1- مقدمه باتوجه به رشد روزافزون مصرف گازطبیعی و گسترش شبکه انتقال آن در کشور و به جهت مقابله با اوج مصرف به ویژه در روزهای بسیار سرد سال و یا درمواقع ایجاد اختلال در شبکه گازرسانی کشور باید چاره ای اندیشید. از میان گزینه های موجود، گاز طبیعی مایع شده(lng) از پتانسیل بسیار خوبی در جهت برآورده ساختن نیازهای روبه رشد بخش انرژی برخوردار است. ذخیره سازی گاز طبیعی به صورت گاز مایع در قالب یک طرح جامع در برگیرنده انواع روش های ذخیره سازی برای پوشش دهی افزایش مصارف در زمستان، اوج زدایی مصرف در روزهای سرد این فصل و همچنین به منظور مقابله با شرایط بروز اختلال و نوسان در تولید و انتقال می تواند پاسخگوی این نیاز باشد. بنابر تغییر تقاضای روزانه گاز در فصول مختلف، اگر گاز با نرخ متوسط سالیانه به شهر وارد شود، جوابگوی تقاضـا در ماههای زمستان نـخواهد بود. بنابراین مازاد گازدرتابسـتان ذخیره شـده و برای جبران کمبود در فصل زمستان استفاده می شود. 2-گاز طبیعی مایع(lng) و تولید آن lng مایعی است بی بو، شفاف،غیر سمی با وزن مخصوص حدود 45/ 0 گرم بر سانتی متر مکعب که با میعان گاز طبیعی در حدود 160- درجه سانتی گراد، در فشار حدود یک اتمسفر تولید می شود. با میعان گاز طبیعی، حجم آن تا 600 بار کاهش می یابد و به همین دلیل جاذب? خاصی در حمل و نقل و ذخیره سازی گاز طبیعی به صورت مایع به وجود می آورد. این نسبت کاهش حجم در مورد lpg حدود 250 بار و گاز cng حدود 200 بار است. lng همانند گاز طبیعی عمدتا از متان تشکیـــل شده و درآن مقادیر کمی اتان ، پروپان و سایر هیدروکربنهای سنگین تر وجود دارد. عمل " مایع سازی " یعنی تبدیل حالت گاز به مایع به خاطر سهولت حمل و ذخیره آن است چرا که حجم آن به یک ششصدم گاز اولیه کاهش می یابد. عمل سردسازی سیال، براساس پدیده ژول تامسون اتفاق می افتد. بدین صورت که با عبور این سیال از یک شیر انبساط و کاهش ناگهانی فشار ، دمای سیال نیز ناگهان افت می یابد. سپس مجددا توسط کمپرسور متراکم می گردد و این چرخه مرتبا تکرار می شود. lng تولیدی نهایتاً در یک یا چند مرحله از طریق سیکل های تکمیلی بیشتر سرد می شود تا ذخیره سازی آن در فشار بالای فشار اتمسفر براحتی امکان پذیر شود. lng را در محل مصرف آن مجددا تبدیل به گاز کرده و به مصرف می رسانند . پــــس ازدریافت lng در زمان پیک تقاضا ، لازم است که lng تبخیر شود تا بتواند در شبکه های گاز محل مصرف تزریق شود. انواع تکنولوژی های تبخیر مجدد lng عبارتند از: گرمکن احتراقی با سیال واسطه آب / اتیلن گلیکل، احتراق غوطه ور، تبخیرکننده شبکه باز با استفاده از آب دریا، برج گرمایش با آب واسطه، تکنولوژی های تبخیر مولد توربین گازی، سیکل مولد توربین بخار 3- روشهای ذخیره سازی گاز طبیعی طرح ایجاد امنیت در سیستم گازرسانی کشور، ترکیبی از چند فرایند ذخیره سازی گاز طبیعی است که هر یک به اقتضای شرایط روند مصرف و با دو هدف عمده اوج زدایی مصرف زمستان و مقابله با بحران در شرایط اضطرار نقش موثر و کارآمدی دارند. مهمترین این فرآیندها به شرح ذیل می باشند: فرایند1: ذخیره سازی در مخازن زیرزمینی فرایند2: تولید و ذخیره lng در مقیا سهای کوچک در نقاط مناسب فرایند3: احداث مخازن cng در مجاورت نقاط پرمصرف فرایند4: احداث خطوط لوله انتقال با فشار طراحی بالا و ایجاد line pack احداث واحدهای کوچک تولید lng و مخازن مربوط به آن در مجاورت نواحی پرمصرف برای اوج زدایی مصرف روزانه در زمستان مناسب است. در این مجتمع های کوچک، در طول ماههای گرم سال می توان گاز را به مایع تبدیل و به هنگام ضرورت در روزهای سرد زمستان تبخیر و به شبکه گازرسانی تزریق کرد. البته این واحدها می توانند حتی در مواقعی از فصل زمستان، که میزان مصرف نسبت به تولید و عرضه از مبادی اصلی کاهش نسبی می یابد، مازاد گاز را از خطوط لوله دریافت و به مایع تبـدیل و ذخـیره کـنند و بدین ترتیـب ذخـیره مخـازنlng حتی المـقدور بازسازی و حفـظ می شوند. ضمن آنکه نقش کلیدی و استراتژیک گاز مایع در برآورده ساختن نیاز فزاینده به انرژی و کمـبود دانش فنـی در این خصوص از دیـگر ضـرورت هایـی اسـت که لـزوم توجـه به آن به چـشم میخورد. ایجاد تأسیسات lng جهت پیک سایی هرچند به نظر می رسد بدلیل هزینه بر بودن آن در مقایسه با دیگر روش های ذخیره سازی فعلی در اولویت نباشد اما در روش ذخیره سازی به صورتlng ویژگیهایی متصور است که در دیگر روش ها کمتر به چشم می خورد. روش ذخیره سازی گاز طبیعی از طریق مایع سازی در مقایسه با ذخیره سازی درمخازن زیر زمینی مزایایی دارد از آن جمله میتوان به موارد زیر اشاره کرد : ریسک پایین تر امکان احداث چنین واحدهایی در هر منطقه جغرافیایی، این در حالی است که پروژه های ذخیره سازی در مخازن زیر زمینی نیاز به مطالعات مقدماتی و تفصیلی مهندسی مخازن و طراحی تاسیسات سطح الارضی دارد. هزینه سرمایه گذاری اولیه بسیار کمتر عدم قطعیت موجود در پروژه های ذخیره سازی در مخازن زیر زمینی عدم نیاز به حفر چا ههای جدید، تاسیسات سطح الارضی، کمپرسور امکان انتقال دانش و فناوری بسیاری از تاسیسات مایع سازی که جهت اوج زدایی مصرف به کار میروند نیازمنـد تکنولوژیهای به مراتـب ساده تری نسـبت به زمانیـکه صادرات lng مد نظر است می باشند. امکان تولید گاز مایع در ایستگاه های تقلیل فشار در گستره وسیع نفت و گاز طبیعی در کشور ، آن هم با شرایط اقلیمی خاص وتفاوت چشمگیر دمای هوا در تابستان و زمستان که بر میزان مصرف گاز تأثیر مستقیم دارند، ضروری است برای ارتقای ضریب اطمینان و مصون کردن سیستم گازرسانی به موازات، تمهیداتی اندیشیده و راهکارهایی ارائه گردد. ذخیره سازی گاز طبیعی به صورت گاز مایع در قالب یک طرح جامع در برگیرنده انواع روش های ذخیره سازی برای پوشش دهی افزایش مصارف در زمستان، اوج زدایی مصرف در روزهای سرد این فصل و همچنین به منظور مقابله با شرایط بروز اختلال و نوسان در تولید و انتقال می تواند پاسخگوی این نیاز باشد. محل ذخیره سازی گاز مایع در پنج حوزه میتواند مناسب باشد: مخازن فلزی دو جداره بالا زمینی محازن بتونی پیش تنیده ذخیره سازی درون زمینی سرمای عمیق (گودال های منجمد) غارهای مصنوعی ذخیره سازی در حجم کم - مخازن فلزی دو جداره بالا زمینی مخازن فلزی دوجداره بالا زمینی از اوایل دهه پنجاه تا کنون با موفقیت درحال استفاده اند. این مخازن معمولاً شامل کف مسطح، جدار استوانه ای، سقف گنبدی با پوسته بیرونی فولاد کربنی و مخزن درونی فولاد نیکل یا آلومینیوم هستند. عایق بین دو پوسته معمولاً شامل پرلیت (ماده ای خنثی، غیرآلی، غیرقابل اشتعال ) در محیط نیتروژن یا گازطبیعی است. مخزن درونی که در تماس با lng است از مواد مناسب برای ذخیره سازی گازطبیعی مایع و دمای حدود 162- درجه طراحی و ساخته می شود. هدف اصلی از کاربرد مخزن بیرونی، نگه داری مواد عایق و فشار گازی است که مخزن درونی را احاطه می کند. همچنین حفاظی را برای سیستم های عایق بندی در برابر عوامل خارجی مانند آتش، ضربه و مهمتر از همه هوا و رطوبت فراهم می نماید. مخزن بیرونی مانع ورود بخار است به طوریکه فشار گاز درونی را در سطح مطلوب حفظ نموده و مانع از انتقال رطوبت محیط به مواد عایق می شود. - مخازن بتونی پیش تنیده بتون پیش تنیده ماده ای است که معمولاً در دمای محیط استفاده می شود اما در سرمای عمیق نیز قابل استفاده است. اجرای رضایت بخش بتون پیش تنیده در محیط های سرمای عمیق که به خواص ساختمانی آن مرتبط است، این ماده را برای کاربردهای متنوع ذخیره سازی دما پایین و سازه های محافظ اطراف مخازن فلزیlng، ایده آل ساخته است. مخازن بتونی پیش تنیده را می توان در بالا یا زیر زمین و با ساختمان یک یا دوجداره ساخت. - ذخیره سازی درون زمینی سرمای عمیق تحقیقات گسترده و تحلیل تئوری نشان داد که خاک منجمد میتواند برای گنجایش مایع °161- مناسب باشد. در این روش گودالی در صخره یا خاکی که سیراب شده حفر می شود تا حلقه ای از خاک با گردش مبرد از میان یک سری از لوله های هم مرکز دفن شده، منجمد شود. در نوع خاصی از این روش می توان از سفره های آبی یا مخازن نمکی برای این منظور استفاده نمود. این گودال ها در برابر بمباران هوایی، سقوط هواپیما وآتش سوزی دارای امنیت بالایی بوده و کمترین اثرات تخریبی زیست محیطی را دربردارند که چنین عواملی در تصمیم گیری برای بسیاری از کشورها حائز اهمیت است. - غارهای مصنوعی در این روش غارهایی به وسیله شفتهای عمودی در سنگ آهک، گرانیت، گچ، سنگ رسی و دولومیت حفر می شود. این شیوه برای ذخیره سازی میعانات نفتی در دمای محیط از اواخر دهه پنجاه استفاده می شد. مطالعات نظری و آزمایشگاهی نشان داد که ذخیره سازی lng در چنین غارهایی عملی است. - ذخیره سازی تحت فشار و در حجم کم چنانچه خط لوله توانایی لازم در تأمین گاز کافی به هنگام اوج مصرف را نداشته باشد، به جای ساخـت خـطوط تغذیه بزرگتر، از سیـستم فشـار پاییـن استـفاده می شود تا گاز اضافی را تهیه کند. عوامل غالب در برآورد هزینه سیستم های پیک سایی سیار، اندازه مخزنlng و ظرفیت سیستم بیرون دهی است. 4- تحلیل هزینه- فایده اقتصادی مایع سازی گاز طبیعی جهت پیک سایی (اوج زدایی) در شبکه انتقال گاز ایران طرحهای صنایع نفت و گاز علی رغم دارا بودن شرایط ، ویژگی ها و پیچیدگی های خاص خود از نقطه نظر اقتصادی باید دارای توجیه لازم در سطحی باشد که با توجه به فاکتورهای مطرح در علم ارزیابی اقتصادی طرح های سرمایه گذاری بتوان به آن به عنوان یک طرح، سودآوری تجاری را اطلاق نمود. ماهیت سرمایه بر بودن پروژه های دخیره سازی گاز طبیعی و از این نظر نیاز به استفاده از امکانات مالی سرمایه گذاران خصوصی که در پروژه های بخش انرژی فعالیت دارند شرایطی را فراهم می کند که تحقق هر طرح ذخیره سازی گاز طبیعی را مستلزم برخورداری از توجیه مناسب اقتصادی و سودآوری قابل قبول می سازد. مهم ترین عامل تعیین کننده در فرآیند تحلیل اقتصادی یک طرح سرمایه گذاری ، مسئله تعیین سودآوری تجاری آن می باشد . درواقع اقدام به تصمیم گیری جهت سرمایه گذاری در یک پروژه اقتصــادی در درجه اول با توجه به مسئله سودآوری تجاری آن انجام می گیرد. در فرآیند مذکور ، نتایج مالی طرح شامل مجموع هزینه های سرمایه گذاری و تولید و درآمدهای حال و آتی حاصل از فعالیت پروژه محاسبه شده و با استفاده از برخی تکنیک ها که مهم ترین آنها در ادامه مورد بررسی قرار خواهـــــد گرفت درخصوص مطلوبیت یا عدم مطلوبیت تجاری طرح تصمیم گیری می شود. عمـده ترین روش های مورد استـفاده جهت ارزشـیابی سودآوری تجـاری طرح ها را می توان در دو دسته روش های ساده یا ایستا و روش های مبتنی بر تنزیل جریان نقدینگی طبقه بندی نمود . نرخ بازده ساده سرمایه گذاری و دوره بازگشت سرمایه ، مهم ترین تکنیک های موجود جهت ارزیابی سودآوری تجاری یک طرح اقتصادی بر مبنای روش های ایستا و ارزش فعلی خالص طرح npv و نرخ بازده سرمایه گذاریirr ( نرخ بازده داخلی ) عمده ترین تکنیک های مورد استفاده به همین منظور بر مبنای روش های مبتنی بر تنزیل جریان نقدینگی هستند . درادامه به ارزیابی اقتصادی مایع سازی گاز طبیعی جهت پیک سایی (اوج زدایی) در شبکه انتقال گاز ایران پرداخته خواهد شد که دراین راستا از دو روش npv و irr استفاده خواهد شد. روش ارزش فعلی(npv) تکنیکهای بسیاری برای مقایسه پروژه های گاز طبیعی مایع وجود دارد که یکی از آنها روش ارزش فعلی میباشد. که از مهمترین ودرضمن ساده ترین تکنیکهای اقتصاد مهندسی است. محاسبه ارزش فعلی یک فرآیند مالی، تبدیل ارزش آینده کلی هزینه هاوپرداختها به ارزش فعلی در زمان حال یا مبدأ پروژه میباشد .چنانچه ارزش فعلی خالص به ازای حداقل نرخ بازگشت سرمایه یاحداقل نرخ جذب کننده که برای یک طرح سرمایه گذارحاضر است درازای آن نرخ سرمایه گذاری کند، برای یک پروژه کوچکتر از صفرباشد آن پروژه غیراقتصادی ودر غیراینصورت اقتصادی خواهدبود. چنانچه npv<0 مشخص کننده این حقیقت است که ارزش فعلی هزینه هابیش از ارزش فعلی درآمدها میباشد و چنانچه npv>0 باشد ارزش فعلی هزینه ها کمتریا مساوی ارزش فعلی درآمد بوده وپروژه اقتصادی است . درمقایسه اقتصادی چندپروژه به روش ارزش فعلی، پروژه ای که دارای ارزش فعلی خالص بیشتری باشد اقتصادی ترین خواهدبود. نحوه محاسبه ارزش فعلی پروژه بدین صورت می باشد: npv=(r_1-c_1)/(1+r)+(r_2-c_2)/?(1+r)?^2 +?+(r_n+c_n)/?(1+r)?^n r_i:درآمد سالiام c_i:هزینه سالiام r:نرخ تنزیل n:عمر طرح روش نرخ بازده داخلی(irr) نرخ بهره ای که بتواند درآمد و هزینه طرحهای گاز طبیعی مایع را متعادل ساخته و کارایی نهایی سرمایه را به دست دهد، نرخ بازدهی داخلی(irr)نام دارد. به بیان دیگر irr نرخی از تنزیل است که در آن نرخ مجموع جبری ارزش فعلی درآمدها و هزینه ها را برابر با صفر می شود. نرخ بازدهی داخلی را می توان با استفاده از فاصل? بین نرخ بهره ای که درآمد را بزرگتر از هزینه و نرخ دیگری که هزینه را بزرگتر از درآمد نشان می دهد، تعیین کرد. اهمیت ویژه این روش درآن است که در شرایط نبود بازار متشکل مالی و نرخ تنزیل واحد در اقتصاد، نرخ بازدهی داخلی را می توان به کار گرفت. اگر فرایند مالی پروژه ای در طیn سال عمر خود از جریانات ورودی r_t، جریانات خروجیc_t، تشکیل شده باشد، حل رابط? زیر، r که همان نرخ بازده داخلی است را مشخص می نماید: npv=?_t^n?(r_t-c_t)/?(1+r)?^t =0 اگر ارزش خالص پروژه ای مثبت باشد، چنین نتیجه می شود که نرخ بازدهی داخلی آن پروژه از نرخ بازدهی قابل قبولی که برای سرمایه گذاری به کار برده شده است، بیشتر است و بالعکس، اگر ارزش فعلی خالص پروژه ای منفی باشد، نرخ بازده داخلی آن از نرخ مورد قبول کمتر است و نیز اگر ارزش خالص پروژه ای صفر باشد، می توان نتیجه گرفت که نمام سرمای? به کار گرفته در پروژه به انضمام بهره های متعلقه در هر سال برگشت داده شده و نرخ بازده داخلی پروژه معادل نرخ بازدهی مورد قبول است. از مزایای این روش قابل فهم تر بودن آن برای افرادی است که آشنایی کافی با مفاهیم ارزیابی طرح ها ندارند. نقطه ضعف این روش آنست که برای بدست آوردنirr نیاز به استفاده از روش های درونیابی است که موجب بروز خطاهای محاسباتی می شود. مفروضات لازم برای ارزیابی طرح : 1- دوره احداث تاسیسات lng ، یک دوره 4 ساله در نظر گرفته شده است که بهره برداری ازاین طرح از سال پنجم می باشد. 2- معمولاً طول عمر طرحهای lng بین 25 الی 30 سال در نظر گرفته میشود که در این مورد طول عمر طرح 30 سال منظور شده است . 3- هزینه سرمایه ای احداث یک واحد تولید و ذخیره سازی lng در حدود 238 الی 450 میلیون دلار میباشد ولی در این طرح با فرض احداث یک واحد mini lng با ظرفیت 100 هزار متر مکعب در سال ، هزینه احداث حدود 40 میلیون دلار مدنظر قرار گرفته است .سرمایه گذاری در این طرح طی 4 سال صورت می گیرد و نحوه تقسیم بندی هزینه سرمایه ای در طول دوره اجرایی پروژه به صورت 25 درصد درسال در نظر گرفته شده است. 4- هزینه عملیـــاتی در طول دوره فعالیـــت طرح معمولا در قالب درصدی از هزینه های سرمایه گذاری منظور می شود . این رقم بسته به نوع واحد عملیاتی بین 5-3 درصد است که دراین طرح ، 5 درصد منظور شده است . 5- ارزش حرارتی یک تن lng معــــــادل 52 تریلیون بی تی یو در نظر گرفته شده است . 6- دراین طرح فرض شده است که تاسیسات تولید و ذخیره lng ، در 8 ماه ابتدای سال معادل 240 روز درسال ، مشغول به کار است و به مدت 10 سال از شروع کار ، هیچگونه مالیاتی به آن تعلق نمی گیرد اما پس از 10 سال بنا بر شـرطی به شرح زیر ، طرح مشـمول 25 درصد مالیات می شود: اگر 0 > 0.25× [ ( هزینه سوخت گاز + استهلاک + هزینه عملیاتی ) - درآمد ] برقرار باشد، مالیات صفر در نظرگرفـته می شود ، درغیراینصورت 25 درصد مالیات اعمال می شود. 7- استهلاک در 20 سال بعد از شروع طرح ، با فرض ارزش اسقاط صفر 5% در نظرگرفته شده است . 8- دراین طرح نرخ تنزیل مورد استفاده 16 درصد معادل نرخ خرید دین اعلام شده توسط بانک مرکزی در سال 1388درنظر گرفته شده است . 9- قیمت گاز خوراک ( feedgas ) برای تاسیسات lng ، 35 درصد قیمت فروش lng در نظر گرفته شده است و 7 درصد از گاز خوراک برای تامین سوخت گاز در نظر گرفته شده است . 10- آخرین وضعیت قیمت فروش lng در منطقه خاورمیانه 5/13 دلار میباشدکه این رقم با استناد به اعلام شرکت ملی گاز و وزیر نیرو در نظر گرفته شده است. 11 - بر اساس توصیه سازمان توسعه صنعتی ملل متحد مبنی بر عدم دخالت دادن تورم در ارزیابی مالی طرح ها،تورم در سال های بهره برداری از طرح صفر در نظر گرفته شده است.بنابراین محاسبات بدون در نظر لحاظ تورم و با در نظر گرفتن نرخ تنزیل گفته شده انجام شده است. سناریوی مرجع طرح تولید و ذخیره lng : براساس روش " ارزش حال خالص " برای ارزیابی اقتصادی یک طرح باید طرف های درآمدی و هزینه ای پروژه در طول مدت عمر آن مشخص شده و این درآمدها و هزینه ها براساس نرخ تنزیل منطقی به نرخ روز تعدیل شوند. دراین صورت چنانچه طرف درآمدی بزرگتر یا مساوی طرف هزینه ای بود ، پروژه به لحاظ اقتصادی موجه می باشد. درایـن سنـاریو در طـرف هزیـنه ای 4 نـوع هزینـه داریـم که عبـارتنـد از هزینـه های سرمایـه گـذاری ( capex ) ، هزینــــه عملیـاتی ( opex ) ، مالیـات ( tax ) و هـزینـه گاز خـوراک و سـوخت گاز ( feed gas & fuel gas cost ) و در طرف درآمدی نیز درآمد پروژه که عبارتست از حاصل ضرب حجم تولید و ذخیره lng ناشی از اوج زدایی مصرف در یک سال ضرب در قیمت lng. هزینه سرمایه گذاری($) capex : ($) تخصیص هزینه سرمایه گذاری درهرسال = lng کل هزینه سرمایه گذاری ($) اولیه برای تولید و ذخیره سازی × 0.25 = 40× 106 × 0.25= 106 × 10 مجموع کل هزینه های سرمایه گذاری( برای 4 سال) ( total capex ($) ) = 40 ×106 هزینه عملیاتی : opex ($) هزینه های عملیاتی سالانه = %5 × lng هزینه سرمایه گذاری ($) برای تولید و ذخیره سازی = %5 × 40× 106 = 106 × 2 مجموع کل هزینه های عملیاتی ( total opex ($) ) = 106 × 52 مالیات tax: برای بدست آوردن مالیات ، مجموع هزینه عملیاتی ، استهلاک و هزینه سوخت گاز خوراک محاسبه می شود و حاصل از درآمد کسر می گردد. اگر نتیجــــــه پس از ضرب در عدد 25 درصد ( مالیات ) ، کوچکتر از صفر بود مالیات صفر در نظر گرفته می شود درغیراینصورت 25 درصد مالیات به شرحی که گفته شد اعمال می شود ، به عبارتی دیگر : if [ درآمد – ( هزینه عملیاتی + استهلاک + ( هزینه سوخت گاز ] × 25% <0; tax = 0 if not , tax = [ درآمد – ( هزینه های عملیاتی+ استهلاک + هزینه سوخت گاز و گاز خوراک ) ] × 25% میزان استهلاک درسال = 5% × total capex میزان استهلاک درسال = 5%× 40× 106= 000ر000ر2 هزینه گاز خوراک و سوخت گاز feed gas & fuel gas cost ($) : (متر مکعب) مقدار گاز خوراک در سال = ( lng تعداد روز مشغول به کار یک تاسیسات/360) × 52× ظرفیت تاسیسات ال ان جی درسال = (360/240) × 52 × 000ر100= 666ر466ر3 ($)هزینه گاز خوراک و سوخت گاز درسال = مقدار گاز خوراک ] × (7%+1) ] × قیمت گاز خوراک = 666ر466ر3 × ( 7%+1 ) × 7/4 = 661ر698ر27 درآمد income ($): =درآمد سالیانه پروژه درسالlng مقدار × lng= قیمت فروش 666ر466ر3 × 5/13 = 991ر799ر46 $ نتایج سناریوی مرجع : براساس نتایج استخراج شده در این بررسی ، نرخ بازگشت سرمایه طرح رقمی معـــــــادل 8/42 درصد است . همچنین ارزش فعلی خالص طرح معادل 310ر638ر65 دلار است . بررسی شاخص های فوق نشان می دهد طرح تولید و ذخیره lng ایران با در نظرگرفتن مفروضات فوق الذکر دارای توجیه و سودآوری قابل ملاحظه ای است . بالاتر بودن نرخ بازگشت سرمایه ( irr ) در مقایسه با نرخ تنزیل نشان دهنده سودآوری و توجیه پذیری طرح مزبور است . همچنین رقم قابل ملاحظه ارزش فعلی خالص پروژه نشان دهنده جذابیت طرح از دیدگاه شرکا و تامین کنندگان مالی است . بنابراین شاخص های طرح در مجموع نشان دهنده سودآوری قابل ملاحظه آن می باشد. تحلیل حساسیت : تحلیل حساسیت با هدف ارزیابی اثر تغییرات مشخص در پارامترهای مورد بررســی برروی شاخص های عمده سودآوری طرح صورت می گیرد . لذا در این بخش به منظور تحلیل حساسیت این مدل ، آن را نسبت به تغییر چند متغیر مهم تطبیق می دهیم تا اقتصادی بودن یا نبودن پروژه در حالتهای مختلف مورد بررسی قرار گرفته باشد. سناریوی اول دراین سناریو با فرض ثابت بودن سایر شرایط ، تغییر نرخ تنزیل و اثر آن بر ارزش حال خالص پروژه بررسی می گردد. نرخ بهره یکی از هزینه های عمده زیرساختی پروژه های بلندمدت را تشکیل می دهد که هرگونه تغییر در آن سودآوری پروژه را مستقیما تحت تاثیر قرار می دهد و بالطبع کاهش آن موجب افزایش کارایی اقتصادی و بهبود سوددهی آن خواهد شد. تغییر در نرخ تنزیل اثر خود را در مرحله نهایی محاسبات آشکار می سازد و فقط در مرحله محاسبه جریان نقدینگی تنزیل یافته نمایان می شود . بدین صورت که با افزایش این نرخ جریان نقدینگی تنزیل یافته و به تبع آن ، ارزش حال خالص پروژه کاهش می یابد. در نتیجه با در نظر داشتن این موضوع که نرخ بهره مورد قبول شرکتهای بین المللی برای سرمایه گذاری در صنایع نفت و گاز عموما نرخی بین 15 ، 12 درصد می باشد . براین اساس در این سناریو نرخ تنزیل 12% و 14% درنظر گرفته شده است و جدول زیر تحلیل اثر نرخ بهره در ارزش خالص فعلی پروژه را نشان می دهد. ارزش فعلی(npv) نرخ بهره (r) 97754359 12% 79754870 14% 65638310 16% سناریوی دوم هزینـــه های عملیاتی طرح بخش مهمی از هزینه ها را تشکیل می دهد که سهم قابل ملاحظه ای در تعیین شاخص های سودآوری طرح دارد. دراین پروژه هزینه های عملیاتی معادل 5 درصد در نظر گرفته شده است . با توجه به تنوع ترکیب هزینه های عملیـاتی و افزایش احتمال تغییر در این هزینه ها ، این سناریو به بررسی شرایطی پرداخته است که در آن هزینه های عملیاتی طرح کاهش و افزایشی 2 درصدی را شاهد خواهد بود ، لذا هزینه های عملیاتی طرح در این سناریو رقمی معادل 3 و 7 درصد منظور شده است . بااعمال این تغییرات شاخص های سودآوری طرح همانگونه که انتظار می رود افزایش سودآوری را در کاهش 2 درصدی هزینه های عملیاتی و کاهش سودآوری را در افزایش 2 درصدی نشان می دهند و نرخ بازگشت سرمایه و ارزش فعلی خالص مطابق جدول زیر خواهد بود. نرخ بازده داخلی(irr) ارزش فعلی(npv) هزینه های عملیاتی (opex) 8/44 70580069 1200000=3/0x هزینه سرمایه گذاری 8/42 65638310 2000000=5/0x هزینه سرمایه گذاری 8/40 60696545 2800000=7/0x هزینه سرمایه گذاری سناریوی سوم دراین سناریو اثر افزایش 20 درصدی در هزینه های سرمایه گذاری برروی شاخص های سودآوری طرح مورد بررسی قرار می گیرد. براین اساس هزینه های سرمایه گذاری طرح با 20 درصد افزایش نسبت به سناریوی مرجع معادل 48 میلیون دلار درنظر گرفته شده است. دراین ســــناریو با در نظرگرفتن این تغییر شاخص سودآوری طرح کاهش یافته است به گونه ای که نرخ بازگشت سرمایه از8/42 درصد در سناریوی مرجع به 8/24 درصد در این سناریو کاهش یافته است. همچنیـــــن ارزش فعـلی خالص طرح دراین حـالت معادل 55.167.424 دلار می باشد. شاخص های اقتصادی طرح نشان می دهد با وجود کاهش در میزان سودآوری ، با افزایش 20 درصدی در هزینه های سرمایه گذاری ، طرح همچنان از سودآوری برخوردار است . 5- نتیجه گیری: با توجه به حمل آسان و آلایندگی کم انرژی ، وجود ذخایر عظیم گازی در کشور ، ضرورت کاهش اوج مصرف در زمان پیک تقاضا ، سرمایه گذاریهای هرچه بیشتر در زمینه تولید و ذخیره سازی lng ، دور از انتظار نخواهد بود و توانمندیهای کشور در این امر بیش از پیش موردتوجه است . احداث واحد های کوچک تولید lng و مخازن ذخیره سازی آن به منظور اوج زدایی مصرف و تامین امنیت عرضه می تواند به عنوان پایلوتی جهت وارد شدن به این صنعت را برای کشور فراهم آورد. ایجاد واحدهای کوچک مایع سازی گاز نیاز به تکنولوژی ساده تری می باشد و در نتیجه جذب آن برای کشور ساده تر از تکنولوژی واحدهای بزرگ است. لذا شناخت مخازن ذخیره سازی گاز به صورت lng و انجام مطالعات و بررسیهای کارشناسانه در این زمینه گامی است در راستای مرتفع سازی نیاز داخل به امر ذخیره سازی گاز. ذخیره سازی گاز طبیعی در نیروگاهها نیاز به مصرف گازوئیل را منتفی خواهد نمود و لذا بدلیل کاهش واردات گازوئیل، هزینه های ارزی کشور کاهش پیدا خواهدکرد. ذخیره سازی گاز طبیعی بصورت مایع باعث صرفه جویی درهزینه های سرمایه گذاری و جاری نیروگاهها خواهد شد وتوقف تولید برق یا اختلال در عملکرد نیروگاه ناشی از تعویض سوخت و یا عدم تامین به موقع سوخت مایع را به صفر خواهد رساند.به لحاظ زیست محیطی ذخیره سازی گاز و عدم مصرف سوخت مایع به نفع کشور خواهد بود . 6- پیشنهادات: ذخیره سازی گاز طبیعی به شکل lng برای نیروگاهها یک طرح امکان پذیر و اقتصادی است که منافع گوناگونی نصیب وزارت نفت، وزارت نیرو و کل کشور می نماید. - ارائه راه حلهای مناســب جهت کاهش هرچه بیشتر هزینه های سرمایه گذاری و عملیاتی تولید و ذخیره سازی lng و انتخاب راهبردهای مناسب جهت ذخیره سازی و تلاش جهت برطرف کردن موانع احتمالی پیش رو. - بنابرآنچه بیان شد و نظر به اهمیت رفع مشکلات و موانع پیشرو در ذخیره سازی گاز ، با توجه به منابع عظیم گازی که کشور داراست ، لزوم توجه هرچه بیشتر مسئولین به تدوین طرح جامع بلند مدت و اســتراتژی معین درتوسعه صنعت نفت و گاز و نتیجتاً هدفمندسازی و شفاف سازی برنامه ها و سیـاستهای اجرایی مربوطه ؛ همکاری متخصصین و نهادهای علمی و تشکیل نهاد متولی ، سرمایه گذاری بیشتر در بخشهای r&d ( تحقیق و توسعه ) ، بالابردن سطح آگاهی مدیران و تربیت و بکارگیری نیروی انسانی متخصص ، ازجمله موارد و اقدامات مهمی است که درتوسعه صنعت گاز به چشم می خورد.