hc8meifmdc|2010A6132836|Articlebsfe|tblEssay|text_Essay|0xfbff634e020000004913000001000100
بهینه‌سازی مصرف گاز طبیعی
شهلا خالقی
شرکت ملی گاز ایران
خلاصه
ویژگیهای
خاص گاز طبیعی از ابعاد اقتصادی و زیست محیطی همواره این حامل انرژی را به عنوان
یک عامل تولیدی مهم در بخشهای تولیدی و واسطه‌ای اقتصاد و نیز یک حامل انرژی مطلوب
در کلیه بخشهای مصرفکننده نهائی مطرح نموده است. این ویژگیها عامل مهمی در روند
رو به گسترش تمایلات مصرفی کلیه مصرفکنندگان خواهد بود. استفاده هرچه بیشتر و
بهتر از گازطبیعی در کشورهائی که از ذخایر گازی قابل ملاحظه‌ای برخوردار می‌باشند،
سیاستی بلندمدت در چارچوب اهداف توسعهای آنها به شمار می‌رود و لیکن این امر
بایستی با تکیه بر ”مزیت نسبی“ مصرف گازطبیعی انجام پذیرد. در این مقاله مزیت نسبی
گازطبیعی در کشور و بخشهای مختلف مصرف از طریق شاخص ”هزینه منابع داخلی ـ DRC“ و
”نسبت هزینه منابع ـ RCR“ و تخصیص بهینه گازطبیعی در بخشهای مختلف مصرف نیز با استفاده از
شاخص ”نت بک ـ NB“ مورد ارزیابی قرار خواهد گرفت. بررسیهای انجام شده نشان می‌دهد
که بهره‌گیری از گازطبیعی در بخشهای مختلف مصرفکننده از بعد اقتصاد ملی از مزیت
نسبی قابل ملاحظه‌ای برخوردار است و لذا سیاست جایگزینی گاز با سایر حاملهای انرژی
متعارف مصرفی به عنوان یکی از سیاستهای استراتژیک که تأمین کننده منافع ملی
بلندمدت کشور نیز می‌باشد، همواره بایستی مد نظر سیاستگذاران قرار گیرد. بررسی
مقایسه‌ای شاخص نت بک گاز در بخشهای مختلف مصرف نیز نشاندهنده اولویت بخش تزریق
نسبت به سایر مصارف گاز در کشور می‌باشد. صیانت از ذخایر نفت و حفظ امنیت اقتصادی
کشور از طریق ایجاد ثبات در کسب درآمدهای نفتی به ویژه با توجه به شرایط خاص
اقتصاد کشور (تک محصولی بودن) و وابستگی شدید اقتصاد به درآمدهای نفتی یکی از
رهآوردهای بزرگ و مهم تزریق گاز به میادین نفتی خواهد بود. بخش صنعت دومین اولویت
مصرف گازطبیعی را به خود اختصاص داده است و بخشهای نیروگاه و خانگی / تجاری در
اولویت‌های بعدی قرار گرفتهاند. این بررسیها نشان می‌دهد که صادرات گاز با حفظ
ویژگی مزیت نسبی تنها با شرط تأمین گاز مورد نیاز برنامه‌های تزریق و نیز تأمین
تقاضای گاز مصرفکنندگان داخلی، جایز خواهد بود.
واژههای کلیدی: اهداف توسعهای| گاز طبیعی| مزیت نسبی|
تخصیص بهینه| تجدیدناپذیری
مقدمه
"مزیت
نسبی" عرضه گاز طبیعی به بخشهای مختلف اقتصاد کشور یکی از فروض اولیه مهم و
اساسی در تخصیص مناسب عرضه محدود گاز در میان خواستههای نامحدود مصرفی می‌باشد و ارزیابی
این شاخص بایستی در نخستین مرحله از فرآیند سیاست‌گذاری انرژی مدنظر قرار
گیرد. زیرا بهره‌گیری از یک حامل انرژی به عنوان یک نهاده تولیدی، یا یک
کالای واسطه‌ای و یا یک کالای نهایی در زنجیره مصرف می‌تواند بر روند و الگوی
مصرف و نیز تولید تأثیری مؤثر داشته باشد.
به طور کلی
دسترسی به نهاده‌های تولیدی و فراوانی آنها در یک جامعه و به عبارتی سهم هر
نهاده در سبد نهاده‌های تولیدی (سرمایه، نیروی انسانی، تکنولوژی و انرژی)
در شکلدهی الگوی تولید و روند سرمایه‌گذاری در تولیدات صنعتی و غیرصنعتی
نقشی تعیینکننده خواهد داشت. بنابراین بررسی مزیت نسبی گاز در هر یک از
بخشهای مصرف و نیز کل جامعه می‌تواند تداوم سرمایه‌گذاری در جهت گسترش گازرسانی
را تسریع نموده و در بلند مدت الگوی مصرفی خاصی را به بخشهای مصرفکننده القاء نماید. ارزشیابی "مزیت نسبی" گازطبیعی در
بخشهای مختلف مصرف یکی از بهترین راههای ممکن جهت تعیین خط مشی تولید
گازطبیعی به شمار می‌رود.
ارزشیابی
مزیت نسبی گاز طبیعی در بخشهای مختلف مصرف
مــزیت نســبی گـاز طبیـعی در کشور و بخشهای
مختلف مصرف از طریق برآورد شاخص"هزینه منابع داخلی-DRC (Demestic Resource Cost) "
قابل ارزیابی می‌باشد. این شاخص عمدتاً در مباحث اقتصاد بینالملل مطرح بوده و
در راستای بررسی توانمندیهای یک کشور در تولید
و یا صدور یک کالا تعریف شده است. مفهوم DRC می‌تواند به عنوان یک معیار عملی هزینه فرصت در اقتصاد مورد
استفاده قرار گیرد. روش DRC شباهت زیادی به روش تجزیه و تحلیل هزینه-
فایده دارد. تفاوت اصلی در این روش آن است که در روش هزینه ـ فایده| هزینه واقعی و
سوددهی مورد مقایسه قرار می‌گیرد ولیکن در روش DRC| مقایسه
هزینه خالص منابع داخلی با کل صرفه جویی خالص ارزی مورد توجه قرار می‌گیرد.
شـاخص DRC در واقـع به معنـی هـزینه فـرصت داخلـی منـابع
به کـار رفتـه (گازطبـیعی) جهـت حصول ارزش
افزوده بین‌المللی عوامل تولید داخلی به کار رفته در یک فعالیت مشخص (مثلاً گازرسانی) می‌باشد (هزینه ریالی پرداختی به ازای پس‌انداز
نمودن یک واحد ارز که در اینجا دلار مـدنظـر اسـت). ایـن شـاخص در مقـایسه بـا ” نـرخ
ارز سایـه‌ای ـ SER (Shadow Exchange Rate) “ (که در ایـن گـزارش بـه میـزان 8000 ریال
/ دلار در نظر گرفته شده است) می‌تواند معیاری جهت بررسی مزیت نسبی
گازطبیعی قرار گیرد. مزیت نسبی بهره‌گیری از گاز طبیعی زمانی محقق خواهد
بود که شرط DRC < SER برقرار گردد .
DRC = DCi / NVAi
DRC <
SER
DRC:
هزینه منابع داخلی در ایجاد ارزش افزوده بین المللی عوامل تولید داخلی
: DCiهزینه فرصت داخلی منابع
بکار رفته در ایجاد ارزش افزوده i امین فعالیت به ازای هر واحد محصول
NVAi: ارزش افزوده بین المللی عوامل تولید داخلی بکار رفته در i امین فعالیت به
ازای هر واحد محصول
شــاخص دیگــری
که در بررسی مزیت نسبی گاز طبیعی می‌تواند مورد توجه قرار گیرد، " شاخص نسبت هزینه
منابع- RCR (Resource Cost Ratio)" می‌باشد. این شاخص
نسبتی است که از تقسیمDRC بر نرخ
سایه‌ای ارز(SER)به دست می‌آید. با توجه به این شاخص مزیت نسبی استفاده از گاز طبیعی
زمانی محقق می‌گردد که شرط RCR<1 برقرار گردد.
RCR = DRC / SER
RCR < 1
بررسیهای
انجام شده در کلیه بخشهای مصرفکننده گازطبیعی (اعم از خانگی/ تجاری،
صنعت، نیروگاه، تزریق و صادرات) نشان می‌دهند که شاخص DRC گازطبیعی
در کل کشور (متوسط شاخص) با توجه به متوسط این شاخص در سبد مصرف بخشهای
خانگی/ تجاری، صنعت و نیروگاه (که در اینجا سبد مصرف نوع اول گاز نامیده
می‌شود) و نیز در بخشهای تزریق و صادرات (با فرض یکسان بودن وزن هر یک از سبدهای
مصرف نامبرده) در سناریوی بالا (نرخ تنزیل پایین) معادل6/332 ریال / دلار پس‌انداز شده و در سناریوی پایین
(نرخ تنزیل بالا) 2/365 ریال /دلار پس‌انداز شده می‌باشد.
قابل ذکر است
که شاخصDRC
در سبد مصرف نوع اول گاز (بخشهای خانگی/ تجاری، صنعت و نیروگاه) در این دو سناریو به ترتیب
7/500
ریال / دلار پس‌انداز شده و 4/557
ریال / دلار پــس‌انداز شده می‌باشد. بنابراین در کلیه سناریوهای تعریف شده
شرط DRC<SER همواره در
کلـــیه بخشها صادق می‌باشد. در این بررسی SER برابر
حداقل ارزش دلار در بازار آزاد ـ8000 ـ در نظر گرفته شده است (در سالهای 1376،
1377)
از طرف دیگر
بررسی شاخص RCRنیز نشان می‌دهد
که متوسط این شاخص در دو سناریوی بالا و پایین در کل کشور به ترتیب 042/0
و 046/0 می‌باشد که در این حالت نیز شرط 1RCR< صادق خواهد
بود. قابل ذکر است که RCR در سبد مصرف نوع اول گاز در این دو سناریو به ترتیب 063/0 و
07/0 می‌باشد. با توجه به نتایج حاصل از این بررسیها می‌توان نتیجه گرفت
که بهره‌گیری از گازطبیعی در کلیه بخشهای اقتصاد کشور از مزیت نسبی بالایی
برخوردارمی‌باشد (جداول 1 و 2).
جدول
1ـ متوسط ارزش شاخص DRC و RCR
گاز طبیعی در بخشهای مصرفکننده
(سناریوی
بالا ـ بدون در نظر گرفتن هزینه فرصت)
|
شاخص RCR در کشور
|
متوسط DRC در کشور
ریال/دلار پس انداز شده
|
شاخص DRC در کشور ریال/ دلار پس
انداز شده
|
بخش مصرفکننده
|
|
042/0
|
6/332
|
16/43
|
تزریق
|
|
86/453
|
صادرات
|
|
7/500
|
سبد
مصرف نوع اول گاز*
|
|
* شامل بخشهای
خانگی / تجاری، صنعت و نیروگاه
|
جدول
2ـ متوسط ارزش شاخص DRC و RCR
گاز طبیعی در بخشهای مصرفکننده
(سناریوی
پائین ـ بدون در نظر گرفتن هزینه فرصت)
|
شاخص RCR در کشور
|
متوسط DRC در کشور ریال/ دلار پس
انداز شده
|
شاخص DRC در کشور
ریال/ دلار پس انداز شده
|
بخش مصرف کننده
|
|
046/0
|
20/365
|
61/56
|
تزریق
|
|
49/481
|
صادرات
|
|
40/557
|
سبد
مصرف نوع اول گاز *
|
|
* شامل بخشهای
خانگی / تجاری، صنعت و نیروگاه
|
اولویت‌بندی
مصرف گازطبیعی در بخشهای مختلف مصرف، به ویژه به دلیل محدودیت پتانسیل
تولید و عرضه گاز طبیعی، موضوع دیگری است که در جهت تخصیص بهینه مصرف گاز
در بخشهای مختلف ضرورت خواهد داشت.
اولویت بندی
بخشهای مختلف مصرفکننده گاز طبیعی در واقع دومین گام در جهت بهینه‌سازی
مصرف گاز خواهد بود. تخصیص بهینه گاز طبیعی در بخشهای مختلف مصرف یکی از
موضوعاتی است که اقتصاد کلان یک جامعه را به نحو قابل ملاحظه‌ای متأثر می‌نماید.
بررسی این موضوع از طریق ارزشیابی منافع حاصل از مصرف گاز طبیعی در
بخشهای مختلف اقتصاد کشور اعم از بخشهای تولیدی و مولد و غیرمولد (خانگی/ تجاری،
صنعت، نیروگاه ، تزریق و صادرات) امکان‌پذیر می‌باشد.
شاخص" نت
بک" در واقع نشاندهنده بازدهی اقتصادی هر واحد گاز طبیعی مصرف شده
در بخشهای مختلف مصرف کننده از بعد اقتصاد ملی می‌باشد. این شاخص از دو
متغیر فایده و هزینه تشکیل یافته و به عبارتی منافع حاصل از بهره‌گیری
گازطبیعی را در هر بخش مورد توجه قرار می‌دهد.
NBgi = PVBgi
/ PVQgi
: NBgi شاخص "نت بک" گاز طبیعی در
بخش i
: PVBgi ارزش فعلی منافع خالص ناشی از مصرف گاز طبیعی در بخش i
:
PVQgi
ارزش فعلی مصرف گاز طبیعی در بخش i
نتایج حاصل
از این بررسیها نشان می‌دهد که در سناریوی بالا(نرخ تنزیل پایین) و بدون در
نظر گرفتن هزینه فرصت، شاخص" نت بک" گاز در بخش تزریق به
میادین نفتی بیش از " نت بک" گاز در سایر بخشهای مصرفکننده می‌باشد (1/11 سنت
/ مترمکعب) و لذا نخستین اولویت مصرف گاز به بخش تزریق اختصاص‌دارد. بخش
صنعت و نیروگاه به ترتیب با دارا بودن شاخـص" نت بک"9/8 سنت/
مترمکعب و 5/8 سنت/ مترمکعب در اولویت‌های دوم و سوم مصرف قرار دارند. بخش
خانگی/ تجاری با 3/2 سنت/ مترمکعب کاهش در شاخص بخش نیروگاه، با دارا بودن
شاخص" نت بک" 2/6 سنت/ مترمکعب در اولویت چهارم قرار می‌گیرد و بخش
صادرات که قریب یک سوم شاخص نتبک بخش تزریق را دارا می‌باشد (4 سنت/
مترمکعب)| در آخرین اولویت مصرف قرار خواهد گرفت (جدول 3).
جدول 3ـ متوسط ارزش شاخص ”نت بک“ گاز طبیعی
در بخشهای مصرفکننده
(سناریوی بالا ـ بدون در نظر گرفتن هزینه
فرصت)
دلار/مترمکعب
|
اولویت
|
متوسط سناریوها
|
سناریوی سوم
|
سناریوی دوم
|
سناریوی اول
|
بخش مصرفکننده
|
|
1
|
111/0
|
120/0
|
081/0
|
132/0
|
تزریق
|
|
5
|
040/0
|
058/0
|
030/0
|
033/0
|
صادرات
|
|
4
|
062/0
|
068/0
|
028/0
|
090/0
|
خانگی
/ تجاری
|
|
3
|
085/0
|
097/0
|
066/0
|
090/0
|
نیروگاه
|
|
2
|
089/0
|
104/0
|
067/0
|
096/0
|
صنعت
|
بررسی شاخص "نت بک" در این
سناریو و با در نظر گرفتن هزینه فرصت، اولویت‌بندی مصرف گاز در بخشهای
مختلف اقتصاد را اندکی تغییر خواهد داد (جدول 4). شاخــــص "نت بک"
گاز در بخش‌صادرات در این حالت منفی می‌باشد (منافع ناشی از مصرف داخلی
گاز به عنوان هزینه فرصت صادرات در نظرگرفته شده است). با توجه به این
امر می‌توان چنین نتیجه گرفت که در صورت وجود پتانسیل مصرف در داخل کشور
و نیز وجود امکانات عرضه به این مصرفکنندگان (سیستم انتقال و توزیع)،
بهره‌گیری از گاز طبیعی تولیدی جهت تأمین مصارف داخلی نسبت به صدور آن
از ارجحیت بالایی در سطح اقتصاد ملی‌برخوردار می‌باشد. از آنجا که در حالت
بدون در نظر گرفتن هزینه فرصت نیز صادرات گاز در آخرین اولویت مصرف قرار
دارد، بنابراین در صورت وجود برنامه‌های تزریق گاز و فراهم بودن زمینه
مناسب برای انجام این امر، صادرات گاز نسبت به تزریق از اولویت برخوردار
نخواهد بود. با توجه به این امر بهره‌گیری از گاز طبیعی‌جهت صادرات بایستی
با شرط تأمین مصرف گاز مصرفکنندگان داخلی (با آمادگی جذب عرضه) و نیز
انجام برنامه‌های تزریق مدنظر قرار گیرد.
جدول 4ـ متوسط ارزش شاخص ”نت بک“ گاز طبیعی
در بخشهای مصرفکننده
(سناریوی بالا ـ با در نظر گرفتن هزینه
فرصت)
دلار/مترمکعب
|
اولویت
|
متوسط سناریوها
|
سناریوی سوم
|
سناریوی دوم
|
سناریوی اول
|
بخش مصرفکننده
|
|
3
|
070/0
|
079/0
|
040/0
|
091/0
|
تزریق
|
|
5
|
086/0-
|
059/0-
|
104/0-
|
094/0-
|
صادرات
|
|
4
|
060/0
|
066/0
|
026/0
|
088/0
|
خانگی
/ تجاری
|
|
2
|
085/0
|
097/0
|
066/0
|
090/0
|
نیروگاه
|
|
1
|
089/0
|
104/0
|
067/0
|
096/0
|
صنعت
|
یکی دیگر از
نتایج حاصل از این بررسی در سناریوی بالا و با در نظرگرفتن هزینه فرصت گاز
طبیعی تنزل اولویت بخش تزریق نسبت به بخشهای صنعت و نیروگاه می‌باشد. به
طوری که در این حالت صنعت با دارا بودن‌شاخص "نت بک" به میزان9/8
سنت/ مترمکعب و نیروگاه با5/8سنت/ مترمکعب و تزریق 7 سنت/ مترمکعب به
ترتیب در اولویت‌های اول و سوم مصرف قرار می‌گیرند (جایگاه بخش خانگی از
نظر اولویت مصرف در دو حالت یکسان خواهد بود).
1-
در رابطه با بخش تزریق گاز نکاتی
قابل تأمل می‌باشد: صیانت از منابع و ذخایر نفت‌خام به عنوان یکی از ضروریات
مهم و استراتژیک در چارچوب صنعت انرژی و کل اقتصاد کلان جامعه مطرح می‌باشد،
زیرا وابستگی کشور به درآمدهای نفتی در حال حاضر به گونه‌ای است که حتی
نوسانات قیمت نفت‌خام از طریق تأثیر بر درآمدهای ناشی از صدور بر روند
فعالیت‌های اقتصادی کشور تأثیر قابل ملاحظه‌ای خواهد داشت. وابستگی به
درآمدهای نفتی، آسیب‌پذیری اقتصاد کشور را در مقابل هر گونه تغییر و تحول در
روند صادرات به دنبال دارد. تغییر در روند صادرات می‌تواند ناشی از افزایش
مصرف داخلی نفت‌خام (پیشی گرفتن روند افزایش مصرف نسبت به روند افزایش
تولید و به عبارتی افزایش سهمیه تولید نفت‌خام ایران در اوپک) و یا ناشی از کاهش پتانسیل تولید (حتی با
فرض عدم افزایش مصرف داخلی به دلیل جایگزینی گاز با نفت‌خام و فرآورده‌های
نفتی) بوده باشد. از آنجا که در حال حاضر با گسترش سیستم گازرسانی در کشور و
افزایش سهم گازطبیعی در سبد مصرف انرژی، روند مصرف نفت‌خام و فرآورده‌های
نفتی در کشور گرایشی کاهنده را دارا می‌باشند، بنابراین عامل دوم در تأثیرپذیری
صادرات (کاهش پتانسیل تولید) نقش قابل ملاحظه‌ای بر روند درآمدهای نفتی
(با فرض ثبوت قیمت نفت‌خام) خواهد داشت. قابل ذکر است که قیمت بین‌المللی
نفت‌خام نیز یکی از متغیرهای مهم و اساسی در شکلدهی سبد درآمدهای نفتی
کشور به شمار می‌رود، ولیکن این متغیردر این بررسی به عنوان متغیری برون زا
در رابطه با الگوی صادرات نفت ایران مطرح می‌باشد و لذا در اینجا تنها پتانسیل
تولید به عنوان یک متغیر درون زا که درآمدهای نفت را متأثر می‌نماید، مطرح
خواهدشد. چگونگی
تأثیرگذاری قیمت بین‌المللی نفت بر روند صادرات و نیز درآمدهای نفتی یکی ازمباحث
مهم در روند فعالیت‌های تجاری نفت‌خام به شمار می‌رود ولیکن بررسی این امر در
چارچوب این مقاله نمیگنجد و می‌تواند مطالعاتی جداگانه صورت پذیرد.
با توجه به مطالب مذکور، می‌توان نتیجه گرفت
که بهره‌گیری از گازطبیعی جهت فشارافزایی و یا تأمین‌فشار مخازن نفتی به دلیل
نقش نفت در سبد انرژی و سبد درآمدی کشور که بسیار حساس می‌باشد، سیاستی غیرقابل
تأثیر از سایر شقوق مصرف گاز خواهد بود. به عبارتی هزینه فرصت بهره‌گیری از
گاز طبیعی در جایی که ضرورت تزریق (از ابعاد استراتژیکی و امنیت اقتصادی)
به میادین نفتی وجود داشته باشد، از بعد اقتصاد کلان، صفر خواهد بود (تأمین
یک هدف استراتژیک ـ تزریق گاز ـ که از بعد اقتصاد ملی از اهمیت قابل ملاحظه‌ای
برخوردار است، همواره به عنوان یک هدف غالب و مسلط در صنعت و کل اقتصاد می‌تواند
مطرح گردد).
از بعد تئوریکی
، بررسی انجام هر گونه فعالیت اقتصادی همواره بایستی با نگرشی چند جانبه
به ابعاد مسئله انجام پذیرد. در این راستا هزینه‌های فرصت ناشی از یک
فعالیت یکی از متغیرهای مهم و تأثیرگذار در تصمیمات خواهد بود. در چارچوب
بهره‌گیری از گاز طبیعی نیز این امر به نحو قابل ملاحظه‌ای بایستی مدنظر قرار
گیرد. در رابطه با تزریق گاز به منابع نفتی نیز (به مانند سایر بخشهای
بالقوه مصرف کننده ـ خانگی/ تجاری، صنعت، نیروگاه و صادرات ) این متغیر
از بعد تئوریکی| در برآورد شاخص‌های مزیتی و اولویت‌های مصرفی همواره مورد
توجه بوده است ولیکن با توجه به
آنچه در فوق اشاره شد، ملحوظ داشتن هزینه فرصت گاز در این بخش (عدم مصرف
گاز در بخشهای مصرفکننده داخل کشور و جایگزینی گاز با سایر حاملهای متعارف
مصرفی) از بعد اهداف استراتژیکی و نیز حفظ امنیت اقتصادی کشور چندان جایز
نخواهد بود. بنابراین با توجه به مطالعات انجام شده می‌توان نتیجه گرفت
که، جایگاه و اولویت تزریق گاز به منابع نفتی همواره به عنوان اولویت
نخست بهره‌گیری از گازطبیعی در کشور مطرح می‌باشد (شاخص"نت بک"
گازطبیعی در بخش تزریق همواره بایستی بدون در نظر گرفتن هزینه فرصت تزریق
مدنظر قرار گیرد) جدول (5).
جدول
5ـ متوسط ارزش شاخص ”نت بک“ گاز طبیعی در بخشهای مصرفکننده
(سناریوی
بالا ـ با در نظر گرفتن هزینه فرصت)
دلار/مترمکعب
|
اولویت
|
متوسط سناریوها
|
سناریوی سوم
|
سناریوی دوم
|
سناریوی اول
|
بخش مصرفکننده
|
|
1
|
111/0
|
120/0
|
081/0
|
132/0
|
تزریق*
|
|
5
|
086/0-
|
059/0-
|
104/0-
|
094/0-
|
صادرات
|
|
4
|
060/0
|
066/0
|
026/0
|
088/0
|
خانگی
/ تجاری
|
|
3
|
085/0
|
097/0
|
066/0
|
090/0
|
نیروگاه
|
|
2
|
089/0
|
104/0
|
067/0
|
096/0
|
صنعت
|
|
* بدون در نظر گرفتن هزینه فرصت
|
بررسی متوسط
ارزش شاخص"نت بک" گاز طبیعی در بخشهای مختلف مصرف در سناریوی
پایین و با در نظر گرفتن هزینه فرصت و بدون در نظر گرفتن هزینه فرصت، نتایج
حاصل از برآورد این شاخص را در سناریوی بالا تأیید می‌نماید. در سناریوی پایین
علیرغم اینکه شاخص "نت بک" گازطبیعی در کلیه بخشها نسبت به
سناریوی بالا کاهش یافته است ولیکن
اولویت‌بندی مصرف بدون تغییر باقی خواهد ماند . جداول (6) الی (8) چگونگی
نتایج بررسی این شاخص را در سناریوهای مختلف ارائه می‌نماید.
جدول
6ـ متوسط ارزش شاخص ”نت بک“ گاز طبیعی در بخشهای مصرفکننده
(سناریوی
پائین ـ بدون در نظر گرفتن هزینه فرصت)
دلار/مترمکعب
|
اولویت
|
متوسط سناریوها
|
سناریوی سوم
|
سناریوی دوم
|
سناریوی اول
|
بخش مصرفکننده
|
|
1
|
099/0
|
106/0
|
|
~ 118/0
|
تزریق
|
|
5
|
039/0
|
057/0
|
029/0
|
032/0
|
صادرات
|
|
4
|
056/0
|
060/0
|
020/0
|
086/0
|
خانگی
/ تجاری
|
|
3
|
084/0
|
097/0
|
066/0
|
090/0
|
نیروگاه
|
|
2
|
089/0
|
104/0
|
067/0
|
096/0
|
صنعت
|
جدول
7ـ متوسط ارزش شاخص ”نت بک“ گاز طبیعی در بخشهای مصرفکننده
(سناریوی
پائین ـ با در نظر گرفتن هزینه فرصت)
دلار/مترمکعب
|
اولویت
|
متوسط سناریوها
|
سناریوی سوم
|
سناریوی دوم
|
سناریوی اول
|
بخش مصرفکننده
|
|
3
|
058/0
|
065/0
|
031/0
|
077/0
|
تزریق
|
|
5
|
089/0-
|
061/0-
|
108/0-
|
098/0-
|
صادرات
|
|
4
|
053/0
|
058/0
|
018/0
|
084/0
|
خانگی
/ تجاری
|
|
2
|
084/0
|
097/0
|
066/0
|
090/0
|
نیروگاه
|
|
1
|
089/0
|
104/0
|
067/0
|
096/0
|
صنعت
|
جدول
8ـ متوسط ارزش شاخص ”نت بک“ گاز طبیعی در بخشهای مصرفکننده
(سناریوی
پائین ـ با در نظر گرفتن هزینه فرصت)
دلار/مترمکعب
|
اولویت
|
متوسط سناریوها
|
سناریوی سوم
|
سناریوی دوم
|
سناریوی اول
|
بخش مصرفکننده
|
|
1
|
099/0
|
106/0
|
073/0
|
118/0
|
تزریق*
|
|
5
|
089/0-
|
061/0-
|
108/0-
|
098/0-
|
صادرات
|
|
4
|
053/0
|
058/0
|
018/0
|
084/0
|
خانگی
/ تجاری
|
|
3
|
084/0
|
097/0
|
066/0
|
090/0
|
نیروگاه
|
|
2
|
089/0
|
104/0
|
067/0
|
096/0
|
صنعت
|
|
*
بدون در نظر گرفتن هزینه فرصت
|
نتیجهگیری
گازطبیعی به
عنوان یک عامل تولید برای بخشهای واسطه‌ای و نیز یک کالای مصرفی برای
بخشهای مصرفکننده نهایی همواره از جایگاه ویژه‌ای در اقتصاد کشورها و به ویژه
کشورهای صاحب ذخیره گازطبیعی برخوردار بوده است. بنابراین تخصیص این عامل
تولید و کالای مصرفی به بخشهای مختلف مصرف بایستی در هر کشور با توجه به
ویژگیهای خاص آن کشور مورد توجه قرار گیرد. بررسی مزیت نسبی این حامل
انرژی در اقتصاد کشور و نیز اولویت‌بندی بخشی مصرف گاز نخستین حرکت در جهت
بهینه‌سازی مصرف آن به شمارمی‌رود.
بررسیهای
انجام شده نشان می‌دهند که بهره‌گیری از گازطبیعی در بخشهای مختلف مصرف
از بعد اقتصاد ملی از مزیت نسبی قابل ملاحظه‌ای برخوردار می‌باشد و لذا سیاست
جایگزینی گاز با سایر حاملهای انرژی متعارف مصرفی قابل جایگزین به عنوان
یکی از سیاستهای استراتژیک کشور که تأمینکننده منافع ملی بلند مدت کشور
نیز می‌باشد، همواره بایستی مدنظر سیاستگذاران قرار گیرد.
گازطبیعی به مانند
هر کالای اقتصادی دیگر، از ویژگی محدودیت تولید برخوردار می‌باشد، بنابراین تخصیص
بهینه منابع محدود (عرضه محدود گازطبیعی) در میان خواسته های نامحدود (بخشهای متقاضی‌مصرفی) دومین گام در راستای
استفاده صحیح و بهینه از داده‌های تولیدی و مصرفی و به ویژه داده‌هایی که ویژگی
تجدیدناپذیر بودن را در بطن نهفته دارند (گازطبیعی)، می‌باشد.
بررسیهای انجام
شده نشان می‌دهند که تزریق گاز به میادین نفتی در اولویت نخست بهره‌گیری
از گازطبیعی به شمار می‌رود. صیانت از ذخایر نفت و حفظ امنیت اقتصادی کشور از
طریق ایجاد ثبات در کسب درآمدهای نفتی به ویژه با توجه به شرایط خاص
اقتصاد کشور (تک محصولی بودن) و وابستگی شدید اقتصاد به درآمدهای نفتی، یکی
از رهآوردهای بزرگ و مهم تزریق گاز به میادین نفتی خواهد بود .
بخش صنعت دومین
اولویت مصرف گاز طبیعی را به خود اختصاص داده است. گازرسانی به این بخش
از بعد اقتصاد ملی (هزینه و منافع در سطح ملی) نسبت به سایر بخشهای مصرف "نت
بک" بالاتری را برای کشور به همراه خواهد داشت. بخشهای نیروگاه و
خانگی/ تجاری در اولویت‌های بعدی مصرف قرار می‌گیرند. بخش صادارت با حفظ
مزیت نسبی مصرف گاز در این بخش پائینترین اولویت مصرف را به خود اختصاص می‌دهد.
بنابراین بهره‌گیری از گاز طبیعی در این بخش بایستی با شرط تأمین گاز مورد
نیاز برنامه‌های تزریق و نیز تأمین مصرف گاز مصرفکنندگان داخلی (با فرض
وجود سیستم عرضه و جذب) مدنظر قرار گیرد .
نتایج این بررسی نشان می‌دهد که تخصیص گاز
طبیعی به بخشهای مختلف مصرف چگونه بر اقتصاد ملی کشور تأثیر خواهد گذارد و
لذا تصمیمگیریهای مربوط به این امر لزوماً بایستی در چارچوب اقتصاد کلان جامعه
مدنظر قرار گیرد. این گونه تصمیمات بایستی به دور از تصمیمات مقطعی و یا
تفکرات کوتاهمدت انجام پذیرد، زیرا سرمایه‌گذاری در صنعت گاز (در هر یک از
بخشهای مصرفکننده) انعطاف بسیار کمی در جهت تغییر حرکت سرمایه‌ها خواهد
داشت و بنابراین تصمیم‌گیری کلان (سیاست گذاران صنعت انرژی و گاز) و خرد
(سیاست گذاران فردی ـ مصرفکنندگان) در این مورد نقش تعیینکنندهای در
بهینه‌سازی مصرف گاز و نیز بهینه‌سازی سرمایه‌گذاریهای انجام شده خواهد داشت.
مراجع
1-
آمار تفصیلی صنعت برق ایران، سالهای
1376 و 1377
2-
گزارشات سالیانه شرکت ملی گاز ایران
3-
شناسائی مزیتهای نسبی منطقهای در ایران
با تأکید بر صنایع استان آذربایجان، پژوهشنامه بازرگانی، فصلنامه شماره 6، بهار
1377
4-
طرح جامع بیست ساله گاز طبیعی کشور، مؤسسه
مطالعات بین‌المللی انرژی
5- The Economics
of natural gas| pricing| planning| and policy- Deanne Julius & Afsaneh
Mashayekhi| Oxford university| 1990
6- Is The net
back value of gas economically efficient| Corazon Morales Siddayao| OPEC
Review| Sep. 1997
7- Power system
economics| the value of natural gas in electricity generation| energy
economics| Oct. 1984