به گزارش آژانس رویدادهای مهم نفت و انرژی " نفت ما " ، ایران با در اختیار داشتن بیش از 33 تریلیون متر مکعب ذخایر متعارف گازی و 157 میلیارد بشکه ذخایر قابل برداشت نفت خام، از پتانسیل و مزیت نسبی مناسبی برای توسعه صنعت پتروشیمی با هدف تکمیل  زنجیره ارزش نفت و گاز برخوردار است.
در اسناد بالادستی کشور از جمله سیاست های کلی اقتصاد مقاومتی یکی از راه های جلوگیری از ضربه پذیری اقتصاد از درآمدهای نفت و گاز، افزایش تولید وصادرات محصولات پتروشیمی ذکر شده است. بر اساس نتایج طرح آمارگیری از کارگاه های صنعتی توسط مرکز آمار ایران در سال 1396 سهم بخش ساخت  مواد و محصولات شیمیایی اساسی که عمدتا شامل پتروشیمی ها می شود دارای 82درصد سهم از کل ارزش افزوده بخش صنایع تولید مواد و محصولات شیمیایی و 22 درصد سهم از کل ارزش افزوده بخش صنعت می باشد. این آمار به خوبی بیانگر اهمیت توسعه صنایع پتروشیمی در کشور بر اساس مزیت های نسبی موجود به خصوص مزیت دسترسی به انواع خوراک می باشد.
بررسی طرح های آتی صنعت نفت، گاز پتروشیمی کشور نشان می دهد طی ده سال آینده به خصوص در زمینه محصولات حاصل از فراورش گاز و میعانات گازی  با حدود 4 میلیون اتان و 8 میلیون تن نفتای مازاد که زنجیره مصرف آن دیده نشده است روبرو خواهیم شد. همچنین حدود 2 میلیون تن گاز مایع (LPG) گرم (پالایشگاهی) وجود خواهد داشت که عملا جهت استحصال ارزش از آن راهبردی جدی اتخاذ نشده است. این در حالی است که مجموع تولید LPG سرد و گرم و کشور هم به حدود 14 میلیون تن در سال خواهد رسید. در کنار این فراورده ها که می توانند در نگاهی غیر خام فروشانه به عنوان خوراک صنایع پتروشیمی کشور محسوب شوند هنوز برای 500 هزار تن ظرفیت مازاد خط لوله اتیلن غرب هم فکری نشده است.  
در رابطه با پروژه های متکی بر گاز طبیعی هم متناوبا در حال تکرار طرح های متانول و اوره /آمونیاک و طرح های روی کاغذ مانده MTO و MTP و GTX هستیم که به خصوص در زمینه طرح های MTO و MTP از هم اکنون مشخص شده است که جهت دریافت تکنولوژی اما و اگرهای زیادی وجود دارد و هنوز ابهاماتی بابت اقتصاد طرح به لحاظ حجم بالای سرمایه گذاری و مصرف بالای آب پابرجاست. از طرفی با اخبار منتشره در مورد عقد قرارداد جهت تجاری سازی فرایندهای جفت سازی اکسایشی متان یا اختصارا OCM توسط آرامکو سعودی بر اساس تکنولوژی آمریکایی SILURIA در سال 2018 که امکان استحصال مستقیم الفین ها از گاز متان بدون نیاز به سنتز واسطه متانول را فراهم می سازد از هم اکنون طرح های MTP و MTO با تهدید پایان چرخه عمر تکنولوژی TLC خود مواجه شده اند.
به نظر می رسد طی 5 ساله گذشته تمرکز بیش از حد بر طرح هایی از این دست و عدم تمرکز بر پتانسیل داخلی موجود در اجرای طرح ها، سبب یک عقب افتادگی عمده در انجام طرح های صنعت پتروشیمی کشور گردیده است. نکته دیگر آنکه در حالی که ایران دارای منابع خوراک مورد استفاده خود می باشد در مورد برخی از آنها از جمله نفتا و LPG هنوز نتوانسته ایم نقش قیمت ساز PRICE MAKER را به عهده گیریم و همچنان نقش کپی کننده قیمت PRICE TACKER را از دیگر مراجع قیمت گذاری بازی می کنیم. قیمت گذاری اینگونه محصولات بر مبنای قیمت نشریات که بر اساس قیمت فروش روز بازارهای بین المللی تدوین می شود سبب تفوق نگاه خام فروشانه بر نگاه ارزش آفرین می شود و تعویق اجرای زنجیره استحصال ارزش از آنان به علت افت شاخص های اقتصادی را سبب می شود. چه اشکالی دارد تدوین فرمول گذاری گاز طبیعی و گاز اتان که با نگاه تقویت زنجیره ارزش پایین دست استفاده از آنها حاصل شده است برای فراورده های نفتا و LPG (بوتان و پروپان) هم تکرار شود تا اقتصاد طرح های پایین دست آنها نظیر کراکرهای مایع و گاز/مایع (میکس) و طرح های PDH که نیاز به سرمایه گذاری بسیار کمتری نسبت به طرح های MTO و MTP دارند تقویت گردد؟
در حالیکه که شاهد هستیم عربستان سعودی عمده فعالیت گسترش صنعت نفت، گاز و پتروشیمی خود را بر انجام طرح های اصطلاحا "از نفت خام تا محصولات شیمیایی به صورت یکپارچه" با نام اختصاری CTC و کشورهای آسیای شرقی همچون مالزی برای طرح های پترو پالایشگاهی با نام اختصاری RAPIDS متمرکز نموده است، در کشورمان یک گلوگاه عمده بین صنایع پالایشی و پتروشیمی به خصوص در سال های اخیر حاصل شده است که کلید رفع آن در نحوه قیمت گذاری محصولات پالایشگاهی نظیر نفتا و LPG و انواع گازهای هدرفتی قابل مصرف در صنعت پتروشیمی، به خصوص از فرایند های RFCC پالایشگاهی نهفته است.
با ذکر این مقدمات حال سعی می کنیم بر جواب سوال اینکه با 4  میلیون اتان و 8 میلیون تن نفتای مازاد و حدود 2 میلیون تن گاز مایع (LPG) گرم با نگاهی غیر خام فروشانه چه می توانیم بکنیم تمرکز نماییم. در ابتدا ذکر این نکته ضروری است که صنعت پتروشیمی ایران به دلیل دسترسی آسان به منابع گازی (متان و اتان) رشدی نامتوازن را شاهد بوده و کلیتی گاز محور پیدا کرده است. این عامل به عدم تنوع محصولات پتروشیمی و نقص زنجیره تولید به خصوص زنجیره پلی پروپیلن منجر شده است.
  شاید در اولین نگاه احداث واحد های منفرد مصرف کننده این خوراک های مازاد اشاره شده به عنوان سرآغاز بررسی طرح مورد توجه قرار گیرد. اما با توجه به تفاوت شاخص های اقتصادی کراکینگ خوراک مایع و گاز به لحاظ ماهیت تکنولوژی و تفاوت قیمت انواع خوراک جای دارد استفاده از این خوراک ها در یک سامانه واحد که منجر به یک شاخص اقتصادی قابل قبول باشد بررسی گردد. چرا که در شرایط فعلی شاخص های شاخه اتیلن حاصل از کراکینگ اتان بیش از 4 برابر از شاخه اتیلن حاصل از کراکینگ حاصل از خوراک مایع قوی تر است در حالی کراکینگ خوراک مایع میزان تولید پروپیلن را افزایش می دهد که هم اکنون نقطه نقص صنعت پتروشیمی کشور است و طرح های PDH و MTP بسیاری که همگی به سرانجامی نرسیده اند برای افزایش تولید پروپیلن تعریف شده اند.
این در حالی است که احداث واحد الفین با قابلیت مصرف انواع خوراک گازی و مایع آن هم با یک ظرفیت بالا در کشورمان مسبوق به سابقه است و واحد الفین پتروشیمی جم با قابلیت مصرف بیش از 2300 هزار تن خوراک میکس و تولید بیش از 1300  هزار تن اتیلن که زمانی بزرگترین واحد الفین جهان بود شاهد این مدعا می باشد. فرض نمایید برای مصرف این میزان خوراک مازاد 6 واحد الفین گاز/ مایع با کوره های گاز اتان مجزا و کوره های مایع سوز با قابلیت مصرف 20% LPG به صورت مخلوط با استفاده از مدارک و اسناد پتروشیمی جم و تجربیات گرانبهای متخصصان داخلی در REVAMP واحدهای الفین، کپی سازی و با هزینه هرکدام850 میلیون دلار احداث شود. میزان مصرف خوراک و تولید محصولات هر کدام از این 6 واحد الفین  که می توانند در حاشیه خلیج فارس و دریای عمان در مناطق عسلویه، مکران و خصوصا منطقه آزاد پارسیان احداث شوند تا قابلیت تحویل خوراک از طریق خط لوله یا با حمل کشتی را دارا باشند به صورت تقریبی زیر می باشد.
 
جدول 1- میزان مصرف خوراک واحدهای الفین پیشنهادی

 

 
جدول 2- میزان تولیدات واحدهای الفین پیشنهادی
 

 

 
همانطور که از جدول بالا دیده می شود با احداث شش واحد الفین با هزینه تقریبی  5 میلیارد و صد میلیون دلار تقریبا قابلیت مصرف کل اتان و نفتای مازاد و 1500 هزار تن از LPG گرم مازاد وجود خواهد داشت. حدود 500 هزار تن LPG باقیمانده هم می تواند در صورت قیمت گذاری مناسبی در کراکرهای فعلی مایع نظیر شازند، تبریز، جم، امیرکبیر با REVAMP کوره های الفین جهت افزایش مصرف LPG به 20% خوراک نفتا ورودی مصرف شود.

بدین روش حدود 5 میلیون تن  اتیلن  و دومیلیون تن پروپیلن و 1800 هزار تن برش چهار کربنه و کمتر از دو میلیون تن بنزین پیرولیز خام در کنار 300 هزار تن نفت کوره تولید خواهد شد. حال این سول مطرح می شود که بهینه ترین طراحی زنجیره مصرف اتیلن و پروپیلن با توجه شرایط خاص کشور چه می باشد.

گرچه در زنجیره مصرف اتیلن و پروپیلن محصولات پلیمری و شیمیایی زیادی وجود دارد اما با توجه به نیاز به ظرفیت های بالا و امکان انبارش و پتانسیل لجستیک قوی برترین گزینه تولید پلی الفین می باشد. گرچه هم اکنون تکنولوژی های معتبر جهانی به ظرفیت های تولید پلی الفین ها در مقادیر بالای 500 هزار تن برای تولید انواع PE و PP دست یافته اند اما دستیابی دانش فنی و خرید لیسانس آنها در شرایط کنونی بعید به نظر می رسد و بهینه ترین گزینه کپی سازی از واحدهای PE و PP موجود در کشور با ظرفیت های 300 هزار تنی می باشد. لذا در کنار هر واحد الفین پیشنهادی 3 واحد 300 هزار تنی PE  (با گزینه های انتخابی HDPE دوغابی، PE گازی و LDPE تیوبلار) و یک واحد 300 هزار تنی PP پیشنهاد می شود. مازاد پروپیلن موجود هم می تواند به شرکت های تولید کننده PP نظیر پلی پروپیلن جم، مارون، رجال، نویدزرشیمی، پلی نار و طرح هایی نظیر آریا دی پلیمر خمین و... فروخته شود یا تولید یک یا چند واحد EPDM با ظرفیت 45 هزار تن با لیسانس های در دسترس مد نظر قرار گیرد.
در رابطه با برش چهارکربنه حاصله هم جهت جلوگیری از خام فروشی باید استحصال مواد با ارزش از آن مد نظر قرار گیرد. مهمترین بخش برش چهارکربنه وجود حدود 45% ماده با ارزش 1و3 بوتا دی ان یا اختصارا BD در آن است. با توجه به وجود تکنولوژی استحصال BD در پتروشیمی جم به ظرفیت حدود 260 هزار تن در سال کپی برداری از واحد BD جم برای استحصال 117 هزار تن 1و3 بوتا دی ان و 143 رافینیت 1 یا اصطلاحا BBR تولید می شود. این بدان معناست که حدود 700 هزار تن BD و 850 هزار تن BBR در دسترس خواهد بود. بخشی از این 700 هزار تن BD می تواند در واحد PBR و ESBR با کپی برداری از پتروشیمی های شازند و صدف عسلویه مصرف شود و مابقی صادر گردد. از BBR هم می توان به عنوان خوراک واحد های تولید MTBE با کپی برداری از تکنولوژی شیمی بافت و بندر امام استفاده نمود که سبب تولید 540 هزار تن MTBE جهت استفاده در بنزین سازی کشور و صادرات می گردد. 372  رافینیت 2 حاصله هم می تواند در چندین واحد هیدروژناسیون برش چهار کربنه یا CHU به حدود 360 هزار تن بوتان جهت استفاده مجدد در کوره های واحد الفین احداثی تبدیل شود.
جهت توسعه زنجیره ارزش جهت 1900 هزار تن بنزین پیرولیز یا PGH تولیدی دو راهکار وجود دارد. یک احداث یک واحد آروماتیک بزرگ با کپی برداری از پتروشیمی نوری با حذف بخش  جداسازی میعانات گازی و ریفرمینگ کاتالیزوری برای تولید محصولات آروماتیک BTX با محوریت بنزن و پارا زایلین می باشد که می تواند در واحدهای تولید استایرن مونومر و پلی اتیلن ترفتالات مصرف شود. گزینه دیگر احداث واحدهای بنزن زدایی  با کپی برداری از تکنولوژی بنزن زدایی پتروشمی تبریز برای استحصال 500 هزار تن بنزن جهت فروش صادراتی یا استفاده در واحدهای استایرن می باشد. از رافینیت باقیمانده هم که عموما شامل 1300 هزار تن آروماتیک های فاقد بنزن است می توان در یک واحد فرمولاسوین بنزین در اثر ترکیب با نفتای سبک و اضافه نمدن MTBE حدود 2.5 میلیون تن بنزین A92 و A95 یورو 4 جهت صادرات به کشورهای منطقه تولید نمود.