بخش سوم
فرآورش و تبدیل

1-3 پالایشگاه‌های نفت

1-1-3 نوع خوراك، ظرفیت طراحی و بالفعل پالایشگاه‌های كشور

نفت خام خوراك پالایشگاه‌های داخل كشور از محل تولیدات نفت خام مناطق خشكی و دریایی كشور و در سال‌های گذشته نیز بخشی از خوراك از طریق نفت خام وارداتی (سوآپ) از كشورهای همسایه شمالی تأمین می‌شد، لیكن در سالیان اخیر این عملیات به‌طور كامل متوقف گردید و در نتیجه خوراك پالایشگاه‌ها از منابع نفت خام داخلی تأمین گردیده است. علاوه بر نفت خام، مقادیری نیز میعانات گازی حاصل از فرآورش گاز طبیعی جهت افزایش تولید فرآورده‏‌های سبك تقطیری در خوراك برخی از پالایشگاه‌ها تزریق می‏گردد.

وضعیت كلی خوراك نفت خام و تولید فرآورده‌ها در پالایشگاه‌های كشور
تا پایان سال 1395 همچنان از 9 شركت پالایشی نفت، 7 شركت در چارچوب اصل 44 قانون اساسی توسط بخش خصوصی اداره می‌شد، تنها دو پالایشگاه آبادان و امام خمینی (ره) شازند در اختیار شركت ملی پالایش و پخش فرآورده‌های نفتی ایران بود. البته در طول این سال‌ها در ارتباط با برنامه‌های تولید، تعمیرات و سیاست‌های كلی این شركت‌ها به ‌دلیل پیوستگی در عملیات و مصالح كشور در تأمین فرآورده‌های نفتی موردنیاز، نظارت شركت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران همانند قبل از واگذاری همچنان ادامه داشته ‌است.
جدول 3-1 ظرفیت طراحی پالایشگاه‌ها را در مقایسه با خوراك آن‌ها در سال 1395 به تفکیک هر پالایشگاه نشان می‌دهد.

در سال 1395 پالایشگاه‌های كشور با ظرفیت اسمی متوسط خوراك (نفت خام و میعانات گازی) 1852 هزار بشكه در روز در مدار تولید بوده‌اند كه نسبت به سال قبل (1712 هزار بشكه در روز) 7/88 درصد افزایش نشان می‌دهد. بیشترین سهم پالایش خوراك نفت خام و میعانات گازی با 21/47 درصد مربوط به شركت پالایشی آبادان و كمترین آن با 1/1 درصد را شركت پالایشی كرمانشاه به‌عهده داشته ‌است.
در سال‌های اخیر مسئولان صنعت پالایش با توجه به نیاز به فرآورده‌های بنزین و نفت‌گاز علاوه بر اجرای برنامه‌های كنترل و كاهش مصرف، با هدف افزایش كمی و ارتقا كیفی استاندارد فرآورده‌های نفتی به‌ویژه بنزین و نفت‌گاز، طرح‌های توسعه و بهینه‌سازی و بهبود فرآیند تولید در پالایشگاه‌های موجود را مدنظر قراردادند. مهم‌ترین اهداف اجرای این طرح‌ها ضمن افزایش كمی، ارتقا كیفیت فرآورده‌ها شامل افزایش عدد اكتان بنزین، حذف مواد شیمیایی و آلاینده‌هایی همچون بنزن و كاهش آروماتیك‌ها و درنهایت كاهش میزان گوگرد به كمتر از 40 PPM در فاز اول و سپس 10 PPM در فاز دوم بوده است، به‌طوری كه كیفیت محصولات بنزین و نفت‌گاز به استانداردهای یورو 4 و 5 اروپا برسند.
در برنامه‌های توسعه و بهینه‌سازی موارد زیر انجام شده و یا در دست اقدام است:
– طرح توسعه و تثبیت ظرفیت پالایشگاه آبادان: هدف از این طرح توسعه، احداث یک Train جدید پالایشی به ظرفیت 210000 بشکه در روز و جایگزینی با واحدهای فرسوده قدیمی، به حداکثر رساندن تولید بنزین و تولید محصولات با مشخصات و کیفیت بر اساس استاندارد یورو 5 می باشد.
– طرح احداث مجتمع کت کراکر پالایشگاه آبادان: هدف اصلی از احداث این مجتمع، جایگزینی واحدهای جدید به جای واحدهای قدیمی و حداکثرسازی بنزین تولیدی طرح با مشخصات یورو4 با توجه به امکان تامین خوراک این واحد در داخل پالایشگاه، کاهش نفت کوره تولیدی و همچنین ایجاد ارزش افزوده می باشد. خوراک این مجتمع گاز مایع و نفت گاز واحد تقطیر در خلاء (HVGO) می-باشد.
– طرح افزایش ظرفیت و بهبود کیفیت پالایشگاه امام خمینی‌(ره) شازند: هدف از این طرح افزایش ظرفیت اسمی از حدود 170 به 250 هزار بشکه در روز، تغییر خوراک پالایشگاه، افزایش تولید بنزین در ازای کاهش تولید نفت کوره، گوگردزدایی از محصولات، کاهش آلاینده های محیط‌زیست و تولید فرآورده بر اساس استاندارد یورو5 می باشد.
– طرح توسعه و بهینه‌سازی پالایشگاه اصفهان: هدف از این طرح کاهش ظرفیت پالایشی نفت خام از 376هزار بشکه در روز به 360هزار بشکه در روز، کاهش تولید محصولات سنگین و افزایش تولید محصولات سبک، بهبود کیفیت فرآورده‌های تولیدی و کاهش آلاینده‌های زیست محیطی با استفاده از فناوری های روز می باشد.
– طرح افزایش تولید بنزین پالایشگاه بندرعباس: از اهداف این طرح افزایش تولید حدود 4/8 میلیون لیتر بنزین در روز و همچنین بهبود کیفیت نفت گاز مطابق با استاندارد یورو 5 است. خوراک این مجموعه نفت گاز با گوگرد بالا (High Sulfur) و نفتای سبک و سنگین می باشد.
– طرح افزایش ظرفیت و بهینه سازی پالایشگاه لاوان: هدف از این طرح افزایش ظرفیت پالایشی تا 50 هزار بشکه در روز، افزایش تولید بنزین، ارتقاء کیفیت فرآورده های نفتی با مشخصات استاندارد یورو4 و رعایت استانداردهای زیست‌محیطی می باشد.
– طرح احداث پالایشگاه میعانات گازی ستاره خلیج فارس: پالایش360 هزار بشکه در روز میعانات گازی پارس جنوبی، تولید محصولات مطابق استانداردهای کیفی اروپا، ایجاد ارزش افزوده بیشتر از میعانات گازی تولیدی در پالایشگاه های گازی پارس جنوبی، جلوگیری از صادرات مواد خام و اشتغال‌زایی در کشور می باشد. پیشرفت فیزیکی این طرح تا پایان اسفند 95حدود 92/53% است.
– احداث پالایشگاه آناهیتا: از اهداف این طرح می توان به تامین فرآورده های نفتی استان کرمانشاه و غرب کشور، امکان صدور بخشی از فرآورده های تولیدی به کشور همسایه، تامین خوراک صنایع پتروشیمی و پایین دست، جایگزین نمودن پالایشگاه موجود، توسعه فناوری استان کرمانشاه و تولید فرآورده های نفتی مطابق با استاندارد یورو5 اشاره نمود.
– طرح توسعه خطوط لوله انتقال فرآورده‌های نفتی: هدف از پروژه افزایش ظرفیت مسیر خط لوله تبریز/ میاندوآب/ارومیه، افزایش ظرفیت انتقال سه فرآورده بنزین،گازوئیل و نفت سفید از تبریز به میاندوآب و مراغه به میزان تقریبی 65 هزار بشكه در روز می‌باشد كه این كار با احداث تلمبه‌خانه جدید در تبریز و همچنین ایجاد خط لوله جدید 14 اینچ جدید به طول 169 كیلومتر در دست انجام می‌باشد. هدف از بخش پروژه تبریز/خوی/ ارومیه افزایش ظرفیت انتقال فرآورده‌های بنزین، نفت‌گاز و نفت سفید از تبریز به ارومیه تا سقف 65 هزار بشكه در روز كاری و سوخت‌رسانی بی‌وقفه به شهرهای شمال دریاچه ارومیه با احداث تاسیسات و خط لوله 14 اینچ می‌باشد.
از دیگر طرح‌های خط لوله و انتقال می‌توان به موارد زیر اشاره كرد:
– طرح احداث خط لوله نایین/ كاشان/ ری
– طرح ساماندهی بندر صادراتی ماهشهر
– طرح خطوط لوله آبادان / اراك- اراك/ تهران
– طرح احداث خط لوله سبزآب/ تنگ فنی/ شازند/ ری
– طرح احداث خط لوله 26 اینچ بندرعباس/ سیرجان/ رفسنجان
– احداث خط لوله سوخت‌رسانی به نیروگاه چابهار
– طرح احداث خط لوله آبادان/ ماهشهر
– طرح احداث مجموعه تلمبه خانه‌ها و پایانه‌های جدید آبادان و مایل 40 ماهشهر
جدول 3-2 مشخصات طرح‌های بهینه‌سازی پالایشگاه‌های كشور در سال 1395 را نشان می‌دهد.

 

جدول3-3 نوع نفت‌خام‌هایی را كه برای خوراك پالایشگاه‌ها در سال 1395 اختصاص یافته، نشان می‌دهد.

جدول 3-4 وضعیت كلی روند خوراك و تولید و درصد استحصال فرآورده‌های نفتی را در پالایشگاه‌های كشور در سال‌های 1394 و 1395 نشان می‌دهد.

جدول 3-4 نشان می‌دهد كه مجموع تولید پنج فرآورده اصلی در سال 1395 معادل 236/15 میلیون لیتر در روز تقویمی به ترتیب با تولید روزانه 10/81 ، 59/10 ، 13/55 ، 89/49 و 63/19 میلیون لیتر گازمایع، بنزین‌موتور، نفت‌سفید و سوخت‌های جت، نفت‌گاز و نفت­كوره بوده است. در سال 1395 درصد استحصال پنج فرآورده اصلی حدود 1/74 درصد نسبت به سال 1394 كاهش داشته است

نمودار 3-1 میزان سهم تولید فرآورده‌های نفتی هر یك از پالایشگاه‌ها را در كل تولید فرآورده‌های نفتی پالایشگاه‌های كشور نشان می‌دهد.

در زیر شرح مختصری از میزان تولید فرآورده‏ها، و بهره‏وری هر یك از پالایشگاه‌ها با تاكید بر درصد استحصال پنج فرآورده اصلی پالایشگاه‌ها در سال‏های 1394 و 1395 و در بخش بعدی جزییات كامل تولید پالایشگاه‌ها در سالهای اخیر ارایه شده است.
• پالایشگاه آبادان
این پالایشگاه با خوراك حدود 368/548 هزار بشكه در روز نفت خام و 4/898 هزار بشكه در روز میعانات گازی با سهم حدود 21/78 درصد از سهم كل تولید فرآورده‌های نفتی كشور در سال 1395 در مدار تولید قرار داشته‌ و درمجموع تولید فرآورده‌های این پالایشگاه نسبت به سال قبل، با افزایش 4/04 درصدی روبه‌رو بوده است.
وضعیت بهره وری پالایشگاه آبادان در سال 1395 در مقایسه با سال 1394 به شرح جدول 3-5 است:

این پالایشگاه علاوه بر تولید فرآورده‌های مختلف، تأمین خوراك موردنیاز پتروشیمی آبادان، کارخانه‌های روغن‌سازی ایرانول، پتروشیمی بندرامام و همچنین بخشی از خوراك پتروشیمی بیستون كرمانشاه را به‌عهده دارد. درصد استحصال نفت كوره در سال 95 نسبت به سال 94، 2/93 درصد افزایش یافته است. میزان درصد استحصال این فرآورده بعد از پالایشگاه كرمانشاه، در رتبه دوم قرار دارد.
پالایشگاه آبادان از نیمه سال 1389 با اجرا و تكمیل مرحله اول فاز 3 پروژه بنزین‌سازی با شروع بهره‌برداری از واحد كت كراكر و همچنین اجرا و بهره‌برداری مرحله دوم فاز 3 با راه‌اندازی و بهره‌برداری از واحدهای پیچیده الكیلاسیون به همراه واحدهای وابسته ایزومریزاسیون و بازیافت اسید در سال 1391 ارتقا یافت. این ارتقا به افزایش تولید 6 میلیون لیتر در روز و تولید بنزین 100LL كه سوخت هواپیماهای ملخی و پیستونی است و در گذشته از خارج وارد می‌شد، در ازاء كاهش تولید نفت‌كوره منجر شد. ضمناً در سال 1392 ضمن بهره‌برداری از واحد خالص‌سازی پروپیلن، كار طراحی اولیه اجرای فاز دوم پالایشگاه آبادان در دست انجام بود. فاز دوم این پالایشگاه به‌منظور تثبیت ظرفیت پالایشگاه با خوراك 360 هزار بشكه در روز در قالب یك پالایشگاه با تولید فرآورده‌هایی با استاندارد یورو 4 و 5 برای آینده خواهد بود. در این طرح واحدهای تقطیر در اتمسفر و خلاء جدید، واحدهای ارتقا كیفیت فرآورده‌هایی نظیر تصفیه هیدروژنی نفت‌گاز، تصفیه هیدروژنی نفت‌سفید، ایزومریزاسیون، واحدهای گوگردسازی، واحد هیدروژن، واحد نیتروژن و واحدهای جانبی برق و بخار در نظر گرفته شده است. بدین ترتیب جایگزینی واحدهای جدید به‌جای واحدهای قدیمی موجود‌ این پالایشگاه، ضمن افزایش راندمان تولید، ارتقا كیفیت فرآورده‌های تولیدی این پالایشگاه را به‌همراه خواهد داشت.

پالايشگاه اصفهان

این پالایشگاه با خوراك حدود 337/472 هزاربشكه در روز نفت خام و 2/311 هزار بشكه در روز میعانات گازی در مدار تولید بوده و سهم حدود 19/60 درصدی از كل تولید فرآورده‌های نفتی كشور در سال 1395 را به خود اختصاص داده است. تولید فرآورده‌های این پالایشگاه نسبت به سال قبل 10 درصدکاهش یافته است.
بهره‏وری پالایشگاه اصفهان در سال 1395 در مقایسه با سال 1394 به شرح جدول 3-6 می‏باشد:

پالایشگاه اصفهان ضمن تولید فرآورده‌های مختلف موردنیاز كشور، تأمین خوراك صنایع پایین‌دستی پتروشیمی اصفهان، پتروشیمی اراك، نفت سپاهان، پالایش نفت جی و صنایع شیمیایی ایران را به‌عهده دارد. در این پالایشگاه به­علت تأمین خوراك نفتا و پلاتفرمیت پتروشیمی­های مجاور و مجتمع پتروشیمی اراك، درصد استحصال بنزین­موتور، پایین‌تر از معمول برای تركیب فرآیندی این پالایشگاه می­باشد. ضمناً با درصد بالای استحصال مواد تقطیری سبك، درصد نفت­كوره در این پالایشگاه در حداقل ممكن قرار دارد.

طرح بهبود فرآیند و بهینه‌سازی پالایشگاه اصفهان (طرح احداث مجتمع بنزین­سازی) كه پیش­راه­اندازی آن از سال 1391 آغاز شده است، زمینه افزایش تولید بنزین سوپر و كاهش واردات آن به كشور را به‌منظور اكتان‌افزایی فراهم نمود. راه‌اندازی و بهره‌برداری كامل از فاز اول این طرح در سال 93 صورت پذیرفت.

این طرح مشتمل بر سه واحد تصفیه هیدروژنی نفتا با ظرفیت 60 هزار بشكه در روز با هدف حذف ناخالصی‌های گوگرد، نیتروژن و فلزات از نفتای سبك و سنگین و واحد تبدیل كاتالیستی با احیای مداوم بانام تجاری اكتانایزر با ظرفیت 30 هزار بشكه در روز با هدف افزایش عدد اكتان نفتای سبك تصفیه شده است. با اجرای این طرح با افزایش حدود 2 میلیون لیتر در روز، تولید بنزین پالایشگاه از حدود 9/6 میلیون لیتر به 11/4 میلیون لیتر در روز رسید، ضمن آن كه كیفیت بنزین تولیدی نیز به اكتان 90 و 95 ارتقا یافته و در این رابطه زمینه برای تولید محصولات مطابق با استانداردهای یورو 4 و یورو 5 فراهم می‌شود.

با اجرای كامل این طرح مقدار تولید گاز مایع 2/1 میلیون لیتر در روز افزایش خواهد یافت و محصول جدید پروپیلن نیز به میزان 1/2 میلیون لیتر در روز تولید می‌گردد. از مزایای كیفی اجرای این طرح می‌توان به كاهش چشمگیر میزان گوگرد، فرآورده‌های بنزین، گازوئیل و نفت‌سفید تولیدی به 40 PPM برای هر یك از محصولات مذكور اشاره نمود. شایان ذكر است كه واحد تبدیل كاتالیستی و واحدهای تصفیه هیدروژنی طرح در سال 1392 در مدار تولید قرار گرفتند. در سال 93 واحد NHTو CCR راه‌اندازی شده و عملیات نصب و مکانیکال واحد ISO پایان یافته و تحویل و بهره­بردار شده است و پس از تامین کاتالیست این واحد توسط پالایشگاه بهره­برداری خواهد شد.

درصد بازدهی كل عملیات پالایشگاه در سال 1395 نسبت به سال قبل کاهش 0/37 درصدی داشته و همچنان در حد مطلوب می‌باشد.

پالايشگاه امام خميني (ره) شازند

این پالایشگاه با خوراك حدود 247/725 هزاربشكه در روز نفت خام در سال 1395 با سهم حدود 14/34 درصد از تولید كل فرآورده‌ها در مدار تولید قرار داشته و تولید فرآورده‌های این پالایشگاه نسبت به سال قبل 3/4 درصد افزایش نشان می‌دهد.

وضعیت بهره‏وری پالایشگاه امام خمینی(ره) در سال 1395 در مقایسه با سال 1394 به شرح جدول ذیل (جدول 3-7) می‏باشد:

این پالایشگاه بخشی از خوراك نفتای سبك و سنگین پتروشیمی اراك را تأمین می‌كند و مازاد بنزین سوپر تولیدی را برای افزایش تولید بنزین موتور پالایشگاه شهید تندگویان تهران به این پالایشگاه ارسال می‌نماید.
در پالایشگاه امام خمینی (ره) شازند كه در سال 1391 با راه‌اندازی واحدهای فرآیندی جدید به‌طور كامل به بهره‌برداری رسید، علاوه بر افزایش ظرفیت پالایشی از 170 به 250 هزار بشكه در روز، تولید بنزین از 4/7 به 15/9 میلیون لیتر در روز در ازاء كاهش روزانه نفت كوره از 6 میلیون لیتر به 2/4 میلیون لیتر و ارتقا كیفیت محصولات به استانداردهای 2005 اروپا (یورو 4 و 5) فراهم شد.
در این پالایشگاه با بهره‌برداری از واحد تصفیه هیدروژنی نفت‌گاز، 12/7 میلیون لیتر در روز نفت‌گاز با استاندارد یورو 4 و گوگرد كمتر از 50‌ PPM تولید شد. درصد استحصال فرآورده‌های نفتی در این پالایشگاه با تولید 36 درصد بنزین یورو 4 و 31 درصد نفت‌گاز یورو 4 و مقادیر قابل ملاحظه‌ای نفت‌سفید، سوخت هواپیما و گاز مایع مرغوب و درصد استحصال پائین نفت‌كوره بر حسب شرایط عملیاتی حدود 15 درصد كه در مقایسه با سایر پالایشگاه‌های نفت كشور در حد بسیار پایینی می‌باشد، این پالایشگاه را به واحد پالایشی نمونه در كشور تبدیل نموده است. شایان ذكر است كه قبل از اجرای طرح در سال 91، 29 درصد از تولیدات پالایشگاه نفت‌كوره بود كه هم اكنون این میزان در ازاء افزایش فرآورده‌های سبك تقطیری به 15 درصد در سال 93 کاهش‌یافته است.
در پایان سال 1395 طرح افزایش ظرفیت و بهبود کیفیت این پالایشگاه با اهداف بیان شده به ظرفیت 250 هزار بشکه در روز، با پیشرفت 99/96 درصدی در مرحله تحویل قطعی و تسویه حساب قرار داشته است. با اجرای این طرح افزایش تولید بنزین در ازای كاهش تولید نفت كوره، گوگرد زدایی از محصولات و همچنین كاهش آلاینده های محیط‌زیست و تولید فرآورده ها بر اساس استاندارد یورو 5 را شاهد خواهیم بود.
در سال 1395 درصد استحصال نفت كوره کاهشی 4/73 درصدی داشته كه موجب افزایش 0/88 درصدی بازدهی كل عملیات پالایشگاه شده است.

پالايشگاه كرمانشاه

این پالایشگاه با خوراك 19/391 هزار بشكه در روز نفت خام در سال 1395 در مدار تولید قرار داشته كه سهم تولید فرآورده‌های آن از كل تولیدات پالایشگاه‌ها حدود 1/08 درصد بوده و تولید فرآورده‌های آن نسبت به سال قبل به علت كاهش خوراك حدود 2/59 درصد کاهش‌یافته است.

بهره ‏وری پالایشگاه كرمانشاه در سال 1395 در مقایسه با سال 1394 به شرح جدول 3-8 می‏باشد:

این پالایشگاه علاوه ‌بر تولید فرآورده‌های نفتی بخشی از خوراك نفت‌سفید شركت پتروشیمی بیستون را به همراه نفت‌سفید ارسالی از پالایشگاه آبادان تأمین می‌نماید. درصد استحصال نفت كوره در این پالایشگاه كه از یك سیستم پالایشی ساده (بدون واحدهای فرآیندی پیچیده و پیشرفته) برخوردار است، نسبت به سایر پالایشگاه‌ها در حد بالایی قرار دارد.
در سال 1395، درصد بازدهی كل پالایشگاه نسبت به سال گذشته با افزایش روبرو بوده است. به طور كلی با توجه به سیستم پالایشی ساده فرآیندی این پالایشگاه، درصد بازدهی آن در حد مطلوبی قرار ندارد.

پالايشگاه تبريز

این پالایشگاه با خوراك حدود 104/104 هزار بشكه در روز نفت خام و 1/429 هزار بشكه در روز میعانات گازی در سال 1395 در مدار تولید بوده كه سهم تولید فرآورده‌های آن از كل تولید فرآورده‌های پالایشی 6/10 درصد بوده و تولید فرآورده‌های آن نسبت به سال قبل حدود 1/33 درصد نسبت به سال قبل کاهش نشان ‏می‌دهد. در سال های اخیر، به علت توقف كامل سوآپ نفت خام از كشورهای همسایة شمالی،‌ خوراك این پالایشگاه از مخلوط نفت‌خام‌های داخلی تأمین گردیده است. در این پالایشگاه علاوه بر نفتای سبك و سنگین، گاز اتان و بنزن نیز تولید و به‌عنوان خوراك به پتروشیمی تبریز تحویل می‌شود.

بهره‏ وری پالایشگاه تبریز در سال 1395 درمقایسه با سال 1394 به شرح جدول ‏9-3 ‏می‏‌باشد:

طرح توسعه پالایشگاه تبریز كه با هدف بهینه‌سازی فرآیند و بهبود كمی و كیفی بنزین طراحی شده شامل سه واحد فرآیندی جداسازی بنزن، گوگردزدایی نفتا و اكتان افزایی بنزین و همچنین واحدهای جانبی مخازن ذخیره و نیروگاه می‌باشد. این طرح، به‌طور كامل با بهره‌برداری از واحد گوگرد‌زدایی، واحد استخراج بنزن، واحد بن‌ست (Bensat)، نیروگاه، واحدهای برق و بخار و سایر پروژه‌های جانبی در سال 1392 در مدار تولید قرار گرفت. با بهره‌برداری كامل از این طرح در سال 93 تولید بنزین با عدد اكتان بالا مطابق با استاندارد یورو 5 میسر بوده است. در سال 93 تولید كلی بنزین در پالایشگاه تبریز 3/34 میلیون لیتر در روز بوده كه 0/58 میلیون لیتر در روز آن بنزین اصلاح شده می باشد. شایان ذكر است كه علاوه بر آن روزانه 750 بشكه بنزن از فرآورده‌های بنزین موتور استخراج می‌شود كه از آن به‌عنوان خوراك پتروشیمی تبریز استفاده خواهد شد.(روزانه 276بشكه بنزن از پالایشگاه تبریز به‌عنوان خوراك تحویل پتروشیمی تبریز شده است.) بدین ترتیب با استخراج بنزن از فرآورده بنزین‌موتور، میزان بنزن در این فرآورده به كمتر از 0/5 درصد و میزان آروماتیك به 34 درصد خواهد رسید.
درصد بازدهی كل عملیات پالایشگاه در سال 1395 به علت تغییر در تركیب خوراك نسبت به سال قبل با کاهش درصد استحصال بنزین نسبت به سال قبل کاهش نشان می دهد.

پالايشگاه شهيد تندگويان تهران

این پالایشگاه با خوراك حدود 231/201 هزار بشكه در روز نفت خام در سال 1395 در مدار تولید قرار داشته كه سهم آن از كل تولیدات فرآورده‌های پالایشی كشور در حدود 13/25 درصد بوده و تولید فرآورده‌های این پالایشگاه نسبت به سال قبل به علت كاهش خوراك، 2/76 درصد کاهش یافته است.
بهره‏وری پالایشگاه شهید تندگویان در سال 1395 در مقایسه با سال 1394 به شرح جدول 3-10 می‏باشد:

به علت توقف كامل سوآپ نفت خام از كشورهای همسایة شمالی، خوراك پالایشگاه از مخلوط نفت‌خام‌های داخلی همراه با تغییر در تركیب نفت خام خوراك تأمین گردیده است. در سال 1395 همچنان مقدار قابل‌توجهی از تامین خوراك نفتای سبك پتروشیمی تبریز، به وسیلة خطوط لولة‌ فرآوردة تهران-تبریز از طریق این پالایشگاه تأمین‌شده است.
شركت پالایش نفت تندگویان تهران در سال 1391 با بهره‌برداری كامل از طرح توسعه و بهینه‌سازی پالایشگاه كه با راه‌اندازی واحدهایی از قبیل تصفیه هیدروژنی نفتای سبك، واحد ایزومریزاسیون، تصفیه هیدروژنی نفت‌سفید، تصفیه هیدروژنی نفت‌گاز و همچنین واحد TGT صورت گرفت، روزانه 2/8 میلیون لیتر بنزین و 8 میلیون لیتر نفت‌گاز باکیفیت یورو 4 به تولید فرآورده‌های نفتی كشور افزوده است. در سال 1392 در این پالایشگاه با هدف تأمین نیاز صنایع رنگ‌سازی، چاپ و …، دو حلال 402 و 410 با یك سری تغییرات فرآیندی و تجهیزات و لوله‌كشی در پالایشگاه به تولید رسید.
درصد بازدهی كل عملیات پالایشگاه در سال 1395 نسبت به سال قبل کاهش 1/32درصدی داشته است.

پالايشگاه شيراز

این پالایشگاه با خوراك حدود 51/276 هزار بشكه در روز نفت خام و 5/889 هزار بشكه در روز میعانات گازی در سال 1395 در مدار تولید قرار داشته كه سهم آن در تولید كل فرآورده‌های پالایشی 3/27 درصد بوده و درمجموع تولید فرآورده‌های این پالایشگاه نسبت به سال قبل، کاهش 0/46 درصدی را نشان می‌دهد.

بهره‏وری پالایشگاه شیراز در سال 1395 در مقایسه با سال 1394 به شرح جدول 3-11 می‏باشد:

با احداث و بهره‌برداری از خط لوله انتقال میعانات گازی تولیدی پالایشگاه گازی فراشبند با قطر 8 اینچ و طول 240 كیلومتر با یك مركز انتقال و بهره‌گیری از 3 دستگاه الكتروپمپ كه در سال 92 به بهره‌برداری رسید و روزانه 10 هزار بشكه میعانات گازی از پالایشگاه گازی فراشبند را به پالایشگاه شیراز انتقال می‌دهد، پایداری تأمین خوراك در پالایشگاه شیراز در حد 60 هزار بشكه در روز محقق شد. طرح ارتقا كیفیت فرآورده‌های این پالایشگاه كه قرار است در طرح پالایشگاه جدیدی كه با ظرفیت 120 هزار بشكه در روز خوراك میعانات گازی (پالایشگاه پارس) در مجاورت پالایشگاه شیراز احداث ‌گردد، در نظر گرفته شده است.
در سال 1395 نسبت به سال قبل، درصد بازدهی كل عملیات پالایشگاه تغییر چندانی نداشته است.

پالايشگاه لاوان

این پالایشگاه در سال 1395 با خوراك حدود27/414 هزار بشكه نفت خام و 26/77 هزار بشكه در روز خوراك میعانات گازی در مدار تولید قرار داشته كه سهم آن از تولید كل فرآورده‌های پالایشی حدود 2/94 درصد بوده و میزان تولید فرآورده‌های آن نسبت به سال قبل 0/9 درصد افزایش نشان می‌دهد.

بهره‏‌وری این پالایشگاه در سال 1395 در مقایسه با سال 1394 به شرح جدول 3-12 می‏باشد:

در شركت پالایش نفت لاوان، طرح توسعه افزایش ظرفیت و ارتقا كیفیت فرآورده‌ها با افزایش ظرفیت پالایشی از 30 هزار بشكه به 50 هزار بشكه در روز با استفاده از 20 هزار بشكه میعانات گازی پارس جنوبی به‌عنوان بخشی از خوراك پالایشگاه، با احداث واحد تقطیر در خلاء، واحد تصفیه هیدروژنی و تبدیل كاتالیستی نفتای سنگین، احداث 12 مخزن ذخیره‌سازی خوراك ( از 260 به 500 هزار بشكه)، واحدهای جدید تولید برق (4 دستگاه توربین بخار به ظرفیت 7 مگاوات) برای افزایش تولید از 12 مگاوات به 40 مگاوات، واحد تولید و توزیع آب شیرین، واحد تولید و توزیع بخار و آب مقطر برگشتی، تولید و توزیع هوای فشرده، شبكه برداشت و توزیع آب دریا، شبكه جمع‌آوری و سوزاندن گازهای مشعل و سایر تاسیسات جنبی دیگر، به‌طور كامل به بهره‌برداری رسید. با اجرای این پروژه‌ها تولید بنزین از یك میلیون و 80 هزار لیتر در روز در سال 91 به 2 میلیون و 18 هزار لیتر در روز مطابق با استاندارد یورو 2 و 4 (كه یك میلیون و 300 هزار لیتر آن با اكتان 87 با استاندارد یورو 2 از واحدهای قدیمی پالایشگاه می‌باشد) در سال 93 و نفت‌گاز از 2 میلیون و 400 هزار لیتر در روز در سال 91 به 3 میلیون لیتر در روز در سال 93 و گاز مایع حدودا به 200 تن در روز افزایش یافته و روزانه حدودا 30 تن گوگرد نیز تولید می‌شود. ضمناً با تغییراتی كه در شرایط عملیاتی واحدها داده‌شده، از 4 میلیون لیتر نفت‌گاز تولیدی، یك میلیون لیتر آن به سوخت جت تبدیل می‌گردد. با افزایش ظرفیت پالایش نفت و افزایش تولید بنزین و نفت گاز، سهم نفت كوره در این واحد پالایشی از 37 درصد در گذشته به 32/17 درصد در سال 95 کاهش‌یافته است. این پالایشگاه در سال 1395، کاهش 0/29 درصدی بازده داشته است و به مانند چند سال گذشته در حد مطلوب قرار ندارد.

پالايشگاه بندرعباس

این پالایشگاه در سال 1395 با خوراك حدود 208/505 هزاربشكه در روز نفت خام سنگین ایران همراه با 14/882 هزار بشكه در روز میعانات گازی در مدار تولید قرار داشته كه سهم تولید فرآورده‌های آن از مجموع فرآورده‌های پالایشی كشور حدود 17/05درصد بوده و تولید فرآورده‌های این پالایشگاه نسبت به سال قبل حدود 1 درصد افزایش یافته است.
بهره‏ وری این پالایشگاه در سال 1395 در مقایسه با سال 1394 به شرح جدول 3-13 می‏باشد:

پالایشگاه بندرعباس با ظرفیت 295 هزار بشكه در روز پس از پالایشگاه آبادان (373 هزار بشكه در روز) و پالایشگاه اصفهان (342 هزار بشكه در روز)، سومین پالایشگاه بزرگ كشور به شمار می‌رود و بیشترین فرآورده‌های میان تقطیر را تولید می‌كند. این پالایشگاه در میان پالایشگاه‌های كشور بزرگ‌ترین واحد تقطیر بنزین با روش احیای مداوم كاتالیست و بزرگ‌ترین واحد كاهش گرانروی و بزرگ‌ترین واحد هیدروكراكر را ازنظر میزان خوراك و توان بیشتر درصد تبدیل خوراك به بنزین موتور داراست.
طرح افزایش ظرفیت تولید بنزین پالایشگاه بندرعباس كه علاوه بر افزایش تولید بنزین، ارتقا كیفیت و كمیت فرآورده‌های نفتی و حفظ و صیانت از محیط زیست را در پی دارد، مشتمل بر 9 واحد اصلی است كه واحد تصفیه هیدروژنی نفتا با ظرفیت 25 هزار بشكه، واحد بنزین‌سازی (اكتانایزر) با ظرفیت 25 هزار بشكه، واحد تصفیه هیدروژنی نفتای سبك با ظرفیت 19 هزار و 700 بشكه، واحد ایزومریزاسیون نفتای سبك با ظرفیت 20 هزار بشكه، واحد تصفیه هیدروژنی نفت‌گاز با ظرفیت 50 هزار بشكه در روز و واحد بازیافت گوگرد با ظرفیت 120 تن در روز از واحدهای مهم و تحت لیسانس این طرح هستند. با تكمیل طرح بنزین‌سازی پالایشگاه بندرعباس، ظرفیت پالایشگاه افزایش نمی‌یابد بلكه تولید محصولات با ارزش افزوده بالا افزایش خواهد یافت.
همراه با احداث طرح افزایش ظرفیت تولید این پالایشگاه، 15 مخزن ذخیره‌سازی در سال 1392 به بهره‌برداری رسیده‌اند و مخازن فرآورده‌های نفتی به ظرفیت 3 میلیون بشكه تكمیل شده و دو مخزن كروی ذخیره‌سازی گاز مایع به ظرفیت 6 هزار مترمکعب، واحدهای آب شیرین و واحد آب خنك‌كننده و بخشی از واحدهای آب، برق و بخار واحدها در دست اجرا می‌باشند.
ظرفیت تولید این طرح شامل 2 میلیون و 498 هزار لیتر بنزین سبك، 3 میلیون و 473 هزار لیتر بنزین سوپر، 7 میلیون و 905 هزار لیتر نفت‌گاز مرغوب، 250 تن گوگرد گرانول، 33 هزار و 600 لیتر LPG و 151 تن هیدروژن در روز می‌باشد. این پروژه تا پایان سال 93 پیشرفتی 96/36درصدی داشته است.
با کاهش میعانات گازی و افزایش خوراك نفت خام در این پالایشگاه نسبت به سال قبل و همچنین تغییر در تركیب خوراك نفت خام، درصد استحصال نفت‌كوره و درصد استحصال نفت‌گاز و سایر فرآورده‌ها افزایش داشته؛ در نتیجه درمجموع، درصد بازدهی كل پالایشگاه در سال 1395 نسبت به سال قبل تغییر محسوسی نداشته و به‌طور كلی درصد بازدهی كل در حد مطلوب قرار دارد.

پالايشگاه ستاره خليج فارس

این پالایشگاه در سال 1395 با 11/216 هزار بشكه در روز خوراك میعانات گازی در مدار تولید قرار گرفته و سهم آن از تولید كل فرآورده‌های پالایشی حدود 0/6 درصد بوده است.
بهره‏وری این پالایشگاه در سال 1395 به شرح جدول 3-14 می‏باشد:

جداول 3-15 تا 3-25 جزییات كامل خوراك و تولید فرآورده‌های هر یك از پالایشگاه‌ها را در دوره زمانی 95-1385 نشان می‌دهند.

2-1-3 جمع‌بندی خوراك و تولید فرآورده‌ها در پالایشگاه‌های كشور

 

جدول 3-26 و نمودار 3-2 روند تولید فرآورده‌های پالایشگاه‌های كشور را در دوره زمانی 95-1386 نشان می‌دهند.

نمودار 3-2 نمایانگر روند افزایشی خوراك و تولید فرآورده‌ها و تطابق كامل روند آن‌ها در دوره زمانی 92-1386و سپس روند کاهشی خوراک و متفعاقبا کاهش تولید فرآورده در سال های 93 ، 94 و 95 می باشد
نمودارهای 3-3 تا 3-7 وضعیت رده‌بندی پالایشگاه‌های كشور در ارتباط با سهم تولید فرآورده‌های بنزین موتور، نفت‌گاز و نفت‌كوره و سوخت جت را نشان می‌دهد.

بر اساس نمودار 3-3، 3-4 و 3-5، در سال 1395 به ترتیب پالایشگاه‌‌های امام خمینی(ره)، اصفهان و آبادان بیشترین سهم را در تولید بنزین موتور داشته‌اند. همچنین پالایشگاه های‌ اصفهان، آبادان و بندر عباس در مقایسه با دیگر پالایشگاه‌ها بیشترین سهم را در تولید نفت‌گاز و پالایشگاه های آبادان، بندرعباس و اصفهان بیشترین سهم را در تولید نفت‌كوره را به خود اختصاص داده‌اند.
در سال 1395 متوسط درصد استحصال نفت كوره درمجموعة پالایشگاه‌های كشور حدود 22/86 درصد بوده كه نسبت به سال قبل (23/15) کاهش‌یافته است. بالاترین و پایین‌ترین رقم درصد استحصال نفت‌كوره در سال 1395 به ترتیب با 39/25 درصد و 36/39 درصد مربوط به پالایشگاه‌های كرمانشاه و آبادان بوده است.
در سال 1394 پالایشگاه های امام خمینی، آبادان و اصفهان به ترتیب بیشترین سهم را در تولید گاز مایع داشته اند. میانگین درصد استحصال گاز مایع در پالایشگاه های كشور در این سال 3/91 درصد بوده که نسبت به سال 94 حدود 0/08 درصد افزایش داشته است.

نمودار 3-8 میزان درصد استحصال چهار فرآوردة سبك شامل بنزین موتور، نفت سفید، نفت گاز و سوخت جت و فرآورده سنگین نفت كوره را به تفكیك در هر یك از پالایشگاه‌های كشور در سال 1395 در مقایسه با سال قبل نشان می‌دهد.

نمودار فوق نشان می‌دهد كه در سال 1395 در مقایسه با سال 1394 ازنظر فرآیند پالایشی (درصد استحصال فرآورده‌های اصلی سبك و درصد استحصال نفت كوره) مطلوب‌ترین پالایشگاه به ترتیب پالایشگاه‌های امام‌خمینی(ره) شازند و اصفهان بوده‌اند. پالایشگاه‌های كرمانشاه، آبادان ازنظر شاخص روند پالایشی از مطلوبیت چندانی برخوردار نمی باشند.

در نمودار 3-9 توزیع جغرافیایی تولید و سهم هر یک از فرآورده های اصلی پالایشگاه ها آورده شده است.

همانطور كه در نمودار فوق مشهود است بیشترین سهم تولید بنزین موتور در فرآورده­های پالایشگاه­های كشور با سهم 37/87 درصد متعلق به پالایشگاه اراك بوده و همچنین كمترین سهم نفت كوره تولیدی از محصولات نهایی به سهم 15/36 درصد نیز متعلق به پالایشگاه اراک می­باشد که این امر این پالایشگاه را در زمره بهترین پالایشگاه­های كشور از لحاظ تولید فرآورده­های سبك قرارداده است. این درحالی است كه پالایشگاه كرمانشاه با 39/25 درصد نفت كوره از محصولات نهایی از این لحاظ به‌عنوان پالایشگاه باتركیب نامناسب تولید محسوب می­‌گردد. البته لازم به توضح است كه ظرفیت خوراك روزانه این پالایشگاه نسبت به سایر پالایشگاه­های كشور بسیار كمتر می­باشد و جزو پالایشگاه­های كوچك محسوب می‌شود.

كل میزان خوراك و تولیدات پالایشگاه‌های كشور در فاصلة زمانی 95-1385 در جدول 3-28 و معادل آن به میلیون بشكه نفت خام در جدول 3-29 آمده است.

3-1-3 سوخت و ضایعات پالایشگاه‌های نفت كشور

میزان مصرف سوخت پالایشگاه‌ها در سال 1395 به تفكیك پالایشگاه‌ها و در دوره زمانی 95-1385 برحسب نوع سوخت در جدول 3-29 نشان داده‌شده است. چنان‌كه از جدول مذكور مشهود است، در سال 1395 مقدار كل سوخت مصرفی پالایشگاه‌ها معادل 42/92 میلیون بشكه معادل نفت خام بوده كه نسبت به سال قبل، 0/38 درصد افزایش یافته است. از این مقدار 24/92 میلیون بشكه معادل نفت خام مربوط به سوخت گاز طبیعی بوده كه از شبكه شركت ملی گاز تأمین‌شده و بقیه 17/98 میلیون بشكه معادل نفت خام از تولیدات داخلی پالایشگاه‌ها شامل گاز پالایشی، گازمایع و فرآورده های نفتی كه با حدود 10/55 درصد افزایش همراه بوده، تأمین‌شده است.
مصرف سوخت گاز مایع در كل مصرف سوخت پالایشگاه‌ها در سال 1395 نسبت به سال قبل به علت تأمین مناسب گاز 8 درصد کاهش یافته است. همچنین مصرف سوخت نفت‌گاز 7/4درصد افزایش و گاز پالایشگاه 2/54 افزایش داشته ‌است.
در جدول 3-30 انرژی مصرفی پالایشگاه‌ها به‏تفكیك به‌ازای یك بشكه نفت خام خوراك در سال‌های 1394 و 1395 مقایسه شده است. چنان‌كه نتایج جدول نشان می‏دهد در بین پالایشگاه‌های كشور پالایشگاه‌های امام خمینی(ره) شازند، شیراز و تبریز به ‏ترتیب بیشترین مصرف انرژی را به ازای تصفیه یك بشكه نفت خام در سال 1395 داشته‏اند. لیكن به‌طوركلی مصرف انرژی با میانگین 0/355 میلیون بی‏تی‏یو به‌ازای پالایش یك بشكه نفت خام، نسبت به سال 1394 (0/365میلیون بی‌تی‌یو) ، 2/77 درصد کاهش داشته است.
همچنین در جدول 3-30 مصرف برق به‌ازای پالایش یك بشكه نفت خام نیز در سال‌های 1394 و 1395 نشان داده‌شده است. چنان‌كه از ارقام جدول مشاهده می‌شود، مصرف برق پالایشگاه‌های كشور نسبت به سال قبل 2/774 درصد افزایش یافته كه با افزایش مصرف انرژی هم‌خوانی دارد. در سال 1395 پالایشگاه امام‌خمینی(ره) شازند كه با افزایش خوراك و فرآیندهای عملیاتی پیچیده و پیشرفته به‌طور كامل در مدار تولید قرار داشت، بیشترین میزان مصرف برق را به ازای پالایش یك بشكه نفت خام داشته است.
در جدول 3-30 مقادیر درصد وزنی سوخت مصرفی پالایشگاه‌ها نیز ارایه شده است. چنانچه ملاحظه می گردد در سال 1395 بیشترین رقم سوخت مصرفی به ترتیب مربوط به پالایشگاه‌های امام‌خمینی(ره) شازند، اصفهان و شیراز بوده است. درصد تغییرات میانگین درصد وزنی سوخت مصرفی پالایشگاه‌ها به مواد ورودی در سال 1395، 13/5 درصد نسبت به سال قبل افزایش داشته است.

جدول 3-31 وضعیت موازنة‌كلی عملیات پالایشگاه‌های كشور را در سال‌های 1395-1386 نشان می‌دهد.

چنانكه از جدول فوق مشهود است در بین سال‌های 1386 تا 1395 جمع سوخت مصرفی حاصل از تولیدات فرآورش و تلفات پالایشگاه‌ها به علت تغییرات در میزان و كیفیت خوراك و تغییرات سیستمی و احداث واحدهای جدید پایین‌دستی با نوساناتی همراه بوده و از حدود 21/50 به 25/937 میلیون بشكه معادل نفت خام افزایش یافته است. میزان انبساط حجمی غیرقابل اندازه‌گیری فرآورده‌ها در واحدهای شكست مولكولی با هیدروژن كه به‌عنوان سایر مواد افزودنی در تراز منظور می‌شود نیز به دلائل یاد شده با تغییراتی كه در طی دوره ‌زمانی 95-1386 داشته است، از 1/87 به 17/78 میلیون بشكه معادل نفت خام افزایش یافته است. شایان ذكر است كه علاوه بر آن، در سال 1395 استفاده از گاز طبیعی شبكه شركت ملی گاز برای سوخت پالایشگاه در سال‌های 1386 تا 1395 از 20/83 به 24/94 میلیون بشكه معادل نفت خام در سال 1395 افزایش یافته كه در تراز كلی مصرف گاز كشور منظور می‌گردد.

2-3 پالایشگاه‌های گاز

1-2-3 تولید گاز سبك

گاز سبك از فرآورش گاز غنی منابع نفت خام و گاز میادین مستقل به ترتیب در کارخانه‌های گاز و گازمایع، پالایشگاه‌های گاز و واحدهای نم‌زدایی تولید می گردد.

1-1-2-3 کارخانه‌های گاز و گازمایع (NGL)

کارخانه‌های گاز و گازمایع در مناطق نفت‌خیز جنوب كه پالایش گازهای غنی میادین نفتی را انجام
میدهند عبارتند از:
– کارخانه‌های گاز و گازمایع (100،200 و300)، (400 و 500)، (600، 700 و 800) و (1600) به ترتیب گازهای همراه میادین حوزه‌های مربوط به آغاجاری، مارون، ‌اهواز (کارون) و میدان گازی آغار را پس از جداسازی مایعات به گاز سبك تبدیل و به شبكه شركت ملی گاز هدایت می‌نمایند. مایعات گازی جداشده در این کارخانه‌های به‌وسیله خطوط ارتباطی به‌عنوان خوراك به پتروشیمی بندرامام ارسال می‌شود. عمدة گازسبک تولید شده توسط کارخانه‌های گاز و گاز مایع 100، 200، 300 و 1600 پیش از تحویل به شبکة سراسری برای پالایش به پالایشگاه بیدبلند انتقال می یابد. همچنین عمدة گاز سبک کارخانه‌های 400، 500، 600، 700 و 800 به‌عنوان گازهای خوزستان به شبکة شرکت ملی گاز ایران تحویل داده می شود. عملیات تحویل و انتقال گاز این کارخانه‌های توسط منطقة یک عملیات شرکت انتقال گاز ایران صورت میگیرد.
– کارخانه‌های گاز و گازمایع (900 و 1000)، (1200 و 1300) و (1500) به ترتیب گاز كلاهك میدان پازنان، ‌میادین نفتی گچساران و بی‌بی‌حكیمه، میادین نفتی كرنج و پارسی را پس از جداسازی مایعات برای بازگردانی و تزریق به میادین مربوطه هدایت نموده و مایعات گازی تولیدی در این کارخانه‌های را به‌عنوان خوراك پتروشیمی بندرامام، پتروشیمی بوعلی و در بعضی مواقع صادرات ارسال می‌نمایند.
– تولید از سایر منابع مناطق نفت‌خیز جنوب، شامل گاز سبك سازند مارون خامی و گاز سبك خروجی از پتروشیمی خارك است كه به ترتیب برای تزریق در میدان مارون و مصارف خانگی و نیروگاه خارك استفاده می‌شود.
– گاز سبك سیری كه از فرآورش، گازهای همراه جمع‌آوری شده میدان‌های نفتی منطقه سیری در شركت نفت فلات قاره در كارخانه گاز و گاز مایع سیری (كارخانه NGL سیری) تولید می‌شود و به‌وسیله دو خط لوله زیردریایی برای مصرف به جزیره كیش و جزیره قشم ارسال می‌گردد.
جدول 3-32 تولید گازسبك در کارخانه‌های گاز و گازمایع شركت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب و شركت نفت فلات قاره و همچنین سایر منابع گازی شركت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب را نشان می دهد.

تولید گازسبك به خصوص در کارخانه‌های گاز و گازمایع در مناطق نفت خیز جنوب و شركت نفت‌ فلات قاره در سال 1395، حدود2 درصد افزایش نشان می‌دهد.

 

2-1-2-3 پالایشگاه‌های گازی و واحدهای نم‌زدایی

مدیریت و بهره برداری از مجموعه پالایشگاه‌های گازی در قالب یك شركت بهره‌بردار پالایشی در منطقة پارس جنوبی و هفت شركت پالایشی دیگر بر عهدة شركت ملی گاز ایران بوده است. در منطقة پارس جنوبی، بهره‌برداری از پالایشگاههای فازهای 1 الی 10 پارس جنوبی (جمعاً پنج پالایشگاه در عسلویه) و تاسیسات مربوطه آن‌ها در بخش خشكی در سال 1395به عهده شركت ملی گاز بوده است و مسئولیت بهره‌برداری از پالایشگاه فاز 12 و و پالایشگاه فازهای 15 و 16 و فازهای 17و 18 در تمام یا بخشی این سال با شركت نفت و گاز پارس بوده است. در طول سال 1395 فرآیند تحویل فاز 12 و فازهای 15و16 به شركت ملی گاز ایران به‌عنوان شركت بهره‌بردار آغاز گردید كه در بخش‌های مربوطه توضیحات آن ارائه‌شده است. فازهای 17 و 18، 19، 20 و 21 علی رغم عملیاتی شدن، هنوز به بهره بردار )شركت ملی گاز ایران) تحویل نگردیده است.
شركت‌های پالایشی‌گاز
شركت‌های پالایشی‌گاز‌كه بهره‌برداری از آن‌ها در سال 1395 تحت مدیریت شركت ‌ملی‌ گاز بوده‌اند‌ عبارتند‌از:
شركت پالایش گاز پارسیان: محل پالایشگاه در لامرد فارس با دو پالایشگاه شماره یك و دو جمعاً دارای ظرفیت اسمی 83 میلیون مترمكعب در روز است كه با انجام اصلاحیه‌هایی 85 میلیون مترمکعب گاز دریافت می‌كنند و در سال 1395 تأمین 12/04 درصد از كل گاز طبیعی فرآورش شده ایران را به عهده داشته است. پالایشگاه یك از میدان تابناك (با ظرفیت اسمی 43 میلیون مترمكعب در روز) و پالایشگاه دو (با ظرفیت اسمی 40 میلیون مترمكعب در روز) از میادین وراوی، شانول و هما تغذیه می‌شوند. محصولات تولیدی این دو پالایشگاه، گاز سبك، اتان و مایعات سنگین تر به ترتیب برای تزریق در شبكه سراسری و خوراك مجتمع‌های پتروشیمی استفاده می‌شود. در حال حاضر واحد اتان‌گیری در این پالایشگاه احداث نشده و میعانات گازی تولیدی با خط لوله 10 اینچی به عسلویه ارسال می‌شود كه به علت شیرین بودن آن، موردنیاز واحدهای پتروشیمی می‌باشد.
شركت پالایش گاز بیدبلند 1: محل پالایشگاه در استان خوزستان (با ظرفیت اسمی 27 میلیون مترمكعب در روز) می‌باشد كه از گازهای خروجی واحدهای گاز و گازمایع (200، 300 و 1600) در مناطق نفت خیز جنوب و بخشی از گازترش پارس جنوبی از طریق خط لوله پنجم سراسری گاز تغذیه می‌شود. این پالایشگاه در طول سال 1395، تأمین حدود 2/83 درصد كل گاز فرآورش شده را به عهده داشته است.
شركت پالایش گاز سرخون و قشم: محل پالایشگاه‌ها به ترتیب در بندرعباس و قشم می‌باشند و درمجموع با ظرفیت تولید اسمی 16/8 میلیون مترمكعب در روز از میادین گازی سرخون و گورزین قشم تغذیه می‌شوند. در سال 1395 این پالایشگاه تأمین 1/35 درصد از كل گاز فرآورش شده كشور را به عهده داشته است.
شركت پالایش گاز شهید هاشمی نژاد: محل این پالایشگاه در سرخس می‌باشد كه با 5 واحد فرآورش و توان تولید بیش از 58 میلیون مترمكعب در روز، از مخزن گازی ترش مزدوران، شوریجه B و شوریجه D كه اسیدی‌ترین نوع گاز كشور است تغذیه می‌شود. علاوه بر آن واحد نم‌زدایی در گنبدلی و شوریجه جمعاً به ظرفیت 20 میلیون مترمكعب در روز و یك واحد پالایشی میعانات گازی جزء تاسیسات این شركت می‌باشند. این پالایشگاه در سال 1395، تأمین حدود 6/04 درصد از كل گاز فرآورش شده كشور را به عهده داشته است، در سال‌های اخیر با افزایش چشمگیر دمای گاز ورودی به واحدهای این پالایشگاه، مقدار مایعات همراه گاز به میزان قابل توجهی افزایش یافت كه این موضوع موجب ناپایداری در سیستم شده و افزایش مصرف مواد شیمیایی و ایجاد نوسانات در دریافت گاز را موجب می‌شد. با اجرای پروژه جداكننده گاز ورودی در واحد شماره 2 تصفیه گاز و جداسازی میعانات گازی اضافی، راندمان سیستم جداسازی اولیه مایعات همراه گاز افزایش یافت كه در كارایی فرآیند پالایش گاز تاثیر به سزایی را ایجاد كرد. علاوه بر آن پروژه جلوگیری از سوختن گاز واحد نم‌زدایی گنبدلی انجام شد كه موجب بازیابی 10 هزار مترمکعب گاز در روز گردید. انجام این اصلاحات طی چند سال گذشته ازجمله اقداماتی بود كه در افزایش ظرفیت پالایشگاه كمك موثری كرده است.
شركت پالایش فجر جم: محل این پالایشگاه در بندر طاهری (سیراف) می‌باشد كه از میادین گازی نار،كنگان و پارس جنوبی تغذیه می‌شود و بیش از حدود 11/07 درصد گاز فرآورش شده كشور توسط پالایشگاه فجر جم به‌عنوان بزرگ‌ترین پالایشگاه گازی كشور تأمین می‌شود. ظرفیت طراحی تولید این پالایشگاه 85 میلیون مترمكعب در روز بود كه با طرح‌های افزایش ظرفیت در حال حاضر توان تولید 125 میلیون مترمكعب گاز در پالایشگاه دارا می‌باشد. بخشی از خوراك شركت پالایش گاز فجر جم علاوه بر میدان ناروكنگان از فازهای 6، 7 و 8 پارس جنوبی تأمین می‌شود كه این موضوع در سال 1395 نیز ادامه داشته‌است و ازنظر تأمین مصرف داخلی بسیار حائز اهمیت است.
در سال 1395 شركت پالایش گاز فجر جم با تولید پایدار میانگین روزانه 62/79 میلیون مترمكعب گاز، كمك به سزایی در تأمین گاز كشور داشته است.
پالایشگاه گاز مسجد سلیمان: این پالایشگاه با ظرفیت 1 میلیون مترمكعب در روز از گاز گنبدی میدان نفت سفید تغذیه می‌شود و محصولات تولیدی آن گاز سبك و میعانات گازی می‌باشند. گاز سبك برای مصرف منطقه و میعانات گازی تولیدی در حال حاضر به نفت خام تزریق می‌گردد.
شركت پالایش گاز ایلام: این پالایشگاه با ظرفیت اسمی 6/8 میلیون مترمكعب در روز از گازترش میدان گازی تنگ بیجار تغذیه می‌شود. پالایشگاه گازی ایلام به‌طور متوسط روزانه بین 4 تا 5 میلیون مترمكعب گاز و 6/16 میلیون لیتر میعانات گازی تولید می‌كند.
شركت مجتمع گاز پارس جنوبی: شركت مجتمع گاز پارس جنوبی یکى از شرکت‌هاى فرعى شرکت ملى گاز ایران است که در سال 1377 تاسیس و عهده دار مسئولیت بهره بردارى از تاسیسات خشکى فازهاى چند گانه میدان گازى پارس جنوبى شده است. تاسیساتى که طراحى و اجراى آن‌ها را شرکت نفت و گاز پارس از شرکت‌هاى زیرمجموعه نفت ایران انجام داده است. شرکت مجتمع گاز پارس جنوبى ، نگهدارى و بهره‌بردارى از پالایشگاههایی را عهده‌دار خواهد بود كه در سایت‌هاى 1 و 2 منطقه ویژه اقتصادى پارس یعنى عسلویه و کنگان واقع شده‌اند. این منطقه مشتمل بر 24 فاز گازى است که فازهاى 1 تا 10 و 15 تا 21 در سایت 1 (عسلویه) و فازهاى 11 تا 14 ، فاز 19 و فازهاى 22 تا 24 در سایت 2 (کنگان) قرار دارند. در سال 1395 این منطقه دربرگیرنده هفت پالایشگاه مستقل فاز بوده است كه عبارتنداز:
• پالایشگاه اول (فاز 1)
• پالایشگاه دوم (فازهای 2 و 3)
• پالایشگاه سوم (فازهای 4 و 5)
• پالایشگاه چهارم (فازهای 6، 7 و 8)
• پالایشگاه پنجم (فازهای 9 و 10)
• پالایشگاه ششم (فازهای 15 و 16)
• پالایشگاه هفتم (فازهای 17 و 18)
• پالایشگاه هشتم (فازهای 20 و 21)
• پالایشگاه نهم (فاز 12)
• پالایشگاه دوازدهم (فاز 19)
لازم به ذكراست كه در سال 1395 پالایشگاههای اول، دوم، سوم و پنجم به‌طور كامل در اختیار شركت مجتمع گاز پارس جنوبی به‌عنوان نمایندة بهره‌بردار (شركت ملی گاز ایران) بوده است. لیكن برخی از پالایشگاههای جدیدالاحداث نظیر پالایشگاه فاز 12، فازهای 15و16 و همچنین فازهای 17 و 18 و فاز 19 و همچنین فازهای 20 و 21 علی‌رغم عملیاتی شدن به دلیل انجام مراحل تكمیل و آزمون نهایی در تمام یا بخشی از سال 1395 همچنان توسط شركت نفت و گاز پارس (شركت توسعه دهنده کلیه فازهای میدان گازی پارس جنوبی و زیرمجموعة شركت ملی نفت ایران) مورد بهره‌برداری قرارگرفته است یا به‌طور موقت تحویل شركت ملی گاز ایران شده است.
ظرفیت پالایش گاز مجتمع پارس جنوبی در سال 1395 با استفاده از ظرفیت كامل و قابل بهره‌برداری پالایشگاهی 424/7 میلیون مترمكعب در روز بوده‌است كه به‌طور متوسط روزانه 402 میلیون مترمکعب گاز به پالایشگاه‌های این مجتمع واردگردیده است و به‌طور میانگین روزانه 334/76میلیون مترمکعب گاز سبك توسط این مجتمع به خطوط انتقال تحویل داده ‌شده است. شركت پالایش مجتمع گاز پارس جنوبی در سال 1395 با با تأمین 59 درصد از گاز تحویلی، بیشترین سهم از كل گاز تحویلی به خطوط انتقال را به خود اختصاص داده است و به این ترتیب عمده‌ترین تامین‌كننده این حامل انرژی در كشور بوده است.
لازم به ذكر است كه بر اساس آمار ارائه ‌شده توسط شركت ملی نفت ایران میزان كل گازغنی تولید شده از میدان پارس جنوبی در سال 1394 برابر با 424/12 میلیون مترمکعب در روز بوده است اما با توجه به اینكه پالایشگاه فاز 6 و 7 و 8 پارس جنوبی فاقد واحد شیرین سازی گاز است، بخشی از گاز ورودی به این پالایشگاه به سایر فازهای مجتمع پارس جنوبی و پالایشگاه‌های بیدبلند و فجر جم جهت شیرین‌سازی و تأمین كمبود گاز آن پالایشگاه‌ها ارسال می‌گردد و بخشی دیگر از آن، جهت تزریق به چاه‌های نفتی آغاجاری جهت ازدیاد برداشت نفت از طریق خط پنجم سراسری ارسال می‌گردد. بنابراین در محاسبات انجام شده توسط شركت ملی گاز ایران، مقدار گازی كه از پالایشگاه فاز 6 و 7 و 8 پارس جنوبی به سایر پالایشگاه‌ها و چاه‌های نفتی ارسال شده از مجموع گاز ورودی به مجتمع حذف می‌گردد و به این ترتیب در سال 1394 مجموعاً 135/89 میلیارد مترمكعب (به‌طور میانگین 371/27 میلیون مترمكعب در روز) گازترش به پالایشگاه‌های مجتمع پارس جنوبی جهت شیرین‌سازی واردشده است.
مشخصات عملیاتی فازهای پارس جنوبی به شرح زیر می‌باشند:
فاز 1- محصولات تولیدی این فاز گاز سبك (23/94 میلیون مترمكعب در روز) و میعانات گازی (29/20 هزار بشكه در روز) و گوگرد (89/4 تن در روز) می باشد.
فاز 2 و 3- محصولات تولیدی این فاز گاز سبك (53/08 میلیون مترمكعب در روز)، میعانات گازی (67/11 هزار بشكه در روز) و گوگرد (326 تن در روز) می‌باشند.
فاز 4 و 5- محصولات تولیدی این فاز گاز سبك (50/4 میلیون مترمكعب در روز)، میعانات گازی (67/05 هزار بشكه در روز)، اتان (0/727 میلیون تن در سال)، گازمایع (0/988 میلیون تن در سال) و گوگرد (210 تن در روز) می باشند.
فاز 6 و 7 و 8- این فازها فاقد تأسیسات شیرین‌سازی گاز بوده و محصولات تولیدی آن گاز سبک‌ترش (81/29 میلیون مترمكعب در روز)، میعانات گازی (107 هزار بشكه در روز) و گاز مایع (0/55 میلیون تن در سال) می‌باشند. پالایشگاه فازهای 6، 7 و 8؛ فاقد تأسیسات شیرین‌سازی است. گازترش فازهای 6، 7 و 8 به‌وسیله خط لوله پنجم سراسری (به طول 504 كیلومتر، 56 اینچ) برای تزریق به میدان نفتی آغاجاری از عسلویه به این میدان هدایت می‌شود. ضمناً با انشعاب‌های احداث شده در مسیر این خط لوله، بخشی از گازترش پارس جنوبی به پالایشگاه‌های فجر جم و بیدبلند جهت فرآورش و تولید گاز سبك و تزریق به شبكه سراسری ارسال می‌گردد.
فاز 9 و 10- محصولات تولیدی این فاز شامل گاز سبك (52/66 میلیون مترمكعب در روز)، میعانات گازی (79/34 هزار بشكه در روز)، گاز مایع (0/110 میلیون تن در سال)، اتان (0/826 میلیون تن در سال) و گوگرد (140/4 تن گوگرد در روز) می باشند.
در سا‌ل‌های 1392 تا 1395 و با توجه به حجم گسترده پروژه‌های توسعه‌ای وزارت نفت و در راستای ساماندهی به وضعیت پروژه‌های در حال اجرا، توسعه سایر فازهای میدان پارس جنوبی در دو بخش اولویت‌بندی شد: در اولویت نخست، توسعه فاز 12 با 6 واحد فرآورشی، فازهای 15و 16با 4 واحد فرآورشی و فازهای 17و 18 با 4 واحد فرآورشی در اولویت قرارداده‌ شد و در اولویت دوم، توسعة فازهای باقی‌مانده شامل فازهای 20 و 21 كه قرارداد آن در سال 1388 به امضاء رسیده بود و همچنین فازهای شش‌گانه شامل فاز 13، فاز 14، فاز 19 و فازهای 22و23و24 كه قرارداد همگی آن‌ها در خرداد 1389 بصورت یكجا به امضاء رسید و به دلیل مدت زمان 35 ماهة قراردادها به فازهای 35 ماهه شهرت یافت، در دستور كار وزارت نفت قرار گرفت.
در سال 1395 اقداماتی جهت بهره‌برداری و یا پیشرفت فازهای فوق‌الذكر به شرح‌‌زیر انجام شد:
فاز 15 و 16 – در سال 1392 واحدهای برق و بخار فازهای 15 و 16 پارس جنوبی به بهره‌برداری كامل رسید و نخستین واحد شیرین‌سازی پالایشگاه در خشكی این پروژه، در مدار بهره‌برداری قرار گرفت. در طول زمستان روزانه 10 میلیون مترمکعب گاز شیرین در واحد فرآورش گاز مذكور با استفاده از گاز تولیدی در فازهای 6، 7 و 8 تولید و به خطوط سراسری تزریق شد، به‌طوری كه میانگین تولید روزانه آن در سال 1393 از 1/34 میلیون متر مکعب تولید شده در سال 1392 به 18/65 میلیون مترمکعب بالغ گردید. درسال 1395 مراحل نهایی تكمیل این فاز انجام شد و بر اساس آمار شركت ملی نفت ایران میزان 38/99 میلیون مترمكعب در روز گاز غنی در سكوهای فاز 15و16 تولید گردید. این میزان گاز غنی به همراه بخشی از تولید سایر فازها (فاز 6و7و8 در فروردین ماه و سپس از سكوی فاز 17) به پالایشگاه این فاز در بخش خشكی (پالایشگاه ششم) وارد شد و بر اساس آمار گزارشات ماهانة شركت ملی گاز ایران این پالایشگاه به‌طور میانگین 44/48 میلیون مترمكعب در روز گازترش را پالایش كرده و 40/85 میلیون مترمکعب در روز گاز سبك به خطوط انتقال تحویل داده‌ است. این فاز در دی‌ماه 1394 به‌طور رسمی مورد افتتاح و بهره‌برداری قرار گرفت.
فاز 12- با آغاز فعالیت سكوی اول فاز 12 در ابتدای زمستان سال 1392، گاز برداشت ‌شده از میدان مشترك پارس جنوبی به پالایشگاه نهم در بخش خشكی انتقال یافت و در سال 1393، واحد 1 فاز 12 كه بزرگ‌ترین فاز پارس جنوبی است به بهره برداری رسید. میانگین تولید آن روزانه در سال 1393 از حدود 0/15 میلیون مترمکعب تولید شده در سال 92 به 26/8 میلیون مترمکعب در روز بالغ گردید. بر اساس آمار شركت ملی نفت ایران در سال 1395، تولید گاز غنی در سكوهای این فاز برابر با 58/21 میلیون مترمکعب در روز بوده است كه با توجه به تزریق بخشی از گاز فازهای 6و7و8 به پالایشگاه این فاز و بر اساس آمار شركت ملی گاز ایران در سال 1395 به‌طور میانگین 72/12 میلیون مترمکعب در روز توسط پالایشگاه فاز 12 (پالایشگاه نهم) پالایش شده و 66/94 میلیون مترمكعب در روز گاز سبك به خطوط انتقال تحویل شده ‌است.
فاز 12 پارس جنوبی ازنظر حجم گاز، میزان سرمایه‌گذاری و تولید، بزرگ‌ترین فاز منطقه گازی پارس جنوبی است. بخش دریایی این فاز 3 سكوی اصلی و یك سكوی كمكی دارد. سكوی اول راه‌اندازی شده و آماده ارسال گاز به خشكی گردیده است. كه در ظرفیت كامل از سكوی اول و دوم هركدام یك میلیارد فوت مكعب و از سكوی سوم و چهارم نیز درمجموع یك میلیارد فوت مكعب گاز برداشت خواهد شد. این پروژه كه در اسفندماه سال 1392 به اولین تولید رسیده بود در اسفند ماه 1393 به‌طور رسمی راه‌اندازی گردید و در شهریورماه سال 1394 به شركت بهره‌بردار (شركت مجتمع گاز پارس جنوبی) تحویل داده شد.
فاز 17 و 18 – آغاز فعالیت واحدهای فرآورشی فازهای 17 و 18 و عملیات نصب و پیش راه اندازی سكوهای هر دو فاز در اواسط سال 1393 شروع و این فاز وارد مدار تولید شد. فازهای 17 و 18 دارای 4 رديف هر يك با ظرفیت تولید هر یك 12/5 میلیون مترمکعب گاز است. در صورت بهره‌برداری كامل از فازهای 17 و 18 روزانه 50 میلیون مترمکعب گاز تصفیه شده برای انتقال به شبكه سراسری، 70 میلیون مترمکعب اتان برای تحویل به پتروشیمی و سالانه یك میلیون تن گاز و گاز مایع و 27 میلیون بشكه میعانات گازی تولید می‌گردد. در سال 1393 با توسعه و تكمیل این فاز، تولید گاز سبک این فاز از تولید اولیة 1/28 میلیون متر مکعب در روز در سال 1393 به میانگین روزانة 12/48 میلیون مترمکعب افزایش یافت. در سال 1395 تولید گاز غنی در سكوهای این فاز به‌طور میانگین برابر با 29/10 میلیون مترمکعب در روز بوده است و با توجه به ارسال بخشی از گاز فاز 6و7و8 به این پالایشگاه و بر اساس گزارشات آماری ماهانة شركت ملی گاز ایران مجموعاً 73/35 میلیون مترمكعب در روز گازترش توسط پالایشگاه‌های فاز 17 و 18 (پالایشگاه هفتم) پالایش شده و 32/91 میلیون مترمکعب در روز گاز شیرین شده به خطوط انتقال گاز تحویل شده است. توسعه و تكمیل سكوهای باقی ماندة این فاز در سال 1395 ادامه داشته است.
فاز 19 – فاز 19 پارس جنوبی با هدف استخراج و برداشت روزانه بیش از 56 میلیون متر مکعب گاز، تولید روزانه 80 هزار بشکه میعانات گازی تولید روزانه 400 تن گوگرد، تولید روزانه دو هزار و هشتصد تن گاز مایع با هدف صادرات طراحی و اجرا شده است. عملیات اجرایی طرح توسعه فاز 19 سال 89 آغاز شد و به‌عنوان پیشتازترین طرح در میان طرحهای جدید (طرح‌های اولویت دوم یا طرح‌های 35 ماهه) پارس جنوبی‌ شناخته می‌شود. این فاز در بخش تاسیسات دریایی شامل چهار سکو و 21 حلقه چاه است که در فاصله 115 کیلومتری ساحل کنگان ساخته شده و هر سکو ظرفیت تولید روزانه بیش از 14 میلیون متر مکعب گاز را داراست. تولید اولیة و آزمایشی گاز غنی در این فاز از سکوی SPD2 در اواخر سال 1394 آغاز شد و به‌طور میانگین 17/40 میلیون مترمكعب در روز تولید گاز غنی برای این فاز در سال 1395 ثبت گردید. بهره‌برداری از پالایشگاه و سكوهای این فاز از سال 1395 در دست تكمیل می‌باشد.
منابع تأمین خوراك و ظرفیت پالایشگاه‌های گاز و واحدهای نم‌زدایی كه گاز میادین مستقل و همچنین گاز همراه را پالایش می نمایند به همراه میزان متوسط تولید گاز سبك در سال 1395 در جدول 3-32 نشان داده‌شده است.
فاز 20 و 21 –طرح توسعه این فاز با به کارگیری پیمانکاران و سازندگان داخلی و به صورت EPCCS اجرا شده است.محل اجرای این فاز در خلیج فارس و سایت شماره 1 منطقه ویژه اقتصادی واقع در بندر عسلویه می باشد. هدف از توسعه این فاز عبارت است از: تامین روزانه 56/6 میلیون متر مکعب گاز تصفیه شده برای مصارف داخلی، بازیافت سالیانه یک میلیون تن گاز اتان قابل مصرف در صنایع پتروشیمی ، بازیافت سالیانه 1/05 میلیون تن گاز مایع مرغوب جهت صادرات، تولید روزانه 77 هزار بشکه میعانات گازی گوگردزدایی و تثبیت شده جهت صادرات، بازیافت روزانه 400 تن گوگرد جهت صادرات.
این فازها در سال 1395 وارد مدار تولید شده اند. در این سال 2/35 میلیون مترمکعب در روز به طور میانگین وارد پالایشگاهای این فازها شده و 2/18 خروجی گاز سبك آن بوده است. همچنین این فازها در سال 1394 دارای 6/1 هزار بشكه در روز تولید میعانات گازی داشته است.
چنان‌كه از جدول ذیل مشهود است، در سال 1395 با مجموعه تاسیسات پالایشی شركت ملی گاز و شركت نفت و گاز پارس، توان ظرفیت پالایشگاه‌های گاز و واحدهای نم‌زدایی به 792/1 میلیون مترمکعب در روز رسید كه در مقایسه با سال گذشته 2 درصدافزایش داشته است. مجموع گاز پالایش شده در پالایشگاه‌های گازی و واحدهای نم‌زدایی در سال 1393، 542/01 میلیون مترمکعب در روز (معادل 198/37 میلیارد مترمکعب در سال) بود كه نسبت به سال قبل (501/64 میلیون مترمكعب در روز معادل 183/1میلیارد مترمکعب در سال) 8 درصد افزایش نشان می‌دهد. این افزایش تولید گاز را عمدتاً می‌توان به دلیل توسعة بخش بالادستی نظیر افزایش تولید از فازهای 12، 15 و 16 و شروع تولید فازهای جدید 17 و 18 و همچنین فازهای 19 و 20 و 21 پارس جنوبی نسبت داد.

3-1-2-3 تولید كل گاز سبك و منابع گاز سبك

بر اساس آنچه در جدول 3-34 ارائه شد، تولید گاز سبك از کارخانه‌های گاز و گاز مایع و تأسیسات مناطق نفت‌خیز جنوب افزایشی 2/24 درصدی داشته و تولید كل گاز سبك پالایشگاه‌های گازی كشور نیز به علت افزایش تولید در پالایشگاه‌های گازی پارس جنوبی در سال 1395 در مقایسه با سال گذشته، 8 درصد افزایش یافته است. از آنجا كه بخشی از تولیدات کارخانه‌های گاز و گاز مایع (شامل کارخانه‌های 100 الی 300 و 1600) مجدداً به‌عنوان خوراك به پالایشگاه بیدبلند وارد می‌شوند و همچنین بخشی از تولیدات فازهای 6،7و8 پارس جنوبی بدلیل فقدان تأسیسات شیرین‌سازی در بخش خشكی این فاز به پالایشگاه‌های سایر فازها و همچنین پالایشگاه بیدبلند منتقل می‌شود، لازم است در برآورد مجموع تولیدگاز سبك از منابع مختلف گاز همراه، گازهای گنبدی و میادین مستقل از تكرار جریان‌های بین‌مجتمعی جلوگیری شود. با توجه به این موضوع، جدول 3-34 و نمودار 3-10 وضعیت تولید و عرضه گاز سبك را به تفكیك منابع طی سال‌های 95-1385 نشان می دهد.

چنان‌كه ارقام جدول 3-34 نشان می دهد، متوسط تولید گاز سبك از میادین مستقل در پالایشگاه‌های گازی در سال 1385 برابربا 307/54 میلیون مترمكعب در روز بوده كه در سال 1395 جمعاً به 560/39 میلیون مترمكعب در روز رسیده است که 6/18 درصد افزایش نشان می دهد.
تولید گاز سبك همراه از 40/35 میلیون مترمكعب در روز در سال 1385 به 43/52 میلیون مترمكعب در روز در سال 1395 کاهش‌یافته ولی نسبت به سال 1394 (37/43 میلیون مترمكعب) به‌میزان 16/27 درصد افزایش نشان می‌دهد.
تولید گازهای سبك گنبدی و سازندی كه معمولاً برای تزریق گاز در میادین نفتی مارون یا گچساران و بازگردانی به میدان پازنان كه در راستای صیانت از مخازن و جلوگیری از هرزروی نفت مورداستفاده قرار می‌گیرد از 29/56 میلیون مترمکعب در سال 1385 به 26/17 میلیون مترمكعب در سال 1395 کاهش‌یافته‌است و درعوض بیشتر از گاز سبك شبكه شركت ملی گاز برای تزریق استفاده شده‌است.
با توجه به توضیحات فوق، در سال 1395 جمع تولید گاز از منابع داخلی 5/26 درصد و جمع تولید و واردات برای تأمین كل مصارف داخلی كشور 5/05 درصد افزایش یافته است.

2-2-3 تحویل گاز سبك

جدول 3-35 و نمودار 3-11 وضعیت تحویل گاز سبك را در بخش‌های مختلف مصرف، طی سال‌های
95-1385 نشان می دهد.
گاز سبك تولیدی پس از تأمین گاز موردنیاز بخشی از پروژه‏های تزریق و مصارف عملیاتی بخش بالادستی و پایین‌دستی صنعت نفت، مابقی به شبكه انتقال شركت ملی گاز ایران تزریق می‌گردد.
بخش اعظم گازسبك تولیدی در كشور كه به شركت ملی گاز تحویل می‌گردد، جهت تأمین مصارف بخش‌های خانگی، تجاری، صنعت، كشاورزی و نیروگاه‌ها استفاده می‏گردد كه در سال 1385 این رقم 270/10 میلیون مترمكعب در روز بوده است. مصارف بخشی در سال 1395 با 7/1 درصد افزایش نسبت به سال قبل از مقدار 462/17 به میزان 498/3 میلیون مترمكعب در روز رسیده است. میانگین رشد مصارف بخشی گاز سبك در دورة ده‌ساله 95-1385 برابر با 6/3 درصد بوده‌است.
گاز موردنیاز برای خوراك پتروشیمی در سال 1395، 16/05 میلیون مترمكعب در روز بوده كه به دلیل افزایش ظرفیت‌های این بخش در سال 1395 نسبت به سال قبل حدود 6/3 درصد افزایش داشته است.
در سال 1385، گازسبك تولیدی كه در واحدهای عملیاتی شامل خوراك واحدهای هیدروژن‌سازی و سوخت پالایشگاه‌های نفت، گاز و تلمبه‌خانه‌ها و ایستگاه تقویت فشار به مصرف رسیده، بالغ‌بر 19/34 میلیون مترمكعب در روز بوده كه در سال 1395 با احتساب خوراك واحدهای هیدروژن سازی پالایشگاه‌های نفت به 26/43 میلیون مترمكعب در روز رسیده است. عمده مصرف گاز طبیعی در واحدهای عملیاتی در پالایشگاه‌های نفت و گاز، تلمبه‌خانه‌های خطوط انتقال نفت و ایستگاه‌های تقویت فشار گاز می‌باشد. لازم به ذكر است كه در سال 1395 میزان تزریق به مخازن گاز سراچه در قم و شوریجه در خانگیران، حدود 5/86 میلیون مترمکعب در روز بوده است كه نسبت به سال قبل 3/6 درصدكاهش داشته است.

سوخت پالایشگاه های گاز
واحدهای مختلف در پالایشگاه های گازی بخشی از تولیدات گاز خود را برای مصرف سوخت استفاده می كنند. میزان مصرف سوخت گاز پالایشگاه های گازی در دوره زمانی 95-1387 به تفكیك در جدول 3-35 نشان داده‌شده است. چنان‌كه از جدول 3-36 مشهود است، میزان مصرف سوخت گاز در پالایشگاه های گازی تابعی از عملکرد و میزان تولید گاز سبک آن‌ها بوده و به همین دلیل در اکثر پالایشگاه‌هایی که نسبت به سال گذشته کاهش تولید داشته‌اند تغییر آن کاهشی بوده است، اما مجموع مصرف سوخت پالایشگاه‌های گاز در سال 1395 نسبت به سال قبل33/3 درصد افزایش یافته كه منشأ اصلی این افزایش مربوط به افزایش ظرفیت و عملکرد پالایشگاه‌های گاز در مجتمع پارس جنوبی‌بوده است.

3-2-3 تولید مایعات و میعانات گازی

مایعات گاز طبیعی (NGL) از گازهای تولیدی مخازن نفتی (گاز همراه) به‌صورت مایع جدا می‏شوند. مایعات گازی از كارخانه‏های گاز و گازمایع در مناطق نفت خیز جنوب به‌صورت مایعات گازی ترش و شیرین تولید می‏گردند. مایعات گازی ناحیه آغاجاری (100 تا 300) ترش و مابقی شیرین هستند.
میعانات گازی (Condensate) از گازهای غنی گنبدی و سازندی و گاز میادین مستقل گازی در كارخانه‏های گاز و گازمایع 900 و 1000 و 1600 و پالایشگاه گاز شهید هاشمی‌نژاد، فجرجم، پالایشگاه سرخون، پالایشگاه پارسیان، نم‌زدایی گنبدلی، نم‌زدایی سراجه، نم‌زدایی گورزین و پالایشگاه‌های فازهای مختلف پارس جنوبی تولید می‏گردند.
جدول 3-37 وضعیت تولید مایعات و میعانات گازی را به تفکیک پالایشگاه‌ها و واحدهای نم‌زدایی تحت بهره‌برداری شركت‌ ملی گاز ایران و شرکت ملی نفت ایران و شرکتهای تابعه را نشان می دهد. همانگونه که در جدول ملاحظه می گردد، افزایش تولید قابل توجه میعانات گازی در فازهای جدید 12 و 15و16 پارس جنوبی و آغاز به تولید میعانات گازی فازهای 17 و 18و 19 و 20 و 21، علی رغم کاهش تولید در سایر فازها و پالایشگاه‌های استحصال کنندة میعانات گازی، منجر به رشد تقریباً 14/7 درصدی در تولید میعانات گازی و رشد جمعاً 10/7 درصدی در تولید مایعات و میعانات گازی کشور شده است.

3-3 نیروگاه‌ها

در سال 1395، 1020 مگاوات به ظرفیت واحدهای گازی، 976 مگاوات به ظرفیت واحدهای چرخه ترکیبی، 300 مگاوات به واحد برق‌آبی و 30 مگاوات به واحدهای تجدیدپذیر افزوده شد و واحدهای برق بخاری و برق دیزلی اتمی تغییری نسبت به سال قبل نداشتند و مجموعاً 2325 مگاوات به ظرفیت نامی نیروگاه‌های کشور اضافه شد. به این ترتیب ظرفیت نصب شده کشور (شامل نیروگاه‌های تجدیدپذیر) با رشد 3/1 نسبت به سال قبل به76428 مگاوات و تولید ناویژه انرژی برق با رشد حدود 2/75درصدی نسبت به ‏سال قبل به ‏حدود 289196میلیون کیلووات ساعت رسید. در این سال بار تامین شده همزمان با حداكثر نیاز مصرف، با رشد افزایشی 5/7 درصدی نسبت به سال قبل 52159 مگاوات‏ رسید.

1-3-3 قدرت نامی ‏و عملی نیروگاه‌های کشور

از مجموع قدرت نامی بیشترین سهم مربوط به نیروگاه‌های گازی با ظرفیت 27890 مگاوات و چرخه تركیبی با 19470 مگاوات قدرت می‌‌باشد. نیروگاه‌های بخاری بعد از نیروگاه‌های گازی و چرخه تركیبی با 15830 مگاوات قدرت در رده بعدی قرار دارند. در طی سال‌های 95-1385 میانگین قدرت عملی نیروگاه‌های کشور از 40995 مگاوات در سال 1385 با متوسط رشد 4/97 درصد به 66598 مگاوات افزایش یافته است.
بر اساس اطلاعات موجود نسبت قدرت عملی نیروگاه‌های كشور به قدرت نامی آن معادل 87/14 درصد بوده است كه نشان می‌دهد به میزان 12/86 درصد از قدرت نامی نیروگاه‌های كشور در شرایط عملیاتی فاصله وجود دارد.
جدول 3-38 قدرت نامی، عملی و تولید نیروگاه‌های كشور را به تفكیك نوع نیروگاه در سال‌های
95-1385و نمودار 3-12روند تغییرات تولید برق انواع نیروگاه‌ها را در سال‌های 95-1385 نشان می دهد.

طی دوره 95-1385، میانگین نرخ رشد تولید ناویژه برق در انواع مختلف نیروگاه‌های کشور در این دوره 4/14 درصد بوده كه در مقایسه با میانگین رشد 5/1 درصد مصرف كل برق (شامل مصرف داخلی نیروگاه‌ها و فروش داخلی) نشان دهنده آن است که متوسط نرخ رشد مصرف برق در طی دوره مورد نظر بیشتر از تولید برق بوده است. نمودار 9-3. روند تغییرات تولید برق انواع نیروگاه‌ها را در سال‌های 95-1385 نشان می دهد.

2-3-3 تولید برق

تولید برق ناویژه در سال 1395 بالغ بر 289196 میلیون کیلووات ساعت بوده كه كه بر اساس آمارنامة BP در سال 2016 در جایگاه 15 جهان قرار گرفته و در منطقه خاورمیانه پس از كشور عربستان(با تولید حدود 330/5 تراوات ساعت) در رتبه دوم قرار دارد. درصد استفاده از ظرفیت عملی نیروگاه‌های کشور در طی سال 1395 ،49/4 درصد بوده كه نسبت به سال 1394 با میزان 49/5 درصد، 0/1 درصد کاهش یافته است. ضمناً تولید سرانه نیروگاه‌ها در سال 1395، 3578 كیلووات ساعت گزارش گردیده كه نسبت به سال قبل (3542 كیلووات ساعت) یك درصد افزایش یافته است.
ضریب بهره‌‏برداری از نیروگاه‌ها در سال 1395 به تفكیك نوع نیروگاه‌ در مقایسه با سال 1394 به شرح جدول 3-39 بوده است.

همان‌طور که در جدول 3-39 و نمودار 3-13 ملاحظه می‏گردد به‌طوركلی ضریب بهره‌برداری از نیروگاه‌های كشور در سال 1395 نسبت به سال قبل به دلیل کاهش بهره برداری از نیروگاه های حرارتی حدود 0/1 درصد کاهش یافته است.
در سال 1395 نیروگاه‌های چرخه‌تركیبی و نیروگاه اتمی بوشهر دارای بالاترین ضریب بهره‏برداری بوده‌اند، وضعیت تولید برق نیروگاه‌های آبی كه به میزان بارندگی و حجم آب ذخیره پشت سدها بستگی دارد، با افزایش روبرو بوده است.
تولیدناویژه برق نیروگاه‌های بخاری از 92481گیگاوات ساعت در سال 1385 با میانگین رشد سالانه 0/86- درصد به85092گیگاوات ساعت در سال 1395 رسیده است. سهم تولید برق در همین دوره در این نیروگاه‌ها از48درصد در سال 1385به حدود 29/4 درصد در سال 1395کاهش یافته است زیرا احداث نیروگاه‌های بخاری به تدریج كاهش یافته و طرح های توسعه نیروگاهی در سال‌های اخیر بیشتر ازطریق ایجاد نیروگاه‌های گازی و چرخه تركیبی صورت پذیرفته است به‌طوری كه تولید ناویژه برق نیروگاه‌های گازی و چرخه ترکیبی از 81578/4 گیگاوات ساعت در سال 1385 با متوسط رشد سالانه 8/24 درصد به 180637 گیگاوات ساعت در سال 1395 افزایش یافته است. با توسعه نیروگاه‌های چرخه ترکیبی و گازی، سهم آنها از تولید برق حدود 42/34 درصدی در سال 1385 به 62/46 درصد در سال 1395 رسیده است. در سال 1385 سهم نیروگاه‌های آبی در كل تولید برق كشور 9/48 درصد بوده كه این رقم در سال 1395 به 5/68 درصد بالغ گردیده است كه نمایانگر وقوع خشكسالی‌های دوره‌ای و طولانی مدت به خصوص در دهه 80 و سال‌های اخیر بوده كه سبب شد سهم نیروگاه‌های آبی از تولید كل كشور رقم پایینی را نشان دهد. لازم به توضیح است كه سهم تولید برق از نیروگاه‌های دیزلی در كشورها بسیار پایین بوده و این مقدار در سال 1395 به معادل 0/016 درصد رسیده است.
به استناد آمارهای تولید برق از منابع تجدید پذیر شامل نیروگاه‌های بادی، خورشیدی و تجدیدپذیر كه در سال 1385، 0/065 درصد معادل 125/39 گیگاوات ساعت بوده، به علت ادغام تولید نیروگاه‌ اتمی در تولید نیروگاه‌های تجدیدپذیر به 7001 گیگاوات ساعت یعنی حدود 55 برابر در سال 1395 رسیده است

3-3-3 مصرف سوخت نیروگاه‌ها

نیروگاه‌های حرارتی کشور شامل نیروگاه‌های بخاری، چرخه ترکیبی، گازی و دیزلی برای تولید برق از سوخت‌های مایع و یا گازطبیعی استفاده می‏کنند. متناسب با افزایش قدرت نیروگاه‌ها، با توجه به راندمان و ضریب بهره‏برداری، مصرف سوخت در نیروگاه‌های حرارتی از 314/5 میلیون بشکه معادل نفت‏خام در سال 1385با رشد متوسط سالیانه 3/9 درصد به 462/2 میلیون بشکه معادل نفت‏خام (این مقدار مجموع نفت‌گاز معادل 36/23، نفت كوره 31/65، گاز طبیعی 392/73 میلیون بشكه معادل نفت خام و مابقی شامل گاز كوره بلند و كك می‌باشد) در سال 1395 افزایش یافته است، در حالی‌كه رشد تولید برق در نیروگاه‌های حرارتی در همین دوره به‌طور متوسط سالیانه 4/28 درصد بوده است كه بیانگر افزایش مصرف متناسب با تولید در نیروگاه‌های كشور می‌باشد. در پنج سال گذشته (95-1391) رشد متوسط مصرف سالیانه سوخت در نیروگاه‌های حرارتی حدود 2/9 درصد بوده درصورتی‌كه رشد تولید برق در نیروگاه‌های حرارتی در همین دوره 2/63 درصد می‌باشد. این امر نیز به طور كلی نمایانگر کاهش راندمان نیروگاه‌های حرارتی در رابطه با مصرف سوخت برای تولید برق در دوره پنج ساله اخیر بوده است و لذا بهبود نسبی حاصل نشده است.
سهم گازطبیعی در سوخت نیروگاه‌های کشور از 73 درصد در سال 1385 به 85 درصد در سال 1395 افزایش داشته است و سهم نفت‏کوره از 17/3 درصد به 7 درصد و همچنین سهم نفت‌گاز از 9 به 8 درصد با کاهش قابل ملاحظه‌ روبرو بوده‌اند كه این امر را می‌توان به علت کاهش مصرف این فرآورده‌ها در نیروگاه‌های بخاری، گازی و چرخه تركیبی و افزایش مصرف گاز طبیعی به ویژه طی دوره 95-1393 نسبت داد.طی دوره 95-1387 راندمان نیروگاه‌های حرارتی وزارت نیرو و بخش خصوصی تغییر چندانی نداشته است. لازم به توضیح است كه میزان مصرف گاز در نیروگاه‌های كشور در سال 1395 نسبت به سال 1394 به میزان 5/84 درصد افزایش یافته است و این در حالیست كه مصرف نفت‌گاز 3/77 درصد نسبت به سال گذشته كاهش و همچنین مصرف نفت كوره نیز 35/67 درصد نسبت به سال گذشته كاهش داشته است كه نشانه تامین بیشتر گاز طبیعی برای فصول سرد سال در نیروگاه‌ها و كاهش مصرف فرآورده‌های مایع می‌باشد.
جدول 3-40 و نمودار 3-14 روند مصرف سوخت در كل نیروگاه‌های حرارتی كشور و راندمان آنها را طی سال‌های 95-1385 نشان می دهد.

4-3 سایر واحدهای فرآورش

1-4-3 میزان و روند تولید و مصرف زغال‌سنگ و فرآورده‌های آن

عملیات استخراج از معادن زغال‌سنگ توسط شركت‌های دولتی و بخش خصوصی به دو صورت كك‌شو و حرارتی صورت می‌گیرد. در جدول 3-41 میزان تولید زغال‌سنگ و فرآورده‌های آن در ایران طی سال‌های 1384 تا 1394 و در نمودار 3-15 روند تولید زغال‌سنگ و فرآورده‌های آن در ده سال اخیر نمایش داده‌شده است. با بررسی روند تولید مشخص می‌شود با وجود كاهش تولید در برخی سال‌ها، روند تولید زغال‌سنگ در كشور افزایشی بوده و از میزان 2/3 میلیون تن در سال 1384 به میزان 2/51 میلیون تن در سال 1394 رسیده است. این روند با رشد افزایشی بسیار كند و به‌طور میانگین 0/7 درصد در سال به وجود آمده است.
چنان كه از جدول 3-41 مشهود است، در سال 1394 حدود 2/51 میلیون تن در سال از زغال‌سنگ كشور استخراج می‌شود كه از آن حدود 1/26 میلیون تن زغال‌سنگ كنسانتره تولید شده است كه این رقم در سال 1394 نسبت به سال قبل حدود 12/8 درصد كاهش نشان می دهد.

جدول 3-42. عملكرد میزان تولید زغال‌سنگ كنسانتره را طی سال‌های 95-1385 نشان می‌دهد.

چنان كه از جداول فوق مشهود است، با توجه به روند افزایشی تولید كنسانتره در سال 1394 نسبت به سال‌های ماقبل، میزان تولید زغال‌سنگ كنسانتره در كشور در طول دوره سال های94-84 رشد افزایشی متوسط 3/0 درصدی را طی كرده است.
در سال‌های اخیر بزرگترین تولید كنندگان زغال‌سنگ كشور شركت‌های دولتی (كرمان، طبس، البرز شرقی، البرز مركزی و البرز غربی) بوده‌اند كه البته شركت البرز غربی در چند سال اخیر تولیدی نداشته است. در كنار شركت‌های دولتی مذكور، بخش خصوصی نیز در تولید زغال‌سنگ نقش داشته است.
زغال‌سنگ استخراج‌شده از معادن در كارخانه زغالشویی مورد شستشو قرار می‌گیرد و به كنسانتره تبدیل می‌شود. تا سال 1390 تنها بخش دولتی (كرمان،‌طبس، البرز شرقی و البرز مركزی)،‌ از زغال‌سنگ استخراج‌شده در كشور، كنسانتره تولید می‌كرد اما از آن سال به بعد با گسترش خصوصی‌سازی معادن، بخش خصوصی نیز فعالیت خود را با راه‌اندازی یك واحد تولید كنسانتره در طبس (كارخانه زغال‌شویی نگین از مجموعه احیأ سپاهان) اغاز كرد. در حال حاضر همچنان عمده ی كنسانتره توسط بخش دولتی تولید می‌شود. در جدول 3-43 میزان تولید كنسانتره زغال‌سنگ به تفكیك بخش دولتی و خصوصی طی سالهای 1384 تا 1394 نمایش داده‌شده است.

كنسانتره زغال‌سنگ جهت تبدیل به كك به واحدهای كك‌سازی ارسال می‌گردد. ازجمله واحدهای كك‌سازی می‌توان به كك‌سازی شركت ذوب آهن اصفهان، واحده ای سنتی كك‌سازی سمنان،واحدهای سنتی كك‌سازی آق دربند خراسان رضوی، واحدهای سنتی كك‌سازی اذربایجان شرقی و واحدهای كك‌سازی و پالایش قطران زرند كه ازجمله مهم‌ترین واحدهای كك‌سازی كشور می‌باشند، اشاره كرد. در جدول 3-44 میزان و روند تولید كك این واحدها از سال 1384 تا 1394 درج شده است. كك تولید شده به‌عنوان عامل احیاء در كارخانه ذوب برای تبدیل سنگ آهن به چدن در فرآیند فولادسازی به روش كوره بلند مورداستفاده قرار می‌گیرد.

گاز كك، گاز كوره بلند و قطران دیگر فرآورده‌های واحدهای كك‌سازی هستند. گاز كك در واحدهای كك سازی، فولاد سازی، كوره بلند، اگلومراسیون و نیروگاه‌ها مورداستفاده قرار می‌گیرد. گاز كوره بلند نیز در كوره بلند، واحدهای نورد و نیروگاه‌ها مورداستفاده قرار می‌گیرد. در حال حاضر گاز كك و قطران در دو واحد كك‌سازی شركت ذوب آهن اصفهان و واحد كك‌سازی و پالایش قطران زرند و گاز كوره بلند در واحد كك‌سازی شركت ذوب آهن اصفهان تولید می‌شود. میزان تولید این فرآورده‌ها در سنوات گذشته در جدول 3-45 مشخص شده است.

5-3 وضعیت جهانی

1-5-3 پالایش نفت خام

ظرفیت پالایشگاه‌ها در مناطق مختلف جهان به ترتیب در جدول 3-46 نشان داده شده است. ظرفیت پالایشگاه‌های جهان در سال 2016 نسبت به سال 2015 همراه با افزایش تولید و مصرف نفت‏خام در جهان به ترتیب با رشد افزایشی 0/5 درصد روبرو بوده لیكن از كل ظرفیت پالایشگاه‌ها در جهان 83 درصد استفاده شده است، بدین‌معنا كه ظرفیت پالایشگاه‌های جهان حدود 17 درصد بیش از خوراك نفت‏خام برای تولید فرآورده‌‌های پالایشگاهی در سال 2016 بوده است.

2-5-3 گاز طبیعی

در جدول 3-48 تولید گاز در مناطق مختلف جهان نشان داده شده است كه در سال 2016 تولید گازطبیعی جهان 0/8 درصد نسبت به سال 2015 افزایش داشته است. جدول 3-49 تولید گاز كشورهای عمده دارای ذخایر گاز و سهم آنها از تولید گاز جهانی را در سال‌های 2014 تا 2016 نشان می‌دهد.

در این آمار كشور ایران با 5/7 درصد از كل گاز تولیدی جهان و 6/9 درصد افزایش نسبت به سال قبل داشته است.

3-5-3 برق

تولید برق در مناطق مختلف جهان و همچنین تولید و سهم برق در پنج كشور صنعتی در جداول 3-50 و 3-51 نشان داده شده است.

جداول فوق نشان می‌دهد، در سال 2016، تولید برق در جهان، 2/48 درصد نسبت به سال قبل افزایش یافته و در مجموع كشورهای حوزه اقیانوس آرام با سهم 43/9 درصد بیشترین تولید را به خود اختصاص داده‌اند. در این میان كمترین سهم نیز به ترتیب به منطقه آفریقا و خاورمیانه تعلق دارد.

4-5-3 زغال سنگ

جدول 3-52 تولید زغال سنگ را به تفكیك مناطق مختلف جهان نشان می‏دهد. تولید زغال‏سنگ در جهان در سال 2016 حدود 5/9 درصد نسبت به سال 2015 كاهش داشته است.