توفير الوقود والكهرباء
صُممت مصفاة جازان -التي تبلغ سعتها الإنتاجية 400 ألف برميل يوميًا وتُعد جزءًا حيويًا من المشروع- لإنتاج مجموعة واسعة من المنتجات عندما تعمل بكامل طاقتها الإنتاجية، تشمل البنزين والديزل ذي المحتوى الكبريتي فائق الانخفاض، ومادتي البنزين والبارازيلين. ومع تشغيل المحطة بكامل طاقتها، ستبدأ بمعالجة الخام العربي الثقيل والمتوسط لإنتاج قرابة 75 ألف برميل يوميًا من البنزين، و250 ألف برميل يوميًا من الديزل منخفض الكبريت، و90 ألف برميل من مخلفات التقطير الفراغي لمحطة الكهرباء. كما ستوفّر اللقيم لمحطة الكهرباء العاملة بتقنيتي التغويز والدورة المركبة المتكاملة التي تنتج الطاقة الكهربائية والغازات الصناعية. وتُعَد محطة الكهرباء في المشروع الأكبر من نوعها على مستوى العالم، إذ يمكنها إنتاج 3.8 غيغاواط من الكهرباء، ولا يتوقف إنتاجها عند تلبية حاجة المحطة من الطاقة أو حاجة الصناعات المحلية التي تشهد توسعًا فحسب، وإنما تزوّد الملايين من المنازل في المنطقة.

أحدث التقنيات
استعانت شركة أرامكو السعودية -خلال تنفيذ مشروع مصفاة جازان الذي استمر قرابة 8 سنوات- بأحدث التنقيات بما يدعم خطط المملكة لخفض الانبعاثات. وأشارت شركة أرامكو إلى أن الاستدامة وتحقيق أعلى الفوائد من الموارد الهيدروكربونية عبر تسخير التقنيات الذكية والعمليات المتكاملة تُعد القوة الدافعة لمجمع مصفاة جازان. وعلى سبيل المثال، صُمم معمل التغويز في مصفاة جازان ليُحول النفط الخام منخفض القيمة والمقطّرات الثقيلة (مكونات الوزن الجزيئي المرتفع وشديدة الغليان) إلى منتجاتٍ ذات قيمة أكبر، من خلال عملية التغويز. وتُنتج هذه العملية الغاز الصناعي الذي يتكوّن على الأغلب من الهيدروجين، ليُعالج بعد ذلك للتخلص من الشوائب وإنتاج 99.9% من غاز الهيدروجين. وأوضحت أرامكو السعودية أن هذا المنتج الهيدروجيني النقي يستخدم في عملية التخلص من الكبريت في منتجات المصفاة، الأمر الذي يؤدي إلى توفير أنواع وقود احتراق أكثر نظافة، مثل الديزل والبنزين منخفضي الكبريت. وأضافت -في تقرير اطلعت عليه منصة الطاقة، حول مصفاة جازان-: “يُنتج الغاز الصناعي كذلك من تغويز رجيع التقطير الفراغي، وهو منتج منخفض القيمة يستخدم تقليديًا كزيت وقود للصناعة والملاحة.. وبعد ذلك يجب تبريد الغازات الصناعية الحارة الناتجة عن التغويز قبل معالجتها، إذ إن هذه الحرارة لا تذهب سُدى”. وخلال عملية التبريد، تُستخلص الطاقة الموجودة في تدفق الغاز المُسخّن في نظام ترشيح مياه الغسل، الذي يعمل على إزالة الجزيئات التي يمكن أن تؤثر في أعمال التكرير والمعالجة والتسويق. ويتدفق الغاز الصناعي الحار عبر جهاز تقليل استهلاك الطاقة، ويبادل الحرارة مع المياه الباردة منزوعة الأملاح لإنتاج البخار. وأكدت شركة أرامكو أن مصفاة جازان صُمّمت لتحتجز الفائض من البخار بأكمله واستخدامه لتحريك التوربينات لإنتاج الكهرباء في معمل توليد الطاقة الكهربائية. وعادة تكون درجة حرارة البخار الفائض مرتفعة للغاية وبدرجة تفوق ما هو مطلوب لتشغيل التوربين، ما يعني أن العملية قد تؤدي إلى إهدار كبير للطاقة.. لكن في مصفاة جازان، تُستخدم الطاقة بوساطة وحدات استخلاص الحرارة.

عمليات مستدامة
تشكّل الاستدامة الأساس في التخطيط لأوجه الأعمال كافّة في مصفاة جازان، وتمثّل الطموح في تعزيز الكفاءة والحدّ من الانبعاثات الكربونية. وعلى سبيل المثال، تضم المصفاة وحدة لإزالة رماد السناج، التي تخفّض من انبعاثات الغبار في الجو، فعادةً ما يُتخلص من الرماد الجاف الذي يُجمع في أثناء هذه العملية في مردم في المرافق الأخرى، لكن في مجمع جازان يُمرر الرماد الجاف لمُشغِّل متخصص لاستخلاص المعادن النادرة مثل النيكل والفاناديوم الموجودة في الرماد. وأكدت شركة أرامكو أن المجمع صُمّم برؤى مستقبلية ليستخلص ما يربو على 7 آلاف و200 طن من النيكل (المستخدم في سك العملة المعدنية، والبطاريات والفولاذ الصلب)، والفاناديوم (الذي يُخلط مع الفولاذ لتصنيع المعدات شديدة التحمّل، والمحركات النفاثة، وقِطع السيارات، ومكونات الآلات) من الرماد الجاف في جازان سنويًا. ومن خلال المحافظة على الطاقة وإعادة استخدام المنتجات الثانوية حيثما أمكن، تهدف الأعمال في مجمع جازان إلى تلازم الكفاءة الصناعية والاستدامة.

تنمية مناطق الجنوب
يؤكد استثمار أرامكو في مصفاة جازان تصميم الشركة لدعم رؤية المملكة لمدينة جازان والمنطقة المحيطة بها، لتصبح مركزًا اقتصاديًا متوازنًا ومتنوعًا. وسيساعد المجمع في تحقيق الرؤية، من خلال توفير فرص عمل مباشرة لأكثر من 1300 مواطن سعودي، ويستقطب المستثمرين من خلال توفير البنية التحتية والموارد التي يحتاجون إليها، وسيجلب كمًا كبيرًا من الأفكار والخبرات الجديدة للمنطقة. ومن المتوقع أن تعمل مصفاة جازان على ما هو أكثر بكثير من مجرد تكريرٍ للنفط، إذ تُسهم في الحلول التي تتبناها شركة أرامكو السعودية للحدّ من الانبعاثات، وتعزيز كفاءة الطاقة، وفي الوقت نفسه، تحويل المنتجات منخفضة القيمة أو الفائضة إلى منتجات نهائية جديدة وذات قيمة كبيرة بحد ذاتها. ويتطلع مجمع جازان إلى أن يقدم نموذجًا للمسار الأفضل والأكثر ذكاءً واستدامةً في مستقبل قطاع الطاقة السعودي من خلال تسخير أحدث العمليات الصناعية وتقنيات الثورة الصناعية الرابعة في كل مفاصل مصفاة النفط المتكاملة ومحطة الكهرباء.

ما تزال شركات التأمين تعاني الضبابية وعدم الوضوح بشأن آليات بيع النفط الروسي وتسعيره، وبات من الصعب تحديد تأثيره في ظل عدم توافر التفاصيل كافّة. ويبدو أن الناقلات المحملة بالنفط معرضة لخطر تركها بعرض البحر في حالة عدم حصول شركات التأمين على توضيح عاجل بشأن خطة مجموعة الـ7 والاتحاد الأوروبي لوضع حد أقصى لسعر الخام الروسي التي لم تكتمل بعد، حسب تصريحات مسؤولين تنفيذيين في الصناعة لوكالة رويترز. وسبق أن اتفقت مجموعة الـ7 خلال شهر سبتمبر/أيلول (2022) على فرض حد أقصى لبيع النفط الروسي، ومن المقرر دخوله حيز التنفيذ في 5 ديسمبر/كانون الأول، وفق ما رصدته منصة الطاقة المتخصصة.

المخاوف تخيّم على قطاع الشحن
قال مسؤولون أميركيون إن فرض حد أقصى لسعر النفط الروسي يهدف إلى استمرار تدفق الإمدادات الروسية بالأسواق، لتفادي ارتفاع أسعار محتمل بعد التصديق على الحظر الشامل للاتحاد الأوروبي في يونيو/حزيران (2022). ومع بقاء 3 أسابيع فقط، بدأ الوقت ينفد لإقناع صناعة خدمات الشحن بمدى نجاح هذا القرار. وتتمحور المخاوف حول سيناريو اكتشاف شركات التأمين أن النفط المنقول بحرًا، الذي يُعتقد أنه بيع بأقل من الحد الأقصى، بِيع بسعر أعلى. ويعني ذلك إلغاء التغطية التأمينية، ورفض المشترين تسلم الشحنات، وسينتج عن ذلك مشكلات مالية ولوجستية ومخاطر بيئية. وفي هذا الصدد، قال الخبير العالمي في مكافحة الجرائم المالية بشركة “إيه سي إيه إم إس” جورج فولوشين، إن الجميع ستكون لديه خطة بديلة مع ضيق الوقت للحد من المخاطر والإلغاء والمقاطعة، وهناك احتمال من عدم إبرام أي عقود جديدة حتى إنهاء حالة الغموض. وأوضح أنه عند إلغاء التأمين في منتصف الرحلة، فسيتعين على المشترين والتجار معرفة كيفية التعامل مع شحنة عالقة يحتمل أن تتعرض للعقوبات، متوقعًا أن يكون الأمر فوضويًا. في الوقت نفسه، يرى مسؤول في المفوضية الأوروبية أن الاتحاد الأوروبي يدرك الحاجة الملحة لتوضيح المزيد من التفاصيل مع نفاد الوقت أمام الشركات لمعرفة التزاماتها، لكن يجب التعامل مع هذه المسألة على مستوى مجموعة الـ7. بينما كشف منسق سياسة العقوبات بوزارة الخارجية الأميركية جيمس أوبراين عن أن دول مجموعة الـ7 تعد كل التفاصيل التنفيذية، وأن المباحثات الفنية المتعلقة بالتسعير والإدارة جارية.

الخطر يلاحق الناقلات
في حالة استمرار وجود فجوات في التفاصيل، من الممكن أن تُترك الناقلات المملوءة بالنفط دون تأمين والتخلي عنها بالقرب من المواني، ما يشكل تهديدًا للبلدان المجاورة عند حدوث تسرب، بجانب التكاليف المتعلقة بالتنظيف. وقال رئيس القسم العالمي للمطالبات بشركة نورث المتخصصة في تأمين السفن العالمية، ومقرها بريطانيا، مايك سالتهاوس: “في هذه الحالة، ستتعرض السفن للمخاطر، وإلغاء الخدمات المالية والفنية وسيرفض تسلمها أحد”. وتابع: “سيكون الوضع سيئًا، لأن لا أحد يريد البقاء على سفينة غير مؤمّنة قبالة السواحل”. واستطرد موضحًا أن مالك السفينة الذي لم يحقق أي عائد لعدة أشهر سيأخذ ذلك في الحسبان عند اتخاذ أي قرار متعلق بشحن البضائع في المستقبل، مضيفًا أنه من المحتمل أن يشكل ذلك عقبة. وقال: “إذا حدث ذلك في أغلب الأحيان، فسوف يتعارض مع خطط الاتحاد الأوروبي ومجموعة الـ7”. على الرغم من أن الاتحاد الأوروبي قد صدّق على الحد الأقصى للأسعار خلال شهر أكتوبر/تشرين الأول (2022)، فإن شركات التأمين تشير إلى تفاصيل قانونية لم تُنشر بعد التي يجب أن تتماشى مع التوجيهات غير المكتملة من وزارة الخزانة الأميركية، التي تعد أكثر تفصيلًا، لا سيما بشأن الضمانات التي تشير إلى أن شركات التأمين لن تواجه عقبات غير متوقعة في أثناء رحلة السفينة. في الوقت نفسه، أكد الأمين العام للاتحاد الدولي للتأمين البحري لارس لانغ، ضرورة وجود تنظيم في مجموعة الدول الـ7 مماثل كما في الولايات المتحدة، وأن المملكة المتحدة والاتحاد الأوروبي لديهما إرشادات أولية -حاليًا-. وأعرب عن قلقه من تلقي لوائح مختلفة متعلقة بالعقوبات من المناطق الـ3، إذ سيصعب الامتثال للجميع في الوقت نفسه. كما أوضح أن رفض المواني دخول أي سفينة سيتسبب في حدوث عواقب وخيمة. وأبلغ الاتحاد الدولي للتأمين البحري مجموعة الـ7 والاتحاد الأوروبي أن السياسات يجب أن تشمل ضمانات بأن إثبات بيع شحنة روسية بموجب الحد الأقصى هو كل ما يحتاجه المالك للتحقق منه قبل الموافقة على التحميل ونقل البضائع.

الاتفاق على المعايير
سبق أن أعلنت الولايات المتحدة وحلفاؤها الأسبوع الماضي الموافقة على معايير لتطبيق سقف سعر على الخام الروسي قبل دخوله حيز التنفيذ في 5 ديسمبر/كانون الأول (2022). ووفقًا للخطة الجديدة، ستخضع كل شحنة من النفط الروسي المنقول بحرًا فقط لسقف الأسعار عند بيعها لأول مرة إلى مشترٍ على البر، وفي حالة تكرير شحنة من النفط الروسي إلى مشتقات، مثل البنزين؛ فيمكن تداولها مرة أخرى في البحر دون التعرض لسقف الأسعار. ووافق المسؤولون على أن يكون الحد الأقصى لسعر النفط الروسي ثابتًا مع مراجعته بانتظام حسب الحاجة، ومن المقرر تحديد السعر الأولي في الأسابيع المقبلة. ويرون أن ذلك سيُسهم في تعزيز استقرار السوق، وتسهيل إجراءات الامتثال لتقليل العبء على المشاركين في السوق.

تتطلع شركة أو إم في النمساوية -أكبر مشغّلة للنفط والغاز في نيوزيلندا- للابتعاد عن الوقود الأحفوري بحلول عام 2050، وتبنّي إستراتيجية جديدة لتصبح شركة مستدامة. وفي هذا الإطار، قالت “أو إم في OMV”، إنها تخطط لخفض إنتاج الوقود الأحفوري بنسبة 20% بحلول عام 2030، والتوقف عن الإنتاج نهائيًا بحلول عام 2050، حسبما نشر موقع 1 نيوز. واتفقت شركتا جادستون إنرجي -ومقرّها سنغافورة-، و”أو إم في” -ومقرّها النمسا- على إنهاء صفقة بشأن استحواذ الأولى على حصة تشغيلية بنسبة 69% في مشروع “ماري”، قبالة ساحل تاراناكي. وسبق أن وافقت شركة جادستون إنرجي في نوفمبر/تشرين الثاني (2019) على شراء حصة “أو إم في” في المشروع، مقابل 50 مليون دولار، وفق ما رصدته منصة الطاقة المتخصصة.

إنهاء الصفقة
أقرّت شركة أو إم في -أكبر مشغّلة للنفط والغاز في نيوزيلندا- بأن القرار كان بالاتفاق، لكنها لم تكشف أيّ تفاصيل عن تداعيات القرار على مشروع ماري وأصولها الأخرى في نيوزيلندا، مثل ماوي وبوهوكورا. وقالت جادستون إنرجي، إن قرار إنهاء الصفقة جاء بناءً على عدم إحراز أيّ تقدّم بشأن الموافقات التنظيمية التي تهدف للتأكد من أن الشركات بإمكانها إدارة آبار النفط والغاز، وحتى إيقاف التشغيل. وسبق أن أوضح الرئيس التنفيذي للشركة بول بلاكيلي أن عدم إحراز أيّ تقدّم في المشروع كان مصدر قلق متزايد، لا سيما أن الإجراءات اللازمة للحصول على الموافقة الحكومية ما زالت غير واضحة لإتمام عملية الاستحواذ. وقال: “بعد قرابة 3 سنوات من إعلان الاستحواذ لأول مرة، ومع انتهاء صلاحية الترخيص القادم في عام 2027، لن يتيح ذلك ما يكفي من الوقت للاستثمار بثقة في الأصول، وعلى الرغم من جهودنا، حان الوقت للمغادرة”.

أهداف طموحة
قال المتحدث باسم شركة “أو إم في”، إن الشركة تبنّت إستراتيجية شاملة جديدة، ستركّز من خلالها على الأنشطة منخفضة الكربون. وتنوي “OMV” خفض إنتاجها من الوقود الأحفوري (النفط والغاز) تدريجيًا بنسبة 20% بحلول عام 2030، وستتوقف -تمامًا- عن إنتاج النفط والغاز لاستعمالات الطاقة بحلول عام 2050. وأضاف المتحدث باسم الشركة أنها ستواصل إدارتها مشروع ماري. وأشار إلى التزام “أو إم في” بمواصلة تشغيل حقل ماري حتى انتهاء العمل في الأصول، وستقوم بتقييم مستقبل الأصول على المدى الطويل”. أمّا بالنسبة لأصولها في بوهوكورا وماوي، فسوف تواصل الشركة تشغيل حقلَي الغاز، وستستثمر بصورة أكبر في إعادة تطوير هذه الحقول.

أهم تحول في تاريخ الشركة
خلال مارس/آذار (2022)، أعلنت شركة أو إم في، التي تعدّ أكبر مشغّلة للنفط والغاز في نيوزيلندا، إستراتيجيتها العالمية، ووصفتها بأنها أهم تحوّل إستراتيجي جوهري في تاريخ الشركة. وفي بيان بموقعها الإلكتروني، شرح الرئيس التنفيذي للشركة ألفريد ستيرن رؤيته للمستقبل. وقال: “إذا أردنا الحفاظ على المستويات المعيشية وتعزيزها في جميع أنحاء العالم مع ضمان بقاء المجتمعات، سيتعين علينا تطوير وسائل أكثر استدامة للقيام بالأعمال التجارية”. وتابعَ، لتحقيق ذلك، ستحول “أو إم في” نفسها إلى شركة مستدامة للوقود والكيماويات، مع التركيز على حلول الاقتصاد الدائري”. ويعدّ حقل ماري أكبر حقل نفط في نيوزيلندا، ويقع على بعد 80 كيلومترًا من ساحل تاراناكي، إذ بدأ الإنتاج عام 2009، وكان من المتوقع أن يستمر لمدة تتراوح بين 10 و15 عامًا، وأنتج 44 مليون برميل. ووفقًا لوزارة الأعمال والابتكار والتوظيف، ما يزال هناك نحو 3.7 مليون برميل من النفط قابلة للاستخراج من المشروع.

تعتزم أوروبا حظر النفط الروسي المنقول بحرًا، بدءًا من 5 ديسمبر/كانون الأول (2022)، وهو القرار الذي ستكون له تداعيات إيجابية على ناقلات الديزل والبنزين خلال العام المقبل (2023). وتستعد ناقلات النفط، التي تنقل أنواعًا من الوقود مثل البنزين والديزل، لأكبر زيادة في الطلب خلال 3 عقود، العام المقبل (2023)، مع توقف تدفقات النفط من روسيا؛ ما يعزّز المسافات التي يتعيّن على السفن الإبحار فيها، وفق ما رصدته منصّة الطاقة المتخصصة. ويُنتَج الديزل عن طريق تسخين النفط الخام إلى درجات حرارة تتراوح بين 200 و350 درجة مئوية، وهو أثقل من البنزين وأكثر لزوجة وأقلّ تبخرًا، إلّا أنه يحتوي على طاقة أكبر؛ لذلك يُستخدم في الشاحنات والقوارب والمعدّات الكبيرة.

ناقلات الديزل والبنزين
من المتوقع أن يرتفع مقياس صناعة الشحن الذي يُراقب من كثب، والمعروف باسم ميل/طن -حجم الحمولة المنقولة مضروبًا في المسافة التي تبحر بها- بنسبة 9.5% بحلول عام 2023، وفقًا لتقديرات خدمة أبحاث كلاركسون التي نقلتها بلومبرغ. وستكون هذه أكبر زيادة سنوية للناقلات التي تنقل الوقود المكرر منذ عام 1993، وفقًا لبيانات من وحدة الأبحاث لأكبر سمسار سفن في العالم. وفرضت الدول الغربية حزمة من العقوبات على قطاع الطاقة الروسي، منذ أن شنّت موسكو هجومًا عسكريًا على أوكرانيا في فبراير/شباط من العام الجاري (2022). ومع بدء سريان العقوبات على منتجات النفط الروسية بدءًا من فبراير/شباط (2023)، يبدو أن تغيير المسار العالمي لتدفقات شحنات الديزل والبنزين أمر حتمي لا مفر منه، مما يزيد من المسافات التي تقطعها السفن. ومع دخول قرار حظر النفط الروسي حيز التنفيذ، سيتعيّن على أوروبا توفير إمدادات بديلة من أماكن بعيدة، كما سيحتاج النفط الروسي -الذي يشكّل 11% من الإمدادات العالمية- إلى إيجاد منافذ جديدة. وقال المحلل في كبلر شوفروكس: “يمكن أن تزيد المسافات 5 أو 6 أضعاف، هذا يعني أنك ستحتاج إلى المزيد من السفن لنقل الكميات نفسها التي استوردتها سابقًا، وسيؤدي ذلك إلى زيادة الطلب على ناقلات المنتجات النفطية”. وعند دمجها مع تدفقات النفط الخام، من المتوقع أن ترتفع الأميال/الطن بأكبر قدر منذ عام 2014، بزيادة 6.4% خلال العام المقبل (2023). وتُعَدّ ناقلات النفط عنصرًا حيويًا في عملية تصدير النفط الخام بصورة سلسة وطبيعية.

أرباح ناقلات النفط
تُظهر بيانات كلاركسون، أن أسعار استئجار ما يُسمّى الناقلات متوسطة المدى التي تحمل الوقود المكرر لمدة عام واحد هي الأعلى منذ عام 2008، وتقترب أرباح ناقلات النفط الخام من أعلى مستوياتها منذ مايو/أيار 2020. وتوقع مالك الناقلة “أردمور شيبينغ” ومشغلها، أنتوني جورني، زيادة الطلب على ناقلة المنتجات النفطية بنسبة 7 إلى 8% بسبب الحظر النفطي الذي يفرضه الاتحاد الأوروبي على منتجات الوقود الروسية. وقال جورني، إن حظر النفط الروسي يعزّز الطلب في سوق تعاني ضيق الإمدادات، الذي من المتوقع أن يستمر حتى عام 2023، حتى تتغير الظروف الجيوسياسية، بحسب موقع إس بي غلوبال. ومع ذلك، من المتوقع أن ينخفض إجمالي الطلب على المنتجات المكررة في الربع الرابع في أوروبا إلى ما دون مستويات المدة نفسها من عام 2019؛ بسبب ارتفاع أسعار المواد الغذائية والطاقة؛ ما يجبر الأسر على خفض الإنفاق في فصل الشتاء، وفقًا لتوقعات سوق النفط. وتحتاج أوروبا إلى استبدال مليون برميل يوميًا من واردات المنتجات المكررة من روسيا، خاصة النافثا والديزل، قبل 5 فبراير/شباط من العام المقبل (2023). وستحتاج أوروبا إلى استيراد المنتجات النفطية، خاصة الديزل، من مناطق مثل الولايات المتحدة والشرق الأوسط والهند ودول آسيوية أخرى، مع دخول قرار حظر النفط الروسي حيز التنفيذ. واشترى الاتحاد الأوروبي نحو 2.2 مليون برميل يوميًا من النفط الخام، و1.2 مليون برميل يوميًا من المنتجات المكررة من روسيا في عام 2021.

ارتفعت أسعار الوقود في الصين (البنزين والديزل) بواقع 21.44 دولارًا للطن، بالتزامن مع زيادة واردات البلاد من الخام. وأعلنت اللجنة الوطنية للتنمية والإصلاح اليوم الإثنين 7 نوفمبر/تشرين الثاني أنه بدءًا من منتصف الليلة ستُرفَع أسعار المشتقات النفطية محليًا. يأتي قرار رفع أسعار الوقود في الصين وفقًا للتغيرات الأخيرة بأسعار النفط في السوق الدولية، تبعًا لآلية التشكيل الحالية لأسعار المشتقات النفطية محليًا. وبموجب آلية التسعير الحالية، فإذا تغيرت أسعار النفط الخام الدولية بأكثر من 50 يوانًا للطن (6.92 دولارًا)، وبقيت عند هذا المستوى لمدة 10 أيام عمل، تُعَدَّل أسعار الوقود (البنزين والديزل) وفقًا لذلك.

أسعار المشتقات النفطية في الصين
من المقرر ارتفاع أسعار البنزين والديزل المحلية بواقع 155 يوانًا و150 يوانًا (20.76 دولارًا و21.45 دولارًا) للطن، على التوالي. ودعت اللجنة شركات النفط الثلاث الكبرى بتروتشاينا، وسينوبك، وسينوك وغيرها من شركات معالجة النفط الخام تنظيم إنتاج ونقل النفط المكرر، وضمان إمداد مستقر في السوق، وتنفيذ سياسة الأسعار الوطنية بصرامة. وطالبت الإدارات المعنية في أماكن مختلفة تعزيز الإشراف على السوق والتفتيش، والتحقيق الصارم في السلوكات التي لا تنفّذ سياسة الأسعار الوطنية ومعاقبة مرتكبيها، والحفاظ على نظام السوق الطبيعي.

واردات الصين من النفط
يأتي ذلك في الوقت الذي أظهرت فيه بيانات اليوم الإثنين 7 نوفمبر/تشرين الثاني أن واردات الصين من النفط الخام انتعشت في أكتوبر/تشرين الأول إلى أعلى مستوى منذ مايو/أيار، بزيادة 14% من قاعدة منخفضة قبل عام، في أول نمو سنوي لها في 5 أشهر، مع وجود مصفاتين جديدين على استعداد لبدء عمليات التكرير. جلبت أكبر مستورد للخام في العالم 43.14 مليون طن من النفط الخام الشهر الماضي، بما يعادل 10.16 مليون برميل يوميًا، مرتفعة من 9.8 مليون برميل يوميًا في سبتمبر/أيلول، وفقًا لبيانات من الإدارة العامة للجمارك. جاء الانتعاش في الوقت الذي بدأت فيه بتروتشاينا الإنتاج التجريبي لوحدة تكرير تبلغ طاقتها 200 ألف برميل يوميًا في مصفاتها المبنية حديثًا في قوانغدونغ، بينما استعدت شركة شينهونج للبتروكيماويات أيضًا لإطلاق مصفاتها البالغة طاقتها 320 ألف برميل يوميًا في مقاطعة جيانغسو. كما استفادت شركات التكرير من تراجع أسعار الخام العالمية لتجديد المخزونات، ونقل الشحنات من أميركا والشرق الأوسط. بلغ إجمالي الواردات في الأشهر العشرة الأولى من العام 413.53 مليون طن، أو نحو 9.93 مليون برميل يوميًا، أي أقلّ بنسبة 2.7% عن المدة المماثلة من العام الماضي.

صادرات الوقود الصيني
أظهرت البيانات، شحن الشركات للخارج 4.456 مليون طن من الوقود المكرر الشهر الماضي، بزيادة 13% عن العام السابق، مدفوعة بإصدار بكين المفاجئ لعدد كبير من حصص التصدير. ومع ذلك، ظلت الصادرات حتى تاريخه أقلّ بنسبة 24.5% عن مستوياتها قبل عام عند 39.91 مليون طن، بسبب القيود الواسعة على صادرات الوقود في وقت سابق من العام. وتوقّعت مصادر ارتفاع واردات النفط الخام الصينية في نوفمبر/تشرين الثاني وأوائل ديسمبر/كانون الأول، إذ يُقدَّر أن المنتجين من جميع أنحاء العالم قاموا في أكتوبر بتحميل أعلى كميات متجهة إلى الصين في عشرة أشهر. وتعدّ حصص تصدير الوقود الكبيرة التي منحتها الحكومة لمصافي التكرير في سبتمبر/أيلول أحد الأسباب الرئيسة لمعدلات الاستيراد المستقبلية المتوقعة، إذ تعدّ هذه الحصص الأكبر لعام 2022، ويمكن تمديدها حتى عام 2023.

واردات الغاز
من جهة أخرى، تراجعت واردات الغاز الطبيعي المسال إلى أدنى مستوى في عامين عند 7.61 مليون طن، بعد ارتفاع قصير في الشهر السابق قبل موسم التدفئة الشتوي. ظلت واردات الغاز خلال العام الجاري أقلّ بنسبة 10.4% عن العام السابق عند 88.73 مليون طن، بسبب الانخفاض الحادّ في واردات الغاز الطبيعي المسال، إذ خفضت الشركات مشترياتها الفورية المكلفة. وبينما توقعت شركات الطاقة الوطنية تباطؤ نمو الطلب هذا الشتاء، أعطت الأولوية للإنتاج المحلي، وعززت واردات الغاز عبر خطوط الأنابيب من روسيا وآسيا الوسطى.

من المرتقب أن تشهد اتفاقيات التنقيب عن النفط في غايانا تعديلات جديدة، مع اعتزام البلاد طرح 14 مربعًا نفطيًا بحريًا في عطاء جديد. وتزيد التعديلات المرتقبة بصفة كبيرة من حصة غايانا من عائدات الخام الأسود، التي لطالما استحوذت شركات التنقيب على الجزء الأكبر منها. وتعلّق إحدى أفقر دول أميركا الجنوبية آمالًا عريضة على احتياطياتها النفطية -المُكتشفة حديثًا- في انتشال البلاد من عثرتها الاقتصادية، وفق ما رصدته منصّة الطاقة المتخصصة. ووافق المسؤولون هذا الأسبوع على مزاد لتأجير حقول النفط في غايانا، على أن تكشف وزارة الموارد الطبيعية في وقت لاحق عن توقيت الطرح، وفقًا لرويترز.

شروط جديدة للتنقيب عن النفط
قال نائب رئيس غايانا بهارات جاغديدو، إن العطاء المقرر طرحه سيشمل 3 مربعات في المياه العميقة، و11 حقلًا استكشافيًا في المياه الضحلة. وأضاف أنه جارٍ تطوير اتفاقية جديدة لتقاسم الأرباح، لتغطية اتفاقيات إنتاج النفط المستقبلية وسيُنتهى منها قبل نهاية المزاد. وستتضمّن التعديلات الجديدة مشاركة الأرباح بنسبة 50/50، ورسوم امتياز بنسبة 10%، بالإضافة إلى ضريبة شركات بنسبة 10%. وأكد نائب رئيس غايانا أن شروط العقود الجديدة تغيّر بصورة كبيرة آلية تقسيم الإيرادات، إذ ستتلقى غايانا الجزء الأكبر من عائدات طرح الـ14 مربعًا نفطيًا مقارنة بشروط اتفاقية تقاسم الإنتاج الحالية. وكان تحالف من شركات النفط العالمية تقوده إكسون موبيل، ويتضمن شركتي هيس الأميركية وسينوك الصينية، قد اكتشف 11 مليار برميل من النفط القابل للاستخراج في مربع نفطي تبلغ مساحته 6.6 مليون فدان على ساحل البلاد. وتعرّضت بنود تلك الاتفاقية لانتقادات، لأنها تزوّد غايانا -الدولة الفقيرة التي يقل عدد سكانها عن 800 ألف نسمة- بنحو 15% فقط من عوائد النفط، بما في ذلك 2% رسوم امتياز. وزاد التحالف الأميركي الصيني من إنتاج النفط والغاز في غايانا إلى ما يقرب من 400 ألف برميل يوميًا في العام الجاري (2022).

إيرادات النفط والغاز
يمكن لمنتجي النفط المزايدة على أي عدد من الـ14 مربعًا نفطيًا بحريًا، لكن لن يُمنح أكثر من 3 مربعات إلى الشركة الواحدة. وقال نائب رئيس غايانا بهارات جاغديدو، إن كل عرض يجب أن يتضمّن خطة تطوير سيُنظر فيها إلى جانب العرض المالي. وتحتاج الدولة الواقعة في أميركا الجنوبية إلى جذب منتجين جدد للتنقيب عن النفط والغاز. ويتوقع التحالف -الذي تقوده إكسون موبيل الأميركية- ضخّ 1.2 مليون برميل من النفط يوميًا في عام 2027، بناءً على خطط التوسع الحالية، ما سيضع غايانا في الصدارة متفوقة على جارتها فنزويلا من حيث الإنتاج، وكذلك منتجو النفط في أفريقيا، باستثناء نيجيريا. وقال بهارات جاغديدو، إنه سيتعيّن على مقدمي العطاءات الفائزين دفع 10 ملايين دولار مكافأة توقيع للمربعات في المياه الضحلة، وضعف المبلغ لحقول المياه العميقة، كما سيُطلب منهم تقديم ضمان بنسبة 20% على الأقل من خطة تطوير العمل. وتتوقع شركة أبحاث الطاقة ريستاد إنرجي ارتفاع إيرادات غايانا من النفط والغاز -المتعلقة بالضرائب ومشاركة الربح- فوق مليار دولار للمرة الأولى في عام 2022، بزيادة أكثر من الضعف مقارنة مع عام 2021. ومن المتوقع أن تواصل إيرادات غايانا من النفط والغاز الارتفاع، لتصل إلى 4.2 مليار دولار سنويًا عام 2025، بالنظر إلى الموارد المكتشفة حتى الآن. كما تتوقع ريستاد إنرجي أن تبلغ إيرادات الدولة الواقعة في أميركا الجنوبية من النفط والغاز ذروتها عند 16 مليار دولار بحلول عام 2035، مع تسارع نمو الإنتاج. وتعتزم غايانا بناء مصفاة نفط للمرة الأولى في البلاد بقدرة 30 ألف برميل يوميًا، ومن المتوقع أن تبدأ أعمال البناء -التي ستقام على أرض عامة بالقرب من نهر بيربيس- بحلول النصف الأول من عام 2023، مع اكتمال المشروع بعد عامين.

منذ الغزو الروسي لأوكرانيا، تبنّى الغرب عقوبات ضد نظام الرئيس فلاديمير بوتين، وقرر زعماء أوروبا حظر النفط الروسي بدءًا من 5 ديسمبر/كانون الأول (2022)، والمشتقات النفطية في فبراير/شباط (2023). ويبدو أن تأثير ذلك ظهر واضحًا في حجم الإنتاج والصادرات خلال شهر أكتوبر/تشرين الأول (2022)، وفق ما رصدته منصة الطاقة المتخصصة. فقد انخفض إنتاج وصادرات الخام الروسي قليلًا خلال أكتوبر/تشرين الأول (2022)، مقارنة بشهر سبتمبر/أيلول، ومن المتوقع أن يشهد مزيدًا من الانخفاض بسبب الحظر الأوروبي، حسب وكالة رويترز، نقلًا عن صحيفة كوميرسانت الروسية اليومية.

إنتاج النفط الروسي
رغم أن الخام الروسي أثبت قدرته على الصمود حتى الآن في مواجهة العقوبات الغربية، إلّا أن دول الاتحاد الأوروبي ستتوقف عن الشراء بدءًا من 5 ديسمبر/كانون الأول (2022)، بعد أن كانت تعتمد عليه لعقود من الزمن. وخلال أكتوبر/تشرين الأول (2022)، بلغ إنتاج النفط الروسي 1.47 مليون طن يوميًا، أي ما يعادل 10.78 مليون برميل يوميًا، انخفاضًا من 10.8 مليون برميل يوميًا في سبتمبر/أيلول (2022)، حسبما أفادت وكالة الإحصاء الروسية روستات الأسبوع الماضي. وهذا أقلّ من حصة موسكو في أوبك+ وأقلّ قليلًا من أرقام سبتمبر/أيلول (2022). ومن الأسباب الرئيسة التي أدت إلى ذلك، تراجع الإنتاج في مشروع سخالين 1، والذي تخلّت عنه شركة إكسون موبيل بعد الغزو الروسي لأوكرانيا خلال شهر فبراير/شباط (2022). وكان إنتاج النفط من المشروع أقلّ من نصف الكميات المقررة بعد إعادة تشغيله. ومن المحتمل تجاوز هذه المستويات بسبب استئناف الإنتاج في مشروع سخالين 1، إلّا أن الخبراء يتوقعون استمرار انخفاض الإنتاج خلال شهر نوفمبر/تشرين الثاني (2022) بسبب استعداد الاتحاد الأوروبي لحظر النفط الروسي، والذي سيدخل حيز التنفيذ في 5 ديسمبر/كانون الأول (2022).

صادرات النفط الروسي
كما انخفضت صادرات النفط الروسي المنقولة بحرًا وعبر خطوط الأنابيب بنسبة 2%، مقارنة بشهر سبتمبر/أيلول (2022)، إلى قرابة 640 ألف طن يوميًا (4.7 مليون برميل يوميًا). فبعد رفض المشترين الأوروبيين شراء النفط الروسي، اضطرت شركات النفط الروسية إلى إعادة توجيه الإمدادات للشرق، وكذلك تزايد تحميل المصافي. وخلال شهر أكتوبر/تشرين الأول الجاري، قالت وكالة الطاقة الدولية، إن صادرات النفط الروسي تراجعت بنحو 4% في سبتمبر/أيلول (2022). وأظهر تقريرها الشهري أن الصادرات تراجعت 230 ألف برميل يوميًا في سبتمبر/أيلول (2022)، إلى 7.5 مليون برميل يوميًا. وأشارت إلى انخفاض حصة السوق الأوروبية من إجمالي الصادرات الروسية إلى 35% من 50% في بداية عام 2022. وظلت الصادرات إلى الهند -التي لجأت إلى شراء الخام الروسي بأسعار منخفضة- مستقرة عند مليون برميل يوميًا في سبتمبر/أيلول (2022). في حين ارتفعت صادرات النفط من روسيا إلى الصين بنسبة 22%، خلال سبتمبر/أيلول الماضي، مقارنة بعام 2021.

تأثير قرار الحظر
لحين فرض الحظر، سيظل إنتاج النفط الروسي عند المستويات نفسها -تقريبًا-، أو سيشهد انخفاضًا طفيفًا. وسيؤدي قرار الحظر إلى انخفاض حادّ في الطلب، والحاجة إلى إعادة توجيه الإمدادات، ولن يكون ذلك سهلًا وسط رفض المشترين شراء النفط الروسي، ليس فقط من الاتحاد الأوروبي، ولكن من مصافي التكرير في الهند، التي قد تخفض مشترياتها لتجنّب العقوبات الثانوية، حسب صحيفة كوميرسانت الروسية اليومية. ومع ذلك، يجد بعض المورّدين طرقًا بديلة، لا سيما أن الخصم على النفط الروسي يجعل الشراء جذابًا. وبحسب تقديرات شركة كاساتكين للاستشارات، قد ينخفض الإنتاج في ديسمبر/كانون الأول (2022) بنسبة 9%، إلى 1.3 مليون طن برميل يوميًا.

مشروع سخالين 1
على صعيد متصل، وقّع الرئيس الروسي فلاديمير بوتين مرسومًا بنقل جميع الأصول والالتزامات المالية والموظفين والعقود الحالية إلى شركة جديدة لتطوير مشروع سخالين 1 بدلًا من شركة إكسون موبيل؛ استجابة للضغط المتزايد لاستئناف الإنتاج. وتوقّف الإنتاج من مشروع سخالين 1 خلال شهر مايو/أيار (2022)، عندما أعلنت “إكسون نفطغاز”، وهي شركة تابعة لشركة إكسون موبيل، القوة القاهرة في المشروع بعد العقوبات الغربية المفروضة على روسيا بعد غزوها أوكرانيا. ويُنقل إنتاج النفط من المشروع إلى السوق العالمية عبر محطة دي كاستري، الواقعة في منطقة خاباروفسك. وانتقدت السلطات الإقليمية مرارًا شركة “إكسون نفطغاز” بسبب وقف الإنتاج، وحصلت على أمر قضائي في شهر سبتمبر/أيلول (2022) بتجميد أصول الشركة. وتدير إكسون موبيل الأميركية مشروع سخالين 1، الذي تمتلك 30% من أسهمه، بشراكة مع شركة روسنفط الروسية، و”أو إن جي سي فيدش” الهندية، إضافة إلى سوديكو اليابانية.