یادداشت| بحران ناترازی گاز

خبرگزاری تسنیم – امنیت انرژی در دنیا با صنعتی شدن مورد توجه واقع شد و روابط سیاسی و اقتصادی در سایه نیاز به تامین و یا صادرات انرژی شکل گرفت. مهم‌ترین شکل انرژی در دنیا در حال حاضر انرژی‌های فسیلی به‌خصوص نفت است. حامل‌های انرژی فسیلی از مهم‌ترین عوامل رشد اقتصادی، تامین رفاه خانوارها، خوراک صنایع پتروشیمی و صنعت حمل‌ونقل است.

بر اساس گزارش مجمع شرکت‌های تولیدکننده گاز، ایران با 32.84 تریلیون مترمکعب ذخایر گاز باقیمانده پس از روسیه بیشترین ذخایر گازی دنیا (حدود 17.45 درصد از مجموع گل ذخایر اثبات شده جهان) را در اختیار دارد. با اتکا به همین منبع عظیم، برداشت و تولید از ذخایر گازی در دستور کار قرار گرفت. با آغاز بهره‌برداری از میدان گازی پارس جنوبی در دهه هفتاد ، اکنون گاز به‌عنوان مهم‌ترین حامل انرژی در کشور شناخته می‌شود و قریب به  75درصد از سبد انرژی کشور را به خود اختصاص  داده است.

گرچه توسعه صنعت گاز وابستگی به سوخت مایع را کاهش داده است و از منافع ایران در میدان مشترک با قطر حراست نموده است اما عرضه گاز جهت مصرف داخلی بوده و متاسفانه در بخش مصرف کنترل و محدودیتی اعمال نشده است. در حال حاضر افت فشار میدان پارس جنوبی و روند صعودی مصرف، چالشی جدی برای تامین گاز پیش روی کشور قرار داده است. مع الاسف در پنج سال گذشته سرمایه‌گذاری مناسبی در نگهداشت و توسعه تولید گاز ایران صورت نگرفته است و با کاهش حداقل روزانه حدود 30 میلیون متر مکعب تولید (معادل یک فاز پارس جنوبی) در هر سال مواجه خواهیم بود. در فصل سرد افزایش تقاضای بخش خانگی موجب اعمال قطعی در بخش صنعت، کاهش صادرات و یا افزایش مصرف نفت کوره به عنوان سوخت نیروگاه‌ها می‌شود.

اتخاذ سیاست‌هایی برای افزایش تولید، کنترل مصرف و سرمایه‌گذاری در منابع انرژی جایگزین با بهره‌گیری از ظرفیت‌های یکتای ایران در انرژی‌های تجدیدپذیر از اولویت‌های مهم جهت تامین امنیت انرژی در کشور است.

مصرف انرژی سالانه ایران بنا به گزارش آماری سالانه شرکت بریتیش‌پترولیوم بالغ بر 12 اگزا ژول است که 6.68 اگزاژول معادل 72 درصد آن را گاز طبیعی تشکیل می‌دهد. قسمت عمده دیگر مصرف انرژی در ایران از نفت است و سوخت‌های پاک و انرژی‌های نو سهمی کمتر از یک درصد را در سبد انرژی کشور دارند.

گاز طبیعی در ایران به عنوان خوراک پالایشگاه‌ها و سوخت در واحدهای خانگی، تجاری، صنعتی و نیروگاه‌ها مصرف می‌شود. در بخش خانگی مصرف گاز طی سال های  1385 تا 1399 از 36900 به  62729  میلیون متر مکعب در سال رسیده است که افزایش 50 درصدی را نشان می‌دهد. علاوه بر افزایش جمعیت، سیاست غلط گازرسانی حداکثری به شهرها با جمعیت کم و روستاهای کشور موجب افزایش مصرف بخش خانگی شده است. سیاست گازرسانی حداکثری به تمام نقاط کشور سبب شده تا در حال حاضر ایران از کشورهای روسیه، آمریکا و حتی ترکیه سطح تحت پوشش بیشتری داشته باشد. نتیجه طبیعی این سیاست، وابستگی شدید سبد مصرف نهایی انرژی به گاز طبیعی است که در نتیجه مدیریت تأمین گاز در فصل سرد را به چالشی بزرگ تبدیل کرده است.

تفاوت قیمت در گاز صادراتی و گاز مصرفی داخلی هزینه فرصت از دست رفته را به خوبی نشان می‌دهد. به نظر می‌رسد با اجرای قوانین بهینه‌سازی مصرف در همه بخش‌ها و استفاده از منابع انرژی جایگزین می‌توان حجم قابل توجهی گاز را صادر کرد.

 

مصرف گاز طبیعی در بخش‌های مختلف کشور،ترازنامه انرژی 1399

همانطور که در تصویر میبینید، امروز نه تنها نمی‌توان به صادرات گاز فکر کرد بلکه با افزایش روز افزون مصرف با توجه به قیمت‌های نسبتا رایگان گاز، خطر تبدیل شدن به واردکننده گاز جهت تامین انرژی کشور در فصل سرد، کشور را تهدید می‌کند.

با رویکردهای سیاستی کنونی، افزایش مصرف گاز صعودی خواهد بود و تا سال 1420 مصرف گاز کشور از مرز 1450 میلیون مترمکعب در روز خواهد گذشت. این در حالی است که فشار مخزن گازی پارس جنوبی که 75 درصد گاز مصرفی کشور را تامین می‌کند از سال 1404 رو به کاهش خواهد گذاشت و در صورت عدم سرمایه‌گذاری، سالانه با کاهش تولید به اندازه یک فاز استاندارد مواجه خواهد شد. پیش‌بینی می‌شود کشور تا سال 1420، با کسری 1400 میلیون مترمکعب مواجه شود و به ناچار به واردکننده گاز تبدیل شود.

در حال حاضر راهکارهای جبران ناترازی گاز و گزینه‌های موجود بر میز سیاست‌گذار جهت جبران ناترازی گاز در دو دسته کنترل مصرف و تامین تقاضا قرار می‌گیرد. افزایش تولید و بهره‌گیری از انرژی‌های جایگزین در کنار افزایش بهره‌وری و افزایش قیمت مهم‌ترین راهکارهای پیش رو هستند که هر کدام با چالش‌هایی روبرو هستند.

در بحث کنترل مصرف و افزایش بهره‌وری، قیمت کم گاز طبیعی و ارزش حرارتی مطلوب آن باعث شده است که گاز طبیعی به یکی از مهم‌ترین و پرمصرف‌ترین حامل‌های انرژی در سطح جهان تبدیل گردد. تغییرات دمایی در طول سال باعث تغییراتی در میزان تقاضا برای مصرف این حامل انرژی می‌شود. بر اساس ترازنامه هیدروکربوری سال 1399، سالانه بیش از 500 میلیون بشکه نفت خام معادل تلفات انرژی در بخش صنعت وجود دارد که 60 درصد آن در نیروگاه‌ها رخ می‌دهد. سوخت عمده نیروگاه‌ها گاز است و افزایش بهره‌وری آن‌ها موجب کاهش تلفات قابل توجهی در مصرف گاز خواهد شد.

نفوذ و بکارگیری فناوری های انرژی کارآمد، استفاده از فناوری‌های نوین و تغییرات رفتاری با به کارگیری فرهنگ سازی و آموزش تغییرات سازمانی و مدیریتی از طریق اجرای استانداردها مهم‌ترین عوامل افزایش بهره‌وری در بخش انرژی هستند.

وضع قوانین و مقررات توسط سیاست‌گذار و حاکمیت، اقتصادی بودن طرح‌های کاهش مصرف انرژی را تضمین خواهد کرد. مکانیزم بازار نیز می تواند به عنوان روشی مناسب و کارا در تخصیص بهینه منابع به طرح‌های بهینه‌سازی انرژی و کمک به اجرای آنها، نقش به‌سزایی در بهره وری انرژی ایفا نماید.

در بحث ذخیره‌سازی، یکی از بهترین راه‌های پاسخ‌گویی به تقاضای گاز در فصل‌های سرد سال، ذخیره گاز در ساختارهای زیرزمینی جهت استفاده و دسترسی راحت‌تر و ارزان‌تر به گاز طبیعی ذخیره شده در ایام پرمصرف است. سفره‌های آب زیرزمینی، مخازن هیدروکربوری تخلیه شده و مغارهای نمکی برای ذخیره‌سازی مناسب هستند. حجم قابل ذخیره‌سازی و سرمایه مورد نیاز متناسب با شرایط جغرافیایی و ساختارهای زمین‌شناسی موجود در انتخاب ساختار زیرسطحی مناسب جهت ذخیره‌سازی موثر هستند. بر اساس داده‌های منتشر شده در کنفرانس جهانی گاز در سال 2018، اقبال به ذخیره‌سازی در مخازن هیدروکربوری تخلیه شده بیش از سایر روش‌هاست به طوری که از 671 مخزن ذخیره‌سازی گاز در دنیا 73 درصد آن در مخازن تخلیه شده بوده است. حجم گاز عملیاتی در یک پروژه ذخیره‌سازی در مخازن هیدروکربوری تخلیه‌شده بیش از دیگر روش‌هاست اما حجم گاز برداشت شده در روز از مغارهای نمکی بیشتر است و مخازن هیدروکربوری کمترین دبی در بازیافت گاز را دارند. ظرفیت ذخیره‌سازی در کشورهای اروپایی به طور میانگین 22 % از گاز مصرفی، روسیه 19%، آمریکا 16 %، ترکیه 7 % و در ایران تنها 1.7% است. عدم تأمین منابع مالی و نظام قراردادی نامناسب برای سرمایه‌گذاری بخش غیردولتی دو عامل کلیدی در ظرفیت پایین ذخیره‌سازی ایران است.و عملا پروژه های ذخیره سازی گاز در ایران نتوانسته است موفقیت اثربخشی تاکنون به ارمغان بیاورد.

در بحث جمع‌آوری گازهای فلر، ایران به لحاظ حجم گاز فلر، سومین کشور جهان پس از کشورهای روسیه و عراق است و  به ازای هر بشکه تولید نفت 15 مترمکعب گاز را فلر می‌کند. ایران به طور میانگین در ده سال اخیر 14 میلیارد متر مکعب گاز را به مشعل هدایت کرده است. هزینه فرصت فرآیند فلرینگ، پیامدهای زیست‌محیطی انتشار آلاینده‌ها و گازهای گلخانه‌ای و مرور الزامات بین‌المللی کاهش انتشار، ضرورت برنامه‌ریزی برای بازیابی و حذف گازهای مشعل را به روشنی بیان می‌کند.

موضوع جمع آوری گازهای همراه نفت هرساله در قانون بودجه کل کشور درج شده و بودجه‌ای به آن تخصیص می‌یابد. در قانون رفع موانع تولید رقابت پذیر و ارتقای نظام مالی کشور در قالب ماده 12 به سرمایه گذاری در طرح هایی که منجر به جلوگیری از سوختن گازهای همراه نفت و میعانات گازی و جایگزینی گاز داخلی یا وارداتی با فرآورده های نفتی تأکید شده است. 52 مشعل در حال حاضر در در منطقه شرق کارون فعال است که جمع آوری گازهای همراه 21 مشعل تا پایان سال در برنامه قرار دارد که با  اجرایی شدن آن روزانه 20 میلیون متر مکعب به حجم گاز کشور اضافه میشود.

یکی دیگر از راهکارها تبدیل نیروگاه‌های گازی به سیکل ترکیبی است

توربین های گازی یکی از مهم‌ترین منابع تولیدکننده انرژی الکتریکی در صنعت نیروگاهی دنیا به شمار می‌رود. اگر توربین گاز به صورت سیکل ترکیبی نباشد، گازهای خروجی آن، که می‌توانند تا 600 درجه سانتیگراد دما داشته باشند، مستقیماً وارد هوا شده و انرژی باقی‌مانده در آن هدر می‌رود. نیروگاه‌های سیکل ترکیبی در کنار بازدهی بالاتر، راه حلی بسیار کارآمد، انعطاف‌پذیر، قابل اعتماد، مقرون به صرفه و سازگار با محیط زیست برای تولید برق است.

راهکار افزایش قیمت

از آنجا که گاز ارزان‌ترین و پاک‌ترین سوخت در دسترس است یکی از مهم‌ترین اهداف بخش انرژی کشور در برنامه‌های توسعه اقتصادی، اجتماعی و فرهنگی جایگزینی هرچه بیشتر گاز طبیعی به جای سوخت مایع در سبد انرژی مصرفی کشور بوده است. لذا در این راستا سالیانه حدوداً 30 میلیون متر مکعب در سال به مصرف کشور افزوده می‌گردد که معادل تولیدات یک فاز پارس جنوبی می‌باشد.

تعرفه‌های گازطبیعی به پنج بخش تقسیم شده است که شامل تعرفه‎های بخش خانگی، حمل و نقل، صنعتی، عموم و سایر شامل مراکز فرهنگی، آموزشی و ورزشی، مساجد و حسینیه‌ها  می‌باشد .به دنبال اجرایی شدن قانون هدفمندسازی یارانه‌ها، به منظور تعیین نرخ های جدید گازطبیعی در بخش خانگی، تفاوت‌های آب و هوایی و دامنه مصرف مشتریان و فصل‌بندی زمانی در نظر گرفته شده است.  با وجود هدفگذاری قانون هدفمندی برای افزایش قیمت گازطبیعی، به دلیل کسری منابع این قانون، آنچه از درآمدهای فروش داخلی گاز سهم صنعت گاز شده است، در طی سال‌های پس از اجرا، به طور کلی کاهش یافته است. به طوریکه  هزینه  تولید و توزیع هر متر  مکعب گاز 500 تومان است. در حالی که مردم تنها 40 تومان بابت هر متر مکعب پرداخت میکنند. این افت درآمدها موجب کاهش منابع سرمایه‌ای صنعت گاز شده که اثر بلندمدت آن در سرمایه‌گذاری ناکافی در پروژه‌هایی نظیر نگهداشت تولید و ذخیره‌سازی گاز، دیده خواهد شد. با تجدید نظر در قیمت فروش گاز طبیعی می توان به مصرف بهینه این نعمت خدادادی کمک شایانی نمود.

راهکار افزایش عرضه، توسعه میادین جدید و راهکارهای نگهداشت تولید

پیش‌بینی مجموع درآمد صنعت گاز از تولید در سال 1400 حدود 7.1 میلیارد دلار بوده و این در حالی است که سالیانه 2.3 میلیارد دلار هزینه تنها به منظور تعمیرونگهداری تأسیسات پارس جنوبی موردنیاز است. بر اساس برنامه‌های وزارت نفت، برای افزایش تولید نفت و گاز تا سال 1408 حدود 160 میلیارد دلار سرمایه‌گذاری نیاز است. و برای افزایش تولید گاز و جبران بخشی از کسری، نیاز به سرمایه‌گذاری در توسعه میادین جدید نیز وجود دارد. هر پالایشگاه در سال 3.3 میلیارد دلار به درآمد کشور اضافه میکند.

پارس جنوبی، بزرگ‌ترین میدان مشترک گازی ایران است. سهم ذخیره گاز ایران در این میدان 15832 میلیارد متر مکعب است. در حال حاضر میانگین تولید روزانه ایران بیشتر از قطر است، اما قطر در فاز جدید توسعه میدان، تصمیم دارد ظرفیت تولید خود را 20 درصد نسبت به تولید فعلی در ده سال آینده افزایش دهد. برای حفظ و نگهداشت تولید پارس جنوبی انجام عملیات تعمیری بر روی حدود 50 حلقه چاه در دستور کار قرار گرفته است. هزینه برآورد شده جهت این عملیات حدود 180 میلیون دلار است. تولید ناشی از به مدار آمدن چاه‌های بسته و بهبود تولید برخی از چاه‌ها، Plateau برخی از فازها را افزایش می‌دهد و یا تولید را به تولید تکلیفی می‌رساند. تعمیرات گفته شده طی یک برنامه سه‌ساله به تحقق خواهد پیوست. در ادامه شرکت نفت و گاز پارس در نظر دارد بیش از 30 حلقه چاه infill در فازهای یک، دو، سه، چهار، دوازده و نوزده حفاری کند. هزینه حفاری هر چاه infill بالغ بر 20 میلیون دلار برآورد می‌شود. این پروژه حدود 800 میلیون دلار سرمایه نیاز خواهد داشت.

طبق پیش‌بینی‌های صورت گرفته در وزارت نفت، از سال 1404 به دلیل افت فشار، سالانه تولید معادل یک فاز پارس جنوبی کاهش خواهد یافت. راهکار مشکل افت فشار نصب سکوهای عظیم به همراه کمپرسور است. هزینه هر سکو معادل 2.5  میلیارد دلار برآورد می‌شود. طی یک دوره 6 تا 8 ساله، جهت حفظ تولید باید تعدادی از این سکوها خریداری و نصب شوند.

پیشنهاد میگردد شرکت های فعال در صنایع پایین دست نفت و گاز و سایر صنایع انرژی بر  به منظور تامین خوراک پایدار گاز با سرمایه گذاری در توسعه میادین گاز و افزایش تولید در قالب قرارداد های مشارکت در تولید ورود نمایند. این مسیر با توجه به درآمدهای کشور در شرایط تحریم در دسته کم ریسک ترین مدل های سرمایه گذاری و تامین مالی توسعه میادین گازی ایران به شمار می آید.

متاسفانه  در دولت قبل ، به علت محدودیت های تامین فناوری و همچنین سرعت پایین اجرای طرح ها گاها راهکارهای پر ریسک برنامه ریزی و در حال اجرا بود به گونه‌ای که در یک اقدام مشخص با هدف جابجابی سکو بهره برداری فاز 12 به 11 در میدان پارس جنوبی و به علت مشکلات تاخیر در زمان جابجایی نه تنها گاز فاز 11 وارد مدار تولید نگردیده بود بلکه فاز 12 این میدان با تولید حدود روزانه 8 میلیون متر مکعب گاز نیز از مدار تولید خارج شده بود.  خوشبختانه در حال حاضر فاز 11 به بهره برداری رسیده است. لازم به ذکر است که در سال جاری میانگین کمبود تقاضا در دوران اوج مصرف گاز حدود 35 میلیون متر مکعب روزانه پیش‌بینی می‌شود. در شرایط کنونی بهتر است با مدیریت صحیح موجبات بحران جدید در مدیریت عرضه گاز کشور ایجاد نشود.

راهکار دیگر به‌کارگیری ظرفیت‌های کشور در بهره‌برداری از انرژی‌های تجدیدپذیر است. پرداختن به انرژی‌های تجدیدپذیر از دو منظر ایجاد عدالت اجتماعی در دسترسی به انرژی و امنیت انرژی در کشور ما مهم است. ایران پتانسیل‌های خوبی در زمینه انرژی های بادی و خورشیدی دارد که استفاده از آن‌ها بستر را برای عدالت اجتماعی هموار می کند. افزون بر آن، ایجاد شغل و بهبود وضعیت اقتصادی در سایه ترویج استفاده از انرژی‌های تجدیدپذیر می تواند در محرومیت زدایی از مناطق محروم کشور و نیل به اهداف توسعه پایدار راهگشا باشد.

ساختار مالی در انرژی‌های تجدیدپذیر با تولید انرژی فسیلی متفاوت است فرآیند توسعه در انرژی‌های تجدیدپذیر دارای هزینه‌های سرمایه‌گذاری اولیه بالایی بوده و در مقابل هزینه تعمیر و نگهداری در آنها پایین است. افزایش امنیت عرضه انرژی،کاهش میزان گرمایش جهانی، تحریک رشد اقتصادی، ایجاد اشتغال، افزایش میزان درآمد سرانه، افزایش عدالت اجتماعی وحفاظت محیط زیست در تمام زمینه‌ها ازمزایای توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر است.. کاربردهای انرژی تجدیدپذیر در دو گروه اصلی نیروگاهی برای تولید برق و غیر نیروگاهی به‌منظور تولید حرارت و سرمایش است.

به گزارش سازمان انرژی‌های تجدیدپذیر و بهره‌وری انرژی برق در سال 97، به طور میانگین ماهانه 80 میلیون کیلووات ساعت برق تجدیدپذیر تولید شده است که منجر به صرفه‌جویی ماهانه 25 میلیون مترمکعب گاز طبیعی شده است.

و کلام آخر در صورت عدم برنامه ریزی دولت درحوزه مدیریت انرژی، تامین پایدار انرژی دست نیافتنی خواهد بود و مصرف کنندگان در سال های آینده همچنان با چالش جدی کمبود عرضه گاز در مقابل افزایش تقاضا مواجه خواهند بود. تامین نیاز مصرف‌کنندگان خانگی در برنامه‌ریزی استراتژیک کشور در اولویت بوده و صادرات گاز طبیعی تنها در صورتی محقق خواهد شد که گاز طبیعی کشور مازاد بر نیاز مصرف داخلی باشد یا با توجه به مزیت‌های نسبی و صرفه اقتصادی صادرات گاز طبیعی دارای توجیه باشد. با روند کنونی در آینده ایران به وارد کننده گاز تبدیل می‌شود.

اکنون به دلیل پیک مصرف در فصول سرد و عدم برنامه‌ریزی برای ذخیره‌سازی گاز در فصول گرم، تراز تولید و مصرف گازطبیعی کشور طی سال‌های اخیر منفی می باشد، و هرگونه رویای صادرات، نیازمند سرمایه‌گذاری هنگفتی در حدود 50  میلیارد دلار برای توسعه میادین گاز طبیعی و انتقال و توزیع، احداث پالایشگاه‌های گاز  و واحد تولید ال‌ان‌جی است. دولت باید در برنامه‌های کوتاه مدت و بلندمدت خود اقدام به توسعه ظرفیت های تولید، افزایش ظرفیت ذخیره سازی گاز طبیعی، کاهش مصرف از طریق بهینه‌سازی و صرفه جویی و تعدیل نرخ تعرفه‌های گاز مصرفی در بخش‌های مختلف نماید. استفاده از روش های پر ریسک و پرهزینه گاهی خسارت های بزرگی به کشور و ظرفیت تولید گاز وارد نموده است و می بایست در این موارد با برنامه‌ریزی و مدیریت ریسک بهتر عملیات اجرایی صورت گیرد.  و مهمتر از همه  تنوع بخشیدن به سیستم عرضه انرژی کشور باید در بلندمدت مورد توجه سیاستگذاران کشور قرار گیرد.

*زینب قیصری – کارشناس انرژی

انتهای پیام/