برآورد بهای تمام شده تامین هر مترمکعب گاز طبیعی در ایران

کاربرد گاز طبیعی به عنوان سوخت حرارتی تنها قسمتی از موارد متنوع کارایی این ماده گران قدر به شمار می رود. اهمیت اصلی و واقعی گاز طبیعی با توجه به ارزش افزوده فراوان و قابلیت تبدیل به هزاران نوع کالای با ارزش اقتصادی در بخش صنعت پتروشیمی ظاهر می شود. زنجیره تامین گاز طبیعی در ایران به صورت کلی شامل ۴ بخش اصلی شامل تولید، پالایش، انتقال و توزیع و خرده فروشی است. تولید گاز در اختیار شرکت ملی نفت از طریق ۱۴ شرکت زیرمجموعه و بخش های پالایش تا خرده فروشی در اختیار شرکت ملی گاز است. بررسی هزینه های این شرکت ها و محاسبه بهای تمام شده گاز طبیعی در ایران، می تواند گاز مثبتی در جهت حکمرانی انرژی کشور باشد.

ضرورت و اهداف پژوهش

کل هزینه مستقیمی که برای تولید یک کالا یا خدمت هزینه می شود، بهای تمام شده نامیده می شود. به منظور محاسبه بهای تمام شده یک کالا یا خدمت، مبالغ انواع مختلف هزینه های مستقیم با یکدیگر جمع می شود. برای کسب و کارهای مختلف، محاسبه این بها قدم ابتدایی به منظور برنامه ریزی کاهش هزینه محسوب می شود و می تواند حاشیه سود یا اقتصادی بودن/نبودن یک کسب و کار را نشان دهد. وابستگی بیش از 70 درصد سبد تامین انرژی کشور به گاز طبیعی و رتبه سوم تولید گاز در دنیا موجب شده تا محاسبه بهای تمام شده این حامل انرژی اهمیت دوچندانی پیدا کند، زیرا هرگونه تعرفه فروش نهایی بایستی با توجه به بهای تمام شده محصول تعیین شود وگرنه می تواند موجب فشار بر مخارج مالی دولت شود و توسعه آینده صنعت را مختل کند. از این رو در این پژوهش ابتدا تلاش می شود تا با بررسی صورت های مالی شرکت های زنجیره ارزش گاز طبیعی، بهای تمام شده این حامل انرژی محاسبه شود و سپس در گام بعدی مقایسه ای اجمالی میان این بهای تمام شده و تعرفه های فروش صورت گیرد.

انواع هزینه های تولید

به صورت کلی هزینه های مرتبط با تولید تا خرده فروشی گاز طبیعی را می توان به دو دسته کلی هزینه های سرمایه گذاری و هزینه های جاری تقسیم بندی کرد. در این بخش ابتدا تلاش می شود تا هزینه های جاری به تفکیک هر بخش محاسبه شود:

هزینه تولید

مطابق داده های صورت مالی، هزینه جاری سرچاهی به ازای هر مترمکعب گاز غنی معادل 0.13 سنت است. همچنین بر اساس بررسی های صورت گرفته، هزینه های جاری مستقیم (سرچاهی) سهمی در حدود 11 درصد از کل هزینه های تولید گاز دارند. بر این اساس با فرض ثبات سهم هزینه های سرچاهی از هزینه های تولید، مجموع هزینه تولید هر مترمکعب گاز طی سال های اخیر 1.05 سنت به ازا هر مترمکعب محاسبه می شود.

هزینه پالایش و انتقال

پالایش گاز در هفت شرکت پالایشی انجام می گیرد. مهم ترین شرکت پالایشی، مجتمع پالایشی پارس جنوبی است که حدود 75 درصد از تولید را به خود اختصاص داده است. پالایشگاه فجر جم و پارسیان نیز به ترتیب با 9 درصد و 7 درصد در جایگاه های بعد قرار دارند. اگرچه هزینه های ریالی پالایش، به صورت میانگین هر سال 50 درصد رشد داشته است، اما نرخ دلاری تنها با رشد 30 درصد از حدود 0.2 سنت به ازای هر مترمکعب به 0.3 سنت افزایش یافته است.

هزینه انتقال

وظیفه انتقال به صورت انحصاری توسط شرکت ملی انتقال گاز صورت می پذیرد. این شرکت به عنوان بزرگترین شرکت زیرمجموعه شرکت ملی گاز، وظیفه مدیریت بیش از 38 هزار کیلومتر خط لوله و بیش از 80 ایستگاه تقویت فشار را بر عهده دارد. بررسی صورت های مالی این شرکت نشان می دهد که هزینه انتقال هر مترمکعب گاز طبیعی از 0.28 سنت به 0.18 سنت کاهش یافته است. این کاهش علی رغم رشد 3 برابری هزینه های دلاری طی 5 سال اخیر رخ داده است و ریشه در تغییرات نرخ ارز دارد.

هزینه توزیع و خرده فروشی

وظیفه توزیع و خرده فروشی گاز طبیعی بر عهده 31 شرکت استانی گاز قرار دارد. به طور متوسط این شرکت ها طی 5 سال اخیر 217 میلیارد مترمکعب گاز طبیعی را به مشترکین تحویل داده اند. میانگین هزینه به ازای هر مترمکعب گاز طی 5 سال اخیر معادل 0.27 سنت بوده است که کاهش نزدیک به 30 درصدی را نسبت به سال 1397 و علی رغم جهش حدود 4 برابری هزینه ریالی نشان می دهد.

هزینه های سربار

هزینه های سربار بخش پالایش تا خرده فروشی شامل دو بخش کلی است. بخش اول شامل هزینه شرکت هایی مانند شرکت مهندسی و توسعه گاز است که این شرکت وظایف تعمیرات و توسعه خطوط لوله و ذخیره سازی گاز طبیعی را بر عهده دارد. بخش دوم نیز مرتبط با هزینه های شرکت ملی گاز است. باید توجه کرد که درون هزینه های شرکت ملی گاز علاوه بر هزینه هایی مانند مدیریت و برنامه ریزی، هزینه های فروش و حتی اجاره کشتی به منظور حمل و نقل فرآورده هایی مانند گوگرد نیز وجود دارد. بر این اساس هزینه های سربار از 1.7 سنت در سال 97 به 0.6 سنت به ازای هر مترمکعب کاهش یافته است. متوسط هزینه 5 سال اخیر برابر با 0.95 سنت است.

هزینه های سرمایه گذاری

بررسی هزینه ها نشان می دهد که سرمایه گذاری انجام شده در بخش گاز بالغ بر 140 میلیارد دلار بوده است. در این میان هزینه های توسعه میادین گازی با سهم حدود 47 درصد، بیشترین سهم را به خود اختصاص داده اند. همچنین عمده سرمایه گذاری در بخش توسعه مرتبط با توسعه میدان گازی پارس جنوبی بوده است. به منظور محاسبه بهای تمام شده سرمایه گذاری به ازای هر مترمکعب، متوسط زمان استهلاک 25 سال و تولید گاز طبیعی نیز معادل با 225 میلیارد مترمکعب (برابر با میانگین تولید طی 5 سال اخیر) مفروض بوده است. بر این اساس، بهای تمام شده سرمایه گذاری به ازای هر مترمکعب تولید برابر با 2.6 سنت برآورد می شود.

هزینه تمام شده

بر این اساس متوسط هزینه تولید گاز طبیعی طی پنج سال 1397 تا 1401 برابر با 5.4 سنت به ازا هر مترمکعب است. بر این اساس، هزینه های جاری و سرمایه گذاری مرتبط با تولید با سهم 43 درصد، بیشترین سهم از بهای تمام شده تولید گاز را تشکیل داده است. پس از هزینه های تولید، هزینه های سربار و هزینه های پالایش با سهم 18 درصد در جایگاه بعدی از قرار دارد. مروری بر سهم هزینه های جاری و هزینه های سرمایه ای از بهای تمام شده، نشان از سهم نسبتا برابر این دو دارد به نحوی که 52 درصد از بهای تمام شده ناشی از هزینه های جاری و 48 درصد ناشی از هزینه های سرمایه ای است.

هزینه تمام شده گاز طبیعی برای دستیابی به اهداف

بهای تمام شده 5.4 سنت به ازای هر مترمکعب ناشی از مجموع هزینه های جاری و سرمایه ای است که از گذشته تاکنون و به منظور دستیابی به تولید 1 میلیارد مترمکعبی گاز طبیعی در هر روز انجام شده است. حال سوال این است که با توجه به ناترازی موجود بخش گاز و برنامه هایی همچون جلوگیری از افت فشار میدان پارس جنوبی و نیاز به توسعه میادین گازی جدید، بهای تمام شده هر مترمکعب گاز طبیعی چه میزان خواهد بود؟ به منظور محاسبه این امر، هزینه های جاری تولید تا خرده فروشی، ثابت در نظر گرفته شده است و تلاش شد تا برنامه های سرمایه گذاری در بخش های مختلف جمع آوری شود. بر این اساس، سرمایه گذاری مورد نیاز به منظور دستیابی به تولید 1.5 میلیارد بشکه ای گاز طبیعی در هر روز، نیاز به 71 میلیارد دلار سرمایه گذاری دارد. از این سرمایه گذاری، 36 میلیارد دلار مربوط به توسعه میادین گازی جدید، 30 میلیارد دلار برنامه های مرتبط با جلوگیری از افت فشار میدان پارس جنوبی و 4.5 میلیارد دلار هزینه توسعه و تکمیل فاز 11 پارس جنوبی است. مطابق این مفروضات و با در نظر گیری دوره 25 سال عمر میدان و نرخ تنزیل 10 درصد، بهای تمام شده هر مترمکعب گاز از حدود 5.4 سنت به حداقل 8.3 سنت افزایش پیدا خواهد کرد.

مقایسه هزینه تمام شده با قیمت فروش به بخش های اصلی

بررسی ها نشان می دهد که با توجه به تغییر مبنای قیمت گذاری نرخ خوراک پتروشیمی از سال 95 و از طرفی جهش شدید این نرخ در سال 1400 و 1401، فاصله ای در حدود 7 سنت به ازای هر مترمکعب بین هزینه تامین و میانگین 5 ساله نرخ فروش به پتروشیمی های خوراک گازی وجود داشته است. بر این اساس می توان بیان داشت که تنها مصرف کننده ای که یارانه گاز دریافت نمی کند، پتروشیمی های مصرف کننده خوراک گاز است؛ اما طی دو سال اخیر اصلاحاتی در نحوه قیمت گذاری برخی بخش های دیگر نیز صورت پذیرفته است. به عنوان مثال قیمت گاز طبیعی صنایعی همچون فولاد و پالایشگاه در گذشته به صورت سالانه تعیین می شد، اما در سال های اخیر به صورت درصدی از قیمت خوراک پتروشیمی تعیین می شود. این اتصال به قیمت خوراک پتروشیمی، موجب شده تا همگام با تغییرات نرخ ارز و قیمت های گاز در هاب های جهانی، نرخ این صنایع صادرات محور نیز تغییر کند.

مقایسه هزینه تامین با عایدی صادرات گاز، متانول و یا اوره

هزینه تامین هر مترمکعب گاز را می توان با حداقل 3 گزینه ایجاد ارزش افزوده از گاز مقایسه کرد. به طور کلی در 5 سال اخیر کمتر از 10 درصد از گاز طبیعی کشور در قالب قراردادهای صادرات گاز از طریق خط لوله و یا با تبدیل به اوره و متانول (دو محصول اصلی و پایه پتروشیمی و نزدیک به گاز طبیعی در زنجیره فرآیندهای پتروشیمی) صادر شده است. با در نظر گرفتن ضریب تبدیل گاز طبیعی به متانول و اوره، میانگین عایدی حاصل از این 3 گزینه حدود 5 برابر هزینه تامین این گاز بوده است.

جمع بندی

وابستگی بیش از 70 درصد سبد تامین انرژی کشور به گاز طبیعی و رتبه سوم تولید گاز در دنیا موجب شده تا محاسبه بهای تمام شده این حامل انرژی اهمیت دو چندانی پیدا کند؛ زیرا هرگونه تعرفه فروش نهایی بایستی با توجه به بهای تمام شده محصول تعیین شود وگرنه می تواند موجب فشار بر مخارج مالی دولت شود و توسعه آینده صنعت را مختل کند. از این رو در این پژوهش ابتدا تلاش شد تا با بررسی صورت های مالی شرکت های زنجیره ارزش گاز طبیعی، بهای تمام شده این حامل انرژی محاسبه شود و سپس در گام بعدی مقایسه ای اجمالی میان این بهای تمام شده و تعرفه های فروش صورت گیرد. بررسی ها نشان دهنده این است که بهای تمام شده گاز طبیعی 5.4 سنت به ازای هر مترمکعب ناشی از مجموع هزینه های جاری و سرمایه ای است که از گذشته تاکنون و به منظور دستیابی به تولید 1 میلیارد مترمکعبی گاز طبیعی در هر روز انجام شده است.

این مطالعه در اندیشکده تدبیر انرژی در سال 1403 انجام شده است.