اخبار

در این چهارچوب، مصوبه اخیر دولت مبنی بر امکان سرمایه‌گذاری مستقیم صنایع بزرگ انرژی‌بر و هلدینگ‌های پتروشیمی در توسعه میادین گازی به‌عنوان راهکاری برای جبران کمبود سرمایه مورد نیاز توسعه بالادست گاز، تأمین خوراک پایدار مورد نیاز توسعه صنعت پتروشیمی و کاهش ناترازی تولید و مصرف گاز طبیعی تصویب وابلاغ شده است.
این مقاله با تمرکز بر منطق بنگاه، اقتصاد سرمایه‌گذاری و حکمرانی انرژی، افزون بر بررسی اهمیت راهبردی گاز طبیعی در اقتصاد پتروشیمی و گزینه‌های مختلف تخصیص آن، به ارزیابی منطق اقتصادی، ریسک‌های مالی و پیامدهای نهادی ورود هلدینگ‌های پتروشیمی به توسعه میادین بالادست گاز می‌پردازد.
نتیجه‌گیری اصلی مقاله آن است که سرمایه‌گذاری بالادستی پتروشیمی‌ها، بدون اصلاح سازوکار حکمرانی تخصیص گاز و طراحی قراردادهای تأمین پایدار خوراک، بیش از آنکه یک راهبرد پایدار برای تأمین خوراک باشد، واکنشی پرهزینه به نارسایی‌های ساختاری در حکمرانی و تخصیص گاز طبیعی بوده و نه‌تنها تضمین‌کننده امنیت خوراک مورد نیاز فعلی برای تولید محصولات ارزآور نیست، بلکه نیاز بالقوه توسعه صنعت پتروشیمی با خوراک گازی را نیز فراهم نمی‌کند و می‌تواند به افزایش ریسک مالی بنگاه‌ها و تضعیف شدید توسعه زنجیره ارزش صنعت پتروشیمی که از اهداف راهبردی دولت و نظام می‌باشد، منجر شود.

اهمیت راهبردی گاز طبیعی در اقتصاد انرژی و پتروشیمی ایران
گاز طبیعی در اقتصاد ایران صرفاً یک نهاده تولید یا منبع انرژی ارزان ‌قیمت نیست و جایگاهی فراتر از یک حامل انرژی یا نهاده تولید دارد، این منبع راهبردی، ستون نظام انرژی کشور و در کنار راهبرد توسعه زنجیره ارزش، پیشران اصلی توسعه صنعت پتروشیمی است و یکی از ابزارهای کلیدی دیپلماسی انرژی ایران محسوب شده و حتی ملاحظات امنیت انرژی کشور را تعیین می‌کند. بخش عمده صنعت پتروشیمی ایران با مصرف 68.3 میلیون متر مکعب گاز در روز (به‌عنوان سوخت و خوراک در سال 1403) متکی به گاز طبیعی بوده و مزیت نسبی گذشته و تاریخی این صنعت برای جذب سرمایه‌گذار و رشد و توسعه آن به حساب می‌آید. وابستگی بالای بخش خانگی، تجاری و صنعتی (به‌جز صنعت پتروشیمی) به گاز طبیعی با مصرف 46 درصدی از کل مصرف روزانه کشور معادل 350 میلیون مترمکعب در روز و همچنین مصرف 210 و 75 میلیون مترمکعب در روز به ترتیب در نیروگاه‌ها و صنایع عمده (از جمله صنعت فولاد) در سال 1403 در کنار نقش این منبع در صادرات منطقه‌ای، سبب شده هرگونه اختلال در عرضه گاز پیامدهایی فراتر از یک بخش خاص داشته باشد.
در صنعت پتروشیمی به‌عنوان یکی از ارکان اقتصاد صنعتی و صادرات غیر نفتی، گاز طبیعی نه‌تنها به‌عنوان سوخت، بلکه عمدتاً به‌عنوان خوراک پایه به کار می‌رود، تبدیل گاز طبیعی به متانول، آمونیاک و اوره، (با مصرف تقریبی 29 میلیون مترمکعب در روز در سال 1403) مهم‌ترین مسیرهای فعلی مصرف گاز در صنعت پتروشیمی ایران بوده و متکی به آن هستند و بخش قابل ‌توجهی از ظرفیت نصب و برنامه‌ریزی شده پتروشیمی ایران با فرض دسترسی پایدار و ارزان به گاز طراحی شده است. در زنجیره متانول، اگرچه ایران به یکی از تولیدکنندگان بزرگ جهان تبدیل شده، اما عدم توسعه متوازن زنجیره‌های پایین‌دستی نظیر MTO و MTP سبب شده بخش قابل توجهی از ارزش افزوده بالقوه گاز محقق نشده و وابسته به بازار مصرف چین باشد. در زنجیره آمونیاک و اوره نیز، گاز طبیعی افزون بر نقش اقتصادی، کارکردی راهبردی در امنیت غذایی کشور و صادرات به منظور تأمین نهاده‌های مورد نیاز کشور دارد.
در سطح کلان‌تر، گزینه‌هایی نظیر تبدیل گاز به سوخت‌های مایع (GTL) و تولید ال‌ان‌جی صادراتی و صادرات مستقیم گاز از طریق خط لوله به کشورهای همسایه از جمله عراق و ترکیه نیز همواره در دستور کار وزارت نفت و سیاست‌گذاران قرار داشته است. در حقیقت، توسعه GTL و LNG به‌شدت سرمایه‌بر بوده و در دهه‌های اخیر، به‌دلیل تحریم‌ها و محدودیت دسترسی به فناوری‌های پیشرفته، در عمل در ایران به مرحله اجرا نرسیده‌اند یا در مقیاس محدود و یا به‌صورت مجوز کاغذی باقی مانده‌اند. صادرات گاز نیز مستلزم مازاد پایدار تولید نسبت به مصرف داخلی است، شرطی که با توجه به ناترازی ساختاری گاز، بویژه در فصل زمستان و پیک مصرف، تحقق آن با عدم قطعیت جدی مواجه است.
در چنین بستری، گاز طبیعی منبعی کمیاب، چندمنظوره و رقابتی است و مسأله تأمین پایدار و تخصیص آن میان مصارف مختلف، بیش از آنکه یک تصمیم بنگاهی و بخشی باشد، مسأله‌ای در قلب حکمرانی انرژی محسوب می‌شود. مسأله خوراک پتروشیمی نیز باید در همین چهارچوب کلان مورد بررسی و تحلیل قرار گیرد.

ناترازی گاز و تحلیل مصوبه اخیر دولت (راهکار درست، ابزار ناکافی)
ناترازی فزاینده گاز طبیعی در ایران، بویژه در فصل سرما به یکی از چالش‌های مزمن نظام انرژی کشور تبدیل شده است که حاصل ترکیب چند عامل ساختاری؛ رشد سریع مصرف داخلی؛ افت طبیعی تولید از میادین در حال بهره‌برداری از جمله پارس جنوبی؛ سرمایه‌گذاری ناکافی در توسعه میادین جدید و محدودیت‌های فناورانه است.
از یکسو رشد مصرف خانگی و تجاری و افت طبیعی تولید میادین، سبب شده شکاف میان عرضه و تقاضا به‌طور مستمر رشد افزایشی داشته باشد و از سوی دیگر در چنین شرایطی، شرکت ملی نفت ایران نیز با محدودیت جدی منابع مالی، دستیابی به فناوری‌های نوین و توان اجرایی برای توسعه میادین جدید یا افزایش ضریب بازیافت مواجه است.
صنایع انرژی‌بر و گازمحور همچون صنعت پتروشیمی اولین قربانیان محدودیت عرضه هستند. این وضعیت، ریسک عملیاتی صنعت پتروشیمی را به‌شدت افزایش داده و سبب کاهش ظرفیت تولید، افزایش هزینه‌ها و بی‌ثباتی در برنامه‌ریزی صادرات این صنعت شده است. در چنین شرایطی، فشار صنایع بزرگ برای تضمین امنیت خوراک افزایش یافته و زمینه‌ساز ورود آنها به حوزه بالادست شده است.
در این راستا و به‌منظور رفع موانع توسعه صنایع یادشده و در پاسخ به محدودیت‌های گفته شده، به‌استناد تبصره 3 بند ب ماده 15 قانون برنامه پنج‌ساله هفتم پیشرفت، هیأت وزیران آیین‌نامه توسعه و افزایش تولید میادین گازی با تخصیص گاز تولیدی به واحدهای صنعتی انرژی‌بر و واحدهای پتروشیمی را تدوین و در 31 فروردین امسال مصوب و ابلاغ کرد. بر اساس این مصوبه، مسیر مشارکت و سرمایه‌گذاری مستقیم صنایع بزرگ و هلدینگ‌های پتروشیمی در توسعه میادین گازی هموار شده است.
این مصوبه بی‌تردید می‌تواند بخشی از بار سرمایه‌گذاری بالادست را از دوش دولت برداشته و بخش خصوصی را تشویق به سرمایه‌گذاری در بالادست کند، اما بررسی دقیق مفاد آن نشان می‌دهد که تضمین روشنی برای تخصیص پایدار گاز به سرمایه‌گذاران صنایع انرژی‌بر و واحدهای پتروشیمی وجود ندارد. بویژه در دوره‌های پیک مصرف، اولویت‌بندی تخصیص گاز همچنان در اختیار حاکمیت باقی است و هیچ تعهد الزام‌آوری برای تأمین خوراک صنایع سرمایه‌گذار پیش‌بینی نشده است.
در نتیجه، ریسک اصلی که هلدینگ‌های پتروشیمی به‌دنبال کاهش آن هستند، یعنی ریسک قطع یا محدودیت خوراک، در عمل و کامل برطرف نمی‌شود. منطق این مصوبه آن است که با جذب سرمایه بخش صنعت ارزآور پتروشیمی، هم تولید گاز افزایش یابد و هم امنیت خوراک همان صنایع تضمین شود. اما مفاد مصوبه به‌صراحت تضمینی برای تخصیص گاز تولیدی به سرمایه‌گذار، بویژه در دوره‌های پیک مصرف، ایجاد نمی‌کند. در واقع، حتی با مشارکت پتروشیمی‌ها در توسعه میادین، اولویت سیاست‌گذار تخصیص گاز همچنان و به‌طور طبیعی (خصوصاً در پیک مصرف و در فصل زمستان)، تابع ملاحظات کلان امنیت انرژی، مصارف خانگی و تعهدات صادراتی خواهد بود. این نکته کلیدی، تردید جدی نسبت به کارایی این مصوبه به‌عنوان ابزار تضمین خوراک ایجاد می‌کند و نشان می‌دهد که ریشه مسأله بیش از آن ‌که ناشی از کمبود سرمایه باشد، به حکمرانی تخصیص گاز و عدم مصرف بهینه مصرف‌کنندگان بویژه مصرف‌کنندگان خانگی و تجاری باز می‌گردد.
نکته حائز اهمیت دیگر این است که مطابق مصوبه، مدل قرارداد مبتنی بر فروش گاز غنی و تخصیص سهم مشخص از گاز طبیعی به سرمایه‌گذار است، نه تملک میدان، البته همواره باید اولویت تضمین خوراک باشد، نه مالکیت بالادست. این چهارچوب، امکان بهره‌برداری اقتصادی محدود را فراهم می‌کند، اما مالکیت واقعی منافع میدان را به سرمایه‌گذار پتروشیمی نمی‌دهد. در نتیجه، ریسک حکمرانی و تغییر سیاست‌ها همچنان باقی و بالاست.

 تعارض با کسب و کار اصلی هلدینگ‌های پتروشیمی
از منظر نظریه بنگاه با هدف خلق ثروت، یکپارچگی عمودی زمانی توجیه‌پذیر است که مالکیت نهاده بالادستی، ریسک تأمین را به‌طور معنادار کاهش داده و بازده سرمایه را افزایش دهد. اما توسعه میادین گازی فعالیتی به‌شدت سرمایه‌بر، بلندمدت و پرریسک است که ماهیت آن با پروژه‌های پایین‌دستی پتروشیمی تفاوت اساسی دارد.
از منظر اقتصادی، سرمایه‌گذاری در توسعه میادین گازی برای هلدینگ‌های پتروشیمی بیش از آنکه یک راهبرد بلندمدت مبتنی بر مزیت رقابتی باشد، واکنشی به نااطمینانی فزاینده در تأمین خوراک است. کسب‌وکار اصلی(Core Business) هلدینگ‌های پتروشیمی، توسعه زنجیره ارزش شیمیایی، بهینه‌سازی سبد محصولات و خلق ارزش افزوده پایین‌دستی است، نه اکتشاف و تولید (E&P). تغییر تمرکز سرمایه و مدیریت به بالادست، بازده سرمایه (IRR) پروژه‌های پتروشیمی را کاهش داده و سبب انحراف منابع از پروژه‌هایی می‌شود که مزیت نسبی هلدینگ‌ها در آنهاست.
ریسک‌های مخزنی، عدم قطعیت فنی، دوره بازگشت سرمایه طولانی، عدم قطعیت در میزان و زمان تولید و وابستگی شدید به عوامل حاکمیتی و نیاز به دانش تخصصی اکتشاف و تولید (E&P)، از ویژگی‌های ذاتی بالادست گاز است که سبب می‌شود بازده سرمایه در پروژه‌های بالادستی عموماً کمتر و نامطمئن‌تر از پروژه‌های پتروشیمی باشد. در مقابل، پروژه‌های پتروشیمی معمولاً از جریان نقدی قابل پیش‌بینی‌تر، بازده بالاتر و زمان بهره‌برداری کوتاه‌تر برخوردارند. این تفاوت ماهوی و تعارض با کسب‌وکار اصلی(Core Business)، هم‌راستایی سرمایه‌گذاری بالادستی با منطق اقتصادی هلدینگ‌های پتروشیمی را محل تردید قرار می‌دهد.
ورود گسترده هلدینگ‌های پتروشیمی به حوزه سرمایه‌گذاری بالادست به‌معنای تغییر ماهیت بنگاه از یک شرکت صنعتی به شبه شرکت اکتشاف و تولید(E&P) است، بدون آنکه زیرساخت دانشی و مدیریتی لازم را داشته باشند. این تغییر، نه‌تنها مزیت رقابتی ایجاد نمی‌کند، بلکه تمرکز راهبردی / مدیریتی بنگاه را تضعیف کرده و منابع مالی محدود و در دسترس هلدینگ‌ها را نیز خواهد بلعید و از توسعه پروژه‌های حیاتی و زنجیره ارزش پایین‌دست منحرف می‌کند و اجرا و بهره‌برداری آنها را به تعویق می‌اندازد. تجربه جهانی نشان می‌دهد که یکپارچگی عمودی زمانی ارزش‌آفرین است که بنگاه در هر دو حلقه زنجیره دارای توانمندی عملیاتی باشد. در غیر این صورت، نتیجه، کاهش تمرکز، افت بهره‌وری سرمایه و کند شدن توسعه زنجیره ارزش حادث می‌شود.
همان‌گونه که در بالا اشاره شد، اکتشاف و تولید (E&P)، صنعتی با ریسک‌های فنی بالا، عدم قطعیت زمین‌شناسی، پیچیدگی‌های قراردادی و چرخه سرمایه‌گذاری بلندمدت است و هلدینگ‌های پتروشیمی ایران فاقد تجربه مستقیم در توسعه میادین گازی هستند. نداشتن تجربه اجرایی در اکتشاف و تولید (E&P)، منجر به افزایش هزینه‌های توسعه (Capex Overrun)، تأخیر در راه‌اندازی تولید و اتکای شدید به پیمانکاران و اپراتورهای ثالث می‌شود. در ارتباط با مورد آخر نیز باید اشاره کرد که اگرچه مشارکت با شرکت‌های اکتشاف و تولید (E&P)مورد تأیید شرکت ملی نفت ایران، در ظاهر راهکاری برای جبران فقدان تجربه است، اما تفاوت در منطق اقتصادی، فرهنگ سازمانی و افق زمانی، می‌تواند به اصطکاک مدیریتی و حقوقی منجر شود. البته سودآور بودن بالقوه (در بلند مدت) توسعه میادین، انگیزه تشکیل شرکت‌های اکتشاف و تولید (E&P) وابسته به هلدینگ‌ها را ایجاد کرده، اما باید توجه داشت که سود بالقوه و در بلند مدت بدون دانش و تجربه، اغلب به زیان بالفعل تبدیل می‌شود.
افزون بر موارد بالا و در یک جمع‌بندی مختصر باید اشاره کرد بزرگ‌ترین ریسک ورود پتروشیمی‌ها به بالادست، ریسک حکمرانی است که شامل تغییر مقررات، اولویت‌های تخصیص گاز و عدم قطعیت در اجرای تعهدات است. چرا که ریسک فنی با گزینش و به‌کارگیری پیمانکار قابل مدیریت است اما ریسک حکمرانی خارج از کنترل سرمایه‌گذار است. البته هم‌اکنون و با توجه به شرایط ناترازی گاز طبیعی در کشور، در صورت عدم سرمایه‌گذاری، امنیت خوراک پتروشیمی‌ها وابسته به اصلاح نظام قیمت‌گذاری، قراردادهای مناسب بلندمدت و افزایش سرمایه‌گذاری و توسعه میادین توسط شرکت ملی نفت خواهد بود. راه‌حل پایدار، اصلاح ساختار حکمرانی انرژی و تنظیم قراردادهای خوراک بلندمدت و پایدار، نه انتقال بار سرمایه‌گذاری بالادست به هلدینگ‌های پتروشیمی است. چرا که  سرمایه‌گذاری بالادستی تنها زمانی نسبت به قراردادهای بلندمدت و پایدار خوراک مزیت اقتصادی دارد که:
 میدان کم‌ریسک و نزدیک به تولید باشد
 مدل قراردادی، سهم مشخص و پایدار از گاز تولیدی را تضمین کند (بازبینی مصوبه دولت)
 نرخ بازده بالاتر از پروژه‌های پایین‌دستی و زنجیره ارزش پتروشیمی وجود داشته باشد
در غیر این صورت، قراردادهای بلندمدت خوراک با قیمت‌گذاری شفاف، ریسک کمتر و انعطاف‌پذیری بالاتر، گزینه بهینه‌تری برای پتروشیمی‌ها هستند. جدول یک زیر ماتریس ارزیابی گزینه‌های‌ راهبردی مطرح شده در بالا را نشان می‌دهد.‌ 
ذکر این نکته حائزاهمیت است که در صورت رفع تحریم‌های بین‌المللی، دسترسی به فناوری و سرمایه خارجی برای توسعه میادین گازی افزایش می‌یابد و امکان انعقاد قراردادهای تجاری بلندمدت و قابل اتکا برای تأمین خوراک نیز فراهم می‌شود و در چنین شرایطی، مزیت نسبی سرمایه‌گذاری مستقیم پتروشیمی‌ها در بالادست به‌طور قابل‌ توجهی کاهش خواهد یافت.

تأمین مالی طرح‌های سرمایه‌بر توسعه میادین و تزاحم با طرح‌های پتروشیمی
برآوردهای موجود نشان می‌دهد توسعه حتی میادین متوسط گازی به سرمایه‌ای در مقیاس صدها میلیون تا چند میلیارد دلار نیاز دارد. جدول دو که بر اساس اطلاعات برآوردی تهیه شده، تصویری از ابعاد سرمایه‌گذاری مورد انتظار برخی از هلدینگ‌های پتروشیمی در میادین گازی ارائه می‌دهد. 
مطابق برآوردهای جداول بالا توسعه میادین گازی سرمایه‌بر بوده و با در نظر گرفتن طرح‌های پتروشیمی در دست اجرا و برنامه‌ریزی شده، اکثر هلدینگ‌ها فاقد برنامه‌ریزی مالی راهبردی و سازوکار مشخص تأمین مالی یکپارچه و تلفیقی برای تأمین سرمایه بالادست و طرح‌های پتروشیمی خود هستند.
ترتیبات و روش‌های رایج تأمین مالی مدنظر هلدینگ‌ها برای پوشش سرمایه لازم توسعه میادین و طرح‌های پتروشیمی می‌تواند شامل موارد ذیل باشد: 
1- اتکا به تخصیص مستقیم منابع صندوق توسعه ملی یا استفاده از سازوکار ورود صندوق به‌عنوان سرمایه‌گذار بر اساس مجوز اخیر مقام معظم رهبری(مد ظله): با توجه به محدودیت ایجاد شده در اثر تحریم‌های ناعادلانه بین‌المللی و یکجانبه، عملیات صادرات نفت و دریافت منابع ارزی حاصل از آن را پیچیده و با موانعی روبه‌رو می‌سازد که سبب کندی یا کاهش ورودی منابع ارزی به صندوق می‌شود. بنابراین استفاده از منابع صندوق با تردید و عدم قطعیت روبه‌رو می‌شود.
2- استفاده از بازار سرمایه و تأمین مالی از طریق انتشار انواع اوراق صکوک و ابزارهای بدهی: این رویکرد، اگرچه در کوتاه مدت منابعی را فراهم می‌کند، اما با توجه به آنکه بسیاری از این بنگاه‌ها پیش‌تر نیز از ابزارهای بدهی استفاده کرده‌اند، نسبت بدهی به سرمایه هلدینگ‌ها را افزایش داده و سبب تزاید قابل‌ توجه ریسک مالی آنها می‌شود. از طرف دیگر افزایش اهرم مالی در پروژه‌های بالادستی که جریان نقدی آنها با تأخیر قابل توجه محقق می‌شود، ریسک نقدینگی و ناپایداری مالی را تشدید می‌کند. در صورت بروز تأخیر فنی یا کاهش تولید و عدم تطابق سررسید بدهی‌ها با جریان نقدی بلندمدت پیش‌بینی شده پروژه‌های بالادستی، فشار بازپرداخت بدهی افزون بر وارد کردن فشار مضاعف بر ساختار مالی هلدینگ‌ها و کاهش انعطاف‌پذیری مالی آنها، توان سرمایه‌گذاری هلدینگ در سایر بخش‌ها (طرح‌های پتروشیمی راهبردی در دست اجرا  از جمله طرح‌های توسعه زنجیره ارزش) را تحت تأثیر قرار داده و به‌شدت محدود می‌کند.
3- تأسیس شرکت‌های تأمین سرمایه: برخی دیگر از هلدینگ‌های پتروشیمی به‌جای اتکا به نهادهای مالی موجود و روش‌های نوین مالی مهندسی شده، به سمت تأسیس شرکت‌های تأمین سرمایه حرکت کرده‌اند. این رویکرد مطابق تحلیل‌های ارائه‌شده در ادبیات داخلی، از جمله در یادداشت حسین عبده‌تبریزی با عنوان «تأمین سرمایه برای خودمان» منتشرشده در روزنامه دنیای اقتصاد 1۵ آذر، از منظر تضاد منافع و کارایی مورد نقد و بررسی قرار گرفته است. فراتر از نکات مطرح‌شده در آن مقاله، افزون بر تعارض منافع و کاهش شفافیت، ورود همزمان هلدینگ‌ها به حوزه تأمین مالی، توسعه بالادست گاز و اجرای پروژه‌های متعدد پتروشیمی می‌تواند تضعیف تخصص‌گرایی را به‌همراه داشته باشد و نشانه‌ای از فاصله گرفتن تدریجی از کسب‌وکار اصلی (Core Business)  است. چنین پراکندگی در تمرکز مدیریتی، ریسک سازمانی را افزایش داده و مزیت‌های رقابتی هلدینگ‌های پتروشیمی را در بلندمدت تضعیف می‌کند. 
با امعان نظر به جدول بالا و موارد فوق‌الذکر، تزریق به‌موقع منابع مالی به پروژه‌های توسعه میدان توسط هلدینگ‌ها با تردید جدی مواجه است و ریسک توقف یا تأخیر پروژه را تشدید می‌کند. از طرف دیگر ابعاد سرمایه‌گذاری‌های فوق به‌روشنی نشان می‌دهد که ورود به بالادست بدون برنامه‌ریزی و مهندسی مالی دقیق قطعاً سبب تزاحم اجرایی و مالی جدی با پروژه‌های نیمه‌تمام و در دست اجرای پتروشیمی و همچنین طرح‌های برنامه‌ریزی شده توسعه زنجیره ارزش می‌شود. به عبارت دیگر در شرایط محدودیت منابع مالی، تخصیص سرمایه به پروژه‌های بالادستی با بازده نامطمئن نه‌تنها می‌تواند به تعویق یا توقف طرح‌های پایین‌دستی با ارزش افزوده بالاتر منجر شود، بلکه سبب تأخیر در بهره‌برداری از طرح‌های پتروشیمی، کاهش بازده کل پرتفوی سرمایه‌گذاری هلدینگ‌ها و در نهایت تضعیف رقابت‌پذیری صنعت پتروشیمی ایران در بازارهای جهانی شود.

جمع‌بندی و پیامدهای راهبردی
گاز طبیعی در اقتصاد ایران منبعی چندمنظوره با کاربردهای رقابتی از خوراک پتروشیمی و امنیت غذایی گرفته تا صادرات منطقه‌ای و تبدیل به حامل‌های انرژی است. در چنین بستری، تضمین خوراک پتروشیمی از طریق مالکیت یا مشارکت در توسعه میادین گازی، بدون حکمرانی مناسب و تخصیص گاز، راه‌حلی پایدار محسوب نمی‌شود. سرمایه‌گذاری بالادستی هلدینگ‌های پتروشیمی، به‌دلیل سرمایه‌بر بودن، ریسک‌های مالی، عدم تضمین قطعی تخصیص گاز در پیک مصرف و فاصله گرفتن از منطق اقتصادی بنگاه، بیش از آنکه یک ضرورت راهبردی پایدار و راه‌حل باشد، نشانه‌ای از واکنشی پرهزینه به  حکمرانی و مدیریت فعلی منابع گاز است. تمرکز بر اصلاح نظام تخصیص، طراحی قراردادهای پایدار و قابل اتکا خوراک و تمرکز هلدینگ‌ها بر توسعه زنجیره ارزش پتروشیمی، راه‌حل و  مسیر کم‌هزینه‌تر و اثربخش‌تری برای آینده صنعت پتروشیمی به‌نظر می‌رسد.

منبع : روزنامه ایران ( ویژه نامه صنعت پتروشیمی)