عاطفه تکلیف

یکی از مسائلی که با چالش همراه بوده و در مورد آن اختلاف نظر وجود دارد انتخاب نوع قرارداد نفتی برای سرمایه گذاری در بخش صنایع بالادستی نفتی می باشد که می توان با ارزیابی و مقایسه انواع  قراردادها مسایل مربوط به آن را برطرف نمود، لذا در این مطالعه مدل مالی مشارکت در تولید مرسوم در کشور آذربایجان را در میدان نفتی درود شبیه سازی نموده و پس از تبیین مسأله بهینه سازی، مسیر بهینه تولید از دیدگاه طرفین قرارداد را برآورد و با تولید قراردادیِ قرارداد بیع متقابل منعقد شده در آن میدان نفتی مقایسه می گردد روش مورد استفاده برای حل مسأله بهینه سازی روش گرادیان کاهشی تعمیم یافته می باشد. نتایج نشان می دهد: که مسیر تولید قراردادی مندرج در قرارداد بیع متقابل، منعقد شده در میدان نفتی درود، بالاتر از  مسیر بهینه تولید مد نظر هر دو طرف قرارداد مشارکت در تولید بوده و این مساله ناشی از تمایل زیاد شرکت اِلف فرانسه برای بازپرداخت سریع هزینه های سرمایه ای و حق-الزحمه در کوتاه ترین زمان ممکن، می باشد از طرفی دیگر میزان تزریق گاز سالیانه که در قرارداد بیع متقابل میدان نفتی درود مصوب گردیده کمتر از میزان مطلوب شرکت جوینت ونچر در حالت قرارداد مشارکت در تولیدآذربایجان  می باشد و این مسأله حاکی از نزدیکتر بودن قرارداد مشارکت در تولید به تولید صیانتی در مقایسه با قرارداد بیع-متقابل، می باشد. ضمناً اتکا به یک شاخص ارزیابی (همچون میزان سهم بری دولت میزبان یا فاکتورR ) برای ارزیابی یا مقایسه قراردادها می تواند گمراه کننده باشد.

هدف اصلی این مقاله ارائه و شبیه سازی عددی سیستم پویای قیمت انرژی- عرضه انرژی- رشد اقتصادی ایران به منظور تحلیل مقایسه ای استراتژی های کاهش شدت انرژی است. در این راستا، یک سیستم معادلات دیفرانسیل غیرخطی طراحی و با به کارگیری داده های کل تولید داخلی انرژی، تولید ناخالص داخلی بدون نفت و شاخص قیمت انرژی طی دوره ۹۳-۱۳۷۱ ، پارامترهای سیستم با استفاده از الگوریتم بهینه سازی نهنگ برآورد شدند. سپس براساس سیستم مورد اشاره چهار استراتژی (اکتشاف و توسعه انرژی های نو و افزایش واردات انرژی، حرکت به سمت بازار خود تعدیل شونده، تغییر ساختار صنعتی و اتخاذ سیاست های تولید و قیمت انرژی) بررسی شد. نتایج نشان می دهد که سه استراتژی نخست، بازار انرژی را تثبیت می کنند، اما استراتژی چهارم به قرار گرفتن سیستم در حالت شوک سیکلی منجر خواهد شد. در این مقاله اثرات قدرت کنترل های مختلف تحت استراتژی های انفرادی و ترکیبی بر شدت انرژی نیز بررسی شد. نتایج نشان می دهد که تحت یک قدرت کنترل منطقی، استراتژی ها شدت انرژی را کاهش می دهند، اما  افزایش نسنجیده قدرت کنترل، نتیجه معکوس خواهد داد. در رابطه با وضعیت به ثبات رسیدن شدت انرژی تحت این استراتژی ها، کمترین شدت انرژی توسط استراتژی سوم و کمترین زمان به ثبات رسیدن شدت انرژی تحت استراتژی دوم حاصل می شود. نکته مهم اینکه -هم از نظر ثبات و هم از نظر کاهش شدت انرژی- به کارگیری استراتژی جامع (ترکیب سه استراتژی) بهتر از استراتژی های انفرادی است. بنابراین، توصیه می شود جهت کاهش شدت انرژی کشور بجای به کارگیری سخت گیرانه و نسنجیده یک استراتژی از استراتژی های جامع یا استراتژی های انفرادی با قدرت کنترل های معقول استفاده شود.

بخش تأمین تجهیزات مورد استفاده در بالادستی صنعت نفت کشور، یکی از مهمترین بخش های این صنعت است که کماکان وابستگی قابل توجهی به خارج دارد. موارد متعددی برای تشریح اهمیت ساخت داخلی تجهیزات نفتی در ایران وجود دارد که تقویت امنیت ملی، انتقال و توسعه فناوری، رشد درون زای اقتصاد ملی و توسعه بازارهای صادراتی از آن جمله هستند. ضمن اینکه توسعه صنعت ساخت تجهیزات نفتی در بخش بالادستی با سیاست های کلی کشور همراستا می باشد. با بررسی سوابق تاریخی نیز ملاحظه می شود از بدو اعطای امتیازنامه ها و انعقاد قراردادهای نفتی با شرکت های خارجی، لزوم به کارگیری و توانمندسازی نیروی کار داخلی و تأمین حداکثری تجهیزات صنعت نفت توسط بخش های مرتبط در کشور، مورد توجه مقامات نفت و تأکید قانونگذار بوده است. در این مطالعه از ملاحظات اقتصادی و حقوقی ساخت داخل تجهیزات صنعت نفت به عنوان چارچوبی برای بررسی قرارداد جدید نفتی ایران موسوم به IPC استفاده شده است. ارزیابی این قراردادها در چارچوب مذکور نشان می دهد که انتقال فناوری در پرتو تأمین نیازهای فناورانه صنعت ساخت تجهیزات نفتی و توانمندسازی سازندگان داخلی تا سطح رعایت اصول اقتصادی بنگاه داری، در قالب قراردادهای جدید نفتی میسر نشده و با اشکالات غیرقابل اصلاحی از جمله انتظار نادرست تأمین نیازهای فناورانه این صنعت از شرکت های نفتی بین المللی و ناکارایی این الگوی قراردادی در ارتقای سطح فناوری تولیدکنندگان داخلی تجهیزات هدف مواجه است.

توسعه گازرسانی در راستای سیاست جایگزینی گازطبیعی با سایر سوختهای فسیلی و آزادسازی قیمت گازطبیعی به عنوان یک سیاست قیمتی در جهت بهینهسازی مصرف ضرورت مطالعه تابآوری سیستم توزیع گازطبیعی را بیش از پیش محسوس مینماید. هدف از این پژوهش، بررسی اثر آزادسازی قیمت گازطبیعی بر سیستم گازرسانی در ایران است. ابتدا نمای لیاپانوف بر اساس مصارف گازطبیعی در بخش خانگی در طی دوره 1384 تا 1396 بصورت فصلی محاسبه میگردد. سپس با استفاده از رویکرد خودرگرسیون برداری((VAR و با بهکارگیری روش هم انباشتگی جوهانسن- یوسلیوس و الگوی تصحیح خطای برداری (VECM) به بررسی روابط بین قیمت گازطبیعی با تابآوری سیستم توزیع گاز ایران پرداخته میشود. بر اساس تابع عکسالعمل آنی(IRFs) تکانه ناشی از قیمت واقعی گازطبیعی به متغیر نمای لیاپانوف بعنوان شاخص تابآوری سیستم توزیع گازطبیعی، نشان میدهد که در کوتاهمدت نمای لیاپانوف کاهش و سپس افزایش و اثر آن در بلندمدت ثابت میماند. نتایج تجزیه واریانس(VDCs) نشان میدهد قیمت گازطبیعی، در کوتاهمدت سهم بیشتری را در توضیحدهی خطای پیشبینی نمای لیاپانوف دارد، اما در بلندمدت سهم آن کاهش مییابد. براساس نتایج مدل برآوردی(VECM)، هرچند قبل از اجرای قانون هدفمندی یارانهها، قیمت گازطبیعی بر تابآوری سیستم گازرسانی اثر مثبت داشته است، لیکن بعد از اجرای قانون هدفمندی یارانهها، منجر به کاهش تابآوری سیستم گازرسانی شده است.

تلاش های کشورهای واردکننده نفت در زمینه سرمایه گذاری جهت انتقال از سوخت های فسیلی به غیر فسیلی و امکان پذیری بهره برداری تجاری از ذخایر نفت و گاز غیرمتعارف، امنیت تقاضای نفت خام کشورهای صادرکننده را می تواند با خطر جدی مواجه کند. در این مطالعه با محاسبه شاخص ریسک تقاضای صادرات نفت خام از کشورهای عضو اوپک طی سال های 2014-2000 به بررسی رابطه این متغیر و قیمت نفت با سرمایه گذاری در بخش بالادستی صنعت نفت این کشورها طی سال های (2012-2000) با استفاده از مدل داده های تابلویی با اثرات تصادفی  پرداخته شده است. نتایج نشان می دهد که اثر شاخص ریسک تقاضای صادرات نفت بر سرمایه گذاری در بخش بالادستی صنعت نفت منفی بوده و این اثر معنا دار می باشد. لذا با توجه به مقدار ضریب شاخص ریسک تقاضای صادرات نفت، می توان نتیجه گرفت که یک درصد تغییر در مقدار ریسک تقاضای صادرات نفت، 51/0 درصد سرمایه گذاری در بخش بالادستی صنعت نفت در جهت مخالف آن تغییر می کند. همچنین اثر قیمت نفت بر سرمایه گذاری در بخش بالادستی صنعت نفت مثبت است، به گونه ای که یک درصد تغییر در قیمت نفت، 12/1 درصد سرمایه گذاری در بخش بالادستی صنعت نفت را در همان جهت تغییر می دهد.

در این پژوهش سعی شده تا با استفاده از ترکیب روش های گارچ، خودرگرسیون برداری و تحلیل گراف، میزان تاثیرگذاری و تاثیرپذیری نوسانات دائمی و موقت نفت برنت، طلا، ارز، شاخص صنایع پتروشیمی و نفتی و شاخص بورس اوراق بهادار تهران مورد تجزیه و تحلیل قرار گیرد. نتایج بدست آمده نشان می دهد نوسانات زودگذر قیمت نفت برنت، صنایع نفتی و صنایع پتروشیمی به ترتیب بیشترین اثرسرریز را دارا هستند. بنابراین، در کوتاه مدت این نوسانات قیمت نفت و شاخص سهام صنایع مرتبط با آن هستند که بیشترین تاثیر را بر نوسانات بازار سهام، ارز و طلا در ایران دارند. براساس داده های روزانه و هفتگی، به ترتیب نوسانات دائمی طلاو شاخص بورس اوراق بهادار تهران بیشترین تاثیرپذیری و تاثیرگذاری را بر نوسانات سایر متغیرها خواهند داشت. به علاوه، بر اساس داده های روزانه، نوسانات زودگذر شاخص فرآورده های نفتی، نرخ ارز و طلا با توجه به معیارهای ارائه شده دارای بیشترین اهمیت می باشند. In this study, we employed the CGARCH model, the vector auto-regression and graph analysis, to analyze permanent and temporary fluctuations of Brent oil, gold, currency, petrochemical and petroleum industries index and Tehran stock exchange index. Data of this study includes the daily and weekly observations of the above variables from 2008 to 2018. The results showed that the fluctuations of Brent oil prices, oil and petrochemical industries were the most affected. Therefore, in the short term, these fluctuations in oil and related industries have the greatest impact on fluctuations in the stock market, currency and gold in Iran. However, according to daily and weekly data, permanent gold fluctuations and Tehran Stock Exchange index have the most impact on the volatility of other variables. In addition, based on daily data, the fluctuations of the oil products index, exchange rate and gold are the most important given the criteria presented.

روند صعودی مصرف گاز طبیعی در اثر توسعه گازرسانی طی سال های اخیر، ضرورت مطالعه تاب آوری سیستم توزیع گاز طبیعی را بیش از پیش محسوس می نماید. هدف از این پژوهش، بررسی اثر آزادسازی قیمت گاز طبیعی در چارچوب اجرای قانون هدفمندی یارانه ها، بر تاب آوری سیستم گازرسانی در ایران است. برای سنجش تاب آوری سیستم توزیع گاز طبیعی، در مرحله نخست، بزرگ ترین نمای لیاپانوف با استفاده از روش روزن اشتاین، بر اساس مصرف گاز طبیعی در بخش خانگی طی دوره 1384 تا 1396 محاسبه می گردد. در مرحله بعد با به کارگیری روش هم انباشتگی یوهانسن - یوسلیوس و مدل تصحیح خطای برداری (VECM) روابط بین قیمت گاز طبیعی با تاب آوری سیستم گازرسانی ایران مورد بررسی قرار می گیرد. براساس نتایج مدل، هرچند قبل از اجرای قانون هدفمندی یارانه ها، قیمت گاز طبیعی بر تاب آوری سیستم گازرسانی اثر مثبت داشته است، لیکن بعد از اجرای قانون هدفمندی یارانه ها، منجر به کاهش آن شده است. که این امر می تواند ناشی از کاهش قیمت واقعی گاز طبیعی در اثر تورم و افزایش شدید نرخ ارز در سال های بعد از اجرایی شدن قانون هدفمندی یارانه ها باشد.

در مدل رشد محدود شده تراز پرداخت ها، متغیرهای تقاضا از جمله صادرات و واردات حد رشد اقتصادی در بلندمدت را تعیین می کنند. با توجه به نقش صادرات نفت و منابع ارزی ناشی از آن در اقتصادکشورهای تولیدکننده نفت، کاربرد و مقایسه نتایج حاصل از فرم های پایه و گسترده مدل تیروال در کشورهای در حال توسعه نفتی هدف این مطالعه است. برای این منظور،دو گروه کشورهای در حال توسعه نفتی با توجه به متوسط تولید روزانه نفت در نظر گرفته شده اند؛ گروه اول، شامل کشورهای ایران، عربستان، ونزوئلا و مکزیک و در گروه دوم، شامل کشورهای مصر، الجزایر، نیجریه و اندونزی می شود. کشش های درآمدی و قیمتی واردات و صادرات و وجود هم انباشتگی با استفاده از مدل ARDL و آزمون کرانه های پسران و شین، همچنین محاسبه کشش ها با روش کالمن فیلتر مورد بررسی قرار گرفت. سپس رشد محدود شده در فرم های مختلف برای دوره های همپوش 10 ساله در دوره زمانی 2016-1960 محاسبه و درنهایت اعتبار قانون تیروال آزمون شده است. نتایج بیانگر عدم تایید قانون تیروال در اغلب کشورهای در حال توسعه است. کمتر بودن رشد واقعی از رشد محدود شده تراز پرداخت ها در اقتصادهایی از جمله ایران را می توان به عواملی مانند نرخ پایین تر رشد جریان ورودی سرمایه نسبت به نرخ رشد حجم صادرات و اثر مثبت درآمد خارجی بر رشد محدود شده تراز پرداخت ها نسبت داد. این نتیجه که وضعیت تراز پرداخت ها محدودکننده رشد اقتصادی ایران نبوده است، تاییدی بر این دیدگاه است که بهبود رشد اقتصادی ایران در بلندمدت منوط به بهبود وضعیت طرف عرضه است.

  هدف تحقیق بررسی عدم تقارن تکانه های قیمت نفت بر رشد اقتصادی در دو گروه  کشورهای منتخب صادره کننده نفت (OPEC) و وارد کننده نفت (OECD) در بازه زمانی 2015-1961 با استفاده از الگوی تابلویی پویا و به روش GMM است. برازش الگو در هر دو گروه کشورها نشان داد که اثر تکانه های قیمت نفت نامتقارن است. در کشورهای اوپک( OPEC ) و OECD به ترتیب قیمت نفت بر رشد اقتصادی آن ها اثر مثبت و منفی دارد. اثر متقاطع  سرمایه گذاری و قیمت نفت بر رشد اقتصادی در هر دو گروه کشورها منفی و اثر سرمایه گذاری و رشد جمعیت بر رشد اقتصادی در هر گروه مثبت است. اثر تکانه های (افزایش و کاهش) قیمت نفت بر رشد اقتصادی در گروه کشورهای OPEC مثبت است، اما اثر تکانه های مثبت در مقایسه با تکانه های منفی بر رشد اقتصادی بزرگ تر می باشد. اثر تکانه های افزایش و کاهش قیمت نفت بر رشد اقتصادی کشورهای OECD به ترتیب منفی و مثبت است. The aim of research is to study the asymmetry of oil price shocks on economic growth in the two groups of Petroleum Exporting Countries (OPEC) and oil importer (OECD) in the period 1961-2015 with using dynamic panel model and the GMM method. Fitting the pattern, in both countries showed that the effect of oil price shocks is asymmetric. In both countries, OPEC and OECD, respectively, the effect of oil prices on economic growth is positive and negative. The effect of cross-investment and oil prices , population growth and investment on economic growth in both countries ,respectively is negative and positive. The effect of shocks (rising and falling) oil prices on economic growth in OPEC countries is positive. But the effect of the positive shocks , is greater than negative shocks on economic growth. The shocks effect of the rise and fall of oil prices on economic growth in OECD countries, respectively, is negative and positive.   Keywords: Dynamic Panel, Economic Growth, Investment, Oil.GMM Classification JEL : O47، C13، C52, B41  

در این مطالعه برآوردِ مسیر بهینه تولید از میدان نفتی یادآوران و عملیات حفاری آن که به دلیل مجاورت با کشور عراق از اهمیت ویژه ای برخوردار است، با استفاده از داده های واقعی میدان و به وسیله الگوریتم SQP توسط نرم افزار متلب بررسی شده است. ابتدا تابع هدف، قیود هر مدل قراردادی، و هزینه تعریف شده و بر پایه داده های میدان بیان شده اند. برای تابع هدف، قیمت نفت بر اساس سناریوی قیمتی مرجع و با تکیه بر پیش بینی اداره اطلاعات انرژی آمریکا (EIA) تعین شده است. تابع هزینه نیز بر اساس مدل کائو و همکاران (2009) تعریف شده با استناد به داده های میدان و نیز اطلاعات تاریخی میدان (دوره توسعه فاز یک) با هدف کاربستِ آن برای میدان یادآوران تعدیل شده است. در نهایت مدل های قراردادی تصریح شده به وسیله الگوریتم SQP توسط نرم افزار متلب حل گردید. نتایج مطالعه نشان می دهد که کارآمدترین قراردادهای نفتی قراردادهای نفتی ایران با کف هزینه سرمایه ای کم و بدون هیچ محدودیت تعداد چاه های حفرشده است. در این پژوهش اثبات گردید که قرارداد بیع متقابل با سقف هزینه سرمایه ای غیر مناسب با ضریب بازیافت میدان کمترین کارآمدی را ثبت کرده است. همچنین اضافه نمودنِ قید تعداد چاه های حفرشده بیش از حد مناسب به کارآمدی قرارداد نفتی ایران لطمه می زند. تعیین کف هزینه سرمایه ای بالا نیز باعث می شود که کارآمدی قراداد نفتی ایران کاهش یابد. به هرحال قرارداد نفتی ایران می تواند جایگزین مناسبی برای قرارداد بیع متقابل باشد.

پیشرفت های اخیر در تولید و انتقال LNG این امکان را فراهم ساخته است که صادرات گاز طبیعی به صورت LNG از اهمیت بسزایی در تجارت جهانی گاز در آینده برخوردار باشد. در این مقاله، با بررسی ساختار هزینه حمل LNG و الگوی جغرافیایی تجارت جهانی آن، ماتریس هزینه حمل LNG از کشورهای منتخب صادرکننده عضو مجمع به کشورهای منتخب واردکننده LNG مدون شده است. به کمک این ماتریس، همکاری کشورهای منتخب عضو مجمع در صادرات LNG با رویکرد بازی های همکارانه به عنوان یک مطالعه موردی بررسی و، ضمن بیان ائتلاف های ممکن، توابع مشخصه و صرفه جویی های حاصل از ائتلاف محاسبه شده است. تخصیص عقلایی پایدار بر مبنای هسته بازی و تخصیص مازاد صرفه جویی بر اساس ارزش های شپلی برای عمومی ترین ائتلاف ممکن بین کشورهای منتخب نیز محاسبه شده است. این پژوهش را می توان نخستین کوششی دانست که در آن، با استفاده از آمارهای واقعی، همکاری کشورهای منتخب مجمع در تجارت LNG با رویکرد نظریه بازی های همکارانه بررسی شده است، از این رو، می توان از آن برای توصیه های سیاستی استفاده نمود.

سوال اصلی(یا هدف اصلی): بازار گاز طبیعی در جهان در چهاردهه اخیر به طور مداوم گسترش یافته و از سوی دیگر ایران به واسطه برخورداری از دومین ذخایر گازی جهان می تواند از بازیگران کلیدی این بازار باشد. هدف اصلی این پژوهش مطالعه و مقایسه روش های مختلف صادرات گاز جمهوری اسلامی ایران با عنایت به اقتضائات کشور در ابتدای دهه 1400 و تغییرات رخ داده در فضای اقتصادی کشور در طول دهه 1390 از جمله تشدید تحریم ها است. لذا سوال اصلی این پژوهش آن است که: کدام یک از روش های مرسوم برای صادرات گاز، برای جمهوری اسلامی ایران در ابتدای دهه 1400 از منظر معیارهای تخصصی حوزه بالاترین اولویت را دارد؟ روش پژوهش: در این پژوهش پس از مطالعه منابع و اسناد کتابخانه ای و یافتن مدل مفهومی و روش های متفاوت صادرات گاز طبیعی در جهان، از فرآیند تحلیل سلسله مراتبی برای رتبه بندی نتایج حاصله استفاده شده است. یافته ها: نتایج نشان می دهد با در نظر گرفتن معیارهای در دسترس بودن زیرساخت ها، وجود منابع سرمایه ای، وجود نهادهای نرم، و وابستگی به روابط سیاسی؛ گزینه های تبدیل گاز طبیعی به محصولات پتروشیمی و سپس برق بالاترین اولویت را دارند.

در این مقاله تلاش شده است که با استفاده از مدل های تصادفی با فرم کاهنده قیمت های نقدی فوب گاز طبیعی در هاب فرضی شمال غرب ایران شبیه سازی شود. با توجه به تمایل کشورهای اروپایی برای خرید گاز طبیعی بر اساس قراردادهای کوتاه مدت در سال های آینده شاهد تغییر جهت عقد قراردادهای گاز به سمت قراردادهای نقدی خواهیم بود. قطع چندین باره جریان صادراتی گاز طبیعی روسیه به اروپا از سال 2006 موقعیت ویژه ایی را برای صادرات گاز ایران رقم زده است. به همین دلیل فروش نقدی گاز خود مشوقی برای نفوذ به بازار اروپا است. مدل مورد استفاده در این مقاله مدل دو عاملی شوارتز اسمیت است که با استفاده از آن دامنه قیمت های تصادفی گاز طبیعی برای دامنه تغییر قیمت نفت خام 35 الی 100 دلار به ازای هر بشکه محاسبه شده است. در این مقاله ابتدا قیمت سیف در بازار اروپا بر اساس متوسط شش هاب اصلی گاز طبیعی شبیه سازی شده است و سپس با محاسبه هزینه انتقال گاز از مرز ایران به اروپا (گزینه بهینه) و با استفاده از روش های اقتصاد مهندسی استخراج و سپس از روش خالص برگشتی به شبیه سازی متوسط قیمت نقدی فوب پرداخته شده است. بر اساس نتایج این مطالعه دامنه قیمت نقدی فوب گاز طبیعی در هاب فرضی ایران بین 232 الی 335 دلار در هر هزار مترمکعب تغییر خواهد کرد. با مقایسه نتایج شبیه سازی قیمت های نقدی با قیمت در قراردادهای بلندمدت (وابسته به قیمت نفت) تفاوت چندانی در درآمد حاصل از صادرات گاز ایران دیده نمی شود در همین حال ایران قادر است با افزایش انعطاف پذیری در تجارت گاز از ترانزیت گاز طبیعی کشورهای همسایه و علاقمند به صادرات گاز به اروپا نیز بهره ببرد. بالطبع تشکیل هاب گازی می تواند به عنوان یک کانون قیمت گذاری برای تمام خریداران (داخلی و خارجی) مورد استفاده قرار گیرد و پیش زمینه ائی برای آزاد سازی گاز طبیعی در بازار داخلی ایران باشد.