روسیه در استراتژی انرژی‌زایی جدید خود باید ایران را نیز در نظر بگیرد

ایران همیشه جایگاه مهمی در استراتژی تجاری ـ اقتصادی و سیاسی شوروی داشته است. با فروپاشی اتحاد جماهیر شوروی، اهمیت این کشور شرقی نزدیک (که در حال حاضر با روسیه مستقیماً همسایه نیست) نه تنها کم نشد، بلکه جنبه‌های جدیدی از همکاری نیز به وجود آمد. ایران با داشتن مرزهای خشکی و آبی با جمهوری‌های جنوبی شوروی سابق در واقع ارتباط این مناطق را با جهان خارج برقرار می‌کند.
در زمینه سیاست مستقل کردن نفت و گاز که کشورهای جدید حوزه دریای خزر با تمام توان برای رسیدن بدان تلاش می‌کنند، فاکتور همجواری این کشورها مشکلات جدی‌ای را برای روسیه پیش آورده است. تلاش روسیه در جهت حفظ اهمیت خود به عنوان عنصر راهنمای حامل‌های انرژی دریای خزر به بازار جهانی با حس رقابت از طرف ترکیه و ایران مواجه می‌شود.
هرچند متناقض، ولی دولت آمریکا با تصویب سال به سال سیاست منزوی‌سازی ایران در واقع آب به آسیاب روسیه می‌ریزد و به حفظ وضع حقوقی روسیه در مورد کریدور حمل‌ونقل مواد اولیه ئیدورکربن‌دار از جمهوری‌های حوزه دریای خزر کمک می‌کند. اما زمان اجرای طرح داماتو که ترانزیت از طریق ایران را ممنوع می‌سازد در اوت 2001 سر می‌آید و این که آیا این طرح تمدید خواهد شد؟!، سؤال مهمی است که بسیاری از تحلیلگران مایلند به آن جواب منفی دهند. بعضی از نشانه‌های نرمش در سیاست فرمان کلینتون، به عنوان مثال برداشتن تهدیدات در خصوص مجازات شرکت‌های غیر آمریکایی شرکت‌کننده در پروژه‌های ایرانی حاکی از این مسأله است.
در مورد این موضوع در اجلاس آوریل گذشته سران اروپا ـ آسیا، در آلماتی صحبت شد. به عنوان مثال جولیا نانای مدیر شرکت آمریکایی «Petroleum Finance Company» اعلام داشت که به زودی در مجازات‌های اعمال شده بر ایران تخفیفی حاصل خواهد شد. طبق گفته‌های وی، در حال حاضر بعضی از مجازات‌ها در خصوص مسائل تجاری از قبیل خاویار و فروش ایران کاسته شده است.
اصلاحگران ایران که در انتخابات پارلمانی اخیر در کشور پیروزی چشمگیری را به دست آورده و علاقمند به توسعه روابط با جهان غرب هستند، می‌توانند به این مسأله کمک کنند.
رفع منع ترانزیت از طریق ایران می‌تواند برای روسیه گران تمام شود. قابلیت رقابت پروژه‌های حمل‌ونقل از طریق خاک روسیه کاهش خواهد یافت و به دلیل تلاش جمهوری‌های شوروی سابق برای فاصله گرفتن از مسکو، به نفوذ روسیه در منطقه لطمه بزرگی خواهد خورد. احتمالاً برای همین است که در سال‌های اخیر مذاکرات میان شرکت‌های ایران و روسیه در زمینه توسعه مجموعه نفت و گاز ایران به طور چشمگیری افزایش یافته است. همکاری‌های دو کشور براساس تصمیم‌گیری‌های انجام شده، توسط کمیسیون دائمی ایران و روسیه در زمینه همکاری‌های تجاری ـ اقتصادی در مارس 1998 در تهران، پایه‌گذاری می‌گردد. در این برنامه شرکت‌هایی همچون «گازپروم»، «UKOS» ،«Lukoil»، «زاروبژنفت» و غیره از طرف روسیه شرکت می‌کنند.
نفت و گاز ایران
یکی از برتری‌های ایران به عنوان منطقه ترانزیتی برای جمهوری‌های حوزه دریای خزر در بازار جهانی مثلاً در مقایسه با ترکیه این است که ایران دارای حامل‌های انرژی ویژه‌ای است که امکان انعقاد قراردادها در زمینه کفالت را برای آن میسر می‌سازد و برای انجام آنها نیازی به ایجاد کارهای وسیع زیربنایی نیست و بخاطر همین این قراردادها باصرفه‌اند و به سرعت عملی می‌گردند.
ایران یکی از بزرگترین استخراج‌کنندگان و صادرکنندگان نفت در دنیا است و ذخایر نفت آن تقریباً 9 درصد نفت جهان است، قسمت اعظم این ذخایر در استان خوزستان یعنی در جنوب‌غربی کشور و در منطقه خلیج‌فارس متمرکز شده است. بیش از نیمی از 40 معدن نفتی در حال استخراج هر کدام دارای حداقل 140 میلیون تن ذخیره نفتی هستند، که بیشترین سهم را معادن نفتی اهواز، مارون، گچساران، آغاجاری و بی‌بی‌ حکیمه دارا است. به عبارتی تقریباً 70 درصد تولیدات نفتی کشور را تأمین می‌نمایند. ایران از نظر استخراج نفت، دومین جایگاه را در اوپک بعد از عربستان سعودی دارد. در حال حاضر سالانه بیش از 170 میلیون تن نفت خام در این کشور استخراج می‌گردد.
در اصل این نفتی است که از خشکی واقع در جنوب‌غربی کشور و در منطقه خلیج‌فارس به دست می‌آید. در سال 1999، از هشت حوزه نفتی موجود در آب‌های ساحلی تقریباً 30 میلیون تن نفت استخراج شده است. تقریباً یک سوم نفت استخراج شده صرف نیازهای داخلی می‌گردد و مابقی صادر می‌شود. ژاپن بزرگترین مصرف‌کننده نفت ایران به شمار می‌آید. از نظر ذخایر گازی ایران جایگاه دوم را بعد از روسیه در جهان دارد که در اصل این گاز آزاد است. بزرگترین معادن گازی در آب‌های ساحلی خلیج فارس (پارس جنوبی، پارس شمالی و کنگان) و در استان خراسان واقع است.
هم‌اکنون طبق گزارشهای واصله، شرکت ملی نفت ایران در جنوب کشور اقدام به گشایش یک منبع جدید و بزرگ گاز به نام تابناک با ذخیره 45/0 تریلیون مترمکعب گاز و 30 میلیون تن میعانات گازی نموده است. تا قبل از سال‌های 1980، در کشور عمدتاً گازهای ضمنی از معادن نفتی که ذخایر آنها در حال حاضر تقریباً 5/3 میلیارد مترمکعب برآورد می‌شود، استخراج می‌شد، که حجم قابل توجهی از آن در طبقات زمین هدر می‌رفت و یا به صورت مشعل می‌سوخت. فقط در سال 1983، شرکت ملی گاز ایران، اولین معدن گاز آزاد (گاوارزین) را در جزیره قشم به بهره‌برداری رساند.
در سال‌های اخیر استخراج از معادن سانگیران، سارکخون، مازدورن، آکار ـ دالان و... آغاز شده است. در حال حاضر استخراج گاز به عنوان یک فرآورده، تقریباً 50 میلیارد مترمکعب در سال برآورد می‌شود و وزن آن در موازنه انرژی کشور از 29 درصد در سال 1989 و 15 درصد در سال 1979 به 37 درصد رسیده است. تقریباً نیمی از گاز مصرفی در ایران در نیروگاه‌ا به مصرف می‌رسد و بیش از 30 درصد آن در بخش شهری و خانگی و مابقی در صنایع پتروشیمی، کودسازی و غیره مورد استفاده قرار می‌گیرد.
پروژه‌های سرمایه‌گذاری
صادرات نفت که به عنوان مهمترین منبع درآمد ایران به شمار می‌آید، 90 درصد دریافتی‌های ارزی حاصل از معاملات تجارت خارجی این کشور را تشکیل می‌دهد. اما رشته استخراج نفت به علت کمبود سرمایه‌گذاری‌ها در این زمینه، دچار مشکلاتی است. به علت عدم منابع دیگر برای تأمین اعتبارات در کشور، رقابت‌های شدیدی برای دستیابی به دلارهای نفتی انجام می‌گیرد.
بخش اعظم درآمدهای نفتی صرف تأمین مواد غذایی مردم، یارانه در بخش‌های کشاورزی و صنعت و همچنین مسائل دفاعی کشور می‌گردد، در نتیجه عدم سرمایه‌گذاری، توان استخراج از سطح پیک، در سال 1979، 9/0 میلیون تن در شبانه‌روز به 5/0 میلیون تن در حال حاضر پایین آمده است. اکثریت معادن وارد مرحله کاهش طبیعی استخراج شده‌اند. بدون به کار بستن پروژه‌های روش‌های ثانویه استخراج و اجرای برنامه‌های بسیار گسترده و جامع عملیات حفاری، کاهش عمومی تولید نفت در کشور اجتناب‌ناپذیر است.
دولت تصمیم دارد که استخراج نفت را تا سال 2010 تا 7 میلیون بشکه در روز یعنی تا دو برابر افزایش دهد که براساس یکسری از ارزیابی‌ها، برای این مقدار استخراج، 30 میلیارد دلار سرمایه‌گذاری نیاز است. عدم منابع مالی در چنین وسعتی دولت را مجبور ساخته که از انحصاری ساختن مطلق کشور در تمام زمینه‌های تجارت نفت و گاز بپرهیزد و به سرمایه‌های خصوصی رو آورد. فهم ضرورت به کار گرفتن تکنولوژی‌های پیشرفته جدید در این رشته به عنوان فاکتور مضاعف می‌باشد. اولین قرارداد برای کار در بخش Upstream در سال 1995 با شرکت فرانسوی Total برای طراحی سازه‌های Siri در خلیج‌فارس منعقد شد. سپس در سال 1998، 43 حوزه در خشکی و آب‌های ساحلی به مناقصه گذارده شد.
در نتیجه امروزه ایرانیان با ده شرکت خارج قراردادهایی را جهت استخراج هفت حوزه نفتی (که 6تای آنها در آب‌های ساحلی است) منعقد ساخته و در مورد چهار حوزه نفتی در خشکی هم‌اکنون در حال مذاکره است. اکثریت این شرکت‌ها عبارتند از: شرکت‌های اروپایی «گاز پروم»، TotalFina، ELF، Shell، Bpamoco، Lasmo، ENI و غیره و همچنین شرکت مالزیایی Petronas. اجرای تمام یازده قرارداد موجب افزایش توان تولیدی استخراج کشور تا 9/1 ـ 8/1 میلیون بشکه در روز تا سال 2006 خواهد شد و مسلم است که ایران برای دستیابی به هدف 7 میلیون بشکه در روز، نیازمند به انعقاد قراردادهای جدید است.
در وهله اول مناطق احتمالی نفت‌خیز جدید در حوزه‌های نفتی مشخص شده و حوزه‌های نفتی جدید به عنوان هدف‌های آنها است. به عنوان نمونه می‌توان از حوزه نفتی بزرگ آزادگان که سال گذشته در نزدیکی مرز با عراق گشایش یافته، نام برد. ذخایر ژئولوژی حوزه یک چاه اکتشافی اصولاً، 5/3 میلیارد تن برآورد شده است. دو حوزه نفتی واقع در خشکی با مجموع ذخایر تقریباً 15 میلیون تن در منطقه گناوه کشف شده است. وجود مناطق احتمالی نفت‌خیز جدید در حوزه‌های بی‌بی‌ حکیمه و گچساران پیدا شده است.
شرکت ملی نفت ایران قصد دارد شرکت‌های خصوصی ملی و دفاعی را جهت کارهای تجسسی و اکتشافی به کار گیرد. از جمله شرکت‌های Shell و Lasmo توافقنامه‌ای را در خصوص کارهای اکتشافی در دو بلوک آب‌های ساحلی دریای خزر منعقد کرده‌اند. براساس این توافقنامه، این شرکت‌ها باید ظرف 12 ماه آینده طبق اصل قرارداد «بای ـ بک» آمادگی خود را اعلام دارند. علاوه بر این دو شرکت فوق در زمینه توسعه فعالیت جهت پیوستن به دو بلوک دیگر در آینده حق تقدم دارند.
قرارداد تجسسی ـ اکتشافی Shell و ـ Lasmo اولین کار در زمینه حضور شرکت‌های خاص در آب‌های ساحلی ایران در دریای خزر است. اما طبق گزارشهای اخیر، شرکت ملی نفت ایران آماده است یک مناقصه بین‌المللی جهت قسمت‌های آب‌های ساحلی دریای خزر که جمعا 2Km 100 در منطقه مرز آبی با آذربایجان است، ترتیب دهد. همچنین انجام یکسری مناقصات در آب‌های ساحلی خلیج‌فارس نیز پیش‌بینی می‌شود.
در آینده نزدیک، انتظار اعلام برگزاری یک مناقصه در زمینه 10 حوزه نفتی بزرگ واقع در خشکی، می‌رود. حوزه نفتی بنگستان که استخراج آن نیازمند به 2 میلیارد دلار سرمایه‌گذاری است و حوزه نفتی دار خوین در نزدیکی مرز ایران با عراق بیشترین علاقه را در بین شرکت‌کنندگان بالقوه داراست. اما جای ندادن حوزه نفتی آزادگان در مناقصات بین‌المللی که در حال حاضر بزرگترین حوزه دو کشور در 35 سال اخیر است، موجب دلسردی زیادی در بین شرکت‌های خارجی شده است.
قرارداد «بای ـ بک» طبق نظرات ایران
تمام قراردادها با شرکت‌های خارجی در زمینه Upstream طبق فرمول واحد «بای ـ بک» منعقد می‌شود.
قرارداد «بای ـ بک» یک نوع قرارداد خدماتی است که در مواقع اضطراری پیش می‌آید و مطابق با قانون اساسی آن کشور است. بعد از انقلاب 1979 (1357)، قانون اساسی ایران فوراً هرگونه مالکیت شرکت‌های خارجی را بر منابع طبیعی کشور ممنوع کرد. برای اولین بار «بای ـ بک» در سال 1995 در زمان انعقاد قرارداد با Total برای استخراج حوزه نفتی Siri به کار گرفته شد. اصل این حالت از قرارداد به این صورت است که وزارت نفت یا شرکت ملی نفت و گاز ایران، یک شرکت خارجی و یا یک گروه از شرکت‌ها را برای انجام حجم لازم کارهای اکتشافی و عملیاتی در حوزه‌های نفتی به کار می‌گیرد.
شرکت ملی نفت ایران باید از جانب خود حق‌الزحمه‌ای را به میزان تورم از پیش تعیین شده سود سرمایه‌گذاری که معمولاً 15-18 درصد برآورد می‌شود، به شرکت خارجی بپردازد. این پرداخت‌ها طبیعتاً بلافاصله بعد از شروع استخراج صنعتی مواد خام انجام می‌گیرد. مدت زمان اجرای قرارداد معمولاً 5 تا 7 سال است یعنی به مراتب کمتر از قراردادهای سنتی در زمینه Upstream است.
در نتیجه کارهای تحقیقاتی به محض این که یک ذخیره نفتی کشف می‌شود، قرارداد قبلی «بای ـ بک» به عمل خود خاتمه می‌دهد. در این مرحله، شرکت خارجی حق انتخاب دارد:
یا باید تمام مخارج کارهای تحقیقاتی را به اضافه حق‌الزحمه از پیش تعیین شده دریافت کند و یا مذاکرات در مورد انعقاد قرارداد جدید در زمینه استخراج این حوزه نفتی را آغاز کند.
علاوه بر تأمین اعتبار کامل و انجام تمام کارها (در ضمن می‌توان از شرکت دیگری برای اجرای بخشی از کارها که برای آن شرکت پیمانکار مناقصه برگزار کرده، استفاده کرد) شرکت خارجی موظف است، تعداد معینی از ایرانی‌ها را به کار گیرد و حتی‌المقدور از مواد و تجهیزات ایرانی استفاده کند. یکی از ویژگی‌های خوب این قرارداد این است که شرکت خارجی عیناً و صادقانه میزان ذخایر کشف شده را ارزیابی می‌کند، زیرا از آنجایی که او حق ثبت آنها را در فهرست مالکیت خود ندارد، در نتیجه فکر زیاد ارزیابی کردن آن را نیز نمی‌کند.
نرم تثبیت شده سود، طبیعتاً نظر شرکت‌های خارجی را جلب می‌نماید، ولی برای صاحب حوزه‌های نفتی ایران این شرط دارای نواقصی است. این مسأله، شرکت را تشویق به استفاده از تکنولوژی‌های جدید برای افزایش استخراج نفت بیشتر، کشف ذخایر دیگر، صرفه‌جویی در اعتبارات سپرده و غیره نمی‌کند.
یکنواختی شرایط موجود در این نوع قرارداد به عنوان مستندترین ضعف اصل «بای ـ بک» است. این نوع قرارداد طرفین را در یک چنین چهارچوب سختی قرار می‌دهد که در صورت تغییر شرایط، کمترین فضایی برای مانور باقی نمی‌ماند. دومین ضعف موجود، کوتاه‌ بودن قرارداد است. که زمانی نمی‌برد و انگیزه‌ای به عنوان مثال برای به کارگیری اقدامات در زمینه طول عمر حوزه نفتی یا به‌ کارگیری پیشرفته‌ترین تکنولوژی ایجاد نمی‌کند. طبق یک نظریه کلی، فعالیت شرکت‌های خارجی به طور قابل توجهی افزایش می‌یابد اگر قرارداد «بای ـ بک» از انعطاف بیشتری برخوردار شود.
حضور شرکت‌های روسی
پروژه بهره‌برداری از گاز و میعانات گازی حوزه پارس جنوبی در آب‌های ساحلی خلیج‌فارس به عنوان بزرگترین پروژه‌ای است که با حضور شرکت‌های خارجی و با بکارگیری اعتبارات خارجی در شرایط «بای ـ بک» انجام می‌گیرد. حضور شرکت‌های روسیه در مجموعه نفت و گاز ایران عملاً با حضور شرکت «گاز پروم» در این پروژه محدود می‌گردد.
این حوزه در سال 1998 کشف گردیده و طبق آخرین ارزیابی‌ها، ذخایر این منبع، 12 تریلیون مترمکعب گاز و 350 میلیون تن کندنسات برآورد می‌شود. در حقیقت این حوزه، ادامه حوزه عظیم گازی شمال قطر در خاک ایران است. بهره‌برداری از این منبع شامل 10 فاز می‌شود که هر یک از آنه به عنوان یک پروژه مستقل است. اجرای اولین فاز، توسط شرکت ایرانی پتروپارس و بدون حضور شرکت‌های خارجی انجام می‌پذیرد، این پروژه بیش از 20 درصد از برنامه زمان‌بندی شده خود عقب مانده و حداقل تا مارس 2002 ادامه دارد. میزان استخراج قابل انتظار در فاز اول، 10 میلیارد 3m گاز و 7/1 میلیون تن کندنسات در سال است.
کنسرسیومی مرکب از شرکت‌های (04%) Total، پتروناس (%30) و گاز پروم (%30) طی یک قرارداد دو میلیارد دلاری منعقد شده در سال 1997، به عنوان مجری فاز دوم و سوم محسوب می‌شوند. کارهای مطابق با جدول زمان‌بندی شده پیش‌ می‌رود و تاکنون 15 درصد کار، انجام پذیرفته است. استخراج باید در ژوئن 2001 طبق فاز 2 و در اکتبر همان سال طبق فاز 3 آغاز شود. میزان عمل استخراج هر فاز، 10 میلیارد 3m و 8/1 میلیون تن کندنسات در سال برآورد می‌شود.
به گزارش منابع ایرانی، هم‌اکنون مذاکراتی در خصوص انعقاد قراردادهای بهره‌برداری از 5 فاز بعدی این منبع در حال انجام است. شرکت‌های BHP ،BP Amoco ،TotalFina ،GazdeFrance ،Gas ،British ،Shell و همچنین «گازپروم» و Agip جزو مدعیان این طرح به شمار می‌روند و هنوز مشخص نشده کدام شرکت ارجح است. ولی امید می‌رود که شرکت روسی جزو منتخبان باشد، زیرا اخیراً طرف ایرانی از کار کنسرسیومی که گاز پروم در آن عضو است و مجری فازی 2 و 3 این پروژه است، ابراز رضایت نموده است.
شرکت‌کنندگان کنسرسیوم در حال حاضر موفق شده‌اند نه تنها طبق برنامه زمان‌بندی شده کار، پیش بروند، بلکه عمدتاً به خاطر استفاده از تجهیزات و نیروی کار محلی موفق به کاهش مخارج عملی از دو میلیارد دلار اولیه به 6/1 میلیارد دلار شده‌اند.
در هر صورت باید منتظر توسعه حضور «گازپروم» در مجموعه نفت و گاز ایران شد. از ابتدای سال 1997، این شرکت روسی نزدیک به 20 یادداشت تفاهم و توافقنامه با وزارت نفت ایران به امضاء رسانده که توسعه زیربنای نفت و گاز از جمله آنها محسوب می‌شود.
احتمالاً، بزودی شرکت «LUKOYL» نیز در افق ایران نمایان خواهد شد. در واقع جای تعجب دارد که این شرکت (که به عنوان یکی از معدود شرکت‌های روسی است که پروژه‌های خارجی در فعالیت آن جایگاه ویژه‌ای را دارد) در میان لیست شرکت‌های منعقدکننده توافقنامه در خصوص یازده پروژه ایرانی نیست. اما در فوریه گذشته، واگیت آلگپیروف ـ ریاست این شرکت مذاکراتی را با وزیر نفت ایران انجام داد که در نتیجه آن سندی به امضاء رسید. در پی این سند، مراحل برقراری همکاری‌های با سود متقابل در زمینه استخراج و پالایش نفت تعیین شده است. طرف ایرانی بررسی چند پروژه استخراج نفت را در جنوب این کشور به شرکت روسی پیشنهاد نموده است.
رقیب جدید
در اجرای موفقیت‌آمیز پروژه‌های مناسب، استخراج گاز در ایران بعد از سال 2005 تا بیش از دو برابر افزایش می‌یابد و از 100 میلیارد مترمکعب در سال تجاوز می‌کند. بدین‌ترتیب در آینده نزدیک روسیه در زمینه صادرات گاز یک رقیب تازه پیدا می‌کند. طبق برآوردهای صورت گرفته توان صادرات ایران تا سال 2005 به 40 میلیارد مترمکعب می‌رسد. در اینجا باید به این نکته اشاره داشت که با وجود اینکه ایران در حال حاضر صادرکننده گاز نیست، اما در این رابطه تجارب مشخصی دارد.
در طول سال‌های 1970 تا 1999، گازهای مسیری منابع نفتی ایران به شوروی منتقل می‌شد. اولین خطوط لوله اصلی گاز سراسری ایران 1-TIMG- به طول KM 1100، حوزه نفتی آغاجاری، مارون و اهواز در استان خوزستان در جنوب ایران را به آستارا در مرز شوروی و دقیق‌تر در مرز آذربایجان متصل کرده است.
ظرفیت این خط لوله 16 میلیارد مترمکعب در سال برآورد می‌گردد. حداکثر حجم گازی که به شوروی منتقل می‌شد، 9 میلیارد مترمکعب بود و 6 تا 7 میلیارد مترمکعب در طول مسیر در شهرهایی همچون اصفهان، تهران، شیراز و غیره به مصارف محلی می‌رسید.
از آنجایی که گمان می‌رفت، فروش گاز به شوروی افزایش یابد، در نتیجه ساخت دومین خط لوله گاز سراسری ایران 2-TIMG که موازی با خط لوله اول بود، آغاز شد و پروژه‌هایی در خصوص صادرات گاز طبیعی مایع تدوین گردید. اما بعدها، سیاست کشور در این خصوص تغییر کرد و به سمت کاهش صادرات و افزایش مصرف در داخل کشور پیش رفت.
در سال‌های 1990، ایران مجدداً علاقمند به صدور گاز شد. بخصوص زمانی که ایده ایجاد کریدور گازی قدرتمند ترکمنستان ـ ایران ـ ترکیه تجلی یافت. در سال 1995، ایران قراردادهایی را در خصوص انتقال گاز به ترکیه تا سقف 110 میلیارد مترمکعب در سال، از طریق خط لوله تبریز ـ آنکارا که به طول KM1420 بود به امضا رساند. همچنین موافقت‌نامه‌ای را در زمینه ترانزیت 10 میلیارد مترمکعبی گاز ترکمنستان در سال امضا نمود. خط لوله ایران به طول 270 کیلومتر، تا مرز ترکیه عملاً موجود است و از سال 1998، انتقال گاز ترکمنستان از طریق خط لوله Korpeje-Kurtkui به ایران به ظرفیت تقریباً 8 میلیارد 3m در سال آغاز گردیده است. اجرای کامل این پروژه با ایجاد یک خط لوله به طول 1150 کیلومتر از مرز ایران تا آنکارا مرتبط است.
اخیراً ترکیه یک اعتباری را برای ایجاد این شاخه دریافت نموده است. با پایان ساخت خط لوله ترکیه که از مرز ایران تا آنکاراست و تا اواخر سال 2001 بطول می‌انجامد، کریدور حمل‌ونقل ترکمنستان ـ ایران ـ ترکیه تکمیل خواهد شد. به کمک این کریدور میزان قابل توجهی از گاز ایران و ترکمنستان به ترکیه و از آنجا به اروپا منتقل می‌گردد. به خاطر همین، واضح است که ایران با ناامیدی به پروژه لوله گاز سراسری دریای خزر بنگرد، زیرا این خط لوله صحنه رقابتی برای ایران در برابر انتقال گاز ترکمنستان به ترکیه پیش می‌آورد.
پروژه‌های دیگری که مستقیماً بر منافع روسیه تأثیر می‌گذارد، نیز وجود دارد:
توافق با ارمنستان در مورد انتقال 1 میلیارد مترمکعب گاز در سال و با آذربایجان (نخجوان) 5/0 میلیارد 3 mدر سال. ولی این پروژه‌ها کوچک است، دومین مسیر بالقوه، به صادرات بزرگ گاز ایران به هند مربوط می‌شود. رشد سریع تقاضای گاز در این کشور پرجمعیت در طول این سال‌ها به عنوان پایه مذاکرات متعدد میان دو کشور است. دو احتمال مورد بررسی قرار می‌گیرد: انتقال گاز از طریق خاک پاکستان و یا از طریق لوله‌گذاری زیر آب مستقیم به هند انجام خواهد شد. اما اکثریت تحلیلگران شانس اجرای این طرح را به دو دلیل: یکی عدم اطمینان سیاسی و دوم پیچیدگی فنی، پایین ارزیابی می‌کنند.
اما بازارهای نزدیک‌تری به عنوان مثال دبی، کویت و بحرین وجود دارد. طبق ارزیابی‌ها، تقاضا برای گاز وارداتی در این سه کشور به این صورت است: 10 تا 13 میلیارد 3 mدر سال تا سال 2002، 5/19 تا 5/23 میلیارد 3 mدر سال 2005 و 29 تا 32 میلیارد 3 mدر سال 2010.
اجرای انتقال گاز به کشورهایی که از نظر جغرافیایی و نژادی به ایران نزدیکند، از احتمال بالایی برخوردار است. ظاهراً توسعه چنین تحولاتی برای روسیه خوشنودکننده است. زیرا جریان قابل توجه گاز ایران از مسیر ترکیه ـ اروپا منحرف می‌گردد و به سمت کشورهایی پیش می‌رود که در آنها هنوز دعوی صادرات از روسیه شکل نگرفته است.
ترانزیت نفت
در آینده ایران می‌تواند نقش مهمی در انتقال نفت کشورهای آسیای میانه از طریق خاک خود در قالب معاملات تبادلی و مستقیم ایفا نماید. انتقال نفت آذربایجان، ترکمنستان و قزاقستان می‌تواند بوسیله بنادر ایران در سواحل دریای خزر به پالایشگاه‌های تهران و تبریز صورت پذیرد و در عوض حجم برابری از نفت ایران از بنادر خلیج‌فارس به بازار جهانی صادر گردد.
دکتر حبیبی ـ معاون اول رئیس‌جمهوری ایران، طی یک سخنرانی در اجلاس گذشته اوراسیا (آوریل ـ آلماتی) در مورد وجود تمام زیربناهای لازم در ایران اشاره کرد زیربناهایی مثل خط لوله‌ها، پالایشگاه‌ها، ترمینال‌های صادراتی که توان آنها در انتقال مواد خام ئیدروکربن‌دار بسیار بالا است. طول خطوط گاز در خاک ایران، 12 هزار کیلومتر و خطوط نفت 6 هزار کیلومتر است. در ایران، 9 پالایشگاه با توان کلی 840 هزار بشکه نفت در روز فعالیت می‌کند.
طبق ارزیابی پژوهشگاه انرژی‌زایی بین‌المللی ایران، از سال 2006، با استفاده از توان عملی موجود در خاک ایران، می‌توان نزدیک به 40 میلیون تن نفت در سال از آذربایجان، قزاقستان و ترکمنستان منتقل نمود. در حال حاضر ایران روی سه پروژه نفتی کار می‌کند: ساخت یک پالایشگاه در شمال کشور، حمل‌ونقل نفت دریای خزر به صورت کفالت و حمل‌ونقل مستقیم نفت از طریق ایران به خلیج‌فارس، ساخت پالایشگاهی که بندر نکای ایران در دریای خزر را به سیستم خط لوله نفت در خاک ایران متصل کند و بوسیله آن نفت آسیای میانه را به پالایشگاه‌های تهران و تبریز منتقل نماید، به عنوان مهمترین عامل توسعه حمل‌ونقل در حالت بررسی است.
در حال حاضر بزرگترین انتقال تبادلی (معاوضه‌ای نفت) از نظر حجم از قزاقستان (1 تا 5 میلیون تن در سال)، در خط لوله‌های قدیمی با توان اندک انجام می‌گیرد. هم‌اکنون مذاکراتی با شرکت‌های خارجی در مورد حضور آنها در ساخت شاخه‌ 390 کیلومتری با قیمت 347 تا 400 میلیون دلار به ظرفیت 5/18 میلیون تن نفت در سال در مرحله اول، و با افزایش حداکثر 39 میلیون تن در آینده در حال انجام است.
پیش‌بینی می‌شود، کنسرسیومی تأسیس گردد که در‌ آن علاوه بر شرکت‌های ایرانی دارنده واحدهای استخراج نفت در کشورهای آسیای میانه، شرکت نفت دولتی چین «SIRS» که در حال کار بر روی حوزه نفتی «اوزن» در غرب قزاقستان است و شرکت ملی نفت «دوبایا» که روی پروژه Dragon Oil در ترکمنستان فعالیت می‌نماید، نیز شرکت دارند. در مرحله اول پیش‌بینی می‌شد، نفت قزاقستان بوسیله تانکر از طریق دریای خزر به نکا منتقل شود که این در حجم اتفاق می‌افتاد.
در مرحله دوم ساخت خط لوله از قزاقستان به مرکز ایران از طریق ترکمنستان پیش‌بینی می‌شود که این خط لوله می‌تواند در آینده به سیستم خط لوله که از جنوب کشور کشیده شده است، متصل گردد. این پروژه انتقال نفت از شمال به جنوب ایران و همچنین بالعکس را ممکن می‌سازد. طول تقریبی خط لوله قزاقستان به ایران تقریباً 5/1 هزار کیلومتر است که تقریباً 700 کیلومتر آن در خاک قزاقستان، 240 کیلومتر در خاک ترکمنستان و نزدیک به 500 کیلومتر آن در خاک ایران قرار دارد. ظرفیت کلی این انتقال، 50 میلیون تن در سال و هزینه آن 2/1 میلیارد دلار برآورد می‌گردد.
آیا روسیه تلاشی برای رویارویی با این مسأله خواهد کرد، تا اینکه نفوذ خود را در آسیای میانه از دست ندهد و یا اینکه متوسل به این اصل حکیمانه می‌شود که «اگر نمی‌توان وضعیت را تغییر داد، پس باید از آن استفاده نمود» مسأله در این‌جاست.