گاز طبیعی همچنین از الگوی رفتاری بازار انحصار طبیعی پیروی می‌کند. منابع سرمایه گذاری در امر تولید، انتقال و توزیع گاز با توجه به بازار این کالا و قدرت انحصاری آن در داخل می‌تواند از منابع گوناگونی تامین شود.
در اهمیت سرمایه‌گذاری در صنعت گاز و پروژه‌های پیش رو، ابتدا تصویری روشن از آمار‌های موجود در فرآیند استخراج تا مصرف گاز طبیعی کشور، ارایه می‌شود. نظریه‌های مربوط به سرمایه گذاری و وابستگی آن به نرخ بازدهی سرمایه و تولید ناخالص برای این موضوع دارای اهمیت است و در این متن پس از بررسی وضعیت سرمایه گذاری در شرکت گاز و الگوی رفتاری مصرف، مدل ساده‌ای برای اولویت سرمایه گذاری ارایه می‌شود.
براساس آخرین گزارش منتشر شده در اسفند ماه ۱۴۰۱ توسط مدیریت برنامه ریزی شرکت ملی گاز ایران، در سال ۱۴۰۱، حدود ۲۷۲ میلیارد متر مکعب گاز تحویل خطوط انتقال سراسری گردید. گاز طبیعی ابتدا استخراج و در مرحله بعد پالایش و سپس به وسیله خطوط سراسری منتقل می‌شود. خطوط سراسری انتقال گاز بخشی از آن را در سامانه انتقال مصرف می‌کند و عمده آن را برای صادرات یا مصارف داخلی تحویل مراکز توزیع می‌دهد.
در سال ۱۴۰۱ شرکت ملی نفت ایران ۲۷۲ میلیارد متر مکعب گاز ناخالص را تحویل پالایشگاه‌های گازی داد که از این میزان ۲۴۹ میلیارد یعنی ۹۱ درصد آن پس از پالایش، برای انتقال، توزیع و مصرف تحویل گردید. برای آگاهی از تفاوت ۲۷۲ میلیارد متر مکعب گاز ورودی به پالایشگاه‌های گاز، با ۲۴۹ میلیارد متر مکعب گاز خروجی، که ۲۳ میلیارد متر مکعب، کافی است بدانیم این تفاوت مربوط به ناخالصی‌هایی از جمله بخار آب، گاز‌های سمی و خورنده مثل سولفید هیدروژن یا گاز‌های ارزشمندی مثل اتان، پروپان، هیدروکرین‌های سنگین و میعانات گازی هستند که از گاز طبیعی جدا می‌شوند و در بازار‌های دیگر از جمله برای مصارف پتروشیمی ها، به فروش می‌رسند.
تاسیسات نفتی نیز در فرآیند‌های خود گاز طبیعی تولید می‌کنند که در مجموع در این سال ۱۹ میلیارد مترمکعب گاز از این طریق تولید گردید. ۳ میلیارد متر مکعب گاز نیز از مخازن ذخیره سازی و عمدتا در فصل‌های سرد دریافت شد و واردات گاز نیز حدود یک میلیارد و متر مکعب بود؛ بنابراین در مجموع ۲۷۲ میلیارد متر مکعب گاز تحویل داده شده به خطوط انتقال سراسری، شامل ۲۴۹ میلیارد از پالایشگاه‌های گازی، ۱۹ میلیارد از تاسیسات نفتی، ۳ میلیارد از مخازن ذخیره سازی و یک میلیارد متر مکعب واردات می‌باشد.
از مجموع ۲۷۲ میلیارد متر مکعب گاز طبیعی که تحویل خطوط انتقال گردید، این سامانه برای انتقال گاز در سال ۱۴۰۱ حدود ۷ میلیارد صرف تاسیسات انتقال شد و ۲۰ میلیارد صادرات و یک میلیارد آن برای تزریق به مخازن نفتی و ۳ میلیارد برای تزریق به مخازن ذخیره سازی و ۲۴۱ میلیارد برای مصارف خانگی، تجاری، صنعتی و نیروگاه‌ها و صنایع عمده مانند پالایشگاه‌ها پتروشیمی ها، صنایع فولاد و کارخانه‌های سیمان تحویل گردید.
روند تولید شرکت گاز در طول سال به نحوی است که حداقل تولید در تابستان و حداکثر تولید در زمستان شکل می‌گیرد. پالایشگاه‌ها و خطوط انتقال، تعمیرات اساسی و پیک رانی و سایر اقدامات سالانه را در تابستان انجام می‌دهند و تولید اندکی کاهش می‌باید و در طول روز‌های سرد این مراکز با حداکثر ظرفیت تولید می‌کنند. براساس آمار‌های موجود برای سال ۱۴۰۱ در روز‌های گرم و در وضعیت تعمیرات اساسی، روزانه حداقل ۵۷۰ و در روز‌های سرد با حداکثر ظرفیت روزانه تا ۸۰۰ میلیون متر مکعب گاز تولید می‌شود.
مصرف گاز در بخش‌های خانگی و صنعت از دو رفتار ثابت و متغیر پیروی می‌کنند. مصرف ثابت که مستقل از دما است به این صورت که دما به هر میزانی که باشد این نوع مصرف ثابت است و مصرف متغیر، مصرفی است که بستگی به دما دارد و با کاهش دما مصرف، افزایش می‌یابد.
مصرف گاز خانواده‌ها و مراکز دولتی و خصوصی در روز‌های سرد افزایش می‌یابد؛ بنابراین مصرف گاز با کاهش دما افزایش می‌یابد. کاهش دما تقاضای گاز برای تامین انرژی برای گرم نگه داشتن محیط زندگی و کار را افزایش می‌دهد. در دمای پایین مصرف متغیر افزایش می‌یابد.
شرکت گاز به دلیل محدودیت تولید ناگزیر مصرف صنایع و نیروگاه‌ها را در فصل سرد کاهش می‌دهد تا بتواند روند صعودی مصرف گاز خانواده‌ها در دمای پایین را تامین نماید؛ لذا روند مصرف خانواده‌ها رابطه عکس با دما دارد و در دمای پایین صعودی و میزان مصرف صنایع به دلیل کمبود عرضه، با اعمال محدودیت کاهش می‌یابد.
براساس گزارش اسفند ۱۴۰۱ مدیریت برنامه ریزی شرکت ملی گاز ایران، مصرف گاز خانوار‌ها در تابستان کمترین مصرف روزانه را داشته که حدود ۱۷۰ میلیون متر مکعب می‌باشد. این میزان مصرف، مصرف ثابت خانواده‌ها محسوب می‌شود. مصرف نیروگاه‌ها و صنایع به صورت ثابت روزانه ۴۰۰ میلیون متر مکعب می‌باشد.
در مجموع مصرف ثابت خانواده‌ها و صنایع روزانه ۵۷۰ میلیون متر مکعب برآورد می‌شود. مصرف گاز خانگی در روز‌های سرد سال به ۶۲۰ میلیون متر مکعب در روز می‌رسد؛ بنابراین مصرف متغیر گاز ۴۵۰ میلیون متر مکعب در روز برآورد می‌شود. شرکت گاز در روز‌ها سرد گاز مصرفی صنایع و نیروگاه‌ها را کاهش می‌دهد و برای اینکه محدودیتی در فصل سرد سال وجود نداشته باشد و گاز صنایع و خانواد‌ها و مراکز عمومی پاسخ داده شود به تولید روزانه حدود یک میلیارد متر مکعب گاز نیاز است که با در نظر گرفتن حداکثر توان تولید به میزان ۸۰۰ میلیون متر مکعب در روز، نیاز به روزانه ۲۰۰ میلیون متر مکعب گاز وجود دارد.
در بلند مدت که صنایع توسعه می‌یابند و جمعیت رشد می‌کند، مصرف ثابت متناسب با این نرخ‌ها رشد می‌کند. در این صورت مدل سرمایه گذاری تابع متغیر‌های از جنس ظرفیت تولید، خواهد بود.
نگاهی به بازار داخلی گاز و نیاز روز افزون آن که روزانه بالغ بر ۲۰۰ میلیون متر مکعب گاز می‌باشد، نشان می‌دهد که سرمایه واقعی مورد نیاز صنعت گاز از مقدار تعادلی آن بسیار کمتر است. در این صنعت ظرفیت مازاد وجود ندارد و افزایش سرمایه‌گذاری می‌تواند به رشد و توسعه با شتاب بیشتر کمک نماید.
روش‌های جذب منابع برای سرمایه گذاری در شرکت ملی گاز طبق گزارش‌های رسمی شرکت ملی گاز عبارتند از تامین منابع از محل درآمد عمومی، منابع داخلی شرکت، از محل تسهیلات دریافتی از نفت، سرمایه گذاری شرکت ملی گاز از محل بازپرداخت سرمایه گذاری انجام شده در شرکت انتقال گاز، الباقی سهم، تبصره ۱۴، تسهیلات بانکی، بند د قانون بودجه سال ۱۳۹۹، ماده ۶۵ قانون الحاق (گاز بها)، فروش اموال، سرمایه گذاری بخش خصوصی، وام از موسسات خارجی و سایر می‌باشد.
منابع سرمایه‌گذاری بر اساس یک تقسیم بندی کلی، شامل سه روش مهم جذب سرمایه از طریق استفاده از ۱- منابع داخلی، ۲- فروش سهام و ۳- فروش اوراق مشارکت می‌باشد که هر کدام ویژگی خاص خود را دارد. شرکت گاز تاکنون به صورت جدی و حرفه‌ای برای جذب سرمایه از روش فروش اوراق مشارکت و فروش سهام استفاده نکرده است و ترجیح این شرکت بر استفاده از منابع داخلی است.
برای بنگاه‌های اقتصادی فروش اوراق مشارکت، با تعهدات الزام آور همراه است و فروش سهام نیز کنترل مدیران را بر بنگاه کاهش می‌دهد. شرکت ملی گاز ایران یک شرکت دولتی است و برای اینکه از روش‌های پیشرفته در جذب منابع استفاده کند راه طولانی در پیش دارد. شرکت گاز در مجموع نتوانسته از روش‌هایی که برای خود تعریف نموده یا قانون گذار طرح نموده و در بالا ذکر شد و در تراز استفاده از منابع داخلی محسوب می‌شود، به صورت کامل استفاده نماید.
عملکرد شرکت در استفاده از وام از موسسات خارجی، سرمایه گذاری خارجی، فروش اموال، تسهیلات بانکی و از محل درآمد‌های عمومی و از محل تسهیلات دریافتی از نفت صفر بوده و درصد جذب بودجه به ترتیب از ماده ۱۲ قانون رفع موانع تولید رقابت پذیر و ارتقای نظام مالی کشور (سایر وام‌های داخلی)، از محل منابع داخلی شرکت ها، ماده ۶۵ قانون الحاق (عوارض گاز بها)، عملکرد تبصر ۱۴، بند د تبصر یک قانون بودجه سال ۱۳۹۹ و عملکرد سرمایه گذاری شرکت ملی گاز از محل بازپرداخت سرمایه گذاری انجام شده در شرکت انتقال گاز صورت گرفته است.
در مورد تخصیص اعتبارات ۶۶ درصد این منابع در شرکت انتقال گاز، ۲۸ درصد در شرکت‌های گاز استانی و ۶ درصد در شرکت‌های پالایش گاز هزینه شده است. از آنجایی که شرکت گاز یک شرکت انحصاری است، قدرت انحصاری شرکت می‌تواند منابعی را برای توسعه سرمایه گذاری فراهم کند و علاقه به استفاده از سایر روش‌ها در مقام عمل احتمالا چندان جذابیتی برای مدیران شرکت ندارد.
سوالی که در برنامه‌های و طرح‌های سرمایه مهم است و در مورد پروژه‌های سرمایه گذاری در صنعت گاز لازم است بدان پاسخ داده شود، هزینه استفاده از سرمایه است. شاید پاسخ به این سوال بسیار پیچیده و مشکل باشد، ولی در رقابت جهانی و برای جذب سرمایه‌های داخلی و خارجی مبانی تصمیم گیری در بازار عرضه وجوه است، به خصوص برای مراکزی که منابع لازم برای سرمایه گذاری در طرح‌های بزرگ را در اختیار دارند و علاقمندند در این بازار‌ها وارد شوند.
صنعت گاز کشور چهار فرایند اصلی پیش رو دارد. اول استخراج گاز ناخالص و تحویل آن به پالایشگاه‌های گازی که عموما توسط شرکت ملی نفت ایران صورت می‌گیرد، دوم پالایش و شیرین سازی گاز در پالایشگاه‌های گازی، سوم انتقال از پالایشگاه‌ها و تحویل به شرکت‌های گاز استانی برای توزیع و چهارم توزیع گاز بین مراکز مصرف.
واردات و صادرات گاز نیز بخش خارجی صنعت را تشکیل می‌دهد و ذخیره سازی گاز نیز تعادل بازار را در فصل‌های سرد و گرم برقرار می‌سازد. آنچه در فرایند برنامه ریزی گاز کشور دارای اهمیت است اینکه این چهار فرایند به صورت زنجیروار به هم وصل است و تولید گاز کشور برابر با حداقل توان تولید هر کدام از این فرایند‌ها محسوب می‌شود و اولویت سرمایه گذاری نیز از این طریق بدست می‌آید.
از نظر اقتصادی می‌توان یک تابع لئونتیف در نظر گرفت که از طریق آن تولید، تابعی از حداقل ظرفیت هر کدام از فرآیند‌های تولید، پالایش، انتقال و توزیع گاز است. برای توضیح، چنانچه شرکت نفت توان استخراج ۹۰۰ میلیون متر مکعب گاز و پالایشگاه‌های گاز کشور توان پالایش ۶۰۰ میلیون و ظرفیت انتقال گاز ۷۰۰ میلیون و توان توزیع ۱۲۰۰ میلیون متر مکعب باشد در این صورت تولید کشور ۶۰۰ میلیون متر مکعب یعنی حداقل ظرفیت، که متعلق به ظرفیت پالایشگاهی است، محسوب می‌شود.
برای تعیین اولویت سرمایه گذاری ابتدا تقاضای بازار را محاسبه می‌کنیم، در این مثال فرض می‌کنیم تقاضای بازار داخل و خارج ۲۰۰۰ میلیون متر مکعب در روز باشد. در این صورت حاصل تفریق تقاضا از ظرفیت تولید در هر کدام از بخش‌های این زنجیره را حساب می‌کنیم و هر کدام بیشترین تفاوت را داشته باشد اولین اولویت برای سرمایه گذاری است و به همین ترتیب هر کدام دومین بیشترین تفاوت را داشته باشد اولویت دوم محسوب می‌شود.
برای این مثال تفاوت تقاضا با ظرفیت استخراج ۱۱۰۰ برای پالایش گاز ۱۴۰۰ برای انتقال ۱۳۰۰ و برای بخش توزیع ۸۰۰ میلیون متر مکعب می‌باشد. در این مدل اولویت اول سرمایه گذاری، در اختیار بخش پالایش و اولویت دوم در اختیار بخش انتقال، اولویت سوم برای بخش استخراج و آخرین اولویت برای بخش توزیع است.
نگاهی به برنامه‌های شرکت ملی گاز ایران برای رفع ناترازی گاز نشان می‌دهد که برنامه‌های شرکت ملی گاز ایران بر سه محور ذخیره سازی، هوشمند سازی و بهینه سازی استوار است. این برنامه‌ها به دنبال مدیریت و کنترل تقاضای بازار است. اگر چه سرمایه گذاری در این محورها، طرف تقاضا را تا حدودی مدیریت و کنترل می‌کند، ولی در صورتی که چشم انداز صنعت گاز بر مبنای توسعه تجارت در بازار‌های جهانی گاز باشد بهترین برنامه برای سرمایه گذاری در صنعت گاز استفاده از مدل سرمایه گذاری عرضه محور و سرمایه گذاری برای افزایش تولید گاز است.
در وضعیت تحریم، تقاضا در داخل به صورتی است که پاسخگوی افزایش تولید هست. بدون شک بازار برای صادرات گاز نیز در آینده فراهم خواهد شد. در شرایطی که ورود به بازار‌های جهانی گاز از برنامه‌های راهبردی اقتصاد کشور است، برنامه‌های فعلی و تاکید بر مدیریت تقاضا از طریق بهینه سازی و هوشمند سازی سرعت افزایش مازاد تقاضا را از طریق کنترل و مدیریت تقاضا کاهش می‌دهد. آنچه امروز به عنوان اولویت شرکت گاز مطرح شده است در واقع می‌تواند در صدر اولویت سال‌های آتی باشد یعنی زمانی که ظرفیت تولید به ظرفیت مطلوب رسیده باشد.
به نظر می‌رسد ناترازی گاز یا مازاد تقاضای گاز، بیشتر از میزانی است که از طریق این برنامه‌ها از بین برود. افزایش تولید، بخش غیر قابل حذف برنامه‌های رفع ناترازی است و در اثر گذاری آن هیچ ابهامی وجود ندارد، ولی در مورد اثرگذاری بخش مدیریت تقاضا که اساس آن بر برنامه‌های تشویقی و تنبیهی استوار است، ابهام‌های زیاد وجود دارد.
*عضو انجمن اقتصاددانان ایران