نوع گزارش : گزارش های راهبردی
نویسندگان
1 کارشناس گروه انرژی دفتر مطالعات انرژی، صنعت و معدن مرکز پژوهش های مجلس شورای اسلامی
2 پژوهشگر گروه انرژی دفتر مطالعات انرژی، صنعت و معدن مرکز پژوهش های مجلس شورای اسلامی
چکیده
ایران با داشتن حدود ۳۲/۵ تریلیون مترمکعب ذخایر گازی قابل استحصال، سهمی معادل ۱۷/۳ درصد از ذخایر گازی قابل استحصال جهان را دراختیار دارد. اهمیت غیرقابل انکار گاز طبیعی در تأمین انرژی کشور با داشتن سهم بیش از ۷۲ درصدی در سبد انرژی مصرفی کشور، ضرورت بررسی موشکافانه جریان ها و تبادلات گاز در کشور را بیش از پیش نمایان می سازد تا مسائل اساسی موجود در زنجیره گاز کشور کشف و راهکارهای حل آنها تشخیص داده شود. اولین قدم در این راستا، ارائه تصویر جامع، شفاف و دقیق از تبادلات حجمی و مالی زنجیره گاز کشور از مبدأ تا مصرف کننده نهایی است. بازیگران اصلی در زنجیره ارزش گازطبیعی کشور شرکت های ملی نفت و گاز ایران، شرکت های پالایش گاز، شرکت انتقال گاز ایران و شرکت های گاز استانی هستند. در مراحل ابتدایی زنجیره یعنی اکتشاف، توسعه و تولید، شرکت ملی نفت ایران حضور دارد و در مراحل بعدی یعنی پالایش، انتقال، ذخیره سازی، صادرات/ واردات و توزیع شرکت ملی گاز ایران و شرکت های تابعه آن ایفای نقش می کنند. عمده درآمدهای شرکت ملی گاز از محل فروش صادرات گاز طبیعی به ترکیه و عراق و سپس فروش صادراتی گاز مایع و در نهایت فروش داخلی محصولات فرعی این شرکت حاصل می شود. همچنین بیشترین میزان هزینه کرد این شرکت نیز به ترتیب مربوط به سهم مالکانه دولت، سهم شرکت ملی نفت از فروش اتان و گاز مایع و سهم صندوق توسعه ملی است. عمده مبادلات در زنجیره ارزش گاز طبیعی براساس توافق بین بازیگران اصلی این زنجیره با نرخ های متفاوت انجام می شود. همچنین تسهیم درآمدها نیز ضابطه دقیق و مشخصی ندارد. لذا با توجه به سرمایه ملی بودن این منابع، لازم است اصولی شفاف و قاعده مند برای تنظیم نرخ های این مبادلات در قوانین بالادستی لحاظ شود.
چکیده تصویری
گزیده سیاستی
گام نخست در بررسی مسائل زنجیره گاز، ارائه تصویری جامع و شفاف از انواع تبادلات حجمی و مالی این زنجیره و تعیین نقش هریک از بازیگران آن است.
کلیدواژهها
موضوعات
بیان/ شرح مسئله
تغییرات روند مصرف انرژی در جهان حاکی از نقش روزافزون گاز طبیعی در تأمین انرژی مردم دنیاست، بهگونهای که در افق 2050 طبق برآوردهای انجام شده، گاز طبیعی بیشترین تقاضا را در بین دیگر منابع انرژی خواهد داشت. اهمیت گاز در کشور ما بسیار بیشتر است، چراکه ایران بعد از روسیه با در اختیار داشتن بیش از 32/5 تریلیون مترمکعب از ذخایر متعارف گاز، دومین کشور دنیا از این حیث است. در حال حاضر بیش از 72 درصد از مصارف انرژی کشور توسط گاز طبیعی تأمین میشود. اهمیت غیرقابلانکار گاز طبیعی در تأمین انرژی و اقتصاد کشور، ضرورت بررسی موشکافانه جریانها و تبادلات گاز در کشور را بیش از پیش نمایان میسازد تا چالشهای اساسی موجود در زنجیره گاز کشور کشف و راهکارهای حل آنها تشخیص داده شود. لذا اولین قدم در راستای تحقق این مهم، ارائه تصویر جامع، شفاف و دقیق از تبادلات حجمی و مالی زنجیره گاز کشور از مبدأ تا مصرفکننده نهایی است.
نقطهنظرات/ یافتههای کلیدی
مطابق صورتهای مالی منتشر شده شرکت ملی گاز که مبنای این گزارش میباشد:
پیشنهاد راهکارهای تقنینی، نظارتی یا سیاستی
نگاه کلی به مجموعه مبادلات در طول زنجیره ارزش گاز طبیعی طی سالهای مورد بررسی این گزارش، نشاندهنده آن است که عمده این مبادلات براساس توافق بین بازیگران اصلی این زنجیره و با نرخهای متفاوت انجام میشود. همچنین تسهیم درآمدها نیز ضابطه دقیق و مشخصی نداشته است. لذا با توجه به اینکه موضوع این مبادلات سرمایه ملی کشور میباشد، پیشنهاد میشود اصولی شفاف و قاعدهمند برای تنظیم نرخهای این مبادلات در قوانین بالادستی لحاظ شود. لذا باید ضوابط تبادلات اولیه و میانی گازطبیعی در مواردی مانند فروش گاز به قصد خرید متقابل و انتقال گاز بدون بازگشت یا خرید متقابل مشخص شود.
بررسی روند تغییرات سبد انرژی مصرفی دنیا در دهههای گذشته و نیز پیشبینیهایی که برای آینده این سبد در سالهای آتی وجود دارد، همگی حاکی از روند روزافزون اهمیت گاز طبیعی در تأمین انرژی مردم دنیا و استمرار این روند در آینده است. بررسی مطالعات بینالمللی نشاندهنده آن است که در بین حاملهای انرژی فسیلی فقط گاز طبیعی است که در افق 2050 نهتنها تقاضا برای آن در تأمین انرژی دنیا کاسته نخواهد شد، بلکه با افزایش تقاضا بهمنظور تأمین انرژی همراه خواهد بود؛ این میزان رشد مطابق پیشبینی سازمان چندجانبه بینالمللی مجمع کشورهای صادرکننده گاز(شکل 1) معادل 3 واحد درصد بوده و شرکت بریتیش پترولیوم این عدد را حدود یک درصد پیشبینی کرده است[1]. نقش گاز طبیعی در تأمین انرژی مصرفی ایران با در اختیار داشتن حدود 32/5 تریلیون مترمکعب (17 درصد از ذخایر گازی دنیا) که پس از روسیه دومین دارنده ذخایر اثبات شده گاز غنی در دنیاست، بسیار پررنگتر بوده بهگونهای که بیشتر از 72 درصد از انرژی کشور از گاز طبیعی تأمین میشود [2].
شکل 1. نمودار دورنمای تقاضای جهانی انرژی در افق 2050
Source: Global Gas Outlook 2050 synopsis, Gas Exporting Countries Forum, 2022 Edition.
طبق آمار ارائه شده توسط شرکت بریتیش پترولیوم شاخص ذخیره به تولید گاز طبیعی برای ایران بیش از دو برابر میانگین جهانی (48/8 سال) بوده و حدود 128 سال است. بررسیها نشان میدهد در صورت عدم انجام اقداماتی ازجمله سرمایهگذاری و توسعه مناسب در صنعت بالادست نفت و گاز، در کنار جلوگیری از اتلاف و فلرینگ گاز در پالایشگاهها و شبکه خطوط و درنهایت بهینهسازی مصرف انرژی توسط مصرفکنندگان نهایی، ناترازی فعلی گاز طبیعی کشور تشدید خواهد شد.
با توجه به تفکیک وظایف انجام شده، بازیگران مختلفی در طول زنجیره ارزش گاز طبیعی حضور دارند. تعدد این بازیگران (با توجه به وظایف و نقش متفاوت آنها) و نیز همپوشانی حوزه وظایف آنها باعث شده تبادلات حجمی و مالی گسترده و پیچیدهای در طول زنجیره مزبور شکل گیرد. گام نخست در بررسی این زنجیره، تعیین چالشهای آن و اصلاح روندهای نامناسب آن (که موجب عدم بهرهوری بیشینه و اتلاف گاز شده است)، ارائه یک تصویر جامع، کامل و شفاف از تبادلات حجمی و مالی این زنجیره و تعیین نقش هریک از بازیگران آن است. گزارش حاضر در ابتدا به ارائه نمایی کلی از زنجیره ارزش گاز در کشور پرداخته، سپس تبادلات حجمی این زنجیره با جزئیات بررسی شده است. در بخش بعد تبادلات مالی (مبتنیبر صورتهای مالی سال 1400 شرکتهای بازیگر در زنجیره ارزش گاز طبیعی) متناظر با مبادلات حجمی بررسی شده در بخش قبل مورد واکاوی قرار گرفته است.
2.تصویر کلی تبادلات حجمی گاز کشور
مطابق با تقسیم وظایف صورت گرفته در کشور ما در ابتدای زنجیره ارزش گاز، یعنی در بخش اکتشاف، حفاری و بهرهبرداری از میادین گازی، شرکت ملی نفت ایران حضور دارد. سایر بخشهای زنجیره از تصفیه، پالایش، انتقال تا توزیع، توسط شرکت ملی گاز ایران و شرکتهای تابعه آن انجام میشود. در ابتدا شرکت ملی نفت، گازهای تولیدی از میادین مستقل گازی و گازهای خروجی از تأسیسات نفتی (واحدهای انجیال) را در ورودی پالایشگاههای گازی به شرکت ملی گاز ایران میفروشد. این گازها توسط شرکت ملی گاز به شرکتهای پالایش گاز (پالایشگاههای گازی) فروخته میشود. همچنین بخشی از گازهای تصفیه شده تأسیسات نفتی بهطور مستقیم توسط شرکت ملی گاز به شرکت انتقال گاز فروخته خواهد شد (شکل 2).
شکل 2. نمایی کلی از زنجیره ارزش گاز
پس از شیرینسازی و تصفیه گاز ورودی به پالایشگاهها و جداسازی فراوردههای جانبی و ناخالصیها از آن، گاز طبیعی تصفیه شده توسط شرکت انتقال گاز ایران و سایر فراوردهها نیز (بهجز گوگرد) توسط شرکت ملی گاز از شرکتهای پالایش گاز خریداری میشود. این فراوردهها که عمدتاً گاز اتان و گاز مایع (الپیجی) هستند، غالباً در داخل به پتروشیمیها عرضه شده و یا صادر میشود. گاز طبیعی تصفیه شده ورودی به شرکت انتقال گاز بههمراه گاز دریافتی از مخازن ذخیرهسازی و گاز وارداتی، وارد شبکه خطوط سراسری انتقال گاز میشود. بخش عمده این گازها برای مصارف گازرسانی به شرکتهای گاز استانی انتقال یافته و بقیه آن برای مصارف غیرگازرسانی نظیر صادرات گاز، تزریق در مخازن ذخیرهسازی، تزریق در مخازن نفتی توسط شرکت انتقال گاز به شرکت ملی گاز فروخته میشود. بخش اندکی از گاز ورودی به شبکه خطوط سراسری نیز صرف مصارف داخلی شرکت مانند ایستگاههای تقویت فشار و اتلاف در شبکه میشود. گفتنی است بخشی از گاز غنی تولیدی توسط شرکت ملی نفت بهطورمستقیم توسط این شرکت به پتروشیمیهای گازی تحویل داده میشود. در شکل 3 تصویر کلی مبادلات گازی کشور به نمایش درآمده است [3].
شکل 3. تصویر کلی تبادلات گاز کشور
مأخذ: تحلیل نگارندگان گزارش (مبتنیبر گزارشهای عملکرد و صورتهای مالی شرکت ملی گاز ایران طی سالهای مختلف).
در ادامه با تفکیک هریک از بخشهای زنجیره ارزش گاز، جزئیات بیشتری ارائه شده است.
2-1. منابع گازی کشور و برداشت از آنها
در حال حاضر 21 میدان گازی فعال در کشور وجود دارد که مجموع ذخایر گاز غنی نهفته در آنها حدود 32/5 تریلیون مترمکعب است. این امر موجب شده که ایران پس از روسیه با در اختیار داشتن حدود 17 درصد از ذخایر گازی اثبات شده دنیا (42 درصد از ذخایر گازی خاورمیانه) در جایگاه دومین دارندگان ذخایر گازی قرار گیرد. مشخصات میادین گازی کشور به تفکیک قرار گرفتن در خشکی و دریا، نوع مخزن آنها و توزیع احجام و موقعیت آنها در جداول 1 تا 3 آورده شده است.
جدول 1. مشخصات میادین گازی فعال کشور
عنوان/ شرکت |
نوع |
تعداد میادین |
|
خشکی |
شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب |
سازندی |
2 |
شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب |
گنبدی |
2 |
|
شرکت نفت مناطق مرکزی ایران |
میادین مستقل گازی |
13 |
|
دریا |
شرکت نفت و گاز و پارس |
سازندی |
1 |
شرکت نفت فلات قاره |
سازندی |
1 |
|
شرکت نفت فلات قاره |
میادین مستقل گازی |
2 |
|
جمع کل |
21 |
مأخذ: وزارت نفت، معاونت برنامهریزی، مؤسسه مطالعات انرژی، ترازنامه هیدروکربور، گزارش عملکرد شرکت ملی گاز در سالهای 1399 الی 1400.
جدول 2. وضعیت ذخایر میادین گازی کشور (واحد: تریلیون مترمکعب)
مناطق |
نوع |
ذخیره نهایی تا پایان سال 1400 |
کل تولید انباشتی |
باقیمانده قابل استحصال |
خشکی |
همراه و کلاهک |
8/1 |
2/1 |
6/1 |
مستقل |
9/76 |
2/1 |
7/75 |
|
جمع |
17/86 |
4/2 |
13/85 |
|
دریا |
همراه و کلاهک |
0/52 |
0/29 |
0/23 |
مستقل |
20/65 |
2/13 |
18/42 |
|
جمع |
21/7 |
2/4 |
18/65 |
|
جمع کل کشور |
39/06 |
6/5 |
32/5 |
مأخذ: همان.
جدول 3. موقعیت میادین گازی کشور از نظر خشکی و دریا
منابع گازی خشکی |
منابع گازی دریایی |
|||
مناطق نفتخیز جنوب |
نفت مناطق مرکزی |
نفت گاز پارس |
نفت فلات قاره |
|
سازند مارون خامی |
میدان گازی خانگیران |
دالان |
میدان پارس جنوبی |
میدان سلمان/ سازند کنگان و دالان |
سازند ژوراسیک مسجد سلیمان |
گنبدلی |
تابناک |
|
میدان لاوان |
گنبدی نفت سفید |
نار |
هما |
|
میدان گورزین |
گنبدی پازنان |
کنگان |
شانول |
|
|
|
سرخون |
وراوی |
|
|
|
آغار |
سراجه |
|
|
|
تنگ بیجار |
|
|
|
4 |
13 |
|
1 |
3 |
مأخذ: همان.
از ابتدای بهرهبرداری از ذخایر گازی کشور طبق اطلاعات مندرج در ترازنامه هیدروکربور تا پایان سال 1400، حدود 17 درصد از ذخایر گازی اثبات شده متعارف کشور به بهرهبرداری رسیده است. 81 درصد از مجموع ذخایر گازی کشور مربوط به میادین مستقل گازی و 19 درصد باقیمانده مربوط به گازهای موجود در کلاهک گازی و گازهای همراه نفت است. همچنین 57 درصد از ذخایر گازی کشور در دریا و 43 درصد آن در خشکی قرار دارد [4].
در حال حاضر حوزههای گازی فعال کشور که تولید از آنها انجام میشود؛ عبارتند از: پارس جنوبی، کنگان، پارسیان، خانگیران، هرمزگان و ایلام که درکنار گازهای همراه تولیدی از تأسیسات نفتی، تأمینکنندگان داخلی گاز کشور هستند. در شکل 4 توزیع برداشت گاز کشور از منابع مختلف آن در ۵ سال گذشته ملاحظه میشود [4].
شکل ۴. نمودار توزیع برداشت از منابع گازی کشور در 5 سال گذشته
مأخذ: محاسبات نگارنده (مبتنیبرصورتهای مالی و گزارش عملکرد شرکت ملی گاز طی سالهای 1395 الی 1400).
2-2. پالایش گاز
پس از تحویل گاز غنی به شرکت ملی گاز ایران، گاز تحویلی برای پالایش، شیرینسازی، تولید فراوردههای جانبی به پالایشگاههای گازی منتقل میشود. این پالایشگاهها عبارتند از: مجتمع گازی پارس جنوبی، پالایشگاه فجرجم (کنگان)، پالایشگاه پارسیان، پالایشگاه شهید هاشمینژاد، پالایشگاه بیدبلند و مسجدسلیمان، پالایشگاه ایلام، پالایشگاه سرخون و قشم. در شکل 5 موقعیت مکانی این پالایشگاهها روی نقشه ایران مشخص شده است.
شکل 5. موقعیت جغرافیایی پالایشگاههای گازی شرکت ملی گاز ایران
ظرفیت اسمی و میزان گاز ورودی به پالایشگاههای گازی کشور از سال 1393 تا سال 1401 در شکل ۶ مشخص شده است. همچنین ظرفیت پالایش گاز کشور به تفکیک پالایشگاهها و نیز سهم هریک از پالایشگاههای گازی از ظرفیت پالایش گاز کشور در این شکل دیده میشود.
شکل ۶. نمودار الف) ظرفیت اسمی و گاز ورودی به پالایشگاههای کشور ب) ظرفیت پالایش گاز کشور به تفکیک پالایشگاهها
الف)
ب)
مأخذ: محاسبات نگارنده (مبتنیبرصورتهای مالی و گزارش عملکرد شرکت ملی گاز طی سالهای 1395 الی 1400).
همانطور که ملاحظه میشود کمترین میزان عملکرد پالایشگاههای گازی یعنی نسبت گاز ورودی به پالایشگاههای گازی کشور به ظرفیت پالایشی آنها مربوط به سال 1398 بوده که عددی معادل 66/8 میباشد. همچنین در حال حاضر در بین پالایشگاههای گازی کشور، کمترین درصد عملکرد مربوط به مجتمع گازی پارس جنوبی است که لازم به ذکر است حدود 70 درصد از ظرفیت پالایش گاز کشور در مجتمع گازی پارس جنوبی متمرکز شده است.
همانطور که پیشتر اشاره شد، گاز غنی ورودی به پالایشگاهها پس از پالایش، شیرینسازی و جداسازی به گاز سبک (متان)، اتان، گاز مایع، میعانات گازی، گوگرد و دیگر محصولات جانبی تفکیک میشود. گاز سبک از پالایشگاههای گازی توسط شرکت انتقال گاز ایران خریداری میشود تا برای رسیدن به مصرفکنندگان نهایی وارد خطوط سراسری انتقال گاز شود. میعانات گازی به شرکت ملی نفت ایران تحویل داده میشود و محصولات دیگر پالایشگاههای گازی مانند اتان عمدتاً توسط شرکتهای پتروشیمی خریداری شده و گاز مایع تولیدی نیز عمدتاً صادرات میشود. در شکل ۷ بهصورت کلی ورودی و خروجی شرکتهای پالایش گاز کشور (پالایشگاههای گازی) به تصویر کشیده شده است.
شکل 7. تصویر جریان گاز در شرکتهای پالایش گاز کشور
مأخذ: تحلیل نگارنده گزارش.
در شکل 8 منبع گاز ورودی به هریک از پالایشگاههای کشور و نیز محصولات تولیدی آنها آورده شده است.
شکل 8. منابع گاز ورودی و محصولات پالایشگاههای گازی کشور
مأخذ: همان.
گفتنی است با توجه به اینکه مبنای ترسیم شکل 8، صورتهای مالی و گزارش عملکرد شرکت ملی گاز در سالهای گذشته است، بنابراین خروجیهای هریک از پالایشگاههای نامبرده برمبنای اطلاعات مندرج در این منابع میباشد. منابع تأمین گاز و نیز محصولات گازی تأسیسات شرکت ملی نفت (واحدهای انجیال) در شکل 9 به نمایش گذاشته شده است.
شکل 9. منابع گاز ورودی و محصولات تأسیسات شرکت ملی نفت کشور
مأخذ: همان.
مایعات گازی خروجی از این واحدها، بهطور عمده به مجتمع پتروشیمی بندر امام خمینی (ره) و پتروشیمی بوعلی فرستاده شده و بخشی از آن صادر میشود. گازهای سبک خروجی نیز همانطور که در شکل نشان داده شده است جهت مصارفی همچون تزریق به میادین نفتی و گازرسانی به بخشهای مختلف مصرفی (خانگی، نیروگاه و ...) استفاده میشود.
2-3. تبادلات حجمی گاز با شرکتهای پتروشیمی
در شکل 10 تبادلات مبتنیبر گاز بین شرکتهای ملی نفت و گاز ایران با شرکتهای پتروشیمی به نمایش درآمده است. در این تبادلات پس از جداسازی گاز طبیعی (متان) از گاز غنی در پالایشگاههای گازی، سایر فراوردههای آن نظیر اتان، گاز مایع و پنتان توسط شرکت ملی گاز ایران به شرکتهای پتروشیمی فروخته میشود. گفتنی است درخصوص پتروشیمی بوشهر، خوراک گازی تحویلی به آن پس از فراورش و جداسازی محصولات مورد نیاز، گاز اتان تولید شده را بهطور مجدد به شرکت ملی گاز ایران میفروشد.
شکل 10. (الف) تبادلات گازی شرکت ملی گاز ایران با پتروشیمیها، (ب) تبادلات گازی شرکت ملی نفت ایران با پتروشیمیها
مأخذ: تحلیل نگارندگان گزارش (براساس صورتهای مالی گروه و شرکت ملی گاز و نفت ایران سال 1400).
همانطور که در شکل 10 (ب) نشان داده شده است، تبادلات گازی شرکت ملی نفت با شرکتهای پتروشیمی بهطور عمده شامل فروش اتان، مایعات گازی و گاز سبک خروجی از واحدهای انجیال (تأسیسات شرکت ملی نفت ایران) و شرکتهای پالایش گاز است.
2-4. انتقال و توزیع گاز طبیعی
پس از تصفیه و شیرینسازی گاز تحویل داده شده به پالایشگاههای گازی کشور و نیز گاز تصفیه شده در تأسیسات شرکت ملی نفت، این گازها بههمراه گاز طبیعی وارداتی و گاز دریافتی از مخازن ذخیرهسازی کشور توسط شرکت ملی انتقال گاز خریداری شده و به خطوط سراسری انتقال گاز طبیعی تزریق میشوند. بخش عمده گاز طبیعی دریافتی توسط این شرکت برای مصارف گازرسانی به شرکتهای گاز استانی فروخته شده و بخش دیگر آن برای صادرات، تزریق در مخازن ذخیرهسازی و تزریق در مخازن نفتی مجدد به شرکت ملی گاز ایران فروخته میشود. بخش اندکی از گاز دریافتی شرکت انتقال گاز نیز صرف مصارف داخلی شرکت همچون ایستگاههای تقویت فشار شده و یا در شبکه اتلاف خواهد شد. در شکل 11 تصویر تبادلات گازی مربوط به شرکت انتقال گاز ایران آورده شده است.
شکل 11. تصویر تبادلات گازی شرکت انتقال گاز ایران
مأخذ: همان.
همانطور که پیشتر بیان شد، بخش عمده گاز طبیعی خروجی پالایشگاههای گازی بههمراه گاز طبیعی دریافتی از طریق واردات و مخازن ذخیرهسازی بهمنظور رسیدن به مصرفکننده نهایی توسط شرکتهای گاز استانی از شرکت انتقال گاز خریداری میشود. در شکل 12 مصارف عمده گازرسانی شرکتهای گاز استانی آورده شده است.
شکل 12. تصویر تبادلات گازی در شرکتهای گاز استانی
مأخذ: همان.
در تبادلات مالی مربوط به جریان گاز کشور از ابتدای زنجیره تا انتهای آن بهترتیب شرکتهای ملی نفت ایران، ملی گاز ایران، پالایش گاز، انتقال گاز، گاز استانی و برخی شرکتهای پتروشیمی حضور دارند. با توجه به اینکه عمده تبادلات مالی و حجمی این زنجیره مربوط به شرکت ملی گاز ایران و شرکتهای تابعه آن است، در ادامه تصویر تبادلات مالی و ضوابط مربوط به این مبادلات به تفکیک آورده شده است.
در شکل 13 تصویر تبادلات مالی شرکت ملی گاز ایران بهصورت درآمدهای عملیاتی و هزینههای این شرکت دیده میشود.
شکل 13. تصویر تبادلات مالی شرکت ملی گاز ایران
مأخذ: همان.
با توجه به مندرجات شکل 13 درآمدهای عملیاتی شرکت ملی گاز ایران (شرکت) شامل فروش گاز تصفیه نشده به شرکتهای پالایش گاز، فروش گاز تصفیه شده به شرکت انتقال گاز ایران، فروش گاز به شرکت ملی نفت برای تزریق در مخازن نفتی، فروش داخلی اتان و گاز مایع به پتروشیمیها، صادرات گاز طبیعی به عراق و ترکیه، سوآپ گاز با ارمنستان و فروش صادراتی گاز مایع میشود. گفتنی است مطابق صورتهای مالی این شرکت تا سال 1400، این درآمدها مربوط به شرکت ملی گاز بوده و شامل درآمدهای گروه نیست.
در شکل ۱4 توزیع درآمدها و هزینههای عملیاتی شرکت ملی گاز ایران با توجه به آمار مندرج در صورتهای مالی این شرکت در سال 1400 آمده است.
شکل ۱4. نمودار (الف) توزیع درآمدهای عملیاتی شرکت ملی گاز ایران، (ب) توزیع هزینههای عملیاتی شرکت ملی گاز ایران
هزینههای عملیاتی (سال 1400)، میلیارد ریال |
درآمدهای عملیاتی (سال 1400) میلیارد ریال |
||
85797 |
خرید گاز خام و انجیال از شرکت ملی نفت |
2435 |
فروش گاز به شرکت ملی نفت ایران |
9623 |
خرید گاز تصفیه شده از شرکت انتقال گاز برای صادرات |
270 |
فروش گاز تصفیه نشده به شرکتهای پالایش گاز |
63067 |
خرید گازمایع، اتان و گازغنی از شرکتهای پالایش گاز |
1420 |
فروش گاز تصفیه شده به شرکت اتقال گاز |
5184 |
خرید گاز اتان از پتروشیمیها |
84267 |
فروش داخلی گاز غنی |
383060 |
سهم شرکت ملی نفت ایران از فروش داخلی و صادراتی اتان و گاز مایع |
526429 |
فروش داخلی گاز مایع و اتان |
70000 |
سهم سازمان هدفمندسازی یارانهها از فروش داخلی و صادراتی اتان، گوگرد و گاز مایع |
923389 |
صادرات گاز طبیعی |
184777 |
سهم صندوق توسعه ملی |
607424 |
فروش صادراتی گاز مایع |
605145 |
سهم مالکانه دولت |
1818 |
سواپ گاز به ارمنستان |
مأخذ: تحلیل نگارندگان گزارش (مبتنیبرآمار صورتهای مالی گروه و شرکت ملی گاز ایران در سال 1400).
با توجه به شکل ۱۴ (الف) عمده درآمدهای شرکت ملی گاز از محل فروش صادرات گاز طبیعی به ترکیه و عراق و سپس فروش صادراتی گاز مایع و درنهایت فروش داخلی محصولات فرعی این شرکت حاصل میشود. همچنین بیشترین میزان هزینهکرد این شرکت (شکل ۱۴ (ب)) نیز بهترتیب مربوط به سهم مالکانه دولت، سهم شرکت ملی نفت از فروش اتان و گاز مایع و سهم صندوق توسعه ملی است.
ضوابط مالی مربوط به تبادلات مالی این شرکت بهشرح ذیل است:
ضابطه فروش براساس بودجه اصلاحی سالیانه تعیین میشود. براساس بودجه اصلاحی سال 1400 نرخ خرید هر مترمکعب گاز خام و انجیال از شرکت ملی نفت 300 ریال تعیین شده بود.
ضابطه فروش براساس بودجه اصلاحی سالیانه تعیین میشود. براساس بودجه اصلاحی سال 1400 نرخ خرید هر مترمکعب گاز تصفیه نشده از شرکت ملی گاز 1 ریال تعیین شده بود.
«براساس صورتجلسه مجمع عمومی فوقالعاده مورخ 1394/10/26 اصلاح بند «5» اساسنامه شرکت انتقال گاز مبنیبر «خرید و حقالعملکاری گاز طبیعی، اتان، گاز مایع و مایعات گازی از منابع تولید داخلی و خارجی و فروش به مبادی تعیین شده داخلی و پایانههای صادراتی و انجام سوآپ فراوردههای فوقالذکر» برای شرکت فراهم گردید، دستورالعمل نحوه ثبت عملیات مالی فیمابین شرکت ملی گاز، شرکتهای پالایش گاز، شرکت انتقال گاز ایران و شرکتهای گاز استانی به شماره گ 110181/030/8 مورخ 1395/08/11 «نحوه صدور اسناد خریدوفروش گاز همچنین نحوه تسویهحسابها» را اعلام کرده است که نرخ خرید داخلی گاز در سال 1400 به مبلغ متوسط 85 ریال و فروش گاز به شرکتهای گاز استانی در سال 1400 به مبلغ متوسط 331 ریال و نرخ فروش صادراتی گاز به ارمنستان، آذربایجان، ترکیه و عراق به مبلغ 462 ریال بوده که به حساب شرکت ملی گاز ایران منظور میشود. تفاوت نرخهای فروش داخلی و صادراتی بهجهت اعمال نرخهای دستوری خریدوفروش گاز طبق نرخهای مصوب سازمان برنامه و بودجه و قانون بودجه سالیانه به شماره گ 174900/240/8 مورخ 1400/12/24 میباشد» [4].
«بهصورت ماهیانه و توسط معاونت هیدروکربوری وزارت نفت اعلام میشود» [2].در سال 1400 طبق صورتهای مالی گروه و شرکت ملی گاز مقدار 6،886،196 تن به مبلغ 526،429 میلیارد ریال (معادل 76/4 میلیون ریال بر هر تن) فروخته شده است.
در ادامه تبادلات مالی و ضوابط مربوط به تفکیک شرکتهای تابعه شرکت ملی گاز آورده شده است.
3-1. تبادلات مالی داخلی شرکت ملی گاز
تبادلات مالی متناظر با انتقال احجام گاز میان شرکتهای داخلی شرکت ملی گاز ایران در شکل 15 دیده میشود. ضوابط مالی برخی تبادلات اشاره شده در شکل 15، در قسمت قبل بیان شد. سایر ضوابط مربوطه بهشرح ذیل است:
«تعرفههای فروش گاز مطابق با تصویبنامه 37875/ت 55143 ه، مورخ 1397/03/29 هیئتوزیران محاسبه و ثبت گردیده است». طبق بودجه اصلاحی سال 1400 مبلغ 700 ریال بهازای هر مترمکعب بهعنوان سهم شرکتهای گاز استانی تعیین شده بود.
شکل 15. تبادلات مالی داخلی شرکت ملی گاز ایران
مأخذ: همان.
در شکل 16، مبادلات مالی شرکتهای پالایش گاز با جزئیات بیشتر بهصورت مجزا بررسی شده است. ارقام متناظر با حجم و مبالغ تبادل شده توسط شرکتهای پالایش گاز مربوط به سال 1400 بوده که از صورتهای مالی گروه و شرکت ملی گاز استخراج گردیده است.
شکل 16. تصویر تبادلات مالی شرکتهای پالایش گاز کشور
مأخذ: همان.
توضیحات: آمار مربوطه در شکل متعلق بهصورت مالی گروه و شرکت ملی گاز ایران در سال 1400 است.
* نرخ فروش گاز تصفیه شده توسط شرکتهای پالایش گاز به شرکت انتقال گاز ایران در سال 1400 به تفکیک در مجتمع گازی پارس جنوبی برابر 20 ریال بر مترمکعب، پالایشگاه فجرجم 360 ریال بر مترمکعب، پالایشگاه پارسیان 210 ریال بر مترمکعب، پالایشگاه بیدبلند 360 ریال بر مترمکعب، پالایشگاه شهید هاشمینژاد 300 ریال بر مترمکعب، پالایشگاههای سرخون و قشم 360 ریال بر مترمکعب و پالایشگاه ایلام 30 ریال بر مترمکعب بوده است.
ضوابط مالی مبادلات شرکتهای پالایش گاز با شرکت ملی گاز و شرکت انتقال گاز در بخشهای قبلی بررسی شد. همچنین ضابطه مبادلات مالی این شرکتها با شرکت ملی نفت ایران عبارت است از:
براساس مصوبه وزیر نفت، «حقالعمل تولید میعانات گازی براساس کتابچه بودجه اصلاحی توسط شرکت ملی نفت به پالایشگاههای گازی پرداخت میشود» [3]. حقالعمل میعانات گازی که توسط شرکت ملی نفت به پالایشگاههای گازی پرداخت میشود، بهشرح ذیل است:
-حقالعمل میعانات گازی به مجتمع گازی پارس جنوبی معادل 27،500 ریال بهازای هر بشکه،
-حقالعمل میعانات گازی به سایر پالایشگاهها معادل 250،000 ریال بهازای هر بشکه .
درخصوص درآمدهای این شرکتها، ذکر این نکته ضروری است که فروش میعانات گازی با شرکت ملی نفت بوده و این شرکت حقالعمل تولید میعانات گازی را به شرکتهای پالایش گاز پرداخت میکند. همچنین فراوردههایی مانند اتان، پروپان و بوتان (گاز مایع) نیز پس از فراورش آنها، توسط شرکتهای پالایش گاز (به نمایندگی از شرکت ملی گاز) به خریداران (پتروشیمیها) فروخته میشود و شرکتهای پالایشی برای تولید آنها از شرکت نامبرده حقالعمل دریافت میکنند. سایر درآمدهای عملیاتی این شرکتها شامل فروش گاز تصفیه شده به شرکت انتقال گاز، فروش داخلی و صادراتی گوگرد و سایر فراوردههاست. هزینه عملیاتی این شرکتها نیز خرید گاز تصفیه نشده از شرکت ملی گاز ایران است [4].
درآمدها و هزینههای عملیاتی شرکت انتقال گاز ایران در شکل 17 نمایان شده است.
شکل 17. تصویر تبادلات مالی شرکت انتقال گاز ایران
مأخذ: همان.
درآمدهای عملیاتی این شرکت از فروش گاز تصفیه شده به شرکتهای گاز استانی، فروش گاز تصفیه شده به شرکت ملی گاز برای صادرات و تزریق در مخازن نفتی حاصل میشود. ضوابط تبادلات مالی شرکت انتقال گاز نیز پیشتر بیان شد.هزینههای عملیاتی این شرکت نیز مطابق با شکل عبارت از خرید گاز تصفیه شده از شرکتهای پالایش گاز، خرید گاز وارداتی و خرید گاز تصفیه شده خروجی تأسیسات نفتی (واحدهای انجیال) است[5].
3-2. تبادلات مالی شرکت ملی گاز- شرکت ملی نفت
تبادلات مالی شرکت ملی نفت و گاز ایران به این صورت است که شرکت ملی نفت هزینه حقالعمل میعانات گازی و هزینه خرید گاز طبیعی جهت تزریق در مخازن نفتی را به شرکت ملی گاز میپردازد. این مبادلات و ارقام متناظر آن در سال 1400 در شکل 18 به تصویر درآمده است.
شکل 18. تصویر تبادلات مالی شرکتهای ملی نفت و گاز ایران
مأخذ: همان.
سهم شرکت ملی نفت از فروش داخلی و صادراتی اتان، گاز مایع و گاز غنی و نیز هزینه مربوط به خرید گاز خام و انجیال مبالغی است که شرکت ملی گاز به شرکت ملی نفت میپردازد [3].
نحوه تسهیم درآمدهای حاصل از فروش محصولات فرعی (اتان و گاز مایع) بین شرکتهای ملی گاز و نفت ایران، در سالهای 1396 الی 1400 طبق صورتهای مالی و بودجه مصوب شرکت ملی گاز در این سالها بهشرح جدول 4 است.
جدول 4. درآمد حاصل از فروش گاز مایع و اتان و نحوه تسهیم آن بین شرکتهای تابعه وزارت نفت
(واحد: میلیارد ریال)
سال |
درآمد کل (فروش داخلی و صادرات) |
سهم شرکت ملی گاز ایران |
درصد سهم شرکت ملی گاز ایران |
سهم شرکت ملی نفت ایران |
درصد سهم شرکت ملی نفت ایران |
1396 |
91416 |
62416 |
69/3 |
29000 |
31/7 |
1397 |
115342 |
115342 |
100 |
0 |
0 |
1398 |
307915 |
251915 |
81/8 |
56000 |
18/2 |
1399 |
565464 |
416160 |
73/6 |
149304 |
26/4 |
1400* |
1133852 |
750792 |
66/2 |
383060 |
33/8 |
مأخذ: صورتهای مالی گروه و شرکت ملی گاز ایران طی سالهای 1396 الی 1400.
* توضیحات: در بررسی آمار مندرج در صورتهای مالی شرکتهای ملی نفت و گاز ایران درخصوص درآمد حاصل از فروش اتان و گاز مایع سهم شرکت ملی نفت در صورت مالی این شرکت 329،048 میلیارد ریال (معادل 30 درصد از کل درآمد) ذکر شده است. با توجه به اینکه این مبلغ در صورت مالی شرکت ملی گاز 383،060 میلیارد ریال (حدود 34 درصد از کل درآمد) ذکر شده، بین آمار گزارش شده برای این مهم اختلافی حدود 54،00 میلیارد ریال دیده میشود.
مطابق با آمار مندرج در جدول 4 میزان سهم هریک از این دو شرکت (تا سال 1400)، طی سالهای مختلف، متفاوت بوده و براساس توافقنامههای میان شرکتهای تابعه وزارت نفت و سپس مصوبههای مربوط به بودجه سالیانه هریک از شرکتها مشخص میشود. نکته حائز اهمیت درباره ضوابط و قوانین مؤثر در تسهیم درآمدهای یاد شده در سالهای مورد بررسی، نبود شفافیت و نظاممندی لازم در این خصوص است.
3-3. تبادلات مالی شرکتهای ملی گاز ایران– واحدهای پتروشیمی
نمایی از مبادلات مالی شرکت ملی گاز ایران و واحدهای پتروشیمی در شکل 19 به نمایش درآمده است.
شکل 19. مبادلات مالی میان شرکت ملی گاز و پتروشیمیها
مأخذ: همان.
پتروشیمیهای گازی مبالغ مربوط به خرید اتان، گاز مایع، پنتان و گاز غنی از شرکت ملی گاز را «با نرخهای اعلامی که طبق قرارداد بهصورت ماهیانه توسط معاونت هیدروکربوری وزارت نفت اعلام میشود» [3]، پرداخت میکنند. اتان برگشتی از پتروشیمی بوشهر نیز توسط شرکت ملی نفت طبق بودجه اصلاحی سالیانه خریداری میشود.
در پایان تأکید میشود؛ همانگونه که در ابتدای گزارش نیز بیان شد، رسالت گزارش حاضر ارائه تصویر جامع، شفاف و دقیق از تبادلات حجمی و مالی زنجیره گاز کشور از مبدأ تا مصرفکننده نهایی و همچنین معرفی بازیگران اصلی این زنجیره است. آسیبشناسی دقیق روابط مالی و تبادلات حجمی بین بازیگران زنجیره مذکور و نیز پیشنهادهایی که درخصوص اصلاح این روابط بهسمت بهرهوری هرچه بیشتر این شرکتها مطرح است، به تفصیل در گزارش آتی این دفتر مورد بررسی و ارزیابی قرار گرفته است.
تغییرات روند مصرف انرژی در جهان حاکی از نقش روزافزون گاز طبیعی در تأمین انرژی مردم دنیاست، بهگونهای که در افق 2050 طبق برآوردهای انجام شده، گاز طبیعی بیشترین تقاضا را در بین دیگر منابع انرژی خواهد داشت. اهمیت گاز در کشور ما بسیار بیشتر است، چراکه ایران بعد از روسیه با در اختیار داشتن بیش از 32/5 تریلیون مترمکعب از ذخایر گاز غنی، دومین کشور دنیا از این حیث است. در حال حاضر بیش از 72 درصد از مصارف انرژی کشور توسط گاز طبیعی تأمین میشود. اهمیت غیرقابلانکار گازطبیعی در تأمین انرژی و اقتصاد کشور، ضرورت بررسی موشکافانه جریانها و تبادلات گاز در کشور را بیش از پیش نمایان میسازد تا چالشهای اساسی موجود در زنجیره گاز کشور کشف و راهکارهای حل آنها تشخیص داده شود. اولین قدم در راستای تحقق این مهم ارائه تصویر جامع، شفاف و دقیق از تبادلات حجمی و مالی زنجیره گاز کشور از مبدأ تا مصرفکننده نهایی است. اهم نکات پس از بررسی این تبادلات بهشرح ذیل است:
توجه به روند زنجیره تبادلات گاز از مبدأ تا مقصد نهایی نشاندهنده وجود تبادلات پرشمار و تکراری میان بازیگران اصلی زنجیره گاز است. بهعنوان مثال برای تزریق گاز در میادین نفتی در ابتدای زنجیره گاز از شرکت ملی نفت به شرکت ملی گاز، از شرکت ملی گاز به شرکتهای پالایش گاز، از شرکتهای پالایش گاز به شرکت انتقال گاز، از شرکت انتقال گاز مجدد به شرکت ملی گاز و از شرکت ملی گاز به شرکت ملی نفت فروخته میشود تا به مقصد نهایی، یعنی تزریق در میادین نفتی برسد. این امر موجب گستردگی و پیچیدگی بیش از حد زنجیره مزبور میشود.