وقتی گاز، شاخص امنیت ملی می‌شود

به گزارش انرژی و نیرو، فصل سرما که شروع می‌شود، یک پرسش قدیمی دوباره زنده می‌شود: آیا گاز خانه‌ها قطع می‌شود یا صنایع از نفس می‌افتند؟ ایران با حدود یک سوم ذخایر اثبات‌شده گاز میدان‌های عظیم خود، به ویژه پارس جنوبی، در ظاهر نباید دغدغه کمبود داشته باشد؛ اما واقعیت شبکه‌ای از چالش‌های فنی، مدیریتی و تقاضای فصلی است که اگر به موقع درمان نشود، گرمای خانه‌ها را به خط قرمز بدل می‌کند. در این میان، توسعه میادین بومی و تقویت ذخیره‌سازی زیرزمینی، تنها سپر پایدار برای عبور آرام از زمستان است؛ سپری که هنوز تا تکمیل فاصله دارد.

پیک زمستانی زیر ذره‌بین

اوج مصرف گاز در ایران در روز‌های سرد می‌تواند از مرز‌های متعارف عبور کند؛ سهم بخش خانگی و تجاری در روز‌های یخبندان به طور سنتی از صنایع پیشی می‌گیرد و برق نیز که عمدتاً با گاز تولید می‌شود، نیاز مضاعفی ایجاد می‌کند.

در اوج سرمای بی‌سابقه، مصرف روزانه گاز در بخش خانگی می‌تواند از مرز ۷۰۰ میلیون متر مکعب در روز فراتر رود. در سناریو‌های سخت، با فرض دمای متوسط شهری زیر ۵ درجه سانتی‌گراد و مصرف خانگی حداکثری، این تقاضا می‌تواند تا ۸۰۰ میلیون متر مکعب نیز برسد. نتیجه آنکه هر افت کوچک در تولید یا هر گره در انتقال، بی‌درنگ به قطع گاز صنایع، افت تولید برق و افزایش ناگزیر مصرف سوخت مایع در نیروگاه‌ها منتهی می‌شود. این چرخه، افزون بر فشار اقتصادی، هزینه زیست‌محیطی سنگینی به شهر‌های بزرگ تحمیل می‌کند. قطع گاز صنایع پتروشیمی و فولاد، علاوه بر کاهش صادرات غیرنفتی، زنجیره تأمین بسیاری از کالا‌های اساسی را مختل می‌سازد.

پارس جنوبی؛ قلبی که باید تپش یکنواخت داشته باشد

پارس جنوبی همچنان ستون فقرات تولید گاز ایران است و تأمین بیش از ۷۰ درصد گاز کشور از این میدان مشترک صورت می‌گیرد. اما هر میدانی عمر تولید اوج دارد و سپس با افت فشار روبه‌رو می‌شود.

به طور طبیعی، با برداشت مستمر، فشار مخزن کاهش می‌یابد، که این امر نیازمند تزریق انرژی (کمپرسور) برای حفظ دبی برداشت است. برآورد‌ها نشان می‌دهد که در صورت عدم مداخله مؤثر، نرخ افت فشار در برخی از فاز‌های توسعه‌یافته پارس جنوبی می‌تواند سالانه بیش از ۱ تا ۱.۵ درصد باشد.

برای پارس جنوبی، مدیریت افت فشار با نصب کمپرسور‌های فشارافزا، حفاری چاه‌های جایگزین، و بهره‌گیری از راهکار‌های ازدیاد برداشت گازی ضرورت دارد. هر تأخیر در این جراحی فنی، متوسط تولید زمستان را مستقیماً تحت تأثیر قرار می‌دهد و حاشیه امن شبکه را کاهش می‌دهد. فاز‌های تازه‌نفس، هرچند کمک‌کارند، اما بدون برنامه جامع فشارافزایی، تصویر بلندمدت آرام‌بخش نخواهد بود. توسعه میادین مرحله‌ای پارس شمالی و همچنین افزایش ضریب بازیافت فاز‌های قدیمی، باید با سرعت پیگیری شود تا شکاف تولیدی زمستان جبران گردد.

میدان‌های بومی فراموش‌شده؛ از کیش تا فرزاد

در کنار پارس جنوبی، میادین کیش، فرزاد B، و دیگر ساختار‌های خلیج فارس و خشکی می‌توانند توازن سبد تولید را اصلاح کنند. این میادین، به ویژه در مناطق نزدیک به مصرف، می‌توانند نقش "تولیدکنندگان پشتوانه" را در پیک مصرف ایفا کنند.

میدان کیش:

این میدان با ذخایر قابل توجه و به ویژه گاز ترش فراوان، پتانسیل عظیمی دارد. اما بهره‌برداری از آن نیازمند سرمایه‌گذاری هنگفت در زیرساخت شیرین‌سازی و خطوط انتقال اختصاصی است تا بتواند در زمستان نقش ایفا کند. تأخیر در تکمیل واحد فرآوری کیش، اجازه می‌دهد تا این حجم از گاز در فصول اوج مصرف، خام بماند.

میدان فرزاد B:

فرزاد B با سابقه طولانی مذاکرات و تعلل‌های فنی و قراردادی، به نمادی از فرصت‌های از دست‌رفته تبدیل شده است. تأخیر در نهایی‌سازی قرارداد و آغاز توسعه، به معنای از دست دادن سالانه میلیارد‌ها متر مکعب پتانسیل تولید در زمان نیاز است.

شتاب‌بخشی به این پروژه‌ها، نه تنها تولید را متنوع می‌کند، بلکه فشار روانی «وابستگی مطلق» به پارس جنوبی را می‌کاهد؛ وابستگی‌ای که در زمستان‌ها بیش از هر زمان دیگر آسیب‌زا می‌شود. تنوع در منابع، انعطاف‌پذیری شبکه را در برابر حوادث احتمالی در یک میدان خاص، افزایش می‌دهد.

ذخیره‌سازی زیرزمینی؛ بیمه‌نامه روز‌های یخ‌زده

جهان تجربه کرده است که بدون ذخیره‌سازی کافی، حتی تولیدکنندگان بزرگ گاز هم در برابر زمستان آسیب‌پذیرند. ذخیره‌سازی، فاصله زمانی بین عرضه (تولید) و تقاضا را پوشش می‌دهد.

ایران دو انبار فعال زیرزمینی سراجه و شوریجه را در اختیار دارد که کارکرد آنها تزریق در تابستان و برداشت در زمستان است. ظرفیت اسمی این انبار‌ها بالغ بر ۱۰ میلیارد متر مکعب است، اما ظرفیت "گاز کارکردی" (گازی که می‌توان در زمستان برداشت کرد) و نرخ برداشت لحظه‌ای آنها، هنوز با نیاز پیک فاصله دارد.

بحران‌های کوتاه‌مدت اغلب نه از کمبود سالانه، که از کسری روزانه در چند هفته سرد ناشی می‌شوند. برای مقابله با یخبندان‌های سه‌هفته‌ای، نرخ برداشت روزانه باید به بیش از ۳۰۰ میلیون متر مکعب برسد، در حالی که ظرفیت فعلی در شرایط بهینه، این میزان را به سختی پوشش می‌دهد.

برنامه توسعه انبار‌های جدید در سازند‌های کربناته و مخازن تخلیه‌شده باید از مرحله مطالعه به اجرا برسد. پروژه‌هایی نظیر توسعه فاز‌های جدید شوریجه و سراجه، نیازمند تأمین مالی پایدار و قرارداد‌های بهره‌برداری شفاف برای تضمین سرمایه‌گذاری بخش خصوصی در فاز‌های تزریق و برداشت هستند.

شبکه انتقال؛ شاه‌راهی که گلوگاه می‌شود

حتی با تولید کافی، اگر شاه‌راه انتقال گاز ظرفیت، انعطاف‌پذیری و جانمایی مناسبی نداشته باشد، عرضه مطمئن به مقصد نمی‌رسد. شبکه ملی گاز ایران یکی از طولانی‌ترین شبکه‌ها در جهان است، اما افزایش فشار و دبی در زمستان، نقاط ضعف آن را نمایان می‌سازد.

برای حفظ فشار کافی در پایان خطوط انتقال، به ویژه در مسیر‌های طولانی و مناطق مرتفع، نیاز به افزایش تعداد و ظرفیت ایستگاه‌های تقویت فشار است. خط ششم سراسری که شرق کشور را پوشش می‌دهد و خط نهم که عسلویه را به مرکز متصل می‌کند، نیازمند ارتقای منظم ایستگاه‌های میانی هستند.

مدیریت فشار شبکه در سرما، هنر تعادل میان شرق و غرب و شمال و جنوب است؛ هر گره در یک ایستگاه می‌تواند موج قطع یا افت فشار را به استان‌های دوردست بفرستد. ارتقای سامانه‌های تله‌متری و مانیتورینگ بلادرنگ (Real-Time Monitoring) حیاتی است تا اپراتور‌ها بتوانند الگوریتم‌های پیش‌بینی‌گر مصرف را به کار گیرند و به جای واکنش پس از افت فشار، به صورت پیش‌دستانه کمپرسور‌ها را به کار اندازند.

صنایع و نیروگاه‌ها؛ سپر فداکاری تا کی؟

رویه غالب در زمستان، کاهش یا قطع گاز صنایع انرژی‌بر (مانند پتروشیمی، سیمان، فولاد) و جایگزینی سوخت مایع (نفت‌گاز یا مازوت) در نیروگاه‌هاست. این سیاست اگرچه در کوتاه‌مدت از سرمازدگی خانوار‌ها جلوگیری می‌کند، اما به معنای از دست رفتن تولید صنعتی، کاهش صادرات، افزایش هزینه تمام‌شده کالا، و مهم‌تر از همه، آلودگی شدید هوا در نیروگاه‌هاست. سوزاندن مازوت در نیروگاه‌ها، شاخص‌های آلودگی هوا در کلان‌شهر‌ها را به شدت افزایش می‌دهد.

راه‌حل پایدار، شامل موارد زیر است:

توسعه سوخت پشتیبان صنایع: قرارداد‌های دوگانه با صنایع برای نصب و نگهداری مخازن ذخیره سوخت پشتیبان (LPG یا LNG) به گونه‌ای که قطعی گاز باعث توقف کامل نشود.

بهینه‌سازی نیروگاهی: تبدیل واحد‌های گازی به سیکل ترکیبی (CCGT) از اولویت‌های اصلی است. راندمان نیروگاه سیکل ترکیبی به طور میانگین به ۵۵ تا ۶۰ درصد می‌رسد، در حالی که سیکل ساده زیر ۴۰ درصد است.

این افزایش راندمان، شدت گاز مصرفی برای هر کیلووات‌ساعت تولیدی را به طور چشمگیری کاهش می‌دهد.

مدیریت سمت تقاضا؛ ریاضت کور یا اصلاح هوشمند؟

صرفه‌جویی خانگی تا وقتی به ابزار و انگیزه مجهز نشود، یک شعار باقی می‌ماند. فشار بر بخش خانگی باید مبتنی بر عدالت و شفافیت باشد. کنتور‌های هوشمند گاز با امکان قرائت از راه دور، امکان اعمال تعرفه‌های پلکانی-افزایشی متناسب با اقلیم و الگوی مصرف را فراهم می‌کنند. بازخورد لحظه‌ای به مشترک، او را در تصمیم‌گیری برای مصرف آگاه می‌سازد.

تغییر تمرکز از نصیحت به سرمایه‌گذاری‌های زیرساختی، از طریق: ۱. اعطای تسهیلات برای جایگزینی بخاری‌های کم‌بازده (با راندمان زیر ۷۰٪) با پکیج‌های چگالشی (راندمان بالای ۹۰٪).۲. بهسازی عایق حرارتی ساختمان‌ها در مناطق سردسیر. این اقدامات، بار اوج را به صورت پایدار و بدون نیاز به مداخله مدیریتی روزانه، کاهش می‌دهد.

سیاست‌گذار باید سبدی از مشوق‌ها و جریمه‌های دقیق و عادلانه را پیاده کند تا مصرف پرهزینه و پرریسک، انتخاب غالب نباشد.

برون‌مرزی؛ صادرات، سوآپ و دیپلماسی زمستانی

ایران در سال‌های معتدل مازاد محدودی برای صادرات به کشور‌های همسایه (عمدتاً عراق و ترکیه) دارد. اما در زمستان، حفظ این تعهدات در مقابل نیاز داخلی به یک چالش جدی تبدیل می‌شود.

صادرات به عراق و ترکیه معمولاً در سرما کاهش می‌یابد یا با چالش فشار روبه‌رو می‌شود. راه‌حل، قرارداد‌های منعطف فصلی است که در روز‌های اوج سرما در ایران، مکانیزم‌های کاهنده خودکار (Shut-down Clauses) داشته باشند.

توسعه سوآپ‌های هوشمند منطقه‌ای می‌تواند امکان تأمین مقطعی گاز به ایران از مسیر ترکمنستان یا آذربایجان (یا بالعکس) را فراهم کند، بدون آنکه فشار مستقیمی بر مخازن داخلی وارد شود. این امر نیازمند ارتقای زیرساخت‌های اندازه‌گیری و کنترل فشار در مرز‌ها است.

امنیت انرژی داخل، خط قرمز مذاکرات است و هر تعهد صادراتی باید پس از اطمینان از کف عرضه داخلی در سناریو‌های سرد سخت، تنظیم شود.

پولِ سختِ گاز؛ از بودجه تا تأمین مالی پروژه‌ها

گاز زیرزمین، بدون پول روی زمین بی‌معناست. پروژه‌های فشارافزایی، خطوط انتقال و انبار‌های زیرزمینی، سرمایه‌برند و بازگشت سرمایه آنها به قیمت‌گذاری و نحوه قرارداد گره خورده است.

تا وقتی نرخ‌گذاری دستوری، قیمت گاز تحویلی به تولیدکنندگان و مصرف‌کنندگان را زیر هزینه تمام‌شده نگه‌دارد، توسعه با تکیه صرف بر بودجه عمومی، کند خواهد بود. بخش خصوصی تنها زمانی وارد می‌شود که بازگشت سرمایه تضمین شود.

راهکار، استفاده از مدل‌های قراردادی منعطف (مانند BOT یا BOO برای توسعه ذخیره‌سازی)، انتشار اوراق پروژه با پشتوانه نقدینگی پایدار صنعت گاز، و جذب سرمایه داخلی صندوق‌های بازنشستگی و بیمه‌ها در کنار مشارکت فناورانه شرکت‌های داخلی است. شفافیت در مناقصه‌ها، ضمانت پرداخت و شاخص‌گذاری قرارداد‌ها با تورم، پیش‌شرط‌های حیاتی‌اند.

فناوری و تحول دیجیتال؛ از داده تا دما

بخش گاز ایران در آستانه جهشی فناورانه است که می‌تواند کارایی شبکه را در شرایط سخت بهبود بخشد.

کنتور‌های هوشمند، سامانه‌های پایش خوردگی خطوط (به ویژه در مناطق پرفشار)، پلتفرم‌های دیجیتال برای مدیریت دارایی‌ها و برنامه‌ریزی تعمیرات پیش‌گویانه (Predictive Maintenance)، همگی به کاهش نشت، افت فشار و توقف‌های ناخواسته کمک می‌کنند.

بومی‌سازی تجهیزات حیاتی مانند کمپرسور‌های فشارافزایی و شیر‌های کنترلی فشار بالا، نه فقط داستان خودکفایی، بلکه کاهش ریسک توقف در سرمای شدید است، زیرا وابستگی به تأمین قطعات یدکی خارجی در اوج فصل، ریسک شبکه را بالا می‌برد. اتصال این فناوری‌ها به یک اتاق فرمان یکپارچه، امکان تصمیم‌گیری بر مبنای داده‌های آنی را فراهم می‌سازد.

محیط زیست؛ هزینه پنهان زمستان‌های ناتمام

هر لیتر سوخت مایع که جای گاز در نیروگاه‌ها می‌گیرد، به معنای ذرات معلق، SOx و NOx بیشتر در هوای شهرهاست.

استاندارد‌های سختگیرانه:

برنامه زمستان آرام بدون شاخص‌های زیست‌محیطی کامل نیست. تخصیص سهمیه سوخت مایع باید تنها به نیروگاه‌هایی اختصاص یابد که مجهز به سیستم‌های کنترل آلودگی یا قابلیت تبدیل سریع به گاز باشند.

کاهش نشتی متان در شبکه (به عنوان یک گاز گلخانه‌ای با پتانسیل گرمایشی قوی‌تر از دی‌اکسید کربن)، یک اولویت جدی است. اجرای پویش‌های نشت‌یابی با پهپاد‌های مجهز به حسگر‌های مادون قرمز، امکان شناسایی و رفع فوری نشتی‌های بزرگ را فراهم می‌کند.

حقوق مصرف‌کننده؛ قرارداد اجتماعی گاز

وقتی سیاست‌گذار از مردم انتظار همراهی دارد، باید در مقابل حق مردم برای تأمین پایدار و شفافیت پاسخگو باشد.

اطلاع‌رسانی پیش‌نگر درباره موج‌های احتمالی سرما، نقشه‌های تعاملی وضعیت فشار در شهرها، و اعلام برنامه‌های تعمیرات برنامه‌ریزی‌شده، اعتماد عمومی می‌سازد. مردم زمانی صرفه‌جویی می‌کنند که بدانند اقداماتشان واقعاً بر ثبات شبکه تأثیر می‌گذارد.

طراحی معافیت‌های هدفمند برای اقشار آسیب‌پذیر در مناطق سردسیر و اعمال تعرفه‌های بازدارنده برای مشترکان پرمصرف بدون محدودیت اقلیمی، از ریشه‌های عدالت انرژی است. گاز خانگی، نه فقط یک کالا، بلکه بخشی از قرارداد اجتماعی دولت با شهروندان است.

نقشه راه زمستان آرام

باید گفت بدون چند اقدام موازی، زمستان آرام، رویایی دوردست می‌ماند:

تثبیت تولید؛ تکمیل پروژه‌های فشارافزایی در پارس جنوبی و راه‌اندازی گلوگاه‌های باقی‌مانده در میدان‌های بومی مانند کیش و فرزاد در اولویت مطلق.

جهش در ذخیره‌سازی: توسعه ظرفیت‌های «گاز کارکردی» و افزایش نرخ برداشت روزانه در انبار‌های موجود، همراه با احداث انبار‌های جدید در مخازن تخلیه‌شده.

تقویت زیرساخت: تقویت شبکه انتقال و ایستگاه‌های تقویت فشار با رویکرد مدیریت فعال مبتنی بر داده و هوش مصنوعی.

اصلاح سمت تقاضا: اعمال سیاست‌های هوشمند با اتکای واقعی به کنتور هوشمند، تعرفه‌گذاری اقلیمی و نوسازی تجهیزات گرمایشی کم‌بازده.

مدیریت صادرات: تنظیم صادرات و سوآپ‌ها بر مبنای سناریو‌های سرد سخت و اولویت قطعی امنیت انرژی داخلی.

تأمین مالی پایدار: استفاده از ابزار‌های بازار سرمایه و قرارداد‌های جذاب برای بخش خصوصی جهت اجرای پروژه‌های توسعه‌ای بزرگ.

ایران ظرفیت آن را دارد که «گاز پایدار» را از شعار به واقعیت تبدیل کند، به شرط آن‌که با انضباط فنی، مالی و حکمرانی، خط قرمز سرمای مردم را جدی بگیرد. توسعه میادین بومی و انبار‌های زیرزمینی تنها زمانی سپر واقعی‌اند که به موقع و با کیفیت اجرا شوند. هر زمستانی که با قطع گاز صنایع و سوزاندن نفت‌کوره سپری می‌کنیم، هزینه‌ای مضاعف به تولید، سلامت و اعتماد عمومی تحمیل می‌شود.

زمستان آرام، پروژه‌ای چندبعدی است؛ از سکو‌های دریای جنوب تا رگ‌های فولادی خطوط سراسری و از کنتور‌های هوشمند پشت درِ خانه‌ها تا اتاق‌های فرمان دیجیتال. گاز ایرانی اگر خط قرمز سرمای مردم است، باید در عمل هم اولویت بی‌قید و شرط سیاست‌گذار باشد؛ و معیار موفقیت، نه تعداد مصوبات، بلکه ثبات شعله‌های آبی در سردترین شب‌های سال است.

منبع: خبرگزاری مهر