لطفا قبل از ايجاد تاپيک در انجمن پارسیان ، با استفاده از کادر رو به رو جست و جو نماييد
فاکس فان دی ال دیتا
صفحه 19 از 21 نخستنخست ... 915161718192021 آخرینآخرین
نمایش نتایج: از شماره 145 تا 152 , از مجموع 161

موضوع: بانک مقالات مهندسی نفت و گاز

  1. Top | #145
    پارسیان (شاپرزفا)
    Bauokstoney آنلاین نیست.
    ورود به پروفایل ایشان

    عنوان کاربر
    ناظـر ســایت
    تاریخ عضویت
    Jan 1970
    شماره عضویت
    3
    نوشته ها
    72,809
    میانگین پست در روز
    4.45
    حالت من : Asabani
    تشکر ها
    1,464
    از این کاربر 18,855 بار در 14,692 ارسال تشکر شده است.

    موضوع پیش فرض بهره مالکانه یا بهره عاشقانه

    ·
    بهره مالکانه یا بهره عاشقانه

    بهره مالکانه اصطلاح جدید نیست. در حوزه نفت و گاز، پرداخت بهره مالکانه به کشورهای صاحب مخزن سابقه‌ای به قدمت اکتشاف نفت دارد.


    · بهره مالکانه اصطلاح جدید نیست. در حوزه نفت و گاز، پرداخت بهره مالکانه به کشورهای صاحب مخزن سابقه‌ای به قدمت اکتشاف نفت دارد. اما پرداخت‌کننده بهره مالکانه، همواره شرکتی خارجی بوده است. در ایران نیز، دریافت بهره مالکانه از شرکتهای خارجی بهره‌بردار مخازن نفتی در سالهای پیش از انقلاب مرسوم بوده است. اما در برنامه چهارم توسعه، کاربرد دیگری از بهره مالکانه مطرح شده بود که مورد موافقت مجلس قرار نگرفت اما کماکان این موضوع از دستور کار نفتی ها خارج نشده است. در این کاربرد، شرکت ملی نفت ایران. یکی از بزرگترین شرکتهای دولتی کشور در قبال پرداخت بهره مالکانه به دولت، صاحب نفت استخراج شده از مخازن می‌شود. طبق نظر کارشناسان، این امر برای شفاف‌سازی روابط مالی شرکت ملی نفت ایران و وزارت نفت (به عنوان دولت) صورت می‌گیرد. ضمن اینکه می‌تواند مشخص شدن میزان یارانه سوخت و هدفمند کردن آن را نیز در پی داشته باشد. چون این روش در قبل و بعد از انقلاب بسیار مورد علاقه شرکتهای خارجی بوده اصطلاحاً در محافل اقتصادی باین شیوه بهره عاشقانه گفته می‌شود زیرا شرکتهای طرف معامله نفتی باین روش عشق و علاقة فراوانی نشان می‌دهند.
    نفت به عنوان میراث طبیعت، بهره مالکانه ایجاد می‌کند. تعریف این بهره مالکانه می‌تواند چنین باشد: تفاوت میان بهای نفت در بازار و جمع هزینه‌های تولید، هزینه‌های دیگر (حمل و نقل، فرآورش و توزیع) و نرخ بازگشت سرمایه. مثلاً در اواخر دهه ۱۹۴۰ بهای فروش نفت بشکه‌ای ۵/۲ دلار بود. در حالی که کل هزینه‌های تولید یک بشکه نفت در خاورمیانه ۲۵ سنت می‌شد.
    اگر ۵۰ سنت دیگر هم بابت هزینه‌های دیگری چون هزینه حمل و نقل، از مبلغ ۵/۲ دلار کم می‌کردند و سودی معادل ۱۰ سنت هم برای هر بشکه نفت در نظر می‌گرفتند، هنوز سود عظیمی معادل ۶۵/۱ دلار برای هر بشکه نفت خاورمیانه باقی می‌ماند. این مبلغ، بهره زمین (بهره مالکانه) را تشکیل می‌داد.
    اما اصطلاح Royalty (حق امتیاز)، که آن هم به بهره مالکانه ترجمه شده است، طبق تعریف مندرج در کتاب فرهنگ اصطلاحات اقتصادی اثر منوچهر فرهنگ «پاداشی است که از محل استعمال حق ثبت شده انحصاری یا دیگر دارایی‌ها به دست می‌آید.» این حق معمولاً درصد معینی از قیمت فروش کالا یا خدماتی است که در تولید آن این حق اختراع یا انحصار به ثبت رسیده است. حق امتیاز چون مبتنی بر ارزش محصول ناخالص است و هزینه را به حساب منظور نمی‌دارد، ممکن است وجوه آن، بهره‌برداری از معدن را غیراقتصادی کند. از طرفی چون هزینه های نهایی صعودی هستند و حق امتیاز تغییر‌ناپذیر، ممکن است باعث شود که میدان‌های نفتی و معادن زودتر از موقع مستهلک و غیرقابل استفاده شوند.
    اصطلاح Royalty که همان بهره مالکانه است که در قراردادهای نفتی خاورمیانه حق امتیاز و در قراردادهای نفتی خاورمیانه حق امتیاز و در قرارداد کنسرسیوم ایران به اصطلاح «پرداخت مشخص» به کار برده شده است. تعریفی که می‌شود از آن ارائه کرد این است که بهره مالکانه، میزان سهمی است که به مالک معدن به سبب بهره‌برداری از منابع واقع در ملک او تعلق می‌گیرد که ممکن است به صورت جنسی باشد (قسمتی از مواد خام تولید شده) یا به صورت نقدی پرداخت شود.
    مطابق بند و ماده ۱۳ لایحه برنامه چهارم توسعه پیگیری اهداف افزایش تولید نفت و ارتقای سهمیه ایران در تولید اوپک، تشویق و حمایت از جذب سرمایه‌ها و منابع خارجی در فعالیتهای بالادستی نفت و گاز با تأکید بر میادین مشترک، افزایش ضریب بازیافت مخازن و انتقال و به کارگیری فناوری‌ خارجی با استفاده از روشهای مختلف قراردادی به رسمیت شناخته شده است.
    منوط به آنکه چنین قراردادهایی حفظ حاکمیت و اعمال تصرفات مالکانه دولت به بخش نفت و گاز را محدود نسازد، برای دولت و بانک مرکزی تعهدی ایجاد نکند، بازپرداخت اصل سرمایه، حق‌‌الزحمه و سود، ریسک و هزینه تأمین منابع مالی و سایر هزینه‌های جنبی از طریق محصولات میدان، بر پایه قیمت روز محصول صورت گیرد. همچنین در عقد قراردادها به انتقال ریسک قرارداد، تضمین برداشت صیانتی از مخازن و حداکثر استفاده از توان فنی و مهندسی داخلی تأکید شده است. در بند ز ماده یاد شده، به شرکت ملی نفت اجازه داده شده که برای توسعه میدانهای نفت تا تولید اضافی یک میلیون بشکه در روز با اولویت میادین مشترک اقدام کند.
    در بند ج ماده ۳ لایحه برنامه چهارم نیز چارچوب جدیدی برای تفکیک حقوق دولت و شرکت ملی نفت در زمینه استخراج نفت و فروش آن پیش بینی شده است و شرکت ملی نفت پس از کسر بهره مالکانه دولت در مورد نفت خام – که معادل ۵۰ درصد درآمده حاصل از فروش آن برای میادین مستقل و ۸۰ تا ۹۰ درصد میدانهای مشترک است – حقوق ویژه‌ای که دولت به صورت درصدی از درآمد حاصل از فروش نفت خام دریافت خواهد کرد و بهره مالکانه‌ای که از سال ۱۳۵۸ به بعد از ناحیه گاز سوزانده شده به دولت پرداخت خواهد شد، می‌تواند بقیه درآمدهای این بخش را درآمد خود تلقی کرده و مکلف است بخشی از آن را سرمایه‌گذاری کند.
    اولویت های قانونی بند (ط) این ماده نیز سرمایه‌گذاری روی طرحهای افزایش بازیافت، نگاهداشت سطح تولید از مخازن فعلی، اکتشاف و توسعه ظرفیت تولید نفت و گاز و ایجاد تأسیسات مرتبط با تأکید بر میدانهای مشترک در چارچوب بودجه مصوبه هستند. این موارد بر آن دلالت دارند که زمینه‌های اجرایی لازم برای استفاده از روشهای قراردادی مشارکت در تولید و مشارکت در سرمایه‌گذاری تا حد زیادی فراهم آمده و رفع محدودیتهای قانونی و اجرایی لازم برای جلب سرمایه‌گذاری خارجی در صنعت بالادستی نفت و گاز تا حد زیادی در لایحه پیش‌بینی شده است.
    همچنین مطابق بند (ط) ماده ۱۳ لایحه برنامه چهارم توسعه به منظور شناسایی و اکتشاف هر چه بیشتر منابع نفت و گاز به شرکت ملی نفت اجازه داده شده که عملیات اکتشافی از طریق عقد قرارداد با پیمانکاران خارجی به عمل آورد. ریسک و هزینه این عملیات متوجه پیمانکار خارجی است و در صورتی که به اکتشاف جدید منجر شود تنها مزیتی که پیمانکار دارد آن است که امکان توسعه طرح از طریق قرارداد با همان پیمانکار ممکن خواهد بود.
    مبحث بهره مالکانه نفت در کشور ما و دیگر کشورهای تولید‌کننده نفت، عمدتاً در رابطه با کمپانی‌های خارجی موضوعیت داشته و مطرح بوده و این بحث تاکنون در مورد شرکتهای داخلی مطرح نبوده است. در مورد نفت، تنها در مواردی در پیش از انقلاب، کمپانی‌های خارجی فعالی در صنعت نفت، تحت عنوان بهره مالکانه یا عناوین مشابه، درصدی از درآمد تولید یا استخراج نفت را به دولت ایران پرداخت می‌کردند. پس از برقراری جمهوری اسلامی تاکنون درآمد صادرات نفت به خزانه واریز می‌شد، اما بر اساس این پیشنهاد، قرار است از محل استخراج نفت، بهره مالکانه به خزانه داده شود یعنی کل نفت استخراجی با کسر بهره مالکانه و چند کسری دیگر، کاملاً در اختیار شرکت ملی نفت ایران قرار گیرد و این شرکت به مثابه یک بنگاه با استقلال کامل، نفت و گاز را به عنوان مواد اولیه در اختیار گرفته و کار فروش به صورت خام یا تبدیل و فرآوری نفت و فروش فرآورده‌ها را انجام دهد.
    شاید گفته شود این کار از نظر بنگاهی توجیه خوبی دارد و کاملاً منطقی است ولی جنبه بودجه‌ای آن برای دولت بسیار مهم است و باید تا جزئی‌ترین جوانب آن هم بررسی و مشخص و هم عملیاتی شود تا تکلیف فعالان مختلف از جمله وزارت نفت، شرکت ملی نفت ایران، بانک مرکزی، خزانه دولت و سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی کشور مشخص شود. پرسش کلیدی که در این رابطه مطرح می‌شود اینست که اگر قرار باشد بهره مالکانه مجدداً به صورت اداری مطرح شود و دولت، شرکتهای دولتی یا مجمع عمومی شرکت دولتی در مورد میزان این بهره مالکانه تصمیم بگیرند و یا طبق پیش‌بینی لایحه برنامه چهارم توسعه، قانونگذار درصد بهره مالکانه را تعیین کند، آیا این تنها گزینه مطلوب است؟
    آیا نمی‌شود گزینه دیگری را ترسیم کرد که بهره مالکانه و درصد آن از طریق مزایده تعیین شود؟ چنین مزایده‌ای می‌تواند در سطح ملی انجام شود یا در سطح بین‌المللی اتفاق افتد و در این صورت می‌توانیم به درصدی برسیم که بازار تعیین می‌کند. فواید چنین ساز و کاری افزایش بهره‌وری و کارایی در تولید، گسترش کاربرد فناوری‌های پیشرفته و تلاشهای بازاریابی و مدیریتی و سرانجام، کاستن از ناکارایی‌های پنهان موجود در بنگاه‌های بزرگ و انحصاری خواهد بود.
    در حال حاضر با توجه به کوتاه بودن عمر قراردادهای بیع متقابل، تصور می شود که مسأله صیانت از چاه‌های نفت تضمین نشود. البته شرکتهای طرف پیمانکار علاقمندند تا در درازمدت نسبت به سرمایه‌گذاری در این قبیل قراردادها بیندیشند. لذا روشهای جدید نظیر مشارکت در تولید، برداشت صیانتی از چاههای نفت را تضمین می‌کند.
    «در بحث روشهای مشارکت در تولید، این مسأله مطرح است که چه میزان درآمد از بابت این قبیل مشارکت‌ها نصیب دولت خواهد شد؟ قبلاً حدود ۹۰ درصد از درآمدهای حاصله از چنین قراردادهایی در اختیار دولت قرار می‌گرفت که اکنون این رقم یک درصد افزایش یافته است.
    در گذشته با فروش نفت، درآمدهای نفتی به خزانه دولت وارد و درصدی از آن به عنوان بودجه شرکت ملی نفت داده می‌شد و لذا شرکت ملی نفت نمی‌توانست هیچ‌گونه مانور مالی انجام بدهد. اما با استفاده از روش‌های جدید، درآمدهای نفتی حاصله به حساب وزارت نفت وارد می‌شود و این وزارتخانه ۹۱ درصد درآمدها را به دولت می‌دهد. در واقع با این روش هم برای شرکت ملی نفت اعتباری خواهد بود و هم دولت به سهم خود می‌رسد و این مسأله به پویایی بیشتر صنعت نفت منجر می‌شود.
    در قراردادهای مشارکت در تولید، دولت ۵۰ درصد سود را به عنوان بهره مالکانه، ۲۷ تا ۳۴ درصد را به عنوان مالیات ویژه و درصدی را با عنوان سود سهام دریافت می‌کند که مجموعاً ۹۱ درصد نصیب دولت می‌شود و نزدیک به ۹ درصد سود به شرکت ملی نفت تعلق می‌گیرد.
    «بیشتر کشورهای همسایه و حاشیه خلیج فارس به این مکانیزم روی آورده‌اند و در نتیجه انگیزه همکاری این کشورها با ایران و بستن قراردادهای نفتی به دلیل وجود میادین و حوزه‌های مشترک وجود ندارد، لذا فرصت‌ها را یکی پس از دیگری از دست می‌دهیم.» اما واقعیت آن است که کشورهای حاشیه خلیج فارس به عنوان حاکمیت و دولت این قراردادها را با شرکتهای خارجی منعقد می‌کنند و نه شرکت خودی و صد درصد دولتی.
    مطالعات میدانی نشان می‌دهد هدف از برقراری نظام بهره مالکانه حرکت به سوی تجاری‌سازی بخش نفت و شفاف‌سازی رابطه مالی دولت و شرکت نفت است.
    اگرچه گفته می‌شود با برقراری این نظام بسیاری از هزینه‌های پنهان و یارانه‌های پرداخت شده شناخته می‌شود و هزینه فایده‌های پروژه‌های سرمایه‌گذاری به‌خصوص از نظر شرکت ملی نفت روشن‌تر خواهد شد. اما بعید نیست اصل قلمرو حاکمیتی دولت مورد تمدید قرار گرفت زیرا نفت کالائی شبیه گندم و آرد نمی‌باشد.
    برقراری چنین سیستم مستلزم تغییرات اساسی در حسابداری نفت، بودجه‌ریزی نفت، ارزیابی سرمایه‌گذاری، معاملات نفتی در خارج از کشور و در واقع شیوه قراردادهای نفتی است.
    البته منافع حاصل از بخش نفت کماکان در سطح ملی باقی می‌ماند و حتی ممکن است افزایش پیدا کند، اما در منافع خرد مانند منافع شرکت ملی نفت، می‌تواند موجب خروج منابع مورد نیاز سرمایه‌گذاری از دست شرکت به دولت شده و شرکت را با کمبود منابع مالی و جبران تعهدات در قبال دولت و برنامه توسعه مواجه سازد.
    کشورهایی که اقدام به برقراری این نظام و تعریف رابطه مالی جدید با شرکتهای ملی خود کرده‌اند، حسابگرانه و با مطالعه گام برداشته و منافع هر دو طرف را مورد مطالعه قرار داده‌اند.
    ممکن است اجرای برخی پروژه‌های سرمایه‌گذاری در بخش نفت و گاز، بدون در نظر گرفتن وجوه پرداختی در قالب بهره مالکانه از نظر اقتصادی قابل توجیه باشد، در حالی که با در نظر گرفتن بهره مالکانه و مالیات ویژه (جمعاً حدود ۸۰ درصد درآمد نفت) ممکن است حتی به ارزش خالص منفی منتهی شود.
    در چنین حالتی ممکن است ناچار شویم نرخ‌های بهره مالکانه شناور بکار بریم و برای هر پروژه خاص، میدان نفتی خاص و با مخازن نفتی متناسب با ویژگی‌های آن، میزان سرمایه‌گذاری انجام شده تعیین شود، یا دولت متعهد شود منافع از دست رفته شرکت ملی نفت را به نحوی جبران کند. بهره مالکانه نمی‌تواند خصوصی‌سازی تلقی شود ولی گامی در جهت خصوصی‌شدن نفت است.
    برای خصوصی‌سازی باید روابط مالی و هزینه – فایده پروژه‌ها از نظر اقتصادی شفاف شود و با شفاف‌شدن صورتهای مالی میزان سود و زیان مشخص‌تر می‌شود و بتوان سهام آن را به بخش خصوصی عرضه کرد.
    حساسیت بخش نفت و سهم آن در تأمین نیازهای ارزش کشور نشان می‌دهد برای خصوصی‌سازی این بخش نمی‌توان مانند سایر بخشها نظیر مخابرات، حمل و نقل و بانکها برخورد کرد، زیرا ممکن است به صیانت ذخایر لطمه بزند. زیرا از دید اقتصادی غالباً تلاش می‌شود حداکثر سود و نه حداکثر ارزش رفاه اجتماعی حاصل شود.
    ویژگی‌های مثبت روابط مالی جدید برای دولت و شرکت ملی نفت ایران در قبل از انقلاب اسلامی ایران برای شرکت ملی نفت ایران شامل درآمد حاصل از صادرات نفت خام و فرآورده‌های نفتی، درآمد حاصل از فروش فرآورده‌های نفتی و گازی در داخل کشور و اندوخته عمومی بهره مالکانه می‌شود و در قسمت دولت نیز شامل بهره مالکانه ۵/۱۲ درصد قیمت فروش، مالیات عملکرد ۵۵ درصد سود ویژه، مالیات اضافی ۳۰ درصد سود ویژه و سود سهام پس از کسر اندوخته عمومی است.
    یکی از اعضای هیأت مدیره شرکت ملی نفت معتقد است که اگر فروش هر بشکه نفت خام را ده دلار بگیریم و ۵/۱۲ درصد بهره مالکانه، هزینه‌های تولید و اکتشاف، مالیات ۵۵ درصد و مالیات اضافی ۳۰ درصد سود را از آن کسر کنیم سهم شرکت طرف قرارداد از این ۱۰ دلار به ازای هر بشکه چیزی حدود ۱۷/۱ درصد، سهم دولت ۸/۷ درصد و سهم شرکت ملی نفت ایران ۸۸/۰ درصد خواهد شد. وی اظهار داشته بعد از انقلاب اسلامی ایران و تا اول برنامه سوم توسعه این ویژگی‌ها برای شرکت ملی نفت ایران شامل درآمد حاصل از فروش فرآورده‌های نفتی، دریافت اعتبارات عمرانی و عوارضی و کمک از دولت بابت واردات بنزین و برای دولت شامل ۱۰۰ درصد درآمد حاصل از صادرات نفت خام و فرآورده‌های نفتی است.
    این ویژگی‌ها در برنامه سوم توسعه برای شرکت ملی نفت ایران شامل درآمد حاصل از فروش فرآورده‌های نفتی و گاز و مایعات گازی در داخل کشور و درآمد حاصل از صادرات فرآورده‌های نفتی و مایعات گازی و برای دولت شامل صددرصد درآمد حاصل از صادرات نفت خام، مالیات و سود سهام است.
    «چالش‌های شرکتهای ملی نفت در جهان برای دولت‌ها شامل تعیین اولویت‌های عمده ملی در توسعه و بهره‌برداری از ذخایر هیدروکربن و ایجاد سازمان‌های نظارت‌کننده و اجراکننده مقرر است و فراهم نمودن محیط قانونی برای فعالیت در بخش انرژی و همچنین برای شرکتهای ملی نفت این چالش‌ها شامل تبدیل منابع زیرزمینی به کالای تجاری، ایجاد ثروت و کمک به رشد اقتصادی، بر عهده گرفتن مدیریت و عملیات بهره‌برداری از ذخایر هیدروکربنی کشور و در آخر ایفا کردن نقش رابط عملیاتی با شرکتهای نفتی بین‌المللی است.»
    کار در هدف اساسی از ایجاد و یا تغییر در رابطه مالی بین دولت و شرکت ملی نفت ایران برای کسب حداکثر درآمد، ایجاد ثبات در درآمدهای قابل پیش‌بینی، اصلاح حسابهای ملی ایران با تفکیک بهره مالکانه و مالیات و سود سهام و شفاف‌سازی یارانه‌های پرداختی از طرف دولت و در شرکت ملی نفت ایران حداکثر کارایی و بهره‌وری، شفاف سازی روابط مالی دولت و شرکتهای نفت ایران، افزایش اعتبار بین‌المللی و تأمین منابع مالی لازم داست.
    میزان بهره مالکانه یا پرداخت مشخص (Payment Stated) در قراردادهای خاورمیانه ۵/۱۲ درصد (معادل یک هشتم بهای نفت خام)، در قراردادهای نفتی ونزوئلا ۷۵/۱۶ درصد در قراردادهای عربستان سعودی با کمپانی‌های ژاپنی که در سال ۱۹۵۷ به امضا رسید ۲۰ درصد و در قراردادهای فرانسه بین ۶ تا ۱۴ درصد متغیر بوده است. در ایران، میزان بهره مالکانه با حجم تولید مرتبط بوده و بین ۵/۱۲ تا ۱۶ درصد تغییر می‌کرده است. البته از اواخر دهه هفتاد نرخ بهره مالکانه در ایران به ۲۰ درصد رسیده است. به همین علت شرکتهای خارجی بسیار علاقمند به اعمال این روش بودند به طوری که بعدها در محافل نفتی اصطلاح «بهره عاشقانه» در مقابل بهره مالکانه به کار برده می‌شود. زیرا گفته میشد شرکتهای خارجی علاقمندی خاصی به اعمال این روش دارند.
    تعریف اوپک در مورد بهره مالکانه باستناد قطعنامه ۳۳ سازمان کشورهای تولیدکننده نفت (اوپک) که در سال ۱۹۶۲ بیان شده عبارتند از «بهره مالکانه نماینده ارزش ذاتی ماده خامی است که از معدن استخراج می‌شود و البته با مالیات بر درآمد متفاوت است.» در کشورهای خاورمیانه که دولت مالک منابع نفتی است، شخصیت مالک در شخصیت دولت به عنوان مالیات‌بگیر ادغام می‌شود و وضعیتی را پیش می‌آورد که بهره مالکانه به ظاهر هست ولی در باطن وجود ندارد. زیرا آنچه به عنوان بهره مالکانه پرداخت می‌شود عیناً از مالیات کسر می‌شود.
    سرانجام در سال ۱۳۴۳ هـ. ش (۱۹۶۲ م) با اعتراض اوپک به عمل کمپانی‌های نفتی در خاورمیانه که بهره مالکانه را جزئی از بدهی مالیاتی خود تلقی می‌کردند، قرار شد از سال ۱۳۴۶ هـ ش (۱۹۶۵ م) بهره مالکانه از حساب مالیات جدا و به حساب هزینه عملیات منظور شود.
    بررسیهای بعمل آمده نرخ مالیات بر درآمد کمپانی‌های نفتی نشان می‌دهد که قبل از سال ۱۹۵۰ م، ۱۸ درصد درآمد نفت عاید کشور صاحب نفت می‌شد و ۸۰ درصد آن به جیب کمپانی صاحب امتیاز می‌رفت. بعد از سال ۱۹۵۰ م. فرمول معروف به ۵۰-۵۰ به جای حق امتیاز مقطوع مبنای عمل قرار گرفت. به موجب این فرمول، دولت در مجموع ۵۰ درصد از منابع خالص کمپانی را به عنوان مالیات دریافت می‌کرده است. در ایران اعمال این فرمول تا امضای قرارداد کنسرسیوم به تعویق افتاد و از سال ۱۳۳۳ هـ.ش به اجرا درآمد. نرخ مالیات بر درآمد همین کمپانی‌های نفتی در سال ۱۹۷۱ م. به موجب مقررات قراردادهای تهران، طرابلس، لاگوس از ۵۰ درصد به ۵۵ درصد افزایش پیدا کرد و در اواخر دهه ۷۰ به ۸۵ درصد رسید.
    در قراردادهایی که پیش از انقلاب بین شرکت ملی نفت ایران و شرکتهای خارجی برای بهره‌برداری از منابع نفتی کشور منعقد شده مجموع درآمدهای دولت با درصدهای بالاتر از این درصد هم وجود داشته است اما درصد بهره مالکانه همواره بسیار کمتر از ۵۰ درصد بوده است.
    اگر همین امروز هم قراردادی بین دولت و شرکت ملی نفت ایران منعقد شود به طوری که هیچ یک از مسئولیت‌های مربوط به یارانه‌های داخلی در آن مطرح نباشد، مسلماً درصد تعیین شده برای بهره مالکانه بالاتر از ۵۰ درصد خواهد بود. گرچه در وضع موجود حداقل قابلیت اخذ ۷۷ درصد (۵۰ درصد بهره مالکانه و ۲۷ درصد حقوق ویژه) از شرکت ملی نفت ایران وجود دارد. اما یارانه‌های فرآورده‌های نفتی باید از حقوق ویژه کسر شود.
    گفته می‌شود این روش درآمد دولت را کاهش نمی‌دهد زیرا بر اساس محاسبات بعمل آمده طی ۱۲ سال گذشته (۸۱- ۱۳۷۰) دولت به طور متوسط ۶۰ درصد عایدی خالص داشته است. با توجه به افزایش سهم مربوط به بازپرداخت تعهدات بیع متقابل، اگر همان رویه قبلی ادامه یابد عایدی دولت از درآمدهای نفتی در پنج ساله چهارم حدود ۵۵ درصد خواهد بود. بنابراین تعیین درصد ۵۰ به صورت ثابت و مازادی که هر سال به عنوان حقوق ویژه محاسبه می‌شود میزان مناسبی است. نکته شایان توجهی که همه شواهد آنرا تأیید می‌کنند آن است که اخذ بهره مالکانه در تمام این قراردادها و مراحل طی شده طرف مقابل یک شرکت خارجی است. اما در برنامه چهارم توسعه، قرار شده بود دولت بهره مالکانه را از شرکت ملی نفت ایران، که یک شرکت دولتی است دریافت کند. که بر اساس ماده ۴ لایحه برنامه چهارم، مالکیت منابع نفتی ایران با دولت جمهوری اسلامی است که این حق مالکیت بر اساس قانون نفت – مصوب ۱۳۶۶ – از طریق وزارت نفت اعمال می‌شود. همچنین شرکت ملی نفت ایران پس از پرداخت حقوق دولتی، صاحب نفت است و می‌تواند نسبت به فروش آن اقدام کند.
    نحوه تعیین درصد بهره مالکانه در لایحه برنامه چهارم توسعه اصل بر آن است که تغییری در عایدی دولت و شرکت نفت ایجاد نشود. در مرحله اول، یک مبلغ ثابتی در نظر گرفته شده که شرکت ملی نفت بابت فروش هر بشکه نفت خام (چه در داخل و چه برای صادرات) به دولت بپردازد. یعنی بهره مالکانه مربوط به کل تولید نفت خام است، نه فقط آن بخش که صادر می‌شود. همان‌طور که در بند «ج» ماده ۴ لایحه برنامه چهارم هم آمده، این مبلغ معادل ۵۰ درصد درآمد حاصل از فروش نفت خام تعیین شد که با این حساب، حدود ۹۰ درصد درآمد دولت حاصل می‌شود. برای تحقق بقیه درآمد دولت هم بحث حقوق ویژه را مطرح شده حقوق ویژه به صورت درصدی از درآمد حاصل از فروش نفت خام و متناسب با قیمت فروش هر بشکه نفت خام پس از کسر ارقام یارانه سوخت، توسط هیأت وزیران تعیین و در لوایح بودجه سنواتی درج می‌شود.
    در لایحه برنامه چهارم توسعه، مواردی هم پیش‌بینی شده که باید دولت به شرکت ملی نفت ایران بازپرداخت کند. در حال حاضر شرکت ملی نفت بابت نفت خامی که به عنوان خوراک وارد پالایشگاه می‌شود پولی پرداخت نمی‌کند. از طرفی شرکت ملی نفت هم فرآورده‌ها را بر اساس نرخی که دولت مشخص می‌کند می‌فروشد. شرکت ملی نفت، همچنین هزینه‌های خود را از طریق ارزی که از صادرات فرآورده به دست می‌آید، تأمین می‌کند. در مکانیزم جدید شرکت ملی نفت باید بابت هر بشکه نفت خام که به پالایشگاه می‌دهد، معادل قیمت صادراتی آن به دولت پول بدهد. بنابراین یارانه فرآورده‌های نفتی یا به عبارتی مابه‌التفاوت قیمت واقعی و قیمت تثبیتی هم باید به گونه‌ای محاسبه شود. مبلغ این یارانه از حقوق ویژه کسر می‌شود. بنابراین مبلغ دریافتی دولت بابت حقوق ویژه نسبت به کم یا زیاد شدن مبلغ یارانه تفاوت می‌کند. اگر مبلغ یارانه به همین نحو باشد، شاید حقوق ویژه دولت هم مبلغ قابل توجهی نباشد.
    البته بر اساس لایحه پیشنهادی برنامه چهارم توسعه. بهره مالکانه گاز طبیعی به ازای استخراج هر متر مکعب ۸۵ ریال است که سالانه متناسب با تغییر نرخ رسیمی تسعیر ارز اصلاح خواهد شد.
    نفتی‌ها (اصطلاحی که برای مسئولین نفت کشور بکار برده می‌شود) معتقدند بهره مالکانه برای جا انداختن بحث ضرورت افزایش ظرفیت تولید و حفظ سهمیه کشور در اوپک ضروری است زیرا با مطرح شدن بحث بهره مالکانه ایجاد انگیزه در شرکت ملی نفت برای افزایش ظرفیت تولید می‌کند، که یکی از اهداف بلندمدت برنامه چهارم توسعه است. از طرفی با این کار ضمن تثبیت حق حاکمیت دولت، کم‌کم تصدی‌‌گری را به شرکت ملی نفت منتقل و این روابط را شفاف‌تر می‌شود. به جز شفاف شدن روابط مالی و کاری شرکت ملی نفت ایران و دولت، هدفمند شدن یارانه سوخت هم به عنوان یکی دیگر از اهداف بحث بهره مالکانه مطرح می‌شود. زیرا با شفاف کردن روابط مالی شرکت نفت و دولت از طریق بهره مالکانه یارانه‌ها را از شکل هزینه فرصت از دست رفته بیرون خواهند آمد زیرا عملاً مبلغ یارانه سوخت از حقوق ویژه‌ای که شرکت ملی نفت باید به دولت بپردازد کسر می‌شود بنابراین حقوق ویژه جمع جبری پولی است که شرکت نفت به دولت می‌پردازد و یارانه‌ای که دولت به شرکت نفت برمی‌گرداند. هر چه این جمع جبری عدد بزرگتری را نشان بدهد، به نفع دولت است. دولت می‌تواند با شفاف کردن قیمتها و واقعیتر کردن آنها، پول بیشتری دریافت کند. بنابراین جا انداختن این موضوع، به نوعی هدفمند کردن یارانه‌هاست.
    سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی اعتقاد دارد که اصلاً ‌شرکت نفت با این مکانیزم جدید سود نمی‌برد البته دولت هم ضرر نمی‌کند. شاید درآمد دولت در شیوه جدید با قبلی تفاوتی نداشته باشد، اما روابط مالی و حساب و کتاب‌ها مشخص و شفاف می‌شود. اما ساز و کار این روش هنوز ناروشن است زیرا تنها تجربه مورد اشاره به روابط بین کشورهای مالک نفت و شرکتهای خارجی اشاره دارد و هیچگونه سابقه‌ای از بهره مالکانه در مورد کشورهای خود مالک وجود ندارد.
    کارشناسان طرفدار بهره مالکانه به قراردادهای بیع متقابل اشاره می‌کنند و معتقدند که الان بخشی از هزینه‌های شرکت ملی نفت را بابت توسعه میادین نفت و گاز، دولت پرداخت می‌کند. درست است که سرمایه‌گذاری خارجی شده و در تعهد دولت نیست، اما عملاً وقتی از مخزن، نفت خام برداشت می‌شود و بابت بازپرداخت به سرمایه‌گذار خارجی داده می‌شود یعنی درآمدی که باید به خزانه می‌رفته، نمی‌رود. در اصل، شرکت ملی نفت پول کمتری بابت استخراج از میدان به دولت می‌پردازد. اما در روش جدید شرکت ملی نفت از پولی که از منابع نفتی به دست می‌آورد تعهدات خود را بازپرداخت می‌کند.
    در هر حال، بحث فعلی بهره مالکانه، اگرچه ممکن است به شفاف‌شدن روابط مالی شرکت ملی نفت ایران و دولت کمک کند اما چون نفتی‌ها عادت به مصروف نمودن هزینه دارد شاید اصطلاح «بهره عاشقانه» در مورد آنان نیز مصداق کند چون با این حساب و کتابهایی که دستگاههای دولتی در عرض بیست سال گذشته ارائه داده‌اند مشخص نخواهد شد نظارت بر مصرف بهره مالکانه چگونه خواهد بود.
    بر اساس قوانین موجود کشور مالکیت منابع عمومی در اختیار دولت است. بنابراین دولت مالک منابع و ذخایر زیرزمینی نفت و گاز است و شرکت ملی نفت ایران از سوی دولت عملیات اکتشاف و بهره‌برداری از آن منابع را انجام می‌دهد.
    با این ترتیب آنچه از میادین و ذخایر نفت و گاز تولید می‌شود به چرخه صادرات و مصرف داخلی وارد می‌شود. بخشی از این تولیدات از کشور صادر می‌شود و در بازارهای جهانی به فروش می‌رسد. تمامی عواید حاصل از صادرات نفت خام را شرکت ملی نفت ایران به حساب دولت واریز می‌کند. به عبارت دیگر، این عواید در خزانه کشور مدیریت می‌شود. اما بخشی از این تولیدات که برای تبدیل، فرآورش و تولید فرآورده‌های نفتی به پالایشگاههای کشور تحویل می‌شود در حسابهای دولت منعکس نمی‌شود. در حقیقت می‌توان گفت این بخش از تولید میادین، با ارزش صفر به شرکت ملی نفت ایران تحویل می‌شود.
    از طرفی اکتشاف و تولید نفت خام هزینه‌های قابل توجهی دارد. تأمین این هزینه‌ها از دو محل صورت می‌گیرد بخش ریالی از فروش فرآورده‌های نفتی در داخل و بخش ارزی از محل صادرات فرآورد‌ه‌های نفتی تأمین می‌شود. البته باید اضافه کرد که بازپرداخت اعتبارات طرح‌هایی که به صورت بیع متقابل اجرا می‌شوند، از محل تولیدات همان طرح‌ها و همچنین از محل نفت خام تولیدی همان طرح‌ها صورت می‌گیرد.
    اما در لایحه برنامه چهارم توسعه قرار بود که دولت به عنوان مالک و دارنده ذخایر و منابع نفت و گاز به امور حاکمیتی بپردازد و شرکت ملی نفت ایران به عنوان یک شرکت دولتی در جایگاه متصدی قرار بگیرد و به امور تولید و بهره‌برداری که فعالیت‌های تصدی‌گیری است بپردازد. در این جهت، هر کدام از اینها (یعنی دولت و شرکت ملی نفت ایران) از منابعی که بر اساس طبیعت خودشان می‌توانند دریافت کنند، تأمین اعتبار می‌شوند. به این ترتیب یک رابطه شفاف و محاسبه‌پذیر را می‌توان برقرار کرد.
    طراحان بهره مالکانه معتقدند که با اصلاح رابطه مالی دولت و شرکت ملی نفت ایران بر اساس ماده (۳) لایحه برنامه چهارم توسعه، چند ویژگی مثبت حاصل می‌شود. اول این که شرکت ملی نفت ایران به عنوان یک شرکت، در افزایش تولید و افزایش صادرات نفت خام انگیزه بیشتری خواهد داشت. در حالی که در وضعیت فعلی چنین انگیزه‌ای را به لحاظ شرکتی ندارد. دوم اینکه شرکت ملی نفت نسبت به قیمت نفت در بازار جهانی حساس‌تر خواهد شد. در حال حاضر هر چه مقدار یا قیمت صادراتی نفت افزایش پیدا کند هیچ‌گونه اثر مالی مثبتی روی شرکت ملی نفت ایران باقی نمی‌؛ذارد.
    نکته مثبت دیگری که از این ماده لایحه برنامه چهارم توسعه انتظار می‌رفت آن بود که شرکت ملی نفت ایران در امر تبدیل و فرآورش فرآورده‌های نفتی از نفت خام، به سمت افزایش ارزش افزوده در تولید فرآورده‌ها گرایش پیدا کند و تولید فرآورده‌های کم‌ارزش را در پالایشگاه‌های کشور کاهش دهد. در حال حاضر به عکس این انگیزه وجود دارد یعنی هر چه تولید نفت کوره کم‌ارزش ‌ترین فرآورده‌های نفتی در پالایشگاه‌ها، بیشتر شود منابع مالی (به ویژه منابع ارزی) شرکت ملی نفت ایران برای تأمین هزینه‌های جاری و سرمایه‌ای افزایش می‌یابد که قرار بوده ماده (۳) پیشنهادی لایحه برنامه چهارم توسعه بتواند این ایراد و نقیصه را مرتفع کند.
    ● چگونگی تعیین درصد بهره مالکانه
    برای این کار کل عایدات قابل تحصیل دولت از محل نفت خام نسبت به ساختار موجود ثابت نگه داشته شد. اما این عایدات در دسته‌بندی‌های منطقی خودش قرار گرفت. بر این اساس در لایحه برنامه چهارم توسعه بهره مالکانه به میزان ۵۰ درصد قیمت فروش نفت خام در بازار جهانی، البته روی کل تولیدات و نه فقط صادرات،‌محاسبه می‌شود. این مبلغ به طور ثابت و رأساًبه خزانه واریز می‌شود به جز این یک حداقل ۲۷ درصد دیگر هم تحت عنوان حقوق ویژه در ماده (۳) لایحه و مازاد آن به خزانه واریز می‌شود. در این مکانیزم، شرکت ملی نفت ایران یارانه‌ها را از مشترکان دریافت نمی‌کند اما میزان آن محاسبه می‌شود.
    دو قسمت دیگر از وصولی‌های دولت در این زمینه عبارتند از:
    ـ مالیات عملکرد شرکت و سود ویژه مربوط به سهام دولت در شرکت ملی نفت ایران، مالیات عملکرد بر اساس قانون مالیات‌ها تعیین می‌شود، مانند بقیه شرکتهای دولتی اما سود ویژه به میزان سی درصد تعیین شده است.
    مجموع این چهار رقم طوری تنظیم شده است که با عایدی دولت در نظام موجود در برنامه توسعه سوم برابر باشد. یعنی با اعمال این رویه، دولت هیچ کاهشی در عایدات خود نسبت به وضع موجود نخواهد داشت.
    در این روش، دولت در تعهدات شرکت ملی نفت ایران و قراردادهایی که منعقد می‌کند، به طور مستقیم درگیر نمی‌شود. بنابراین شرکت ملی نفت نیز مجبور می‌شود قراردادها را به نحو مناسب‌تری تنظیم و منعقد کند. زیرا بازپرداخت این قراردادها از محل سهم شرکت ملی نفت در عایدات نفتی صورت می‌گیرد.
    طراحان بهره مالکانه حتی در نظر داشتند که در صورت امکان برای دریافت بهره مالکانه در مورد هر یک از میادین نفتی به طور جداگانه با شرکت ملی نفت ایران قرارداد منعقد کرد. اما ناروشن بودن آینده این مکانیزم آنها را از اجرای این روش
    در صورت تصویب قانون بهره مالکانه شرکت ملی نفت در بخش روشهای اجرایی باید مواردی چون واریز صددرصد وجوه نفت خام صادراتی به خزانه‌داری به عنوان علی‌الحساب، تسویه حساب در مقاطع سه‌ماهه، پرداخت معادل سی درصد سود خالص سالانه به خزانه‌داری کل کشور، منظور کردن معادل هفتاد درصد سود خالص سالانه به عنوان اندوخته‌های قانونی و سرمایه‌ای شرکت ملی نفت ایران و پرداخت حقوق دولتی مقدم بر سایر هزینه‌ها مورد توجه و اجرا قرار گیرد.
    تعهدات شرکت ملی نفت ایران شامل بازپرداخت کلیه تعهدات قبلی توسط شرکت ملی نفت ایران در بخش بالادستی نفت و گاز، تأکید بر انجام طرح‌های افزایش بازیافت نفت خام، نگهداشت سطح تولید. اکتشاف و توسعه، ایجاد تأسیسات مرتبط با اولویت‌های میدان‌های مشترک، تأمین فرآورده‌های نفتی مورد نیاز کشور از طریق واردات و تسویه حساب از محل حقوق ویژه دولت و بهینه‌سازی انرژی از طریق تأمین اعتبار لازم از محل ده درصد جایزه افزایش صادرات نفت خام و فرآورده‌های نفتی نسبت به مقادیر و قیمت سال ۱۳۸۳ است.
    مثلاً با اعمال روش بهره مالکانه و بر اساس قیمت فروش هر بشکه نفت خام به قیمت ۱۹ دلار ۴۸ درصد به عنوان بهره مالکانه نفت خام، ۲/۵ درصد بهره مالکانه گاز، ۴/۴ درصد مالیات عملکرد،
    ۹۹/۳ درصد سود سهام پیشنهاد ۳۰ درصد و ۲۹ درصد واریز برای حقوق ویژه است که در جمع سهم دولت ۵۹۰/۹۰ درصد سهم دولت و ۴۱/۹ درصد سهم شرکت ملی نفت ایران می‌گردد که در این صورت ۳۵ درصد آن یارانه پرداختی بابت فرآورده‌های نفتی تولید داخلی (۹/۴۱ یارانه پرداختی) و ۵۹/۵۵ باقیمانده سود سهم دولت که ۹/۶ درصد آن یارانه پرداختی بابت بنزین وارداتی خواهد بود، که خالص سهم دولت با احتساب روش جدید ۶۹/۴۸ درصد است. همچنین با کسر سود سهام پیشنهادی ۳۰ درصد و واریز برای حقوق ویژه و کسر ۷۸/۶ درصد بیع متقابل، سهم خالص شرکت ملی نفت ایران چیزی حدود ۶۳/۲ درصد می‌شود. اما بررسی موشکافانه بهره مالکانه نشان می‌دهد که در چنین شرایطی کل هزینه‌های وزارت نفت هم باید توسط همین وزارتخانه تأمین شود که در چنین شرایطی بعید است محاسبات فوق درست از کار درآید.
    واقعیت آن است که بنظر نمی‌رسد مشکلات شرکت ملی نفت صرفاً اعمال روشهای درآمدی نظیر بهره مالکانه باشد بلکه اساساً تغییرات ساختاری در اداره امور شرکت از یکطرف و روشن شدن موضوع قلمرو حاکمیت در منابع ملی از مهمترین این مشکلات می‌باشند که تا حل نشدن آنها پناه بردن به سایر راهکارها مفید نخواهد بود.
    · · غلامحسین دوانی
    «« در جهان هیچ چیز بهتر از راستی نیست »»

  2. کاربر مقابل از Bauokstoney عزیز به خاطر این پست مفید تشکر کرده است:

    moderator (Sunday 28 February 2010-1)

  3. Top | #146
    پارسیان (شاپرزفا)
    Bauokstoney آنلاین نیست.
    ورود به پروفایل ایشان

    عنوان کاربر
    ناظـر ســایت
    تاریخ عضویت
    Jan 1970
    شماره عضویت
    3
    نوشته ها
    72,809
    میانگین پست در روز
    4.45
    حالت من : Asabani
    تشکر ها
    1,464
    از این کاربر 18,855 بار در 14,692 ارسال تشکر شده است.

    موضوع پیش فرض پتروپارس یک گام تا واگذاری

    ·
    پتروپارس یک گام تا واگذاری

    با توجه به قانون کاهش تصدی گری دولت شرکت نفتی پتروپارس نیز بزودی به بخش خصوصی واگذار میشود.


    · آیا شرکت های بزرگ نفتی پس از واگذاری و خصوصی سازی می توانند همچنان در عرصه های صنعت نفت وگاز باقی بمانند؟
    سالها پس از کشف میدان عظیم گازی پارس جنوبی و گذر از دوران انقلاب، جنگ تحمیلی و سازندگی، یکی از دغدغه های اصلی دولت و وزارت نفت، توسعه میدان عظیم پارس جنوبی بود. میزان ذخایر متعلق به ایران که بیش از ۱۴ تریلیون متر مکعب گاز و بیش از ۱۸ میلیارد بشکه میعانات گازی برآورد شده بود همه نگاهها را به این میدان به عنوان بهترین، امن ترین و قابل اتکاترین میدان انرژی کشور به خود جلب کرده بود. مهمترین فاکتورها برای توسعه میدان در ابتدا برآورد هزینه ها و سپس دعوت از پیمانکاران و شرکت های بزرگ داخلی و بین المللی برای طراحی، مدیریت، نظارت، ساخت و اجرای پروژه های گوناگون آن بود.
    مدیران صنعت نفت در کنار توسعه این میدان به اهداف دیگری نیز می اندیشیدند، انتقال تکنولوژی روز دنیا به داخل کشور، تقویت پیمانکاران و سازندگان داخلی، افزایش تولید و توان داخلی و رشد پیمانکاران عمومی.
    همچنین یکی دیگر از دغدغه های بسیار مهم دولت و وزارت نفت، اجرای پروژه های پارس جنوبی توسط شرکت های داخلی بود اما شاید تا آنزمان هیچ یک از شرکت های زیر مجموعه وزارت نفت، خصوصی یا دولتی به صورتی کامل برای این منظور یعنی : الف) توانایی جذب اعتبار و سرمایه های داخلی و خارجی. ب) توانایی استفاده مناسب از فرصت ها و تعامل با شرکت های خارجی برای استفاده از فناوری روز دنیا و انتقال آن به داخل کشور را داشته باشند. ج) توانایی مدیریت پروژه های عظیم نفت وگاز را داشته باشند، بوجود نیامده بود.
    پس از مطالعات و بررسیهای گوناگون سرانجام شرکت پتروپارس به منظور انجام موارد فوق الاشاره در بهمن ماه سال ۱۳۷۶ با موافقت شورای اقتصاد تأسیس و در شهریور ۱۳۷۷ به عنوان پیمانکار اصلی فاز یک میدان میدان گازی پارس جنوبی تعیین گردید. آنچه که مهم و بسیار با ارزش بود «تولد، تأسیس و ایجاد» یک شرکت تمام ایرانی برای اجرای پروژه های عظیم نفت وگاز توسط وزارت نفت بود. گرچه این شرکت در ابتدا با مشکلات گوناگونی دست و پنجه نرم کرد لیکن هر چه بود یک شرکت تمام ایرانی برای مدیریت پروژه های داخلی بوجود آمده بود. تأسیس این شرکت را می توان ایجاد یک ظرفیت ملی با ارزش و ایجاد یک پیمانکار عمومی مجری پروژه های نفت و گاز قلمداد کرد. بدون تردید هم اکنون نیز یکی از اصلی ترین راه های ارتقای فناوری ملی برای اجرای پروژه های بزرگ، تشکیل، تقویت و حمایت از شرکت های واقعی پیمانکاری در بخشهای مختلف صنعتی می باشد. راهی که پس از گذشت مدت زمان کوتاهی منجر به تقویت ظرفیت های ملی در بخش های مهندسی و طراحی، پیمانکاری ساختمانی، پیمانکاری نصب، توسعه کارخانجات و سازندگان قطعات مورد نیاز پالایشگاه ها و صنایع خواهد شد و پس از این مرحله شرکت های مذکورخواهند توانست حتی در سطح منطقه خاورمیانه و دیگر کشور ها نیز به فعالیت های تخصصی و قابل اعتنا بپردازند و این مهم هم اکنون به وقوع پیوسته است.
    انجام هدف فوق دقیقاً مطابق با سند چشم انداز بیست ساله کشور است که : ایران باید در افق۱۴۰۴ قدرت اول اقتصادی، فناوری و علمی در منطقه باشد. بنابراین ایجاد شرکتهایی با ظرفیتهای بالا که توانایی سازماندهی و مدیریت،‌ مهندسی و طراحی، تقسیم کار، تضمین کیفیت، برآورد دقیق هزینه ها، زمان بندی انجام پروژه، مدیریت و کنترل پروژه و نظارت بر کل کار و علاوه برآن قدرت تامین مالی طرح های بزرگ را داشته باشند، یکی از اهداف بلند این سند در افق بیست ساله خود است که می توان ادعا کرد تمامی این اهداف با ایجاد و تاسیس شرکت پتروپارس از سوی وزارت نفت برنامه ریزی و تحقق پیدا کرد. البته با مدیریتی دولتی که هم اکنون طبق قانون بایستی از انحصار دولت خارج و توسط بخش خصوص اداره و فعالیت نماید.
    انجام طرح توسعه فاز یک پارس جنوبی گرچه با مشکلات فراوانی از نظر تامین مالی و مدت زمان اجرای آن مواجه گردید لیکن تجربه ای بسیار گرانبها برای مدیران این شرکت بود. فراز و نشیب های گوناگون این طرح شرکت پتروپارس را همچون فولادی آبدیده آماده پذیرش کامل طرح توسعه فازهای ۶، ۷و۸ پارس جنوبی و مشارکت در بخش دریایی آن با شرکت استات اویل نروژ نمود. پذیرش ۲۰% از سهم توسعه فازهای ۴ و۵ پارس جنوبی نیز برای این شرکت موقعیتی مناسب و کم نظیر برای کسب تجربه ای دیگر با شرکتهای غیر ایرانی و بین المللی انی ایتالیا و هیوندای کره جنوبی پدید آورد. این همه دست به دست هم داد تا شرکت پتروپارس به بلوغ کامل خود نزدیک شده و مدیران، کارشناسان و برنامه ریزان آن توانایی انجام پروژه های عظیم دیگری را نیز به خود ببینند. برنده شدن این شرکت در مناقصه بین المللی طرح توسعه فاز ۱۲ پارس جنوبی که طرحی عظیم با تولیداتی به اندازه سه فاز پارس جنوبی و با اهداف گوناگونی همچون تولید LNG بود آزمونی سخت برای وزارت نفت و شرکت نفت و گاز پارس بود که البته این پروژه نیز هم اکنون مطابق برنامه های پیش بینی شده خود در حال انجام و توسعه بوده و رشد مناسبی را طی می کند.
    اینک دیگر نهال کوچک پرورده شده توسط صنعت نفت به درختی تنومند بدل شده بود تا جایی که در کشور ونزوئلا نیز به مطالعه و توسعه بلوک های ۱، ۲، ۳، ۴و ۷ آیا کوچو و مطالعات مخزن و امکان سنجی سرمایه گذاری در توسعه و بهره برداری بلوک گازی کاردن ۲ پرداخته و در حال مشارکت و اجرای پروژه های گوناگون در این کشور می باشد.
    هدف از نوشتن مطالب فوق یادآوری این نکته بسیار مهم است که در برهه حساسی از توسعه و سازندگی کشور وزارت نفت تصمیم به ایجاد،‌ حمایت، پرورش، تربیت و تلاش برای بالندگی شرکتی به نام پتروپارس به منظور توانایی رقابت با شرکت های خارجی و بین المللی و اجرای پروژه های بزرگ گرفت و با صرف هزینه ای گزاف به صورت مادی و معنوی، اینک و پس از گذشت سالها ثمرات تلاش های خود را برای اجرای پروژه های بزرگ صنعت نفت و گاز کشور می بیند.
    مطابق قانون، وزارت نفت نیز بایستی تعدادی از شرکتهای زیر مجموعه خود را به بخش خصوصی واگذار کند که تا کنون واگذاری تعدادی از آنها مانند شرکت پتروایران صورت گرفته و یا درحال انجام است. به نظر میرسد مهمترین نکته ای که در واگذاری شرکتهای بزرگ بایستی لحاظ گردد توجه به نقش مهم آنها قبل و پس از واگذاری است. بدون تردید شرکتهایی از این دست پس از واگذاری نیز به نوعی نظارت و حمایت وزارت نفت در هدایت و پذیرش آنها در اجرای پروژه های گوناگون صنعت نفت و گاز نیازمند می باشند.
    به زودی شرکت پتروپارس نیز از طریق مزایده فروخته و به بخش خصوصی واگذار خواهد شد. مراقب باشیم تا این درخت تنومند با تجربه های گرانبهای خود در aاجرای پروژه های بزرگ داخلی و خارجی و با وجود مدیران، متخصصان و نیروهای توانمندش همچون گذشته بارور و پرثمر و پر امید باقی بمانند و با توانی روزافزون و بیش از گذشته در اجرای طرحهای بزرگ مشارکت و مدیریت نمایند که صد البته این چنین نیز خواهد بود و صاحب نظران عرصه های مدیریت و اقتصاد و خصوصی سازی چه در سازمان خصوصی سازی و چه در وزارت نفت مطمئناً قبل از واگذاری به این مهم پرداخته و برنامه های مدونی نیز خواهند داشت.
    · · مجید بوجارزاده
    کارشناس ارشد تحقیق در ارتباطات
    «« در جهان هیچ چیز بهتر از راستی نیست »»

  4. کاربر مقابل از Bauokstoney عزیز به خاطر این پست مفید تشکر کرده است:

    moderator (Sunday 28 February 2010-1)

  5. Top | #147
    پارسیان (شاپرزفا)
    Bauokstoney آنلاین نیست.
    ورود به پروفایل ایشان

    عنوان کاربر
    ناظـر ســایت
    تاریخ عضویت
    Jan 1970
    شماره عضویت
    3
    نوشته ها
    72,809
    میانگین پست در روز
    4.45
    حالت من : Asabani
    تشکر ها
    1,464
    از این کاربر 18,855 بار در 14,692 ارسال تشکر شده است.

    موضوع پیش فرض صادرات نفت و رشد اقتصادی

    ·
    صادرات نفت و رشد اقتصادی

    در این مقاله نویسندگان ضمن مروری بر مطالعات گذشته و با توجه به مدل خلیفه آل‌یوسف (۱۹۹۷) در مورد کشورهای عربی حوزه خلیج‌فارس، صادرات نفتی و رشد اقتصادی در ایران را با استفاده از یک تابع تولید مورد بررسی قرار داده‌اند.


    · در این مقاله نویسندگان ضمن مروری بر مطالعات گذشته و با توجه به مدل خلیفه آل‌یوسف (۱۹۹۷) در مورد کشورهای عربی حوزه خلیج‌فارس، صادرات نفتی و رشد اقتصادی در ایران را با استفاده از یک تابع تولید مورد بررسی قرار داده‌اند. آنها در این مقاله با استفاده از همگرایی یکسان و تکنیک ardl رابطه بلندمدت صادرات نفتی و رشد اقتصادی را ۰۷۸/۰ درصد و با یک وقفه دوساله برآورد کرده‌اند.
    · · نویسنده: اقبالی علیرضا - حلافی حمیدرضا - گسکری ریحانه
    «« در جهان هیچ چیز بهتر از راستی نیست »»

  6. کاربر مقابل از Bauokstoney عزیز به خاطر این پست مفید تشکر کرده است:

    moderator (Sunday 28 February 2010-1)

  7. Top | #148
    پارسیان (شاپرزفا)
    Bauokstoney آنلاین نیست.
    ورود به پروفایل ایشان

    عنوان کاربر
    ناظـر ســایت
    تاریخ عضویت
    Jan 1970
    شماره عضویت
    3
    نوشته ها
    72,809
    میانگین پست در روز
    4.45
    حالت من : Asabani
    تشکر ها
    1,464
    از این کاربر 18,855 بار در 14,692 ارسال تشکر شده است.

    موضوع پیش فرض بررسی‌ تأثیر افزایش‌ قیمت‌ بنزین‌ روی‌ مصرف‌ آن‌ براساس‌ مدل‌های‌ StateSpace و Kalman Filter

    ·
    بررسی‌ تأثیر افزایش‌ قیمت‌ بنزین‌ روی‌ مصرف‌ آن‌ براساس‌ مدل‌های‌ StateSpace و Kalman Filter

    پایین‌ بودن‌ سطح‌ قیمت‌ انرژی‌ در کشور موجب‌ شده‌ که‌ مصرف‌ آن‌ به‌ طور فزاینده‌ای‌افزایش‌ یابد، به‌ طوری‌ که‌ ظرفیت‌های‌ تولیدی‌ جامعه‌ در برخی‌ از موارد جوابگوی‌ الگوی‌مصرف‌ جامعه‌ نیست‌ و کشور در تأمین‌ برخی‌ از فرآورده‌ها با مشکل‌ مواجه‌ شده‌ و مجبور به‌واردات‌ آنها می‌باشد.


    · پایین‌ بودن‌ سطح‌ قیمت‌ انرژی‌ در کشور موجب‌ شده‌ که‌ مصرف‌ آن‌ به‌ طور فزاینده‌ای‌افزایش‌ یابد، به‌ طوری‌ که‌ ظرفیت‌های‌ تولیدی‌ جامعه‌ در برخی‌ از موارد جوابگوی‌ الگوی‌مصرف‌ جامعه‌ نیست‌ و کشور در تأمین‌ برخی‌ از فرآورده‌ها با مشکل‌ مواجه‌ شده‌ و مجبور به‌واردات‌ آنها می‌باشد. بدین‌ روی‌، اصلاح‌ الگوی‌ مصرف‌ و بهینه‌ کردن‌ مصرف‌ انرژی‌ در کشور،ضروری‌ است‌. یکی‌ از روش‌های‌ بهینه‌ کردن‌ مصرف‌، سیاست‌ منطقی‌کردن‌ قیمت‌ انرژی‌می‌باشد. بدین‌ ترتیب‌، سیاست‌ افزایش‌ قیمت‌ انرژی‌ می‌تواند یکی‌ از ابزارهای‌ لازم‌ در جهت‌کنترل‌ رشد فزاینده‌ مصرف‌ بوده‌ و الگوی‌ مصرف‌ جامعه‌ را متناسب‌ با شرایط اقتصادی‌ کشوربهینه‌ نماید. از آن‌ جا که‌ قیمت‌ها علامت‌دهنده‌ خوبی‌ برای‌ مصرف‌ کننده‌ در هر جامعه‌ای‌ بااقتصاد سالم‌ می‌باشد، اصلاح‌ قیمت‌های‌ انرژی‌ در کشور نیز می‌تواند عامل‌ مناسبی‌ در تحریک‌انگیزه‌ مصرف‌کنندگان‌ در حرکت‌ به‌ سمت‌ اصلاح‌ الگوی‌ مصرف‌ باشد. اما همواره‌ بحث‌ روی‌این‌ مسئله‌ متمرکز بوده‌ که‌ مصرف‌کنندگان‌ به‌ قیمت‌ فرآورده‌ توجهی‌ ندارند و تغییرات‌ قیمت‌تأثیری‌ روی‌ مصرف‌ فرآورده‌ها ندارد. به‌ عبارت‌ دیگر، کشش‌ قیمتی‌ فرآورده‌ چندان‌ از تغییرات‌قیمت‌ تأثیر نمی‌پذیرد. این‌ مقاله‌، با بررسی‌ این‌ مسئله‌ در خصوص‌ فرآورده‌ بنزین‌ براساس‌تکنیک‌ کالمن‌ ---------- نتیجه‌ می‌گیرد که‌ حساسیت‌ مصرف‌ کننده‌ با تغییر قیمت‌ واقعی‌ تغییر یافته‌و مصرف‌ سرانه‌ بنزین‌ (مصرف‌ بنزین‌ به‌ ازای‌ هر خودرو) با افزایش‌ قیمت‌ واقعی‌ کاهش‌می‌یابد
    · · علی‌ اصغر اسماعیل‌نیا
    «« در جهان هیچ چیز بهتر از راستی نیست »»

  8. Top | #149
    پارسیان (شاپرزفا)
    Bauokstoney آنلاین نیست.
    ورود به پروفایل ایشان

    عنوان کاربر
    ناظـر ســایت
    تاریخ عضویت
    Jan 1970
    شماره عضویت
    3
    نوشته ها
    72,809
    میانگین پست در روز
    4.45
    حالت من : Asabani
    تشکر ها
    1,464
    از این کاربر 18,855 بار در 14,692 ارسال تشکر شده است.

    موضوع پیش فرض چند مقدمه و پیشنهاد در زمینة بازاریابی صادراتی محصولات پتروشیمی

    ·
    چند مقدمه و پیشنهاد در زمینة بازاریابی صادراتی محصولات پتروشیمی

    با توجه به جایگاه صنعت پتروشیمی به عنوان یکی از اولویت‌های نانوشتة کشور، وضعیت بازاریابی محصولات پتروشیمی با هدف صادرات، بسیار حائز اهمیت خواهد بود.


    · با توجه به جایگاه صنعت پتروشیمی به عنوان یکی از اولویت‌های نانوشتة کشور، وضعیت بازاریابی محصولات پتروشیمی با هدف صادرات، بسیار حائز اهمیت خواهد بود. در این زمینه با استفاده از مآخذ مذکور در انتهای متن حاضر، مطالبی در قالب شش بخش زیر بیان شده و سپس ۵ پیشنهاد مطرح شده است. البته ممکن است این پیشنهادات هم‌اکنون در بازرگانی پتروشیمی کشور در حال عمل شدن نیز باشد، اما به‌هرحال توجه اصولی‌تر به این محورها، آینده روشنتری را برای جایگاه ایران در بازار جهانی رقم خواهد زد.
    ۱) شبکه جهانی بازارهای پتروشیمی
    ارتباط بین بازارهای پتروشیمی، جهان را به یک شبکه متصل و پیوندخورده تبدیل ساخته بطوری که هر منطقه نیازهای مناطق دیگر را پاسخ گفته و نیازمندی‌های خود را از طریق محصولات منطقه‌ای دیگر برطرف می‌سازد. به‌عنوان نمونه، خاورمیانه در میان بازارهای آسیای شرقی و اروپا واقع شده و نقش تامین مواد پایه را برای آنها بازی می‌نماید؛ اروپا مواد پلیمری پیشرفته تولید می‌کند، آمریکای شمالی خدمات و دانش فنی صادر کرده و چین صادر کنندة مواد مصرفی نظیر فیلم، کیف و غیره می‌باشد که وارد بازارهای آمریکای شمالی و اروپا می‌گردند.
    بدین ترتیب صنعت پتروشیمی را می‌توان یک صنعت کاملاً جهانی نام نهاد که با ادامة فرایند جهانی‌شدن، جایگاه مناطق مختلف در آن بیش از پیش مستحکم می‌گردد. برخی از روابط بین مناطق مختلف در نمودار زیر نشان داده شده است: (ماخذ ۱)
    بنابراین مطالعات بازارهای پتروشیمی نقش بسیار مهمی در شناخت جایگاه مناطق مختلف و تبیین جایگاه شایسته برای کشور خواهد داشت.
    ۲) تحول در بازارها
    تحول در بازارها مساله‌ای قابل توجه در بازاریابی محصولات پتروشیمی است که در سال‌های اخیر شدت بیشتری یافته است. از جمله این تحولات می‌توان به موارد زیر اشاره نمود.
    - کاهش رشد بازارهای ژاپن، آمریکا و اروپا بدلیل مسائل زیست‌محیطی و بازیافت
    - گسترش روزافزون بازار چین، مالزی، ایران و عربستان سعودی به دلیل رشد جمعیت و پتانسیل رشد تولید ناخالص داخلی
    - اشباع بازار مصرفی در برخی کشورها نظیر سنگاپور
    - ظهور بازارهای بکر و دست‌نخورده‌ای چون هند با نیازهای رو به‌رشد به دلیل توسعه صنایعی چون ساختمان‌سازی و الکترونیک
    - روی‌آوردن گستردة کشورهای صاحب منابع هیدروکربوری به تولید مواد پایه
    ۳) نظرات مدیر بازرگانی BP
    نیک نورتن، مدیر بازرگانی شرکت بریتیش پترولیوم، این مسأله را که چگونه می‌توان در رقابت سنگین بازار پتروشیمی موفق ظاهر شده و ارزش افزوده مناسب را بدست آورد، در موارد زیر، خلاصه نموده است:
    - امتیاز خوراک
    - توانایی تولید در مقیاس‌های بزرگ
    - برخورداری از تکنولوژی پیشتاز
    - شبکه‌های توزیع مناسب
    - بازاریابی صحیح و حفظ مشتری
    بنا به گفتة وی برای تسلط بر بازار، می‌بایست در تمام موارد فوق صاحب قدرت بود. تنها در اختیار داشتن یک یا چند مورد کافی نبوده و در طول زمان، بازار را از دست تولیدکننده خارج خواهد ساخت. لذا بررسی هر یک از این موارد و شناسایی نقاط ضعف و قوت در آن از ملزومات تسلط بر بازار می­باشد.
    ۴) چه اطلاعاتی برای بازاریابی صحیح نیاز است
    یک شرکت پیش از واردشدن به عرصه صادرات، باید نکات زیادی را مدنظر قرار داده و مطالعات جامعی را در زمینه بازارهای بین‌المللی انجام دهد. این مطالعات و کسب اطلاعات بایستی در زمینه‌های زیر انجام شود:
    ۱) تعرفه گمرکی کشور طرف فروش
    ۲) محدودیت سهمیه (سهمیه‌ای که کشور طرف فروش برای برخی همپیمانان ---------- و اقتصادی خود به‌صورت ثابت اختیار می‌نماید)
    ۳) محدودیت‌های غیرتعرفه‌ای، از جمله نداشتن استانداردهای مدنظر مشتری
    ۴) چگونگی روابط بازرگانی با کشور طرف فروش
    ۵) میزان توسعه‌یافته بودن زیرساخت‌های اقتصادی و امنیتی (جهت فعالیت و تحویل محصولات)
    ۶) ریسک‌های ---------- و خطر تغییر سیاست‌های دولتهایی که مشتری محصولات هستند
    ۷) مدنظر قراردادن وضعیت اقتصادی کشورهای طرف فروش، (تلاش برای صدور محصولات پتروشیمی به کشورهای دارای اقتصاد متکی بر صادرات مواد خام، در مقابل صدور این مواد به کشورهای در حال صنعتی‌شدن و بالاتر از آن کشورهای با اقتصاد صنعتی که کالاهای مصرفی و نهایی را تولید می‌نمایند، با یکدیگر بسیار متفاوت است.)
    ۵) راه‌های حفظ بازار از جمله نظام توزیع مناسب
    چنانکه در میان موارد مطرح شده از طرف مدیر بازرگانی BP نیز بیان شد، حفظ بازار و نظام توزیع مناسب دو عامل مهم موفقیت می‌باشند. طبعاً زمانی که شرکتی به بازار یک کشور خارجی نسبتاً توسعه‌یافته وارد می‌شود، مایل نیست که در مقابل رقبای خود، ضعیف ظاهر شود؛ لذا برای بدست‌آوردن موقعیت مناسب باید در کنار بازاریابی صحیح، جهت حفظ بازار نیز فعالیت زیادی داشته باشد. در این زمینه توجه به موارد زیر الزامی است:
    - به‌کاربردن روش‌ها و ابتکارات در زمینه بازاریابی و ارائه بهتر خدمات
    - قیمت‌گذاری مناسب
    - توزیع سریع و آسان
    در زمینة نظام توزیع، به خصوص هزینه و سرعت حمل و نقل، دو عامل مهم و قابل توجه می‌باشند. یک شرکت موفق، بایستی محل فعالیت خود و راههای حمل و نقل را به دقت انتخاب نموده و سپس نحوه رساندن سریع و کم‌هزینه کالا به مشتری را مورد بررسی قرار ‌دهد.
    ۶) مشکلات رقابت با شرکت‌های مشهور و مسلط بر بازار
    سعی در ورود و تسلط بر بازار، علاوه بر اتخاذ راهکارهای بیان‌شده، نیاز به سنجیدن رقبا و بررسی میزان توان تولید، فروش و تسلط آنها بر بازار دارد. یک شرکت ضعیف، در بازاری که شرکت‌های مشهور با قدرت تولید بالا، مدتها یکه‌تاز بوده‌اند، به راحتی موفق نخواهد بود. بررسی وضعیت محصولات وارداتی چین مشخص می‌کند که مطابق نمودارهای زیر، کرة جنوبی با دراختیار داشتن ۳۴درصد بازار پلی‌پروپیلن، ۲۶درصد بازار پلی‌اتیلن سبک و ۳۰درصد بازار پلی‌اتیلن سنگین بیشترین سهم را در واردات محصولات پایه و میانی پتروشیمیایی به چین داشته و کشورهای ژاپن،‌ تایوان، سنگاپور و آمریکا در مراحل بعدی قرار دارند و از میان کشورهای خاورمیانه، تنها عربستان و تا حدی کویت موفق به حضور در بازار پررونق چین گشته‌اند:
    ● پیشنهادات:
    پیشنهاد ۱) مشارکت با کشورهای مسلط بر بازار:
    چنانکه در مقدمة ۶ بیان شد، شرکت‌های تازه وارد برای ورود به بازارهایی که شرکت‌های مشهور در آنها از قبل حضور داشته‌اند، مشکلات فراوانی خواهند داشت. به عنوان نمونه در مورد چین، این سؤال مطرح می‌شود که صنایع پتروشیمی ایران با وجود اینکه تا سال ۲۰۰۰ عملاً سهمی در واردات پتروشیمیایی چین نداشته، چگونه می‌تواند چین را به­عنوان بازاری مناسب برگزیده و صنایع پتروشیمی خود را به امید صادرات به بازارهایی چون چین توسعه دهد؟ لذا در این زمینه بایستی به راه حل‌های ویژه توجه نمود.
    یکی از راهکارهای مناسب برای ورود به این بازارها، ایجاد پیوندهای راهبردی با شرکت‌های محلی یا شرکت‌های مسلط بر بازار می‌باشد. از طریق پیوند با چنین شرکایی می‌توان محصولات را به صورت محلی و به­نام شرکت صاحب شهرت در بازار به فروش رساند. مثلاً مشارکت با کشورهای آسیای شرقی که سهم عمده‌ای در بازار چین داشته و از نظر فرهنگی با این کشور دارای سنخیت می‌باشند، باعث ورود موفقیت‌آمیزتر به بازار این کشور خواهد شد. این مشارکت برای این کشورها نیز دارای منافع قابل توجهی است؛ زیرا بهره‌مندی ایران از خوراک گاز طبیعی در مقابل خوراک نفتای مورد استفاده کشورهای آسیای شرقی، کاهش قیمت تمام شده محصولات آنها را به دنبال خواهد داشت.
    البته توفیق در جلب سرمایة این شرکت‌ها در کشور با توجه به برخی موانع و آماده نبودن زیرساخت‌ها و بسترهای حقوقی و اقتصادی، چندان آسان نیست؛ میزان موفقیت در این مشارکت‌ها، به قدرت دیپلماسی خارجی و توان ایجاد روابط قابل قبول با این کشورها نیز بستگی دارد؛ ولی بهرحال اگر پتروشیمی را به عنوان صنعتی صادراتی مورد توجه قرار داده‌ایم، بایستی در این زمینه‌ها تلاش کنیم.
    پیشنهاد ۲) ابتکارات جدید و تحقیقات مؤثر در بازار:
    به کار بستن تمهیدات جدید و ابتکارات در زمینه بازاریابی و فروش محصول نیز امری است که در حال حاضر مورد توجه شرکت‌های بزرگ جهانی قرار گرفته است. به‌عنوان نمونه یکی از راهکارهای جالب که نزد برخی شرکت‌ها نظیر متانکس (یکی از بزرگترین تولیدکنندگان متانول جهان) مشاهده می‌شود، روی‌آوردن به تحقیق و پژوهش مؤثر در بازارسازی می‌باشد. یافتن کاربری‌های جدید برای محصول متانول یکی از فعالیت‌های اصلی این شرکت بوده و تعداد زیادی از محققان این شرکت جهت یافتن راههای مصرف جدید متانول مشغول به تحقیق هستند. این حرکت می‌تواند الگوی مناسبی برای بازرگانی پتروشیمی باشد که متأسفانه نسبت به سرانجام محصولات فروخته‌شده حساسیتی از خود نشان نمی‌دهد.
    پیشنهاد ۳) ورود به بازار کشورهای آفریقایی
    در مقدمه چهارم گفته شد که از جملة مطالعاتی که در بازاریابی مورد نیاز است، مطالعة ساختار صنعتی کشورهای مقصد و ثبات ---------- و امنیتی و سایر موارد آنها است. از طرف دیگر مشاهده می‌شود که شرکت ملی بازرگانی پتروشیمی اقدام به احداث دفاتر فروش در ده کشور آفریقایی نموده و کسب بازار این کشورها را به‌عنوان یکی از اولویت‌های خود مطرح ساخته است (همشهری۲۶/۱۱/۸۱)؛‌ این در حالی است که این کشورها، با وجود دارا بودن اقتصادی مبتنی بر منابع طبیعی و یا حداکثر در حال صنعتی‌شدن و همچنین فقدان ثبات امنیتی لازم، بازار مناسبی را برای محصولات پایه و میانی پتروشیمی فراهم نخواهند آورد.
    یکی از راه‌های پیشرفت کار این دفاتر، تلاش در جهت صدور محصولات بخش خصوصی فعال در زمینه‌های پایین‌دستی پتروشیمی است. این کشورها اگر چه صنایع تبدیل کنندة محصولات میانی و پایة پتروشیمی به محصولات نهایی را ندارند ولی می‌توانند مشتری محصولات نهایی باشند.
    پیشنهاد ۴) توجه به نظام توزیع و سایر راه‌های حفظ بازار
    شرکت‌ ملی بازرگانی پتروشیمی، به غیر از ایجاد دفتر در کشورهای آفریقایی، اقدام به ایجاد دفاتر و شرکت‌هایی نظیر شرکت بازرگانی پتروشیمی انگلستان، آلمان، شرکت منطقه آزاد "دوبی" و شرکت بین‌المللی بازرگانی پتروشیمی "شانگهای"، به منظور فروش محصولات پتروشیمی به کشورهایی همچون انگلستان، آلمان و چین، نموده که در جهت فروش مواد پایه و میانی تولیدی صنایع پتروشیمی ایران فعالیت می‌نمایند. همچنین این شرکت اقدام به احداث دفتر در کشورهایی نظیر چین و ترکیه به منظور پیش‌فروش محصولات و انجام هماهنگی‌های لازم نموده است (همشهری۳۱/۲/۸۱ و ۹/۶/۸۲) که می‌تواند ابتکاری از سوی بازرگانی پتروشیمی در راستای رساندن سریع محصول به دست مشتری به حساب آید.
    چنانکه در مقدمات ۳ و ۵ تاکید شد، طراحی نظام توزیع مناسب و ابتکارات مختلف در بازاریابی و به خصوص ارایة خدمات مناسب به مشتریان می‌تواند در جهت به دست آوردن و حفظ بازار این کشورها بسیار مؤثر ‌باشد. در این زمینه باید مطالعات گسترده‌ای توسط شرکت‌های مذکور انجام گیرد. این مطالعات علاوه بر تاثیر در بازرگانی محصولات پتروشیمی، حتی در تعیین استراتژی‌های تولید و توسعة صنعت پتروشیمی نیز مؤثر خواهد بود.
    پیشنهاد۵) تکمیل مطالعات بازار با مطالعات تکنولوژی
    چنانچه در مقدمه سوم از قول مدیر بازرگانیBP نیز نقل شد، یکی از عوامل مهم کسب و حفظ بازار، برخورداری از تکنولوژی پیشتاز است. انتخاب تکنولوژی مناسب تولید به خصوص برای کشوری چون ما که تکنولوژی آن کاملاً وارداتی است، امری حیاتی برای کسب و حفظ بازارهای جهانی است. پروژه‌های انتقال تکنولوژی در کشور نباید توسط مدیرانی انجام شوند که اطلاعات فنی لازم را نداشته و از مبانی "مدیریت تکنولوژی" بی‌خبرند. ایجاد مراکز "مدیریت تکنولوژی" در صنایع پتروشیمی کشور می‌تواند ضمن اصلاح روند فعلی انتقال تکنولوژی، منجر به هدایت تحقیقات (هر چند محدود) فعلی در کشور شده و به تدریج زیرساخت‌های توسعة تکنولوژی بومی را فراهم سازد. بدون شک مطالعات بازار و مطالعات تکنولوژی بایستی در ارتباط تنگاتنگ با یکدیگر انجام شوند چرا که مکمل یکدیگر هستند.
    · · نویسنده: علیرضا پیمان پاک
    مآخذ:
    ۱- نیک نورتون (مدیر بازرگانی شرکت BP ). پنجمین همایش بین‌المللی پتروشیمی. ۱۳۸۲ تهران
    ۲- مدیریت بازاریابی جهانی ـ نوشته وارن جی کیگان ـ‌ ترجمه دکتر عبدالحمید ابراهیمی ـ تهران ـ ‌دفتر پژوهش‌های فرهنگی
    ۳ - ۲۰۰۱ World Polyolefines Analysis CMAI Report
    ·
    «« در جهان هیچ چیز بهتر از راستی نیست »»

  9. Top | #150
    پارسیان (شاپرزفا)
    Bauokstoney آنلاین نیست.
    ورود به پروفایل ایشان

    عنوان کاربر
    ناظـر ســایت
    تاریخ عضویت
    Jan 1970
    شماره عضویت
    3
    نوشته ها
    72,809
    میانگین پست در روز
    4.45
    حالت من : Asabani
    تشکر ها
    1,464
    از این کاربر 18,855 بار در 14,692 ارسال تشکر شده است.

    موضوع پیش فرض لزوم توجه به تکنولوژیهای جدید تبدیل گاز به مواد شیمیایی و سوخت

    ·
    لزوم توجه به تکنولوژیهای جدید تبدیل گاز به مواد شیمیایی و سوخت

    صادرات گاز با هدف ارزآوری، از اولویت‌های وزارت نفت به شمار می‌رود. لیکن بدلیل خواص ویژه گاز طبیعی، انتقال و فروش آن با مشکل روبروست.


    · صادرات گاز با هدف ارزآوری، از اولویت‌های وزارت نفت به شمار می‌رود. لیکن بدلیل خواص ویژه گاز طبیعی، انتقال و فروش آن با مشکل روبروست. تبدیل گاز طبیعی به مواد شیمیایی می‌تواند گامی مهم در راستای انتقال آسان و بازاریابی موفق‌ گاز طبیعی باشد. در این مطلب به معرفی برخی تکنولوژی‌های تبدیل گاز به مواد شیمیایی و بیان مزایای استفاده از آنها پرداخته‌ای
    ● اهمیت تبدیل گاز به مواد شیمیایی
    مقدار ذخایر اثبات شدة گاز دنیا حدود ۱۴۰ تریلیون متر مکعب است که حدود ۳۰ درصد آن در منطقة خاورمیانه قرار دارد. از آن جمله می‌توان به بزرگترین مخازن گازی جهان نظیر پارس جنوبی و میدان گازی شمال کشور اشاره کرد. با وجود این ذخایر گازی، طبق آمار (SRI)، خاورمیانه تنها ۹ درصد بازار محصولات گازی جهان را در اختیار دارد.
    گاز طبیعی، سوختی پاک و خوراکی مناسب برای صنایع شیمیایی است؛ اما به‌دلیل ویژگی‌های خاص خود، انتقال آن به سمت بازار مصرف دشوارتر و گرانتر از انتقال نفت خام است. این مسئله ناشی از مشکلاتی نظیر نبود بازار امن و مناسب، هزینة بالای حمل و نقل و گران و پیچیده‌بودن تکنولوژی‌های انتقال نظیر LNG و خطوط لوله است. به عنوان مثال یک کشتی LNG، حدود ۳۳ میلیون گالن LNG با ارزش گرمایی حدود ۳ تریلیون BTU جابجا می‌نماید، در حالیکه یک کشتی نفتکش (که ساده‌تر و ارزانتر نیز هست) ۲.۲ میلیون بشکه نفت خام با ارزش گرمایی برابر با ۱۳۰ تریلیون BTU را انتقال می‌دهد که حاکی از بالابودن هزینة انتقال گاز طبیعی است. علاوه بر این، مشکلات زیست‌محیطی تولید و انتقال LNG و همچنین هزینة بالا و ضرورت رعایت مسایل ایمنی سایر روش‌های صادرات گاز نظیر خط لوله و هیدرات، صادرات گاز را با مشکلات بیشتری روبرو می‌سازد.
    از این رو، تبدیل گاز طبیعی به مواد شیمیایی و جایگزین کردن صادرات این مواد به جای صادرات گاز، علاوه بر اینکه بازار فروش مناسب و مطمئنی دارد، ارزش افزودة بیشتری را نصیب کشور صادرکننده می‌کند و مشکلات صادرات گاز را نیز به همراه ندارد.
    اما تبدیل گاز طبیعی به محصولات با ارزش نیز، به‌دلیل ترکیبات موجود در گاز طبیعی با مشکلات خاصی روبروست. گاز طبیعی محتوی بیش از ۹۰ درصد متان، حدود ۶ درصد اتان و ۴درصد از سایر هیدروکربن‌ها است، که تنها ۶ درصد اتان آن جهت تولید محصولات شیمیایی مورد مصرف قرار می‌گیرد.
    تکنولوژی‌های مرسوم در صنایع پتروشیمی، قابلیت تولید الفین‌ها و محصولات پتروشیمیایی را فقط از گاز مایع و اتان موجود در گاز طبیعی دارند. از این رو، با تکیه بر فرآیندهای فعلی پتروشیمیایی، نمی‌توان ارزش افزودة موجود را چندان ارتقا داده و مشکلات صادرات گاز را کاهش داد. بنابراین باید به دنبال تکنولوژی‌های جدیدی بود که توانایی تبدیل متان موجود در گاز را به فرآورده‌های با ارزش داشته باشد. در این صورت، علاوه بر رفع مشکل صادرات گاز طبیعی به‌صورت خام، ۹۰ درصد آن به مواد با ارزش افزوده بالا تبدیل می‌شود و درآمد حاصله از چند سنت به ازای هر فوت مکعب به چند ده دلار در هر فوت مکعب خواهد رسید.
    در ادامه، به معرفی و بررسی اجمالی این تکنولوژی‌ها می‌پردازیم:
    ۱) تکنولوژی‌های تولید متانول در ظرفیت‌های بالا (مگامتانول)
    متانول از متان گاز طبیعی تولید می‌شود و دارای کاربردهای متنوعی است. عمده‌ترین مصرف این ماده، تولید مواد شیمیایی است. البته متانول کاربردهای دیگری نظیر استفاده در خودروها به‌عنوان سوختی پاک را نیز داراست. لکن هزینة نسبتاً بالای تولید آن به روش‌های معمول، این قبیل کاربردهای متانول را غیراقتصادی ساخته است. یکی از روش‌های اقتصادی و نوین تولید متانول، استفاده از واحدهای مگامتانول (واحدهای تولید در ظرفیت‌های بالا) است. این واحدها، به‌دلیل هزینة بسیار پایین‌تر جهت ساخت، استفاده از کمپروسورهای کوچکتر و استفادة بهینه از گرما و انرژی در فرآیند، متانولی تولید می‌نمایند که به مراتب ارزان‌تر از متانول تولیدی واحدهای معمولی است.
    طبق پیش‌بینی‌ها در سال ۲۰۰۸، بیش از ۳۰ درصد متانول دنیا از طریق واحدهای جدید مگامتانول با ظرفیت بیش از ۴۵۰۰ تن در روز تأمین می‌گردد. متانول ارزان حاصله را می‌توان در تولید اسید استیک، MTBE (مادة جایگزین سرب بنزین) و همچنین به‌عنوان سوخت خودروها مورد استفاده قرارداد. همچنین با استفاده از تکنولوژی‌های نوین که در قسمت‌های بعد معرفی خواهند شد، می‌توان این ماده را به مواد با ارزشی نظیر اتیلن، پروپیلن و DME تبدیل نمود.
    ۲) تکنولوژی‌های تبدیل متانول به اتیلن و پروپیلن (MTO و MTP ):
    یکی از فرآیندهایی که تبدیل متان را به محصولات با ارزشی نظیر الفین‌ها میسر می‌کند، MTO است که متانول خام را به اتیلن و پروپیلن تبدیل می‌نماید. در طی این فرآیند، در مرحلة اول، گاز طبیعی به متانول خام تبدیل شده و در مرحلة دوم متانول حاصله از طریق واکنش کاتالیستی به اتیلن و پروپیلن تبدیل می‌گردد. اتیلن و پروپیلن تولیدی با خلوص بالای ۹۷ درصد است و می‌توان آن‌را به راحتی جدا ساخت و به واحد پلیمرسازی فرستاد. گرچه تکنولوژی‌های دیگری نظیر OCM برای تبدیل متان به اتان و پس از آن الفین‌ها وجود دارند، اما این فرآیندها در مقایسه با فرآیند MTO از بازده پایین‌تر و صرفه اقتصادی کمتری برخوردار هستند.
    در حال حاضر، تحقیق و توسعه برروی فرآیند MTO در شرکت‌های هیدرو (نروژ)، UPO و لورگی به طور موفقیت‌آمیزی پیگیری می‌شود. یک نمونه از پلنت تبدیل متانول به اولفین به‌وسیلة شرکت هیدرو در نروژ نصب گردیده است. این واحد روزانه حدود ۷۵۰ هزار تن متانول را به عنوان خوراک مصرف می‌نماید که عمدتاً از گازسنتز حاصله از گاز طبیعی به‌دست می‌آید.
    شرکت لورگی نیز در حال مذاکره با برخی شرکت‌ها در کشورهای قطر و ترینیداد و توباگو برای احداث واحدهای تبدیل متانول به الفین در این کشورها است. بهترین مناطق برای احداث این واحدها، مناطق مجاور میادین بزرگ گاز طبیعی است که قیمت گاز آنها کمتر از یک دلار برای هر میلیون BTU می‌باشد.
    ۳) تکنولوژی تولید DME (دی‌متیل‌اتر)
    دی‌متیل­اتر، مولکول سادة اتر با فرمول CH۳-O-CH۳ است. این ماده را می­توان مانندLPG به کار برد. اشتعال این ماده نیز مانند گاز طبیعی است. در این ماده، مقدار NO۲ و مشتقات سولفور بسیار پایین و کمتر از ppm ۱۵ است. این موضوع نشانگر مزیت زیست­محیطی DME است که یک انرژی چندمنظورة پاک (تمیز) برای قرن ۲۱ به شمار می‌رود. DME یک مادة غیرسمی است و در حال حاضر به­عنوان مادة سرمازا و مولد فشار به­عنوان جانشینی برای کلروفلئورکربن استفاده می­شود. این ماده ساده­ترین اتر تولید­ شده از متانول(ساده­ترین الکل حاصل از سنتز گاز) است.
    هم‌اکنون، در بیش از ۱۳ کارخانة تجاری، DME از طریق دی­هیدرات­کردن (آب­زدایی) متانول به دست می‌آید. میزان تولید DME به این روش، ۱۰ هزار تن در روز در ژاپن و ۱۵۰ هزار تن در روز در جهان است. ویژگی­های خاص DME سبب شده است که به­عنوان جذاب­ترین جایگزین LPG (گاز مایع) و نفت کوره و به­عنوان یک سوخت پاک بدون SOX و دود شناخته شود.
    در حال حاضر، در ژاپن DME صرفاً به­عنوان یک مادة (اسیدی) مولد فشار، در کارخانه­هایی با مقیاس کوچک، تولید می­شود. اما با توجه به ویژگی­های خاص آن، بازارهای DME در آینده بسیار گسترده­تر خواهد بود. مهمترین ویژگی DME علاوه بر خصوصیات شیمیایی آن که منجر به ایجاد بازارهای متعددی برای آن خواهد شد، هزینة سرمایه­گذاری کمتر آن نسبت به پروژه­های LNG و GTL است.
    برخی از بازارهای بالقوة DME عبارتند از:
    ۱) سوخت نیروگاه­ها
    ۲) جایگزینی در بازارهای LPG
    ۳) جایگزینی در بازارهای نفت کوره
    ۴) سوختی برای سلول‌های سوختی و سایر مصارف
    ● تکنولوژیGTL (تبدیل گاز به فرآورده‌هیا سوختی نظیر بنزین)
    امروزه یکی از راهکارهای مهم در انتقال گاز طبیعی, استفاده از روش تبدیل گاز به فراورده­های مایع (GTL) است. در سال‌های اخیر، پیشرفت­های قابل‌توجهی در تکنولوژی GTL به‌دست آمده است؛ به‌طوری‌که، این فناوری را به‌عنوان یک گزینة مناسب و اقتصادی برای بهره­برداری از ذخایر گازی مطرح ساخته است. فرآیند فیشر- تروپش (Fischer-Tropsch)، به عنوان اصلی‌ترین فرایند GTL، شامل سه مرحله است:
    ۱) تولید گازسنتز (Syngas)
    ۲) تولید هیدروکربن‌های خطی
    ۳) مرحلة پالایش و بهبود کیفیت ‌هیدروکربن‌های خطی
    حجم گاز طبیعی مورد نیاز برای تولید یک بشکه GTL در حدود ۱هزار فوت مکعب است. از نقطه نظر صرفه اقتصادی، تولید GTL از گازهای سوزانده شده در رتبة نخست جای می‌گیرد و به دنبال آن تولید این فرآورده از گازهای طبیعی میادین بزرگ گازی دارای صرفة اقتصادی بیشتری است .مقایسة GTL با فراورده‌های حاصل از نفت خام، حاکی از مرغوبیت فرآورده‌‌های حاصل از تبدیل گاز نسبت به فرآورده‌های پالایشی نفت خام است. نفت گاز حاصل از GTL دارای درجة ستان (cetane number) مناسب و کیفیت بالاتری نسبت به نفت گاز حاصل از تصفیه نفت خام است. کیفیت بهتر و درجه خلوص بیشتر، از جمله مشخصات محصولات حاصل از GTL است. در ذیل به چند نمونه از این موارد اشاره شده است:
    - برش‌های نفتای حاصل از GTL، به‌دلیل عدد ستان پایین نسبت به خوراک پالایشگاهی، مواد مناسب‌تری برای واحدهای تولید اتیلن در مراکز پتروشیمی به‌شمار می‌روند.
    ـ سوخت جت حاصل از فرآیند GTL، شامل مقدار کمی مواد آروماتیک است که احتراق مناسب و استارت خوب موتور را امکان‌پذیر می‌نماید. نفت سفید حاصل از فرآیند GTL که محتوی مواد پارافینیک نیز باشد، به دلیل وجود مواد کاهندة دود، سوخت مناسبی است. لازم به ذکر است که در مقایسه با هیدروکربورهای پایة نفتینیکی و آروماتیک هیدروکربورهای پارافینیکی دارای توانایی احتراق بهتری هستند.
    ـ نفت گاز پارافنینیک حاصل از فرآیند GTL، دارای عدد ستان بالا بوده و به دلیل عدم وجود مواد آروماتیکی، سوخت مناسبی به‌شمار می‌رود. مقایسة نفت گاز حاصل از فرایند GTL با نفت گاز مصرفی در بازار امریکا، نشان‌دهندة کاهش‌های ۳۰ درصدی مواد اکسید نیتروژن، ۴۶ درصدی منواکسید کربن و ۳۸ درصدی هیدروکربورها در فرآیند GTL است. در یک جمع‌بندی کلی می‌توان اینگونه بیان داشت که توسعة فن‌آوری‌ها در فرآیند تولید GTL با توجه به مسایل زیست محیطی، یک تلاش مستمر را برای آینده طلب می‌کند. استفاده از فناوری GTL، نیازمند برخورداری از طیف وسیعی از تجهیزات، دانش­فنی و نیروی انسانی ماهر است که می‌تواند محرکی برای توسعة صنعت و اقتصاد کشور تلقی شود.
    ● جمع بندی:
    در پایان به این نکته اشاره می‌شود که، در استفاده از ذخایر بیکران گاز، کسب ارزش افزوده حاصل از فعالیت‌های سطوح بالاتر تکنولوژی, مطلوب‌تر از کسب درآمد از طریق صدور مواد خام و اولیه است؛ مسئله‌ای که پس از حدود ۱۰۰ سال استفاده از نفت خام مورد توجه جدی واقع نشده است. لذا با وجود جوان بودن صنعت گاز و برخورداری کشور از منابع عظیم گازی، امید می‌رود با جلب توجه مسئولان به تکنولوژی‌های برتر و به‌روز صنعت گاز که برخی از آنها برشمرده شد (نمودار ۱)، ارزش افزودة مناسبی از این ثروت ملی حاصل گردد.
    · · نویسنده: علیرضا پیمان پاک
    مآخذ:
    ۱- Utilization of Middle East Gas Resources: New Technology Opportunities
    Dr. George M. Intille Director, Process Economics Program SRI Consulting
    ۶ Iran Petrochemical Forum May ۱-۲, ۲۰۰۴
    ۲- Gas To Chemicals: Advanced technologies for natural gas monetisation
    Waldemar Liebner Lurgi Oel·Gas·Chemie GmbH
    ۸th Annual Middle East Gas Summit, Tehran, ۲۹/۳۰ October ۲۰۰۲
    ·
    «« در جهان هیچ چیز بهتر از راستی نیست »»

  10. Top | #151
    پارسیان (شاپرزفا)
    Bauokstoney آنلاین نیست.
    ورود به پروفایل ایشان

    عنوان کاربر
    ناظـر ســایت
    تاریخ عضویت
    Jan 1970
    شماره عضویت
    3
    نوشته ها
    72,809
    میانگین پست در روز
    4.45
    حالت من : Asabani
    تشکر ها
    1,464
    از این کاربر 18,855 بار در 14,692 ارسال تشکر شده است.

    موضوع پیش فرض تبیین جایگاه گازطبیعی فشرده به عنوان سوخت خودروها

    ·
    تبیین جایگاه گازطبیعی فشرده به عنوان سوخت خودروها

    سیر صعودی مصرف انواع سوخت در بخش حمل و نقل و همچنین افزایش آلودگی ایجاد شده ناشی از خودروها, ضرورت استفاده از یک سوخت جایگزین را در این بخش نشان می‌دهد.


    · سیر صعودی مصرف انواع سوخت در بخش حمل و نقل و همچنین افزایش آلودگی ایجاد شده ناشی از خودروها, ضرورت استفاده از یک سوخت جایگزین را در این بخش نشان می‌دهد. در مقاله­ای که آقایان رضا شاعری و آرش میرعبدا.. لواسانی به چهارمین همایش ملی انرژی تهران (۱۳۸۱) ارایه کرده­اند, سعی شده است که اهمیت جایگاه گاز طبیعی فشرده (cng) در میان سایر حامل‌های انرژی به عنوان سوخت خودروها نشان داده شود. این مطلب مختری از مقاله مذکور در این زمینه می­باشد:
    وقوع بحران‌های نفتی، افزایش تعداد وسایل نقلیه و آلایندگی ناشی از آن، کاهش ذخایر نفتی و تصویب قانون‌های سخت مبارزه با آلودگی محیط زیست, منجر به آن شده است تا ساخت خودروهای کم مصرف و با آلایندگی کم و همچنین استفاده از سوخت‌های جایگزین در دستور کار مراکز تحقیقاتی جهان و به خصوص خودروسازان قرار گیرد.
    گاز طبیعی از سوخت‌های جایگزینی است که از دهه ۱۹۲۰ میلادی مورد استفاده قرار گرفته است؛ اما سهولت استفاده از سایر سوخت‌های فسیلی مایع باعث گردید که از این سوخت, فقط در برخی از کشورها (مانند ایتالیا و شوروی سابق) استفاده شود. از دهه ۱۹۹۰ میلادی, روند استفاده از این سوخت در میان کشورهای جهان سیر صعودی داشته است؛ به طوری که طی کمتر از یک دهه تعداد این خودروها به حدود دو میلیون دستگاه رسیده است.
    با توجه به اینکه ایران از لحاظ ذخایر گازی مقام دوم را در میان سایر کشورهای جهان داراست، به جرات می‌توان گفت که طی دهه گذشته نرخ رشد استفاده از این سوخت در خودروها بسیار ناچیز بوده است.
    ● گاز طبیعی به عنوان سوخت خودرو در کشور و مزایای آن
    استفاده از گاز طبیعی در خودروها, مزایای غیر قابل انکاری نظیر کاهش آلودگی هوا و نتیجتاً کاهش مصرف سوخت‌های فسیلی مایع و کاهش یارانه بخش حمل و نقل را به دنبال دارد:
    ۱) کاهش آلودگی هوا
    در حال حاضر, آلودگی هوا از معضلات اساسی شهرهای بزرگ کشور به خصوص در فصول پاییز و زمستان محسوب می‌شود. بر هیچکس پوشیده نیست که این آلودگی اثرات مخرب بر افراد (از نظر جسمانی و روانی)، گیاهان, اشیاء و ساختمان‌ها (از نظر خوردگی، سیاه شدن و کاهش مقاومت) دارد. در آمارهای منتشر شده، بخش حمل و نقل از عمده‌ترین آلوده‌‌کننده‌های محیط زیست به شمار می‌رود. به­طوری­که در سال ۱۳۷۹ نسبت به سایر بخش‌ها بزرگترین تولید کننده آلاینده‌های ch,co۲, no۲, coوspm به ترتیب با ۹۵.۲, ۲۵.۱, ۶۰.۳, ۹۸.۳ و ۷۶ درصد بوده است. استفاده از گاز طبیعی فشرده باعث کاهش آلاینده‌های خروجی از اگزوز خودروها می‌شود؛ به طوری که بر اساس یکی از مطالعات انجام شده برای مقایسه آلاینده‌های ناشی از سه سوخت بنزین، گازوییل و گاز طبیعی کاهش آلاینده‌های گاز طبیعی نسبت به دو سوخت دیگر محسوس بوده که در جدول شماره ۱ به آن اشاره شده است. بنابراین با استفاده از گاز طبیعی آلودگی هوا کاهش می‌یابد و یا رشد آن حداقل متوقف می‌شود. این موجب کاهش هزینه‌های اجتماعی حاصل از آلاینده‌ها که در این بخش تولید می‌شود، خواهد شد.
    ۲) کاهش مصرف فرآورده­های نفتی
    بنزین و گازوییل از حامل‌های مهم انرژی در بخش حمل­و­نقل کشور به حساب می‌آیند. در سال ۱۳۷۹, حدود ۹۹ درصد از بنزین و ۵۵ درصد از گازوییل مصرفی کشور به حمل­ونقل بخش تعلق داشته است.
    افزایش تولید خودروهای پرمصرف, کثرت خودروهای فرسوده، عدم سوخت‌گیری صحیح، خروج غیر قانونی سوخت از کشور و عدم تنظیم موتور خودروها, باعث گردیده که مصرف این فراورده‌ها و به خصوص بنزین رشد چشم‌گیری داشته باشد. به طوری که مصرف بنزین از ۱۴۱۳ هزار متر مکعب در سال ۱۳۵۰ به ۱۵۵۱۰ هزار متر مکعب در سال ۱۳۷۹ بالغ گردیده است. استفاده از گاز طبیعی در بخش حمل و نقل نه تنها باعث کاهش مصرف فرآورده‌های نفتی و همچنین کاهش واردات می‌شود؛ بلکه به دلیل عدم سقف صادرات برای فرآورده‌های نفتی, به هر میزان که اضافه تولید داشته باشیم, این فراورده­ها قابل صدور می‌باشند.
    ۳) کاهش یارانه بخش حمل و نقل
    سالانه مبلغ هنگفتی یارانه به حامل‌های انرژی در بخش‌های مختلف کشور اختصاص می‌یابد. در میان بخش‌های مصرف کننده، بخش حمل ­و نقل بیشترین مقدار را به خود اختصاص داده است. به طوری که در سال ۱۳۷۹، از کل ۱۲۷۶۲۴۱ میلیارد ریال کل یارانه انرژی حدود ۴۲۷۴۵ میلیارد ریال (حدود ۳۳.۵ درصد) به بخش حمل و نقل تعلق داشته است. از مبلغ ذکر شده به عنوان یارانه انرژی, در بخش حمل و نقل, بنزین و گازوییل به ترتیب با ۵۲.۵ و ۴۴.۷ درصد، بالاترین مقدار یارانه را به خود اختصاص داده‌اند. مصرف گاز طبیعی فشرده در خودروها موجب می‌شود که یارانه تخصیص­یافته به این بخش کاهش یابد.
    ● طرح پیشنهادی برای به­کارگیری خودروهای گاز سوز
    با بررسی اتصال‌های شبکه‌گذاری گاز طبیعی، تعیین جایگاه‌های تحویل سوخت کشور و همچنین مزایای استفاده از گاز طبیعی، ارایه یک طرح جامع جایگزینی سوخت گاز در خودروهای کشور بسیار ضروری و کارگشا می‌باشد. با توجه به موارد ذکر شده تا انتهای سال ۱۳۸۷ حدود چهار میلیون و سی هزار خودرو می­توانند گازسوز شوند. همچنین چنانچه نسبت فعلی بین جایگاه‌های سوخت و تعداد خودروها برقرار باشد, در آن صورت لازم است ۱۹۲۵ جایگاه احداث شود. برای شروع این طرح باید استان‌های تهران، اصفهان، خراسان، آذربایجان شرقی و فارس به دلیل وجود بیشترین تعداد خودرو در اولویت قرار گیرند.
    با توجه به طرح پیشنهادی، در صورت تغییر خط تولید خودروهای بنزین‌سوز و همچنین گازوییل سوز به گازسوز در کارخانجات خودروسازی, به ازای هر خودرو, هزینه­ای برابر با ۵۰۰ دلار نیاز است. البته بدون در نظر گرفتن کاهش یارانه اختصاص یافته به سوخت‌های فسیلی مایع و همچنین کاهش هزینه‌های اجتماعی ناشی از آلودگی، بخش مهمی از از هزینه فوق از محل کاهش مصرف بنزین و گازوییل قابل پرداخت خواهد بود. با توجه به اینکه مصرف متوسط روزانه هر خودروی بنزینی و گازوییلی در کشور به ترتیب در حدود ۱۰.۴ و ۶۷.۳۴ لیتر است, مقدار کل بنزین و گازوییلی که در نتیجه تبدیل به خودروهای گازسوز, صرفه­جویی می‌شود, به ترتیب در حدود ۱۹.۷ و ۱۸ میلیارد لیتر خواهد شد. در صورتی که فرض شود قیمت بنزین و نفت گاز هر سال به ترتیب سالی ۵۰ و ۲۰ ریال افزایش یابد، قیمت کل این فرآورده‌های مصرف نشده در طول این بازه زمانی برابر با ۲.۲۷ میلیارد دلار خواهد شد.
    · · ماخذ:
    ۱- "تبیین جایگاه گازطبیعی فشرده به عنوان سوخت خودروها", رضا شاعری و آرش میرعبدالله لواسانی, چهارمین همایش ملی انرژی تهران ۱۳۸۱.
    «« در جهان هیچ چیز بهتر از راستی نیست »»

  11. Top | #152
    پارسیان (شاپرزفا)
    Bauokstoney آنلاین نیست.
    ورود به پروفایل ایشان

    عنوان کاربر
    ناظـر ســایت
    تاریخ عضویت
    Jan 1970
    شماره عضویت
    3
    نوشته ها
    72,809
    میانگین پست در روز
    4.45
    حالت من : Asabani
    تشکر ها
    1,464
    از این کاربر 18,855 بار در 14,692 ارسال تشکر شده است.

    موضوع پیش فرض بررسی‌ عوامل‌ مؤثر بر مصرف‌ بنزین‌ در کشور

    ·
    بررسی‌ عوامل‌ مؤثر بر مصرف‌ بنزین‌ در کشور

    بنزین‌ از جمله‌ فرآورده‌های‌ نفتی‌ سبک‌ است‌ که‌ در جهان‌ از اهمیت‌ خاصی‌ برخورداراست‌.


    · بنزین‌ از جمله‌ فرآورده‌های‌ نفتی‌ سبک‌ است‌ که‌ در جهان‌ از اهمیت‌ خاصی‌ برخورداراست‌. ۹۸ درصد این‌ فرآورده‌ در بخش‌ حمل‌ و نقل‌ و عمدت! در خودروهای‌ سواری‌ مصرف‌می‌شود. امروزه‌ بیش‌تر کشورهای‌ جهان‌ در صدد تولید خودروهای‌ با مصرف‌ کم‌ می‌باشند،ولی‌ در ایران‌، رشد مصرف‌ بنزین‌ به‌ شدت‌ بالاست‌. اگرچه‌ در ایران‌، به‌ ازای‌ هر ۱۰۰ نفر ایرانی‌،تعداد خودروها، نسبت‌ به‌ کشورهای‌ دیگر، پایین‌تر است‌، ولی‌ مصرف‌ سرانه‌ هر خودرو درایران‌ بالاتر از کشورهای‌ دیگر است‌. مصرف‌ بالای‌ خودروها در ایران‌، به‌ دلیل‌ فرسودگی‌خودروها، بالا بودن‌ متوسط عمر خودروها (۱۱ سال‌ است‌)، نقص‌ فنی‌ و قیمت‌ پایین‌ بنزین‌است‌. در سال‌ ۱۳۷۶، با احتساب‌ قیمت‌ تمام‌ شده‌ ۶۳۸ ریال‌، معادل‌ ۳۶۱۷ میلیارد ریال‌ درصدبودجه‌ کشور صرف‌ یارانه‌ یک‌ فرآورده‌ نفتی‌ شده‌ است‌. بدین‌ روی‌، در این‌ مقاله‌، برای‌ کاهش‌زیان‌های‌ حاصل‌ از مصرف‌ بالای‌ بنیزین‌، پیشنهادهایی‌ داده‌ایم‌.
    · · زهرا آخانی‌
    «« در جهان هیچ چیز بهتر از راستی نیست »»

کلمات کلیدی این موضوع

پارسیان (شاپرزفا) مجوز های ارسال و ویرایش

  • شما نمیتوانید موضوع جدیدی ارسال کنید
  • شما امکان ارسال پاسخ را ندارید
  • شما نمیتوانید فایل پیوست کنید.
  • شما نمیتوانید پست های خود را ویرایش کنید
  •