گزارش مرکز پژوش‌های مجلس درباره صادرات گاز/2
هزینه برابری خط لوله و LNG در مسافت برابر
در یک مسافت خاص، هزینه انتقال گاز به هر دو روش با هم برابر می‌شود که این مسافت را نقطه سر‌به‌سر اقتصادی می‌نامند. مطابق نمودار زیر در سناریوی متوسط هزینه سرمایه اولیه ال.ان.جی (1000 دلار بر تناژ سالانه)، این نقطه سر به سر در فاصله حدود 4000 کیلومتر قرار دارد.
ميزنفت/ بخش پیش رو دومین بخش از گزارش مرکز پژوهش‌های مجلس درباره موضوع صادرات گاز است. در بخش نخست به بیان کلی وضعیت صنعت گاز و تکالیف قانونی پرداخته شد که در این گزارش وضعیت فعلی بازار گاز جهان مورد ارزیابی قرار گرفته است.
.jpg)
با توجه به تقاضای فعلی و آینده گاز در نقاط مختلف جهان، به طور کلی بازارهای محتمل برای صادرات گاز ایران را می‌توان به سه بازار به صورت زیر تقسیم کرد:
● بازار گاز منطقه: بازار منطقه در بخش تقاضا به‌طور عمده شامل کشورهای حوزه خلیج فارس (امارات، عمان، بحرین، کویت و عراق)، هند، پاکستان و ترکیه است. در این میان هند دارای رشد مصرف گاز بسیار بالایی در سال‌های آینده خواهد بود. همچنین کشورهایی نظیر ارمنستان، گرجستان و افغانستان نیز جزو بازار تقاضای منطقه هستند که در‌حال حاضر به لحاظ حجم مصرف گاز، بازار کوچکی محسوب می‌شوند. کشورهای دیگر منطقه مانند قطر، ترکمنستان، ازبکستان و آذربایجان عمدتاً صادرکننده گاز هستند.
● بازار گاز اروپا: پیش‌بینی‌ها نشان می‌دهد علیرغم اینکه رشد مصرف اروپا بسیار کند و حتی منفی است؛ اما به‌دلیل کاهش تولید داخلی این قاره (عمدتاً در انگلیس و هلند) تقاضای آن رو به افزایش است.[1]
● بازار گاز شرق آسیا: نقش‌آفرینان اصلی تقاضای گاز در این بازار کشورهای چین، ژاپن، کره جنوبی و تایوان هستند. در این میان رشد مصرف در چین به‌شدت صعودی خواهد بود.[2]
مطابق آمار BP در سال 2015 مجموع مصرف گاز طبیعی در جهان 3468 میلیارد مترمکعب بوده است که حدود 70% آن در محل تولید مصرف شده است و مابقی (حدود 30%) صادر شده است. مجموع تجارت گاز طبیعی جهان در این سال 1042 میلیارد مترمکعب بوده است که از این مقدار 704 میلیارد مترمکعب از طریق خط لوله و حدود 338 میلیارد مترمکعب از طریق ال.ان.جی در جهان تجارت شده است. بنابراین سهم خط لوله در تجارت گاز طبیعی نسبت به ال.ان.جی نسبت 2 به 1 بوده است.[3]
1- تحليل اقتصادي
همانطور که گفته شد صادرات گاز به روش‌های مختلفی انجام می‌شود. به‌طور کلی روش‌های صادرات برق، CNG، NGH و GTL تنها در حجم‌های پایین صادراتی مقرون به صرفه هستند. در حجم‌های بالای انتقال گاز، تنها دو روش صادرات با خط لوله و صادرات ال.ان.جی دارای صرفه اقتصادی هستند.
در مسافت‌های کوتاه، هزینه انتقال به روش خط لوله پایین‌تر از ال.ان.جی است و هر‌چه مسافت انتقال طولانی‌تر شود، هزینه‌های خط لوله با سرعت بیشتری افزایش می‌یابند؛ در نتیجه در مسافت‌های طولانی‌تر صادرات گاز به روش ال.ان.جی مقرون به صرفه‌تر خواهد شد. از این رو یافتن نقطه سر به سر اقتصادی هزینه‌های صادرات گاز از طریق این دو روش، اهمیت بالایی دارد. در قسمت اول این بخش، با در نظر گرفتن کلیه هزینه‌های صادرات گاز به روش خط لوله و ال.ان.جی، نقطه سر به سر اقتصادی هزینه‌های این دو روش تعیین می‌شود.
اگرچه به‌نظر می‌رسد با در اختیار داشتن نقطه سر به سر اقتصادی صادرات گاز به روش خط لوله و ال.ان.جی، می‌توان اقتصادی‌ترین گزینه‌های صادراتی را برای کشور تعیین کرد؛ اما به‌دلیل تفاوت فاحش قیمت گاز در بازارهای مختلف، تقاضای این محصول - که ناشی از ماهیت منطقه‌ای بازار گاز است - بایستی قیمت خرید گاز در بازارهای مختلف را نیز در نظر گرفت. در این صورت با توجه به قیمت گاز در هر بازار و میزان هزینه صادرات گاز به دو روش خط لوله و ال.ان.جی، می‌توان سود خالص صادرات گاز به هر مقصد صادراتی را تعیین و اقتصادی‌ترین مقاصد صادرات گاز را برای کشور مشخص کرد. قسمت دوم تحلیل اقتصادی به این موضوع می‌پردازد و در نهایت در بخش سوم، جمع‌بندی تحلیل اقتصادی ارائه می‌شود.
1-1. نقطه سر به سر هزینه‌های صادرات گاز به روش خط لوله و ال.ان.جی
به منظور تعیین نقطه سر به سر هزینه‌های صادرات گاز به روش خط لوله و ال.ان.جی، یک مسئله اقتصادی به صورت زیر تعریف می‌شود:
فرض می‌شود گاز صادراتی معادل 4 فاز استاندارد از میدان پارس جنوبی (110 میلیون مترمکعب روزانه) تولید شود. در هر دو روش، گاز تولیدی بایستی پیش از صادرات، جهت مایع‌سازی یا پالایش به وسیله خط لوله به عسلویه منتقل شود. بنابراین هزینه اکتشاف و تولید گاز و همچنین انتقال گاز با خط لوله به تجهیزات مایع‌سازی یا پالایشگاه‌های گازی عسلویه، برای هر دو روش یکسان است. با این وجود برای محاسبه سود خالص حاصل از صادرات هر مترمکعب گاز، این هزینه‌ها باید از قیمت هر مترمکعب گاز کسر شوند[1].
حال مطابق نمودار یا شکل 6 دو مسیر برای صادرات گاز وجود دارد: مسیر اول پالایش گاز در واحدهای پالایشی و سپس صادرات آن به روش خط لوله به کشورهای مشخص شده در شکل است. مسیر دوم نیز انتقال گاز به واحد مایع‌سازی و تبدیل آن به ال.ان.جی و سپس صادرات از طریق کشتی‌های مخصوص حمل این محصول است. در این حالت با توجه به هزینه‌های لازم در هر مسیر انتخابی، نقطه سر به سر هزینه‌های خط لوله و ال.ان.جی تعیین می‌شود[2].
1-1-1. هزینه‌های ال.ان.جی
هزینه‌های لازم برای صادرات گاز به روش ال.ان.جی را می‌توان با توجه به زنجیره ال.ان.جی (نمودار 7)، به هزینه‌های اکتشاف و تولید، هزینه خط لوله از سرچاه تولیدی تا تجهیزات مایع‌سازی، حملونقل و بازگردانی به گاز تقسیم کرد. هزینه‌های بازگردانی به گاز و خطوط لوله به‌عهده کشور واردکننده گاز است و در محاسبات وارد نمی‌شود. همچنین هزینه تعمیر و نگهداری از تجهیزات در محاسبات لحاظ شده است.
عمده هزینه ال.ان.جی مربوط به هزینه واحد مایع‌سازی آن است؛ چراکه سرمایه اولیه مورد نیاز برای احداث یک واحد مایع‌سازی بسیار بالا است. هزینه سرمایه اولیه یک واحد ال.ان.جی، تابع عوامل مختلف جغرافیایی، اقتصادی و تکنولوژیکی است و در نقاط مختلف جهان متفاوت می‌باشد. با توجه به اینکه تاکنون هیچ واحد ال.ان.جی در کشور ساخته نشده است؛ هزینه سرمایه اولیه تأسیس یک واحد مایع‌سازی در ایران به‌طور دقیق مشخص نیست. بنابراین برای محاسبه آن سه سناریو متفاوت هزینه‌ای شامل سناریوی 1000-1200-1400 دلار بر تناژ سالانه[1] در نظر گرفته شده است. لذا هزینه هر مترمکعب گاز در این سه سناریو به ترتیب 10، 12.5 و 15سنت بر مترمکعب خواهد بود.
همچنین هزینه حملونقل نیز متناسب با فاصله مبدأ تا مقصد بین 3.3 تا 3.5 سنت بر مترمکعب منظور می‌شود که اعداد واقعی هزینه‌های صادراتی کشورهای خاورمیانه به مقاصد مختلف است.[1] جدول 2 هزینه‌های صادرات گاز به روش ال.ان.جی را به تفکیک هر قسمت نشان می‌دهد.
1-1-2. هزینه‌های خط لوله
برای صادرات گاز به روش خط لوله، پس از اکتشاف و تولید گاز، بایستی این گاز در پالایشگاه‌های گازی، شیرین‌سازی و ترکیبات زائد آن مانند کربن دی‌اکسید، سولفید هیدروژن، نیتروژن و... جدا شوند. پس از ورود گاز سبک تحت فشار به خط لوله، انتقال آن آغاز می‌شود. با توجه به افت فشار گاز درون خط لوله بایستی در فواصل معینی (حدود 100 کیلومتر)، ایستگاه‌های تقویت فشار گاز نصب شود. اگر خط لوله از کشور واسطی بگذرد، بایستی هزینه ترانزیت گاز به این کشور نیز در محاسبات وارد شود.
بنابراین هزینه‌های انتقال گاز به روش خط لوله مطابق شکل 7 شامل هزینه‌های اکتشاف و تولید گاز، احداث و تعمیر و نگهداری پالایشگاه، خطوط لوله و ایستگاه‌های تقویت فشار است. با توجه به داده‌های واقعی در هر مورد و روش ارائه شده در قسمت قبل، هزینه انتقال گاز به روش خط لوله محاسبه می‌شود. مجموع هزینه‌های انجام شده برای تولید گاز سبک (خروجی پالایشگاه‌ها) به‌طور متوسط برابر 8.6 سنت بر مترمکعب است. هزینه‌های 1000 کیلومتر خط لوله[1] نیز در جدول 3 ارائه شده‌است. همانطور که مشخص است یکی از هزینه‌های عمده در خط لوله هزینه ترانزیت گاز است که بایستی به کشور واسط پرداخت شود.
1-1-3. جمع‌بندی
با رسم هزینه‌های خط لوله و ال.ان.جی نسبت به مسافت انتقال، نمودار زیر حاصل می‌شود. همانطور که نمودار نشان می‌دهد در مسافت‌های کوتاه‌تر، به‌دلیل کمتر بودن هزینه سرمایه اولیه مورد نیاز برای احداث خط لوله، انتقال گاز به این روش اقتصادی‌تر است. در مقابل، ال.ان.جی در ابتدا هزینه سرمایه‌گذاری بالاتری نیاز دارد؛ اما به‌دلیل حمل این محصول به‌وسیله کشتی، با افزایش مسافت، هزینه‌های انتقال آن نرخ افزایش کمی دارد. بنابراین در یک مسافت خاص، هزینه انتقال گاز به هر دو روش با هم برابر می‌شود که این مسافت را نقطه سر‌به‌سر اقتصادی می‌نامند. مطابق نمودار زیر در سناریوی متوسط هزینه سرمایه اولیه ال.ان.جی (1000 دلار بر تناژ سالانه)، این نقطه سر به سر در فاصله حدود 4000 کیلومتر قرار دارد[1].
ادامه دارد...
با توجه به تقاضای فعلی و آینده گاز در نقاط مختلف جهان، به طور کلی بازارهای محتمل برای صادرات گاز ایران را می‌توان به سه بازار به صورت زیر تقسیم کرد:
● بازار گاز منطقه: بازار منطقه در بخش تقاضا به‌طور عمده شامل کشورهای حوزه خلیج فارس (امارات، عمان، بحرین، کویت و عراق)، هند، پاکستان و ترکیه است. در این میان هند دارای رشد مصرف گاز بسیار بالایی در سال‌های آینده خواهد بود. همچنین کشورهایی نظیر ارمنستان، گرجستان و افغانستان نیز جزو بازار تقاضای منطقه هستند که در‌حال حاضر به لحاظ حجم مصرف گاز، بازار کوچکی محسوب می‌شوند. کشورهای دیگر منطقه مانند قطر، ترکمنستان، ازبکستان و آذربایجان عمدتاً صادرکننده گاز هستند.
● بازار گاز اروپا: پیش‌بینی‌ها نشان می‌دهد علیرغم اینکه رشد مصرف اروپا بسیار کند و حتی منفی است؛ اما به‌دلیل کاهش تولید داخلی این قاره (عمدتاً در انگلیس و هلند) تقاضای آن رو به افزایش است.[1]
● بازار گاز شرق آسیا: نقش‌آفرینان اصلی تقاضای گاز در این بازار کشورهای چین، ژاپن، کره جنوبی و تایوان هستند. در این میان رشد مصرف در چین به‌شدت صعودی خواهد بود.[2]
مطابق آمار BP در سال 2015 مجموع مصرف گاز طبیعی در جهان 3468 میلیارد مترمکعب بوده است که حدود 70% آن در محل تولید مصرف شده است و مابقی (حدود 30%) صادر شده است. مجموع تجارت گاز طبیعی جهان در این سال 1042 میلیارد مترمکعب بوده است که از این مقدار 704 میلیارد مترمکعب از طریق خط لوله و حدود 338 میلیارد مترمکعب از طریق ال.ان.جی در جهان تجارت شده است. بنابراین سهم خط لوله در تجارت گاز طبیعی نسبت به ال.ان.جی نسبت 2 به 1 بوده است.[3]
1- تحليل اقتصادي
همانطور که گفته شد صادرات گاز به روش‌های مختلفی انجام می‌شود. به‌طور کلی روش‌های صادرات برق، CNG، NGH و GTL تنها در حجم‌های پایین صادراتی مقرون به صرفه هستند. در حجم‌های بالای انتقال گاز، تنها دو روش صادرات با خط لوله و صادرات ال.ان.جی دارای صرفه اقتصادی هستند.
در مسافت‌های کوتاه، هزینه انتقال به روش خط لوله پایین‌تر از ال.ان.جی است و هر‌چه مسافت انتقال طولانی‌تر شود، هزینه‌های خط لوله با سرعت بیشتری افزایش می‌یابند؛ در نتیجه در مسافت‌های طولانی‌تر صادرات گاز به روش ال.ان.جی مقرون به صرفه‌تر خواهد شد. از این رو یافتن نقطه سر به سر اقتصادی هزینه‌های صادرات گاز از طریق این دو روش، اهمیت بالایی دارد. در قسمت اول این بخش، با در نظر گرفتن کلیه هزینه‌های صادرات گاز به روش خط لوله و ال.ان.جی، نقطه سر به سر اقتصادی هزینه‌های این دو روش تعیین می‌شود.
اگرچه به‌نظر می‌رسد با در اختیار داشتن نقطه سر به سر اقتصادی صادرات گاز به روش خط لوله و ال.ان.جی، می‌توان اقتصادی‌ترین گزینه‌های صادراتی را برای کشور تعیین کرد؛ اما به‌دلیل تفاوت فاحش قیمت گاز در بازارهای مختلف، تقاضای این محصول - که ناشی از ماهیت منطقه‌ای بازار گاز است - بایستی قیمت خرید گاز در بازارهای مختلف را نیز در نظر گرفت. در این صورت با توجه به قیمت گاز در هر بازار و میزان هزینه صادرات گاز به دو روش خط لوله و ال.ان.جی، می‌توان سود خالص صادرات گاز به هر مقصد صادراتی را تعیین و اقتصادی‌ترین مقاصد صادرات گاز را برای کشور مشخص کرد. قسمت دوم تحلیل اقتصادی به این موضوع می‌پردازد و در نهایت در بخش سوم، جمع‌بندی تحلیل اقتصادی ارائه می‌شود.
1-1. نقطه سر به سر هزینه‌های صادرات گاز به روش خط لوله و ال.ان.جی
به منظور تعیین نقطه سر به سر هزینه‌های صادرات گاز به روش خط لوله و ال.ان.جی، یک مسئله اقتصادی به صورت زیر تعریف می‌شود:
فرض می‌شود گاز صادراتی معادل 4 فاز استاندارد از میدان پارس جنوبی (110 میلیون مترمکعب روزانه) تولید شود. در هر دو روش، گاز تولیدی بایستی پیش از صادرات، جهت مایع‌سازی یا پالایش به وسیله خط لوله به عسلویه منتقل شود. بنابراین هزینه اکتشاف و تولید گاز و همچنین انتقال گاز با خط لوله به تجهیزات مایع‌سازی یا پالایشگاه‌های گازی عسلویه، برای هر دو روش یکسان است. با این وجود برای محاسبه سود خالص حاصل از صادرات هر مترمکعب گاز، این هزینه‌ها باید از قیمت هر مترمکعب گاز کسر شوند[1].
حال مطابق نمودار یا شکل 6 دو مسیر برای صادرات گاز وجود دارد: مسیر اول پالایش گاز در واحدهای پالایشی و سپس صادرات آن به روش خط لوله به کشورهای مشخص شده در شکل است. مسیر دوم نیز انتقال گاز به واحد مایع‌سازی و تبدیل آن به ال.ان.جی و سپس صادرات از طریق کشتی‌های مخصوص حمل این محصول است. در این حالت با توجه به هزینه‌های لازم در هر مسیر انتخابی، نقطه سر به سر هزینه‌های خط لوله و ال.ان.جی تعیین می‌شود[2].
1-1-1. هزینه‌های ال.ان.جی
هزینه‌های لازم برای صادرات گاز به روش ال.ان.جی را می‌توان با توجه به زنجیره ال.ان.جی (نمودار 7)، به هزینه‌های اکتشاف و تولید، هزینه خط لوله از سرچاه تولیدی تا تجهیزات مایع‌سازی، حملونقل و بازگردانی به گاز تقسیم کرد. هزینه‌های بازگردانی به گاز و خطوط لوله به‌عهده کشور واردکننده گاز است و در محاسبات وارد نمی‌شود. همچنین هزینه تعمیر و نگهداری از تجهیزات در محاسبات لحاظ شده است.
عمده هزینه ال.ان.جی مربوط به هزینه واحد مایع‌سازی آن است؛ چراکه سرمایه اولیه مورد نیاز برای احداث یک واحد مایع‌سازی بسیار بالا است. هزینه سرمایه اولیه یک واحد ال.ان.جی، تابع عوامل مختلف جغرافیایی، اقتصادی و تکنولوژیکی است و در نقاط مختلف جهان متفاوت می‌باشد. با توجه به اینکه تاکنون هیچ واحد ال.ان.جی در کشور ساخته نشده است؛ هزینه سرمایه اولیه تأسیس یک واحد مایع‌سازی در ایران به‌طور دقیق مشخص نیست. بنابراین برای محاسبه آن سه سناریو متفاوت هزینه‌ای شامل سناریوی 1000-1200-1400 دلار بر تناژ سالانه[1] در نظر گرفته شده است. لذا هزینه هر مترمکعب گاز در این سه سناریو به ترتیب 10، 12.5 و 15سنت بر مترمکعب خواهد بود.
همچنین هزینه حملونقل نیز متناسب با فاصله مبدأ تا مقصد بین 3.3 تا 3.5 سنت بر مترمکعب منظور می‌شود که اعداد واقعی هزینه‌های صادراتی کشورهای خاورمیانه به مقاصد مختلف است.[1] جدول 2 هزینه‌های صادرات گاز به روش ال.ان.جی را به تفکیک هر قسمت نشان می‌دهد.
1-1-2. هزینه‌های خط لوله
برای صادرات گاز به روش خط لوله، پس از اکتشاف و تولید گاز، بایستی این گاز در پالایشگاه‌های گازی، شیرین‌سازی و ترکیبات زائد آن مانند کربن دی‌اکسید، سولفید هیدروژن، نیتروژن و... جدا شوند. پس از ورود گاز سبک تحت فشار به خط لوله، انتقال آن آغاز می‌شود. با توجه به افت فشار گاز درون خط لوله بایستی در فواصل معینی (حدود 100 کیلومتر)، ایستگاه‌های تقویت فشار گاز نصب شود. اگر خط لوله از کشور واسطی بگذرد، بایستی هزینه ترانزیت گاز به این کشور نیز در محاسبات وارد شود.
بنابراین هزینه‌های انتقال گاز به روش خط لوله مطابق شکل 7 شامل هزینه‌های اکتشاف و تولید گاز، احداث و تعمیر و نگهداری پالایشگاه، خطوط لوله و ایستگاه‌های تقویت فشار است. با توجه به داده‌های واقعی در هر مورد و روش ارائه شده در قسمت قبل، هزینه انتقال گاز به روش خط لوله محاسبه می‌شود. مجموع هزینه‌های انجام شده برای تولید گاز سبک (خروجی پالایشگاه‌ها) به‌طور متوسط برابر 8.6 سنت بر مترمکعب است. هزینه‌های 1000 کیلومتر خط لوله[1] نیز در جدول 3 ارائه شده‌است. همانطور که مشخص است یکی از هزینه‌های عمده در خط لوله هزینه ترانزیت گاز است که بایستی به کشور واسط پرداخت شود.
1-1-3. جمع‌بندی
با رسم هزینه‌های خط لوله و ال.ان.جی نسبت به مسافت انتقال، نمودار زیر حاصل می‌شود. همانطور که نمودار نشان می‌دهد در مسافت‌های کوتاه‌تر، به‌دلیل کمتر بودن هزینه سرمایه اولیه مورد نیاز برای احداث خط لوله، انتقال گاز به این روش اقتصادی‌تر است. در مقابل، ال.ان.جی در ابتدا هزینه سرمایه‌گذاری بالاتری نیاز دارد؛ اما به‌دلیل حمل این محصول به‌وسیله کشتی، با افزایش مسافت، هزینه‌های انتقال آن نرخ افزایش کمی دارد. بنابراین در یک مسافت خاص، هزینه انتقال گاز به هر دو روش با هم برابر می‌شود که این مسافت را نقطه سر‌به‌سر اقتصادی می‌نامند. مطابق نمودار زیر در سناریوی متوسط هزینه سرمایه اولیه ال.ان.جی (1000 دلار بر تناژ سالانه)، این نقطه سر به سر در فاصله حدود 4000 کیلومتر قرار دارد[1].
[1]. شکستگی‌های موجود در نمودار خط لوله مربوط به تفاوت هزینه‌های ناشی از ترانزیت در مسیرهای مختلف گاز است. درواقع این نمودار برای صادرات گاز ایران بومی شده است.
[1]. باید توجه داشت که هزینه‌های اکتشاف و تولید و پالایشگاه تنها یک بار برای خط لوله محاسبه می‌شوند؛ بنابراین در 1000 کیلومتر دوم تنها هزینه خط لوله، ایستگاه تقویت فشار و ترانزیت (در صورت وجود) وارد می‌شود.
[1]. نزدیکترین و دورترین مقاصد صادرات ال.ان.جی خارومیانه (عمدتاً قطر) تا کنون هند (3000 کیلومتر) و ژاپن (12000 کیلومتر) بوده است.
[1]. به‌عنوان مثال، واحد 21 میلیون تنی فرض شده در مسئله، در سناریوی حداقلی ( 1000 دلار بر تناژ سالانه) نیازمند 21 میلیارد دلار سرمایه اولیه است که در نوع خود عدد بزرگی به‌حساب می‌آید.
[1]. جهت یکسان‌سازی و قابل مقایسه نمودن محاسبات، تمامی هزینه‌ها برحسب واحد سنت بر مترمکعب بیان می‌شود که واحد رایج برای قیمت‌گذاری گاز در ایران است. واحد مرسوم قیمت گاز در جهان، دلار بر میلیون بی.تی.یو ($/MBTU) است.
[2]. با توجه به اینکه در نهایت سود خالص حاصل از صادرات گاز به هر دو روش مد نظر است، بایستی هزینه‌ها در واحد سنت بر مترمکعب محاسبه و بیان شوند. بدین منظور از روش یکسان‌سازی هزینه‌ها (levelized cost) استفاده شده است. در این روش با در نظر گرفتن 25 سال عمر برای پروژه‌های مختلف خط لوله و ال.ان.جی، هزینه‌ها با نرخ تنزیل 12% دلاری، بر طول عمر پروژه‌ها سرشکن شده است. البته نرخ تنزیل در پروژه‌های توسعه میدان به دلیل افزایش ریسک اقتصادی، 15% دلاری در نظر گرفته شده است.
[1].“Asian LNG Demand: Key Drivers and Outlook,” oxford, 2016.
[2]. “The Outlook of Natural Gas Demand in Europe, The Oxford Institute for Energy Studies,” oxford, 2014.
[3]. “ BP energy outlook 2035 booklet,” 2015.
دوشنبه ۲۲ خرداد ۱۳۹۶ ساعت ۱۱:۳۲
کد مطلب: 17919
صادرات گاز می تواند اقتصاد ایران را متحول کند
متاسفانه وزیر فعلی و تیم ایشان از شجاعت و کفایت کافی برای این مهم برخوردار نیستند و نیاز به یک تیم مستقل و خبره برای اجرایی شدن تفاهم نامه های صادرات گاز وجود دارد. در شرایط فعلی بهتر است این کار توسط وزارت امور خارجه پیش برود نه وزارت علیل نفت.
این روزها کشورهای عمان و کویت در فاصله 200 کیلومتری از کشورمان محتاج گاز هستند و لی در کشور هیچ کس کمترین پاسخی بایشان نمی دهد.