در نشست‌ انرژی پژوهشکده سیاست‌ گذاری شریف مطرح شد؛

زنگ بحران گاز به صدا درآمد / توسعه گاز؛ پاشنه آشیل آینده انرژی ایران

سهم ۷۵ درصدی گاز طبیعی در سبد انرژی اولیه کشور، حاکی از اهمیت ویژه تأمین گاز در امنیت عرضه انرژی در ایران است. از سوی دیگر، ۸۰ درصد از کل گاز مصرفی کشور از میدان گازی مشترک پارس جنوبی تأمین می‌شود. از منظر کارشناسان این میدان از سال ۱۴۰۵ با افت تولید سالانه ۲۵ میلیون متر مکعب رو به رو می‌شود که در صورت ادامه روند رشد مصرف پنج درصدی سالانه، کشور در سال ۱۴۰۵ با کمبود عرضه گاز مواجه خواهد شد.

کد خبر: ۵۳۴۰۶۶

۱۷ خرداد ۱۴۰۰

به گزارش اقتصادآنلاین،  در نخستین جلسه از سلسله نشست‌های گرای انرژی که به همت پژوهشکده سیاست‌گذاری شریف و با هدف ایجاد گفت‌وگو بین فعالان بخش انرژی برگزار شده، به موضوع توسعه گاز؛ به عنوان پاشنه آشیل انرژی ایران پرداخته شد که در ادامه مشروح نظرات کارشناسان در این برنامه آورده شد.

مقایسه نرخ رشد پنج درصدی مصرف گاز طبیعی در کشور در مقایسه با نرخ رشد ۲.۵ درصدی مصرف آن در دنیا و رشد ۱.۶ درصدی کشورهای توسعه یافته، حاکی از رشد لجام گسیخته مصرف گاز در کشور است. نبود سیاست‌های مدیریت مصرف خصوصا در فصول سرد، شدت بالای انرژی، تلاش برای دسترسی ۱۰۰ درصدی شهر و روستاهای کشور به گاز طبیعی به جای انتخاب روش‌های جایگزین و تعرفه فروش بسیار پایین گاز طبیعی را می‌توان از جمله عوامل اصلی ایجاد این تعادل غلط دانست.

پرمصرف‌ترین و پربازده‌ترین مصرف کنندگاه گاز کشور

نیروگاه‌ها به عنوان بزرگترین مصرف کنندگان گاز، روزانه نزدیک به ۱۷۵میلیون مترمکعب گاز مصرف می‌کنند. اما به دلیل ارجح بودن مصرف بخش خانگی، در فصل زمستان، کمتر از نیمی از گاز مصرفی نیروگاه‌ها، یعنی به میزان ۷۵ میلیون مترمکعب از آن تأمین شده و مابقی نیاز توسط سوخت‌های جایگزین مانند گازوئیل و نفت کوره با قیمت ۵ تومان به ازای هر لیتر به نیروگاه‌ها فروخته می‌شود. این مسئله در کنار عدم نفع ۱.۱ میلیارد دلاری، منجر به قطعی زمستانه برق در دو سال اخیر و هزینه‌های هنگفت زیست محیطی شده است.

از طرف دیگر صنعت پتروشیمی به عنوان صنعتی که بالاترین ارزش افزوده را از گاز تولید می‌کند، سهمی هشت درصدی از مصرف گاز دارد. این در حالی است که بسیاری از کشورهایی که دارای ذخایر بالای گاز هستند، در حال استفاده ۱۵ تا ۲۰ درصدی از گاز خود در صنایع پتروشیمی هستند. عدم تامین پایدار گاز برای این صنعت ارز آور خصوصا در شرایط تحریم زیان‌های اقتصادی قابل توجهی برای کشور به همراه دارد.

مدیریت قیمتی و غیر قیمتی تقاضای گاز

در این نشست، مهندس یونس آرا مدیر کل برنامه‌ریزی استراتژیک شرکت ملی گاز، مدیریت تقاضای گاز را به شامل دو راهکار قیمتی و غیر قیمتی دانست. وی در ادامه گفت: بر اساس مصوبات طرح‌های صرفه جویی گاز در شورای اقتصاد، امکان صرفه جویی ۳۰ میلیارد متر مکعب گاز، که معادل تولید ۳ فاز پارس جنوبی است، از طریق اجرای طرح‌های بهینه‌سازی مصرف انرژی در ساختمان‌ها و موتور خانه‌ها، وجود دارد. در این راستا، بودجه ۱۴۰۰، وزارت نفت را به راه‌اندازی بازار بورس گاز با ظرفیت ۱۰ میلیارد متر مکعب با هدف تامین مالی طرح‌های صرفه جویی گاز ملزم کرده‌است. ایشان همچنین اصلاح قیمت گاز برای صنایع پتروشیمی، فولاد و سیمان به ۵۰ درصد فرمول قیمت خوراک پتروشیمی را از راهکارهای قیمتی دانست که در بودجه امسال مصوب شده‌است.

مرتضوی، مدیر شرکت برق حرارتی خراسان، دلیل خاموشی برق در زمستان سال ۹۹ را کاهش ۵۰ درصدی تامین سوخت مایع نسبت به سال گذشته عنوان کرد. علاوه بر این، ناهماهنگی بین شرکت گاز و شرکت پخش فراورده‌های نفتی تابعه وزارت نفت در تخصیص گاز و سوخت مایع به نیروگاه‌ها یا صنایع در قطعی برق نیز موثر بود.

صرفه جویی، مقدم بر ایجاد ظرفیت

از منظر امیرسرداری مدیر مهندسی شرکت گلوبال پتروتک، روند افت تولید پارس جنوبی از سال ۱۴۰۵ شروع می‌شود به نحوی که افت تولید سالانه آن معادل با تولید یک فاز پارس جنوبی برآورد می‌شود. برای تاخیر در زمان افت تولید یا به عبارت دیگر نگهداشت تولید، روش‌های مختلفی وجود دارد. از میان این روش‌ها که شامل حفاری میان چاهی، تزریق چرخه‌ای گاز و فشار افزایی از طریق کمپرسور می‌شود، اقتصادی‌ترین روش، نصب کمپرسورها در بخش خشکی است. حتی با اجرای این پروژه نیز افت تولید از این مخزن ادامه دار خواهدبود و تنها شیب این افت کم می‌شود به نحوی که در بهترین حالت این افت سالانه به اندازه نیمی از یک فاز پارس جنوبی در سال می‌رسد.

مدیر سابق بخش مخزن فازهای ۱۳ و ۲۲-۲۴ پارس جنوبی، افزود؛ ظرفیت تولید از سایر میادین گازی کشور در حوزه خلیج‌فارس حداکثر معادل ۱۰ فاز پارس جنوبی است که هزینه سرمایه تولید از آنها، نسبت به طرح‌های صرفه جویی و مدیریت مصرف بسیار قابل توجه است.

روح الله مهدوی دیگر کارشناس برنامه، به روند سرمایه‌گذاری شرکت‌های پتروشیمی در طرح‌های NGL و گازهای مشعل اشاره کردند. به گفته ایشان باتوجه به وجود ترکیبات با ارزش (اتان، LPG) در گاز‌های همراه، چهار طرح اصلی این بخش، با سرمایه‌گذاری بالغ بر ۴ میلیارد دلار در حال اجرا هستند که هنوز به بهره‌برداری نرسیده‌اند. این مدل در کشورهای عربستان و روسیه نیز اجرا شده است. پالایشگاه بیدبلند ۲ نیز درحال‌حاضر با ۴۰ درصد ظرفیت فعال است و تنها گاز تسویه شده از واحدهای NGL شرکت مناطق نفت خیز جنوب را دریافت می‌کند.

به طور کلی می‌توان گفت، تصمیم گیری برای طرح‌های مدیریت مصرف و سرمایه‌گذاری تولید گاز، نخستین و مهم‌ترین گام موثر در آینده انرژی ایران است که باید در نخستین فرصت بدان پرداخته‌شود. برای شکل گیری حضور فعال بخش خصوصی در این طرح‌های توسعه‌ای، بایستی ضمانت مناسبی برای بازپرداخت سرمایه گذاری‌ها در نظر گرفته شود. برای این منظور، مصرف‌کنندگان غیر دولتی می‌توانند برای تامین گاز خود در فصول سرد سال، در طرح‌های صرفه جویی یا توسعه‌ای از طریق روش‌هایی که در این گزارش به آنها اشاره شد مانند بورس گاز، سرمایه‌گذاری کنند.