14 - 03 - 2023
تهدیدها علیه امنیت انرژی در ایران
صابر پناهیشکوه*- بر اساس گزارش مجمع شرکتهای تولیدکننده گاز، ایران با ۳۴ تریلیون مترمکعب ذخیره اثباتشده (ذخایر اثباتشده یا P1 به ذخایری با احتمال بیش از ۹۰ درصد اطلاق میشود) گاز پس از روسیه بیشترین ذخایر گازی دنیا (حدود ۱۶ درصد از مجموع کل ذخایر اثباتشده 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 پارسجنوبی در دهه ۱۳۷۰، اکنون گاز به عنوان مهمترین حامل انرژی در کشور شناخته میشود و قریب به ۷۵ درصد از سبد انرژی کشور را به خود اختصاص داده است. توسعه صنعت گاز وابستگی به سوخت مایع را کاهش داده و از منافع ایران در میدان مشترک با قطر حراست کرده، اما عرضه گاز جهت مصرف داخلی بوده و در بخش مصرف کنترل و محدودیتی اعمال نشده است. افت فشار میدان پارسجنوبی و روند صعودی مصرف، چالشی جدی برای تامین گاز پیش روی کشور قرار داده است. متاسفانه در پنج سال گذشته، سرمایهگذاری مناسبی در نگهداشت و توسعه تولید گاز ایران نشده است و با کاهش دستکم روزانه حدود ۳۰ میلیون مترمکعب تولید (معادل یک فاز پارسجنوبی) در هر سال مواجه هستیم. در فصل سرد، افزایش تقاضای بخش خانگی موجب اعمال قطعی در بخش صنعت، کاهش صادرات یا افزایش مصرف نفت کوره به عنوان سوخت نیروگاهها میشود. متاسفانه امروز نهتنها نمیتوان به صادرات گاز فکر کرد، بلکه با افزایش روزافزون مصرف با توجه به قیمتهای نسبتا رایگان گاز، خطر تبدیل شدن به واردکننده گاز برای تامین انرژی کشور در فصل سرد، کشور را تهدید میکند. اتخاذ سیاستهایی برای افزایش تولید، کنترل مصرف و سرمایهگذاری بر منابع انرژی جایگزین با بهرهگیری از ظرفیتهای یکتای ایران در انرژیهای تجدیدپذیر، از اولویتهای مهم برای تامین امنیت انرژی در کشور است.
مصرف انرژی سالانه ایران بنا به گزارش آماری سالانه شرکت بریتیش پترولیوم بالغ بر ۱۲ اگزاژول است که ۶۸/۸ اگزاژول معادل ۷۲ درصد آن را گاز طبیعی تشکیل میدهد. قسمت عمده دیگر مصرف انرژی در ایران از نفت است و سوختهای پاک و انرژیهای نو سهم بسیار ناچیزی (کمتر از ۱ درصد) در سبد انرژی دارند. گاز طبیعی در ایران به عنوان سوخت در واحدهای خانگی، تجاری، صنعتی و نیروگاهها و خوراک پالایشگاهها مصرف میشود. در بخش خانگی، مصرف گاز در سال ۱۳۹۰ تا ۱۴۰۰، از ۴۴ به ۶۴ میلیارد مترمکعب در سال رسیده است که افزایش ۴۶درصدی را نشان میدهد. افزون بر افزایش جمعیت، گازرسانی حداکثری به شهرها و روستاهای کشور موجب افزایش مصرف بخش خانگی شده است. سیاست گازرسانی حداکثری به تمام نقاط کشور سبب شده است تاکنون ایران از کشورهای روسیه، آمریکا یا ترکیه سطح تحت پوشش بیشتری داشته باشد. نتیجه طبیعی این سیاست، وابستگی شدید سبد مصرف نهایی انرژی به گاز طبیعی است که مدیریت تامین گاز در فصل سرد را به چالشی بزرگ تبدیل کرده است.
روسیه از لحاظ میانگین دمایی بسیار سردتر از ایران است، اما با ذخایر گاز بیشتر از ایران، میزان گازرسانی آن حدود ۷۰ درصد است. تفاوت قیمت در گاز صادراتی و گاز مصرفی خانگی، هزینه فرصت ازدسترفته را به خوبی نشان میدهد. براساس آمار ترازنامه انرژی سال ۱۳۹۸، قیمت گاز مصرفی خانگی در ماههای سرد سال تنها ۸۰۵ ریال به ازای هر مترمکعب است. اگر تنها ۲۵ درصد صرفهجویی رخ میداد یا گازرسانی کمتر انجام میشد، در سال ۱۳۹۸ بیش از ۱۶ میلیارد متر مکعب گاز مازاد جهت صادرات وجود داشت که از خالص صادرات گاز در سال ۱۳۹۶ بیشتر است. این میزان گاز در کشور، ۱۲۹۰۰ میلیارد ریال فروخته میشود در حالی که در صورت صادرات حتی با نازلترین قیمت (که قیمت صادرات ایران به عراق و حدود ۴۳ سنت است)، ۶۸۹۰ میلیون دلار ارزآوری برای کشور حاصل میشد. در تعریف هزینه فرصت به این سبک تشکیکهایی مانند نبود بازار صادراتی، نیاز به تاسیس نیروگاه و… وجود دارد، اما برای محاسبه سرانگشتی میتوان به آن اتکا کرد. به نظر میرسد با اجرای قوانین بهینهسازی مصرف در همه بخشها و استفاده از منابع انرژی جایگزین میتوان حجم عمدهای از گاز را صادر کرد. امروز نه تنها نمیتوان به صادرات گاز فکر کرد، بلکه با افزایش روزافزون مصرف با توجه به قیمتهای نسبتا رایگان گاز، خطر تبدیل شدن به واردکننده گاز برای تامین انرژی کشور در فصل سرد، کشور را تهدید میکند.
تولید و مصرف گاز؛ پایان رویای صادرات گاز
با رویکردهای سیاستی کنونی بر اساس سند تراز تولید و مصرف گاز طبیعی در کشور تا افق سال ۱۴۲۰ که سازمان برنامه و بودجه کشور ابلاغ کرده است، افزایش مصرف گاز صعودی خواهد بود و تا سال ۱۴۲۰، مصرف گاز کشور از مرز ۱۴۱۰ میلیون مترمکعب در روز میگذرد. این در حالی است که به گفته مشکینفام، مدیرعامل شرکت نفت و گاز پارس، فشار مخزن گازی پارسجنوبی که ۷۵ درصد گاز مصرفی کشور را تامین میکند، از سال ۱۴۰۴ رو به کاهش میگذارد و سالانه با افت فشاری حدود ۷ بار مواجه میشود. در صورت عدم سرمایهگذاری، سالانه با کاهش تولید به اندازه یک فاز استاندارد معادل ۲۸ میلیون مترمکعب در روز روبهرو میشویم. در زمستان سال ۱۳۹۹، مصرف گاز طبیعی به سطح حداکثر توان تولید پایدار گاز طبیعی کشور نزدیک شد و ۱۰۵ میلیون مترمکعب تقاضای تامین نشده برجا گذاشت. در سند تراز تولید و مصرف گاز طبیعی در کشور، پیشبینی شده است کشور تا سال ۱۴۲۰ با کسری ۵۷۹ میلیون مترمکعب مواجه و به واردکننده گاز تبدیل میشود.
راهکارهای جبران ناترازی گاز
گزینههای موجود بر میز سیاستگذاران برای 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 پیشرو به حساب میآیند که هرکدام با چالشهایی روبهرو هستند.
کنترل مصرف؛ 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 شود. تغییرات دمایی در طول سال باعث تغییراتی در میزان تقاضا برای مصرف این حامل انرژی میشود.
استفاده از راهکارهایی مانند پنجرههای عایق دوجداره در ساختمانها و ایجاد بهرهوری در بخش صنعت، کاهش مصرف را در پی دارد. بر اساس ترازنامه هیدروکربوری سال ۱۳۹۶، سالانه بیش از ۵۰۰ میلیون بشکه نفتخام معادل تلفات انرژی در بخش صنعت وجود دارد که ۶۰ درصد آن در نیروگاهها رخ میدهد.
سوخت عمده نیروگاهها گاز است و افزایش بهرهوری آنها ازجمله تبدیل نیروگاههای گازی به سیکل ترکیبی، تغییر فناوری، سرد کردن هوای ورودی به کمپرسور، استفاده از سیستم خنککننده فاگ و… موجب کاهش تلفات زیاد در مصرف گاز میشود.
تغییرات فناوری، نفوذ و بهکارگیری فناوریهای انرژی کارآمد، تغییرات رفتاری با فرهنگسازی و آموزش تغییرات سازمانی و مدیریتی از طریق اجرای استانداردها مهمترین عوامل افزایش بهرهوری در بخش انرژی هستند. وضع قوانین و مقررات توسط سیاستگذاران و اقتصادی بودن طرحهای کاهش مصرف انرژی همراه با نظارت کامل و انگیزههای قوی، کاهش مصرف را کنترل میکند. سازوکار بازار بهرهوری (گواهی سفید) نیز میتواند به عنوان روشی مناسب و کارا در تخصیص بهینه منابع به طرحهای بهینهسازی انرژی و کمک به اجرای آنها، نقش بسزایی در بهرهوری انرژی ایفا کند؛ گرچه تجربه نشان داده است که تغییر در قیمت حاملهای انرژی در کنار اجرای نادرست قانون هدفمندی منجر به ایجاد تهدید برای امنیت ملی و بروز ناآرامی اجتماعی شده است.
ذخیرهسازی
یکی از بهترین راههای پاسخگویی به تقاضای گاز در فصل سرد سال، ذخیره گاز در ساختارهای زیرزمینی برای استفاده و دسترسی راحتتر و ارزانتر به گاز طبیعی ذخیرهشده در ایام پرمصرف است. سفرههای آب زیرزمینی، مخازن هیدروکربوری تخلیهشده 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 برای ذخیرهسازی موثر هستند. بر اساس دادههای منتشرشده در کنفرانس جهانی گاز در سال ۲۰۱۸، در آمریکا، اقبال به ذخیرهسازی در مخازن هیدروکربوری تخلیهشده بیش از دیگر روشهاست، به طوری که از ۶۷۱ مخزن ذخیرهسازی گاز در دنیا، ۷۳ درصد آن در مخازن تخلیه شده است. بررسی و تحلیل آماری انجامشده در خصوص ۳ روش ذخیره در مغارهای نمکی، سفرههای آب زیرزمینی و مخازن هیدروکربوری تخلیهشده نشان میدهد که سرمایه اولیه مورد نیاز برای ذخیرهسازی در مخازن هیدروکربوری تخلیهشده خیلی کم است. شایان ذکر است، بازیابی بیشترین حجم گاز برداشتشده در روز از مغارهای نمکی بیشتر از مخازن هیدروکربوری است، اما به دلیل مسائل اقتصادی، استفاده از مغارهای نمکی توصیه نمیشود. ظرفیت ذخیرهسازی در کشورهای اروپایی به طور میانگین ۲۲ درصد از گاز مصرفی، روسیه ۱۹ درصد، آمریکا ۱۶ درصد، ترکیه ۷ درصد و در ایران تنها ۷/۱ درصد است. عدم تامین منابع مالی و نظام قراردادی نامناسب برای سرمایهگذاری بخش غیردولتی، ۲ عامل کلیدی در ظرفیت پایین ذخیرهسازی ایران است. پروژههای ذخیرهسازی گاز در ایران تاکنون نتوانسته است موفقیت اثربخشی به ارمغان بیاورد.
جمعآوری گازهای فلر
بر اساس آمارهای بانک جهانی، حجم گاز فلر جهان در سال ۲۰۲۱، حدود ۱۴۵ میلیارد مترمکعب بود که ایران سهمی معادل ۵/۱۷ میلیارد مترمکعب در این آمار داشت. ایران به لحاظ حجم گاز فلر پس از کشورهای روسیه و عراق، دارای رتبه ۳ است. ایران به ازای هر بشکه تولید نفت، ۱۵ مترمکعب گاز را فلر میکند. ایران به طور میانگین در ۱۰ سال اخیر، ۱۴ میلیارد مترمکعب گاز را به مشعل هدایت کرده است. رتبه ۳ ایران پس از عراق و روسیه در حجم گاز مشعل تولیدی، 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 جمعآوری گازهای همراه نفت هرساله در قانون بودجه کل کشور با عنوان تعهدات دولت در بازپرداخت طرحهای بهینهسازی مصرف انرژی، گازرسانی، جمعآوری گازهای همراه و مشعل (موضوع ماده ۱۲ قانون رفع موانع تولید رقابتپذیر و ارتقای نظام مالی کشور) ذیل حمایت از تولید در بخش انرژی درج میشود و بودجهای به آن تخصیص مییابد. در قانون رفع موانع تولید رقابتپذیر و ارتقای نظام مالی کشور در قالب ماده ۱۲، به سرمایهگذاری در طرحهایی که منجر به جلوگیری از سوختن گازهای همراه نفت و میعانات گازی و جایگزینی گاز داخلی یا وارداتی با فرآوردههای نفتی میشود، تاکید شده است. تاکنون طرح NGL سیری و طرح NGL خارک نفت فلات قاره، واحد ۳۲۰۰- NGL شرکت بهرهبرداری نفت و گاز اروندان و طرح ۳۱۰۰- NGL با ظرفیت ۵/۴ میلیون مترمکعب روزانه نفت مناطق مرکزی برای جمعآوری گازهای مشعل اجرا شدهاند و طرحهای دیگری نیز در برنامه قرار دارند.
تبدیل نیروگاههای گازی به سیکل ترکیبی
توربینهای 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 تا ۶۰۰ درجه سانتیگراد دما دارند، مستقیما وارد هوا میشود و انرژی باقیمانده در آن هدر میرود در حالی که در نیروگاه سیکل ترکیبی، از این انرژی استفاده میشود و بویلر توربین بخار بدون نیاز به سوخت، بخار آب تولید میکند. بنابراین، با استفاده از این روش، بازده سیکل افزایش مییابد. با به کارگیری توربینهای گازی در چرخههای ترکیبی میتوان پایین بودن بازده آن را برطرف کرد و در نتیجه، آن را برای تامین بار پایه به کار گرفت و درعین حال، از مزایای دیگر آن نیز مانند راهاندازی سریع و انعطافپذیری در محدوده گستردهای از بار بهرهمند شد. به صورت تئوری، انرژی قابل بازیابی از اگزوز توربینهای گازی حدود نصف انرژی تولیدشده خود توربین گاز و بنابراین، توان توربین بخار حدود نصف توربین گاز است. در برخی طراحیها، ۲ توربین گاز، انرژی مورد نیاز برای یک توربین بخار را ایجاد میکنند و در نتیجه، توان تولیدی توربینهای بخار در حدود توربینهای گاز میشود.
با استناد به آمارهای اعلامشده وزارت نیرو، ظرفیت مجموع نیروگاههای گازی و سیکل ترکیبی کشور حدود ۱۳ هزار مگاوات معادل ۴۴ درصد مجموع کل قدرت نصبشده در کشور است. نیروگاههای سیکل ترکیبی به دلایلی از قبیل بازده بالاتر، طول عمر بیشتر و هزینه کمتر تولید برق، از نظر تئوریک بر نیروگاههای گازی ارجحیت دارند. نیاز حیاتی شبکه کشور به نصب نیروگاههای جدید به دلایلی مانند توسعه صنعتی و نیز رشد جمعیت با در نظر گرفتن ناتوانی دولت و وزارت نیرو برای تامین بودجه کل نیروگاههای مورد نیاز، لازم میدارد که از راهحل تبدیل نیروگاههای گازی به سیکل ترکیبی در آینده بهره برد و بدین ترتیب، قسمتی از نیازهای بار پایه شبکه ملی را تامین کرد.
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 است.
در این راستا، سالانه حدود ۳۰ میلیون مترمکعب به مصرف کشور افزوده میشود که معادل تولیدات یک فاز پارسجنوبی است. تعرفههای گاز طبیعی به ۵ بخش تقسیم شده که شامل تعرفههای بخش خانگی، حملونقل، صنعتی، عموم و سایر شامل مراکز فرهنگی، آموزشی و ورزشی، مساجد و حسینیههاست. به دنبال اجرایی شدن قانون هدفمندسازی یارانهها، برای تعیین نرخهای جدید گاز طبیعی 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 گاز طبیعی، به دلیل کسری منابع این قانون، آنچه از درآمدهای فروش داخلی گاز سهم صنعت آن شده، در سالهای پس از اجرا کاهش یافته است؛ به طوری که درآمد این شرکت از فروش هر مترمکعب گاز از ۱۰۰ تومان در سال ۱۳۸۹، به ۵۸ تومان در سال ۱۳۹۹ رسیده است.
این افت درآمدها موجب کاهش منابع سرمایهای صنعت گاز شده است که اثر بلندمدت آن در سرمایهگذاری ناکافی در پروژههایی مانند نگهداشت تولید و ذخیرهسازی گاز دیده میشود. با تجدیدنظر در قیمت فروش گاز طبیعی میتوان به مصرف بهینه این نعمت خدادادی کمک شایانی کرد.
افزایش عرضه
توسعه میادین جدید و راهکارهای نگهداشت تولید پیشبینی مجموع درآمد صنعت گاز از تولید در سال ۱۴۰۰، حدود ۱/۷ میلیارد دلار است. این در حالی است که سالانه ۳/۲ میلیارد دلار هزینه تنها برای تعمیر و نگهداری تاسیسات پارسجنوبی مورد نیاز است. بر اساس برنامههای وزارت نفت، برای افزایش تولید نفت و گاز تا سال ۱۴۰۸، حدود ۱۶۰ میلیارد دلار سرمایهگذاری نیاز است. در این برنامهها امید است تولید نفت از ۴ میلیون بشکه به ۷/۵ میلیون بشکه در روز و تولید گاز از ۱۰۰۰ میلیون مترمکعب به ۱۵۰۰ میلیون مترمکعب در روز برسد.
پارسجنوبی بزرگترین میدان مشترک گازی ایران است. سهم ذخیره گاز ایران در این میدان، ۱۵۸۳۲ میلیارد مترمکعب است. میزان تولید تجمعی گاز قطر از این میدان، ۱/۶ برابر ایران است. در حال حاضر میانگین تولید روزانه ایران بیش از قطر است، اما قطر در فاز جدید توسعه میدان، تصمیم دارد در ۱۰ سال آینده، ظرفیت تولید خود را ۲۰ درصد نسبت به تولید کنونی افزایش دهد.
طبق پیشبینیهای انجام شده در وزارت نفت، از سال ۱۴۰۴، به دلیل افت فشار، سالانه تولید معادل یک فاز پارسجنوبی کاهش مییابد. راهکار مشکل افت فشار، نصب سکوهای عظیم به همراه کمپرسور است. هزینه هر سکو معادل ۵/۲ میلیارد دلار برآورد میشود. در دورهای ۶ تا ۸ ساله، برای حفظ تولید باید تعدادی از این سکوها خریداری و نصب شوند. پیشنهاد میشود شرکتهای فعال در صنایع پاییندست نفت و گاز و دیگر صنایع انرژی بر برای تامین خوراک پایدار گاز با سرمایهگذاری در توسعه میادین گاز و افزایش تولید در قالب قراردادهای مشارکت، در تولید ورود یابند. این مسیر با توجه به درآمدهای کشور در شرایط تحریم، در دسته کمریسکترین مدلهای سرمایهگذاری و تامین مالی توسعه میادین گازی ایران به شمار میآید.
به کارگیری ظرفیتهای کشور در بهرهبرداری از انرژیهای تجدیدپذیر
پرداختن به انرژیهای تجدیدپذیر از منظرهای ایجاد عدالت اجتماعی در دسترسی به انرژی و امنیت انرژی در کشور ما مهم است. ایران ظرفیتهای خوبی در زمینه انرژیهای بادی و خورشیدی دارد که استفاده از آنها بستر را برای عدالت اجتماعی هموار میکند. افزون بر این، ایجاد شغل و بهبود وضعیت اقتصادی در سایه ترویج استفاده از انرژیهای تجدیدپذیر در محرومیتزدایی از مناطق محروم کشور و نیل به اهداف توسعه پایدار راهگشاست. ساختار مالی در انرژیهای تجدیدپذیر با تولید انرژی فسیلی متفاوت است. فرآیند توسعه در انرژیهای تجدیدپذیر دارای هزینههای سرمایهگذاری اولیه بالا و در مقابل، هزینه تعمیر و نگهداری آنها پایین است. افزایش امنیت عرضه انرژی، کاهش میزان گرمایش جهانی، تحریک رشد اقتصادی، ایجاد اشتغال، افزایش درآمد سرانه، افزایش عدالت اجتماعی و حفاظت محیطزیست در تمام زمینهها از مزایای توسعه انرژیهای تجدیدپذیر است. کاربردهای انرژی تجدیدپذیر در ۲ گروه اصلی نیروگاهی برای تولید برق و غیرنیروگاهی برای تولید حرارت و سرمایش است.
به گزارش سازمان انرژیهای تجدیدپذیر و بهرهوری انرژی برق در سال ۱۳۹۷، به طور میانگین ماهانه ۸۰ میلیون کیلووات ساعت برق تجدیدپذیر تولید شده که منجر به صرفهجویی ماهانه ۲۵ میلیون مترمکعب گاز طبیعی شده است.
*پژوهشگر اقتصادی
پیشنهادات سیاستی برای تامین امنیت انرژی
برای برونرفت از بحران جدید گاز، اصول سیاستی زیر از راهکاری پیشنهادی است. به نظر میرسد سیاست گازرسانی حداکثری بدون کار دقیق کارشناسی و سنجیدن جوانب موضوع اتخاذ شده و اکنون کشور را به بنبست تامین گاز کشانده و امنیت انرژی را با چالش مواجه کرده است. تنوع در سبد انرژی و بهرهگیری از انرژیهای نو به خصوص انرژی تجدیدپذیر و هستهای به عنوان جایگزین گاز در تولید برق، بهینهسازی در بخش مصرف، سرمایهگذاری در حفظ و نگهداشت و افزایش تولید و استفاده از ابزارهای قیمتی برای کنترل مصرف از راهکارهایی است که هیچیک به تنهایی معضل گاز را حل نمیکند، اما با پیشبرد اهداف به صورت موازی، صیانت از سرمایه ملی گاز محقق میشود. در روشهای هوشمندسازی و مدیریت مصرف برای انتهای زنجیره مصرف گاز خصوصا در بخش خانوار و تجاری از روشهای اندازهگیری و تایید مبتنی بر فناوریهای به روز در کاهش مصرف بیرویه گاز استفاده شود. این طرح در قالب ماده ۱۲ قانون رفع موانع تولید رقابتپذیر و ارتقای نظام مالی کشور و قراردادهای ارائه خدمات بهرهوری و رونقبخشی به بازار بهرهوری و گواهی سفید قابل اجراست.
شرکتهای فعال در صنایع پاییندست نفت و گاز و دیگر صنایع انرژیبر برای تامین خوراک پایدار گاز با سرمایهگذاری در توسعه میادین گاز و افزایش تولید در قالب قراردادهای مشارکت، در تولید ورود یابند. این مسیر با توجه به درآمدهای کشور در شرایط تحریم، در دسته کمریسکترین مدلهای سرمایهگذاری و تامین مالی توسعه میادین گازی ایران به شمار میآید. دیگر روشها از جمله آزادسازی قیمت گاز صنایع برای کالاهای صادراتی، استفاده از ظرفیتهای تجارت گاز و سوآپ با هدف سودآوری و نیز کاهش هدررفت در خطوط انتقال نیز موارد مهمی به شمار میآیند.
لطفاً براي ارسال دیدگاه، ابتدا وارد حساب كاربري خود بشويد