 |
مقدمه‌ای بر گاز طبیعی
تحقق هدف‌های سه‌گانه تأمین گسترده‌تر گاز در مصارف انرژی داخلی، اجرای طرح‌های صیانتی تزریق گاز در میدان‌های نفتی و عهده‌دار شدن نقش و سهم منطقی در بازارهای صادراتی گاز مستلزم برنامه‌ریزی‌های بلندمدت و مطالعات جامع است که بتواند جهت‌گیری‌های توسعه منابع گازی و بهره‌برداری مؤثر از ذخایر ارزشمند گاز کشور را تبیین کند.
پروژه مطالعات جامع گاز کشور با بهره‌گیری از اطلاعات مربوط به عملکرد صنعت گاز کشور در بیست سال گذشته و براساس طراحی و تدوین مدل‌های ریاضی به طرح چشم‌اندازی از آینده پرداخته است و در قالب آن عرضه و تقاضای حامل‌های مختلف انرژی و سهم هر یک از آنها در بخش‌های مختلف خانگی- تجاری، صنعت، کشاورزی و حمل ونقل در افق بیست سال‌اینده ارائه شده است.
مصرف سرانه گاز طبیعی در دو دهه گذشته با نوساناتی توأم بوده است و در دو قطب بزرگ مصرفی جهان یعنی امریکای شمالی و شوری سابق در جهت عکس یکدیگر حرکت کرده است. مصرف سرانه امریکای شمالی در دهه‌های 70 و80 با کاهش توأم بود. در صورتی که مصرف شوروی سابق افزایش داشته است.این روند با فروپاشی اتحاد شوروی معکوس شده است. در‌این دو دهه مصرف سرانه جهانی از رشد پیوسته‌ای برخوردار بود و در 1990 به حدود 30/0 تن معادل نفت بالغ شد و بعد از آن با روندی کاهشی (محدود) روبه‌رو شد.
پراکندگی و عمر ذخایر گاز طبیعی در جهان
حجم ذخایر تثبیت شده گاز طبیعی جهان طی سه دهه اخیر تقریباً 3 برابر شده و بررسی عمر ذخایر جهانی گاز در‌این دوره حاکی از افزایش عمر‌این ذخایر است. پراکندگی جغرافیایی ذخایر عبارتند از: شوروی سابق با میزان ذخایر تثبیت شده 56 تریلیون مترمکعب با حدود 40 درصد میزان ذخایر جهان، خاورمیانه با میزان ذخیره‌ای 2/45 تریلیون مترمکعب با حدود 4/32 درصد حجمی‌گاز جهان، آسیا و اقیانوسیه، با حجم ذخایر 5/9 تریلیون مترمکعب با حدود 7/6 درصد میزان جهانی گاز، قاره آفریقا با 4/9 تریلیون مترمکعب با حدود 7/6 درصد حجم جهانی ذخایر گاز الجزایر، هند و نروژ سایر میدان‌های عظیم را در اختیار دارند.
پتانسیل تولید و عرضه گاز طبیعی در جهان
تولید و عرضه گاز طبیعی در دهه گذشته در مقایسه با سایر حامل‌های انرژی مخصوصاً در مناطق خاورمیانه آفریقا، امریکای مرکزی از افزایش قابل توجه‌ای برخوردار بوده است، به‌طور کلی میزان تولید‌این نواحی در‌این دوره حدود 100 درصد رشد داشته لکن‌این میزان تولید با در نظر گرفتن ذخایر عظیم گازی مناطق فوق که دارای عمر متوسط بیش از 100 (صد) سال هستند هنوز بسیار ناچیز بوده که نشان دهنده توان بالقوه‌ای است که در صورت به‌فعل در آمدن قادر به تأمین مصارف بلندمدت انرژی جهانی خواهد بود. از جمله نکات مهم در ارتباط با ذخایر گازی، تمرکز بیش از 70 درصد‌‌این منابع در دو منطقه خاورمیانه و شوروی سابق (FSV) با ذخایر معادل 100 تریلیون مترمکعب است که از دیدگاه برنامه‌ریزی آتی انرژی جهانی بسیار حائز اهمیت است. رشد مصرف گاز در مقایسه با سایر حامل‌های انرژی و همچنین تجارت جهانی آن چه به طریق خط لوله (گاز طبیعی=NG) و یا حمل با کشتی (LNG) در دهه اخیر قابل بررسی است.
عمر ذخایر گاز‌ایران با روند تولید فعلی بیش از 200 سال براورد می‌شود که‌این امر مسئله صادرات گاز را مورد توجه قرار می‌دهد و نیز با انجام اکتشاف‌های جدید احتمالاً بر میزان‌این ذخایر ثابت شده درسال‌های‌‌اینده افزوده خواهد شد که نیاز به برنامه‌ریزی درازمدت دارد. 10 میدان عظیم گازی جهان به‌ترتیب بزرگی عبارتند از: میدان گاز گنبد شمالی (پارس جنوبی) که عظیم‌ترین میدان گاز جهان است و روسیه 5 میدان در اختیار دارد. ایران نیز؛ با در اختیار داشتن پارس شمالی و جنوبی 2 میدان عظیم جهان را داراست، قطر (مشترک با‌ایران).
ذخایر گاز طبیعی در جهان
به‌طور کلی ذخایر گاز نیز همچون ذخایر نفتی به سه دسته تقسیم می‌شوند: ذخایر ثابت شده، ذخایر احتمالی و ذخایر ممکن. ذخایر ثابت شده، ذخایری هستند که اکتشاف در آنها به پایان رسیده و در حال حاضر در مرحله تولید و یا توسعه قرار دارند. ذخایر احتمالی به آن دسته اطلاق می‌شود که اکتشاف در آنها به پایان رسیده و به احتمال زیاد تحت شرایط فنی و اقتصادی فعلی قابلیت تولید را خواهند داشت. ذخایر ممکن نیز ذخایری هستند که شناخت زمین‌شناسی بر روی آنها صورت گرفته و معمولاً در جنب ذخایر ثابت شده یا احتمالی قرار دارند و ارقام ارائه شده صرفاً تخمین‌های کارشناسان زمین‌شناسی نفت و گاز است.
ذخایر گاز جهان در بیست سال گذشته از روند پایدار افزایشی برخوردار بوده است. کشف میدان‌های عظیم گازی مستقل در روسیه مانند اورنگری1، یامبرگ2 و بواننکوسکوی3 و همچنین میدان عظیم گازی پارس جنوبی درایران. در مجموع، عمر ذخایر گاز جهان با نرخ تولید فعلی حدود 65 سال براورد می‌شود و در مقایسه با عمر ذخایر نفتی که حدود 43 سال است، از وضعیت مطلوب‌تری برخوردار است. به‌این ترتیب قاره امریکا با 4/8 تریلیون مترمکعب حدود 1/6 درصد، امریکای جنوبی و مرکزی با ذخایر 7/5 تریلیون مترمکعب حدود1/4 درصد، قاره اروپا با 5/5 تریلیون مترمکعب 4 درصد حجم ذخایر گاز جهانی را به خود اختصاص داده‌اند.
پیش‌بینی میزان عرضه و انتقال گاز طبیعی تا سال 2020
بررسی بازار گاز طبیعی جهان در یک دوره بلندمدت (تا سال 2020) و در قالب 7 منطقه جغرافیایی با در نظر گرفتن مشخصه‌های اقلیمی، اقتصادی، سیاسی و.... به تفصیل انجام گرفته است. متغیرهای تأثیرگذارنده بر پتانسیل عرضه گاز طبیعی در جهان را به‌طور کلی می‌توان به دو دسته تقسیم کرد: یک دسته متغیرهایی که به‌طور عام در تمامی مناطق، دارای اثری مشابه با عرضه خواهند بود (مانند چگونگی رشد اقتصادی و...) دسته دیگر متغیرهایی هستند که تنها به لحاظ خاص اقلیمی، سیاسی و اقتصادی و... در هر منطقه به عرضه آن منطقه خاص تأثیر خواهند گذارد و وجود چنین متغیرهایی، گرچه برای بهبود عرضه در آن مناطق خاص ضرورت خواهد داشت، اما برای سایر مناطق به عنوان یک شرط لازم (در مقطع مورد بررسی) مطرح نخواهند بود (مانند قوانین محدودکننده محیطی، بهبود تکنولوژی حفاری و اکتشاف و تولید منابع گاز و...). مهمترین متغیرهای مورد نظر عبارتند از:
* شرایط آب و هوایی هر منطقه
* سیاست‌های حال واینده انرژی هر منطقه در رابطه با چگونگی الگوی مصرف انرژی در دوره‌های مختلف و نیز سیاست جایگزینی انواع انرژی‌ها به خصوص در بخش گاز طبیعی
* سیاست‌های صرفه‌جویی در مصرف انرژی (به خصوص گاز طبیعی)
* چگونگی امکانات توسعه انتقال و توزیع گاز طبیعی به مصرف‌کنندگان نهایی، شبکه‌های توزیع و انتقال داخلی و... امکانات صادراتی
* چگونگی قراردادهای عرضه گاز طبیعی در زمان حال واینده و با توجه به برنامه توسعه صادرات در هر منطقه
* درصد بستگی به صادرات گاز طبیعی
* حجم ذخایر گاز طبیعی در هر منطقه
* نرخ تهی شدن منابع داخلی گاز
* قوانین هر منطقه در رابطه با مسائل زیست محیطی
* بهبود تکنولوژی حفاری و تولید و اکتشاف گاز طبیعی
* چگونگی تأمین مالی طرح‌های بالادستی بخش گاز طبیعی
قوانین و مقررات غیرمالیاتی کشورهای OECD در مورد گاز طبیعی
کشورهای عضو سازمان OECD که سه بازار عمده مصرف گاز طبیعی را در برمی‌گیرند، صرف‌نظر از مالیات زیادتر بر نفت و فراورده‌های آن به‌طور غیرمستقیم باعث مصرف بیشتر گاز طبیعی می‌شود، قوانین و مقرراتی نیز دارند که به تشویق مصرف گاز به جای مصرف نفت کمک می‌کند و منابع وارداتی را متعدتر می‌سازد. از جمله این اقدامات می‌توان به موارد زیر اشاره نمود:
* اقدامات بین‌المللی برای جلوگیری از گرم شدن تدریجی جو کرده زمین از جمله گسترش استفاده از گاز طبیعی
* استفاده از گاز طبیعی در جهت کاهش آلودگی محیط‌زیست
* مالیات بر گاز طبیعی در سه منطقه عمده کشورهای سازمان همکاری اقتصادی و توسعه (OECD)
کشورهای واردکننده نفت و گاز در سازمان OECD می‌خواهند قوانین و مقررات مالیاتی و غیرمالیاتی را طوری بنا کنند که وابستگی آنها به نفت کمتر شود و استفاده از گاز طبیعی را تا اندازه‌ای نسبت به نفت تشویق کنند.
ضرورت تدوین راهبرد بهره‌گیری از منابع گاز درایران
ایران از منابع هیدروکربوری مایع و گازی قابل ملاحظه‌ای بهره‌مند است و این دو حامل انرژی نقش اساسی و تعیین‌کننده‌ای در اقتصاد ملی و اقتصاد بین‌الملل دارند، از این‌رو حفظ و صیانت از این منابع و استفاده بهینه از آنها در بلندمدت، ضرورتی اجتناب‌ناپذیر است.
منابع نفتی ایران ثروتی است که چرخ‌های اقتصاد را به حرکت در می‌آورد و این منابع باید از طریق اجرای برنامه‌های صیانتی دقیق و زمان‌بندی شده، حمایت شوند. از سوی دیگر، تأمین انرژی مورد نیاز کشور ضرورت گسترش مصرف گاز در کشور را توصیه می‌کند و ضرورت حضور در بازارهای بین‌المللی برای بهره‌مندی از مزیت‌های سیاسی و اقتصادی آن در بلندمدت، تفکر تعاملات بین‌المللی و تجارت گاز را مورد توجه قرار می‌دهد.
در بیش از20 سال پس از انقلاب (دوره 1380-1357) اقتصاد ملی دارای اولویت محض مصرف گاز در کشور بوده است. در‌این دوره صادرات به‌طور کامل قطع شده و برنامه‌های تزریق نیز به سبب محدودیت تولید و هزینه‌های بالای تزریق به‌طور کامل انجام نمی‌گرفت؛ بنابراین در این دوره تزریق نشدن گاز به میدان‌ها هیچ ارتباط معناداری با برنامه‌های صادرات گاز نداشته است.
ضرورت تدوین بهینه‌سازی مصرف گاز در ایران
بهینه‌سازی مصرف گاز در ایران، همواره در تفکر سیاست‌گذاران داخلی از جایگاه ویژه‌ای برخوردار بوده، اما تاکنون هیچ‌گونه برنامه راهبردی بلندمدت مدون درباره تبیین رفتار مصرفی و عملکردی، برای دستیابی به هدف‌های بلندمدت تعیین شده در این راهبرد از سوی هیچ سازمان و ارگان رسمی که مورد حمایت مبانی قانونی اعلام نشده است و نبود چنین راهبردی، زمینه‌ساز تنوع آرا در زمینه چگونگی بهره‌گیری از منابع و صیانت از منابع و نیز تغییرات مقطعی آرا با استناد به سیاست‌گذاری‌های کوتاه مدت بوده است. نبود اتفاق آرا و به عبارتی نبود یک چراغ هدایتگر که بتواند شکل‌دهنده خط‌مشی‌ها به سوی هدف بلندمدت باشد، عامل مهم اتلاف سرمایه انسانی و مالی و نیز توسعه نیافتگی صنعت و ایجاد هزینه‌های جبران‌ناپذیر فرصتی در آینده خواهد شد.
تعدد نقاط تصمیم‌گیری درباره برنامه‌های بلندمدت عرضه انرژی در داخل و خارج و نبود ارتباط تنگاتنگ و تعریف شده زیرمجموعه‌های صنعت، عاملی است که موجب بسیاری از تصمیم‌گیری‌های استراتژیک و ساختاری، بدون در نظر گرفتن تأثیرهای بیرونی شده است. طرح‌های نفت و گاز، اعم از عملیات اجرایی درباره ساخت یک تاسیسات یا توسعه یک میدان و یا صادرات گاز، طرح‌هایی با هزینه‌بری بسیار بالا و بلندمدت هستند و واقعیت مربوط به جابه‌جا نشدن و تغییر هدف‌های طرح‌ها یکی از ویژگی‌های خاص صنعت نفت به شمار می‌رود؛ بنابراین وجود یک سازمان و تفکری واحد برای انسجام بخشیدن به روند انجام طرح‌ها به منظور تأمین هدف‌های بلندمدت خلأیی است که سال‌ها و بلکه دهه‌هاست که صنعت نفت را می‌آزارد.
از سوی دیگر، شفاف نبودن روابط تجاری شرکت‌های فرعی صنعت نفت، تعهدهای حمایت شده قانونی مشخصی را برای انجام تعهدهای شرکت‌ها در قبال یکدیگر در جریان فعالیت‌های تجاری ایجاد نمی‌کند و این موجب می‌شود که بسیاری از مصالح ملی به علل مصالح شرکتی و ملاحظات عملیاتی که رعایت آن در هیچ جا تعریف نشده است، نادیده گرفته شوند. با توجه به مطالب گفته شده، تحقق نیافتن برخی از برنامه‌های پیش‌بینی شده به‌ویژه برنامه‌هایی که از نظر تأثیرهای بلندمدت از اهمیت ویژه‌ای برخوردارند (برنامه‌های تزریق)، از نبود برنامه‌های راهبردی بلندمدت و نیز تصمیم‌گیری‌های مقطعی و سیاستی متأثر خواهند شد.
زمان نیز به عنوان یکی از ابعاد سیاسی و مهم در اجرای طرح‌ها و به‌ویژه طرح‌های بلندمدت برون مرزی اهمیت خواهد داشت، زیرا هزینه فرصت از دست رفتن زمان در بسیاری از موارد بسیار بالا و گاه جبران‌ناپذیر است. تأخیر در انجام طرح‌های تزریق گاز به‌ویژه در برخی میدان‌ها که در مراحل نهایی تولید قرار گرفته اند و یا توجه نکردن به بازارهای بین‌المللی و به‌ویژه منطقه‌ای گاز و تأثیرهای ناشی از تعاملات بین‌المللی گاز بر تعاملات سیاسی و اقتصادی کشور در بلندمدت، از جمله مواردی است که هزینه فرصت بسیار زیادی را به اقتصاد شرکتی و ملی تحمیل می‌کند.
تزریق گاز
تزریق گاز، همواره به عنوان اولویت مصرف در کشور مطرح بوده است، اما پیش‌بینی برنامه‌های تزریق باید با تکیه بر دانش فنی مخزن و نیز ضرورت‌های تزریق در چارچوب زمان و میدان مشخص و نیز پتانسیل‌های سرچاهی تزریق انجام پذیرد.
یکی از ویژگی‌های خاص بخش تزریق، ضرورت توجه خاص به براورد حجم و زمان تزریق به میدان‌ها به تفکیک هر میدان است، زیرا در صورت وجود پتانسیل‌های عملیاتی تزریق، خطا در براورد‌این دو متغیر (حجم و زمان تزریق هر میدان) آسیب‌های جبران‌ناپذیری را در بلندمدت به همراه خواهد داشت و در مواردی هرزروی ناشی از این خطا می‌تواند شامل کل حجم ذخیره‌ای نفت میدان شود؛ بنابراین انجام براورد درباره میزان تزریق باید تنها با هدف صیانت از منابع نفت صورت پذیرد و نه آن که ابزاری برای جلوگیری از دیگر سیاست‌های خطای محتمل در چارچوب سیاست انرژی باشد.
تحقق نیافتن برنامه‌های پیش‌بینی شده تزریق به علل مختلف، نبود پتانسیل تزریق و یا نیاز نداشتن میدان‌ها به میزان مشخص تزریق، سایر بخش‌های اقتصاد داخلی و یا برنامه‌های صادرات را از برخورداری از این حامل انرژی محروم می‌سازد.
نگرش ویژه به تقاضای داخلی بلندمدت گاز، از ابعاد‌ایجاد امنیت عرضه انرژی و نیز منافع اقتصادی ناشی از جانشینی، یکی دیگر از موضوع‌های بسیار مهم و اساسی در چارچوب سیاست‌های کلان صنعت نفت به‌شمار می‌رود؛ بنابراین تعریف صحیح و دقیق این متغیر در بلندمدت به گونه‌ای که پیش‌بینی بلندمدت «کمتر از واقع» امنیت عرضه انرژی کشور را به خطر نیندازد و پیش‌بینی بلندمدت «بیشتر از واقع» آن مانع از جذب گاز در دیگر بخش‌های مصرف ( تزریق، صادرات و...) نشود، اهمیت ویژه‌ای دارد.
حرکت‌های بسیار سریع در برخی از بخش‌های مصرف (به عنوان نمونه صادرات)، بدون هماهنگی با بخش‌های بالادستی و بدون در نظر گرفتن پتانسیل تقاضای دیگر بخش‌ها خطرهای جدی و جبران‌ناپذیر زیر را به همراه دارد:
* در صورت نبود امکان عرضه گاز به طرح‌های صادراتی براساس قراردادهای منعقد شده، پیشینه تجاری ایران نه تنها در بخش گاز که در فعالیت‌های تجاری به میزان عمده‌ای آسیب خواهد دید و هزینه‌های اقتصادی سنگینی به کشور تحمیل می‌شود.
* در صورت کمبود عرضه گاز به بخش‌های داخلی اقتصاد و تحقق کامل طرح‌های متعهد شده صادراتی، ضررهای اقتصادی ناشی از جانشین نشدن گاز با سایر فراورده‌ها ی نفتی و نیز اثرهای روانی و اجتماعی‌این موضوع جبران‌ناپذیر خواهد بود.
ایران و نحوه مصرف ذخایر گاز
با توجه به ویژگی‌های خاص آب و هوایی کشور،ایران می‌تواند با انعقاد قراردادهای فصلی، حداکثر منافع اقتصادی و تجاری را به دست آورد، اما انعقاد قراردادهای بلندمدت تمام فصل باید با در نظر گرفتن ملاحظات پتانسیل تقاضا در اقتصاد ملی و برنامه‌های تزریق انجام پذیرد. از سوی دیگر، باید ویژگی‌های ژئوپولتیک ایران و دیگر کشورهای منطقه خاورمیانه و نیز کشورهای جنوب آسیا را که متقاضیان بزرگی مانند هند و پاکستان و عرضه کنندگان بزرگی مانند قطر و امارات را در خود جای داده است نیز همواره مدنظر قرار دهیم.
ویژگی‌های ژئوپلیتیک ایران فضای سیاسی حاکم بر کشورهای همجوار ایران (منطقه خاور میانه، آسیای مرکزی و جنوب آسیا) و طرح‌های توسعه‌ای صادرات گاز در منطقه خاورمیانه (طرح دلفین) و آسیای مرکزی (طرح انتقال گاز ترکمنستان به هند و پاکستان)، عواملی هستند که باید در مطالعه فرصت‌های صادراتی گاز ایران به دقت مورد توجه قرار گیرند. ایران با توجه به حجم ذخیره‌ای بسیار زیاد گاز، مورد توجه کشورهای متقاضی گاز بوده است، اما این را باید به خاطر داشت که ایران کشوری است با جمعیت نزدیک به 70 میلیون نفر که دارای مصرف سرانه انرژی به میزان 2300 کیلوگرم معادل نفت خام و مصرف سرانه نفت و گاز به میزان 1172 کیلوگرم و 1096 کیلوگرم معادل نفت خام (2004) است. از سوی دیگر، از آنجا که میدان‌های نفتی کشور در نیمه دوم عمر خود به سر می‌برند، گاز مورد نیاز برای تزریق نیز تا پایان برنامه پنجم توسعه به بیش از 300 میلیون مترمکعب در روز خواهد رسید؛ بنابراین با توجه به برنامه‌های پیش‌بینی شده تولید، ایجاد هماهنگی و توازن عرضه و تقاضای گاز در بلندمدت نیازمند دقت در براورد پتانسیل‌های تقاضا و اولویت‌بندی انجام طرح‌ها و حجم بخشی مصرف با توجه به در نظر گرفتن ملاحظات صیانت از منابع، امنیت عرضه انرژی و حصول سهم مناسبی از بازار در زمان مناسب دارای حداقل هزینه فرصت است.
ملاحظات بالا هیچ‌گونه ارتباط نامتوازنی با یکدیگر نمی‌توانند داشته باشند و هیچ‌گونه تعارضی میان صادرات و مصرف گاز در داخل و یا تزریق و دیگر شکل‌های مصرف وجود نخواهد داشت، به شرط آن که پتانسیل تقاضای هر یک از بخش‌های مصرف‌کننده به‌درستی و با توجه به پتانسیل جذب تعیین شود. گفتنی است همان اندازه که «کم تخمینی» هر یک از پتانسیل‌های تقاضا می‌تواند در آینده مشکل‌ساز باشد، «بیش تخمینی» آن، هزینه‌های فیزیکی و فرصتی سنگین‌تری را به کشور تحمیل می‌کند.
ضرورت تبیین راهبرد بخش انرژی و به‌ویژه گاز طبیعی
در‌این زمینه، تأکید بر موارد زیر مورد نظر است:
* تبیین راهبرد عرضه گاز با در نظر گرفتن اصل صیانت از منابع
* تبیین راهبرد صیانت از منابع نفت و گاز با در نظر گرفتن اصول انتخاب بهینه منابع عرضه کننده با توجه به ویژگی‌های جغرافیایی میدان‌ها (اولویت میدان‌های مشترک)، برداشت بهینه از منابع و اعمال سیاست‌های حمایت‌کننده حفظ و افزایش نرخ تولید از طریق انجام بهنگام برنامه‌های صیانتی
* تبیین راهبرد تقاضای گاز با در نظر گرفتن منافع ملی از ابعاد اقتصادی، اجتماعی و رفاهی و امنیت عرضه انرژی در داخل با بهره‌گیری از ابزارهای مؤثر مدیریت تقاضا
* تبیین راهبرد صادرات گاز با در نظر گرفتن منافع ملی، امنیت ملی و امنیت عرضه انرژی در داخل
* تبیین راهبرد تزریق گاز براساس مطالعات جامع در راستای منافع ملی در بلندمدت
* اولویت گذاری مصرف گاز در داخل و خارج در چارچوب سیاست‌گذاری‌های اقتصاد کلان و منافع ملی و امنیت.
لزوم توجه به مقوله تولید فراورده‌ها ی گازی و جلوگیری از خام فروشی
مقدار ذخایر اثبات شده‌ی گاز دنیا حدود 140 تریلیون مترمکعب است که حدود 30 درصد آن در منطقه خاورمیانه قرار دارد. از آن جمله می‌توان به بزرگترین مخازن گازی جهان نظیر پارس جنوبی و میدان گازی شمال کشور اشاره کرد. با وجود این ذخایر گازی، طبق آمار (SRI)، خاورمیانه تنها 9 درصد بازار محصولات گازی جهان را در اختیار دارد. هزینه حمل 3 تریلیون BTU گاز (LNG)، بیش از هزینه حمل 130 تریلیون BTU، نفت خام گاز طبیعی، سوختی پاک و خوراکی مناسب برای صنایع شیمیایی است؛ اما به‌دلیل ویژگی‌های خاص خود، انتقال آن به سمت بازار مصرف دشوارتر و گرانتر از انتقال نفت خام است. این مسئله ناشی از مشکلاتی نظیر نبود بازار امن و مناسب، هزینه بالای حمل و نقل و گران و پیچیده بودن تکنولوژی‌های انتقال نظیر LNG و خطوط لوله است. به عنوان مثال یک کشتی LNG، حدود 33 میلیون گالن LNG با ارزش گرمایی حدود 3 تریلیون BTU جابجا می‌کند، در حالی که یک کشتی نفتکش (که ساده‌تر و ارزانتر نیز هست) 2/2 میلیون بشکه نفت خام با ارزش گرمایی برابر با 130 تریلیون BTU را انتقال می‌دهد که حاکی از بالا بودن هزینه انتقال گاز طبیعی است. علاوه بر این، مشکلات زیست‌محیطی تولید و انتقال LNG و همچنین هزینه بالا و ضرورت رعایت مسایل ایمنی سایر روش‌های صادرات گاز نظیر خط لوله و هیدرات، صادرات گاز را با مشکلات بیشتری روبرو می‌سازد.
از این رو، تبدیل گاز طبیعی به مواد شیمیایی و جایگزین کردن صادرات این مواد به جای صادرات گاز، علاوه بر اینکه بازار فروش مناسب و مطمئنی دارد، ارزش افزوده بیشتری را نصیب کشور صادرکننده نموده و مشکلات صادرات گاز را نیز به همراه ندارد. گاز طبیعی به محصولات با ارزش نیز، به‌دلیل ترکیبات موجود در گاز طبیعی با مشکلات خاصی روبروست. گاز طبیعی محتوی بیش از 90 درصد متان، حدود 6 درصد اتان و 4 درصد از سایر هیدروکربن‌ها است، که تنها 6 درصد اتان آن جهت تولید محصولات شیمیایی مورد مصرف قرار می‌گیرد. تکنولوژی‌های مرسوم در صنایع پتروشیمی، قابلیت تولید الفین‌ها و محصولات پتروشیمیایی را فقط از گاز مایع و اتان موجود در گاز طبیعی دارند. از این‌رو، با تکیه بر فرایند های فعلی پتروشیمیایی، نمی‌توان ارزش افزوده موجود را چندان ارتقا داده و مشکلات صادرات گاز را کاهش داد. بنابراین باید به دنبال تکنولوژی‌های جدیدی بود که توانایی تبدیل متان موجود در گاز را به فراورده‌ها ی با ارزش داشته باشد. در این صورت، علاوه‌بر رفع مشکل صادرات گاز طبیعی به‌صورت خام، 90 درصد آن به مواد با ارزش افزوده بالا تبدیل می‌شود و درآمد حاصله از چند سنت به ازای هر فوت مکعب به ده‌ها دلار در هر فوت مکعب خواهد رسید. این تکنولوژی‌های جدید که به تبدیلات گازی موسوم‌اند شامل روش‌ها، فرایند ها و تکنولوژی‌هایی هستند که متان گاز طبیعی را در چند زنجیره ارزش به حداقل 200 محصول با ارزش شیمیایی تبدیل می‌کند. معمول‌ترین این فرایند ها به شرح زیر است:
1- تکنولوژی‌های تولید متانول در ظرفیت‌های بالا (مگامتانول)
متانول از متان گاز طبیعی تولید می‌شود و دارای کاربردهای متنوعی است. عمده‌ترین مصرف این ماده، تولید مواد شیمیایی است. البته متانول کاربردهای دیگری نظیر استفاده در خودروها بهعنوان سوختی پاک را نیز داراست. لکن هزینة نسبتاً بالای تولید آن به روش‌های معمول، این قبیل کاربردهای متانول را غیراقتصادی ساخته است. یکی از روش‌های اقتصادی و نوین تولید متانول، استفاده از واحدهای مگامتانول (واحدهای تولید در ظرفیت‌های بالا) است. این واحدها، به‌دلیل هزینه بسیار پایین‌تر جهت ساخت، استفاده از کمپروسورهای کوچکتر و استفاده بهینه از گرما و انرژی در فرایند، متانولی تولید می‌کنند که به مراتب ارزانتر از متانول تولیدی واحدهای معمولی است. طبق پیش‌بینی‌ها در سال 2008، بیش از 30 درصد متانول دنیا از طریق واحدهای جدید مگامتانول با ظرفیت بیش از 4500 تن در روز تأمین می‌گردد. متانول ارزان حاصله را می‌توان در تولید اسید استیک، (MTBE ماده جایگزین سرب بنزین) و همچنین بهعنوان سوخت خودروها مورد استفاده قرار داد. همچنین با استفاده از تکنولوژی‌های نوین که در قسمت‌های بعد معرفی خواهند شد، می‌توان این ماده را به مواد باارزشی نظیر اتیلن، پروپیلن و DME تبدیل نمود.
2- تکنولوژی‌های تبدیل متانول به اتیلن و پروپیلن (MTO, MTP)
یکی از فرایند هایی که تبدیل متان را به محصولات باارزشی نظیر الفین‌ها میسر می‌کند، MTO است که متانول خام را به اتیلن و پروپیلن تبدیل می‌کند. در طی این فرایند، در مرحله اول، گاز طبیعی به متانول خام تبدیل شده و در مرحله دوم متانول حاصله از طریق واکنش کاتالیستی به اتیلن و پروپیلن تبدیل می‌گردد. اتیلن و پروپیلن تولیدی با خلوص بالای 97 درصد است و می‌توان آن را به‌راحتی جدا ساخت و به واحد پلیمرسازی فرستاد. گرچه تکنولوژی‌های دیگری نظیر OCM برای تبدیل متان به اتان و پس از آن الفین‌ها وجود دارند، اما این فرایند ها در مقایسه با فرایند MTO از بازده پایین‌تر و صرفه اقتصادی کمتری برخوردار هستند. در حال حاضر، تحقیق و توسعه برروی فرایند MTO در شرکت‌های هیدرو (نروژ)، UPO و لورگی به طور موفقیت‌آمیزی پیگیری می‌شود. یک نمونه از پلنت تبدیل متانول به اولفین به‌وسیله شرکت هیدرو در نروژ نصب شد ه است. این واحد روزانه حدود 750 هزار تن متانول را به عنوان خوراک مصرف می‌کند که عمدتاً از گاز سنتز حاصله از گاز طبیعی به‌دست می‌آید. شرکت لورگی نیز در حال مذاکره با برخی شرکت‌ها در کشورهای قطر و ترینیداد و توباگو برای احداث واحدهای تبدیل متانول به الفین در این کشورها است. بهترین مناطق برای احداث این واحدها، مناطق مجاور میادین بزرگ گاز طبیعی است که قیمت گاز آنها کمتر از یک دلار برای هر میلیون BTU می‌باشد.
