روزنامه اعتماد
1400/06/20
تبديل بحران برق به ابربحران خاموشي‌ها
بررسي وضعيت آمادگي نيروگاه‌هاي كشور موضوع مهمي است كه بايستي قبل از هر تحليلي به آن پرداخته شود، چراكه توان منصوب با توان قابل بهره‌برداري دو كميت كاملاً متفاوت هستند. فاصله معناداري بين اين دو كميت به معني عدم توجه به تعميرات دوره‌اي و عدم بهره‌برداري صحيح از نيروگاه است؛ موضوعي كه اين روزها بيشتر اثر خود را نشان داده است. مجموع ظرفيت نامي نيروگاه‌هاي كشور در پايان سال ۱۳۹۹ به مقدار ۸۵۳۱۳ مگاوات رسيد كه سبدي از نيروگاه‌هاي حرارتي، برق-آبي، اتمي و تجديدپذير را در بر مي‌گيرد. ظرفيت نامي نيروگاه‌هاي حرارتي برابر ۷۱۳۳۱ مگاوات، نيروگاه‌هاي برق-آبي برابر ۱۲۱۹۳ مگاوات و اتمي و تجديدپذير ۱۷۸۹ مگاوات است. هرچند اشاره به اين موضوع ضروري است كه ظرفيت عملي نيروگاه‌ها الزاماً معادل قدرت آماده تحويل به شبكه نيست؛ اين امر مي‌تواند دلايل مختلفي از جمله، عدم تامين نهاده‌هاي توليد توان نظير سوخت و آب يا عدم انجام برنامه‌هاي تعميرات و نگهداري، داشته باشد. ازاين‌رو، شاخصي با عنوان ضريب آمادگي به معناي نسبت قدرت قابل‌توليد به قدرت عملي تعريف مي‌گردد. با توجه به اينكه در زمان‌هاي مختلف سال مقدار ظرفيت عملي نيروگاه‌ها و حداكثر توان قابل توليد آنها متفاوت است، مقدار اين شاخص در دوره‌هاي زماني مختلف، مقادير متفاوتي خواهد داشت. بديهي است، مي‌بايست كليه اقدامات مقتضي جهت به حداكثر رسيدن آمادگي نيروگاه‌هاي كشور در ايام گرم سال بالاخص در زماني كه اوج مصرف سال رقم مي‌خورد، انجام پذيرد. نمودار 1 متوسط ضريب آمادگي نيروگاه‌هاي حرارتي در تمامي ماه‌هاي سال ۱۳۹۹ را نشان مي‌دهد. همان‌طور كه در اين نمودار ملاحظه مي‌شود، به دليل تحقق اوج بار مصرفي در ايام گرم سال، حداكثر آمادگي نيروگاه‌ها نيز بايد در اين ايام اتفاق بيفتد. لذا برنامه‌ريزي و اقدام براي تعميرات نيروگاهي پس از عبور از پيك مصرف انجام مي‌شود. در ادامه به بررسي سبد توليد انرژي الكتريكي كشور پرداخته شده است، اين بررسي به خواننده كمك مي‌كند تا درك درستي از تأثير هر يك از انواع نيروگاه‌ها در خاموشي اخير داشته باشد.2-1- توليد نيروگاه‌هاي حرارتي
در اينجا منظور از نيروگاه‌هاي حرارتي نيروگاه‌هاي بزرگ و كوچك مقياسي است كه براي توليد برق سوخت فسيلي مصرف مي‌كنند. مجموع متوسط ظرفيت عملي نيروگاه‌هاي حرارتي در تابستان ۱۳۹۹ برابر ۵۲ هزار مگاوات بوده است. با در نظر گرفتن ضريب آمادگي ۹۰% براي نيروگاه‌هاي حرارتي بزرگ‌مقياس، حداكثر توان قابل استحصال از اين نيروگاه‌ها برابر ۴7 هزار مگاوات در زمان اوج مصرف سال جاري برآورد مي‌شود. براي عبور از پيك مصرف تابستان ۱۴۰۰ از تابستان ۱۳۹۹، احداث و راه‌اندازي واحدهاي نيروگاهي جديد شامل احداث واحد گاز و بخار از طريق سرمايه‌گذاري دولتي و خصوصي آغاز شد. بر اساس برنامه‌ريزي‌هاي صورت گرفته در سال ۱۳۹۹ مقرر شده بود در بازه زماني يك‌سال منتهي به تابستان ۱۴۰۰ معادل ۲۸۲۶ مگاوات به ظرفيت نامي نيروگاه‌هاي كل كشور افزوده شود. از اين مقدار، ۱۴۵۴ مگاوات تا پايان سال ۱۳۹۹ محقق شده كه بيانگر عملكرد ۴/۵۱ درصدي است.
2-2- توليد نيروگاه‌هاي برق-آبي
نيروگاه‌هاي برق-آبي داراي سهمي برابر ۳/۱۴ درصد از كل ظرفيت منصوب در كشور هستند. نيروگاه‌هاي برق-آبي كه روي سدهاي مخزني احداث شده و در حال بهره‌برداري هستند، به‌شدت متأثر از محدوديت منابع آب و مساله تامين نيازهاي آبي پايين‌دست هستند. در اينگونه سدها رهاسازي آب از نيروگاه براي توليد برق، بايد مطابق يك سياست مشخص بهره‌برداري شود. در اين سياست‌ها هم‌زمان تعهدات تامين آب پايين‌دست و ميزان تراز آب مخزن سد در حال و آينده بايد لحاظ گردد. ميزان توان توليدي نيروگاه‌هاي برق-آبي در زمان پيك مصرف سال ۱۳۹۸ ، ۹۵۳۳ مگاوات بوده است. در حال حاضر، ميزان نزولات جوي در سال آبي جاري تا پايان فروردين‌ماه، حدود يك‌سوم نسبت به مدت مشابه كاهش پيدا كرده و به نظر مي‌رسد اين شرايط تا پايان سال آبي 1400-1399 ادامه پيدا كند.
لذا پيش‌بيني محدوديت تامين آب و ذخاير سدهاي كشور در مابقي ايام سال، به‌كارگيري نيروگاه‌هاي برق-آبي در زمان اوج مصرف، همچون سال گذشته دور از انتظار است. در چنين شرايطي، در خوش‌بينانه‌ترين حالت، حداكثر توليد نيروگاه‌هاي برق-آبي هم‌زمان با اوج مصرف سال ۱۴۰۰، با افت حدود ۳۵ درصدي نسبت به سال قبل مواجه خواهد شد. به عبارتي ديگر، حداكثر توان توليدي اين نيروگاه‌ها در زمان اوج مصرف حداكثر به مقدار ۶۰۰۰ مگاوات خواهد رسيد.
2-3- توليد نيروگاه اتمي بوشهر
نيروگاه اتمي بوشهر داراي ظرفيت ۱۰۲۰ مگاوات است كه عهده‌دار تامين بار پايه است. اصولاً نيروگاه‌هايي كه تامين‌كننده بار پايه هستند به‌طور مداوم و مستمر با خروجي نامي خود كار مي‌كنند. طي سال‌هاي اخير قدرت بهره‌برداري شده از اين نيروگاه حدود ۹۰۰ مگاوات بوده است. در انتهاي فروردين‌ماه سال جاري اين نيروگاه با هماهنگي با واحد راهبري شبكه به منظور انجام تعويض سوخت سالانه و انجام بازرسي‌ها و تعميرات دوره‌اي از مدار خارج شد و مطابق برنامه‌ريزي‌ها مقرر شده كه اين نيروگاه تا پيش از آغاز فصل تابستان به شبكه سراسري برق بازگردد. بر اين اساس، در صورت آمادگي كامل نيروگاه اتمي بوشهر در زمان اوج مصرف، مي‌توان انتظار داشت كه برابر ۹۰۰ مگاوات توان توليدي اين نيروگاه به شبكه سراسري تزريق شود.
2-4- نيروگاه‌هاي متعلق به صنايع
بخشي از ظرفيت نيروگاهي حرارتي بزرگ‌مقياس متعلق به صنايع بزرگي همچون فولاد مباركه، ذوب‌آهن، مس سرچشمه و غيره است كه برق توليدي آنها علاوه بر تامين نياز اين صنايع به انرژي برق، با شبكه سراسري نيز دادوستد انرژي مي‌شود. نيروگاه‌هاي در اختيار صنايع شامل نيروگاه‌هاي بخار و گازي بوده كه در حال حاضر ظرفيت اسمي آنها به ترتيب ۵۸۹ و ۵۴۷۶ مگاوات است. مجموع ميانگين قدرت عملي اين نيروگاه‌ها ۵۰۱۶ مگاوات است. ميزان تزريق بخشي از توان توليدي در اختيار صنايع بزرگ به شبكه سراسري برق متكي به تمايل اين صنايع و درخواست صنعت برق صورت مي‌گيرد.
2-5- ساير نيروگاه‌ها
ساير نيروگاه‌ها شامل نيروگاه‌هاي خورشيدي، بادي، زباله‌سوز و ديزلي است. با توجه به عملكردي كه براي اين نيروگاه‌ها در اوج مصرف سال ۱۳۹۹ ثبت شده است، برآورد مي‌شود در سال جاري توان معادل ۱۴۵ مگاوات به شبكه سراسري تحويل داده شود. اين عدد بسيار بسيار پايين‌تر از برنامه‌ريزي وزارت نيرو براي حركت به سمت نيروگاه‌هاي تجديدپذير است.
3- بررسي ميزان مصرف بخش‌هاي مختلف
حداكثر نياز مصرف اصلاح‌شده سال ۱۳۹۹ در آمارهاي تفصيلي صنعت برق، ۴/۵۸ هزار مگاوات گزارش‌شده كه بيانگر رشد يك‌درصدي نسبت سال ۱۳۹۸ است. اين در حالي است كه در سال 1399 بيش از ۲/۵ هزار مگاوات كاهش در اوج نياز تقاضا از محل اجراي طرح‌هاي مديريت مصرف صورت گرفته است. از جمله اين اقدامات مديريتي مي‌توان به اجراي طرح‌هاي مشاركتي براي كاهش مصرف در زمان اوج بار، جابه‌جايي مصارف به زمان‌هاي غير اوج و خاموشي‌هاي برنامه‌ريزي‌شده و نشده اشاره كرد. براي مقايسه ميزان مصرف تابستان سال جاري بايد مقدار مديريت بار اعمال شده در سال ۱۳۹۹ نيز در نظر گرفته شود . حداكثر نياز مصرف شبكه سراسري در سال جاري بالغ بر ۳/۶۶ هزار مگاوات رسيد. با توجه به نكات فوق مي‌توان گفت كه حداكثر نياز تقاضا در سال جاري حدود ۳/۴ درصد افزايش پيدا كرده است. مصرف انرژي برق در دوماهه نخست سال ۱۴۰۰، مجموعاً ۹/۱۷ درصد افزايش پيدا كرده كه در ميان مشتركين مختلف، بخش كشاورزي، تجاري و صنعتي داراي بيشترين، به ترتيب برابر ۴/۳۴، ۲۰ و ۹/۱۹ درصد بوده است. از علل افزايش مصرف در اين بخش‌ها مي‌توان به وقوع گرماي زودرس اشاره كرد. از سويي ديگر، مشتركين خانگي كمترين ميزان افزايش مصرف در ميان ساير مشتركين داشته‌اند. جدول 1 وضعيت مصرف انرژي برق در ميان مشتركين مختلف تا پايان ارديبهشت ماه ۱۴۰۰ را نشان مي‌دهد.
4- تراز توليد و مصرف
با توجه به نكات بيان شده در بالا، وضعيت تراز توليد و مصرف شبكه سراسري برق در پيك مصرف تابستان ۱۴۰۰ به شرح جدول 2 است.
همان‌طور كه در جدول 2 مشاهده مي‌شود، حداكثر قدرت توليدشده در شبكه سراسري برابر ۸/۵۱ هزار مگاوات بوده كه با در نظر گرفتن ميزان توان دريافتي هم‌زمان با پيك مصرف، اين مقدار به ۱/۵۲ هزار مگاوات رسيده است. بنابراين با توجه به حداكثر نياز مصرف اصلاح‌شده، ميزان مديريت بار اعمال شده به شبكه برابر ۲/۱۴ هزار مگاوات در زمان اوج مصرف بوده كه بيانگر كمبود ۲۷ درصدي از مجموع نياز تقاضا است.
5- آسيب‌شناسي ناترازي توليد و مصرف
از آنجا كه برق به دليل ويژگي‌هاي فيزيكي آن، به طور اقتصادي انباشت‌پذير نيست، بنابراين امكان ذخيره‌سازي ندارد، درنتيجه مواقعي كه ميزان مصرف لحظه‌اي سمت تقاضا از مجموع ميزان توليد و قابل‌توزيع پيشي مي‌گيرد، خاموشي رخ مي‌دهد. بنابراين براي تحليل خاموشي‌ها لازم است كه مهم‌ترين بحران‌هاي صنعت برق در هر دو بخش توليد و مصرف را مورد بررسي قرار دهيم كه در ادامه ارايه شده است.
5-1- ابربحران‌هاي صنعت برق
منظور از ابربحران‌هاي صنعت برق معضلات و پيش آمدهايي است كه عملاً بيشترين تاثير را در ايجاد ناترازي فعلي داشته‌اند. اين ابربحران‌ها در شش دسته كلي تقسيم شده‌اند كه در ادامه به آنها پرداخته مي‌شود.
5-1-1- اقتصاد صنعت برق
مساله اصلي صنعت برق و انرژي، متأثر از سياست‌هاي اقتصاد انرژي كشور، اقتصاد اين صنعت است. هم‌اكنون نظام مالي صنعت برق، در يك چرخه معيوب اقتصادي قفل شده است و ريشه اين چرخه در مكانيسم ناكارآمد قيمت‌گذاري برق است. در حال حاضر قيمت فروش برق، به‌صورت تكليفي و دستوري تعيين مي‌شود كه بسيار كمتر از قيمت تمام‌شده آن است. مقايسه قيمت برق در ايران و جهان نيز نشان مي‌دهد كه قيمت برق ايران كمتر از يك‌دهم متوسط جهاني و متوسط منطقه خاورميانه، بر مبناي نرخ ارز سامانه نيمايي است. درنتيجه جريان مالي برق دچار عدم توازن گرديده و وزارت نيرو با كسري بودجه سيستماتيك روبه‌رو شود. نتيجه تخصيص اين يارانه پنهان منجر به عدم اصلاح الگوي مصرف، عدم رغبت سرمايه‌گذاري خارجي و داخلي است. به علاوه وجود اين اختلاف قيمت معنادار سبب شده سالانه بر بدهي‌هاي دولت به بخش توليدكنندگان برق افزوده شود (در بودجه سال 1399 پيش‌بيني شده است صنعت وزارت نيرو 5000 ميليارد تومان كسري بودجه داشته باشد). اين كسري بودجه منجر به انباشت بدهي دولت به بخش خصوصي اعم از سازندگان و پيمانكاران زنجيره تامين صنعت برق و نيروگاه‌هاي بخش خصوصي است كه بر اساس آخرين برآورد انجام شده توسط تشكل‌هاي صنفي حجم بدهي‌هاي وزارت نيرو بالغ بر 400 هزار ميليارد ريال است. از طرف ديگر به دليل عدم شفافيت نظام قيمت‌گذاري، ذي‌نفعان و مخاطبان بر قيمت‌ها صحه نمي‌گذارند و عملاً علامت نادرستي از قيمت برق به مصرف‌كنندگان داده مي‌شود درنتيجه مصرف برق بهينه نبوده و اتلاف زيادي در بخش مصرف ايجاد مي‌شود. اين مساله عوارض ديگري داشته است كه مهم‌ترين آن غيراقتصادي شدن طرح‌هاي بهينه‌سازي مصرف انرژي و جذاب نبودن سرمايه‌گذاري در انرژي‌هاي تجديدپذير است.
5-1-2- كاهش سرمايه‌گذاري در صنعت برق
5-1-2-1- نيروگاه و توليد
جدول 3 مجموع ظرفيت و ارزش طرح‌هاي نيروگاهي شامل احداث نيروگاه‌هاي جديد و اجراي طرح‌هاي رفع محدوديت‌هاي توليد و بازتواني نيروگاه را نشان مي‌دهد. همان‌طور كه ملاحظه مي‌شود، طي هشت سال منتهي به شهريور ماه سال ۱۴۰۰، مجموعاً ۹۵ واحد نيروگاهي جديد با ظرفيت ۱۳۹۲۶ مگاوات به بهره‌برداري رسيد. به علاوه در طول اين بازه زماني، ۲۲۶۷ مگاوات به ظرفيت عملي نيروگاه‌هاي حرارتي افزوده شد. همان طور كه در اين جدول ملاحظه مي‌شود، گرچه طي هشت سال منتهي به شهريور ماه سال ۱۳۹۲ حدود ۶۰۰۰ مگاوات ظرفيت نيروگاهي كمتري افزوده شد لكن، بخشي از منابع سرمايه‌گذاري نيروگاهي طي هشت سال منتهي به شهريور ماه سال ۱۴۰۰ براي افزايش كارايي نيروگاه‌هاي حرارتي در زمان اوج مصرف تخصيص داده شده است. تا پايان برنامه سوم توسعه سرمايه‌گذاري نيروگاهي از محل منابع داخلي شركت‌ها و با سرمايه‌گذاري دولتي انجام مي‌شد و پس از آن ظرفيت‌هاي احداث‌شده از محل سرمايه‌گذاري‌هاي دولتي و خصوصي صورت گرفته است. در تمامي سال‌هاي برنامه چهارم تا برنامه ششم توسعه، هدف‌گذاري احداث و بهره‌برداري سالانه ۵۰۰۰ مگاوات صورت مي‌گرفت. روند ظرفيت نيروگاه‌هاي احداث‌شده سالانه طي سال‌هاي ۱۳۷۹ تا ۱۳۹۹ در نمودار 2 نشان داده شده است. همان‌طور كه در اين نمودار ملاحظه مي‌شود، ظرفيت منصوب سالانه طي 10 سال منتهي به سال ۱۳۹۹ همراه با فراز و فرودهايي بوده لكن روند كلي آن نزولي بوده است. دليل بروز چنين شرايطي تغيير سياست‌هاي كلان وزارت نيرو در جذب سرمايه براي ساخت نيروگاه - عدم تسهيل فرآيند سرمايه‌گذاري- افزايش روزافزون مطالبات از فعالان صنعت برق و به‌تبع آن بدهي آنان به نظام پولي و بانكي، جهش نرخ ارز، عدم تناسب بهاي خريد و فروش برق متناسب با تغييرات شاخص خرده‌فروشي و غيره است. تحت چنين شرايطي بنگاه‌هاي اقتصادي فعال در اين صنعت، شامل توليدكنندگان تجهيزات، پيمانكاران و سرمايه‌گذاران احداث نيروگاه ناتوان از تامين مالي شده‌اند كه اين امر افت يا توقف فعاليت‌هاي آنان را در پي داشته و خواهد داشت.
شايان ذكر است مجموع ظرفيت نامي نيروگاه‌هاي حرارتي كشور در روند بلندمدت سالانه ۳/۶ درصد افزايش پيدا كرده است كه گرچه ۷/۰ درصد بيشتر از نرخ افزايش بار بوده است اما به دليل افزايش طول عمر نيروگاهي و فرسوده شدن آنها همچنين كاهش قابل‌ملاحظه نزولات جوي و اثرگذاري آن بر قدرت تحويل‌شده به شبكه سراسري، كشور در تامين حداكثر نياز تقاضا با مشكل مواجه بوده است. پرواضح است با تداوم اين روند سرمايه‌گذاري در توسعه برق حرارتي و نيروگاه تجديدپذير در سال‌هاي آينده، مشكل تامين پيك از حالت بحران خارج شده و به ابربحران تغيير حالت خواهد داد. در چنين شرايطي، كشور در سال آتي قطعا در وضعيت بحران يا ابر بحران كمبود برق در فصل تابستان مواجه خواهد بود. از سويي ديگر سرمايه‌گذاري در توسعه دو بخش ديگر زنجيره تامين برق شامل شبكه انتقال و توزيع نيروي برق، كاملا بايد از محل منابع داخلي شركت توانير يا دريافت تسهيلات از محل منابع داخلي يا خارجي صورت گيرد. توسعه شبكه برق بايد از محل منابع داخلي شركت مادر تخصصي توانير يا از محل منابع عمومي در قوانين بودجه سنواتي تامين شود. همچنين، به دليل عدم تكميل فرآيند خصوصي‌سازي در شبكه توزيع و بازگشت دارايي‌هاي شركت‌هاي توزيع نيروي برق به شركت توانير، توسعه اين شبكه نيز برعهده شركت‌هاي توزيع نيروي برق يا منابع داخلي شركت مادر تخصصي توانير است.
۶-۱-۲-۲ شبكه‌هاي انتقال و توزيع
همان‌طور كه در بخش‌هاي پيشين بيان شد به دليل ناترازي قابل‌توجه ميان درآمد و هزينه‌هاي صنعت برق، نه‌تنها تامين كامل هزينه‌هاي جاري اين صنعت با تنگنا مواجه بوده، بلكه تحقق منابع بودجه سرمايه‌اي شركت‌ها ناچيز است. ازاين‌رو توسعه شبكه‌هاي انتقال و توزيع نيروي برق طي سال‌هاي اخير در تناسب رشد بار نبوده است. نمودار 3 ميزان منابع تخصيص‌يافته براي توسعه شبكه انتقال و توزيع نيروي برق را نشان مي‌دهد. همان‌طور كه در اين نمودار ملاحظه مي‌شود، وضعيت سرمايه‌گذاري براي توسعه و نوسازي اين شبكه‌ها از سال ۱۳۸۷ روند نزولي داشته است و طي سال‌هاي ۱۳۹۳ تا ۱۳۹۸ نياز به بازسازي و نوسازي اين بخش از زنجيره تامين برق، منابع صرفا براي اجراي طرح‌هاي توسعه‌اي بوده است.
از سويي ديگر، دو محدوديت جدي كه در شبكه انتقال وجود دارد عمر بالاي تجهيزات پست‌ها و خطوط انتقال در سطح ولتاژهاي ۴۰۰ و ۲۳۰ كيلوولت است كه منابع بودجه سرمايه‌اي شركت‌ها تكاپوي بازسازي و نوسازي اين تجهيزات را نمي‌دهد. ۱۹درصد از ظرفيت پست‌هاي شبكه انتقال در سطوح ولتاژي ۴۰۰ و ۲۳۰ كيلوولت داراي عمر بيش از ۳۰ سال است. اين وضعيت سبب مي‌شود كه هنگام بارگذاري در مقدار پيك مصرف، با بيشترين احتمال بروز حادثه متناظراً بروز گسترده با خاموشي در سطح كشور مواجه شود. به علاوه، ۲۳درصد از خطوط انتقال در سطوح ولتاژي ۴۰۰ و ۲۳۰ كيلوولت داراي عمر بالاي ۳۰ سال بوده كه حاكي از وضعيت شكننده اين زيرساخت شبكه است.
۶-۱-۳ تغييرات جوي و كمبود بارش‌ها
در سال جاري، صنعت برق در بهار سال جاري شرايط متفاوتي را تجربه كرد. به دليل بروز گرماي زودرس در فصل بهار بارهاي فصلي پيش از زمان مرسوم در سال‌هاي گذشته به شبكه افزوده شد. گفتني است بررسي رابطه بين متوسط دماي نسبي كشور با توان مصرفي نشان مي‌دهد، به ازاي افزايش هر درجه سانتي‌گراد به متوسط وزني دماي كشور در بازه 10 الي ۱۹ درجه سانتي‌گراد معادل 213 مگاوات به مقدار تقاضاي برق افزوده مي‌شود؛ اين مقدار براي محدوده دمايي 20 الي 34 درجه سلسيوس معادل 1542 مگاوات است. لذا، فروردين و ارديبهشت ماه متوسط وزني دماي كشور بيش از 20 درجه سلسيوس بود كه نسبت به مدت مشابه در سال‌هاي 1398 و 1399 حدود 5 درجه سلسيوس افزايش پيدا كرده بود. به عبارتي اين مقدار معادل 7710 مگاوات افزايش نسبت به سال گذشته است. از سويي ديگر، به دليل افت حدود 35 درصدي نزولات جوي در سال آبي 1400-1399 نسبت به مدت مشابه سال قبل امكان بهره‌برداري از واحدهاي نيروگاه‌هاي برق-آبي همچون سال ۱۳۹۹ ميسر نباشد. همچنين خروج برخي واحدهاي نيروگاهي براي انجام تعميرات و آمادگي كامل در اوج مصرف تابستان، موجب شد كه بخشي از توان توليدي نيروگاه‌هاي دولتي و غيردولتي در دسترس نباشد. لذا كشور با كمبود برق در پس از وقوع اوج مصرف تابستان مواجه شد. ازآنجاكه حدود 14درصد ظرفيت توليد برق كشور متعلق به نيروگاه‌هاي برق-آبي است و توليد برق اين نيروگاه‌ها نيز متأثر از ميزان بارش باران است، لازم است توجه بيشتري به اين بخش شود. به دليل حجم قابل‌توجه نيروگاه‌هاي برق-آبي در تامين برق كشور، عملا عرضه برق نيز متاثر از خشكسالي نوسان مي‌يابد و به‌ويژه در ايام پيك و در فصل‌هاي گرم سال اين مساله خود را بيشتر نشان مي‌دهد.
۶-۱-۴ مشكل تامين گاز
با توجه به اينكه در سال‌هاي گذشته عمده توليد برق وابسته به منابع گازي بوده است و از آنجا كه در فصول سرما مصرف گاز براي گرمايش به پيك مي‌رسد و به دليل كمبود گاز خاموشي رخ مي‌دهد، لازم است كه سبد انرژي‌هاي اوليه كشور، تغيير كند و اتكا توليد برق به سوخت گاز كمتر شود. بنابراين در الگوي توسعه برق آينده كشور، ضروري است كه تجديدپذيرها به‌ويژه خورشيدي و توليد هم‌زمان برق و گرما موردتوجه قرار گيرد. در زمستان 1400 مشكل تامين گاز براي نيروگاه‌هاي حرارتي مساله جدي است و ممكن است به علت كمبود گاز كشور دچار خاموشي شود يا به علت استفاده از سوخت مازوت آلودگي در كلان‌شهرها نسبت به سال گذشته افزايش چشم‌گيري داشته باشد.
۶-۱-۵ عدم سرمايه‌گذاري در انرژي‌هاي تجديدپذير
براساس برنامه ششم توسعه قرار بوده كه ظرفيت انرژي‌هاي تجديدپذير به ۵ هزار مگاوات برسد، اما آمارهاي اعلامي از طرف مسوولان وزارت نيرو نشان مي‌دهد كه ظرفيت نيروگاه‌هاي تجديدپذير در كشور حدود ۸۰۰ مگاوات بوده و هدف‌گذاري محقق نشده است. هرچند كه توسعه انرژي‌هاي تجديدپذير تنها محدود به برنامه ششم توسعه اقتصادي نبوده و دولت‌هاي مختلف سال‌هاست كه روي اين مساله مانور تبليغاتي مي‌دهند. در برنامه پنجم توسعه قرار بود كه انرژي‌هاي تجديدپذير سهمي حدود ۵ درصدي از ظرفيت توليد برق كشور را به خود اختصاص دهند. اما متاسفانه اين هدف هيچ‌گاه محقق نشده است. در واقع مشكل نيروگاه‌هاي تجديدپذير قيمت برق نيست، بلكه توجيه‌پذيري اقتصادي است. به‌طور قطع وقتي توليد در ظرفيت بالا اتفاق مي‌افتد، قيمت تمام شده به‌شدت كاهش پيدا مي‌كند و بر عكس در توليد با مقياس پايين شاهد رشد بهاي تمام شده توليد كالا هستيم. بررسي‌هاي انجام شده نشان مي‌دهد كه اگر ظرفيت انرژي خورشيدي در كشور دو برابر شود، ۲۶درصد قيمت تمام شده آن كاهش پيدا مي‌كند. كاهش قيمت ناشي از افزايش ظرفيت توليد تنها محدود به ايران نيست. توليد هر كيلو وات برق از انرژي بادي (با احتساب هزينه سرمايه‌گذاري) حدود ۷۵۰ دلار و براي خورشيدي حدود ۶۰۰ دلار تمام مي‌شود. بهاي تمام شده همين ميزان توليد برق در نيروگاه‌هاي گازي بين ۶۰۰ تا ۷۰۰ دلار است. اما اختلاف اصلي در ميزان بهره‌برداري نيروگاه‌هاست. هم‌اكنون راندمان نيروگاه‌هاي بادي در ايران ۴۰درصد و در نيروگاه‌هاي خورشيدي حدود ۲۰درصد و در نيروگاه‌هاي گازي ۶۰درصد است. هرچند كه سرمايه‌گذاري ثابت و اوليه براي نيروگاه‌هاي تجديدپذير بيش از گازي است اما در نيروگاه‌هاي بادي و خورشيدي هزينه بهره‌برداري ناچيز است.
۶-۱-۶ ضعف در تعميرات نيروگاهي
شايان ذكر است وضعيت آمادگي توليد نيروي برق در زمان اوج مصرف توسط نيروگاه‌هاي بخاري در سال‌هاي اخير با ثبات نبوده است كه اين امر به دليل وابستگي توان خروجي اين نوع از نيروگاه‌ها به آب به عنوان سيال عامل و عمر بسيار بالاي اين نيروگاه‌ها و عدم تامين بهنگام قطعات موردنياز است. ازاين‌رو استفاده حداكثري از ظرفيت‌هاي نيروگاهي موجود در كشور منوط به تحقق كامل و استاندارد برنامه‌هاي عملياتي براي تعميرات و اتصال به‌موقع واحدهاي نيروگاهي تا پيش از زمان اوج مصرف است. اخلال در برنامه زماني اجرا مي‌تواند موجب كاهش قابليت توليد توان اين نيروگاه‌ها در كشور شود. در حال حاضر تعميرات نيروگاهي با محدوديت‌هايي به شرح ذيل مواجه است كه در ادامه به آن مي‌پردازيم.
٭ نبود منابع مالي كافي
از آنجايي كه عمده هزينه‌هاي تعميرات نيروگاه‌ها خصوصاً تعميرات اساسي آنها به‌صورت ارزي است و درآمد فروش برق به‌صورت ريالي به آنها پرداخت مي‌شود، پس از افزايش نرخ ارز در سال 1397 در تامين اينگونه منابع با تنگناهاي بسياري روبه‌رو شدند و دريافت نكردن به‌موقع مطالبات توليدكنندگان از بابت فروش برق و ثبات نرخ فروش انرژي (تا ارديبهشت ماه 1399) و نرخ پايه آمادگي كه به كاهش متوسط قيمت بازار برق از سال 1394 شده، مشكلات تامين نقدينگي در اين بخش را تشديد كرده است.
٭ عدم دسترسي مناسب و كافي به قطعات موردنياز
افزايش قيمت تجهيزات و قطعات موردنياز نيروگاه‌ها در اثر افزايش نرخ ارز و تحميل تحريم ظالمانه و مشكلات مربوط به نقل‌وانتقال مالي در سطوح بين‌المللي باعث شد تامين قطعات با دشواري بيشتر روبه‌رو شود و هزينه مبادله نيروگاه‌ها نيز افزايش پيدا كند. البته براي داخلي‌سازي قطعا هم اقدامات شايسته و قابل‌تقديري انجام شده است.
٭ افزايش هزينه تعميرات به دليل نبود نقدينگي
در سال‌هاي اخير به‌منظور جبران كمبود نقدينگي براي تامين منابع موردنياز تعميرات، راهكار تهاتر مطالبات فروش برق با پيمانكاران را در دستور كار قرار دادند. اين شيوه انجام كار باعث شد نه‌تنها كيفيت تعميرات كاهش يابد بلكه هزينه تعميرات بين 20 تا 30 درصد افزايش يابد.
5-2- نگاهي گذرا به ساير بحران‌هاي صنعت برق كشور:
خصوصي‌سازي نامناسب با سازوكارهاي غيرشفاف و نادرست
توقف قراردادها و پروژه‌هاي جاري به دليل شرايط جبران‌ناپذير ناشي از افزايش هزينه نهاده‌ها
ديركرد وزارت نيرو و شركت‌هاي تابعه در پرداخت مطالبات مالي پيمانكاران و سازندگان تجهيزات
فقدان انضباط مالي و وحدت رويه در نظام حقوقي صنعت برق
عدم شفافيت در حاكميت شركت‌هاي توزيع نيروي برق (تابعه شركت توانير)
عدم‌حمايت از پيمانكاران و مهندسان مشاور به عنوان توليدكنندگان خدمات
محدوديت نقدينگي براي تامين مواد اوليه از صنايع بالادستي
عدم ثبات در مقررات حاكم بر صادرات و واردات
هزينه‌هاي بالاي مبادلات مالي و جابه‌جايي ارزهاي حاصل از صادرات از خارج به داخل كشور
مشكلات صدور ضمانتنامه بانكي بين‌المللي براي شركت در مناقصات بين‌المللي
عدم تمايل و به‌كارگيري تجهيزات ساخت داخل صنعت برق توسط كارفرمايان
نبود امكانات آزمون استاندارد براي برخي كالاهاي توليدي در صنعت برق
قراردادهاي يك‌جانبه وزارت نيرو و فقدان قرارداد تيپ
6- چشم‌انداز تراز توليد و مصرف
در حال حاضر ۱۶۳۵۱ مگاوات ظرفيت نيروگاهي در حال احداث است كه ميزان پيشرفت فيزيكي آنها به شرح نمودار 4 است.
در شرايط ايده‌آل پرداخت تسهيلات ارزي از سوي صندوق توسعه ملي و تحويل ارز از سوي بانك مركزي، امكان احداث اين ظرفيت نيروگاهي طي چهار سال آينده وارد مدار خواهند شد. به علاوه با درنظر گرفتن قراردادهاي منعقد شده براي احداث بخش بخار نيروگاه‌هاي گازي (از محل اجراي ماده (۱۲) قانون رفع موانع توليد) اين ظرفيت به بيش از ۲۰ هزار مگاوات نيز خواهد رسيد. با اين‌وجود با توجه به روند افزايش بار طي سال‌هاي آينده ناترازي توليد و مصرف در فصل تابستان مقدار قابل‌ملاحظه‌اي است كه اين امر حاكي از نياز روزافزون صنعت برق كشور به اجراي طرح‌هاي مشاركتي مصرف‌كنندگان براي مديريت بار مصرفي خود هستند. به باور نويسندگان عدم توجه فوري به ابربحران‌هاي ياد شده با ظهور بارهاي جديد (نظير ماينرهاي ارز ديجيتال كه بي‌شك در آينده نزديك چندين برابر خواهند شد) و تابستان‌هاي زودرس قطعا منجر به تشديد ناترازي توليد و مصرف و ايجاد فجايعي اجتماعي و امنيتي خواهد شد. نهايتاً با توجه به توضيحات ارايه شده، پيش‌بيني تراز توليد و مصرف در جدول 4 ارايه شده است.
7- نتيجه‌گيري
قطعي برق سال‌هاي جاري كشور تهديدي بود كه متخصصين حوزه انرژي كشور با مطالعه روندها و قوانين پيش‌بيني كرده و هشدار مي‌دادند كه تنها مقصد در جاده افزايش تقاضا و محدوديت توليد، خاموشي گسترده است و امروز به مقصد رسيده‌ايم. در اين گزارش با بررسي ناترازي توليد و مصرف نويسندگان سعي در نشان دادن تهديدي بزرگ‌تر در سال‌هاي آتي دارند كه با روند فعلي سياست‌گذاري بخش انرژي رسيدن به آن نقطه خطرناك نيز چندان دور نيست. با توجه به سياست‌هاي فعلي صنعت برق كشور كه تكرار سياست‌هاي شكست خورده قبلي است، تكرار اين خاموشي‌ها در ابعاد وسيع‌تر در سال‌هاي آتي قطعاً منجر به ايجاد ابربحران‌هاي اجتماعي و اقتصادي مي‌شود. وضعيت منابع آبي كشور رو به افول است و فرض بهره‌برداري با ظرفيت بيش از ۵۰درصد از منابع توليد برق-آبي در فصول گرم سال فرضي بسيار خوشبينانه است. توليد گاز كشور نيز محدود است و احتمال خاموشي برق در فصل زمستان 1400 يا استفاده زياد از سوخت مازوت در نيروگاه‌ها و در نتيجه افزايش قابل ملاحظه آلودگي هوا در كلان‌شهرها وجود دارد. واقعيت اين است كه در شرايط فعلي كشور امكان تامين آب و گاز براي توليد برق به ميزان مصرف وجود ندارد و تغيير پارادايم در وزارت نيرو در حركت به سمت انرژي‌هاي تجديدپذير امري اجتناب ناپذير است. در سمت مصرف نيز ظهور بارهاي الكتريكي جديد (نظير ماينرهاي رمزارز و خودروهاي الكتريكي و غيره) و افزايش متوسط دماي كشور در سال‌هاي آتي باعث رشد بيشتر مصرف خواهند شد. در صورت عدم اصلاح اقتصاد بيمار صنعت برق (اصلاح قيمت برق و حذف تدريجي يارانه حامل‌هاي انرژي) و تاخير در بهره‌گيري از فناوري نوين در افزايش بازدهي در سمت توليد و مصرف، بايستي منتظر ناترازي بيشتر در توليد و مصرف و نتيجتاً ابربحران‌هاي اجتماعي و اقتصادي در سال‌هاي آتي بود.
گروه اقتصادي | توسعه صنعت برق يكي از گام‌هاي اصلي در توسعه اقتصادي هر كشوري است و نمي‌توان سخن از جهش توليد گفت در حالي كه حدود دو ماه سال برق صنايع كشور به صورت مداوم قطع يا ناپايدار است. به‌طوري كه در دو ماه اوج مصرف سال جاري در هر هفته چيزي در حدود ۱۲۵ ميليون كيلووات ساعت خاموشي رقم مي‌خورد و هفته‌اي ۲۵۰ ميليون دلار خسارت اين خاموشي‌ها به اقتصاد كشور بوده است كه واضحا با هدف كشور كه جهش توليد است در تضاد مي‌باشد. پژوهشكده علوم و فناوري‌هاي انرژي، آب و محيط زيست شريف در اين گزارش تلاش كرده است تا دلايل اين قطعي‌هاي مداوم را روشن كند و به صورت تفصيلي ريشه‌هاي ناترازي توليد و مصرف برق را بررسي نمايد. مروري بر برنامه وزارت محترم نيرو در دو دهه گذشته نشان از تكراري بودن برنامه‌ها و شعارها و عدم توجه به تغيير سريع تكنولوژي و ظهور و بروز منابع توليد و مصرف جديد دارد. سرعت تغيير در جهان به قدري بالاست كه تشابه برنامه‌هاي دو دولت متوالي هم سوال برانگيز است، چه رسد به تشابه برنامه‌هاي وزارت نيرو در دو دهه گذشته.
با توجه به ناترازي شديد سال‌هاي اخير پرواضح است كه رويه سال‌هاي گذشته وزارت نيرو و سياست‌گذاري به شيوه سابق در توسعه نيروگاه‌هاي كشور با توجه به وضعيت بسيار آسيب‌پذير محيط‌زيست ايران و قواعد جديد جهان مسيري شكست خورده است و تكرار آن منجر به اتلاف بيشتر منابع كشور مي‌گردد. از نظر اين پژوهشكده تغيير پارادايم در سياست‌گذاري حوزه انرژي كشور امري اجتناب‌ناپذير است و گذر زمان در پياده كردن اين نگرش جديد به توسعه صنعت برق كشور صرفا هزينه آن را افزايش مي‌دهد.
سایر اخبار این روزنامه
