LNG و آمار‌هایی که فاش شد!/ نشت متان؛ سوراخ پنهان گاز ایران؟

به گزارش خبرنگار انرژی تابناک،  گاز طبیعی در محاسبات جهانی انرژی، سوختی با انتشار کمتر از زغال‌سنگ شناخته می‌شود اما این برتری زمانی دقیق‌تر مشخص می‌شود که تمام مسیر تولید تا مصرف، از استخراج در میدان گازی و نشت متان تا مایع‌سازی، حمل دریایی و بازگازسازی، در محاسبه انتشار گاز‌های گلخانه‌ای لحاظ شود.

تازه‌ترین گزارش آژانس بین‌المللی انرژی در سپتامبر ۲۰۲۶، میانگین شدت انتشار زنجیره تأمین گاز طبیعی مایع‌شده یا LNG را ۱۸٫۶ گرم معادل دی‌اکسیدکربن به ازای هر مگاژول گاز تحویلی برآورد کرده؛ عددی که هزینه اقلیمی رساندن گاز به بازار را نشان می‌دهد، نه مجموع انتشار ناشی از مصرف نهایی آن.

بیشتر بخوانید:

بزرگ‌ترین موج LNG تاریخ در راه است!

نقشه جدید آمریکا برای نفت آسیا

برای ایران، این بحث اهمیت اقتصادی مستقیمی دارد. کشوری که از بزرگ‌ترین دارندگان ذخایر گاز جهان است، هم‌زمان با رشد مصرف داخلی، محدودیت صادرات، ناترازی فصلی و نیاز به سرمایه‌گذاری در زیرساخت‌ها روبه‌روست. در چنین شرایطی، ارزیابی گاز صرفاً به‌عنوان سوختی کم‌آلاینده‌تر از زغال‌سنگ، تصویر کاملی از ارزش واقعی آن ارائه نمی‌کند؛ بهره‌وری مصرف، مهار نشت متان، جمع‌آوری گاز‌های همراه نفت و امکان دسترسی به بازار‌های صادراتی، تعیین می‌کنند که این مزیت بالقوه تا چه اندازه به درآمد و امنیت انرژی تبدیل شود.

گاز طبیعی چقدر پاک‌تر از زغال‌سنگ است؟

بر اساس گزارش «ردیاب جهانی متان ۲۰۲۵» آژانس بین‌المللی انرژی، گاز طبیعی در سطح جهان به‌طور متوسط حدود ۳۵ درصد انتشار گاز‌های گلخانه‌ای کمتری از زغال‌سنگ دارد. همچنین بیش از ۹۵ درصد گاز طبیعی مصرف‌شده در سال ۲۰۲۴، با لحاظ انتشار چرخه عمر و بر مبنای روش محاسباتی آن گزارش، انتشار کمتری از زغال‌سنگ داشته؛ این دو عدد نشان می‌دهند که مزیت اقلیمی گاز واقعی است اما به کیفیت تولید و انتقال آن وابستگی دارد.

میانگین ۳۵ درصدی، نتیجه ارزیابی چرخه عمر گاز و زغال‌سنگ در گزارش آژانس بین‌المللی انرژی است؛ این عدد به معنای آن نیست که هر محموله گاز، در هر مسیر انتقال و در هر نوع مصرفی، دقیقاً ۳۵ درصد آلایندگی کمتری دارد. در نیروگاه‌ها، برتری گاز می‌تواند از میانگین سوخت نیز بیشتر باشد زیرا نیروگاه سیکل ترکیبی گازی معمولاً با بازده بالاتری نسبت به نیروگاه زغال‌سنگی برق تولید می‌کند. در این مقایسه باید انتشار به ازای هر کیلووات‌ساعت برق سنجیده شود، نه فقط انتشار به ازای هر واحد انرژی سوخت. از سوی دیگر، اگر گاز در تجهیزات کم‌بازده مصرف شود یا مقدار زیادی متان در طول زنجیره تأمین نشت کند، فاصله زیست‌محیطی آن با زغال‌سنگ کاهش می‌یابد.

متان در این ارزیابی اهمیت ویژه‌ای دارد. این گاز در افق صد ساله، بر مبنای ضرایب گزارش ششم هیئت بین‌المللی تغییرات اقلیمی، حدود ۳۰ برابر دی‌اکسیدکربن اثر گرمایشی دارد. در افق ۲۰ ساله، این ضریب به حدود ۸۲٫۵ برابر می‌رسد. بنابراین، انتخاب افق زمانی در محاسبه معادل دی‌اکسیدکربن می‌تواند نتیجه مقایسه را تغییر دهد؛ هرچه افق زمانی کوتاه‌تر باشد، اثر نشت متان برجسته‌تر می‌شود.

انتشار پنهان LNG؛ از میدان گازی تا پایانه واردات

LNG برای حمل‌ونقل دریایی تا حدود منفی ۱۶۲ درجه سانتی‌گراد سرد می‌شود. کاهش حجم گاز در این فرایند، انتقال آن را با کشتی امکان‌پذیر می‌کند اما مایع‌سازی به انرژی قابل‌توجهی نیاز دارد و زنجیره حمل نیز به مصرف سوخت و تجهیزات تخصصی وابسته است. گزارش نهایی آژانس بین‌المللی انرژی در سال ۲۰۲۶، پنج مرحله اصلی را در محاسبه انتشار زنجیره LNG لحاظ می‌کند:

۱. استخراج، فرآورش و انتقال اولیه: انتشار ناشی از انرژی مصرفی تجهیزات، نشت متان در چاه‌ها و تأسیسات، فعالیت ایستگاه‌های جمع‌آوری و فرآورش و انتقال گاز تا پایانه صادراتی.

۲. مایع‌سازی: مصرف انرژی برای سردکردن گاز، انتشار دی‌اکسیدکربن ناشی از توربین‌ها و کمپرسور‌ها و برخی انتشار‌های متان در تأسیسات.

۳. حمل دریایی: مصرف سوخت کشتی‌های حامل LNG، میزان انتشار موتور‌های کشتی و اثر فاصله مبدأ تا مقصد.

۴. بازگازسازی: مصرف انرژی در پایانه وارداتی برای تبدیل LNG به گاز قابل‌انتقال در شبکه.

۵. اتلاف و نشت در طول زنجیره: انتشار متان و دی‌اکسیدکربن در مراحل مختلف، از جمله در مواردی که گاز تخلیه یا سوزانده می‌شود.

شدت انتشار متوسط جهانی LNG از تولید تا بازگازسازی، در گزارش نهایی سال ۲۰۲۶ برابر با ۱۸٫۶ گرم معادل CO₂ به ازای هر مگاژول LNG تحویلی است. در نسخه مقدماتی سال ۲۰۲۵ برآورد متوسط ۱۹٫۴ گرم معادل CO₂ به ازای هر مگاژول اعلام شده بود. کاهش رقم به ۱۸٫۶ گرم در نسخه نهایی را نباید به‌تنهایی نشانه کاهش واقعی انتشار در تمام تأسیسات دانست؛ تغییر داده‌های پایه، مطالعات اندازه‌گیری جدید و اصلاح فرضیات مدل نیز در آن نقش دارند.

عدد ۱۸٫۶ چه چیزی را می‌گوید؟

عدد ۱۸٫۶ گرم معادل دی‌اکسیدکربن به ازای هر مگاژول، یک «شدت انتشار» است؛ یعنی مقدار انتشار معادل گاز‌های گلخانه‌ای تقسیم بر انرژی LNG تحویل‌شده. این شاخص امکان مقایسه زنجیره‌های تأمین با اندازه‌های متفاوت را فراهم می‌کند. در این واحد، «معادل دی‌اکسیدکربن» یا CO₂-eq به معنای تبدیل اثر گرمایشی گاز‌هایی مانند متان به واحدی مشترک با دی‌اکسیدکربن است. این تبدیل با استفاده از ضرایب اثر گرمایشی گاز‌ها و با توجه به افق زمانی انتخاب‌شده انجام می‌شود. بنابراین، ۱۸٫۶ گرم صرفاً جرم دی‌اکسیدکربن منتشرشده نیست؛ بلکه مجموع اثر اقلیمی انتشار‌های محاسبه‌شده در زنجیره تأمین است. دامنه این شاخص نیز اهمیت تعیین‌کننده دارد. 

بیشتر بخوانید:

بنزین و گازوئیل در خط مقدم موج جدید تورم!

اثر نفت ۱۱۰ دلاری بر تورم جهانی!

گزارش جدید آژانس بین‌المللی انرژی، انتشار‌های مراحل تولید، فرآورش، انتقال به پایانه صادراتی، مایع‌سازی، حمل دریایی و بازگازسازی را محاسبه می‌کند اما انتشار ناشی از توزیع گاز پس از بازگازسازی و احتراق نهایی آن در نیروگاه، کارخانه یا ساختمان در این عدد منظور نشده است. برای درک مقیاس عدد، می‌توان آن را با انتشار ناشی از احتراق گاز مقایسه کرد. آژانس بین‌المللی انرژی برای احتراق گاز طبیعی، رقمی در حدود ۵۵ گرم CO₂ به ازای هر مگاژول گزارش می‌کند. اگر این مقدار را با شدت انتشار ۱۸٫۶ گرمی زنجیره LNG جمع کنیم، به برآوردی نزدیک به ۷۳٫۶ گرم معادل CO₂ به ازای هر مگاژول می‌رسیم.

این جمع، محاسبه تکمیلی بر مبنای دو شاخص منتشر شده، نه رقمی که آژانس مستقیم به‌عنوان یک عدد واحد برای تمام محموله‌های LNG اعلام کرده باشد. این محاسبه همچنین انتشار مرحله توزیع پس از بازگازسازی را دربر نمی‌گیرد و برای مقایسه دقیق باید سازگاری مرز‌های محاسباتی و فرضیات دو شاخص بررسی شود.

اگر عدد ۱۸٫۶ به‌عنوان کل ردپای کربنی LNG معرفی شود، سهم بزرگ انتشار ناشی از سوزاندن نهایی گاز از محاسبه حذف خواهد شد. برعکس، اگر انتشار احتراق بدون توجه به کیفیت زنجیره تأمین محاسبه شود، اثر نشت متان و انرژی مصرف‌شده برای رساندن گاز به بازار پنهان می‌ماند. ۱۸٫۶ نه شاخصی برای رد یا تأیید مطلق LNG، بلکه معیاری برای سنجش کیفیت زنجیره تأمین است. برای مقایسه با زغال‌سنگ باید انتشار کل چرخه عمر هر دو سوخت محاسبه شود؛ برای مقایسه دو محموله LNG نیز باید مرز سیستم، روش تبدیل متان به معادل CO₂ و انرژی تحویلی یکسان باشد.

ایران از گاز فراوان تا مصرف سنگین!

ایران از نظر منابع گاز طبیعی در موقعیتی ممتاز قرار دارد اما حجم ذخایر به‌تنهایی معادل قدرت اقتصادی نیست. فاصله میان ظرفیت تولید و امکان عرضه پایدار به بازار با عواملی مانند رشد تقاضای داخلی، نیاز صنایع و نیروگاه‌ها، محدودیت زیرساخت‌ها و هزینه سرمایه‌گذاری تعیین می‌شود. داده‌های اداره اطلاعات انرژی آمریکا (EIA) نشان می‌دهد ایران در سال ۲۰۲۴ حدود ۱۰٫۴۰۵ کوادریلیون بی‌تی‌یو گاز طبیعی خشک تولید و حدود ۹٫۸۳۷ کوادریلیون بی‌تی‌یو مصرف کرده که این دو شاخص در یک واحد گزارش شده‌اند و فاصله محدود میان آنها نشان می‌دهد که بخش عمده تولید گاز در داخل کشور مصرف می‌شود. با این حال تفاضل ساده این دو رقم را نباید به طور مستقیم معادل ظرفیت صادرات دانست زیرا تعاریف آماری، تراز شبکه، اتلاف، تغییر موجودی و تفاوت دوره‌های ثبت می‌توانند بر محاسبه اثر بگذارند.

متان و هزینه‌ای که دیده نمی‌شود

یکی از مهم‌ترین داده‌های مرتبط با ایران در گزارش ردیاب جهانی متان ۲۰۲۵ آژانس بین‌المللی انرژی آمده است. این نهاد، انتشار متان بخش نفت و گاز ایران را در سال ۲۰۲۴ حدود ۶ میلیون تن برآورد کرده و شدت متان بالادستی را حدود ۱٫۶ درصد گزارش داده است. شدت متان بالادستی در این گزارش، نسبت انتشار متان عملیات بالادستی به انرژی حاصل از تولید قابل‌عرضه نفت و گاز است؛ این شاخص به‌معنای آن نیست که دقیقاً ۱٫۶ درصد از کل گاز تولیدی ایران در همه مراحل زنجیره نشت می‌کند. همچنین رقم ۶ میلیون تن، برآورد آژانس از انتشار متان بخش نفت و گاز است، نه اندازه‌گیری مستقیم و جامع تمام تأسیسات ایران.

آژانس تأکید می‌کند که برآورد‌های انتشار متان در بسیاری از کشور‌ها با عدم‌قطعیت همراه‌ هستند زیرا داده‌های مبتنی بر اندازه‌گیری مستقیم و ماهواره‌ای در همه مناطق به یک اندازه در دسترس نیستند. ازاین‌رو رقم ایران باید به‌عنوان برآورد منبع بین‌المللی و مبنای پیگیری روند‌ها استفاده شود، نه اندازه‌گیری قطعی تک‌تک تأسیسات. با وجود این محدودیت، اهمیت اقتصادی مسئله روشن است. نشت متان به معنی از دست رفتن بخشی از محصول قابل‌فروش، کاهش بهره‌وری سرمایه‌گذاری و افزایش شدت انتشار است. مهار نشت در چاه‌ها، خطوط انتقال و تأسیسات فرآورش می‌تواند هم‌زمان به حفظ منابع، کاهش آلودگی و بهبود قابلیت عرضه کمک کند.

گاز‌های مشعل؛ فاصله میان تولید و ارزش‌آفرینی

سوزاندن گاز‌های همراه نفت و فلرینگ، علاوه بر انتشار دی‌اکسیدکربن، در برخی شرایط با اتلاف متان نیز همراه است. جمع‌آوری و فرآورش گاز‌های همراه می‌تواند خوراک صنایع پتروشیمی و پالایشگاهی را تأمین کند یا امکان استفاده از گاز را در شبکه فراهم سازد؛ البته تحقق این منفعت به موقعیت میدان، کیفیت گاز، ظرفیت جمع‌آوری و هزینه اتصال به زیرساخت بستگی دارد.

برای ایران، اولویت اقتصادی آن است که برنامه مهار نشت و جمع‌آوری گاز‌های مشعل بر اساس اندازه‌گیری واقعی، هزینه سرمایه‌گذاری، حجم گاز قابل‌ بازیابی و ارزش بازار رتبه‌بندی شود. صرف اعلام یک هدف کلی برای کاهش انتشار، بدون داده میدان‌ به‌ میدان و گزارش عملکرد قابل‌ راستی‌آزمایی، امکان سنجش بازده اقتصادی را محدود می‌کند.

چرا ایران صادرکننده عمده LNG نیست؟

صادرات LNG فقط به برخورداری از ذخایر گاز وابسته نیست. کشور صادر کننده باید ظرفیت مایع‌سازی در مقیاس صنعتی، سرمایه‌گذاری چند میلیارد دلاری، فناوری و تجهیزات تخصصی، تأمین مالی، کشتی‌های حامل و قرارداد‌های پایدار فروش داشته باشد. محدودیت دسترسی به فناوری و سرمایه بین‌المللی نیز می‌تواند توسعه این زنجیره را دشوارتر کند. در نتیجه وجود ذخایر بزرگ در ایران به‌تنهایی به معنی برخورداری از ظرفیت صادراتی LNG نیست. توسعه چنین ظرفیتی باید از نظر سرمایه‌گذاری، زمان اجرا، دسترسی به فناوری، بازار مقصد و ریسک تحریم ارزیابی شود. همچنین در شرایط ناترازی داخلی، تعهد صادراتی بلندمدت بدون پشتوانه عرضه پایدار می‌تواند هزینه فرصت قابل‌توجهی ایجاد کند.

در کوتاه‌مدت، کاهش نشت، بهبود بهره‌وری شبکه، جمع‌آوری گاز‌های مشعل و مدیریت مصرف می‌توانند نسبت به ایجاد یک زنجیره کامل LNG، پروژه‌هایی مرحله‌ای‌تر باشند اما ارزش هر پروژه باید با برآورد فنی و مالی مستقل تعیین شود. در افق بلندمدت، توسعه LNG نیز می‌تواند یک گزینه راهبردی باشد، مشروط به آن‌که بازار، سرمایه، فناوری و تراز داخلی گاز اجازه دهند.

فرصت‌ها و ریسک‌های اقتصادی ایران

برای ایران، چهار محور می‌تواند تعیین‌کننده باشد:

۱. کاهش نشت متان و بازیابی گاز قابل‌فروش: نخستین فرصت، تبدیل اتلاف به عرضه مفید است. برنامه‌های پایش و تعمیر نشت، تجهیزات کم‌انتشار، بازیابی گاز‌های تخلیه‌شده و بهبود عملکرد تأسیسات باید بر اساس هزینه کاهش انتشار و ارزش گاز بازیابی‌شده اولویت‌بندی شوند. در این مدل، منفعت فقط کاهش اثر اقلیمی نیست؛ بخشی از گاز ازدست‌رفته می‌تواند به محصول قابل‌فروش تبدیل شود.

۲. افزایش بهره‌وری مصرف داخلی: با توجه به حجم بالای مصرف گاز در ایران، افزایش بازده نیروگاه‌ها، صنایع و ساختمان‌ها می‌تواند بدون نیاز به افزایش متناسب تولید، منابع بیشتری را آزاد کند. البته صرفه‌جویی بالقوه با گاز واقعاً آزادشده برای صادرات یکسان نیست؛ اثر آن به محل مصرف، فصل، محدودیت شبکه و نیاز سایر مصرف‌کنندگان بستگی دارد. بنابراین، سیاست بهینه باید کاهش مصرف کم‌بازده را با امنیت عرضه خانوار‌ها و تولید صنعتی متوازن کند.

۳. انتخاب واقع‌بینانه میان صادرات خط لوله‌ای و LNG: خط لوله و LNG دو مسیر متفاوت دسترسی به بازارند. صادرات خط لوله‌ای به زیرساخت پیوسته و خریداران منطقه‌ای وابسته است؛ LNG انعطاف بیشتری در انتخاب مقصد ایجاد می‌کند اما سرمایه‌گذاری اولیه، انرژی مصرفی و پیچیدگی عملیاتی بالاتری دارد. برای ایران، تصمیم‌گیری درباره LNG باید بر اساس هزینه تمام‌شده، امکان تأمین مالی و فناوری، ریسک تحریم، قرارداد‌های فروش و تراز داخلی گاز انجام شود، نه صرفاً بر مبنای بزرگی ذخایر.

۴. آمادگی برای بازار‌های حساس به انتشار: اندازه‌گیری و گزارش‌دهی انتشار متان و افزایش شفافیت داده‌های زنجیره تأمین، می‌تواند در بلندمدت به حفظ دسترسی به بازار‌ها و کاهش ریسک‌های تجاری کمک کند. در بازار‌هایی که حساسیت بیشتری نسبت به شدت انتشار سوخت دارند، نبود داده قابل‌راستی‌آزمایی می‌تواند ارزیابی محموله و مقایسه آن با رقبا را دشوار کند. این موضوع برای ایران، در صورت توسعه مسیر‌های صادراتی و دسترسی به سرمایه‌گذاری خارجی، اهمیتی راهبردی خواهد داشت.

برای ایران باید این مسئله مهم باشد که چگونه از یک منبع راهبردی با اتلاف کمتر و بازده بالاتر استفاده کرد. مهار متان، جمع‌آوری گاز‌های مشعل، افزایش بهره‌وری مصرف و ارزیابی واقع‌بینانه مسیر‌های صادراتی، می‌توانند ارزش اقتصادی گاز را افزایش دهند. در مقابل، اتکا به ذخایر بزرگ بدون حل محدودیت‌های تولید، مصرف، فناوری و سرمایه‌گذاری، به‌تنهایی مزیت رقابتی پایدار ایجاد نمی‌کند.