خلاصه مدیریتی

بیان/ شرح مسئله

صنعت متانول ایران طی دو دهه گذشته با اتکا به منابع گاز طبیعی و جذابیت بالای بازده سرمایه‌گذاری (به‌دلیل قیمت پایین خوراک و بازار مطلوب)، به‌سرعت توسعه یافته و اکنون یکی از بزرگ‌ترین مصرف‌کنندگان خوراک گاز در صنعت پتروشیمی کشور است. بااین‌حال تغییرات بازار جهانی، محدودیت‌های خوراک گازی، ‌توسعه محدود بازار مصرف و زنجیره‌های پایین‌دستی باعث شده این صنعت با کاهش شدید حاشیه سود، افت نرخ عملیاتی واحدها و افزایش هزینه فرصت مواجه شود. استمرار سرمایه‌گذاری در طرح‌های جدید متانول بدون اصلاح سیاست‌های تخصیص گاز و بازنگری در مدل توسعه، نه‌‌تنها به اتلاف منابع ملی می‌انجامد، بلکه مزیت رقابتی این صنعت را نیز از بین می‌برد. ازاین‌رو، نیاز به بازطراحی سیاست‌های تنظیمی و جهت‌دهی مجدد سرمایه‌گذاری‌ها در زنجیره ارزش این صنعت بیش‌ازپیش ضروری است.

نقطه‌نظرات/ یافته‌های کلیدی

1. روند توسعه و مزیت رقابتی

- صنعت متانول در ایران با احداث و بهره‌برداری از واحد متانول پتروشیمی شیراز در سال 1369 با ظرفیت اسمی ۸۴ هزار تن در سال آغاز شد. واحد متانول پتروشیمی خارک نیز در سال ۱۳۷۸ به‌عنوان دومین واحد تولیدکننده متانول در ایران با ظرفیت اسمی ۶۶۰ هزار تن در سال به بهره‌برداری رسید.

- اکتشاف و بهره‌برداری از میدان گازی پارس جنوبی نقطه عطفی در توسعه صنعت پتروشیمی و همچنین صنعت متانول کشور بود. در دهه 1380 قیمت پایین خوراک و بازار مطلوب با کمک اقتصاد مقیاس، بازگشت سرمایه بالایی برای مجتمع‌های متانولی رقم زد که موجی از سرمایه‌گذاری‌ها در صنعت متانول را به‌دنبال داشت. به‌طوری‌که تا پایان سال 1403 ظرفیت تولید متانول کشور به حدود 15/7 میلیون تن رسید.

- نزدیک به 17/5 میلیون تن طرح متانولی دارای پیشرفت (15 الی 98 درصد) و حدود 10 میلیون تن طرح متانولی بدون شروع احداث طرح، تعریف شده‌اند. در بازنگری طرح‌ها مجوز بیش از 11 میلیون تن متانول نیز لغو شده است.

- نقطه عطف دیگر صنعت پتروشیمی، ابلاغ قانون اجرای سیاست‌های کلی اصل (44) قانون اساسی در سال 1386 بود. به‌دنبال تعجیل در اجرا و عدم پیش‌بینی الزامات اجرای آن در صنعت پتروشیمی، مدیریت یکپارچه صنعت پتروشیمی از شرکت ملی صنایع به هلدینگ‌ها و بخش عمومی غیردولتی انتقال یافت. درنتیجه رویکرد توسعه صنعت پتروشیمی از زنجیره‌محور به پروژه‌محور با هدف سودآوری در کوتاه‌مدت تغییر پیدا کرد.

2. سرمایه‌گذاری

- سهم صنعت متانول (مجموع مجتمع‌های بهره‌برداری شده) از کل سرمایه‌گذاری در صنعت پتروشیمی (حدود 90 میلیارد دلار تا پایان سال 1403)، نزدیک به 5 میلیارد دلار نزدیک به 6 درصد کل سرمایه‌گذاری انجام شده برآورد می‌شود. میزان سرمایه‌گذاری ارزی مورد نیاز طرح‌های متانول نیز حدود 4 میلیارد دلار برآورد شده است.

- اتخاذ رویکرد پروژه‌محور و سود کوتاه‌مدت در صنعت متانول به تخصیص نزدیک به 9 میلیارد دلار سرمایه (تاکنون و آتی) به محصولی منجر شده که در حال حاضر حاشیه سود خالص ارزی بسیار پایینی دارد و بخش عمده آن صرفاً «صادرات گاز به شکل مایع» با ارزش‌افزوده اندک است. این الگوی سرمایه‌گذاری در شرایط فعلی دیگر قابل توجیه اقتصادی نیست و ضرورت بازنگری جدی در سیاست تخصیص گاز و جهت‌گیری سرمایه‌گذاری‌های جدید را بیش‌ازپیش آشکار می‌کند.

3. قیمت متانول

هم‌زمان با بهره‌برداری واحدهای پتروشیمی فن‌آوران و زاگرس در دهه 1380، کشور چین برنامه عظیم تبدیل متانول به الفین را کلید زد. در این دهه تقاضای چین به ‌سرعت از ۵ میلیون تن به بیش از ۴۰ میلیون تن رسید و قیمت متانول CFR شمال‌ شرق آسیا از حدود ۲۸۰ دلار در سال ۱۳۸۴ به سطوح بالای 400 دلار در سال‌های ۱۳۹۰ و ۱۳۹۱ جهش کرد. اما از سال ۱۳۹۵ مسیر کاملاً تغییر کرد. دقیقاً در همین زمان که موج بزرگ واحدهای متانولی کشور وارد مدار می‌شدند، چین بیش از ۴۵ میلیون تن ظرفیت جدید مبتنی‌بر ذغال‌سنگ راه‌اندازی کرد. این موضوع قیمت را به سرعت به سطوح زیر ۳۰۰ دلار و حتی 180 دلار در بهار ۱۳۹۹ (دوره کرونا) کشاند و در سال‌های اخیر نیز همچنان قیمت متانول روند نزولی داشته است.

4. خوراک و سوخت مصرفی صنعت متانول

برای تولید هر تن متانول بیش از 900 متر مکعب گاز طبیعی ( 92 درصد برای خوراک و 8 درصد به‌عنوان سوخت) نیاز است. بررسی صورت‌های مالی شرکت‌های بورسی حکایت از آن دارد که هزینه خوراک گاز بیش از 60 درصد از هزینه‌های تولید متانول را به‌خود اختصاص می‌دهد. نزدیک به  27درصد از هزینه تمام شده این صنعت مربوط به تأمین سرویس‌های جانبی به ویژه اکسیژن است. در حال حاضر حدود ۳۲ تا ۳۵ درصد کل گاز تخصیص‌ یافته به صنعت پتروشیمی برای تولید متانول اختصاص می‌یابد.

5. آثار اقتصادی و اجتماعی توسعه صنعت متانول

- مقایسه آثار اقتصادی استفاده از گاز طبیعی در صنعت متانول و فروش صادراتی آن در دوره 1392 تا 1403 نشان می‌دهد که در این بازه، حدود 70 میلیارد متر مکعب گاز به‌عنوان خوراک و سوخت به این صنعت تخصیص داده شده است. این حجم، با نرخ متوسط خوراک 7 تا 18 سنت به ازای هر متر مکعب طی سال‌های مذکور، حدود 9 میلیارد دلار هزینه برای صنعت داشته است. در مقابل، صادرات مستقیم همین مقدار گاز با نرخ متوسط 30 سنت به ازای هر متر مکعب، درآمدی برابر با 21 میلیارد دلار برای دولت ایجاد می‌کرد. در این مدت حدود 18 میلیارد دلار درآمد صادراتی از محل فروش متانول تولیدی حاصل شد. مقایسه این اعداد حاکی از عدم‌النفع حدود 3 میلیارد دلاری تولید متانول در مقایسه با صادرات مستقیم گاز طی سال‌های 1392 الی 1403 است. شایان ذکر است درآمد حاصل از صادرات گاز، درآمد دولت محسوب می‌شود اما درآمد حاصل از صادرات محصول متانول، به سهامداران این صنعت و عمدتاً صندوق‌های بازنشستگی تعلق می‌گیرد. به‌عبارتی عدم‌النفع دولت از منظر بودجه‌ای ناشی از تفاوت قیمت گاز تحویلی به صنعت پتروشیمی و قیمت گاز صادراتی بیشتر از رقم مذکور است.

- تعداد اشتغال مستقیم در صنعت متانول حدود 8000 نفر برآورد می‌شود. با توجه به سرمایه‌گذاری انجام شده در این صنعت تاکنون نزدیک به 5 میلیارد دلار، هزینه ایجاد هر شغل در این صنعت حدود 625 هزار دلار برآورد می‌شود. شایان ذکر است بر‌اساس نتایج طرح آمارگیری از کارگاه‌های صنعتی 10 نفر کارکن و بیشتر نسبت تشکیل سرمایه ثابت حقیقی (بر‌اساس شاخص قیمت سال 1400) به تعداد اشتغال، در رشته فعالیت مواد شیمیایی و فراورده‌های شیمیایی در مقایسه با رشته فعالیت وسایل نقلیه موتوری، تریلر و نیم‌تریلر طی سال‌های 1402-1381 حدود 9 برابر بوده است، این آمار حکایت از سرمایه‌بر بودن این صنعت دارد.

- مصرف داخلی متانول در ایران کمتر از 8 درصد تولید است. هرچند باید تلاش شود تا بخشی از متانول تولیدی در کشور در طول زنجیره ارزش به محصولات با ارزش‌افزوده بیشتر تبدیل و کاربردهای آن در کشور متنوع‌تر شود؛ اما صادرات غیرمستقیم انرژی در شرایط تحریمی و ارزآوری صنعت متانول در بازه‌هایی در رفع چالش‌های اقتصادی کشور مؤثر بوده است.

- بررسی صورت‌های مالی شرکت‌های تولیدکننده متانول بورسی طی سال‌های اخیر حاکی از آن است که عمده این شرکت‌ها بیش از 90درصد از سود حاصل از فعالیت خود را بین سهام‌داران که عمده آنها به صندوق‌های بازنشستگی تعلق دارد، تقسیم کرده‌اند. بنابراین با توجه به اینکه یکی از مسیرهای تأمین مالی طرح‌های توسعه‌ای صنعت پتروشیمی، افزایش سرمایه از محل سودهای حاصل از فعالیت است، در تبصره ذیل ماده (45) برنامه هفتم پیشرفت با رویکرد توسعه‌ای مقرر شده تخفیف خوراک تحویلی به شرکت‌های پتروشیمی مشروط به اختصاص حداقل 40 درصد از سود خالص سالیانه این شرکت‌ها به حساب اندوخته سرمایه‌ای مخصوص طرح باشد. اجرای صحیح این حکم در رفع چالش کمبود منابع مالی لازم برای سرمایه‌گذاری در طرح‌های تکمیل زنجیره ارزش مؤثر است.

در حال حاضر صنعت متانول ایران بزرگ‌ترین مصرف‌کننده خوراک گاز در صنعت پتروشیمی است، اما به‌علت قیمت پایین محصول جهانی، محدودیت تأمین خوراک، هزینه یوتیلیتی و حاشیه سود اندک، ارزش‌افزوده کمی را به ازای هر واحد گاز مصرفی خلق می‌کند.

پیشنهاد راهکار تقنینی، نظارتی یا سیاستی

محورهای اصلاح سیاستی شامل موارد ذیل است:

•   بازنگری تخصیص گاز و طراحی مدل جایگزین‌ برای تعیین نرخ خوراک گاز صنعت پتروشیمی با رویکرد مجزا در خصوص واحدهای قدیمی و جدیدالتأسیس؛
•   توقف طرح‌های جدید، بازنگری در طرح‌های در حال اجرای فعلی و تشویق سرمایه‌گذاری در زنجیره پایین‌دستی با هدف افزایش سودآوری و توسعه زنجیره پایین‌دستی واحدهای متانول؛
•   نظارت بر اجرای صحیح تبصره ذیل ماده (45) قانون برنامه هفتم مبنی‌بر اعطای تخفیف خوراک تحویلی به شرکت‌های پتروشیمی مشروط به اختصاص حداقل 40 درصد از سود خالص سالیانه این شرکت‌ها به حساب اندوخته سرمایه‌ آنها با هدف کمک به تأمین مالی طرح‌های توسعه‌ای در تکمیل زنجیره ارزش صنعت؛
•   تنوع‌‌بخشی به بازار صادرات متانول و افزایش کاربردهای متانول در کشور.

۱. مقدمه

کشورهای خاورمیانه به‌علت دسترسی به منابع گازی، ظرفیت بالایی برای تولید محصولات پتروشیمی با خوراک گاز دارند که یکی از مهم‌ترین آنها متانول است. ایران نیز با توجه به این مزیت، در دهه‌های گذشته طرح‌های توسعه‌ای متعددی را در این حوزه اجرا کرده و در حال حاضر یکی از بزرگ‌ترین تولیدکنندگان و صادرکنندگان متانول در جهان است. با وجود این دستاوردها، صنعت متانول ایران اکنون با چالش‌هایی همچون محدودیت‌های خوراک گازی، نوسانات بازار جهانی و وابستگی بالا به صادرات مواجه است. با توجه به اهمیت موضوع در این گزارش با مروری بر روند شکل‌گیری و توسعه صنعت متانول، بررسی ساختار سرمایه‌گذاری، روند تغییرات قیمت متانول و تحلیل کمّی و ارزشی خوراک و سوخت تحویلی به این صنعت و بررسی آثار اقتصادی و اجتماعی توسعه آن، تلاش شده تصویری از وضعیت این صنعت ارائه داده شود و بستر تصمیمات راهبردی آتی را فراهم ‌کند.

2. تاریخچه و روند توسعه صنعت متانول در ایران

صنعت متانول در ایران با احداث و بهره‌برداری از واحد متانول پتروشیمی شیراز در سال 1369 با ظرفیت اسمی ۸۴ هزار تن در سال آغاز شد. ابتدا قرار بود تولید متانول در پتروشیمی خارک، واقع در جزیره خارک، با هدف استفاده از گازهای همراه تولید شده از چاه‌های نفت خام این جزیره آغاز شود؛ اما به‌علت وجود زیرساخت‌های آماده و نزدیکی به واحدهای مصرف‌کننده، این پروژه در طول جنگ تحمیلی به پتروشیمی شیراز منتقل شد. واحد متانول پتروشیمی خارک نیز در سال ۱۳۷۸ به‌عنوان دومین واحد تولیدکننده متانول در ایران با ظرفیت اسمی ۶۶۰ هزار تن در سال به بهره‌برداری رسید. هر دو واحد متانول پتروشیمی شیراز و خارک با استفاده از دانش فنی شرکت لورگی آلمان احداث شدند. عوامل کندی توسعه صنعت متانول تا پیش از این دوره را می‌توان به دو دسته اصلی تفکیک کرد: خوراک‌های در دسترس صنعت پتروشیمی و تقاضای بازار داخلی برای متانول. از دهه ۱۳۴۰ تا اواخر دهه ۱۳۷۰، توسعه صنعت پتروشیمی در ایران عمدتاً بر پایه خوراک‌های مایع مانند نفتا و مایعات گازی استوار بود و گازهای همراه، به‌ جز در تولید آمونیاک و اوره، نقش چندانی در سبد خوراک این صنعت نداشتند. به همین دلیل، توسعه صنعت متانول که نسبت به سایر مواد پایه پتروشیمی زنجیره ارزش کم‌اهمیت‌تری داشت، در اولویت‌های بعدی قرار می‌گرفت. همچنین در آن برهه زمانی، تقاضای داخلی قابل توجهی برای متانول در کشور وجود نداشت. واحدهای MTBE بندر امام و شیمی‌بافت در سال ۱۳۸۱، واحد استیک اسید فن‌آوران در سال ۱۳۸۵ و واحدهای فرمالین نخل آسماری و اهتمام جم به ترتیب در سال‌های ۱۳۸۵ و ۱۳۹۰ به بهره‌برداری رسیدند. این واحدها امروزه مصرف‌کنندگان اصلی متانول در کشور هستند و در مجموع سالیانه حدود ۳۵۰ هزار تن متانول مصرف می‌کنند. بنابراین، از دو منظرِ نبود تقاضای داخلی قابل‌ توجه و عدم دسترسی به خوراک مقرون‌به‌صرفه، انگیزه‌ قوی برای توسعه صنعت متانول وجود نداشت.

اکتشاف و بهره‌برداری از میدان گازی پارس جنوبی، نقطه عطفی در توسعه صنعت پتروشیمی و همچنین صنعت متانول کشور بود. بخش قطری این میدان، معروف به گنبد شمالی، در سال ۱۳۵۰ کشف شد. پس از ۱۹ سال، در سال ۱۳۶۹ بخش ایرانی آن با نام پارس جنوبی شناسایی شد. در سال ۱۳۸۲، فاز نخست این میدان راه‌اندازی شد و یک سال بعد در سال ۱۳۸۳ به‌طور رسمی به بهره‌برداری رسید. پارس جنوبی بزرگ‌ترین میدان گازی جهان بوده که حدود ۳۰ درصد از ذخایر گازی دنیا را در خود جای داده است. این میدان با شاخص CGR (تعداد بشکه میعانات گازی به ازای یک میلیون فوت مکعب گاز) برابر با ۴۰، یک میدان گازی میعانی با غنای بالا محسوب می‌شود. غنای بالای این میدان امکان استحصال ۲۵ میلیون متر مکعب گاز طبیعی، ۴۰ هزار بشکه میعانات گازی، ۵۰۰ هزار تن اتان، ۵۰۰ هزار تن LPG و ۷۰ هزار تن گوگرد در سال را از هر فاز متعارف فراهم کرده و نرخ بازگشت سرمایه این میدان را به‌طور قابل‌توجهی افزایش داده است. کل سرمایه‌گذاری برای توسعه تأسیسات پارس جنوبی، شامل ۲۴ فاز دریایی، خطوط لوله انتقال محصولات به ساحل و ۱۳ پالایشگاه (که هر پالایشگاه استاندارد توانایی دریافت جریان‌های دو فاز متعارف دریایی را دارد)، بالغ بر ۹۰ میلیارد دلار بوده است. بنابراین، احداث و بهره‌برداری از هر فاز متعارف به سرمایه‌گذاری حدود 3 میلیارد دلار نیاز داشته است. با توجه به محصولات تولیدی هر فاز متعارف، بدون احتساب گاز سبک (یا همان متان یا گاز شهری)، دوره بازگشت سرمایه برای هر پالایشگاه استاندارد، به همراه سکوهای دریایی و خطوط انتقال فراساحل تا ساحل، بین ۲ تا ۳ سال بوده است. این موضوع باعث جذب سریع سرمایه و بهره‌برداری پی‌درپی از فازها و پالایشگاه‌ها در دهه 1380 شد.

بهره‌برداری پی‌درپی از میدان پارس جنوبی، هم به‌علت جذابیت اقتصادی و هم ایجاد فضای رقابتی با قطر، حجم تولید محصولات را در مدت کوتاهی به شدت افزایش داد. این روند، توقف برداشت از میدان را عملاً غیرممکن کرد. درنتیجه، طی دو دهه 1380 و 1390 ظرفیت‌ها و زیرساخت‌های بهره‌برداری از خوراک‌های گازی به شکل‌های گوناگون توسعه یافت. منطقه ویژه اقتصادی انرژی پارس در عسلویه تأسیس شد و واحدهایی مانند مجتمع آروماتیک نوری و پالایشگاه ستاره خلیج فارس برای بهره‌برداری از میعانات گازی و همچنین مجتمع‌های آریاساسول، جم، مروارید و کاویان برای بهره‌برداری از اتان و LPG به بهره‌برداری رسیدند. بخش عمده این محصولات از طریق صادرات به بازارهای جهانی عرضه می‌شد. بااین‌حال، در مورد گاز سبک (متان)، شرایط متفاوتی حاکم بود. ماهیت گاز طبیعی، ذخیره‌سازی و صادرات آن را با محدودیت‌هایی مواجه می‌کرد. برای مصرف گاز سبک تولید شده در بازار داخلی، شبکه گازرسانی و خطوط لوله سراسری انتقال گاز در کشور با سرعت چشمگیری توسعه یافت و تعداد خانوارهای بهره‌مند از گاز طبیعی به‌طور قابل ‌توجهی افزایش پیدا کرد. دسترسی گسترده به گاز طبیعی در نقاط مختلف کشور، امکان تأسیس صنایع انرژی‌بر و نیروگاه‌های سیکل ترکیبی را فراهم کرد. همچنین، گاز طبیعی وارد صنعت حمل‌‌ونقل شد و در قالب سوخت CNG استفاده می‌شود. در صنعت پتروشیمی نیز، گاز طبیعی از طریق زنجیره گاز سنتز برای تولید متانول و آمونیاک به‌کار گرفته شد ‏[1].

علاوه‌بر مصرف داخلی در خانه‌ها و نیروگاه‌ها، چهار مسیر برای صادرات گاز طبیعی پیش‌روی تصمیم‌گیران بود؛ دو روش صادرات از طریق خط لوله و LNG و دو مسیر از طریق ذخیره‌سازی صادرات گاز در قالب متانول و اوره. در دهه 1380، تلاش‌هایی برای صادرات از طریق خط لوله انجام شد. پیش از آن خطوط لوله صادرات گاز به عراق و ترکیه وجود داشت. ماحصل این تلاش‌ها در خط لوله صلح که قرار بود گاز طبیعی را به پاکستان و سپس هند منتقل کند در حال نتیجه دادن بود که به‌علت مشکلاتی ناتمام ماند. احداث خط لوله برای انتقال گاز طبیعی امری زمان‌بر بود و مشکلات ژئوپلیتیک نیز چالش‌هایی را برای آن به وجود می‌آورد که به همین دلیل نتوانست نقش مؤثری در صادرات گاز طبیعی داشته باشد.

از سه روش دیگر، یعنی LNG، متانول و اوره هر سه از نظر مزیت خوراک یکسان بودند، تنها تفاوت در خوراک آمونیاک بوده که در آنجا علاوه‌بر گاز طبیعی، به دریافت نیتروژن و در نهایت ترکیب آمونیاک با کربن‌دی‌اکسید برای تولید اوره نیاز است. نکته دیگر این است که در آن بازه بخش صنعت پتروشیمی نیز در اختیار دولت بود و قیمت گاز تفاوت چندانی ایجاد نمی‌کرد. از نظر فناوری اما، فناوری LNG در اختیار چند شرکت غربی بود که تا به امروز دانش فنی آن را در اختیار ایران قرار نداده‌اند. دانش فنی LNG بسیار پیچیده بوده و شامل مراحل متعدد از پالایش و تفکیک گاز و جداسازی هلیوم در کنار مباحث ذخیره‌سازی در دمای بسیار پایین و صادرات آن از طریق پایانه‌های مخصوص به خود و تحویل از طریق همین نوع از پایانه‌ها در مقصد است. آمونیاک-اوره به‌صورت یکپارچه نیز پیچیدگی‌های بیشتری نسبت به متانول دارند. وجود طرح‌های بهره‌برداری شده شیراز، خارک و زاگرس نیز باعث شد تا ریسک احداث واحد جدید کاهش یابد و متانول از منظر فناوری در اولویت قرار گیرد. در بُعد سرمایه‌گذاری و بازار، در آن دوران جذابیت متانول از دو فرایند دیگر بیشتر بود. از منظر میزان سرمایه‌گذاری مورد نیاز، متانول در مقدار خوراک یکسان برابر با اوره-آمونیاک و بسیار کمتر از LNG است. در دهه 1380 نیز قیمت متانول در بازه 300 تا 400 دلار بود و با توجه به قیمت پایین گاز، نرخ بازگشت سرمایه مناسبی داشت. بنابراین، سرمایه‌گذاران تمایل شدیدی به توسعه صنعت متانول پیدا کردند. در جدول 1، اطلاعات اقتصادی مربوط به سه روش بررسی شده برمبنای داده‌های قیمتی دهه 1380 براساس دریافت 5 میلیون متر مکعب در روز گاز طبیعی، به‌صورت تخمینی محاسبه و ارائه شده‌اند.

جدول 1. مقایسه فرایندهای LNG، متانول و اوره(یکپارچه) از منظر اقتصادی- مالی در دهه 1380 بر‌مبنای دریافت 5 میلیون متر مکعب در روز گاز طبیعی ‏[2]

بنابراین در دهه 1380 طرح‌های متانولی متعددی تعریف شدند و به بهره‌برداری رسیدند. در منطقه ویژه اقتصادی پتروشیمی در ماهشهر، پتروشیمی فن‌آوران در سال 1383 با ظرفیت تولید 1 میلیون تن در سال متانول به بهره‌برداری رسید. خوراک این مجتمع از خط لوله انتقال گاز سراسری که پشتیبان اصلی آن میدان گازی پارس جنوبی بود، تأمین می‌شد. در منطقه ویژه اقتصادی انرژی پارس یا عسلویه توسعه صنعت متانول با تمرکز بیشتری دنبال می‌شد، زیرا محل احداث پالایشگاه‌های 13‌گانه مجتمع گازی پارس جنوبی در این منطقه قرار داشت و مزیت‌های لجستیکی این منطقه برای صادرات نیز مطلوبیت بهره‌برداری از واحدهای متانولی را افزایش می‌داد. پتروشیمی زاگرس به‌عنوان یکی از بزرگ‌ترین تولید‌کنندگان متانول در دنیا با ظرفیت 3 میلیون و 300 هزار تن در سال (دو ترین 1 میلیون و 650 هزار تنی) طی سالهای 1385 تا 1388 به بهره‌برداری رسید و قیمت پایین خوراک و بازار مطلوب با کمک اقتصاد مقیاس، بازگشت سرمایه بالایی برای این مجتمع رقم زدند که موجی از سرمایه‌گذاری‌ها در صنعت متانول را به‌دنبال داشت. نتیجه تعریف طرح‌ها و سرمایه‌گذاری‌ها در اواخر دهه 1380، بهره‌برداری از پتروشیمی مرجان در سال 1397، پتروشیمی بوشهر در سال 1398، کیمیای پارس خاورمیانه در سال 1399 و متانول سبلان در سال 1400 هرکدام با ظرفیت اسمی تولید 1 میلیون و 650 هزار تن در منطقه عسلویه بود. اقتصاد جذاب متانول حتی پای بخش خصوصی را نیز به این صنعت باز کرد و متانول کاوه در سال 1399 به عنوان بزرگ‌ترین واحد متانولی (یک واحد) با ظرفیت اسمی 2 میلیون و 310 هزار تن در سال در بندر دیر به بهره‌داری رسید. پتروشیمی‌های آرین‌متانول در عسلویه با ظرفیت اسمی تولید 1 میلیون و 650 هزار تن و آرتاانرژی در اردبیل با ظرفیت اسمی تولید 132 هزار تن، در سال 1402 به بهره‌برداری رسیدند و ظرفیت کل تولید متانول در کشور در سال ۱۴۰۳ به 15 میلیون و 736 هزار تن در سال رسید. با توجه به مطالب پیش‌گفته، وضعیت بهره‌برداری از پارس جنوبی و تولید گاز طبیعی و نیاز به مصرف گاز برای ادامه برداشت، مزیت تولید متانول نسبت به روش‌های جایگزین و عدم دسترسی به فناوری آنها، توسعه صنعت متانول را غیرقابل اجتناب می‌کرد. در جدول 2 فهرست مجتمع‌های متانولی فعال در کشور ارائه شده است.

جدول 2. فهرست مجتمع‌های متانولی فعال در کشور تا پایان سال 1403 ‏[3]

نقطه عطف دیگر صنعت پتروشیمی، ابلاغ قانون اجرای سیاست‌های کلی اصل (44) قانون اساسی در سال 1386 بود. براساس بند «ب» ماده (۳) این قانون، دولت موظف شد 80 درصد از سهام بنگاه‌‌های دولتی در صنایع بزرگ (شامل صنعت  پتروشیمی) را به بخش خصوصی واگذار کند. این اقدام، تحولی اساسی در رویکرد توسعه صنعت پتروشیمی ایجاد کرد. پیش از این، سرمایه‌گذاری و برنامه‌ریزی برای احداث و بهره‌برداری از مجتمع‌های جدید، تحت نظارت شرکت ملی صنایع پتروشیمی انجام می‌شد. این رویکرد یکپارچه و زنجیره‌محور، توسعه متوازن زنجیره تولید مواد پایه پتروشیمی را تضمین می‌کرد. در برخی موارد بعضی طرح‌ها با وجود اقتصاد ضعیف، به‌علت نیاز کشور به محصولاتی مانند پلی‌اتیلن ترفتالات یا استایرن، اجرا شده و به بهره‌برداری می‌رسیدند. اما اعمال قانون اجرای سیاست‌های کلی اصل (44) قانون اساسی به‌علت تعجیل در واگذاری شرکت‌های پتروشیمی به هلدینگ‌ها و بخش‌ غیردولتی عمدتاً بابت رد دیون دولت و بدون پیش‌بینی الزامات آن ، آسیب‌هایی را برای صنعت پتروشیمی به همراه داشت. عمده این بخش‌ها با هدف سودآوری کوتاه‌مدت، پروژه‌های جدیدی را تعریف کردند و رویکرد پروژه‌محور جایگزین زنجیره‌محور شد. همزمان، سودآوری بالای مجتمع‌های متانولی به‌ویژه مجتمع زاگرس، انگیزه‌ای برای تعریف طرح‌های متعدد تولید متانول شد. این طرح‌ها اغلب بدون توجه کافی به آینده‌نگری و سایر جنبه‌های توسعه پایدار صنعت پتروشیمی در اواخر دهه 1380 و اوایل دهه 1390 طراحی و اجرا شدند. در شکل 1 روند تولید محصولات پایه ناشی از تعریف طرح‌های جدید، قبل و بعد از ابلاغ قانون اجرای سیاست‌های کلی اصل (44) قانون اساسی مقایسه شده است. 

شکل ۱. نمودار ایجاد طرح جدید برای تولید محصولات پایه قبل و بعد از ابلاغ قانون اجرای سیاست‌های کلی اصل (44) قانون اساسی ‏[4]

همان‌طور که اشاره شد در دهه 1380 احداث و بهره‌برداری خط لوله صلح با هدف صادرات گاز طبیعی از ایران به هند و پاکستان با جدیت دنبال می‌شد و اواخر آن دهه به‌علت چالش‌های سیاسی و اجرایی ناتمام ماند. همچنین اواخر دهه 1380، با بهره‌برداری پی‌درپی از فازهای میدان گازی پارس جنوبی مازاد فراورده‌های هیدروکربوری در منطقه عسلویه وجود داشت. همزمان با تصویب هیئت‌وزیران در اوایل سال 1390، مقرر شد در منطقه چابهار هاب سوم پتروشیمی با بهره‌گیری از گاز خط لوله صلح و انتقال اتان و میعانات از منطقه عسلویه به بندر چابهار احداث شود. اگرچه بعدها این طرح‌ها دچار تغییر و تحول‌های بسیاری در تعریف طرح‌ها و ترکیب سهام‌داری شد، اما همچنان با مجوز تخصیص 30 میلیون متر مکعب گاز در روز، تولید متانول هسته‌ اصلی توسعه صنعت پتروشیمی در منطقه چابهار بود. همچنین در مناطق مختلف کشور، طرح‌های متانولی دیگری نیز تعریف شده‌اند به گونه‌ای که تا به امروز نزدیک به 17/5 میلیون تن طرح متانولی دارای پیشرفت و حدود 10 میلیون تن، بدون شروع احداث طرح تعریف شده‌اند. بر این اساس در بازنگری طرح‌ها مجوز بیش از 11 میلیون تن متانول لغو شده است. در جدول 3 فهرست این طرح‌ها ارائه شده است.

جدول 3. طرح‌های متانولی تعریف شده در کشور‏[5]

توسعه پرشتاب صنعت متانول در دهه 1380 و نیمه ابتدایی دهه 1390 در کشور، توسط دو عامل خوراک و بازار به‌شدت تقویت می‌شد. همان‌طور که گفته شد بهره‌برداری پی‌درپی از فازهای پارس جنوبی، متان ارزان را در اختیار صنعت پتروشیمی قرار می‌داد. تا پیش از ابلاغ قانون اجرای سیاست‌های کلی اصل (44) قانون اساسی، با توجه به اینکه تمام پتروشیمی‌ها دولتی محسوب می‌شدند قیمت گاز اهمیت چندانی نداشت و حتی بعد از ابلاغ آن در سال 1386، تا سال 1391 همچنان گاز به بهای کم به پتروشیمی‌ها اختصاص داده می‌شد. بنابراین در سال 1392، دولت و مجلس با توجه به تغییرات نرخ ارز و درنتیجه کاهش ارزش خوراک گاز صنعت پتروشیمی، در جزء «۳» بند «ق» تبصره «2» قانون بودجه سال 1393  قیمت آن را به 13 سنت افزایش دادند. در نهایت در سال 1394 فرمول تعیین قیمت گاز طبیعی که نرخ گاز صنایع را به نرخ گاز در 4 هاب مطرح جهان (هنری‌هاب و آلبرتای کانادا به‌عنوان هاب‌های عرضه و TTF هلند و NBP انگلستان به‌عنوان هاب‌های مصرف‌کننده) مرتبط می‌کرد، ارائه شد. در مورد بازار نیز در دهه 1380 و نیمه اول دهه 1390، میانگین قیمت CFR متانول در شمال ‌شرق آسیا به ترتیب 320 و 370 دلار به ازای هر تن بود. در این زمان چین به لحاظ ظرفیت اسمی و تولید متانول هنوز بر بازار جهانی متانول مسلط نشده بود.

از اواخر دهه 1390، چندین عامل به‌صورت هم‌افزا از دو منظر خوراک و بازار صنعت متانول را تحت تأثیر قرار دادند. این تأثیرات همزمان با بهره‌برداری از طرح‌های متانولی بود که در اواخر دهه 1380 تعریف شده بودند. جنگ روسیه و اوکراین قیمت گاز در اروپا که شامل دو هاب TTF هلند و NBP انگلستان می‌شد را به‌شدت بالا برد. به‌دنبال این موضوع، قیمت گاز مجتمع‌های تولیدی در صنعت پتروشیمی نیز افزایش یافت؛ البته در قوانین بودجه سقف‌های قیمتی برای نرخ خوراک گاز صنعت پتروشیمی تعیین شد. در نهایت طی مصوبه هیئت‌وزیران در مردادماه سال 1402 نرخ پایه خوراک گاز واحدهای پتروشیمی تا پایان برنامه هفتم توسعه اقتصادی، اجتماعی و فرهنگی جمهوری اسلامی ایران، براساس ابلاغیه شماره 20–2/50328 مورخ 1394/10/26وزارت نفت تعیین شد. ازسوی‌دیگر عدم انتقال فناوری و سرمایه‌گذاری لازم در فشارافزایی پارس ‌جنوبی به‌علت تحریم‌ها و افزایش مصرف گاز طبیعی در کشور، دولت را به آن واداشت تا در فصول سرد، گاز خوراک تخصیص‌یافته به صنعت پتروشیمی مانند مجتمع‌های متانولی را با هدف تأمین گاز بخش خانگی کاهش دهد. در سمت بازار جهانی متانول، قیمت متانول در نیمه دوم دهه 1390 به‌علت افزایش سهم بازار چین و تأمین داخلی خود چین، با افت روبه‌رو شد. شایان ذکر است با افزایش قیمت گاز در دوران جنگ روسیه و اوکراین، قیمت اکثر محصولات پتروشیمی در زنجیره گاز طبیعی مانند اوره به‌شدت افزایش یافت؛ اما متانول به‌علت بازار انحصاری و وجود ظرفیت‌های مازاد، سطوح پایین را حفظ کرد. همین موضوع، اقتصاد مجتمع‌های متانولی را ضعیف‌تر کرد ‎[6].

به‌طورکلی تا قبل از سال 1380، تولید متانول در چند مجتمع محدود با هدف تأمین زنجیره ارزش در کشور صورت گرفت؛ اما با بهره‌برداری از میدان گازی پارس جنوبی، حجم زیادی گاز سبک یا متان با هزینه تمام شده پایین در کشور تولید شد. به‌علت عدم دسترسی به فناوری واحدهای LNG و پیچیدگی فناوری واحدهای اوره-‌آمونیاک از یک‌سو و بازار مساعد متانول ازسوی‌دیگر، چندین طرح متانولی با اقتصاد جذاب به بهره‌برداری رسیده و بازگشت سرمایه‌ سریعی را رقم زدند. این شرایط در واقع به نوعی صادرات گاز به شکل متانول را ایجاب می‌کردند. همزمان با این روند، قانون اجرای سیاست‌های کلی اصل (44) قانون اساسی در کشور ابلاغ شد که به‌دنبال تعجیل در اجرا بدون پیش‌بینی الزامات آن در صنعت پتروشیمی، مدیریت یکپارچه از شرکت ملی صنایع پتروشیمی به هلدینگ‌ها و بخش عمومی غیر دولتی انتقال یافت و درنتیجه رویکرد توسعه صنعت پتروشیمی از زنجیره‌محور به پروژه‌محور با هدف سودآوری در کوتاه‌مدت تغییر پیدا کرد. در ادامه دهه 1390، عمده طرح‌های متانولی که با توجه به خوراک و بازار جذاب صنعت متانول در اواخر دهه 1380 تعریف شده بودند وارد مدار شدند و به موازات آن سهم چین در بازار جهانی متانول نیز افزایش یافت که انحصار و رکود نسبی این بازار را به‌دنبال داشت. در کنار محدود شدن بازار، افزایش قیمت گاز طبیعی در پی جنگ اوکراین و روسیه و افت فشار میدان گازی پارس جنوبی ازسمت خوراک نیز صنعت پتروشیمی را با محدودیت مواجه کرد. در شکل 2 تصویری از تاریخچه توسعه صنعت متانول در کشور ارائه شده است.

شکل ۲. مروری بر تاریخچه صنعت متانول در کشور‏[2]

۳. بررسی ساختار سرمایه‌گذاری در صنعت متانول

کل سرمایه‌گذاری انجام شده در صنعت پتروشیمی ایران از بدو آغاز به کار واحد کود شیمیایی مرودشت در سال 1337 (که بعداً پتروشیمی شیراز نام گرفت) تا پایان سال 1403، حدود 90 میلیارد دلار بوده است. سهم صنعت متانول (مجموع مجتمع‌های بهره‌برداری شده) از این مقدار،  نزدیک به  5 میلیارد دلار معادل 6 درصد کل سرمایه‌گذاری انجام شده برآورد می‌شود. در جدول 4 سرمایه‌گذاری انجام شده در مجتمع‌های پتروشیمی متانول ارائه شده است. 

جدول 4. سرمایه‌گذاری انجام شده در مجتمع‌های متانول‏[5]

* شرکت‌های پتروشیمی شیراز، خارک‌، فن‌آوران و بوشهر علاوه‌بر واحد متانول دارای واحدهای تولیدی دیگری هستند.

** میزان سرمایه‌گذاری پتروشیمی شیراز، خارک و بوشهر مربوط به واحد متانول است.

با توجه به روند سرمایه‌گذاری در صنعت متانول، سه دوره کاملاً متمایز در الگوی تأمین مالی این صنعت قابل شناسایی است. تا قبل از سال 1385، واحدهای شیراز (متانول)، خارک، فن‌آوران و زاگرس عمدتاً با منابع داخلی و تأمین مالی خارجی ساخته شدند.

پس از ابلاغ قانون اجرای سیاست‌های کلی اصل (44) قانون اساسی، بزرگ‌ترین موج سرمایه‌گذاری متانول (مانند مرجان، کاوه، بوشهر، سبلان وکیمیای پارس خاورمیانه) آغاز شد. در این دوره بخش عمده سرمایه‌گذاری از آورده سهام‌داران (هلدینگ‌های خلیج ‌فارس، تاپیکو، شستا، بانک‌ها و شرکت‌های سرمایه‌گذاری خصوصی) تأمین شده و بخشی نیز از تسهیلات صندوق توسعه ملی و منابع خارجی شامل فایننس خارجی تأمین شد. در این دوره، نرخ بازگشت سرمایه داخلی بالای ۳۵ تا ۴۰درصد (به‌علت خوراک ارزان‌قیمت و قیمت بالای متانول (۳۵۰ دلار)) باعث شد بخش خصوصی واقعی نیز وارد این حوزه شود؛ نمونه بارز آن شرکت «کاوه» است که بزرگ‌ترین واحد تک‌ترین متانول جهان را با حدود 950 میلیون دلار سرمایه‌گذاری احداث کرد.

بعد از سال 1395، تحریم‌های بانکی و خروج آمریکا از برجام، جریان فاینانس خارجی را قطع کرد. در نتیجه طرح‌های جدید (آرین، آپادانا، دنا، طرح‌های تعریف شده در چابهار و پارسیان) عمدتاً با منابع داخلی (آورده سهام‌داران و تسهیلات بانک‌ها) پیش می‌روند. در جدول 5 میزان سرمایه‌گذاری ارزی در طرح‌های متانول ارائه شده است.

جدول 5. میزان سرمایه‌گذاری ارزی طرح‌های متانول‏[5]

همان‌طور که اشاره شد پس از اجرای قانون سیاست‌های کلی اصل (44) قانون اساسی در صنعت متانول «رویکرد پروژه‌محور و سود کوتاه‌مدت» غالب شد. نتیجه آن، تخصیص نزدیک به 9 میلیارد دلار سرمایه (تاکنون و آتی) به محصولی بوده که در حال حاضر حاشیه سود خالص ارزی بسیار پایینی دارد و بخش عمده آن صرفاً «صادرات گاز به شکل مایع» با ارزش‌افزوده اندک است. این الگوی سرمایه‌گذاری، در شرایط فعلی قیمت متانول (حدود 200 دلار)، دیگر قابل توجیه اقتصادی نیست و ضرورت بازنگری جدی در سیاست تخصیص گاز و جهت‌گیری سرمایه‌گذاری‌های جدید را بیش‌ازپیش آشکار می‌کند.

۴. روند تغییرات قیمت متانول

صنعت متانول ایران از سال ۱۳۶۹ که واحد ۸۴ هزار تنی پتروشیمی شیراز راه‌اندازی شد، تا پایان سال1403 که ظرفیت اسمی کشور به حدود 15/7 میلیون تن رسیده، چرخه‌های قیمتی کاملاً متمایزی را پشت سر گذاشته است. این چرخه‌ها نه ‌تنها نتیجه تحولات عرضه و تقاضای جهانی بوده، بلکه به‌طور مستقیم تحت تأثیر زمان‌بندی توسعه ظرفیت ایران، تغییرات قیمت انرژی، ظهور و سلطه چین و در نهایت سیاست‌های داخلی خوراک و محدودیت گاز قرار گرفته‌اند. در شکل 3 روند قیمت جهانی متانول طی سال‌های 1396 الی 1404 ارائه شده است.

شکل ۳. نمودار روند قیمت جهانی متانول (فوب خلیج فارس)‏[6]

بین سال‌های ۱۳۸۳–۱۳۶۹ تولید ایران در مقایسه با ابعاد بازار جهانی ناچیز بود. قیمت متانول CFR چین بین ۲۰۰ تا ۳۵۰ دلار در نوسان بود و عمدتاً از قیمت نفت خام و تقاضای سنتی (فرمالین، MTBE و استیک اسید) پیروی می‌کرد. دهه طلایی متانول ایران دقیقاً از سال ۱۳۸۴ آغاز شد؛ هنگامی که همزمان با بهره‌برداری فن‌آوران و زاگرس، چین برنامه عظیم تبدیل متانول به الفین (MTO/MTP) را کلید زد. در این دهه تقاضای چین به ‌سرعت از ۵ میلیون تن به بیش از ۴۰ میلیون تن رسید و قیمت متانول CFR شمال‌ شرق آسیا از حدود ۲۸۰ دلار در سال ۱۳۸۴ به سطوح بالای 400 دلار در سال‌های ۱۳۹۰ و ۱۳۹۱ جهش کرد. ایران در این دوره نقش مهمی در تأمین بخشی از این تقاضای انفجاری داشت و به‌علت خوراک تقریباً ارزان (۳ تا ۵ سنت به ازای هر متر مکعب)، حاشیه سود برخی واحدها به بیش از 45 درصد رسید. این دوره، نقطه اوج سودآوری و جذابیت سرمایه‌گذاری در متانول ایران بود.

اما از سال ۱۳۹۵ مسیر کاملاً تغییر کرد، به‌طوری‌که زمانی که آخرین موج بزرگ واحدهای متانولی (مرجان، کاوه، فاز اول بوشهر، کیمیای پارس خاورمیانه و سبلان) وارد مدار می‌شدند، چین بیش از ۴۵ میلیون تن ظرفیت جدید مبتنی بر ذغال‌سنگ راه‌اندازی کرد. عرضه جهانی در پنج سال بیش از ۶۰درصد رشد کرد، درحالی‌که تقاضا تنها ۳۵درصد افزایش یافت. این موضوع قیمت را به سرعت به سطوح زیر ۳۰۰ دلار رساند و در بهار ۱۳۹۹ (دوره کرونا) حتی به زیر ۱۸۰ دلار سقوط کرد در سال‌های 1400 و 1401، رویداد جنگ اوکراین و روسیه و افزایش قیمت گاز اروپا باعث شد قیمت متانول در بهار ۱۴۰۱ روند افزایشی کوتاه‌مدتی داشته باشد. با بازگشت ثبات به بازار گاز و فعال‌سازی مجدد واحدهای ذغال‌سنگی چین، قیمت از اواسط ۱۴۰۱ دوباره سقوط کرد و در کانال پایین ۲۱۰ تا ۲۶۵ دلار تثبیت شده است. عوامل اصلی این سقوط، ساختاری چندگانه و هم‌افزا بوده‌ که از مهم‌ترین آنها می‌توان به سلطه مطلق چین بر عرضه و تقاضا (بیش از ۶۵درصد ظرفیت و ۷۰درصد مصرف جهانی) اشاره کرد. همچنین وجود بیش از ۲۵ میلیون تن ظرفیت ذغال‌سنگی نیمه‌تعطیل در چین باعث ایجاد فاصله زیادی تا خروج بازار متانول از رکود شده است.

در کنار سلطه چین بر بازار متانول، افزایش نرخ خوراک صنعت پتروشیمی‌، کاهش نرخ بهره‌برداری واحدهای متانولی به حدود ۶۰درصد به‌علت ناترازی گاز و عدم توسعه پایین‌دست متانول، فشار بر این صنعت را افزایش داده‌ است. صنعت متانول ایران که روزی از جمله سودآورترین بخش صنعت پتروشیمی بود، اکنون در عمیق‌ترین رکود ساختاری خود به سر می‌برد؛ رکودی که نه صرفاً چرخه‌ای، بلکه ناشی از تغییرات بنیادین در بازار جهانی و زمان‌بندی نادرست بزرگ‌ترین موج توسعه ظرفیت در این صنعت است.

۵. تحلیل کمّی و ارزشی خوراک و سوخت تحویلی

صنعت متانول ایران طی 35 سال گذشته از یک مصرف‌کننده خُرد گاز طبیعی به یکی از بزرگ‌ترین مصرف‌کنندگان تک‌محصولی در کل زنجیره پتروشیمی تبدیل شده است. گاز طبیعی، خوراک واحدهای متانولی است که بررسی صورت‌های مالی شرکت‌های بورسی حکایت از آن دارد که  هزینه خوراک گاز بیش از 60 درصد از هزینه‌های تولید متانول را به‌خود اختصاص می‌دهند. نزدیک به  27درصد از هزینه تمام شده این صنعت مربوط به تأمین سرویس‌های جانبی به ویژه اکسیژن است. برای تولید هر تن متانول بیش از 900 متر مکعب گاز طبیعی ( 92 درصد برای خوراک و 8 درصد به‌عنوان سوخت) نیاز است. این صنعت در حال حاضر حدود ۳۲ تا ۳۵درصد کل گاز تخصیص‌یافته به صنعت پتروشیمی را به‌خود اختصاص می‌دهد.

در سال ۱۳۶۹ که واحد ۸۴ هزارتنی پتروشیمی شیراز راه‌اندازی شد، مصرف روزانه کل صنعت متانول کمتر از ۳۰۰ هزار متر مکعب بود. واحد خارک در سال ۱۳۷۸ این رقم را به حدود یک میلیون متر مکعب در روز رساند. جهش واقعی با بهره‌برداری از واحدهای پتروشیمی فن‌آوران و سپس زاگرس آغاز شد. در فاصله سال‌های (1397–1387) مصرف گاز صنعت متانول از 2/8میلیون متر مکعب در روز به بیش از 12 میلیون متر مکعب در روز رسید و در سال‌های اخیر به بیش از 20 میلیون متر مکعب در روز افزایش یافته است. این مقدار در سال 1403 به حدود 23 میلیون متر مکعب در روز رسید. در این سال مصرف کل گاز صنعت پتروشیمی حدود 70 میلیون متر مکعب در روز بوده است. بر این اساس چنانچه صنعت متانول با راندمان طراحی (ظرفیت اسمی 15/7 میلیون تن) تولید کند، روزانه به 42میلیون متر مکعب گاز نیاز است؛ یعنی در حال حاضر نزدیک به نیمی از گاز مورد نیاز صنعت متانول تأمین نمی‌شود. در شکل 4 روند مصرف گاز طبیعی واحدهای پتروشیمی متانولی کشور طی سال‌های 1387 الی 1403 ارائه شده است.

شکل ۴. نمودار روند مصرف گاز طبیعی واحدهای پتروشیمی متانولی کشور طی سال‌های 1387 الی 1403‏[5]

قیمت‌گذاری گاز نیز یکی از پرنوسان‌ترین متغیرهای این صنعت بوده است. تا سال ۱۳۹۱ نرخ خوراک گاز در بهترین حالت ۳ تا ۵ سنت به ازای هر متر مکعب بود و همین نرخ پایین، موتور اصلی موج سرمایه‌گذاری دهه 1380 شد. همان‌طور که اشاره شد در قانون بودجه سال 1393 نرخ گاز طبیعی به ۱۳ سنت افزایش یافت و از سال ۱۳۹۴ فرمول هاب‌محور (میانگین قیمت 4 هاب جهانی هنری‌هاب، آلبرتا، TTF و NBP) اجرایی شد. در شکل 5 میانگین قیمت خوراک گاز طبیعی صنعت پتروشیمی طی سال‌های 1396 الی سه‌ماهه اول 1404 ارائه شده است.

شکل ۵. نمودار میانگین قیمت خوراک گاز طبیعی صنعت پتروشیمی طی سال‌های 1396 الی سه‌ماهه اول 1404‏[7]

در اوایل دهه 1390 ارزش سالیانه گاز مصرفی متانول کمتر از ۳۰۰ میلیون دلار بود. در اوج این دهه با مصرف 22 میلیون متر مکعب و نرخ ۸ تا۱۰ سنت، این رقم به حدود 577 میلیون دلار رسید. در سال ۱۴۰۳ با وجود افزایش ظرفیت تولید متانول، مصرف گاز در صنعت متانول حدود 23 میلیون متر مکعب در روز بود که با قیمت متوسط حدود 16 سنت در سال 1403، ارزش کل گاز تحویلی به حدود 1/3 میلیارد دلار در سال رسید. میانگین قیمت صادراتی گاز ایران در قراردادهای بلندمدت با ترکیه، عراق، ارمنستان و توافقات جدید حدود ۳۰ تا ۳۵ سنت به ازای هر متر مکعب بوده است. اگر ۳۰ سنت مبنا در نظر گرفته شود، ارزش واقعی همان 23 میلیون متر مکعب گاز روزانه، که در سال ۱۴۰۳ به صنعت متانول تحویل داده شده، حدود 2/4میلیارد دلار در سال می‌شود؛ یعنی تقریباً 1/1 میلیارد دلار بیشتر از مبلغی که در سال 1403 با نرخ متوسط حدود 16 سنت دریافت می‌شد. در شکل 6 ارزش کل گاز مصرفی صنعت متانول طی سال‌های 1392 الی 1403 ارائه شده است.

شکل ۶. نمودار ارزش کل گاز مصرفی صنعت متانول طی سال‌های 1392 الی 1403‏[5]

در سال‌های اخیر صنعت متانول ایران دچار دوگانه سختی شده است؛ بزرگ‌ترین مصرف‌کننده خوراک گاز پتروشیمی است، اما به‌علت قیمت پایین محصول جهانی، محدودیت تأمین خوراک، هزینه بالای یوتیلیتی غیرمتمرکز در برخی از مجتمع‌ها و حاشیه سود اندک، ارزش‌افزوده کمی را به ازای هر واحد گاز مصرفی خلق می‌کند. ادامه این روند بدون سه تغییر ساختاری اساسی –«توسعه زنجیره پایین‌دست (MTO/MTX)»، «بازنگری تخصیص گاز و طراحی مدل جایگزین‌ برای تعیین نرخ خوراک گاز صنعت پتروشیمی» و «توقف طرح‌های جدید متانول و بازنگری در طرح‌های در حال اجرای فعلی»– به‌معنای تداوم ضرر مالی سالیانه چندین میلیارد دلاری و تبدیل یکی از سودآورترین صنایع دهه 1380 به یکی از پرریسک‌ترین و کم‌بازده‌ترین صنایع دهه اخیر خواهد بود.

۶. میزان ارزآوری و ارزبری صنعت متانول

صنعت متانول ایران، به‌عنوان یکی از بخش‌های اصلی صادرات غیرنفتی کشور، در طول سه دهه اخیر نقش صادرات غیرمستقیم گاز طبیعی و ایجاد درآمد ارزی برای کشور را ایفا کرده است. علاوه‌بر آن، این صنعت اشتغال‌زایی مستقیم و غیرمستقیم و همچنین کمک به توسعه برخی از صنایع پایین‌دستی را نیز به همراه داشته است. با توجه به توضیحاتی که در بخش‌های قبل ارائه شد، صنعت متانول تنها راه و در زمان خود پربازده‌ترین راه برای صادرات گاز طبیعی بوده است. این شرایط، تا اواخر دهه 1390 نیز برقرار بود؛ اما تشدید ناترازی انرژی با کاهش تولید گاز طبیعی و افزایش مصرف آن، سبب شد تا اولویت‌دهی در تخصیص گاز طبیعی به یکی از مهم‌ترین موضوعات سیاستگذاری در این حوزه بدل شود. ارزآوری این صنعت عمدتاً از صادرات متانول به بازارهای آسیایی، به‌ویژه چین حاصل می‌شود. ارزبری آن نیز شامل واردات تجهیزات و دانش فنی در زمان سرمایه‌گذاری است. ظرفیت اسمی تولید این صنعت تا پایان ۱۴۰۳ به حدود  15/7 میلیون تن در سال رسیده، اما نرخ بهره‌برداری به‌علت محدودیت‌های گازی به حدود 63درصد محدود شده است. درنتیجه، تولید واقعی در سال ۱۴۰۳ حدود  معادل 9/9 میلیون تن  بود که حدود  ۹2 درصد آن صادر شده است. این حجم صادراتی، ایران را به یکی از بزرگ‌ترین تأمین‌کنندگان متانول جهان، به‌ویژه برای چین تبدیل کرده است. درآمد ارزی حاصل از این صادرات، تحت تأثیر نوسانات قیمت جهانی FOB خلیج فارس، که در سال‌های اخیر بین ۱۸۰ تا بیش از 350 دلار به ازای هر تن نوسان داشته، قرار دارد. بررسی درآمدهای ارزی به تفکیک سال، الگویی از جهش و رکود را آشکار می‌کند. در سال ۱۳۹۹، با وجود تحریم‌ها و همه‌گیری کرونا، صادرات حدود 7/7 میلیون تن متانول با میانگین قیمت 172 دلار به ازای هر تن، حدود 1/2 میلیارد دلار ارزآوری ایجاد کرد. در سال ۱۴۰۰ قیمت به بیش از 270 دلار در منطقه خاورمیانه رسید که با صادرات حدود 8 میلیون تن، درآمد صادراتی به 2/2 میلیارد دلار افزایش یافت. اما از سال 1401روند نزولی قیمت متانول آغاز شد. اشباع بازار توسط ظرفیت‌های ذغال‌سنگی چین (بیش از ۴۵ میلیون تن جدید) و افت تقاضای سنتی (مانند MTBE و فرمالین)، قیمت را به ۲۲۰-۲۵۰ دلار کاهش داد؛ به‌طوری‌که در سال ۱۴۰۳، با صادرات 9/2میلیون تن و میانگین قیمت حدود 230 دلار، درآمد 2/1 میلیارد دلاری حاصل شد. براساس آمار گمرک و شرکت ملی صنایع پتروشیمی، این رقم حدود 3/6 درصد از کل صادرات غیرنفتی 58/6 میلیارد دلاری در سال ۱۴۰۳ را تشکیل می‌دهد ‏[9]. در شکل‌های 7 و 8 میزان و ارزش صادرات متانول طی سال‌های 1392 الی 1403 ارائه شده است.

شکل ۷. نمودار میزان وزنی صادرات متانول طی سال‌های 1392 الی 1403 ‏[4]

شکل ۸. نمودار ارزش صادرات و قیمت متانول طی سال‌های 1392 الی 1403 ‏[9]

براساس محاسبات فرایندی، گاز طبیعی بیش از 60 درصد بهای تمام‌ شده متانول را تشکیل می‌دهد. همان‌طورکه اشاره شد برای تولید هر تن متانول، بیش از ۹۰۰ متر مکعب گاز (۹2درصد خوراک، 8درصد سوخت) نیاز است، و کل صنعت در ۱۴۰۳ حدود 23 میلیون متر مکعب در روز (۳۲-۳۵درصد کل گاز پتروشیمی) گاز طبیعی مصرف کرده است. نرخ خوراک از کمتر از 5 سنت در دهه 1380 به ۱۳ سنت در سال 1393 و سپس براساس فرمول هاب‌محور (میانگین هنری‌هاب، آلبرتا، TTF و NBP) به طور متوسط به 7 الی 18 سنت در سال‌های 1395 تا 1403 رسید؛ درحالی‌که ارزش صادراتی گاز ایران در قراردادهای بلندمدت حدود ۳۰ تا ۳۵ سنت است. در شکل 9 ارزش متانول صادراتی و جایگزینی صادرات گاز طبیعی به‌طور مستقیم طی سال‌های 1392 الی 1403 ارائه شده است.

شکل ۹. نمودار ارزش متانول صادراتی و ارزش جایگزینی صادرات گاز طبیعی به‌طور مستقیم طی سال‌های 1392 الی 1403 ‏[9]

مقایسه آثار اقتصادی استفاده از گاز طبیعی در صنعت متانول و فروش صادراتی آن در دوره 1392 تا 1403 نشان می‌دهد که در این بازه، حدود70 میلیارد متر مکعب گاز، به‌عنوان خوراک و سوخت به این صنعت تخصیص داه شده است. این حجم، با نرخ متوسط خوراک 7 تا 18 سنت به ازای هر متر مکعب طی سال‌های مذکور، هزینه‌ای حدود ۹ میلیارد دلار برای صنعت ایجاد کرد. در مقابل، صادرات مستقیم همین مقدار گاز (عمدتاً از طریق خطوط لوله به ترکیه، عراق و ارمنستان) با نرخ متوسط 30 سنت به ازای هر متر مکعب، هزینه فرصتی معادل 21 میلیارد دلار دربر داشت. در این مدت حدود 18 میلیارد دلار درآمد صادراتی از فروش متانول تولیدی حاصل شد. مقایسه این اعداد حاکی از عدم‌النفع حدود 3 میلیارد دلاری تولید متانول با صادرات مستقیم گاز طی سال‌های 1392 الی 1403 است. این در شرایطی است که در حال حاضر ایران از ظرفیت قراردادهای گازی خود با کشورهای ترکیه و عراق به‌طور کامل استفاده نمی‌کند.

همان‌طور که اشاره شد در این قسمت صرفاً به آثار اقتصادی استفاده از گاز طبیعی در صنعت متانول و فروش صادراتی آن پرداخته شد. در بخش بعد به ابعاد دیگر نقش اقتصادی و اجتماعی صنعت متانول پرداخته شده است.

۷. سهم صنعت متانول در توسعه اقتصادی- اجتماعی

صنعت متانول ایران، به‌عنوان یکی از بزرگ‌ترین مصرف‌کنندگان گاز طبیعی و صادرکنندگان تک‌محصولی محصولات پتروشیمی، فراتر از نقش صرفاً صادراتی خود، تأثیراتی نیز بر توسعه اقتصادی و اجتماعی کشور داشته است. این صنعت در مناطق  جنوب و جنوب ‌شرق (مانند عسلویه، ماهشهر، بندر دیر، چابهار) ایجاد اشتغال کرده، زنجیره ارزش محدودی در پایین‌دست را تغذیه می‌کند، بر تولید ناخالص داخلی و درآمدهای مالیاتی دولت تأثیر دارد و در عین حال، به‌علت خام‌فروشی و افزایش هزینه فرصت مصرف گاز طبیعی آن صنعت، انتقادهای جدی درباره کارایی و پایداری آن مطرح است. در شکل 10 سهام‌داران عمده این صنعت ارائه شده است. 

شکل ۱۰. نمودار سهام‌داران عمده صنعت متانول در سال 1402 (شرکت‌های بورسی)‏[2]

براساس اطلاعات صورت‌های مالی، تعداد اشتغال مستقیم در صنعت متانول حدود 8,000 نفر برآورد می‌شود ‏[10]. کل کارکنان فعال پتروشیمی زاگرس(2 واحد) 1,025 نفر شامل کارکنان رسمی و قراردادی و کارکنان شرکت‌های خدماتی مانند نگهداری، تعمیرات و حمل‌ونقل است. اشتغال فن‌آوران 766 نفر، سبلان 450 نفر، مرجان 671 نفر، آپادانا 385 نفر و پتروشیمی کاوه براساس اطلاعات ارائه شده 1300 نفر است.

ارزش‌افزوده ایجاد شده توسط صنعت متانول، با وجود حجم بالای تولید، به‌علت صادرات و افت قیمت در سال‌های اخیر، سهم محدودی در تولید ناخالص داخلی دارد. در سال 1402 ارزش‌افزوده صنعت پتروشیمی به تولید ناخالص داخلی نزدیک به 3 درصد بود که این رقم برای صنعت متانول حدود 0/3 درصد برآورد می‌شود.  

از دیگر آثار فعالیت شرکت‌های متانولی، پرداخت مالیات توسط این واحدهاست. البته براساس قانون، واحدهای متانولی مستقر در عسلویه و ماهشهر دارای معافیت مالیاتی مبتنی‌بر حضور در مناطق ویژه و کمتر توسعه‌یافته بودند. اما ‌با اجرای قوانین بودجه از سال 1400 به بعد و بند «پ» ماده (99) قانون برنامه هفتم پیشرفت، شرکت‌های تولیدکننده متانول مشمول پرداخت مالیات بر فروش محصولات خام و نیمه‌خام و عوارض صادراتی شدند. هرچند به‌دلیل در دسترس نبودن اطلاعات کافی، میزان پرداخت مالیات صنعت متانول به‌صورت دقیق قابل محاسبه نیست، اما با فرض نرخ مالیات بر عملکرد 20 درصد و حاشیه سود حدود 15 درصد برای این صنعت، مجموع مالیات پرداختی سال ۱۴۰۲ صنعت متانول حدود 70 تا 100 میلیون دلار برآورد می‌شود. شایان ذکر است گاز دریافتی این صنعت مشمول پرداخت مالیات بر ارزش‌افزوده نیز بوده که با توجه به تغییرات در نحوه استرداد این مالیات بعد از قرار گرفتن متانول در فهرست محصولات خام و نیمه‌خام، بررسی دقیق موضوع مالیات و عوارض این صنعت گزارش مجزایی را می‌طلبد. مصرف داخلی متانول در ایران کمتر از 8درصد تولید است؛ در سال ۱۴۰۳ حدود 500 هزار تن مصرف شد که عمدتاً به واحدهای فرمالین (از‌جمله نخل آسماری و‌ اهتمام جم)، استیک اسید (فن‌آوران)، MTBE (بندر امام و شیمی‌باف) و دیگر صنایع داخلی از طریق فروش در بورس اختصاص یافت. شایان ذکر است براساس برنامه‌های مصوب، مقرر شده که بخشی از متانول تولیدی به الفین و پلی‌الفین تبدیل شود. بر این اساس، هرچند باید بخشی از متانول تولیدی در کشور در طول زنجیره ارزش به محصولات با ارزش‌افزوده بیشتر تبدیل و کاربردهای آن در کشور متنوع‌تر شود؛ اما صادرات غیرمستقیم انرژی در شرایط تحریمی و ارزآوری صنعت متانول در بازه‌هایی در رفع چالش‌های اقتصادی کشور مؤثر بوده است.

بررسی صورت‌های مالی شرکت‌های تولیدکننده متانول بورسی طی سال‌های اخیر نیز نشان می‌دهد که عمده این شرکت ها بیش از 90درصد از سود حاصل از فعالیت خود را بین سهام‌داران که عمده آنها به صندوق‌های بازنشستگی تعلق دارد، تقسیم‌ کرده‌اند [2].

در جمع‌بندی این بخش، اشتغال مستقیم صنعت متانول حدود 8000 نفر برآورد می‌شود. همچنین سهام‌داری این صنعت عمدتاً متعلق به صندوق‌های بازنشستگی بوده که با تقسیم سود حدود 90 درصدی مجتمع‌های متانولی، این منابع در اختیار این صندوق‌ها قرار گرفته است؛ اما با صادرات بیش از 90 درصدی، ارزش‌افزوده پایین و هزینه فرصت بالا، نمی‌توان آن را الگویی پایدار دانست. ادامه روند بدون تبدیل بخشی از ظرفیت به MTO/MTX و تنوع بخشی به کاربردهای متانول ، فرصت خلق شغل باکیفیت و ارزش‌افزوده بیشتر را از دست می‌دهد و با ناترازی گاز، به بار مالی تبدیل می‌شود. این تحول نیازمند رویکرد زنجیره‌محور و هوشمندانه است تا صنعت متانول سهم واقعی در توسعه اقتصادی-اجتماعی ایفا کند.

7-1. تحلیل اقتصادی واحدهای متانولی جدیدالتأسیس

با توجه به ظرفیت اسمی  تا پایان سال 1403 حدود 15/7 میلیون تن در سال که نرخ بهره‌برداری آن به‌علت محدودیت‌های گازی به حدود 63 درصد رسیده، تحلیل اقتصادی واحدهای قدیمی (احداث پیش از ۱۳۹۰ شمسی) و جدید (از ۱۳۹۷ به بعد) نشان‌دهنده تفاوت‌های معنادار در الگوی سرمایه‌گذاری و هزینه‌های عملیاتی است. واحدهای قدیمی مانند شیراز، خارک، فن‌آوران و زاگرس با سرمایه‌گذاری اولیه و هزینه‌های پایین‌تر، انعطاف‌پذیری بیشتری در برابر نوسانات نشان می‌دهند، درحالی‌که واحدهای جدید مانند مرجان، بوشهر، کاوه، سبلان و آپادانا با تمرکز بر مقیاس بزرگ، شرایط محدودتری دارند.

هزینه خوراک گاز طبیعی، به‌عنوان اصلی‌ترین عامل هزینه، هزینه سرویس‌های جانبی به ویژه اکسیژن و هزینه استهلاک تفاوت کلیدی بین واحدهای قدیمی و جدید را برجسته می‌کند. در سال‌های اخیر متوسط نرخ خوراک گاز صنعت پتروشیمی‌ براساس فرمول (میانگین 4 هاب هنری‌هاب، آلبرتا، TTF، NBP و مصارف داخلی)، به حدود 7 تا 18 سنت به ازای هر متر مکعب رسیده است. افزایش قیمت گاز، باعث افزایش چشمگیر هزینه تمام شده تولید متانول شده است. در شکل 11 سهم هزینه‌های متغیر تولید متانول به تفکیک اجزا در سال 1403 ارائه شده است.

شکل ۱۱. نمودار هزینه‌های متغیر تولید متانول ایران در سال 1403‏[2]

شرایط اخیر، به‌علت محدودیت در جذب سرمایه‌گذاری خارجی و تنوع‌بخشی به بازار، سبب افزایش هزینه سرمایه‌گذاری و کاهش قیمت صادراتی متانول ایران شده  است.

8. جمع‌بندی و پیشنهادها

صنعت متانول ایران با ظرفیت اسمی  15/7 میلیون تن در سال ۱۴۰۳ و تولید واقعی حدود ۱۰ میلیون تن، بیش از ۹2 درصد محصول خود را صادر می‌کند و حدود 2/2 میلیارد دلار ارزآوری مستقیم ایجاد کرده است. بااین‌حال، چالش‌های ساختاری مانند ناترازی گاز طبیعی، سلطه چین بر بازار جهانی (با سهم ۶۵ درصدی ظرفیت) و ضعف زنجیره ارزش پایین‌دستی (حدود 500 هزار تن مصرف داخلی)، سودآوری آن را از اوج دهه ۱۳۸۰ (با IRR بالای ۴۰ درصد) به حاشیه‌ سود زیر ۲۰درصد در ۱۴۰۳ رسانده است. این وضعیت، صنعت را از یک موتور اقتصادی به یک تله ‌ظرفیت (با لحاظ طرح‌های تعریف ‌شده جدید) تبدیل کرده است مگر اینکه سیاست‌ها به سمت توسعه پایدار و زنجیره‌محور تغییر کند.

مقایسه آثار اقتصادی استفاده از گاز طبیعی در صنعت متانول و فروش صادراتی آن در دوره 1392 تا 1403 نشان می‌دهد که در این بازه، حدود 70 میلیارد متر مکعب گاز به‌عنوان خوراک و سوخت به این صنعت تخصیص داده شده است. این حجم، با نرخ متوسط خوراک 7 تا 18 سنت به ازای هر متر مکعب طی سال‌های مذکور هزینه‌ای حدود ۹ میلیارد دلار برای صنعت و درآمد صادراتی حدود 18 میلیارد ایجاد کرد. در مقابل، صادرات مستقیم همین مقدار گاز (عمدتاً از طریق خطوط لوله به ترکیه، عراق و ارمنستان) با نرخ متوسط 30 سنت به ازای هر متر مکعب، هزینه فرصتی معادل 21 میلیارد دلار دربر داشت. مقایسه این اعداد حاکی از عدم‌النفع حدود 3 میلیارد دلاری تولید متانول به جای ‌صادرات مستقیم گاز طی سال‌های 1392 الی 1403 است. براساس نکات مطرح ‌شده در این گزارش، پیشنهادهای سیاستی در قالب محورهای ذیل ارائه می‌شود.

الف) محور اول بازنگری تخصیص گاز و طراحی مدل جایگزین‌ برای تعیین نرخ خوراک گاز صنعت پتروشیمی

بررسی قیمت محاسبه ‌شده در سال‌های اخیر براساس «دستورالعمل قیمت‌گذاری خوراک گاز صنعت پتروشیمی مصوب ۱۳۹۴»، نشان می‌دهد فرمول تعیین شده در این دستورالعمل، مبتنی‌بر میانگین 4 هاب بین‌المللی (هنری‌هاب آمریکا، NBP انگلستان، TTF هلند و آلبرتا کانادا) واجد انطباق لازم با ویژگی‌های اقتصادی کشور نبوده و قادر به انعکاس شرایط واقعی عرضه و تقاضای داخلی گاز نیست. در واقع بازار گاز طبیعی، برخلاف بازار نفت، یک بازار منطقه‌ای بوده که ساختار قیمت‌گذاری در هر منطقه آن کاملاً متفاوت است و بین نرخ‌های گاز در مناطق مختلف جهان، اختلاف بسیار زیادی دیده می‌شود. ازاین‌رو، ارجاع به هاب‌های خارجی -چه هاب‌های اروپایی با نرخ‌های بالای فعلی و چه آمریکایی و کانادایی با قیمت‌های پایین- نمی‌تواند مبنایی معتبر برای تصمیم‌گیری نحوه قیمت‌گذاری گاز طبیعی در اقتصاد ایران باشد. بنابراین طراحی مدل جایگزین‌ برای تعیین نرخ خوراک ضروری است. این سازوکار باید به‌نحوی صورت گیرد تا از یک‌سو، از منافع ملی صیانت شده و ازسوی‌دیگر، انگیزه لازم برای سرمایه‌گذاری مولد حفظ شود. با توجه به ماهیت منطقه‌ای قیمت‌گذاری گاز، پیشنهاد می‌شود مبنای نرخ‌گذاری تحویل گاز به هر فعالیتی در ایران براساس هزینه فرصت آن، که همان قیمت صادراتی گاز ایران در منطقه است، باشد. شایان ذکر است که این نحوه قیمت‌گذاری با ملاحظاتی همراه خواهد بود مانند اینکه پیشنهاد می‌شود تصمیم‌گیری قیمت‌گذاری خوراک گاز در صنعت متانول با ملاحظه تفاوت ساختار اقتصادی واحدهای جدیدالتأسیس و قدیمی انجام شود.

ب) محور دوم توقف طرح‌های جدید، بازنگری در طرح‌های در حال احداث فعلی وتشویق سرمایه‌گذاری در زنجیره پایین‌دستی با هدف افزایش سودآوری و توسعه زنجیره پایین‌دستی واحدهای متانول

عمده توسعه صنعت پتروشیمی در ایران مبتنی‌بر زنجیره خوراک گاز طبیعی شکل گرفته، درحالی‌که زنجیره پتروشیمی خوراک گازی نسبت به مایع دارای ارزش محدودتری است؛ به‌گونه‌‌ای‌که محصولات اصلی آن نظیر اوره به‌عنوان کود شیمیایی مصرف می‌شود و متانول نیز به طور مستقیم زنجیره محدودی دارد. بنابراین توسعه پتروشیمی‌های خوراک گازی در زمان تأسیس در دهه 1380 به‌عنوان گام اولِ حرکت در زنجیره، تصمیم قابل دفاعی برای شروع این مسیر بوده اما تداوم آن پس از حدود دو دهه اقدام مطلوبی ارزیابی نمی‌شود. لذا ضرورت دارد که سازوکارهای لازم برای هدایت تولید و جلوگیری از تثبیت ساختار‌های کم‌ارزش صنعتی مدنظر قرار گیرد و سرمایه‌گذاری صنعتی را به‌سمت توسعه زنجیره‌های پایین‌دستی و محصولات با ارزش‌افزوده بالا هدایت کند. در همین راستا پیشنهاد می‌شود برای تولیدکنندگان متانول که به منظور توسعه صنایع پایین‌دست و یا نسبت به سرمایه‌گذاری در طرح‌های بهینه‌سازی مصوب شورای اقتصاد اقدام می‌کنند، در قالب اعطای تخفیف هدفمند در نرخ خوراک و متناسب با میزان پیشرفت طرح‌های توسعه زنجیره‌های پایین‌دستی (پروپیلن، پلی‌الفین‌ها، فراورده‌های نفتی نظیر بنزین و محصولات شیمیایی خاص) برمبنای آیین‌نامه اجرایی تبصره اصلاحی بند «ب» ماده (1) قانون هدفمند کردن یارانه‌ها، موضوع جزء «4» بند «الف» ماده (1) قانون الحاق برخی مواد به قانون تنظیم بخشی از مقررات مالی دولت مصوب سال 1393 و با استفاده از ابزارهایی ازجمله اوراق تسویه موضوع بند «ج» ماده (48) قانون برنامه هفتم پیشرفت، حمایت‌هایی اعمال شود.

بر این اساس لازم است منابع حاصل از اصلاح تدریجی نرخ خوراک گاز به توسعه زیرساخت‌های انرژی و حمایت از سرمایه‌گذاری در طرح‌های توسعه زنجیره ارزش اختصاص یابد تا منابع انرژی کشور، از یک نهاد ارزان‌قیمت، به اهرم تحول صنعتی و پیشران ارتقای توانمندی ملی تبدیل شود.

در ارتباط با موضوع سرمایه‌گذاری در تکمیل زنجیره ارزش در صنعت پتروشیمی، اجرای صحیح تبصره ذیل ماده (45) قانون برنامه هفتم پیشرفت مبنی‌بر اعطای تخفیف خوراک تحویلی به شرکت‌های پتروشیمی مشروط به اختصاص حداقل چهل درصد(40%) از سود خالص سالانه این شرکت‌ها به حساب اندوخته سرمایه‌ آنها، می‌تواند در تأمین مالی صنعت مؤثر باشد.

ج) محور سوم تنوع‌بخشی به بازار صادرات متانول و افزایش کاربردهای آن در کشور

تنوع‌بخشی به بازار صادرات متانول و افزایش کاربردهای داخلی آن، یکی از الزامات کاهش ریسک‌های ساختاری صنعت متانول ایران است. وابستگی بیش از ۹۰ درصدی صادرات به بازار چین، این صنعت را به‌شدت در معرض نوسانات قیمتی و تصمیمات سیاستی یک بازار واحد قرار داده است. ازاین‌رو، توسعه بازارهای جایگزین باید در دستور کار دیپلماسی انرژی و تجاری کشور قرار گیرد. همزمان، افزایش مصرف داخلی از طریق تکمیل و تسریع پروژه‌های زنجیره پایین‌دستی نظیر MTO، MTP، MTG و تولید سوخت‌های مبتنی‌بر متانول، استیک‌اسید، الفین‌ها و مشتقات شیمیایی با ارزش‌افزوده بالاتر، می‌تواند ضمن کاهش خام‌فروشی، اشتغال‌زایی پایدار و تاب‌آوری صنعت در برابر شوک‌های خارجی را تقویت کند.