ذکر است که در اينجا هزينه‌هاي مربوط به استهلاک و هزينه‌هاي نقل و انتقال نفت و فرآورده‌هاي نفتي ديده نشده است.
براي يافتن KOIL فرمولي کامل يافت نشد. از اين رو جهت بدست آوردن اين ضريب بدين شيوه عمل شده است که ابتدا سرمايه‌گذاري لازم را براي افزايش توليد نفت خام بدست مي‌آوريم؛
به نقل از دفتر برنامه‌ريزي انرژي وزارت نيرو، هزينه‌هاي افزايش توليد هر تن معادل نفت خام در مناطق دريايي 5/98 دلار و در مناطق خشکي 4/26 دلار است. بنابر اين ميانگين وزني هزينه افزايش ظرفيت توليد نفت خام برابر است با:
0.089*98.5+0.911*26.4=32.8169 (دلار بر تن معادل نفت خام)
و چون هر تن معادل نفت خام برابر 315/7 بشکه معادل نفت خام است، بنابر اين هزينه ايجاد ظرفيت هر بشکه نفت خام برابر است با 4863/4 دلار. به نقل از دفتر برنامه‌ريزي انرژي وزارت نيرو هزينه‌ي ايجاد ظرفيت فرآوري متوسط هر بشکه نفت خام 11000 دلار در روز است و هم‌چنين با توجه به مقدار مصرف فرآورده‌هاي مختلف نفتي در سال‌هاي اخير معلوم مي‌شود که افزايش مصرف فرآورده‌هاي نفتي به دليل افزايش در مصرف بنزين بوده است و ديگر فرآورده‌ها يا مصرف آنها کم شده است و يا اين که تغيير محسوسي نکرده‌اند. بنابراين افزايش مصرف را با افزايش مصرف بنزين يکي در نظر مي‌گيريم. از طرف ديگر براي توليد يک بشکه بنزين تقريبا پنج بشکه نفت خام بايستي فرآوري شود و هم‌چنين هر بشکه معادل نفت خام، تقريبا برابر يک بشکه فرآورده است. بنابر اين:
KOIL=173115500 (دلار بر ميليون بشکه معادل نفت خام)
نمودار (5-25): محاسبه سرمايه‌گذاري مورد نياز در بخش نفت
سرمايه‌گذاري براي گاز
در بخش گاز نخست مقدار تقاضاي سالانه اضافه شده را از طريق اتحاد زير بدست مي‌آوريم:
?GASCONSt=GASCONSt-GASCONSt-1 (17)
که در آن ?GASCONSt ميزان مصرف اضافه شده گاز بر حسب ميليون بشکه معادل نفت خام در سال t و GASCONS مقدار مصرف سالانه گاز بر حسب ميليون بشکه معادل نفت خام است. سپس از طريق اتحاد زير، سرمايه‌گذاري مورد نياز براي افزايش ظرفيت توليد گاز بدست مي‌آيد:
K?GASCONSt=KGAS.?GASCONSt (18)
که در آن K?GASCONSt سرمايه‌گذاري دلاري جهت ايجاد ظرفيت توليد اضافي گاز در سال t و KGAS ضريب سرمايه‌اي افزايش ظرفيت توليد يک ميليون بشکه معادل نفت خام گاز طبيعي، بر حسب دلار بر ميليون بشکه معادل نفت خام است. در اينجا هزينه‌هاي مربوط به استهلاک و هزينه‌هاي نقل و انتقال نفت و فرآورده‌هاي نفتي ديده نشده است.
جهت بدست آوردن KGAS بدين ترتيب عمل شده است:
تا پايان سال 1381 سهم گاز توليدي در مناطق خشکي 33/83 درصد و در مناطق دريايي 67/16 درصد بوده است. به نقل از دفتر برنامه ريزي معاونت انرژي وزارت نيرو متوسط هزينه ايجاد ظرفيت براي توليد گاز طبيعي در ميادين دريايي 5/98 دلار بر تن معادل نفت خام و در مناطق خشکي 4/26 دلار بر تنمعادل نفت خام است. بنابر اين اگر ما فرض کنيم نسبت توليد از مناطق خشکي و دريايي روند کنوني را ادامه دهد ميانگين وزني هزينه ايجاد ظرفيت گاز برابر است با:
0.8333*27.7+0.1667*66.5=33.16796 (دلار بر تن گاز)
با توجه به اينکه هر تن گاز برابر 315/7 بشکه معادل نفت خام است، بنابر اين هزينه ايجاد ظرفيت جديد گاز بر حسب دلار بشکه معادل نفت خام برابر است با 6236/242 و در نتيجه:
KGAS=4534100 (دلار بر ميليون بشکه معادل نفت خام)
نمودار (5-26): محاسبه سرمايه‌گذاري مورد نياز در بخش گاز
سرمايه‌گذاري براي برق
در بخش برق نخست مقدار تقاضاي سالانه اضافه شده را از طريق اتحاد زير بدست مي‌آوريم:
?ELCONSt=ELCONSt-ELCONSt-1 (19)
که در آن ?ELCONSt ميزان مصرف اضافه شده برق بر حسب ميليون بشکه معادل نفت خام در سال t و ELCONS مقدار مصرف سالانه برق بر حسب ميليون بشکه معادل نفت خام است. سپس از طريق اتحاد زير، سرمايه‌گذاري مورد نياز براي افزايش ظرفيت توليد برق بدست مي‌آيد:
K?ELCONSt=KEL.?ELCONSt (20)
که در آن K?ELCONSt سرمايه‌گذاري دلاري جهت ايجاد ظرفيت توليد اضافي برق در سال t و KEL ضريب سرمايه‌اي افزايش ظرفيت توليد يک ميليون بشکه معادل نفت خام برق، بر حسب دلار بر ميليون بشکه معادل نفت خام است. در اينجا نيز هزينه‌هاي مربوط به استهلاک و هزينه‌هاي نقل و انتقال نفت و فرآورده‌هاي نفتي ديده نشده است.
جهت بدست آوردن KEL بدين ترتيب عمل شده است:
* يک بشکه معادل نفت خام مساوي است با يک کيلووات در سال تقسيم بر 54/51.
* يک کيلووات در سال برابر است با يک کيلووات ساعت ضرب‌در (24*365)
* يک کيلووات ظرفيت برابر است با يک کيلووات ساعت تقسيم بر 4467 ساعت.
از طرفي 87/24 درصد از توليد برق در سال 1381 بصورت 6/4 درصد مصارف داخلي نيروگاه، 3/5 درصد در شبکه انتقال و 87/14 درصد در شبکه توزيع هدر رفته است که در فرمول تبديل توليد در ظرفيت در نظر گرفته شده است. به نقل از دفتر برنامه‌ريزي انرژي وزارت نيرو هزينه ايجاد يک کيلووات ظرفيت در يک نيروگاه متوسط برابر 500 دلار است که با ترکيب محاسبات فوق نتيجه مي‌شود که:
KEL=190245200 (دلار بر ميليون بشکه معادل نفت خام)
نمودار (5-27): محاسبه سرمايه‌گذاري مورد نياز در بخش برق
5-3-4- جمعيت
در بخش جمعيتي مدل، جمعيت کل کشور را بصورت برون‌زا در نظر گرفته‌ايم که به هنگام پيش‌بيني، جمعيت را از معادله رشد زير در هر سال بدست مي‌آوريم:
Nt=Nt-1(1+r) (22)
که در آن N جمعيت کل کشور و r نرخ رشد جمعيت است.
نمودار (5-28): نحوه رشد جمعيت در مدل
فصل 6- کاليبراسيون پارامترها، بررسي نتايج و تحليل حساسيت مدل
6-1-
كاليبراسيون پارامترها
همانطور که در فصل‌هاي گذشته بيان شده بود در تكنيك پويايي شناسي سيستمي چند روش جهت كاليبراسيون پارامترهاي مدل وجود دارد.در اين تحقيق چنين عمل كرده‌ايم كه ابتدا قسمت‌هايي از مدل كه مصرف‌ها را بيان مي‌كنند با استفاده از روش OLS يك تخمين مقدماتي مي‌زنيم تا حدود هر پارامتر براي ما روشن شود. پس از آن مدل را بصورت كلي اجرا مي‌كنيم و با توجه به نتايج مدل و مقايسه آنها با رفتار تاريخي متغيرها، پارامترها را در حدود مقدار بدست آمده تغيير مي‌دهيم تا نتايج مدل با رفتار تاريخي متغيرها به كمترين اختلاف برسد. براي اين كار بارها و بارها مدل را اجرا كرده‌ايم و پارامترها را تغيير داده‌ايم تا اينكه به رفتار قابل قبول رسيده است.
پس از تعيين مقدار پارامترها، مدل را اجرا مي‌كنيم و نتايج مدل را تا سال 1400 بيان كرده و مورد بررسي قرار مي‌دهيم. در پايان با اعمال سياست‌هاي متفاوتي تحليل حساسيت‌هاي مورد نظر را در بخش انرژي اعمال خواهيم کرد. نتايج كاليبراسيون در بيان رياضي مدل آمده است.
6-1-1- بيان رياضي مدل
پس از كاليبراسيون پارامترها، با استفاده از Equation level نرم‌افزار تمامي روابط و مقادير نهايي مدل بصورت زير قابل ارائه مي‌باشند.
ECP(t) = ECP(t – dt) + (ECFLOW) * dt
INIT ECP = 0
ECFLOW = ELCONA*RPELA+ELCONI*RPELI+ELCONR*RPELR+GASCONS*RPGAS+OILCONS*RPOIL-ECP
ELCONA(t) = ELCONA(t – dt) + (ELCONAFLOW) * dt
INIT ELCONA = .15
ELCONAFLOW = c3+.12*DELAY(ELCONA,1)+0.036*RGDP/N-0.14*RPELA
ELCONI(t) = ELCONI(t – dt) + (ELCONIFLOW) * dt
INIT ELCONI = .79
ELCONIFLOW = c2+.89*DELAY(ELCONI,1)+0.9*RGDP/N-4*RPELI-ELCONI
ELCONR(t) = ELCONR(t – dt) + (ELCONRFLOW) * dt
INIT ELCONR = 1.25
ELCONRFLOW = c1+.90*DELAY(ELCONR,1)+0.81*RGDP/N+0.81*RPGAS-9*RPELR-ELCONR
GASCONS(t) = GASCONS(t – dt) + (GASCONFLOW) * dt
INIT GASCONS = 74.9
GASCONFLOW = g+0.671*DELAY(GASCONS,1)-2800*OILCONS/N+2.471*ELCONS-8*RPGAS-GASCONS
N(t) = N(t – dt) + (NFLOW) * dt
INIT N = 54496
NFLOW = N*Population_Growth_Rate
OILCONS(t) = OILCONS(t – dt) + (OILCONSFLOW) * dt
INIT OILCONS = 284.6
OILCONSFLOW = f+0.203*delay(OILCONS,1)+0.005*RGDP-6*RPOIL+0.0021*N-OILCONS
RCG(t) = RCG(t – dt) + (RCGFLOW) * dt
INIT RCG = 4277.5
RCGFLOW = b+0.051*DELAY(RCG,1)+0.18*ROILR+0.12*RTAXR-RCG
RCP(t) = RCP(t – dt) + (RCPFLOW) * dt
INIT RCP = 22065.6
RCPFLOW = a+0.983*DELAY(RCP,1)+0.05511*RGDP-RCP
RGDP(t) = RGDP(t – dt) + (RGDPFLOW) * dt
INIT RGDP = 38000
RGDPFLOW = TCP+RCG+TI+RX-RM-RGDP
RI(t) = RI(t – dt) + (RIFLOW) * dt
INIT RI = 8127.4
RIFLOW = c+0.948*DELAY(RI,1)-0.12*DELAY(RI,2)+0.28*DELAY(ROILR,1)+2950*RGDP/N-RI
RM(t) = RM(t – dt) + (RMFLOW) * dt
INIT RM = 8170.2
RMFLOW = RM*RM_Coefficient
RTAXR(t) = RTAXR(t – dt) + (RTAXFLOW) * dt
INIT RTAXR = 1695
RTAXFLOW = d+0.98*DELAY(RTAXR,1)+.79*RM+0.89*ROILR-RTAXR
RX(t) = RX(t – dt) + (RXTFLOW) * dt
INIT RX = 5129.1
RXTFLOW = RX*RX_Coefficient
a = -8
b = -9
c = -20
c1 = 113
c2 = 48
c3 = 1.1730
d = -900
DEL = ELCONS-DELAY(ELCONS,1)
DGAS = GASCONS-DELAY(GASCONS,1)
DOIL = OILCONS-DELAY(OILCONS,1)
ELCONS = ELCONA+ELCONI+ELCONR
f = 2
g = 25
KDEL = KEL*DEL
KDGAS = KGAS*DGAS
KDOIL = KOIL*DOIL
KEL = 1.94
KET = KDEL+KDGAS+KDOIL
KGAS = 4.007
KOIL = 1.96
RGDP_GROWTH = ((RGDP-DELAY(RGDP,1))/DELAY(RGDP,1))*100
RM_Coefficient = 0.002
