بررسی «فراز انرژی» نشان می‌دهد خطوط و قراردادهای موجود ایران، دست‌کم از نظر ظرفیت اسمی و قراردادی، امکان انتقال حجمی در مقیاس متوسط گاز مصرف‌شده در صنعت متانول را داشته‌اند؛ اما این به معنای وجود ۷۰ میلیارد مترمکعب ظرفیت خالی، خریدار قطعی و امکان فروش مستمر با نرخ ۳۰ سنت در تمام ۱۲ سال نیست.

به گزارش سرویس پتروشیمی «فراز انرژی»، مرکز پژوهش‌های مجلس در گزارش «آسیب‌شناسی صنعت متانول در ایران (۲)» الگوی فعلی توسعه این صنعت را زیر سؤال برده و در کنار توقف طرح‌های جدید و بازنگری پروژه‌های در حال اجرا، هزینه فرصت مصرف گاز در تولید متانول را یکی از محورهای اصلی استدلال خود قرار داده است.

۱۸ میلیارد دلار متانول در برابر ۲۱ میلیارد دلار گاز

محاسبات مرکز پژوهش‌های مجلس نشان می‌دهد از سال ۱۳۹۲ تا ۱۴۰۳ حدود ۷۰ میلیارد مترمکعب گاز طبیعی به‌عنوان خوراک و سوخت در صنعت متانول مصرف شده است. هزینه این گاز با نرخ‌های متوسط ۷ تا ۱۸ سنتی حدود ۹ میلیارد دلار و درآمد صادرات متانول تولیدشده در همین دوره نزدیک ۱۸ میلیارد دلار برآورد شده است.

مرکز پژوهش‌ها در سناریوی جایگزین، همین ۷۰ میلیارد مترمکعب را با متوسط نرخ صادراتی ۳۰ سنت به ازای هر مترمکعب محاسبه کرده و به ارزش ۲۱ میلیارد دلاری رسیده است؛ در نتیجه اختلاف دو سناریو را حدود ۳ میلیارد دلار عدم‌النفع تولید متانول در مقایسه با صادرات مستقیم گاز ارزیابی می‌کند.

خود گزارش یک نکته دیگر را نیز به این محاسبه اضافه کرده است: ایران در مقطع مورد بررسی از تمام ظرفیت قراردادهای صادرات گاز خود با ترکیه و عراق استفاده نکرده است.

اما همین گزاره پای یک سؤال مهم را به میان می‌کشد؛ ظرفیت استفاده‌نشده چقدر بوده و آیا می‌توان کل ۷۰ میلیارد مترمکعب گاز مصرفی متانول در ۱۲ سال را به‌عنوان صادرات ازدست‌رفته تلقی کرد؟

مرکز پژوهش‌های مجلس صادرات گاز را مقابل متانول گذاشت؛ خطوط چقدر جا داشتند؟

۷۰ میلیارد مترمکعب گاز طی ۱۲ سال، به‌طور متوسط معادل حدود ۵.۸ میلیارد مترمکعب در سال است. بنابراین برای آزمون فرض مرکز پژوهش‌ها باید دید ایران در این دوره امکان انتقال چند میلیارد مترمکعب گاز اضافه به مشتریان خارجی داشته است.

در مسیر ترکیه، وزارت انرژی این کشور اعلام کرده خط لوله ایران ـ ترکیه اساساً برای تأمین ۱۰ میلیارد مترمکعب گاز ایران در سال احداث شده است. قرارداد بلندمدت دو کشور نیز ظرفیت تحویل سالانه ۹.۶ میلیارد مترمکعب داشت.

با این حال ترکیه در سال ۲۰۲۵ حدود ۷.۶ میلیارد مترمکعب گاز از ایران دریافت کرد؛ یعنی حتی نسبت به سقف قرارداد نیز بخشی از ظرفیت مورد استفاده قرار نگرفت. قرارداد ۲۵ ساله دو کشور در ژوئیه ۲۰۲۶ به پایان رسید و پیش از سررسید آن، وزیر انرژی ترکیه گفته بود مذاکرات تمدید هنوز آغاز نشده است.

در عراق فضای قراردادی بزرگ‌تری دیده می‌شود. تهران و بغداد در مارس ۲۰۲۴ قرارداد پنج‌ساله‌ای امضا کردند که امکان تحویل گاز ایران تا سقف ۵۰ میلیون مترمکعب در روز را فراهم می‌کند؛ معادل بیش از ۱۸ میلیارد مترمکعب در سال در صورت استفاده کامل از سقف قرارداد.

داده‌های اداره اطلاعات انرژی آمریکا اما فاصله قابل توجه میان سقف قراردادی و صادرات واقعی را نشان می‌دهد. عراق در سال ۲۰۲۳ حدود ۳۱۰ میلیارد فوت‌مکعب، معادل تقریبی ۸.۸ میلیارد مترمکعب گاز وارد کرد و EIA تصریح کرده صادرات واقعی ایران به عراق طی سال‌های اخیر بسیار پایین‌تر از حجم قرارداد بوده است. دلایل اصلی نیز کمبود گاز در داخل ایران در دوره‌های اوج مصرف و مشکلات عراق در پرداخت پول گاز عنوان شده است.

پس پاسخ به سؤال ظرفیت خطوط دو بخش دارد: از لحاظ ابعاد اسمی و قراردادی، متوسط ۵.۸ میلیارد مترمکعب گاز سالانه مورد بحث مرکز پژوهش‌ها عددی فراتر از ظرفیت مسیرهای صادراتی ایران نبوده است؛ اما نمی‌توان نتیجه گرفت همین مقدار در تمام سال‌های ۱۳۹۲ تا ۱۴۰۳ ظرفیت خالی و خریدار آماده داشته است.

خط لوله داشتن با فروش گاز یکسان نیست. قرارداد خرید، میزان برداشت مشتری، پیک مصرف داخلی ایران، تحریم و انتقال پول و حتی رقابت گاز روسیه، آذربایجان و LNG در بازار ترکیه تعیین می‌کنند که ظرفیت اسمی لوله واقعاً تا چه اندازه قابل تبدیل به درآمد صادراتی باشد.

۳ میلیارد دلار «عدم‌النفع قطعی» یا هزینه فرصت؟

اینجا تفاوت مهمی در خوانش عدد ۳ میلیارد دلار ایجاد می‌شود.

محاسبه مرکز پژوهش‌های مجلس از منظر هزینه فرصت قابل فهم است: اگر ۷۰ میلیارد مترمکعب گاز با متوسط نرخ ۳۰ سنت فروخته می‌شد، ارزش آن ۲۱ میلیارد دلار بود؛ درحالی‌که صادرات متانول ۱۸ میلیارد دلار درآمد ایجاد کرده است.

اما برای تبدیل این اختلاف به ۳ میلیارد دلار درآمد قطعی ازدست‌رفته، اطلاعات بیشتری لازم است: باید برای هر یک از سال‌های ۱۳۹۲ تا ۱۴۰۳ مشخص شود چه مقدار ظرفیت خالی در خطوط صادراتی وجود داشته، ترکیه و عراق چه حجمی را حاضر به خرید بوده‌اند، سقف تعهدات قراردادی چقدر بوده، ایران در چه ماه‌هایی گاز مازاد قابل تحویل داشته و فروش با نرخ متوسط ۳۰ سنت تا چه اندازه عملی بوده است.

این جزئیات در گزارش منتشرشده مرکز پژوهش‌های مجلس ارائه نشده است.

به‌ویژه اینکه مشکل صادرات گاز ایران در سال‌های اخیر فقط تقاضای خارجی نبوده است. EIA می‌گوید ایران در دوره‌های اوج مصرف داخلی، خود صادرات به عراق را محدود کرده است؛ یعنی همان ناترازی گازی که مرکز پژوهش‌ها آن را یکی از مشکلات صنعت متانول معرفی می‌کند، توان صادرات پایدار گاز را نیز محدود کرده است.

از آن طرف، صنعت متانول هم با نصف ظرفیت کار می‌کند

این ملاحظه به معنای دفاع از ادامه توسعه بی‌قیدوشرط متانول نیست. اعداد خود گزارش تصویر دشواری از وضعیت ظرفیت‌های موجود ارائه می‌کنند.

ظرفیت اسمی متانول ایران تا پایان سال ۱۴۰۳ حدود ۱۵.۷ میلیون تن بوده، اما نرخ بهره‌برداری به دلیل محدودیت گاز به حدود ۶۳ درصد کاهش یافته و تولید واقعی در همان سال نزدیک ۹.۹ میلیون تن بوده است. حدود ۹۲ درصد این تولید صادر شده است.

صنعت متانول در سال ۱۴۰۳ روزانه حدود ۲۳ میلیون مترمکعب گاز مصرف کرده، درحالی‌که فعالیت ظرفیت موجود در راندمان طراحی به حدود ۴۲ میلیون مترمکعب در روز نیاز دارد. به بیان دیگر، پیش از تکمیل پروژه‌های تازه نیز نزدیک به نیمی از خوراک موردنیاز ظرفیت اسمی فعلی تأمین نمی‌شود.

متانول در حال حاضر حدود ۳۲ تا ۳۵ درصد کل گاز تخصیصی به صنعت پتروشیمی را مصرف می‌کند و برای تولید هر تن محصول نیز بیش از ۹۰۰ مترمکعب گاز طبیعی نیاز دارد.

نسخه توقف در حالی که پروژه‌های میلیارددلاری نیمه‌تمام‌اند

مرکز پژوهش‌های مجلس در نهایت پیشنهاد کرده تعریف طرح‌های جدید متانول متوقف و پروژه‌های در حال ساخت بازنگری شوند. مسئله اینجاست که بخشی از پروژه‌های موجود از مرحله تصمیم اولیه بسیار فراتر رفته‌اند.

فاز دوم سبلان یا دنا در گزارش با ۹۸ درصد پیشرفت ثبت شده است. دو ترین کیمیا صنعت مبنا به‌ترتیب ۷۷.۶۷ و ۷۵.۹۵ درصد، سیراف انرژی ۷۰.۵۶ درصد، بدر شرق ۶۶.۰۸ درصد، توسعه صنعت لاوان ۶۲.۱۶ درصد، صنایع شیمیایی سینا ۶۰.۰۶ درصد و سروش انرژی پایدار ۵۰.۳۷ درصد پیشرفت دارند.

مجموع ظرفیت همین هشت پروژه به حدود ۱۲.۵۵ میلیون تن در سال می‌رسد. براساس ارقام سرمایه‌گذاری درج‌شده در گزارش، برای آنها در مجموع بیش از ۳.۲ میلیارد دلار سرمایه‌گذاری ارزی تعریف شده است.

در مقیاس کل صنعت نیز مرکز پژوهش‌ها از حدود ۱۷.۵ میلیون تن پروژه دارای پیشرفت اجرایی و نزدیک ۱۰ میلیون تن طرحی که هنوز ساخت آنها آغاز نشده خبر داده است؛ ضمن اینکه مجوز بیش از ۱۱ میلیون تن ظرفیت نیز پیش‌تر لغو شده است.

مسئله فقط «گاز یا متانول» نیست

داده‌های گزارش نشان می‌دهد مدل اقتصادی متانول نسبت به دهه ۱۳۸۰ تغییر کرده است. آن زمان نرخ بازده داخلی طرح‌های متانولی بین ۳۲ تا ۴۲ درصد و دوره بازگشت سرمایه حدود ۱.۵ تا ۲.۵ سال برآورد می‌شد.

امروز افزایش هزینه خوراک، محدودیت گاز و تغییر بازار چین این مزیت را تضعیف کرده است. در عین حال، مقایسه ساده ۱۸ میلیارد دلار صادرات متانول با ۲۱ میلیارد دلار ارزش فرضی صادرات مستقیم گاز نیز تمام ابعاد تصمیم را پوشش نمی‌دهد.

متانول امکان صادرات انرژی بدون وابستگی به یک خط لوله و یک مشتری مرزی را فراهم کرده، در دوره تحریم برای کشور ارز ایجاد کرده، هزاران شغل مستقیم به وجود آورده و بخش بزرگی از سهام آن در اختیار صندوق‌های بازنشستگی قرار دارد. خود مرکز پژوهش‌ها نیز این آثار را به رسمیت شناخته است.

پرسش سیاستی دقیق‌تر بنابراین این نیست که «گاز را صادر کنیم یا متانول تولید کنیم». پرسش این است که در شرایط محدودیت گاز، هر مترمکعب گاز در کدام مسیر ـ صادرات خط لوله، متانول، برق، مصرف داخلی یا توسعه پایین‌دست پتروشیمی ـ بیشترین بازده اقتصادی قابل تحقق را ایجاد می‌کند.

مرکز پژوهش‌های مجلس با گزارش تازه خود یک پاسخ برای این سؤال ارائه کرده است؛ اما عدد ۳ میلیارد دلار زمانی می‌تواند از یک «هزینه فرصت محاسباتی» به «عدم‌النفع قطعی» تبدیل شود که ظرفیت خالی خطوط، بازار واقعی صادرات و امکان تحویل گاز در تک‌تک سال‌های دوره مورد بررسی نیز وارد محاسبه شود.