نگاهی اجمالی به وضعیت ۳ زیرساخت مهم انرژی منطقه لویاتان، رأس‌لفان و رأس‌تنوره

زیرساخت‌های انرژی منطقه‌ای در تیررس

جوان آنلاین: جنگ‌طلبی رژیم تروریستی امریکا که سابقه‌ای به درازی تاریخ نکبت و کوتاه این رژیم دارد، این‌بار به همراه نیروی نیابتی‌اش یعنی رژیم منحوس و البته موقت صهیونیستی در میدان کشوری با بیش از ۷ هزار سال تاریخ و تمدن و البته مردمانی مقاوم و باهوش به چه کنم برخورده است و از این رو هر روز یک تهدید کاملاً خلاف اصول انسانی و اخلاقی و قواعد بین‌المللی می‌کنند، البته موارد یکم و دوم از انسان‌نما‌های حیوان صفت مورد انتظار نیست و مورد سوم نیز سال‌هاست عریان شده است و همگان می‌دانند که دنیا با قانون جنگل اداره می‌شود و اگر زور نداشتی باشی و اعمال نکنید کلاهت پس معرکه است از این جهت ایران اسلامی ما به خوبی می‌داند با حیوانات البته با احترام تمام به ساحت حیوانات که چنین موجودات شرور و دلیلی را با آنها مقایسه می‌کنیم، برخورد کند و از طرفی خوب می‌داند که تمرکز بالای ظرفیت تولید، فرآورش و صادرات انرژی در چند نقطه محدود منطقه ما سبب شده است اختلال در این مراکز، پیامد‌هایی فراتر از مرز‌های کشور میزبان داشته باشد و بازار جهانی انرژی و اقتصاد کلان جهانی را تحت تأثیر قرار دهد. از این رو در مطلب پیش‌رو یک بانک اطلاعاتی ساده، کمی و داده‌محور از زیرساخت‌های راهبردی انرژی منطقه تهیه شده است و ابتدا جایگاه فنی و اقتصادی زیرساخت، ظرفیت تولید یا صادرات، میزان تمرکز فعالیت‌ها و اهمیت آن در بازار منطقه‌ای و جهانی بررسی می‌شود و سپس پیامد‌های اقتصادی اختلال در سه سناریوی محدود، متوسط و گسترده ارزیابی خواهد شد. در گزارش شماره یک، ۳ زیرساخت مهم انرژی منطقه یعنی میدان گازی لویاتان در سرزمین‌های اشغالی، شهر صنعتی و هاب LNG رأس‌لفان قطر و مجموعه پالایشی و صادراتی رأس‌تنوره عربستان بررسی شده‌اند، این سه مرکز، هرکدام بخشی مهم از زنجیره گاز، نفت و صادرات انرژی منطقه را در خود متمرکز کرده‌اند و اختلال در عملکردشان می‌تواند آثار قابل‌توجهی بر درآمد کشور‌های میزبان و امنیت عرضه انرژی برجای بگذارد. 

زیرساخت شماره یک: میدان گازی لویاتان اسرائیل
میدان لویاتان در سال ۲۰۱۰ و در حدود ۱۳۰ کیلومتری غرب سواحل حیفا کشف شد. ذخیره قابل برداشت آن حدود ۹/۲۲ تریلیون فوت‌مکعب یا ۶۳۵ میلیارد مترمکعب برآورد شده است. تولید تجاری میدان از ۳۱ دسامبر ۲۰۱۹ آغاز شد. 
ساختار مالکیت میدان عبارت است از:

در مرحله نخست توسعه، ظرفیت اسمی لویاتان ۱۲ میلیارد مترمکعب در سال بود. پروژه خط جمع‌آوری سوم با هزینه نهایی حدود ۴۸۰ میلیون دلار در فوریه ۲۰۲۶ عملیاتی شد و حداکثر ظرفیت تولید را به حدود ۸/۱۵ میلیارد مترمکعب در سال رساند. در کنار آن، تصمیم نهایی سرمایه‌گذاری برای توسعه بزرگ‌تر میدان اتخاذ شده است. این پروژه با حدود ۴/۲ میلیارد دلار سرمایه‌گذاری، ظرفیت تولید را تا پایان دهه جاری به حدود ۲۱ میلیارد مترمکعب در سال افزایش خواهد داد. اگرچه در سه‌ماهه نخست ۲۰۲۶ تنها حدود ۱۶ درصد پیشرفت داشت. 

جایگاه لویاتان در اقتصاد انرژی اسرائیل
در سال ۲۰۲۴ اسرائیل مجموعاً ۳۸/۲۷ میلیارد مترمکعب گاز تولید کرد که سهم لویاتان از آن حدود ۲/۱۱ میلیارد مترمکعب بود. در همان سال، تولید برق اسرائیل به ۴/۸۰ تراوات‌ساعت رسید و ۷۲ درصد برق از گاز طبیعی تأمین شد. بااین‌حال، سهم ۴۱ درصدی لویاتان از تولید گاز نباید با سهم آن از مصرف برق اسرائیل یکسان فرض شود. از ۲/۱۱ میلیارد مترمکعب فروش میدان در سال ۲۰۲۴، تنها حدود ۵/۱ میلیارد مترمکعب در بازار داخلی اسرائیل مصرف شد و ۷/۹ میلیارد مترمکعب به مصر و اردن رفت. این الگو در سال ۲۰۲۵ نیز ادامه یافت:

مصر در دهه گذشته تلاش کرد با تکیه بر میدان ظهر به هاب گاز و LNG مدیترانه شرقی تبدیل شود، اما افت تولید داخلی از سال ۲۰۲۲، افزایش مصرف و مشکلات فنی میادین بالغ، این کشور را دوباره به واردکننده گاز تبدیل کرد. باتوجه به گزارش‌های منتشر شده، گاز اسرائیل در سال‌های اخیر حدود ۱۵ تا ۲۰ درصد مصرف مصر را تأمین کرده است. 
مزیت گاز لویاتان برای مصر، قیمت و دسترسی خط لوله‌ای آن است. در زمان امضای قرارداد جدید صادرات، هزینه متوسط LNG وارداتی حدود ۵/۱۳ دلار به‌ازای هر میلیون بی‌تی‌یو برآورد می‌شد، درحالی‌که قیمت گاز خط لوله‌ای اسرائیل نزدیک ۷۵/۷ دلار بود. این اختلاف به معنای آن است که جایگزینی هر یک میلیارد مترمکعب گاز لویاتان با LNG، در شرایط عادی حدود ۲۰۳ میلیون دلار هزینه اضافی برای مصر ایجاد می‌کند. این آسیب‌پذیری در ژوئن ۲۰۲۵ عملاً آزمایش شد. پس از تعطیلی نزدیک به دو هفته‌ای لویاتان و کاریش، کارخانه‌های کود شیمیایی مصر فعالیت خود را متوقف کردند و نیروگاه‌ها به مصرف بیشتر نفت‌کوره روی آوردند. 
در سال ۲۰۲۶ نیز جنگ منطقه‌ای هزینه واردات انرژی مصر را چند برابر کرد؛ به‌گونه‌ای که صورت‌حساب ماهانه واردات گاز این کشور در مقطعی به حدود
۶۵/۱ میلیارد دلار رسید. این یعنی هر اختلال تازه در لویاتان، در شرایط کنونی با بازاری مواجه می‌شود که ظرفیت جذب شوک آن از گذشته کمتر است. لویاتان از ۲۸ فوریه تا ۲ آوریل ۲۰۲۶ به‌مدت ۳۳ روز، بدون آنکه خسارت فیزیکی عمده‌ای گزارش شود، به‌دلایل امنیتی تعطیل بود. در نتیجه، فروش میدان در سه‌ماهه نخست ۲۰۲۶ به ۹/۱ میلیارد مترمکعب کاهش یافت، درحالی‌که در دوره مشابه سال قبل ۹/۲ میلیارد مترمکعب بود. اثر کاهش مقدار فروش بر درآمد نیومد حدود ۶/۷۵ میلیون دلار بود. با احتساب سهم ۳۴/۴۵ درصدی نیومد، می‌توان استنباط کرد اثر ناخالص کاهش فروش در مقیاس کل میدان حدود ۱۶۷ میلیون دلار بوده است. 

تحلیل و بررسی سناریو‌های اقتصادی خسارت لویاتان 
درصورتی که جنگ زیرساخت انرژی رخ دهد؛ آنگاه بانک اهداف زیرساختی ایران نیز در دستور کار قرار خواهد گرفت. به همین خاطر، مناسب است تصویری محاسباتی و احتمالی در سه سطح نسبت به خسارت وارده ارائه داد. در این گزارش، درصد خسارت به معنای کاهش پایدار ظرفیت قابل‌استفاده تولید است؛ ۹ درصد تخریب فیزیکی تأسیسات. 

مبتنی بر این مبنای محاسباتی، سه سناریو به صورت ذیل قابل طرح است:

 سناریوی نخست: خسارت ۱۰ درصدی
کاهش ۱۰ درصدی ظرفیت، روزانه حدود ۳/۴ میلیون مترمکعب از توان تولید میدان کم می‌کند. اسرائیل احتمالاً این افت را ابتدا از محل صادرات جبران خواهد کرد و بازار داخلی را در اولویت نگه می‌دارد. اثر مستقیم بر برق اسرائیل محدود خواهد بود، اما صادرات به مصر کاهش پیدا می‌کند و خریداران برای محموله‌های جایگزین وارد بازار LNG می‌شوند. اگر ترکیب فروش سال ۲۰۲۵ مبنا قرار گیرد، هزینه اضافی جایگزینی سهم مصر با LNG در این دوره حدود ۷ تا ۲۳ میلیون دلار خواهد بود. این سطح خسارت بیش از آنکه ساختار انرژی اسرائیل را تغییر دهد، کارکرد‌های هشداردهنده‌ای نظیر افزایش هزینه بیمه، تشدید نگرانی سرمایه‌گذاران و بازنگری در ارزیابی ریسک پروژه توسعه میدان دارد. 

 سناریوی دوم: خسارت ۳۰ درصدی
در این سناریو روزانه حدود ۱۳ میلیون مترمکعب ظرفیت تولید از دسترس خارج می‌شود. اگر اختلال بین دو تا شش ماه ادامه یابد، ۸/۰ تا ۳/۲ میلیارد مترمکعب گاز تولید نخواهد شد. 
در چنین شرایطی، کاهش صادرات دیگر با خرید چند محموله محدود LNG جبران نمی‌شود. مصر باید میان تأمین نیروگاه‌ها، صنایع کود و پتروشیمی و مصرف شهری اولویت‌بندی کند. با فرض سهم ۵۷ درصدی مصر از فروش لویاتان آن‌هم براساس قیمت‌های سال ۲۰۲۵، هزینه اضافی جایگزینی با LNG حدود ۹۰ تا ۲۷۱ میلیون دلار خواهد بود. در بازار ملتهب ۲۰۲۶ رقم واقعی می‌تواند بیشتر باشد. 
اردن نیز با فشار برای جایگزینی گاز با سوخت مایع یا واردات جایگزین مواجه می‌شود. در اسرائیل هنوز امکان حفظ بخش بزرگی از مصرف داخلی وجود دارد، اما حاشیه اطمینان شبکه کاهش می‌یابد و هر اختلال همزمان در تامار یا کاریش، مسئله را از بحران صادراتی به بحران داخلی تبدیل می‌کند. 

 سناریوی سوم: خروج بیش از ۵۰ درصد ظرفیت
برای محاسبه این سناریو، کاهش ۶۰ درصدی ظرفیت در نظر گرفته شده است. در این وضعیت، روزانه حدود ۲۶ میلیون مترمکعب ظرفیت تولید از مدار خارج می‌شود. تداوم شش تا ۱۸ ماهه می‌تواند بین ۷/۴ تا ۱۴ میلیارد مترمکعب گاز را از بازار حذف کند. 
این حجم تقریباً معادل نیمی تا بیش از کل فروش سالانه فعلی لویاتان است و زیان مستقیم فروش بین ۸۵۰ میلیون تا ۵۶/۲ میلیارد دلار برآورد می‌شود. هزینه تعمیر، افزایش هزینه تأمین مالی، دعاوی مشتریان و تأخیر پروژه توسعه ۴/۲ میلیارد دلاری نیز به این رقم افزوده خواهد شد. 
در این سطح، صادرات به مصر و اردن احتمالاً به‌شدت محدود می‌شود و حفظ بازار داخلی اسرائیل نیز بدون برداشت بیشتر از سایر میادین، بازگشت موقت به زغال‌سنگ یا سوخت مایع و مدیریت تقاضای برق دشوار خواهد بود. 
در مصر، هزینه اضافی جایگزینی سهم ازدست‌رفته با LNG، با قیمت‌های معمول، حدود ۵۴۰ میلیون تا ۶۲/۱ میلیارد دلار خواهد بود. اگر اختلال با تنش در تنگه هرمز، محدودیت عرضه قطر یا کمبود واحد‌های شناور واردات همزمان شود، ممکن است گاز جایگزین در حجم کافی نیز قابل تهیه نباشد. 
باید اذعان کرد که لویاتان به‌تنهایی آن‌قدر بزرگ نیست که تعطیلی آن الزاماً قیمت جهانی گاز را دگرگون کند. گاز این میدان عمدتاً از طریق خط لوله و در بازار منطقه‌ای مصرف می‌شود. بنابراین اثر اولیه بر تراز گاز مصر، اردن و اسرائیل ظاهر خواهد شد، اما زمانی که اختلال لویاتان با بحران‌های دیگر عرضه همزمان شود، اثر حاشیه‌ای آن بزرگ‌تر می‌شود. در مارس ۲۰۲۶، همزمان با گسترش جنگ منطقه‌ای، قیمت گاز TTF اروپا حدود ۴۰ درصد و شاخص LNG آسیایی JKM نزدیک ۳۹ درصد افزایش یافت. 
این جهش نتیجه کل بحران منطقه‌ای بود، نه صرفاً تعطیلی لویاتان، ولی نشان داد بازار LNG در شرایط کمبود، ظرفیت اندکی برای جذب شوک تازه دارد. 

 

جایگاه لویاتان در معادله بازدارندگی انرژی
اهمیت لویاتان برای یک سناریوی پاسخ متقابل، صرفاً در رقم تولید آن خلاصه نمی‌شود. این میدان چهار لایه هزینه ایجاد می‌کند. لایه اول، هزینه مستقیم برای اسرائیل از مسیر افت فروش، مالیات، حق امتیاز و سود شرکت‌هاست. لایه دوم، هزینه منطقه‌ای از مسیر انتقال فوری کمبود به مصر و اردن و افزایش هزینه برق، کود شیمیایی، پتروشیمی و واردات انرژی است. لایه سوم، هزینه سرمایه‌گذاری از راه افزایش ریسک پروژه توسعه تا ۲۱ میلیارد مترمکعب، خروج پیمانکاران، تأخیر در زیرساخت‌های صادراتی و افزایش نرخ تأمین مالی است. در آخر نیز لایه چهارم، هزینه ژئوپلیتیکی با تضعیف تصویر اسرائیل به‌عنوان عرضه‌کننده مطمئن انرژی و تبدیل وابستگی انرژی مصر و اردن به منبع فشار سیاسی همراه خواهد بود. 

زیرساخت شماره ۲: رأس لفان قطر
شهر صنعتی رأس لفان در حدود ۸۰ کیلومتری شمال دوحه و در ساحل خلیج فارس قرار دارد. مساحت مجموعه صنعتی حدود ۲۹۵ کیلومترمربع گزارش شده و بندر رأس لفان نیز نزدیک به ۵۶ کیلومترمربع وسعت دارد. این منطقه از سال ۱۹۹۶ به‌عنوان پایگاه خشکی میدان شمالی قطر توسعه یافت؛ میدانی که ادامه زمین‌شناختی آن در ایران با نام پارس جنوبی شناخته می‌شود. 
زنجیره اصلی فعالیت در رأس لفان چنین است. گاز میدان شمالی از طریق خطوط لوله دریایی وارد مجموعه می‌شود؛ ناخالصی‌ها، آب، گوگرد و مایعات گازی از آن جدا می‌شوند؛ بخشی از گاز برای بازار داخلی، تولید برق، شیرین‌سازی آب و صنایع قطر اختصاص می‌یابد؛ بخشی به خوراک GTL و صنایع پایین‌دستی تبدیل می‌شود و بخش اصلی پس از سرمایش تا حدود منفی ۱۶۲ درجه سانتی‌گراد به LNG تبدیل و از بندر تخصصی رأس لفان صادر می‌شود. 

ظرفیت پرل GTL تنها به ۱۴۰ هزار بشکه محصول نهایی محدود نیست. این مجموعه از خوراک ۶/۱ میلیارد فوت‌مکعب در روز، علاوه بر محصولات GTL، حدود ۱۲۰ هزار بشکه در روز میعانات، LPG و اتان نیز تولید می‌کند. رأس لفان همچنین به شبکه تأمین داخلی قطر متصل است. پروژه برزان توان تولید حدود ۴/۱ میلیارد فوت‌مکعب گاز فروش در روز را برای نیروگاه‌ها و آب‌شیرین‌کن‌های قطر دارد. 

جایگاه رأس لفان در اقتصاد انرژی قطر و جهان
جهش اقتصادی قطر از اواخر دهه ۱۹۹۰ مستقیماً با آغاز صادرات LNG از رأس لفان پیوند دارد. نخستین محموله در سال ۱۹۹۷ به ژاپن ارسال شد و ظرفیت قطر تا پایان ۲۰۱۰ به ۷۷ میلیون تن در سال رسید. داده تاریخی AFP نشان می‌دهد ارزش کل صادرات قطر از حدود ۵ میلیارد دلار در سال ۱۹۹۷ به حدود ۱۲۵ میلیارد دلار در سال ۲۰۱۴ افزایش یافت؛ همزمان تولید ناخالص داخلی نیز از حدود ۱۱ میلیارد دلار در ۱۹۹۷ به ۱۶۵ میلیارد دلار در ۲۰۱۵ رسید. در سال ۲۰۲۴، قطرانرژی ۷۷ میلیون تن LNG را در بیش از هزار محموله به ۱۸ کشور فروخت. 
صندوق بین‌المللی پول نیز پیش از جنگ پیش‌بینی می‌کرد توسعه میدان شمالی با افزایش درآمد‌های هیدروکربوری، تداوم مازاد بودجه و مازاد حساب جاری قطر را تضمین کند. به بیان دیگر، سپرده‌های دولتی، بودجه عمومی، سرمایه‌گذاری خارجی، صندوق ثروت ملی، اعتبار بین‌المللی و توان دوحه برای ایفای نقش سیاسی و رسانه‌ای نیز بر درآمد‌های این زنجیره استوار است. برنامه توسعه قطر این وابستگی را بزرگ‌تر می‌کند.
 قطرانرژی قصد داشت ظرفیت داخلی LNG را از ۷۷ میلیون تن به ۱۱۰ میلیون تن در فاز میدان شمالی شرقی، سپس به ۱۲۶ میلیون تن در فاز جنوبی و در نهایت به ۱۴۲ میلیون تن تا پایان ۲۰۳۰ در فاز غربی برساند. چهار قطار جدید فاز شرقی هرکدام حدود ۸ میلیون تن و دو قطار فاز جنوبی مجموعاً ۱۶ میلیون تن ظرفیت دارند. قرارداد EPC فاز جنوبی به ارزش نزدیک ۱۰ میلیارد دلار، مقیاسی از سرمایه لازم برای ساخت دو قطار جدید و تأسیسات وابسته ارائه می‌دهد. 
درکنار اقتصاد قطر، در بعد بین‌المللی، اتحادیه بین‌المللی گاز حجم تجارت جهانی LNG را در سال ۲۰۲۴ معادل ۲۴/۴۱۱ میلیون تن اعلام کرده است. ظرفیت پایه ۷۷ میلیون‌تنی قطر معادل ۷/۱۸ درصد این بازار است. اهمیت رآس لفان از سه ویژگی بازار LNG تشدید می‌شود:
۱- ظرفیت جایگزین محدود است. واحد‌های مایع‌سازی معمولاً با نرخ بهره‌برداری بالا کار می‌کنند و ایجاد ظرفیت جدید چند سال زمان می‌برد. بنابراین حذف ناگهانی چند میلیون تن را نمی‌توان مانند نفت خام با بازکردن سریع یک شیر جبران کرد. 
۲- بازار‌های منطقه‌ای به یکدیگر متصل شده‌اند. اروپا و آسیا برای محموله‌های انعطاف‌پذیر رقابت می‌کنند. افزایش قیمت JKM در آسیا، کشتی‌ها را از اروپا منحرف می‌کند و رشد TTF نیز تقاضای محموله در اقیانوس اطلس را بالا می‌برد. 
۳- عرضه فقط به واحد تولیدی و زیرساخت وابسته نیست. حتی اگر قطار مایع‌سازی سالم باشد، ناامنی تنگه هرمز و محدودیت عبور می‌تواند تولید را به‌دلیل پرشدن مخازن متوقف کند. 

تحلیل و بررسی سناریو‌های اقتصادی خسارت رأس لفان 
درصورتی که جنگ زیرساخت انرژی رخ دهد؛ آنگاه بانک اهداف زیرساختی ایران نیز در دستور کار قرار خواهد گرفت. به همین خاطر، مناسب است تصویری محاسباتی و احتمالی در سه سطح نسبت به خسارت وارده ارائه داد. در این گزارش، درصد خسارت به معنای کاهش پایدار ظرفیت قابل‌استفاده تولید است؛ نه درصد تخریب فیزیکی تأسیسات. 

مبتنی بر این مبنای محاسباتی، سه سناریو به صورت ذیل قابل طرح است:

 سناریوی نخست: خسارت ۱۰ درصدی
در این سناریو ۷/۷ میلیون تن از ظرفیت سالانه رأس لفان از مدار خارج می‌شود. این مقدار معادل ۵/۱۰ میلیارد مترمکعب گاز در سال یا ۷/۲۸ میلیون مترمکعب در روز است. سهم حذف‌شده از تجارت جهانی LNG سال ۲۰۲۴ نزدیک به ۹/۱ درصد خواهد بود. در سطح حمل‌ونقل، بازار هر ماه حدود ۶ تا ۸ محموله بزرگ قطری را از دست می‌دهد. ارزش ناخالص فروش ازدست‌رفته با دامنه قیمت ۱۰ تا ۲۰ دلار برای هر میلیون BTU، سالانه ۴ تا ۸ میلیارد دلار است. اگر اختلال به یک قطار محدود باشد و تأسیسات مشترک، بندر و خطوط خوراک سالم بمانند، قطر می‌تواند بخشی از تعهدات را با جابه‌جایی برنامه بارگیری، خرید محموله از امریکا و استفاده از پرتفوی تجاری خود پوشش دهد. فشار اصلی بر بازار نقدی آسیا و بر خریداران انعطاف‌پذیر یا فاقد ذخیره وارد می‌شود. اثر قیمتی این سناریو در شرایط عادی احتمالاً قابل مهار است، اما در زمستان سرد، ذخایر پایین اروپا یا همزمانی با اختلال هرمز می‌تواند بزرگ شود. اگر کشتی‌ها نتوانند از هرمز عبور کنند، حتی سالم‌بودن ۹۰ درصد تجهیزات نیز مانع توقف تولید در اثر پرشدن مخازن نخواهد شد. زمان بازگشت در خسارت موضعی می‌تواند از چند ماه تا دو سال باشد؛ ولی تجربه واقعی قطار‌های ۴ و ۶ نشان می‌دهد آسیب به تجهیزات اصلی مایع‌سازی ممکن است حتی برای سهمی کمتر از ۲۰ درصد، ۳ تا ۵ سال تعمیر طلب کند. بنابراین درصد خسارت به‌تنهایی زمان تعمیر را تعیین نمی‌کند. 
 سناریوی دوم: خسارت ۳۰ درصدی
اختلال ۳۰ درصدی یعنی خروج ۱/۲۳ میلیون تن LNG در سال. به تعبیر دیگر، معادل ۴/۳۱ میلیارد مترمکعب گاز یا ۱/۸۶ میلیون مترمکعب در روز. این حجم حدود ۶/۵ درصد تجارت جهانی LNG سال ۲۰۲۴ است و ماهانه ۹۳/۱ میلیون تن یا ۱۷ تا ۲۳ محموله بزرگ را از بازار حذف می‌کند. ارزش ناخالص فروش ازدست‌رفته در دامنه ۱۰ تا ۲۰ دلار، سالانه ۱۲ تا ۲۴ میلیارد دلار خواهد بود. این رقم فقط LNG است. اگر کاهش ۳۰ درصدی با آسیب مشابه به میعانات، LPG، هلیوم و GTL همراه شود، زیان کل قطر به‌طور محسوس بالاتر می‌رود. تأمین محموله جایگزین نیز دشوار می‌شود؛ زیرا خرید ۳۳ محموله امریکا در کل سال ۲۰۲۶ در برابر حذف ماهانه تا ۲۳ محموله، پوشش محدودی ایجاد می‌کند. در این سناریو، قطر احتمالاً ناچار می‌شود قرارداد‌ها را اولویت‌بندی کند. قرارداد‌های دارای ضمانت سخت، مشتریان راهبردی و بازار‌هایی که قطر در آنها سرمایه‌گذاری مشترک دارد در اولویت قرار می‌گیرند و خریداران انعطاف‌پذیرتر به بازار نقدی هدایت می‌شوند. این جابه‌جایی رقابت میان اروپا و آسیا را تشدید می‌کند. ناظر به این سطح از خسارت می‌توان پیامد‌های محتملی، چون ماندگاری قیمت‌های JKM و TTF بالاتر از سطح پیش از بحران، انتقال محموله‌های امریکا و غرب آفریقا به آسیا و کاهش ورودی اروپا، افزایش مصرف زغال‌سنگ و فرآورده‌های نفتی در تولید برق، کاهش تولید صنایع کود، فولاد، شیشه، سیمان و پتروشیمی در اقتصاد‌های حساس به قیمت وتشدید رقابت دولت‌ها برای قرارداد‌های بلندمدت و کاهش نقدشوندگی بازار spot متصور شد. اگر چهار یا پنج قطار و بخشی از تأسیسات مشترک آسیب ببینند، بازسازی ۳ تا ۶ سال زمان می‌برد. معیار ساخت فاز جنوبی نشان می‌دهد جایگزینی ظرفیت معادل ۱/۲۳ میلیون تن، حتی پیش از هزینه‌های پاک‌سازی، توقف عملیات و امنیت، پروژه‌ای در مقیاس بیش از ۱۴ میلیارد دلار سرمایه ساخت جدید است. سناریوی ۳۰ درصدی همچنین توسعه میدان شمالی را تهدید می‌کند. نیرو‌های پیمانکار، جرثقیل‌ها، تجهیزات برودتی، کمپرسور‌ها و منابع مهندسی باید میان تعمیر واحد‌های قدیمی و تکمیل قطار‌های جدید تقسیم شوند. آژانس بین‌المللی انرژی برآورد کرده بود تأخیر توسعه میدان شمالی به‌تنهایی می‌تواند تا ۲۰۳۰ نزدیک به ۲۰ میلیارد مترمکعب دیگر از عرضه مورد انتظار LNG بکاهد. 

 سناریوی سوم: خروج بیش از ۵۰ درصد ظرفیت
برای عددپذیرکردن این سناریو، نقطه نمونه ۶۰ درصد در نظر گرفته می‌شود. در این حالت ۲/۴۶ میلیون تن LNG در سال، معادل ۸/۶۲ میلیارد مترمکعب گاز یا ۱/۱۷۲ میلیون مترمکعب در روز، از مدار خارج می‌شود. سهم آن از تجارت جهانی LNG سال ۲۰۲۴ حدود ۲/۱۱ درصد است و بازار ماهانه ۸۵/۳ میلیون تن یا ۳۳ تا ۴۵ محموله بزرگ را از دست می‌دهد. حتی در کف ۵۰ درصدی، ۵/۳۸ میلیون تن LNG، معادل ۴/۵۲ میلیارد مترمکعب گاز و ۴/۹ درصد تجارت جهانی مرجع حذف می‌شود. ارزش فروش ازدست‌رفته در نقطه ۶۰ درصد با قیمت ۱۰ تا ۲۰ دلار، سالانه ۲۴ تا ۴۸ میلیارد دلار است. در قیمت ۲۲ دلاری ثبت‌شده در بازار آسیا در اواخر ژوئیه، این ارزش به حدود ۹/۵۲ میلیارد دلار می‌رسد. چنین اختلالی دیگر با خرید چند ده محموله یا جابه‌جایی قرارداد قابل مدیریت نیست. بازار جهانی مجبور می‌شود همزمان از چهار مسیر افزایش تولید از امریکا و دیگر صادرکنندگان، برداشت بیشتر از ذخایر، جایگزینی گاز با زغال‌سنگ و نفت و حذف تقاضای صنعتی تعادل جدیدی ایجاد کند. از آنجا که ظرفیت آزاد مایع‌سازی محدود است، بار اصلی در کوتاه‌مدت بر «کاهش تقاضا» می‌افتد؛ یعنی کارخانه‌ها خاموش می‌شوند تا گاز برای خانوار‌ها و نیروگاه‌ها باقی بماند. اثر قیمتی در این سناریو خطی نیست. تجربه مارس ۲۰۲۶ نشان داد حذف موقت نزدیک به ۲۰ درصد عرضه جهانی عبوری از هرمز، قیمت JKM را در دو روز نخست بیش از دو برابر کرد. بنابراین در اختلال بیش از ۵۰ درصدی راس لفان، به‌ویژه اگر هرمز نیز ناامن باشد، بازار ممکن است وارد رژیم سهمیه‌بندی و قیمت‌های جهشی شود و ارائه یک درصد ثابت برای افزایش قیمت گمراه‌کننده خواهد بود. آسیب گسترده به تأسیسات مشترک، بندر یا پروژه برزان می‌تواند بحران را از صادرات به داخل قطر منتقل کند. در این حالت تولید برق، شیرین‌سازی آب و خوراک صنایع داخلی نیز در معرض محدودیت قرار می‌گیرد. چنین رخدادی، برخلاف توقف صرف قطار‌های LNG، کارکرد روزمره اقتصاد قطر را مستقیماً هدف می‌گیرد و نیازمند واردات فرآورده، مدیریت مصرف و حفاظت ویژه از آب و برق خواهد بود. زمان بازسازی در این سطح احتمالاً ۵ تا ۸ سال یا بیشتر است. پاک‌سازی و ایمن‌سازی، تأمین کمپرسور‌ها و مبدل‌های برودتی سفارشی، بازسازی شبکه برق و کنترل، آزمون‌های مرحله‌ای، صدور مجوز و راه‌اندازی مجدد هر قطار زمانبر است. اگر پروژه‌های توسعه‌ای نیز آسیب ببینند، قطر نه‌تنها تولید جاری را از دست می‌دهد، بلکه ظرفیت ۱۱۰، ۱۲۶ و ۱۴۲ میلیون‌تنی آینده نیز با تأخیر روبه‌رو می‌شود. در سطح ژئوپلیتیک، اختلال بیش از ۵۰ درصدی حداقل دو پیامد دارد. نخست، امنیت انرژی آسیا به مسئله فوری امنیت ملی تبدیل می‌شود؛ دوم، اروپا برای جلوگیری از بازگشت بحران گازی ۲۰۲۲ ناچار به کاهش تقاضا و خرید تهاجمی می‌شود. در مقابل، قطر بخشی از مزیت تاریخی خود یعنی اعتبار عرضه پایدار را از دست می‌دهد. علاوه بر این، LNG در کشور‌های واردکننده برای تولید برق، فولاد، سیمان، شیشه، سرامیک، پتروشیمی و صنایع غذایی به کار می‌رود. افزایش قیمت گاز ابتدا حاشیه سود صنایع را کاهش می‌دهد و سپس به تعطیلی واحد‌های پرمصرف یا انتقال هزینه به مصرف‌کننده منجر می‌شود. همچنین باید اشاره کرد که گاز، خوراک اصلی تولید آمونیاک و اوره است. کاهش عرضه به تولیدکنندگان کود در پاکستان و بنگلادش در مارس ۲۰۲۶ نمونه‌ای از مسیر انتقال شوک رأس لفان به قیمت مواد غذایی است. رآس لفان یکی از بزرگ‌ترین مراکز تولید هلیوم مایع جهان است. 

زیرساخت شماره ۳: پالایشگاه و پایانه نفتی رأس‌تنوره عربستان
رأس‌تنوره در ساحل خلیج فارس و حدود ۶۴ کیلومتری ظهران قرار دارد. این منطقه از نخستین نقاط شکل‌گیری صنعت نفت مدرن عربستان است. در اول می ۱۹۳۹، نخستین محموله صادراتی نفت عربستان از این نقطه بارگیری شد. پالایشگاه اولیه در ۱۹۴۰ با ظرفیت ۳ هزار بشکه در روز ایجاد شد، اما کمبود نیروی انسانی و تجهیزات در جنگ جهانی دوم فعالیت آن را مختل کرد. واحد اصلی جدید در ۱۹۴۵ با ظرفیت ۵۸ هزار بشکه در روز به کار افتاد، ظرفیت در ۱۹۴۹ به ۱۲۷ هزار بشکه رسید و توسعه‌های بعدی آن را به پالایشگاه کنونی ۵۵۰ هزار بشکه‌ای تبدیل کرد. 

اهمیت این منطقه از تمرکز چهار کارکرد در یک پهنه ناشی می‌شود:
- دریافت نفت خام و میعانات از شبکه تولید و فرآورش استان شرقی
- پالایش نفت و تولید بنزین، گازوئیل، سوخت جت، نفتا، نفت کوره، LPG و آسفالت
- ذخیره‌سازی و اختلاط گرید‌های مختلف نفت خام و فرآورده
- بارگیری نفت خام، میعانات، LPG و فرآورده روی نفتکش‌های بزرگ برای صادرات
راهنمای رسمی بنادر آرامکو در نسخه ژوئیه ۲۰۲۵ نشان می‌دهد اسکله جنوبی چهار پست دارد. اسکله شمالی شش پست فعال برای فرآورده دارد و مجموعه جزایر دریایی با خطوط لوله زیرآبی به ساحل متصل است. همین معماری توضیح می‌دهد پالایشگاه، پایانه فرآورده، پایانه نفت خام و جعیمه از نظر فنی اجزای جدا، اما از نظر شبکه عملیاتی به یکدیگر وابسته‌اند. رأس‌تنوره قدیمی است، اما نمی‌توان گفت یک پالایشگاه ساده تقطیر به حساب می‌آید. این مجموعه با توسعه‌های چندده‌های، واحد‌های تقطیر، هیدروکراکینگ، کاهش گرانروی، تصفیه هیدروژنی، ریفرمینگ، ایزومریزاسیون و تأسیسات تولید بخار، برق، آب صنعتی و گوگرد را در یک شبکه متراکم به هم متصل کرده است. ستون تفکیک نفتای نصب‌شده در ۲۰۱۹ حدود ۵۴۴ تن وزن و ۶۵ متر طول دارد و خوراک واحد‌های ریفرمینگ و ایزومریزاسیون با ظرفیت مجموع حدود ۱۵۵ هزار بشکه در روز را آماده می‌کند. این پیچیدگی دو نتیجه متضاد دارد. نخست، پالایشگاه می‌تواند ارزش بیشتری از هر بشکه نفت خام استخراج کند و محصولاتی با استاندارد یورو ۵ بسازد. دوم، اختلال در برق، بخار، آب خنک‌کننده، کنترل، خطوط خوراک یا مخازن واسط ممکن است چند واحد را همزمان از مدار خارج کند، حتی اگر خود واحد‌های فرآیندی آسیب مستقیم ندیده باشند.

جایگاه رأس‌تنوره در اقتصاد انرژی عربستان
اداره اطلاعات انرژی امریکا ظرفیت مجموع ۹ پالایشگاه داخلی عربستان را در سال ۲۰۲۳ حدود ۲۹۱/۳ میلیون بشکه در روز برآورد کرده است. رأس‌تنوره با ظرفیت ۵۵۰ هزار بشکه‌ای، ۷/۱۶ درصد این ظرفیت را در اختیار دارد و بزرگ‌ترین پالایشگاه منفرد داخلی است. اگر پالایشگاه در ظرفیت کامل کار کند، سالانه ۷۵/۲۰۰ میلیون بشکه خوراک پردازش می‌کند. ارزش ناخالص این خوراک در چند قیمت نمونه چنین است: این جدول ارزش نفت ورودی را نشان می‌دهد. اگر دامنه فرضی حاشیه پالایش ۵ تا ۱۵ دلار برای هر بشکه در نظر گرفته شود، توقف کامل پالایشگاه می‌تواند سالانه حدود ۱ تا ۳ میلیارد دلار حاشیه پالایش را در معرض حذف قرار دهد؛ این رقم جدا از هزینه تعمیر و کمبود محصول است. علاوه بر ظرفیت پالایشگاهی، پایانه رأس‌تنوره بزرگ‌ترین دروازه سنتی صادرات نفت عربستان در خلیج فارس است. در منابع مختلف، ظرفیت‌های متفاوتی برای آن ذکر می‌شود. رقم ۴/۶ میلیون بشکه در روز معمولاً به ظرفیت بارگیری پایانه اصلی یا تعریف محدودتر مجموعه اشاره دارد و ارقام نزدیک ۹ میلیون بشکه، کل مجموعه رأس‌تنوره - جعیمه و بعضاً فرآورده‌ها را نیز شامل می‌شوند. با مبنای ۶ میلیون بشکه در روز، مقیاس اقتصادی جریان رأس‌تنوره چنین است: مخازن پایانه اصلی حدود ۳۳ میلیون بشکه ظرفیت دارند. اگر بارگیری ۶ میلیون بشکه‌ای کاملاً متوقف شود و ورودی خطوط لوله ادامه یابد، این ظرفیت روی کاغذ فقط معادل ۵/۵ روز جریان است. در عمل، مخازن هیچ‌گاه کاملاً خالی نیستند، گرید‌های مختلف باید جدا نگهداری شوند و بخشی از ظرفیت برای عملیات عادی رزرو می‌شود؛ بنابراین زمان واقعی کمتر از تقسیم ساده ظرفیت بر جریان خواهد بود. پرشدن مخازن، مشکل را به عقب شبکه منتقل می‌کند. ابتدا سرعت ورود نفت به بندر کم می‌شود؛ سپس خطوط لوله و مراکز تثبیت نفت تحت فشار قرار می‌گیرند و در نهایت آرامکو ناچار است تولید میدان‌ها را کاهش دهد.

 

تحلیل و بررسی سناریو‌های اقتصادی خسارت رأس‌تنوره
درصورتی که جنگ زیرساخت انرژی رخ دهد؛ آنگاه بانک اهداف زیرساختی ایران نیز در دستور کار قرار خواهد گرفت. به همین خاطر، مناسب است تصویری محاسباتی و احتمالی در سه سطح نسبت به خسارت وارده ارائه داد. در این گزارش، سه سناریو بر دو خط پایه مستقل بنا شده‌اند: - صادرات: جریان واقعی ۶ میلیون بشکه در روز در فصل پایانی ۲۰۲۵
- پالایش: ظرفیت اسمی ۵۵۰ هزار بشکه در روز
ارزش نفت با دامنه ۸۰ تا ۱۰۰ دلار محاسبه شده است. IMF متوسط ۸۹ دلار را برای نفت در سال ۲۰۲۶ فرض کرده است. با این اوصاف و مبتنی بر مبنای محاسباتی، سه سناریو به صورت ذیل قابل طرح است:

 سناریوی نخست: خسارت ۱۰ درصدی
در این سناریو، ۵۵ هزار بشکه در روز از ظرفیت پالایش و ۶۰۰ هزار بشکه در روز از جریان صادراتی مختل می‌شود. حجم صادراتی در معرض توقف سالانه ۲۱۹ میلیون بشکه است که با نفت ۸۰ تا ۱۰۰ دلاری ۵/۱۷ تا ۹/۲۱ میلیارد دلار ارزش ناخالص دارد. افت پالایش نیز سالانه حدود ۱/۲۰ میلیون بشکه خوراک را درگیر می‌کند. 
اختلال ۱۰ درصدی می‌تواند از توقف چند مخزن، یک بخش بارگیری، یک واحد فرآیندی یا محدودیت موقت کشتیرانی ناشی شود. شبکه آرامکو در این سطح، به‌طور معمول امکان جابه‌جایی تولید، استفاده از مخزن، افزایش بارگیری در جعیمه یا انتقال بخشی از نفت به ینبع را دارد. اگر آسیب به تأسیسات مشترک برق، بخار، کنترل یا خطوط اصلی نرسیده باشد، اثر مستقیم احتمالاً در چند هفته تا سه ماه مهار می‌شود. ظرفیت ۳۳ میلیون بشکه‌ای مخازن روی کاغذ می‌تواند ۵۵ روز از کسری ۶۰۰ هزار بشکه‌ای را جذب کند، اما ظرفیت آزاد واقعی کمتر است. بنابراین اگر صادرات مختل بماند و ورودی میدان‌ها کاهش نیابد، آرامکو پس از چند هفته ناچار به کاهش تولید یا انتقال بیشتر به غرب خواهد شد. اگر حاشیه پالایش ۵ تا ۱۵ دلار برای هر بشکه فرض شود، توقف ۵۵ هزار بشکه‌ای سالانه حدود ۱۰۰ تا ۳۰۱ میلیون دلار حاشیه پالایش را در معرض حذف قرار می‌دهد. ارزش خوراک پالایشی درگیر نیز ۶/۱ تا ۲ میلیارد دلار در سال است. در بازار جهانی، حذف ۶۰۰ هزار بشکه در روز حدود ۶/۰ درصد عرضه جهانی است. اگر اختلال منفرد، کوتاه و قابل جبران باشد، واکنش قیمتی محتمل در دامنه ۳ تا ۸ درصد باقی می‌ماند. اگر همزمان بیمه در ناحیه تنگه هرمز بالا رود یا ینبع تهدید شود، اثر می‌تواند به ۸ تا ۱۵ درصد افزایش یابد. برآورد سناریویی هزینه بازسازی ۵/۰ تا ۲ میلیارد دلار و زمان بازگشت ۲ هفته تا سه ماه است. تجربه مارس ۲۰۲۶ نشان داد در خسارت محدود، پالایشگاه می‌تواند ظرف ۱۱ روز بازگردد، اما بازگشت صادرات به امنیت مسیر دریایی وابسته است و ممکن است ماه‌ها طول بکشد، حتی اگر تجهیزات سالم باشند. 

 سناریوی دوم: خسارت ۳۰ درصدی
در سناریوی ۳۰ درصدی، ۱۶۵ هزار بشکه در روز ظرفیت پالایش و ۸/۱ میلیون بشکه در روز صادرات از دسترس خارج می‌شود. حجم صادرات سالانه در معرض اختلال به ۶۵۷ میلیون بشکه و ارزش ناخالص آن به ۶/۵۲ تا ۷/۶۵ میلیارد دلار می‌رسد. این حجم معادل نزدیک ۹/۰ نفتکش VLCC در هر روز و حدود ۳۲۹ نفتکش در سال است. اختلال ۳۰ درصدی دیگر یک حادثه محلی ساده نیست. چنین سطحی احتمالاً چند واحد پالایش، بخشی از مخازن یا چند مسیر بارگیری را همزمان درگیر می‌کند. ظرفیت نظری مخازن فقط ۱۸ روز از جریان مختل‌شده را پوشش می‌دهد و ظرفیت آزاد واقعی کمتر است. خط شرق- غرب از نظر عددی می‌تواند بخشی از ۸/۱ میلیون بشکه را جذب کند، اما در شرایط جنگی پیشین به سقف خود رسیده است. انتقال بیشتر به معنای کنارزدن خوراک پالایشگاه‌های غرب، محدودکردن گرید‌های سنگین یا فشرده‌ترشدن برنامه بارگیری ینبع خواهد بود. اگر دریای سرخ نیز ناامن باشد، انعطاف عملیاتی به‌طور محسوسی کاهش می‌یابد. افت ۸/۱ میلیون بشکه‌ای حدود ۷/۱ درصد عرضه جهانی نفت و مایعات است. برای مقایسه، حمله عبقیق در ۲۰۱۹ موقتاً ۷/۵ میلیون بشکه در روز، معادل بیش از ۵ درصد عرضه جهان، را حذف کرد و قیمت برنت در آغاز معاملات نزدیک ۲۰ درصد جهش کرد. بازار سپس با اعلام بازگشت سریع تولید آرام شد. بر این مبنا، واکنش سناریویی ۸ تا ۲۰ درصد برای شوک ۸/۱ میلیون بشکه‌ای منطقی است، اما طول اختلال و هم‌زمانی با ماجرای هرمز می‌تواند اثر را بزرگ‌تر کند. پالایشگاه‌های آسیایی ناچار می‌شوند نفت جایگزین را از مسیر‌های طولانی‌تر بخرند. اختلاف قیمت گریدها، کرایه نفتکش و حق بیمه افزایش می‌یابد. در اروپا، کمبود گازوئیل و سوخت جت می‌تواند شدیدتر از نفت خام باشد، زیرا ظرفیت پالایشی جایگزین محدود و زمان انتقال فرآورده کوتاه‌تر است. با حاشیه پالایش ۵ تا ۱۵ دلار، توقف ۱۶۵ هزار بشکه‌ای سالانه حدود ۳۰۱ تا ۹۰۳ میلیون دلار حاشیه پالایش را در معرض حذف قرار می‌دهد. دامنه سناریویی هزینه تعمیر ۳ تا ۸ میلیارد دلار و زمان بازگشت ۴ تا ۱۲ ماه است. اگر خطوط زیرآبی، کنترل مرکزی یا تأسیسات مشترک آسیب ببینند، زمان می‌تواند از یک سال عبور کند. درآمد ناخالص ۶/۵۲ تا ۷/۶۵ میلیارددلاری در معرض اختلال، در صورت جبران کامل با ینبع به زیان تبدیل نمی‌شود، اما داده‌های ۲۰۲۶ نشان می‌دهد جبران کامل عملی نیست. حتی در زمان کار خط شرق_غرب با سقف ۷ میلیون بشکه، صادرات عربستان چند میلیون بشکه پایین‌تر از پیش از جنگ ماند. 

 سناریوی سوم: خروج بیش از ۵۰ درصد ظرفیت
در سناریوی ۶۰ درصدی، ۳۳۰ هزار بشکه در روز ظرفیت پالایش و ۶/۳ میلیون بشکه در روز صادرات مختل می‌شود. این حجم صادراتی معادل ۳۱۴/۱ میلیارد بشکه در سال، حدود ۸/۱ نفتکش غول‌پیکر در روز و نفتی به ارزش ناخالص ۱۰۵ تا ۱۳۱ میلیارد دلار در سال است. 
در این سطح، ظرفیت مخازن فقط ۹ روز از جریان مختل‌شده را روی کاغذ جذب می‌کند. اگر کل صادرات ۶ میلیون بشکه‌ای متوقف شود، بافر نظری به ۵/۵ روز کاهش می‌یابد. بنابراین اثر سریعاً از بندر به خطوط لوله، عبقیق و شبکه میدان‌های غوار و صفانیه منتقل می‌شود. آرامکو ناچار خواهد شد تولید را کاهش دهد، زیرا نفت خام بدون مخزن و نفتکش جایی برای رفتن ندارد. خط شرق-غرب نمی‌تواند ۶/۳ میلیون بشکه اضافی را بدون هزینه جذب کند، به‌ویژه اگر پیش‌تر برای جبران هرمز نزدیک سقف فعالیت کند. حتی اگر از نظر لوله ظرفیت وجود داشته باشد، گرید نفت، مخازن ینبع، تعداد اسکله‌ها، نفتکش‌ها و امنیت باب‌المندب محدودیت ایجاد می‌کنند. تهدید همزمان هرمز و دریای سرخ، مزیت جغرافیایی دو ساحل عربستان را به دو جبهه پرریسک تبدیل می‌کند. حذف ۶/۳ میلیون بشکه در روز معادل حدود ۴/۳ درصد عرضه جهانی است. این رقم از نظر حجم از بیشتر اختلال‌های تاریخی بزرگ‌تر و نزدیک به دو سوم شوک اولیه عبقیق است. اگر بازار باور کند اختلال چند ماه ادامه دارد، افزایش ۲۰ تا ۴۰ درصدی قیمت نفت محتمل است و در سناریوی هم‌زمانی با بسته‌شدن هرمز یا حمله به ینبع، جهش‌های بیش از ۵۰ درصد نیز در دامنه ریسک قرار می‌گیرد. تجربه مارس ۲۰۲۶ نشان داد با افت گسترده جریان هرمز، برنت از سطح پیش از جنگ حدود ۲۰ دلار افزایش یافت، لحظاتی به نزدیکی ۱۲۰ دلار رسید و بازار فرآورده حتی آسیب‌پذیرتر بود. کشور‌های عضو آژانس بین‌المللی انرژی ۴۰۰ میلیون بشکه از ذخایر اضطراری را برای عرضه تصویب کردند. این ذخایر شوک را کند می‌کند، اما جایگزین پایدار برای نفت خام با گرید مشخص، ظرفیت پالایش و مسیر حمل امن نیست. 
با حاشیه پالایش ۵ تا ۱۵ دلار، توقف ۳۳۰ هزار بشکه‌ای سالانه حدود ۶۰۲ میلیون تا ۸۱/۱ میلیارد دلار حاشیه پالایش را در معرض حذف قرار می‌دهد. ارزش خوراک پالایشی درگیر ۶/۹ تا ۱/۱۲ میلیارد دلار است. اگر بخشی از پالایشگاه برای بیش از یک سال از مدار خارج شود، عربستان باید صادرات فرآورده را کاهش دهد یا از پالایشگاه‌های دیگر و حتی واردات برای حفظ بازار داخلی استفاده کند. درآمد نفتی دولت و سود آرامکو نیز تحت فشار قرار می‌گیرد. دولت عربستان مستقیماً حدود ۵/۸۱ درصد آرامکو را در اختیار دارد و صندوق سرمایه‌گذاری عمومی نیز ۱۶ درصد سهام را نگه می‌دارد. کاهش پایدار فروش، توان پرداخت سود، تأمین بودجه و سرمایه‌گذاری پروژه‌های چشم‌انداز ۲۰۳۰ را محدود می‌کند. افزایش قیمت می‌تواند در هفته‌های نخست بخشی از افت حجم را جبران کند، اما اگر ۶۰ درصد جریان برای ماه‌ها حذف شود، اثر حجمی غالب خواهد شد. سناریوی ۶۰ درصدی به معنای آسیب گسترده به چند خوشه عملیاتی یا زیرساخت‌های مشترک است. دامنه تحلیلی ۱۰ تا ۲۵ میلیارد دلار برای تعمیر و جایگزینی و ۱۲ تا ۳۶ ماه یا بیشتر برای بازگشت کامل در نظر گرفته می‌شود.