سمانه غیبی کارشناس صنعت پتروشیمی در گفت‌وگو با خبرنگار مهر اظهار داشت که برای محاسبه خسارت ابتدا باید میزان محدودیت گاز و اثر آن بر تولید مشخص شود. گاز در واحدهای متانول خوراک اصلی است و در مجتمع‌های اوره نیز کمبود آن می‌تواند تولید آمونیاک، ماده اولیه ساخت اوره، را محدود کند. بااین‌حال، کاهش 30 درصدی گاز لزوما به معنای افت 30 درصدی تولید نیست و شرایط عملیاتی هر مجتمع تعیین‌کننده است.
وی برای روشن شدن ابعاد اقتصادی موضوع توضیح داد که فرض کنیم یک مجتمع متانول ظرفیت اسمی سالانه یک میلیون تن داشته باشد. تولید روزانه این واحد با فرض فعالیت کامل در تمام سال حدود 2740 تن است. اگر تولید آن به مدت 15 روز نصف شود، حدود 20 هزار و 500 تن محصول کمتر تولید خواهد شد.
غیبی افزود که با فرض قیمت فروش 250 دلار برای هر تن متانول، ارزش فروش بالقوه ازدست‌رفته حدود 5 میلیون و 100 هزار دلار خواهد بود، اما این رقم زیان واقعی شرکت نیست. اگر تفاوت قیمت فروش و هزینه‌های متغیر هر تن را به‌صورت فرضی 50 دلار در نظر بگیریم، کاهش حاشیه مشارکت واحد حدود یک میلیون دلار می‌شود. هزینه‌های اضافی توقف، راه‌اندازی مجدد و تعهدات قراردادی باید جداگانه محاسبه شوند.
وی تاکید کرد که این محاسبات فرضی و مبتنی بر ظرفیت اسمی هستند. برای برآورد واقعی باید نرخ بهره‌برداری معمول، هزینه‌های تولید و میزان تولید قابل جبران بررسی شود. به همین دلیل دو مجتمع با ظرفیت مشابه ممکن است از محدودیت یکسان گاز، خسارت متفاوتی ببینند.
این فعال صنعت پتروشیمی درباره تفاوت واحدهای تولیدی گفت که در مجتمع‌های اوره، محدودیت گاز می‌تواند ابتدا تولید آمونیاک و سپس اوره را تحت تاثیر قرار دهد. میزان افت تولید در چنین مجتمع‌هایی به شرایط عملیاتی واحد آمونیاک، ظرفیت تولید اوره و امکان مدیریت خوراک بستگی دارد. بنابراین نمی‌توان از یک ضریب ثابت برای محاسبه خسارت همه محصولات پتروشیمی استفاده کرد.
وی افزود که برای محاسبه خسارت مجتمع‌های اوره نیز باید میزان واقعی تولید ازدست‌رفته، قیمت فروش، هزینه‌های متغیر و امکان جبران تولید مشخص شود. تفاوت ساختار هزینه‌ها و فرآیند تولید باعث می‌شود حتی با محدودیت مشابه گاز، آثار اقتصادی واحدهای اوره و متانول یکسان نباشد.
غیبی درباره هزینه‌های پنهان توقف تولید توضیح داد که مدت محدودیت گاز الزاما با مدت افت تولید برابر نیست. ممکن است خوراک مجتمع 15 روز محدود شود، اما بازگشت تجهیزات به شرایط پایدار زمان بیشتری ببرد و هزینه اضافی انرژی، مواد مصرفی یا راه‌اندازی ایجاد کند.
وی ادامه داد که در مقابل، انتقال تعمیرات برنامه‌ریزی‌شده به دوره محدودیت یا جبران بخشی از تولید در ماه‌های بعد می‌تواند خسارت را کاهش دهد. بنابراین باید تولید واقعی با برنامه تولید قابل تحقق در شرایط بدون محدودیت مقایسه شود.
غیبی با اشاره به نقش قراردادهای فروش گفت که اگر مجتمع موجودی کافی داشته باشد، ممکن است کاهش تولید بلافاصله به تاخیر صادرات منجر نشود، اما ذخایر محصول کاهش می‌یابد. در صورت کمبود موجودی، تاخیر در تحویل، هزینه حمل جایگزین یا جرایم قراردادی می‌تواند به خسارت اضافه شود.
وی تاکید کرد که ارزش کل قراردادهای دارای تاخیر را نباید زیان تلقی کرد؛ تنها هزینه‌های اضافی، جرایم احتمالی و درآمدی که واقعا از دست رفته باید محاسبه شود. همچنین کاهش موقت جریان نقدی با زیان قطعی تفاوت دارد.
غیبی افزود که تکرار تاخیر در تحویل محصول می‌تواند اعتماد خریداران خارجی را کاهش دهد و موقعیت صادرکننده ایرانی را در مذاکرات قراردادهای بعدی تضعیف کند؛ هزینه‌ای که برخلاف جرایم قراردادی، اندازه‌گیری آن دشوارتر است.
این فعال صنعت پتروشیمی درباره شرایط زمستان امسال اظهار داشت که برنامه‌ریزی تولید باید بر اساس ظرفیت واقعی تامین گاز، وضعیت زیرساخت‌ها و سناریوی مصرف در روزهای سرد انجام شود. تا زمانی که میزان گاز قابل تحویل و مدت احتمالی محدودیت مشخص نباشد، تصمیم‌گیری درباره تولید و قراردادهای صادراتی دشوار خواهد بود.
غیبی افزود که تامین گاز خانگی اولویت دارد، اما اعلام زودهنگام محدودیت‌ها به مجتمع‌ها فرصت می‌دهد تعمیرات، موجودی انبار و تعهدات فروش را مدیریت کنند. محدودیت ناگهانی می‌تواند هزینه‌هایی ایجاد کند که با برنامه‌ریزی قابل پیشگیری هستند.
وی در پایان تاکید کرد که برای محاسبه خسارت واقعی باید چهار شاخص هر مجتمع مشخص شود؛ میزان و مدت محدودیت گاز، تولید ازدست‌رفته پس از کسر مقدار جبران‌شده، هزینه‌های اضافی توقف و راه‌اندازی و هزینه‌های ناشی از تاخیر در تعهدات فروش. با ترکیب این اطلاعات و حاشیه مشارکت تولید ازدست‌رفته، می‌توان برآورد قابل‌اتکاتری از خسارت ارايه کرد.
