در خصوص متن بالا باید اشاره کرد که به‌طور معمول، شرکت‌های بزرگ نفتی یا همان Oil Majors برای حمل نفت بیشتر به اجاره‌های نقدی یا Spot Charter متکی هستند؛ یعنی کشتی را برای یک سفر مشخص و بر اساس نیاز همان مقطع اجاره می‌کنند. از طرف دیگر، مالکیت مستقیم نفتکش یا بستن قراردادهای بلندمدت برای تعداد زیادی کشتی، معمولاً انعطاف‌پذیری کمتری دارد و الزاماً از نظر هزینه‌ای به‌صرفه نیست.
اما به‌نظر می‌رسد شرایط فعلی بازار می‌تواند این منطق را تا حدی تغییر دهد.
وقتی نرخ حمل به سطوح غیرعادی می‌رسد و هم‌زمان ریسک‌های امنیتی مسیرهای دریایی، دسترسی به ظرفیت حمل را هم با عدم قطعیت مواجه می‌کند، داشتن کشتی در اختیار دیگر فقط یک تصمیم هزینه‌ای نیست؛ می‌تواند به یک مسئله امنیت عرضه تبدیل شود.
در چنین شرایطی، مالکیت کشتی یا قراردادهای اجاره بلندمدت می‌تواند برای شرکت‌های نفتی ارزش بیشتری پیدا کند، چون در نهایت چیزی که اهمیت دارد فقط نرخ حمل نیست؛ اطمینان از اینکه در زمان مورد نیاز، کشتی در دسترس باشد.
الان صحبت از نرخ‌هایی در محدوده ۸۰۰ هزار دلار در روز برای مسیر خلیج فارس–چین یا MEG-China مطرح است. البته این ارقام بیشتر نرخ‌های کاغذی بازار هستند و طبیعتاً تعداد بسیار محدودی از معاملات واقعاً در چنین سطوحی انجام خواهند شد.
اما برای اینکه متوجه شویم بازار چقدر از حالت عادی خارج شده، شاید بهتر باشد به بازار کشتی‌های دست‌دوم نگاه کنیم.
روز جمعه خبرهایی منتشر شد که یک VLCC با تحویل فوری حدود ۲۰۰ میلیون دلار معامله شده؛ در حالی که قیمت یک کشتی نو از همین نوع حدود ۱۳۰ میلیون دلار برآورد می‌شود.
یعنی بازار حاضر شده برای یک دارایی موجود و آماده بهره‌برداری، چیزی در حدود ۷۰ میلیون دلار بیشتر از قیمت یک کشتی نو پرداخت کند.
به‌نظر من، این فقط یک اختلاف قیمت ساده نیست. بخشی از این اختلاف را می‌توان به‌عنوان پریمیوم دسترسی فوری به ظرفیت حمل و امنیت دارایی در نظر گرفت.
در واقع وقتی بازار با کمبود ظرفیت، اختلال در مسیرها و افزایش ریسک ژئوپلیتیکی مواجه می‌شود، ارزش یک کشتی فقط به قیمت خود کشتی یا نرخ اجاره آن محدود نمی‌شود؛ خودِ دسترسی به کشتی تبدیل به یک دارایی با ارزش می‌شود.
از ۳ سپتامبر تاکنون نیز هشت نفتکش ایرانی توسط آمریکا مورد حمله قرار گرفته‌اند و دو مورد دیگر هنوز تأیید نشده‌اند.
از طرف دیگر، UKMTO روز جمعه اعلام کرد که از مجموع ۲۴ حمله با پرتابه از ۶ ژوئیه تاکنون، ۲۱ مورد در کریدور جنوبی و در آب‌های عمان رخ داده است؛ منطقه‌ای که آمریکا در آن مشغول ارائه پشتیبانی نظامی است.
در نتیجه، ریسک امنیتی کشتیرانی تجاری دیگر صرفاً به تنگه هرمز محدود نیست و هم‌زمان دریای سرخ و دریای سیاه نیز با سطوح بالایی از ریسک مواجه هستند.
به‌نظر می‌رسد بازار کشتیرانی وارد شرایطی شده که در آن باید علاوه بر نرخ حمل، خودِ دسترسی به ظرفیت حمل را هم به‌عنوان یک متغیر مستقل در نظر گرفت.
و این شاید یکی از مهم‌ترین تغییرات بازار فعلی باشد؛ اینکه برای شرکت‌های بزرگ نفتی، داشتن کشتی در زمان مناسب می‌تواند به‌اندازه نرخ مناسب حمل اهمیت پیدا کند.
داده‌های جدید UKMTO که طی آخر هفته منتشر شده نیز از این جهت جالب هستند، چون برای نخستین بار اطلاعات مربوط به عبور کشتی‌ها با تسهیل و پشتیبانی آمریکا یا US-facilitated transits را هم دربر می‌گیرد.

مدیرعامل Chevron، مایک ویرث (Mike Wirth) معتقد است ذخایر و ظرفیت‌های اضطراری نفت که در گذشته می‌توانستند در زمان بروز شوک، بازار را متعادل کنند، عملاً تا حد زیادی تخلیه شده‌اند و دیگر نمی‌توان برای مدت نامحدود روی چنین حاشیه‌ای از عرضه حساب کرد. او اکنون میلیاردها دلار سرمایه را پشت این دیدگاه قرار داده و در یکی از پرریسک‌ترین مناطق نفتی جهان، یعنی ونزوئلا، در حال گسترش فعالیت‌های شورون است.
به گفته ویرث، با آغاز درگیری ایران، بخشی از ذخایر و بافرهای نفتی وارد بازار شد و به متعادل شدن شرایط کمک کرد، اما این اقدامات قابل تکرار نیستند. در نتیجه، اگر شوک جدیدی در سمت عرضه ایجاد شود، بازار نفت نسبت به گذشته آسیب‌پذیرتر خواهد بود.
قیمت‌ها نیز فعلاً با این دیدگاه هم‌جهت بوده‌اند. قیمت برنت در ۹ سپتامبر ۲۰۲۶ در سطح ۱۰۹.۵۱ دلار به ازای هر بشکه بسته شد؛ در حالی که قیمت پایانی آن در ۳۱ دسامبر ۲۰۲۵ حدود ۶۱.۳۵ دلار بود.
ویرث در جریان گزارش عملکرد شرکت نیز گفت که در حال حاضر نشانه‌ای از کاهش معنادار تقاضای نفت در مقیاس قابل‌توجه مشاهده نمی‌کند. از نگاه او، ترکیب بافرهای محدود عرضه و تقاضای مقاوم می‌تواند بازار نفت را در برابر شوک‌های جدید بسیار حساس کند.
البته تخلیه بافرهای عرضه به‌تنهایی تضمین نمی‌کند که قیمت نفت برای مدت طولانی در محدوده سه‌رقمی باقی بماند. در این میان، رفتار اوپک‌پلاس و میزان مصرف نفت چین همچنان از مهم‌ترین متغیرهای تعیین‌کننده بازار خواهند بود.
شرط‌بندی شورون بر نفت ونزوئلا
شورون در کنار این دیدگاه درباره محدود شدن ظرفیت مازاد، در حال اجرای یک برنامه بزرگ برای افزایش تولید نفت در ونزوئلاست. این شرکت قصد دارد تولید پروژه‌های مشترک خود در این کشور را طی سال‌های آینده بیش از دو برابر افزایش دهد و هدف‌گذاری کرده است ظرفیت تولید به حدود ۶۰۰ هزار بشکه در روز برسد.
نکته مهم این است که سرمایه‌گذاری موردنظر قرار است به‌طور کامل از جریان نقدی ایجادشده توسط سرمایه‌گذاری‌های مشترک فعلی شورون در ونزوئلا تأمین شود. بنابراین، این طرح الزاماً به معنای انتقال سرمایه قابل‌توجه از پروژه‌های شورون در Permian، Guyana یا خلیج مکزیک نیست.
این ساختار تأمین مالی به شورون اجازه می‌دهد بدون کاهش جدی در برنامه بازخرید سهام، یک گزینه برای افزایش تولید نفت ونزوئلا در اختیار داشته باشد.
تولید سه پروژه مشترک شورون در ونزوئلا تاکنون از حدود ۴۰ هزار بشکه در روز به ۲۵۰ هزار بشکه در روز افزایش یافته است و همین روند، مبنای تجربی تصمیم شرکت برای توسعه بیشتر فعالیت‌ها در این کشور محسوب می‌شود.
ویرث اعلام کرده است که شورون در حال مذاکره برای بهبود شرایط مالی و قراردادی پروژه‌های ونزوئلاست تا امکان سرمایه‌گذاری بیشتر فراهم شود. او همچنین گفته است که انتظار می‌رود بازیابی بدهی‌های شرکت در ونزوئلا تا اوایل سال ۲۰۲۷ تکمیل شود.
با این حال، ریسک اصلی این سرمایه‌گذاری همچنان سیاسی است. سیاست تحریم‌های ونزوئلا در گذشته تغییر کرده و شرایط اجرای قراردادها در کاراکاس با پروژه‌های نفتی شورون در Permian قابل مقایسه نیست. بنابراین، قیمت‌های بالای نفت و افزایش تولید آینده ونزوئلا را باید به‌عنوان سناریوهای احتمالی در نظر گرفت، نه یک نتیجه قطعی.
از آنجا که این طرح قرار است با استفاده از نقدینگی ایجادشده در خود ونزوئلا تأمین مالی شود، در صورت تغییر سیاست‌ها، ریسک زیان شورون محدودتر خواهد بود و شرکت مجبور نیست برای این پروژه سرمایه جدید قابل‌توجهی از سایر بخش‌های خود خارج کند.
چرا شورون اکنون چنین سرمایه‌گذاری‌ای انجام می‌دهد؟
عملکرد مالی شورون در سه‌ماهه دوم سال نشان می‌دهد چرا این شرکت توانایی حرکت تهاجمی‌تر در شرایط فعلی را دارد. سود تعدیل‌شده هر سهم شرکت به ۶.۰۶ دلار رسید، درآمد به ۶۷.۲۰ میلیارد دلار افزایش یافت که نسبت به سال قبل ۵۱.۴۳ درصد رشد داشت و جریان نقد آزاد نیز به ۱۸.۱۰ میلیارد دلار رسید.
تولید جهانی شورون با افزایش ۲۰ درصدی نسبت به سال قبل به رکورد ۴.۰۷۰ میلیون بشکه معادل نفت در روز (MBOED) رسید. تولید بخش بالادستی شرکت در آمریکا نیز با ثبت رکورد ۲.۰۷۷ میلیون بشکه معادل نفت در روز همراه بود.
ویرث این عملکرد را حاصل «سرمایه‌گذاری منضبط و اجرای قدرتمند» دانسته است.
از طرف دیگر، ادغام Hess نیز سریع‌تر از برنامه پیش رفته است. شورون در کمتر از یک سال توانسته به ۱.۵ میلیارد دلار هم‌افزایی سالانه‌شده دست پیدا کند و هدف کاهش ساختاری ۳ میلیارد دلاری هزینه‌ها را نیز شش ماه زودتر از برنامه محقق کرده است.

این شرایط مالی به شورون اجازه می‌دهد در زمانی که بسیاری از شرکت‌های نفتی نسبت به سرمایه‌گذاری‌های سنگین محتاط هستند، ظرفیت تولید جدیدی را به پرتفوی خود اضافه کند.
آیا واقعاً جهان بدون نفت مازاد وارد دوره جدیدی شده است؟
استدلال اصلی ویرث بر این مبناست که بخشی از ظرفیت‌های ضربه‌گیر بازار نفت دیگر در دسترس نیستند. آزادسازی ذخایر استراتژیک و تسهیل برخی محدودیت‌ها بر نفت تحریم‌شده در دوره اخیر به تعادل بازار کمک کرده‌اند، اما این ابزارها را نمی‌توان به‌صورت نامحدود تکرار کرد.
در نتیجه، اگر یک اختلال جدید در عرضه ایجاد شود، بازار نسبت به گذشته با حاشیه امنیت کمتری مواجه خواهد بود.
با این حال، کاهش بافر عرضه الزاماً به معنی تداوم قیمت‌های بالای نفت نیست. اگر رشد تقاضا کاهش پیدا کند یا تولیدکنندگان خارج از مناطق درگیر بتوانند تولید خود را افزایش دهند، فشار ناشی از کمبود ظرفیت مازاد می‌تواند تا حدی خنثی شود.
به همین دلیل، انضباط تولید اوپک‌پلاس و مصرف نفت چین همچنان دو متغیر مهم در سمت عرضه و تقاضای بازار باقی خواهند ماند.
ونزوئلا؛ ریسک بزرگ در کنار فرصت بزرگ
افزایش تولید ونزوئلا می‌تواند به شورون اجازه دهد در صورت تداوم قیمت‌های بالای نفت، از ظرفیت‌های تولیدی کم‌هزینه این کشور بهره‌مند شود. اما تحقق هدف تولید ۶۰۰ هزار بشکه در روز به چیزی فراتر از سرمایه نیاز دارد.
زیرساخت‌های نفتی ونزوئلا طی سال‌های گذشته به‌شدت آسیب دیده‌اند و بازگرداندن ظرفیت تولید به سطوح بالاتر، به سرمایه‌گذاری، فناوری، امنیت عملیاتی و چارچوب حقوقی باثبات نیاز دارد.
به همین دلیل، حتی اگر شورون سرمایه موردنیاز را تأمین کند، سرعت افزایش تولید همچنان به شرایط سیاسی و عملیاتی ونزوئلا وابسته خواهد بود.
با این حال، ساختار فعلی سرمایه‌گذاری باعث می‌شود ریسک شورون تا حدی محدود بماند؛ زیرا بخش عمده سرمایه‌گذاری از جریان نقدی ایجادشده در خود ونزوئلا تأمین خواهد شد.
جمع‌بندی
دیدگاه مایک ویرث بر یک مسئله کلیدی در بازار نفت متمرکز است: کاهش بافرهای عرضه و ظرفیت‌های قابل استفاده در زمان بحران.
اگر ذخایر استراتژیک، نفت تحریم‌شده و سایر منابعی که در دوره اخیر برای متعادل کردن بازار مورد استفاده قرار گرفته‌اند دیگر نتوانند نقش گذشته را ایفا کنند، هر اختلال جدید در عرضه می‌تواند اثر بیشتری بر قیمت نفت داشته باشد.
شورون نیز عملاً در حال شرط‌بندی مالی بر همین دیدگاه است. سرمایه‌گذاری ۷ میلیارد دلاری در ونزوئلا به شرکت اجازه می‌دهد ظرفیت تولید خود را در یکی از بزرگ‌ترین ذخایر نفتی جهان افزایش دهد و در عین حال، به دلیل تأمین مالی پروژه از جریان نقدی داخلی ونزوئلا، فشار کمتری بر سایر پروژه‌های اصلی شرکت وارد شود.
با این حال، حتی اگر بافرهای نفتی جهان کاهش یافته باشند، این مسئله به‌تنهایی تضمین‌کننده تداوم قیمت‌های سه‌رقمی نفت نیست. وضعیت تقاضای چین، سیاست تولید اوپک‌پلاس، رشد اقتصاد جهانی و توانایی تولیدکنندگان برای اضافه کردن عرضه همچنان تعیین‌کننده خواهند بود.
در نهایت، ونزوئلا برای شورون نوعی اختیار استراتژیک بر روی عرضه نفت آینده ایجاد می‌کند؛ اگر دیدگاه ویرث درباره محدود شدن ظرفیت مازاد درست باشد، افزایش تولید ونزوئلا ارزش بیشتری پیدا خواهد کرد. اما اگر بازار در سال‌های آینده با کاهش تقاضا یا افزایش قابل‌توجه عرضه مواجه شود، اهمیت این فرض نیز کاهش خواهد یافت.
نویسنده مقاله در بخش پایانی، این شرایط را برای سهام شورون نیز مثبت ارزیابی کرده و به عواملی مانند جریان نقدی قوی شرکت، هم‌افزایی حاصل از ادغام Hess و ظرفیت افزایش تولید در ونزوئلا اشاره می‌کند. با این حال، این بخش بیانگر نظر و ارزیابی نویسنده مقاله درباره سهام Chevron است و نه یک نتیجه قطعی درباره آینده قیمت نفت.

سطح فعلی ذخایر در این مقطع از فصل، دومین سطح پایین طی ۱۲ سال گذشته محسوب می‌شود و حتی پایین‌تر از سطحی قرار گرفته که اروپا در سال ۲۰۲۲، یعنی سالی که از آن به‌عنوان یک دوره خشکسالی گسترده در قاره یاد می‌شد، تجربه کرد.
این وضعیت عمدتاً یک مسئله مرتبط با کشورهای شمال اروپا یا همان Nordics است. نروژ و سوئد بیش از ۸۰ درصد از کسری ذخایر نسبت به سال گذشته را به خود اختصاص داده‌اند؛ در مقابل، اسپانیا پس از یک بهار پربارش، سطح ذخایر خود را حدود یک‌سوم بالاتر از میانگین فصلی خود قرار داده است.
با این حال، اشتباه است اگر این مسئله را صرفاً یک مشکل منطقه‌ای در کشورهای شمال اروپا بدانیم. مخازن نروژ و سوئد تنها برای تأمین برق داخلی این کشورها اهمیت ندارند؛ این مخازن در واقع یکی از منابع اصلی برق متعادل‌کننده (Balancing Power) برای بخش بزرگی از اروپا هستند و برق تولیدی آنها از طریق کابل‌هایی مانند NordLink، NorNed، North Sea Link و Skagerrak به بازارهای آلمان، هلند، دانمارک و بریتانیا صادر می‌شود.
زمانی که وضعیت هیدرولوژیکی کشورهای شمال اروپا محدود می‌شود، تولیدکنندگان برای حفظ آب موجود در مخازن، تولید برق‌آبی را کاهش یا مدیریت می‌کنند. در نتیجه، صادرات برق نیز دقیقاً در ساعاتی کاهش می‌یابد که قاره اروپا بیشترین نیاز را به آن دارد. در چنین شرایطی، واحد تولیدکننده حاشیه‌ای (Marginal Unit) در اروپای مرکزی برای ساعات بیشتری از روز به سمت نیروگاه‌های گازی حرکت می‌کند.
جایگزین کردن ۱۵ تراوات‌ساعت برق‌آبی از دست‌رفته با تولید برق نیروگاه‌های سیکل ترکیبی (CCGT) به حدود ۳۲ تراوات‌ساعت گاز طبیعی نیاز دارد؛ معادل تقریباً ۳ میلیارد مترمکعب (bcm) گاز، یا حدود ۲ درصد از کل واردات سالانه LNG اتحادیه اروپا.
از منظر هزینه نیز این میزان مصرف اضافی قابل‌توجه است. ۳ میلیارد مترمکعب گاز با قیمت فعلی گاز در بازار TTF معادل ۸۳.۵۸ یورو به ازای هر مگاوات‌ساعت، تقریباً معادل ۲.۷ میلیارد یورو هزینه اضافی خواهد بود. این حجم گاز همچنین معادل حدود ۲۹ محموله LNG یا تقریباً برابر با کل مصرف سالانه گاز بلغارستان است.
بنابراین، کاهش سطح ذخایر برق‌آبی اروپا صرفاً یک مسئله مربوط به بازار برق نیست؛ در صورت تداوم شرایط هیدرولوژیکی نامناسب در شمال اروپا، می‌تواند مستقیماً به افزایش تقاضای گاز برای تولید برق، تشدید رقابت برای LNG و در نهایت افزایش فشار بر بازار گاز اروپا منجر شود.

تجارت جهانی گاز طبیعی مایع‌شده (LNG) در سال ۲۰۲۵ به ۵۷۸.۵ میلیارد مترمکعب (bcm) رسید و همچنان بخش قابل‌توجهی از عرضه و تقاضای جهانی در اختیار گروه نسبتاً محدودی از کشورها قرار دارد.
در سمت عرضه، ایالات متحده جایگاه خود را به‌عنوان بزرگ‌ترین صادرکننده LNG جهان تثبیت کرد و با صادرات ۱۴۷.۰ میلیارد مترمکعب در رتبه نخست قرار گرفت. پس از آمریکا، قطر با ۱۱۱.۰ میلیارد مترمکعب و استرالیا با ۱۰۴.۸ میلیارد مترمکعب قرار داشتند.
این سه کشور در مجموع حدود ۶۳ درصد از کل صادرات LNG جهان را تأمین کردند که نشان‌دهنده تمرکز بالای عرضه در بازار جهانی LNG است.
در سمت تقاضا، تصویر متفاوت است و مصرف LNG به‌شدت در آسیا متمرکز شده است. چین با ۹۰.۸ میلیارد مترمکعب بزرگ‌ترین واردکننده LNG جهان در سال ۲۰۲۵ بود و پس از آن ژاپن با ۸۸.۵ میلیارد مترمکعب و کره جنوبی با ۶۳.۱ میلیارد مترمکعب قرار گرفتند.
چین با اختلافی اندک توانست از ژاپن عبور کند و به بزرگ‌ترین واردکننده LNG جهان تبدیل شود. سه خریدار بزرگ آسیایی یعنی چین، ژاپن و کره جنوبی در مجموع حدود ۴۲ درصد از تجارت جهانی LNG را به خود اختصاص دادند.
یکی از نکات قابل‌توجه در این آمار، فاصله میان کشورهای پیشتاز در سمت عرضه و تقاضاست. صادرات LNG آمریکا به‌تنهایی از میزان واردات LNG چین یا ژاپن، به‌صورت جداگانه، بیشتر بوده است. این موضوع نشان می‌دهد که توسعه سریع ظرفیت‌های مایع‌سازی گاز طبیعی در آمریکا چگونه در مدت نسبتاً کوتاهی ساختار بازار جهانی گاز را تغییر داده است.
گسترش زیرساخت‌های LNG باعث شده تجارت جهانی گاز بیش از گذشته به سمت یک بازار دریامحور، انعطاف‌پذیر و به‌هم‌پیوسته حرکت کند. افزایش ظرفیت‌های مایع‌سازی، پایانه‌های صادراتی و وارداتی و ناوگان حمل LNG به این معناست که گاز طبیعی، برخلاف گذشته، بیش از پیش قابلیت انتقال بین بازارهای جغرافیایی مختلف را پیدا کرده است.
در مجموع، داده‌های سال ۲۰۲۵ نشان می‌دهند که ساختار تجارت جهانی LNG همچنان بر دو محور اصلی استوار است: تمرکز بالای عرضه در آمریکا، قطر و استرالیا و تمرکز بالای تقاضا در اقتصادهای بزرگ آسیایی، به‌ویژه چین، ژاپن و کره جنوبی. این ساختار، نقش مسیرهای دریایی و زیرساخت‌های LNG را در اتصال بازارهای گاز جهان بیش از گذشته پررنگ کرده است.

جمهوری دموکراتیک کنگو (DRC) در سال ۲۰۲۵ حدود ۷۳ درصد از کبالت جهان را استخراج کرد. چین نیز حدود ۷۹ درصد از کبالت جهان را پالایش و فرآوری کرد. اما هیچ‌کدام از این دو عدد به‌تنهایی مشخص نمی‌کند که مالک واقعی این زنجیره چه کسی است.
کینشاسا سنگ معدن را در اختیار دارد و پکن فرآیند تبدیل و پالایش آن را کنترل می‌کند؛ دو کشوری که هر یک اهرم‌هایی در برابر دیگری دارند و در عین حال برای تکمیل زنجیره تولید به یکدیگر وابسته‌اند.
حدود ۷۲ درصد از کبالت استخراج‌شده در جمهوری دموکراتیک کنگو در سال ۲۰۲۵ از دارایی‌هایی حاصل شد که مالکیت اکثریت آنها در اختیار شرکت‌های چینی بود. اگر این سهم را در سهم ۷۳ درصدی کنگو از تولید جهانی ضرب کنیم، به این نتیجه می‌رسیم که حدود ۵۳ درصد از کل کبالت استخراج‌شده جهان توسط شرکت‌های تحت کنترل چین و در خارج از خاک چین تولید شده و سپس برای فرآوری به چین ارسال شده است.
در این میان، CMOC به‌تنهایی در سال گذشته ۱۱۷,۵۰۰ تن کبالت تولید کرد؛ رقمی معادل حدود ۳۹.۵ درصد از عرضه جهانی که از تنها دو معدن به دست آمده است. معدن Kisanfu Mining SAS (KIMIN) به‌تنهایی حدود یک‌چهارم کل تولید کبالت معدنی جهان را به خود اختصاص داده است.
پاسخ کینشاسا به این ساختار، استفاده از سهمیه صادراتی بوده است. برای سال ۲۰۲۶، سهمیه صادرات کبالت ۸۷,۰۰۰ تن به‌علاوه ۹,۶۰۰ تن سهمیه راهبردی تعیین شده است؛ در حالی که تولید داخلی کنگو حدود ۱۹۷,۰۰۰ تن برآورد می‌شود. یکی از اهداف اعلام‌شده این سیاست، وادار کردن بخشی از فرآوری کبالت به انجام آن در داخل کشور است.
اما ظرفیت فرآوری موجود در خود جمهوری دموکراتیک کنگو نیز عمدتاً تحت مالکیت چین قرار دارد. Chengtun Mining Group Co., Ltd. مالک ۱۰۰ درصدی واحدهای ذوب CCM و CCR است. Ganzhou Tengyuan Cobalt Industry Co., Ltd. مالک ۱۰۰ درصدی کارخانه هیدرومتالورژی Kolwezi است و Huayou Cobalt نیز مالکیت کامل CDM را در اختیار دارد.
در مقابل، پاسخ آمریکای شمالی به این وابستگی، فعلاً تنها یک پالایشگاه است: پروژه Electra در Temiskaming Shores با ظرفیت طراحی ۵,۱۲۰ تن در سال که قرار است این ظرفیت را به ۶,۵۰۰ تن در سال افزایش دهد. تولید تجاری این پروژه برای سه‌ماهه چهارم سال ۲۰۲۷ برنامه‌ریزی شده است.
اما نکته مهم اینجاست که این اعداد مربوط به ظرفیت طراحی هستند، نه تولید واقعی. برای مقایسه، چین در سال گذشته حدود ۱۹۰,۰۰۰ تن کبالت را پالایش کرد.
ساختار قیمت‌گذاری نیز همین وابستگی را نشان می‌دهد. هیدروکسید کبالت که یکی از محصولات صادراتی اصلی جمهوری دموکراتیک کنگو است، بر مبنای قیمت CIF Asia ارزیابی می‌شود، در حالی که کبالت سولفات بر مبنای EXW China و با واحد پول رنمینبی قیمت‌گذاری می‌شود.
به بیان ساده، کبالت کنگو در نهایت در بازاری قیمت‌گذاری می‌شود که محصول به آنجا می‌رسد.
بنابراین، اگر در حال ارزیابی عرضه کبالت خارج از کنترل چین هستید، مسئله اصلی صرفاً تعداد تن تولیدشده نیست؛ بلکه مالکیت مرحله تبدیل و فرآوری اهمیت دارد.
در این چارچوب، می‌توان استدلال کرد که بخش بزرگی از کبالت کنگو عملاً همان کبالت تحت کنترل چین با یک مسیر حمل طولانی‌تر است؛ زیرا اگرچه سنگ معدن در خاک کنگو استخراج می‌شود، بخش مهمی از زنجیره ارزش و تبدیل آن همچنان در اختیار شرکت‌های چینی قرار دارد.
منبع: Kamoa Capital

اروپا در مسیر کربن‌زدایی و کاهش انتشار گازهای گلخانه‌ای حرکت می‌کند، اما همزمان وابستگی خود به انرژی وارداتی را افزایش می‌دهد؛ تناقضی که به‌نظر می‌رسد سیاست‌گذاران اروپایی دیگر نمی‌توانند آن را نادیده بگیرند.
گزارش جدیدی از Wood Mackenzie باید به‌عنوان هشداری جدی برای سیاست‌گذاران اروپا در نظر گرفته شود. بر اساس تحلیل این مؤسسه، اگر هیچ سرمایه‌گذاری جدیدی در توسعه میادین گازی داخلی اروپا انجام نشود، سهم واردات از مصرف گاز اتحادیه اروپا تا سال ۲۰۵۰ می‌تواند از ۹۸ درصد فراتر رود. این در حالی است که اتحادیه اروپا در حال حاضر نیز حدود ۸۵ درصد از گاز مصرفی خود را از خارج تأمین می‌کند.
با کاهش تدریجی تولید گاز داخلی و تضعیف منابع سنتی تأمین، سهم LNG در سبد عرضه گاز اروپا نیز می‌تواند به میزان قابل‌توجهی افزایش پیدا کند. در چنین شرایطی، کاهش تولید داخلی الزاماً به معنای کاهش مصرف گاز نیست؛ بلکه بخشی از همان تقاضا باید از طریق واردات تأمین شود.
مسئله‌ای که اروپا با آن مواجه است، در واقع انتخاب میان «تولید داخلی» و «واردات» نیست؛ بلکه انتخاب میان تولید داخلی با رعایت استانداردهای مسئولانه و وابستگی روزافزون به تأمین‌کنندگان خارجی است.
بر اساس سناریوی مطرح‌شده، ایجاد یک محیط سرمایه‌گذاری مساعدتر می‌تواند تولید گاز اتحادیه اروپا را تا سال ۲۰۴۲ به حدود ۷۷ میلیارد مترمکعب (bcm) برساند. در این صورت، تولید داخلی قادر خواهد بود حدود ۳۸ درصد از تقاضای گاز اروپا را پوشش دهد و معادل صدها محموله LNG در سال را از نیاز وارداتی این منطقه حذف کند.
رقابت‌پذیری بلندمدت اقتصاد اروپا، تاب‌آوری صنایع و امنیت انرژی این منطقه به حفظ دسترسی به انرژی مقرون‌به‌صرفه و قابل اتکا وابسته خواهد بود. تولید داخلی به‌تنهایی نمی‌تواند اتحادیه اروپا را به خودکفایی انرژی برساند، اما سیاست‌هایی که سرمایه‌گذاری در تولید داخلی را محدود می‌کنند، می‌توانند این منطقه را به سمت وابستگی هرچه بیشتر به واردات سوق دهند.
در نهایت، تقاضا صرفاً به دلیل کاهش سرمایه‌گذاری از بین نمی‌رود. اگر اروپا همچنان به مصرف گاز طبیعی ادامه دهد، اما همزمان سرمایه‌گذاری و تولید داخلی را محدود کند، ناچار خواهد بود بخش بیشتری از نیاز خود را از بازارهای خارجی تأمین کند؛ وضعیتی که می‌تواند مصرف‌کنندگان و صنایع اروپایی را در معرض هزینه‌های بالاتر، نوسان بیشتر قیمت‌ها و وابستگی عمیق‌تر به بازارهای خارجی قرار دهد.
مسئله اصلی بنابراین صرفاً میزان تولید گاز اروپا نیست؛ بلکه این است که سیاست گذار چگونه میان کربن‌زدایی، امنیت انرژی، رقابت‌پذیری صنعتی و هزینه تأمین انرژی تعادل برقرار می‌کند.

ایالات متحده نقش مهمی در افزایش قیمت گندم به بالاترین سطح سه سال اخیر دارد؛ اما برای درک عمیق‌تر وضعیت بازار، باید به قیمت‌های نقدی FOB در بنادر توجه کرد.
قیمت گندم در بنادر مختلف جهان در حال افزایش است؛ به‌جز گندم با مبدأ اوکراین و روسیه. در میان صادرکنندگان اصلی، قیمت گندم آمریکا و فرانسه با سرعت بیشتری افزایش یافته است، زیرا واردکنندگان تلاش می‌کنند کمبود عرضه دریای سیاه را که در پی تشدید درگیری‌ها از بازار خارج شده، جبران کنند.
در سه ماه گذشته، قیمت گندم HRW (Hard Red Winter) و SRW (Soft Red Winter) در منطقه خلیج آمریکا به‌ترتیب ۱۷ درصد و ۲۳ درصد افزایش یافته است. قیمت گندم فرانسه نیز در همین مدت ۱۸ درصد رشد کرده است.
گندم آمریکا اکنون گران‌ترین گندم در بازار جهانی محسوب می‌شود و پریمیوم آن نیز با سرعت در حال افزایش است. پریمیوم HRW نسبت به گندم فرانسه طی سه ماه گذشته ۱۶ درصد افزایش یافته، در حالی که پریمیوم SRW نسبت به گندم فرانسه جهشی ۱۰۶ درصدی داشته است.
اما دلیل این وضعیت چیست؟
پاسخ را باید در محدودیت شدید عرضه گندم آمریکا جست‌وجو کرد. بازار آمریکا عملاً ظرفیت افزایش سریع صادرات را ندارد. تولید گندم آمریکا اکنون در پایین‌ترین سطح از فصل زراعی ۱۹۷۰/۷۱ قرار دارد و در چنین شرایطی، کارکرد بازار این است که مانع از خروج بیش از حد گندم از کشور شود؛ اتفاقی که در حال حاضر نیز در حال رخ دادن است.
تعهدات فروش صادراتی گندم آمریکا، یعنی مجموع صادرات انجام‌شده و فروش‌هایی که هنوز ارسال نشده‌اند، برای تمام انواع گندم نسبت به سال گذشته ۳۲ درصد کاهش یافته است.
اگر سرعت صادرات گندم آمریکا بیش از این افزایش پیدا کند، بازار می‌تواند با یک وضعیت بحرانی مواجه شود. برآورد فعلی نسبت موجودی به مصرف (Stocks/Use Ratio) کل گندم آمریکا را در سطح ۳۸.۲ درصد قرار می‌دهد که پایین‌ترین سطح طی چهار سال اخیر است.
از نظر تاریخی، زمانی که نسبت موجودی به مصرف گندم به زیر ۳۵ درصد برسد، بازار معمولاً وارد مرحله‌ای پرنوسان می‌شود که در آن قیمت‌ها نقش اصلی را در سهمیه‌بندی یا جیره‌بندی تقاضا (Price Rationing) ایفا می‌کنند؛ به این معنا که افزایش قیمت تلاش می‌کند مصرف را محدود کند تا موجودی باقیمانده برای مدت طولانی‌تری حفظ شود.
حتی افزایش تنها ۵۰ میلیون بوشل در صادرات نسبت به پیش‌بینی فعلی وزارت کشاورزی آمریکا (USDA) می‌تواند نسبت موجودی به مصرف را وارد محدوده‌ای کند که بازار از طریق قیمت اقدام به جیره‌بندی عرضه می‌کند. این سناریو بر اساس افزایش صادرات از پیش‌بینی فعلی USDA به ۸۲۵ میلیون بوشل و با فرض ثابت ماندن سایر اجزای ترازنامه عرضه و تقاضا محاسبه شده است.
در واقع، بازار از طریق افزایش پریمیوم‌ها در حال محدودتر کردن دسترسی به عرضه کمیاب گندم آمریکا است و این عرضه را بیش از صادرات، به سمت مصرف داخلی هدایت می‌کند.
با این حال، هرچه عرضه گندم دریای سیاه برای مدت طولانی‌تری از بازار جهانی خارج بماند، وضعیت عرضه گندم در جهان نیز شکننده‌تر خواهد شد؛ زیرا حاشیه امن چندانی برای جبران کاهش بیشتر تولید وجود ندارد.
اگر تهدیدهای دیگری نیز متوجه عرضه جهانی گندم شود ــ برای مثال وقوع ال‌نینو (El Niño) و کاهش بیشتر تولید گندم استرالیا ــ بازار گندم می‌تواند به رقابتی شدید میان آسیاب‌های داخلی برای تأمین نیاز خود و واردکنندگان ناامیدی که به دنبال هر میزان عرضه قابل‌دسترس هستند تبدیل شود.

. تعریف
شوک نفتی ترکیبی از افزایش شدید و سریع قیمت نفت، اختلال قابل‌توجه در عرضه فیزیکی، تداوم این شرایط و سرایت گسترده آن به تورم، سیاست پولی و رشد اقتصادی است.
۲. ۱۹۷۳–۱۹۷۴
تحریم نفتی کشورهای عربی باعث شد قیمت نفت حدود ۳۰۰ درصد افزایش پیدا کند و به کمبود شدید، تورم و رکود تورمی منجر شود.
۳. ۱۹۷۹–۱۹۸۰
انقلاب ایران حدود ۷ درصد از عرضه جهانی نفت را مختل کرد و قیمت نفت بیش از دو برابر شد؛ موضوعی که فشارهای تورمی را تشدید کرد و در نهایت به انقباض شدید سیاست پولی انجامید.
۴. ۲۰۲۶
قیمت برنت در اوج خود حدود ۷۵ درصد نسبت به سطوح پیش از جنگ افزایش یافت. این شوک دیگر صرفاً محدود به نفت خام نیست و فرآورده‌های پالایشی، ذخایر، حمل‌ونقل و لجستیک را نیز دربر گرفته است؛ آن هم در شرایطی که صادرات نفت از منطقه خلیج فارس با اختلال شدیدی مواجه شده است.
۵. تفاوت کلیدی
با وجود ابعاد قابل‌توجه اختلال فیزیکی در عرضه، واکنش قیمت نفت همچنان از شدت واکنش در دهه ۱۹۷۰ کمتر بوده است. کاهش شدت مصرف نفت در اقتصاد جهانی، متنوع‌تر شدن منابع عرضه و افزایش ظرفیت جایگزینی، مهم‌ترین عوامل این تفاوت هستند.
۶. نفت‌شوک سوم؛ اما هنوز نه یک شوک کامل در مقیاس دهه ۱۹۷۰
آنچه در سال ۲۰۲۶ رخ داده را می‌توان یک Oil Shock III واقعی دانست، اما هنوز به یک شوک اقتصاد کلان در مقیاس دهه ۱۹۷۰ تبدیل نشده است. آزمون تعیین‌کننده، تداوم اختلال و گسترش آثار آن به سایر بخش‌های اقتصاد خواهد بود.
رویکرد سرمایه‌گذاری
۱. Oil Shock III فراتر از یک شوک قیمت نفت خام است.
این شوک حاصل ترکیبی از اختلالات ژئوپلیتیکی، کمبود ظرفیت پالایش، پایین بودن سطح ذخایر و محدودیت‌های حمل‌ونقل و لجستیک است.
۲. اثر اقتصاد کلان ماهیتی رکودتورمی دارد.
تورم افزایش می‌یابد، در حالی که درآمد واقعی خانوارها، حاشیه سود شرکت‌ها و رشد اقتصادی تحت فشار قرار می‌گیرند.
۳. هدف پرتفوی تغییر می‌کند.
تمرکز از حداکثر کردن مواجهه با رشد اقتصادی به سمت دارایی‌ها و شرکت‌هایی حرکت می‌کند که از کمیابی، قدرت قیمت‌گذاری و مقاومت در برابر تورم برخوردارند.
۴. دارایی‌های واقعی و جریان‌های نقدی کوتاه‌مدت ترجیح داده می‌شوند.
در مقابل، مواجهه با دارایی‌های دارای سررسید بلند و سهام گران‌قیمت با جریان‌های نقدی دوردست باید کاهش یابد.
۵. در بازار سهام، بخش‌های زیر مورد توجه قرار می‌گیرند:
پالایشگاه‌ها، شرکت‌های یکپارچه انرژی، خطوط انتقال و زیرساخت‌های LNG، انرژی هسته‌ای، صنایع دفاعی و برخی شرکت‌های معدنی منتخب.
۶. ترجیح سبکی:
سهام Quality Value، شرکت‌های با Free Cash Flow بالا، قدرت قیمت‌گذاری و ترازنامه‌های قدرتمند.
۷. سیگنال‌های خروج:
عادی‌شدن Diesel/Crack Spread، بازسازی ذخایر فرآورده‌های نفتی و کاهش انتظارات تورمی، از مهم‌ترین نشانه‌هایی هستند که می‌توانند پایان یا فروکش کردن این فاز از شوک را نشان دهند.