به گزارش مسیر اقتصاد مرکز پژوهش های مجلس شورای اسلامی در گزارشی با عنوان «شبیه سازی مالی قرارداد فاز یازده پارس جنوبی» به بررسی مهمترین چالش های موجود در مباحث مالی این قرارداد و به طور کلی IPC پرداخته است.
استفاده از شرکت های خارجی صاحب دانش و مدیریت در قالب قراردادهای IPC و مشابه آن یكی از راه های پيش روی شرکت ملی نفت در توسعه ميادین بالادستی کشور بوده است؛ که از یکسو پيمانكار را در ریسک تأخير پروژه شریک کرده و ازسوی دیگر برخلاف قراردادهای فاینانس، امكان استفاده از توليد داخل را در ساخت و اجرای پروژه فراهم می آورد.
با این وجود در همكاری با شرکت های بين المللی، رعایت حداکثری منافع ملی در چارچوب رژیم مالی قرارداد بایستی از مهمترین نگرانی های شرکت ملی نفت باشد. یكی از این عوامل، مدیریت و کنترل دریافتی و سودآوری پيمانكار است.
ابهامات قرارداد با توتال
در این گزارش به ابهامات ناظر بر این قرارداد در چارچوب مدل شبيه سازی مالی در خصوص نحوه قیمت گذاری گاز پرداخته شده است.
حسب نتایج این مطالعه در قرارداد مورد بررسی، به دليل قيمت گذاری نسبتاً بالای گاز توليدی از یک سو، سقف بازپرداخت مطالبات پيمانكار عملاً کارایی ندارد؛ ازسوی دیگر به رغم نرخ بازدهی ۱۸.۹ درصدی پيمانكار، دریافتی وی تنها ۹ درصد از درآمد خالص میدان نشان داده می شود.
در این راستا یكی از نكات قابل تأمل در زمينه توسعه ميادین گازی با استفاده از قراردادهای جدید نفتی ایران، صحيح نبودن مكانيسم قيمت گذاری گاز است. گاز طبيعی برخلاف نفت خام (که به دليل حمل و نقل آسان از بازار جهانی، از مكانيسم قيمت گذاری مشخصی برخوردار است)، به صورت منطقه ای قيمت گذاری می شود و در برخی مناطق همچون خاورميانه مكانيسم مشخص و مورد توافقی برای قيمت گاز وجود ندارد.
همين مسئله باعث طولانی شدن دوره مذاکرات صادرات گاز ایران با کشورهای همسایه همچون پاکستان، هند و عمان شده است. اما در قرارداد با توتال شرایط پيچيده تر بوده است؛ چون گاز تحویلی کنسرسيوم فاز ۱۱ به صورت گاز غنی است که شامل گاز سبک، مایعات گازی و ميعانات گازی می شود. تعيين قيمت این گاز به مراتب دشوارتر است. تعيين قيمت بالای گاز غنی به صورت کاذب روند تسویه حساب با شرکت خارجی را تسریع می کند.
تعیین قیمت خرید گاز از توتال ۴.۵ برابر نرخ متعارف
اما همانطور که اشاره شد، قيمت گاز و درآمد ميدان در این قرارداد به حدی بالا تعيين شده است که در بازپرداخت اقساط هزینه و پاداش شرکت توتال مشكلی پيش نياید. درحالیکه تحقق این درآمد از فاز ۱۱ اصلا ممكن نيست.
اما هيچگاه مدل شبيه سازی مالی این قراردادها و تعهداتی که برای نسل های آتی ایجاد خواهد کرد رونمایی نشد. براساس مدل طراحی شده در این پژوهش، دو ایراد جدی بر نحوه قيمت گذاری گاز در این قرارداد وارد است:
الف) بالا بودن قيمت گاز خریداری شده، به گونه ای که در قيمت های ۵۰ دلار نفت، حدود ۱۵.۳ سنت بر مترمكعب در نظر گرفته شده است و در صورت افزایش قيمت نفت به بالای ۷۰ دلار به بالای ۲۲ سنت بر مترمكعب می رسد.
ب) عدم تعدیل قيمت گاز به ميزان کافی در صورت افت شدید قيمت نفت، به گونه ای که حتی اگر قيمت نفت به زیر ۱۰ دلار سقوط کند، قيمت گاز هيچگاه از ۲ دلار در هر ميليون بی تی یو (معادل ۷.۱ سنت بر مترمكعب) کمتر نخواهد شد. این مسئله بيانگر رگرسيو بودن رژیم مالی قرارداد است که در قسمت تحليل حساسيت تشریح شده است.
بنابراین می توان گفت گاز توليدی از فاز ۱۱ پارس جنوبی به صورت کاذب قيمت گذاری شده است و گازی که در خليج فارس زیر ۱ دلار بر ميليون بی تی یو (معادل ۳.۵ سنت بر مترمكعب) قيمت دارد، با قيمت بالای ۱۵ سنت بر مترمكعب به بالا در این قرارداد قيمت گذاری شده (حدود ۴.۵ برابر بیشتر از میزان متعارف) و در بهترین شرایط با قيمت حدود ۱۰ سنت به پتروشيمی های داخل به فروش می رسد.
به عنوان نمونه در حال حاضر گاز غنی به شرکت خارگ به قيمت حدود ۹ سنت در هر مترمكعب فروخته می شود. این رقم برای گاز ژوراسيک مسجد سليمان حدود ۴ سنت در هر مترمكعب است. لذا مشخص نيست رقم حداقل ۱۵ سنت در مترمكعب بر چه مبنایی تعيين شده است.
اصلاح نظام قیمت گذاری گاز و توسعه صادرات
این درحالیست که باید قيمت گذاری واقعی گاز توليدی براساس مؤلفه های بازار منطقه (خليج فارس) و کاهش کف قيمت متناسب با قيمت نفت انجام می شد.
هر چند با توجه به اینکه حدود ۹۰ درصد از گاز تولیدی کشور در داخل مصرف شده و همانطور که در گزارش نیز اشاره شد، دارای قیمت پایینی است و برای این مسئله نیاز به اصلاحات ساختاری در قرارداد در خصوص قیمت گذاری گاز وجود دارد، اما نکته دیگری که علاوه بر پیشنهاد مطرح شده از سوی مرکز پژوهش های مجلس شورای اسلامی می توان در این زمینه مطرح کرد، بحث توسعه مقاصد صادراتی برای گاز تولیدی کشور است.
در حال حاضر تنها کمتر از ۱۰ درصد از گاز تولیدی کشور به ترکیه و عراق صادر می گردد که قیمت بالاتری (حدود ۱۳ سنت در هر متر مکعب) نسبت به فروش گاز به داخل دارد.
توسعه هر چه سریعتر تفاهمنامه ها و قرارداد های مطرح در زمینه صادرات به خصوص به پاکستان و عمان، نه تنها درآمد بالاتری را نصیب کشور می کند بلکه با توجه به سر به سر شدن تقریبی تولید و مصرف گاز در کشور، در صورت توسعه و تولید جدید در زمینه گاز طبیعی، نیاز به مقاصد فروش جدید جهت عرضه تولید مازاد گاز می باشد.
انتهای پیام/ نفت و انرژی
