اشاره:
آن‌جه كه در پي مي‌آيد مقاله‌اي است كه از سوي گروه نفت، گاز و پتروشيمي شبكه تحليل‌گران تكنولوژي ايران(ايتان) منتشر شده و در اختيار سرويس مسائل راهبردي خبرگزاري دانشجويان ايران قرار گرفته است.

اين نوشتار كه پيش از اين نيز متن خلاصه‌ شده‌ي آن از سوي سرويس مسائل راهبردي ايران منتشر شده بود، علاوه بر بررسي راهكار‌هاي مختلف سوزاندن، صادرات، تزريق به مخازن و در نهايت تبديل گازو توليد فرآورده از آن در تلاش است تا يك استراتژي  تبديلات گازي براي كشور ارائه دهد. 
گفتني است گروه نفت، گاز و پتروشيمي شبكه تحليل‌گران تكنولوژي ايران اخيراً موفق به تدوين استراتژي تبديلات گازي كشور شده است و محتواي توصيه‌هاي سياستي اين مقاله نيز تا حدود زيادي بر اين پژوهش استوار است.

تحليلگران ايتان در اين مقاله بار ديگر با استدلا‌ل‌هاي متعددي استراتژي خام‌فروشي گاز طبيعي توسط وزارت نفت زير سوال برده و توصيه‌هاي سياستي ويژه‌اي براي اصلاح سياست‌ها و رويه‌هاي سياست‌گذاري وزارت نفت در اين باره ارائه مي‌دهند. اگر چه شبكه تحليل‌گران تكنولوژي ايران پيش از اين نيز به نقد سياست خام‌فروشي گاز پرداخته بود، اما در اين نوشتار به گونه‌اي روشمندانه راهكار‌هاي جايگزيني را براي اين وزارت‌خانه پيشنهاد مي‌دهد.

سرويس مسائل راهبردي ايسنا، اظهار اميدواري مي‌كند ايجاد يك عرصه‌ عمومي براي گفت وگوي دانشگاهيان و حرفه‌مندان با مديران و سياست‌گذاران درباره‌ي سياست‌ها و استراتژي‌ها ي انرژي، ضمن مستندسازي تاريخ سياست‌گذاري و نظارت عمومي بيشتر بر فرآيند سياست‌گذاري عمومي در اين حوزه، موجب طرح ديدگاه‌ها و راه‌كار‌هاي جديد و ارتقاي كيفيت فرآيند سياست‌گذاري كشور شود.
سرويس مسائل راهبردي ايران rahbord.isna@gmail.com آمادگي خود را براي انعكاس ديدگاه‌هاي وزارت نفت، دانشجويان، استادان، متخصصان و حرفه مندان اين حوزه در بررسي دقيق‌تر سياست‌گذاري درباره‌ي مصرف گاز اعلام مي‌كند. 
در پي  متن كامل اين مقاله تقديم حضور خوانندگان گرامي مي گردد.  

مقدمه:
شرايط فعلي قيمت جهاني نفت، فرصت مناسبي را پيش ‌روي ايران، به عنوان دومين دارنده ذخاير اثبات شده گاز در جهان، جهت ايفاي نقشي شايسته در حوزه انرژي نهاده است. آنگونه كه از شواهد و پيش‌بيني‌ها بر مي‌آيد، آينده انرژي جهان از آنِ گاز طبيعي است. ايران با داشتن ذخاير عظيم گاز طبيعي، به عنوان دومين دارنده ذخاير اثبات شده گاز در جهان مطرح بوده و گاز طبيعي بعد از نفت، اصلي‌ترين مزيت كشورمان به حساب مي‌آيد. داشتن اين منبع عظيم توليد ثروت، كارشناسان و تصميم‌سازان دورانديش كشور را در برابر سؤالات متعددي قرار داده است: آيا صرف داشتن ذخاير و منابع گازي مي‌تواند آينده اقتصاد و توسعه كشور را تضمين نمايد؟
آيا داشتن منابع عظيم نفت و 100 سال فروش و مصرف آن به صورت خام توانست موتور توسعه كشور را سرعت بخشد؟
بهترين راه مصرف گاز چيست (سوزاندن و مصرف داخل، صادرات، تزريق يا تبديلات)؟

در جهان امروز، گزينه‌هاي متعددي براي بهره‌برداري و مصرف گاز طبيعي وجود دارد:
مصرف و فروش گاز به صورت خام در داخل (سوزاندن)، صادرات از طريق خطوط لوله، تزريق به مخازن نفت براي افزايش ضريب بازيافت مخازن نفت، و تبديل به فرآورده‌هاي باارزش (تبديلات)، كه از مهمترين اين گزينه‌ها هستند. اما بدون ترديد، در اين بازار بسيار بزرگ و پيچيده، برنده نهايي كساني خواهند بود كه از گاز به عنوان ابزاري براي توسعه پايدار و كسب ارزش افزوده، بيشترين بهره‌برداري را نمايند.

1- آينده گاز؛ گذشته نفت
حال بايد پرسيد سهم ايران از اين گزينه‌هاي موجود، چيست؟
آيا گاز نيز به سرنوشت نفت دچار خواهد شد؟ سرنوشتي كه به گفته وزير نفت دولت قبل، شاهد يكصد سال خام فروشيِ صرف بوده‌ايم و هيچ تلاشي براي بهره‌برداري حداكثري از ارزش افزوده نفت نداشته‌ايم.
اگر نيم‌نگاهي به تصميمات و برنامه‌ريزي‌ها در اين سال‌ها بيانداريم، درمي‌يابيم كه قافله گاز نيز به همان سويي مي‌رود كه نفت رفته است. تصميم‌گيري‌هاي فاقد دورانديشي لازم، كه گاز، اين مزيت اصلي كشور را ابزاري براي رفع معضلات كوتاه مدت كشور ساخته و آن را با بهانه تحكيم امنيت ملي و توسعه مراودات سياسي، براي دوره‌هاي بلندمدت، نظير قراردادهاي 25 ساله، به كشورهاي مختلف جهان به صورت خام با كمترين قيمت ممكن صادر مي‌كند، يا آن را به بهانه عدالت‌گرايي و بدون كوچكترين ديد تخصصي (مديريت انتقال، توزيع و مصرف انرژي و بدون صرفه اقتصادي) به دورترين روستاها رسانده تا با مصرف بي‌رويه، شدت مصرف انرژي كشور را تا چند برابر ميانگين جهاني رقم زده، و يا به بهانه رفع بحران بنزين، در كم‌ارزش‌ترين شكل موجود (CNG) به سوخت خودروها اختصاص دهد.(1)
اين كم‌توجهي، نه تنها موجب از دست رفتن فرصت‌هاي پيش روي دولت در امر بهره‌گيري از منابع گازي، كسب حداكثر ارزش افزوده، ايجاد اشتغال پايدار و توسعه صنعتي بر مبناي مهم‌ترين مزيت نسبي كشور شده است، بلكه گريبان‌گير سرمايه‌گذاران بخش خصوصي نيز گرديده است. سرمايه‌گذاراني كه با درايت و هوشمندي، آينده انرژي و صنايع تبديلي جهان را از آنِ تبديلات گازي ديده‌اند و سرمايه‌هاي خود را به اين سمت سوق داده‌اند. سرمايه‌گذاران موفقي كه سرمايه، تكنولوژي، مجوز، زمين و هرآنچه كه لازمه توليد است را فراهم نموده‌اند، اما تنها، يا بدليل عدم ارائه خوراك از سوي وزارت نفت سرگردان بوده (گاز طبيعي كه در زمان صادرات منابعش بيكران است، در مورد مصارف با ارزشي چون تبديلات گازي و تزريق به مخازن نفت، كمياب مي‌باشد) و يا همواره در نگراني قطعي گاز خود در چهار ماه پاياني سال به سر مي برند.
اين در حالي‌ است كه با نگاهي به برنامه‌هاي توسعه صنعت نفت و گاز كشور‌هاي مختلف جهان، از صنعتي‌ترين آنها نظير آمريكا و نروژ گرفته تا كشورهاي بهره¬بردار، همچون عربستان و نيجريه، مي‌توان مشاهده نمود كه اين كشورها از منابع خود در نهايت دقت، در قالب برنامه‌هاي از پيش تعيين شده و بر مبناي مطالعات كارشناسي بهره‌برداري مي‌نمايند.
كشورهايي همچون نروژ كه در كمتر از سه دهه، با تبديل مزيت نسبي منابع نفت و گاز خود به مزيت رقابتي و استفاده حداكثري از ارزش افزوده اين منابع، علاوه بر رشد علمي و تكنولوژيك، از كشوري كه اقتصاد آن بر پايه صيادي و ماهيگيري بنا شده بود، به يكي از ثروتمندترين و توسعه يافته‌ترين كشورهاي اروپا تبديل شده و هم اكنون به عنوان يكي از مهمترين كشورهاي سرمايه‌گذار در پروژه‌هاي بزرگ نفت و گاز در ديگر كشورها و نيز صادر كننده تكنولوژي‌هاي پيشرفته در صنعت نفت و گاز، مطرح است. اسناد توسعه صنعت گاز اين كشور كه به راحتي قابل دسترسي مي‌باشد، گواهي بر اين مدعا است.
اين در حالي است كه با توجه به نوپا بودن صنعت گاز در جهان و فاصله كم كشور در اين حوزه از ديگر كشورها، مي‌توان اميدوار بود كه در صورت برنامه‌ريزي صحيح و استراتژيك و سياست‌گذاري اصولي، امكان اجتناب از تجربه تلخ نفت و استفاده از حداكثر ارزش افزوده گاز براي كشور ما نيز فراهم آيد.

2- سوزاندن گاز؛ توسعه شبكه گازرساني در كشور
گاز طبيعي امروزه سهم زيادي در تأمين انرژي بخش‌هاي مختلف مصرف به عهده دارد. در کشور ما حجم ذخاير عظيم گاز طبيعي، قيمت پايين و مزاياي زيست محيطي آن، موجب افزايش روز افزون مصرف گاز در بخش‌هاي توليد برق، مصارف خانگي و صنعتي گرديده است. علاوه‌بر اين، روند مصرف گاز طبيعي در بخش حمل و نقل نيز در سال‌هاي اخير شتاب زيادي داشته است. در سال 1384، 25 درصد از توليد گاز طبيعي در كشور در بخش‌هاي خانگي، تجاري و عمومي، سوزانده شد كه از اين ميزان بيش از 88 درصد فقط مربوط به بخش خانگي مي باشد. همچنين بيش از 14 درصد از گازهاي همراه توليدي كشور به علت عدم توانايي در جمع‌آوري، بر سر چاه‌هاي نفت سوزانده شد كه بيش از 5 ميليارد دلار ارزش اقتصادي آن مي‌باشد. در بخش نيروگاهي نيز وضعيت تعريف چنداني ندارد چرا كه اكثر نيروگاه‌هاي كشور از بازده بسيار پاييني برخوردار بوده و حجم بسيار زيادي از گاز را به هدر مي‌دهند. به عنوان مثال در سال 84 بيش از 24 درصد از گاز توليدي كشور در نيروگاه‌هاي كشور به برق تبديل گشت و اين در حالي است كه بيش از نيمي از اين نيروگاه‌ها با بازده زير 30 درصد كار مي‌كنند و بعضاً برخي از آنها داراي بازده زير 15 درصد مي‌باشند كه در صورت بهينه كردن آن‌ها، تا 40 درصد مصرف فعلي قابل صرفه جويي مي‌باشد. اين ميزان گاز قابل صرفه جويي چيزي در حدود 5 برابر مصرف پتروشيمي و 3 برابر ظرفيت صادراتي كشور مي‌باشد كه با مديريتي صحيح مي‌توان به كسب ارزش افزوده از اين ماده اوليه پرداخت، ضمن اينكه بخش صنعت نيز با مصرف 8 درصدي گاز طبيعي اكثر آنرا در كوره‌ها و جوش‌آورهاي خود مي‌سوزاند. نكته قابل توجه ديگر سهم اندك 2.4 درصدي پتروشيمي از مصرف گاز طبيعي مي‌باشد كه با توجه به اهميت اكثر كشورهاي توسعه يافته و همچنين در حال توسعه به حوزه تبديلات، توجه به اين بخش را پر اهميت مي‌كند. با توجه به موارد گفته شده مشخص است كه در عمل، بيش از 80 درصد از گاز توليدي كشور در بخش‌هاي مختلف مصرف سوزانده مي‌شود كه جاي بسيار تأسف و تأمل دارد. ضمن اينكه بر اساس آمارهاي موجود، ميزان شدت مصرف انرژي در كشور، 17 برابر ژاپن، 4 برابر كانادا و 2 برابر چين است و اگر اين روند رشد مصرف انرژي در كشور ادامه يابد و مديريت صحيحي در خصوص توزيع و مصرف انرژي در كشور صورت نپذيرد، در آينده‌اي نزديك با بحران روبرو خواهيم بود؛ البته به زعم بسياري از كارشناسان، هم‌اكنون نيز بحران انرژي گريبانگير كشور شده است.
سؤال مهمي كه در اينجا مطرح است، آن است كه اين وابستگي روزافزون به گاز طبيعي، به خصوص به عنوان سوخت خانگي، و انتقال خطوط گاز حتي به مناطق دوردست روستايي، آيا استراتژي درستي بوده، يا آنكه مي‌تواند امنيت كشور را به شدت به خطر بياندازد. از طرف ديگر، تأمين اين مقدار گاز براي سوزاندن چگونه ميسر خواهد شد. در اين بين، به نظر مي‌رسد، تعريف يك سبد سوخت مناسب براي كشور، و جلوگيري از روند غير منطقي رشد فزاينده مصرف گاز طبيعي، بسيار ضروري و حياتي است. علاوه‌بر اين، استفاده از انرژي برق‌آبي، و حتي انرژي‌هاي تجديدپذير (خورشيد، آب و باد)، با توجه به پتانسيل بسيار بالاي كشور در اين حوزه، به دليل تنوع شرايط جغرافيايي و وجود مناطق كويري، بادخيز و رودخانه‌هاي زياد، مي‌تواند راهكاري بسيار مؤثر و مفيد در اين زمينه بوده، كه البته نيازمند برنامه‌ريزي دقيق و بلند مدت مي‌باشد. جالب اينجاست كه در بخش حمل و نقل، كشورهاي توسعه يافته نظير كانادا و آمريكا و حتي روسيه، كمترين، و كشورهاي در حال توسعه همچون پاكستان و ارمنستان، بيشترين استفاده را از گاز طبيعي به عنوان سوخت خودروها دارند. ايران نيز در بين 36 كشور استفاده كننده از گاز به‌عنوان سوخت، رتبه نهم را كسب كرده، كه اين نشان‌دهنده سياستي غلط در حوزه سوختِ بخش حمل و نقل كشور است.

3- صادرات گاز؛ ابزاري سياسي يا كسب درآمد براي كشور
وزارت نفت در سال‌هاي اخير، تلاش‌هاي زيادي را براي ورود به بازار گاز کشورهاي مختلف نظير ترکيه، ارمنستان، آذربايجان، هند، امارات عربي متحده، چين و اروپا به ‌عمل آورده و تفاهم‌نامه‌ها و قراردادهاي مختلفي را امضا نموده و يا در حال چانه‌زني براي ورود به بازار اين مناطق مي‌باشد. گرچه از نظر اکثر کارشناسان، "صادرات گاز" پس از "تبديلات گازي"، "تزريق به مخازن نفتي" و "مصرف داخل" اهميت مي‌يابد، اما در حال حاضر، اين استراتژي در رأس ساير استراتژي‌ها قرار گرفته است. ميزان صادرات گاز در سال 1380 معادل 358/. ميليارد متر مكعب و در سال 1384 معادل 735/4 ميليارد متر مكعب بوده است. در حال حاضر، اين سؤال مطرح است كه با وجود مسائلي نظير افزايش روزافزون مصرف داخل، قطع گاز مناطق زيادي از كشور و قطع صدور گاز به ترکيه در زمستان، عقب ماندن طرح‌هاي توليد گاز و تبديلات گازي، و ضرورت تزريق گاز به مخازن نفتي به منظور جلوگيري از کاهش توليد نفت در کشور، آيا تلاش براي اين ميزان افزايش صادرات گاز منطقي است؟ آيا راهي براي تامين بيشتر منافع ملي از قِبَل گاز طبيعي براي كشور وجود ندارد؟ و آيا وزارت نفت و مديران صنعت گاز با مطالعه كليه فرصت‌هاي پيش‌روي كشور جهت بهره‌برداري از گاز طبيعي به انتخاب‌هاي هوشمندانه دست زده‌اند؟
آنچه مسلم است، ارزش افزوده واقعي، در کسب دانش فني و بومي‌سازي تکنولوژي است. سوال اينجاست، چرا وزارت نفت به جاي تلاش براي سرعت بخشيدن به فروش منابع گاز، به تدوين برنامه‌اي کارآمد جهت ارتقاي قابليت‌هاي انساني و تخصصي و تکنولوژيک در صنعت نوپاي گاز نمي‌پردازد؟

4- تزريق گاز؛ افزايش طول عمر مخازن نفت
بعد از برداشت اوليه نفت از مخازن نفتي، فشار مخزن کاهش مي‌يابد. اين کاهش را مي‌توان با بازيافت ثانويه از مخازن نفت جبران کرد. بر مبناي مطالعات و تحقيقات انجام شده در زمينه روش‌هاي مناسب افزايش بازيافت، در بيشتر مخازن ايران، "تزريق گاز" مناسب‌ترين روش تشخيص داده شده است. در حال حاضر، تزريق گاز در برخي از مخازن نفت کشور اجرا مي‌شود، اما مقادير تزريقي نسبت به کاهش روند توليد نفت کافي نبوده و حتي در سال‌هاي گذشته، مقادير گاز تزريق شده کمتر از برنامه‌ريزي‌ها بوده است. اين تأخير، موجب طولاني‌تر شدن برداشت از ذخاير ثانويه و در نتيجه کاهش توليد مخازن نفتي و به دنبال آن کاهش توليد نفت و درآمد کشور، فرسوده شدن تجهيزات گران‌قيمت تزريق، نياز به تعمير چاه‌ها و لزوم حفر چاه‌هاي جديد و صرف ده‌ها ميليون دلار هزينه براي اين کار مي‌باشد. ميزان تزريق در سال 1380، معادل 40/75ميليارد متر مكعب، و در سال 1384، معادل 64/47 ميليارد متر مكعب بوده است. در راستاي تحقق برنامه‌هاي گاز مورد نياز جهت تزريق به ميادين نفتي، برنامه‌هاي توليد (عرضه) و پيش‌بيني تقاضاي گاز طبيعي، نقش مهمي را ايفا مي‌نمايد. عليرغم اين که اكثر متخصصين نفت معتقدند در مناطق نفت خيز جنوب بايد تزريق گاز صورت بگيرد، ليکن مشکل اصلي در اين مناطق کمبود گاز طبيعي مي‌باشد. اين در حالي است که کشور ما دومين دارنده منابع گاز طبيعي جهان بوده و از بزرگترين منبع گازي جهان در عسلويه برخودار مي‌باشد. براي تزريق 20 ميليارد فوت مكعب گاز در روز، نياز به سرمايه‌گذاري حدود 20 ميليارد دلار خواهد بود. اين ميزان سرمايه گذاري به ازاي توليد هر بشكه نفت اضافي، بسيار ناچيز است و براي كشور ما بسيار سود آور خواهد بود. مشکل اصلي در اين بين، کمبود گاز نيست، بلکه وجود اولويت بندي غلطي است که ناشي از فقدان استرتژي جامع در حوزه صنعت گاز طبيعي است. توجه به سودآوري حاصل از صادرات گسترده گاز خام، و بي‌توجهي به زيان‌هاي حاصله در بلند مدت كه ناشي از کاهش توليد و صادرات نفت مي‌باشد، از مشکلات اولويت‌بندي صادرات گاز است.

5- تبديلات گازي؛ نجات از خام فروشي، ارزش افزوده بالا، گزينه‌اي مغفول
روش مهم بهره‌گيري از گاز، با تبديل آن به فرآورده‌هاي متنوع كه اصطلاحاً به آن "تبديلات گازي" اطلاق مي‌گردد، بحثي است که عليرغم مزاياي قابل توجه در مقايسه با ساير روش‌هاي مصرف گاز، در ساليان اخير مورد غفلت و كم توجهي تصميم‌گيران كشور قرار گرفته است. اين مساله در حالي اتفاق مي‌افتد كه درآمد حاصله از چند سنت گاز خام كه با تكنولوژي هاي تبديلات گازي به فراورده‌هاي متنوع تبديل شده است، گاهي به ده‌ها و بلكه صدها برابر افزايش مي‌يابد.
تكنولوژي‌هاي جديد كه به تبديلات گازي موسوم‌اند، شامل روش‌ها، فرآيندها و تكنولوژي‌هايي هستند كه متان گاز طبيعي را در چند زنجيره ارزش، به حداقل 200 محصول با ارزش شيميايي تبديل مي‌نمايد.
تبديل گاز به مواد شيميايي نظير بنزين، گازوئيل، سوخت جت، دي متيل اتر (DME)، متانول، پروپيلن، اتيلن، اوره، آمونياك، دوده، نانولوله‌هاي كربني، استيلن و ساير محصولات پتروشيميايي، نه‌تنها باعث ايجاد ارزش‌ افزوده گاز طبيعي تا چند برابر قيمت خام آن مي‌گردد، بلکه موجبات اشتغال‌زايي و توسعه صنايع جانبي را نيز فراهم مي‌نمايد و علاوه بر تأمين نياز داخل به فرآورده‌هاي مذكور، توجه به اين مقوله مي‌تواند منجر به اشتغال‌زايي، صادرات فرآورده‌ها و کسب درآمد ارزي بسيار زيادي از اين طريق شود.
با توجه به نوپا بودن اين بحث، مي‌توان با مديريت استراتژيك و نيز ايجاد مراکز پايش و ارزيابي تکنولوژي، بصورت علمي و صحيح، روند حرکت شرکت‌هاي بزرگ شيميايي و پتروشيميايي دنيا را دنبال نموده و با در نظر گرفتن سوگيري‌هاي کشورهاي پيشرفته و بررسي جهت‌گيري فعلي و آينده‌انديشي در خصوص جهت‌گيري‌هاي آتي بازار، اقدام به خلق، انتقال و بومي‌سازي تکنولوژي‌هاي اين حوزه و نهايتاً ورود به بازار بكر فرآورده‌هاي گازي نمود.

5-1- تبديلات گازي، بهترين روش انتقال گاز
گاز طبيعي، سوختي پاک و خوراکي مناسب براي صنايع شيميايي است؛ اما به‌دليل ويژگي‌هاي خاص خود، انتقال آن به سمت بازار مصرف دشوارتر و گرانتر از انتقال نفت خام است. اين مسئله ناشي از مشکلاتي نظير نبود بازار امن و مناسب، هزينة بالاي حمل و نقل و گران و پيچيده ‌بودن تکنولوژي‌هاي انتقال نظير LNG و خطوط لوله است. به عنوان مثال يک کشتي LNG، حدود 33 ميليون گالن LNG با ارزش گرمايي حدود 3 تريليون BTU جابجا مي‌نمايد، در حاليکه يک کشتي نفت‌کش (که ساده‌تر و ارزان‌تر نيز هست) 2/2 ميليون بشکه نفت خام با ارزش گرمايي برابر با 130 تريليون BTU را انتقال مي‌دهد، که حاکي از بالا بودن هزينة انتقال گاز طبيعي است. علاوه‌بر اين، مشکلات زيست‌محيطي توليد و انتقال LNG و همچنين هزينة بالا و ضرورت رعايت مسايل ايمني ساير روش‌هاي صادرات گاز نظير خط لوله و هيدرات، صادرات گاز را با مشکلات بيشتري روبرو مي‌سازد. از اين رو، تبديل گاز طبيعي به مواد شيميايي و جايگزين کردن صادرات اين مواد به جاي صادرات گاز، علاوه¬بر اينکه بازار فروش مناسب و مطمئني دارد، ارزش افزودة بيشتري را نصيب کشور صادرکننده نموده و مشکلات صادرات گاز را نيز به همراه ندارد.
با وجود چنين اهميتي، در كشور ما بحث برنامه‌ريزي جهت توسعه تکنولوژي،‌ جذب سرمايه، ايجاد واحدهاي تجاري و بازاريابي براي تبديلات گازي، چندان مورد برنامه‌ريزي و مديريت هدف‌مند و يکپارچه قرار نگرفته است. پراکندگي مراکز تحقيقاتي در اين حوزه، نظير پژوهشکده گاز پژوهشگاه صنعت نفت، پژوهش و فناوري شرکت ملي صنايع پتروشيمي، در کنار عدم بهره‌گيري از پتانسيل‌ بالاي پژوهش و فناوري شرکت ملي گاز ايران و همچنين برخي فعاليت‌هاي پراکنده مراکز بيروني نظير سازمان گسترش و نوسازي و دانشگاه‌هاي کشور در حوزه تبديلات، علاوه بر ايجاد برخي موازي کاري‌ها در سال‌هاي گذشته، مانع از هم‌افزائي اين مجموعه‌ها جهت دستيابي به توسعه مطلوب تكنولوژي تبديلات‌گازي ‌شده ‌است. گرچه اخيراً تلاش‌هايي براي ايجاد همگرايي ميان نهادهاي پژوهشي كشور در اين حوزه صورت پذيرفت، ليكن، عدم وقوف سياست‌گذاران بر اهميت تبديلات گازي و آينده رو به رشد اين صنعت در دنيا، خاصه در كشورهاي همجوار، موجبات غفلت بخش برنامه‌ريزي و سياست‌گذاري صنعت نفت و گاز كشور را در اين خصوص فراهم نموده است؛ به نحوي كه حتي كمترين توجهي در مطالعه و تدوين برنامه افق 20 ساله پتروشيمي كشور به بحث تبديلات گازي صورت نپذيرفته و طبق اظهارات مديريت سابق شركت ملي صادرات گاز، مطالعه و بررسي خاصي در خصوص بازارهاي بالقوه و بالفعل محصولات گازي در كشور صورت نپذيرفته است.
در صورت استمرار اين وضعيت، گاز طبيعي نيز به سرنوشت نفت مبتلا خواهد شد و روزي فرا خواهد ‌رسيد كه همان‌گونه كه امروز با نگاهي به عقب، خود را خام‌فروش 100 ساله نفت مي‌بينيم، همچنان خود را اندر خم كوچه تامين انرژي و منابع هيدروكربني كشورهايي مي‌بينيم كه همچون آمريكا، ژاپن، چين و اروپا، بيشترين ارزش افزوده را از فناوري‌ها و تبديلات منابع هيدروكربني مانند نفت و گاز كسب نموده‌اند.
گرچه اخيراً توجهات و فعاليت‌هايي در كشور به بحث تبديلات گازي ايجاد شده است، ولي هنوز هيچ طرح بزرگ و قابل ملاحظه‌اي در حد تجاري به منصه ظهور نرسيده است لذا، براي دستيابي به توسعه مطلوب در اين حوزه، لازم است، تمامي اين تلاش‌ها و علاقه‌مندي‌ها، در قالب برنامه‌اي منسجم و هدف‌مند، مديريت گشته و مهم‌تر از همه اينكه در تراز گاز طبيعي كشور، سهم لازم براي تأمين خوراك اين بخش به نحو شايسته لحاظ گردد.

5-2- مهم‌ترين محصولات تبديلات گازي و روش‌هاي نوين توليد فرآورده از گاز
در همين راستا و به منظور تعيين محصولات اولويت‌دار تبديلات گازي كشور، گروه نفت و گاز شبكه تحليلگران تكنولوژي ايران (انديشگاه تحليلگران انرژي) با همكاري پژوهشكده گاز پژوهشگاه صنعت نفت، اقدام به مطالعاتي جامع در اين زمينه نموده است. نتيجه اين تحليل، كه شامل اطلاعات فني و اقتصادي، ارقام توليد و مصرفِ حال و آينده، و استفاده از نظرات بيش از 20 تن از نخبگان صنعت نفت و گاز كشور، و در قالب ماتريس مكنزي بوده است، تعيين 5 فرايند اولويت‌دار براي كشور (متانول، پروپيلن، دي متيل اتر، GTL و نانو لوله‌هاي كربني)، از ميان 20 فرايند اصلي تبديلات گازي مي‌باشد.
دستيابي به اهداف بلندمدت در حوزه تبديلات، نيازمند تعيين محصولات اولويت‌دار است؛ بدين معني که محصولات برخوردار از آينده رو به رشد در وجوه مختلف (با جذابيت زياد)، از ميان فرآورده‌هاي حاصل از گاز طبيعي انتخاب مي‌شود. روش‌هاي مختلفي براي تعيين اين اهداف بلند مدت وجود دارد كه ماتريس مكنزي (Mckinsey) بهترين روش جهت اولويت‌بندي محصولات مي‌باشد. ماتريس مكنزي از سه بخش تشكيل شده است:
منطقه سبز - اگر محصول در اين منطقه قرار داشته باشد يعني در وضعيت مطلوبي قرار دارد و فرصت‌هاي رشد نسبتاً جذابي در اختيار داريد. قرار گرفتن در منطقه سبز نشانه چراغ سبز براي سرمايه گذاري در محصولاتي است كه در اين منطقه قرار دارند. 
منطقه‌ زرد - قرار گرفتن در اين منطقه به معناي داشتن جذابيت متوسط مي‌باشد. بنابراين مديريت بايد در اين حالت در خصوص سرمايه‌گذاري بيشتر در محصول يا خدمات مورد نظر، با احتياط بيشتري عمل كند. استراتژي پيشنهادي براي اين وضعيت اين است كه بجاي كاهش يا افزايش سهم بازار سعي شود سهم بازار فعلي حفظ شود.
منطقه قرمز- در اين حالت هيچ جذابيتي وجود ندارد. استراتژي‌ پيشنهادي اين است كه مديريت، شروع به برنامه‌ريزي براي خروج از آن صنعت نمايد.

پارامترهاي متعددي به منظور اولويت‌بندي محصولات مورد استفاده قرار گرفته است، كه آن‌ها را مي‌توان به دو بخش عوامل مؤثر در جذابيت بازار و عوامل مؤثر در توان رقابتي، تقسيم‌بندي كرد. اين پارامترها عبارتند از:

1- عوامل مؤثر در جذابيت بازار:
- اندازه بازار (حجم مصرف جهاني در سال و پيش¬بيني مصرف در سال‌هاي آينده)
- نرخ رشد بازار (درصد افزايش مصرف در يك بازه چند ساله و پيش‌بيني درصد افزايش در سال‌هاي آينده)
- روند قيمت گذاري (تغييرات قيمت فروش محصولات در سال‌هاي گذشته و پيش‌بيني قيمت در سال‌هاي آينده)
- فشردگي رقابت (تعدد شركت‌هاي توليد كننده)
- تضمين بازار فروش محصول (اينكه محصول مورد نظر با توجه به مسائل سياسي- اقتصادي، نظير تحريم و تغييرات قيمت جهاني نفت، چه تضميني براي فروش دارد)
- ساختارهاي توزيع (وجود زير ساخت مناسب در شبكه توزيع)
- توسعه تكنولوژي (مرحله توسعه تكنولوژي؛ براي مثال در مرحله تحقيق و توسعه است يا در مرحله رشد قرار دارد، و يا در حال منسوخ شدن است)
- بخش پذيري بازار (بازار مصرف در خاورميانه، شرق آسيا، آسياي ميانه، اروپا و امريكا)

2- عوامل مؤثر در توان رقابتي:
- توان بازاريابي (توان بازاريابي بين المللي براي محصول مورد نظر)
- عوامل توليد (نيروي انساني، خوراك، قوانين مالياتي و اجرايي، دسترسي و توسعه تكنولوژي)
- ساختارهاي توزيع
- سطح دسترسي كشور به تكنولوژي توليد محصولات
- كيفيت (مقايسه كيفيت محصول داخلي با مشابه خارجي با توجه به توليدات حال حاضر يا تكنولوژي‌هاي موجود)
- دسترسي به منابع مالي (با توجه به حجم سرمايه¬گذاري مورد نياز براي تاسيس واحد)
- تضمين بازار فروش محصول (وضعيت بازار داخلي)
اطلاعات مذكور و محصولات اولويت‌دار، با استفاده از آمار و ارقام موجود در منابع معتبر SRI ، CRU، بازرگاني پتروشيمي، واحد تحقيقات بازار شركت ملي صنايع پتروشيمي، برنامه‌ريزي تلفيقي شركت ملي پالايش و پخش و پژوهشگاه صنعت نفت، و همچنين نظرات بيش از بيست تن از خبرگان اين عرصه و وزن‌دهي به نظرات هركدام از اين افراد (با توجه به تخصص آن‌ها) و در نهايت قرار دادن داده‌هاي موجود در ماتريس مكنزي و استخراج نتايج، بدست آمده است.

در ادامه، 5 فرايند اولويت‌دار، شامل متانول، پروپيلن، دي‌متيل اتر، تبديل گاز به فرآورده‌هاي مايع هيدروكربني (GTL) و نانولوله‌هاي كربني، معرفي مي‌گردد:

1- فرآيند توليد متانول:
متانول، از محصولات بسيار مهم صنعت پتروشيمي به حساب مي‌آيد، كه پس از آمونياك، بيشترين حجم توليد را از گاز طبيعي به خود اختصاص مي‌دهد. از متانول مي‌توان براي توليد انواع مواد شيميايي، اتيلن، پروپيلن و سوخت استفاده نمود.
مقدار مصرف متانول در سال 2006 ميلادي 35 ميليون تن بوده است كه پيش بيني مي‌شود اين مقدار در سال 2016 به 53 ميليون تن در سال برسد. افزايش تقاضا در مصرف متانول در سال‌هاي آتي را مي‌توان به عللي چون افزايش مصرف اين ماده به عنوان سوخت، افزايش تقاضا براي توليد اسيد استيك و فرمالدهيد و همچنين فرآيند توليد اولفين‌ها (اتيلن و پروپيلن) از متانول دانست.
بازار منطقه‌اي متانول در خاورميانه نيز با توجه به منابع عظيم گازي در آينده‌اي نزديک، رشد بسيار شديدي خواهد داشت. به طوري‌که اين منطقه در حال حاضر 7 ميليون تن متانول در سال توليد مي‌کند و تنها پتانسيل مصرف 2 ميليون تن از آن را دارد و مابقي را به صادرات اختصاص مي‌دهد. عمده‌ترين توليد کنندگان در اين منطقه کشور عربستان سعودي با 5/4 ميليون تن در سال و جمهوري اسلامي ايران با 5/1 ميليون تن در سال هستند. طبق پيش‌بيني‌ها در 5 سال آينده با توجه به احداث واحدهاي با ظرفيت بالا جهش عظيمي در توليد اين محصول در اين منطقه بوجود خواهد آمد؛ بدين ترتيب که مقدار توليد در اين منطقه در سال 2011 از مرز 14 ميليون تن خواهد گذشت، كه با توجه به رشد کند مصرف (4 ميليون تن در سال 2011) کماکان اين منطقه يک صادر کننده خواهد بود و کشور ايران پس از عربستان و ترينيداد وتوباگو سومين صادر کننده اين محصول در دنيا خواهد شد.
متانول از جمله موادي است كه در ايران برنامه‌هاي وسيعي براي توليد آن پيش‌بيني شده است. ايران در حال حاضر 6 درصد متانول دنيا را توليد و تنها 1 درصد آن را مصرف مي‌كند و با توجه به پيش‌بيني‌هاي انجام شده در سال 2011، ايران با توليد 8 درصد از متانول جهان، به سومين صادر كننده اين محصول در دنيا تبديل خواهد شد كه البته با توجه به دامنه محصولات با ارزش بدست آمده از متانول و قيمت تمام شده اين محصول براي كشور، فرصت بسيار مناسبي براي توسعه صنايع پايين دستي اين محصول وجود خواهد داشت. چرا که برنامه اکثر کشورهاي توسعه يافته در سال‌هاي اخير و آتي کاهش توليد متانول در کشور خود (به علت غير اقتصادي بودن توليد و نبود خوراک ارزان قيمت) و خريد آن از کشورهايي چون ايران، عربستان و ترينيداد و توباگو و تبديل آن به محصولات پايين دستي با ارزش افزوده بسيار بالا مي‌باشد. لذا با توجه به پايين بودن قيمت گاز و قيمت تمام شده اين محصول در کشور و افزايش توليد آن در سال‌هاي آتي، مي‌توان اين پتانسيل بالقوه را در توسعه صنايع پايين دستي، بالفعل نمود و از مزاياي اشتغال زايي و توليد ثروت آن، کشور را بهره مند ساخت. مهمترين محصولات خوشه صنعتي متانول كه در گام نخست بايستي مورد توجه قرار بگيرد، شامل پروپيلن، اتانول، اتيلن، فرمالدئيد و فنل فرمالدئيد رزين اوره فرمالدئيد، 1و4 بوتان دي‌ال، متيل آمين‌ها، دي متيل فرماميد، اسيد استيك، وينيل استات و متيل متا اكريلات مي‌باشد. در يك مطالعه صورت گرفته، خوشه صنعتي متانول، شامل 14 واحد صنعتي و سرمايه‌گذاري 9/1ميليارد دلاري، علاوه‌بر اشتغال‌زايي حدود 2800 نفر، سالانه حدود يك ميليارد دلار فروش خواهد داشت. لذا كسب ارزش‌افزوده لازم، اشتغالزايي و توسعه صنعتي با استفاده از متانول در صورت توسعه خوشه‌هاي صنعتي آن، براي كشور ما كاملا عملي و قابل دسترس به نظر مي‌رسد.

2- فرآيند توليد پروپيلن:
پروپيلن، از جمله فرآورده‌هاي مهم پتروشيمي و يك محصول بالادستي بسيار مهم براي توليد محصولات ميان‌دستي (پلي‌پروپيلن، اكريلونيتريل، اكسيد پروپيلن و ساير مواد) به حساب مي‌آيد. از پلي‌پروپيلن مي‌توان براي توليد فيبر، بطري، سرنگ، لوله‌هاي تحت فشار، لوله‌هاي مقاوم، ظروف يك‌بار مصرف، گوني پلاستيك و صنايع موكت و فرش‌بافي استفاده كرد. از اكريلونيتريل مي توان براي توليد كوپليمرهاي اكريلونيتريل استايرن (ABS و SAN)، لاستيك نيتريل، پلي اكريلونيتريل، اديپونيتريل و اكريل اميد استفاده كرد. از اكسيد پروپيلن مي‌توان براي توليد پروپيلن گلايكول‌ها، گلايكول اترها، پلي اتر پلي ال، شوينده‌ها، حشره كش‌ها، ايزوپروپانول آمين‌ها، روان كننده‌ها، الاستومر و حلال استفاده كرد. نكته قابل توجه اين است كه رشد تقاضاي ساليانه براي پروپيلن (5درصد) بيشتر از اتيلن (5/4درصد)، در يك دهه آينده خواهد بود. مهمترين ماده‌اي كه مي‌توان از پروپيلن توليد كرد، پلي‌پروپيلن بوده كه از جمله مواد پليمري بسيار پرمصرف در جهان است. در حدود 61 درصد پروپيلن صرف توليد انواع پلي‌پروپيلن مي‌شود؛ ميزان تقاضاي جهاني براي انواع پلي‌پروپيلن در 5 سال آينده، رشد 5 درصدي خواهد داشت. در سال 2006، سهم ايران از توليد پروپيلن جهان 8/0 درصد بوده، در حالي كه در سال 2014 اين مقدار به 2/2 درصد خواهد رسيد. رشد مصرف پروپيلن در ايران در 5 سال آينده بسيار شديد و حدود 25درصد در سال خواهد بود (اين در حالي است كه طي 10 سال آينده اين رشد بطور متوسط 18درصد در سال خواهد بود). با اين وضعيت، اگر طرح‌هاي پروپيلن پتروشيمي به موقع راه‌اندازي نشود، پروپيلن توليدي در ايران، تنها 70 تا 80 درصد نياز داخل را تأمين خواهد كرد. از طرف ديگر تا چند سال آينده، مقدار توليد پروپيلن در منقطه خاورميانه،‌ با مقدار مصرف آن تقريباً برابري مي‌كند. لذا اگر طرح‌هاي پتروشيمي به موقع راه‌اندازي نشود، كشوري وجود نخواهد داشت كه ايران بتواند از آن پروپيلن خريداري كند.
از اين‌رو همانگونه كه در فاصله سال‌هاي 2001 تا 2006 شاهد كاهش صادرات پروپيلن در ايران بوده‌ايم، و طي چند سال آينده نه تنها صادراتي وجود نخواهد داشت، بلكه ممكن است ايران به وارد كننده پروپيلن تبديل شود. علت اصلي كاهش توليد پروپيلن، كمبود نفتا در كشور، وتغيير خوراك واحدهاي الفين از نفتا به اتان است. اگر خوراك واحد الفين، نفتا باشد، به ازاي هر تن اتيلن، 5/0 تا 6/0 تن پروپيلن توليد مي‌شود؛ در حالي كه اگر خوراك واحد الفين، اتان باشد، به ازاي هر تن اتيلن، 05/0 تن پروپيلن توليد مي شود. به نظر مي‌رسد، علت اصلي كاهش توليد پروپيلن، عامل دوم، يعني تغيير نوع خوراك مي‌باشد. راهكارهايي كه مي‌توان از آن ها براي حل مشكل فوق استفاده كرد، احداث واحدهاي تبديل متانول به پروپيلن (MTP) (كه در حال حاضر در پتروشيمي فن‌آوران، اين واحد در حال احداث بوده و به گفته مدير برنامه‌ريزي شركت پژوهش و فناوري پتروشيمي ايران، اين واحد، بزرگترين واحد نيمه صنعتي MTP در جهان بوده، كه روزانه 1 تن پروپيلن توليد كرده و به زودي به بهره‌برداري خواهد رسيد) و واحدهاي تبديل پروپان به پروپيلن (PDH) است. در روش MTP، تنها محصول اصلي، پروپيلن بوده و اتيلن توليد نمي¬شود. محصولات جانبي اين فرايند شامل بنزين، LPG، گازهاي مورد استفاده براي سوخت (fuel gas) و آب بوده و راندمان توليد پروپيلن بسيار بالا مي‌باشد. لازم به ذكر است كه با كاهش توليد پروپيلن، افزايش تقاضاي جهاني و بالا رفتن قيمت پروپيلن طي چند سال آينده، اين دو روش به شدت مورد توجه قرار خواهند گرفت. از طرف ديگر، با توجه به ميزان توليد زياد متانول در كشور (و وجود مقدار زيادي متانول مازاد بر مصرف)، روش MTP مي‌تواند بسيار سودآور باشد. علاوه‌بر روش‌هاي مذكور، پروپيلن توليدي در پالايشگاه‌ها (كه در گذشته به پروپان تبديل مي‌شد) نيز از جمله منابع تأمين پروپيلن به حساب مي‌آيد كه طي چند سال اخير مورد توجه قرار گرفته است.

3 - فرايند توليد دي‌متيل‌اتر (DME)
دي متيل اتر (DME)، از لحاظ خصوصيات فيزيكي، مشابه LPG و مشخصات حرارتي آن مشابه گاز طبيعي است. DME از لحاظ زيست محيطي كاملاً سازگار بوده و غير سرطان‌زا و تقريباً غير سمي مي‌باشد. از كاربردهاي دي متيل اتر مي‌توان به سوخت خودروها، سوخت نيروگاه‌ها، جايگزينLPG، جايگزين نفت كوره و افزودني پاك به سوخت‌هاي متداول ديزل اشاره كرد.
DME از سه منبع زغال سنگ، گاز طبيعي و بيومس توليد مي‌شود. كشورهاي مختلف، از منابع مختلف براي توليد DME استفاده مي‌كنند. براي مثال، چين به دليل دارا بودن معادن عظيم زغال سنگ، از اين ماده استفاده مي‌نمايد. استفاده از گاز طبيعي براي توليد اين ماده به دليل منابع عظيم گازي، يكي از گزينه‌هاي پيش‌روي ايران جهت توليد DME است.
در سال‌هاي اخير، بروز مسائل زيست محيطي از جمله آلودگي هوا و گرم شدن بيش از حد كره زمين كه عموماً ناشي از استفاده نامحدود از سوخت‌هاي فسيلي است، دانشمندان را بر آن داشته كه بدنبال جايگزين مناسبي براي سوخت‌هاي مذكور باشند. يكي از موادي كه بعنوان يك سوخت مناسب براي آينده مورد توجه دانشمندان قرار گرفته DME است. برخي بر اين باور هستند كه در آينده‌اي نه چندان دور DME جايگزين LPG (بعنوان سوخت خانگي)، سوخت‌هاي ديزل (مورد مصرف در حمل و نقل) و حتي جايگزين LNG در نيروگاه‌ها خواهد شد.
بيشترين پتانسيل مصرف دي‌متيل‌اتر در كشورهاي ژاپن و چين وجود دارد و كشورهايي نظير هند در رتبه‌هاي بعدي قرار دارند. ميزان تقاضاي ژاپن در سال 2020، 1/16 ميليون تن، و در سال 2030، 34 ميليون تن پيش‌بيني شده است. براي كشور هند، ميزان تقاضا در سال 2020 معادل 6/15 ميليون تن خواهد بود. با توجه به ارتباط مناسب ايران با اين كشورها جهت صدور محصولات پتروشيميايي، رشد مصرف در اين كشورها پتانسيل مناسبي را به عنوان يك بازار بالقوه پيش‌روي صنعت DME كشور ما مي‌گذارد.
پروژه‌هاي DME با گريد سوخت، در نقاط مختلف جهان در حال انجام است. شركت BP پروژه توليد DME با ظرفيت 5000 تن در روز را در هند در دست اجرا دارد. DME توليد شده، بعنوان سوخت توربين‌هاي گازي مصرف خواهد شد. خوراك واحد مذكور، گاز طبيعي مي‌باشد. شركت Mitsubishi Gas Chemicals قصد دارد يك پروژه توليد DME با ظرفيت 4000 تا 7000 تن در روز، در غرب استراليا راه‌اندازي نمايد. قرار است DME توليدي، در ژاپن بعنوان سوخت مصرف شود. خوراك واحد مذكور، گاز طبيعي مي‌باشد. يك پروژه توليد DME با ظرفيت 830 هزار تن در سال نيز به منظور مصرف سوخت خانگي، در چين در حال انجام است. خوراك واحد مذكور، ذغال سنگ است. همچنين در حال حاضر پروژه جايگزيني سوخت خودروهاي عمومي مسكو با DME در روسيه در حال مطالعه و بررسي است.
بررسي پروژه‌هاي فوق نشان مي‌دهد كه در نقاط مختلف دنيا، محققان در تلاش‌اند تا DME را با ارزانترين خوراكي كه در آن منطقه خاص موجود است، توليد نمايند، زيرا قرار است DME بعنوان يك سوخت جايگزين مصرف شود، پس قيمت آن بايد قابل رقابت با سوخت‌هاي ديگر باشد. بر اساس گزارش ارائه شده توسط پتروشيمي زاگرس، توليد DME از متانول، تحت هيچ شرايطي براي ايران اقتصادي نبوده، و اگر قرار است ايران اين سوخت را توليد كند، بايستي آن را از روش مستقيم و از گاز طبيعي تهيه كند. اما متأسفانه در حال حاضر، هيچ پروژه‌اي در مورد احداث واحدهاي DME در كشور در دست انجام نمي‌باشد.

4- تبديل گاز به فرآورده‌هاي مايع هيدروكربني (GTL)
فناوري تبديل گاز طبيعي به فرآورده‌هاي مايع (Gas to Liquids ) به فرآيندي اطلاق مي‌شود كه در آن گاز طبيعي در يك رشته فعل و انفعالات شيميايي، به مايعات ميان تقطير هيدروكربوني نظير ديزل، بنزين، نفتا و سوخت جت تبديل مي‌شود. .مقايسة GTL با فراورده‌هاي حاصل از نفت خام، حاكي از مرغوبيت فرآورده‌هاي حاصل از تبديل گاز، نسبت به فرآورده‌هاي پالايشي نفت خام است. ديزل حاصل از GTL داراي درجة ستان مناسب و كيفيت بالاتري نسبت به ديزل حاصل از پالايش نفت خام است. بدون ترديد دنيا به خاطر کاهش يافتن ذخاير نفتي و افزايش قيمت آن و نيز وجود ذخاير فراوان گاز در دنيا، با علاقه فراواني مسائل مربوط به تكنولوژي GTL را دنبال مي‌کند. مصرف جهاني محصولات ميان تقطيري در حال افزايش مي‌باشد. هم اكنون بازار محصولات ميان تقطيري، 27 ميليون بشكه در روز است كه با رشد ساليانه 3 درصد، در سال 2020 به 44 ميليون بشكه در روز خواهد رسيد. در سطح تجاري، تكنولوژي GTL بيش از 70 سال سابقه داشته و شركت‌هاي Sasol، Shell، BP، Syntroleom، Exxon Mobil، Rentech و Chevrontexaco، پيشرفت‌هايي در طراحي سخت‌افزاري، کاتاليست‌ها و شرايط عملياتي (در راستاي تلاش جهت بهبود توجيه اقتصادي GTL) بدست آورده‌اند. پيشرفت‌هاي فناوري و سرمايه‌گذاري‌هاي صورت گرفته توسط بزرگترين شرکت‌هاي نفتي حکايت از آن دارد که صنعت GTL در طول دهه آينده، خود را از يک توليدکننده کوچک و تخصصي به يک توليدکننده سوخت در مقياس بزرگ تبديل خواهد كرد.
سوخت‌هاي GTL مي‌توانند کمبود و محدوديت ظرفيت پالايشگاهي را در برخي مناطق جهان جبران کنند؛ به اين ترتيب که سوخت‌هاي تميز و با کيفيت بالا به بازار عرضه نموده و يا بعنوان سوخت‌هاي ترکيبي براي سوخت‌هاي پالايشگاهي که تا حدي از استانداردهاي تعيين‌شده پايين‌تر هستند در نظر گرفته شوند. توسعة فرآيند توليد GTL با توجه به وجود منابع عظيم گاز طبيعي و همچنين مسايل زيست محيطي، بسيار حائز اهميت است. استفاده از فن‌آوري GTL، نيازمند برخورداري از طيف وسيعي از تجهيزات، دانش‌فني و نيروي انساني ماهر است كه مي‌تواند محركي براي توسعة صنعت و اقتصاد كشور در آينده نزديك باشد. طبق تحقيقات سازمان بهينه‌سازي و ستاد تبصره 13، يكي از فرصت‌هاي مناسب پيش روي كشور در حوزه مديريت سوخت، استفاده از خودروهاي سبك ديزلي است. در حال حاضر، 60 درصد خودروهاي سبك اروپا، از ديزل پاك استفاده مي‌كنند كه ناشي از ارزش حرارتي بالا و كاهش آلايندگي آن نسبت به بنزين مي‌باشد. يكي از نقاط قوت GTL در ايران، توانايي احداث واحدها در مقاس كوچك در استان‌هاي مختلف، به منظور توليد ديزل پاك و ارائه آن به خودروهاي سبك ديزلي است؛ چرا كه ديزل GTL از مرغوبيت و كيفيت بالايي برخوردار است. اين مسأله منجر به تنوع سبد سوخت و كاهش ريسك‌هاي حاصل از واردات بنزين و ديزل به كشو خواهد شد. اين مسأله زماني اهميت مي¬يابد كه بدانيم، هزينه تبديل و زيرساخت‌هاي لازم براي گازسوز كردن خودروها به مراتب بيش از ديزل‌سوز كردن آن‌ها است. لذا حمايت جدي مسئولان از ايجاد واحدهاي تجاري GTL (كه فناوري واحدهاي 2500 بشكه در روز آن در داخل كشور نيز موجود است) امري لازم و ضروري است. اين حمايت كه ميتواند شامل تخفيف در قيمت خوراك، ارائه تسهيلات و مجوزهاي لازم و قابل اطمينان باشد، اين پروژه‌ها را عليرغم ريسك‌هاي موجود، حتي براي بخش خصوصي جذاب مي‌نمايد.

5- فرآيند توليد نانو لوله‌هاي كربني
نانولوله‌هاي كربني از جمله مهمترين دستاوردهاي فناوري نانو به حساب مي¬آيد، كه در آينده‌اي نه چندان دور، بازار بزرگي را به خود اختصاص خواهد داد. در ميان ساختارهاي نانولوله‌هاي كربني كشف شده، دو ساختار تك ديواره و چند ديواره از بقيه مهم‌تر مي‌باشند. نانولوله‌هاي كربني كاربردهاي بسيار زيادي دارد كه از جمله آن‌ها مي‌توان به كاربرد آن در صفحات نمايش مسطح، كامپوزيت‌ها، بافت‌هاي استخواني، ذخيره هيدروژن، صنعت الكترونيك، پوشش‌ها و سنسورهاي شيميايي اشاره كرد. اعداد و ارقام موجود نشان مي‌دهد كه توليد نانولوله‌هاي كربني طي چند سال گذشته از رشد بسيار خوبي برخوردار بوده است، بطوري كه رشد توليد نانولوله‌هاي چند ديواره  5/84 درصد و نانولوله‌هاي تك ديواره 7/21 درصد بوده است. حجم سرمايه‌گذاري در سال 2007 در حدود 540 ميليارد دلار بوده، كه اين رقم تا سال 2009 به چند ميليارد دلار خواهد رسيد. به همين دليل ضروري است كه ايران هم به توليد نانولوله‌هاي كربني توجهي خاص داشته باشد. در ايران، پژوهشگاه صنعت نفت، تلاش‌هاي گسترده‌اي را در زمينه بومي سازي تكنولوژي توليد نانولوله‌هاي كربني انجام داده است؛ بطوري كه موفق به ثبت تكنولوژي قابل رقابت با نمونه‌هاي خارجي در اروپا و امريكا شده است (4 پتنت). در حال حاضر محققان اين پژوهشگاه در حال نصب و راه‌اندازي واحد 25 كيلوگرم در روز (25/8 تن در سال) نانولوله‌هاي كربني مي‌باشند. اين واحد قرار است كه تا شهريور سال 1387 به بهره‌برداري برسد. حجم سرمايه‌گذاري، به‌علاوه هزينه ليسانس براي اين مجموعه، در حدود 5 ميليارد تومان بوده، كه به گفته مدير طرح، نرخ بازگشت سرمايه اين واحد، كمتر از 8 ماه است. علاوه‌بر اين، واحد پايلوت 8 كيلوگرم در روز نيز در حال حاضر در پژوهشگاه صنعت نفت در حال توليد نانولوله‌هاي كربني مي‌باشد.

5-3- تلاش‌هاي جهاني در راستاي توسعه تبديلات گازي

توسعه تبديلات گازي در روسيه
روسيه با در اختيار داشتن بزرگترين منابع گازي دنيا، پيشرو توليد فرآورده‌هاي حاصل از متان گاز طبيعي است. مهمترين فرآيند اعمال شده بر روي گاز در اين كشور جهت توليد محصولات پالايشگاهي، فرايند GTL است. از عمده‌ترين مراكز روسي كه مشغول فعاليت‌هاي تحقيقاتي در زمينه پروژه‌هاي GTL هستند، مي‌توان شركت‌هاي Stroytransgaz و VNIIGAZ را در مشاركت با Gazprom نام برد.
درحال حاضر واحدهاي كوچك و متوسط متعددي در كشور روسيه به صورت پالايشگاه‌هاي محلي، گاز ميادين كوچك و متوسط اين كشور را به فرآورده‌هاي پالايشي مورد نياز تبديل مي‌كنند. همچنين برنامه جايگزيني سوخت اتوبوس‌هاي شهري مسكو نيز يكي از مهمترين برنامه‌هاي توسعه محصولات گازي در روسيه است كه اولين بار در سال 1992 توسط موسسه تحقيقات موتور (Research Institute of Engines)، براي يافتن سوختي جهت جايگزيني ديزل مورد بررسي قرار گرفت. كسب پيشرفت¬هاي چشم¬گير در اين زمينه، منجر به تصميم دولت در طي سال‌هاي 2007-2002 جهت اجراي برنامه جايگزيني سوخت‌هاي موتوري وسايل نقليه عمومي درون شهري مسکو با دي متيل اتر گشت. طبق اين برنامه، در سال 2008 بايد تمام 4000 اتوبوس‌ حمل و نقل درون شهري مسکو، از DME به عنوان سوخت استفاده نمايند.

توسعه تبديلات گازي در آمريکا
اداره اطلاعات انرژي آمريكا پيش‌بيني مي‌کند مصرف گاز طبيعي ايالات متحده در مقايسه با سطوح مصرف در سال 2002 به ميزان 37 درصد تا سال 2025 افزايش يابد. عوامل مهم در توسعه صنعت GTL آمريكا عبارتند از: قيمت هاي بالاي نفت و گاز طبيعي، کاهش هزينه‌هاي سرمايه‌گذاري، و پيشرفت در فناوري که امکان توليد در مقياس بزرگ را فرآهم مي‌سازد. اين مسئله آمريكا را واداشته در طرح استراتژيك گاز طبيعي كه در كاخ سفيد تدوين شده است، فراهم نمودن بسترهاي توسعه GTL در هر سه حوزه سرمايه‌گذاري، توسعه فناوري و توسعه زيرساخت‌هاي توزيع را از مهمترين راهبردهاي غلبه بر بحران‌هاي انرژي پيش رو ذكر نموده و فعاليت در چارچوب هاي مرتبط را به كليه دانشگاه‌ها، مراكز تحقيقاتي، كمپاني‌هاي بزرگ نفت و گازي و مراكز تامين مالي پيشنهاد نمايد.

قطر
يكي از مهمترين بازيگران عرصه تبديلات گازي جهان در دهه اخير، كشور قطر است. اين كشور داراي مخازن عظيم گازي مشترك با ايران بوده و از اين لحاظ، برنامه ريزي و اجراي طرح‌هاي توسعه اي صنعت گاز آن حائز اهميت و حساسيت بيشتري است. اين كشور پروژه‌هاي مختلف توليد LNG و در سال‌هاي اخير، GTL را در دستور كار خود قرار داده است. کار ساخت مجتمع GTL، به نام Pearl كه گفته مي شد بزرگترين مجتمع تبديل گاز به مايع دنيا مي‌باشد، عليرغم رايزني‌ها براي تعويق ساخت آن به دليل هزينه‌هاي بالاي سرمايه گذاري، در اين كشورآغاز شده است. پروژه Pearl، شامل استخراج ذخاير گاز دريايي قطر واقع در ميدان شمالي، انتقال گاز از دريا به ساحل، جداسازي ميعانات گازي و اتان از گاز و در نهايت تبديل گازهاي باقيمانده به محصولات هيدروکربني مايع است. در كنار واحد فوق، راه اندازي مجتمع GTL Oryx نيز در دستور كار دولت قطر مي باشد که اولين کارخانه GTL با مقياس تجاري است. در صورت موفقيت قطر در ايجاد كارخانه‌هاي فوق، اين كشور به پايتخت GTL دنيا مبدل خواهد شد.

نيجريه
كشور نيجريه نيز با در اختيار داشتن بزرگترين منابع گازي آفريقا و عزم جدي دولتمردان جهت استفاده بهينه و كسب ارزش افزوده از منابع گازي خود، توجه ويژه‌اي به استفاده از گاز در صنايع پتروشيمي و پليمر، برق و تبديلات گازي در سال‌هاي آتي نموده است. در همين راستا، شركت نفت نيجريه و شركت شورون نيجريا قرارداد ايجاد يك واحد 34000 بشكه‌اي GTL در نزديكي شهر اسكراوس نيجريه منعقد نموده است.

استراليا
شركت Sasol Chevron در حال بررسي سرمايه‌گذاري مشترك در استراليا، براي احداث مرحله اول واحد GTL به ارزش يك ميليارد دلار است که محصولات آن به بازار ديزل فرستاده مي‌شود. محصولات اين واحد علاوه بر سوخت شامل نفتا و LPG نيز مي باشد. اين واحد GTL امکانات لازم را براي بهره برداري از گاز استراليا فراهم مي آورد. مديريت Sasol و Chevron اعلام کردند که استراليا با داشتن ذخاير مناسب گاز طبيعي، گزينه مناسبي براي احداث واحد‌هاي GTL به شمار مي رود. با اين همه استراليا رقباي فراواني دارد و اين پروژه نياز مند ارائه تسهيلات از طرف دولت مي‌باشد. علاوه بر اين چندين پروژه ديگر GTL نيز كه محصولاتي به غير از سوخت وسائل نقليه توليد مي‌كنند در استراليا در حال بررسي است. علاوه‌بر اين، شركت Mitsubishi Gas Chemicals در حال انجام پروژه توليد DME با ظرفيت 4000 تا 7000 تن در روز (با خوراك گاز طبيعي)، در غرب استراليا مي‌باشد. قرار است DME توليدي، در ژاپن بعنوان سوخت مصرف شود.

چين
در حال حاضر، پروژه توليد DME با ظرفيت 830 هزار تن در سال بمنظور مصرف بعنوان سوخت خانگي، در چين در حال بررسي است. علاوه¬بر اين، شركت Lurgi تا سال 2009 در كشور چين، اولين واحد تجاري تبديل متانول به پروپيلن (MTP) دنيا را با ظرفيت 500 هزار تن در سال و با خوراك پايه زغال سنگ، راه‌اندازي كند. علاوه‌ بر اين، دو طرح ديگر نيز در چين در دست انجام است. همچنين شركت چيني MOU با مشاركت شركت Lurgi و با استفاده از تكنولوژي Basell’s Spherizone، قرار است واحد 450 هزار تن در سال MTP را تا سال 2012 در ترينيداد و توباگو راه‌اندازي كند. اين در حالي است كه در حال حاضر، در ايران، پتروشيمي فن‌آوران، با همكاري شركت Lurgi در حال احداث بزرگترين واحد نيمه صنعتي MTP در جهان بوده (با توليد روزانه 1 تن پروپيلن) كه قرار بود تا انتهاي سال 1386 به بهره‌برداري برسد كه هنوز محقق نشده است.
كشورهاي ديگري نظير آفريقاي جنوبي، هند و نروژ نيز در اين حوزه در زمينه‌هاي تكنولوژيك، سرمايه‌گذاري، توليد و ساير زمينه‌ها، دست به اقدامات متنوعي زده‌اند كه شرح همه آن¬ها از حوصله اين مطلب خارج است. براي مثال، شركت BP قصد دارد پروژه توليد DME با ظرفيت 5000 تن در روز را در هند اجرا نمايند. DME توليد شده، بعنوان سوخت توربين‌هاي گازي مصرف خواهد شد.
همه اين موارد شاهدي بر مدعاي افزايش روز افزون اهميت صنعت تبديلات گازي بر پايه متان است. حركتي كه جهان را به سرعت از مصرف خام گاز طبيعي به سمت توليدات متنوع از اين منبع هيدروكربوري سوق مي‌دهد. از اين روست كه انديشمندان و صاحبنظران حوزه انرژي، قرن 21 را " قرن متان" ناميده‌اند. اما بايد ديد كشور ما در اين قرن نيز همچنان تامين كننده مواد اوليه كشورهاي صنعتي است يا خود به توسعه صنعتي بر پايه متان خواهد رسيد.

6- نتيجه‌گيري
با توجه به مباحث مطرح شده در اين گزارش، مي‌توان نتيجه‌گيري كرد كه بايستي به همه موارد مصرف گاز طبيعي، از مصرف داخل گرفته تا تبديلات، توجه دقيقي نمود. آنچه در اين بين از اهميت زيادي برخوردار بوده، آن است كه به منظور تخصيص سهم درستي از گاز به هركدام از اين بخش‌ها، بايستي استراتژي درستي تدوين كرده تا از يك طرف، بيشترين ارزش افزوده نصيب كشور گرديده و از طرف ديگر، به بهترين نحو ممكن بستري لازم براي توسعه صنعت گاز كشور فراهم گردد. بر اساس شرايط موجود، به نظر مي‌رسد كه در اولويت‌بندي مصرف گاز در كشور، مطالعات علمي خاصي صورت نپذيرفته و تصميم‌گيري‌ها فاقد آينده‌پژوهي و شناخت فرصت‌هاي بديعي است كه در آينده‌اي نه چندان دور، اقتصادي و فراگير خواهند شد. بيان اهميت مقوله تبديلات گازي، در كنار عدم شناخت مديريت ارشد كشور و حتي صنعت نفت از اين روش مصرف، و ارزش اقتصادي، فني و استراتژيك آن، گواهي بر اين مدعا است. لذا لازم است دولت‌مردان در سطح ملي، نسبت به حمايت و برنامه‌ريزي منطقي براي توسعه تبديلات گازي اقدامات لازم را به شرح ذيل به عمل آورند:

- با توجه به حدود دو دهه تلاش مراكز پژوهشي جهت دستيابي به فناوري‌هاي تبديلات گازي، لازم است وزارت نفت نسبت به سرمايه‌گذاري مادي و معنوي جهت تجاري‌سازي و ارتقاء سطح فعاليت‌ها از سطح پژوهش و پايلوت به سطح صنعتي و تجاري در اسرع وقت برنامه‌ريزي و اقدام نمايد.

- با در نظر گرفتن علاقه بالاي سرمايه‌گذاران جهت حضور در عرصه توليد فرآورده‌هاي تبديلاتي علي‌رغم ريسك‌هاي موجود - راه‌اندازي اولين واحدهاي صنعتي كشور- لازم است حمايت‌هاي مادي و معنوي از سوي دولت جهت كاهش اين ريسك‌ها صورت پذيرد. دو اقدام مهم در اين خصوص، ارائه خوراك پايدار و تضمين شده، با قيمتي كمتر از قيمت‌هاي بين‌المللي به واحدهاي توليدي است - در حال حاضر قيمت خوراك گاز واحدهايي نظير پتروشيمي و سيمان به مراتب كمتر از قيمت‌هاي FOB گاز است - تا در مراحل اوليه رقابت بين‌المللي از مزاياي مناسبي براي توجيه‌پذيري واحدهاي خود برخوردار باشند. اقدام ديگر، ارائه مناسب تسهيلات به سرمايه‌گذاران جهت اقدام در راستاي احداث اين واحدهاي صنعتي ريسك‌پذير مي‌باشد.

- مطالعه و زمينه‌سازي براي ايجاد شهرك‌هاي تخصصي يا پارك‌هاي صنعتي تبديلات گازي توسط وزارت نفت و يا وزارت صنايع؛ تا با كاهش هزينه‌هاي جانبي و هزينه‌هاي لجستيك (يوتي ليتي، زمين، مجوزها، مسائل زيست‌محيطي و غيره) در راستاي اقتصادي‌تر شدن طرح‌هاي تبديلاتي، گام‌هاي عملي برداشته شود.

- شفافيت در تعيين متولي مقوله تبديلات گازي در وزارت نفت، از مقولات مهم ديگري است كه بايد بدان پرداخته شود. لازم است مديريت و برنامه‌ريزي براي اقدامات اجرايي اي حوزه، بطور كامل در يكي از شركت‌هاي تابعه پتروشيمي، پالايش و پخش، گاز و يا شركت ملي نفت تعريف گردد تا احداث واحدهاي صنعتي تبديلات گازي از سردرگمي موجود رهايي يابد و تلاش‌هاي پژوهشگران صنعت نفت به صورت ملموس در واحدهاي تجاري نمايان گردد.
در هر حال، بحث تبديلات گازي، بحثي ملي است كه بعنوان يكي از مهمترين راهبردهاي مصرف گاز در راستاي اشتغال‌زايي، توسعه صنعتي،‌ تكميل زنجيره ارزشي و كسب ارزش افزوده، جذب سرمايه بخش خصوصي و حتي توسعه منطقه‌اي، دولت را ياري خواهد نمود. لازمه اين امر، دستيابي به شناخت صحيح اين روش مصرف و برنامه‌ريزي صحيح براي توسعه آن مي‌باشد.

---------------------------------------------------------------------------------------------------------
پاورقي:
(1)  انديشگاه تحليلگران انرژي، اين مباحث را در قالب طرح‌هاي "بررسي وضعيت قيمت گاز صادراتي"،"ارزيابي وضعيت مديريت انرژي كشور" و "ترسيم سبد سوخت كشور" با نهادهاي نظارتي و قانون‌گذار مرتبط تحليل و بررسي علمي نموده است.

انتهاي پيام