د. علي مرزا: أسعار الغاز في العالم والغاز الحجري- درس مستخلص للعراق

انقر هنا لتنزيل ملف بي دي أف

Normal
false
false
false
EN-CA
X-NONE
AR-SA

مقدمــة

 

نشرت مجلة ميس (MEESMiddle East Economic Survey,)، المهتمة بالشؤون الاقتصادية والطاقة في الشرق الاوسط وشمال أفريقيا، خلال شهر تموز 2013 ثلاث مقالات جديرة بالاهتمام عن الغاز الطبيعي كتبها Jensen وAissaoui وMerklein(أنظر قائمة المصادر). ومع تناول هذه الورقة لتبعات ما ورد في مقال Jensenعن إمكانية تصدير “الغاز الحجري”، shale gasمن الولايات المتحدة إلى اليابان (والدرس المستخلص للعراق)، فإن المقالين الآخرين يمثلان خلفية مناسبة وستتم الإشارة أليهما. ومما يذكر أن الغاز الحجري هو غاز طبيعي يوجد حبيساًً بين تكوينات حجرية من نوع خاص(shale) هي خليط من الطين والكوارتز ومعادن أخرى، في العديد من بلدان العالم. وخلال العقد المنصرم مكنت تكنولوجيا الحفر الأفقي والتكسير الهايدروليكيhorizontal drilling and hydraulic fracturing (fracking)  من استخراج كميات كبيرة منه لم يكن من الممكن اقتصادياً استخراجها سابقاً. ولقد ظهرت اهمية الغاز الحجري في إنتاج الغاز الطبيعي في الولايات المتحدة منذ بداية العقد الماضي، حيث ازدادت نسبته في الإنتاجسريعاًمن 1% في 2000 إلى 23% في 2010 ثم إلى34% في 2011، ويتوقع أن تصل إلى أكثر من 50% في 2040، EIA (2013, P.148)، مما قد يوفر للولايات المتحدة إمكانية إنتاج يفوق الاستهلاك المحلي من الغاز ويتيح بدوره فائضاً للتصدير مستقبلاً.

 

يتعرض مقال Jensen لاحتمال زيادة استخدام الغاز الطبيعي في توليد الطاقة الكهربائية في اليابان ومن ثم زيادة استيراده خاصة من الولايات المتحدة. فعند تَحوِّل التصريحات الرسمية، التي أطلقت في أيلول 2012، بالتخلي عن كامل وحداتها الكهربائية النووية، ربما في عقد الثلاثينات القادم، إلى إجراء فعلي، وقرارها بفرض ضريبة كاربون في تشرين أول 2012، فإن كلا الاجرائين قد يقودان إلى أن تزيد اليابان نسبة الغاز الطبيعي المسال، LNG، المستخدم في توليد الطاقة الكهربائية. إن ما ورد في المقال عن التطورات الممكنة في تركيبة مصادر التجهيز الاضافية لليابان، خاصة الغاز الحجري من الولايات المتحدة، وأثر ذلك على أسعار الغاز فياليابان (وفي الأسواق الآسيوية) ستكون له تبعات ينبغي على العراق دراستها واستخلاص العبر منها بسبب أن الأسواق الآسيوية هي أحد أهم الأسواق المحتملة لتصدير الغاز العراقي مستقبلاً.

 

اختلاف آلية تسعير الغاز بين مناطق العالم

 

يشير المقال ابتداءً إلى حقيقة تباين آلية تسعير الغاز في مختلف مناطق العالم والتي أشرت لها أيضاً في مقال سابق لي (Merza, 2012). ففي الولايات المتحدة يجري معظم التسعير من خلال سوق فورية (marketspot) للغاز، بمعزل عن التسعير النفطي، في حين يرتبط معظم التسعير في آسيا بأسعار النفط الخام أو/والمنتجات النفطية بعقود طويلة الأجل. وتتبع أوربا نظاماً مختلطاً. ففي شمال أوربا هناك تسعير فوري ولكن في باقي أوربا يجري التسعير، من خلال عقود، بالارتباط بأسعار النفط الخام. وكان نتيجة هذا الاختلاف في آلية التسعير بين المناطق أسعاراً للغاز تراوحت، في 2012، من 2.74 دولار لمليـون وحـدة حرارية بريطانية (م-و-ح-ب) في الولايات المتحدة  (Henry-Hub) إلى 9.3-12.6 دولار/م-و-ح-ب في أوربا (تسعير فوري-عقود) إلى 16.7 دولار/م-و-ح-ب في اليابان. إن أهم أسباب هذا الاختلاف، حسب المقال، تعود إلى تكاليف النقل العالية للغاز الطبيعي المسال. وتشمل تكاليف النقل أجور النقل، تسييل الغاز في نقطة الشحن، إعادة التحويل للحالة الغازية في نقطة الاستلام، التأمين، الخ. ولكن، كما يتبين في المقال، لا يفسر فرق تكاليف النقل بين الولايات المتحدة والمناطق الأخرى كامل الفرق في الأسعار الفعلية بينها وتلك المناطق. لذلك يشير المقال إلى أسباب أخرى مثل البنية الاساسية/المؤسسية للسوق في كل منطقة والمدى الذي تستطيعه كل منطقة من الحصول على التجهيزات بسهولة. على سبيل المثال، أدت سهولة التجهيز، من خلال منظومة أنبوب الإتحاد الأوربي المفتوح open access EU pipeline system، إلى سوق تنافسي في شمال أوربا لا تختلف فيه الأسعار الفعلية عن الولايات المتحدة إلا بتكاليف النقل فقط. ولكني أعتقد، كما سأبينه أدناه، بوجود سبب إضافي أساس يتعلق باختلاف معدلات كلفة الإنتاج في مصادر التجهيز المتعددة.

 

الأسعار الفعلية والأسعار “التوازنية” وتصدير الغاز الحجري

 

يفتـرض مقال Jensen أن السعر الفوري الذي يحدد للغاز الطبيعي في منطقة Henry-Hubفي الولايات المتحدة للعقود المستقبلية للغاز (المتداولة في سوق نيويورك، NYMEX) يمثل سعر “التوازن”. وهذه المنطقة هي مجمع توزيعي للغاز تقع في ولاية لويزيانا على مفترق منظومة لأنابيب الغاز الطبيعي تربط عدة ولايات. ومن خلال إضافة تكاليف النقل لسعر (Henry-Hub) إلى كل منطقة في العالم تم في المقال احتساب أسعار “توازنية” للغاز لهذه المناطق. ولقد تبين من الحساب أن الاسعار التوازنية المحتسبة لأوربا (عدا شمالها) وآسيا لا زالت تختلف عن الاسعار الفعلية فيها كما مبين في الجدول التالي:

 

أسعار الغاز الطبيعي المسال (LNG) 2012

 

دولار/مليون وحدة حرارية بريطانية

 

 

المصدر: الأرقام  مستقاة من رسم بياني ورد في Jensen (2013).

 

إن النتيجة المستخلصة في مقال Jensen، باستخدام أرقام الجدول، هي أن الفرق بين السعر الفعلي والسعر “التوازني” الذي يمثل (أي الفرق) “علاوة”، Premium، أو “ريع” لا بد أن يدفع المشتري إلى تجنب دفع العلاوة/الريع من خلال الاستيراد من مصادر التجهيز الأرخص وخاصة الولايات المتحدة. وبهذا قد يدفع ذلك اليابان لسد حاجاتها الإضافية المتوقعة من خلال استيراد الغاز الحجري من الولايات المتحدة. وهذا استنتاج منطقي في حالة إمكانيته.

 

ولكني أعتقد بوجود مشكلة في تحديد السعر التوازني خارج الولايات المتحدة في مقال Jensen. إن السعر التوازني كما يحدد في المقال بسعر Henry-Hubزائداً تكاليف النقل يقوم ضمناً على افتراض حالة من المنافسة التامة في صناعة غير استخراجية.[1] ففي مثل هذه الصناعة يؤدي التنافس في الأمد المتوسط/الطويل إلى إزالة أي علاوة/ريع من خلال استبقاء المنشآت الأكفأ ذات الكلف المتقاربة وخروج المنشآت الأقل كفاءة ذات الكلف الأعلى. ولكن في صناعة استخراجية كالنفط تبين من العقود الزمنية المنصرمة أنه، بالرغم من التقدم التكنولوجي، لم يكن بالإمكان إزالة الفروق في هيكل كلف الحقول والمناطق المنتجة اللازمة لإشباع الطلب حتى في المدى المتوسط/الطويل. هذا بالإضافة إلى أنه بوجود العامل الاحتكاري النابع من محاولات الأوبك لتنظيم الإنتاج (منتج متبقي تجاه المنتجين العديدين الآخرين)، فأن السوق النفطية غير تامة التنافسية.[2] والنقاط التالية يمكن أن تثار في هذا المجال:

 

(1)   في سوق النفط/الغاز فإن السعر التوازني، أي الذي يقرره توازن العرض والطلب في المدى المتوسط/الطويل، لا يمكن أن يقل عن أرضية تساوي معدل الكلفة (average cost) في الحقل/المنطقة الحدية (أي أعلى الحقول/المناطق المنتجة كلفة) التي يحتاجها إشباع الطلب، بما فيه المضاربي (زائداً تكاليف النقل). ومعدل كلفة الحقل/المنطقة الحدية يمثل الكلفة الحديـة (marginal cost) للعرض (اي للصناعة ككل). على سبيل المثال، فإن أرضية السعر التوازني في سوق النفط لا يحددها معدل الكلفة المنخفض للإنتاج في الشرق الأوسط وإنما معدل كلفة الإنتاج في الحقول المنتجة الأعلى كلفة (النفط من المناطق البحرية، النفط الرملي، النفط الحجري، الخ)، بالذات أعلى معدل كلفة. لذلك فإن العلاوة/الريع الذي تحصل عليه نفوط الشرق الأوسط أكبر من ذلك الذي تحصل عليه المناطق البحرية، وهذه، بدورها، أكبر من الحقول الأعلى كلفة، وهكذا، إلى أن نصل إلى حقل/منطقة (ذات أعلى معدل كلفة يحتاجها الطلب) قد لا تحصل على علاوة/ريع إذا كان السعر أعلى من معدل الكلفة فيها بالعائد الاعتيادي فقط.

 

(2)   وبنفس القرائن يمكن النقاش بتواجد الريع في تسعير الغاز.[3] لذلك حتى في سوق دولية للغاز، مشابهة لسوق النفط، فإن العلاوة/الريع لا يختفي وذلك بسبب اختلاف معدل كلف الحقول المنتجة التي يحتاجها السوق لإشباع الطلب. ومما يدلل على هذا الأمر ان العلاوة/الريع لمنتجي الغاز تواجد قبل 2005 (السنة التي بدأ فيها إنتاج الغاز الحجري بالتزايد ومن ثم التسعير الفوري للغاز في الولايات المتحدة) وبعدها، ولم تقود المتاجرة بين المناطق إلى اختفاءه كما تفترض حسابات وتسبيب Jensen.[4] ومع ذلك تبقى حالة شمال أوربا، التي تختفي فيها العلاوة/الريع حسب حسابات Jensen، بحاجة إلى تفسير.

 

(3)  إن استمرار أسلوب التعاقد قد لا يفسره فقط عدم توفر آلية أخرى للتسعير (فالتسعير الفوري للغاز الطبيعي المسال متوفر في اليابان/كوريا الجنوبية) أو عدم توفر مصدر رخيص للتجهيز (بسبب ارتفاع تكاليف النقل) وإنما أيضاً مسألة الاستقرار التي توفرها العقود في تجهيز مضمون طويل الأمد. هذا إضافة إلى أن عقود النفط في اليابان (وغيرها من الأسواق الآسيوية) فيها آلية لتخفيف أثر تصاعد أسعار النفط على أسعار الغاز. ففي المعادلة الخطية المستخدمة في اليابان يرتبط سعر الغاز بسلة (كوكتيل) من النفوط بميل وحد ثابت. ويجري تعديل الميل و/أو الثابت لتخفيف الأثر.  

 

(4)  إن زيادة الطلب على الغاز الحجري الأمريكي من باقي مناطق العالم، في حالة وجود كميات كبيرة منه، ربما ستقود إلى زيادة أسعاره أكثر مما تقود إلى انخفاض أسعار الغاز في باقي مناطق العالم. هذا إلا إذا كان الإنتاج من الضخامة وكلفة الإنتاج من الانخفاض بحيث تتوقف المصادر عالية الكلفة عن الإنتاج، في المناطق الأخرى، ويصبح معدل كلفة إنتاج الغاز الحجري (وكلف تسييله ونقله، الخ) هي الأرضية للسعر التوازني. وهذه مسألة غير متوقعة بمنظور الحاضر. أنظر:Merklein (2013), Helman (2013).

 

درس مستخلص وتبعاته لتوجه التصدير في العراق

 

إن الدرس الذي يمكن أن يستخلص من المقال، ومن مصادر أخرى، هو أن تغير هيكل الأسواق والتسعير فيها لا يحدث بسرعة حتى لو توفرت مصادر رخيصة للغاز/النفط. إذ لابد من حصول مجموعتين من التغييرات الجوهرية لحدوث ذلك:

 

·       توفر الغاز الرخيص بكميات كافية يمكن نقلها الى المناطق المختلفة بحيث تنتفي الحاجة إلى مصادر عالية الكلفة.

 

·       تغير البنية الأساسية/المؤسسية وحصول التقدم التكنولوجي الذي يسهل النقل ويخفض كلفه وإتاحته في الاسواق/المناطق المختلفة.

 

وفي ضوء عدم اليقين من الحجم الذي سيبلغه إنتاج الغاز الحجري مستقبلاً، خاصة في الولايات المتحدة (Merklein, 2013, Helman, 2013) فإن من غير المتوقع أن ينمو إنتاجه في العقدين القادمين بحيث يقود إلى تغيير هيكل السوق بشكل جوهري وانخفاض الأسعار بشكل كبير. لذلك يُرجَح، من منظور الحاضر، استمرار هيكلية العقود طويلة الأجل وأسعارها المرتبطة بالنفط/المنتجات النفطية خلال العقد أو العقدين القادمين في السوق الآسيوية وأغلب الأسواق الأوربية.

 

ومع ذلك فإن العراق وهو سيقوم بالتصدير مستقبلاً ينبغي أن يتحوط لاحتمال تغير هيكل سوق الغاز عما هو متوقع من منظور الحاضر، خاصة وأنه قد يحتاج إلى الدخول في عقود تصدير (بالرغم مما يبدو عليه الأمر الآن من قيام العراق بتوقيع عقد استيراد مع إيران). لذلك من المناسب أن يتبع سياسة متوازنة تقوم على ما يلي:

 

(أ) عدم الدخول في عقود تصدير لا يمكن الإيفاء بها مستقبلاً، باحتمال عال، من ناحية الحجم أو التاريخ. على سبيل المثال، تتوقـع الاستراتيجيـة الوطنيـة المتكاملـة للطـاقة، INES، (MEES, 2013)أن يتمكن العراق من استغلال فائض الغاز المنتج عن الحاجة المحلية (بدلاً من حرقه) بما في ذلك التصدير، بحلول 2015. غير أن قيام العراق بالتوقيع على عقد لشراء الغاز من إيران لفترة أربع سنوات (على ما ورد في وسائل الإعلام:IOR, 2013) يفترض ضمناً عدم إمكانية تنفيذ ما ورد في الاستراتيجية الوطنية من استكمال لحد أدنى من البنى الأساسية/المؤسسية تتيح استغلال الغاز الفائض (بما في ذلك التصدير) بدلاً من حرقه بحلول 2015.

 

(ب) أتباع تسعير محلي لا يؤدي إلى التبذير في الاستهلاك لدرجة تقود إلى المبالغة في استهلاك محلي قد يقضي على الفائض التصديري مستقبلاً (“الحالة المصرية“، أنظر: Aissaoui, 2013).

 

(ج) دراسة الآثار المحتملة للمصادر المنافسة للغاز العراقي في السوق الدولية نتيجة لتوفر الغاز في المستقبل من مشاريع تصديرية ممكنة في الولايات المتحدة واستراليا وكندا وأفريقيا، الخ.

*) باحث وكاتب إقتصادي

 

المصــادر

 

Adelman, M, De Silva, H, Koehn, M (1990) ‘User Cost in Oil Production’, MIT CEPR Working Paper, No. 90-020WP, October.

 

Aissaoui, A. (2013) ‘Algeria’s Natural Gas Policy: Beware of the Egypt Syndrome’, MEES, 12 July.

 

Energy Information Administration, EIA (2013) Annual Energy Outlook 2013 with Projections to 2040, April 2013.

 

Helman, C. (2013) ‘Why America’s Shale Oil Boom Could End Sooner Than You Think’, Forbs, June 13.

 

Iraq Oil Report, IOR (2013) ‘Iraq Inks Gas Supply Deal with Iran’, 23 July.

 

Jensen, J. (2013) ‘Export of Shale Gas: Perspective from Japan’, MEES, 22 July.

 

Merklein, H. (2013) ‘Shale Oil and Shale Gas’, MEES, 9 July.

 

Merza, A. (2012) ‘Pricing and Profitability in the Gas Deal of Southern Iraq: Preliminary Evaluation’, Energy & Geopolitical Risk, Volume 3, No. 9, October.

 

Middle East Economic Survey, MEES (2013), ‘Document – Iraq’s Integrated National Energy Strategy’, 17 June.

 

merza.ali@gmail.com, July 2013.

 

 


/* Style Definitions */
table.MsoNormalTable
{mso-style-name:”Normale Tabelle”;
mso-tstyle-rowband-size:0;
mso-tstyle-colband-size:0;
mso-style-noshow:yes;
mso-style-priority:99;
mso-style-parent:””;
mso-padding-alt:0cm 5.4pt 0cm 5.4pt;
mso-para-margin-top:0cm;
mso-para-margin-right:0cm;
mso-para-margin-bottom:10.0pt;
mso-para-margin-left:0cm;
line-height:115%;
mso-pagination:widow-orphan;
font-size:11.0pt;
font-family:”Calibri”,”sans-serif”;
mso-ascii-font-family:Calibri;
mso-ascii-theme-font:minor-latin;
mso-hansi-font-family:Calibri;
mso-hansi-theme-font:minor-latin;
mso-bidi-font-family:Arial;
mso-bidi-theme-font:minor-bidi;
mso-ansi-language:EN-CA;
mso-fareast-language:EN-US;}