خلاصه مدیریتی

بیان/ شرح مسئله

همواره یکی از چالش‌های مهم دولت در رابطه با شرکت‌های بزرگ دولتی از‌جمله شرکت ملی گاز، نوع رابطه مالی این شرکت‌ها با دولت بوده است. رابطه مالی فعلی زنجیره ارزش گاز دارای ابهامات، کژکارکردی‌ها و عدم شفافیت‌هایی است که موجب عدم تخصیص بهینه منابع و یارانه عظیم تخصیصی در طول زنجیره می‌شود. با توجه به سهم 70 درصدی گاز در سبد انرژی کشور، حجم بالای یارانه انرژی در طول زنجیره ارزش گاز به‌صورت غیرهدفمند در حال توزیع بوده و درآمدهای حاصل نیز غیرشفاف است. این توزیع غیرهدفمند یارانه در طول زنجیره موجب مصرف غیربهینه و بروز ناترازی جدی گاز طبیعی در کشور شده و با توجه به اینکه شاخص شدت انرژی کشور بیش از دوبرابر میانگین جهانی است، اتخاذ سیاست‌هایی جهت افزایش بهره‌وری در طول زنجیره ارزش گاز ضروری است.

نقطه‌نظرات/ یافته‌های کلیدی

در حال حاضر، تولید گاز غنی کشور توسط شرکت ملی نفت انجام می‌شود و به شرکت ملی گاز به قیمت تکلیفی ناچیز به فروش می‌رساند. یکی از ایرادات رابطه مالی فعلی، شیوه قیمت‌گذاری و فروش گاز غنی است که این قیمت به‌صورت سالیانه تعیین می‌شود، اما شیوه تعیین آن، تناسبی با هزینه‌های استحصال گاز ندارد. درآمد کم از فروش گاز غنی موجب می‌شود انگیزه‌ برای توسعه میادین گازی پایین باشد. از پالایش گاز غنی در پالایشگاه‌های گازی، گاز طبیعی (متان) و سایر فراورده‌های فرعی شامل اتان، ال.پی.جی (پروپان و بوتان)، پنتان و محصولات سنگین‌تر و گوگرد حاصل می‌شود.

شرکت ملی گاز اقدام به فروش داخلی و صادرات گاز طبیعی می‌‌کند؛ تسهیم منابع حاصل از خالص صادرات گاز طبیعی به این صورت است که در کنار سهم صندوق توسعه ملی و دولت، در حال حاضر سهم شرکت ملی گاز معادل 5/14 درصد از منابع حاصل است. در مورد فروش داخلی گاز طبیعی، منابع حاصل از فروش به بخش‌های مختلف مصرفی کشور (خانگی، تجاری، صنایع عمده و غیرعمده) مطابق قانون هدفمند کردن یارانه‌ها در منابع تبصره مربوطه قانون بودجه کل کشور منظور و به حساب سازمان هدفمندسازی یارانه‌ها واریز می‌شود و متقابلاً در بخش مصارف این تبصره، سهمی با عنوان هزینه‌های تولید، انتقال، توزیع و فروش گاز طبیعی برای شرکت ملی گاز در نظر گرفته می‌شود. در این بخش از سال 1397 منابع حاصل از فروش داخلی گاز طبیعی ابتدا به حساب هدفمندسازی یارانه‌ها واریز می‌شود و سپس سهم شرکت‌ها از منابع دریافتی پرداخت خواهد شد که کسری منابع و مصارف هدفمندی موجب شده تا در سال‌های اخیر، سهم شرکت ملی گاز با تأخیرهای زیادی پرداخت شود و همچنین این تغییر سازوکار جریان مالی، موجب شده تا دریافتی شرکت ملی گاز بابت فروش داخلی، کمتر از میزان تعیین شده در قانون بوده و روند کاهشی داشته باشد.

به‌‌رغم حجم عظیم یارانه توزیع شده در این زنجیره، به‌دلیل شفاف نبودن شیوه توزیع این یارانه امکان محاسبه هزینه فایده و تصمیم مناسب از‌سوی سیاستگذار سلب شده است. عملاً در مدل فعلی به همه حوزه‌های مصرف گاز طبیعی یارانه داده می‌شود و دولت به‌عنوان متولی، مدیریت مؤثری بر تخصیص یارانه به بخش‌های مختلف مبتنی‌بر یک برنامه هدفمند در راستای انواع سیاست‌های قابل اتخاذ رفاهی و توسعه صنعتی را ندارد. از طرفی در این مدل، تخصیص یارانه از ابتدای زنجیره گاز صورت می‌گیرد و باعث می‌شود ارزش واقعی گاز مورد غفلت واقع شده و این موضوع عملاً موجب بهره‌وری پایین و هدررفت بالای انرژی در طول زنجیره شده است.

در مورد درآمدهای حاصل از فروش محصولات فرعی گاز، تسهیم این منابع تا سال 1402 به‌صورت شفاف در قوانین تعیین‌تکلیف نشده بود، اما در قانون بودجه سال 1402، حکمی برای تعیین تکلیف این منابع مصوب شد که در قانون برنامه هفتم پیشرفت این حکم کامل شده و مطابق احکام ذیل مواد (14) و (46) این قانون محل هزینه‌کرد تمامی منابع حاصل از فروش محصولات فرعی نفت و گاز صرفاً مربوط به حساب بهینه‌سازی مصرف انرژی و حساب سرمایه‌گذاری نفت و گاز و به‌منظور پروژه‌های بهینه‌سازی مصرف انرژی و سرمایه‌گذاری صنعت نفت است.

پیشنهاد راهکارهای تقنینی، نظارتی یا سیاستی

با توجه به مسائل مطرح شده، ضروری است رابطه مالی زنجیره ارزش گاز به‌نحوی اصلاح شود که با ایجاد انگیزه، زمینه‌ساز افزایش بهره‌وری در طول زنجیره باشد. همچنین باید بی‌انضباطی موجود در درآمدهای حاصل از فروش گاز رفع شده و قاعده‌مندی بیشتری در قیمت‌گذاری گاز در تمام زنجیره و تسهیم درآمدها میان بازیگران موجود در این زنجیره، حاکم شود.

با توجه به عدم شفافیت درآمد و هزینه‌های زنجیره گاز از یک‌سو و لزوم اتخاذ راهبردهایی به‌منظور بهینه‌سازی مصرف گاز در سال‌های پیش رو، اصلاح رابطه مالی زنجیره ارزش گاز از طریق حذف یارانه از ابتدای زنجیره و انتقال آن به انتهای زنجیره به‌عنوان راهکار عمده مسائل مطرح شده، پیشنهاد می‌شود. این امر آثار مثبتی در حکمرانی انرژی کشور از‌جمله یکپارچه و شفاف شدن درآمدها و هزینه‌های بخش گاز، ایجاد زمینه واقعی تصمیم‌گیری دولت جهت مدیریت یارانه‌های موجود در زنجیره، انگیزه‌بخشی به شرکت ملی گاز و نیروگاه‌ها برای افزایش بهره‌وری و بهبود مدیریت مصرف گاز را به‌دنبال خواهد داشت.

قابل‌توجه است که مشابه این مدل رابطه مالی در سال‌های 1384 الی 1389 بین شرکت ملی گاز، شرکت ملی نفت و دولت برقرار بوده و از طرفی در حال حاضر نیز مشابه چنین رابطه‌ای بین شرکت ملی نفت با برخی پتروشیمی‌ها برقرار است. همچنین این مدل به رابطه مالی پالایشگاه‌های نفتی که خوراک نفت‌خام خود را به قیمت صادراتی خرید می‌کنند و متقابلاً فراورده‌ها را نیز به قیمت صادراتی به فروش می‌رسانند، نزدیک است. در بخش برق نیز در ماده (10) قانون مانع‌زدایی از توسعه صنعت برق، مدل مشابه مبنی‌بر انتقال یارانه بخش برق از ابتدا به انتهای زنجیره به تصویب رسیده است.

۱. مقدمه

در ادامه گزارش پیشین با عنوان «تصویر انواع تبادلات مالی و حجمی در زنجیره ارزش گاز» [1] که تلاش شد تصویری جامع و شفاف از انواع تبادلات مالی و حجمی این زنجیره و نقش هر‌یک از بازیگران ارائه شود، این گزارش به آسیب‌شناسی تبادلات مالی در زنجیره ارزش گاز و ارائه پیشنهادهایی برای اصلاح آن می‌پردازد.

گاز طبیعی به‌عنوان سوختی پاک بنابر اکثر پیش‌بینی‌ها بیشترین رشد مصرف را از میان منابع فسیلی طی دو دهه آینده خواهد داشت و به‌عنوان سوخت دوران گذار از سوخت‌های فسیلی به انرژی تجدید‌پذیر محسوب می‌شود [2 و 3]. مطابق شکل 1، ایران با داشتن ذخایر گازی به میزان 32.1 تریلیون مترمکعب، سهمی معادل 17.1درصد از کل ذخایر اثبات شده گاز جهان را در اختیار دارد که در رده دوم جهانی پس از کشور روسیه با 37.4 تریلیون متر‌مکعب و سهم 19.9 درصدی از کل ذخایر اثبات شده گاز جهان قرار دارد. کشورهای قطر، ترکمنستان و ایالات متحده در رتبه‌های بعدی و به‌ترتیب سوم تا پنجم قرار دارند.

شکل ۱. نمودار مقایسه بزرگ‌ترین دارندگان ذخایر گازی دنیا[4]

از نظر میزان تولید گاز طبیعی نیز ایران با تولید معادل 256.7 میلیارد متر‌مکعب سالیانه با سهم 6.4 درصد از کل تولید گاز جهان، در رده سوم تولید گاز دنیا به‌ترتیب پس از ایالات متحده با تولید 934.2 میلیارد متر‌مکعب (سهم 23.1 درصدی از کل تولیدات) و روسیه با تولید 701.7 میلیارد متر‌مکعب (سهم 17.4 درصدی از کل تولیدات) قرار دارد. کشورهای چین و قطر در رتبه‌های بعدی قرار دارند (شکل 2).

شکل ۲. نمودار مقایسه بزرگ‌ترین تولیدکنندگان گاز دنیا[4]

ترکیب سبد تولید انرژی اولیه کشور مطابق شکل 3 عبارت است از سهم 27 درصدی نفت خام، سهم 72 درصدی گاز غنی و اندک مقدار باقی مانده نیز سهم زغال‌سنگ، برق آبی، بادی، اتمی، خورشیدی و ... است [5]. این ترکیب، نشان از اهمیت بسیار بالای گاز و سهم زیاد و حائز اهمیت آن در تولید انرژی اولیه کشور دارد. در سمت مصرف نیز گاز طبیعی به جهت مصارف خانگی، تجاری، نیروگاه‌ها و حمل‌و‌نقل نقش مهمی در تأمین انرژی کشور ایفا می‌کند. ترکیب مصارف داخلی گاز طبیعی کشور در شکل 4 قابل مشاهده است.

بخش خانگی و تجاری و صنایع بیشترین وابستگی به گاز برای تأمین انرژی مورد نیاز خود را دارد؛ به‌نحوی‌که در حال حاضر، 80 درصد از سبد انرژی در بخش خانگی، 61 درصد از بخش تجاری و خدمات عمومی، 79 درصد از بخش صنعتی، 13 درصد از بخش حمل‌ونقل و 32 درصد از بخش کشاورزی دارای وابستگی مستقیم به گاز طبیعی است. از‌سوی دیگر، استفاده از گاز در سوخت نیروگاه‌های کشور برای تولید برق باعث می‌شود تا در همه بخش‌های ذکر شده، وابستگی به گاز به‌صورت غیرمستقیم از طریق تولید برق نیز افزوده شود. به‌عبارتی اثرگذاری مستقیم و غیرمستقیم گاز در بخش‌های مصرفی بسیار بالاست و به‌صورت کلی بیش از 70 درصد بخش مصرفی کشور به گاز وابسته است که تمامی این موارد نشان از اهمیت گاز طبیعی در تأمین انرژی کشور دارد. گفتنی است؛ در بین بخش‌های مصرفی، بخش خانگی و تجاری، صنایع و نیروگاه‌ هرکدام با حدود ۳۰ درصد بیشترین سهم از مصرف گاز طبیعی را در اختیار دارند [5].

 شکل ۳. نمودار ترکیب سبد انرژی اولیه کشور[5]

شکل ۴. نمودار ترکیب بخش‌های مصرف‌کننده داخلی گاز طبیعی[5]

از طرفی با توجه به دارا بودن دومین ذخایر بزرگ گازی در جهان و نیز موقعیت جغرافیایی کشور در مجاورت کشورهای دارنده و متقاضی گاز در منطقه، شرایط مناسبی برای تبدیل شدن ایران به بازیگری مؤثر در بازار گاز منطقه و جهان و تبدیل شدن به هاب انرژی منطقه با تمرکز بر تجارت گاز طبیعی وجود دارد. با‌این‌وجود، در حال حاضر سهم ایران از تجارت گاز جهان کمتر از ٢ درصد است. این در‌حالی است که که کشورهایی مانند روسیه و قطر که به‌لحاظ ذخایر مشابه ایران هستند، به‌ترتیب سهم ٢٠ و ١٠ درصدی از این بازار را دارند. عدم برخورداری از سهم قابل‌توجه در تجارت گاز، علاوه‌بر عدم‌النفع اقتصادی، کشور را از منافع سیاسی و دیپلماتیک ناشی از تعاملات انرژی در منطقه و جهان محروم می‌سازد.

شکل ۵. نمودار مقایسه کشورها از منظر سهم از ذخایر و صادرات گاز طبیعی جهان[4]

گذشته از عدم توسعه مناسب ظرفیت تولیدی گاز کشور، گاز طبیعی تولید شده نیز به‌صورت بهینه مورد استفاده قرار نگرفته است؛ به‌نحوی‌که شاخص شدت انرژی کشور بیش از دو برابر میانگین جهانی و سه برابر کشورهای توسعه‌یافته بوده و بر‌خلاف روند نزولی میانگین جهانی در سه دهه گذشته، این شاخص برای ایران روند صعودی دارد [6]. از طرفی به‌دلیل مصرف غیر‌بهینه و اتلاف در زنجیره ارزش گاز، کشور با معضل جدی ناترازی گاز طبیعی روبه‌رو بوده و اتخاذ سیاست‌هایی در جهت بهینه‌سازی ضروری است. با توجه به این نکته که ناظر به ملاحظات اجتماعی در حال حاضر امکان اتخاذ سیاست‌های قیمتی به‌صورت وسیع وجود ندارد، لذا ضروری است راهبردهای غیرقیمتی مؤثری به‌منظور بهینه‌سازی مصرف انرژی و جبران ناترازی به‌وجود آمده اتخاذ شود.

عامل مهم و مؤثر در عدم استفاده مناسب و بهره‌ور از ظرفیت گازی کشور، نوع رابطه مالی حاکم بر زنجیره گاز است. رابطه مالی به‌عنوان عامل انگیز‌ه‌بخش ارکان و بازیگران اقتصادی، سیاست‌ها و تصمیمات اتخاذی را جهت می‌دهد. همچنین رابطه مالی تعیین‌کننده نحوه تسهیم منافع حاصل از کار اقتصادی است. در سال‌های اخیر با توجه به ابهام موجود در قوانین از‌جمله تعاریف ذکر شده در سایه نبود شفافیت لازم، بحث رابطه مالی گاز بین دولت و مجلس شورای اسلامی مورد مناقشه بوده و در سطح کارشناسی نیز نظرات مختلفی وجود داشت. به‌عنوان نمونه موضوع منابع قابل‌توجه حاصل از فروش فراورده‌های فرعی گاز (شامل اتان، پروپان و بوتان (ال.پی.جی) و هیدروکربورهای سنگین‌تر) در سال‌های اخیر همواره یکی از مباحث مورد مناقشه در بررسی لوایح بودجه سنواتی بوده که در این بین تفسیرهای متفاوتی برای درآمد‌های حاصل از فروش فراورده‌های فرعی گاز و به‌صورت خاص ال.پی.جی مطرح می‌شد. با عدم تعیین تکلیف قانونی و تصریح قواعد تقسیم درآمد تا سال 1402، این مسئله ادامه یافته و رابطه مالی هر‌ساله دستخوش تغییر شده و امکان برنامه‌ریزی و پیگیری راهبرد بلندمدت سلب می‌شد.

از طرفی یکی از مسائل عمده در نسبت دولت با شرکت‌های بزرگ دولتی از‌جمله شرکت ملی گاز ایران، نوع رابطه مالی این شرکت‌ها با دولت است. اصلاح این رابطه مالی ضمن انضباط‌بخشی مالی دولت، باعث ایجاد دینامیک‌هایی در سطح حکمرانی کشور خواهد شد که آثار مثبت بلندمدتی را در پی خواهد داشت. رابطه مالی مطلوب و بهینه شرکت ملی گاز باید مبنای قانونی تسهیم منافع حاصل را به‌گونه‌ای مشخص کند که از طرفی نفع منابع عمومی (درآمد دولت) از منابع افزایش یابد و از طرفی نیز شرکت‌های تابعه وزارت نفت نیز توان انجام وظایف و مأموریت‌های خود را در قالب یک شرکت که بر‌اساس سود تجاری خود رفتار می‌کند، داشته باشند. اگر رابطه مالی به‌گونه‌ای مناسب تنظیم شود، می‌تواند زمینه و بستر‌ساز تأمین پایدار گاز برای مصارف داخلی و افزایش امنیت انرژی کشور، بهره‌وری و تجارت گاز باشد. رابطه مالی فعلی زنجیره گاز دارای ابهامات، کژکارکردی‌ها و عدم شفافیت‌هایی است که موجب عدم تخصیص بهینه منابع و یارانه پرداختی در طول زنجیره می‌شود. بنابراین لازم است به‌منظور یکپارچگی منابع حاصل از بخش گاز از نظر حاکمیت و انضباط‌بخشی به رابطه مالی فعلی و همچنین ایجاد زمینه بهینه‌سازی مصرف گاز در کشور، رابطه مالی زنجیره گاز اصلاح شود که این اصلاح، زمینه‌ساز افزایش بهره‌وری و مقدمه‌ساز مدیریت بهینه تخصیص یارانه‌ها توسط دولت خواهد شد.

در ادامه این گزارش ضمن تحلیل رابطه مالی فعلی زنجیره گاز و بیان معضلات آن، مدل جایگزین که راهبردی غیر‌قیمتی جهت زمینه‌سازی بهینه‌سازی مصرف گاز است، بیان شده و آثار این مدل نیز تشریح می‌شود. لازم به ذکر است هدف این مدل تغییر سهم بازیگران نبوده و صرفاً شفافیت و قاعده‌مند شدن روابط مالی و ایجاد انگیزه بهره‌وری مدنظر است.

2.تاریخچه و وضعیت فعلی رابطه مالی گاز

پیش از بررسی وضعیت فعلی رابطه مالی گاز، در این بخش مروری بر تاریخچه رابطه مالی و تسهیم درآمدهای بخش گاز انجام می‌شود.

2-1. تاریخچه تسهیم درآمدهای بخش گاز

در سال‌های ابتدایی شکل‌گیری شرکت ملی گاز تا پیش از انقلاب، این شرکت به‌عنوان زیرمجموعه شرکت ملی نفت شناخته می‌شد. بر این اساس، درآمدهای شرکت از فروش گاز طبیعی، به‌عنوان درآمدهای شرکت ملی نفت شناخته می‌شد و هزینه‌های سرمایه‌گذاری مورد نظر بخش گاز، توسط شرکت ملی نفت تهیه و در اختیار شرکت ملی گاز قرار می‌گرفت. هرچند با توجه به روند توسعه‌ای بخش گاز، این درآمدها برای توسعه و سرمایه‌گذاری در اختیار شرکت ملی گاز قرار می‌گرفت، اما از منظر حسابداری به‌عنوان درآمدهای شرکت ملی نفت شناسایی می‌شدند. در این بازه، تولید گاز طبیعی نیز از محل گازهای همراه نفت صورت می‌پذیرفت. ازآنجایی‌که تولید این گازها، در مناطق زیر نظر کنسرسیوم قرارداد 1333 انجام می‌شد، ایران موافقت کرده بود تا در قبال دریافت گاز طبیعی از سهم مایعات گازی خود چشم‌پوشی کند.

الف) از سال 1357 تا سال 1383

بعد از سال 1357 با توجه به مستقل شدن بخش گاز از شرکت ملی نفت و شناخته شدن شرکت ملی گاز به‌عنوان یکی از شرکت‌های فرعی آن، این شرکت موظف به خرید گاز غنی مورد نیاز خود از شرکت ملی نفت شد. گفتنی است؛ قیمت خرید همواره قیمت ناچیزی بوده و حتی در برخی سال‌ها شرکت ملی نفت برای کمک به شرکت ملی گاز از دریافت هزینه فروش گاز غنی خودداری می‌کرد. در این سال‌ها، شرکت ملی گاز دارای مدیریت‌های ده‌گانه‌ای بود که هر‌یک مدیریت مناطق جغرافیایی ذیل خود را به عهده داشتند. با اصلاحات ساختاری انجام شده در اواخر دهه 70، این مدیریت‌ها با تغییراتی، شرکت‌های استانی را تشکیل دادند.

همچنین در عمده این سال‌ها، با توجه به روند شتابان این صنعت، منابعی خاص و عمدتاً سالیانه برای سرمایه‌گذاری‌های شرکت ملی گاز در نظر گرفته می‌شد. منابعی همچون سود سهام شرکت ملی نفت، درآمدهای فروش میعانات و مایعات گازی و قرارداد بیع متقابل با شرکت ملی نفت از این موارد به‌شمار می‌روند.

ب) سال‌های 1384 الی 1389

طی سال‌های 1384 تا 1389، شرکت ملی گاز از شرکت ملی نفت، گاز غنی را خریداری می‌کرد؛ به‌نحوی‌که، درصدی از قیمت گاز غنی به‌عنوان سهم دولت از درآمدهای بخش گاز در نظر گرفته می‌شد. به‌‌طور معمول از قیمت گاز غنی تعیین ‌شده، 11% به‌عنوان سهم شرکت ملی نفت، 64% به‌عنوان سهم دولت و 25% نیز به‌عنوان تخفیف به شرکت ملی گاز تعیین می‌شد. همچنین طی این سال‌ها و بنا به قوانین بودجه سنواتی، دولت موظف شد تا مطابق قوانین بودجه هر سال مابه‌التفاوت قیمت صادراتی یا وارداتی با قیمت فروش تکلیفی گاز طبیعی را برای شرکت ملی گاز جبران کند. لازم به ذکر است، مدل رابطه مالی پیشنهادی که در ادامه این گزارش به آن پرداخته می‌شود به مدل اجرا شده در بازه این سال‌ها شباهت دارد.

ج) از سال 1389 تاکنون (تصویب قانون هدفمند کردن یارانه‌ها)

از سال 1389 به بعد با اجرای قانون هدفمند کردن یارانه‌ها مقرر شد تا میانگین قیمت فروش داخلی گاز طبیعی به‌گونه‌ای تعیین شود که به‌تدریج تا پایان برنامه پنجم توسعه، معادل حداقل هفتاد‌و‌پنج درصد (75%) متوسط قیمت گاز طبیعی صادراتی پس از کسر هزینه‌های انتقال، مالیات و عوارض شود. در این بازه و به‌واسطه این قانون، دولت نحوه سهم‌بری خود از درآمدهای بخش گاز را تغییر داد؛ بر این اساس دولت به‌جای سهم از قیمت فروش گاز غنی، درآمدهای فروش داخلی گاز طبیعی را محل سهم‌بری خود تعریف کرد. همچنین این درآمد، در ردیف درآمدهای حساب هدفمندی به‌منظور پرداخت یارانه‌های نقدی تعریف شد.

در مورد بخش صادرات گاز طبیعی نیز تا سال 1396 تمام منابع حاصله به شرکت ملی گاز اختصاص می‌یافت و پس از آن سهم صندوق توسعه ملی و سهم مالکانه دولت نیز از این منابع برقرار شد.

2-2. رابطه مالی فعلی زنجیره گاز

در حال حاضر، تولید گاز غنی کشور (گاز میادین گازی مستقل و گاز همراه نفت از میادین نفتی) توسط شرکت ملی نفت انجام می‌شود و این شرکت، گاز غنی استحصال شده از میدان را در زمان ورود به پالایشگاه‌های گازی به شرکت ملی گاز به قیمت تکلیفی ناچیز به فروش می‌رساند. پس از پالایش گاز غنی در پالایشگاه، میعانات گازی، گاز طبیعی (متان) و سایر فراورده‌های فرعی شامل اتان، ال.پی.جی (پروپان و بوتان)، پنتان و محصولات سنگین‌تر و گوگرد حاصل می‌شود و در انتهای زنجیره ارزش گاز نیز گاز طبیعی تصفیه شده و نیز سایر فراورده‌ها توسط شرکت ملی گاز به فروش می‌رسد (شکل 6).

شکل 6. زنجیره ارزش گاز

مأخذ: برداشت نگارنده.

 در ادامه رابطه مالی حاکم بر زنجیره ارزش گاز مبتنی‌بر تفکیک محصولات تولیدی از پالایشگاه به دو بخش کلی گاز طبیعی و سایر فراورده‌های فرعی، تشریح می‌شود.

• رابطه مالی حاکم بر گاز طبیعی

با توجه به تفاوت تعاملات و نیز جغرافیای فروش، رابطه مالی حاکم بر گاز طبیعی در سه حوزه فروش داخلی، تزریق به میادین و صادرات گاز طبیعی مورد بررسی قرار گرفته است:

الف) فروش داخلی گاز طبیعی: در بخش فروش داخلی گاز طبیعی، درآمدهای حاصل از فروش گاز به بخش خانگی، تجاری، صنایع عمده و غیرعمده (از‌جمله پتروشیمی‌ها) طبق بند «ب» ماده (1) قانون هدفمند کردن یارانه‌ها در منابع تبصره «14» قوانین بودجه سنواتی کل کشور منظور و به حساب هدفمندسازی یارانه‌ها واریز می‌شود و متقابلاً در بخش مصارف این تبصره، سهمی با عنوان هزینه‌های تولید، انتقال، توزیع و فروش گاز طبیعی برای شرکت ملی گاز در نظر گرفته می‌شود که البته به‌رغم لحاظ این ردیف مصرفی برای این شرکت، همواره چالش‌هایی بر سر تحقق آن وجود داشته است. لازم به ذکر است، قیمت‌گذاری فروش داخلی هر بخش به‌صورت یارانه‌ای و مبتنی‌بر قوانین و مقررات مختلف، سالیانه تعیین می‌شود. همچنین در سال 1400، سهمی از گاز مصرفی در داخل توسط شرکت ملی گاز به نیروگاه‌های برق به قیمت 10 تومان به‌ازای هر مترمکعب تحویل داده می‌شد که این نرخ از 10% کمترین نرخ پلکانی خانگی نیز کمتر بود.

ب) تزریق به میادین نفتی: بخشی از گاز طبیعی به دست آمده جهت تزریق به میادین نفتی به قیمت تکلیفی سالیانه به شرکت ملی نفت توسط شرکت ملی گاز فروخته می‌شود. این رقم در سال 1400 معادل 700 ریال در هر مترمکعب در نظر گرفته شده است.

ج) صادرات گاز طبیعی: در حال حاضر گاز طبیعی به‌صورت عمده به کشور‌های عراق و ترکیه صادر می‌شود. هر‌ساله و مطابق قوانین بودجه سنواتی کشور، 14/5 درصد از درآمدهای خالص هر مترمکعب گاز طبیعی صادراتی (مابه‌التفاوت صادرات و واردات)، سهم شرکت ملی گاز بوده و بخشی نیز سهم صندوق توسعه ملی و الباقی سهم دولت است.

• رابطه مالی حاکم بر فراورده‌های فرعی

‌به‌جز گاز طبیعی (متان)، سایر محصولات به دست آمده از پالایش گاز غنی از‌جمله اتان و ال.پی.جی، به‌عنوان فراورده فرعی قلمداد می‌شود. تا پیش از سال 1402، بر‌اساس برنامه‌ریزی وزارت نفت و مبتنی‌بر مصوبات هیئت‌مدیره شرکت ملی گاز، هر‌ساله بخشی از منابع حاصل از فروش فراورده‌های فرعی به شرکت ملی نفت با عنوان بازپرداخت بدهی‌های مربوط به توسعه پارس جنوبی تخصیص‌یافته و بخش دیگر به شرکت ملی گاز تخصیص داده می‌شد. از سال 1402 با تصویب بند «ص» تبصره «1» ماده‌واحده قانون بودجه، دولت مکلف شد از طریق وزارت نفت و با استفاده از منابع داخلی ارزی و ریالی شرکت تابعه ذی‌ربط وزارت نفت حاصل از فروش داخلی و صادرات محصولات فرعی گازی ازجمله اتان، پروپان، بوتان، پنتان وگوگرد، حساب «سرمایه‌گذاری نفت و گاز کشور» را ایجاد و با رعایت قانون هدفمند کردن یارانه‌ها مصوب 1388/‌10/‌15 حداقل شصت درصد (60%) از این منابع را در سال ۱۴۰۲ تا سقف نهصد‌و‌پنجاه هزار میلیارد (950.000.000.000.000) ریال متناسب با وصول درآمد به‌صورت ماهیانه به این حساب واریز کند.

وزارت نفت نیز مکلف شد منابع این حساب را با رعایت سیاست‌های کلی اصل چهل‌و‌چهارم (۴۴) قانون اساسی و با استفاده از سازوکار تسهیلات تلفیقی (با استفاده از منابع ریالی خود و بانک‌ها) و ترکیبی (با استفاده از منابع ریالی و ارزی) با بانک‌ها و یا سرمایه‌گذاری مستقیم، صرفاً به تأمین مالی در طرح‌های شش‌گانه مشخص شده با مشارکت سرمایه‌گذار خارجی و یا بخش خصوصی داخلی اختصاص دهد.

علاوه‌بر‌آن، طی یادداشتی ذیل جدول منابع و مصارف تبصره «14»، وزارت نفت مکلف شد منابع بند «ق» تبصره «۱» قانون بودجه را بابت سهم سازمان هدفمندسازی یارانه‌ها از محل فروش داخلی و صادرات محصولات فرعی گاز از‌جمله اتان، پروپان، بوتان، پنتان و گوگرد پرداخت کند.

ذیل بند «ب» ماده (14) قانون برنامه هفتم پیشرفت نیز در اجرای بند «۳» سیاست‌های کلی برنامه پنج‌ساله هفتم، دولت موظف شد از طریق وزارت نفت و با استفاده از منابع داخلی ارزی و ریالی شرکت‌های تابعه ذی‌ربط وزارت نفت پس از کسر سهم ده درصدی (10%) مربوط به حساب بهینه‌سازی انرژی (موضوع جزء «2» بند «الف» ماده (46) قانون برنامه هفتم پیشرفت)، ماهیانه حداقل شصت درصد (٦٠%) از عواید حاصل از صادرات و فروش داخلی کلیه محصولات فرعی گازی از‌جمله اتان، پروپان، بوتان، پنتان و گوگرد و مایعات گازی را صرفاً به حساب «سرمایه‌گذاری نفت و گاز کشور» که از ابتدای برنامه به نام وزارت نفت نزد خزانه‌داری کل کشور افتتاح می‌شود، واریز کند. همچنین مقرر شد؛ مابقی 40 درصد درآمدهای فوق، پس از کسر سهم حساب بهینه‌سازی مصرف انرژی و حساب سرمایه‌گذاری نفت و گاز، در شرکت‌های تابعه ذی‌ربط وزارت نفت به تشخیص وزارت مزبور و حسب مورد صرفاً در چارچوب بودجه مصوب شرکت‌های تابعه ذی‌ربط آن وزارت هزینه شود. بدین‌ترتیب به‌واسطه این ماده قانونی برنامه هفتم پیشرفت، محل هزینه‌‎کرد تمامی درآمدهای حاصل از فروش داخلی و صادرات محصولات فرعی نفت و محصولات فرعی گاز مشخص شده است. لازم به ذکر است که دو شرکت ملی نفت و گاز، بخشی از درآمد خود را به‌عنوان مالیات و سود سهام به دولت پرداخت می‌کنند. رابطه مالی حاکم بر بخش‌های مختلف زنجیره ارزش گاز و مدل تسهیم درآمدها همان‌گونه که بیان شد، به‌اختصار در شکل 7 ترسیم شده است.

شکل 7. رابطه مالی فعلی حاکم بر زنجیره ارزش گاز

مأخذ: برداشت نگارنده.

توضیح: رابطه مالی ترسیم و اعداد احصا شده مربوط به سال 1401 است.

در شکل 8 نحوه تسهیم درآمد‌های موجود در زنجیره ارزش گاز میان شرکت ملی گاز، شرکت ملی نفت، دولت (خزانه‌داری)، صندوق توسعه ملی و سازمان هدفمندسازی یارانه‌ها به نمایش درآمده است. همان‌طور که مشهود است درصد سهم بازیگران در طول سال‌های مختلف یکسان نبوده و در نوسان بوده است. نکته حائز اهمیت در سال‌های اخیر (بعد از 1398) رشد قابل‌توجه سهم هدفمندسازی یارانه‌ها از این درآمدها به‌دلیل اصلاح نرخ خوراک و سوخت پتروشیمی‌ها و صنایع و کمتر شدن سهم شرکت ملی گاز است. همچنین در این بازه نسبت مجموع سهم شرکت ملی گاز و شرکت ملی نفت که مربوط به درآمدهای حاصل از فروش فراورده‌های فرعی (اتان، پروپان و ...) است به مجموع کلیه درآمدها (درآمد فراورده‌های فرعی+ فروش گاز طبیعی) روند نزولی داشته و بیشترین نسبت مربوط به سال 1399 بوده که این روند نشان‌دهنده افزایش سهم درآمد فروش گاز طبیعی از کلیه درآمدهای حاصل از گاز غنی است.

شکل ۸. نمودار نحوه تسهیم درآمد‌های موجود در زنجیره ارزش گاز

مأخذ: تحلیل نگارنده از صورت‌های مالی شرکت ملی گاز و قوانین بودجه سنواتی.

• فروش گاز غنی به پتروشیمی‌ها

علاوه‌بر فروش گاز غنی توسط شرکت ملی نفت به شرکت ملی گاز به قیمت تکلیفی ناچیز و رابطه مالی شرح داده شده، لازم به ذکر است در حال حاضر گاز غنی به برخی پتروشیمی‌ها نیز به فروش می‌رسد که قیمت گاز غنی، درصدی از ترکیب وزنی محصولات به‌جز گاز طبیعی (اتان، پروپان، بوتان و پنتان) در قیمت این محصولات تعیین ‌می‌شود. برای مثال فروش گاز غنی به پتروشیمی پارس در سال 1400 با فرمول زیر صورت گرفته است.

قیمت گاز غنی= ((قیمت اتان × مقدار اتان) +  ( قیمت پروپان × مقدار پروپان) + ( قیمت بوتان ×  مقدار بوتان) + ( قیمت پنتان × مقدار پنتان)) × ۷۰٪

همچنین مقداری گاز غنی نیز توسط شرکت ملی گاز به پتروشیمی بوشهر با فرمول قیمت گاز غنی مشابه به فروش می‌رسد.

۳. آسیب‌شناسی رابطه مالی فعلی حاکم بر گاز طبیعی

در این بخش روابط مالی موجود در زنجیره ارزش گاز، آسیب‌شناسی شده و مورد تحلیل قرار می‌گیرد.

3-1. قیمت گاز غنی

یکی از مهم‌ترین ایرادات رابطه مالی فعلی، شیوه قیمت‌گذاری و فروش گاز غنی در ابتدای زنجیره به شرکت ملی گاز توسط شرکت ملی نفت است. در حال حاضر این قیمت به‌صورت سالیانه تعیین می‌شود، اما شیوه تعیین قیمت فروش گاز غنی، هیچ تناسبی با هزینه‌های استحصال گاز نداشته و این قیمت عملاً در یک فرایند چانه‌زنی ما بین این دو شرکت دولتی و وزارت نفت تعیین تکلیف می‌شود. درآمد ناچیز فروش گاز غنی برای شرکت ملی نفت موجب شده است تا این شرکت، عملاً انگیزه‌ای برای توسعه میادین گازی نداشته باشد و در مقابل انگیزه‌ بالایی برای توسعه و سرمایه‌گذاری در میادین نفتی به‌دلیل امکان صادرات نفت و کسب درآمد قابل‌توجه داشته باشد. تاکنون نیز توسعه‌ تمامی میادین گازی به‌صورت تکلیفی و جهت تأمین نیاز داخلی توسط شرکت ملی نفت انجام می‌شده است. قیمت تکلیفی گاز غنی موجب شده تا نظام انگیزشی در جهت سرمایه‌گذاری در بالادست گاز نباشد و عدم سرمایه‌گذاری در توسعه میادین و افزایش تولید، موجب تشدید ناترازی گاز کشور و زمینه‌ساز بروز مشکلات متعددی از‌جمله عدم تحقق راهبردهای صادرات گاز کشور شده است.

3-2. مالکیت پالایشگاه‌های گازی

بخش دیگری از ایرادات رابطه مالی فعلی زنجیره ارزش گاز، رابطه شرکت ملی گاز با پالایشگاه‌های گازی است. رابطه مالی این پالایشگاه‌ها با شرکت ملی نفت در‌خصوص میعانات گازی به‌صورت حق‌العمل کاری است که معادل با هزینه اجاره پالایشگاه در نظر گرفته می‌شود و رابطه مالی این‌گونه بین این دو شرکت دولتی برقرار شده است. از‌سویی استهلاک پالایشگاه پارس جنوبی در بهای تمام شده شرکت ملی گاز که فروشنده گاز است، محاسبه نمی‌شود و برای شرکت ملی نفت که مالک است منظور می‌‌شود. وجود بازیگران مختلف در یک قسمت از زنجیره باعث شده در این بخش از توسعه، سرمایه‌گذاری و بهره‌وری مناسبی صورت نگیرد و به‌مرور زمان عملاً ظرفیت پالایش و بازدهی این پالایشگاه‌ها کاهش یابد.

همان‌طور که مشاهده می‌شود از طرفی در شکل 9، میزان مجموع فراورده‌های اتان و ال.پی.جی حاصل شده در پتروشیمی پارس با پالایشگاه‌های پارس جنوبی به‌ازای خوراک گازی یکسان، مقایسه شده و مشاهده می‌شود پتروشیمی پارس در استحصال این محصولات بهره‌ور‌تر عمل کرده است. عملکرد پتروشیمی پارس در تولید محصولات جانبی (اتان و ال.پی.جی) معادل 1.5 برابر میانگین پالایشگاه‌های پارس جنوبی بوده است. با فرض میزان استحصال اتان و ال.پی.جی مشابه به‌ازای خوراک گاز ورودی، حدود 2.7 میلیارد دلار عدم‌النفع ناشی از عدم بهره‌وری مناسب در این پالایشگاه‌ها وجود دارد.

شکل ۹. نمودار مقایسه تولید مجموع اتان و ال.پی.جی فاز‌های مختلف مجتمع گازی پارس جنوبی و پتروشیمی پارس [7]

3-3. یارانه غیرهدفمند و پایین بودن میزان بهره‌وری

در رابطه مالی فعلی پرداخت یارانه از ابتدای زنجیره گاز صورت می‌گیرد و باعث می‌شود ارزش واقعی گاز مورد غفلت واقع شده و این موضوع عملاً موجب بهره‌وری پایین و هدررفت بالای انرژی در طول زنجیره شده است و درنتیجه زنجیره گاز به‌صورت غیربهره‌ور اداره می‌شود. به‌رغم حجم یارانه عظیم توزیع شده در این زنجیره، به‌دلیل شفاف نبودن شیوه توزیع این یارانه امکان محاسبه هزینه فایده و تصمیم مناسب از‌سوی سیاستگذار سلب شده است. عملاً در مدل فعلی به همه حوزه‌های مصرف گاز طبیعی یارانه اعطا شده و دولت به‌عنوان متولی، مدیریت مؤثری بر تخصیص یارانه به بخش‌های مختلف مبتنی‌بر یک برنامه هدفمند در راستای انواع سیاست‌های قابل اتخاذ ندارد.

3-4. کاهش سهم حقیقی شرکت ملی گاز از فروش داخل

هر‌ساله مبلغی از نرخ فروش داخل برای شرکت ملی گاز در نظر گرفته می‌شود که با تبدیل مقادیر اسمی به سهم حقیقی این شرکت از فروش داخلی به‌ازای هر مترمکعب گاز طبیعی، مطابق شکل 10 مشاهده می‌شود سهم حقیقی شرکت از فروش داخلی گاز طبیعی در بازه سال‌های 1392 الی 1396 عمدتاً به‌دلیل افزایش نرخ فروش داخلی روند افزایشی داشته‌، اما پس از آن سهم حقیقی شرکت ملی گاز از فروش داخلی گاز در سال‌های اخیر کاهشی بوده است. هرچند در سال‌های اخیر قیمت گاز فروشی به برخی صنایع و خوراک پتروشیمی افزایش قابل توجهی داشته، اما سهم این شرکت به‌صورت متناسب با تورم رشد نکرده و باعث شده است سهم حقیقی به‌ازای هر مترمکعب نزولی باشد.

شکل ۱۰. نمودار سهم شرکت ملی گاز از فروش داخلی گاز طبیعی به‌ازای هر مترمکعب حقیقی براساس سال پایه 1398 [8]

3-5. پرداخت نامنظم سهم شرکت ملی گاز از فروش داخلی گاز طبیعی

چالش دیگر در مدل فعلی، توزیع درآمدهای حاصل از فروش داخلی گاز طبیعی است که منابع حاصل ابتدا به حساب هدفمندسازی یارانه‌ها واریز و سپس سهم شرکت ملی گاز پس از کسر سایر مصارف هدفمندی طبق سیاست‌های سازمان برنامه و بودجه کشور پرداخت می‌شود (شکل 11). در‌واقع معمولاً به‌دلیل بیش‌برآوردی منابع هدفمندی و عدم تحقق منابع، کسری ایجاد شده همواره با کسر از سهم شرکت‌های تابعه وزارت نفت از مصارف هدفمندی پوشش داده می‌شود. این اتفاق سبب شده است که در سال‌های اخیر پرداخت این سهم به شرکت به‌صورت نامنظم انجام شود و علاوه‌بر کاهش منابع شرکت، امکان برنامه‌ریزی و سیاستگذاری شرکتی نیز سلب شود.

شکل 11. نحوه توزیع درآمدهای حاصل از فروش داخلی گاز طبیعی

مأخذ: برداشت نگارنده.

مطابق شکل 11 تا قبل از سال 1397، شرکت‌های تابعه وزارت نفت موظف بودند تا سهم سازمان هدفمندسازی یارانه‌ها را پس از دریافت درآمد حاصل از فروش داخلی پرداخت کنند. اما از سال 1397، مطابق قانون بودجه این سازوکار برعکس شده و منابع حاصل از فروش داخلی گاز طبیعی ابتدا به حساب هدفمندسازی یارانه‌ها واریز و سپس سهم شرکت‌های تابعه وزارت نفت از منابع دریافتی پرداخت می‌شود.

طبق جزء «3» بند «الف» ماده (1) قانون الحاق برخی از مواد به قانون تنظیم بخشی از مقررات مالی دولت (2)، ‌باید رویه مطابق قبل از سال 1397 ملاک اجرا قرار گیرد؛ یعنی پس از دریافت منابع حاصل از فروش داخل توسط شرکت‌ها و کسر هزینه‌ و سهم مصوب، سهم منابع هدفمندسازی یارانه‌ها واریز شود. سازوکار پس از سال 1397 در تبصره «14» قوانین بودجه سنواتی و آیین‌نامه اجرایی آن آمده است.

همچنین این تغییر سازوکار جریان مالی و تغییر الگو، موجب شده تا دریافتی شرکت ملی گاز بابت فروش داخلی گاز طبیعی، کمتر از میزان تعیین شده در قانون بوده و روند کاهشی داشته باشد. به‌نحوی‌که مطابق شکل 12 این شرکت در سال 1399 معادل 29% از درآمدهای پیش‌بینی شده خود از این محل را دریافت کرده است.

شکل 12. نمودار درصد تحقق سهم شرکت ملی گاز از فروش داخلی گاز طبیعی

مأخذ: استخراج نگارنده از آمار سازمان هدفمندسازی یارانه‌ها و قوانین بودجه سنواتی.

طبق جزء «3» بند «الف» ماده (1) قانون الحاق برخی از مواد به قانون تنظیم بخشی از مقررات مالی دولت (2)، ‌باید رویه مطابق قبل از سال 1397 ملاک اجرا قرار گیرد؛ یعنی پس از دریافت منابع حاصل از فروش داخل توسط شرکت‌ها و کسر هزینه‌ و سهم مصوب، سهم منابع هدفمندسازی یارانه‌ها واریز شود.

3-6. ابهام در تسهیم درآمد‌های حاصل از فروش فراورده‌های فرعی گاز

علاوه‌بر مسائل مربوط به بخش گاز طبیعی، بحث منابع حاصل از فروش فراورده‌های فرعی گاز در سال‌های پیش از 1402، همواره یکی از مباحث مورد مناقشه در بررسی لوایح بودجه سنواتی بوده است؛ به‌نحوی‌که با عدم شفافیت نحوه تسهیم این منابع در قوانین، افزایش درآمدهای کشور از این محل و نحوه تسهیم و هزینه‌کرد آن، طی چند سال گذشته به محل مناقشه و چانه‌زنی دولت و مجلس شورای اسلامی تبدیل شده بود.

در‌نهایت آنچه تا سال 1402 بدان عمل می‌شد تفسیری بود که در‌نتیجه آن منابع حاصل از فراورده‌های فرعی گاز طبیعی با استناد به ماده (71) اساسنامه شرکت ملی نفت مصوب سال 1395، جزو منابع داخلی شرکت ملی گاز محسوب شده و تصمیم‌گیری آن در اختیار وزارت نفت بود و درصدی از این درآمدها سالیانه برای شرکت ملی نفت و درصدی برای شرکت ملی گاز تعیین می‌شد. لذا این منابع و به‌تبع مصارف آنها شفاف نبوده و موجب عدم بهره‌وری در این حوزه می‌گردید. (البته ‌باید در نظر گرفت که با توجه به پرداخت مالیات و سود سهام توسط شرکت ملی گاز، دولت نیز از این درآمدها سهم داشت).

اما از سال 1402 با تصویب بند «ص» تبصره «1» ماده‌واحده قانون بودجه مطابق آنچه در فصل قبل تشریح شد، تقسیم درآمدهای فراورده‌های فرعی و هزینه‌کرد آن مشخص شد. همچنین مطابق بند «ب» ماده (14) قانون برنامه هفتم پیشرفت نیز در اجرای بند «۳» سیاست‌های کلی برنامه پنج‌ساله هفتم، دولت موظف شد از طریق وزارت نفت و با استفاده از منابع داخلی ارزی و ریالی شرکت‌های تابعه ذی‌ربط وزارت نفت پس از کسر سهم ده درصدی (10%) مربوط به حساب بهینه‌سازی مصرف انرژی (موضوع جزء «2» بند «الف» ماده (46) قانون برنامه هفتم پیشرفت)، ماهیانه حداقل شصت درصد (٦٠%) از عواید حاصل از صادرات و فروش داخلی کلیه محصولات فرعی گازی از‌جمله اتان، پروپان، بوتان، پنتان و گوگرد و مایعات گازی را صرفاً به حساب «سرمایه‌گذاری نفت و گاز کشور» که از ابتدای برنامه به نام وزارت نفت نزد خزانه‌داری کل کشور افتتاح می‌شود، واریز کند.

باقی‌مانده عواید فوق‌الذکر در شرکت‌های تابعه ذی‌ربط وزارت نفت نیز مقرر شد به تشخیص وزارت مزبور و حسب مورد صرفاً در چارچوب بودجه مصوب شرکت‌های تابعه ذی‌ربط آن وزارت برای پالایش، انتقال و توزیع گاز طبیعی و نگهداشت تأسیسات مربوط و نیز گازرسانی به شهرها و روستاهای باقی‌مانده کشور هزینه شود.

همچنین وزارت نفت مکلف شد منابع این حساب را با رعایت سیاست‌های کلی اصل چهل‌و‌چهارم (٤٤) قانون اساسی به‌صورت مستقیم یا با استفاده از سازوکار تسهیلات تلفیقی و ترکیبی با بانک‌ها و سایر مؤسسه‌های عامل مجاز، صرفاً به تأمین مالی یا ارائه ضمانت برای طرح‌های پنج‌گانه با مشارکت سرمایه‌گذار خارجی (با رعایت اصل هشتادم (۸۰) قانون اساسی) یا بخش غیر‌دولتی داخلی اختصاص دهد.

همچنین مقرر شد مابقی 40 درصد درآمدهای فوق، پس از کسر سهم حساب بهینه‌سازی مصرف انرژی و حساب سرمایه‌گذاری نفت و گاز، در شرکت‌های تابعه ذی‌ربط وزارت نفت به تشخیص وزارت مزبور و حسب مورد صرفاً در چارچوب بودجه مصوب شرکت‌های تابعه ذی‌ربط آن وزارت هزینه شود. بدین‌ترتیب به‌واسطه احکام ذیل مواد (14) و (46) قانون برنامه هفتم پیشرفت، محل هزینه‌‎کرد تمامی درآمدهای حاصل از فروش داخلی و صادرات محصولات فرعی نفت و محصولات فرعی گاز مشخص شده است.

با توجه به آسیب‌شناسی طرح شده، مسئله اول در رابطه مالی فعلی یکپارچه و شفاف شدن درآمدها و هزینه‌های زنجیره گاز از منظر حاکمیت است. در کنار این مسئله، در حال حاضر کشور با بحث ناترازی گاز مواجه بوده و با توجه به کمبود منابع مالی، بهینه‌سازی مصرف انرژی به‌ویژه در بخش گاز که بیش از 70 درصد تأمین داخلی انرژی کشور بدان متکی است، بیش‌از‌پیش ضرورت یافته است. در‌عین‌حال، به‌دلیل ملاحظات اجتماعی امکان افزایش و آزادسازی قیمت‌ها در بسیاری از مصارف وجود ندارد. بنابراین باید به سمت راهبردهای غیرقیمتی با اثرگذاری بالا در حوزه مدیریت مصرف گاز حرکت کرد. لذا مسئله دوم، جهت‌دهی اصلاح روابط مالی به سمت افزایش بهره‌وری و بهینه‌سازی مصرف گاز است.

۴. مدل رابطه مالی پیشنهادی

براساس مطالب بیان شده، ضروری است رابطه مالی زنجیره ارزش گاز به‌نحوی اصلاح شود که از طرفی با ایجاد انگیزه، زمینه‌ساز افزایش بهره‌وری در طول زنجیره باشد و از‌سویی از بی‌انضباطی درآمدهای حاصل از فروش گاز جلوگیری کرده و قاعده‌مندی بیشتری در قیمت‌گذاری تمام زنجیره و تسهیم درآمدها حاکم و سهم بازیگران مختلف به‌طور خاص یارانه پرداختی دولت شفاف شود. لذا با توجه به عدم شفافیت درآمد و هزینه‌های موجود در زنجیره ارزش گاز از یک‌سو و لزوم اتخاذ راهبردهای غیر‌قیمتی با توجه به ملاحظات اجتماعی به‌منظور بهینه‌سازی مصرف گاز در طول زنجیره در سال‌های پیش رو، اصلاح رابطه مالی زنجیره ارزش گاز از طریق حذف یارانه از ابتدای زنجیره و انتقال آن به انتهای زنجیره به‌عنوان راهکار عمده مسائل مطرح شده، پیشنهاد می‌شود. این اقدام ضمن حل مسئله ضابطه‌مندی تبادلات مالی در طول زنجیره، زمینه بسیاری از اقدامات ناظر به افزایش بهره‌وری و بهینه‌سازی مصرف گاز در طول زنجیره ارزش آن را فراهم می‌کند (شکل 13).

شکل 13. ویژگی‌های مدل پیشنهادی

مأخذ: برداشت نگارنده.

4-1. کلیت مدل رابطه مالی پیشنهادی

کلیت مدل پیشنهادی پژوهش حاضر برای اصلاح رابطه مالی حاکم بر زنجیره ارزش گاز، مبتنی‌بر دریافت ارزش واقعی گاز غنی در ابتدای زنجیره توسط دولت، انجام خریدوفروش به قیمت‌های واقعی در طول زنجیره میان بازیگران فعال و اختصاص یارانه هدفمند توسط دولت به مصارف مشخص است.

در این مدل دولت رأساً و یا از طریق شرکت ملی نفت (به‌عنوان تولیدکننده گاز غنی)، گاز غنی را در ابتدای زنجیره ارزش گاز به شرکت ملی گاز (متولی پالایش، انتقال و توزیع گاز طبیعی) به قیمت واقعی و بر‌اساس ارزش اجزای تشکیل‌دهنده گاز غنی به فروش می‌رساند. سپس دولت از محل منابع حاصله، هزینه تولید گاز غنی را به شرکت ملی نفت بر‌اساس قواعد رابطه مالی مصوب فعلی در قانون برنامه هفتم پیشرفت (فی به‌ازای بشکه یا سنت به‌ازای مترمکعب) پرداخت می‌کند و به‌این‌ترتیب تسویه حساب با شرکت ملی نفت به‌صورتی انجام می‌شود که برخلاف رابطه مالی حاکم فعلی، انگیزه شرکت ملی نفت بابت توسعه میادین گازی بیشتر می‌شود. همچنین سهم صندوق توسعه ملی معادل خالص صادراتی گاز از این محل و یا درصدی از تولید گاز غنی پرداخت می‌شود.

در ادامه شرکت ملی گاز، پس از انجام عملیات پالایش گاز غنی خریداری شده، گاز طبیعی و سایر محصولات تولیدی را به مشترکین مختلف به فروش می‌رساند. قاعدتاً شرکت ملی گاز که گاز را به قیمت واقعی خریداری کرده است، سعی در افزایش بهره‌وری فعالیت‌های خود اعم از انجام عملیات پالایش، انتقال و توزیع خواهد داشت؛ در این صورت این شرکت علاوه‌بر استحصال حداکثر محصولات، تلاش خواهد کرد که محصولات را به بیشترین قیمت ممکن در بازارهای مختلف به فروش برساند و در تولید و انتقال محصولات، کمترین هزینه و بیشترین درآمد را کسب کند؛ چرا‌که هر‌چه به ‌دست بیاورد، جزو منابع شرکت خواهد بود. بدیهی است که در این صورت مصرف‌کننده نهایی (صنعت و نیروگاه و ...) باید گاز طبیعی را به قیمت واقعی خریداری کند.

نکته قابل‌توجه آن است که در این مدل تلاش بر اصلاح تخصیص هدفمندی یارانه توزیعی فعلی در طول زنجیره ارزش گاز است و لذا دولت بنابه سیاست صنعتی خود و نیز لحاظ ملاحظات اجتماعی، سیاسی و امنیتی می‌تواند از منابع حاصله ناشی از فروش گاز غنی به شرکت ملی گاز با قیمت‌های واقعی، جهت تخصیص یارانه به مصارف هدف‌گذاری شده خود اقدام کند. در صورت تمایل دولت به عدم تغییر قیمت‌ها برای مردم و مصرف‌کننده نهایی، پیشنهاد می‌شود برای این بخش یارانه به انتهای زنجیره و حلقه یکی مانده به آخر (شرکت‌های گاز استانی) تخصیص داده شود. در‌واقع با این کار شرکت ملی گاز و شرکت ملی نفت از ملاحظات اجتماعی دولت خارج شده و ‌براساس اصول بنگاه‌داری رفتار خواهند کرد و دولت نیز به‌صورت شفاف، هزینه‌هایی که برای سیاست‌های صنعتی و ملاحظات اجتماعی خود انجام می‌دهد را به‌صورت ملموس درک خواهد کرد.

بنابه ملاحظات اجرایی اولیه این سیاست، در سال اول اجرای مدل پیشنهادی نیز این امکان وجود دارد تا محاسبات به‌نحوی انجام شود که هیچ تغییری در درآمدها و هزینه‌های ذی‌نفعان صورت نگیرد و صرفاً منابع و مصارف دولت و تبادلات مالی میان بازیگران در طول زنجیره ارزش گاز شفاف شود. ولی با توجه به دینامیک مسئله، در سال‌های بعدی این اقدام تبعات مثبت مهمی را بر جای خواهد گذاشت که در ادامه بدان پرداخته می‌شود.

قابل‌توجه است که مشابه مدل رابطه مالی پیشنهادی در سال‌های 1384 الی 1389 میان شرکت ملی گاز، شرکت ملی نفت و دولت برقرار بوده و از طرفی در حال حاضر نیز مشابه چنین رابطه‌ای بین شرکت ملی نفت با برخی پتروشیمی‌ها همچون پتروشیمی پارس بابت فروش گاز غنی برقرار است. همچنین این مدل به رابطه مالی پالایشگاه‌های نفتی که خوراک نفت ‌خام خود را به قیمت صادراتی خرید می‌کنند و متقابلاً فراورده‌های (اصلی و ویژه) را نیز به قیمت صادراتی به فروش می‌رسانند، نزدیک است. لذا تجربه پیاده‌سازی چنین رابطه مالی چه در زنجیره سایر محصولات و چه در زنجیره گاز وجود داشته و دارد.

گفتنی است؛ بخشی از مدل پیشنهادی فعلی در مورد صنعت برق پیاده‌سازی شده و در ماده (10) قانون مانع‌زدایی از توسعه صنعت برق مصوب سال 1401، مدل مشابهی مبنی‌بر انتقال یارانه بخش برق از ابتدا به انتهای زنجیره به تصویب رسیده، اما نیاز است این حکم قانونی به کل زنجیره ارزش گاز تعمیم داده شود. کلیت مدل رابطه مالی پیشنهادی همان‌طور که تشریح شد، در شکل 14 قابل مشاهده است.

شکل14. مدل رابطه مالی گاز پیشنهادی

مأخذ: تهیه شده توسط نگارنده.

4-2. جزئیات و ملاحظات مدل رابطه مالی پیشنهادی

در بخش قبل کلیت مدل بیان شد، اما برای پیاده‌سازی این مدل ملاحظاتی ناظر به قیمت گاز غنی، سهم صندوق توسعه ملی و سهم مناطق گازخیز وجود دارد که در ادامه به آن پرداخته می‌شود.

الف) قیمت گاز غنی

ازآنجایی‌که گاز غنی علاوه‌بر گاز طبیعی دربردارنده ترکیبات هیدروکربنی دیگری نیز است، گاز غنی تولیدی در مدل پیشنهادی به قیمت مجموع حاصل ضرب درصد وزنی ترکیبات مختلف گاز غنی شامل گاز طبیعی، اتان، پروپان، بوتان، پنتان پلاس و گوگرد در ضریبی از قیمت میانگین فصلی صادراتی این ترکیبات به تفکیک هر میدان تولیدی نفت و گاز به شرکت ملی گاز فروخته می‌شود (شکل 15).

شکل 15. فرمول پیشنهادی برای تعیین قیمت گاز غنی

مأخذ: تهیه شده توسط نگارنده.

با توجه ‌به این نکته که نوع، کیفیت و میزان ترش بودن گاز غنی تولیدی هر میدان متفاوت است، قیمت گاز غنی ‌باید با توجه به فرمول فوق برای هر میدان به‌طور مجزا و ناظر به چگونگی پوشش هزینه‌های تولید گاز غنی، پالایش، انتقال، توزیع و فروش گاز طبیعی و سایر فراورده‌های گازی تعیین شود.

همان‌طور که پیشتر عنوان شد، در صورت اجرای مدل پیشنهادی در سال اول به‌صورت حساب‌های دفتری، ضریب مذکور در ابتدای امر می‌تواند به‌صورتی تعیین شود که مطابق جدول 1 منابع حاصل از فروش گاز غنی با قسمت مصارف یعنی سهم هدفمندسازی یارانه‌ها، سهم مالکانه دولت (خزانه)، سهم صندوق توسعه ملی، سهم شرکت ملی نفت مطابق قراردادهای منعقده ذیل ماده (15) قانون برنامه هفتم پیشرفت و یارانه گاز طبیعی پرداختی دولت به بخش‌های خانگی، تجاری، نیروگاه، صنعتی و ... تراز شود و از طرفی شرکت ملی گاز نیز پس از پرداخت هزینه گاز غنی، توان پوشش سایر هزینه‌های خود اعم از پالایش، توزیع، انتقال و ... را داشته باشد.

جدول 1. منابع و مصارف موجود در زنجیره ارزش گاز در مدل پیشنهادی

مأخذ: تهیه شده توسط نگارنده.

پیشنهاد می‌شود ضریب مذکور به‌صورت سالیانه و تدریجی تا سقف معینی افزایش پیدا کند. این امر سبب ایجاد انگیزه شرکت ملی گاز جهت افزایش بهره‌وری خواهد شد؛ چراکه با افزایش بهای گاز غنی خریداری شده توسط شرکت ملی گاز، این شرکت طی یک برنامه در راستای افزایش درآمدهای خود، کاهش گازهای تلف شده، افزایش استحصال محصولات جانبی نظیر ال.پی.جی را دنبال خواهد کرد.

ب) سهم صندوق توسعه ملی

با توجه به ناترازی روبه گسترش گاز طبیعی و روند کاهشی میزان گاز طبیعی در اختیار برای صادرات و با عنایت به بین‌النسلی بودن منبع خدادادی گاز طبیعی، بهتر است سهم صندوق توسعه ملی به‌جای صادرات از محل فروش گاز غنی تخصیص داده شود و معادل درصدی از فروش گاز غنی تولید شده به این صندوق واریز گردد. لذا در مدل جدید پیشنهاد می‌شود درصدی از منابع فروش گاز غنی به صندوق توسعه ملی اختصاص یابد و در این حالت دیگر تمام منابع حاصل از صادرات گاز طبیعی به شرکت ملی گاز اختصاص دارد.

گفتنی است؛ موضوع سهم‌بری صندوق توسعه ملی از خالص صادرات گاز در قوانین بالادستی همچون سیاست‌های کلی برنامه پنجم توسعه و برنامه ششم توسعه، ماده (7) برنامه ششم توسعه و همچنین ماده (16) قانون احکام دائمی برنامه‌های توسعه کشور که در حکم اساسنامه این صندوق نیز می‌باشد، آمده است. لذا در حالتی که اختصاص درصدی از درآمدهای حاصل از فروش گاز غنی تولیدی به صندوق توسعه ملی امکان‌پذیر نیست، در این مدل معادل سهم صندوق توسعه ملی از خالص صادرات گاز از منابع عظیم اولیه ناشی از فروش گاز غنی توسط دولت به شرکت ملی گاز به این صندوق پرداخت ‌می‌شود؛ چراکه شرکت ملی گاز در ابتدای زنجیره، یک‌بار گاز غنی را به ارزش واقعی محصولات آن خریداری کرده و منابع حاصل از فروش تمام محصولات از‌جمله صادرات گاز طبیعی تماماً سهم شرکت ملی گاز است.

ج) سایر سهم‌های در نظر گرفته شده در قوانین

در این مدل معادل سهم مناطق گاز‌خیز و کمتر توسعه‌یافته برابر با سه درصد (3%) از خالص صادرات گاز موضوع بند «ت» ماده (32) قانون احکام دائمی و بند «الف» ماده (26) برنامه ششم توسعه و سهم حساب بهینه‌سازی مصرف انرژی برابر با یک درصد (1%) از خالص صادرات گاز (موضوع جزء «2» بند «الف» ماده (46) قانون برنامه هفتم پیشرفت) نیز از محل منابع حاصل از فروش گاز غنی توسط دولت اختصاص می‌یابد.

۵. آثار مدل پیشنهادی در حکمرانی انرژی کشور

به‌کارگیری مدل رابطه مالی پیشنهادی، آثار و پیامد‌های مثبتی را در حکمرانی انرژی کشور و در سه سطح دولت، شرکت‌های نفتی فعال در زنجیره ارزش گاز به‌ویژه شرکت ملی گاز و مصرف‌کنندگان نهایی به‌دنبال خواهد داشت که در ادامه به آنها پرداخته می‌شود.

5-1. یکپارچه و شفاف شدن درآمدها و هدفمند شدن هزینه‌های بخش گاز

تجمیع تمامی درآمدهای حاصل از فروش گاز غنی در ابتدای زنجیره و قرار گرفتن آن در اختیار دولت از طریق فروش گاز غنی به شرکت ملی گاز (به قیمت واقعی و بر‌اساس ارزش اجزای تشکیل‌دهنده ‌گاز غنی)، علاوه‌بر ایجاد انضباط مالی، زمینه‌ساز تخصیص بهینه منابع حاصل در قالب اعطای یارانه به بخش‌های هدف و نیز افزایش بهره‌وری در زنجیره ارزش گاز می‌شود.

5-1-1. ایجاد زمینه تصمیم‌گیری دولت جهت هدفمندسازی واقعی یارانه‌ها

با یکپارچه شدن درآمد‌های بخش گاز در ابتدای زنجیره و حذف یارانه و قیمت تکلیفی خریدوفروش در طول زنجیره گاز و نیز با شفاف شدن میزان یارانه عظیم توزیعی دولت در این بخش از طریق مقایسه درآمدهای حاصل با حالت قبلی و رابطه مالی حاکم فعلی، زمینه سیاستگذاری جهت تخصیص بهینه یارانه به بخش‌های مختلف مصرفی براساس سیاست‌های صنعتی، حمایتی و رفاهی فراهم شده و هدفمندسازی واقعی یارانه‌ها محقق خواهد شد. پس از اجرای این طرح، دولت برای منابع مالی محدود خود تصمیم می‌گیرد که چه مقدار یارانه به هر بخش مختلف مصرفی اعطا کند. لازم به ذکر است؛ در حال حاضر نیز دولت این یارانه را به‌صورت غیر‌شفاف، پراکنده و غیرهدفمند در کل زنجیره تخصیص می‌دهد، اما با شفاف شدن رابطه مالی، این یارانه را در ابتدای زنجیره در اختیار می‌گیرد و در انتهای زنجیره به مصارف مهم و حیاتی خود تخصیص می‌دهد.

5-1-2. ایجاد انگیزه افزایش تولید گاز و افزایش بهره‌وری در طول زنجیره ارزش گاز

با واقعی‌سازی قیمت‌ها در طول زنجیره گاز و با حذف قیمت‌گذاری‌های تکلیفی، علاوه‌بر افزایش انگیزه تولید از میادین گازی توسط شرکت ملی نفت، انگیزه تمامی بازیگران فعال در زنجیره ارزش گاز جهت افزایش بهره‌وری عملیات‌ها و فعالیت‌های خود نیز افزایش می‌یابد؛ چرا‌که این بازیگران بهای گاز خریداری/ فروخته شده را می‌پردازند/ دریافت می‌کنند و لذا همچون یک بنگاه اقتصادی عمل خواهند کرد.

 5-2. انگیزه‌بخشی به شرکت ملی گاز برای افزایش بهره‌وری (افزایش درآمدها و کاهش هزینه‌ها)

با توجه به آنکه شرکت ملی گاز یکی از بازیگران اصلی در زنجیره ارزش گاز است، در این بخش آثار مثبت رابطه مالی پیشنهادی بر این شرکت به‌صورت مجزا تشریح شده است. با افزایش هزینه خرید گاز غنی خریداری شده توسط شرکت ملی گاز، ارزش واقعی گاز برای این شرکت ملموس‌تر شده و تلاش شرکت جهت افزایش بهره‌وری تمامی عملیات‌ها و فعالیت‌های خود خواهد بود. در‌واقع شرکت ملی گاز مشابه اغلب شرکت‌های دولتی گران و غیر‌بهره‌ور اداره می‌شود که با تغییر رابطه مالی فعلی، این شرکت نیز به سمت افزایش بهره‌وری حرکت خواهد کرد. به‌صورت خاص با تغییر رابطه مالی، دو اقدام مهم زیر صورت خواهد گرفت:

5-2-1. افزایش بهره‌وری و بهبود مدیریت مصرف گاز در داخل کشور

در رابطه مالی جدید، شرکت ملی گاز تلاش خواهد کرد تا بیشترین استحصال مواد دارای ارزش‌افزوده در عملیات پالایش گاز غنی و کمترین هدر‌‌رفت در شبکه انتقال و توزیع گاز طبیعی را داشته باشد. به‌عنوان مثال در حال حاضر برآورد می‌شود که شرکت ملی گاز حجم قابل‌توجهی از ال.پی.جی تولیدی از گاز غنی را استحصال نمی‌کند و یا مقداری از اتان برگشتی از برخی واحدهای پتروشیمی سوزانده می‌شود که در صورت سرمایه‌گذاری و استحصال مواد با ارزش‌افزوده بالاتر از گاز غنی، نفع اقتصادی قابل‌توجهی در پی دارد. همچنین در پدیده گازهای مشعل پالایشگاه‌های گازی، میزان تقریبی 3.2 میلیارد مترمکعب گاز معادل حدود یک میلیارد دلار در سال در پالایشگاه‌های تحت مدیریت این شرکت سوزانده می‌شود.

5-2-2. افزایش صادرات گاز طبیعی

با توجه به آنکه قیمت گاز طبیعی صادراتی بالاترین قیمت قابل وصول برای شرکت ملی گاز است، لذا پس از اجرای رابطه مالی پیشنهادی و فعالیت شرکت ملی گاز با رعایت مؤلفه‌های اقتصادی، این تغییر رابطه مالی منجر به افزایش انگیزه شرکت ملی گاز به‌منظور افزایش صادرات گاز خواهد شد که از نظر راهبردی برای کشور بسیار حائز اهمیت است و در اسناد بالادستی مورد تأکید فراوانی قرار دارد. اگرچه در رابطه مالی فعلی نیز به‌دلیل سهم 14.5درصد شرکت ملی گاز، این شرکت انگیزه افزایش صادرات دارد، اما در رابطه مالی جدید این شرکت به‌واسطه خرید مواد اولیه و فروش محصولات خود به قیمت واقعی رفتار تجاری و اقتصادی خواهد داشت.

 5-3. افزایش انگیزه برای مصرف‌کنندگان نهایی به‌منظور کاهش مصرف انرژی

در رابطه مالی جدید دولت در انتهای زنجیره، یارانه را به مصرف‌کننده نهایی اعطا می‌کند. کاهش مصرف گاز طبیعی از طریق پیاده‌سازی این سیاست متصور خواهد بود. یادآور می‌شود که دولت امکان حمایت از بخش‌ها را با اعطای یارانه هدفمند از محل منابع حاصل از فروش گاز غنی در ابتدای زنجیره خواهد داشت. همان‌طور که بیان شد به‌دلیل ملاحظات اجتماعی و اقتصادی خانوار، پیشنهاد می‌شود در مورد بخش خانگی، یارانه به شرکت‌های گاز استانی پرداخت شود و مشترکین این بخش بدون پرداخت هزینه اضافه‌تری نسبت به قبل، صرفاً مبلغ یارانه دریافتی را در قبوض خود مشاهده کنند.

شکل 16. خلاصه آثار مدل پیشنهادی

مأخذ: تهیه شده توسط نگارنده.

۶. جمع‌بندی

همان‌طور که بیان شد شاخص شدت انرژی کشور بیش از دو برابر میانگین جهانی بوده که گاز با توجه به سهم 70 درصدی از سبد انرژی کشور، تأثیر مهمی در این شاخص دارد و همچنین با توجه به معضل ناترازی گاز کشور، اتخاذ سیاست‌هایی در جهت بهینه‌سازی و افزایش بهره‌وری ضروری است. از‌سوی دیگر، همواره یکی از چالش‌های مهم دولت در رابطه با شرکت‌های بزرگ دولتی از‌جمله شرکت ملی گاز، نوع رابطه مالی این شرکت‌ها با دولت بوده است. رابطه مالی فعلی زنجیره گاز دارای ابهامات، کژکارکردی‌ها و عدم شفافیت‌هایی است که موجب عدم تخصیص بهینه منابع و یارانه عظیم تخصیصی در طول زنجیره می‌شود. لذا ضروری است؛ رابطه مالی زنجیره ارزش گاز به‌نحوی اصلاح شود که از طرفی با ایجاد انگیزه، زمینه‌ساز افزایش بهره‌وری در طول زنجیره باشد و از‌سویی از بی‌انضباطی درآمدهای حاصل از گاز جلوگیری کرده و قاعده‌مندی بیشتری در قیمت‌گذاری در تمام زنجیره و تسهیم درآمدها حاکم شود و سهم بازیگران مختلف به‌طور خاص یارانه پرداختی دولت شفاف شود. با توجه به عدم شفافیت درآمد و هزینه‌های موجود در زنجیره ارزش گاز از یک‌سو و لزوم اتخاذ راهبردهای غیر‌قیمتی با توجه به ملاحظات اجتماعی به‌منظور بهینه‌سازی مصرف گاز در سال‌های پیش‌رو، اصلاح رابطه مالی زنجیره ارزش گاز از طریق حذف یارانه از ابتدای زنجیره و انتقال آن به انتهای زنجیره به‌عنوان راهکار عمده مسائل مطرح شده، پیشنهاد می‌شود. این اصلاح آثار مثبتی در حکمرانی انرژی کشور از‌جمله یکپارچه و شفاف شدن درآمدها و هزینه‌های بخش گاز، ایجاد زمینه واقعی تصمیم‌گیری دولت جهت مدیریت یارانه، انگیزه‌بخشی به شرکت ملی گاز برای افزایش بهره‌وری را به‌دنبال خواهد داشت.

قابل‌توجه است که مشابه این مدل رابطه مالی در سال‌های 1384 الی 1389 بین شرکت ملی گاز، شرکت ملی نفت و دولت برقرار بوده و از طرفی در حال حاضر نیز مشابه چنین رابطه‌ای بین شرکت ملی نفت با برخی پتروشیمی‌ها همچون پتروشیمی پارس برقرار است. همچنین این مدل به رابطه مالی پالایشگاه‌های نفتی که نفت خوراک خود را به 95 درصد قیمت صادراتی خرید می‌کنند و متقابلاً فراورده‌ها را نیز به قیمت صادراتی به فروش می‌رسانند، نزدیک است. در بخش برق نیز در ماده (10) قانون مانع‌زدایی از توسعه صنعت برق، مدل مشابه مبنی‌بر انتقال یارانه بخش برق از ابتدا به انتهای زنجیره به تصویب رسیده است. لذا پیشنهاد می‌شود اصلاح رابطه مالی زنجیره ارزش گاز در قوانین به‌نحوی‌که تشریح شد مورد توجه قرار گیرد.