پژوهشنامه اقتصاد انرژی ایران(اقتصاد محیط زیست و انرژی)

تقاضای روزافزون سوخت های فسیلی در کنار آلودگی های محیطی تولید شده از مصرف آنها، استفاده بهینه از این سوخت ها را ضروری می کند. در فصول سرد، مصرف گاز طبیعی افزایش می یابد و نیروگاه های کشور جهت تأمین برق به جانشینی سوخت مصرفی خود اقدام می کنند. این تحقیق جانشینی بین سوخت های مصرفی را جهت تولید برق در شش شرکت برق منطقه ای منتخب، طی سال های 1395 1386 مورد ارزیابی قرار داده است. معادلات سهم هزینه ای سوخت های متعارف در تولید برق با استفاده از برآوردگر معادلات رگرسیونی به ظاهر نامرتبط (SURE) برآورد شده اند. با استفاده از نتایج حاصل از برآورد، معادلات کشش های جانشینی متقاطع وخودی قیمتی انواع سوخت های مصرفی محاسبه شده اند. طبق نتیجه محاسبات، همه کشش های خودی قیمتی، منفی و همه کشش های متقاطع قیمتی، مثبت می باشند. کشش جانشینی بین گاز طبیعی و گازوئیل 56/1 و کشش جانشینی بین گاز طبیعی و مازوت 3/1 بدست آمده است. همچنین با استفاده از کشش های محاسبه شده، جایگزینی بین سوخت ها با هدف کاهش انتشار2CO وکاربردی سازی نتایج انجام شده و نشان داده است که جایگزینی مازوت با گاز طبیعی منجر به کاهش انتشار2CO می شود اما جایگزینی گازوئیل با گاز طبیعی انتشار2CO را افزایش می دهد.

انرژی الکتریکی یکی از عوامل ضروری برای توسعه اقتصادی در کشورهاست. از سویی دیگر مصرف روزافزون انرژی های پایانپذیر مانند سوخت های فسیلی برای تولید انرژی الکتریکی، خطر پایان یافتن آنها را در آیندهای نزدیک تر رغم میزند. همچنین مصرف سوخت های فسیلی، یکی از مهم ترین عوامل ایجاد آلودگی های زیست محیطی و تغییرات آب و هوایی هستند. بنابراین استفاده بهینه از انرژی در فرآیند توسعه اقتصادی همواره به عنوان یک هدف مهم در توسعه پایدار مد نظر بوده است. در این تحقیق به طراحی یک اقتصاد باز کوچک با لحاظ ساختاری برای بازار برق آن در قالب مدل های تعادل عمومی پویای تصادفی پرداخته شده است و در آن چهار بخش اصلی شامل خانوار، تولید، دولت و تجارت خارجی، در نظر گرفته شده و اثرات پویای شوک های موجود در اقتصاد بر روی متغیرهای کلان اقتصادی مورد بررسی قرار گرفته است. نتایج حاصل از شبیه سازی و تجزیه و تحلیل توابع عکس العمل آنی مدل، بیانگر آن است که شوک بهره وری تولید در صنعت برق اثرات معنی داری بر متغیرهای کلان اقتصادی بر جای می گذارد و تعدیل اثر این شوک در بلندمدت صورت می گیرد. در ضمن، مکانیزم اثرگذاری شوک ترجیحات مصرف کننده کاملاً متفاوت و حتی تعدیل اثر این شوک بر روی برخی از متغیرهای کلان اقتصادی در دوره زمانی طولانی تری نسبت به شوک های دیگر رخ می دهد.

در این پژوهش به تجزیه و تحلیل کمّی و مقایسه ای شبکه پویای تجارت بین الملل نفت خام ایران با استفاده از روش ارتباط شبکه دایبولد - ایلماز و همچنین تأثیر نامتقارن کوتاه مدت و بلندمدت افزایش و کاهش عوامل کلیدی پیشران و موانع گسترش جریان تجارت نفت خام از طریق رابطه جاذبه و با استفاده از الگوی رگرسیون خودبازگشت با وقفه های توزیعی تابلویی غیر خطی در دوره زمانی (2017-1980) پرداخته شده است. نتایج حاکی از پویایی سرریز تلاطم جریان تجارت نفت خام ایران در طول دوره زمانی مورد بررسی می باشد. به علاوه جریان تجارت نفت خام کشور ایران دارای تأثیرگذاری خالص (انتقال دهنده شوک) بر کشورهای منطقه خاورمیانه و تأثیرپذیری خالص (انتقال گیرنده شوک) به ترتیب از جریان تجارت نفت خام کشورهای مناطق آمریکا، اروپای شرقی- اوراسیا، آفریقا، اروپای غربی و آسیا پاسیفیک می باشد. بر این اساس تمرکز بر الگوی تجارت مجزای منطقه ای و اتخاذ سیاست های تبعیضی تجارت خارجی توسط ایران، احتمالاً نمی تواند مانع از کاهش تاب آوری اقتصاد ایران از تلاطم شبکه تجارت بین المللی نفت خام گردد. همچنین نتایج نشان دهنده رفتار نامتقارن جریان تجارت دوجانبه نفت خام ایران در برابر افزایش و کاهش متغیرهای تولید ناخالص داخلی کشورهای صادرکننده و واردکننده نفت خام و هزینه حمل و نقل بین المللی نفت خام در کوتاه مدت و بلندمدت می باشد که می تواند در شناسایی عوامل مؤثر بر انتقال تلاطم به منظور تنظیم و تعدیل سطح تجارت نفت خام مؤثر باشد. بنابراین به نظر می رسد با توجه به درجه بالای ادغام در شبکه تجارت بین الملل نفت خام ایران، اولویت رفتار همکاری تجاری بر رفتار رقابتی در تجارت نفت خام ایران و پاسخگویی مناسب به نوسانات و شوک بازار در طول زمان (مدیریت ریسک) در برنامه های اقتصادی کشور ضروری باشد.

بهبود کارایی انرژی به عنوان یکی از مهم ترین ابزارهای مدیریت تقاضای انرژی، پدیده ای تحت عنوان اثر بازگشتی را به دنبال دارد که باعث می شود میزان صرفه جویی انرژی تحقق یافته ناشی از بهبود کارایی انرژی برابر میزان مورد انتظار نباشد. در این پژوهش با استفاده از رویکرد داده ستانده مبتنی بر تحلیل تجزیه ساختاری به تجزیه تغییرات مصرف حامل های برق، گاز طبیعی و فرآورده های نفتی براساس تغییرات تقاضای نهایی و پیشرفت تکنولوژی درقالب تغییرات کارایی انرژی و تغییرات تقاضای واسطه ای در طی سال های 1380 1390 پرداخته شده است. سپس با بررسی اینکه در کدامیک از بخش های اقتصادی بهبود کارایی انرژی صورت گرفته است، اثر بازگشتی مصرف هریک از حامل های انرژی در بخش های مذکور محاسبه شده است. نتایج این پژوهش نشان می دهد که حامل های برق، گاز طبیعی و فرآورده های نفتی از 24 بخش اقتصادی مورد مطالعه به ترتیب در 11، 4 و 20 بخش اقتصادی، بهبود کارایی انرژی ناشی از پیشرفت تکنولوژی را تجربه کرده اند که بخش های «ساخت فلزات اساسی»، «برق» و «ساخت محصولات کانی غیرفلزی» به ترتیب در ارتباط با این حامل ها بیشترین میزان کاهش مصرف انرژی را داشته اند و بخش های «پست و خدمات پشتیبانی حمل و نقل» با 62/93 درصد، «ساخت کک و فرآورده های حاصل از تصفیه نفت و سوخت های هسته ای» با 72/146 درصد و «ساخت مواد شیمیایی و محصولات شیمیایی» با 33/86 درصد بیشترین میزان اثر بازگشتی در مصرف برق، گاز طبیعی و فرآورده های نفتی را داشته اند. همچنین درنظرگرفتن مبادلات واسطه ای بین بخشی و درون بخشی، میزان اثر بازگشتی را در تمامی بخش ها افزایش می دهد.

با توجه به نقش بازار انرژی به ویژه نفت بر اقتصاد کشورها، شناخت تحولات آتی این بازار دارای اهمیت است. در همین راستا، پیش بینی تحولات حدی متغیر قیمت نفت برای تصمیم گیران و سیاست گذاران دارای اهمیتی دو چندان می باشد. هدف این مطالعه، بررسی حداکثر تغییرات قیمت سبد نفت اوپک با استفاده از مفهوم ارزش در معرض ریسک[1]است. برای محاسبه این معیار از مدل های خانواده GARCH مبتنی بر توزیع نرمال و فرین استفاده شده که انتظار می رود تمرکز بر توزیع فرین در پیش بینی ارزش در معرض خطر به ویژه در مواجه با وقایع حدی، نتایج واقع بینانه تری داشته باشد. نتایج پس آزمایی[2] مدل ها، نشان داده که مدل ARMA-GARCH-EVT در مقایسه با سایر موارد، پیش بینی بهتری ارائه نموده است.

قرارداد توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی به کنسرسیومی از شرکت های توتال فرانسه با سهم 1/50 درصد، CNPC چین با 30 درصد و شرکت پتروپارس ایران با 9/19 درصد در تیرماه سال 1396 واگذار گردید. در این پژوهش با طراحی مدلی جامع و دقیق، تمامی ابعاد قرارداد مذکور اعم از ملاحظات فنی، پروفایل تولید، قیمت گاز، هزینه های پروژه، درآمدهای پروژه با درنظر گرفتن مؤلفه های مالی و اقتصادی قرارداد توسعه میدان و سایر موارد به صورت پویا، مورد ارزیابی اقتصادی و مالی قرار گرفته است و در نهایت با توجه به نتایج به دست آمده پیشنهادات اجرایی جهت بهبود رژیم مالی قرارداد ارائه شده است. طبق نتایج به دست آمده رژیم مالی این قرارداد اصطلاحاً بازگشتی یا رگرسیو است و افزایش یا کاهش درآمد میدان تأثیری بر سودآوری پیمانکار ندارد. مهم ترین ایراد وارد بر این قرارداد، نحوه قیمت گذاری گاز تولیدی است که باعث ایجاد قیمت کاذب و به دنبال آن سودآوری کاذب پروژه و پایین جلوه دادن دریافتی پیمانکار و ایجاد تعهد ضمنی برای بازپرداخت مطالبات پیمانکار از محل عواید سایر میادین هیدروکربوری کشور در صورت کاهش قیمت نفت و میعانات گازی، می گردد. نتایج به دست آمده حاکی از آن است که در قیمت گذاری گاز غنی، در صورت اعمال قیمت واقع بینانه برای گاز تولیدی، دریافتی پیمانکار خارجی در حالت تنزیل شده، از 6 درصد به 27 درصد افزایش یافته و در طرف مقابل دریافتی دولت نیز از 92 درصد به 67 درصد کاهش خواهد یافت.