8 پروژه سیراف برای تولید فراورده های نفتی از میعانات میدان گازی پارس جنوبی به ظرفیت 480 هزار بشکه در روز طراحی شده اند و میزان سرمایه گذاری مورد نیاز برای این پروژه ها 3 میلیارد دلار برآورده شده است. این میزان سرمایه‌گذاری قرار است از سوی بخش خصوصی تامین شود اما ظاهرا بخش خصوصی نیز چشم به منابع صندوق توسعه ملی دوخته است.
وزارت نفت دلیل شکستن این پروژه پالایشی بزرگ به 8 پالایشگاه کوچک را فراهم شدن امکان سرمایه گذاری برای سرمایه گذاران بخش خصوصی اعلام کرده است و تا کنون قریب به 50 تقاضا برای سرمایه گذاری در این پروژه ها دریافت شده است که ظاهرا یکی دو تقاضا از این میان نیز از سوی شرکت‌های خارجی به خصوص چینی ثبت شده است.
وزارت نفت برای تشویق سرمایه گذاران مشوق هایی از جمله مجوز صادرات فرآورده های نفتی حاصل از اجرای طرح، تخصیص و تضمین 90 درصد خوراک در سال‌های اول طرح، بهره مندی از تخفیف قیمت خوراک همانند دیگر پالایشگاه ها مطابق قوانین کنونی یا قوانین آینده، معافیتهای مالیاتی به دلیل احداث طرح در منطقه ویژه اقتصادی و تخصیص زمین به صورت اجاره در نظر گرفته است.
با این وجود کارشناسان صنعت پالایش درباره وضعیت اقتصادی این پروژه‌ها چه برای سرمایه‌گذاران و چه برای اقتصاد ملی ابهاماتی دارند و پرسش‌هایی مطرح می‌کنند که پاسخ به آنها تا حدود زیادی می‌تواند به روشن شدن ابعاد اقتصادی این پروژه‌ها کمک کند.
1- تعریف پروژه بیش از خوراک در دسترس: یک سوم از ظرفیت سیراف خالی می‌ماند؟
مطالعات اولیه نشان می‌دهد کل تولید میعانات گازی جهان حدود 5.3 میلیون بشکه در روز است که 47 درصد آن یعنی معادل 2.7 میلیون بشکه در روز در خاورمیانه عمدتا توسط ایران و قطر تولید می‌شود.
بخش اصلی تولید میعانات گازی ایران در فازهای مختلف پارس جنوبی تولید می‌شود. بر این اساس، تولید میعانات گازی در فازهای 1 تا 5 پارس جنوبی در مجموع 200 هزار بشکه در روز، در فازهای 6 و 7 و 8 در مجموع حدود 152 هزار بشکه در روز، در فازهای 9 و 10 حدود 80 هزار بشکه در روز است.
همچنین تولید پیش‌بینی شده برای فازهای 11 و 12 مجموعا 176 هزار بشکه در روز، فازهای 13 و 14 حدود 105 هزار بشکه در روز، فازهای 15 و 16 و 17 و 18 مجموعا 80 هزار بشکه در روز، 19 تا 21 حدود 120 هزار بشکه در روز و 22 تا 24 نیز 55 هزار بشکه در روز پیش بینی شده است.
بر این اساس در مجموع در صورت بهره‌برداری به موقع از فازهای پارس جنوبی کل تولید میعانات گازی ایران از پارس جنوبی حداکثر 970 هزار بشکه در روز خواهد بود که به دلیل افت فشار مخزن میزان این برداشت با شیب قابل ملاحظه‌ای کاهش خواهد یافت.
از سوی دیگر برای مصرف میعانات گازی نیز تعهداتی در کشور وجود دارد و قراردادهایی برای تامین خوراک منعقد شده است.
| پالایشگاه ستاره خلیج‌فارس | 360 هزار بشکه در روز |
| پالایشگاه پارس شیراز | 120 هزار بشکه در روز |
| پالایشگاه‌های لاوان و بندرعباس | 50 هزار بشکه در روز |
| پتروشیمی نوری | 120 هزار بشکه در روز |
| مجموع | 650 هزار بشکه در روز |
جدول تعهدات مصرف میعانات گازی
اعداد جدول فوق نشان می‌دهد 650 هزار بشکه در روز از ظرفیت 970 هزار بشکه‌ای تولید میعانات گازی از پیش اشغال شده است و تنها 320 هزار بشکه از این میعانات قابل استفاده خواهد بود. آن هم به شرط آنکه فشار مخزن پارس جنوبی کاهش نیافته و تولید پیش‌بینی شده محقق شود.
این در حالی است که برای 8 پالایشگاه 60 هزار بشکه‌ای سیراف 480 هزار بشکه در روز خوراک میعانات مورد نیاز خواهد بود و با این تعهدات قریب به 160 هزار بشکه یعنی یک سوم ظرفیت 8 پروژه تعریف شده کمبود خوراک وجود خواهد داشت و راه حل دیگری نیز برای رفع این کمبود معرفی نشده است.
بر این اساس میعانات موجود تنها کفاف تامین خوراک 5 تا 6 واحد از این 8 پالایشگاه را خواهد داد و دلیل تعریف پروژه بیش از میزان خوراک در دسترس ابدا مشخص نیست.
2- تضمین کوتاه‌مدت اختصاص خوراک: پروژه‌های سیراف چند سال قرار است فعالیت کنند؟
به جز کمبود شدید خوراک میعانات گازی، نوع تضمین تامین خوراک از سوی وزارت نفت نیز محل سوال است. در بند 6 تعهدات وزارت نفت آمده است شرکت ملی نفت تامین خوراک را به میزان 90 درصد ظرفیت هر پالایشگاه به مدت 12 سال تضمین می‌کند.
گذشته از آنکه معمولا همه پالایشگاه‌ها بعد از راه‌اندازی عملکردی بیش از طراحی اولیه دارند و تضمین تامین خوراک کمتر از ظرفیت سؤال‌برانگیز است، مدت زمان تامین خوراک نیز منطقی به نظر نمی‌رسد.
چنانکه از یک سو این سرمایه‌گذاری کلان تنها 12 سال به کار گرفته می‌شود و از سوی دیگر تضمین تامین خوراک از زمان صدور موافقتنامه اصولی و نه زمان صدور پروانه بهره‌برداری و پس از احداث پالایشگاه‌ها اعلام شده است. یعنی با گذشت 3 یا 4 سال از صدور موافقتنامه اصولی که ساخت پالایشگاه زمان می‌برد تازه فعالیت واحد آغاز شده و عملا تنها 8 تا 9 سال تضمین دریافت خوراک را در اختیار دارد.
بعد از 8 تا 9 سال آنچه از تولید میعانات گازی باقی مانده باشد بین این 8 شرکت تقسیم خواهد شد.
حال با توجه به این کمبود شدید خوراک سوال اینجا است که منطق تعریف این تعداد زیاد پالایشگاه چه بوده است؟
3- نرخ بازگشت سرمایه اعلام شده چه طور محاسبه شده است؟
وزارت نفت نرخ بازگشت سرمایه این 8 پروژه پالایشی و پروژه احداث تاسیسات زیربنایی را 42 تا 48 درصد اعلام کرده و معتقد است سرمایه‌گذاری انجام شده ظرف دو سال به سرمایه‌گذاران بازخواهد گشت، اما نحوه محاسبه این نرخ ابدا مشخص نیست. چنانکه در اسناد ارائه شده از سوی وزارت نفت به سرمایه‌گذاران، حتی به طور دقیق و به تفکیک ارزش فراورده‌های تولیدی ذکر نشده و تنها به یک عدد کلی اکتفا شده است.
به جز ابهاماتی که درباره بازار و قیمت فروش محصولات وجود دارد و به آنها اشاره خواهد شد، با این الگوی فرآیندی که محصولات نیمه‌نهایی تولید می‌کند و همه محصولات آن باید در واحدهای فرآیندی دیگر مجددا پالایش شوند تا محصولات قابل مصرف تولید کنند، برآورد نرخ بازگشت سرمایه تا چه میزان واقع‌بینانه است. به خصوص با توجه به این نکته که در دنیا واحدهای پالایش میعانات گازی با ظرفیت زیر 100 هزار بشکه در حال خروج از وضعیت عملیاتی هستند و تلاش‌ها در جهان بر توسعه پالایشگاه‌های موجود و کیفی سازی محصولات متمرکز شده است. کما اینکه در هومپوس اندونزی یک واحد 70 هزار بشکه‌ای مشابه پروژه‌های سیراف از سال 2005 از مدار تولید خارج شد و حتی مالکان آن تلاش زیادی برای فروش این واحد به ایران به خرج دادند که به دلیل غیر اقتصادی بودن این واحد ایران خرید آن را نپذیرفت.
به عنوان نمونه‌ای داخلی برای مقایسه با پروژه سیراف، پالایشگاه 60 هزار بشکه‌ای لاوان در ایران که به تازگی فرآیند کیفی‌سازی را پشت سر گذاشته و محصولات نهایی استاندارد تولید می‌کند و خوراک آن 50 درصد نفت خام بسیار شیرین و 50 درصد میعانات گازی است با فرض قیمت واقعی محصولات چه میزان سودآوری دارد و نرخ بازگشت سرمایه آن چقدر است؟
4- چالش فروش محصولات: محصولات نیمه‌نهایی کجا مصرف می‌شود؟
با توجه به الگوی فرایندی بسیار ساده این 8 واحد پالایش میعانات گازی که مربوط به دهه 1960 میلادی است، تولیدات آن عمدتا محصولات نیمه‌نهایی از قبیل نفتا و گازوئیل پر گوگرد خواهد بود که درباره محل مصرف این فراورده‌ها نیز تردید‌های جدی وجود دارد.
محصولات اصلی پالایشگاه‌های سیراف روزانه حدود 280 هزار بشکه نفتا به همراه مقادیر قابل توجهی گازوئیل با گوگرد بالای 2500 ppm و غیر استاندارد خواهد بود که محل استفاده آنها اصلا مشخص نیست.
از سویی مصرف گازوئیل با این میزان گوگرد در داخل کشور به دلیل فاصله زیاد آن با استانداردهای روز قطعا ممنوع است و از سوی دیگر امکان صادرات رسمی این فرآورده نیز به شدت مورد تردید است. چراکه بازارهای بالقوه صادراتی گازوئیل ایران یعنی چین، هند، کشورهای شرق آسیا و خاورمیانه استانداردهای به مراتب سختگیرانه‌تری نسبت به ایران دارند و طبعا فرآورده‌ای که در ایران با ممنوعیت مصرف مواجه باشد در این کشورها نیز خریداری نخواهد داشت.
حتی زمزمه‌هایی وجود دارد که افغانستان و پاکستان نیز در آینده نزدیک به سوی استانداردهای روز دنیا حرکت می‌کنند و گازوئیل با 2500 ppm گوگرد نیز در آینده نزدیک حتی در بازار خلیج‌فارس نیز منسوخ خواهد شد.
تحلیلی بر تولید نفتا در جهان
در عین حال به شکل عمومی، پالایش میعانات گازی در جهان به دو شیوه انجام می‌شود. شیوه نخست، احداث واحدهای بزرگ برای تولید محصولات نهایی با استانداردهای روز مانند پالایشگاه ستاره خلیج‌فارس در ایران است و شیوه دوم، احداث پالایشگاه‌هایی با ظرفیت کمتر برای تولید محصولات نیمه‌نهایی و با هدف تامین خوراک واحدهای پتروشیمی است.
به عبارت دقیق‌تر الگوی پالایشی سیراف برای تولید نفتا در جهان عموما با هدف تامین خوراک واحدهای پتروشیمی مورد استفاده قرار می‌گیرد و در کنار واحدهای پتروشیمی احداث می‌شود و حتی گاهی با واحدهای پتروپالایشی ترکیب می‌شود که نمونه آن در پتروشیمی‌های ایرانی نوری و بندر امام قابل مشاهده است.
نمونه این الگوی پالایشی یعنی اسپلیترهای میعانات گازی با ظرفیت پالایش 392 هزار بشکه در روز میعانات در منطقه آسیا پاسیفیک مورد استفاده قرار می‌گیرد و تقریبا همه واحدهای مشابه در استرالیا، اندونزی، چین، ژاپن، تایلند، ویتنام، روسیه، قطر و عربستان برای تامین خوراک واحدهای پتروشیمی و اغلب در نزدیکی این واحدها احداث شده‌اند.
بازار نفتا در جهان معمولا بر پایه پتروشیمی است و پالایشگاه‌ها خریدار نفتا نیستند. بر همین مبنا، واحدهای پتروشیمی و حتی پالایشی مصرف‌کننده نفتا برای تامین خوراک خود از قبل پیش‌بینی لازم را کرده و واحدهای فرآیندی مورد نیاز را احداث و قراردادهای تامین خوراک را منعقد کرده‌اند و به همین دلیل مشخص نیست حجم عظیم نفتای تولیدی 8 پروژه سیراف برای صادرات باید به مقصد کدام بازار مصرف روانه شوند؟
مصارف نفتا در ایران
نفتا 3 محل مصرف دارد: واحد آروماتیک و کوره الفین در پتروشیمی‌ها و واحد ریفرمینگ در پالایشگاه‌ها. اما هیچ ظرفیت جدیدی برای هیچ کدام از این 3 مصرف در کشور ایجاد نشده است و برنامه‌ای هم برای ایجاد آن وجود ندارد.
در ایران هیچ پروژه پتروشیمی خوراک مایع جدیدی کلید نخورده و به دلیل قیمت ارزان گاز تحویلی به پتروشیمی‌ها و با توجه به ممنوعیت سرمایه‌گذاری دولتی بعید است در آینده نیز چنین طرحی کلید بخورد،کما اینکه در میان طرح‌های پتروشیمی معرفی شده به صندوق توسعه ملی برای دریافت تسهیلات نیز نام هیچ پتروشیمی خوراک مایع به چشم نمی‌خورد.
اگر گفته‌های احمد مهدوی دبیر انجمن کارفرمایی صنعت پتروشیمی صحت داشته باشد و بیژن زنگنه وزیر نفت اساس اعتقادی به پتروشیمی‌های خوراک مایع نداشته باشد که به طور کلی باید پرونده احداث این نوع از پتروشیمی‌ها را لااقل در میان مدت بست.
در عین حال هیچ یک از دیگر اجزای سازنده بنزین در کشور تولید نمی‌شود تا با اختلاط آن با نفتا بنزین تولید شود. چنانکه همین الان مازاد نفتا در کشور وجود دارد و صادر می‌شود.
بر این اساس ابهامات محل مصرف نفتای تولید شده در پروژه‌های سیراف مانند گازوئیل پر گوگرد این پروژه‌ها بسیار جدی است و توضیح طراحان این پروژه‌ها شاید بتواند بخشی از این ابهامات را کم‌رنگ یا برطرف کند.
5-تناقض سود پروژه زیرساخت با بخش فرآیندی: خدمات زیرساخت چطور قیمت‌گذاری می‌شود؟
تامین سوخت و سرویس‌های جانبی مورد نیاز این پروژه‌ها مانند آب، برق، بخار و امثال آن توسط شرکتی با سهم 20 درصدی وزارت نفت و سهم 10 درصدی هر یک از 8 پروژه تامین خواهد شد و وزارت نفت نرخ بازگشت سرمایه شرکت زیرساخت را 42 درصد اعلام کرده است.
با توجه به اینکه نرخ بازگشت شرکت پتروشیمی مبین که دقیقا مشابه همین شرکت زیرساخت برای تامین سرویس‌های جانبی طراحی و در مدار تولید قرار گرفت در زمان طراحی 14 درصد اعلام شده بود، طراحان سیراف چطور به نرخ بازگشت سرمایه 42 درصدی برای این شرکت رسیده‌اند؟
این نرخ سود حاصل نمی‌شود مگر آنکه خوراک یا سرویس‌های جانبی را گران‌تر از معمول به 8 پالایشگاه سیراف بفروشند که در این صورت طبعا هزینه 8 پالایشگاه بالا رفته و سود آنها کاهش قابل توجهی خواهد یافت.
از سوی دیگر، سرمایه‌گذاران دعوت به رعایت الگوی پیشنهادی وزارت نفت شده‌اند که در صورت استنکاف از این کار به سرویس‌های جانبی بیشتری نیاز خواهند داشت. وزارت نفت گفته است برای پیشگیری از هر مشکلی پروژه زیر ساخت را صد در صد بالاتر از ظرفیت واقعی طراحی خواهد کرد،اما سؤال اینجا است با احداث چنین ظرفیتی که بخشی از آن قطعا بدون استفاده و خالی خواهد ماند اقتصاد پروژه زیرساخت دچار آسیب جدی نخواهد شد؟
6- جایگزینی میعانات گازی ایران با نفتا در بازار جهانی: قیمت نفتا به نفت کوره نزدیک نخواهد شد؟
اگر 8 پروژه سیراف مانند پالایشگاه‌های ستاره خلیج فارس و پارس محصولات نهایی تولید می کردند درباره نرخ بازگشت سرمایه آنها در طول زمان نگرانی چندانی وجود نداشت چنانکه قیمت محصولات آنها همواره تابع مستقیمی از قیمت خوراک آنها بود.
اما وضعیت درباره نفتا به شدت متفاوت است. مطالعات جهانی نشان می‌دهد تقاضای میعانات گازی در جهان از 3 میلیون بشکه فعلی به 4.7 میلیون بشکه خواهد رسید که طبعا این افزایش تقاضا تاثیر قبال توجهی بر افزایش قیمت خواهد داشت. در کنار آن خروج میعانات گازی ایران به عنوان یکی از تولیدکنندگان مهم جهان از بازار جهانی و کاهش عرضه، بر این تاثیر خواهد افزود.
از طرف دیگر ورود حجم قابل توجه نفتای تولیدی سیراف به بازار جهانی که برنامه‌ای از قبل برای مصرف آن پیش‌بینی نشده است، مانند آنچه پیش از این در مورد متانول تولیدی ایران اتفاق افتاد، قیمت این محصول را در بازارهای جهانی کاهش خواهد داد.
افزایش قیمت میعانات گازی در کنار کاهش قیمت نفتا طبعا اقتصاد پروژه‌های سیراف را با ریسک مواجه خواهد کرد.
درباره بازار جهانی نفتا یک نکته بسیار کلیدی وجود دارد. نفتا به دلیل اینکه یک خوراک اولیه یا یک محصول نهایی نیست به تقاضای مشخص و موثری در بازار جهانی نیاز دارد و برای فروش آن حتی از قبل باید قراردادهای بلند‌مدت تامین خوراک با واحدهای مصرف‌کننده منعقد شود.
واحدهای پتروشیمی به عنوان مصرف‌کننده اصلی نفتا حتی از قبل قرارداد تامین خوراک می‌بندند یا برای احداث واحدهای تولید‌کننده خوراک سرمایه‌گذاری می‌کنند.
به همین دلیل قیمت نفتا در فاصله سال‌های 2000 تا 2003 به دلیل وجود نداشتن تقاضای موثر از سوی پتروشیمی‌ها چنان سقوط کرد که به قیمت نفت کوره (کمتر از قیمت نفت خام) نزدیک شد. در سال 2002 قیمت نفتا به 22.7 دلار و قیمت نفت کوره به 21.4 دلار در هر بشکه رسید.
تجربه نزدیک شدن قیمت نفتا به قیمت نفت کوره که بی‌ارزش‌ترین فرآورده نفتی محسوب شده و حتی از نفت خام سنگین نیز ارزان‌تر است نیاز به بررسی‌های دقیق‌تر درباره آینده بازار نفتا را با توجه به سرمایه‌گذاری سنگین مورد نیاز برای احداث این واحدها از محل منابع صندوق توسعه ملی را روشن‌تر می‌کند.
6- تامین فاینانس و تخفیف خوراک: بدون پروانه بهره‌برداری در خوراک تخفیف داده می‌شود؟
بر اساس این گزارش، بر اساس اسناد وزارت نفت، 75 درصد از منابع مالی هر یک از 8 پروژه سیراف باید از طریق فاینانس با نرخ سود 12 درصد و از محل منابع صندوق توسعه ملی تامین شود.
با این وجود وزارت نفت درباره تخصیص منابع صندوق کوچک‌ترین تعهدی به سرمایه‌گذاران نمی‌دهد و فقط طرح‌ها را برای دریافت فاینانس به صندوق توسعه ملی معرفی می‌کند. پیش از این نیز وزارت نفت طرح‌های پتروشیمی را برای دریافت تسهیلات ارزی به صندوق توسعه ملی معرفی کرده بود اما در عمل طرح‌های پتروشیمی به دلایل مختلف نتوانسته‌اند به این منابع دسترسی پیدا کنند. آن هم در شرایطی که تخصیص این منابع به طرح‌های یاد شده در هیئت امنای صندوق به تصویب رسیده و حتی بانک‌های عمل برای پرداخت تسهیلات نیز معرفی شده‌اند.
بر این این اساس، چه اطمینانی وجود دارد که 8 پروژه سیراف به مشکلاتی مشابه برای دریافت تسهیلات صندوق توسعه ملی دچار نشوند؟ به خصوص اگر وزارت نفت قصد نداشته باشد برای دریافت تسهیلات این پروژه‌ها را تضمین کند.
یک سوال مهم دیگر نیز وجود دارد: با توجه به تولید فرآورده‌های غیر استاندارد در این 8 پروژه آیا سازمان استاندارد و حفاظت از محیط‌زیست بر اساس استانداردهای 4904 اجازه اعطای پروانه بهره‌برداری به این طرح‌ها خواهند داد؟ بر اساس قانون تخفیف 5 درصدی در قیمت خوراک نسبت به فوب خلیج‌فارس تنها در صورتی به واحدهای پالایشی جدید داده می‌شود که با تولید محصولات استاندارد مجوز پروانه بهره‌برداری را اخذ کرده باشند. بر این اساس 8 پروژه سیراف با چه سازوکاری از تخفیف 5 درصدی قیمت خوراک که یکی از عوامل اصلی سودآوری چنین پروژه‌هایی است بهره‌مند خواهند شد؟ یا اساسا از این تخفیف بهره‌مند خواهند شد یا نه؟
*چند پرسش کوتاه
اما به جز پرسش‌های یاد شده درباره شیوه اجرای این پروژه‌ها، کارشناسان صنعت پالایش و صنعت پتروشیمی سؤالات کلی دیگری نیز درباره کلیت اجرای چنین طرحی در صنعت نفت کشور دارند.
از جمله اینکه چرا پالایشگاه‌های ستاره خلیج‌فارس و پارس که بر اساس ماده 125 برنامه پنجم باید تا پایان برنامه به بهره‌برداری برسند، محصولات نهایی استاندارد تولید می‌کنند و بازار مصرف دارند به جای این 8 پروژه تعیین تکلیف نمی‌شوند؟ یا چرا این سرمایه به این دو پروژه که وضعیت اقتصادی با ثبات‌تری دارند تزریق نمی‌شود؟ کما اینکه در یک سال اخیر تقریبا هیچ منابعی به این دو پالایشگاه به خصوص ستاره خلیج فارس که بالای 70 درصد پیشرفت فیزیکی دارد تزریق نشده است.
کارشناسان صنعت پتروشیمی می‌پرسند چرا با تعریف پروژه‌های جدید احداث پتروشیمی‌های خوراک مایع میعانات گازی چرا به پتروشیمی‌ها داده نمی‌شود؟ بدون میعانات گازی محصولات سنگین پتروشیمی تولید نخواهد شد و تنوع تولید محصولات پتروشیمی و در نتیجه محصولات میان دستی و تکمیلی در کشور به محاق خواهد رفت.
پرسش دیگر آن است که چرا پروژه‌های پالایشگاهی کوچک یا mini refinery تعطیل شده‌اند و از سهامداران این پروژه‌ها خواسته شده سهام 8 پروژه سیراف را خریداری کنند؟ آن هم در شرایطی که این نوع از پالایشگاه‌ها که ظرفیت کمی دارند به سرمایه‌گذاری بسیار کم و در حد مقدورات بخش خصوصی نیاز دارند و در عین حال بنزین و گازوئیل یورو 4 و 5 تولید می‌کنند و احداث آنها با سیاست‌های پدافند غیر عامل مطابقت زیادی دارد. بازگشت سرمایه یک mini refinery حدودا دو ساله خواهد بود و امکان صادرات مستقیم محصولات آنها به کشورهای منطقه وجود خواهد داشت. بر خلاف نفتا، بازار بسیار بزرگی برای بنزین و گازوئیل استاندارد در منطقه و جهان وجود دارد و مطالعات بین‌المللی نشان می‌دهد خاورمیانه تا چند دهه آینده واردکننده بنزین و گازوئیل خواهد بود.
همچنین پرسیده می‌شود آیا درباره احداث 8 پالایشگاه سیراف مطالعه‌ای انجام شده است؟ احداث هر 8 واحد در منطقه‌ای که به هیچ خط لوله‌ای دسترسی ندارد و محصولات آن تنها از طریق کشتی قابل انتقال است تا چه مطابق با سیاست‌های پدافند غیر عامل و حتی اقتصاد مقاومتی است؟
پاسخ طراحان پروژه پالایشی سیراف که خوشبختانه با تغییر نگرش بعضی مدیران ارشد نفت نسبت به اقتصاد صنعت پالایش در دستور کار وزارت نفت قرار گرفته است به این پرسش‌ها می‌تواند در کنار اصلاحات احتمالی در طراحی این پروژه‌ها با برطرف کردن ابهامات، سرمایه‌گذاران را برای سرمایه‌گذاری در این 8 پروژه ترغیب کند.
فارس
