مطالعات اقتصادی مرتبط با حاملهای انرژی (فسیلی، تجدیدپذیر و برق)
محمد شیریجیان؛ علی طاهری فرد
چکیده
در این مطالعه الگوی تولید بهینه نفت از میدان نفتی فروزان با استفاده از روش کنترل بهینه گرادیان کاهشی تعمیمیافته (GRG) در چارچوب قرارداد بیع متقابل در قالب یک سناریو و در چارچوب قرارداد مشارکت در تولید برحسب مقادیر مختلف نسبت مالی نفت فایده در قالب سه سناریو استخراج و با یکدیگر مقایسه میشوند. از مقایسه مسیر بهینه تولید نفت از میدان ...
بیشتر
در این مطالعه الگوی تولید بهینه نفت از میدان نفتی فروزان با استفاده از روش کنترل بهینه گرادیان کاهشی تعمیمیافته (GRG) در چارچوب قرارداد بیع متقابل در قالب یک سناریو و در چارچوب قرارداد مشارکت در تولید برحسب مقادیر مختلف نسبت مالی نفت فایده در قالب سه سناریو استخراج و با یکدیگر مقایسه میشوند. از مقایسه مسیر بهینه تولید نفت از میدان مذکور در چارچوب این دو قرارداد نتیجه گرفته میشود با افزایش نسبت نفت فایده و متعاقباً افزایش سهم پیمانکار (یا شرکت نفت خارجی) بهعنوان طرف بهرهبردار قرارداد مشارکت در تولید، سطح تولید سالانه و تولید انباشتی بهینه از میدان فروزان افزایش مییابد و با افزایش نسبت نامبرده از یک مقدار آستانهای، حتی بالاتر از سطح تولید سالانه و انباشتی بهینه قرارداد بیع متقابل قرار میگیرد.
حسین ویسی؛ حامد صاحب هنر؛ فریدون اسعدی؛ مصطفی پورکاوه دهکردی؛ علی طاهری فرد
چکیده
قرارداد توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی به کنسرسیومی از شرکتهای 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، هزینههای پروژه، درآمدهای پروژه با درنظر گرفتن مؤلفههای ...
بیشتر
قرارداد توسعه فاز ۱۱ پارس جنوبی به کنسرسیومی از شرکتهای 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، هزینههای پروژه، درآمدهای پروژه با درنظر گرفتن مؤلفههای مالی و اقتصادی قرارداد توسعه میدان و سایر موارد بهصورت 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. مهمترین ایراد وارد بر این قرارداد، نحوه قیمتگذاری 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، میگردد. نتایج به دست آمده حاکی از آن است که در قیمتگذاری 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.
مرتضی خورسندی؛ عاطفه تکلیف؛ علی فریدزاد؛ علی طاهری فرد؛ علی صابری
چکیده
یکی از مسائلی که با چالش همراه بوده و در مورد آن اختلاف نظر وجود دارد انتخاب نوع قرارداد نفتی برای سرمایهگذاری در بخش صنایع بالادستی نفتی میباشد که میتوان 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 شبیهسازی نموده ...
بیشتر
یکی از مسائلی که با چالش همراه بوده و در مورد آن اختلاف نظر وجود دارد انتخاب نوع قرارداد نفتی برای سرمایهگذاری در بخش صنایع بالادستی نفتی میباشد که میتوان 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 شبیهسازی نموده و پس از تبیین مسأله بهینهسازی، مسیر بهینه تولید از دیدگاه طرفین قرارداد را برآورد و با تولید قراردادیِ قرارداد بیعمتقابل منعقد شده در آن میدان نفتی مقایسه میگردد روش مورد استفاده برای حل مسأله بهینه سازی روش گرادیان کاهشی تعمیم یافته میباشد. نتایج نشان میدهد: که مسیر تولید قراردادی مندرج در قرارداد بیعمتقابل، 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 هزینههای سرمایهای و حق-الزحمه در کوتاهترین زمان ممکن، میباشد 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 میباشد و این مسأله حاکی از نزدیکتر بودن قرارداد مشارکت در تولید به تولیدِ صیانتی در مقایسه با قرارداد بیع-متقابل، میباشد. ضمناً اتکا به یک شاخص ارزیابی (همچون میزان سهمبری دولت میزبان یا فاکتورR ) برای ارزیابی یا مقایسه قراردادها میتواند گمراهکننده باشد.
هادی دیباوند؛ علی طاهری فرد؛ علی فریدزاد؛ عاطفه تکلیف؛ محمد مهدی بحرالعلوم
چکیده
قرارداد جدید نفتی ایران نسل جدیدی از قرارداد خدمت است که تلاش شده تا مهمترین ایرادات موجود در مدل بیعمتقابل را برطرف سازد. در این مدل قراردادی مولفههائی برای ایجاد جذابیت بیشتر نسبت به مدل بیعمتقابل گنجانده شده تا انگیزه پیمانکاران افزوده شود. در این پژوهش تفاوتهای دو مدل قراردادی یادشده از منظر توزیع منافع ناشی از استخراج ...
بیشتر
قرارداد جدید نفتی ایران نسل جدیدی از قرارداد خدمت است که تلاش شده تا مهمترین ایرادات موجود در مدل بیعمتقابل را برطرف سازد. در این مدل قراردادی مولفههائی برای ایجاد جذابیت بیشتر نسبت به مدل بیعمتقابل گنجانده شده تا انگیزه پیمانکاران افزوده شود. در این پژوهش تفاوتهای دو مدل قراردادی یادشده از منظر توزیع منافع ناشی از استخراج گاز در فازهای 4 و 5 میدان گازی پارس جنوبی مورد بررسی قرار میگیرد.این پژوهش از طریق شبیهسازی مالی دو مدل قراردادی و مقایسه خروجیهای آن انجام میشود. نتایج نشان میدهد عایدی دولت در مدل بیعمتقابل در طول دوره برداشت از فازهای4 و 5 پارس جنوبی در مقادیر جاری و تنزیل شده به ترتیب حدود 29% و 11% بیش از مدل جدید قراردادی است. اما اگر در مدل بیعمتقابل، همزمان با تسویه کامل پیمانکار، افت تولید سالانه بیش از 3% از میدان آغاز گردد، آنگاه انتخاب مدل جدید قراردادی از منظر ایجاد منافع مالی برای دولت نسبت به بیعمتقابل ارجحیت پیدا میکند.
علی طاهری فرد؛ روح الله مهدوی؛ حامد صاحب هنر؛ محمدعلی خاکپور؛ جواد کی پور
چکیده
بررسی آمارهای گازهای همراه نفت سوزانده شده نشان میدهد که حدود 40 میلیون متر مکعب در روز گازهای همراه نفت (معادل تقریباً 5/1 فاز پارس جنوبی) در مناطق عملیاتی نفتی کشور در سال 1395 سوزانده شده است. حجم بالای گازهای همراه نفت سوزانده شده و مشکلات شرکت ملی نفت در اجرای طرحهای جمعآوری این گازها موجب گردیده است تا سیاستهایی از قبیل مزایده ...
بیشتر
بررسی آمارهای گازهای همراه نفت سوزانده شده نشان میدهد که حدود 40 میلیون متر مکعب در روز گازهای همراه نفت (معادل تقریباً 5/1 فاز پارس جنوبی) در مناطق عملیاتی نفتی کشور در سال 1395 سوزانده شده است. حجم بالای گازهای همراه نفت سوزانده شده و مشکلات شرکت ملی نفت در اجرای طرحهای جمعآوری این گازها موجب گردیده است تا سیاستهایی از قبیل مزایده فروش گازهای مذکور و واگذاری طرحهای NGL به بخشهای خصوصی بالاخص واحدهای پتروشیمی انجام گیرد. اجرا شدن این سیاستها مستلزم حضور بخش خصوصی و ایجاد سازوکار و چارچوبی معین در روابط بین شرکت ملی نفت و بخشهای خصوصی است. یکی از مواردی که در ایجاد این سازوکار نقش مهمی دارد، تعیین الگویی برای قیمتگذاری گازهای همراه نفت است. لذا در مقاله حاضر ضمن تبیین مدلهای قیمتگذاری گاز، الگویی برای قیمتگذاری گازها مذکور معرفی شده است. یافته اصلی پژوهش در نهایت الگوی قیمتگذاری برای گازهای همراه نفت با فرض فروش به واحدهای NGL همچون NGL-3200 میباشد که این الگو مبتنی بر اصول اساسی همچون نوع استفاده از گاز همراه نفت، کیفیت گاز، موضوعات زیستمحیطی، ارزش حرارتی گاز و محتوای مایعات میباشد. علاوه بر این، در بکارگیری این الگو برای قیمتگذاری خوراک واحد NGL-3200، نتایج نشان میدهد که حداقل و حداکثر قیمت برای خوراک این واحد به ترتیب 5 و 2/8 سنت در هر متر مکعب میباشد. همچنین، نتایج تحلیل حساسیت نشان میدهد که تغییرات نرخ بهرهبرداری، قیمت محصولات حاصل از فرآورش گاز همراه نفت و هزینه سرمایهای میتوانند بر قیمت گاز همراه نفت مؤثر باشند.
علی طاهریفرد؛ محمد شیریجیان؛ محمدرضا مهرافشان
چکیده
شرکت ملی نفت ایران (NIOC) به عنوان دومین شرکت ملی بزرگ نفت دنیا و بزرگترین بنگاه اقتصادی کشور از اهمیت انکارناپذیری برخوردار است و نحوه اداره و فعالیت آن بر تمامی عرصههای اقتصادی و سیاسی جامعه تاثیر میگذارد. موضوع اصلاح اساسنامه شرکت ملی نفت ایران سالهاست که در محافل اجرایی و قانونگذاری کشور مطرح است. برای این منظور می توان دلایلی ...
بیشتر
شرکت ملی نفت ایران (NIOC) به عنوان دومین شرکت ملی بزرگ نفت دنیا و بزرگترین بنگاه اقتصادی کشور از اهمیت انکارناپذیری برخوردار است و نحوه اداره و فعالیت آن بر تمامی عرصههای اقتصادی و سیاسی جامعه تاثیر میگذارد. موضوع اصلاح اساسنامه شرکت ملی نفت ایران سالهاست که در محافل اجرایی و قانونگذاری کشور مطرح است. برای این منظور می توان دلایلی از جمله تفکیک وظایف حاکمیتی از تصدی گری، تعیین محدوده اختیارات شرکت نفت، حذف امتیازات زائد و تطابق با قوانین بالادستی جدید را برشمرد. این مقاله با هدف پاسخگویی به این سئوال که «اساسنامه مطلوب شرکت ملی نفت ایران از چه ویژگیها و اصولی برخوردار است؟» تنظیم شده است. برای این منظور اساسنامههای پیشین این شرکت و اساسنامههای شرکتهای ملی نفت منتخب دنیا مورد بررسی و جمعبندی قرار گرفت و همچون تنظیم اساسنامه شرکت ملی نفت مبتنی بر قوانین بالادستی حاکم بر صنعت نفت و گاز، تمرکز شرکت ملی نفت به امور تصدیگری و اجرایی و متعاقباً پرهیز از ورود به امور حاکمیتی و نیز واگذاری تمام وظایف و اختیارات مربوط به صیانت، کنترل و نظارت بر عملیات بالادستی نفت و گاز به وزارت نفت پیشنهاد شده است. همچنین با توجه به ماهیت تخصصی و تجاری وظایف شرکت ملی نفت باید فعالیتهای این شرکت در فضایی رقابتی و به دور از برخورداری از هرگونه امتیازات انحصاری خاص انجام شود. البته تا زمانی که شرکت ملی نفت در معرض انواع ریسک های ذاتی فعالیتهای خود قرار نگیرد، از توان لازم برای رقابت با سایرین برخوردار نخواهد شد.
علی طاهری فرد؛ مصطفی سلیمی فر
دوره 3، شماره 9 ، دی 1392، ، صفحه 151-174
چکیده
توزیع منصفانه ریسک میان کشور میزبان و شرکتهای بینالمللی نفتی، از موضوعات بسیار مهم در قراردادهای نفتی است. در این مقاله توزیع ریسک میان شرکتهای بینالمللی نفتی و دولت در قراردادهای بیعمتقابل توسعه نسل اول، دوم و سوم مورد بررسی قرار میگیرد. ریسکهای شرکتهای بینالمللی نفتی در قراردادهای بیعمتقابل عبارتند از: ریسک هزینه، ...
بیشتر
توزیع منصفانه ریسک میان کشور میزبان و شرکتهای بینالمللی نفتی، از موضوعات بسیار مهم در قراردادهای نفتی است. در این مقاله توزیع ریسک میان شرکتهای بینالمللی نفتی و دولت در قراردادهای بیعمتقابل توسعه نسل اول، دوم و سوم مورد بررسی قرار میگیرد. ریسکهای شرکتهای بینالمللی نفتی در قراردادهای بیعمتقابل عبارتند از: ریسک هزینه، ریسک تأخیر در تکمیل پروژه، ریسک عدم دستیابی به تولید قراردادی، ریسک کاهش قیمت نفت. ریسکهای دولت عبارتند از: ریسک عدم تولید صیانتی، ریسک کاهش تولید پس از تحویل پروژه، ریسک هزینه (نسل سوم قراردادها)، ریسک بیشبرآورد هزینهها. بر اساس نتایج این مقاله، در قراردادهای بیعمتقابل نسل اول، ریسک هزینه و عدم دستیابی به تولید قراردادی برای پیمانکار و ریسک عدم تولید صیانتی و کاهش تولید پس از تحویل پروژه برای دولت، بیشترین آثار را بر اقتصاد پروژه هر یک از طرفین دارند و مکانیزم انگیزشی مناسبی برای مدیریت این ریسکها در قراردادهای نسل اول وجود ندارد. در قراردادهای نسل سوم، بطور قابل ملاحظهای ریسکهای اصلی قراردادهای بیعمتقابل کاهش یافته است و طرفین قرارداد بطور میانگین با ریسک کمتری مواجه هستند. البته علیرغم کاهش ریسک پیمانکار در قراردادهای نسل سوم، نرخ داخلی بازگشت سرمایه پیمانکار افزایش یافته است که این مسئله با توزیع متناسب ریسک و پاداش در قراردادها سازگاری ندارد.
