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 قرارداد وزارت نفت با شرکت توتال برای فاز ۱۱ پارس جنوبی و به طور کلی قراردادهای IPC پرداخت.

استفاده از شرکت های خارجی صاحب دانش و مدیریت در قالب قراردادهای IPC و مشابه آن یکی از راه های پیش روی شرکت ملی نفت در توسعه میادین بالادستی کشور بوده است؛ که از یکسو پیمانکار را در ریسک تأخیر پروژه شریک کرده و ازسوی دیگر برخلاف قراردادهای فاینانس، امکان استفاده از تولید داخل را در ساخت و اجرای پروژه فراهم می آورد.

با این وجود در همکاری با شرکت های بین المللی، رعایت حداکثری منافع ملی در چارچوب رژیم مالی قرارداد باید از مهمترین نگرانی های شرکت ملی نفت باشد. یکی از این عوامل، مدیریت و کنترل دریافتی و سودآوری پیمانکار است.

ابهامات قرارداد با توتال

در این گزارش به ابهامات ناظر بر این قرارداد در چارچوب مدل شبیه سازی مالی در خصوص نحوه قیمت گذاری گاز پرداخته شده است.

حسب نتایج این مطالعه در قرارداد مورد بررسی، به دلیل قیمت گذاری نسبتاً بالای گاز تولیدی از یک سو، سقف بازپرداخت مطالبات پیمانکار عملاً کارایی ندارد؛ ازسوی دیگر به رغم نرخ بازدهی ۱۸.۹ درصدی پیمانکار، دریافتی وی تنها ۹ درصد از درآمد خالص میدان نشان داده می شود.

در این راستا یکی از نکات قابل تأمل در زمینه توسعه میادین گازی با استفاده از قراردادهای جدید نفتی ایران، صحیح نبودن مکانیسم قیمت گذاری گاز است. گاز طبیعی برخلاف نفت خام (که به دلیل حمل و نقل آسان از بازار جهانی، از مکانیسم قیمت گذاری مشخصی برخوردار است)، به صورت منطقه ای قیمت گذاری می شود و در برخی مناطق همچون خاورمیانه مکانیسم مشخص و مورد توافقی برای قیمت گاز وجود ندارد.

همین 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 پیچیده تر بوده است؛ چون گاز تحویلی کنسرسیوم فاز ۱۱ به صورت گاز غنی است که شامل گاز سبک، مایعات گازی و میعانات گازی می شود. تعیین قیمت این گاز به مراتب دشوارتر است. تعیین قیمت 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، قیمت گاز و درآمد میدان در این قرارداد به حدی بالا تعیین شده است که در بازپرداخت اقساط هزینه و پاداش شرکت توتال مشکلی پیش نیاید. درحالیکه تحقق این درآمد از فاز ۱۱ اصلا ممکن نیست.

اما هیچگاه مدل شبیه 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 قیمت گذاری گاز در این قرارداد وارد است:

الف) بالا بودن قیمت گاز خریداری شده، به گونه ای که در قیمت های ۵۰ دلار نفت، حدود ۱۵.۳ سنت بر مترمکعب در نظر گرفته شده است و در صورت افزایش قیمت نفت به بالای ۷۰ دلار به بالای ۲۲ سنت بر مترمکعب می رسد.

ب) عدم تعدیل قیمت گاز به میزان کافی در صورت افت شدید قیمت نفت، به گونه ای که حتی اگر قیمت نفت به زیر ۱۰ دلار سقوط کند، قیمت گاز هیچگاه از ۲ دلار در هر میلیون بی تی یو (معادل ۷.۱ سنت بر مترمکعب) کمتر نخواهد شد. این مسئله بیانگر رگرسیو بودن رژیم مالی قرارداد است که در قسمت تحلیل حساسیت تشریح شده است.

بنابراین می توان گفت گاز تولیدی از فاز ۱۱ پارس جنوبی به صورت کاذب قیمت گذاری شده است و گازی که در خلیج فارس زیر ۱ دلار بر میلیون بی تی یو (معادل ۳.۵ سنت بر مترمکعب) قیمت دارد، با قیمت بالای ۱۵ سنت بر مترمکعب به بالا در این قرارداد قیمت گذاری شده (حدود ۴.۵ برابر بیشتر از میزان متعارف) و در بهترین شرایط با قیمت حدود ۱۰ سنت به پتروشیمی های داخل به فروش می رسد.

به عنوان نمونه در حال حاضر گاز غنی به شرکت خارگ به قیمت حدود ۹ سنت در هر مترمکعب فروخته می شود. این رقم برای گاز ژوراسیک مسجد سلیمان حدود ۴ سنت در هر مترمکعب است. لذا مشخص نیست رقم حداقل ۱۵ سنت در مترمکعب بر چه مبنایی تعیین شده است.

اصلاح نظام قیمت گذاری گاز و توسعه صادرات

این درحالی است که باید قیمت گذاری واقعی گاز تولیدی براساس مؤلفه های بازار منطقه (خلیج فارس) و کاهش کف قیمت متناسب با قیمت 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.